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)项目活动名称北京天润新能石首桃花山风电场工程项目项目类别2类别（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07月20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天润新能投资有限公司项目业主北京天润新能投资有限公司项目类型和选择的方法学本项目属于类型1：能源工业（可再生能源）/方法学采用CM-001-V01“可再生能源发电并网项目的整合基准线方法学”预计的温室气体年均减排量81,566tCO2e1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>>北京天润新能石首桃花山风电场工程项目由北京天润新能投资有限公司投资开发，位于中华人民共和国湖北省石首市桃花山镇。本项目建设一个总装机容量为49.5MW的风电场，设计年净上网电量为95,050MWh。利用风能发电，产生的电力将销售到湖北电网，最终送到华中电网。在华中电网中，并网型化石燃料电厂占主导地位。本项目活动通过替代华中电网的发电来实现温室气体（GHG）的减排。A.1.2项目活动概述>>北京天润新能石首桃花山风电场工程项目（以下简称本项目）位于中华人民共和国湖北省石首市桃花山镇，由北京天润新能投资有限公司建设投资。本项目安装24台单机容量2000kW的风机与1台单机容量为1500kW的风机，总装机容量为49.5MW，本项目属于大规模项目，项目建成后每年向华中电网年输送净上网电量为95,050MWh3根据《温室气体自愿减排项目审定与核证指南》（以下称：《指南》）要求，自愿减排项目须在2005年2月16日之后开工建设，本项目开工时间为2014年5月20日，满足《指南》对自愿减排项目开工时间的要求。本项目是采用国家发展改革委员会备案的方法学开发的减排项目，满足《指南》中第一类资格条件要求。。在华中电网中，并网型化石燃料电厂占主导地位。本项目活动通过替代华中电网的发电来实现温室气体（GHG）的减排。本项目预计于2014年12月底第一台风机并网发电。预计第一个计入期内年平均减排量为81,566tCO2e，第一个计入期内减排量共为570,962tCO2e。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将取代华中电网的发电，在华中电网中，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3根据本项目核准文件（鄂发改审批[2012]562号），项目将安装33台单机容量1500kW的风机，总装机容量为49.5MW，年上网电量为9398万kWh。但由于项目所在地的地形特点、资源禀赋和鄂、湘两省交界区域的影响，本项目风机台数调整为24台2000kW与1台1500kW的风机，总装机容量不变，根据调整后可行性研究报告，年上网电量为95,050MWh。由于风机台数调整，湖北省发展和改革委员会于2014年9月4日，对本项目做出了核准的变更（鄂发改审批服务[2014]206号），同意了本项目的装机变更。中国温室气体自愿减排项目设计文件第3页室气体（CO2）的排放。经过核算，本项目每年可减少81,566tCO2e的排放。2、减少污染物排放本项目将取代华中电网的发电，在华中电网中，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。根据本项目的节能评估报告，项目建成后，年均可减排SO2618.42t、CO21,409.78t、烟尘量169.17t、灰渣量11,226.57t。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，本项目定员12人，在运营期间，将提供至少12个就业机会。4、促进地区经济发展新建的风电场将促进当地经济发展，并为当地政府增加税收，根据本项目可研报告，本项目在整个运营期间产生的所得税将为6,497.93万元。A.1.3项目相关批复情况>>湖北省发展和改革委员会于2012年4月20日发布了同意本项目开展前期工作的函（鄂发改准[2012]51号）；湖北省发展和改革委员会于2012年9月20日通过了对本项目节能评估报告的审查（鄂发改审批[2012]228号）；荆州市环境保护局于2012年11月13日批准了建设项目环境影响报表（荆环保审文[2012]177号）；湖北省发展和改革委员会于2012年12月26日对工程建设项目的可行性研究报告做出了核准批复（鄂发改审批[2012]562号），批复中本项目将安装33台单机容量为1500kW的风机，总装机49.5MW；由于受桃花山地形特点、资源禀赋及鄂、湘两省交界区域影响，风机台数与单机容量发生变更，湖北省发展和改革委员会2014年9月4日出具了关于本项目核准变更的批复（鄂发改审批服务[2014]206号），同意了本项目风机台数和单机容量的变更为24台单机容量2000kW的风机和1台单机容量1500kW的风机；本项目未在联合国清洁发展机制执行理事会或其他国际国内减排机制注册。A.2.项目活动地点A.2.1.省/直辖市/自治区，等>>中国温室气体自愿减排项目设计文件第4页湖北省A.2.2.市/县/乡(镇)/村，等>>石首市/桃花山镇A.2.3.项目地理位置>>项目位于中华人民共和国湖北省石首市桃花山镇。风电场场址地理坐标范围为：风电场中心位置为东经112º40′39"，北纬29º36′51"。下图A1，A2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5页图A1.本项目在中国地图上的位置图A2.本项目在湖北省和石首市地图上的位置石首市本项目所在地中国温室气体自愿减排项目设计文件第6页A.3.项目活动的技术说明>>本项目位于中华人民共和国湖北省石首市桃花山镇，利用风力发电，是一个并网发电的可再生能源项目。本项目将安装24台单机容量2000kW的风机与1台单机容量为1500kW的风机，年等效满负荷小时数为1,920小时，电厂负荷因子（PLF）为21.92%4。本项目拟定的2000kW风机型号是GW115/2000型，1500kW的风机型号为GW93/1500kW型。两种型号的风机具体技术参数如下表所示：表A.1单机容量为2000kW的风机技术参数参数数值生产商新疆金风科技股份有限公司运行寿期（年）20风机组型号GW115/2000风机台数24台机组直径(m)115额定功率(kW)2000切入风速(m/s)2.5额定风速(m/s)9切出风速(m/s)19发电机额定功率(kW)2120额定电压(V)720表A.2单机容量为1500kW的风机技术参数参数数值生产商新疆金风科技股份有限公司运行寿期（年）20风机组型号GW93/1500kW风机台数1台机组直径(m)93额定功率(kW)1500切入风速(m/s)2.54预计年上网电量和年等效满负荷小时数h的数据均来自变更版可行性研究报告，电厂负荷因子=1,920/8,760=21.92%，该变更版可行性研究报告由具有甲级设计资质的第三方机构，湖北省电力勘测设计院编制。中国温室气体自愿减排项目设计文件第7页额定风速(m/s)9.5切出风速(m/s)19发电机额定功率(kW)1650额定电压(V)720本项目建设的一座110kV升压站，由一回110kV线路送至伯牙变电站，由此上网最终与华中电网一部分的湖北电网相连。本项目的上网电量与从电网的购电量将通过安装于伯牙变电站的双向关口表进行监测，具体参见B7.3部分。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天润新能投资有限公司北京天润新能投资有限公司湖北省发展和改革委员会国家发展改革委员会A.5.项目活动打捆情况>>本项目不涉及打捆情况，因此不适用。A.6.项目活动拆分情况本项目不涉及拆分情况，因此不适用。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>>《可再生能源发电并网项目的整合基准线方法学》（CM-001-V01）关于本方法学的更多信息，请参考：http://cdm.ccchina.gov.cn/Detail.aspx?newsId=39531&TId=21本项目应用EB批准的“额外性论证与评价工具”(版本07.0.0)论证项目的额外性；应用方法学工具“电力系统排放因子计算工具”(版本04.0)计算所替代电力的基准线排放因子。有关方法学工具的详细信息可参：http://cdm.unfccc.int/methodologies/PAmethodologies/approved.htmlB.2.方法学适用性>>本项目属于在项目所在地新建并网型可再生发电项目，满足自愿减排方法学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）中所规定的适用范围，理由如下：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，该项目为新建风力发电厂，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：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，本项目活动是建设风力发电厂。对于扩容、改造或者替代项目（不包含风能、太阳本项目是新建风力发中国温室气体自愿减排项目设计文件第9页能、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。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；●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%。本项目不是水力发电厂，因此本条对项目不适用。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本项目为新建风力发电项目，不中国温室气体自愿减排项目设计文件第10页料替代化石燃料，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；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；.本项目为风力发电项目，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。本项目为风力发电项目，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，本项目为新建风力项目，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>>根据方法学CM-001-V01中关于项目边界的规定，本风电项目的项目边界包括项目本身的物理及地理边界，同时还包括本项目电厂所连接的华中电网内的所有电厂。由于本项目所发电量将供给华中电网，替代华中电网中部分化石燃料电厂的发电。因此本项目电厂所连接的电力系统应该为华中电网。根据我国国家发展和改革委员会对华中电网的边界划分，华中电网包含河南省、湖南省、湖北省、江西省、四川省和重庆市电网。中国温室气体自愿减排项目设计文件第11页排放源温室气体种类包括否？说明理由/解释基准线由项目活动所替代的化石燃料电厂发电产生的CO2排放CO2是主要排放源CH4否次要排放源N2O否次要排放源项目活动项目现场的化石燃料消耗/项目自身电力消耗CO2否按照方法学的要求，风电项目生产运行不会产生显著的温室气体排放，此项目排放可忽略。CH4否N2O否本项目的项目边界图如下所示：中国温室气体自愿减排项目设计文件第12页B.4.基准线情景的识别和描述>>根据方法学CM-001-V01（第一版），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”本项目为建设新的可再生能源并网发电项目，项目接入华中电网，因此本项目基准线情景为：华中电网的并网发电厂及其新增发电源替代本项目的所提供的等量电力。根据“电力系统排放因子计算工具”，项目所替代的电网组合边际（排放因子CM），通过电量边际排放因子（OM）和容量边际排放因子（BM）的计算得出，其权重分为别0.75和0.25。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”，同时参考清洁发展机制方法学“额外性论证与评价工具”。1.事前考虑减排机制本项目的可研报告（初始版可研报告）已于2012年4月由湖北省电力勘测设计院编制完成，并于2012年12月26日获得湖北省发展和改革委员会的核准。但由于受到项目所在地的地形特点、资源禀赋和鄂、湘两省交界区域的影响，本项目的实际装机台数与单机容量发生变化，湖北省电力勘测设计院于2013年7月对该变更情况进行了可行性论证分析（变更版可研报告）。根据变更版可研报告，该项目收益率仍低于行业基准收益率，面临财务障碍，建议项目业主及时开展申请减排机制收益的措施，提升该项目的经济吸引力，而且本项目属于清洁能源利用和开发，符合国家能源产业政策，同时符合国内减排机制开发的要求。在考虑碳减排收益可明显改善项目收益率的情况下，本项目的业主北京天润新能投资有限公司于2013年7月24日在变更版可研报告的基础上进行投资决策，召开了总经理办公室会议，对项目的内部收益率和CCER开发可行性进行了讨论，最终决定建设该项目并积极开发为CCER项目。项目业主于2014年2月18日签署厂区道路及吊装平台工程施工合同，为本项目施工和设备购买合同中签署最早的合同，标志着项目正式开始。本项目主要事项如下表B-1所示：表B-1本项目主要事项时间表中国温室气体自愿减排项目设计文件第13页日期事件2012年8月项目环境影响评价报告编制完成2012年11月13日荆州市环境保护局对本项目环境影响报告书批复2012年4月项目可行性研究报告编制完成，可研报告建议开展减排机制（初始版可研报告）2012年9月20日湖北省发展和改革委员会通过对本项目的节能评估报告审查2012年12月26日湖北省发展和改革委员会核准本项目2013年7月变更版可行性研究报告编制完成（变更版可研报告），变更版可研报告建议开展减排机制2013年7月24日项目业主召开总经理办公室会议，做出投资决策，会议一致决定该项目申报减排机制2014年2月18日厂区道路及吊装平台工程施工合同（项目开始）2014年5月20日项目开工（工程开工报审表）2014年9月4日湖北省发展和改革委员会出具了关于本项目核准变更的批复2014年10月风机采购合同2014年10月21日-2014年11月3日项目在中国自愿减排交易信息平台上进行公示Note：根据本项目初始版可研报告和核准文件（鄂发改审批[2012]562号），项目将安装33台单机容量1500kW的风机，总装机容量为49.5MW。但由于项目所在地的地形特点、资源禀赋和鄂、湘两省交界区域的影响，本项目风机台数调整为24台2000kW与1台1500kW的风机，总装机容量不变仍为49.5MW。由于本项目风机台数和单机容量发生变化，相应的投资和上网电量发生了变化，2013年7月湖北省电力勘测设计院完成了项目的变更版可研报告。由于项目装机情况发生变更，湖北省发展和改革委员会于2014年9月4日，对本项目做出了核准的变更（鄂发改审批服务[2014]206号），同意了本项目的风机台数和单机容量变更。根据方法学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）的原则，按照“额外性论证与评价工具”对项目是否具有额外性进行分析。步骤0.拟议项目活动是否是首例本项目活动非首例，不选择步骤0。步骤1.确定符合现行法律法规的可以替代本项目活动的方案子步骤1.1确定该项目替代方案按照方法学及工具要求，该项目的现实中国温室气体自愿减排项目设计文件第14页可行的替代方案有：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，即由华中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。子步骤1.2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：当前情景为目前华中电网的现状，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。步骤2投资分析:子步骤2a选择分析方法本项目实施的最大障碍为投资障碍。“额外性论证与评价工具”为该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）和基准分析方法（选项III）。考虑到本项目除碳减排收益以外，还可以实现售电收入，因此简单成本分析方法（选项I）不适用。投资比较分析方法（选项II）适用于替代方案也是投资项目的情况，只有这样才能进行投资比较分析，但是本项目的基准线替代方案是由现有的华中电网提供等量的电量供应，而不是新建的可替代投资项目，因此不适用于投资比较分析方法（选项II）。鉴于电力行业的基准全投资内部收益率数据可以获得，本项目采用基准分析方法（选项III）进行投资分析。子步骤2b选项III基准分析方法根据原国家电力公司颁布的《电力工程技术改造项目经济评价暂行办法》，结合中国风电、火电、输变电项目财务评价中所使用的基准收益率水平，电力工程项目的税后全投资内部收益率（IRR）不应低于8%。目前，中国的电力工程项目通常采用此基准收益率。因此，该项目采用8%作为基准收益率是合理的。子步骤2c计算并对比财务参数为了详细说明本项目的财务情况，初始版可研报告和变更版可研报告中的主要财务参数列于下表B-2与B-3：表B-233台1500kW装机主要参数参数单位值来源年上网电量MWh93,985.5初始版可研报告装机容量MW49.5初始版可研报告中国温室气体自愿减排项目设计文件第15页静态总投资万元40,810.87初始版可研报告项目寿命期年21（运行期20年，建设期1年）初始版可研报告年经营成本万元1467.29初始版可研报告预计上网电价（含增值税）元/KWh0.61初始版可研报告增值税率%17%（返还50%)初始版可研报告所得税率%25初始版可研报告教育费附加率%5初始版可研报告城市建设维护税率%5初始版可研报告贷款利率%7.05初始版可研报告表B-324台2000kW风机与1台1500kW主要参数参数单位值来源年上网电量MWh95,050变更版可研报告装机容量MW49.5变更版可研报告静态总投资万元41,399.34变更版可研报告自由资金比例%20变更版可研报告贷款比例%80变更版可研报告残值率%5变更版可研报告折旧年限年15变更版可研报告项目寿命期年21（运行期20年，建设期1年）变更版可研报告年经营成本万元1473.28变更版可研报告年经营成本含工资与福利万元147.84变更版可研报告材料费万元123.75变更版可研报告其他费用万元173.25变更版可研报告维修费万元934.95变更版可研报告保险费万元93.49变更版可研报告上网电价（含增值税）元/KWh0.61变更版可研报告增值税率%17%（返还50%)变更版可研报告所得税率%25变更版可研报告中国温室气体自愿减排项目设计文件第16页教育费附加率%5变更版可研报告城市建设维护税率%5变更版可研报告贷款利率%6.55变更版可研报告CCER价格元60根据市场配额价格估算根据表B-2和B-3数据发现装机变更后上网电量从93,985.5MWh(运行小时数为1899h)增加到95,050MWh（运行小时数为1920h），投资增加了1.4%。根据初始版可研报告计算得IRR为6.74%，变更版可研报告得到IRR为6.75%。变更后项目收益率仍低于行业基准收益率。变更版可研报告建议及时开展申请减排机制收益的措施，提升该项目的经济吸引力，项目业主于2013年7月24日在变更版可研报告的基础上进行投资决策将本项目开发为CCER项目，因此对本项目的投资分析评价基于变更版可研报告的参数。各参数取值的合理性分析如下：主要参数合理性分析：静态总投资的合理性判断静态总投资主要包括设备成本，建筑安装成本和其他成本，是有资质的设计院根据《陆上风电场工程设计概算编制规定及费用标准》、《陆上风电场工程概算定额》编制的，投资数据在湖北省发展和改革委员会的核准批复文件中得到了批复。同时，根据对湖北省内已经注册的风电类清洁发展机制项目的统计，其平均单位千瓦投资范围为10,193~11,720元/kW；本项目的单位千瓦投资为8,364元/kW，低于该区间的下限，较为保守。同时，项目业主提供了部分已签署的合同，其合同金额与静态总投资相比已达93.32%，因此本项目的静态总投资是合理的。年经营成本的合理性判断可研中年经营成本是根据《建设项目经济评价方法与参数》（第三版）和进行的编制。年经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。湖北省装机容量在24.75-74.25MW之间的风电项目，运行成本占静态总投资的比重在2.72%到3.74%之间，本项目的此项值为3.56%，本项目的年经营成本处于此范围内，所以本项目年运营成本是合理的。年上网电量合理性判断本项目的年上网电量数据为可研设计单位（湖北省电力勘测设计院）在20年风资源数据（1992年-2011年）的基础上和一年测风塔2011年1月1日-2011年12月31日完整的测风数据基础上，利用专业的软件计算出来的。本项中国温室气体自愿减排项目设计文件第17页目可研报告经过湖北省省发展和改革委员会评估和核准，包括可研内部的发电量估算。在可研报告中，同时考虑到如尾流、气候等对理论发电量的影响，利用综合折减率进行调整，经综合折减率调整后的电量即年上网电量。湖北省电力勘测设计院是有设计甲级资质，且该设计值经过可研审查专家论证，是合理可信的数值。因此本项目的上网电量是合理的。表B-4本项目其他财务参数的合理性分析参数项目设计文件中所用数值数据来源合理性判断上网电价（含税）0.61元/kW变更版可研报告电价批复函《发改价格[2009]1906，号》增值税率(%)17变更版可研报告2008年11月10日颁布的《中华人民共和国增值税暂行条例》城市建设维护税率（增值税率的%）5变更版可研报告国发[1985]19号《中华人民共和国城市维护建设税暂行条例》教育附加税率（增值税率的%）5变更版可研报告中华人民共和国国务院令第448号文件《国务院关于修改<征收教育费附加的暂行规定>的决定》计算教育费附加；财政部财综[2010]98号《财政部关于统一地方教育附加政策有关问题的通知》计算地方教育费附加；所得税率（%）25变更版可研报告《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）折旧年限15变更版可研报告《工业企业财务制度》5残值率5%变更版可研报告《工业企业财务制度》表B-5比较了本项目在不考虑碳减排收益和考虑碳减排收益时，财务指标的计算结果。由计算结果可以看出，在无CCER收入时，项目的全投资IRR为6.75%，低于基准值。在考虑CCER收益后，全投资IRR为8.06%,表B-5无碳减排收益时的项目全投资内部收益率5按照《工业企业财务制度》，工业项目的残值率取3-5%，电力设备的折旧年限取12-20年，本项目的取值符合国家规定，因此是合理和可信的。http://www.chinaacc.com/new/63/64/80/1992/12/ad5954010111032129912620.htm中国温室气体自愿减排项目设计文件第18页IRR(%)(行业基准收益率为8%)无CCER收入6.75有CCER收入8.06子步骤2d.敏感性分析针对本项目，采用如下财务指标作为不确定因素进行有关财务吸引力的敏感性分析：1)静态总投资；2)年经营成本；3)上网电价；4)年上网电量；考察静态总投资、年经营成本、上网电价和年上网电量对全投资内部收益率（IRR）的影响。假定该四项指标在-10%～+10%的范围内变动，相应的对项目全投资内部收益率的影响结果如表B-6和图B.2所示。表B-6敏感性分析-10.0%-5.0%0.0%5.0%10.0%静态总投资8.22%7.46%6.75%6.10%5.50%年经营成本7.27%7.01%6.75%6.49%6.23%上网电价5.07%5.94%6.75%7.49%8.17%年上网电量5.07%5.94%6.75%7.49%8.17%图B.2敏感性分析示意图中国温室气体自愿减排项目设计文件第19页表B-7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年上网电量临界点-8.60%-24.50%8.70%8.70%从以上表B-5和图B.2可以看出，项目IRR随着全投资和年运行成本的升高而降低，随着上网电价和上网电量的增加而上升。静态总投资当项目静态总投资降低8.60%时，项目IRR为8%，达到基准值。静态总投资主要包括设备与安装费用、建筑施工费用和其他成本。由于目前水泥、钢材等原材料一直在上涨，因此总投资不可能降低。参考湖北省内已经注册清洁发展机制项目的单位静态投资，单位千瓦静态投资范围为10,193~11,720元/kW。本项目的单位静态投资为8,364元/kW，低于上述范围的最低值，因此本项目静态投资数据较为保守。同时，项目业主提供了部分已签署合同，其合同金额与静态总投资相比已达93.32%，因此，本项目不可能通过降低静态总投资8.60%以达到项目IRR基准值。年运行成本若年运行成本降低10%，IRR上升为7.27%。若项目IRR达到8%，则需要年运行成本降低24.50%。但是若在现实中大幅度降低年运行成本，便不可能确保生产质量，加之原材料、物价和劳动力成本的实际上涨趋势6，根据由中国统计局发布《中国统计年鉴2013》，我国工业生产者购进价格指数2010-2012年分别是109.6、109.1和98.2，始终处于高位运行状态且该指数自2006年以来从未低于90%；同时，根据UNFCCC网站，湖北省装机容量在24.75-74.25MW之间的风电项目，运行成本占静态总投资的比重在2.72%到3.74%之间，本项目的此项值为3.56%，在此范围内，本项目的年运行成本是合理的，通过降低年运行成本实现项目IRR达到基准值是不可能的。上网电价当含税上网电价上涨8.70%时，达到项目IRR的基准值8%，此时含税电价达到0.66307元/kWh。这种情况几乎是不可能发生的，根据国家发展和改革委员会文件《国家发展改革委关于完善风力发电上网电价政策的通知》（发改价格[2009]1906号），本项目所在地位于IV类风资源区，标杆上网电价为0.61元/MWh。因此，通过降低电价使项目IRR达到基准值是不可能的。年上网电量6http://www.stats.gov.cn/tjsj/ndsj/2012/indexch.htm中国温室气体自愿减排项目设计文件第20页当上网电量上涨8.70%时，项目IRR达到基准值。由于本项目的年上网电量数据为可研设计单位（湖北省电力勘测设计院）在20年风资源数据（1992年-2011年）的基础上和一年测风塔2011年1月1日-2011年12月31日完整的测风数据基础上，利用专业的软件计算出来的，且该设计经过可研审查和专家论证，具有较强的权威性和科学性。考虑到如尾流、气候等对理论发电量的影响，利用综合折减率进行调整。经综合折减率调整后的电量即年上网电量。这种计算发电量的方法得到了政府的批准，并且广泛的应用于中国风能领域。因此，年上网电量不可能增加到8.70%的幅度。综合以上分析，如果不考虑碳减排收益的情况下，以上四个主要参数在±10%的范围变动时，本项目在财务上仍不具有吸引力而难以实施。步骤2的结论：替代方案（1）在财务上不可行。步骤3障碍分析本项目不采用障碍分析。步骤4普遍性分析根据“额外性论证与评价工具”(第07.0.0版本)，项目属于基于可再生能源的风力发电项目，根据“普遍性分析指南”(第02.0版本)来进行普遍性分析。子步骤4-1：计算适用的产出或容量，范围为拟议项目总设计产出或容量的+/-50%本项目装机容量49.5MW，因此确定产出范围为24.75MW~74.25MW。子步骤4-2：识别满足以下所有条件的类似项目（清洁发展机制和非清洁发展机制项目）（a）位于所适用的地理地域范围内的项目；（b）所采取措施与拟议项目活动相同的项目；（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的质量、属性和应用区域（如熟料）；（e）项目的产出或容量在步骤1计算得出的适用的产出或容量范围内；（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；中国温室气体自愿减排项目设计文件第21页对于本项目：（a）地域范围默认为项目的东道国（中国）；（b）相关技术或能源来源，包含提高能效，以及利用可再生能源（例如提高能效，基于可再生能源发电）；（c）本项目利用风能发电，因此利用风能发电的项目将被进行分析；（d）本项目生产的产品是电力，因此，只有那些生产电力的风力发电项目将被考虑；（e）根据子步骤1的计算，装机容量为24.75MW-74.25MW的项目将被进行分析；（f）本项目的开始日期为2014年2月18日，早于公示时间，因此在该日期之前开始商业运行的项目将被进行分析。基于以上分析，确定如下四类电力项目：类型1：2014年2月18日以前进行投产运行的湖北省内装机容量为24.75MW-74.25MW的风力发电项目，未申请减排机制（如CCER、CDM、GS、VCS等）项目；类型2：在2014年2月18日以前进行投产运行的除湖北省外其他省份24.75MW-74.25MW的风力发电项目，未申请减排机制（如CCER、CDM、GS、VCS等）项目；类型3：在2014年2月18日以前进行投产运行的湖北省内装机容量为24.75MW-74.25MW的申请减排机制（如CCER、CDM、GS、VCS等）项目（含已注册、提交注册、审定过程中）的风力发电项目；类型4：在2014年2月18日以前进行投产运行的除湖北省外其他省份内装机容量为24.75MW-74.25MW申请减排机制（如CCER、CDM、GS、VCS等）项目（含已注册、提交注册、审定过程中）的风力发电项目。由于国家发改委授权省级政府对风力发电项目进行管理，因此，同一省内风电项目的投资环境、电价、土地政策、法规等通常类似。而不同省制定的各类制度则不相同，因此本项目类似项目适用的地理范围为湖北省。所以本项目的类似项目定义为湖北省内装机容量为24.75MW-74.25MW范围内的所有风电项目，下表列出了本项目的类似项目及其相关信息：表B-8类似项目信息列表项目名称投产时间装机容量（MW）是否申请了相关减排机制中国温室气体自愿减排项目设计文件第22页湖北利川齐岳山风电项目2010年12月749.3是，注册了CDM(Ref.5204)湖北龙感湖风电场工程项目2012年10月848.6是，注册了CDM(Ref.6966)随州二妹山风电项目2012年12月949.8是，注册了CDM(Ref.8015)三峡新能源利川汪营风电项目2013年7月25日1048是，注册了CDM(8837)如上表可见2014年2月18日以前进行投产运行的湖北省装机容量在24.75MW-74.25MW的风电项目均注册为CDM项目，因此对于类型1，2014年2月18日以前进行投产运行的湖北省装机容量在24.75MW-74.25MW的风电，未申请减排机制（如CCER、CDM、GS、VCS等）资助的项目数量为零。这样，Ntype1=0。来源：UNFCCC:<http://cdm.unfccc.int/index.html>NDRCChina:<http://cdm.ccchina.gov.cn>中国可再生能源学会风能专业委员会《2010中国风电装机容量统计》：http://news.bjx.com.cn/html/20140328/500349.shtml对于类型2：国家发改委授权省级政府对风力发电项目进行管理，因此，同一省内风电项目的投资环境、电价、土地政策、法规等通常类似。而不同省制定的各类制度则不相同，因此适用的地理范围为湖北省，类型2的项目可被排除。子步骤4-3：在子步骤2确定的项目中，除去那些已注册为减排机制（如CCER、CDM、GS、VCS等）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。对于类型3和4已经涉及那些已注册、或者处于提交注册和审定状态的减排机制（如CCER、CDM、GS、VCS等）项目。这些项目应排除在Nall之外。即Nall=Ntype1。7http://news.bjx.com.cn/html/20141120/566186.shtml8http://cdm.unfccc.int/filestorage/f/o/UET7SM8X694A2L1NBJR5KPHQF0DZI3.pdf/PDD%20ver.03?t=MW98bnJ0dWtofDA7GDcco01AupqQrOC3PqEl9http://www.hbsztv.com/news/szsz/20130419/109933.html10http://www.baidu.com/link?url=kAYTZ4cHdvXFKqps_oK6mrUz_0yurrwfNeEguudQrXVk2MHgJKcMHcgQIQZIzPCWhvtpCpYo-DzYHDpASeIi7gR7vsIwhv2fggvUdvWsBf3&wd=&eqid=81b9e2cf0000f9630000000255adf125中国温室气体自愿减排项目设计文件第23页子步骤4-4：在子步骤3确定的类似项目活动中，识别出那些采用不同于本项目活动的技术的项目活动，并记录其数量为Ndiff。由于在子步骤3中未识别采用不同技术的项目活动，由上可知Ndiff=Nall=Ntype1。子步骤4-5：计算因子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或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”。F=1-Ndiff/Nall=1–Ntype1/Ntype1=1-1=0<20%；Nall-Ndiff=Ntype1-Ntype1=0<3因此，本项目在湖北省范围内不具有普遍性。总结：本项目通过分析工具“额外性论证与评价工具”（版本07.0.0）的所有步骤，具有额外性。B.6.减排量B.6.1.计算方法的说明>>本项目应用经批准的方法学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）。根据该方法学，本项目的基准线排放为本项目活动所替代的使用化石燃料的电厂发电所产生的CO2减排量，等于本项目的年上网电量乘以所在电网的排放因子。根据“电力系统排放因子计算工具”，项目所替代的电网排放因子通过计算电量边际排放因子（OM），容量边际排放因子（BM），以及组合边际排放因子（CM）得出。1.基准线排放本项目的基准线排放计算如下：,,,yPJygridCMyBEEGEF=×(1)其中：yBE为本项目第y年的基准线排放量（tCO2/y）,PJyEG为本项目第y年的净上网电量（MWh）,,gridCMyEF为根据“电力系统排放因子计算工具”计算的电网组合边际排放因子（tCO2/MWh），采用中国国家发展和改革委员会公布的数据。中国温室气体自愿减排项目设计文件第24页由于本项目是新建项目，根据方法学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），,,PJyfacilityyEGEG=(2)其中：,PJyEG为本项目第y年发出并送入电网的净电量（MWh/年）,facilityyEG为本项目发电设施第y年供给电网的净电量（MWh/年）2.计算电网排放因子根据最新版“电力系统排放因子的计算工具”，事前（Ex-ante）计算华中电网的电量边际排放因子（EFgrid,OM,y）和容量边际排放因子（EFgrid,BM,y），然后通过加权平均可得到组合边际的基准线排放因子（EFgrid,CM,y）。步骤1：识别相关电网系统根据中国国家发展和改革委员会的规定，本项目活动相关的电网边界是华中电网，其中华中电网包括河南省、湖南省、湖北省、江西省、四川省和重庆市电网。由于，华中电网从华北电网和西北电网调入电量。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。步骤2：选择是否在识别出的电网系统中包含非并网电厂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。步骤3：选择计算电量边际排放因子（OM）的方法电量边际排放因子的计算有以下四种方法：(a)简单的OM，或(b)经调整的简单OM，或(c)调度数据分析OM，或(d)平均OM简单OM方法（a）只能用于最低成本/必须运行的电力（如水电、核电等）最近5年持续在总的电网发电构成中少于50％的情形。根据《中国电力中国温室气体自愿减排项目设计文件第25页年鉴》（2008～2012），2007～2011年华中电网最低成本/必须运行的电力在总的电网发电构成比例均远低于50%。可见华中电网是一个以火力发电为主的系统。同时在未来相当长的一段时间内，华中地区火电占绝对优势的事实也不会改变。因此对华中电网采用简单OM的方法（a）来计算本项目的电量边际排放因子（EFgrid,OM,y）。对于简单OM，可以使用以下两种时期内的数据进行排放因子的计算：(a)事前选项：如果选择事前选项，则排放因子只需在项目合格性审定阶段确定一次，在项目计入期内不需要监测并重新计算排放因子。对于并网电厂来说，使用基于向审定与核查机构提交项目PDD进行审定时的最新数据，计算最近3年发电量的加权平均值。(b)事后选项：如果选择事后选项，在项目活动发电替代网电的年份里，需要对排放因子进行逐年更新。假如计算y年份排放因子所需的数据是在y年份结束后6个月获得，则y-1年份的排放因子可以被使用。如果数据在y年份结束后18个月获得，则y-2年份的排放因子可以被使用。在整个计入期内都要使用相同的数据时期（y,y-1,y-2）选择。对于本项目而言，采用选项(a)对拟建项目的排放因子进行事前计算。步骤4：根据所选择的方法计算电量边际排放因子用电网系统所有排放源单位净发电量带来的CO2排放量的加权平均来计算简单的OM排放因子，不包括低成本的和必须运行的电站。具体的可以通过以下几种方法进行计算：选项A基于每个电厂的净发电量和CO2排放因子，或者选项B基于与电网相连的所有电厂的总净发电量，消耗的燃料量以及燃料类型进行计算。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本项目满足上述3个条件，因此，采用选项B对简单OM进行计算。yyiCOyiiyiyOMsimplegridEGEFNCVFCEF,,2,,,,××=∑（3）中国温室气体自愿减排项目设计文件第26页其中：,,gridOMsimpleyEF=第y年的简单电量边际排放因子(tCO2/MWh),iyFC=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),iyNCV=燃料种类i第y年的净热值(GJ/tonnes或GJ/m3)2,,COiyEF=燃料种类i第y年的CO2排放因子(tCO2/GJ),PJyEG=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,,gridOMsimpleyEF是按照2009-2011年总发电量的加权平均计算。步骤5.计算容量边际排放因子（EFBM,y）“电力系统排放因子计算工具”（第04.0版）提供了计算容量边际的两种选择：选择1：在第一个计入期，基于PDD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。选择2：在第一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”来计算容量边际因子。本项目采用中国国家发展和改革委员会公布的BM数据。容量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：∑∑×=mymmymELymyBMgridEGEFEGEF,,,,,,（4）其中：中国温室气体自愿减排项目设计文件第27页,,gridCMyEF=第y年的容量边际排放因子(tCO2/MWh),myEG=发电设备m第y年所向电网的净供电量(MWh),,ELmyEF=发电设备m第y年的CO2排放因子(tCO2/MWh)m=容量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按照步骤4的叙述，中国电力系统的容量边际排放因子的计算使用了变通的计算方法。变通的容量边际排放因子（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CO2排放量在总排放量中的比重。22,,,,,,,,,,,,,ijyiyCOiyiCOALjCoalyijyiyCOiyijFNCVEFFNCVEFλ∈××=××∑∑(5)22,,,,,,,,,,,,,ijyiyCOiyiOILjOilyijyiyCOiyijFNCVEFFNCVEFλ∈××=××∑∑(6)22,,,,,,,,,,,,,ijyiyCOiyiGASjGasyijyiyCOiyijFNCVEFFNCVEFλ∈××=××∑∑(7)其中：,,ijyF是第j个省份在第y年的燃料i消耗量；,ijNCV是燃料i在第y年的净热值；2,,COiyEF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。AdvGasGasAdvOilOilAdvCoalCoalThermalEFEFEFEF,,,×+×+×=λλλ其中EFCoal,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BMThermalTotalThermalyBMgridEFCAPCAPEF×=,,(8)其中，CAPTotal为总的新增容量，CAPThermal为新增火电容量。中国温室气体自愿减排项目设计文件第28页步骤6.计算组合边际排放因子（EFgrid,CM,y）组合边际排放因子是电量边际OM和容量边际BM的加权平均:,,,,,,ygridCMygridOMyOMgridBMBMEFEFEFωω=×+×(9)其中：,,gridOMyEF=第y年的电量边际排放因子（tCO2/MWh）,,ygridBMEF=第y年的容量边际排放因子（tCO2/MWh）OMω=电量边际排放因子的权重，取值0.75BMω=容量边际排放因子的权重，取值0.25根据发改委公布的数据，2013年公布的华中电网排放因子如下：参数EFgrid,OM,yEFgrid,BM,yEFgrid,CM,y单位tCO2/MWhtCO2/MWhtCO2/MWh数值0.97790.49900.8581452.项目排放根据自愿减排项目方法学CM-001-V01(第一版)，作为一个风电项目，属于可再生能源项目，故项目排放PEy=0。3.泄漏根据自愿减排项目方法学CM-001-V01(第一版)，本项目的泄漏排放LEy不予考虑。4.减排量由于不考虑项目泄漏（LEy），则项目活动第y年的减排量ERy即为基准线排放（BEy）减去项目排放（PEy）：ERy=BEy-PEyB.6.2.预先确定的参数和数据>>数据/参数：FCi,y数据单位：tonnes或m3数据描述：燃料种类i第y年在项目所属的电力系统内的消耗(tonne或m3)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：详见附件2中国温室气体自愿减排项目设计文件第29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用于计算基准线排放评价意见:--数据/参数：NCVi,y数据单位：kJ/kg或kJ/m3数据描述：在华中电网中第y年消耗的化石燃料类型i的净热值所使用的数据来源：中国能源统计年鉴（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用于计算基准线排放评价意见:--数据/参数：EGy数据单位：MWh数据描述：在y年华中电网中的电厂的发电量所使用的数据来源：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用于计算基准线排放评价意见:--数据/参数：EFCO2,i,y数据单位：tc/TJ数据描述：在华中电网中第y年消耗的化石燃料类型i的CO2排放因子中国温室气体自愿减排项目设计文件第30页所使用的数据来源：2006IPCC指南所应用的数据值：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默认值数据用途用于计算基准线排放评价意见:--数据/参数：GENEbest,gas/oil数据单位：CO2e/MWh数据描述：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的数据来源：中国国家发展和改革委员会发布的确定电网排放因子的公告中的值所应用的数据值：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:中国国家发展和改革委员公布的数据数据用途用于计算基准线排放评价意见:--数据/参数：GENEbest,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：中国国家发展和改革委员会发布的确定电网排放因子的公告中的值所应用的数据值：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:国家发展和改革委员会公布的数据数据用途：计算基准线排放评价:--中国温室气体自愿减排项目设计文件第31页数据/参数：CAPthermal,y数据单位：kW数据描述：华中电网新增火电装机容量所使用的数据来源：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用于计算基准线排放评价意见:--数据/参数：CAPtotal,y数据单位：kW数据描述：华中电网超过现有容量20%的新增容量所使用的数据来源：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用于计算基准线排放评价意见:--数据/参数：wOM单位：描述：计算排放因子时电量边际（OM）排放因子的权重所使用数据的来源：“电力系统排放因子计算工具”(版本04.0)所应用的数据值：0.75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:来自CDMEB公布的“电力系统排放因子计算工具”(版本04.0)数据用途：计算基准线排放中国温室气体自愿减排项目设计文件第32页评价:--数据/参数：wBM单位：描述：计算排放因子时容量边际（BM）排放因子的权重所使用数据的来源：“电力系统排放因子计算工具”(版本04.0)所应用的数据值：0.25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:来自CDMEB公布的“电力系统排放因子计算工具”(版本04.0)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：见清洁发展机制网的官方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:官方统计数据数据用途：计算基准线排放评价:--B.6.3.减排量事前计算>>基准线排放根据B.6.1的分析，采用以下公式对本项目减排量进行计算。,,,yfacilityygridCMyBEEGEF=×同时，根据附件3的计算结果，2013年的基准线电网排放因子为EFgrid,CM,y=0.858145tCO2e/MWh；根据本项目变更版可研报告，预计年净上网电量为EGfacility,y=95,050MWh。BEy=95,050MWh×0.858145tCO2e/MWh=81,566tCO2.中国温室气体自愿减排项目设计文件第33页项目排放根据B.6.1的描述，作为一个风电项目，属于可再生能源项目，故项目排放PEy=0。项目泄漏根据B.6.1的描述，项目泄漏LEy不予考虑。项目减排量ERy=BEy-PEy=81,566tCO2-0=81,566tCO2B.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)2015年1月1日-2015年12月31日81,5660-81,5662016年1月1日-2016年12月31日81,5660-81,5662017年1月1日-2017年12月31日81,5660-81,5662018年1月1日-2018年12月31日81,5660-81,5662019年1月1日-2020年12月31日81,5660-81,5662020年1月1日-2020年12月31日81,5660-81,5662021年1月1日-2021年12月31日81,5660-81,566合计570,6920-570,692计入期时间合计7年计入期内年均值81,5660-81,566B.7.监测计划B.7.1.需要监测的参数和数据>>数据/参数：EGoutput,y单位：MWh描述：本项目与其他项目的总上网电量所使用数据的来源：关口表读数（M1为主表，M2为备表）中国温室气体自愿减排项目设计文件第34页数据值：95,050（可研报告中的本项目年上网电量）测量方法和程序:数据将会在最后一个计入期结束后，以纸质和电子版保存2年。电表精度将不低于0.5S，电表校验频率为每年一次。监测频率：连续测量，月度报告。QA/QC程序:购售电记录将保存以供核查需要，并进行交叉验证。数据用途：用于计算基准线排放。评价：-数据/参数：EGimport,y单位：MWh描述：本项目和其他项目从电网的总购电量所使用数据的来源：关口表读数（M1为主表，M2为备表）数据值：0（核查时将采用实测值）测量方法和程序:数据将会在最后一个计入期结束后，以纸质和电子版保存2年。电表精度将不低于0.5S，电表校验频率为每年一次。监测频率：连续测量，按月记录。QA/QC程序:购电记录将保存以供核查需要，并进行交叉验证。数据用途：用于计算基准线排放。评价：-数据/参数：EGproject,y单位：MWh描述：本项目35kV集电线路上的电表监测的电量所使用数据的来源：安装于本项目35kV集电线路上的电表（Ma,1~Ma,n）数据值：95,050（可研报告中的本项目年上网电量）测量方法和程序:数据将会在最后一个计入期结束后，以纸质和电子版保存2年。电表精度将不低于0.5S，电表校验频率为每年一次。监测频率：连续测量，按月记录。QA/QC程序:购售电记录将保存以供核查需要。数据用途：用于计算基准线排放评价：-中国温室气体自愿减排项目设计文件第35页数据/参数：EGanother,y单位：MWh描述：其他项目35kV集电线路上的电表监测的电量所使用数据的来源：安装于其他项目35kV集电线路上的电表（Mb,1~Mb,m）数据值：0（核查时将采用实测值）测量方法和程序:数据将会在最后一个计入期结束后，以纸质和电子版保存2年。电表精度将不低于0.5S，电表校验频率为每年一次。监测频率：连续监测，按月记录。QA/QC程序:购售电记录将保存以供核查需要。数据用途：用于计算基准线排放评价：-数据/参数：EGfacility,y单位：MWh描述：本项目向电网提供的净供电量所使用数据的来源：根据EGoutput,y,EGimport,y，EGproject,y和EGanother,y进行监测和计算数据值：95,050测量方法和程序:电表测量（详细过程请参考B7.3）。数据以电子存档，保存时间为最后一个计入期后两年，电表校验频率为每年一次。监测频率：连续测量，按月记录。QA/QC程序:电表精度不低于0.5S，校验频率为每年一次。数据用途：用于计算基准线排放评价：-B.7.2.数据抽样计划>>本项目不适用抽样计划。B.7.3.监测计划其它内容>>1.组织架构中国温室气体自愿减排项目设计文件第36页在计入期内，项目业主要严格执行监测计划，以确保项目减排量能够成功实现。作为监测计划的一部分，所有收集到的数据至少要保存至项目计入期结束后2年。项目负责人的相关职责如下：总经理将指定一个减排机制的项目经理，电厂运行监测负责人、财务负责人与技术负责人，负责监测计划所需要数据和信息的收集。总经理：负责监督整个监测计划的实施。项目经理：负责数据的管理和监测报告的编制；电厂运行监测负责人：负责数据的收集和内审；财务负责人：负责购售电各种记录的收集；技术负责人：负责项目运行报告，运行记录，维修记录的收集。2.监测设备及程序根据项目业主提供的实际情况，本项目将和其他项目（该项目与本项目为同一项目业主）共用关口表。本项目和其他项目向电网的供电量由双向关口表M1与M2测量，其中M1为主电表，安装在伯牙变电站，M2为备用电表项目现场升压站出线侧，M1与M2的精度均不低于0.5S。M1作为主电表，将测量本项目和其他项目的总上网电量和总购电量。M2在M1出现故障时，用于测量本项目和其他项目的总上网电量和购电量。本项目25台风机连接n条35kV集电线路，在n条35kV集电线路上35kV/110kV升压站的35kV侧，分别装有电表Ma,1~Ma,n作为辅助电表测量本项目的发电量。对其他项目来说，有m条35kV集电线路，在m条35kV集电线路上35kV/110kV升压站的35kV侧，分别装有电表Mb,1~Mb,m，作为辅助电表测量其他项目的发电量。n与m将根据本项目和其他项目的实际情况确定。所有辅助电表的精度均不低于0.5S。中国温室气体自愿减排项目设计文件第37页图8.监测系统图如上图所示，主电表M1将作为关口表测量本项目和其他项目向电网的总供电量和总购电量。购售电相关记录将在M1抄表记录的基础上签发。为了解决共用关口表的问题，计算本项目的净供电量，项目业主和电网公司使用如下程序进行分摊，如下述公示所示计算：其中：EGfacility,y:本项目向电网提供的净供电量；EGoutput,y:本项目与其他项目的总上网电量；EGimport,y:本项目和其他项目从电网的总购电量；EGproject,y:本项目35kV集电线路上的电表监测的电量；EGanother,y:其他项目35kV集电线路上的电表监测的电量；上述公式中的参数EGoutput,y、EGimport,y、EGproject,y和EGanother,y如B7.1部分论述均由电表进行测量。EGoutput,y与EGimport,y由安装于伯牙变电站的双向关口表M1进行测量；EGproject,y由本项目35kV集电线路上的电表进行测量；EGanother,y由安装于其他项目35kV集电线路上的电表进行测量。中国温室气体自愿减排项目设计文件第38页由于EGimport,y是本项目和其他项目的总购电量，在计算EGfacility,y时，进行全部扣减，因此，此计算方法是保守的。3、校准项目业主将与电网公司签订协议，规定测量和校准的质量控制程序以确保测量精度。电表周期检定及现场周期校验应按照国家电力行业有关标准、规程执行，校验频率为每年一次。经检定或现场校验后，必须加以封印。4、数据收集在主表精度符合要求，在合理误差范围内，核查将基于主备表的电表数据。本项目数据收集的步骤如下：I．根据购售电合同的要求，项目业主和电网公司定期收集电表数据，并进行核对；II．项目业主向电网公司售电，并提供售电发票，保存发票复印件；III．当项目现场出现故障导致停电，本项目发电量无法满足项目自用电时，将从电网公司进行购电。电网公司将提供售电发票由业主保存；IV．项目业主记录供电量和购电量，并计算净上网电量；V．项目业主保存主电表的抄表记录，以供核查时核查机构查阅。月度上网电量和购电量经项目经理确认后签字保存。此内审程序将确认监测计划与监测程序的一致性，同时也识别潜在的监测和报告程序的变更。监测负责人也将参加相应的培训。培训目的是保证相关负责人有能力执行监测计划，确保数据的准确性。5.异常处理如果主表出现故障致使电表功能不正常时，上网电量应按以下程序确定：I．在M1出现故障时，读取备表M2数据，以备用电表读数为准；II．若主备表M1与M2均出现故障，或者辅助电表中有一个出项故障时，业主将放弃故障期间的减排量；6、数据管理每月月末项目活动的监测数据都要以电子或纸质形式存档，要使用磁盘对所有的电子文件进行备份，同时，要打印出所有纸质文件。诸如地图及环评报告等纸质文件要与监测计划配合使用以检查监测信息的准确性。为了方便核查机构获得与减排量相关的信息和文件，项目经理要提供项目活动及监测报告索引相关的文件。项目经理每月都要以手写或电子的形式收集所需要的数据，并且对所有数据进行备份以确保数据的可获得性。所有数据都要以电子或纸质形式保存至项目最后一个计入期结束后2年。7、监测报告中国温室气体自愿减排项目设计文件第39页如果本项目活动得以注册并投入运行，项目的监测报告要提供给核查机构进行核证，项目监测报告应包括B7.1中描述的所有需要监测的参数，同时，项目减排量计算报告、监测设备的校准及维修记录也应包含在内。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2月18日（厂区道路及吊装平台工程施工合同签署日期C.1.2.预计的项目活动运行寿命>>20年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，每个计入期为7年，更新两次，共计21年。C.2.2.第一计入期开始日期>>2015年1月1日C.2.3.第一计入期长度>>7年（2015年1月1日-2021年12月31日）中国温室气体自愿减排项目设计文件第41页D部分.环境影响D.1.环境影响分析>>根据《中华人民共和国环境影响评价法》第13和19条的规定，在中国开发自然资源和项目开工之前，项目实体必须进行环境影响评估。本项目的环境影响报告表，已于2012年11月13日通过荆州市环境保护局的审批，文件号是：荆环保审文[2012]177号。根据环境影响评价的报告和环境影响评价批复文件，主要环境影响及应对措施总结如下：空气影响施工期对环境空气的影响，除由施工机械产生少量废气外，主要为粉尘污染。通过对施工作业面及运输路线适当洒水，并对临时堆填的土石利用土布工艺等作适当掩护等措施，可以减少扬尘对施工人员和环境空气的影响。噪音影响做好风电机噪声影响防护工作，根据“报告表”预测影响，在风电机500m、升压站外200m范围内设噪声隔离区，禁止建设居民住宅、学校、医院等噪声敏感设施。电磁辐射影响项目运行过程中会产生一定的电磁辐射污染，但辐射较弱，本期风电场周围300m范围内没有居民区和无线通讯设备等，因此可以认为本风电场建成后对当地居民、无线电、电视等产生干扰很小。固体废弃物影响固体废弃物主要是施工弃渣和施工人员生活垃圾。施工过程中的土方开挖量部分用于回填，其余用于就近选凹地铺平和施工道路修建，不产生最终弃渣；施工人员的生活垃圾纳入到当地原有生活垃圾处置设施，与所在村落居民的生活垃圾一并送往垃圾处理场处理。可见上述废弃物不会对周围环境产生不利影响。废水影响本项目产生的废水主要是风电场施工期工人和运行期留守人员排放的少量生活污水。生活污水经配套建设的污水处理设施处理后全部综合利用，不得外排。施工人员的生活污水与所在地村庄居民生活污水一并处理；风电场需建设小型化粪池处理设施，处理后的污水达到污水综合排放一级标准后用中国温室气体自愿减排项目设计文件第42页于绿化。可见生活污水对环境产生影响较小。生态影响机位微观选址以保护林木为原则。为了创造后期植被恢复条件，须对动土区域进行表土剥离，专门堆置，采取防止流失措施，施工结束后将剥离土还原，恢复植被。落实风电机组区、升压站区、检修道路区、施工场地区、输电线路区水土流失防治与生态恢复措施，恢复并改善原有土地的水土保持功能落实相关资金。D.2.环境影响评价>>此项目对环境的负面影响很小。中国温室气体自愿减排项目设计文件第43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>>按照当地政府的要求，项目业主于2013年9月对风电项目的实施通过与相关方的非正式讨论、听取走访附近居民等方式征求了意见，以确保项目的成功完成符合相关方的意愿。项目业主对项目所在地附近的村民进行了问卷调查，以征求附近村民对本项目建设的意见。本次问卷调查共发放50份，回收49份，回收率98％。被调查人包括农民14人、工人8人、干部9人、学生6人，其他职业12人；其中初中文化水平以下及初中共19人、高中文化水平16人、大学文化水平14人。问卷调查主要包括以下几个问题：1．您认为本项目会影响您的生活、工作和学习的环境吗？2．您认为本项目的建设和运行对周围生态环境有无不良影响？3．您是否认为与传统火电相比，本项目能减少温室气体排放，并有助于缓解全球气候变暖？4．您认为本项目的建设是否有助于推动当地的经济发展？5．对于本项目的建设和运行期，您最关心的环境问题是？6．您是否同意本项目的建设？E.2.收到的评价意见的汇总>>调查统计结果及汇总情况如下：80%的被调查者认为本项目的建设不会对目前的生活、工作和学校环境造成影响，另18%的人不确定，2%的人认为有影响；80%的被调查者认为本项目的建设对周围生态环境有轻微影响，但经过采取措施可恢复，15%的被调查者认为没有影响，5%的被调查者不确定；98%的被调查者认为与传统火电相比，本项目能减少温室气体排放，并有助于缓解全球气候变暖，另2%的人表示对这个问题不确定；98%的被调查者认为本项目的建设有助于推动当地经济发展，另2%的人表示不确定；53%的被调查者对工程的建设和运行期最关心的环境影响是噪声，29%的人对电磁干扰表示关心，而对废水排放表示关心的有18%；98%的被调查者支持本工程的建设,2%的被调查着表示无所谓。中国温室气体自愿减排项目设计文件第44页E.3.对所收到的评价意见如何给予相应考虑的报告>>公众参与调查未收到任何对项目的负面意见，当地群众对本工程的建设表示出了大力的支持。当地群众对工程的环境影响关注主要包括噪声问题,电磁干扰和废水排放。本项目的环境影响报告中对上述问题均做出了详细的分析并给出了具体的控制方案。比如项目选用低噪声风机，在风机设备连接处装有减震系统，叶片采用吸声材料，与旧式的风机相比噪声明显降低；本项目选址距离居民区较远，电磁辐射对居民的影响甚微；项目产生的污水经化粪池进入调节池，经一体化生活废水处理装置处理后，达到污水综合排放二级标准后方可用于绿化等。通过很好的贯彻执行这些方案，本项目对当地环境及居民生活产生的影响可以被有效地控制或避免。因此，根据这些意见无需对项目计划进行改动。-----中国温室气体自愿减排项目设计文件第45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：北京天润新能投资有限公司地址：北京市朝阳区北四环东路芍药居北里101号世奥国际中心B座32层邮政编码：100029电话：010-57672705传真：010-57672888电子邮件：houchunfeng@tianrun.cn网址：授权代表：姓名：侯春凤职务：项目经理部门：股权管理部手机：传真：010-57672888电话：010-57672705电子邮件：houchunfeng@tianrun.cn中国温室气体自愿减排项目设计文件第46页附件2:事前减排量计算补充信息（一）2013年华中电网排放因子计算过程电量边际排放因子（OM）计算：表A1.2009年华中电网电量边际排放因子计算表燃料分类单位江西省河南省湖北省湖南省重庆市四川省小计含碳量碳氧化率燃料排放因子平均低位发热量CO2排放量（tCO2e）（tc/TJ）（%）(kgCO2/TJ)（MJ/t,km3）L=G×J×K/100000（质量单位）ABCDEFG=A+B+C+D+E+FHIJKL=G×J×K/10000(体积单位)原煤万吨2184.319339.642888.292810.691413.642817.3121453.8825.810087,30020,908391,590,892洗精煤万吨3.353.3525.810087,30026,34477,044其它洗煤万吨59.93136.7597.94294.6225.810087,3008,3632,150,991型煤万吨2.632.6326.610087,30020,90848,005焦炭万吨1.080.060.091.2329.210095,70028,43533,471焦炉煤气亿立方米0.096.041.21.038.3612.110037,30016,726521,564其它煤气亿立方米30.7656.644.237.5799.212.110037,3005,2271,934,074原油万吨0.10.12010071,10041,8162,973汽油万吨018.910067,50043,0700柴油万吨0.694.281.231.551.198.9420.210072,60042,652276,830燃料油万吨0.021.440.481.270.0647.2721.110075,50041,816229,522液化石油气万吨017.210061,60050,1790中国温室气体自愿减排项目设计文件第47页炼厂干气万吨0.252.180.821.915.1615.710048,20046,055114,544天然气亿立方米7.690.270.1421.8429.9415.310054,30038,9316,329,176其它石油制品万吨0.290.292010072,20041,8168,755其它焦化产品万吨025.810095,70028,4350其它能源万吨标煤12.4776.326.6914.9684.8215.2200000小计403,317,841《中国能源统计年鉴2010》表A2.2009年华中电网火力发电量省名称发电量发电量厂用电率供电量（亿kWh)（MWh)（%）（MWh)江西省44544,500,0005.841,919,000河南省1985198,500,0006.62185,359,300湖北省63063,000,0006.2159,087,700湖南省63463,400,0006.3959,348,740重庆市30630,600,00030,600,000四川省50450,400,0007.9246,408,320总计450,400,000422,723,060《中国电力年鉴2010》表A3.2009年华中电网排放因子参数单位数值A华中从西北净进口电量MWh3,262,010中国温室气体自愿减排项目设计文件第48页B西北电网简单OMtCO2e/MWh1.0076C华中从华北净进口电量MWh2,233,290D华北电网简单OMtCO2e/MWh0.9642E华中总供电量MWh428,218,360F华中电网总排放量tCO2e408,757,981G华北电网排放因子tCO2e/MWh0.9546表A4.2010年华中电网电量边际排放因子计算表燃料分类单位江西省河南省湖北省湖南省重庆市四川省小计含碳量碳氧化率燃料排放因子平均低位发热量CO2排放量（tCO2e）（tc/TJ）（%）(kgCO2/TJ)（MJ/t,km3）L=G×J×K/100000（质量单位）ABCDEFG=A+B+C+D+E+FHIJKL=G×J×K/10000(体积单位)原煤万吨2648.319925.733474.753318.571542.192667.8223577.3725.810087,30020,908430,350,284洗精煤万吨331.4331.425.810087,30026,3447,621,641其它洗煤万吨205.66145.37116.96467.9925.810087,3008,3633,416,748型煤万吨1.821.8226.610087,30020,90833,220焦炭万吨029.210095,70028,4350煤矸石万吨48.8256.3778.8636.85237.58658.4625.810087,3008,3634,807,350焦炉煤气亿立方米0.33.760.070.191.125.4412.110037,30016,726339,391高炉煤气亿立方米45.8161.58131.2146.327.19292.1170.8100219,0003,76324,072,697转炉煤气亿立方米1.494.420.186.0946.9100145,0007,945701,583其它煤气亿立方米0.020.130.1512.110037,3005,2272,925原油万吨0.080.082010071,10041,8162,378中国温室气体自愿减排项目设计文件第49页汽油万吨0.010.0118.910067,50043,070291柴油万吨0.6531.411.20.911.1235.2920.210072,60042,6521,092,767燃料油万吨0.061.140.271.860.051.514.8921.110075,50041,816154,383石脑油万吨020.210072,20043,9060润滑油万吨02010071,90041,3980石蜡万吨02010072,20039,9340溶剂油万吨02010072,20042,9450石油沥青万吨02110069,30038,9310石油焦万吨05.825.8226.610082,90031,947154,137液化石油气万吨017.210061,60050,1790炼厂干气万吨0.151.451.051.113.7615.710048,20046,05583,466天然气亿立方米13.760.150.0511.9725.9315.310054,30038,9315,481,481其它石油制品万吨2.752.752010072,20041,81683,026其它焦化产品万吨025.810095,70028,4350其它能源万吨标煤41.43266.078.122.4318.0200000小计478,397,767《中国能源统计年鉴2011》表A5.2010年华中电网火力发电量省名称发电量发电量厂用电率供电量（亿kWh)（MWh)（%）（MWh)江西省53753,700,000650,478,000河南省2198219,800,0006.23206,106,460中国温室气体自愿减排项目设计文件第50页湖北省77177,100,0006.372,242,700湖南省72572,500,0006.2767,954,250重庆市33133,100,00033,100,000四川省56556,500,0007.5252,251,200总计512,700,000482,132,610《中国电力年鉴2011》表A6.2010年华中电网排放因子参数单位数值A华中从西北净进口电量MWh12,386,810B西北电网简单OMtCO2e/MWh0.9853C华中从华北净进口电量MWh2,684,680D华北电网简单OMtCO2e/MWh1.0333E华中总供电量MWh497,204,100F华中电网总排放量tCO2e493,376,571G华北电网排放因子tCO2e/MWh0.9923表A7.2011年华中电网电量边际排放因子计算表燃料分类单位江西省河南省湖北省湖南省重庆市四川省小计含碳量碳氧化率燃料排放因子平均低位发热量CO2排放量（tCO2e）（tc/TJ）（%）(kgCO2/TJ)（MJ/t,km3）L=G×J×K/100000（质量单位）ABCDEFG=A+B+C+D+E+FHIJKL=G×J×K/10000(体积单位)原煤万吨3080.5112081.674076.954204.71780.222783.8928007.9425.810087,30020,908511,220,078中国温室气体自愿减排项目设计文件第51页洗精煤万吨30.5130.5125.810087,30026,344701,678其它洗煤万吨129.5154.05118.68402.2325.810087,3008,3632,936,641型煤万吨026.610087,30020,9080焦炭万吨029.210095,70028,4350煤矸石万吨40.79299.5954.5657.15255.3279.66787.0725.810087,3008,3635,746,319焦炉煤气亿立方米0.556.080.020.151.385.1113.2912.110037,30016,726829,136高炉煤气亿立方米11.8929.6147.5953.3542.5350.76335.7270.8100219,0003,76327,666,584转炉煤气亿立方米1.822.980.336.8511.9846.9100145,0007,9451,380,126其它煤气亿立方米0.060.0612.110037,3005,2271,170原油万吨0.040.042010071,10041,8161,189汽油万吨018.910067,50043,0700柴油万吨0.51.671.040.780.691.015.6920.210072,60042,652176,193燃料油万吨1.820.220.912.9521.110075,50041,81693,135石脑油万吨020.210072,20043,9060润滑油万吨02010071,90041,3980石蜡万吨02010072,20039,9340溶剂油万吨02010072,20042,9450石油沥青万吨02110069,30038,9310石油焦万吨5.585.5826.610082,90031,947147,781液化石油气万吨017.210061,60050,1790炼厂干气万吨1.150.880.772.815.710048,20046,05562,156天然气亿立方米0.3813.931.750.020.7116.7915.310054,30038,9313,549,328其它石油制品万吨5.015.012010072,20041,816151,258其它焦化万吨025.810095,70028,4350中国温室气体自愿减排项目设计文件第52页产品其它能源万吨标煤69.7947.0716.142.08135.0800000小计554,662,771《中国能源统计年鉴2012》表A8.2011年华中电网火力发电量省名称发电量发电量厂用电率供电量（亿kWh)（MWh)（%）（MWh)江西省66566,500,0005.662,776,000河南省2498249,800,0005.9235,061,800湖北省93393,300,0005.887,888,600湖南省89989,900,000684,506,000重庆市38738,700,00038,700,000四川省59659,600,0007.355,249,200总计597,800,000564,181,600《中国电力年鉴2012》表A9.2011年华中电网排放因子参数单位数值来源A华中从西北净进口电量MWh15,526,260B西北电网简单OMtCO2e/MWh0.9404C华中从华北净进口电量MWh4,154,580D华北电网简单OMtCO2e/MWh1.0798D=B/CE华中总供电量MWh583,862,440F华中电网总排放量tCO2e573,749,782G华北电网排放因子tCO2e/MWh0.9827中国温室气体自愿减排项目设计文件第53页表A10.华中电网的电量边际排放因子2009年2010年2011年总计A排放量(tCO2e/年)408,757,981493,376,571573,749,7821,475,884,334B供电量(MWh)428,218,360497,204,100583,862,4401,509,284,900C电量边际CO2排放因子(tCO2e/MWh)C=A/B0.9779容量边际排放因子（BM）计算:步骤1，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,,,,,,,,,,,,,ijyiyCOiyiCOALjCoalyijyiyCOiyijFNCVEFFNCVEFλ∈××=××∑∑22,,,,,,,,,,,,,ijyiyCOiyiOILjOilyijyiyCOiyijFNCVEFFNCVEFλ∈××=××∑∑22,,,,,,,,,,,,,ijyiyCOiyiGASjGasyijyiyCOiyijFNCVEFFNCVEFλ∈××=××∑∑中国温室气体自愿减排项目设计文件第54页其中：Fi,j,y:第j个省份在第y年的燃料i消耗量；NCVi,j：燃料i在第y年的净热值；EFCO2,i,y: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。根据《中国能源统计年鉴2012》计算出固体、液体和气体燃料在华中电网相应的比重：λCoal,y=93.86%，λOil,y=0.10%，λGas,y=6.04%步骤2：计算对应的火电排放因子。AdvGasGasAdvOilOilAdvCoalCoalThermalEFEFEFEF,,,×+×+×=λλλ其中EFCoal,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，详见下表。表A11.最商业化最优效率的燃煤、燃油和燃气发电技术电厂的排放因子变量供电效率(%)燃料排放因子(kgCO2/TJ)氧化率排放因子(tCO2/MWh)中国温室气体自愿减排项目设计文件第55页ABCD=3.6/A/1,000,000×B×C燃煤电厂EFCoal,Adv39.8487,30010.7889燃油电厂EFOil,Adv52.575,50010.5177燃气电厂EFGas,Adv52.554,30010.3723AdvGasGasAdvOilOilAdvCoalCoalThermalEFEFEFEF,,,×+×+×=λλλ=0.7740(tCO2/MWh)步骤3：计算电网的BM,,,,,ThermalygridBMyThermalyTotalyCAPEFEFCAP=×’其中，CAPTotal,y为接近但不超过现有容量20%的新增容量，CAPThermal,y为新增火电容量。表A12.华中电网2011年装机容量装机容量单位江西河南湖北湖南重庆四川合计火电MW13,82049,19019,18017,6506,94014,440121,220水电MW4,1103,95033,86013,3705,98033,42094,690核电MW0000000风电及其他MW1371101031065020526合计MW18,06753,25053,14331,12612,97047,880216,436数据来源：《中国电力年鉴2012》中国温室气体自愿减排项目设计文件第56页表A13.华中电网2010年装机容量装机容量单位江西河南湖北湖南重庆四川合计火电MW12,94046,87018,15016,0906,74012,580113,370水电MW4,0403,65030,85012,9904,88030,70087,110核电MW0000000风电及其他MW82506338500283合计MW17,06250,57049,06329,11811,67043,280200,763数据来源：《中国电力年鉴2011》表A14.华中电网2009年装机容量装机容量单位江西河南湖北湖南重庆四川合计火电MW11,50043,10015,67015,9006,80012,270105,240水电MW3,7703,65030,01011,4604,53025,81079,230核电MW0000000风电及其他MW6050102100132合计MW15,33046,80045,69027,36211,34038,080184,602数据来源：《中国电力年鉴2010》表A15.华中电网2008年装机容量装机容量单位江西河南湖北湖南重庆四川合计火电MW9,34042,68014,21014,4306,66012,770100,090水电MW3,7103,02029,05010,6504,06022,24072,730核电MW0000000风电及其他MW30301000070合计MW13,08045,73043,27025,08010,72035,010172,890中国温室气体自愿减排项目设计文件第57页数据来源：《中国电力年鉴2009》表A16.华中电网的容量边际排放因子2008年装机2009年装机2010年装机2011年装机2008-2011年新增装机2009-2011年新增装机2010-2011年新增装机2008-2011年新增装机比重ABCDEFGH火电100,090105,240113,370121,22033,80323,33611,22365.36%水电72,73079,23087,11094,69017,46010,9607,28033.76%核电00000000.00%风电及其他701322835264563942430.88%合计172,890184,602200,763216,43651,71934,69018,746100.00%占2011年装机百分比23.90%16.03%8.66%是考虑装机容量、关停机组容量后计算的新增装机容量。EFThermal,y=0.7634tCO2/MWhEFBM,y=0.4990tCO2/MWh表A17.中国华北电网排放因子计算参数单位数值AOM排放因子tCO2/MWh0.9779BBM排放因子tCO2/MWh0.4990CCM排放因子(C=0.75A+0.25B)tCO2/MWh0.858145中国温室气体自愿减排项目设计文件第58页表A18.基准线排放参数单位数量来源或等式A项目装机容量MW49.5可研报告B年供电量MWh95,050可研报告C基准线排放因子tCO2/MWh0.858145表A16D发电部分的基准线排放tCO2/年81,566D=BC中国温室气体自愿减排项目设计文件第59页附件3:监测计划补充信息详见B.7.3部分。-----