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)项目活动名称大河光伏储能电站扩建工程项目类别2（一）采用国家发展改革委备案的方法学开发的减排项目项目设计文件版本03项目设计文件完成日期2015年09月09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国网新源张家口风光储示范电站有限公司项目业主国网新源张家口风光储示范电站有限公司项目类型和选择的方法学项目类型：1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预计的温室气体年均减排量88,490tCO2e/年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>>大河光伏储能电站扩建工程（以下称：本项目）的主要建设内容包括：建设60MWp光伏电站3、50MW储能装置及金阳220kV智能变电站扩建和其他配套设施。本项目产生的电力将销售到华北电网。在华北电网中，并网型化石燃料电厂占主导地位。本项目活动将通过替代华北电网化石燃料的发电来实现温室气体（GHG）的减排。A.1.2项目活动概述>>国家风光储输示范工程是由国家科技部、财政部、能源局和国家电网公司研究决定启动的重大新能源示范项目，是目前世界上规模最大，集风电、光伏发电、储能及输电工程四位一体的可再生能源项目4，是国家电网公司建设坚强智能电网首批重点工程中唯一的电源项目。旨在通过采用科学创新的技术手段，实现风力发电、光伏发电、储能系统蓄电以及智能电网输电的友好互动和智能调度，进而破解大规模可再生能源并网运行的技术瓶颈，提高电网对大规模可再生能源的接纳能力，实现智能电网对可再生能源集约化发展的有力支撑。根据规划，国家风光储输示范工程分两期工程进行开发，一期工程包括3个子项目，即：小东梁风电场、孟家梁风电场和大河光伏储能电站；二期工程包括2个子项目，即：国家风光储输示范工程二期扩建张尚风电场400兆瓦项目和大河光伏储能电站扩建工程（即本项目）。3本项目可行性研究报告采用290Wp多晶硅电池组件207,360块，装机容量为60.1344MWp，核准批复为60MWp；根据光伏组件购买合同，实际装机容量为60.089MWp(290Wp96,858块+300Wp66,667块+300Wp40,000块=60.089MWp)，比批复容量多0.089MWp，此变化不影响额外性，是可以接受的。4http://wenku.baidu.com/link?url=dCzL-XRJV90ci-CuyWobJv_h3k3smnqmCSy1HC3Zwq36oKuJMjigsO0jbJt6ch4bXHdSi2W0eQeLJzF59shkvSoLUGeA4SSiZraCe23hYbG中国温室气体自愿减排项目设计文件第3页本项目隶属于国家风光储输示范工程二期工程，一期工程中的子项目大河光伏储能电站是本项目的一期项目，该项目安装并运行光伏方阵总装机容量40MWp，储能20MW，并在项目现场建设了金阳220kV智能变电站。该项目于2012年07月06日成功注册为CDM项目（注册号：6592），但是，在进行CDM项目开发时，该项目仅为光伏发电项目，不包含储能部分5。本项目位于中华人民共和国河北省张家口市张北县西部的大河乡，由国网新源张家口风光储示范电站有限公司6负责投资开发。本项目将安装60个光伏方阵，总装机容量约为60MWp；安装50MW储能装置并扩建金阳220kV智能变电站及其他配套设施7。平均年等效利用小时数预计为1,455小时，负荷因子预计为16.61%8，平均每年可向华北电网输送电量预计为87,524.194MWh。本项目开始时间为2013年05月23日，2013年06月02日开工建设，2013年12月28日完成金阳220kV智能变电站扩建工程及其他配套设施的建设，并且60MWp光伏发电并网投产；另外，根据项目公司的最新工作计划，储能部分的相关设备计划于2015年12月进行招投标工作，预计2016年06月进行安装施工，预计2016年12月底投产。本项目第一个计入期的总减排量预计为619,430tCO2e，平均年减排量预计为88,490tCO2e。本项目实施之前，项目所在地所需电力由华北电网提供，而并网的化石燃料电厂在华北电网中占主导地位。因此，本项目的基准线情景是由华北电网提供同等电量，与本项目实施前的情景相同。本项目对当地可持续发展的贡献主要表现在：5http://cdm.unfccc.int/Projects/DB/RWTUV1341350687.73/view6本项目与大河光伏储能电站（即，一期项目）是同一业主。7本项目属于新建项目，但是将与大河光伏储能电站（即，一期项目）共用220kV智能变电站，并且将对已建成的220kV智能变电站及其他配套设施进行扩建；本项目60MWp光伏发电及50MW储能部分是独立于一期项目的。8根据《可行性研究报告》，光伏组件的光电转换效率会随着时间的推移而降低，10年内衰减预计不超过10%，25年内衰减不超过20%；本项目25年平均年发电量预计为87,524.194MWh，装机容量为60.1344MWp，则平均年等效利用小时数为1,455小时（87,524.194MWh/60.1344MWp=1,455小时），负荷因子预计为16.61%（1,455小时/8,760小时100%=16.61%）。中国温室气体自愿减排项目设计文件第4页1、减少温室气体排放：在华北电网中，并网型化石燃料电厂占主导地位，本项目可取代华北电网的发电，因而在一定程度上减少了化石燃料的消耗，从而避免因化石燃料燃烧引起的温室气体（CO2）的排放。2、减少污染物排放：在华北电网中，并网型化石燃料电厂占主导地位，本项目可取代华北电网的发电，因而在一定程度上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。所以，本项目的环境效益显著。3、提供就业机会：本项目在建设和运行期间将为当地创造就业机会。4、促进地区经济发展：新建的光伏发电项目将促进当地经济发展，并为当地政府增加税收。A.1.3项目相关批复情况>>2012年12月10日，本项目通过节能评估。2012年12月11日，河北省发展和改革委员会对本项目予以核准（冀发改能源核字[2012]68号）。2013年01月14日，河北省环境保护厅对本项目做出了环评批复（冀环表[2013]2号）。A.2.项目活动地点A.2.1.省/直辖市/自治区，等>>河北省A.2.2.市/县/乡(镇)/村，等>>张家口市A.2.3.项目地理位置>>中国温室气体自愿减排项目设计文件第5页本项目位于中华人民共和国河北省张家口市张北县西部的大河乡，坐标范围为东经114°21'～114°27'，北纬41°59'～41°07'，场址的中心地理坐标为东经114°21'44.76"，北纬41°3'8.83"。图1和图2为本项目的具体地理位置示意图。中国温室气体自愿减排项目设计文件第6页图1本项目在中国地图上的位置图2本项目在河北省和张家口市张北县地图上的位置本项目所在地本项目所在地本项目所在地中国温室气体自愿减排项目设计文件第7页A.3.项目活动的技术说明>>本项目位于中华人民共和国河北省张家口市张北县西部的大河乡，利用光伏发电，是一个并网发电的可再生能源项目。本项目实施之前，项目所在地没有发电厂，所需电力全部由华北电网提供。基准线情景是由华北电网提供同等电量，与项目实施前的情景相同。本项目活动将通过替代华北电网化石燃料的发电来实现温室气体（GHG）的减排。根据方法学，本项目是一个零排放的发电活动。本项目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电技术的关键组成部件是太阳能电池组件和逆变器等。多晶硅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。逆变器的功能是在并网连接运行情况下，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。另外，本项目也使用了储能技术，主要涉及的设施是电能存储装置。电能存储装置主要用于平滑光出力曲线并跟踪光出力计划。通过控制储能装置，使光功率输出与储能装置功率输出的总和严格追随输出目标值，并在很小的误差允许范围内跟踪出力计划。目前，电能存储方式主要分为电化学储能、物理储能和电磁储能。本项目将采用管式胶体铅酸电池、铅碳电池、磷酸铁锂电池、钛酸锂电池和液流电池（全钒、锌溴）的电化学储能装置。本项目将安装60个光伏方阵，总装机容量约为60MWp；安装50MW储能装置并扩建金阳220kV智能变电站及其他配套设施。中国温室气体自愿减排项目设计文件第8页本项目光伏电池组件的光电转换效率会随着时间的推移而降低，10年内衰减预计不超过10%，25年内衰减不超过20%（即，第10年的发电量比第1年的发电量减少10%，第25年的发电量比第1年的发电量减少20%）；第2年～第10年的各年衰减系数为1.16%9，第11年～第25年的各年衰减系数为0.78%10。各年份的具体发电量如表1所示：表1本项目各年份的预估发电量11年份发电量（MWh）衰减系数（%）年份发电量（MWh）衰减系数（%）第1年98,663.1-第14年86,051.10.78第2年97,514.81.16第15年85,378.10.78第3年96,379.91.16第16年84,710.30.78第4年95,258.21.16第17年84,047.70.78第5年94,149.51.16第18年83,390.40.78第6年93,053.71.16第19年82,738.10.78第7年91,970.71.16第20年82,091.00.78第8年90,900.31.16第21年81,448.90.78第9年89,842.41.16第22年80,811.90.78第10年88,796.81.16第23年80,179.80.78第11年88,102.30.78第24年79,552.70.78第12年87,413.20.78第25年78,930.50.78第13年86,729.50.78本项目在25年寿命期内，平均年等效利用小时数预计为1,455小时，负荷因子预计为16.61%，平均每年可向华北电网输送电量87,524.194MWh。所用电池组件和逆变器等关键设备的具体技术参数如表2-1至表2-3所示。表2-1多晶硅电池组件主要技术参数表129计算方法：假设第n年电量为An且第2年～第10年每年的衰减系数为x1，则，An=A1×(1-x1)n-1，n=2,3,...,10。由于第10年比第1年的发电量减少10%（即，第10年发电量为第1年发电量的90%），所以，0.9×A1=A1×(1-x1)10-1。由此计算得到第2年～第10年每年的衰减系数（x1）为1.16%。10计算方法：假设第i年电量为Ai且第11年～第25年每年的衰减系数为x2，则，Ai=A10×(1-x2)i=0.9×A1×(1-x2)i，i=1,2,…,15。由于第25年比第1年的发电量减少20%（即，第25年发电量为第1年发电量的80%），所以，0.8×A1=0.9×A1×(1-x2)15。由此计算得到第11年～第25年每年的衰减系数（x2）为0.78%。11所有发电量数据来自于《可行性研究报告》。12表中数据来源为《多晶硅光伏组件设备采购合同》。中国温室气体自愿减排项目设计文件第9页型号YL290P-35bJKM300P-72BYD300P6C-36供应商英利能源（中国）有限公司晶科能源有限公司上海比亚迪有限公司数量96,858块66,667块40,000块峰值功率290W300W300W峰值电压35.8V37.2V35.97V峰值电流8.10A8.07A8.34A短路电流8.62A8.98A8.83A开路电压45.3V45.4V45.19V使用寿命≥25年≥25年≥25年表2-2逆变器主要技术参数表13型号TBEA-GC-500KTLGBL200-500/270-HENJE-N500KTL-II供应商特变电工新疆新能源股份有限公司许继集团有限公司国电南瑞科技股份有限公司数量56台40台24台逆变电源容量500kW500kW500kW最高效率98.7%98.4%≥98.4%欧洲效率98.5%98%≥97最大输入电流1200A1200A1200A功率因数调节范围0.9（超前）～0.9滞后0.9（超前）～0.9滞后0.95（超前）～0.95滞后使用寿命≥25年≥25年≥25年表2-3储能装置主要技术参数表14磷酸铁锂电池404MWh锌溴液流电池12MWh钛酸锂电池20.5MWh铅碳电池11MWh13表中数据来源为《光伏逆变器设备采购合同》。14表中数据来源为本项目的《可行性研究报告》。根据项目公司的最新工作计划，相关设备计划于2015年12月进行招投标工作，预计于2016年06月进行安装施工。中国温室气体自愿减排项目设计文件第10页管式胶体铅酸66MWh本项目所生产的电力将通过内部变压器升压至35kV，然后通过6回35kV线路输送至金阳220kV智能变电站，再经升压后以1回220kV线路接入尚义500kV变电站，由此上网最终与华北电网相连。另外，本项目的项目现场还安装了一条10kV农线，农线电力来自于华北电网。本项目总上网电量通过安装在每条35kV回路上的电表进行监测；电网下网电量通过安装在金阳220kV智能变电站出口端的总关口表进行监测；农线下网电量通过安装在10kV农线上的关口表进行监测。电表的具体安装位置见图3。电量数据同时通过现场的计算机系统监测并记录。图3项目监测计划图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国网新源张家口风光储示范电站有限公司国网新源张家口风光储示范电站有限公司国家发展和改革委员会A.5.项目活动打捆情况>>中国温室气体自愿减排项目设计文件第11页本项目活动不是打捆项目。A.6.项目活动拆分情况>>本项目活动不存在拆分情况。中国温室气体自愿减排项目设计文件第12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）。关于本方法学的更多信息，请参考：http://www.ccchina.gov.cn/archiver/cdmcn/UpFile/Files/Default/20130311164212571089.pdf与该方法学一起应用于本项目中的还有以下工具和方法学：额外性论证与评价工具（第7.0.0版），更多信息请参考：http://cdm.unfccc.int/methodologies/PAmethodologies/tools/am-tool-01-v7.0.0.pdf电力系统排放因子计算工具（第4.0版），更多信息请参考：http://cdm.unfccc.int/methodologies/PAmethodologies/tools/am-tool-07-v4.0.pdfB.2.方法学适用性>>本方法学适用于可再生能源并网发电项目活动：（a）建设一个新发电厂，新发电厂所在地在项目活动实施之前没有可再生能源发电厂（新建电厂）；（b）增加装机容量；（c）改造现有发电厂；或者(d)替代现有发电厂。本项目是建设一个新的太阳能光伏发电厂，新发电厂所在地在项目活动实施之前没有可再生能源发电厂，符合（a）的描述。本项目不属于增加装机容量、改造现有发电厂和替代现有发电厂项目。项目活动是对以下类型之一的发电厂或发电机组进行建设、扩容、改造或替代：水力发电厂/发电机组（附带一个径流式水库或者一个蓄水式水库），风力发电厂/发电机组，地热发电厂/发电机组，太阳能发电厂/发电机组，波浪发电厂/发电机组，或者潮汐发电厂/发电机组；中国温室气体自愿减排项目设计文件第13页本项目是建设一个新的太阳能光伏发电厂，属于建设太阳能发电厂/发电机组的类型。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），项目在以下情况下是不适用该方法学的：在项目活动地项目活动涉及可再生能源燃料替代化石燃料，因为在这种情况下，基准线可能是在项目地继续使用化石燃料；生物质直燃发电厂；水力发电厂需要新建一个水库或者增加一个现有水库的库容，并且这个现有水库的功率密度低于4W/m2。本项目是建设一个新的太阳能光伏发电厂，属于新建项目，不涉及在项目活动地用可再生能源燃料替代化石燃料。综上所述，方法学CM-001-V01适用于本项目。同时，本项目也满足“额外性论证与评价工具”（第7.0.0版）和“电力系统排放因子计算工具”（第04.0版）的适用条件，理由如下：“额外性论证与评价工具”（第7.0.0版）的适用条件：如果项目参与方提交了新的方法学，则“额外性论证与评价工具”的使用不是强制性的，项目参与方可以采用其他的论证额外性的方法。本项目不涉及提交新方法学，因此，不涉及此适用条件。对于包含本额外性工具的方法学，项目业主使用该方法学时必须应用本工具。本项目使用方法学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），该方法学在论证额外性中参考了“额外性论证与评价工具”。因此，本项目使用方法学CM-001-V01时，需应用“额外性论证与评价工具”（第07.0.0版）。中国温室气体自愿减排项目设计文件第14页“电力系统排放因子计算工具”（第04.0版）的适用条件：在计算发电上网类项目、或节约由电网所供电量消耗类项目活动所替代网电的基准线排放过程中，本工具可用于估算OM、BM和/或CM。本项目为发电上网类项目，符合适用条件。本工具可用于计算连网电站或离网电站的电力系统排放因子。在计算离网电站排放因子时，须符合本工具附件2所提出的情况。本项目需要计算联网电站的电力系统排放因子，符合适用条件。B.3.项目边界>>本项目的边界包括本项目的物理边界和地理边界以及与本项目连接的华北电网的所有发电厂。本项目边界在华北电网内，而华北电网包括北京市电网、天津市电网、河北省电网、山西省电网、内蒙古自治区电网和山东省电网。排放源温室气体种类包括否？说明理由/解释基准线华北电网CO2是主要排放源CH4否为简化而排除，符合保守原则N2O否为简化而排除，符合保守原则项目活动本项目CO2否光伏发电项目不排放CO2CH4否根据方法学可忽略N2O否根据方法学可忽略本项目的边界及排放源的示意图如下：中国温室气体自愿减排项目设计文件第15页图4项目边界及排放源示意图B.4.基准线情景的识别和描述>>根据方法学CM-001-V01，如果项目活动是建设新的可再生能源并网发电厂/发电机组，那么基准线情景如下：项目活动生产的上网电量可由并网发电厂及其新增发电源替代生产，与“电力系统排放因子计算工具”里组合边际排放因子（CM）的计算过程中的描述相同。本项目是建设一个新的太阳能光伏发电厂，属于可再生能源并网发电。因此，根据方法学，本项目的基准线情景为由华北电网提供同等电量。B.5.额外性论证>>项目开工前考虑碳减排项目的证明本项目在编写可行性研究报告阶段即考虑到申请碳减排项目的支持，以克服影响项目建设的各种障碍，可行性研究报告中给出了相关论述。在可行性研究报告的财务评价与社会效果分析章节中指出，“本项目是无污染、零排放的可再生能源发电项目，是典型的碳减排项目。如果本项目能够通过申中国温室气体自愿减排项目设计文件第16页请国内外相关的碳减排项目并获得碳减排收益，则可有效改善项目的经济效益。”项目开发时间表：日期项目活动2012年12月01日完成可行性研究报告的编制2012年12月完成环境影响报告表的编制2012年12月06日召开总经理办公会议，决定将本项目开发成碳减排项目2012年12月11日本项目获得河北省发展和改革委员会的核准2013年01月14日本项目获得河北省环境保护厅的环评批复2013年04月17日召开利益相关方会议2013年05月23日签订主变压器设备购买合同（开始时间）2013年05月30日签订施工合同2013年06月02日获得开工报告2013年06月28日签订贷款合同2013年08月01日签订箱式变压器设备购买合同2013年08月13日签订光伏逆变器设备购买合同2013年08月28日签订多晶硅光伏组件设备购买合同2013年12月28日完成金阳220kV智能变电站扩建工程及其他配套设施的建设，并且60MWp光伏全部投产并网发电2014年07月与咨询公司签订CCER项目开发合同2014年08月30日-2014年09月12日CCER项目在中国自愿减排交易信息平台公示本项目可行性研究报告完成于2012年12月01日。根据可行性研究报告，如果没有其它收益，本项目的全投资内部收益率将低于8%的行业基准线，项目财务收益率较低。项目业主于2012年12月06日召开总经理办公会议，决定将本项目开发成碳减排项目以获得额外的收益，保证项目建设能够顺利进行。同时，本项目的重大科技型示范意义也是投资决策时考虑的主要内容。本项目隶属于国家风光储输示范项目二期工程，其目的是为了更好的推动我国新能源发电并网运行技术、提升装备生产技术，为国内国际研究中国温室气体自愿减排项目设计文件第17页电网接纳大规模新能源技术提供试验验证平台。基于上述原因，公司决定投资开发本项目。2012年12月11日，本项目获得河北省发改委核准。2013年05月23日，签订主变压器设备购买合同（该合同为最早签订的合同，该日期为本项目的开始时间）。2013年12月28日，本项目光伏发电投产并网。根据项目公司的最新工作计划，储能部分的相关设备计划于2015年12月进行招投标工作，2016年06月进行安装施工，2016年12月底投产。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碳减排项目以克服项目在经济上的障碍。本项目的额外性是通过额外性论证和评价工具完成的，包括以下步骤：第一步、识别发电项目真实可靠的可替代的基准线情景通过如下步骤来确定本项目现实和可行的替代方案：（一）、确定本项目活动的替代方案在没有本项目存在的情形下，现实和可行的替代方案包括：1)实施本项目，但不作为减排项目进行开发；2)由华北电网提供同等电量。（二）、识别替代方案是否符合强制性的法律和法规方案1和方案2符合现行的法律法规，且不是法律强制要求执行的。第二步、投资分析本步骤的目的是用来确定本项目如果在没有额外的收入或融资（比如，来自碳减排的收益）的情况下，是否会在经济或财务上缺少吸引力。投资分析的步骤如下：（一）、确定合适的分析方法中国温室气体自愿减排项目设计文件第18页额外性论证和评价工具提议了三种分析手段：简单成本分析（选择I）、投资比较分析（选择II）和基准分析（选择III）。由于本项目的收入来源除碳减排收益之外，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华北电网提供同等的供电量而不是某一个具体投资的项目，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。（二）、应用基准分析（选择III）根据《电力工程项目的经济评价的暂行办法》要求，中国电力产业全投资的IRR应为8％（所得税后），这在中国电力项目的可行性研究分析中被广泛使用。（三）、计算并对比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对比。(1)计算财务指标的基本参数基于本项目的可行性研究报告，用于分析计算的基本财务数据见表3。表3基本财务数据表财务参数单位数值来源15装机容量MW60可研报告年上网电量MWh87,524.194可研报告运营时间年25可研报告平均年等效利用小时数小时1,455可研报告静态总投资万元264,447.5316可研报告建设期利息万元7,054.10可研报告动态总投资17万元271,501.63可研报告15表内财务参数的来源“可研报告”是向河北省发改委申报项目时递交的最终版本（2012年12月1日版）。2012年12月11日，本项目获得了河北省发展和改革委员会的核准（冀发改能源核字[2012]68号）。16根据可行性研究报告，光伏发电部分投资约121,124.47万元，储能部分投资约143,323.06万元，合计264,447.53万元。中国温室气体自愿减排项目设计文件第19页电价元/kWh3.4108（含税）可研报告2.9152（不含税）可研报告资本金/贷款—20/80可研报告长期贷款利率%6.71可研报告流动资金贷款利率%6.00可研报告折旧年限年18可研报告残值率%5可研报告年运营成本万元3,270.6518可研报告增值税率%17可研报告所得税%25可研报告教育附加费%5可研报告城建税%5可研报告CCER价格元/tCO2e20预估值(2)比较本项目的IRR与财务基准根据基准分析（选择III），如果项目的财务指标（例如，全投资IRR）低于基准，那么就认为本项目不具备财务吸引力。表4是本项目的IRR在没有碳减排收益和获得碳减排收益下的情形。从表中数据可以看出，在没有碳减排收益的情况下，全投资IRR低于8％的基准。因此，本项目不具备财务吸引力。而在获得碳减排收益的情况下，全投资IRR得到了一些改善。表4本项目的财务指标19IRR（全投资，基准=8%）没有碳减排收益6.54%获得碳减排收益6.62%17在核准证书中，总投资为271,539.81万元。该金额是由动态总投资和铺底流动资金之和计算得到的。根据可行性研究报告，铺底流动资金为38.18万元，所以，总投资为：271,501.63+38.18=271,539.81（万元）。另外，动态总投资只包括本项目的投资，不包括大河光伏储能电站（即，一期项目）已建设部分的投资。18该数值为可行性研究报告中估算的总年运营成本，包括光伏发电部分和储能部分的年运营成本。根据可行性研究报告中的相关财务指标，可以计算出光伏发电部分的年运营成本，约为1,765.76万元。19根据目前实际发生的情况，本项目装机容量为60.089MW、年均上网电量为74,448.15MWh、静态总投资为93,775.65万元、上网电价为1.3元/kWh（含税）、CCER价格预计为20元/tCO2e，按照可行性研究报告中的计算方法，计算得到全投资财务内部收益率为4.64%，也低于8%的基准值，而在获得减排收益后，收益率有所提升，达到4.84%。中国温室气体自愿减排项目设计文件第20页(3)参数合理性分析（基于可研报告）年上网电量本项目装机容量约为60MWp，平均年上网电量87,524.194MWh，平均年等效利用小时数为1,455小时，负荷因子为16.61%。该数据为本项目的可研报告编制单位（中国电力工程顾问集团华北电力设计院工程有限公司）在张北气象站1979年~2008年的日照数据和周边气象台的辐射数据、美国NASA数据、METEONORM计算数据和光伏场2011年11月~2012年10月的现场实测数据的基础上，进行核算出来的。本项目的负荷因子为16.61%，介于华北电网20光伏类已公示或备案CCER项目及已注册清洁发展机制项目（装机容量在30MWp～90MWp之间）的负荷因子范围（13.08%～28.00%）之内。另外，经初步统计，本项目在2013年12月28日-2014年12月27日这一年内的实际上网电量约为74,448.15MWh，该电量略低于可研报告中预估的电量。综上所述，本项目在财务评价过程中使用的可研报告中的平均年上网电量是合理的。静态总投资本项目静态总投资为264,447.53万元，该数值是可研报告编制单位在工程概算的基础上计算得出，是合理可信的数值。本项目静态总投资包括光伏发电和储能两部分。光伏发电部分的投资约为121,124.47万元，单位装机投资为20.16元/W，介于华北电网光伏类已公示或备案CCER项目及已注册清洁发展机制项目（装机容量在30MWp～90MWp之间）的单位装机投资范围（11.54元/W～30.96元/W）之内，是合理的。20由于河北省类似项目（即，装机容量在30MWp~90MWp之间，并且在2002年之后和2013年05月23日之间开始商业运营的光伏项目）较少，因此，将统计范围扩大到华北电网。以下同。中国温室气体自愿减排项目设计文件第21页储能部分的投资约为143,323.06万元。在我国，储能装置仍属于前沿技术，并未大规模应用。目前，华北电网范围内，已建设并运行的储能工程只有大河光伏储能电站工程（即，A.1部分提及的一期项目）。该工程安装了20MW的储能设备，投资总额约为88,222万元，单位投资为4,411.10万元/MW。该工程的储能部分主要采用了磷酸铁锂电池和锌溴液流电池技术。在其建设时期，储能电池的技术成熟度较低，大部分尚处于研发阶段，能够实现批量生产的企业十分有限21。因此，相关的设备制造费用很高，从而导致该工程储能部分的单位投资相对较高。目前，磷酸铁锂电池已在一期工程中取得良好示范应用，其他新型电池技术（如，钛酸锂电池、锌溴液流电池、铅碳电池等）也得到了快速发展，因此，储能电池的生产成本有所下降。本项目储能部分单位投资为2,866.46万元/MW，低于一期项目。所以，此部分的投资是合理且保守的。年运营成本年运营成本包括维修费、材料费、工资及福利、保险费和其他费用，各种费用的选择均按照《光伏发电工程可行性研究报告编制办法（试行）》（GD003-2011）22进行的，并参照了《建设项目经济评价方法与参数（第三版）》。根据统计，华北电网光伏类已公示或备案CCER项目及已注册清洁发展机制项目（装机容量在30MWp～90MWp之间）的维修费率范围为0.02%～1%，材料费范围为5～15元/kW，保险费率范围为0.25%~0.41%，其他费用范围为5~40元/kW。本项目的维修费率为0.8%，材料费为10元/kW，保险费率为0.25%，其他费用为40元/kW，各参数均在上述范围内。本项目的工资费用为7万元/年/人、福利费率为65%，这是根据项目公司的实际情况来确定的。因此，这些参数均是合理的，从而说明本项目的年运营成本也是合理的。折旧率、残值率与折旧年限21http://wenku.baidu.com/link?url=d2of7HorZ8MaqDavvUnxYP8vtGVKPPhViOL20iCWVh5vk-0cjPEeaOnhphK0qkWInwbBR9-TqKsi_5v7zpkzrqna95C6UsOrvkVOAI2Q-v722http://www.docin.com/p-316821443.html中国温室气体自愿减排项目设计文件第22页本项目折旧年限为18年，残值率取5%，折旧率为5.28%。按照《工业企业财务制度》23，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。上网电价河北省物价局于2013年12月13日发布了《关于国家风光储示范工程大河光伏储能电站扩建工程临时上网电价的批复》（冀价管[2013]115号），“鉴于国网新源张家口风光储示范电站是综合性可再生能源示范项目，在国家核定该电站风光储综合上网电价之前，大河光伏储能电站扩建工程60兆瓦光伏电站项目，自并网发电之日起，按省有关规定，其上网电价暂在国家规定的光伏发电项目标杆上网电价基础上加价0.3元，即每千瓦时1.3元，并随国家对标杆上网电价的调整相应调整”。目前，本项目尚未获得国家有关部门的核定。因此，在现阶段实际使用的电价是1.3元/kWh（含税）。本项目隶属于国家风光储输示范项目，其中的储能装置具备平滑风、光出力曲线，跟踪风、光出力计划等功能，能够有效提升电能质量，保障电网安全稳定运行。由于储能系统大规模应用尚属首例，国内无电价及相关扶持政策，本项目的收益仅来源于光伏发电部分。因此，项目业主将向国家有关部委积极汇报沟通，争取储能电价或相应补贴政策。届时，在定价过程中，将会充分考虑本项目的先进性、示范性及可推广性，最终国家核定的综合上网电价有望达到可行性研究报告中预估的3.4108元/kWh（含税）。因此，在本项目的财务分析中使用3.4108元/kWh（含税）的上网电价是合理的，并且也符合CCER项目保守性的要求。增值税、所得税、城建税和教育附加费本项目增值税率为17%，符合《中华人民共和国增值税暂行条例》的规定24，对购买设备所产生的增值税在后续缴纳增值税年度进行抵扣，符合23http://www.chinaacc.com/new/63/64/80/1992/12/ad5954010111032129912620.htm24http://www.chinaacc.com/new/63_67_/2008_11_17_wa8088515201711180021980.shtml中国温室气体自愿减排项目设计文件第23页《中华人民共和国增值税暂行条例》；所得税率为25%，符合《中华人民共和国企业所得税法》25的规定；城建税率为5%，符合《中华人民共和国城市维护建设税暂行条例》26的规定；教育附加费率为5%，其中国家教育附加费率为3%、地方教育附加费率为2%，符合《国务院关于修改〈征收教育费附加的暂行规定〉的决定》27、《河北省地方教育附加征收使用管理规定》28的规定。因此，本项目所使用的税率都是合法和可信的。减排价格根据各试点地区的碳排放权交易所成交价格，结合业主对减排收益的预期，预估减排价格为20元/吨，这是合理的。（四）、敏感性分析（只适用于选择II和选择III）对于本项目，决定财务吸引力的并用来进行敏感性分析的四个参数是：静态总投资年上网电量电价（含税）年运营成本以下是针对这些参数对本项目的全投资IRR的影响分析。这四个指标的敏感性分析结果如表5和图5所示。表5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7.86%7.17%6.54%5.95%5.41%年运营成本6.72%6.63%6.54%6.44%6.35%电价（含税）5.42%5.98%6.54%7.08%7.62%年上网电量5.42%5.98%6.54%7.08%7.62%25http://www.chinatax.gov.cn/n8136506/n8136593/n8137537/n8138502/8312662.html26http://www.gov.cn/banshi/2005-08/19/content_24817.htm27http://www.gov.cn/zwgk/2005-09/27/content_70440.htm28http://gov.hebnews.cn/2011-03/15/content_1749095.htm中国温室气体自愿减排项目设计文件第24页图5不同财务指标的全投资IRR的敏感性分析表6不同财务指标的全投资IRR的临界点分析参数静态总投资年运营成本电价（含税）年上网电量临界点-10.89%-82.44%13.60%13.60%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5和图5所示的区间内变化。从图表中可以看出，四个指标在±10%的范围内变化时，全投资IRR都没有超过基准线，说明静态总投资、年运营成本、电价（含税）及年上网电量这四个参数不会影响到本项目的额外性评价结论。静态总投资当静态总投资降低10%时，项目的全投资IRR等于7.84%，仍低于基准值8%；只有当静态总投资降低10.89%时，项目的全投资IRR会达到8%的基准线。中国温室气体自愿减排项目设计文件第25页根据国家统计局编制的《中国统计年鉴（2014）》，近五年来（2009年～2013年），固定资产投资价格指数分别为97.6、103.6、106.6、101.1和100.329。由此可见，固定资产投资价格基本上保持了增长的趋势。另外，静态总投资概算主要包括设备及安装工程费、建筑工程费及其他费用。对于设备及安装工程费，已签订的主要关键设备的合同价格均高于可研报告中相应的概算价格（例如，多晶硅组件、逆变器、箱式变压器、主变压器的合同价格分别为31,899.90万元、6,081.99万元、2,506.60万元和1,280.00万元，分别比可研报告概算中的价格高0.09%、1.37%、4.44%和14.12%）；已签订的建筑工程合同总价为30,455.98万元，比可研报告中相应的概算价格高3.16%；已签订的其他费用合同总价为9,525.09万元，比可研报告中相应的概算价格高18.12%。由此可见，可研报告中的概算投资是基本合理的，且已发生的实际投资略高于概算投资。因此，静态总投资不可能降低10.89%。年运营成本当年运营成本降低10%时，项目的全投资IRR等于6.70%，仍低于基准值8%；当运营成本降低82.44%时，项目的全投资IRR会达到8%的基准线。运营成本是由材料费、修理费、工资及福利、以及其他费用组成。近年来，随着中国经济的不断发展，人工成本、原材料及燃料动力成本、其他费用等不断上涨。根据国家统计局编制的《中国统计年鉴（2014）》，近五年来（2009年～2013年），电力生产行业的人员平均工资分别为41,869元、47,309元、52,723元、58,202元和67,085元；原材料、燃料、动力购进价格指数（2011年后改为工业生产者购进价格指数）为92.1、109.6、109.1、98.2和98.0；其他费用价格指数分别为：102.4、103.1、104.0、102.2和101.730。由此可见，构成运营成本的主要因素在近几年来基本上保持了增长的趋势。29数据来源：http://www.stats.gov.cn/tjsj/ndsj/2014/indexch.htm30数据来源：http://www.stats.gov.cn/tjsj/ndsj/2014/indexch.htm中国温室气体自愿减排项目设计文件第26页因此，年运营成本不可能降低82.44%。年上网电量当年上网电量增加10%时，项目的全投资IRR等于7.59%，仍低于基准值8%；当年供电量增加13.60%时，项目的全投资会达到8%的基准线。基于可行性研究报告，项目发电量是根据当地多年的太阳能资源数据进行计算的，年发电量在光伏电场的生命周期内不会有大的变化，而且项目运行期间光伏电场的装机总量是固定的。另外，根据本项目投产后的实际发电量统计，年均上网电量约为74,448.15MWh，低于可行性研究报告中预计的87,524.194MWh。因此，年供电量不可能增加到13.60%的幅度。电价当电价增加10%时，项目的全投资IRR等于7.59%，仍低于基准值8%；当电价增加13.60%时，项目的全投资IRR会达到8%的基准线。国家发展改革委于2011年7月24日颁发了《关于完善太阳能光伏发电上网电价政策的通知（发改价格[2011]1594号）》31，规定了2011年7月1日及以后核准的太阳能光伏发电项目，以及2011年7月1日之前核准但截至2011年12月31日仍未建成投产的太阳能光伏发电项目，除西藏仍执行每千瓦时1.15元的上网电价外，其余省（区、市）上网电价均按每千瓦时1.00元执行。本项目光伏发电部分已经投产，在获得国家核定电价前，实际上网电价按照河北省物价局发布的《关于国家风光储示范工程大河光伏储能电站扩建工程临时上网电价的批复》（冀价管[2013]115号）执行，为1.3元/kWh（含税）。而在财务分析过程中，使用3.4108元/kWh（含税）的上网电价，远高于上述电价，这是保守的，但全投资IRR仍低于基准值8%。31http://www.nea.gov.cn/2011-08/01/c_131097437.htm中国温室气体自愿减排项目设计文件第27页因此，电价也不可能增加13.60%。通过敏感性分析，在财务指标在±10%的变化范围内，本项目如果不进行碳减排项目开发则不具备经济可行性。四个参数在合理范围内变化时不会对本项目具有额外性的结论带来影响。第三步、障碍分析本项目不涉及障碍分析。第四步、普遍性分析本项目是利用光伏发电，属于可再生能源应用，根据额外性论证工具，本项目的普遍性分析如下：（一）、计算适用的容量或产出，范围为拟议项目活动总设计容量或产出的+/-50%本项目装机60MWp，因此确定装机容量范围为30MWp到90MWp之间。（二）、识别满足以下所有条件的类似项目（包括碳减排和非碳减排）（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产生的商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子步骤4a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；中国温室气体自愿减排项目设计文件第28页对于（a）：考虑到中国区域广阔，各地区之间地理学上的差异（比如，地理、气候、自然资源等）以及社会经济上的差异（比如，规管架构、基础设施、经济发展水平、经济结构、科技水平、融资能力、电价水平等）较大。另外，考虑到河北省装机容量范围为30MWp～90MWp之间的光伏发电项目较少，在进行普遍性分析时，将地理范围扩大到华北电网，并且，华北电网也是包括在本项目的边界范围内的。因此，本项目选择华北电网的覆盖范围作为合适的地理范围，即包括北京市、天津市、河北省、山西省、内蒙古自治区和山东省。对于（b）：相关技术或能源来源，包括提高能源效率，以及利用可再生能源（例如：提高能源效率、基于可再生能源发电）。对于（c）：本项目隶属可再生能源的光伏发电技术，即将太阳能转换为电能输出电力上网，因此，只有光伏发电项目才定义为本项目的类似项目。对于（d）：本项目是一个发电项目，项目生产的产品是电力。因此，只有生产电力的项目才能被考虑。对于（e）：根据（一）的分析结果，类似项目的装机容量应在30MWp到90MWp之间。对于（f）：2002年是中国电力行业具有标志性的一年。中央直属发电企业划分为五大发电集团和两大电网公司32，打破了电力市场垄断，引入了竞争机制，在同年年底实行了“厂网分离、竞价上网”33。因此，2002年之前投产运行的上网发电项目不予考虑。另外，本项目的开始时间为2013年05月23日。所以，类似项目为2002年之后和2013年05月23日之间开始商业运营的项目。综上所述，选定华北电网内所有装机容量在30MWp~90MWp之间的光伏发电项目，并且是在2002年之后和2013年05月23日之间开始商业运营的项目。根据《中国电力年鉴（2013）》的数据以及联合国CDM执行理事32http://www.93.gov.cn/review/jnggkfsszn/rsth/1803194258614362041.shtml33http://china.findlaw.cn/fagui/jj/27/155788.html中国温室气体自愿减排项目设计文件第29页会网站34、中国清洁发展机制网站35、GS网站36、VCS网站37以及中国自愿减排交易信息平台38等公开的信息进行统计，具体结果见表7：表7华北电网覆盖范围内的类似项目序号项目名称装机容量（MWp）碳减排项目开发情况网址链接1乌兰察布市四子王旗40MWp光伏发电CDM项目40已注册CDM项目http://cdm.unfccc.int/Projects/DB/CEPREI_Cert1339665418.47/view2内蒙古乌兰察布市四子王旗二期60MWp光伏发电项目60已注册CDM项目http://cdm.unfccc.int/Projects/DB/DNV-CUK1351833825.14/view3国家风光储输示范工程大河光伏储能电站40已注册CDM项目http://cdm.unfccc.int/Projects/DB/RWTUV1341350687.73/view4内蒙古鄂尔多斯50MWp槽式太阳能热发电示范项目50已注册CDM项目http://cdm.unfccc.int/Projects/DB/China%20Quality1343179703.52/view5京能北京八达岭太阳能综合试点工程31.08已注册CDM项目http://cdm.unfccc.int/Projects/DB/China%20Quality1344644777.88/view6内蒙古乌拉特后旗呼和温都尔40MWp光伏并网发电项目40已注册CDM项目http://cdm.unfccc.int/Projects/DB/DNV-CUK1351237479.87/view7内蒙古大有光能源有限公司30MWp光伏大型并网发电项目30已备案CCER项目http://cdm.ccchina.gov.cn/zybDetail.aspx?Id=1668京能乌拉特中旗乌兰伊力更风电场风光一体化二期40MWp光伏发电项目40CCER平台公示http://cdm.ccchina.gov.cn/zyDetail.aspx?newsId=46799&TId=1639京能乌拉特中旗40兆瓦光伏发电项目40CCER平台公示http://cdm.ccchina.gov.cn/zyDetail.aspx?newsId=46798&TId=163（三）、根据（二）识别出来的项目，排除已经注册的碳减排项目，或正在申请碳减排注册的项目，以及正在碳减排审定阶段的项目，记录其数量为Nall34http://cdm.unfccc.int35http://cdm.ccchina.gov.cn/36http://www.goldstandard.org37http://www.v-c-s.org38http://cdm.ccchina.gov.cn/ccer.aspx中国温室气体自愿减排项目设计文件第30页由表7可知，华北电网覆盖范围内的所有类似项目均已作为清洁发展机制项目（CDM项目）或中国自愿减排项目（CCER项目）进行开发。因此，Nall=0。（四）、根据（三）识别出来的类似项目，选出技术不同的项目，记录其数量为Ndiff因为Nall=0，所以Ndiff=0。（五）、计算系数F=1-Ndiff/Nall，表示所使用措施/技术与拟议项目活动类似，且提供与拟议项目活动相同产出或容量的类似项目的份额（措施/技术的普及率）。如果系数F大于0.2和Nall与Ndiff的差值大于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”Nall-Ndiff=0-0=0<3F=1-Ndiff/Nall=0<0.2因此，本项目在华北电网所覆盖的地理范围内不具有普遍性。综上所述，本项目通过了额外性论证的所有步骤，具有充分的额外性。B.6.减排量B.6.1.计算方法的说明>>1、基准线排放的计算基准线排放是通过基准线排放因子（EFgrid,CM,y，单位：tCO2e/MWh）乘以本项目的上网电量（EGy，单位：MWh），公式如下：BEy=EGPJ,y×EFgrid,CM,y(1)其中：BEy=在y年的基准线排放量（tCO2/yr）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/yr）EFgrid,CM,y=在y年，利用“电力系统排放因子计算工具”所计算的并网中国温室气体自愿减排项目设计文件第31页发电的组合边际CO2排放因子（tCO2/MWh）计算排放因子本项目的温室气体排放应按照“电力系统排放因子计算工具”的规定。所有计算出的数据都是基于可获得的华北电网的数据。基准线排放因子（EFy）来自于组合边际（CM）的计算，包括电量边际（OM）和容量边际（BM）的组合（本项目的电量边际因子和容量边际因子为事先确定），并通过如下六步完成：第一步、识别相关的电力系统国家发改委已经公布了中国电力系统的划分。根据该电力系统划分，本项目所属的电力系统为华北电网，包括北京市电网、天津市电网、河北省电网、山西省电网、山东省电网和内蒙古自治区电网。华北电网内各省电网间的电力传输量是极大的，而华北电网与其它电网间的电力传输就显得十分微小。净调入电量的二氧化碳排放因子计算可以选择如下四种方式：(a)0tCO2/MWh；(b)输出电网的加权平均电量边际排放率；(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(b)计算净调入电量的二氧化碳排放因子。由于2010年到2012年华北电网从其它电网的净调入电量变化不大，所以在电量边际排放因子的计算只限于本项目所在的电力系统。第二步、选择电力系统是否包括离网发电厂华北电网中，所有的发电厂都要并入电网，统一调度，因此本项目所连接的电网系统不包括离网的发电厂。第三步、选择电量边际计算方法根据“电力系统排放因子计算工具”的要求，电量边际的计算可以选择如下四种方式：中国温室气体自愿减排项目设计文件第32页(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)。在华北电网内，近五年，所有来自于可再生能源的发电量占总发电量的数字是：3.771%、2.456%、2.005%、1.188%和0.752%39。所以，低运行成本或必须运行的电源所发电量少于定义里要求的50%的总发电量，符合方式(a)。事前计算：使用项目设计文件提交审定时可获得的最近3年的数据，在计入期内不要求监测和重新计算排放因子，或事后计算：在项目活动替代电网电量的年份，在监测期间要求每年更新排放因子。如果数据要求计算第y年的排放因子一般在y年结束后的6个月才可获得，那么使用前一年（y-1）的排放因子。如果此数据在y年结束后的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。第四步、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。本项目采用国家发改委公布的OM数据，其计算方法包括：A根据每个电厂的净发电量以及CO2排放因子计算B根据所选电力系统内所有电厂的总净发电量、使用的燃料种类和电力系统的燃料消耗总值数据计算选择选项A所需的数据在本项目所属的电力系统内不可获得，而选项B所需的数据可以从官方公布的数据中获得。因此本项目电量边际排放因子的计算使用选项B。39数据来源：中国电力年鉴中国温室气体自愿减排项目设计文件第33页yyiCOyiiyiyOMsimplegridEGEFNCVFCEF,,2,,,,××=∑(2)其中：EFgrid,OMsimple,y=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发电单元第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第五步、计算容量边际排放因子（EFBM,y）“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：选择1：在第一个计入期，基于项目设计文件提交时间可得的最新数据事前计算；在第二个计入期，基于计入期更新时可得的最新数据更新；第三个计入期沿用第二个计入期的排放因子。选择2：在第一个计入期内按项目活动注册年或注册年可得的最新信息逐年事后更新BM；在第二个计入期内按选择1的办法事前计算BM；第三个计入期沿用第二个计入期的排放因子。本项目采用“选择1”来计算容量边际因子。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,,,,,,(3)其中：EFgrid,BM,y=第y年的容量边际排放因子（tCO2/MWh）中国温室气体自愿减排项目设计文件第34页EGm,y=发电设备m第y年所向电网的净供电量（MWh）EFEL,m,y=发电设备m第y年的CO2排放因子（tCO2/MWh）m=建设边际内包含的发电设备y=发电量数据可获得的最近历史年份中国电力系统的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：（一）、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,,,,,,,,,,,,,ijyiyCOiyiCOALjCoalyijyiyCOiyijFNCVEFFNCVEF(4)22,,,,,,,,,,,,,ijyiyCOiyiOILjOilyijyiyCOiyijFNCVEFFNCVEF(5)22,,,,,,,,,,,,,ijyiyCOiyiGASjGasyijyiyCOiyijFNCVEFFNCVEF(6)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。（二）、计算对应的火电排放因子AdvGasGasAdvOilOilAdvCoalCoalThermalEFEFEFEF,,,(7)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。（三）、计算电网的BM中国温室气体自愿减排项目设计文件第35页ThermalTotalThermalyBMgridEFCAPCAPEF,,(8)其中：CAPTotal为总的新增容量，CAPThermal为新增火电容量。第六步、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，即使用电量边际和组合边际的加权平均。使用默认的权重，如下：ωOM=0.75ωBM=0.25组合边际排放因子的计算公式如下：EFgrid,CM,y=EFgrid,OM,y×wOM+EFgrid,BM,y×wBM(9)基准线排放通过基准线排放因子与年供电量相乘计算出来：BEy＝EGPJ,y×EFgrid,CM,y其中：BEy=在y年的基准线排放量（tCO2/yr）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/yr）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）本项目是一个新建的并网型可再生能源项目，本项目建设前，项目所在地没有可再生能源发电厂，因此：EGPJ,y=EGfacility,y(10)其中：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/yr）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）中国温室气体自愿减排项目设计文件第36页表8华北电网的组合边际排放因子参数单位2014年值A电量边际排放因子tCO2/MWh1.0580B容量边际排放因子tCO2/MWh0.5410C组合边际排放因子(C=0.75×A+0.25×B)tCO2/MWh0.92872、项目排放的计算根据方法学，光伏发电项目活动的排放为零。PEy=03、泄漏的计算根据方法学，本项目不考虑泄漏。LEy=04、项目量减排项目活动年减排量ERy的计算是用基准线排放量减项目排放量再减项目泄漏量。因为该项目为零排放和零泄漏，所以，最终温室气体减排的计算公式为：ERy=BEy-PEy=(EGPJ,y×EFgrid,CM,y)-0其中：ERy=在y年的减排量（tCO2e/yr）BEy=在y年的基准线排放（tCO2e/yr）PEy=在y年的项目排放（tCO2e/yr）B.6.2.预先确定的参数和数据>>数据/参数：FCi,y单位：tonnes或m3描述：燃料种类i第y年在项目所属的电力系统内的消耗(tonne或m3)中国温室气体自愿减排项目设计文件第37页所使用数据的来源：中国能源统计年鉴（2011～2013）所应用的数据值：各类燃料消耗量详见能源统计年鉴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，来源于国家发改委发布的《2014年中国区域电网基准线排放因子》数据用途：计算基准线排放评价:-数据/参数：NCVi,y单位：kJ/kg或kJ/m3描述：在华北电网中第y年消耗的化石燃料类型i的净热值所使用数据的来源：中国能源统计年鉴（2011~2013）所应用的数据值：各类燃料消耗量详见能源统计年鉴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，来源于国家发改委发布的《2014年中国区域电网基准线排放因子》数据用途：计算基准线排放评价:-数据/参数：EFCO2,i,y单位：tc/TJ描述：在华北电网中第y年消耗的化石燃料类型i的CO2排放因子所使用数据的来源：2006IPCC指南所应用的数据值：各类化石燃料排放因子详见发改委公布的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，来源于国家发改委发布的《2014年中国区域电网基准线排放因子》数据用途：计算基准线排放评价:-数据/参数：CAPy单位：MW中国温室气体自愿减排项目设计文件第38页描述：华北电网在第y年的总装机容量所使用数据的来源：中国电力年鉴（2011～2013）所应用的数据值：详见电力年鉴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，来源于国家发改委发布的《2014年中国区域电网基准线排放因子》数据用途：计算基准线排放评价:-数据/参数：GENy单位：MWh描述：华北电网在第y年的总供电量所使用数据的来源：中国电力年鉴（2011～2013）所应用的数据值：详见电力年鉴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，来源于国家发改委发布的《2014年中国区域电网基准线排放因子》数据用途：计算基准线排放评价:-数据/参数：η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（2011～2013）所应用的数据值：详见电力年鉴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，来源于国家发改委发布的《2014年中国区域电网基准线排放因子》数据用途：计算基准线排放评价:-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中国温室气体自愿减排项目设计文件第39页所使用数据的来源：《2014年中国区域电网基准线排放因子》所应用的数据值：详见发改委公布的数据证明数据选用的合理性或说明实际应用的测量方法和程序步骤:国家发改委发布的《2014年中国区域电网基准线排放因子》中的数值数据用途：计算基准线排放评价:-数据/参数：GENEbest,gas/oil单位：%描述：最商业化最优效率燃油、燃气发电技术电厂的供电效率所使用数据的来源：《2014年中国区域电网基准线排放因子》所应用的数据值：详见发改委公布的数据证明数据选用的合理性或说明实际应用的测量方法和程序步骤:国家发改委发布的《2014年中国区域电网基准线排放因子》中的数值数据用途：计算基准线排放评价:-数据/参数：EFCoal,Adv,EFOil,Adv,EFGas,Adv单位：CO2e/MWh描述：商业化最优效率的燃煤、燃油和燃气发电技术所对应的排放因子所使用数据的来源：中国电力年鉴（2011～2013）所应用的数据值：详见电力年鉴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:国家发改委发布的《2014年中国区域电网基准线排放因子》中的数值数据用途：计算基准线排放评价:-数据/参数：CAPThermal,y单位：kW中国温室气体自愿减排项目设计文件第40页描述：华北电网在第y年的新增火力发电机组容量所使用数据的来源：中国电力年鉴（2011～2013）所应用的数据值：详见电力年鉴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:国家发改委发布的《2014年中国区域电网基准线排放因子》中的数值数据用途：计算基准线排放评价:-数据/参数：CAPTotal,y单位：kW描述：华北电网在第y年的新增发电机组总容量所使用数据的来源：中国电力年鉴（2011～2013）所应用的数据值：详见电力年鉴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:国家发改委发布的《2014年中国区域电网基准线排放因子》中的数值数据用途：计算基准线排放评价:-B.6.3.减排量事前计算>>1、基准线排放本项目采用了国家发改委公布的排放因子计算方式。华北电网排放因子计算结果如下：参数单位2014年值A电量边际排放因子tCO2/MWh1.0580B容量边际排放因子tCO2/MWh0.5410C组合边际排放因子(C=0.75×A+0.25×B)tCO2/MWh0.9287中国温室气体自愿减排项目设计文件第41页本项目60MWp光伏于2013年12月28日全部投产并网发电。因此，第一个计入期为2013年12月28日至2020年12月27日。根据相关要求，在减排量的计算过程中，应按照计入期内的自然年逐年计算减排量，因此，需要基于A.3部分表1中的各年份发电量数据计算出本项目在第一个计入期内各个自然年的预估电量，从而计算出各个自然年的基准线排放，计算过程及结果如下：年份EGfacility,y（MWh）EFgrid,CM,y（tCO2e/MWh）BEy（tCO2e）2013年12月28日-2013年12月31日1,081.2400.92871,0042014年01月01日-2014年12月31日98,650.54191,6162015年01月01日-2015年12月31日97,502.44290,5502016年01月01日-2016年12月31日96,367.64389,4962017年01月01日-2017年12月31日95,246.04488,4552018年01月01日-2018年12月31日94,137.54587,4252019年01月01日-2019年12月31日93,041.84686,4072020年01月01日-2020年12月27日90,962.84784,47740本项目在2013年的计入期是表1中第1年的前4天，电量计算方法如下：第1年发电量/365天×4天=98,663.1MWh/365天×4天=1,081.2MWh。41本项目在2014年的计入期是表1中第1年的后361天及第2年的前4天，电量计算方法如下：第1年发电量/365天×361天+第2年发电量/365天×4天=98,663.1MWh/365天×361天+97,514.8MWh/365天×4天=98,650.5MWh。42本项目在2015年的计入期是表1中第2年的后361天及第3年的前4天，电量计算方法如下：第2年发电量/365天×361天+第3年发电量/365天×4天=97,514.8MWh/365天×361天+96,379.9MWh/365天×4天=97,502.4MWh。43本项目在2016年的计入期是表1中第3年的后361天及第4年的前4天，电量计算方法如下：第3年发电量/365天×361天+第4年发电量/365天×4天=96,379.9MWh/365天×361天+95,258.2MWh/365天×4天=96,367.6MWh。44本项目在2017年的计入期是表1中第4年的后361天及第5年的前4天，电量计算方法如下：第4年发电量/365天×361天+第5年发电量/365天×4天=95,258.2MWh/365天×361天+94,149.5MWh/365天×4天=95,246.0MWh。45本项目在2018年的计入期是表1中第5年的后361天及第6年的前4天，电量计算方法如下：第5年发电量/365天×361天+第6年发电量/365天×4天=94,149.5MWh/365天×361天+93,053.7MWh/365天×4天=94,137.5MWh。46本项目在2019年的计入期是表1中第6年的后361天及第7年的前4天，电量计算方法如下：第6年发电量/365天×361天+第7年发电量/365天×4天=93,053.7MWh/365天×361天+91,970.7MWh/365天×4天=93,041.8MWh。47本项目在2020年的计入期是表1中第7年的后361天，电量的计算方法：第7年发电量/365天×361天=91,970.7MWh/365天×361天=90,962.8MWh。中国温室气体自愿减排项目设计文件第42页合计666,989.9-619,430计入期时间合计7年计入期内年均值95,284.3-88,4902、项目排放根据方法学，本项目在项目边界内的温室气体排放是零。PEy=03、泄漏根据方法学，泄漏排放不予考虑。因此，本项目活动的泄漏为零。LEy=04、减排量减排量的计算公式如下：ERy=BEy-PEy由此计算得到：年份基准线排放(tCO2e)项目排放(tCO2e)泄漏(tCO2e)减排量(tCO2e)2013年12月28日-2013年12月31日1,004001,0042014年01月01日-2014年12月31日91,6160091,6162015年01月01日-2015年12月31日90,5500090,5502016年01月01日-2016年12月31日89,4960089,4962017年01月01日-2017年12月31日88,4550088,4552018年01月01日-2018年12月31日87,4250087,4252019年01月01日-2019年12月31日86,4070086,4072020年01月01日-2020年12月27日84,4770084,477合计619,43000619,430计入期时间合计7年计入期内年均值88,4900088,490中国温室气体自愿减排项目设计文件第43页B.6.4.事前估算减排量概要本项目在第一个计入期内，总减排量约为619,430吨二氧化碳当量，平均年减排量约为88,490吨二氧化碳当量。年份基准线排放(tCO2e)项目排放(tCO2e)泄漏(tCO2e)减排量(tCO2e)2013年12月28日-2013年12月31日1,004001,0042014年01月01日-2014年12月31日91,6160091,6162015年01月01日-2015年12月31日90,5500090,5502016年01月01日-2016年12月31日89,4960089,4962017年01月01日-2017年12月31日88,4550088,4552018年01月01日-2018年12月31日87,4250087,4252019年01月01日-2019年12月31日86,4070086,4072020年01月01日-2020年12月27日84,4770084,477合计619,43000619,430计入期时间合计7年计入期内年均值88,4900088,490B.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，本项目的净上网电量所使用数据的来源：通过计算得到，具体见B.7.3部分数据值：本项目第一计入期预计为2013年12月28日-2020年12月27日，在第一计入期内，各年份的预计净上网电量如下：年份净上网电量（MWh）2013年12月28日-2013年12月31日1,081.22014年01月01日-2014年12月31日98,650.52015年01月01日-2015年12月31日97,502.42016年01月01日-2016年12月31日96,367.62017年01月01日-2017年12月31日95,246.02018年01月01日-2018年12月31日94,137.52019年01月01日-2019年12月31日93,041.82020年01月01日-2020年12月27日90,962.8中国温室气体自愿减排项目设计文件第44页第一计入期内合计666,989.9第一计入期内均值95,284.3测量方法和程序:利用本项目总上网电量（EGexport,y）减去电网下网电量（EGimport,y）和农线下网电量（EGspare,y）计算得到。监测频率：连续监测，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。购售电发票或凭据将作为交叉验证的依据。电表校验频率为一年一次，并按照国家或行业的相关标准48执行。对收集的所有数据进行电子存档并且至少保存至最后一个计入期结束后两年。数据用途：计算基准线排放评价：无数据/参数：EGexport,y单位：MWh描述：在y年，本项目的总上网电量所使用数据的来源：现场监测数据值：本项目第一计入期预计为2013年12月28日-2020年12月27日，在第一计入期内，各年份的预计总上网电量如下：年份总上网电量（MWh）2013年12月28日-2013年12月31日1,081.22014年01月01日-2014年12月31日98,650.52015年01月01日-2015年12月31日97,502.42016年01月01日-2016年12月31日96,367.62017年01月01日-2017年12月31日95,246.02018年01月01日-2018年12月31日94,137.52019年01月01日-2019年12月31日93,041.82020年01月01日-2020年12月27日90,962.8第一计入期内合计666,989.9第一计入期内均值95,284.3测量方法和程序:利用安装在每条35kV回路上的电表（M1，M2，M3，M4，M5和M6）进行监测。电表读数之和为48国家或行业的相关标准，例如：《DL/T448-2000电能计量装置技术管理规程》、《JJG1005-1997交流电能表现场校准技术规范》、《JJG596-2012电子式交流电能表检定规程》等。以下同。中国温室气体自愿减排项目设计文件第45页本项目的总上网电量。监测频率：连续监测，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。售电发票或凭据将作为交叉验证的依据。电表校验频率为一年一次，并按照国家或行业的相关标准执行。对收集的所有数据进行电子存档并且至少保存至最后一个计入期结束后两年。数据用途：计算基准线排放评价：无数据/参数：EGimport,y单位：MWh描述：在y年，本项目的电网下网电量所使用数据的来源：现场监测数据值：0测量方法和程序:利用安装在金阳220kV智能变电站出口端的总关口表（M0）进行监测。监测频率：连续监测，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。购电发票或凭据将作为交叉验证的依据。电表校验频率为一年一次，并按照国家或行业的相关标准执行。对收集的所有数据进行电子存档并且至少保存至最后一个计入期结束后两年。数据用途：计算基准线排放评价：无数据/参数：EGspare,y单位：MWh描述：在y年，本项目的10kV农线下网电量所使用数据的来源：现场监测数据值：0测量方法和程序:利用安装在10kV农线上的关口表（Ms）进行监测。监测频率：连续监测，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中国温室气体自愿减排项目设计文件第46页进行监测和记录。操作员负责记录一系列的数据。购电发票或凭据将作为交叉验证的依据。电表校验频率为一年一次，并按照国家或行业的相关标准执行。对收集的所有数据进行电子存档并且至少保存至最后一个计入期结束后两年。数据用途：计算基准线排放评价：无B.7.2.数据抽样计划>>本项目无数据抽样计划。B.7.3.监测计划其它内容>>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总上网电量和总下网电量，由此计算净上网电量，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CCER项目经理。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CCER项目经理。CCER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。具体的工作分工管理结构图见图6。中国温室气体自愿减排项目设计文件第47页图6工作分工管理结构图3.监测程序及设备项目产生的总上网电量通过安装在每条35kV回路上的计量电表（M1，M2，M3，M4，M5和M6）进行监测49，电表精度不低于0.5S。各电表读数之和为本项目产生的总上网电量（EGexport,y）。本项目与其他项目共用总关口表及10kV农线电表。为了保守起见，项目使用的电网下网电量（EGimport,y）通过安装在金阳220kV智能变电站出口端的总关口表（M0）进行监测，电表精度不低于0.5S；项目使用的农线下网电量（EGspare,y）通过安装在10kV农线上的关口表（Ms）进行监测，电表精度不低于0.5S。在项目投产之前，项目业主与电网公司应对监测设备进行检查与调试，以确保仪器的正常运行。监测电表的位置如图7所示：49根据国网冀北电力有限公司电力交易中心于2015年01月05日出具的《关于大河光伏储能电站扩建工程上网电量结算计量点的说明》，本项目上网电量自并网之日起，即采用单独结算的方式，依据220kV金阳风光储站372、373、374、381、382和383开关等六个辅助计量点计量，即本项目6条35kV回路上的计量电表（M1，M2，M3，M4，M5和M6）。中国温室气体自愿减排项目设计文件第48页图7项目监测计划图4．数据的收集数据收集主要过程如下：Ⅰ根据购售电协议要求，项目业主和电网公司要定期对电表进行读数，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发票。发票副本连同电网公司的付款记录由项目业主保存；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总上网电量和下网电量，并由此计算本项目的净上网电量；Ⅴ项目业主妥善保存主电表的读数记录，以供核查机构核查时参考。如果电表的误差超过允许范围或者在某个时间段内不能正常工作，项目业主和电网公司将共同协商该时间段内的电量；如果双方没能达成一致意见，则取保守值。5．设备的校验中国温室气体自愿减排项目设计文件第49页监测设备每年要进行合理校验和检查以保精确。校验时需由项目业主和电网公司共同授权一家具有资质的检测机构，并按照国家或行业的相关标准（例如，《DL/T448-2000电能计量装置技术管理规程》、《JJG1005-1997交流电能表现场校准技术规范》、《JJG596-2012电子式交流电能表检定规程》等）执行。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具有资质的检测机构，对所安装的电表进行校验检查：Ⅰ发现电表的误差超出允许范围；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。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核查的要求。具体文件，例如纸质地图、图表和环评等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总上网电量数据与向电网公司的销售数据进行反复核对。在每一个监测期结束后，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。收集的所有数据至少保存至最后一个计入期结束后两年。7.监测报告中国温室气体自愿减排项目设计文件第50页监测数据由CCER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项目设计文件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51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05月23日（主变压器设备购买合同签订日期）C.1.2.预计的项目活动运行寿命>>25年0个月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（3×7年，共21年）C.2.2.第一计入期开始日期>>2013年12月28日（项目开始发电并网日期）C.2.3.第一计入期长度>>7年0个月中国温室气体自愿减排项目设计文件第52页D部分.环境影响D.1.环境影响分析>>2012年12月，本项目的环境影响报告表编制完成。该环评报告表是由中国电力工程顾问集团华北电力设计院工程有限公司50负责编制的。2013年01月14日，河北省环境保护厅批准了针对本项目的环境影响报告表，批文号为冀环表[2013]2号。报告内容总结如下：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，从而减少扬尘对施工人员和环境空气的影响。噪音影响本项目采用低噪声设备和工艺，加强施工管理和设备维护，夜间停止作业及爆破等措施减少噪声影响。施工期间噪声须满足《建筑施工场界噪声限值》（GB12523-90）的要求，运营期场界噪声须满足《工业企业厂界环境噪声排放标准》（GB12348-2008）II类标准。太阳能光伏发电运行过程中产生噪声声源的只有变压器，本工程变压器容量小、电压低，运行中产生的噪音较小；同时变压器布置在室内，采取一定措施后，室外噪音分贝远低于国家标准。因此不会对居民、学生造成影响。电磁影响光伏电场升压站远离生活区，且电磁波绝对辐射量极小，因此可认为无电磁波的不利影响。固体废弃物影响50该单位具有建设项目环境影响评价资质。资质证书编号：国环评证甲字第1018号。评价范围：环境影响报告书类别——甲级；建材火电；输变电及光电通讯。中国温室气体自愿减排项目设计文件第53页固体废弃物主要是建设期间的施工弃渣和施工人员生活垃圾，在项目运行期基本没有固体废物。施工过程中的固体废物将会被集中进行收集和处理。因此对周围环境产生的影响较小。废水影响本项目产生的废水主要是施工期人员排放的少量生活污水。主要的处理方法是在施工生活区设化粪池和生活污水一体化处理设备，处理后的废水尽可能用于绿化，因此项目产生的废水对环境影响较小。生态影响光伏电池组件内的晶硅板片表面涂覆有一层防反射涂层，同时封装玻璃表面已经过特殊处理，因此太阳能电池组件对阳光的反射以散射为主。其总反射率只有25%左右，要远低于玻璃幕墙，放射角度指向天空，故不会产生光污染。D.2.环境影响评价>>本项目对环境没有重大影响。中国温室气体自愿减排项目设计文件第54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>>根据当地政府的要求，项目业主通过与利益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利益相关方的意愿。2013年04月01日至2013年04月12日，项目业主对本项目所在地附近的居民进行了问卷调查，以征求附近居民对本项目建设的意见和建议。本次问卷调查共发放50份，回收50份，回收率100％。被调查人包括农民30人、工人9人，政府官员5人，教师2人，其他从业人员4人。问卷调查主要包括以下几个问题：1、您认为目前当地环境质量的总体状况如何？2、您认为本工程的建设对您及家庭生活有无不良影响？3、本工程建设是否对当地经济有推动作用？4、您认为本工程建设是否对周边的环境质量有影响？5、在本工程建设和运营期，您最关心的环境问题是什么？6、您是否同意本工程的建设？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：90%（45人）的被调查者认为目前当地环境质量总体状况良好；8%（4人）的被调查者认为一般；2%（1人）的被调查者对此不确定；96%（48人）的被调查者认为本工程的建设对家庭生活无不良影响；4%（2人）的被调查者对此不确定；92%（46人）的被调查者认为本工程建设对当地经济有推动作用；8%（4人）的被调查者对此不确定；70%（35人）的被调查者认为本工程建设不会产生严重的环境质量影响；30%（15人）的被调查者对此不确定；中国温室气体自愿减排项目设计文件第55页在本工程建设和运营期间，48%（24人）的被调查者最关心的环境问题是电磁干扰；42%（21人）的被调查者最关心的环境问题是噪声影响；10%（5人）的被调查者关心的环境问题是废水排放；100%（50人）的被调查者支持本工程的建设。E.3.对所收到的评价意见如何给予相应考虑的报告>>公众参与调查收到的绝大多数是对项目的正面意见，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电磁干扰和噪声影响。本项目的环境影响报告表中对上述问题均做出了详细的分析并给出了具体的控制环境影响的方案。项目产生的废水不得随意排放，经处理后进行绿化及林地浇水。项目建设单位将严格执行有关的环保法律、法规，做好生态环境功能的恢复，尽可能不影响当地环境质量和居民居住环境。通过很好的贯彻执行这些方案，并在当地环保部门管理及监督下，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56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：国网新源张家口风光储示范电站有限公司地址：张家口市桥西区四方台子沟15号邮政编码：075000电话：18632321199传真：0313-2196199电子邮件：wangzheng0606@yeah.net网址：/授权代表：王铮姓名：王铮职务：项目经理部门：/手机：18632321199传真：0313-2196199电话：18632321199电子邮件：wangzheng0606@yeah.net中国温室气体自愿减排项目设计文件第57页附件2:事前减排量计算补充信息2014年华北电网排放因子及本项目基准线排放的计算过程（一）电量边际（OM）计算：表A12010年华北电网运行简单边际排放因子计算表燃料分类单位北京市天津市河北省山西省内蒙古山东省小计排放因子燃料排放因子平均低位发热量CO2排放量（tc/TJ）(kgCO2/TJ)（MJ/t,km3）（tCO2e）ABCDEFG=A+B+C+D+E+FHIJK=G×I×J/100000K=G×I×J/10000原煤万吨688.662499.578896.459347.8313864.6713605.6448902.8225.887,30020,908892,607,720洗精煤万吨0.870.8725.887,30026,34420,009其它洗煤万吨5.38131.11620.2188.54646.711491.9525.887,3008,36310,892,576型煤万吨1.5341.9843.5126.687,30020,908794,174焦炭万吨029.295,70028,4350煤矸石万吨252.292120.95601.17898.033872.4425.887,3008,36328,272,293焦炉煤气亿立方米0.041.7517.220.414.411.8655.6612.137,30016,7263,472,515高炉煤气亿立方米12.8918.53295.0241.7449.56203.79621.5370.8219,0003,76351,220,101转炉煤气亿立方米8.480.078.5546.9145,0007,945984,981其它煤气亿立方米012.137,3005,2270原油万吨02071,10041,8160汽油万吨018.967,50043,0700柴油万吨0.12.270.552.665.5820.272,60042,652172,787燃料油万吨0.490.170.013.243.9121.175,50041,816123,443石脑油万吨020.272,20043,9060润滑油万吨02071,90041,3980石蜡万吨02072,20039,9340溶剂油万吨02072,20042,9450石油沥青万吨02169,30038,9310石油焦万吨6.9712.472.8222.2626.682,90031,947589,535液化石油气万吨017.261,60050,1790中国温室气体自愿减排项目设计文件第58页炼厂干气万吨1.372.122.415.915.748,20046,055130,971天然气亿立方米16.080.570.226.160.180.1623.3715.354,30038,9314,940,309其它石油制品万吨0.8528.1428.992072,20041,816875,241其它焦化产品万吨7.993.411.3925.895,70028,435309,948其它能源万吨标煤20.4217.0745.5334.6620.838.56177.040000小计995,406,604数据来源：《中国能源统计年鉴2011》表A22010年华北电网火力发电量省名称发电量厂用电率供电量（MWh)（%）（MWh)北京市26,300,0006.224,669,400天津市55,600,0006.6351,913,720河北省199,800,0006.73186,353,460山西省210,800,0008.03193,872,760内蒙自治区240,700,0007.74222,069,820山东省306,400,0006.98285,013,280总计1,039,600,000963,892,440数据来源：《中国电力年鉴2011》表A3华北电网2010年排放因子参数单位数值来源A华北从东北净调入MWh8,815,880《电力工业统计资料提要2011》B东北电网总排放量tCO2e255,899,302根据《中国电力年鉴》和《中国能源统计年鉴》计算得出C东北电网总供电量MWh231,430,640《中国电力年鉴2011》D东北电网平均排放因子tCO2e/MWh1.1057D=B/CE华北电网从西北净调入MWh2,048,870《电力工业统计资料提要2011》F西北电网总排放量tCO2e256,755,243根据《中国电力年鉴》和《中国能源统计年鉴》计算得出G西北电网总供电量MWh260,589,710《中国电力年鉴2011》中国温室气体自愿减排项目设计文件第59页H西北电网平均排放因子tCO2e/MWh0.9853H=F/GI华北总供电量MWh974,757,190I=华北电网总发电量＋A+EJ华北电网总排放量tCO2e1,007,173,290K华北电网排放因子tCO2e/MWh1.0333K=J/I表A42011年华北电网运行简单边际排放因子计算表燃料分类单位北京市天津市河北省山西省内蒙古山东省小计排放因子燃料排放因子平均低位发热量CO2排放量（tc/TJ）(kgCO2/TJ)（MJ/t,km3）（tCO2e）ABCDEFG=A+B+C+D+E+FHIJK=G×I×J/100000K=G×I×J/10000原煤万吨680.972828.4510070.311032618998.3813784.6856688.7925.887,30020,9081,034,722,570洗精煤万吨11.932.841.6716.4425.887,30026,344378,092其它洗煤万吨85.86642.47185.09724.811638.2325.887,3008,36311,960,552型煤万吨1.2332.3433.5726.687,30020,908612,743焦炭万吨029.295,70028,4350煤矸石万吨279.362101.12896.55960.134237.1625.887,3008,36330,935,077焦炉煤气亿立方米1.5218.4722.01615.5563.5512.137,30016,7263,964,756高炉煤气亿立方米16.08298.636.960.32159.41571.3170.8219,0003,76347,081,486转炉煤气亿立方米1.7510.621.0212.6926.0846.9145,0007,9453,004,481其它煤气亿立方米0.530.5312.137,3005,22710,333原油万吨02071,10041,8160汽油万吨018.967,50043,0700柴油万吨0.091.960.561.764.3720.272,60042,652135,319燃料油万吨0.250.080.021.682.0321.175,50041,81664,089石脑油万吨020.272,20043,9060润滑油万吨02071,90041,3980石蜡万吨02072,20039,9340溶剂油万吨02072,20042,9450石油沥青万吨02169,30038,9310石油焦万吨5.8715.4213.6334.9226.682,90031,947924,823液化石油气万吨0.010.0117.261,60050,179309炼厂干气万吨0.410.022.023.275.7215.748,20046,055126,975天然气亿立方米15.70.570.155.850.120.1322.5215.354,30038,9314,760,623其它石油制品万吨0.872.324.918.12072,20041,816244,548中国温室气体自愿减排项目设计文件第60页其它焦化产品万吨9.811.2911.125.895,70028,435302,056其它能源万吨标煤18.5614.2960.765.9812.6353225.160000小计1,139,228,834数据来源：《中国能源统计年鉴2012》表A52011年华北电网火力发电量省名称发电量厂用电率供电量（MWh)（%）（MWh)北京市25,800,000624,252,000天津市61,200,0006.457,283,200河北省215,100,0006.5201,118,500山西省229,600,0008211,232,000内蒙288,900,0007.6266,943,600山东省312,900,0006.8291,622,800总计1,133,500,0001,052,452,100数据来源：《中国电力年鉴2012》表A6华北电网2011年排放因子参数单位数值来源A华北从东北净调入MWh10,045,670《电力工业统计资料提要2012》B东北电网总排放量tCO2e287,781,338根据《中国电力年鉴》和《中国能源统计年鉴》计算得出C东北电网总供电量MWh249,241,300《中国电力年鉴2012》D东北电网平均排放因子tCO2e/MWh1.1546D=B/CE华北电网从西北净调入MWh25,697,020《电力工业统计资料提要2012》F西北电网总排放量tCO2e321,335,334根据《中国电力年鉴》和《中国能源统计年鉴》计算得出G西北电网总供电量MWh341,716,600《中国电力年鉴2012》H西北电网平均排放因子tCO2e/MWh0.9404H=F/GI华北总供电量MWh1,088,194,790I=华北电网总发电量＋A+E中国温室气体自愿减排项目设计文件第61页J华北电网总排放量tCO2e1,174,992,213K华北电网排放因子tCO2e/MWh1.0798K=J/I表A72012年华北电网运行简单边际排放因子计算表燃料分类单位北京市天津市河北省山西省内蒙古山东省小计排放因子燃料排放因子平均低位发热量CO2排放量（tc/TJ）(kgCO2/TJ)（MJ/t,km3）（tCO2e）ABCDEFG=A+B+C+D+E+FHIJK=G×I×J/100000K=G×I×J/10000原煤万吨649.562746.389577.1410836.3320226.3913276.3557312.1525.887,30020,9081,046,100,563洗精煤万吨16.231.065.5222.8125.887,30026,344524,591其它洗煤万吨89.04694.6734.22085.852903.7625.887,3008,36321,200,058型煤万吨1.4831.0332.5126.687,30020,908593,395煤矸石万吨170.442049.5611.56591.263422.7625.887,3008,36324,989,225焦炭万吨029.295,70028,4350焦炉煤气亿立方米1.117.4620.316.1416.9461.9512.137,30016,7263,864,935高炉煤气亿立方米11.69322.3344.850.72231.53661.0770.8219,0003,76354,478,580转炉煤气亿立方米2.3318.111.2717.0938.846.9145,0007,9454,469,857其它煤气亿立方米0.740.7412.137,3005,22714,428原油万吨8.120.058.172071,10041,816242,904汽油万吨0.010.0118.967,50043,070291煤油万吨019.671,90043,0700柴油万吨0.11.320.712.064.1920.272,60042,652129,745燃料油万吨0.130.030.010.50.6721.175,50041,81621,153石脑油万吨020.272,20043,9060润滑油万吨02071,90041,3980石蜡万吨02072,20039,9340溶剂油万吨02072,20042,9450石油沥青万吨02169,30038,9310石油焦万吨5.6917.4315.5738.6926.682,90031,9471,024,668液化石油气万吨017.261,60050,1790炼厂干气万吨0.480.030.62.033.1415.748,20046,05569,703其他石油制品万吨0.62.260.12.962072,20041,81689,366天然气亿立方米21.220.610.275.210.130.1327.5715.354,30038,9315,828,169其它能源万吨标煤19.6712.65121.9785.5445.4960.96346.280000中国温室气体自愿减排项目设计文件第62页小计1,164,098,254数据来源：《中国能源统计年鉴2013》表A82012年华北电网火力发电量省名称发电量厂用电率供电量（MWh)（%）（MWh)北京市28,300,0005.426,771,800天津市58,200,0006.354,533,400河北省217,800,0006.4203,860,800山西省245,400,0007.6226,749,600内蒙302,900,0007.4280,485,400山东省324,100,0005.7305,626,300总计1,176,700,0001,098,027,300数据来源：《中国电力年鉴2013》表A9华北电网2012年排放因子参数单位数值来源A华北从东北净调入MWh10,926,140《电力工业统计资料提要2013》B东北电网总排放量tCO2e282,848,646根据《中国电力年鉴》和《中国能源统计年鉴》计算得出C东北电网总供电量MWh251,991,800《中国电力年鉴2012》D东北电网平均排放因子tCO2e/MWh1.1225D=B/CE华北电网从西北净调入MWh27,079,710《电力工业统计资料提要2012》F西北电网总排放量tCO2e350,313,673根据《中国电力年鉴》和《中国能源统计年鉴》计算得出G西北电网总供电量MWh366,981,300《中国电力年鉴2012》H西北电网平均排放因子tCO2e/MWh0.9546H=F/GI华北总供电量MWh1,136,033,150I=华北电网总发电量＋A+EJ华北电网总排放量tCO2e1,202,212,118K华北电网排放因子tCO2e/MWh1.0583K=J/I中国温室气体自愿减排项目设计文件第63页表A10华北电网的电量边际排放因子2010年2011年2012年总计A排放量（tCO2/年）1,007,173,2901,174,992,2131,202,212,1183,384,377,621B供电量（MWh）974,757,1901,088,194,7901,136,033,1503,198,985,130C电量边际排放因子（tCO2/MWh）C=A/B1.0580（二）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,,,,,,,,,,,,,ijyiyCOiyiCOALjCoalyijyiyCOiyijFNCVEFFNCVEF22,,,,,,,,,,,,,ijyiyCOiyiOILjOilyijyiyCOiyijFNCVEFFNCVEF22,,,,,,,,,,,,,ijyiyCOiyiGASjGasyijyiyCOiyijFNCVEFFNCVEF其中：Fi,j,y：第j个省份在第y年的燃料i的消耗量；NCVi,j：燃料i在第y年的净热值；中国温室气体自愿减排项目设计文件第64页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北电网相应的比重：λCoal,y=94.76%，λOil,y=0.12%，λGas,y=5.12%步骤2、计算对应的火电排放因子AdvGasGasAdvOilOilAdvCoalCoalThermalEFEFEFEF,,,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)ABCD=3.6/A/1,000,000×B×C燃煤电厂EFCoal,Adv40.0387,30010.7851燃油电厂EFOil,Adv52.975,50010.5138燃气电厂EFGas,Adv52.954,30010.3695AdvGasGasAdvOilOilAdvCoalCoalThermalEFEFEFEF,,,=0.76022(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。中国温室气体自愿减排项目设计文件第65页表A12华北电网2012年装机容量装机容量单位北京天津河北山西内蒙山东合计火电MW6,14011,10039,99050,11068,18060,190235,710水电MW1,02051,7902,4301,0771,0807,402核电MW0000000风电及其他MW1502326,9002,0073,88617,14030,315合计MW7,31011,33748,68054,54773,14378,410273,427数据来源：《中国电力年鉴2013》表A13华北电网2011年装机容量装机容量单位北京天津河北山西内蒙山东合计火电MW5,14010,83038,10046,51059,55064,480224,610水电MW1,050101,7902,4308501,0697,199核电MW0000000风电及其他MW1501304,61792714,6572,49722,978合计MW6,34010,97044,50749,86775,05768,046254,787数据来源：《中国电力年鉴2012》表A14华北电网2010年装机容量装机容量单位北京天津河北山西内蒙山东合计火电MW5,14010,91036,64042,10054,02060,020208,830水电MW1,050101,7901,8208501,0706,590核电MW0000000风电及其他MW110303,7203709,7301,39915,359合计MW6,30010,95042,15044,29064,60062,489230,779数据来源：《中国电力年鉴2011》表A15华北电网2009年装机容量装机容量单位北京天津河北山西内蒙山东合计火电MW5,12010,03035,14039,15048,30058,860196,600中国温室气体自愿减排项目设计文件第66页水电MW1,050101,7901,6108301,0606,350核电MW0000000风电及其他MW5001,3601206,4208608,810合计MW6,22010,04038,29040,88055,55060,780211,760数据来源：《中国电力年鉴2010》表A16华北电网BM计算表格（MW）2009年装机2010年装机2011年装机2012年装机2009-2012年新增装机2010-2012年新增装机2009-2012年新增装机比重ABCDEFG火电196,600208,830224,610235,71050,24831,13571.17%水电6,3506,5907,1997,402-1,148212-1.63%核电0000000.00%风电及其他8,81015,35922,97830,31521,50514,95630.46%合计211,760230,779254,787273,42770,60546,303100.00%占2011年装机百分比25,82%16.93%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=0.7672×75.30%=0.5410tCO2/MWh表A17华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tCO2/MWh1.0580B容量边际排放因子tCO2/MWh0.5410C组合排放因子(C=0.75A+0.25B)tCO2/MWh0.9287表A18本项目的预计年上网电量年份年上网电量（MWh）中国温室气体自愿减排项目设计文件第67页28/12/2013-31/12/20131,081.201/01/2014-31/12/201498,650.501/01/2015-31/12/201597,502.401/01/2016-31/12/201696,367.601/01/2017-31/12/201795,246.001/01/2018-31/12/201894,137.501/01/2019-31/12/201993,041.801/01/2020-27/12/202090,962.8表A19本项目的预计年基准线排放计算年份项目装机容量（MW）年上网电量（MWh）基准线排放因子（tCO2e/MWh）基准线排放（tCO2e)ABCD=BC28/12/2013-31/12/2013601,081.20.92871,00401/01/2014-31/12/201498,650.591,61601/01/2015-31/12/201597,502.490,55001/01/2016-31/12/201696,367.689,49601/01/2017-31/12/201795,246.088,45501/01/2018-31/12/201894,137.587,42501/01/2019-31/12/201993,041.886,40701/01/2020-27/12/202090,962.884,477第一计入期内年均值-95,284.3-88,490合计-666,989.9-619,430中国温室气体自愿减排项目设计文件第68页附件3:监测计划补充信息详见B.7.3部分。-----