绿电直连与零碳产业园政策盘点及商业模式思考

绿电直连与零碳产业园：政策盘点及商业模式思考2025年10月浙江可胜技术股份有限公司www.cosinsolarcomr01零碳园区及绿电直连政策解析·2025年5月21日，国家发展改革委、国家能源局发布《关于有序推动绿电直连发展有关事项的通知》(发改能源〔2025〕650号)鼓励新能源不直接接入公共电网，通过·2025年6月30日，国家发展改革委、工业和信息化部、国家能源局发布《关于开展零碳园区建设的通知》(发改环资〔2025〕910号)提出，支持零碳园区建设、推进各-发所*案rV在4城有关事的动加发文部门国家发展改革委国家能源局文件性质通知2025年5月21日r一是鼓励绿电直连二是鼓励利用光热等热能资源实现绿色供热r政策正文可胜技术《关于有序推动绿电直连发展有关事项的通知》(发改能源〔2025〕650号)一、总体要求二、加强规划引导三、加强运行管理四、交易与价格机制五、加强组织保障一、总体要求(一)适用范围。本文所指的绿电直连是指风电、太阳能发电、生物质发电(二)发展目标。绿电直连项目以满足企业绿色用能需求、提升新能源就近·直连线路是指电源与电力用户直接连接的专用电力线路，绿电到用户不经过电网，这部分电量也就不存在过网费·并网型项目作为整体接入公共电网，电源接在用户侧。因此项目应该为用户-电网两方结算。1.无计划-北京、西藏、蒙东的正常功能吉林、天津3.有调度模拟根据模拟结果进行生产与调度青海、新疆、上海、黑龙江中提交实际投标，期限为固定时间(少于一个月)广东、广西、云南、贵州、海南、宁夏、现货市场根据暂行规则进行多于一个月的结算安徽、四川、江苏、辽宁、河南、陕西、河北6.长期连续现货市场持续运行，根据暂行规则进行结算，无特定日期、时长福建、湖北、蒙西、7.正式运行永久运行陕西、广东、山东、■原文：·(七)加强安全管理。绿电直连项目应严格落实各项安全生产管理措施，保证安全稳定运行。项目应及时开展风险管控及隐患排查治理，深入评估并及时消除项目内部设备故障以·发用电曲线项目自主确定，直连电源的配置主要取决于此。(八)做好电网接入。项目应按标准配置继电保护、安全稳定控制装置、通信设备等二次系统，内部各设施涉网性能应满足相关标准，避免因自身原因影响电网安全稳定运行。项目应及时组织竣工验收，并将竣工验收报告报送省级能源主管部门和国家能源局派出机构。·发用电曲线项目自主确定，直连电源的配置主要取决于此。(九)加强调度运行管理。绿电直连项目应实现内部资源协同优化。并网型项目整体及内部电源按照接入电压等级和容量规模接受相应调度机构管理，按照为系统提供服务的类别接入新型电力负荷管理系统或电力调度自动化系统。除发生影响公用系统安全稳定运行的突发情况外，调度机构应按照项目自主安排的发用电曲线下达调度计划。项目内部资源应做到可观、可测、可调、可控，并根据《电网运行准则》等向电力调度机构提供相关资料。项目各业务系统应严格执行《电力监控系统安全防护规定》,安装网络安全监测、隔离装r·(+)厘清责任界面。并网型绿电直连项目与公共电网按产权分界点形成清晰明确的安全责任界面，各自在安全责任界面内履行相应电力安全风险管控责任。项目应统筹考虑内部源荷特性、平衡能力、经济收益、与公共电网交换功率等因素，自主合理申报并网容量，并与电网企业协商确定并网容量以外的供电责任和费用。电网企业应按照项目申报容量和有关协议履行供电责任。项目应调节内部发电和负荷，确保项目与公共电网的交换功率不超过申报容量，自行承担由于自身原因造成供电(十一)鼓励提升系统友好性。并网型绿电直连项目应通过合理配置储能、挖掘负荷灵活调节潜力等方式，充分提升项目灵活性调节能力，尽可能减小系统调节压力。项目规划方案应合理确定项目最大的负荷峰谷差率，项目与公共电网交换功率的电力峰谷差率不高于方案规划值。在新能源消纳困难时段，项目不应向公共电网反送电。项目应按照有关管理要求和技术标准做好无功和电能质量管理。r四、交易与价格机制·(十二)作为整体参与市场。并网型绿电直连项目享有平等的市场地位，按照《电力市场注册基本规则》进行注册，原则上应作为整体参与电力市场交易，根据市场交易结果安排生产，并按照与公共电网的交换功率进行结算。项目负荷不得由电网企业代理购电。项目电源和负荷不是同一投资主体的，也可分别注册，以聚合形式参与电力市场交易。·(十三)合理缴纳相关费用。绿电直连项目应按国务院价格、财政主管部门相关规定缴纳输配电费、系统运行费用、政策性交叉补贴、政府性基金及附加等费用。各地不得违反国家规定减免有关费用。·(十四)规范计量结算。并网型绿电直连项目以项目接入点作为计量、结算参考点，作为整体与公共电网进行电费结算。项目应具备分表计量条件，在内部发电、厂用电、自发自用、储能等关口安装符合相关标准和有关部门认可的双向计量装置。禁止绕越装设的各电能计量装置用电。项目电源和负荷不是同一投资主体的，双方之间交易电量及上网电量应按照绿证和绿色电力交易有关规定执行。r0101拓展阅读(节选)·建设时序。项目应合理安排建设时序，并网型项目为新增负荷的，电源与直连工程应与负荷同步投运；涉及存量负荷的,电源与直连工程应在项目批复后1年内开工，3年内投运。·项目申报。各市能源主管部门会同相关部门对辖区内项目实施方案审查同意后，连同项目申报请示、申报表(见附件2)、实施方案和有关材料，并附负荷项目相关支持性文件，于9月30日前报送省发展改革委。·试点项目原则上应于2028年12月31日前建成投产新增负荷配建的新能源项目，应与新增负荷同步建成投产。·各市能源主管部门严格按照申报条件优申报试点项目，组织单位编制申报书，于9月30日前报送申报材料。r五、加强组织保障·国家发展改革委、国家能源局加强对绿电直连模式的指导，及时评估成效，确保工作平稳推进，同时加强对其他绿色电源开展直连的研究。国家能源局各派出机构应加强监管，及时跟踪监测辖区内项目建设与政策执行情况，积极推动各方按要求规范开展项目建设运行。省级能源主管部门应基于本省电力供需形势、消纳条件等实际情况，进一步细化就近就地消纳距离、上网电量比例、退出机制等具体要求，引导项目科学合理评估需求，避免出现实际运行与设计方案出现较大偏差、新能源消纳不及预期等情况；组织梳理本地绿电直连项目需求，积极向民营企业推介，支持民资等参与投资建设；做好项目管理和运行监测工作，组织具备资质的第三方机构开展方案评审，充分听取电网企业、国家能源局派出机构等意见，推动绿电直连模式有序发展。电网企业、电力市场运营机构按照通知要求做好落实，持续提升对项目接入电网、参与电力市场交易的技术支持能力和服务水平。政策正文可胜技术《关于开展零碳园区建设的通知》(发改环资〔2025〕910号)一、重点任务二、保障措施三、组织实施r·(一)加快园区用能结构转型。加强园区及周边可再生能源开发利用，支持园区与周边非化石能源发电资源匹配对接，科学配置储能等调节性资源，因地制宜发展绿电直连、新能源就近接入增量配电网等绿色电力直接供应模式，鼓励参与绿证绿电交易，探索氢电耦合开发利用模式。推动园区积极利用生物质能、核能、光热、地热、工业余热等热能资源，实现供热系统清洁低碳化。探索氢能、生物质等替直连、科学配储系统清洁低碳化r政策正文可胜技术·(二)大力推进园区节能降碳。推动园区建立用能和碳排放管理制度，深入推进企业能效碳效诊断评估，加强重点用能设备节能监察和日常监管，淘汰落后产能、落后工艺、落后产品设备。支持企业对标标杆水平和先进水平，实施节能降碳改造和用能设备更新，鼓励企业建设极致能效工厂、零碳工厂。·(三)调整优化园区产业结构。鼓励园区加快自身产业结构优化调整，布局发展低能耗、低污染、高附加值的新兴产业，探索以绿色能源制造绿色产品的“以绿制绿”模式。支持高载能产业有序向资源可支撑、能源有保障、环境有容量的园区转移集聚，探索深度降碳路径。·(四)强化园区资源节约集约。统筹规划园区及企业空间布局，提高土地资源集约利用水平，促进能量梯级利用、水资源循环利用。健全园区废弃物循环利用网络，推进工业固体废弃物、余压余热余冷、废气废液废渣资源化利用。·(五)完善升级园区基础设施。优化园区基础设施规划设计，系统推进电力、热力、燃气、氢能、供排水、污染治理等基础设施的建设改造。推动新建建筑按照超低能耗建筑、近零能耗建筑标准设计建造。完善园区绿色交通基础设施，加快运输工具低碳零碳替代。政策正文可胜技术·(六)加强先进适用技术应用。支持园区与企业、高校、科研机构开展深度合作，加强科技成果转化应用，探索绿色低碳技术研发与产业发展深度融合机制，围绕低碳零碳负碳先进适用技术打造示范应用场景，形成具有商业价值的技术解决方案。·(七)提升园区能碳管理能力。支持园区建设覆盖主要用能企业的能碳管理平台，强化园区及企业用能负荷监控、预测与调配能力，为碳排放核算、源网匹配调节、电力需求侧管理、多能协同互补、资源高效循环利用等工作提供支撑。·(八)支持园区加强改革创新。支持地方政府、园区企业、发电企业、电网企业、能源综合服务商等各类主体参与零碳园区建设，围绕实现高比例可再生能源供给消纳探索路径模式。鼓励有条件的园区以虚拟电厂(负荷聚合商)等形式参与电力市场，提高资源配置效率和电力系统稳定性。r、保障措施·国家发展改革委将统筹利用现有资金渠道支持零予资金支持，通过地方政府专项债券资金等支持符合条件的项目。鼓励政策性银行对符合条件的项目给予中长期信贷支持。支持符合条件的企业发行债券用于零碳园区建设。支持园区引入外部人才、技术和专业机构，服务企业节能降碳改造证等。探索对零碳园区多能互补、多能联供项目实行“一个窗口”审批制度。强化用能要素加强新建园区、新能源电源、供电设施等用地用海要素保障。r三、组织实施1),并指导园区综合分析项目可行性，测算经济、环境、社会效益，按要求编制申报书(大纲见附件2)。各地区推附件1:零碳园区建设基本条件·一、国家级零碳园区建设主体为省级及以上开发区，省级开发区原则上应列入最新版《中国开发区审核公告目录》,视情可拓展至近年来新建设的、由省级及以上人民政府或主管部门批复的新兴产业园区或高新技术园区·二、建设范围可为园区整体，也可为“园中园”。以“园中园”形式申报的，需有明确的四至边界，建设和管理由所在园区管理机构或所在地人民政府负责。·三、在能耗和碳排放统计、核算、计量、监测等方面具备一定基础。·四、3年内未发生重大安全、环境事故，或其他社会不rr·(三)扎实开展建设。国家发展改革委会同有关方面对地方推荐园区的建设方案进行审核，统筹考虑产业代表性、综合示范性、碳减排潜力等因素，确定首批国家级零碳园区建设名单。对于纳入建设名单的园区,各地区发展改革委要加强工作指导，协调解决困难问题。各地区可结合实际开展省级零碳园区建设。·(四)加强评估总结。国家级零碳园区建设期满后，由省级发展改革委组织开展自评估。自评估符合要求的，由国家发展改革委组织有关部门和单位开展评估验收(指标体系见附件3),通过评估验收的园区正式成为国家级零碳园区。各地区发展改革委要会同有关方面及时掌握本地区零碳园区建设进展，梳理总结经验，为相关行业、区域和其他园区低碳化改造探索有益经验。01附件3:国家级零碳园区建设指标体系(试行)可胜技术··核心指标：必须达到的目标，是园区验收评估的首要条件，按照园区年综合能耗规模分为两类。达不到核心指标要求的园区，原则上不得申请验收。·引导指标：在零碳园区建设过程中发挥路径引导作用，同时也作为园区验收的参考指标。由于客观条件不具备开展相关工作的园区，可在申报材料中说明原因，相关指标将不纳入验收要求。链接：正文核心指标单位能耗碳排放≤0.2吨/吨标准煤标准煤的园区)≤0.3吨/吨标准煤标准煤的园区)引导指标清洁能源消费占比园区企业产出产品单位能耗工业固体废弃物综合利用率余热/余冷/余压综合利用率工业用水重复利用率E园区为园区碳排放量(万吨);E能源活动为园区能源活动产生的碳排放量(万吨);E工业过程为园区工业过程产生的碳排放量(万吨)。核算范围：园区能源活动碳排放主要包括园区内化石能源用作燃料产生的碳排放、能源加工转化过程产生的碳排放、园区电力与热力净受入蕴含的间接碳排放。园区中如有用于国际航空航海的燃料燃烧的碳排放，暂不从总量中扣减，但须单独列出。式中：i为化石能源品种；j为能源活动类型。E加工转换-2(能源投入量；×排放因子)Z(能源产出量×排放因子)式中：1为投入化石能源品种；为产出化石能源品种；j为能源活动类型。十十十十E用作燃料的电力排放因子。E热=的热力排放因子。式中：E电为园区电力净受入蕴含的间接排放(万吨),即电力受园区热力净受入蕴含的间接排放(万吨),即热力受入量蕴含的工业生产过程碳排放核算范围：园区工业生产过程碳排放核算范围包括但不限于水泥熟料、石灰、合成氨(无水氨)、过程产生的碳排放量，累加计算得到本园区工业过程碳排放总量。即：E工业过程=∑(产品产量；×排放因子)式中：为工业生产过程碳排放量(万吨);产品产量为报告期内生产的并符合产品质量要求的实物量，包括商品量和自用量两部分；i为工业产品类型。●企业购入和输出的电力、热力产生的排放●燃料燃烧产生的排放例如：铝冶炼过程中碳阳极消耗所导致的二氧化碳排放；镁冶炼中自由硅铁生产工序消耗兰炭还原剂所导致的排放；●过程排放：例如：铝冶炼过程中阳极效应所导致的全氟化碳排放；碳酸盐分解所产生的二氧化碳(使用石灰石或纯碱作为生产原料);矿石煅烧过程中的碳排放；废弃电池残存的有机白云石过程排放粗镁硅铁还原渣毂烧萤石物分解产生的二氧化碳排放；常见的几种金属冶炼过程中的碳排放碳排放tCO₂e/t镁铝●燃料燃烧产生的排放原料配料中碳粉氧化产生的排放：璃液澄清);②原料碳酸盐分解产生的排放(石灰石、白云石、纯碱、菱镁石)。●企业购入和输出的电力、热力产生的排放●矿山企业碳化工艺吸收二氧化碳(生产轻质碳酸钙等碳酸盐产品或其它碳化工艺中吸收的二氧化碳)机动车用化石燃料(窑烧、冷部)《瘢边、抛光，干燥，包装)陶瓷产品购入的电力、热力输出的电力、(制坯、成型、修坯、干燥)煤、油、气燃烧制独施釉模具制务02无法避免碳排放的企业——工业硅生产企业●燃料燃烧产生的排放；●过程排放(以能源作为还原剂、电极消耗、碳酸盐分解);排放。核心反应为SiO₂被C还原生成液态硅电极消耗是第二大直接排放源。自焙电极在高温下氧化消耗，电极含灰分5-8%,固定碳85-90%,C与O₂发生氧工业硅产品碳足迹在5.32～15.91硅石硅石木炭、石油焦、煤等还原剂破碎、清洗、筛选燃料燃烧排放电极入炉熔炼炉外精炼过程排放浇铸辅助生产系统购入和输出的电力、热力产生的排放附属生产系统收集微硅粉烟气处理自备电包装磷酸及磷酸盐企业排放主要包括：●燃料燃烧产生的排放；●过程排放(碳酸钠、碳酸钾、碳酸锂在湿法磷酸工艺中分解，碳酸钠作碱洗液吸收酸性气体分解产生的二氧化碳排放);●企业购入和输出的电力、热力产生的Na₅P₃O₁₀为例，磷酸与碳酸钠反应产三聚磷酸钠Na₃P₃O10,释放CO₂0辅助生产系统供水、机修、库房、企业边界附属生产系统厂部、食堂、车间浴室、员工宿舍、保健站等主要生产系统湿法租磷酸湿法净化磷酸化石燃料燃烧过程排放(磷矿石及碱洗液中碳酸盐分解)就第叫韧烤打叶复烤热力就第叫韧烤打叶复烤热力玉米，木薯等淀粉质原料发酵艳泉调配湿家过程排放廉水玉米，木薯等淀粉质原料发酵艳泉调配湿家过程排放廉水二氧化级密封2匀成品检龄废水处理精制柠棣酸产品化石燃料燃烧排放过程持放(外斯碳酸款分解)末端废水厌氧处理过程未M收甲烷排放购入及输出的电力消费产生的排放购入及验出的热力消费产生的排放系统辅助生产系统主要生产系统2.涤纶短纤维：聚合、前纺、后纺4.锦纶长丝：聚合、仿丝、加弹7.氨纶：聚合、纺丝、溶剂回收8.雌纶：原液制备、纺丝、后处理系统辅助生产系统主要生产系统2.涤纶短纤维：聚合、前纺、后纺4.锦纶长丝：聚合、仿丝、加弹7.氨纶：聚合、纺丝、溶剂回收8.雌纶：原液制备、纺丝、后处理10.丙纶长丝：纺丝、加弹生产系统化石燃料燃烧排放生产指挥系统(厂部)和厂区内为生产服务的部门和单位(如职工食堂、保健站和动力、供电、供水、化验、机修、运输等过程排放动力、供电、供水、化验、机修、运输等过程排放购入和输出的力产生的排放●燃料燃烧产生的排放；●过程排放(水净化使用碳酸钠、印染过程使●废水处理排放(产生的工业废水在厌氧处理过程中产生的甲烷排放);水，高硫酸盐废水(SO₄2->1500mg/L)在厌辅助生产系统辅助生产系统供电、检验、机修，库房、运输等附属生产系统厂部、职工食堂、车问浴室、保健站等纤维纺约织造前处理后整理服装生产燃料燃烧排放过程排放(碳酸盐分解)废水处理排放家具生产企业排放包括：●燃料燃烧产生的排放；●废水处理排放(家具生产企业使用涂料、涂胶等产生的工业废水在厌氧处理过程中产生的甲烷排放);●企业购入和输出的电力、热力产生的排放。●过程排放(道路运输车辆使用尿素作为尾气净化剂产生的二氧化碳排放);排放。各省市低碳园区及绿电直连政策各省市低碳园区及绿电直连政策宜宾高新技术产业园区优势产业主导型园区。主导产业有晶硅光伏、智能制造等，目前能源消费以电力和天然气为主，未来将依托智慧微电网改造项目等打造纯绿电供应源，培育绿色低碳产业。宜宾临港经济技术开发区外向出口型园区。重点建设智慧能碳系统，通过构建碳流追踪监测体系，加快与国际贸易和认证规则衔接，提升园区内企业和产品绿色低碳竞争力。四川攀枝花西区经济开发区资源加工型园区。重点推进能源清洁高效利用和生产工艺深度脱碳，推广应用四川金堂经济开发区绿色高载能型园区。重点强化园区与周边清洁能源匹配对接，就地打造大规模呼和浩特经济技术开发区敕勒川乳业开发区区(金桥产业园)开发区稀土高新技术产业开发区包头金山经济开发区呼伦贝尔经济技术开发区赤峰敖汉工业园区锡林郭勒经济技术开发区白音华经济开发区卓资经济开发区丰镇循环经济开发区蒙苏经济开发区苏里格经济开发区发区巴彦淖尔经济技术开发区甘其毛都口岸加工国区高新技术产业开发区海南高新技术产业开发区到2025底，徐州市将推动5家省级建设，同时其它13家省级及以上零碳园区建设也将全面启动；预计到2027年底完成18家及以上零碳园区建设和验收工作。无锡将在2025年遴选15家园区开展零碳园区建设，到2027年底完成10家及以上零碳园区建设和验收。2025年5月23日，无锡市发展改革委公示无锡市培育江阴市江苏江阴临港经济开发区无锡(江阴)秦望山绿色循环产业园宜兴市无锡(宜兴)光伏产业园梁溪区无锡(梁溪)空天产业园锡山区无锡(锡山)智能装备产业园无锡市锡东新城文景总部园惠山区无锡(惠山)高端装备产业园无锡(惠山)智能装备产业园滨湖区无锡(国家)集成电路设计中心新吴区无锡太湖国际科技园(软件园)无锡(新吴)航空航天产业园新吴区无锡(新吴)朗新软件产业园经开区无锡(经开区)智能网联汽车产业园无锡(经开区)太湖湾信息技术产业园到2030年建成20个以上零碳园区。园区每年的煤炭消费园区名称建设单位所在市奇瑞智造一工厂物流园区奇瑞汽车股份有限公司芜湖江汽集团新港智能汽车产业园区安数江准汽车集团股份有限公司园区名称建设单位所在市奇瑞智造一工厂物流园区奇瑞汽车股份有限公司芜湖江汽集团新港智能汽车产业园区安数江准汽车集团股份有限公司园区安徽中烟阜阳卷烟制造产业四区安徽中烟工业有限责任公司阜阳卷烟厂阜阳安数六安金寨经济开发区安数六安金寨经济开发区管理委员会六安阳光电源新能源发电装备产业园区阳光电源股份有限公司产业园区毫州固德威电源科技(广德)有限公司逆交器厂区困德威电源科技(广德)有限公司宣城枞阳经开区奇瑞汽车零部件产业圆区安徽枞阳经济开发区管理委员会源稳定达标排放率须达到100%,园区内每年完成温室气体盘查的企业比例须达到100%,园区内“双高”行业等重点企业环境信息依法披露率、清洁生产审核实施率均须达到100%。园区应通过购买并注销与其剩余碳排放量相等的碳信用产品的方式来进行碳减排，但碳信用产品中和碳排放量的比例不应超过5%。>2023年11月，山东省生态环境厅公示了20个近零碳园区示范创建单位。2025年3月4日，山东省人民政府新闻办公室召开发布会指出，计划按照每市原则上不超过1家零碳园区建设，在全省选取15家左右零碳园区开展试点。济南市济钢空天信息产业园明水经济开发区潍坊市峡山生态经济开发区济宁市国家高新技术产业开发区青岛市国家高新技术产业开发区淄博市临淄经济开发区梁山县经济开发区乳山经济开发区威海市临港经济技术开发区德州市庆云经济开发区宁津经济开发区滨州市北海经济开发区枣庄市山亭经济开发区薛城化工园区东营市垦利经济开发区威海市南海经济开发区临沂市罗庄经济开发区滨州市鲁北高新技术开发区邹平经济开发区菏泽市定陶润鑫化工产业园03重庆第一批重庆市建桥工业园区重庆西彭工业园区重庆经济技术开发区重庆国际生物城重庆数智产业园长寿经济技术开发区璧山高新技术产业开发区重庆潼南高新技术产业开发区重庆开州区高新技术产业开发区第二批重庆白涛工业园区重庆铜梁高新技术产业开发区重庆空港工业园区重庆港城工业园区重庆合川高新技术产业开发区重庆奉节工业园区重庆涪陵高新技术产业开发区河北、云南并网型整体接入公共电网，电源接入用户侧与电网的产权分界点，需明确物理界面；离网型完全独立运行，不接入公共电网。单个新能源项目向多用户供电的情况暂不接受申报，优先支持“一源对一荷”或“多源对一荷”(需统一编制方案)。河北绿电直连项目需在9月30日前完成材料报送。有关绿电直连交易与价格机制相关政策暂未公布。在国家绿电直连项目输配电价政策出台前，并网型绿电直连项目的自发自用电量除公平承担政府性基金、交叉补贴、缴纳系统运行费外，暂按需要公用电网的备用容量缴纳系统备用费，从公共电网下电电量执行国家和我省统一核定单输配电价；离网型绿电直连项目公平承担政府性基金、交叉补贴，对确不需要公用电网提供备用容量的，暂不收取系统备用费。在国家政策明确后按有关规定进行清算。各州市每季度末10●项目地风光资源选择为内蒙鄂尔多斯市，光伏年利用小时数1673h,风电年利用小时数2862h。●某工业园区用电负荷为40MW,用热负荷为236.3MWt(折合294t/h),用能负荷稳定无波动。●配置风电+光伏+熔盐储能来进行供能，能量不足时，通过电网来满足用电需求，通过天然气补燃来满足●要求清洁能源消费占比≥90%。弃电弃电热能电加热器电能光伏风电背压机SGS熔盐储能电网补充用电需求用汽需求天然气补燃单位数值备注光伏发电风力发电电加热器装机储能时长h熔盐储能系统二元盐蒸汽发生系统汽轮发电系统50(电)/236.3(热)背压机天然气汽水锅炉满足用热单位数值备注光伏发电量亿kWh/年风力发电量亿kWh/年风电光伏弃电量亿kWh/年全年用电需求量亿kWh/年风电光伏+熔盐+背压机供应绿电量亿kWh/年电网补充电量亿kWh/年含外购厂用电全年用热需求量亿kWht/年风电光伏+熔盐+背压机满足绿热量亿kWht/年天然气补充热量亿kWht/年天然气消耗量万Nm³/年天然气锅炉效率90%●原方案按照电量完全由电网提供，热量完全由周边热电厂提供设计。●年耗电量3.504亿kWh,年耗热量20.7亿kWht(折合蒸汽257.544万吨)。●根据文件，电力排放因子按照全国化石能源电力排放因子(0.8325kgCO2/kWh)计算，热力排放因子可采用实测值或热力碳排放因子缺省值(0.11tCO2/GJ)。●原方案年碳排放量约为111.1423万吨。●新方案每年需要电网补充电量0.1391亿kWh,每年消耗天然气补热量2.2654亿kWht。●新方案年碳排放量约为10.1289万吨●新方案碳排放约为原方案的9.11%≤10%,满足零碳园区要求。04并网项目经济性分析●根据蒙西电网代理购电电价表，年均用电价格约为0.4281元/kWh,其中系统运行费用+政府性基金及附加(0.040125元/kWh),输配电费+上网线损(0.055元/kWh),变压器容量费用19.5元/kVA·月(本项目40MW用电功率，按照需要50MW变压器估算)。●天然气价格按照2.5元/Nm³,热值按照原方案经济性单位数值外购电量亿kWh电网用电电量费用万元/年电网容量费用万元/年外购蒸汽费用万元/年碳排放费用万元/年原方案经济性单位数值外购电量亿kWh电网用电电量费用万元/年电网容量费用万元/年外购蒸汽费用万元/年碳排放费用万元/年总支出万元/年单位数值外购电量亿kWh电网用电电量费用万元/年电网容量费用万元/年政府性基金及附加万元/年外购天然气费用万元/年碳排放费用万元/年总支出万元/年单位数值备注光伏发电系统万元按2.3元/Wp估算风电发电系统万元按3.5元/W估算电加热器系统万元按50万元/MW估算熔盐储能系统万元蒸汽发生系统万元热力系统万元水处理系统万元电气系统万元热工控制系统万元天然气锅炉万元附属生产工程万元输电线路万元勘察设计、启动调试、基本预备