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)项目活动名称宾川县干海子风光互补并网光伏电站项目项目类别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3.0项目设计文件完成日期2015年5月11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水电十四局大理聚能投资有限公司项目业主水电十四局大理聚能投资有限公司项目类型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）—太阳能发电方法学：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23,569tCO2e（第一个计入期年均减排量）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项目活动的目的宾川县干海子风光互补并网光伏电站项目（以下称“本项目”）利用可再生能源太阳能发电上网，从而替代以火电为主的南方电网提供的等量电量，由此避免了温室气体排放。A.1.2项目活动概述本项目位于云南省大理州宾川县境内，项目为新建项目，总装机容量为20MW3，采用多晶硅光伏组件进行开发，共利用容量为300Wp的光伏组件66668块，3333块或3334块组成一个子阵，共20个子阵。由水电十四局大理聚能投资有限公司投资、建设和运营。本项目于2014年7月30日开工建设。本项目实施前，这部分电力全部由南方电网范围内的其它并网电厂运行产生或者由新增电源提供。本项目实施前情景和基准线情景是相同的。本项目利用可再生能源太阳能发电上网，从而替代以火电为主的南方电网提供的等量电量，由此避免了温室气体排放。本项目运行期内年平均发电量为27,700MWh，年运行小时数1,385小时，负荷因子为15.8%4，第一个计入期内年平均发电量为29,989MWh，年均减排量为23,569tCO2e，在第一个7年计入期内总减排量为164,986tCO2e。作为可再生能源发电项目，本项目的实施给当地带来良好的环境效益，促进地方和国家的可持续发展，具体包括：改善当地环境质量；利用清洁的太阳能发电，避免温室气体排放；在项目建设期与运行期间，为当地创造就业机会；3项目实际购买的光伏组件功率均为300Wp，共计66668块，即总装机容量为20MW(=300×66668/1000000)。与可研中预期的装机容量相差仅为(20.045-20)/20.045=0.22%，因此对发电量几乎没有影响，也不影响项目的额外性。4年运行小时数/全年小时数=1,385小时/(24小时/天×365天)×100%=15.8%。数据来源于项目可行性研究报告。中国温室气体自愿减排项目设计文件第3页减少大气污染物排放，例如减少火力发电排放的SO2、粉尘污染物等。A.1.3项目相关批复情况2013年5月20日，本项目环境影响评价报告表获得云南省环境保护厅的批复（云环审〔2013〕139号）。2013年8月19日，本项目固定资产投资项目节能登记表通过云南省固定资产投资项目节能评估审查。2013年10月22日，本项目获得云南省发展和改革委员会的核准批复（云发改能源〔2013〕1722号）。除申请国内自愿减排项目外，本项目没有在清洁发展机制或其他国内外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，等云南省A.2.2.市/县/乡(镇)/村，等大理州宾川县A.2.3.项目地理位置本项目位于云南省大理州宾川县境内场址的地理坐标为：北纬25°39′57″～25°40′50″东经100°30′04″～100°30′54″项目所处地理位置如图1、图2所示。中国温室气体自愿减排项目设计文件第4页图1：本项目在中国地图上的位置图2：本项目在云南省及宾川县地图上的位置项目所在地中国温室气体自愿减排项目设计文件第5页A.3.项目活动的技术说明本项目实施前，当地用电主要由南方电网供电。本项目实施之后，利用可再生能源太阳能发电上网，从而替代以火电为主的南方电网提供的等量电量。本项目基准线情景即为项目实施前情景。本项目采用多晶硅光伏组件进行开发，预计共利用容量为300Wp的光伏组件66,668块，3333块或3334块组成一个子阵，共20个子阵，实际装机规模为20MWp。安装地点位于宾川县宾居镇西南侧，距离宾居镇约2km。光伏组件经日光照射后，形成低压直流电，光伏组件并联后的直流电采用电缆送至汇流箱；经汇流箱汇流后由电缆引至逆变器室，经过三相逆变器转换成电压较低的三相交流电，三相交流电经电缆引至35kV开关站。本项目拟在并网光伏电站附近配套建设35kV开关站1座，汇集并网光伏电站电能后，以1回35kV线路就近接入巨龙山风电场110kV升压站向电网供电。本项目首年发电量为30,810MWh，衰减率为每年在上一年基础上衰减0.9%，运营期内年平均发电量为27,700MWh，年运行小时数为1,385小时，负荷因子为15.8%。本项目所发电量通过巨龙山风电场110kV升压站并入南方电网。将在巨龙山风电场110kV升压站安装主、备电量计量装置各一套，用以计量项目的上下网电量，此外在项目现场10kV备用线路上安装一套双向计量装置用于监测电站全场停电、故障或紧急情况时的下网电量。本项目使用技术为国内技术，不涉及技术转让。本项目采用的电池组件和逆变器主要参数如下表1所示：表1：本项目主要设备技术参数表设备技术参数单位数值多晶硅电池组件型号-JKM300P-72TSM-300PC14数量-633343334最大输出功率W300300开路电压（Voc）V45.345.4短路电流（Isc）A8.848.77工作电压（Vmp）V36.636.2工作电流（Imp）A8.28.28寿命年2525逆变器型号-YLSSL-500U额定输出功率kW500kW最大转换效率%98.78%中国温室气体自愿减排项目设计文件第6页最大输入电流A1150A工作环境温度范围℃-30℃-+55℃功率因数-0.9箱式变压器型号-ZGSBH15-Z.F-1000/35额定容量kVA1000/500/500额定频率HZ50额定电压kV高压36.75，低压0.315/0.315A.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水电十四局大理聚能投资有限公司水电十四局大理聚能投资有限公司国家发展和改革委员会A.5.项目活动打捆情况本项目不是打捆项目。A.6.项目活动拆分情况本项目活动不存在拆分。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–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）http://www.ccchina.gov.cn/archiver/cdmcn/UpFile/Files/Default/20130311164212571089.pdf–额外性论证评价工具（07.0.0版）http://cdm.unfccc.int/methodologies/PAmethodologies/tools/am-tool-01-v7.0.0.pdf/history_view–电力系统排放因子计算工具（04.0版）http://cdm.unfccc.int/methodologies/PAmethodologies/tools/am-tool-07-v4.0.pdf/history_viewB.2.方法学适用性本项目满足了方法学CM-001-V01（第一版）中规定的适用条件中的以下说明。表2：方法学CM-001-V01（第一版）相关适用条件的适用情况方法学中的适用条件项目情况（a）建设一个新发电厂，新发电厂所在地在项目活动实施之前没有可再生能源发电厂（新建电厂）；（b）增加装机容量；（c）改造现有发电厂；或者(d)替代现有发电。本项目为新建太阳能并网发电项目，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。项目活动是对以下类型之一的发电厂或发电机组进行建设、扩容、改造或替代：水力发电厂/发电机组（附带一个径流式水库或者一个蓄水式水库），风力发电厂/发电机组，地热发电厂/发电机组，太阳能发电厂/发电机组，波浪发电厂/发电机组，或者潮汐发电厂/发电机组；本项目是太阳能发电厂。本方法学不适用于以下条件：本项目活动地点不涉及可再生能源燃中国温室气体自愿减排项目设计文件第8页在项目活动地项目活动涉及可再生能源燃料替代化石燃料，因为在此情况下，基准线可能是在项目地继续使用化石燃料；生物质直燃发电厂；水力发电厂需要新建一个水库或者增加一个现有水库的库容，并且这个现有水库的功率密度低于4W/m2。料替代化石燃料；本项目不是生物质直燃发电厂，也不是水力发电厂。因此，本项目活动满足方法学CM-001-V01的适用条件。除方法学CM-001-V01外，本项目还引用了“电力系统排放因子计算工具（04.0版）”以及“额外性论证评价工具（07.0.0版）”。方法学CM-001-V01规定使用上述工具，因此自动适用于本项目。B.3.项目边界本项目利用太阳能发电，并入南方电网。本项目边界包括项目活动的物理边界和地理边界，以及与南方电网相连的所有电厂。南方电网由广东省、广西自治区、云南省、贵州省、海南省电网组成。排放源温室气体种类包括否？说明理由/解释基准线由于项目活动被替代的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项目排放CO2否本项目为太阳能发电，无此排放CH4否非排放源N2O否非排放源本项目的项目边界如图3所示，本项目所有可能使用的设备及项目要点都已在图中表示。中国温室气体自愿减排项目设计文件第9页图3：项目边界图B.4.基准线情景的识别和描述本项目属于新建并网可再生能源发电项目，根据方法学CM-001-V01（第一版），基准线情景如下：项目活动产生的上网电量可由并网发电厂或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。本项目将与南方电网相连，因此由南方电网或其新增发电源提供同等供电量服务是本项目唯一合理可行的基准线情景。B.5.额外性论证事先并持续考虑碳减排机制从表3中可以看出项目业主在事先以及在项目开发过程中持续考虑碳减排收益对项目的影响。表3：项目主要事件时间事件2013年2月项目的环境影响报告表编制完成。2013年5月20日项目环境影响评价报告表获得云南省环境保护厅CO2项目边界巨龙山风电场110kV升压站南方电网关口计量点上下网电量监测设备光伏组件关口计量点备用监测设备35kV开关站10kV备用线路备用线路下网电量监测设备中国温室气体自愿减排项目设计文件第10页的批准。2013年6月项目可行性研究报告编制完成。2013年8月19日本项目通过云南省固定资产投资项目节能评估审查。2013年8月29日本项目获得云南电网公司对接入系统方案批复。2013年9月16日项目业主召开董事会，讨论项目申请CCER事宜。根据可行性研究报告的财务测算和国家对光伏产业的指导电价（发改价格〔2013〕1638号），若不考虑项目减排收益，项目内部收益率远低于基准收益率8%。而如果项目申请CCER，获取的碳收益可以大大改善项目的财务状况，项目内部收益率可以达到基准收益率。项目可行性研究报告中也建议获取减排收益以提高项目收益率。此外，项目业主十分重视投资新能源项目所带来的环境效益和社会效益，有利于企业的社会形象。会议最终决定尽快推进本项目的CCER申请工作，通过额外碳收益提高项目经济效益，以确保项目的顺利实施。2013年10月22日项目获得云南省发展和改革委员会的核准批复。2014年7月7日业主签订逆变器及附属设备采购合同，此为项目活动开始日期。2014年7月18日业主签订太阳能组件购买合同。2014年7月25日业主签订项目施工合同。2014年7月30日项目开工建设。2014年9月17日业主与咨询方签订项目CCER合作协议书。2014年10月22日项目在中国自愿减排交易信息平台开始公示。2014年12月30日项目正式并网运行。按照“额外性论证评价工具”（07.0.0）的步骤，论证本项目的额外性。步骤1：就拟议的项目活动而言，识别符合现行法律法规的替代方案子步骤1a.确定该项目活动的替代方案：本项目使用CM-001-V01（第一版）方法学，根据该方法学由南方电网提供同等供电量服务是本项目唯一合理可行的基准线情景，是在没有本项目情况下可信和可行的替代方案。因此，本项目活动可信的替代方案是由南方电网提供同等供电量服务。中国温室气体自愿减排项目设计文件第11页子步骤1b.强制执行法律和法规的一致性：由南方电网提供同等供电量服务符合国家法律法规。步骤2：投资分析子步骤2a.确定合适的分析方法：本项目除CCER收入外，还有售电收入，因此选项I－简单成本分析方法不适用于本项目。因由南方电网提供同等供电量服务不是具体的投资项目，且项目参与方也不参与有关该电网建设的投资，因此选项II－投资比较分析方法也不适用于本项目。因此，本项目采用额外性论证评价工具中的选项III－应用基准分析方法。子步骤2b.选项III.应用基准分析方法：根据《电力工程技术改造项目经济评价暂行办法》5，中国电力工业的基准全投资内部收益率为8％（税后）。因此，本项目选择8％作为基准收益率（税后）。子步骤2c.财务指标计算和比较：下表参数用于计算本项目的财务指标：全投资内部收益率（IRR）。表4：确定收益率的参数项目数值单位来源6装机容量20.0457MW可行性研究报告静态总投资24,008.22万元可行性研究报告长期贷款比例80%可行性研究报告长期贷款利率6.55%可行性研究报告还贷期14.73年IRR计算年运行成本（运325.62万元可行性研究报告5国家电力公司，2002年9月10日。6所引用的可行性研究报告的数据均来源于向云南省发改委提交的报批版可行性研究报告，由中国水电顾问集团昆明勘测设计研究院于2013年6月编制完成，该编制单位具有甲级工程设计综合资质。7可行性研究报告中为20.045MW，实际采购设备装机共计为20MW。实际采购装机容量与可研预期仅相差0.22%（=(20.045-20)/20.045×100%），因此发电量基本无影响，也不影响项目额外性的论证。中国温室气体自愿减排项目设计文件第12页行期）年上网电量27,700MWh可行性研究报告上网电价(含税)0.95元/kWh《国家发展改革委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8）增值税率17%可行性研究报告城市维护建设税率5%可行性研究报告教育费附加税率3%国务院发布的《征收教育费附加的暂行规定》9所得税率25%可行性研究报告项目运行期25年可行性研究报告折旧年限17年可行性研究报告残值率5%可行性研究报告CCER价格150元/tCO2e可行性研究报告表5分别表示考虑和不考虑CCER收益时，本项目的财务分析结果。当无CCER收益时，项目的IRR为6.60%，小于基准收益率8％。因此，如果不考虑CCER收益，本项目在经济上不可行。考虑了CCER收益后，本项目的IRR提升为8.31％，超过基准收益率8％，大大降低项目的财务风险，因而业主愿意实施本项目。表5：财务分析结果IRR(%)无CCER收益6.60有CCER收益8.31子步骤2d.敏感性分析：本项目的敏感性分析考虑的影响参数包括静态总投资、年运行成本、年上网电量和上网电价。在以上参数分别正负波动10％的情况下，分析对项目财务状况产生的影响。如表6和图4所示。8http://zfxxgk.ndrc.gov.cn/PublicItemView.aspx?ItemID={8b110215-2e8b-4fb6-bb82-bedd0651794a}由于业主在做投资决定前已了解到国家对光伏产业的这一指导电价（发改价格〔2013〕1638号），因此在财务分析中采用此电价。9http://www.gov.cn/gongbao/content/2011/content_1860811.htm中国温室气体自愿减排项目设计文件第13页表6：项目敏感性分析参数/变化范围-10%0%+10%静态总投资7.86%6.60%5.46%年运行成本6.79%6.60%6.40%年上网电量5.32%6.60%7.75%上网电价5.32%6.60%7.75%图4：项目敏感性分析从图4可以看出，在静态总投资、年运行成本、年上网电量和上网电价分别增加或降低10%的情况下，本项目的IRR仍然低于基准收益率8％。因此，敏感性分析充分说明，如果没有CCER收益，本项目在经济上不可行。临界点分析假设其他条件不变，在无CCER收入条件下项目IRR等于基准收益率，上述四个主要参数分别所需的变化程度如表7所示：表7：临界点分析结果项目IRR静态总投资变化年运行成本变化上网电价变化年上网电量变化8%-11.00%-83.50%12.30%12.30%中国温室气体自愿减排项目设计文件第14页静态总投资当静态总投资降低11.00%时，本项目IRR达到基准收益率8%。根据国家统计局发布的国民经济和社会发展统计公报，我国2010年、2011年和2012年固定资产投资价格分别上涨3.6%10，6.6%11和1.1%12。而且根据项目业主已签订的合同的金额已达到设计静态总投资的93.93%13，因此静态总投资降低11.00%是不可能的。年运行成本年运行成本降低83.5%时，项目的IRR达到基准收益率8%。项目的年运行成本相对而言是各变化量中对IRR最不敏感的变量。年运行成本具体包括设备的维修费、职工的工资及福利，以及其他费用等。根据国家统计局发布的国民经济和社会发展统计公报和年度统计数据，我国2010年、2011年和2012年原材料、燃料、动力（工业生产者）购进价格分别上涨9.6%14，9.1%15和-1.8%16，平均上涨5.6%，电力生产和供应业城镇单位就业人员平均工资分别上涨13.0%、11.4%、10.4%17，消费价格水平分别上涨3.3%，5.4%和2.6%18。因此，年运行成本减少83.5%是不可能的。上网电价当上网电价增加12.30%时，本项目IRR达到基准收益率8%。国内光伏发电项目的电价均为政策导向，根据国家发展与改革委员会于2013年8月26日发布的《国家发展改革委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19）规定，对于2013年9月1日后备案或核准的II类资源区的项目，实行0.95元/kWh（含税）上网电价。本项目在云南省内实施，属于通知规定的II类资源区，且于2013年10月23日获得核准，应执行上网电价为0.95元/kWh，即项目业主考虑申请CCER时的电价。即使采用项目可行性研究报告中的电价1元/kWh，项目IRR也仅7.22%。因此，本项目上网电价出现12.30%的增长是不可能的。年上网电量当年上网电量增加12.30%时，本项目IRR达到基准收益率8%。根据可行10http://www.stats.gov.cn/tjsj/tjgb/ndtjgb/qgndtjgb/201102/t20110228_30025.html11http://www.stats.gov.cn/tjsj/tjgb/ndtjgb/qgndtjgb/201202/t20120222_30026.html12http://www.stats.gov.cn/tjsj/tjgb/ndtjgb/qgndtjgb/201302/t20130221_30027.html13已签订合同金额达到了22,549.78万元，已达到设计静态总投资的93.93%(=22,549.78/24,008.22×100%)14http://www.stats.gov.cn/tjsj/tjgb/ndtjgb/qgndtjgb/201102/t20110228_30025.html15http://www.stats.gov.cn/tjsj/tjgb/ndtjgb/qgndtjgb/201202/t20120222_30026.html16http://www.stats.gov.cn/tjsj/tjgb/ndtjgb/qgndtjgb/201302/t20130221_30027.html17http://data.stats.gov.cn/workspace/index?m=hgnd18http://data.stats.gov.cn/workspace/index?m=hgnd19http://zfxxgk.ndrc.gov.cn/PublicItemView.aspx?ItemID={8b110215-2e8b-4fb6-bb82-bedd0651794a}中国温室气体自愿减排项目设计文件第15页性研究报告，本项目年上网电量是专业设计院根据气象站长系列辐射资料，并参考场址附近实测资料，利用专业软件计算而得。此外，太阳能光伏转换效率在运行中随着时间逐渐衰减，因此，项目年上网电量随着时间会逐渐减少。即使不考虑发电效率衰减，年上网电量的增长幅度也无法达到12.30%。因此，项目的运行过程中出现年上网电量超过12.30%的增长幅度是不可能的。步骤3：障碍分析鉴于步骤2得出的结论，根据“额外性论证评价工具”（07.0.0版），进行步骤4。步骤4：普遍性分析子步骤4a.分析与拟议的项目类似的其它活动按照“额外性论证评价工具”（07.0.0版）进行普遍性分析，步骤如下：步骤1：根据所提议项目设计装机+/-50%计算合适的装机范围。本项目设计装机为20.045MW20，因此合适的装机范围为10.023~30.068MW。步骤2：识别满足以下所有条件的类似项目（包括CDM或CCER项目和非CDM或CCER项目）：（a）位于所适用的地理区域内的项目；（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取了技术转换措施；（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）：选择云南省为适用的地理区域，原因如下：由于中国各个省份之间投资环境差异较大，例如工业发展水平、技术发20项目的设计装机为20.045MW，实际装机容量为20MW。中国温室气体自愿减排项目设计文件第16页展水平、交通状况、电价等，这些因素使得太阳能的实施情况在每个省差异较大，因此仅选择云南省为适用的地理区域。对于（b）：可再生能源项目将被考虑；对于（c）：本项目利用太阳能发电，因此利用太阳能作为能源的项目将被考虑；对于（d）：本项目利用太阳能发电上网，项目生产的产品是电力，因此，发电上网的项目将被考虑；对于（e）：项目装机范围在10.023~30.068MW的将被考虑；对于（f）：本项目活动开始日期为2014年7月7日，早于项目设计文件开始公示日期2014年10月22日，因此在2014年7月7日之前已经开始商业运营的项目将被考虑。综上所述，云南省境内，项目装机范围为10.023~30.068MW，并且在2014年7月7日之前已经开始商业运营的太阳能发电上网项目，满足以上所有条件的类似项目。从公开可得的资料上，包括清洁发展机制网（http://cdm.ccchina.gov.cn/）、中国自愿减排交易信息平台（http://203.207.195.145:92/）、联合国网站（http://cdm.unfccc.int）、黄金标准网站（http://www.cdmgoldstandard.org/）及VCS网站（www.v-c-s.org）等，均没有发现符合上述条件的项目。步骤3：从步骤2识别出的类似项目活动中，除去那些已注册为CDM或备案为CCER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：Nall=0。步骤4：从步骤3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：Nall=0。因此Ndiff=0。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且Nall与Ndiff的差值大于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”。根据以上论述，本项目Nall-Ndiff=0<3。因此，本项目不具有普遍性。综上所述，本项目具有额外性。中国温室气体自愿减排项目设计文件第17页B.6.减排量B.6.1.计算方法的说明根据方法学CM-001-V01（第一版），通过以下步骤计算项目减排：一、项目排放PEy本项目为太阳能发电，且在运营过程中不会使用化石燃料，根据方法学CM-001-V01（第一版），无项目排放，PEy=0。二、基准线排放BEyBEy=EGPJ,y×EFgrid,CM,y(1)式中：BEy：在y年的基准线排放量（tCO2）；EGPJ,y：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）；EFgrid,CM,y：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）。对于新建可再生能源发电厂EGPJ,y=EGfacility,y(2)式中：EGfacility,y：在y年，发电厂/发电机组的净上网电量(MWh)。因此，BEy=EGfacility,y×EFgrid,CM,y(3)※基准线情景下南方电网温室气体排放因子在第一计入期内本项目的最大发电装机容量为20MW，所发电量送入南方电网。根据《中国电力年鉴》和《中国能源统计年鉴》公布的最新数据，可以计算南方电网的排放系数。燃料热值来源于《中国能源统计年鉴》（2012），燃料的潜在排放因子和氧化因子来源于2006IPCCGuidelinesforNationalGreenhouseGasInventories。此外，国家发改委在其网站上公布了计算南方电网排放因子的参考方法21。21http://cdm.ccchina.gov.cn/list.aspx?clmId=3&page=0中国温室气体自愿减排项目设计文件第18页※步骤1：确定相关的电力系统根据中国电力系统的划分，与本项目相关的电力系统主要为南方电网。南方电网由广东省、广西自治区、云南省、贵州省、海南省电网组成。南方电网也从华中电网输入电网，因此华中电网所发的部分电量也包含在相关的电力系统中。※步骤2：选择项目电力系统中是否包括离网电厂项目参与方应从以下两种选择中选择一种进行电量边际和容量边际排放因子的计算：选择1：只有并网电厂包括在计算中。选择2：并网电厂和离网电厂均包括在计算中。本项目选择1。※步骤3：选择电量边际（OM）方法在最近5年中，低运行成本/必须运行的电力资源在南方电网的发电构成中少于50％22，因此，选择工具中的（a）简单OM方法。本项目EFgrid,OM,y为事先确定，即：基于在提交用于审定的项目设计文件时按最近三年可获得数据，事先加权平均计算简单OM排放因子，作为本项目的OM排放因子，并无需在第一减排计入期内监测和重新计算。※步骤4：根据选择的方法计算OM排放因子简单OM排放因子是服务于该系统的所有发电厂按供电量加权平均的单位供电量排放(tCO2e/MWh)，不包括低运行成本/必须运行电厂。计算如下：选项A：基于每台发电机组的供电量和二氧化碳排放因子；或者选项B：基于服务于该电力系统的所有电厂的总供电量数据、燃料类型和燃料使用量数据。本项目采用选项B，基于如下两点原因：a．在中国，选项A中要求的数据属于商业机密，不能公开获得；b．在南方电网，只有核电和可再生能源电力生产被认为是低运行成本/必须运行的电力资源，并且这些电力资源的上网电量数据可知。根据选项B，采用如下计算公式：22《中国电力年鉴》（2007~2011年）中国温室气体自愿减排项目设计文件第19页y,gridy,i,2COiy,iy,iy,OMsimple,gridEGEFNCVFCEF(4)其中：EFgrid,OMsimple,y：第y年简单电量边际CO2排放因子（tCO2/MWh）。FCi,y：第y年内项目所在电力系统燃料i的消耗量（按质量或体积单位）。NCVi,y：第y年燃料i的净热值（能源含量，GJ/质量或体积单位）。EFCO2,i,y：第y年燃料i的CO2排放因子(tCO2/GJ)。EGy：电力系统第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：第y年电力系统消耗的所有化石燃料种类。y：是提交项目设计文件时可获得的最近三年的数据（事先计算）。通过上述步骤，并根据国家发改委于2013年9月17日公布的《关于确定电网基准线排放因子的公告》，南方电网最近三年平均简单OM排放因子为：EFgrid,OM,y＝0.9223tCO2e/MWh计算过程详见附件2。※步骤5：计算容量边际（BM）排放因子根据“电力系统排放因子计算工具”，用于计算BM的样本机组m为新增5个电厂或占整个电网发电量20%的新增电量，项目参与者应该选择年发电量较大者作为样本群。根据已经清洁发展机制项目执行理事会批准的对方法学的偏移23，采用占整个电网发电量20%或者以上的新增电量为样本机组m来计算BM。对于以往数据，项目业主可选择选项1事前估计或选项2事后计算。项目业主选择事前估计，则EFgrid,BM,y在第一计入期内是固定的。选项1）在第一个计入期，计算容量边际排放因子应基于项目设计文件提交指定经营实体审定时可得的最新数据事前计算；在第二个计入期，计算建设边际排放因子应基于计入期更新时可得的最新数据在向指定经营实体递交更新计入期的请求的时候更新；第三个计入期沿用第二个计入期的排放因子。这种方式在计入期内不需要监测排放因子。23DeviationforprojectsinChina(DNV,2005年10月7日)(https://cdm.unfccc.int/Projects/deviations）中国温室气体自愿减排项目设计文件第20页选项2）在第一计入期内，容量边际排放因子应按项目活动注册年建设的机组或注册年可得的最新信息（项目注册年的信息无效的情况下）逐年事后更新；在第二个计入期内按选项1）的方法事前计算，第三个计入期沿用第二个计入期的排放因子。本项目BM的计算采用选项1），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)EFgrid,BM,y：第y年的BM排放因子（tCO2/MWh）。EGm,y：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。FEEL,m,y：第m个样本机组在第y年的排放因子（tCO2/MWh）。m：是样本机组。y：是能够获得发电历史数据的最近年份。在中国，由于最近建成的5个机组或是电力系统电厂装机容量占该系统发电量20％等有关数据属于各电厂业主的商业机密，不能公开获得。因此，国家主管机构接受如下的偏移和变通做法：（1）使用过去1～3年中新增容量来估计电网电力的BM排放因子。（2）使用装机容量代替发电量来估算权重。并建议为估算容量边际，在估算每种燃料类型的燃料消费时，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。根据国家发改委于2013年9月17日公布的数据24，煤电的商业化最优效率技术为600MW国产亚临界机组。燃机电厂（包括燃油和燃气）的商业化最优效率技术为390MW级联合循环。因此，本项目设计文件提交时按照上述商业化最优效率技术计算南方电网2009～2011年的BM排放因子。计算公式如下：ycoal,jiyjiCOyiyjijCOALiyjiCOyiyjiEFNCVFEFNCVF,,,,,,,,,,,,,,22(6)24http://cdm.ccchina.gov.cn/list.aspx?clmId=3&page=0中国温室气体自愿减排项目设计文件第21页yoil,jiyjiCOyiyjijOILiyjiCOyiyjiEFNCVFEFNCVF,,,,,..,,,,,,.22(7)ygas,jiyjiCOyiyjijGASiyjiCOyiyjiEFNCVFEFNCVF,,,,,..,,,,,,.22(8)λcoal,y，λoil,y和λgas,y分别为发电用固体、液体和气体燃料对应的CO2排放量在总排放量中的比重。Fi,j,y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t，气体燃料为m3）。NCVi,y是燃料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，j，y是燃料i的排放因子（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。EFthermal,y=λcoal,y×EFcoal,Adv,y+λoil,y×EFoil,Adv,y+λgas,y×EFgas,Adv,y(9)EFthermal,y为火电排放因子。EFcoal,Adv,y，EFoil,Adv,y和EFgas,Adv,y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。yThermalyTotalyThermalyBMEFCAPCAPEF,,,,(10)其中，CAPTotal,y为超过现有容量20%的新增总容量，CAPThermal,y为新增火电容量。根据国家发改委于2013年9月17日公布的《关于确定电网基准线排放因子的公告》，南方电网的容量边际BM排放因子如下。EFgrid,BM,y=0.3769tCO2e/MWh计算过程详见附件2。※步骤6：计算组合边际排放因子(EFgrid,CM,y)EFgrid,CM,y为OM排放因子和BM排放因子的加权平均，其中权重wOM和wBM默认分别为75%和25%。EFgrid,CM,y=wOM×EFgrid,OM,y+wBM×EFgrid,BM,y(11)三、泄漏排放Ly根据方法学CM-001-V01，本项目的泄漏排放Ly＝0。中国温室气体自愿减排项目设计文件第22页四、减排量ERy根据上述分析，本项目减排量如下：ERy=BEy－PEy－Ly(12)B.6.2.预先确定的参数和数据数据/参数：FCi,y,单位：ton或m3或tce描述：第y年内南方电网燃料i的消耗量所使用数据的来源：《中国能源统计年鉴》（2010~2012）所应用的数据值：参见附件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:《中国能源统计年鉴》为中国的权威数据来源数据用途：计算电网组合边际排放因子评价:-数据/参数：Fi,j,y单位：ton或m3或tce描述：南方电网内第j个省份在第y年的燃料i的消耗量所使用数据的来源：《中国能源统计年鉴》（2010~2012）所应用的数据值：参见附件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:《中国能源统计年鉴》为中国的权威数据来源数据用途：计算电网组合边际排放因子评价:-数据/参数：NCVi,y单位：TJ/ton或TJ/m3描述：燃料i在第y年的净热值所使用数据的来源：《中国能源统计年鉴》所应用的数据值：参见附件2中国温室气体自愿减排项目设计文件第23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:《中国能源统计年鉴》为中国的权威数据来源数据用途：计算电网组合边际排放因子评价:-数据/参数：EFCO2,i,j,y单位：tCO2/GJ描述：第y年燃料i的CO2排放因子所使用数据的来源：2006IPCCGuidelinesforNationalGreenhouseGasInventories所应用的数据值：参见附件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:无当地特定值，故采用2006IPCCGuidelinesforNationalGreenhouseGasInventories缺省值数据用途：计算电网组合边际排放因子评价:-数据/参数：EGy单位：MWh/年描述：电力系统第y年向电网提供的电量，不包括低成本/必须运行电厂/机组所使用数据的来源：《中国电力年鉴》（2010～2012）所应用的数据值：参见附件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:《中国电力年鉴》为中国的权威数据来源数据用途：计算电网组合边际排放因子评价:-数据/参数：EFCoal,Adv,y单位：％描述：中国煤电的商业化最优效率技术的供电效率所使用数据的来源：关于确定中国电网基准线排放因子的公告中国温室气体自愿减排项目设计文件第24页（http://cdm.ccchina.gov.cn/Detail.aspx?newsId=41386&TId=3）所应用的数据值：39.84%证明数据选用的合理性或说明实际应用的测量方法和程序步骤:国家发改委的官方数据数据用途：计算电网组合边际排放因子评价:-数据/参数：EFOil,Adv,y,EFGas,Adv,y单位：％描述：中国燃油和燃气发电的商业化最优效率技术的供电效率所使用数据的来源：关于确定中国电网基准线排放因子的公告（http://cdm.ccchina.gov.cn/Detail.aspx?newsId=41386&TId=3）所应用的数据值：52.5%证明数据选用的合理性或说明实际应用的测量方法和程序步骤:国家发改委的官方数据数据用途：计算电网组合边际排放因子评价:-数据/参数：CAPTotal,y单位：MW描述：超过现有容量20%的新增总容量所使用数据的来源：《中国电力年鉴》（2010~2012）所应用的数据值：参见附件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:《中国电力年鉴》为中国的权威数据来源数据用途：计算电网组合边际排放因子评价:-中国温室气体自愿减排项目设计文件第25页数据/参数：CAPThermal,y单位：MW描述：新增火电容量所使用数据的来源：《中国电力年鉴》（2010~2012）所应用的数据值：参见附件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:《中国电力年鉴》为中国的权威数据来源数据用途：计算电网组合边际排放因子评价:-B.6.3.减排量事前计算一、项目排放PEy本项目不涉及化石燃料燃烧，根据方法学CM-001-V01，无项目排放，PEy=0。二、基准线排放BEyEFgrid,CM,y=wOM×EFgrid,OM,y+wBM×EFgrid,BM,y=0.75×0.9223+0.25×0.3769=0.78595tCO2e/MWh根据公式（1）和（3），项目的基准线排放BEy=EGPJ,y×EFgrid,CM,y=EGfacility,y×EFgrid,CM,y项目第一个7年计入期的基准线排放如下表所示。表8：项目第一个7年计入期的基准线排放年份项目活动净上网电量EGfacility,y(MWh)25基准线排放因子EFgrid,CM,y（tCO2e/MWh）基准线排放估算量BEy(tCO2e)2014/12/30-2015/12/2930,8100.7859524,2152015/12/30-2016/12/2930,5320.7859523,9962016/12/30-2017/12/2930,2570.7859523,7802017/12/30-2018/12/2929,9840.7859523,5652018/12/30-2019/12/2929,7140.7859523,35325数据来源于报批版的项目可行性研究报告。本项目首年发电量30,810MWh，衰减率为每年在上一年基础上衰减0.9%，第一个计入期年均发电量为29,989MWh。中国温室气体自愿减排项目设计文件第26页2019/12/30-2020/12/2929,4460.7859523,1432020/12/30-2021/12/2929,1800.7859522,934总计209,923-164,986年均值29,989-23,569三、泄漏排放Ly根据方法学CM-001-V01，本项目的泄漏排放Ly＝0。四、减排量根据公式（12），yyyyLPEBEER项目第一个7年计入期的减排量计算结果见B.6.4。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)2014/12/30-2015/12/2924,2150024,2152015/12/30-2016/12/2923,9960023,9962016/12/30-2017/12/2923,7800023,7802017/12/30-2018/12/2923,5650023,5652018/12/30-2019/12/2923,3530023,3532019/12/30-2020/12/2923,1430023,1432020/12/30-2021/12/2922,9340022,934合计164,98600164,986计入期时间合计7年计入期内年均值23,5690023,569B.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：在y年，发电厂的净上网电量所使用数据的来源：电表监测读数。事先估算的数据来源为报批版的项目可行性研究报告。数据值：年均净上网电量中国温室气体自愿减排项目设计文件第27页EGfacility,y=EGoutput,y-EGinput,y项目第一个计入期内的年净上网电量如下：年份项目年净上网电量(MWh)2014/12/30-2015/12/2930,8102015/12/30-2016/12/2930,5322016/12/30-2017/12/2930,2572017/12/30-2018/12/2929,9842018/12/30-2019/12/2929,7142019/12/30-2020/12/2929,4462020/12/30-2021/12/2929,180总计209,923测量方法和程序:项目上网电量通过安装巨龙山风电场110kV升压站（关口计量点）的双向计量装置进行监测、下网电量分别通过关口计量点的双向计量装置以及项目现场10kV备用线路上的计量装置（用于监测电站全场停电、故障或紧急情况时的下网电量。）进行监测。关口计量点的计量装置每月固定时间抄表记录，项目现场10kV备用线路上的计量装置至少每月进行记录。监测频率：连续监测，至少每月记录一次QA/QC程序:用电量结算单和发票对电量进行复核。电表定期检修和校验。电量数据记录用电子文档和书面文件的格式分别保存至最后一个计入期结束后2年。数据用途：用于计算基准线排放评价：-数据/参数：EGoutput,y单位：MWh描述：在y年，发电厂的上网电量所使用数据的来源：电表监测读数。事先估算的数据来源为报批版项目可行性研究报告。数据值：项目第一个计入期内的年上网电量如下：年份项目年上网电量(MWh)2014/12/30-2015/12/2930,8102015/12/30-2016/12/2930,5322016/12/30-2017/12/2930,2572017/12/30-2018/12/2929,984中国温室气体自愿减排项目设计文件第28页2018/12/30-2019/12/2929,7142019/12/30-2020/12/2929,4462020/12/30-2021/12/2929,180总计209,923测量方法和程序:项目上网电量通过安装巨龙山风电场110kV升压站（关口计量点）的双向计量装置进行监测。关口计量点的计量装置每月固定时间抄表记录。监测频率：连续监测，至少每月记录一次QA/QC程序:用电量结算单和发票对电量进行复核。电表定期检修和校验。电量数据记录用电子文档和书面文件的格式分别保存至最后一个计入期结束后2年。数据用途：用于计算基准线排放评价：-数据/参数：EGinput,y单位：MWh描述：在y年，发电厂的下网电量所使用数据的来源：电表监测读数数据值：0MWh测量方法和程序:下网电量分别通过关口计量点的双向计量装置以及项目现场10kV备用线路上的计量装置（用于监测电站全场停电、故障或紧急情况时的下网电量。）进行监测。关口计量点的计量装置每月固定时间抄表记录，项目现场10kV备用线路上的计量装置至少每月进行记录。监测频率：连续监测，至少每月记录一次QA/QC程序:用电量结算单和发票对电量进行复核。电表定期检修和校验。电量数据记录用电子文档和书面文件的格式分别保存至最后一个计入期结束后2年。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涉及数据抽样。中国温室气体自愿减排项目设计文件第29页B.7.3.监测计划其它内容监测计划的目的是确保整个计入期内项目减排监测和计算的完整性、一致性、条理性和准确性。在电力公司的配合下，主要由项目业主负责实施监测计划。一、组织机构负责执行本项目监测计划的CCER小组将由组长，副组长和抄表员组成（见图5）。组长由项目业主指定，负责审查监测数据，并及时向董事会汇报项目运行情况，保证项目监测和核查等各项工作的顺利开展。图5：组织机构图二、监测数据本项目上网电量/下网电量上网电量通过安装在巨龙山风电场110kV升压站（即关口计量点）的一套双向计量装置（精度为不低于0.5s）进行监测，下网电量分别通过关口计量点的同一套双向计量装置（精度为不低于0.5s）和项目现场10kV备用线路上的一套计量装置（精度为不低于0.5s）进行监测。（见图6）。上述在关口计量点的计量装置为主系统，在同一位置另装有一套双向计量装置（精度为不低于0.5s），作为备用系统，由项目业主拥有、运行和维护。电力公司或第三方验证机构将定期对关口计量点的主系统和备用系统以及项目现场10kV备用线路上的电表进行检验和校准。副组长抄表员读表/数据收集/检查/设备校准及维护监督CCER小组组长报告报告监督中国温室气体自愿减排项目设计文件第30页图6：项目计量装置示意图核查时项目业主将同时提供关口计量点主系统和/或备用系统，以及项目现场10kV备用线路上的计量装置读数和校验记录。三、仪表安装在巨龙山风电场110kV升压站（即关口计量点）安装一套双向计量装置，用于监测项目上下网电量，此为主系统；另在同一位置安装一套为备用系统。此外在项目现场10kV备用线路上安装一套计量装置用于监测电站全场停电、故障或紧急情况时的下网电量。电表定期检修和校准，保证精度和准确性；电表校验由电网公司或国家计量管理部门认可的电能计量检测机构执行，并将校验记录提供给项目业主，项目业主及项目第三方或委托人也要保存留档。四、数据读取每月电网公司人员和项目业主人员对本项目当月的上下网电量进行抄表记录，所录数据经业主与电网公司双方审核无误后，作为双方结算电费的依据之一。通过购售电发票和电量结算单等，对上下网电量监测记录进行核对。五、数据收集管理上网电量/下网电量数据记录用电子文档和书面文件的格式分别保存，每月所输出（入）电量打印备份，防备计算机带来的风险。书面文件如地图、图表、环境影响评价报告表、购售电发票等，业主将中国温室气体自愿减排项目设计文件第31页存档，并且要便于核查人员以及与CCER项目相关机构获得这些资料和参考。所有数据记录保存至计入期结束后2年。六、异常数据处理如果关口计量点主系统电表发生故障，或项目现场10kV备用线路上电表发生故障，首先发现的一方应及时通知对方和计量管理有权部门或其授权机构处理。只要关口计量点主系统电表和项目现场10kV备用线路上电表的误差在其允许范围内，主系统电表和项目现场10kV备用线路上电表所记录的电量可以满足电费结算和减排量核查的要求。如关口计量点主系统电表的误差超出允许范围，则采用备用系统电表所记录的电量作为电费结算和减排量核查依据。一旦项目现场10kV备用线路上电表发生故障，项目业主会将电能表送至检定机构进行检定，未显示或记录的电量可通过电力公司计量中心导出。如果项目计入期内发生其他意外事件产生数据误差，特别是上网电量，则由项目业主和电网公司根据意外事故处理程序处理。同时，电站运行发生的意外情况须及时通知CCER工作小组，并由其组长和副组长根据CCER项目的保守性准则，分析数据的合理性，并形成相应的记录并存档。七、监测报告及核查项目业主将定期完成监测报告，包括监测记录和减排量计算等内容，并在核查/核证时及时提供给国家主管部门备案的第三方审核机构，以便第三方审核机构核查监测数据和监测结果的准确性、合理性，并核证本项目产生的额外的真实的温室气体减排量。项目核查的职责如下：（1）项目业主安排和协调核查工作，并尽最大努力安排现场核查过程。（2）核查前、核查中及核查后，项目业主都应积极配合第三方审核机构，为第三方审核机构提供必要的信息。（3）项目业主要全面配合第三方审核机构，其工作人员和管理人员能随时接受第三方审核机构的会谈，并如实回答第三方审核机构提出的问题。中国温室气体自愿减排项目设计文件第32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7月7日（此为业主签订逆变器及附属设备采购合同的日期，为项目活动开始的最早时间，确定为项目活动的开始日期。）C.1.2.预计的项目活动运行寿命25年C.2.项目活动减排计入期C.2.1.计入期类型可更新的计入期，每个计入期7年，可更新2次，共计21年C.2.2.第一计入期开始日期2014年12月30日，项目正式发电上网时间。C.2.3.第一计入期长度7年中国温室气体自愿减排项目设计文件第33页D部分.环境影响D.1.环境影响分析根据中国环境保护有关规定和法令，本项目聘请有资质的机构编制了《建设项目环境影响报告表》（以下称“《环境影响报告表》”）以确保在项目建设和运行期间符合国家和地方的相关环境法规。《环境影响报告表》已于2013年5月20日获云南省环境保护厅批准。《环境影响报告表》中包括了本项目建设和运行期间存在的潜在环境影响以及缓解措施。一、建设阶段（1）废水施工时混凝土拌和加工过程中产生的废水，废水经处理满足水质要求后，全部回用于混凝土系统的冲洗工序，废水可实现零排放。施工期不设置业主营地和承包商营地，施工人员生活全部在宾居镇或附近村庄，生活污水进入当地居民已设置的生活污水设施进行处理。（2）大气施工场地清理造成地表裸露，材料运输、未铺装道路等施工作业会产生扬尘。施工期采取适当措施，对施工便道和未铺装道路须经常洒水，减少扬尘污染；运输易分散的物料实行袋装运输或者加盖蓬布或是封闭运输，施工场地建材的存放应采取遮挡措施；优化施工工艺，尽量减少对场地的平整，提倡湿法作业等。（3）噪声施工时设备会产生噪声，加强施工人员的个人防护，合理安排工作人员轮流操作施工机械，减少接触时间并按要求按规范操作，使施工机械的噪声维持在最低水平，对于高噪声设备的工作人员，应配戴防护用具、耳罩等。减少噪声对环境和施工人员的影响。（4）固体废弃物主要为施工现场产生的建筑垃圾、工程弃渣和施工工人产生的生活垃圾。建筑垃圾和工程弃渣将按施工规划集中堆放和处理，生活垃圾可通过统一收集后进入宾居镇垃圾处理系统处理。二、运行阶段（1）水中国温室气体自愿减排项目设计文件第34页项目依托巨龙山风电场升压站已设置的化粪池收集处理工作人员生活污水，化粪池上清液提取后通过净化处理后可做绿化用水。（2）大气本项目运营期内不会产生大气污染物。（3）噪声本项目选用优质、低噪声设备，合理布置产生噪声的设施。并采取隔声、吸声等措施，确保噪声达标排放。（4）固体废弃物运营期间的垃圾主要是职工产生的生活垃圾，在升压站设置垃圾收集房，垃圾房设分类投放设施，可回收利用的尽量回收利用，一段时间后清运至宾居镇垃圾处理系统进行统一处置；损坏和报废后的太阳能电池应集中堆放进行返厂回收处理。本项目在建设和运行过程中严格按照《环境影响报告表》的要求，采取有效措施，控制和减小环境污染。D.2.环境影响评价本项目环境影响评价报告表已获云南省环境保护厅批准。在项目的建设和运行期间将采取严格的环境监测和环境保护措施。本项目不会对环境产生严重影响。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2013年1月15日项目业主发布利益相关方的会议通知，并于2013年2月5日举行了利益相关方会议，征求公众意见和建议。本次调查共发放调查问卷30份，回收30份，回收率100%。被调查人员组成如表9：表9：被调查人员情况表内容数目比例（%）性别男1653.33%女1446.67%中国温室气体自愿减排项目设计文件第35页教育程度小学516.67%中学1033.33%大专或大学及以上1550.00%职业政府人员620.00%工人1033.33%农民620.00%其他826.67%年龄≤2013.33%20-401756.67%≥401240.00%问卷中主要提出的问题如下：您认为本项目的实施对周边环境质量的影响。您认为本项目的实施对您个人生活环境和生活质量的影响。您认为本项目的实施对当地经济发展的作用。您认为本项目的选址是否合理？是否支持本项目建设？E.2.收到的评价意见的汇总调查问卷结果如下：90%参与人员认为本项目实施可以为当地提供清洁能源，极大地改善了周边环境质量，10%认为一般或无影响；80%参与人员认为本项目将极大地改善其个人生活环境和生活质量，20%认为一般或无影响；83.33%参与人员认为本项目对当地经济发展有积极促进作用，16.67%认为一般或无影响；100%的被调查者认为项目选址合适；100%的被调查者赞同本项目开发。中国温室气体自愿减排项目设计文件第36页E.3.对所收到的评价意见如何给予相应考虑的报告项目业主认真听取并接纳了利益相关方的建议及意见，表示将严格按照环境影响报告表以及当地环保局的审批意见中提出的要求，落实环保设施和污染措施。切实做好环境保护工作，促进当地的可持续发展。本次调查问卷结果显示，所有的被调查人员均赞成本项目的实施，相信项目实施后将有效改善当地能源结构，带来良好的经济、社会效益，并希望项目业主尽快推进本项目。-----中国温室气体自愿减排项目设计文件第37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：水电十四局大理聚能投资有限公司地址：云南省大理市经济开发区云岭大道明珠国际花园二层邮政编码：671000电话：0872-2192948传真：0872-2173958电子邮件：381053167@qq.com网址：-授权代表：段体英姓名：段体英职务：部门主任部门：经营管理部手机：-传真：0872-2173958电话：0872-2192948电子邮件：381053167@qq.com中国温室气体自愿减排项目设计文件第38页附件2:事前减排量计算补充信息一、中国南方电网的排放因子26,27,28,29I.电量边际排放因子表1：2009年南方电网边际排放因子计算表燃料分类广东省广西贵州省云南省海南省燃料消耗总量（104t，108m3）CO2排放量（tCO2e）原煤8011.981815.414925.233311.44376.5918440.65336,591,357洗精煤1.81.841,397其它洗煤11.6744.9256.59413,158型煤195.86195.863,574,971焦炭4.91.61.638.13221,236焦炉煤气2.892.022.487.39461,047其它煤气1.1120.8848.6170.61,376,468原油00汽油00柴油6.460.520.490.127.59235,027燃料油157.370.09157.464,971,18226中国电力年鉴，2010～201227中国能源统计年鉴，2010～201228http://cdm.ccchina.gov.cn/Detail.aspx?newsId=41386&TId=3292006IPCCGuidelinesforNationalGreenhouseGasInventories中国温室气体自愿减排项目设计文件第39页液化石油气00炼厂干气0.510.5111,321天然气47.216.1953.411,288,511其它石油制品45.310.8346.141,393,020其它焦化产品00其它能源152.9998.5623.0149.0120343.570360,578,694来源：《中国能源统计年鉴2010》表2：2009年南方电网火力发电量和供电量省名称发电量厂用电率供电量（MWh)（%）（MWh)广东省214,300,0006.16201,099,120广西自治区42,800,0006.6939,936,680贵州省97,800,0006.6891,266,960云南省54,800,0006.5251,227,040海南省11,400,0008.1710,468,620总计393,998,420来源：《中国电力年鉴2010》中国温室气体自愿减排项目设计文件第40页表3：2010年南方电网边际排放因子计算表燃料分类广东省广西贵州省云南省海南省燃料消耗总量（104t，108m3）CO2排放量（tCO2e）原煤9758.452330.594876.83345.11471.8420782.79379,341,699洗精煤1.030.391.4232,658其它洗煤11.2439.0850.32367,381型煤179.27179.273,272,159焦炭00煤矸石301.6926.1362.95390.772,852,972焦炉煤气2.822.023.258.09504,719高炉煤气0.7942.329.3248.03100.468,278,878转炉煤气0.334.251.86.38734,992其它煤气00原油00汽油00柴油4.650.412.290.760.088.19253,606燃料油83.390.183.492,635,869石脑油00润滑油00石蜡00溶剂油00石油沥青00石油焦20.420.4540,275中国温室气体自愿减排项目设计文件第41页液化石油气00炼厂干气0.560.5612,431液化天然气164.94164.944,606,554天然气34.047.6241.668,806,729其它石油制品0.630.471.133,210其它焦化产品00其它能源163.9577.3626.0223.47290.80412,274,132来源：《中国能源统计年鉴2011》表4：2010年南方电网火力发电量和供电量省名称发电量厂用电率供电量（MWh)（%）（MWh)广东省253,500,0005.97238,366,050广西自治区55,700,0006.5552,051,650贵州省95,600,0006.8589,051,400云南省54,600,0006.9350,816,220海南省13,900,0007.5712,847,770总计443,133,090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42页表5：2011年南方电网边际排放因子计算表燃料分类广东省广西贵州省云南省海南省燃料消耗总量（104t，108m3）CO2排放量（tCO2e）原煤11799.442807.2942663520.42607.4123000.56419,821,954洗精煤00其它洗煤1291.2922.961314.259,595,207型煤182.83182.833,337,138焦炭00煤矸石320.1571.2636.78428.193,126,172焦炉煤气3.051.882.667.59473,525高炉煤气1.5844.789.1650.65106.178,749,438转炉煤气0.332.712.385.42624,398其它煤气00原油00汽油00柴油2.80.583.581.050.038.04248,961燃料油24.440.0724.51773,807石脑油00润滑油00石蜡00溶剂油00石油沥青00石油焦16.511.3817.89473,800中国温室气体自愿减排项目设计文件第43页液化石油气195.1195.15,448,882炼厂干气00液化天然气0.910.9120,201天然气38.190.766.8345.789,677,678其它石油制品0.530.5316,001其它焦化产品00其它能源34.53159.2225.2218.950462,387,161来源：《中国能源统计年鉴2012》表6：2011年南方电网火力发电量和供电量省名称发电量厂用电率供电量（MWh)（%）（MWh)广东省304,600,0005.6287,542,400广西自治区63,700,0006.659,495,800贵州省102,200,0007.394,739,400云南省53,600,0007.749,472,800海南省15,800,0007.814,567,600总计539,900,000505,818,000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44页此外，2009～2011年间，南方电网从华中电网输入电量。输入的电量和排放量如下表所示。表7：2009～2011南方电网总供电量和排放量200920102011从华中电网净调入电量(MWh)21,852,27023,423,94016,118,680华中电网排放因子(tCO2e/MWh)0.95460.99230.9827总供电量(MWh)415,850,690466,557,030521,936,680总排放量(tCO2e)381,437,884435,517,738478,226,638因此，取2009～2011年的加权平均值作为南方电网OM排放因子：EFOM=(381,437,884+435,517,738+478,226,638)/(415,850,690+466,557,030+521,936,680)=0.9223tCO2e/MWh中国温室气体自愿减排项目设计文件第45页II.容量边际排放因子根据中国电力企业联合会统计，2011年全国新建的大中型火电项目共计56.5GW，其中1,000MW级机组共计9套，占当年大中型火电项目新增发电能力的16%，600MW级机组共计44套，占当年大中型火电项目新增发电能力的49%。本计算在2011年新建的600MW-1,000MW级机组中，选取供电煤耗最低的前20套机组加权平均值作为商业化最优效率的技术的近似估计，供电煤耗的估计值为308.4gce/kWh，相当于供电效率为39.84%。燃机电厂（包括燃油与燃气）的商业化最优效率技术确定为390MW级联合循环，按2011年燃机电厂的相关统计，并取实际供电效率最高的燃机电厂作为商业化最优效率的技术的近似估计，燃机电厂的供电煤耗（按热值折算）估计为234gce/kWh，相当于供电效率为52.5%。表8：中国火力发电商业化最优效率技术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)ABCD=3.6/A/1,000,000×B×C燃煤电厂EFCoal,Adv,y39.8487,30010.7889燃油电厂EFOil,Adv,y52.5075,50010.5177燃气电厂EFGas,Adv,y52.5054,30010.3723中国温室气体自愿减排项目设计文件第46页步骤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表9：2011年南方电网燃料消耗量和排放量燃料分类广东省广西贵州省云南省海南省燃料消耗总量（104t，108m3）CO2排放量（tCO2e）原煤11799.442807.2942663520.42607.4123000.56419,821,954洗精煤0000000其它洗煤001291.2922.9601314.259,595,207型煤182.830000182.833,337,138煤矸石320.15071.2636.780428.193,126,172焦炭0000000其他焦化产品0000000合计435,880,470原油0000000汽油0000000柴油2.80.583.581.050.038.04248,961燃料油24.440.0700024.51773,807石油焦16.51001.38017.89473,800其它石油制品0.5300000.5316,001合计1,,512,570天然气38.1900.7606.8345.789,677,678液化天然气0.9100000.9120,201中国温室气体自愿减排项目设计文件第47页焦炉煤气03.051.882.6607.59473,525高炉煤气1.5844.789.1650.650106.178,749,438转炉煤气0.332.7102.3805.42624,398其它煤气0000000液化石油气195.10000195.15,448,882炼厂干气0000000合计27,803,910其它能源34.53159.22025.20218.950总计465,196,950来源：《中国能源统计年鉴2012》ycoal,jiyjiCOyiyjijCOALiyjiCOyiyjiEFNCVFEFNCVF,,,,,,,,,,,,,,22yoil,jiyjiCOyiyjijOILiyjiCOyiyjiEFNCVFEFNCVF,,,,,..,,,,,,.22ygas,jiyjiCOyiyjijGASiyjiCOyiyjiEFNCVFEFNCVF,,,,,..,,,,,,.22ycoal,=93.70%yoil,=0.33%ygas,=5.98%步骤2：计算对应的火电排放因子EFthermal=λcoal,y×EFcoal,Adv,y+λoil,y×EFoil,Adv,y+λgas,y×EFgas,Adv,y=0.76317(tCO2e/MWh)中国温室气体自愿减排项目设计文件第48页步骤3：计算电网的BM表10：2008年南方电网装机容量装机容量单位广东广西云南贵州海南合计火电MW45,73010,27010,03017,1702,37085,570水电MW10,28013,97015,7409,47041049,870核电MW3,78000003,780风电及其他MW290080010380合计MW60,08024,24025,85026,6402,790139,600来源：《中国电力年鉴2009》表11：2009年南方电网装机容量装机容量单位广东广西云南贵州海南合计火电MW48,30010,77010,71017,3103,09090,180水电MW11,26014,75020,90013,61070061,220核电MW3,95000003,950风电及其他MW560080060700合计MW64,07025,52031,69030,9203,850156,050来源：《中国电力年鉴2010》中国温室气体自愿减排项目设计文件第49页表12：2010年南方电网装机容量装机容量单位广东广西云南贵州海南合计火电MW52,87010,39011,33017,5302,97095,090水电MW12,60014,94024,35016,55075069,190核电MW5,03000005,030风电及其他MW620036002101,190合计MW71,12025,33036,04034,0803,930170,500来源：《中国电力年鉴2011》表13：2011年南方电网装机容量装机容量单位广东广西云南贵州海南合计火电MW56,35011,77011,36020,3003,150102,930水电MW13,02015,26028,42018,66081076,170核电MW6,12000006,120风电及其他MW74850690402751,803合计MW76,23827,08040,47039,0004,235187,023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50页因此，南方电网的BM计算如下：表14：2009～2011年南方电网装机容量增量(MW)2008年装机2009年装机2010年装机2011年装机2008-2011年2009-2011年2010-2011年2008-2011年新增装机1新增装机2新增装机3占新增装机比重火电85,57090,18095,090102,93026,98419,1848,15449.38%水电49,87061,22069,19076,17023,90012,5506,68043.74%核电3,7803,9505,0306,1202,3402,1701,0904.28%风电及其他3807001,1901,8031,4231,1036132.60%合计139,600156,050170,500187,02354,64735,00716,537100.00%占2011年装机百分比29.22%18.72%8.84%注1、注2和注3：是考虑装机容量、关停机组容量后计算的新增装机容量。EFgrid,BM,y=0.76317×49.38%=0.3769tCO2e/MWh取OM=0.75和BM=0.25，则南方电网排放因子为：EFy=0.9223×75%+0.3769×25%=0.78595tCO2e/MWh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-----