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)项目活动名称北控绿产格尔木三期20MW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11/12/2014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控绿产（青海）新能源有限公司项目业主北控绿产（青海）新能源有限公司项目类别和选择的方法学项目类别：能源工业（可再生能源/不可再生能源）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（第一版）预计的温室气体年均减排量31,150tCO2e1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>>北控绿产格尔木三期20MW光伏发电项目（以下称：本项目）拟建设一个总装机容量为的20MW太阳能光伏电站，产生的电量将销售到西北电网。在西北电网中，并网型化石燃料电厂占主导地位。本项目活动将通过替代西北电网化石燃料的发电来实现温室气体（GHG）的减排。本项目位于中国青海省格尔木市，由北控绿产（青海）新能源有限公司负责投资开发。本项目对当地可持续发展的贡献主要表现为以下几点：1、减少温室气体排放本项目发电输入到西北电网，在西北电网中，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温室气体的排放。2、减少因化石燃料燃烧引起的污染物的排放本项目将取代在西北电网中部分化石燃料电厂的发电，因此减少了化石燃料的消耗，从而避免了因化石燃料燃烧引起的SO2和粉尘等污染物的排放。因此，本项目具有显著的环境效益。3、提供就业机会通过本项目的开发将直接为当地提供就业机会。4、促进当地发展本项目的建设和运行将促进当地经济发展，并为当地政府增加税收。A.1.2项目活动概述>>本项目位于中华人民共和国青海省格尔木市东郊，由北控绿产（青海）新能源有限公司开发建设。本项目光伏组件选用250Wp多晶硅光伏组件80800块，总装机容量20MWp，为大规模项目。建成后首年发电量37,607.1MWh,多年平均发电量33,395.1MWh3，年均等效满负荷运行小时数约1670小时，容量系数约为0.194。预计第一个计入期内的年均上网电量为36,353.5MWh，第一个计入期内年平均减排量为31,150tCO2e，第一计入期总减排量为218,050tCO2e。3根据有资质的第三方机构出具的可研报告所述，多年平均发电量数据33,395.1MWh与平均上网电量数据相等。4根据有资质的第三方机构出具的可研报告所述，因此容量系数为：1670/8760=0.19。中国温室气体自愿减排项目设计文件第3页根据《温室气体自愿减排交易项目审定及核证指南》（以下称：《指南》）要求，自愿减排项目需在2005年2月16日之后开工建设，本项目于2013年6月8日开工建设，满足《指南》对自愿减排项目开工时间的要求。本项目采用国家发展改革委员会备案的方法学CM-001-V01开发的减排项目，因此，符合《指南》中对自愿减排项目资格条件的要求。A.1.3项目相关批复情况>>项目环评报告于2013年4月18日由海西州环境保护局批准（西环字[2013]108号）；项目可研报告于2013年4月由中国电子工程设计院开发，并于2013年4月23日由青海省发展和改革委员会核准（青发改能源[2013]505号）。本项目于2014年7月15日获得经青海省发展和改革委员会审批的《固定资产投资项目节能登记备案表》。项目作为新建项目，没有申请注册包括清洁发展机制（CDM）在内的其他任何减排机制。A.2.项目活动地点A.2.1.省/直辖市/自治区，等>>中华人民共和国青海省A.2.2.市/县/乡(镇)/村，等>>格尔木市A.2.3.项目地理位置>>本项目位于中华人民共和国青海省格尔木市，场址中心的地理坐标为东经95°10′，北纬36°21′。场址坐标范围：为95°10′11′′-45′′，北纬36°21′10′′-32′′下图A1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.项目地理位置图A.3.项目活动的技术说明>>本项目利用太阳能光伏发电，属于可再生能源项目。在本项目实施前，项目所在地没有发电厂，所需电力由西北电网提供。本项目的基准线情景是由西北电网提供同等电量。本项目的基准线情景与项目实施前的情景相同。本项目活动将通过替代西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CM-001-V01，本项目是一个零排放的发电活动。本项目使用并网型太阳能光伏发电技术，是在特殊的半导体材料接触面利用光伏效应将太阳能转化为电能的新能源发电技术。并网型太阳能光伏发本项目所在地中国温室气体自愿减排项目设计文件第5页电技术的关键组成部件是太阳能电池组件，另外还包括太阳能控制器和逆变器。太阳能电池组件：是太阳能发电系统中的核心部分，也是太阳能发电系统中价值最高的部分。其作用是将太阳能转化为电能，或送往蓄电池中存储起来，或推动负载工作。太阳能电池板的质量和成本将直接决定整个系统的质量和成本。太阳能控制器：控制整个系统的运行状态包括过载保护及温度补偿。逆变器：在并网连接运行情况下，逆变器的功能是将太阳能电池组件导出的直流电转化为交流电，进而输送到电力线路中。本项目将安装80800块250Wp多晶硅太阳能电池组件,总装机容量20MWp,容量系数为0.195，本项目属于方法学中的大项目类型。太阳能电池组件及逆变器的主要技术参数如下：主要技术参数数值太阳能电池组件总装机容量20MW额定容量250Wp250Wp型号JY-P156-250W-30VGDM-250PE03短路电流8.62A8.55A开路电压36.99V37.4V数量1002070780厂家北京京仪集团逐鹿光伏材料有限公司国电光伏有限公司寿命25年逆变器额定容量500kW型号JYNB-500KHE最大输入电流1222A最大输入电压880V数量40台厂家北京京仪绿能电力系统工程有限公司本项目上网电量将通过35kV线路接入项目地35/110kV升压站,进而输送到西北电网。本项目不涉及技术转让问题。5根据有资质的第三方机构出具的可研报告所述，本项目年有效利用小时数约为1670小时，因此容量系数为：1670/8760=0.19。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控绿产（青海）新能源有限公司北控绿产（青海）新能源有限公司青海省发展和改革委员会A.5.项目活动打捆情况>>本项目不适用。A.6.项目活动拆分情况>>本项目不适用。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>>本项目采用的方法学为：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）”。有关方法学的详细内容请见如下链接：http://cdm.ccchina.gov.cn/nDetail.aspx?newsId=39507&TId=20使用到的工具包括：额外性论证与评价工具（7.0.0版）、电力系统排放因子计算工具（4.0版）。参见EB网站：http://cdm.unfccc.int/methodologies/PAmethodologies/approved。B.2.方法学适用性>>本项目为新建的太阳能光伏发电项目，符合方法学CM-001-V01中适用性说明的以下条款：z符合项目活动为：（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）；z符合项目适用的条件：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。方法学CM-001-V01不适用于以下条件：z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；z生物质直燃发电厂；z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。本项目不涉及使用可再生能源燃料替代化石燃料的情况，且非生物质直燃发电厂及水力发电厂。综上所述，本项目满足方法学CM-001-V01的适用条件。B.3.项目边界>>中国温室气体自愿减排项目设计文件第8页本项目边界的空间范围包括了项目电厂以及与本项目连接的西北电网的所有发电厂。根据国家发展和改革委员会关于电网排放因子的相关描述6，与本项目相连的西北电网的空间边界包括陕西省、甘肃省、青海省、宁夏回族自治区和新疆维吾尔自治区。排放源温室气体种类包括否？说明理由/解释基准线情景西北电网发电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光伏发电项目CO2否根据方法学，本项目利用可再生能源发电，不产生排放CH4否N2O否项目边界及排放源识别图下图所示：图2.项目边界图B.4.基准线情景的识别和描述>>本项目是新建的光伏发电项目，根据方法学CM-001-V01,本项目的基准线情景为：项目活动生产的上网电量由并网发电厂及新增发电源替代生产。对本项目而言，即由西北电网提供同等上网电量。其基本信息如下表：6http://203.207.195.145:92/zyDetail.aspx?newsId=43065&TId=160"%20title="2013%20中国区域电网基准线排放因子4条35KV线路35/110kV主变光伏组件EGfacility计量点混合排放因子（CM）中反映的与西北电网相连的新建及既有电厂CO2排放产权边界项目边界MDC/ACDC/AC西北电网逆变器箱变中国温室气体自愿减排项目设计文件第9页电量边际排放因子EFgrid,OM,y(tCO2/MWh)容量边际排放因子EFgrid,BM,y(tCO2/MWh)组合排放因子EFgrid,CM,y(tCO2/MWh)西北电网0.97200.51150.85697B.5.额外性论证>>本项目在建设初期即考虑到申请成为减排项目以克服影响项目建设的各种障碍。对于本项目，如果没有额外的减排资金支持，项目开发将面临资金障碍。在以下的项目开发时间表中列出了项目开发过程中的重要事件，也充分说明了业主在项目开发过程中持续考虑减排收益对项目的影响。项目开发时间表：日期项目活动2013年4月18日环评报告由海西州环境保护局批准2013年4月可行性研究报告编制完成2013年4月23日项目获得青海省发改委核准2013年4月30日项目EPC总包合同评标报告2013年5月3日董事会决议（决定开发碳资产项目）2013年5月8日召开利益相关方会议2013年5月10日土建施工合同-项目开始时间2013年6月8日开工令-项目开工时间2013年12月16日项目投产时间2014年3月12日项目设计文件公示2014年7月15日固定资产投资项目节能登记备案表获得青海省发展和改革委员会审批根据本项目的EPC总包合同招标结果分析，实际合同发生额将高于可研预估的数据，如果没有其它收益，本项目的全投资内部收益率将低于8%的行业基准线，项目因此不具备财务上的可行性。项目业主因此召开董事会商讨决定将本项目开发成减排项目以获得额外的收益，以提高项目收益率。2012年6月20日，国家发展与改革委员会公布了《温室气体自愿减排交易管理暂行办法》8，允许在2005年2月16日之后开工建设的项目采用经7详细计算过程见附件2。8http://cdm.ccchina.gov.cn/WebSite/CDM/UpFile/File2894.pdf中国温室气体自愿减排项目设计文件第10页国家主管部门备案的方法学开发的自愿减排项目申请备案。本项目于2014年初撰写项目设计文件并于2014年3月12日在中国自愿减排交易信息平台进行公示。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资金以克服项目在经济上的障碍。本项目的额外性是使用最新版“额外性论证与评价工具”（7.0.0版）完成的，包括以下步骤：步骤0.拟议项目是否是该类技术实施的首例本项目不采用此步骤。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如B.4部分的描述，由于本项目为新建的光伏发电项目，根据方法学的说明，已经规定了基准线情景：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。因此，本项目不需进一步识别其他替代情景。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，比如来自减排项目的收入，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“额外性论证与评价工具”提议了三种分析手段：简单成本分析（选项I），投资比较分析（选项II）和基准分析（选项III）。由于本项目的收入来源除减排收益之外，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西北电网中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.基准分析方法（选项III）根据《电力工程技术改造项目经济评价暂行办法》要求，中国电力产业全投资的内部收益率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.计算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。中国温室气体自愿减排项目设计文件第11页(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20MWp可行性研究报告及EPC合同年均上网电量33,395.1MWh可行性研究报告项目寿命26年（1年建设期和25年运行期）可行性研究报告静态总投资29,628.31万元EPC合同及可研文件9年运行成本10401.19万元计算残值率115%可行性研究报告折旧年限1215年可行性研究报告折旧率136.33%可行性研究报告电价141.0元/kWh（含增值税）可行性研究报告增值税1517%可行性研究报告所得税1625%城建税177%9依照可研报告工程总概算表可知，静态总投资数据由设备及安装工程、建筑工程及其他费用构成。项目EPC总包合同包含设备及安装工程、建筑工程，合同额达27403.53万元（高于可研预估的18934.46万元），其他费用、基本预备费共计2224.78万元使用可研报告中预估的数据。故，静态总投资金额为29628.31万元。10运行成本主要包括材料费、修理费、工资及福利、保险费及其他费用。本项目年运行成本为401.19万元，单位装机的运行成本为20.1万元/MWp,而青海省内已注册的光伏项目单位装机运行成本范围为15-24万元/MWp.故，本项目运行成本处于合理范围内。11数值来源于可研报告，且符合2008年实施的国务院令第512号《中华人民共和国企业所得税法实施条例》。12数值来源于可研报告，且符合2008年实施的国务院令第512号《中华人民共和国企业所得税法实施条例》。13计算值：折旧率=（1-残值率）/折旧年限=（1-5%）/15=6.33%.14数值来源于可研报告，且符合2011年实施的发改价格〔2011〕1594号《国家发展改革委关于完善太阳能光伏发电上网电价政策的通知》。15数值来源于可研报告，且符合国务院令[2008]第538号《中华人民共和国增值税暂行条例》的相关要求。16数值来源于可研报告，且符合2008年实施的中华人民共和国主席令[2007]63号《中华人民共和国企业所得税法》。17数值来源于可研报告，且符合1985年实施的国发[1985]第19号《中华人民共和国城市维护建设税暂行条例》。中国温室气体自愿减排项目设计文件第12页教育附加税173%CCER价格70元/吨按照国内碳交易试点省市配额价格估算(2)比较本项目的IRR与财务基准根据基准分析（选项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显示本项目的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。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.北控绿产格尔木三期20MW光伏发电项目的财务指标IRR(全投资，基准=8%，税后)没有减排收益6.49%含减排收益后187.27%子步骤2d.敏感性分析（只适用于选项II和选项III）：敏感性分析的参数应选取占总成本或者总收益20%以上并且具有显著影响的指标应作为敏感性分析参数19。因此，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、年供电量、电价和年运行成本。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%05%10%静态总投资7.84%7.14%6.49%5.90%5.35%年运行成本6.69%6.59%6.49%6.39%6.29%年上网电量5.35%5.93%6.49%7.05%7.59%电价5.35%5.93%6.49%7.05%7.59%18根据国内七个碳交易试点省市的碳交易价格，将本项目CCER价格估算为70元/吨。19参考EB“Guidelineontheassessmentoftheinvestment”(version05.0).中国温室气体自愿减排项目设计文件第13页图2.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行成本电价年上网电量临界点-11.10%-76.50%13.80%13.80%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2所示的区间内变化。从图表中可以看出，四个指标在±10%的范围内变化，全投资IRR都没有超过基准线，说明静态总投资、年运行成本、电价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升高和降低10%时，项目的全投资IRR分别等于5.35%和7.84%，仍低于基准值8%；只有当静态总投资减少11.10%时，项目的全投资IRR会达到8%的基准线。目前的投资金额达27403.53万元,占到项目静态投资的92.49%,因此项目静态投资不可能减少11.10%使项目的全投资IRR达到8%的基准线。因此，本项目不可能通过降低投资来提高收益率。此外，同省光伏注册项目的单位装机投资额为14313元/kWp~23005元/kWp，见表4。本项目单位装机的投资额为14814元/kWp，位于较低的投资水平，故，本项目静态投资不可能减少11.10%来达到基准值。中国温室气体自愿减排项目设计文件第14页表4.青海省光伏发电项目信息汇总表（青海省所有已注册光伏并网发电项目）注册号项目名称装机（MW）发电量（MWh）总投资（万元）运行小时数（小时）运行成本（万元）单位装机投资（元/kW）单位装机运行成本（元/kW）5379青海格尔木光伏发电项目2033377389861656336.019337.4016.75609徐州协昕光伏电力有限公司20MW光伏发电项目202434041798.981217446.220899.4922.35628华能格尔木光伏电站项目203355240484.21678404.020242.1020.25952中广核青海锡铁山二期30MWp光伏电站项目305044969014.341682485.023004.7816.26091国投青海省格尔木二期30兆瓦并网光伏发电项目315361066980.481749598.021857.6219.56289青海龙源格尔木二期光伏并网发电项目3052120605281711554.019873.9218.25148青海省格尔木20MWp（一期）大型光伏并网电站项目2031780347701589487.017178.8524.15763青海锡铁山中广核一期10MW光伏电站项目1016301-1630---6954青海共和30MW光伏发电项目3049346429381645441.514312.6714.77462青海华电格尔木光伏发电项目1017921-1623---最大值3153610690141749598.023004.7824.1平均值2236279494381618469.019588.3519.0最小值1016301347701217336.014312.6714.7中国温室气体自愿减排项目设计文件第15页年运行成本当年运行成本升高和降低10%时，项目的全投资IRR分别等于6.29%和6.69%，仍低于基准值8%；当运行维护费降低76.50%时，项目的全投资IRR会达到8%的基准线。运行成本是由原材料费、工资及福利、维护费、保险费以及其他费用组成。本项目年运行成本为401.19万元，单位装机的年运行成本为20.1元/kW,而全省其他注册项目单位装机的年运行成本在14.7元/kW到24.1元/kW之间，所以本项目年运行成本处于合理范围内。此外，考虑到中国经济的不断发展，原材料价格上涨20以及人工成本不断上涨21等因素，运行维护费不可能降低76.50%。年供电量当年供电量增加和减少10%时，项目的全投资IRR分别等于7.59%和5.35%，仍低于基准值8%；当年供电量增加13.80%时，项目的全投资会达到8%的基准线。根据可行性研究报告22，近30年的太阳能年总辐射量的年际变化基本一致。据计算，本项目的平均折合年满负荷运行小时数约为1670时，建成后首年发电量37,607.1MWh,多年平均发电量33,395.1MWh，该数据是由设计院根据项目所在地的格尔木气象局近30年（1980-2009年）的气象资料经计算得出，因此，在项目运行过程中出现超过13.80%的变化幅度是不可能的。而且，鉴于太阳能光伏转换效率在运行中随着时间逐渐衰减，项目出现上网电量增长的可能性是不大的。因此，本项目不可能通过提高年上网电量以使项目的IRR达到基准收益率。电价当电价增加和减少10%时，项目的全投资IRR分别等于7.59%和5.35%，仍低于基准值8%；当电价增加13.80%时，项目的全投资IRR会达到8%的基准线。依照发改价格[2011]1594规定，本项目光伏上网电价为1.00元/千瓦时（含税）。因此，电价也不可能增加13.80%。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。因此，本项目具有额外性，且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202007~2011年期间，工业生产出厂价格指数分别为103.1、106.9、94.6、105.5、106。（国家统计局：http://data.stats.gov.cn/workspace/index?m=hgnd）212007~2011年期间，职工平均货币工资指数分别为120.2、116、112.7、112.4、113.4。（国家统计局：http://data.stats.gov.cn/workspace/index?m=hgnd）22来源：可研报告2.4部分。中国温室气体自愿减排项目设计文件第16页此项目不涉及障碍分析。步骤4.普遍性分析本项目是利用太阳能发电，属于可再生能源领域，根据“额外性论证与评价工具”（07.0.0版）及“普遍性分析指南”（版本02.0），本项目普遍性分析如下：子步骤1:计算使用的容量或产出，范围为拟议项目活动总设计容量或产出的+/-50%.本项目装机20MW，相应的产出范围为15MW到30MW23。子步骤2:识别满足以下所有条件的类似项目（包括CDM项目和非CDM项目）：（a）位于所使用的地理区域内的项目；在中国，由于自然地理条件，投资环境等的差异，中国项目的开发环境仅在同一省份具有可比性，因而本项目的通常惯例分析限定在项目所在省份，即青海省。（b）所采取措施与拟议项目活动相同的项目；利用可再生能源发电的项目。（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移措施；只有那些利用太阳能作为能源的项目将予以考虑。（d）项目实施所在的工厂，所生产的产品和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）；本项目是一个光伏发电项目，由项目生产的产品是电力，因此，只有那些生产电力的光伏项目，将被考虑。（e）项目的容量或产出在步骤1计算得出的使用的容量或产出范围内；这些光伏发电项目，装机容量在15MW和30MW之间将被选择。（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；23装机50%上下浮动的范围是10MW到30MW，考虑本项目为大项目类型，故评估项目装机应大于15MW。所以本项目装机评估范围是15MW到30MW。中国温室气体自愿减排项目设计文件第17页本项目活动开始时间是2013年5月10日（早于项目设计文件公示时间2014年3月12日），故，在2013年5月10日之前开始商业运营的项目将被选择。子步骤3:从步骤2识别出的项目中，除去已注册、已提交注册或正在审定的CDM等碳减排机制的项目活动，并记录其数量为Nall。这里给出Nall的计算公式：Nall=Nall,PV+Nall,other其中：Nall:在青海装机在15MW-30MW范围内并在项目开始前投产的项目数。已注册、已提交注册及正在审定的项目不考虑。Nall,PV:在青海装机在15MW-30MW范围内并在项目开始前投产的光伏项目数，已注册、已提交注册及正在审定的项目不考虑。Nall,other:在青海装机在15MW-30MW范围内并在项目开始前投产的除光伏项目以外的其它类型项目数，已注册、已提交注册及正在审定的项目不考虑。根据最新的2012年中国电力年鉴及UNFCCC、VCS网站、黄金标准（GS）网站、CCER网站公布数据，青海省符合筛选条件的项目均已注册成为CDM项目，因此：Nall,PV=，0Nall=Nall,other子步骤4：从步骤3中识别出的类似项目活动中，只别处那些采用不同与拟议项目活动的技术的项目活动，并记录项目数Ndiff；这里给出Ndiff的计算公式：Ndiff=Ndiff,PV+Ndiff,other其中：Ndiff:在青海装机在15MW-30MW范围内并在项目开始前投产的不同于本项目应用技术的差异项目总数，已注册、已提交注册及正在审定的项目不考虑。Ndiff,PV:在青海装机在15MW-30MW范围内并在项目开始前投产的不同于本项目应用技术的差异光伏项目数，已注册、已提交注册及正在审定的项目不考虑。Ndiff,other:在青海装机在15MW-30MW范围内并在项目开始前投产的不同于本项目应用技术，除光伏项目以外的其它类型差异项目数，已注册、已提交注册及正在审定的项目不考虑。中国温室气体自愿减排项目设计文件第18页根据子步骤3的分析，Nall,PV=0，因此，Ndiff,PV=0，Ndiff=Ndiff,other。子步骤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类似的项目的份额（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”。根据工具的描述，其他类型的发电项目，如水力发电、风力发电项目，由于使用的是不同类型的能源，可以被认定为不同技术的项目。因此，结合子步骤4的结果，对于本项目，Ndiff,other=Nall,other，所以，Nall-Ndiff=0<3。说明本项目不属于本地区的通常惯例、不具有普遍性。综上所述，本项目具有额外性。B.6.减排量B.6.1.计算方法的说明>>基准线排放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计算排放因子本项目的温室气体排放根据最新版“电力系统排放因子计算工具”第04.0版的规定。所有计算出的数据都是基于可获得的西北电网的数据。基准线排放因子(EFy)来自于组合边际(CM)排放因子的计算，包括电量边际(OM)排放因子和容量边际(BM)排放因子的组合（本项目的电量边际排放因子和容量边际排放因子为事先确定），并通过如下七步完成：步骤识别相关的电力系统1.中国国家发展和改革委员会已经公布了中国电力系统的划分24。根据该电力系统划分，本项目所属的电力系统为西北电网，包括陕西电网、甘肃电网、青海电网、宁夏电网和新疆电网。项目位于青海省，属于西北电网，因此，西北电网作为相关电力系统。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：24来源：http://cdm.ccchina.gov.cn/Detail.aspx?newsId=41386&TId=3中国温室气体自愿减排项目设计文件第19页(a)0tCO2/MWh；(b)输出电网的加权平均电量边际排放率；(c)输出电网的简单电量边际排放率；(d)输出电网的简单调整电量边际排放率。本项目采用方式(c)计算净调入电量的二氧化碳排放因子。由于2009年到2011年西北电网从其它电网的净调入电量（见附件2）变化不大，所以在容量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西北电网中，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。步骤选择3.电量边际计算方法根据”电力系统排放因子计算工具”第四版要求，电量边际的计算可以选择如下四种方式：(a)简单电量边际，或(b)调整的简单电量边际，或(c)调度数据分析电量边际，或(d)平均电量边际本项目电量边际的计算采用方式(a)。在西北电网内，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21.664%，2010年为24.014%，2009年为24.405%，2008年为21.820%，2007年为22.426%4。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)。对于简单电量边际，排放因子可以用以下两种数据计算：z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z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18月后才可获得，那么使用前2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。4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20页步骤4.计算电量边际排放因子(EFOM,y)简单电量边际排放因子(EFOM,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。本项目采用国家发展和改革委员会公布的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。因此本项目电量边际排放因子的计算使用选项B。yyiCOyiiyiyOMsimplegridEGEFNCVFCEF,,2,,,,××=∑（1）其中：EFgrid,OMsimple,=第y年的简单电量边际排放因子(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(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EFgrid,OMsimple,y是按照2009-2011年总发电量的加权平均计算。步骤确定5.容量边际中包含的同类发电设备用来计算容量边际的样本发电设备应该包括：（a）最近建设安装的5个发电设备，或（b）最近建设安装的并占电力系统20％的发电量的新增装机然而最新建设的电厂的数据无法从公开的渠道得到，因为这些数据在中国被电厂所有者认为是机密数据。本计算采用了变通办法25，即首先计算新25来源：http://cdm.unfccc.int/Projects/Deviations/index.html?p=3中国温室气体自愿减排项目设计文件第21页增装机容量及其中各种发电技术的组成，然后计算各发电技术的新增装机权重，最后利用各种技术商业化的最优效率水平计算排放因子。由于现有统计数据中无法从火电中区分出燃煤、燃油和燃气的各种发电技术的容量，因此本计算过程中采用如下方法：首先，利用最近一年的可得的数据，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；其次，以此比重为权重，以商业化最优效率技术水平对应的排放因子为基础，计算出各电网的火电排放因子；最后，用此火电排放因子乘以火电在该电网新增的20%容量中的比重，结果即为该电网的容量边际排放因子。“电力系统排放因子计算工具”提供了计算容量边际的两种选择：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；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。本项目采用方法1）事前计算，不需要事后的监测和更新。步骤6计算.容量边际排放因子(EFBM,y)本项目采用国家发改委公布的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,,,,,,（2）其中：EFgrid,BM,y=第y年的容量边际排放因子(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=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5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（BM）计算如下：中国温室气体自愿减排项目设计文件第22页子步骤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∈××=××∑∑（3）22,,,,,,,,,,,,,ijyiyCOiyiOILjOilyijyiyCOiyijFNCVEFFNCVEFλ∈××=××∑∑（4）22,,,,,,,,,,,,,ijyiyCOiyiGASjGasyijyiyCOiyijFNCVEFFNCVEFλ∈××=××∑∑（5）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。AdvGasGasAdvOilOilAdvCoalCoalThermalEFEFEFEF,,,×+×+×=λλλ（6）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×=,,（7）其中，CAPTotal为总的新增容量，CAPThermal为新增火电容量。步骤7计算.组合边际排放因子基准线排放因子的计算通过组合边际排放因子，即使用电量边际排放因子和容量边际排放因子的加权平均。使用默认的权重，如下：wOM=0.75wBM=0.25EFgrid,CM,y=EFgrid,OM,y×wOM+EFgrid,BM,y×wBM（8）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：中国温室气体自愿减排项目设计文件第23页BEy＝EGPJ,y×EFgrid,CM,yBEy是西北电网在y年的基准线排放量;EGPJ,y是项目实施中产生并输送给电网的净电量;EFgrid,CM,y是年份y的排放因子。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（9）其中:EGPJ,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）西北电网的组合排放因子参数单位数量A电量边际排放因子tCO2/MWh0.9720B容量边际排放因子tCO2/MWh0.5115C组合排放因子(C=0.75A+0.25B)tCO2/MWh0.8569项目排放根据方法学，本项目的项目排放为零。PEy=0泄漏根据使用的方法学要求，本项目不考虑泄漏。LEy=0项目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：ERy(tCO2e/yr)=BEy-PEy=(EGPJ,y×EFgrid,CM,y)（10）中国温室气体自愿减排项目设计文件第24页其中：PEy(tCO2e)是年份y的项目活动排放量；EGPJ,y(MWh/yr)=项目每年向电网输送的电量;EFgrid,CM,y(tCO2e/MWh)=西北电网温室气体排放因子（事先预估）。B.6.2.预先确定的参数和数据>>数据/参数：FCi,m,y单位：tonne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或(tonnem3)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：计算排放因子评价:--数据/参数：NCVi,y单位：或kJ/kgkJ/m3描述：在西北电网中第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（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：计算排放因子评价:--数据/参数：EFCO2,i,y单位：tc/TJ描述：在西北电网中第y年消耗的化石燃料类型i的CO2中国温室气体自愿减排项目设计文件第25页排放因子所使用的数据来源：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：计算OM排放因子和BM排放因子评价:--数据/参数：装机容量单位：MW描述：在y年西北电网中电厂的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：计算OM排放因子和BM排放因子评价:--数据/参数：发电量单位：MWh描述：在y年西北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：计算BM排放因子评价:--数据/参数：EFCoal,Adv,y,EFOil,Adv,y,EFGas,Adv,y,单位：%描述：最商业化最优效率燃煤、燃油、燃气发电技术电厂中国温室气体自愿减排项目设计文件第26页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会公布的数据数据用途：计算BM排放因子评价:--数据/参数：CAPthermal单位：kW描述：西北电网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：计算BM排放因子评价:--数据/参数：CAPtotal单位：kW描述：西北电网新增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：计算BM排放因子评价:--数据/参数：OM/BM权重单位：-中国温室气体自愿减排项目设计文件第27页描述：用于计算CM排放因子时的OM排放因子和BM排放因子各自的权重所使用的数据来源：电力系统排放因子计算工具（4.0版），对于光伏发电项目，OM排放因子权重取0.75，BM排放因子权重取0.25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CM排放因子评价:--B.6.3.减排量事前计算>>本项目的减排量按如下方式计算：基准线排放项目首年发电量37,607.1MWh,多年平均发电量33,395.1MWh。本项目在整个寿命期内年均上网电量为33,395.1MWh，第一个计入期内的年均上网电量为36,353.5MWh。本项目采用了国家发改委公布的西北电网排放因子计算方式。具体计算结果如下：EFgrid,OM,y=0.9720tCO2/MWhEFgrid,BM,y=0.5115tCO2/MWh根据上述结果，本项目事先预估的基准线排放因子为：0.8569tCO2/MWh，具体计算方式如下：EFgrid,CM,y＝0.9720×0.75+0.5115×0.25=0.8569tCO2/MWh第一个计入期内年均基准线排放量为：BEy＝31,150tCO2e项目排放按照基准线方法学CM-001-V01，拟议项目在项目边界内的温室气体排中国温室气体自愿减排项目设计文件第28页放是零：PEy=0泄漏按照基准线方法学CM-001-V01，不考虑拟议项目的泄漏。因此，本项目活动的泄漏为零：LEy=0项目减排项目减排量净值＝基准线总排放量－项目总排放量本项目预计在第一个7年计入期中将实现净减排量218,050tCO2当量。B.6.4.事前估算减排量概要26年份基准线排放(tCO2e)项目排放(tCO2e)泄漏(tCO2e)减排量(tCO2e)2013年12月16日-272014年12月15日32,2240032,2242014年12月16日-2015年12月15日31,8660031,8662015年12月16日-2016年12月15日31,5080031,5082016年12月16日-2017年12月15日31,1500031,1502017年12月16日-2018年12月15日30,7920030,7922018年12月16日-2019年12月15日30,4340030,4342019年12月16日-2020年12月15日30,0760030,076合计218,05000218,050计入期时间合计7年0月计入期内年均值31,1500031,15026基准线排放量的使用各年发电量乘以排放因子计算达到。各年上网电量来源为可研报告中表5-9《电站在寿命期内每年的发电量统计表》（80页），光伏组件的光电转换效率会随着时间的推移而降低，所以发电量和减排量逐年降低。272012年12月16日为项目并网发电时间。中国温室气体自愿减排项目设计文件第29页B.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/年描述：在y年本项目的净上网电量所使用数据的来源：基于电表监测的数据total,output,yEG、total,input,yEG、project,output,yEG、otherproject,output,yEG计算所得，详情见B.7.3部分。数据值36,353.5测量方法和程序:电表读数采用连续读数和每月读数两种方式。数据将存档保留直至最后一个计入期结束后2年。所采用的电表精度不低于0.5s，电表将根据国家标准如《电子式电能表检定规程JJG596-1999》等进行校验监测频率：连续读数，按月记录QA/QC程序:电厂的电力输入将通过现场控制中心的计算机系统进行监测和记录。操作员负责记录一系列的数据。购电发票将作为重复核对的依据数据用途：计算基准线排放评价：—数据/参数：total,output,yEG单位：MWh/年描述：本项目及其他项目在y年总的上网结算电量所使用数据的来源：基于结算电表M1、M2监测的数据数据值-测量方法和程序:电表读数采用连续读数和每月读数两种方式。数据将存档保留直至最后一个计入期结束后2年。所采用的电表精度不低于0.5s，电表将根据国家标准如《电子式电能表检定规程JJG596-1999》等进行校验监测频率：连续读数，按月记录QA/QC程序:电厂的电力输入将通过现场控制中心的计算机系统进行监测和记录。操作员负责记录一系列的数据。售购电发票将作为重复核对的依据数据用途：计算项目减排量评价：—中国温室气体自愿减排项目设计文件第30页数据/参数：total,input,yEG单位：MWh/年描述：本项目及其他项目在y年总的下网结算电量所使用数据的来源：基于结算电表M1、M2监测的数据数据值-测量方法和程序:电表读数采用连续读数和每月读数两种方式。数据将存档保留直至最后一个计入期结束后2年。所采用的电表精度不低于0.5s，电表将根据国家标准如《电子式电能表检定规程JJG596-1999》等进行校验监测频率：连续读数，按月记录QA/QC程序:电厂的电力输入将通过现场控制中心的计算机系统进行监测和记录。操作员负责记录一系列的数据。购电发票将作为重复核对的依据数据用途：计算项目减排量评价：—数据/参数：project,output,yEG单位：MWh/年描述：由安装在本项目主变高压侧电表监测的y年的上网电量所使用数据的来源：基于安装在本项目主变高压侧电表Ma1、Ma2监测的数据数据值-测量方法和程序:电表读数采用连续读数和每月读数两种方式。数据将存档保留直至最后一个计入期结束后2年。所采用的电表精度不低于0.5s，电表将根据国家标准如《电子式电能表检定规程JJG596-1999》等进行校验监测频率：连续读数，按月记录QA/QC程序:电厂的电力输入将通过现场控制中心的计算机系统进行监测和记录。操作员负责记录一系列的数据。售电发票将作为重复核对的依据数据用途：计算项目减排量评价：—数据/参数：otherproject,output,yEG单位：MWh/年中国温室气体自愿减排项目设计文件第31页描述：由安装在其他项目主变高压侧电表监测的y年的上网电量所使用数据的来源：安装在其他项目主变高压侧的电表Mb1、Mb2监测数据值测量方法和程序:电表读数采用连续读数和每月读数两种方式。数据将存档保留直至最后一个计入期结束后2年。所采用的电表精度不低于0.5s，电表将根据国家标准如《电子式电能表检定规程JJG596-1999》等进行校验监测频率：连续读数，按月记录QA/QC程序:电厂的电力输入将通过现场控制中心的计算机系统进行监测和记录。操作员负责记录一系列的数据。售电发票将作为重复核对的依据数据用途：计算项目减排量评价：—B.7.2.数据抽样计划>>本项目不涉及数据抽样。B.7.3.监测计划其它部分>>为了确保完整、连续、清晰、精确的项目监测和项目计入期减排量的准确计算，特制定此监测计划。监测计划的执行主要由项目业主负责，并由电网公司辅助进行。1．监测对象监测的主要数据为项目产生的发电量和购电量，由此计算上网净电量，以用来计算项目的减排量。2.实施监测计划的组织机构项目业主在公司内部任命一名项目经理或主要负责人。电厂运行监测负责人、技术负责人和财务负责人负责收集监测计划要求的信息和数据。收集到的数据将被存档并按月报送给项目业主公司的碳资产项目经理或负责人。项目经理负责执行监测计划并向公司总经理汇报。公司总经理对监测事项，数据计算和报告进行确认。工作分工管理结构图如下表：中国温室气体自愿减排项目设计文件第32页3.监测程序及设备项目产生的上网电量和下网电量通过安装在与本项目相连接的变电站的双向结算电表M1（主表）和M2（备表）进行监测。每月由电网公司及项目业主同时抄录电表读数并进行结算。本项目上网电量由4条35KV线路汇集到项目地的主变，经主变升压到110KV后输送到电网公司。表计的安装位置如下图：依照业主的项目开发计划，将有其他光伏并网项目于本项目共用变电站的主变及电表M1和M2。在每个项目的主变高压侧将配备各自的上网电量表公司总经理碳资产项目经理技术负责人财务负责人电厂运行监测负责人中国温室气体自愿减排项目设计文件第33页计（一主一备），用于区分各项目的上网电量。本项目主变高压侧安装电表Ma1及Ma2(主表Ma1,备表Ma2),用于计量本项目的上网电量。为了解决多个项目共用结算电表（M1和M2）的问题，项目业主及电网公司采用电量分摊的方法来确定各项目上网电量，即按照各项目主变高压侧电表的数据对计算电表数据进行分摊。所有电表的精度不低于0.5s。本项目净上网电量将依照以下公式进行计算：project,output,,total,output,total,input,project,output,otherproject,output,yyyyyyEGEGEGEGEGEG=×−+facility其中：,yEGfacility=本项目在y年的净上网电量total,output,yEG=本项目及其他项目在y年总的上网结算电量total,input,yEG=本项目及其他项目在y年总的下网结算电量project,output,yEG=由安装在本项目主变高压侧电表监测的y年的上网电量otherproject,output,yEG=由安装在其他项目主变高压侧电表监测的y年的上网电量total,output,yEG及total,input,yEG由安装在电网公司侧的结算电表M1、M2监测；project,output,yEG由安装在本项目主变高压侧电表Ma1、Ma2监测；otherproject,output,yEG由安装在其他项目主变高压侧的电表Mb1、Mb2监测。综上所述，,yEGfacility的取值基于电表的监测并保守的计算方式。4．数据的收集只要主电表的误差在可忽略的范围内，项目减排核查就应使用主电表的监测记录。数据收集主要过程如下:Ⅰ据购售电协议要求，项目业主和电网公司要定期对备份电表和主电表进行读数，并检查电表是否正常。Ⅱ项目业主向电网公司供电，并向电网公司提供电力销售的发票。Ⅲ当项目发电不足需要从电网购电时，电网公司供电给项目业主。电网公司向项目业主提供电力销售发票，发票由项目业主进行保存。Ⅳ项目业主负责记录项目的供电量和购电量，并由此计算本项目的上网净电量。Ⅴ项目业主妥善保存主电表的读数记录，以供核查员核查时参考。中国温室气体自愿减排项目设计文件第34页如果主电表的误差超过允许范围或者在某个月间不能正常工作，则项目产生的上网电量将由以下几种方法解决：Ⅰ除非有任一方测试出仪器不准确，否则读数以备份电表为准；Ⅱ如果备份电表精确度不在可接受范围内或者不能正常工作，项目业主和电网公司须共同准备一个新的正确读数协议；Ⅲ如果项目业主和电网公司没能达成关于正确读数的协议，此事要据协议程序申请裁决。5．设备的校验监测设备每年要进行合理校验和检查以保精确。项目业主和电网公司之间应签订协议规定监测安排和质量控制程序。项目业主采取后备措施来处理电表发生的任何错误。电网公司的校验记录要提供给项目业主，由项目业主和指定第三方保存。在发生以下情况时，项目业主和电网公司应共同授权一家有资质的检测机构，对所安装的电表进行校验检查：Ⅰ发现主电表和备用电表的差别超出可忽略范围；Ⅱ由于错误操作所造成的仪器失常。所有校验测试记录要妥善保管以备核查。6.数据管理系统为对监测过程中所收集的数据记录进行妥善保存，本项目将建立完整的监测数据管理系统。本项目将通过开发核查监测手册来完善整个监测程序：以纸质文件形式记录从信息来源到最终数据计算的全过程。项目业主有责任提供额外必要数据和信息以满足相关第三方核证机构核查的要求。具体文件，例如纸质地图，图表和环评将在项目地点，与本监测计划一起进行比较。所有纸质信息由项目方储存并至少保留一份副件。监测数据在每个月底要用电子表格做统计并保存在电脑硬盘或磁盘上。同时，纸质打印文件也应存档。项目业主将对监测到的上网电量数据与向电网公司的销售数据进行反复核对。在每一个计入年年底，项目业主要编制监测报告，监测报告包括监测结果和相关证据。在最后一个计入期结束之后，所有数据要继续保留两年。7.监测报告监测数据由减排项目经理负责收集整理后，由项目业主编制监测报告。项目业主应保证监测报告的格式和内容符合PDD中确定的监测方法学。中国温室气体自愿减排项目设计文件第35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>>2013年5月10日28C.1.2.预计的项目活动运行寿命>>25年0月C.2.项目活动减排计入期C.2.1.计入期类型>>本项目选择可更新的计入期（3×7年）C.2.2.第一计入期开始日期>>2013年12月16日（项目投产时间）C.2.3.第一计入期长度>>7年0月（2013年12月16日-2020年12月15日）D部分.环境影响D.1.环境影响分析>>海西州环保局于2013年4月18日批准了针对本项目的环境影响报告表，批文号为西环字[2013]108号。报告内容总结如下：1、空气质量由于光伏电站地区的干燥、多风气候条件，土建工程将导致尘土排放。本项目将采取以下措施避免尘土排放：1）及时在施工地及道路上洒水；2）入场卡车减速慢行，加载的建筑材料用防水油布密封遮盖；3）加强对材料的管理，道路硬化及建筑水泥浇灌施工将确保使尘土最小化。项目投运后，将不会排放其他废气造成空气污染。2、水质土建施工过程的废水排放包括建筑废水、机械设备洗涤水及人工用水等。28施工合同签订日期，为最早的合同签订日期。中国温室气体自愿减排项目设计文件第36页所有的废水将排放到临时的废水处理车间以避免污染周围环境。项目投运后，废水主要来源于工人日常生活，数量较少且不含特殊污染物质。废水将集中收集并运输到开发区污水处理厂统一处理。3、噪声土建施工中得噪声主要来源于设备运行及交通运输。为减少噪声影响，施工时间及频率将严格控制。此外，项目地周围是荒地且无居民居住。因此，合理施工产生的噪声将不会影响周围环境。项目投运后的噪声主要来源于设备运行，由于项目地距离居民较远，因此不会对周围环境带来负面影响。4、固体废弃物项目施工期间，固体废弃物主要来源于建筑垃圾及工人日常生活。所有的废弃物将运输到指定地点储存和处理。项目投运后的固体废弃物主要涉及定期更换的电子元件及变压器油。1）废旧电子元件：为避免废旧电子元件的临时堆放可能会对环境产生的影响，应先向当地环保主管部门申报登记，经主管环境保护主管部门同意后按照《危险废物转移联单管理办法》填写危险废物转移五联单，就近委托拥有危险废物处理处置资质的单位进行回收、运输和处置。2）变压器油：根据变压器的油量分别于每个箱变下方设置废油收集池，统一收集后委托有资质单位处理，处理时按规定办理五联单转移手续。5、生态环境施工期间，地基发掘、场地平整及车辆碾压将破坏地表植被。因此，施工将分地区、分阶段进行。此外，在大风和降雨天气，将采取遮盖和圈围措施防止水土流失导致的生态环境破坏。土建施工完成后，项目将实施场地绿化以保护当地生态环境。综上所述，本项目的兴建对环境的负面影响很小。D.2.环境影响评价>>本项目已取得青海省发改委《关于同意北控绿产（青海）新能源有限公司开展格尔木三期20兆瓦并网光伏发电项目前期工作的函》（青发改函【2013】99号），符合国家产业政策。在落实环境影响报告表提出的各项环境保护措施的基础上，青海省环境保护厅同意按照环境影响报告表中所列项目地点、性质、规模进行建设。中国温室气体自愿减排项目设计文件第37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>>按照当地政府及施工单位的要求，项目业主对本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。项目业主于2013年5月，同当地政府相关部门对本项目所在地附近的村民进行了问卷调查并召开了利益相关方会议，以征求附近村民对本项目建设的意见和建议。本次问卷调查共发放20份，回收20份，回收率100％。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：项目北控绿产格尔木三期20MW光伏发电项目性别男女137年龄18-3536-50≥501172职业政府官员干部工人农民00173教育水平大学本科以上高中初中小学和以下07112对本项目环保的考虑非常关心关心不关心1370对本项目了解的程度了解一般不了解3170本项目对地方经济发展的影响积极作用消极作用没有效果2000本项目是否提高居民生活质量提高降低没有影响1802本项目对声环境和光环境的影响积极消极无影响0020中国温室气体自愿减排项目设计文件第38页项目实施的合理性合理不合理不清楚2000对本项目建设的态度同意不同意无所谓2000如上表所示，当地居民认为本项目实施有益于当地经济、社会和环境的发展，并且全部支持本项目建设。E.3.对所收到的评价意见如何给予相应考虑的报告本次调查结果表明，公众对工程的建设持积极的态度，兴建本年站对带动地区国民经济的发展意义深远。因此，根据这些意见无需对本工程建设进行改动。-----中国温室气体自愿减排项目设计文件第39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：北控绿产（青海）新能源有限公司地址：青海省格尔木市盐桥中路18号10栋2单元邮政编码：816000电话：0979-5990976传真：0979-5990976电子邮件：xuxuexia3456@163.com网址无授权代表：姓名：刘世华职务：总经理部门：—手机：15009793456传真：0979-5990976电话：0979-5990976电子邮件：xuxuexia3456@163.com中国温室气体自愿减排项目设计文件第40页附件2:事前减排量计算补充信息中国西北电网排放因子电量边际（OM）计算：表A1.2009年西北电网运行简单边际排放因子计算表燃料分类单位陕西省甘肃省青海省宁夏新疆小计含碳量碳氧化率燃料排放因子平均低位发热值CO2排放量（tCO2e）（tc/TJ）（%）（MJ/t,km3）（MJ/t,km3）K=F×I×J/100000（质量单位）ABCDEF=A+B+C+D+EGHIJK=F×I×J/10000（体积单位）原煤万吨3,949.222,060.00467.052,350.132,380.0011,206.4025.8010087,30020,908204,546,878洗精煤万吨0.0025.8010087,30026,3440其它洗煤万吨8.3456.016.6671.0125.8010087,3008,363518,437型煤万吨0.0026.6010087,30020,9080焦炭万吨0.0029.2010095,70028,4350焦炉煤气亿立方米0.490.800.121.4112.1010037,30016,72687,967其它煤气亿立方米18.370.4418.8112.1010037,3005,227366,733原油万吨0.0020.0010071,10041,8160中国温室气体自愿减排项目设计文件第41页汽油万吨0.020.0218.9010067,50043,070581柴油万吨0.600.520.200.070.702.0920.2010072,60042,65264,718燃料油万吨0.250.080.060.3921.1010075,50041,81612,313液化石油气万吨0.020.0217.2010061,60050,179618炼厂干气万吨8.568.5615.7010048,20046,055190,019天然气亿立方米0.910.073.937.8312.7415.3010054,30038,9312,693,177其它石油制品万吨0.0020.0010072,20041,8160其它焦化产品万吨0.0025.8010095,70028,4350其它能源万吨标煤73.7618.5218.08110.360.000000小计208,481,441来源：《中国能源统计年鉴2010》表A2.2009年西北电网火力发电省名称发电量发电量厂用电率供电量（亿kWh)（MWh)（%）（MWh)陕西省77477,400,0007.2471,796,240甘肃省44144,100,0006.8841,065,920青海省10710,700,0007.019,949,930宁夏自治区44744,700,0007.7641,231,280新疆自治区45245,200,0005.1642,867,680总计206,911,050《中国电力年鉴2010》表A3.西北电网2009年排放因子中国温室气体自愿减排项目设计文件第42页参数单位值来源A西北电网总供电量MWh206,911,050《中国电力年鉴2010》B西北电网总排放量tCO2e208,481,441《中国能源统计年鉴》和《中国电力年鉴》C西北电网排放因子tCO2e/MWh1.007590C=B/A表A4.2010年西北电网运行简单边际排放因子计算表燃料分类单位陕西省甘肃省青海省宁夏新疆小计含碳量碳氧化率燃料排放因子平均低位发热值CO2排放量（tCO2e）（tc/TJ）（%）（MJ/t,km3）（MJ/t,km3）K=F×I×J/100000（质量单位）ABCDEF=A+B+C+D+EGHIJK=F×I×J/10000（体积单位）原煤万吨4,850.492,771.89483.722,916.462,494.9013,517.4625.810087,30020,908246,729,926洗精煤万吨1.051.0525.810087,30026,34424,148其它洗煤万吨11.0142.966.8260.7925.810087,3008,363443,822型煤万吨0.0026.6010087,30020,9080焦炭万吨0.0029.210095,70028,4350煤矸石万吨355.1337.86163.582.85559.4225.810087,3008,3634,084,269焦炉煤气亿立方米1.970.890.73.5612.110037,30016,726222,101高炉煤气亿立方米18.244.065.2827.5870.8100219,0003,7632,272,860转炉煤气亿立方米0.310.3146.9100145,0007,94535,713其它煤亿立0.0012.110037,3005,2270中国温室气体自愿减排项目设计文件第43页气方米原油万吨0.002010071,10041,8160汽油万吨0.010.030.010.0518.910067,50043,0701,454柴油万吨0.670.420.210.230.391.9220.210072,60042,65259,453燃料油万吨0.170.090.10.71.0621.110075,50041,81633,465石脑油万吨0.0020.210072,60043,9060润滑油万吨0.002010071,90041,3980石蜡万吨0.002010072,20039,9340溶剂油万吨0.002010072,20042,9450石油沥青万吨0.002110069,30038,9310石油焦万吨0.0026.610082,90031,9470液化石油气万吨0.0017.210061,60050,1790炼厂干气万吨12.212.2015.710048,20046,055270,822天然气亿立方米0.872.480.38.5412.1915.310054,30038,9312,576,909其它石油制品万吨0.010.012010072,20041,816302其它焦化产品万吨0.0025.810095,70028,4350其它能源万吨标煤1.762.684.4400000小计256,755,243《中国能源统计年鉴2011》表A5.2010年西北电网火力发电量中国温室气体自愿减排项目设计文件第44页省名称发电量发电量厂用电率供电量（亿kWh)（MWh)（%）（MWh)陕西省95895,800,0007.2388,873,660甘肃省591.0059,100,0006.7355,122,570青海省10910,900,0006.5810,182,780宁夏自治区57257,200,00057,200,000新疆自治区53953,900,0008.749,210,700总计260,589,710《中国电力年鉴2011》表A6.西北电网2010年排放因子参数单位值来源A西北电网总供电量MWh260,589,710.0《中国电力年鉴2011》B西北电网总排放量tCO2e256,755,243.4《中国能源统计年鉴》和《中国电力年鉴》C西北电网排放因子tCO2e/MWh0.985285C=B/A表A7.2011年西北电网运行简单边际排放因子计算表燃料分类单位陕西省甘肃省青海省宁夏新疆小计含碳量碳氧化率燃料排放因子平均低位发热值CO2排放量（tCO2e）（tc/TJ）（%）（MJ/t,km3）（MJ/t,km3）K=F×I×J/100000（质量单位）ABCDEF=A+B+C+D+EGHIJK=F×I×J/10000（体积单位）中国温室气体自愿减排项目设计文件第45页原煤万吨4,107.563,427.40556.685,051.733,358.9416,502.3125.810087,30020,908301,211,450洗精煤万吨0.0025.810087,30026,3440其它洗煤万吨1473.3842.369.621,525.3625.810087,3008,36311,136,499型煤万吨0.0026.6010087,30020,9080焦炭万吨0.0029.210095,70028,4350煤矸石万吨251.8841.53170.5169.53533.4525.810087,3008,3633,894,665焦炉煤气亿立方米6.350.660.051.388.4412.110037,30016,726526,555高炉煤气亿立方米4.680.144.479.2970.8100219,0003,763765,586转炉煤气亿立方米1.081.052.1346.9100145,0007,945245,381其它煤气亿立方米0.0012.110037,3005,2270原油万吨0.002010071,10041,8160汽油万吨0.0018.910067,50043,0700柴油万吨0.660.470.470.290.742.6320.210072,60042,65281,439燃料油万吨0.150.080.470.060.7621.110075,50041,81623,994石脑油万吨0.0020.210072,60043,9060润滑油万吨0.002010071,90041,3980石蜡万吨0.002010072,20039,9340溶剂油万吨0.002010072,20042,9450石油沥青万吨0.002110069,30038,9310石油焦万吨0.0026.610082,90031,9470液化石万吨0.0017.210061,60050,1790中国温室气体自愿减排项目设计文件第46页油气炼厂干气万吨7.997.9915.710048,20046,055177,366天然气亿立方米0.834.620.779.2615.4815.310054,30038,9313,272,400其它石油制品万吨0.002010072,20041,8160其它焦化产品万吨0.0025.810095,70028,4350其它能源万吨标煤0.562.786.810.1400000小计321,335,334《中国能源统计年鉴2012》表A8.2011年西北电网火力发电省名称发电量发电量厂用电率供电量（亿kWh)（MWh)（%）（MWh)陕西省1084108,400,0007.2100,595,200甘肃省71471,400,0006.866,544,800青海省12212,200,0007.211,321,600宁夏自治区96796,700,00096,700,000新疆自治区72572,500,0008.266,555,000总计341,716,600《中国电力年鉴2012》表A9.西北电网2011年排放因子参数单位值来源A西北电网总供电量MWh341,716,600《中国电力年鉴2011》中国温室气体自愿减排项目设计文件第47页B西北电网总排放量tCO2e321,335,334《中国能源统计年鉴》和《中国电力年鉴》C西北电网排放因子tCO2e/MWh0.940356C=B/A表A10.西北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)208,481,441256,755,243321,335,334786,572,018B供电量(MWh)206,911,050260,589,710341,716,600809,217,360C电量边际CO2排放因子(tCO2e/MWh)C=A/B0.9720容量边际（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∈××=××∑∑其中：中国温室气体自愿减排项目设计文件第48页Fi,j,y:第j个省份在第y年的燃料i消耗量（质量或体积单位，对于固体和液体燃料为吨，对于气体燃料为立方米）；NCVi,j：燃料i在第y年的净热值（对于固体和液体燃料为GJ/t，对于气体燃料为GJ/m3）；EFCO2,i,y:燃料i在第y年的CO2排放因子（tCO2/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。根据《中国能源统计年鉴2012》计算出固体、液体和气体燃料在西北电网相应的比重：Coalλ=98.42%，Oilλ=0.03%，Gasλ=1.55%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氧化率排放因子(kgCO2/TJ)(tCO2e/MWh)ABCD=3.6/A/1,000,000×B×C燃煤电厂EFCoal,Adv39.84%87,30010.7889燃油电厂EFOil,Adv52.50%75,50010.5177燃气电厂EFGas,Adv52.50%54,30010.3723AdvGasGasAdvOilOilAdvCoalCoalThermalEFEFEFEF,,,×+×+×=λλλ=0.7823(tCO2e/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。中国温室气体自愿减排项目设计文件第49页表A12西北电网2011年装机容量装机容量单位陕西省甘肃省青海省宁夏新疆合计火电MW22,16015,2402,30016,40016,23072,330水电MW2,3206,55010,9604303,27023,530核电MW000000风电及其他MW1205,6619581,6611,88010,280合计MW24,60027,45114,21818,49121,380106,140数据来源：《中国电力年鉴2012》表A13.西北电网2010年装机容量装机容量单位陕西省甘肃省青海省宁夏新疆合计火电MW21,37013,2401,93012,71011,72060,970水电MW2,2106,11010,6804302,99022,420核电MW000000风电及其他MW01,39006001,3603,350合计MW23,58020,74012,61013,74016,07086,740数据来源：《中国电力年鉴2011》表A14.西北电网2009年装机容量装机容量单位陕西省甘肃省青海省宁夏新疆合计火电MW19,90010,9901,9308,8209,52051,160水电MW1,9205,9408,7404302,43019,460核电MW000000风电及其他MW075002708601,880合计MW21,82017,68010,6709,52012,81072,500数据来源：《中国电力年鉴2010》表A15.西北电网BM计算表格(MW)2009年装机2010年装机2011年装机2009-2011年新增装机2010-2011年新增装机2009-2011年占新增装机比重中国温室气体自愿减排项目设计文件第50页ABCDE火电（MW）51,16060,97072,33023,54711,52765.38%水电（MW）19,46022,42023,5304,0701,11011.30%核电（MW）000000.00%风电及其他（MW）1,8803,35010,2808,4006,93023.32%合计（MW）72,50086,740106,14036,01719,567100.00%占2011年装机百分比68.31%81.72%33.93%18.44%考虑装机容量、关停机组容量、抽水蓄能装机容量后计算的新增装机容量。EFgrid,BM,y=0.7823×65.38%=0.5115tCO2/MWh表A16.西北电网的基准线排放因子参数单位数量A电量边际排放因子tCO2e/MWh0.9720B容量边际排放因子tCO2e/MWh0.5115C组合排放因子(C=0.75A+0.25B)tCO2e/MWh0.8569表A17.发电部分的基准线排放参数单位数量来源或等式A项目装机容量MW20可研报告B年均供电量MWh36,353.5可研报告C基准线排放因子tCO2e/MWh0.8569表A16D发电部分的年均基准线排放tCO2e/年31,150计算中国温室气体自愿减排项目设计文件第51页附件3:监测计划补充信息-----