内蒙古京能辉腾锡勒风电场二期项目设计文件(PDD).pdf

中国温室气体自愿减排项目设计文件 第1 页中国温室气体自愿减排项目设计文件表格(F-CCER-PDD)1第1.1版项目设计文件(PDD)项目活动名称 内蒙古京能辉腾锡勒风电场二期项目 项目类别2 （三）在联合国清洁发展机制执行理事会注册前就已经产生减排量的项目项目设计文件版本 -项目设计文件完成日期 -项目补充说明文件版本 01项目补充说明文件完成日期 2014年03月15日CDM注册号和注册日期 注册号：6138注册日期：2012年05月08日申请项目备案的企业法人 北京京能新能源有限公司项目业主 北京京能新能源有限公司项目类型和选择的方法学 项目类别：可再生能源方法学：《CM-001-V01可再生能 源发电并网项目的整合基准线方法学》预计的温室气体年均减排量 58,944tCO2e（补充计入期为：2011年08月01日-2012年05月07日） 1该模板仅适用于一般减排项目，不适用于碳汇项目，碳汇项目请采用其它相应模板。2包括四种：（一）采用国家发展改革委备案的方法学开发的减排项目；（二）获得国家发展改革委员会批准但未在联合国清洁发展机制执行理事会或者其他国际国内减排机制下注册的项目；（三）在联合国清洁发展机制执行理事会注册前就已经产生减排量的项目；（四）在联合国清洁发展机制执行理事会注册但未获得签发的项目。 中国温室气体自愿减排项目设计文件 第2 页A部分.项目活动描述A.1.项目活动的目的和概述A.1.1项目活动的目的内蒙古京能辉腾锡勒风电场二期项目（以下称：本项目）建设了一个总装机容量为30MW的风电场，产生的电力销售到作为华北电网一部分的内蒙古自治区西部电网中。在华北电网中，并网型化石燃料电厂占主导地位。本项目活动将通过替代华北电网化石燃料的发电来实现温室气体（GHG）的减排。 A.1.2项目活动概述本项目位于中华人民共和国内蒙古自治区乌兰察布市察哈尔右翼中旗，由北京京能新能源有限公司建设运营。本项目安装了20台单机容量为1500kW的风力发电机组，总装机容量为30MW。本项目于2011年08月01日正式投产并网发电，平均每年可向华北电网输送电量约83,600MWh，年减排量约76,661tCO2e。本项目实施之前，项目所在地所需电力由华北电网提供，而并网的化石燃料电厂在华北电网中占主导地位。因此，本项目的基准线情景是由华北电网提供同等电量，与本项目实施前的情景相同。本项目对当地可持续发展的贡献主要表现在：1、减少温室气体排放：本项目可取代华北电网的发电，在华北电网中，并网型化石燃料电厂占主导地位，因而减少了化石燃料的消耗，从而避 免因化石燃料燃烧引起的温室气体（CO2）的排放。2、减少污染物排放：本项目将取代华北电网的发电，在华北电网中，并网型化石燃料电厂占主导地位，因而减少了化石燃料的消耗，从而避免因化石燃料燃烧引起的SOx、NOx及粉尘等污染物的排放。因此，本项目的环境效益显著。3、提供就业机会：本项目在建设和运行期间将为当地创造就业机会。4、促进地区经济发展：新建的风力发电项目将促进当地经济发展，并为当地政府增加税收。 中国温室气体自愿减排项目设计文件 第3 页A.1.3项目相关批复情况内蒙古自治区发展和改革委员会于2010年8月30日对本项目的可行性研究报告做出了批复（内发改能源字[2010]1920号）；内蒙古自治区环保局于2008年7月23日批准了建设项目环境影响报告书（内环审（表）[2008]177号）。项目于2010年12月15日开始开工建设，于2011年08月01日开始并网发电。本项目于2012年05月08日在联合国清洁发展机制执行理事会注册，项目注册号为6138。本项目除在联合国CDM注册外，未在其他国际或国内减排机制注册。A.2.项目活动地点 A.2.1.省/直辖市/自治区，等内蒙古自治区A.2.2.市/县/乡(镇)/村，等乌兰察布市A.2.3.项目地理位置本项目位于中华人民共和国内蒙古自治区乌兰察布市察哈尔右翼中旗，场址中心位置地理坐标为东经112°30 45 ，北纬41°07 27 。图1和图2显示出项目的具体地理位置。 中国温室气体自愿减排项目设计文件 第4 页图1本项目在中国地图上的位置 图2本项目在内蒙古自治区乌兰察布市察哈尔右翼中旗地图上的位置 中国温室气体自愿减排项目设计文件 第5 页A.3.项目活动的技术说明 本项目位于中华人民共和国内蒙古自治区乌兰察布市察哈尔右翼中旗，利用风力发电，是一个并网发电的可再生能源项目。在本项目实施前，项目所在地没有发电厂，所需电力由华北电网提供。本项目的基准线情景是由华北电网提供同等电量，与项目实施前的情景相同。本项目活动将通过替代华北电网化石燃料的发电来实现温室气体（GHG）的减排。根据方法学，本项目是一个零排放的发电活动。本项目安装了20台单机容量1500kW的风机，总装机容量为30MW， 预期年上网电量为83,600MWh，容量系数约为31.8%。风机具体技术参数如下表所示：参数 单位 参数额定功率 kW 1500叶片数 片 3叶轮直径 m 70扫掠面积 m2 3850额定风速 m/s 13切入风速 m/s 3.5切出风速 m/s 25轮毂高度 m 65发电机额定功率 kW 1500发电机额定电压 V 690 设备寿命期 年 20容量系数 % 27.6本项目风电场内风机出口电压为0.69kV，经过每台风机的箱变升至35kV后通过35kV集电线路送至风电场110kV升压站，经110kV线路接入德胜220kV升压站升压，最终接入属于华北电网一部分的蒙西电网。本项目的上网电量以及从电网的购电量通过安装在220kV变电站的关口表进行监测，电量数据同时通过现场的计算机系统监测并记录。 中国温室气体自愿减排项目设计文件 第6 页A.4.项目业主及备案法人项目业主名称 申请项目备案的企业法人 受理备案申请的发展改革部门北京京能新能源有限公司 北京京能新能源有限公司 内蒙古自治区发展和改革委员会A.5.项目活动打捆情况 本项目不是打捆项目。A.6.项目活动拆分情况 本项目不存在拆分情况。 中国温室气体自愿减排项目设计文件 第7 页B部分.基准线和监测方法学的应用B.1.引用的方法学名称 本项目注册为CDM项目时应用的已批准的方法学是ACM0002第12.2.0版——“可再生能源发电并网项目的统一方法学”。关于本方法学的更多信息，请参考：http://cdm.unfccc.int/methodologies/PAmethodologies/approved.html本项目在申请中国自愿减排项目备案时采用CM-001-V01——“可再生能源发电并网项目的整合基准线方法学”。 关于本方法学的更多信息，请参考：http://www.ccchina.gov.cn/archiver/cdmcn/UpFile/Files/Default/20130311164212571089.pdfB.2.方法学适用性 本方法学适用于可再生能源并网发电项目活动：（a）建设一个新发电厂，新发电厂所在地在项目活动实施之前没有可再生能源发电厂（新建电厂）；（b）增加装机容量；（c）改造现有发电厂；或者(d)替代现有发电厂。本项目是建设一个新的风力发电厂，新发电厂所在地在项目活动实施之前没有可再生能源发电厂，符合（a）的描述。本项目不属于增加装机容量、改造现有发电厂和替代现有发电厂项目。  项目活动是对以下类型之一的发电厂或发电机组进行建设、扩容、改造或替代：水力发电厂/发电机组（附带一个径流式水库或者一个蓄水式水库），风力发电厂/发电机组，地热发电厂/发电机组，太阳能发电厂/发电机组，波浪发电厂/发电机组，或者潮汐发电厂/发电机组；本项目是建设一个新的风力发电厂，属于建设风力发电厂/发电机组的类型。 对于扩容、改造或者替代项目（不包含风能、太阳能、波浪能或者潮汐能的扩容项目，这些项目使用第9页的选项2来计算参数EGPJ,y）：现有发电厂在为期五年的最短历史参考期之前就已经开始商业运行（用于计 中国温室气体自愿减排项目设计文件 第8 页算基准线排放量，基准线排放部分对此进行了定义），并且在最短历史参考期及项目活动实施前这段时间内发电厂没有进行扩容或者改造。本项目是一个新建项目，不符合上述描述。 对于水力发电厂项目：必须符合下列条件之一： 在现有的一个或者多个水库上实施项目活动，但不改变任何水库的库容；或者 在现有的一个或者多个水库上实施项目活动，使任何一个水库的库容增加，且每个水库的功率密度（在项目排放部分进行了 定义）都大于4W/m2；或者 由于项目活动的实施，必须新建一个或者多个水库，且每个水库的功率密度（在项目排放部分进行了定义）都大于4W/m2。本项目是建设一个新的风力发电厂，不是水力发电项目。 如果水力发电厂使用多个水库，并且其中任何一个水库的功率密度低于4W/m2，那么必须符合以下所有条件： 用公式5计算出的整个项目活动的功率密度大于4W/m2； 多个水库和水力发电厂位于同一条河流，并且它们被设计作为一个项目1，共同构成发电厂的发电容量； 不被其他水力发电机组使用的多个水库之间的水流不能算做项 目活动的一部分； 用功率密度低于4W/m2的水库的水来驱动的发电机组的总装机容量低于15MW； 用功率密度低于4W/m2的水库的水来驱动的发电机组的总装机容量低于用多个水库进行发电的项目活动的总装机容量的10%。本项目是建设一个新的风力发电厂，不是水力发电项目。 本方法学不适用于以下条件： 中国温室气体自愿减排项目设计文件 第9 页 在项目活动地项目活动涉及可再生能源燃料替代化石燃料，因为在这种情况下，基准线可能是在项目地继续使用化石燃料； 生物质直燃发电厂；. 水力发电厂需要新建一个水库或者增加一个现有水库的库容，并且这个现有水库的功率密度低于4W/m2。本项目是建设一个新的风力发电厂，属于新建项目，不涉及在项目活动地用可再生能源燃料替代化石燃料。B.3.项目边界 本项目的边界包括本项目的物理边界和地理边界以及与本项目连接的华 北电网的所有发电厂。本项目边界在华北电网内，而华北电网包括北京市电网、天津市电网、河北省电网、山西省电网、内蒙古自治区电网和山东省电网。 排放源 温室气体种类 包括否？ 说明理由/解释基准线情景 华北电网发电 CO2 是 主要排放源CH4 否 为简化而排除，符合保守原则N 2O 否 为简化而排除，符合保守原则项目情景 风电场项目 CO2 否 风电项目不排放CO2CH4 否 根据方法学可忽略N2O 否 根据方法学可忽略B.4.基准线情景的识别和描述 根据方法学CM-001-V01，如果项目活动是建设新的可再生能源并网发电厂/发电机组，那么基准线情景如下： 项目活动生产的上网电量可由并网发电厂及其新增发电源替代生产，与“电力系统排放因子计算工具”里组合边际排放因子（CM）的计算过程中的描述相同。 中国温室气体自愿减排项目设计文件 第10 页本项目是建设一个新的风力发电厂，属于可再生能源并网发电。因此，根据方法学，本项目的基准线情景为由华北电网提供同等电量。B.5.额外性论证 项目开工前考虑CDM的证明本项目在编写可行性研究报告阶段即考虑到申请减排项目的支持（例如，CDM项目等）以克服影响项目建设的各种障碍，可行性研究报告中给出了很详细的论述。项目开发时间表： 日期 项目活动2008年06月25日 完成环境评价报告的编制2008年07月23日 环评报告获得内蒙古自治区环保局的批复2008年12月 完成可行性研究报告的编制2009年09月15日 召开董事会会议，决定将本项目开发成减排项目（例如，CDM项目等）2010年01月06日 与咨询公司签订CDM项目开发合同2010年01月18日 收集利益相关方意见2010年02月02日 向CDMEB提交提前考虑CDM项目表格2010年03月10日 向国家发改委提交提前考虑CDM项目表格2010年08月30日 可研报告获得批复2010年09月18日 签订风机购买合同2010年12月15日 开始施工建设2011年08月01日 本项目投产并网发电 本项目可行性研究报告完成于2008年12月。根据可行性研究报告，如果没有其它收益，本项目的全投资内部收益率将远低于8%的行业基准线，项目因此不具备财务上的可行性。项目业主因此于2009年09月15日召开董事会议，决定将本项目开发成减排项目（例如，CDM项目）以获得额外的收益，保证项目建设能够顺利进行。并于2010年01月06日与咨询公司签订了CDM项目开发合同，于2010年02月02日及2010年03月10日分别向CDMEB和国家发改委提交了提前考虑CDM项目表格。本项目于2010年08月30日获得内蒙古自治区批复，于2010年09月18日签订风机购买合同，该时间作为本项目的开始时间。 中国温室气体自愿减排项目设计文件 第11 页从以上项目开发时间表可以看出，本项目在项目开始之前就认真考虑了申请减排项目（例如，CDM项目）以克服项目在经济上的障碍。目前，受到全球金融危机的影响，欧盟碳交易市场持续低迷，CER价格很低。因此，业主考虑将本项目投产日至CDM项目注册日之间产生的减排量开发成国内自愿减排项目，以增加本项目的财务收益。本项目的额外性是通过额外性论证和评价工具完成的，包括以下步骤：步骤1.就项目活动而言,识别符合现行法律法规的替代方案现实和可行的本项目的替代方案，通过如下步骤确定：子步骤1a.确定本项目活动的替代方案 在没有本项目存在的情形下，现实和可行的替代方案包括：1) 实施本项目，但不作为减排项目（例如，CDM项目）进行开发；2) 由华北电网提供同等电量。子步骤1b.别替代方案是否符合强制性的法律和法规方案1和方案2符合现行的法律法规，但不是法律强制要求执行的。步骤2.投资分析本步骤的目的是来确定本项目如果没有额外的收入或融资，比如来自CDM项目等减排收入，是否会在经济或财务上缺少吸引力。投资分析有如下步骤： 子步骤2a.确定合适的分析方法额外性论证和评价工具提议了三种分析手段：简单成本分析（选择I），投资比较分析（选择II）和基准分析（选择III）。由于本项目的收入来源除减排收益（例如，CDM项目收益）之外，还有售电收入，所以简单成本分析并不适用。本项目的基准线情形是华北电网提供同等的供电量而不是具体投资的项目。因此，选择II也并不适用。本项目将使用基于全投资IRR的基准分析。子步骤2b.应用基准分析（选择III） 中国温室气体自愿减排项目设计文件 第12 页根据《电力工程项目的经济评价的暂行办法》要求，中国电力产业全投资的IRR应为8％（所得税后），这在中国电力项目的可研中被广泛使用。子步骤2c.技术并比较财务指标基于上面提到的基准，在子步骤2c中对财务的指标进行计算和比较。(1)计算财务指标的基本参数基于本项目的可研报告，计算的基本财务指标如下：指标 数据 数据来源装机容量 30MW 可行性研究报告年上网电量 83,600MWh 可行性研究报告 运营时间 21年 可行性研究报告静态总投资 33,758万元 可行性研究报告折旧年限 15年 可行性研究报告电价（含税） 0.51RMB/kWh 可行性研究报告残值率 5% 可行性研究报告增值税率 17% 可行性研究报告所得税率 25% 可行性研究报告城建税率 5% 可行性研究报告教育附加费率 3% 可行性研究报告减排收益 10.5欧元/吨 预计值(2)比较本项目的IRR与财务基准 根据基准分析（选择III），如果项目的财务指标（例如IRR）低于基准，那么本项目就认为不具备财务吸引力。表1是本项目的IRR在有减排收益和没有减排收益下的情形。没有减排收益，全投资IRR低于8％的基准。因此，本项目不具备财务吸引力。有了减排收益的支持，本项目的全投资IRR明显的改善并且超过了基准。因此，本项目在获得减排收益后，将被认为对投资者是有吸引力的。表1本项目的财务指标IRR(全投资，基准=8%)没有减排收益 6.01% 中国温室气体自愿减排项目设计文件 第13 页有减排收益 9.28%子步骤2d.敏感性分析（只适用于选择II和选择III）对于本项目，决定财务吸引力的并用来进行敏感性分析的四个参数是：静态总投资、年上网电量、电价和年运营成本。以下是针对这些参数对本项目的全投资IRR的影响分析。这四个指标的敏感性分析结果如表2所示。表2不同财务指标的全投资IRR的敏感性参数 变化范围-10% -5% 0 5% 10%静态总投资 7.43% 6.69% 6.01% 5.36% 4.74%年运营成本 6.38% 6.20% 6.01% 5.81% 5.62% 电价（含税） 4.46% 5.25% 6.01% 6.72% 7.42%年上网电量 4.58% 5.31% 6.01% 6.67% 7.32%图4不同财务指标的全投资IRR的敏感性分析 表3不同财务指标的全投资IRR的临界点分析参数 静态总投资 年运营成本 电价（含税） 年上网电量临界点 -13.50% -54.15% 14.18% 15.30%当上述四个指标在-10%到10%之间变化，本项目的全投资IRR在如表2和图4所示的区间内变化。从图表中可以看出，四个指标在±10%的范围内 中国温室气体自愿减排项目设计文件 第14 页变化，全投资IRR都没有超过基准线，说明静态总投资、年运营成本、电价（含税）及年上网电量四个参数不影响额外性评价结论。静态总投资当静态总投资降低10%时，项目的全投资IRR等于7.43%，仍低于基准值8%；只有当静态总投资降低13.50%时，项目的全投资IRR会达到8%的基准线。考虑到中国经济的不断发展以及建设期原材料价格上涨的因素3，静态总投资不可能降低13.50%。年运营成本当年运营成本降低10%时，项目的全投资IRR等于6.38%，仍低于基准 值8%；当运营成本降低54.15%时，项目的全投资IRR会达到8%的基准线。运营成本是由材料费、修理费、工资及福利、以及杂费组成。考虑到中国经济的不断发展，建设期原材料价格上涨以及人工成本不断上涨等因素，年运营成本不可能降低54.15%。年上网电量当年上网电量增加10%时，项目的全投资IRR等于7.42%，仍低于基准值8%；当年供电量增加14.18%时，项目的全投资会达到8%的基准线。考虑可行性研究报告中的运行小时数是基于当地多年的风资源数据以及实际测量的数据计算出来的，因此年供电量不可能增加到14.18%的幅度。电价当电价增加10%时，项目的全投资IRR等于7.32%，仍低于基准值8%；当电价增加15.30%时，项目的全投资IRR会达到8%的基准线。按照国 家发改委2009年7月20日批复的电价4，项目所在地属于I类资源区，标杆上网电价为0.51元/千瓦时（含税）。本项目整个寿命期会执行已批复的电价。因此，电价也不可能增加15.30%。通过敏感性分析，在财务指标在±10%的变化范围内，本项目如果不进行减排项目开发则不具备经济可行性。四个参数在合理范围内变化时不会对本项目具有额外性的结论带来影响。步骤3.障碍分析 3中国统计年鉴4http://www.sdpc.gov.cn/zcfb/zcfbtz/2009tz/t20090727_292827.htm 中国温室气体自愿减排项目设计文件 第15 页此项目不涉及障碍分析。步骤4.通常惯例分析子步骤4a.分析其他类似本项目的活动对于中国的风电项目来说，风资源、电价、投资环境只在省际范围具有可比性。因此，该普遍性分析选取省作为比较范围，即将该项目与内蒙古自治区境内的其他项目进行比较。2002年4月，中国开始实施“电网分离，竞价上网”政策。此项电力改革旨在建立一个更商业化的电力市场。电力工程投资环境更加商业化，更加关注投资回报。风电项目所处的市场条件从2002年4月起有重要改变，因此 该普遍性分析只分析2002年4月后的项目。另外，装机容量在15MW以内的风电项目在清洁发展机制下被定义为小规模清洁发展机制项目，即装机容量小于或等于15MW的风电项目和大项目相比规模较小。因此，该普遍性分析将拟分析项目的装机容量下限设为15MW。根据“额外性评价和论证工具”，普遍性分析不包括清洁发展机制项目活动（已注册的项目以及正在申请CDM的项目）。根据《2007年中国风电装机容量统计》5《2008年中国风电装机容量统计》 6、《2009年中国风电装机容量统计》7和UNFCCC网站8，内蒙古自治区境内自2002年以来尚未进行CDM项目开发且装机容量在15MW以上的风电项目统计见表4。表4内蒙古自治区类似本项目的活动风电场名称 装机容量 投产时间 备注达里三期风电项目 31.2MW 2004年3月 国家贷款支持项目百灵庙一期风电项目 50MW 2007年12月 黄金标准及自愿减排项目百灵庙二期风电项目 50MW 2008年1月 黄金标准及自愿减排项目西乌一期风电项目 50MW 2010年1月 黄金标准及自愿减排项目子步骤4b.讨论正在出现的其他方案 5《2007年中国风电装机容量统计》，史鹏飞，中国风能协会6《2008年中国风电装机容量统计》，史鹏飞，中国风能协会7《2009年中国风电装机容量统计》，史鹏飞，中国风能协会8https://cdm.unfccc.int 中国温室气体自愿减排项目设计文件 第16 页由表4可以看出，百灵庙一期风电项目9、百灵庙二期风电项目10风电场和西乌一期风电项目11均作为自愿减排项目运行；达里三期风电项目获得国家贷款支持，属于国家示范项目12。这四个项目均与本项目不具有相似性。由此可见，内蒙古自治区内的风电项目都面临着与本项目活动相似的困难。如果没有其他收益来源（例如，CDM项目收益等），包括本项目在内的内蒙古自治区新建风电项目都很有可能无法开发，因为这些项目都会遇到投资障碍，原因主要是投标价格体系和招投标体系中的低电价。因此，本项目不属于本地区的通常惯例。综上所述，本项目具有额外性，且减排收益在使本项目具有经济可行性方面占据重要的作用。在项目实施决定中已认真地考虑了要进行减排项目开 发。B.6.减排量B.6.1.计算方法的说明1、基准线排放的计算基准线排放是通过基准线排放因子（EFgrid,CM,y，单位：tCO2e/MWh）乘以本项目的上网电量（EGy，单位：MWh），公式如下：BEy=EGPJ,y×EFgrid,CM,y (1)计算排放因子本项目的温室气体排放应按照“电力系统排放因子计算工具”的规定。所有计算出的数据都是基于可获得的华北电网的数据。基准线排放因子 （EFy）来自于混和边际（CM）的计算，包括运行边际（OM）和建设边际（BM）的混和（本项目的运行边际因子和建设边际因子为事先确定），并通过如下六步完成：步骤1.识别相关的电力系统国家发改委已经公布了中国电力系统的划分。根据该电力系统划分，本项目所属的电力系统为华北电网，包括北京市电网、天津市电网、河北省电网、山西省电网、山东省电网和内蒙古自治区电网。华北电网内各省电网间 9Source:https://gs1.apx.com/mymodule/ProjectDoc/EditProjectDoc.asp?id1=44910Source:https://gs1.apx.com/mymodule/ProjectDoc/EditProjectDoc.asp?id1=50511Source: https://gs1.apx.com/mymodule/ProjectDoc/EditProjectDoc.asp?id1=62012Source: http://www.chifeng.gov.cn/html/2008-11/3130.shtml 中国温室气体自愿减排项目设计文件 第17 页的电力传输量是极大的，而华北电网与其它电网间的电力传输就显得十分微小。净调入电量的二氧化碳排放因子计算可以选择如下四种方式：(a) 0tCO2/MWh；(b)输出电网的加权平均运行边际排放率；(c) 输出电网的简单运行边际排放率；(d)输出电网的简单调整运行边际排放率。本项目采用方式(b)计算净调入电量的二氧化碳排放因子。由于2009年到2011年华北电网从其它电网的净调入电量（见附件2）变化不大，所以在建设边际排放因子的计算只限于本项目所在的电力系统。步骤2.选择电力系统是否包括离网发电厂 华北电网中，所有的发电厂都要并入电网，统一调度，因此本项目所连接的电网系统不包括离网的发电厂。步骤3.选择运行边际计算方法根据“电力系统排放因子计算工具”的要求，运行边际的计算可以选择如下四种方式：(a)简单运行边际，或(b)调整的简单运行边际，或(c)调度数据分析运行边际，或(d)平均运行边际本项目运行边际的计算采用方式(a)。在华北电网内，2007年到2011年，所有来自于可再生能源的发电量占总发电量的数字是：2011年为3.771%、2010年为2.456%、2009年为2.005%、2008年为1.188%、2007年 为0.752%13。所以，低运行成本或必须运行的电源所发电量少于定义里要求的50%的总发电量，符合方式(a)。 事前计算：使用PDD提交审定时可获得的最近3年的数据，在计入期内不要求监测和重新计算排放因子，或事后计算：在项目活动替代电网电量的年份，在监测期间要求每年更新排放因子。如果数据要求计算第y年的排放因子一般在y年结束后的6个月才可获得，那么使用前一年（y-1）的排放因子。如果此数据在y年结束后的 13数据来源：中国电力年鉴2008-2012 中国温室气体自愿减排项目设计文件 第18 页18月后才可获得，那么使用前2对于简单运行边际，排放因子可以用以下两种数据计算： 年（y-2）的排放因子。本项目采用事前计算的方法，不需要事后监测和更新。步骤4.计算运行边际排放因子（EFOM,y）简单运行边际排放因子（EF OM,simple,y）是电网中所有电厂每度电产生的CO2排放的加权平均，不包括低运行成本和必须运行的电厂。本项目采用国家发改委公布的OM数据，其计算方法包括：A 根据每个电厂的净发电量以及CO2排放因子计算B 根据所选电力系统内所有电厂的总净发电量、使用的燃料种类和电力系统的燃料消耗总值数据计算选择选项A所需的数据在本项目所属的电力系统内不可获得，而选项B所需的数据可以从官方公布的数据中获得。因此本项目运行边际排放因子的计算使用选项B。 y yiCOyii yiyOMsimplegrid EG EFNCVFCEF ,,2,,,,   (2)其中：EFgrid,OMsimple,y = 第y年的简单运行边际排放因子（tCO2/MWh）FCi,y = 燃料种类i第y年在项目所属的电力系统内的消耗（tonne或m3）NCVi,y = 燃料种类i第y年的净热值（GJ/tonnes或GJ/m3）EFCO2,i,y = 燃料种类i第y年的CO2排放因子（tCO2/GJ）EGPJ,y = 项目所属的电力系统内所有电源第y年向电网提供的净电量（MWh/yr）i = 项目所属电力系统内所有电源消耗的燃料种类y = 第三步中选择的相关年份步骤5.计算建设边际排放因子（EF BM,y）“电力系统排放因子计算工具”提供了计算建设边际的两种选择： 中国温室气体自愿减排项目设计文件 第19 页选择1：在第一个计入期，基于PDD提交时间可得的最新数据事前计算；在第二个计入期，基于计入期更新时可得的最新数据更新；第三个计入期沿用第二个计入期的排放因子。选择2：在第一个计入期内按项目活动注册年或注册年可得的最新信息逐年事后更新BM；在第二个计入期内按选择1的办法事前计算BM；第三个计入期沿用第二个计入期的排放因子。本项目采用“选择1”来计算建设边际因子。本项目采用国家发改委公布的BM数据。建设边际的排放因子是由样本发电设备m的发电量加权平均的排放因子计算出来的：  m ymm ymELymyBMgrid EG EFEGEF , ,,,,, (3)其中：EFgrid,BM,y = 第y年的建设边际排放因子（tCO2/MWh）EGm,y = 发电设备m第y年所向电网的净供电量（MWh）EFEL,m,y = 发电设备m第y年的CO2排放因子（tCO2/MWh）m = 建设边际内包含的发电设备y = 发电量数据可获得的最近历史年份中国电力系统的建设边际排放因子的计算使用了变通的计算方法。变通的建设边际（BM）计算如下：子步骤1：计算发电用固体、液体和气体燃料对应的CO 2排放量在总排放量中的比重。 22, , , , ,,, , , , , ,, i j y i y CO i yi COAL jCoal y i j y i y CO i yi j F NCV EFF NCV EF      (4)22, , , , ,,, , , , , ,, i j y i y CO i yi OIL jOil y i j y i y CO i yi j F NCV EFF NCV EF      (5) 22, , , , ,,, , , , , ,, i j y i y CO i yi GAS jGas y i j y i y CO i yi j F NCV EFF NCV EF      (6) 中国温室气体自愿减排项目设计文件 第20 页其中：Fi,j,y是第j个省份在第y年的燃料i消耗量；NCVi,j是燃料i在第y年的净热值；EFCO2,i,y是燃料i在第y年的CO2排放因子；Coal,Oil和Gas分别为固体燃料、液体燃料和气体燃料的脚标集合。子步骤2：计算对应的火电排放因子。 AdvGasGasAdvOilOilAdvCoalCoalThermal EFEFEFEF ,,,   (7)其中：EF Coal,Adv，EFOil,Adv和EFGas，Adv分别对应于商业化最优效率的燃煤、燃油和燃气发电技术所对应的排放因子。子步骤3：计算电网的BM。ThermalTotalThermalyBMgrid EFCAPCAPEF ,, (8)其中：CAPTotal为总的新增容量，CAPThermal为新增火电容量。步骤6.计算混合边际排放因子基准线排放因子的计算通过混合边际，即使用运行边际和建设边际的加权平均。 使用默认的权重，如下：wOM=0.75 wBM =0.25混合边际排放因子的计算公式如下：EFgrid,CM,y=EFgrid,OM,y×wOM +EFgrid,BM,y×wBM (9)基准线排放通过基准线排放因子与年供电量相乘计算出来：BEy＝EGPJ,y×EFgrid,CM,y其中：BE y = 华北电网在y年的基准线排放量（tCO2/年）EGPJ,y = 项目实施中产生并输送给电网的净电量（MWh） 中国温室气体自愿减排项目设计文件 第21 页EFgrid,CM,y = 年份y的排放因子（tCO2/MWh）本项目是一个新建的并网型可再生能源项目，本项目建设前，项目所在地没有可再生能源发电厂，因此：EGPJ,y=EGfacility,y (10)其中：EG PJ,y = 项目每年产生并输送给电网的净电量（MWh/年）EGfacility,y = 本项目的的发电机组每年产生并输送给电网的净电量（MWh/年）华北电网的组合排放因子参数 单位 数值A 运行边际排放因子 tCO2/MWh 1.0302B 建设边际排放因子 tCO2/MWh 0.5777C 混合排放因子(C=0.75×A+0.25×B) tCO2/MWh 0.91702、项目排放的计算根据方法学，风力发电项目活动的排放为零。 PEy=03、泄漏的计算根据方法学，本项目不考虑泄漏。LEy=04、项目量减排项目活动年减排量ERy的计算是用基准线排放量减项目排放量再减项目泄漏量。因为该项目为零排放和零泄漏，所以，最终温室气体减排的计算公式为：ER y =BEy-PEy=(EGPJ,y ×EFgrid,CM,y)-0其中：ERy = 在y年的减排量（tCO2e/yr） 中国温室气体自愿减排项目设计文件 第22 页BEy = 在y年的基准线排放（tCO2e/yr）PEy = 在y年的项目排放（tCO2e/yr）B.6.2.预先确定的参数和数据数据/参数： FCi,y单位： tonnes或m3描述： 燃料种类i第y年在项目所属的电力系统内的消耗(tonne或m 3)所使用数据的来源： 中国能源统计年鉴（2010～2012）所应用的数据值： 详见附件2证明数据选用的合理性或说明实际应用的测量方法和程序步骤: 官方统计数据数据用途： 计算基准线排放评价: -数据/参数： NCV i,y单位： kJ/kg或kJ/m3描述： 在华北电网中第y年消耗的化石燃料类型i的净热值所使用数据的来源： 中国能源统计年鉴（2010~2012）所应用的数据值： 详见附件2证明数据选用的合理性或说明实际应用的测量方法和程序步骤: 官方统计数据数据用途： 计算基准线排放评价: -数据/参数： EF CO2,i,y单位： tc/TJ描述： 在华北电网中第y年消耗的化石燃料类型i的CO2排放因子所使用数据的来源： 2006IPCC指南 中国温室气体自愿减排项目设计文件 第23 页所应用的数据值： 详见附件2证明数据选用的合理性或说明实际应用的测量方法和程序步骤: IPCC默认值数据用途： 计算基准线排放评价: -数据/参数： 装机容量单位： MW描述： 在y年华北电网中电厂的装机容量所使用数据的来源： 中国电力年鉴（2010~2012） 所应用的数据值： 详见附件2证明数据选用的合理性或说明实际应用的测量方法和程序步骤: 官方统计数据数据用途： 计算基准线排放评价: -数据/参数： 发电量单位： MWh描述： 在y年华北电网中的电厂的发电量所使用数据的来源： 中国电力年鉴（2010~2012）所应用的数据值： 详见附件2证明数据选用的合理 性或说明实际应用的测量方法和程序步骤: 官方统计数据数据用途： 计算基准线排放评价: -数据/参数： 厂用电率单位： -描述： 电厂的发电量中电厂自用电所占的比率所使用数据的来源： 中国电力年鉴（2010～2012）所应用的数据值： 详见附件2 中国温室气体自愿减排项目设计文件 第24 页证明数据选用的合理性或说明实际应用的测量方法和程序步骤: 官方统计数据数据用途： 计算基准线排放评价: -数据/参数： GENE best,coal单位： %描述： 最商业化最优效率燃煤发电技术电厂的供电效率所使用数据的来源： 《2013中国区域电网基准线排放因子》所应用的数据值： 39.84%证明数据选用的合理性或说明实际应用的测量方法和程序步骤: 国家发改委公布的数据数据用途： 计算基准线排放评价: -数据/参数： GENE best,gas/oil单位： %描述： 最商业化最优效率燃油、燃气发电技术电厂的供电效率所使用数据的来源： 《2013中国区域电网基准线排放因子》所应用的数据值： 52.50%证明数据选用的合理性或说明实际应用的测量方法和程序步骤: 国家发改委公布的数据数据用途： 计算基准线排放评价: -B.6.3.减排量事前计算 1、基准线排放本项目采用了国家发改委公布的排放因子计算方式。 中国温室气体自愿减排项目设计文件 第25 页华北电网排放因子计算结果如下：参数 单位 数值A 运行边际排放因子 tCO2/MWh 1.0302B 建设边际排放因子 tCO2/MWh 0.5777C 混合排放因子(C=0.75×A+0.25×B) tCO2/MWh 0.9170本项目的基准线排放预计为112,333tCO 2e，具体计算方法为：BEy=83,600MWh×0.8958tCO2e/MWh=76,661tCO2e2、项目排放根据方法学，本项目在项目边界内的温室气体排放是零：PEy=03、泄漏根据方法学，泄漏排放不予考虑。因此，本项目活动的泄漏为零：LE y=04、减排量减排量的计算公式如下：ERy=BEy-PEy由此计算得到：本项目的年减排量预计为76,661tCO2eB.6.