合同能源管理模式（合同能源管理具体有哪些类型?）

一、合同能源管理模式

1.1管理模式

乙方承担光伏发电站的所有投资及运维，甲方提供项目建设所需厂房、彩钢瓦屋面及项目设备场地，项目建成后合作期为25年。

1.1.1 甲乙双方合作推进本节能项目实施，节能效益分享期内，甲方保证厂区优先消纳本项目所产生的电能，乙方按甲方当地供电部门实际执行的适时目录电价优惠销售给甲方使用。

1.1.2 协议电价：经双方协商在合同期内，乙方均按实际发电时段目录电价折扣后的协议优惠电价向甲方收取电费（目录电价）

合同期内按更新发布的目录电价（或指市电电价）执行。双方协议电价约定具体如下：

（1）如甲方当年消纳项目所产生的电能≥80%，按实际发电时段市电电价的 80 %计价向甲方收取电费；

（2）如甲方当年消纳项目所产生的电能<80%且≥50%，按实际发电时段市电电价的 85 %计价向甲方收取电费。

1.2 乙方负责光伏电站后期运营维护，并承担光伏电站项目日常运维相关费用。项目合作期满后，电站产权归厂方业主所有（如甲方不需要接收电站产权，由乙方负责拆除）。

1.3 在项目合作前期、建设和运营过程中，甲方须协助配合乙方完成相关勘察调研、政府报备、接入并网、运维管理等事宜。

二、光伏项目甲方的直接收益和间接收益

2.1.直接收益

拟甲方现有约2万平方米厂房闲置屋顶，可规划建设约1.6兆瓦分布式光伏电站。当地年有效日照小时数为1000个，预计首年将新增发电量约166万度，25年年平均发电量155万度；若消纳50%和90%发电量，预计电价折扣收益10.63万和25.5万，并可年减少碳排放1410吨，能产生良好的经济效益、环境效益。由于未来的碳排放权交易，每年可增加营收约7.44万人民币的碳排放收益。

项目建成后25年的运营期内，依据国家规定组件效率的衰减标准，理论预测项目每年发电量情况如下表：

即项目首年预计发电166万度，理论平均每年发155万度电。

2.1电费折扣收益

按电站年均发电量155万度，10kV工业市电价约0.914/kwh估算。

2.1.1电价计算（本测算仅根据佛山市目录电价，暂未考虑工厂直供电电价影响因素）

1-6月，10-12月每天按峰值6小时（10-12时，14-18时）和平段4 小时（8-10时,12-14时）共计10小时，

白天综合电价：

（1.0654×6+0.6381×4）÷10=0.8945元/度

7-9月，每天按尖峰3小时（11-12时，15-17时），峰值3小时（10-11 时，14-15,17-18时）和平段4小时（8-10时,12-14时）共计10小时，

白天综合电价：

(1.3248×3+1.0654×3+0.6381×4)÷10=0.9723元/度

全年白天时段综合电价：

（0.8945×9+0.9723×3）÷12=0.91395元/度

2.1.2 年发电量消纳9成

假设甲方厂区消纳项目所产生的电能约90%计，按当前10kV工业市电电价约0.914/kwh估算，年平均节约电费在25.5万元。甲方每年电费打折收益（按90%消纳）：

155万×90%×0.914元/度×（1-80%）=25.5万人民币

25 年合计637.52万人民币

2.1.3年发电量消纳5成

假设甲方厂区消纳项目所产生的电能约50%计，按当前10kV工业市电电价约0.914/kwh估算，年平均节约电费在10.63万元。甲方每年电费打折收益（按50%消纳）：

155万×50%×0.914元/度×（1-85%）=10.63万人民币

25 年合计265.63万人民币

2.2光伏电站发电收益

通过优质的组件采购，严格的后期运维管理，光伏电站组件寿命可达30年以上，项目25年合同期结束后，光伏电站移交甲方管理，约还具备80%的发电能力，以此计算第26-30年，电站可发电量约620万度，假设电费不变（0.914元/度），发电经济收益约566.68万人民币。

2.3碳排放收益

随着国家对各省可再生能源消纳权重进行量化，目标导向清晰，交易机制完善，奖惩措施明确，预计绿证、碳排放权等衍生交易交易市场进一步激活，带来项目的直接收益（碳排放收益在不影响乙方电费收入前提下甲乙双方各占50%）。未来碳排放权交易可给光伏项目带来每度电约4.8分的额外收益。这意味着按本项目光伏建设规模，平均每年发155万度电，未来由于碳排放权交易，按照近期的交易每吨价格在52.78元，每年可增加营收约7.44万人民币的碳排放收益。

假设此次屋顶分布式光伏项目完工后，年均发电量为155万度，预计可创造的节能减排价值如下表：