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光伏发电监测分析

以光伏发电项目“国电电力正蓝旗 50 兆瓦光伏电站项目”为例，其主要采用的方法学为 《可再生能源并网发电方法学（第二版）》（CM-001-V02），其减排原理主要为通过新建可再生能源并网发电项目来替代由化石能源占主导的电网产生的同等电量，实现温室气体的减排。截止目前，超过80%的光伏 CCER 项目（装机容量超过15MW 的大型项目）采用《可再生 能源并网发电方法学》（第一版或第二版）进行开发，剩余的光伏 CCER项目（装机容量不 超过 15MW 的小型项目）采用《联网的可再生能源发电（第一版）》（CMS-002-V01）。

· 项目边界确定：与风电项目类似，项目边界的空间范围包括项目发电厂以及与本项目接入的电网中的所有电厂。一般光伏项目的项目边界包括的温室气体种类仅为二氧化碳。国电电力正蓝旗 50 兆瓦光伏电站项目的项目边界为该项目发电厂以及与该项目接入的华北区域电网中所有电厂。

· 额外性论证：大型光伏项目额外性论证的方式与风电大型项目相同；小型光伏项目使用 CMS-002-V01 方法学进行开发，无需论证额外性，免于障碍分析。大型光伏项目在投资分析中，基准值一般选取《电力工程技术改造项目经济评价暂行办法》中规定的全投资税后财务内部收益率基准值 8%。经过计算，国电电力正蓝旗 50 兆瓦光伏电站项目全部投资内部收益率（IRR）为 7.26%，低于 8%的基准值。在考虑了适当的减排收益后，项目的IRR有所提高达到 8.08%，达到基准值。

· 减排量计算：不论是大型还是小型光伏项目，减排量计算与风电项目类似。减排量= 基准线排放量-项目排放量-泄露量，具体计算过程请见下图。其中，电量边际排放因 子、容量边际排放因子、年运行小时数（或负荷因子）、弃光率等参数与项目所在省份太阳辐射强度、政策有关。国电电力正蓝旗 50 兆瓦光伏电站项目选择了可更新的计入期的类型，每个计入期 7 年，可更新 2 次，此次申请的减排量为第一计入期的减排量；通过审定预计总减排量为 48.27 万 tCO2e，年均减排量为 6.90 万 tCO2e。

· 监测：对于新建光伏项目来说，监测方式与新建风电项目类似。对于新建项目通过监测得到实际净上网电量，再带入更新的参数通过光伏发电项目减排量计算公式得出实际减排量。国电电力正蓝旗50兆瓦光伏电站项目第一监测期内（2015 年 2 月 2 日-2017 年 2 月 20 日）预计的减排量为 141,702 tCO2e，实际减排量为132,909 tCO2e，两者相差不大。

光伏发电项目效益测算

· 减排因子：根据中国自愿减排交易信息平台中已备案的5个项目进行测算，同时根据 2019年区域电网基准线排放因子参数进行调整，单位净上网电量减排量为0.74 tCO2e/MWh。 我们从中国自愿减排交易信息平台中选择减排量已备案的5个不同区域（华中地区项目的减排量暂无备案）并且装机规模均为10-20MW 左右的光伏项目进行分析，根据监测期内的装机容量、实际净上网电量、监测减排量数据进行统计分析得出平均单位净上网电量碳减排量约为 0.74 tCO2e/MWh（已根据 2019 年区域电网基准线排放因子参数进行调整），平均年运行小时数为 1340h，略高于 2019 年国家能源局发布的全国光伏发电平均利用小时数 1160h。

假设一个50MW装机容量的光伏项目：

弃光率：根据国家能源局发布的光伏并网运行情况分析，2020 年的弃光率为 2%，相较 于 2019 年持平。

平均利用小时数：根据国家能源局发布的 2020 年光伏电并网运行情况分析，2020 年的 全国平均利用小时数为 1160h。

碳价：假设碳价 30 元/吨，我们对此进行敏感性分析。

每上网一度电将增加收入约 0.0222 元，CCER 对光伏发电项目收入的贡献约为 4.00%-7.11%。情景分析中,我们假设悲观/中性/乐观的情形下对应的年运行小时数为 928/1160/1392h，弃风率为 3%/2%/1.5%，单位上网电价为 0.3/0.4/0.45 元/kWh，CCER 碳 价为 20/30/40 元/tCO2e。以此测算一个 50MW 装机量的光伏项目产生的 CCER 收入在悲观/ 中性/乐观的情形下分别为 63.01/126.18/219.38 万元，对光伏发电项目收入的贡献约为 4.00%-7.11%。

对碳价及平均减排量进行敏感性分析，当 CCER 碳价为30元/吨时，单位上网电量平均减排量从 0.65 提升至 0.85 tCO2e/MWh，CCER 对光伏发电项目收入的贡献将从 4.88%提升至 6.38%；当单位上网电量平均减排量为 0.75 tCO2e/MWh 时，CCER 碳价从20提升至100元/吨，CCER 对风电项目收入的贡献将从3.75%提升至 18.75%。