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)项目活动名称北京京能新能源有限公司锡林郭勒盟镶黄旗文贡乌拉20MWp风光同场光伏发电项目项目类别2（一）采用国家发展改革委备案的方法学开发的减排项目项目设计文件版本03项目设计文件完成日期2015年6月16日项目补充说明文件版本-项目补充说明文件完成日期-CDM注册号和注册日期-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类型1能源工业(可再生能源/不可再生能源)，太阳能光伏发电方法学：CM-001-V01可再生能源发电并网项目的整合基准线方法学（第一版）预计的温室气体年均减排量28,312tCO2e(全经营周期年均)30,621tCO2e(第一计入期年均)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>>北京京能新能源有限公司锡林郭勒盟镶黄旗文贡乌拉20MWp风光同场光伏发电项目(以下简称“本项目”)利用当地比较丰富的太阳能资源，采用太阳能光伏发电技术进行电力生产。本项目太阳能光伏发电系统由光伏组件、并网逆变器、就地升压变及进线开关、升压站等组成，光伏组件拟采用多晶硅电池组件并采用固定式安装方式，本项目所发电量将最终并入华北区域电网（以下简称“该区域电网”），本项目具体技术描述见本文A.4.3部分。A.1.2项目活动概述>>本项目位于内蒙古自治区锡林郭勒盟镶黄旗境内，由北京京能新能源有限公司投资建设并进行生产和运营。在本项目实施前，这部分电力由该区域电网范围内的其它并网电厂运行生产或者由新增电源提供，这与本项目的基准线情景是一致的。本项目是可再生能源发电项目，通过替代基准线情景下以火电为主的该区域电网的同等电量，实现了温室气体减排。本项目可研中设计安装多晶硅电池组件选用240Wp规格、组件数量为共计84,000块，设计装机容量20.16MWp，预计全经营周期内年均净上网电量为28,685.6MWh，年利用小时数为1,423h，负荷因子为0.16243。根据设备采购合同，本项目将安装260Wp规格的多晶硅电池组件。组件数量为82,400块，实际装机容量为21.424MWp，预计25年全经营周期内年均净上网电量为30,484MWh，25年全经营周期的平均等效利用小时数为1,423h4，平均负荷因子为0.1624，全经营周期内年均减排量为28,312tCO2e，本项目采用37年的可更新的计入期。在第一计入期内，本项目的年均净上网电量为32,971MWh5,平均每年实现减排温室气体30,621tCO2e，预计首个计入期内温室气体减排量共计330484/21.424/8760=0.16244根据可行性研究报告，光伏电池板的衰减导致了光伏项目的逐年发电量减少，装机不变情况下等效利用小时数是逐年减少的。此处的1423h为全生命周期内年平均电量对应的等效小时数，即30484/21.424=1423h。5此电量是可研编制单位按照实际装机重新估算的电量。根据项目可行性研究报告，电池板光电转换效率随着时间的推移会不断衰减，本项目前年内衰减不超过，年总衰减率不超过22%2520%，因此在25年全经营周期内项目的发电量逐年递减，所以第一计入期内（前7年）年均净上网电量（32,971MWh）大于全经营周期内（25年）年均发电量（30,484MWh）。中国温室气体自愿减排项目设计文件第3页214,348tCO2e。下文B.4中描述的项目基准线情景与拟建项目实施前的情景一致，本项目与华北区域电网相连，项目实施之前的情景是接入电网的相应电量由华北区域电网下属的内蒙古电网提供，或由电网新增装机提供。本项目的开发建设属于我国能源产业发展的优先领域，在生产可再生能源电力的同时，还能从以下几方面支持项目所在地和我国的可持续发展：¾与常规发电方式相比，减少温室气体及其它污染物排放；¾促进我国光伏产业的发展，有利于进一步加快我国开发利用清洁能源方面的步伐；¾在项目的建设和运营期间为当地人提供了大量临时和长期性的就业机会；¾电厂建成后具有较大的经济效益，这对增加当地税收、提升当地的经济实力、促进当地经济发展均有重要作用。A.1.3项目相关批复情况>>本项目环评审批于2013年08月12日由锡林郭勒盟环境保护局批准（批文号：锡署环审表【2013】181号），立项于2013年11月07日依照《内蒙古自治区发展和改革委员关于我区太能能发电项目实行盟市备案管理的通知》（批文号：内发改规范字【2013】12号）由内蒙古发展和改革委员会批准并在通知中作为附件备案。本项目固定资产投资项目节能登记表于2013年05月24日由内蒙古发展和改革委员会同意备案。除国内自愿减排机制外，本项目没有在CDM或其他减排机制下重复申请。A.2.项目活动地点A.2.1.省/直辖市/自治区，等>>内蒙古A.2.2.市/县/乡(镇)/村，等>>锡林郭勒盟镶黄旗A.2.3.项目地理位置>>中国温室气体自愿减排项目设计文件第4页本项目位于内蒙古锡林郭勒盟镶黄旗，场址地理位置范围为东经114°0′45.26″~114°1′53.39″，北纬42°32′18.58″~42°32′35.41″。本项目场址地理位置示意图见图1。图1镶黄旗地理位置示意图镶黄旗中国温室气体自愿减排项目设计文件第5页图2项目地理位置示意图A.3.项目活动的技术说明>>本项目为可再生能源发电项目且装机容量大于15MW，因此是大规模项目。根据本项目可行性研究报告，本项目太阳能电站光伏阵列单元由太阳能电池组件、逆变器、变压器和电网连接系统等组成。光伏组件先将太阳能转化为直流电，所发电力经汇流箱、直流配电柜接至逆变器，后经逆变器转换为交流电，最后经由变压器和传输装置输送到电网。可研中设计安装多晶硅电池组件选用240Wp规格、组件数量为共计84,000块，设计装机容量20.16MWp，预计全经营周期内年均净上网电量为28,685.6MWh，年利用小时数为1,423h，负荷因子为0.1624。本项目的设备采购合同显示，多晶硅电池组件将选用260Wp规格。组件数量为共计82,400块，因此装机容量为21.424MW。本项目可行性研究报告编制单位按照实际设备情况，对上网电量进行了重新估算，本项目年平均发电量预计为30,484MWh，比原可研的设计电量增加了6.27%，折算满负荷年利用小时数1,423h，负荷因子为0.1624。项目所在地中国温室气体自愿减排项目设计文件第6页在本项目实施前，这部分电力由该区域电网范围内的其它并网电厂运行生产或者由新增电源提供，这与本项目的基准线情景是一致的。本项目是可再生能源发电项目，通过替代基准线情景下以火电为主的该区域电网的同等电量，实现了温室气体减排，预计在第一计入期内平均每年实现减排温室气体30,621tCO2e，第一计入期内总减排量为214,348tCO2e。本项目所发电力通过2回35kV集电线路，通过220kV线路送出，最终并入该区域电网。本项目的工艺流程如图2所示。图3工艺流程图逆变器合同还没有签订，实际技术参数以设备采购合同为准。依据项目光伏组件设备采购合同中的主要技术参数，本项目主要设备参数见下表。表1：光伏组件主要参数表光伏组件型号JKM260P-60光伏组件数目82400光伏组件厂家晶科能源有限公司峰值功率260Wp工作电压31.1V工作电流8.37A寿命25年中国温室气体自愿减排项目设计文件第7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>>本项目不存在打捆情况。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8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>>CM-001-V01可再生能源发电并网项目的整合基准线方法学（第一版）（以下简称“本方法学”），具体详见如下链接:http://www.ccchina.gov.cn/archiver/cdmcn/UpFile/Files/Default/20130311164212571089.pdf本方法学参照UNFCC-EB的CDM项目方法学ACM0002：Consolidatedbaselinemethodologyforgrid-connectedelectricitygenerationfromrenewablesources（第13.0版），可在以下网址查询：http://cdm.unfccc.int/methodologies/DB/UB3431UT9I5KN2MUL2FGZXZ6CV71LT/view.html本方法学中还采用了“额外性论证与评价工具”、“电力系统排放因子计算工具”等工具，目前国家发改委还没有对各类工具进行体系建立并颁布，因此本设计文件中涉及到相关工具的部分，均按照CDM“额外性论证与评价工具”（07.0.0版）（具体见http://cdm.unfccc.int/methodologies/PAmethodologies/tools/am-tool-01-v7.0.0.pdf）及“电力系统排放因子计算工具”（04.0版）（具体见http://cdm.unfccc.int/methodologies/PAmethodologies/tools/am-tool-07-v4.0.pdf）进行论述。B.2.方法学适用性>>在本项目实施之前，项目所在地没有可再生能源发电项目运行，本项目属于在项目所在地新建并网型可再生发电项目，符合方法学CM-001-V01（第一版）的所有适用条件：方法学描述项目活动（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）；符合，该项目为新建光伏发电厂，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。或（b）增加装机容量；不属于此类型或（c）改造现有发电厂；不属于此类型或（d）替代现有发电厂不属于此类型本项目符合方法学所列（a）活动。本方法学适用于以下条件：中国温室气体自愿减排项目设计文件第9页方法学描述项目活动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；符合，本项目活动是建设太阳能发电厂。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。本项目是新建光伏发电项目，而不是扩容、改造或者替代项目，因此本条对项目不适用。对水力发电厂的额外适用条件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。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，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；本项目不是水力发电厂，因此本条对项目不适用。中国温室气体自愿减排项目设计文件第10页●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%。本项目符合上述方法学所列适用性。本方法学不适用于以下条件：方法学描述项目活动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；本项目为新建光伏发电项目，不涉及可再生能源燃料替代化石燃料，因此本项目不属于该条所列情景。生物质直燃发电厂；.本项目为太阳能发电项目，不属于该条所列情景。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。本项目为太阳能发电项目，不属于该条所列情景。对于改造、替代或者扩容项目，只有在经过基准线情景识别后，确定的最合理的基准线情景是“维持现状，也就是使用在项目活动实施之前就已经投入运行的所有的发电设备并且一切照常运行维护”的情况下，此方法学才适用。.本项目是新建项目，而不是扩容、改造或者替代项目，不属于该条所列情景。本项目不属于上述方法学所不适用情景。综上所述，本项目满足该方法学的适用条件，且不包含在该方法学不适用的情景中，因此该方法学适用于本项目。额外性论证与评价工具包含在该方法学中，因此本项目适用该方法学时，该工具自动适用该项目。电力系统排放因子计算工具适用于计算提供上网电能或可以节约下网电能项目的基准线排放的电网OM、BM和CM排放因子，本项目为新建光伏项目，将提供一定量的上网电能，需要利用该工具计算电网OM、BM和CM排放因子，因此该工具适用本项目。B.3.项目边界>>根据本方法学，本项目边界的空间范围包括项目电厂以及与本项目接入的华北区域电网中的所有电厂。中国温室气体自愿减排项目设计文件第11页根据国家发展和改革委员会应对气候变化司最新发布的《2014中国区域电网基准线排放因子》7，为了便于中国CDM发电项目确定基准线排放因子，现将电网边界统一划分为东北、华北、华东、华中、西北和南方区域电网，不包括西藏自治区、香港特别行政区、澳门特别行政区和台湾省，华北区域电网的地理范围为北京市、天津市、河北省、山西省、山东省和内蒙古自治区。因此，本项目边界为项目电厂以及与本项目接入的华北区域电网中的所有电厂，本项目边界示意图见图4。图4：本项目边界示意图按照本方法学，项目边界内包括或者不包括的温室气体种类以及排放源如表2所示。表2：项目边界内包括或者不包括的排放源.排放源温室气体种类包括否？说明理由/解释基准线情景由于项目活动被替代的华北区域电网化石燃料火电厂发电产生的CO2排放CO2是主要排放源CH4否次要排放源N2O否次要排放源项目情景本光伏发电项目生产运行时项目排放CO2否按照本方法学，光伏发电项目生产运行不会产生显著的温室气体排放，因此项目排放可忽略。CH4否N2O否B.4.基准线情景的识别和描述>>7http://cdm.ccchina.gov.cn/Detail.aspx?newsId=41386&TId=3CO2排放中国温室气体自愿减排项目设计文件第12页按照本方法学描述，本项目活动是新建的可再生能源并网发电厂，所以基准线情景识别并描述如下：本项目活动生产的上网电量可由华北区域电网范围内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。B.5.额外性论证>>按照本方法学要求，本项目论证和评价额外性采用我国自愿减排项目“额外性论证与评价工具”，同时参考EB“额外性论证与评价工具”（07.0.0版）。（1）事先和持续考虑减排机制效益考虑到该项目经济性较差并结合减排量出售可实现收益的历史践行经验，该项目可行性研究报告编制单位在编制可研时将售电收益和减排收益共同考虑。项目业主公司充分认识到碳资产的价值和项目运行可带来的减排收益，本项目核准后项目业主就决定将该项目减排量进行开发，在本项目开工前就确定了将项目开工建设、生产和减排收益获得放在同样重要的位置，本项目关键性事件详见表3。本项目未考虑碳减排收益时的全投资税后IRR是7.16%，投资盈利相对较差。业主在做投资决策时候，除去考虑到项目的经济收益以外，也考虑到本项目（可再生能源类）对生态环境的贡献性，项目建设对当地经济和就业形势的带动性，决定一边继续推动项目的建设，一边努力寻找CCER的减排收益。表3：本项目关键性事件列表日期事件2013年05月项目可行性研究报告编制完成，其中考虑了低碳减排收益对项目的帮助2013年05月24日本项目固定资产投资项目节能登记表于由内蒙古发展和改革委员会同意备案。2013年07月31日本项目的《建设项目环境影响报告表》编制完成2013年08月12日锡林郭勒盟环境保护局印发了关于北京京能新能源有限公司北京京能新能源有限公司锡林郭勒盟镶黄旗文贡乌拉20MWp风光同场光伏发电项目环境影响报告表的批复（锡署环审表【2013】181号）。2013年11月07日内蒙古自治区发展和改革委员会印发了《关于我区太能能发电项目实行盟市备案管理的通知》（内发改规范字中国温室气体自愿减排项目设计文件第13页【2013】12号）。2013年12月20日项目业主通过董事会决议，决定将项目开发成为减排项目，全力争取项目产生的减排收益。2014年04月03日本项目业主在项目所在地附近区域张贴了利益相关方意见征求的通知，项目业主以调查问卷填写、电话和邮件的形式进行地方利益相关方评价意见的征求工作。2014年07月16日项目在国家自愿减排机制平台挂网公示。项目挂网公示期：2014年07月16日至2014年07月29日2014年07月28日项目施工总承包合同签署（项目开始时间）2014年08月19日开工申请（开工申请中注明项目开工时间为2014年08月20日）2014年08月27日多晶硅光伏组件采购合同由上表可见，项目活动的开始时间晚于项目设计文件的公示时间，可视为项目已经事先考虑了减排机制。（2）基准线的识别本项目活动是新建的可再生能源并网发电厂，基准线情景为：本项目活动生产的上网电量可由华北区域电网范围内并网发电厂及其新增发电源替代生产。（2.1）确定该项目替代方案按照方法学，该项目的现实可行的替代方案有：P1：该项目不开发成为国内自愿减排项目；或P2：继续当前现实情景，即由华北区域电网范围内现存并网发电厂及其新增发电源进行电力供应。（2.2）替代方案是否符合法律法规的强制要求P1：国内自愿减排机制为自愿机制，没有任何法律法规强制要求该项目进行减排量的开发，也没有违反任何法律和法规，这是项目业主可以自由选择的且合法的；P2：当前情景为目前华北区域电网的现状，因此完全符合国家法律法规的要求，且不存在任何财务收益障碍。因此替代方案P1和P2均符合现行的法律和法规。（3）投资分析3.1确定适宜的分析方法“额外性论证与评价工具”为该子步骤建议了三种分析方法：即简单成本分析方法（选项I）、投资比较分析方法（选项II）和基准值分析方法（选项III）。中国温室气体自愿减排项目设计文件第14页由于本项目除了减排销售收入外，还有售电收入，因此简单成本分析方法不适用；由于本项目是新建并网光伏发电项目，基准线是本项目活动生产的上网电量可由华北区域电网范围内并网发电厂及其新增发电源替代生产，不存在可与本项目具有比较性的其他替代方案，因此只能选择基准值分析方法(III)进行投资分析。3.2基准值取值方法根据国家电力公司发输电运营部《电力工程技术改造项目经济评价暂行办法》中规定电力工业财务内部收益率为税后8%；该基准内部收益率是我国电力行业公认的行业标准，广泛应用于我国电力建设项目的经济评价。现行光伏发电项目也都是遵照这个标准，即项目的全部投资税后内部收益率（IRR）大于或等于行业的基准收益率时，认为其盈利能力已经满足最低要求，在财务上是可以接受的。因此光伏发电项目全投资基准收益率采用8%。根据此基准值，进行财务指标计算和比较。3.3财务指标取值和计算本项目财务指标计算所采用的基本参数如表4所示：表4.计算财务指标的基本参数参数名称单位本项目数据来源8装机容量MW20.16可研报告年上网电量MWh28,685.6可研报告项目年限(含1年建设期)年26可研报告项目总投资万元人民币19,783.32可研报告静态总投资万元人民币19,211.14可研报告上网电价(含增值税)元人民币/kWh0.9可研报告年运营成本万元人民币536.75可研报告增值税税率17%，50%即征即退可研报告所得税税率%25可研报告城市维护建设税税率%5可研报告教育费附加税税率%5可研报告8本项目投资分析采用的可研报告即为向内蒙古发改委报批的版本。可行性研究报告的设计院（北京国庄国际经济技术咨询有限公司）是甲级工程咨询单位，证书编号为：工咨甲1012006062。中国温室气体自愿减排项目设计文件第15页项目运行期年25可研报告折旧年限年20可研报告残值率%4可研报告折旧率%4.8可研报告贷款和资本金比例8：2可研报告贷款利率%6.55可研报告CCER价格元100元/tCO2e预测值根据上述数据，本项目在不考虑减排收益的情况下项目全部投资内部收益率见表5，低于基准收益率8%，项目建成后的盈利相对较差；本项目预计年减排收益为157.84万元（折合每吨减排量单价为100元），考虑减排收益后本项目全部投资内部收益率见表5，增加了项目投资吸引力。这说明减排收益可显著改善本项目财务指标，使得本项目收益率高于基准收益率，使得原本不具备投资吸引力的项目具备了投资吸引力。表5.考虑及不考虑CCER收益时的财务指标比较全部投资内部收益率不考虑减排收益基准值考虑减排收益7.16%8%8.94%3.4各参数取值合理性分析因为本项目处于施工阶段，设备采购信息显示实际采用的光伏组件技术参数和数量均与可行性研究报告有一定程度的不同。考虑到，本项目可行性研究报告为本项目业主做出基于减排收益而进行投资本项目建设的重大决策的唯一依据，因此为了客观地反应本项目业主投资决策过程，本项目所有用于计算财务指标的参数均来自于本项目可行性研究报告。¾项目年上网电量合理性综合考虑光伏发电站系统设计、光伏阵列布置、环境条件、各类折减因素，以及光伏组件的衰减率，计算得出项目25年累计发电量。考虑到本工程的特点和需要，本项目设计院在项目设计阶段收集了1986年-2011年项目地址附近的水平面太阳能总辐射量统计太阳能辐射、气温、气压和湿度等因素，结合美国NASA卫星多年太阳能辐射数据，推算出站址所在地的太阳能辐射等气象要素。这种计算发电量的方法得到了当地主管部门的认可，并且广泛的应用于光伏发电设计领域，因此本项目财务计算时采用的上网电量数值是合理的。中国温室气体自愿减排项目设计文件第16页¾上网电价合理性根据国家发改委2013年08月30日发布的《国家完善光伏发电价格政策》中提到，国家出台的《关于发挥价格杠杆作用促进光伏产业健康发展的通知》(发改价格[2013]1638号)中明确规定，根据各地太阳能资源条件和建设成本，将全国分为三类资源区，分别执行每千瓦时0.9元、0.95元和1元的电价标准。本项目所在位置属于I类资源区，所以执行0.9元的电价。同时根据由国家发展改革委建设部于2006年8月发布的《建设项目经济评价方法与参数》第三版P85页：对运营期的投入物和产出物价格，由于运营期比较长，在前期研究阶段对将来的物价上涨水平较难预测，预测结果的可靠性也难以保证，因此一般只预测到经营期初价格。运营期各年采用同一的不变价格。因此本项目财务计算时采用的上网电价数值是合理的。¾静态总投资的合理性静态总投资主要包括设备成本，建筑安装成本和其他成本。本项目所采用的静态总投资数据来自于已经批复过的可行性研究报告，本可研是经过专业第三方机构确定。参考本省已经注册成为CDM项目的大规模光伏发电项目，单位千瓦静态总投资范围9,743.29元/kW~16,064.50元/kW，本项目单位千瓦静态总投资在9,529.34元/kWp低于上述范围，是保守的，因此是合理的。¾年运营成本合理性判断年运营成本主要包括维修费、保险、工资、职工福利、材料费用、其他费用，所有的输入值均来自可研并按相关的评价规范或设计院多年经验数据进行取值，因此所计算出年的运营成本是合理的。此外，通过交叉验证内蒙古自治区其他类似项目的年运营成本，确认本项目的单位千瓦年运行成本为266.25元/千瓦，处于140.00元/千瓦至271.97元/千瓦的区间之内，属于一个合理的数值。¾其它关键参数的合理性判断表6：其它关键参数的合理性判断参数PDD中使用的数值数据来源合理性判断增值税(%)17，50%即征即退可行性研究报告根据《中华人民共和国增值税暂行条例》(中华人民共和国国务院令第538号)，增值税为17%。http://www.gov.cn/zwgk/2008-11/14/content_1149516.htm根据《关于光伏发电增值税政策的通知》(财税[2013]66号)，光伏发电项目增值税实行即征即退中国温室气体自愿减排项目设计文件第17页50%的政策。http://szs.mof.gov.cn/zhengwuxinxi/zhengcefabu/201309/t20130929_994642.html根据《财政部、国家税务总局发布的关于全国实施增值税转型改革若干问题的通知》(财税[2008]170号)，增值税销项税可以由主要设备投资的进项税进行抵扣。http://www.chinaacc.com/new/63_67_/2008_12_15_wa2390254295121800215345.shtml城市维护建设税5%可行性研究报告《中华人民共和国城市维护建设税暂行条例》(国发[1985]19号)http://www.gov.cn/banshi/2005-08/19/content_24817.htm内蒙古自治区政府规定http://www.nmg.gov.cn/zxbs/qybs/swdj/dsdj/201310/t20131017_178775.html教育费附加5%可行性研究报告根据《国务院教育费附加的暂行规定》(中华人民共和国国务院令第448号)，教育附加税为3%。http://www.gov.cn/gongbao/content/2005/content_91662.htm根据《财政部关于统一地方教育附加政策有关问题的通知》(财综[2010]98号)，将地方教育附加的征收标准调整为2%。http://zhs.mof.gov.cn/zhengwuxinxi/zhengcefabu/201011/t20101116_349016.html因此本项目教育附加税取5%所得税(%)25可行性研究报告该数值与国家税务法律是一致的9。企业所得税从2007年3月16日调整为25%，并于2008年1月1日开始实行。因此，该所得税率适用于本项目。本项目享受所得税三免三减半的优惠政策。残值率4%可行性研究报告《中华人民共和国企业所得税暂行条例及实施细则》10第三十一条：残值比例在原价的5%以内，由企业自行确定。依据《中华人民共和国企业所得税法实施条例》(国务院令2007年第512号)第五十九条，固定资产按照直线法计算的折旧，企业应当根据固定资产的性质和使用情况，合理确定固定资产的预计净残值。固定资产的预计净残值一经确定，不得变更。http://www.gov.cn/zwgk/2007-12/11/content_830645.htm9中华人民共和国企业所得税法(中华人民共和国主席令第63号)http://www.gov.cn/gongbao/content/2007/content_609907.htm10http://www.chinaacc.com/new/63/67/88/1994/1/ad2464010111114991710c.htm中国温室气体自愿减排项目设计文件第18页3.5敏感性分析为进一步论证项目额外性，将在不考虑减排收益的前提下进行敏感性分析。3.5.1变动范围的合理性判断《建设项目经济评价方法与参数》第三版，敏感性分析应涵盖+10%和-10%的变动范围。因此，变动范围选择±10%。3.5.2参数选择合理性判断根据“投资分析评价指南”（05版），只有构成总投资费用或总项目收益20%以上的变量，才需要进行敏感性分析。针对本项目敏感性分析，识别出静态总投资、年运营成本、上网电量及上网电价这四个变量参数是符合上述要求的。变量参数选择合理性判断如下：参数合理性判断静态总投资占项目总投资费用90%以上，超过20%年运营成本总数占项目总投资费用30%左右，超过20%年上网电量项目发电收益=上网电量×上网电价，项目发电收益占总项目收益90%以上，超过20%上网电价3.5.3敏感性分析上述四个变量参数在-10%~+10%范围内变动时，相应的本项目全部投资内部收益率如下表7和下图5所示。表7敏感性分析(不考虑减排收益情景下)变动范围参数-10%-5%05%10%全部投资内部收益率静态总投资8.44%7.78%7.16%6.59%6.05%年运营成本7.56%7.36%7.16%6.96%6.76%上网电量5.77%6.47%7.16%7.82%8.47%上网电价5.77%6.47%7.16%7.82%8.47%图5.敏感性分析示意图(不考虑减排收益情景下)中国温室气体自愿减排项目设计文件第19页3.5.4临界点分析当本项目的静态总投资减少6.70%时，项目全部投资内部收益率才能达到8%。根据中国统计局出版的《2013年中国统计年鉴》，2006到2012年平均固定资产投资物价指数为103.311，这就意味着近年来固定资产的投资物价指数处于增长状态。因此本项目静态总投资减少上述比例是不太可能的。此外，本项目已签署的施工总承包合同和多晶硅光伏组件采购合同的合同金额为14,149.4603万元，已大于可研中这两项的预算金额11,606.9万元，且已达到静态总投资额的73.65%，后续还有逆变器、汇流箱及光伏组件固定支架等一系列合同要签订，因此本项目静态总投资减少上述比例是不太可能的。当本项目的上网电量增加6.3%时，项目全部投资内部收益率才能达到8%。本项目上网电量是综合考虑光伏发电站系统设计、光伏阵列布置、环境条件、各类折减因素，以及光伏组件的衰减率，计算得出项目25年累计发电量。考虑到本工程的特点和需要，本项目设计院在项目设计阶段收集了1986年-2011年项目地址附近的水平面太阳能总辐射量统计太阳能辐射、气温、气压和湿度等因素，结合美国NASA卫星多年太阳能辐射数据，推算出站址所在地的太阳能辐射等气象要素。这种计算发电量的方法得到了当地主管部门的认可，并且广泛的应用于光伏发电设计领域，因此本项目财务计算时采用的上网电量数值是合理的。除非光照等气象环境发生重大变化否则本项目上网电量在完整项目运行期内增加上述比例是不太可能的。此外，根据本项目可行性研究报告，本项目预计完全投产后每年将向华北区域电网提供28,685.6MWh净上网电量。根据本项目业主与晶科能源有限公司设备采购合112013中国统计年鉴.中国统计出版社,2014年,10-1。中国温室气体自愿减排项目设计文件第20页同，本项目可行性研究报告编制单位按照实际设备情况，又对上网电量进行了重新估算，本项目全经营周期内年平均发电量预计为30,484MWh，比原可研中的设计电量高6.27%，没有达到本项目上网电量的临界值，因此光伏组件装机容量的变化不会影响本项目的额外性。当本项目的上网电价增加6.3%时，项目全部投资内部收益率才能达到8%。本项目上网电价是2013年08月30日国家发展改革委出台的《关于发挥价格杠杆作用促进光伏产业健康发展的通知》（发改价格[2013]1638号）标杆上网电价政策。根据各地太阳能资源条件和建设成本，将全国分为三类资源区，分别执行每千瓦时0.9元、0.95元、1元的电价标准。本项目所在地属于I类资源区，执行每千瓦时0.9元电价标准。因此本项目上网电价不会再上调。当本项目的年运营成本下降21.5%时，项目全部投资内部收益率才能达到8%。运营成本主要包括维修费、保险费，工资和福利，材料费和其他费用，根据中国统计局出版的《2013年中国统计年鉴》，2006年到2012年的平均职工工资指数为11112；工业生产者购进价格指数为104.313；原材料工业出厂价格指数为104.314；由此可见近年来职工工资和及因生产而购进材料的价格等均呈增长趋势，因此本项目年运营成本在完整项目运行期内下降上述比例的可能性非常小。综上所述，本项目若不考虑减排收益（即替代方案P1）将不具备投资吸引力，替代方案P2比P1更具备经济吸引力。（4）障碍分析项目额外性可采用投资分析或障碍分析，而本项目采用投资分析进行项目额外性分析，因此不采用障碍分析。（5）普遍性分析参考CDM项目“额外性论证与评价工具”进行分析。5.1计算适用的容量或产出,范围为拟议项目活动总设计容量或产出的+/-50%。本项目装机容量为20MW，因此确定产出范围为15~30MW。5.2识别满足以下所有条件的类似项目：（a）位于所适用的地理区域内的项目；122013中国统计年鉴.中国统计出版社,2014年,4-11。132013中国统计年鉴.中国统计出版社,2014年,10-1。142013中国统计年鉴.中国统计出版社,2014年,10-13。中国温室气体自愿减排项目设计文件第21页（b）所采取措施与拟议项目活动相同的项目，这里的措施主要指相关技术或能源来源，包括提高能源效率，以及利用可再生能源（例如：提高能源效率，基于可再生能源发电）；（c）所采用的能量来源/燃料和原料与拟议项目活动相同的项目，如果拟议项目活动采用了技术转换措施；（d）项目实施所在的工厂，所生产的产品或服务与拟议项目工厂所生产的产品或服务具有可比质量，属性和应用区域（例如，熟料）；（e）项目的容量或产出在步骤1计算得出的适用的容量或产出范围内；（f）拟议项目活动的项目设计文件公示之前或拟议项目活动开始之前（两者中较早者），已经开始商业运营的项目；对于（a），本项目选择内蒙古自治区为适用的地理区域，原因如下：在中国每个省影响光伏项目经济性的要素是不同的，如投资环境、太阳能资源、光伏电价，劳动和服务的成本和类型等。这些要素使得中国每个省的光伏发电项目经济性出现很大差异，因此选择内蒙古自治区为适用的地理区域。对于（b）：本项目属于可再生能源发电，因此只有那些可再生能源发电的项目将予以考虑；对于（c）：本项目采用了技术转换措施，即利用太阳能发电，因此只有那些利用太阳能作为能量来源的项目将予以考虑；对于（d）：该项目是一个发电项目，由项目生产的产品是电力，因此，只有那些生产电力的项目，将被考虑；对于（e）：这些光伏发电项目，将选择装机容量15MW到30MW之间的项目；对于（f）：本项目开始时间为2014年07月28日，项目设计文件的公示日期为2014年07月16日，根据“额外性论证与评价工具”（第07.0.0版），只需分析2014年07月16日之前投产的光伏发电项目。综上所述，与拟议项目类似的项目活动定义为：内蒙古自治区内装机容量在15~30MW之间，并且在2014年07月16日前投入商业运行的光伏发电项目。5.3在子步骤5.2所识别的项目中，除去那些已注册为减排机制项目活动的项目活动，已提交注册的项目活动，正在审定的项目活动，并记录其数量为Nall。中国温室气体自愿减排项目设计文件第22页2002年对于中国电力行业来讲，是一个具有里程碑意义的年份。中国电力行业在2002年经历了重大的变革。首先，在市场经济改革的环境下，中国国家电力公司在2002年被划分为了五个单独的区域电网，随之带来了上网电量电价的变化和补贴额的变化。其次，经过改革现有的电价机制也发生了变化。最终造成了2002年中国发电项目投资环境的重大变化。因此对步骤5.2所识别的项目可按2002年为时间节点，分为：类别1—投资决策（或项目开工时间）早于2002年的内蒙古内15~30MW的光伏发电项目类别2—投资决策（或项目开工时间）晚于2002年的内蒙古内15~30MW的光伏发电项目甘肃敦煌10兆瓦光伏并网发电特许权示范项目是中国第一个大型光伏并网发电示范项目，其于2009年8月28日举行奠基仪式。因此投资决策（或项目开工时间）早于2002年的内蒙古内15~30MW的光伏发电项目数量为0，即类别1的项目数量为0。经中国清洁发展机制网（cdm.ccchina.gov.cn）、联合国网站（cdm.unfccc.int）、黄金标准网站（www.cdmgoldstandard.org/）、VCS网站（www.v-c-s.org）、内蒙古省发展和改革委员会网站（www.nmgfgw.gov.cn）、中国自愿减排交易信息平台（http://cdm.ccchina.gov.cn/ccer.aspx）进行数据查询，类别2中所有项目均已经成功开发为减排项目，因此类别2项目数量为0个。设定所识别出的类别2的总项目数目是0，那么，Nall=0+0=0。5.4从5.3中识别出的类似项目活动中，识别出那些采用不同于拟议项目活动的技术的项目活动，并记录其数量为Ndiff。因为Nall=0，所以Ndiff=0.5.5计算系数F=1-Ndiff/Nall，表示所使用措施/技术与拟议项目活动类似，且提供与拟议项目活动相同产出或容量的类似项目的份额（措施/技术的普及率）。如果系数F大于0.2和Nall与Ndiff的差值是大于3，在该适用地区的一个部门内，拟议的项目活动是一个“普遍的做法”。综上所述，F=0<0.2且Nall–Ndiff=0-0=0<3。因此，根据“额外性论证与评价工具”，本项目不具有普遍性。中国温室气体自愿减排项目设计文件第23页结论：本项目通过了“额外性论证与评价工具”（版本07.0.0）的所有步骤，因此本项目活动不是基准线情景，具有充分的额外性。B.6.减排量B.6.1.计算方法的说明>>1、项目排放根据方法学CM-001-V01（第一版），本项目是光伏发电项目，不涉及水库排放以及凝性气体释放，也不使用化石燃料，因此，项目排放为0，0yPE=tCO2e。2、基准线排放根据方法学CM-001-V01（第一版），本项目基准线排放仅包括由项目活动替代的化石燃料火电厂发电所产生的CO2排放，基准线排放计算如下：yCMgridyPJyEFEGBE,,,×=（1）其中：yBE=在y年的基准线排放量(tCO2/yr).yPJEG,=在y年，由于自愿减排项目活动的实施所产生的净上网电量(MWh/yr)..yCMgridEF,,=在y年，利用“电力系统排放因子计算工具”所计算的并网发电的组合边际CO2排放因子(tCO2/MWh)（1）计算项目净上网电量（yPJEG,）本项目是一个新建可再生能源并网发电项目，并且，在项目活动实施之前，在项目所在地点没有投入运行的可再生能源电厂，则根据方法学CM-001-V01（第一版），项目净上网电量为：,,PJyfacilityyEGEG=（2）其中：yPJEG,=在y年，由于项目活动的实施所产生净上网电量(MWh/yr),facilityyEG=在y年，发电厂/发电机组的净上网电量(MWh/yr)（2）计算项目电力系统的排放因子（yCMgridEF,,）按照“电力系统排放因子计算工具（第04.0版）”及国家发展和改革委员会发布的《2014中国区域电网基准线排放因子》，排放因子EFGrid,CM,y的计算按如下六个步骤进行：第1步.确定与本项目有关的电力系统根据“电力系统排放因子计算工具”，本项目以中国政府对电网的描述为依据确定与本项目有关的电力系统的边界。本项目所发电量接入内蒙古电网实现并网销售。根据《2014年中国区域电网基准线排放因子》，内蒙古电中国温室气体自愿减排项目设计文件第24页网属于华北区域电网；与本项目有关的电力系统的边界是华北区域电网，包括北京市、天津市、河北省、山西省、山东省和内蒙古自治区的电网组成。由于，华北区域电网从东北区域电网和西北区域电网调入电量。因此，这部分调入的电量也将在后续的计算步骤中考虑进去。第2步.确定在项目的电力系统中是否包含离网电厂（可选）项目参与方可选择如下两个选项之一来计算电量边际和容量边际的排放因子：选项I：计算中只包含并网电厂。选项II：计算中同时包含并网电厂和非并网电厂。本项目选择选项I来对电量边际和容量边际的排放因子进行计算。第3步.确定计算电量边际排放因子（yOMgridEF,,）的方法根据“电力系统排放因子计算工具”，可以采用如下四种计算方法中的一种计算电量边际排放因子（yOMgridEF,,）：(a)简单电量边际排放因子方法；(b)经调整的简单电量边际排放因子方法；(c)调度数据分析电量边际排放因子方法；(d)平均电量边际排放因子方法。参考《2014年中国区域电网基准线排放因子》，本项目采用方法（a）计算电量边际排放因子。简单电量边际排放因子方法的适用条件是低运行成本/必须运行的发电资源在电网发电构成中低于50%。本项目所在的华北区域电网的发电总量中低运行成本/必须运行的发电资源在2008~2012年始终保持低于50%15，符合方法（a）的适用条件。对于简单电量边际排放因子，项目参与方可以选择下列两种方法中的一种进行计算：·事前计算：如果采用事前计算方法，那么在审定阶段确定排放因子，在计入期内不监测也不需要更新排放因子。对于并网电厂，基于项目设计文件提交审定时可获得的最新数据，使用最近3年发电量的加权平均计算排放因子；对于离网电厂，使用项目设计文件提交审定前最近5年中的某一年的数据进行计算；·事后计算：如果采用事后计算方法，那么根据项目活动替代电网电量的年份确定排放因子，并在监测期间每年更新排放因子；如果计算第y年排放因子的数据通常在第y年结束6个月后才能获得，那么可以使用第y-1年的排放因子；如果计算第y年排放因子的数据通常在第y年结束18个月后才15根据国家统计局发布的区域发电量数据统计计算得出中国温室气体自愿减排项目设计文件第25页能获得，那么可以使用第y-2年的排放因子；要求在计入期内只能使用第y年、第y-1年或者第y-2年的数据来更新排放因子。本项目属于并网发电项目，在计算过程中只考虑并网电厂，采用事前数据（提交本项目设计文件时可以获得的最近3年数据）计算排放因子，在审定阶段确定排放因子，在计入期内不再监测和计算排放因子。第4步.采用选定的方法计算电量边际排放因子（yOMgridEF,,）根据“电力系统排放因子计算工具”，步骤3（a）提供了计算电量边际排放因子（yOMgridEF,,）的A、B两个选项。选项A：基于单个电厂的净发电量及其CO2排放因子进行计算；选项B：基于电网中所有电厂的总净上网电量、燃料类型以及燃料总消费总量进行计算。只有当满足以下条件时，选项B才能被使用：(a)选项A所需的必要数据不可得；和(b)只有核电和可再生能源发电才被认为是低成本/必须运行的电厂，并且这些电厂向电网的供电量数据是可得的；和(c)非并网电厂并未包含在计算中因为本电网内单个电厂的净发电量及CO2排放因子数据不可得，所以选项A不适用于本项目；因为本电网的低运行成本/必须运行的发电资源只有核能和可再生能源发电，这些电厂上网电量数据已知，且无离网电厂被纳入电力系统排放因子计算过程，所以采用选项B计算简单电量边际排放因子（yOMsimplegridEF,,），计算公式如下：,,2,,,,()iyiyCOiyigridOMsimpleyyFCNCVEFEFEG××=∑（3）()∑−×=jyjyjyrGENEG,,1（4）其中：yOMsimplegridEF,,是第y年简单电量边际CO2排放因子（tCO2/MWh）；yiFC,是第y年华北区域电网燃料i的消耗量（质量或体积单位）；yiNCV,是第y年燃料i的净热值（能源含量，GJ/质量或体积单位）；yiCOEF,,2是第y年燃料i的CO2排放因子（tCO2e/GJ）；yEG是华北区域电网第y年向电网提供的电量（MWh），不包括低成本/必须运行电厂/机组；i是第y年华北区域电网消耗的所有化石燃料种类；中国温室气体自愿减排项目设计文件第26页y是按照第3步选择的提交项目设计文件时可获得数据的最近三年（事先计算）；yjGEN,是华北区域电网省份j在第y年的发电量；yjr,是华北区域电网省份j在第y年的厂用电率。计算电量边际排放因子（yOMgridEF,,）所需的发电量、装机容量和厂用电率等数据来源为2011~2013年《中国电力年鉴》和《2012年电力工业统计资料汇编》；发电燃料消耗以及发电燃料的平均低位发热值等数据来源为2011~2013年《中国能源统计年鉴》；电网间电量交换的数据来源为《2010~2012年电力工业统计资料汇编》；分燃料品种的潜在排放因子和碳氧化率来源为《2006年IPCC国家温室气体清单指南》第二卷第一章1.21~1.24页的表1.3和表1.4。本次分燃料品种的潜在排放因子采用了上述表1.4中的95%置信区间下限值。参考由中国国家发展与改革委员会发布的《2014年中国区域电网基准线排放因子》，华北区域电网电量边际排放因子（yOMgridEF,,）为1.0580tCO2/MWh。计算过程详见附件2。第5步.确定计算容量边际排放因子（yBMgridEF,,）“电力系统排放因子计算工具”提供了计算容量边际排放因子（yBMgridEF,,）的两种选择：1）在第一个计入期，基于项目设计文件提交时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；2）依据直至项目活动注册年止建造的机组、或者如果不能得到这些信息，则依据可得到的近年来建造机组的最新信息，在第一计入期内逐年事后更新容量边际排放因子（yBMgridEF,,）；在第二个计入期内按选项1）的方法事前计算容量边际排放因子（yBMgridEF,,）；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）的事前计算，不需要事后的监测和更新。由电厂改造带来的容量增加不包含在容量边际排放因子的计算中。用以计算容量边际排放因子的样本机组m通过以下程序确定，和上面选择的数据源一致：（a）识别出除注册为CDM项目的机组外，最近开始向电网供电的5台发电机组（unitsSET−5）,并确定它们的年发电量（unitsSETAEG−−5，）(MWh)；（b）确定除注册为CDM项目机组外，项目电力系统的年发电量（totalAEG）。识别出除注册为CDM项目机组外，最近开始向电网供电并构成totalAEG20%（如果20%落在某台机组的一部中国温室气体自愿减排项目设计文件第27页分，则整台机组的发电量都包含在计算中）（%20≥SET）的机组台数，并确定其年发电量（%20≥−SETAEG）（MWh）；（c）从unitsSET−5和%20≥SET中选择年发电量更大的发电机组作为样本机组（sampleSET）；识别sampleSET中电力机组向电网开始供电的时间。如果sampleSET所有机组的向电网开始供电时间都不在10年以前，则只用sampleSET计算容量边际排放因子，忽略下面步骤（d），（e），（f）。否则，（d）从sampleSET的电力机组中除去向电网开始供电时间早于10年者。将注册为CDM项目并最近开始向电网供电的电力机组包含至sampleSET，直至新的机组能构成项目电力系统的年发电量的20%（如果20%落在某台机组的一部分，则整台机组的发电量都包含在计算中）。确定作为结果的机组（CDMsampleSET−）的年发电量（CDMsampleSETAEG−−）（MWh）；如果这些机组的年发电量构成项目电力系统年发电量的至少20%（即CDMsampleSETAEG−−≥0.2×totalAEG），则使用样本CDMsampleSET−来计算容量边际排放因子，忽略步骤（e）和（f）。否则，（e）将10年前开始向电网供电的电力机组包含至样本机组CDMsampleSET−，直至新的机组能构成项目电力系统的年发电量的20%（如果20%落在某台机组的一部分，则整台机组的发电量都包含在计算中）；（f）用来计算容量边际排放因子的样本机组m作为最终结果机组（yrsCDMsampleSET10−〉−）。由于数据可得性的原因，本项目计算采用CDMEB同意的变通办法：·使用过去1-3年间新增容量来估计电网电力的容量边际排放因子；·使用装机容量代替年供电量来估算权重，并建议使用中国省级/地区级或国家级电网中最先进的商业化技术的效率水平，作为一种保守的近似。因此，本项目首先计算新增装机容量及其中各种发电技术的组成，然后计算新增装机中各发电技术的权重，最后利用各种技术商业化的最优效率水平计算容量边际排放因子（yBMgridEF,,）。根据“电力系统排放因子计算工具”，容量边际排放因子（yBMgridEF,,）可按m个样本机组排放因子的发电量加权平均求得，公式如下：∑∑×=mymmymELymyBMgridEGEFEGEF,,,,,,（5）其中：中国温室气体自愿减排项目设计文件第28页yBMgridEF,,是第y年的容量边际排放因子（tCO2/MWh）；ymELEF,,是第m个样本机组在第y年的排放因子（tCO2/MWh）；ymEG,是第m个样本机组在第y年向电网提供的电量（MWh），也即上网电量。m是样本机组；y是能够获得发电历史数据的最近年份。其中第m个机组的排放因子ymELEF,,根据“电力系统排放因子计算工具”的步骤4中“简单电量边际排放因子”中的选项A2计算。根据现有统计数据无法从火电中分离出燃煤、燃油和燃气的各种发电技术的容量，因此采用如下步骤计算容量边际排放因子（EFgrid,BM,y）：步骤1.利用最近一年的可得能源平衡表数据，计算出发电用固体、液体和气体燃料对应的CO2排放量在总排放量中的比重。∑∑××××=∈jiyjiCOyiyjijCOALiyjiCOyiyjiyCoalEFNCVFEFNCVF,,,,2,,,,,,,2,,,,λ（6）∑∑××××=∈jiyjiCOyiyjijOILiyjiCOyiyjiyOilEFNCVFEFNCVF,,,,2,,,,,,,2,,,,λ（7）∑∑××××=∈jiyjiCOyiyjijGASiyjiCOyiyjiyGasEFNCVFEFNCVF,,,,2,,,,,,,2,,,,λ（8）其中：yjiF,,是第j个省份在第y年的燃料i消耗量（质量或体积单位，其中固体和液体燃料为吨，气体燃料为立方米）；yiNCV,是燃料i在第y年的净热值（固体和液体燃料为GJ/t，气体燃料为GJ/m3）；yjiCOEF,,,2是燃料i的排放因子（tCO2e/GJ）。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。步骤2：以步骤1计算出的比重为权重，以商业化最优效率技术水平对应的排放因子为基础，计算出电网的火电排放因子。yAdvGasyGasyAdvOilyOilyAdvCoalyCoalyThermalEFEFEFEF,,,,,,,,,,×+×+×=λλλ（9）其中yAdvCoalEF,,、yAdvOilEF,,和yAdvGasEF,,分别是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。步骤3：用步骤2计算的火电排放因子乘以火电在电网新增的20%容量中的比重得到电网的容量边际排放因子（yBMgridEF,,）。中国温室气体自愿减排项目设计文件第29页yThermalyTotalyThermalyBMgridEFCAPCAPEF,.,,,×=（10）其中：yTotalCAP,是超过现有容量20%的新增总容量；yThermalCAP,是新增火电容量。计算容量边际排放因子（yBMgridEF,,）所需的发电燃料消耗以及发电燃料的低位发热值等数据来源为2013年《中国能源统计年鉴》；分燃料品种的潜在排放因子和碳氧化率来源为《2006年IPCC国家温室气体清单指南》第二卷第一章1.21~1.24页的表1.3和表1.4。本次分燃料品种的潜在排放因子采用了上述表1.4中的95%置信区间下限值。参考由国家发改委发布的《2014年中国区域电网基准线排放因子》，华北区域电网的容量边际排放因子（yBMgridEF,,）数值为0.5410tCO2/MWh。（具体参数的计算过程详见附件2）第6步.计算组合边际排放因子（yCMgridEF,,）根据“电力系统排放因子计算工具”，组合边际排放因子（yCMgridEF,,）根据以下方法之一确定：（a）加权平均CM，或者；（b）简单CM。加权平均CM（选项a）应优先选择。简单CM（选项b）只能用在当项目位于最不发达国家（LDC）或注册项目少于10个的国家或小岛屿发展中国家，且第5步应用的数据要求不能被满足的情况下。本项目采用加权平均CM（选项a）计算组合排放因子。组合边际排放因子按以下公式计算：BMyBMgridOMyOMgridyCMgridEFEFEFωω×+×=,,,,,,（11）其中：yBMgridEF,,是第y年的容量边际排放因子（tCO2/MWh）；yOMgridEF,,是第y年的电量边际排放因子（tCO2/MWh）；根据“电力系统排放因子计算工具”，光伏发电项目的权重OMω默认值为0.75，BMω默认值为0.25。根据公式，事前计算得到组合边际排放因子yCMgridEF,,=1.058075%+0.541025%=0.92875（tCO2e/MWh）。3、泄漏根据方法学CM-001-V01（第一版），泄漏排放不予考虑。4、减排量计算中国温室气体自愿减排项目设计文件第30页项目活动年减排量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不考虑泄漏，所以，最终温室气体减排的计算公式为：ERy=BEy-PEy（12）其中：PEy(tCO2e)是年份y的项目活动排放量；BEy(tCO2e)是年份y的基准线排放量。B.6.2.预先确定的参数和数据>>数据/参数：FCi,y数据单位：质量或体积单位数据描述：第y年项目所在电力系统燃料i的消耗量所使用的数据来源：《中国能源统计年鉴》，2010~2012所应用的数据值：详见发改委清洁发展机制网公布数据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:国家发展和改革委员会应对气候变化司发布的《2014中国区域电网基准线排放因子》数据用途计算电网组合边际CO2排放因子评价意见:-数据/参数：NCVi,y数据单位：固体和液体燃料为GJ/t，气体燃料为GJ/m3数据描述：燃料i在第y年的净热值所使用的数据来源：《中国能源统计年鉴》，2010~2012所应用的数据值：详见发改委清洁发展机制网公布数据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:国家发展和改革委员会应对气候变化司发布的《2014中国区域电网基准线排放因子》数据用途计算电网组合边际CO2排放因子评价意见:-数据/参数：EFCO2,i,j,y数据单位：tCO2/GJ中国温室气体自愿减排项目设计文件第31页数据描述：燃料i的排放因子所使用的数据来源：2006IPCCGuidelinesforNationalGreenhouseGasInventories，Volume2Energy，第一章1.21-1.24页的表1.3和表1.4所应用的数据值：详见发改委清洁发展机制网公布数据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:国家发展和改革委员会应对气候变化司发布的《2014中国区域电网基准线排放因子》数据用途计算电网组合边际CO2排放因子评价意见:-数据/参数：EGy数据单位：MWh数据描述：电力系统第y年向电网提供的电量所使用的数据来源：2010~2012年《中国电力年鉴》所应用的数据值：详见发改委清洁发展机制网公布数据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:国家发展和改革委员会应对气候变化司发布的《2014中国区域电网基准线排放因子》数据用途计算电网组合边际CO2排放因子评价意见:不包括低成本/必须运行电厂/机组；数据/参数：发电量数据单位：MWh数据描述：电力系统间电力调入或调出所使用的数据来源：2011~2013年《电力工业统计资料汇编》所应用的数据值：详见发改委清洁发展机制网公布数据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:国家发展和改革委员会应对气候变化司发布的《2014中国区域电网基准线排放因子》数据用途计算电网组合边际CO2排放因子评价意见:-数据/参数：EFCoal,Adv,y，EFOil,Adv,y，EFGas,Adv,y中国温室气体自愿减排项目设计文件第32页数据单位：tCO2/MWh数据描述：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，所使用的数据来源：中国电力企业联合会统计所应用的数据值：详见发改委清洁发展机制网公布数据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:国家发展和改革委员会应对气候变化司发布的《2014中国区域电网基准线排放因子》数据用途计算电网组合边际CO2排放因子评价意见:-数据/参数：,TotalyCAP数据单位：MW数据描述：超过现有容量20%的新增总容量所使用的数据来源：2011~2013年《中国电力年鉴》所应用的数据值：详见发改委清洁发展机制网公布数据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:国家发展和改革委员会应对气候变化司发布的《2014中国区域电网基准线排放因子》数据用途计算电网组合边际CO2排放因子评价意见:-数据/参数：,ThermalyCAP数据单位：MW数据描述：新增火电容量所使用的数据来源：2011~2013年《中国电力年鉴》所应用的数据值：详见发改委清洁发展机制网公布数据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:国家发展和改革委员会应对气候变化司发布的《2014中国区域电网基准线排放因子》数据用途计算电网组合边际CO2排放因子评价意见:-数据/参数：OMW中国温室气体自愿减排项目设计文件第33页数据单位：%数据描述：电量边际排放因子的权重所使用的数据来源：电力系统排放因子计算工具所应用的数据值：75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:方法学数据用途计算电网组合边际CO2排放因子评价意见:-数据/参数：BMW数据单位：%数据描述：容量边际排放因子的权重所使用的数据来源：电力系统排放因子计算工具所应用的数据值：25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:方法学数据用途计算电网组合边际CO2排放因子评价意见:-B.6.3.减排量事前计算>>根据设计院所提供的可行性研究报告和结合实际装机的电量估算证明，光伏项目的光伏组件存在效率衰减，本项目前2年内衰减不超过2%，25年总衰减率不超过20%，所以在25年经营周期内项目的发电量逐年递减。因此全经营周期的年平均减排量和第一计入期内的年平均减排量是不一致的。本项目的全经营周期的年平均减排量如下所示：1项目排放量根据B.6.1,PEy=0tCO2e2基准线排放量中国温室气体自愿减排项目设计文件第34页依据可行性研究报告，本项目实际发电量考虑组件衰减，本项目前2年内衰减不超过2%，25年总衰减率不超过20%。在25年全经营周期内的年均净上网电量为30,484MWh，第一个计入期（7年）的平均年上网电量为32,971MWh。计入期内各年上网电量如下表所示：年份发电量第1年33,860第2年33,559第3年33,261第4年32,966第5年32,673第6年32,382第7年32,095平均32,971项目基准线排放量依据基准排放计算公式为BEy=EGPJ,y×EFgrid,CM,y。第一计入期BEy=32,9710.92875=30,621tCO2e25年全经营周期年均排放量BEy=30,4840.92875=28,312tCO2e3项目泄漏不考虑泄漏的情况4项目减排量根据B.6.1,全经营周期内ERy=BEy-PEy=28,312–0=28,312tCO2e同理，根据第一计入期内的年均上网电量32,971MWh，也可以计算出第一计入期内的年均减排量为30,621tCO2e。中国温室气体自愿减排项目设计文件第35页B.6.4.事前估算减排量概要年份基准线排放(tCO2e)项目排放(tCO2e)泄漏(tCO2e)减排量(tCO2e)2014年12月18日~2014年12月31日1,206160—1,2062015年12月01日~2015年12月31日31,4360—31,4362016年01月01日~2016年12月31日31,1570—31,1572017年01月01日~2017年12月31日30,8800—30,8802018年01月01日~2018年12月31日30,6060—30,6062019年01月01日~2019年12月31日30,3340—30,3342020年01月01日~2020年12月31日30,0650—30,0652021年01月01日~2021年12月17日28,6641728,664合计214,3480—214,348计入期时间合计7年计入期内年均值30,6210—30,621B.7.监测计划B.7.1.需要监测的参数和数据>>数据/参数：EGfacility,y单位：MWh描述：年份y本项目净上网电量，该净上网电量等于项目的上网电量与项目的下网电量之差。所使用数据的来源：根据公式计算：EGfacility,y=EGout,y–EGin,y数据值：30,484(全经营周期年均值)，32,971(第一计入期年均值)测量方法和程序:通过安装在本项目边界内的电表监测，电表精度不低于0.5S。电表用于监测上网电量和下网电量。161,206=338600.9287614/3651728,664=32,0950.92876351/365中国温室气体自愿减排项目设计文件第36页监测频率：连续测量，至少每月记录一次QA/QC程序:用电力销售记录对测量结果进行交叉校验。本项目安装有备表，确保主表故障时候的电量计数不出现空缺。数据进行电子存档并且至少保存至最后一个计入期结束后两年。电表每年按照相关的国家或行业标准委托有资质的第三方进行校验或校准。数据用途：基准线排放的计算评价：-数据/参数：EGout,y单位：MWh描述：第y年本项目输送到连接电网的总上网电量所使用数据的来源：电表的监测值数据值：30,484(全经营周期年均值)，32,971(第一计入期年均值)测量方法和程序:通过安装在本项目边界内的电表监测，电表精度不低于0.5S。电表用于监测上网电量和下网电量。监测频率：连续测量，至少每个月记录一次QA/QC程序:根据国家或行业相关标准,每年对电表进行校准，电表精度至少为0.5S。本项目安装有备表，确保主表故障时候的电量计数不出现空缺。电表的测量数据与电量结算凭据交叉核对。数据进行电子存档并且至少保存至最后一个计入期结束后两年。数据用途：计算净上网电量评价：数据/参数：EGin,y单位：MWh描述：第y年本项目的下网总电量所使用数据的来源：电表的监测值数据值：0测量方法和程序:通过安装在本项目边界内的电表监测，电表精度不低于0.5S。电表用于监测上网电量和下网电量。监测频率：连续测量，至少每个月记录一次QA/QC程序:根据国家或行业相关标准,每年对电表进行校准，中国温室气体自愿减排项目设计文件第37页电表精度至少为0.5S。电表的测量数据与电量结算凭据交叉核对。本项目安装有备表，确保主表故障时候的电量计数不出现空缺。数据进行电子存档并且至少保存至最后一个计入期结束后两年。数据用途：计算净上网电量评价：B.7.2.数据抽样计划>>本项目不涉及。B.7.3.监测计划其它内容>>由于本项目的基准线排放因子事前确定，因此净上网电量成为本项目监测的核心内容，本监测计划主要针对净上网电量的监测制定。监测计划的组织结构本项目监测计划的运行和管理结构图详见图6。监测手段图6.监测计划的运行和管理结构项目业主减排项目负责人全面负责项目减排项目相关事宜，特别是(1)追踪减排项目进度。(2)监督与监测数据和过程相关的项目运作状态，确保监测过程合规有序。(3)负责CCER签发活动，确保相关数据完整和准确。财务部负责检查活动所需数据，包括电表读数记录、电力销售和购买记录。其它部门在减排项目负责人的协调下，配合技术中心完成监测相关工作。统计员测量、记录上网电量。技术部仪表校准与维修、错误处理、QA/QC、数据存档和管理。中国温室气体自愿减排项目设计文件第38页本项目所发电力通过2回35kV集电线路，通过220kV线路送出，最终并入该区域电网。本项目净上网电量EGfacility,y通过安装在本项目的电表测量上网电量与下网电量之差得到。本项目上网电量和下网电量数据将用电力销售记录对测量结果进行交叉校验。监测示意图如下：监测设备及安装电能计量装置按照《电能计量装置技术管理规程》（DL/T448-2000）的技术要求进行配置。项目运行前，电能计量装置由项目业主和电网公司依据此标准要求进行检查验收。校准和测量电表定期检定及现场周期校验工作应按照国家电力行业有关标准、规程执行，以确保电表的精确度，至少每年校准一次。经检定后，电表必须加以封印。当电表的测量误差大于允许误差或者由于电表发生故障对电表进行维修时，电量按照项目业主和电网公司双方之间签订的购售电合同进行确定，减排量计算将按照双方确认一致的保守数据进行计算。质量保证与质量控制质量保证和质量控制程序涉及数据记录、维护和归档。本项目将在项目运行期间根据国内自愿减排项目相关规定和实际运行情况逐渐完善质量保证和质量控制程序。如果电表的误差大于可允许范围，或电表无法正常工作时，项目活动产生的发电量将由以下方法确定：•如果主表运行出现故障或读数误差超过可接受范围，那么备表的数据将会被引用参考。•如果电表误差超过可接受范围或出现操作不规范行为，项目业主和电厂应当设计一个合理而保守的供电测量方案，并向第三方审定机构提供足够的证据。•校准试验记录将被保存以备核查。中国温室气体自愿减排项目设计文件第39页数据管理系统本项目的减排项目负责人全权负责监测与减排量计算有关的数据和信息，并负责存档项目减排量核准所需的所有数据和信息。所有数据进行电子存档并且至少保存至最后一个计入期结束后两年。中国温室气体自愿减排项目设计文件第40页C部分.项目活动期限和减排计入期C.1.项目活动期限C.1.1.项目活动开始日期>>2014年07月28日（项目第一份合同签署）C.1.2.预计的项目活动运行寿命>>25年，不含一年建设期。C.2.项目活动减排计入期C.2.1.计入期类型>>可更新计入期，每个计入期7年，可更新两次，共计21年。C.2.2.第一计入期开始日期>>以项目投产日为准，2014年12月18日18。C.2.3.第一计入期长度>>7年，可更新。2014年12月18日到2021年12月17日(含首尾两日）D部分.环境影响D.1.环境影响分析>>D.1.1施工期环境影响分析本项目的实施，将会造成施工扬尘、噪声、生活垃圾和弃土的影响。本项目在施工季节，若遇到干燥天气，可能会形成扬尘影响大气环境质量；通过调节施工工作时间，错开居民休息时段，将不会对周围居民产生不利影响；通过有效的垃圾和弃土处理方式，避免二者对附近居民和环境造成不利影响。18由于国家发改委目前暂未有计入期时间的更新规定，根据减排量的可追溯性，本项目的计入期开始时间以实际投产发电时间为准。中国温室气体自愿减排项目设计文件第41页D.1.2运营期环境影响分析D.1.2.1废气影响分析本项目生产期间无工艺废气污染源，不做分析。运营期间食堂的油烟通过油烟净化器处理后排放，对环境影响较小。D.1.2.2废水影响分析本项目的污水主要有生活污水和清洗污水，其中生活污水为主要排放。站内设置地埋式一体化污水处理设备，处理后的污水不外排，全部站区绿化用水或降尘用水。本工程污水处理采用WSZ-A/O处理工艺，处理后生产生活废污水水质符合国家标准。D.1.2.3噪声影响分析本项目的光伏发电本身没有机械转动部件，所以运营期间没有噪音产生。D.1.2.4固体废弃物影响分析本项目的固体废弃物主要为工作人员的生活垃圾，站内设有垃圾收集专用设备，清运至当地环保部门指定场地处理。D.1.2.5光污染影响分析本项目的太阳能光伏板在吸收太阳能过程中，可能会反射折射太阳光。项目所采用的光伏组件使用了绒面处理技术或者减少反射镀膜技术，使光伏阵列的反射率仅为5%，不会影响交通安全，不存在光污染。D.2.环境影响评价>>综上所述，本项目只要在实施建设中，严格按照“三同时”原则进行设计、施工和运行，切实落实环评报告表中提出的各项生态环境保护和及水土保持措施以及污染防治措施，在生产运行中加强管理，确保项目建成运行后达到本报告中的排污水平，则项目建设对环境的影响较小；并且通过本项目的实施，将减少因燃煤发电向大气中排放的二氧化硫、二氧化氮及烟粉尘等污染物，具有较好的环保效益，因此从环境保护的角度评价，本项目的建设是可行的。中国温室气体自愿减排项目设计文件第42页E部分.利益相关方的评价意见E.1.简要说明如何征求地方利益相关方的评价意见及如何汇总这些意见>>2014年04月03日，本项目业主在项目所在地附近区域张贴了利益相关方意见征求的通知，项目业主以调查问卷填写、电话和邮件的形式进行地方利益相关方评价意见的征求工作。调查问卷采用回收的方式、电话和邮件均有专人在指定时间内接听和接收，对调查问卷、电话和邮件的结果进行汇总。E.2.收到的评价意见的汇总>>E.2.1调查问卷统计结果调查问卷共发出30份，30分成功回收。本次问卷面对受访对象主要为项目现场附件居民（农民，企业职工和政府人员）和参与本项目建设过程的周边居民。参与调查者的构成状况统计属性信息内容得票数百分比年龄25岁及以下310%25-452170%45岁及以上620%文化程度初中及以下2480%高中310%大学及以上310%职业政府官员310%工人310%农民2170%教师26.66%学生13.33%调查问卷统计情况表主要问题：1)您对项目的建设持什么态度？2)您认为这个项目活动有可能会对当地就业产生什么样的影响？3)您认为这个项目活动有可能会对当地经济发展产生什么样的影响？4)您认为这个项目活动有可能会对当地社会生活产生什么样的影响？5)您认为项目活动可能对环境造成哪些不利影响？中国温室气体自愿减排项目设计文件第43页6)您认为这个项目活动有可能会对当地生态环境产生什么样的影响？7)此项目的建设有无对您的生活、学习或工作产生任何不利的影响？8)这个项目的建设和实施总体上会带来什么样的效果？9)您对项目有什么其它意见、建议或评价？通过回收问卷，所有(100%)被调查者支持本工程的建设。具体细节请参下：1．100%的人都对本项目持有赞同态度。2．97%的人认为本项目对当地就业产生正面影响，3%认为没有影响。3．97%的人认为本项目对当地经济发展产生正面影响，3%认为没有影响。4．94%的人认为本项目对当地社会生产有正面影响，6%认为没有影响。5．100%的人不认为本项目对当地环境有不利影响。6．94%的人认为本项目对当地生态环境有正面影响，6%认为没有影响。7．100%的人不认为本项目对自己的生活有不利影响。8．100%的人认为本项目对总体来讲对当地带来积极效果9.100%的人没有其他建议或意见。E.2.2电话和电子邮件没有接到相关利益相关方的意见反馈。E.3.对所收到的评价意见如何给予相应考虑的报告>>当地利益相关方都非常支持本项目的建设和运行，没有对本项目负面的评价意见。-----中国温室气体自愿减排项目设计文件第44页附件1:申请项目备案的企业法人联系信息企业法人名称：北京京能新能源有限公司地址：北京市大兴区青云店镇民营科技园区东路38号邮政编码：100028电话：010-64522595传真：010-64287680电子邮件：liuyinping@bjnewenergy.com网址：http://www.bjnewenergy.com/授权代表：刘银平姓名：刘银平职务：高级CDM主管部门：CDM办公室手机：13466754682传真：010-64287680电话：010-64522595电子邮件：liuyinping@bjnewenergy.com中国温室气体自愿减排项目设计文件第45页附件2:事前减排量计算补充信息本项目采用中国国家发展和改革委员会公布的《2014国区域电网基准线排放因子》中公布的华北区域电网电量边际排放因子和容量边际排放因子数据。以下几张表格总结了本项目根据已批准的“电力系统排放因子计算工具”（版本04.0）提供的计算公式计算华北区域电网电量边际排放因子和容量边际排放因子的数据、数据来源和计算过程。中国温室气体自愿减排项目设计文件第46页表A1.2010年华北电网电量边际排放因子计算表燃料分类单位北京市天津市河北省山西省内蒙古山东省小计排放因（tc/TJ）燃料排放因子(kgCO2/TJ)平均低位发热量（MJ/t,km3）CO2排放量（tCO2e）ABCDEFG=A+B+C+D+E+FHIJK=G×I×J/100000（质量单位）K=G×I×J/10000(体积单位)原煤万吨688.662499.578896.459347.8313864.6713605.6448902.8225.887,30020,908892,607,720洗精煤万吨0.870.8725.887,30026,34420,009其它洗煤万吨5.38131.11620.2188.54646.711491.9525.887,3008,36310,892,576型煤万吨1.5341.9843.5126.687,30020,908794,174焦炭万吨029.295,70028,4350煤矸石万吨252.292120.95601.17898.033872.4425.887,3008,36328,272,293焦炉煤气亿立方米0.041.7517.220.414.411.8655.6612.137,30016,7263,472,515高炉煤气亿立方米12.8918.53295.0241.7449.56203.79621.5370.8219,0003,76351,220,101转炉煤气亿立方米8.480.078.5546.9145,0007,945984,981其它煤气亿立方米012.137,3005,2270原油万吨02071,10041,8160汽油万吨018.967,50043,0700柴油万吨0.12.270.552.665.5820.272,60042,652172,787燃料油万吨0.490.170.013.243.9121.175,50041,816123,443石脑油万吨020.272,20043,9060润滑油万吨02071,90041,3980石蜡万吨02072,20039,9340溶剂油万吨02072,2002,9450石油沥青万吨02169,30038,9310中国温室气体自愿减排项目设计文件第47页石油焦万吨6.9712.472.8222.2626.682,90031,947589,535液化石油气万吨017.261,60050,1790炼厂干气万吨1.372.122.415.915.748,20046,055130,971天然气亿立方米16.080.570.226.160.180.1623.3715.354,30038,9314,940,309其它石油制品万吨0.8528.1428.992072,20041,816875,241其它焦化产品万吨7.993.411.3925.895,70028,435309,948其它能源万吨标煤20.4217.0745.5334.6620.838.56177.040000小计995,406,604《中国能源统计年鉴2011》中国温室气体自愿减排项目设计文件第48页表A2.2010年华北电网火力发电量省名称发电量(MWh)厂用电率(%)供电量(MWh)北京市26,300,0006.224,669,400天津市55,600,0006.6351,913,720河北省199,800,0006.73186,353,460山西省210,800,0008.03193,872,760内蒙古自治区240,700,0007.74222,069,820山东省306,400,0006.98285,013,280总计1,039,600,000963,892,440《中国电力年鉴2011》表A3.华北区域电网华北区域电网华北区域电网2010年排放因子参数单位数值来源A华北从东北净调入MWh8,815,880《电力工业统计资料提要2011》B东北电网总排放量tCO2e255,899,302根据《中国电力年鉴》和《中国能源统计年鉴》计算C东北电网总供电量MWh231,430,640《中国电力年鉴2011》D东北电网平均排放因子tCO2e/MWh1.1057D=B/CE华北电网从西北净调入MWh2,048,870《电力工业统计资料提要2011》F西北电网总排放量tCO2e256,755,243根据《中国电力年鉴》和《中国能源统计年鉴》计算G西北电网总供电量MWh260,589,710《中国电力年鉴2011》西北电网平均排放因tCO2e/MWh0.9853H=F/G中国温室气体自愿减排项目设计文件第49页表A4.2011年华北电网电量边际排放因子计算表燃料分类单位北京市天津市河北省山西省内蒙古山东省小计排放因（tc/TJ）燃料排放因子(kgCO2/TJ)平均低位发热量（MJ/t,km3）CO2排放量（tCO2e）ABCDEFG=A+B+C+D+E+FHIJK=G×I×J/100000（质量单位）K=G×I×J/10000(体积单位)原煤万吨680.972828.4510070.311032618998.3813784.6856688.7925.887,30020,9081,034,722,570洗精煤万吨11.932.841.6716.4425.887,30026,344378,092其它洗煤万吨85.86642.47185.09724.811638.2325.887,3008,36311,960,552型煤万吨1.2332.3433.5726.687,30020,908612,743焦炭万吨029.295,70028,4350煤矸石万吨279.362101.12896.55960.134237.1625.887,3008,36330,935,077焦炉煤气亿立方米1.5218.4722.01615.5563.5512.137,30016,7263,964,756高炉煤气亿立方米16.08298.636.960.32159.41571.3170.8219,0003,76347,081,486转炉煤气亿立方米1.7510.621.0212.6926.0846.9145,0007,9453,004,481其它煤气亿立方米0.530.5312.137,3005,22710,333原油万吨02071,10041,8160汽油万吨018.967,50043,0700柴油万吨0.091.960.561.764.3720.272,60042,652135,319燃料油万吨0.250.080.021.682.0321.175,50041,81664,089石脑油万吨020.272,20043,9060润滑油万吨02071,90041,3980石蜡万吨02072,20039,9340溶剂油万吨02072,20042,9450石油沥青万吨02169,30038,9310中国温室气体自愿减排项目设计文件第50页石油焦万吨5.8715.4213.6334.9226.682,90031,947924,823液化石油气万吨0.010.0117.261,60050,179309炼厂干气万吨0.410.022.023.275.7215.748,20046,055126,975天然气亿立方米15.70.570.155.850.120.1322.5215.354,30038,9314,760,623其它石油制品万吨0.872.324.918.12072,20041,816244,548其它焦化产品万吨9.811.2911.125.895,70028,435302,056其它能源万吨标煤18.5614.2960.765.9812.6353225.160000小计1,139,228,834《中国能源统计年鉴2012》中国温室气体自愿减排项目设计文件第51页表A5.2011年华北电网火力发电量省名称发电量(MWh)厂用电率(%)供电量(MWh)北京市25,800,000624,252,000天津市61,200,0006.457,283,200河北省215,100,0006.5201,118,500山西省229,600,0008211,232,000内蒙古自治区288,900,0007.6266,943,600山东省312,900,0006.8291,622,800总计1,133,500,0001,052,452,100《中国电力年鉴2012》表A6.华北区域电网华北区域电网华北区域电网2011年排放因子参数单位数值来源A华北从东北净调入MWh10,045,670《电力工业统计资料提要2012》B东北电网总排放量tCO2e287,781,338根据《中国电力年鉴》和《中国能源统计年鉴》计算得出C东北电网总供电量MWh249,241,300《中国电力年鉴2012》D东北电网平均排放因子tCO2e/MWh1.1546D=B/CE华北电网从西北净调入MWh25,697,020《电力工业统计资料提要2012》F西北电网总排放量tCO2e321,335,334根据《中国电力年鉴》和《中国能源统计年鉴》计算得出G西北电网总供电量MWh341,716,600《中国电力年鉴2012》H西北电网平均排放tCO2e/MWh0.9404H=F/GI华北总供电量MWh1,088,194,790I=华北电网总发电量＋A+EJ华北电网总排放量tCO2e1,174,992,213K华北电网排放因子tCO2e/MWh1.0798K=J/I中国温室气体自愿减排项目设计文件第52页表A8.2012年华北电网电量边际排放因子计算表燃料分类单位北京市天津市河北省山西省内蒙古山东省小计排放因（tc/TJ）燃料排放因子(kgCO2/TJ)平均低位发热量（MJ/t,km3）CO2排放量（tCO2e）ABCDEFG=A+B+C+D+E+FHIJK=G×I×J/100000（质量单位）K=G×I×J/10000(体积单位)原煤万吨649.562746.389577.1410836.3320226.3913276.3557312.1525.887,30020,9081,046,100,563洗精煤万吨11.932.841.6716.4425.887,30026,344524,591其它洗煤万吨85.86642.47185.09724.811638.2325.887,3008,36321,200,058型煤万吨1.2332.3433.5726.687,30020,908593,395焦炭万吨029.295,70028,4350煤矸石万吨279.362101.12896.55960.134237.1625.887,3008,36324,989,225焦炉煤气亿立方米1.5218.4722.01615.5563.5512.137,30016,7263,864,935高炉煤气亿立方米16.08298.636.960.32159.41571.3170.8219,0003,76347,081,486转炉煤气亿立方米1.7510.621.0212.6926.0846.9145,0007,9453,004,481其它煤气亿立方米0.530.5312.137,3005,22710,333原油万吨02071,10041,8160汽油万吨018.967,50043,0700柴油万吨0.091.960.561.764.3720.272,60042,652135,319燃料油万吨0.250.080.021.682.0321.175,50041,81664,089石脑油万吨020.272,20043,9060润滑油万吨02071,90041,3980石蜡万吨02072,20039,9340溶剂油万吨02072,20042,9450石油沥青万吨02169,30038,9310中国温室气体自愿减排项目设计文件第53页石油焦万吨5.8715.4213.6334.9226.682,90031,947924,823液化石油气万吨0.010.0117.261,60050,179309炼厂干气万吨0.410.022.023.275.7215.748,20046,055126,975天然气亿立方米15.70.570.155.850.120.1322.5215.354,30038,9314,760,623其它石油制品万吨0.872.324.918.12072,20041,816244,548其它焦化产品万吨9.811.2911.125.895,70028,435302,056其它能源万吨标煤18.5614.2960.765.9812.6353225.160000小计1,164,098,254《中国能源统计年鉴2013》中国温室气体自愿减排项目设计文件第54页表A9.2012年华北电网火力发电量省名称发电量(MWh)厂用电率(%)供电量(MWh)北京市28,300,0005.426,771,800天津市58,200,0006.354,533,400河北省217,800,0006.4203,860,800山西省245,400,0007.6226,749,600内蒙古自治区302,900,0007.4280,485,400山东省324,100,0005.7305,626,300总计1,176,700,0001,098,027,300《中国电力年鉴2013》表A10.华北区域电网华北区域电网华北区域电网2012年排放因子参数单位数值来源A华北从东北净调入MWh10,926,140《电力工业统计资料提要2013》B东北电网总排放量tCO2e282,848,646根据《中国电力年鉴》和《中国能源统计年鉴》计算得出C东北电网总供电量MWh251,991,800《中国电力年鉴2013》D东北电网平均排放因子tCO2e/MWh1.1225D=B/CE华北电网从西北净调入MWh27,079,710《电力工业统计资料提要2013》F西北电网总排放量tCO2e350,313,673根据《中国电力年鉴》和《中国能源统计年鉴》计算得出G西北电网总供电量MWh366,981,300《中国电力年鉴2013》H西北电网平均排放tCO2e/MWh0.9546H=F/GI华北总供电量MWh1,136,033,150I=华北电网总发电量＋A+EJ华北电网总排放量tCO2e1,202,212,118K华北电网排放因子tCO2e/MWh1.0583K=J/I表A11.华北电网的电量边际排放因子2010年2011年2012年总计A排放量(tCO2/年)1,007,173,2901,174,992,2131,202,212,1183,384,377,621B供电量(MWh)974,757,1901,088,194,7901,136,033,1503,198,985,130C电量边际CO2排放因子(tCO2/MWh)C=A/B1.0580中国温室气体自愿减排项目设计文件第55页计算发电用固体、液体和气体燃料对应的CO2排放量在总排放量中的比重22,,,,,,,,,,,,,,,ijyiyCOijyiCOALjCoalyijyiyCOijyijFNCVEFFNCVEFλ∈××=××∑∑22,,,,,,,,,,,,,,,ijyiyCOijyiOILjOilyijyiyCOijyijFNCVEFFNCVEFλ∈××=××∑∑22,,,,,,,as,,,,,,,,ijyiyCOijyiGASjGyijyiyCOijyijFNCVEFFNCVEFλ∈××=××∑∑其中，,,ijyF=第j个省份在第y年的燃料i消耗量，t或m3,iyNCV=燃料i在第y年的净热值，GJ/t或GJ/m32,,,COijyEF=燃料i的排放因子，tCO2/GJ由以上相关公式可得，,Coalyλ=93.97%，,Oilyλ=0.13%，,Gasyλ=5.90%。中国温室气体自愿减排项目设计文件第56页表A12.最佳效率电厂排放因子的计算变量供电效率A燃料排放因子（kgCO2/TJ）B氧化率C排放因子(tCO2/MWh)D=3.6/A/1,000,000×B×C燃煤电厂,CoalAdvEF40.0387,30010.7851燃气电厂,GasAdvEF52.975,50010.5138燃油电厂,OilAdvEF52.954,30010.3695因此，对应的火电排放因子为：,,,,,,,,,,ThermalyCoalyCoalAdvyOilyOilAdvyGasyGasAdvyEFEFEFEFλλλ=×+×+×=0.76022tCO2/MWh表A13.华北电网2012年装机容量装机容量单位北京天津河北山西内蒙山东合计火电MW6,14011,10039,99050,11068,18060,190235,710水电MW1,02051,7902,43010771,0807,402核电MW0000000风电及其他MW1502326,9002,0073,88617,14030,315合计MW7,31011,33748,68054,54773,14378,410273,427数据来源：《中国电力年鉴2013》表A14.华北电网2011年装机容量装机容量单位北京天津河北山西内蒙山东合计火电MW5,14010,83038,10046,51059,55064,480224,610水电MW1,050101,7902,4308501,0697,199核电MW0000000风电及其他MW1501304,61792714,6572,49722,978合计MW6,34010,97044,50749,86775,05768,046254,787数据来源：《中国电力年鉴2012》表A15.华北电网2010年装机容量装机容量单位北京天津河北山西内蒙山东合计火电MW5,14010,91036,64042,10054,02060,020208,830水电MW1,050101,7901,8208501,0706,590核电MW0000000风电及其他MW110303,7203709,7301,39915,359合计MW6,30010,95042,15044,29064,60062,489230,779数据来源：《中国电力年鉴2011》中国温室气体自愿减排项目设计文件第57页表A16.华北电网BM计算表格2009年装机2010年装机2011年装机2012年装机2009-2012新增装机2010-2012新增装机2011-2012新增装机2009-2012新增装机比重ABCDEFGH火电196,600208,830224,610235,71050,24831,13511,10071.17%水电6,3506,5907,1997,402-1,148212203-1.63%核电00000000.00%风电及其他8,81015,35922,97830,31521,50514,9567,33730.46%合计211,760230,779254,787273,42770,60546,30318,640100.00%占2012年装机百分比25.82%16.93%6.82%综上所述，,,gridBMyEF=0.76002×71.17%=0.5410tCO2/MWh则华北电网基准线排放因子为：=0.751.0580+0.250.5410=0.92875tCO2/MWh中国温室气体自愿减排项目设计文件第58页附件3:监测计划补充信息-----