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)项目活动名称福建厦门东部燃气电厂项目项目类别2类别（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项目设计文件版本/项目设计文件完成日期/项目补充说明文件版本02.0项目补充说明文件完成日期2014年06月30日CDM注册号和注册日期CDM注册号：7750注册日期：2012年12月14日申请项目备案的企业法人东亚电力（厦门）有限公司项目业主东亚电力（厦门）有限公司项目类型和选择的方法学项目类型：类型1：能源工业（可再生能源/不可再生能源）方法学：CM-012-V01并网的天然气发电（第一版）预计的温室气体年均减排量预计年均减排量：752,442tCO2e补充计入期内：2009年03月08日~2012年12月13日（含首尾两天）减排量为2,838,663tCO2e1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>>“福建厦门东部燃气电厂项目”（以下简称“本项目”）作为新建的大规模天然气发电项目，安装两台382MW的燃气-蒸汽联合循环发电机组，利用天然气资源发电供给华东电网。本项目通过替代华东电网的常规燃煤电厂发电平均每年实现减排温室气体752,442tCO2e。本项目可优化福建省能源结构，改善生态环境，促进福建省国民经济的可持续发展，符合福建省电力“十一五”规划布局，而且满足厦门地区负荷的发展需要，保障电网安全、稳定、灵活、经济运行。A.1.2项目活动概述>>福建厦门东部燃气电厂项目由东亚电力（厦门）有限公司投资开发，项目位于福建省厦门市翔安区新店镇澳头村。本项目为大规模新建天然气发电厂，项目安装2×382MW燃气-蒸汽联合循环发电机组，利用印度尼西亚东固气田丰富的液化天然气资源发电，通过220kV出线接入华东电网(ECPG)，替代以燃煤电厂为主的华东电网中同等的发电量。项目通过“照付不议”合同保证燃料供应量。本项目预计运行20年。根据可研报告FSR,项目建成后,本项目的基本运行参数如下表：表1项目设计发电基本参数年运行小时数负荷因子3年上网电量(MWh)年LNG消费量(m3)前8年4,00045.7%2,994,880592,252,800剩余年份3,50040.0%2,620,520518,221,200根据方法学CM-012-V01的基准线情景确定原则，本项目最可能的基准线情景为：新建并网运行的600MW级超临界燃煤发电机组。本项目开工建设日期为2006年12月21日。2006年7月1日项目业主签订《厦门东部燃气电厂（I期）项目管理服务协议》，该日期为项目活动3负荷因子取值来自可研报告中国温室气体自愿减排项目设计文件第3页开始日期。项目#1机组于2009年3月8日开始调试发电，并于2009年5月9日完成168小时满负荷连续试运考核；项目#2机组于2010年5月31日开始调试发电，并于2010年6月18日完成168小时满负荷连续试运考核。本项目申请国家温室气体自愿减排项目，补充计入期为2009年03月08日~2012年12月13日（含首尾两天），共1,377天。在补充计入期内，本项目通过替代华东电网的常规燃煤电厂发电，产生减排量共2,838,663tCO2e，平均每年产生减排量752,442tCO2e。项目参与者可证实，本项目没有在联合国清洁发展机制之外的其他国际国内减排机制注册。本项目从未在联合国清洁发展机制下签发过CERs减排量。A.1.3项目相关批复情况>>本项目于2005年12月20日获得国家发改委的核准“发改能源[2005]2692号”。本项目的环境影响报告表已于2004年12月6日获得国家环境保护总局的批复“环审[2004]528号”。本项目于2012年12月14日在UNFCCC注册为CDM项目，注册号为7750，详见链接http://cdm.unfccc.int/Projects/DB/TUEV-RHEIN1350447828.18/view。A.2.项目活动地点A.2.1.省/直辖市/自治区，等>>福建省A.2.2.市/县/乡(镇)/村，等>>厦门市A.2.3.项目地理位置>>本项目位于福建省厦门市东部翔安区新店镇的澳头村，根据当地政府部门批准的选址范围示意图，以及设计院对本项目地理位置的测算说明，本项目东、南、西、北四个定位点的坐标如下：东：东经118º13'43.74''，北纬24º32'45.97''；中国温室气体自愿减排项目设计文件第4页南：东经118º13'33.84''，北纬24º32'35.97''；西：东经118º13'21.73''，北纬24º32'46.01''；北：东经118º13'31.44''，北纬24º32'56.17''；本项目的地理位置如图1所示：图1项目地理位置示意图福建省本项目厦门市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>>本项目是以液化天然气为燃料,采用高效先进的燃气蒸汽联合循环发电技术,建设并运行装机容量为764MW(2×382MW)的并网燃气发电厂,所发电力并入华东电网(ECPG)。项目实施前的情景本项目为新建项目，在项目实施之前，项目场地没有发电设备和发电活动。项目所发电力原本会由华东电网调电或新建并网电厂来满足电力需求。项目基准线情景根据方法学CM-012-V01的基准线情景确定原则，本项目最可能的基准线情景为：新建并网运行的600MW级超临界燃煤发电机组。项目活动情景本项目采用天然气为燃料，利用燃气蒸汽联合循环发电技术发电上网。安装2套燃气蒸汽联合循环机组，每套机组包括燃气轮机、蒸汽轮机、发电机和余热锅炉。燃气蒸汽联合循环机组的工作原理如图2所示。图2燃气蒸汽联合循环机组工作原理本项目所采用技术设备的性能指标如下表所示。表2本项目技术参数技术指标说明单位数据燃气轮机型号及描述F级转速转/分3,000中国温室气体自愿减排项目设计文件第6页燃气轮机排气流量kg/s649.5燃气轮机功率MW270设备生产厂家上海汽轮机有限公司联合循环余热锅炉型号及描述三压、再热、强制循环/自然循环、汽包炉进气温度°C586.8出气温度°C90.1废气流量吨/小时2396.3设备生产厂家杭州锅炉集团股份有限公司蒸汽轮机型号及描述三压、再热、下排汽、凝汽式转速转/分3000设计条件下性能数据A)蒸汽压力(Mpa)高压：12.23中压：2.912低压：0.354B)蒸汽温度(℃)高压：564中压：549低压：237.6C)主蒸汽流量(吨/小时)高压：263.47中压：311.51低压：43.164D)排气压力kPa5.9设备生产厂家上海汽轮机有限公司发电机功率MW382额定转速转/分3000设备生产厂家上海电气电站设备有限公司上海发电机厂项目设计通过220kV线路接入当地变压站，连接厦门220kV电网和福建省500kV电网，福建电网是华东电网的一部分。项目预计运行20年。运行小时数和计划发电量详见A.1.2部分表1。项目监测计划项目的监测参数包括燃气供应量、天然气热值、净上网电量、第y年华东电网容量边际BM排放因子、以及项目泄漏等。相应的监测点请参阅B.7监测计划部分。中国温室气体自愿减排项目设计文件第7页A.4.项目业主及备案法人项目业主名称申请项目备案的企业法人受理备案申请的发展改革部门东亚电力(厦门)有限公司东亚电力(厦门)有限公司福建省发展和改革委员会A.5.项目活动打捆情况>>项目参与者可证实，本项目不是一个打捆项目，也不是一个打捆项目活动的组成部分。A.6.项目活动拆分情况本项目装机容量为2×382MW，超过了15MW，不需要确认是否存在拆分情况。中国温室气体自愿减排项目设计文件第8页B部分.基准线和监测方法学的应用B.1.引用的方法学名称>>本项目应用方法学CM-012-V01并网的天然气发电（第一版）。同时，还参考了“电网排放因子计算工具”（第03.0.0版）和“额外性论证与评价工具”（第07.0.0版）。上述方法学和评价工具的相关信息，可从下述网址获得:http://www.ccchina.gov.cn/archiver/cdmcn/UpFile/Files/Default/20130311165900510740.pdfhttp://cdm.unfccc.int/methodologies/PAmethodologies/tools/am-tool-07-v4.0.pdf/history_viewhttp://cdm.unfccc.int/methodologies/PAmethodologies/tools/am-tool-01-v7.0.0.pdfB.2.方法学适用性>>本项目活动符合CM-012-V01并网的天然气发电（第一版）的适用条件,理由如下：本项目活动为新建和运营并网的天然气联合循环发电厂，所发电力联入华东电网。项目无需其他启动或辅助燃料。本项目所并的华东电网的地理/物理以及系统边界已由中国DNA明确界定，华东电网的基准线排放因子信息在国家发改委中国清洁发展机制网官方网站公布，公开可得。本项目所用天然气的来源是有充分保证的。项目业主已与供气方签订了“照付不议”的天然气销售协议，气源来自于印尼东固气田。进一步说明如下：1.本项目所用LNG来自印尼东固气田，通过福建LNG接收站气化后运到项目地点。照付不议合同保证东固气田每年向福建LNG接收站提供260万吨LNG，从2006年9月生效。根据第三方的评估，东固气田探明储量达到14.4tcf(合4089亿立方米)，足够供应一家1000万吨的天然气液化工厂生产20年以上。因此，福建LNG接收站天然气供应资源是充足的。2.项目业主已经与LNG接收站的所有者—中海福建天然气有限责任公司已于2004年9月12日签订了照付不议合同。项目年天然气消费量约为5.9亿立方米，只相当于上述天然气进口总量的15%。3.项目的天然气供应是足够且有保障的。LNG的运输方面，至今仍保持着优异的安全记录。福建省LNG接收站一期工程设置16万m3储罐两个。由于接收站的储罐和输气管线中储存有大量的LNG和天然气，都具有一定的调峰能力，其容量约能满足全部用户正常情况下16天的中国温室气体自愿减排项目设计文件第9页用气要求。因此考虑气候或其它原因造成LNG运输船一个航次的延误不会对用户造成影响。项目距离输气干线15公里，是一个获得充足可靠天然气供应的便利位置。除了上述信息以外，根据福建省能源研究会所作福建省天然气供求分析报告显示，2009-2020年期间，福建省天然气的供求是同步稳定增长的，即使考虑未来天然气容量增长，天然气的需求也将得到满足。如下展示福建省能源研究会所作福建省天然气供求分析报告中关于福建省天然气的需求情况和供求平衡情况。表3福建省三个天然气电厂和5个城市对天然气的需求预测（单位：吨）城市天然气用户2009年2010年2011年2012年2013年2014年2015年2020年福州城市燃气98025122531140547158564176580194597212613336603厦门城市燃气57017712717580580340848738940893942159576燃气电厂200000400000400000400000400000400000400000800000总和257017471271475805480339484874489408493942959576莆田城市燃气1813922674298353699444155513145847599875燃气电厂4600008000008000008000008000008000008000001600000总和4781398226748298348369948441558513158584751699875泉州城市燃气31834397934800456216644277263980850155147燃气电厂4600008000008000008000008000008000008000001200000总和4918348397938480048562168644278726398808501355147漳州城市燃气917211465136961592718158203892262091599总计13341872267734230788723480402388194242834724685004442800注：三个燃气电厂2009年属于调试试运行期，将于2010年满负荷运转，2015年后三个燃气电厂的二期工程将开始建设和生产。表4福建省天然气供求预测（单位：万吨）年份预测供给预测需求总和3个燃气电厂的需求预测5座城市对天然气的需求预测2009年160133112212010年260227200272011年260231200312012年260235200352013年260239200392014年260243200432015年330247200472020年50044436084基于以上信息，可以认为福建省与本项目的天然气供应是充分可获得的，符合方法学的要求。同时，本项目符合“电网排放因子计算工具”（第03.0.0版）和“额外性论证与评价工具”（第07.0.0版）的使用条件，理由如下：中国温室气体自愿减排项目设计文件第10页电网排放因子计算工具”（第03.0.0版）的适用性条件本项目情况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。本工具可用于计算联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。对于CDM项目，本文对部分或全部包含附件1国家的电力系统不适用。本项目已注册为CDM项目，电网系统不包含附件1国家。本报告为CCER项目申请报告。“额外性论证与评价工具”（第07.0.0版）的适用性条件本项目情况如果项目参与方提交了新的方法学，则“额外性论证评价工具”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。拟议项目不涉及提交新方法学，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-012-V01并网的天然气发电（第一版），该方法学参UNFCCC-EB的CDM项目方法学AM0029(第3.0版）。方法学AM0029(第3.0版）中包含了“额外性论证与评价工具”。因此，本项目使用方法学CM-012-V01时，需应用“额外性论证与评价工具”（第07.0.0版）。综上，方法学CM-012-V01、“电网排放因子计算工具”（第03.0.0版）和“额外性论证与评价工具”（第07.0.0版）均适用于本项目活动。B.3.项目边界>>本项目为新建的燃气并网发电厂，所发电量输送到华东区域电网。根据方法学CM-012-V01，项目边界的空间范围包括场所以及与“电力系统排放因子计算工具”所定义的基准线电网物理上链接的所有电厂。本项目的边界的空间范围包括项目场所本身的物理边界和地理边界，以及与华东区域电网存在物理链接的所有电厂。根据《2013中国区域电网基准中国温室气体自愿减排项目设计文件第11页线排放因子》4中关于区域电网的划分，华东区域电网由上海市、江苏省、浙江省、安徽省、以及福建省的电网所组成。项目边界如下图3：图3项目边界示意图包含在项目边界内或被排除在项目边界外的温室气体情况如表5所示。表5.包含在项目边界内或被排除至项目边界外的排放源情况排放源温室气体种类包括否？说明理由/解释基准线情景基准线发电CO2是主要排放源CH4否保守简化N2O否保守简化项目情景项目活动导致的现场化石燃料燃烧CO2是主要排放源CH4否为简化，排除N2O否为简化，排除B.4.基准线情景的识别和描述>>按照CM-012-V01并网的天然气发电（第一版）的要求，本项目应用以下步骤确定基准线情景:步骤1:识别可能的基准线情景。4由国家发展改革委气候司于2013年09月17日发布。http://cdm.ccchina.gov.cn/Detail.aspx?newsId=41387&TId=19中国温室气体自愿减排项目设计文件第12页在本步骤中,即在华东电网边界内(如电力系统排放因子计算方法学工具中所定义的)所有与拟议项目提供类似产出或服务的可能与可行的替代方案都被一一列出。参考CM-012-V01中所列出的替代方案,结合本项目的实际情况,本项目的基准线替代情景主要有如下几项：方案(a)：拟议项目活动,但不作为自愿减排项目实施；方案(b)：使用天然气发电,但采用不同于本项目活动的单循环天然气发电技术；方案(c)：采用不同于天然气的其他能源的发电技术，最可能的为燃煤发电技术；方案(d)：从所联入电网中调入电量，包括新建电力传输线的可能;就方案(a)而言，建设内容和项目产出与本项目相同，因此是可接受的。但本项目的燃气蒸汽联合循环发电技术和关键设备，价格昂贵且面临一定的融资障碍；同时天然气价格偏高，项目运营成本很高，而上网电价又相对偏低，因此下面步骤2的平准化成本分析以及B5节所做的投资分析表明，在没有自愿减排收益的情况下，方案(a)将不是经济上最有吸引力的选择方案。对于方案(b)而言，调峰电厂选用单循环燃气机组时，发电效率远低于联合循环技术。权威刊物《中国电力》发表的“燃气轮机发电技术应用综评”中指出，最近几年，燃气轮机简单循环单机功率已发展250-300MW规模，热效率高达38%-39.5%，而燃气-蒸汽联合循环发电技术净热效率已提高到58%-60%5。因此，相比之下选用单循环燃气机组将造成运行成本高及昂贵能源的大量浪费。据此，依据当前在我国电力市场通行的电价水平，以及“厂网分离，竞价上网”电力体制，如采用单循环燃气机组，其势必报出的较高的上网电价将难以为电网所接受，因而不宜选用单循环机组。所以方案(b)并不是技术上和经济上可接受的选择方案。就方案(c)而言，如何采用天然气之外其它能源的发电技术，需要考虑华东电网范围内现实可行的，可以提供同等发电规模和调峰能力的非天然气电力资源方案，如水电、核电、煤电和油电等；同时也要考虑是否有助于整个电网的供电平衡和负荷调节平衡以及电网的经济安全运行。对于核电而言，本项目拟建的燃气电厂年运行小时数在3500－4000小时之间，属于峰荷电厂，而核电作为GW量级规模的大型基荷电站对常规的380MW量级，调峰为主的燃气电厂具有不可比的供电服务特性。况且核电是由专门的国家核电规划部门和审批机构及核电总公司进行统一和独立的规划部署和审批建设。因此，核电作为本项目活动的替代情景是不现实可行5“燃气轮机发电技术应用综评”,《中国电力》,http://www.chinapower.com.cn/article/1046/art1046090.asp,2006.09.18,中国温室气体自愿减排项目设计文件第13页的。对于风电、太阳能与生物质发电而言，这些发电技术依赖于气候和周边环境的、不稳定的可再生能源资源，不具备调峰能力6,7。因此，这些都不是可行的选择方案。对于燃油发电而言，中国国家发改委在《节能中长期专项规划》（2004年11月25日）中第五部分第（三）点中明确提出，严禁新建、扩建常规燃油发电机组8。因此用燃油发电作为燃气发电的替代方案明显是不可行的选择。对于水电而言，福建省的水电资源是丰富的，但是截至2005年，78%的水电资源已经基本开发完毕9，剩余的水电资源只适合开发一些小型水电站。不足以顶替大型的燃气发电，因此水电替代方案也不可行。对于火电而言，福建省电网发电燃料构成以煤电为主，比较单一。福建电网从2004年至2008年火电占总发电量比重分别为：2004年为90.2%，2005年为88.4%，2006年为88.7%，2007年为89.1%，2008年为88.7%10。因此,若要采用天然气之外的燃料发电，最可能的是燃煤发电技术。因此建设与本项目类似规模的，脱硫且具有调峰功能的燃煤电厂是可行的选择之一。另外，考虑到国家发展改革委《关于燃煤电站项目规划和建设有关要求的通知》(发改能源[2004]864号)11，电源建设“所选机组单机容量原则上应为60万千瓦及以上”，因此方案(c)可以选择600MW亚临界和超临界燃煤机组作为本项目的替代方案。对于方案(d)而言，与华东电网互联的是华中电网，出于安全、经济、稳定方面的考虑，这种跨区的长距离送电主要送的都是基荷，极少作为调峰的用途12。因此，这一方案也不是现实可行的替代情景。因此，方案(a)和方案(c)被识别为可接受的并可信的基准线替代方案。具体的方案包括：方案a:本项目活动，但不作为自愿减排项目实施方案c(1):亚临界单机600MW燃煤机组方案c(2):超临界单机600MW燃煤机组6http://www.annualreviews.org/doi/abs/10.1146/annurev.eg.04.110179.001525?journal7http://d.wanfangdata.com.cn/Periodical_sydlgdzkxxxb200801002.aspx8http://news.xinhuanet.com/zhengfu/2004-11/25/content_2260885.htm9http://www.fjwater.gov.cn/html/7/21/55_2007725938.html10P474《中国电力年鉴》(2005),P568《中国电力年鉴》(2006P626《中国电力年鉴》(2007)和《中国能源统计年鉴2007》3-12“分地区火力发电量”,P733《中国电力年鉴》(2008),P695《中国电力年鉴》(2009)11http://www.chinavalue.net/wiki/showcontent.aspx?titleid=6123912http://www.zjwater.gov.cn/pages/document/39/document_172.htm中国温室气体自愿减排项目设计文件第14页以下将通过步骤2来进一步识别上述可信的基准线替代方案中谁是最具经济吸引力的基准线情景。步骤2:识别经济上最具吸引力的基准线情景替代方案根据方法学CM-012-V01，最具经济吸引力的基准线情景替代方案要运用投资分析来确认。考虑到经步骤1筛选后剩下的替代方案为方案(a)和方案(c)，它们都是运行在同一地区电网(华东电网)下的火电厂，能够提供可比较的供电服务特性和质量并处于同样的电网价格政策环境，因而具有可比较的单位供电成本，可以选用以元/kWh计的平准化发电成本作为一种适用的财务指标。包括所有相关成本(例如,投资成本、燃料成本、运行和维护成本等)。本项目补充说明文件中采用的平准化发电成本的计算公式取自于IEA出版的“预计发电成本附件5:成本估算方法13,如下:∑∑++++=ttttttttrErFMIEGC)1()1()(其中:EGC:单位kWh的平准化发电成本,元/kWhIt:第t年的固定资本支出,万元Mt:第t年的运营与维护费用支出,万元Ft:第t年的燃料费用支出,万元Et:第t年的发电量,kWhr:折现率，%本项目的数据与参数(除了发电小时数)来自于可研报告。其他可能选项的参数来源于《火电工程限额设计参考造价指标》(2005年水平，中国电力规划设计总院，项目决策时的最新可获版)，这一参考造价指标通常用来指导火电厂设计。具体参数见表6。表6可选的燃煤电厂关键的技术经济参数和基本假设表项目单位本项目(2×382MW)典型亚临界(2×600MW)典型超临界(2×600MW)运行寿命年202020年运行小时时5000150005000年发电量GWh382060006000单位投资元/KW3456413623919材料费元/MWh8.55513“CostEstimationMethodology”in“ProjectedCostsofGeneratingElectricity”,第174页,由荷兰的Dr.GertvanUitert和德国的Prof.AlfredVoss共同完成，由NEA,IEA和OECD出版,2005年更新。中国温室气体自愿减排项目设计文件第15页水费元/MWh0.211其他费用元/MWh151010员工数人130247247工资&福利万元/人8.5888发电燃耗gce/kWh0.193833144299燃料价格元/tce1.4115430430维修费用%总投资3.35%2.5%2.5%脱硫成本元/吨燃料-3.643.64注释1/:首先，为了对步骤1筛选后剩下的替代方案(a)和方案(c)进行“平准化发电成本”的指标对比分析，计算过程中必须假设各方案的“年运行小时数”是相同的。因为“年运行小时数”是“平准化发电成本分析”中非常关键和敏感的因子。其次，根据由电力规划设计总院编制、中国电力出版社于2006年4月发行的《火电工程限额设计参考造价指标（2005年水平）》，燃煤机组的年利用小时数应按5000小时估算。因此亚临界和超临界燃煤机组年运行小时数均设计为5000小时。尽管可研报告中设计本项目将在前8年每年运行4000小时，后12年每年运行3500小时，但是，为了更保守地计算项目活动“每KWh平均寿命下的平准化发电成本”，并于其他火力发电替代方案进行对比，本项目在计算“平准化发电成本”的过程中采用5000小时作为发电量。2/:一般而言，发电机组容量由300MW提高到600MW,每千瓦投资可以降低10%～15%。因此，这里的数据4136是通过300MW亚临界机组的4596×(1-10%)得到的。详见《亚临界控制循环锅炉的前景展望》，现代电力，第16卷第3期。3/:这里对天然气,计量单位为(Nm3/kWh)4/:2005年电力工业统计年报5/:这里对天然气,计量单位为(Yuan/Nm3,含增值税)基于以上平准化发电成本的计算方法以及相应的参数假设,计算结果如表7所示。表7平准化成本的敏感性分析与结果技术平准化成本固定资产总投资负荷因子燃料价格元/kWh+10%-10%+10%-10%+10%-10%2×600亚临界2632742532532752772502×600超临界251261241242263264238本项目426436416417438455398以上的分析表明：600MW超临界机组技术趋于成熟，单位KW投资和单位发电煤耗指标均低于亚临界机组。鉴于福建省煤价相对昂贵，因此在可能的负荷因子和燃料价格的变化范围内，600MW超临界机组的平准化成本保持最低。因此它被选择为最具经济吸引力的基准线情景是充分合理的。中国温室气体自愿减排项目设计文件第16页B.5.额外性论证>>项目活动开始时间根据CDM术语表(第6版，EB66会议附件63第18页)，项目活动的开始日期定义为本项目实施/投产、建设或开始实际活动中的最早时间。据此，可将项目业主承诺或拨出资金用于项目建设的时间视为项目活动开始时间。根据下表中本项目早期主要合同签订时间表可知，2006年7月1日业主签订《厦门东部燃气电厂（I期）项目管理服务协议》的时间最早，因此，2006年7月1日应作为本项目的“项目活动开始时间”。表8：项目早期主要合同签订时间表日期合同/项目活动（及简介）2006年7月1日签订《厦门东部燃气电厂（I期）项目管理服务协议》，总服务费用6129万元人民币。2006年8月8日签订《厦门东部燃气电厂（I期）工程设计服务协议》2006年10月18日签订《厦门东部燃气电厂一期2×1S.V94.3A机岛供货合同》。2006年12月21日福建厦门东部燃气电厂正式开工建设2007年12月29日签订设备安装合同，包括机械、设备、管道、电气及传动系统等事前考虑项目碳减排收益根据“论证评价事先考虑CDM的指南”(第4版)，在本项目开始日期为2006年7月1日，早于2008年8月2日，需要证明在实施项目活动的决定前，业主慎重考虑了申报CDM。以下“项目活动事先考虑CDM的大事年表”可证明，本项目活动开始之前，项目业主充分了解了CDM，并在在投资决策过程中，将碳减排收益作为非常关键的激励因素进行了慎重的考虑。表9：项目活动事先考虑碳减排收益的大事年表时间事件证据2004年7月29日业主学习了中国社会科学院可持续发展研究中心关于“CDM政策分析建议”的报告,建立了关于CDM的概念和意识学习“CDM政策分析建议”报告的证据2005年4月福建省电力勘测设计院完成可研终稿-财务分析结论表明，在当时预期的电价和气价等基础参数下,本项目全投资IRR低于8%基准值，财务不可行。设计院建议业主考虑CDM的有利因素，改善项目财务指标。项目可研报告2005年6月前往北京访问清华大学专家刘德顺教授，了解中国会谈记录中国温室气体自愿减排项目设计文件第17页27日和世界各地CDM发展的最新情况和国家对CDM相关政策和管理安排。2005年7月8日业主基于对CDM的多方接触和了解，并根据可研财务分析的结论，召开董事会会议作出决议，认真考虑将本项目申请为CDM项目。关于考虑CDM的董事会会议纪要2005年9月向当地利益相关方开展调查，征求对本项目实施的公众意见。49份调查问卷2006年7月1日业主签订《厦门东部燃气电厂（I期）项目管理服务协议》，本项目活动正式开始。服务协议文本2006年12月21日项目活动正式开工建设正式开工网上公开信息持续的碳减排项目活动下表列出了项目活动开始后，项目业主不断地采取相关的实际活动，推动碳减排项目申请活动的进展。表10.碳减排项目持续实际活动时间表时间碳减排项目活动项目实施活动证据2006年7月1日业主签订《厦门东部燃气电厂（I期）项目管理服务协议》，本项目活动正式开始。服务协议文本2006年8月5日国家开发银行福建省分行发函表示，基于该项目有望注册为CDM项目的前景以及预期的CERs收益有助于保障贷款的还本付息，银行方面表示同意近期与业主签订贷款协议国家开发银行福建省分行关于此事宜的函件2007年3月8日本项目业主拜访某CERs买家，探讨本项目减排量交易的合作意向相关会谈记录和证据2008年4月25日为了促成港资企业能参与大陆CDM项目，业主积极向当地发改委递交了请示报告请示报告文本2008年5月11日福建省地方发改委回函，支持业主积极申报CDM项目地方发改委回函文本2009年3月18-20日业主参加CDM培训,努力了解香港公司办理CDM申请的最新进展培训记录2009年3月#1机组开始调试发电#1号机组完成168试运签证书2009年5月#1机组完成168小时试运并投产#1号机组完成168试运签证书2010年5月#2机组开始调试发电#2号机组完成168试运中国温室气体自愿减排项目设计文件第18页签证书2010年6月#2机组完成168小时试运并投产#2号机组完成168试运签证书2010年10月25日与摩科瑞能源贸易有限公司签订减排量购买意向性协议意向性协议文本2011年8月23日-9月21日项目PDD文件于UNFCCC网站进行GSP公示http://cdm.unfccc.int/Projects/Validation/DB/LW3LCQZEWV6SKMMHJNSAKPEK7D6CL5/view.html2011年9月1日与摩科瑞能源贸易有限公司签订正式买卖合同ERPAERPA2012年2月7日项目获得中国国家发改委LoA批复中国LoA批复文件2012年12月14日项目在UNFCCC正式注册为CDM项目，项目注册号7750http://cdm.unfccc.int/Projects/DB/TUEV-RHEIN1350447828.18/view2014年3月项目在中国自愿减排交易信息平台网站公示，开始申请CCER项目http://203.207.195.145:92/从上述大事年表可见，在项目活动开始后，业主在实施过程中不断地采取各项实际行动，积极开展碳减排项目的开发、申报工作，为最终注册CDM和备案CCER项目取得成功而努力。各项活动的时间差远小于2年，符合相关指南文件的要求。根据方法学CM-012-V01并网的天然气发电(第一版)，额外性的评价与论证包含以下步骤:步骤1.基准投资分析运用“额外性论证与评价工具”第07.0.0版中的子步骤2b(选择III:应用基准分析)、子步骤2c(计算和比较财务指标)和子步骤2d(敏感性分析)来论证拟议自愿减排活动不具有财务上的吸引力。子步骤1a.应用基准分析国家电力公司《电力工程技术改造项目经济评价暂行规定》(2002年9月18日，国电发[2002]623号文)中的基准值标准，是我国电力行业公认的行业标准，广泛应用于我国的电力建设项目的经济评价，本项目的可研也采用该基准。据此，本项目投资分析采用了发电行业的“全投资财务内部收益率IRR(不含税)基准值”8%作为投资分析的财务指标。子步骤1b.财务指标的计算和比较中国温室气体自愿减排项目设计文件第19页财务指标IRR计算所采用的主要参数和基本假设见表11所示。表11财务指标计算的主要参数参数单位数值装机容量MW764(=2×382)固定资产投资百万元2640.51年发电小时数小时4000(前8年运行年)3500(后12年运行年)预计年发电量MWh3,056,000(前8年运行年)2,674,000(后12年运行年)厂用电率%2预计年上网电量MWh2,994,880(前8年运行年)2,620,520(后12年运行年)上网电价(含税)元/kWh0.46上网电价(不含税)元/kWh0.39燃气消耗量m3/kWh0.1938天然气价格(含税)元/m31.411电价增值税率%17天然气价增值税率%13所得税率%15城市建设维护税率%7教育附加税率%4项目寿命期年22(2年建设、20年运营)折旧年限年15残值率%5运营成本:万元/年85,723(年均)数据来源:本项目可研报告，福建省电力勘测设计院，2005.4版.可研是本项目投资决策的基础，可研完成时间和投资决策时间的间隔足够短，故投资分析参数数据不会发生重大的改变。项目补充说明文件采用的上表参数与可研中的完全一致。说明可研中的投资分析的参数数据在项目业主做投资决策时是有效和适用的。这完全符合投资分析指南要求。基于上述财务指标数据，下表12列出了本项目投资分析财务指标(IRR)的计算结果。在不考虑CCER收益的情况下,本项目的全投资内部收益率IRR为6.56%,远小于对应的8%电力行业基准内部收益率，财务上不可行。而当考虑了投产后前4年的CCER收益、以及后16年的CERs收益的情况下，经济可行性明显提高。当CCER价格设为40元人民币/tCO2、CERs价格为8欧元/tCO2时，IRR为8.95%，超过行业基准收益率。这说明自愿减排能够在相当程度上帮助克服本项目的财务指标低下的障碍。表12两种情况下财务指标IRR的比较项目单位无碳收益投资基准值考虑碳收益全投资IRR%6.568.008.95中国温室气体自愿减排项目设计文件第20页子步骤1c.敏感性分析。敏感性分析主要考虑以下四个关键参数的合理变化对本项目经济性影响,这些参数分别占项目总收益或总成本的20%以上或对项目投资效益有重大影响:•固定资产投资•年运营成本(除燃料成本外)•天然气价•年发电量(或年运行小时)。根据“投资分析评估指南”（第5版），敏感性分析应至少覆盖正负10%变化范围。因此假定以上四个参数在-10%－+10%的范围内变动时，分析对本项目全投资内部收益率不同程度的影响(无碳减排收益)，如图4和表13所示。表13项目敏感性分析表变化幅度-10%-5%0%5%10%固定资产投资8.30%7.42%6.56%5.75%5.00%年运营成本(除燃料成本外)7.45%7.01%6.56%6.10%5.63%天然气价9.75%8.27%6.56%4.70%2.77%年发电量(或年运行小时)4.76%5.67%6.56%7.41%8.22%图4项目财务敏感性分析中国温室气体自愿减排项目设计文件第21页表13和图4表明，在固定资产投资降低10%、或天然气价降低5%、或天然气价增加10%时，项目IRR将略超过8%的基准收益率。运营成本在-10%－+10%的范围内变动时，项目IRR均不会达到8%的基准收益率。为了进一步分析项目财务敏感性，下表进行了临界敏感性分析，结果表明，当上述参数变化分别达到如下临界点时，IRR将达到基准值8%：表14临界敏感性分析参数IRR达到8%时的变化率固定资产投资-8.30%年运营成本(除燃料成本外)-16.40%天然气价-4.18%年发电量+8.6%对上述4个参数的变化情况论证如下：固定资产投资的变化论证当固定资产投资下降8.30%，也即下降到24.2135亿元时，IRR将达到基准值。根据实际已经签订的设备采购合同、土建合同和安装合同,已发生的实际投资已经高达27.7117亿元，高于可研预估值26.4051亿元，更是远高于临界点值24.2135亿元。因此，固定资产投资要降低8.30%是不可能的。年运营成本(除燃料成本外)的变化论证当年运营成本(除燃料成本外)下降16.40%，IRR将达到基准值。本项目年经营成本(除燃料成本外)由工资福利费、修理费、水费、材料费、保险费、其它成本构成。根据近几年中国统计年鉴14，国内工资、物价、材料费等处于上涨趋势。故年运营成本(除燃料成本外)不可能下降16.40%。天然气价的变化论证当天然气价下降4.8%，也即下降到1.352元/Nm3(含税)，IRR将达到基准值。本项目可研设计年（2005年）预计天然气价1.441元/Nm3(含税)，是参考2004年福建天然气发电厂可研报告的数据。此后，国家发改委于2005年发布了《国家发展改革委关于改革天然气出厂价格形成机制及近期适当提高天然气出厂价格的通知》（发改价格[2005]2756号）15，并在2006年于新华网发布了“天然气涨价已定计划逐年上浮5%～8%”的新闻报道16，公布了天然气涨价的政策。14http://www.stats.gov.cn/tjsj/ndsj/15http://law.baidu.com/pages/chinalawinfo/6/66/f51656d4d1955778c45b441ba3fd5dbf_0.html16http://news.xinhuanet.com/fortune/2006-11/10/content_5311926.htm中国温室气体自愿减排项目设计文件第22页根据福建省物价局2008年9月4日发布的”福建省物价局关于中海福建天然气有限责任公司天然气销售价格的通知”(闽价商[2008]380号)，“对燃气电厂销售价格为1.661元/立方米”。可见，实际天然气价并没有下降，未来也不可能下降。年发电量(年运行小时)的变化论证当年发电量(年运行小时)上涨8.60%时，也即相当于前8年的运行小时数上涨到4344小时、后面运行年份上涨到3801小时,IRR将达到基准值。根据2005年8月20日业主与福建省电力有限公司签订的购售电合同，合同约定前8年运行期的平均发电利用小时为4000小时(可在3800小时-4200小时之间波动)，后续运行年份内平均发电利用小时为3500小时(可在3250小时-3750小时之间波动)。可见，本项目实际的运行小时数是被合同限定在一定范围内的，不可能上涨到4344小时和3801小时的水平。因此，本项目年发电量(年运行小时)不可能上涨8.60%。由此得出结论，敏感性分析一致性地支持如下结论，即在项目关键参数的合理变化范围内，本项目缺乏财务上的投资吸引力。步骤2.普遍性分析。运用CDM执行理事会认可的最新版本的“额外性论证与评价工具”的步骤4（普遍性分析）来论证项目活动在相关的国家和地区不属于普遍性的实践。子步骤2a.讨论其他同项目活动类似的情形。子步骤2a-1：计算拟议项目设计产量或容量+/-50%之内的适用范围根据“普遍性分析指南”（第2版），选择本项目设计装机容量±50%范围内的相同技术类型项目，即选择382~1146MW天然气联合循环并网发电项目作为类似技术。子步骤2a-2：在选择的适当的地理区域内，确定具有与如步骤1所计算的本项目相近装机容量的所有电厂，且其商业运行时间在本项目开始时间之前，其数量计为Nall。已注册CDM项目（包括正在审核中的项目）不包括在其中；（1）根据方法学CM-012-V01的要求，保守的选取整个中国作为普遍性分析区域。（2）项目类型为新建的装机容量在382~1146MW范围内的天然气联合循环并网发电项目（不包含热电联产项目）。中国温室气体自愿减排项目设计文件第23页（3）在本项目开始时间（2006年7月1日）之前，开始商业运行的项目。（4）未注册为CDM项目，也未在UNFCCC网站申请注册CDM项目。经查《中国电力年鉴》2008-2010和《中国能源统计年鉴》2008-2010未统计中国燃气/天然气发电项目。根据高南兴在《电气设备》期刊2011年3月发表的文章《中国燃气轮机电站目录》17，查找到我国联合循环燃气电站97座，其中2006年7月1日之前投产的、装机容量382~1146MW的天然气联合循环发电项目共5座（含本项目），均已注册CDM项目/已申请CDM项目：项目名称装机容量投产年份CDM状况南京金陵燃机电厂780MW2006CDMRef.No.:3008常州戚墅堰发电公司780MW2005CDMRef.No.:2382望亭天然气发电厂780MW2005CDMRef.No.:2383张家港华兴电力公司780MW2005CDMRef.No.:2439厦门东部燃气电厂764MW2009本项目，CDMRef.No.:7750因此，Nall=0。子步骤2b.讨论正在出现的任何类似项目子步骤2b-3：根据步骤2a-2的结果，确定采用了不同于本项目技术的其它活动，其数量计为Ndiff；根据“额外性论证与评价工具”，在同样产出的情况下，以下至少一条内容有显著区别的，都视为不同技术：(i)能源/燃料；(ii)原料；(iii)装机容量；(iv)在投资决策时期的投资环境；(v)其他特征（单位产出投资比，当差别至少超过20%时，可认为有明显不同）。本项目Ndiff=0子步骤2b-4：计算因子F＝1-Ndiff/Nall，该因子表示在所有满足装机容量范围的电厂中，采用了与本项目类似的技术的项目所占比例。根据以上步骤的分析，F=1-Ndiff/Nall=1-0/0；Nall-Ndiff=0。由于参数F不大于0.2，且Nall-Ndiff不大于3，可证明本项目不具有普遍性。由此证明,所拟议的项目及其同类项目不具有普遍性,因而进一步佐证了本项目的额外性。步骤3.CDM注册的影响如前面步骤1投资分析所述，一旦本项目活动被批准和注册为自愿减排17http://www.cnki.com.cn/Article/CJFDTotal-FADI201103024.htm中国温室气体自愿减排项目设计文件第24页活动和CDM项目活动，则出售CCER和CERs获得收入的财务效益将大大提高原本很低的投资内部收益率，并使得本项目在财务上具有吸引力。同时前述的步骤2-普遍性分析也充分证明了天然气发电项目在中国不具有普遍性，上述项目都在申请成为CDM项目，以便借助于CDM项目活动带来的收益和激励来摆脱所面临的财务和技术方面的障碍。再者，CDM注册和自愿减排备案都将使得本项目活动实施获得保障，促进“以设备市场换技术”的目标得以实现。反过来，本项目活动以及其它同类项目活动一起带来的先进技术转让又进一步增强了本项目作为CDM和自愿减排项目备案的合格性地位。结论:本项目具有额外性。B.6.减排量B.6.1.计算方法的说明>>依据方法学CM-012-V01并网的天然气发电(第一版)，本项目按以下四个步骤计算减排量：•计算项目排放；•计算基准线排放；•计算泄漏；•计算减排量。I项目排放根据方法学CM-012-V01，项目活动是在厂址现场燃烧天然气发电。由于本项目仅燃烧天然气，不使用其他辅助燃料，因此，来自发电（PEy）的二氧化碳排放计算如下：yNGyNGyCOEFFCPE,,∗=(1)式中：yPE为第y年项目二氧化碳排放量，单位tCO2e；yNGFC,为第y年项目电厂所燃烧的天然气的总量，单位m3；yNGCOEF,为第y年天然气的二氧化碳排放系数，单位tCO2/m3，该系数可以通过下面公式得出：NGyNGCOyNGyNGOXIDEFNCVCOEF∗∗=,,2,,(1-1)中国温室气体自愿减排项目设计文件第25页式中：yNGNCV,为第y年每单位体积天然气的净热值（能源含量），单位为GJ/m3，可能的话，其值由燃料供应商提供，否则，取自当地或国家数据；yNGCOEF,,2为第y年每单位能量天然气的二氧化碳排放因子，单位为tCO2/GJ，可能的话，其值由燃料供应商提供，否则，取自当地或国家数据；NGOXID天然气的氧化率II基准线排放根据方法学CM-012-V01，基准线排放量等于项目电厂的上网电量（EGPJ,y）乘以基准线二氧化碳排放因子（EFBL,CO2,y），如下式：yCOBLyPJyEFEGBE,2,,⋅=(2)本项目属于（三）类发电上网项目，计算CDM项目注册前已产生的减排量或追溯的减排量，需采用根据该年份实际数据计算所得的电网排放因子。本项目注册为CDM项目前减排量追溯期为：2009年03月08日~2012年12月13日，因此本项目减排量计算过程中：2009年减排量使用2011年华东电网排放因子计算；2010年减排量使用2012年华东电网排放因子计算；2011年减排量使用2013年华东电网排放因子计算；由于发改委还未发布2014年国家区域电网排放因子，2012年减排量暂使用2013年华东电网排放因子估算。根据方法学CM-012-V01，项目参与方从以下三项中选择最低值作为排放因子(yCOBLEF,2,)：选项1：根据“电力系统排放因子计算工具”计算的容量边际BM排放因子；中国DNA根据“计算电力系统排放因子的方法学工具”第03.0.0版和中国电力统计数据的可获性，研究确定了中国区域电网的基准线排放因子的计算及其结果18。下面按照“计算电力系统排放因子的方法学工具”第03.0.0版的18请参阅NDRC:“2011年中国区域电网基准线排放因子”的公告,2011年10月20日（http://cdm.ccchina.gov.cn/WebSite/CDM/UpFile/File2720.pdf)中国温室气体自愿减排项目设计文件第26页计算步骤，给出容量边际(EFgrid,BM,y)计算方法:第1步:识别有关的电力系统根据中国国家DNA公布的《2013中国区域电网基准线排放因子》，确定项目连接的电网系统是华东电网。华东电网包括：上海市、江苏省、浙江省、安徽省、福建省电网。第2步：选择是否在项目电力系统中包括离网电厂本项目不考虑离网电厂，选择选项I。第3步：选择电量边际(OM)方法此处略，在下文选项2中详述。第4步：根据所选的方法计算电量边际OM排放因子(EFgrid,OM,y)此处略，在下文选项2中详述。第5步：计算容量边际BM排放因子(EFgrid,BM,y)根据“计算电力系统排放因子的方法学工具”第03.0.0版，可按下述程序步骤选择新增装机容量样本群m。1)关于数据的年份区间,项目参与方可从以下两种选项中选一:选项1:事前(ex-ante)计算：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进行更新；第三个计入期则沿用第二个计入期的排放因子。本选项不要求在计入期内监测排放因子。选项2:事后(ex-post)更新：依据直至项目活动注册年止建造的机组、或者如果不能得到这些信息则依据可得到的近年来建造机组的最新信息，在第一计入期内逐年事后更新BM；在第二个计入期内按上述选项1）方法事前计算BM；第三个计入期沿用第二个计入期的排放因子。根据与本项目方法学CM-012-V01的要求，本项目补充说明文件选择选项2，即事后更新计算BM排放因子。2)用于计算BM排放因子的发电机组样本群m的选择:“3（http://cdm.ccchina.gov.cn/WebSite/CDM/UpFile/File2975.pdf）“2013年中国区域电网基准线排放因子”的公告,2012年09月17日（http://cdm.ccchina.gov.cn/Detail.aspx?newsId=41387&TId=19）中国温室气体自愿减排项目设计文件第27页用于计算容量边际的发电机组m的样本组应该按照如下步骤进行确定，同时，应该使其与以上所选数据的时间区间保持一致:(a)识别最近开始向电网供电的5套发电机组(SET5-units)(排除已注册CDM项目活动的发电机组)并确定它们的年发电量(AEGSET-G-units，单位MWh)；(b)确定项目电力系统的年发电量(排除已注册为CDM项目活动的发电机组)(AEGtotal，单位MWh)。识别最近开始向电网供电(排除已注册为CDM项目活动的发电机组)且构成AEGtotal的20%(如果20%的一部分由某一个机组产生，那么，那个机组的发电量全部包括在该计算中)的发电机组(SET≥20%),并确定它们的年发电量(AEGSET-≥20%，单位：MWh)；(c)从SET5-units和SET≥20%中选择年发电量较多的作为样本发电机组(SETsample)；识别样本发电机组(SETsample)开始向电网供应电力的日期。如果样本电力机组(SETsample)中没有向电网供应电力超过10年的机组，那么，使用SETsample计算容量边际。忽略步骤(d)，(e)和(f)。由于数据可得性的原因，EB同意应用如下偏离19：·使用过去几年间新增容量来估计电网电力的容量边际排放因子；·使用装机容量代替年供电量来估算权重，并建议使用中国省级/地区级或国家级电网中最先进的商业化技术的效率水平，作为一种保守的近似。因此，本项目首先计算新增装机容量及其中各种发电技术的组成，然后计算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容量边际排放因子（yBMgridEF,,）。3)容量边际BM排放因子计算:根据“电力系统排放因子计算工具”，容量边际排放因子（yBMgridEF,,）可按m个样本机组排放因子的发电量加权平均求得，公式如下：∑∑×=mymmymELymyBMgridEGEFEGEF,,,,,,（3）其中：yBMgridEF,,是第y年的容量边际排放因子（tCO2/MWh）；ymELEF,,是第m个样本机组在第y年的排放因子（tCO2/MWh）；ymEG,是第m个样本机组在第y年向电网提供的电量（MWh），也即上网电量。19http://cdm.unfccc.int/UserManagement/FileStorage/AM_CLAR_QEJWJEF3CFBP1OZAK6V5YXPQKK7WYJ中国温室气体自愿减排项目设计文件第28页m是样本机组；y是能够获得发电历史数据的最近年份。其中第m个机组的排放因子ymELEF,,根据“电力系统排放因子计算工具”的步骤3（a）“简单电量边际排放因子”中的选项A2计算。根据现有统计数据无法从火电中分离出燃煤、燃油和燃气的各种发电技术的容量，因此采用如下步骤计算容量边际排放因子（yBMgridEF,,）：步骤1.利用最近一年的可得能源平衡表数据，计算出发电用固体、液体和气体燃料对应的CO2排放量在总排放量中的比重。∑∑××××=∈jiyjiCOyiyjijCOALiyjiCOyiyjiyCoalEFNCVFEFNCVF,,,,2,,,,,,,2,,,,λ（3-1）∑∑××××=∈jiyjiCOyiyjijOILiyjiCOyiyjiyOilEFNCVFEFNCVF,,,,2,,,,,,,2,,,,λ（3-2）∑∑××××=∈jiyjiCOyiyjijGASiyjiCOyiyjiyGasEFNCVFEFNCVF,,,,2,,,,,,,2,,,,λ（3-3）其中：yjiF,,是第j个省份在第y年的燃料i消耗量（质量或体积单位，其中固体和液体燃料为吨，气体燃料为立方米）；yiNCV,是燃料i在第y年的净热值（固体和液体燃料为GJ/t，气体燃料为GJ/m3）；yjiCOEF,,,2是燃料i的排放因子（tCO2e/GJ）。COAL、OIL和GAS分别为固体燃料、液体燃料和气体燃料的脚标集合。步骤2：以步骤1计算出的比重为权重，以商业化最优效率技术水平对应的排放因子为基础，计算出电网的火电排放因子。yAdvGasyGasyAdvOilyOilyAdvCoalyCoalyThermalEFEFEFEF,,,,,,,,,,×+×+×=λλλ（3-4）ycoalCOycoalcoaladvyAdvCoalEFNCVFCEF,,2,,,,××=（3-4-1）yoilCOyoiloiladvyAdvoilEFNCVFCEF,,2,,,,××=（3-4-2）ygasCOygasgasadvyAdvgasEFNCVFCEF,,2,,,,××=（3-4-3）其中yAdvCoalEF,,、yAdvOilEF,,和yAdvGasEF,,分别是商业化最优效率的燃煤、燃油和燃气发电技术所对应的排放因子（具体参数和计算过程详见附件2）。步骤3：用步骤2计算的火电排放因子乘以火电在电网新增的20%容量中的比重得到电网的容量边际排放因子（yBMgridEF,,）。中国温室气体自愿减排项目设计文件第29页yThermalyTotalyThermalyBMgridEFCAPCAPEF,.,,,×=（3-5）其中：yTotalCAP,是超过现有容量20%的新增总容量；yThermalCAP,是新增火电容量。计算容量边际排放因子（yBMgridEF,,）所需的发电燃料消耗以及发电燃料的低位发热值等数据来源为2010-2012年《中国能源统计年鉴》；分燃料品种的潜在排放因子和碳氧化率来源为《2006年IPCC国家温室气体清单指南》第二卷第一章1.21~1.24页的表1.3和表1.4。本次分燃料品种的潜在排放因子采用了上述表1.4中的95%置信区间下限值。《2011中国区域电网基准线排放因子》计算出华东电网2009年容量边际排放因子为：EFgrid,BM,2009=0.6622tCO2e/MWh《2012中国区域电网基准线排放因子》计算出华东电网2010年容量边际排放因子为：EFgrid,BM,2010=0.6889tCO2e/MWh《2013中国区域电网基准线排放因子》计算出华东电网2011年容量边际排放因子为：EFgrid,BM,2011=0.7125tCO2e/MWh选项2：根据“电力系统排放因子计算工具”计算的组合边际CM排放因子，其为容量边际BM排放因子和电量边际OM排放因子各按50%权重进行加权平均得出；上文根据“计算电力系统排放因子的方法学工具”第03.0.0版，本节将使用该工具第3、4步计算电量边际OM排放因子，使用第6步计算组合边际CM排放因子。具体计算方法如下：第3步：选择电量边际(OM)方法根据“电力系统排放因子计算工具”，可以采用如下四种计算方法中的一种计算电量边际排放因子（yOMgridEF,,）：(a)简单电量边际排放因子方法；(b)经调整的简单电量边际排放因子方法；(c)调度数据分析电量边际排放因子方法；(d)平均电量边际排放因子方法。参考《2013年中国区域电网基准线排放因子》，本项目采用方法（a）计算电量边际排放因子。简单电量边际排放因子方法的适用条件是低运行成本/必须运行的电厂在电网发电构成中低于50%。本项目所在的华东电网的发电总量中，低运行成本/必须运行的电厂在2005年占11.6%，2006年占中国温室气体自愿减排项目设计文件第30页11.3%，2007年占10.9%，2008年占11.3%，2009年占10.3%，2010年占12.05%，2011年占9.0320，均低于50%，符合方法（a）的适用条件。因此，方法（a）简单电量边际排放因子方法可以用于计算本项目的电量边际排放因子（yOMgridEF,,）。简单电量边际排放因子方法，可以采用以下两种方式计算排放因子：事前计算或事后更新。本项目PDD采用事前计算方法，不需要在计入期内对排放因子进行监测和重新计算。第4步：根据所选的方法计算电量边际OM排放因子(EFgrid,OM,y)“电力系统排放因子计算工具”提供了计算电量边际排放因子（yOMgridEF,,）的A、B两个选项。选项A：基于单个电厂的净发电量及其CO2排放因子进行计算；选项B：基于电网中所有电厂的累计净发电量、燃料类型以及累计燃料消费量进行计算。因为华东电网内单个电厂的净发电量及CO2排放因子数据不可得，所以选项A不适用于本项目；因为华东电网的低运行成本/必须运行的电厂只有可再生能源电厂和核电厂且无未并网电厂被纳入电力系统排放因子计算过程，所以采用选项B计算简单电量边际排放因子（yOMsimplegridEF,,），计算公式如下：∑∑∗∗=jyjyiCOyijiyjiysimpleOMgridEGEFNCVFCEF,,,2,,,,,,,(4)()∑−×=jyjyjyrGENEG,,1（4-1）其中：yOMsimplegridEF,,是第y年简单电量边际CO2排放因子（tCO2/MWh）；yiFC,是第y年华东电网燃料i的消耗量（质量或体积单位）；yiNCV,是第y年燃料i的净热值（能源含量，GJ/质量或体积单位）；yiCOEF,,2是第y年燃料i的CO2排放因子（tCO2e/GJ）；yEG是华东电网第y年向电网提供的电量（MWh），不包括低成本/必须运行电厂/机组；i是第y年华东电网消耗的所有化石燃料种类；20中国电力年鉴2006~2012中国温室气体自愿减排项目设计文件第31页y是按照第3步选择的提交PDD时可获得数据的最近三年（事先计算）；yjGEN,是华东电网省份j在第y年的发电量；yjr,是华东电网省份j在第y年的厂用电率。计算电量边际排放因子（yOMgridEF,,）所需的发电量、装机容量和厂用电率等数据来源为2008~2012年《中国电力年鉴》；发电燃料消耗以及发电燃料的低位发热值等数据来源为2008~2012年《中国能源统计年鉴》；电网间电量交换的数据来源分别为《2007~2011年电力工业统计资料汇编》；分燃料品种的潜在排放因子和碳氧化率来源为《2006年IPCC国家温室气体清单指南》第二卷第一章1.21~1.24页的表1.3和表1.4。本次分燃料品种的潜在排放因子采用了上述表1.4中的95%置信区间下限值。详细计算过程和结果请见附件2计算表格.。第6步.计算组合边际排放因子（yCMgridEF,,）根据“电力系统排放因子计算工具”，组合边际排放因子（yCMgridEF,,）是电量边际排放因子（yOMgridEF,,）和容量边际排放因子（yBMgridEF,,）的加权平均：BMyBMgridOMyOMgridyCMgridwEFwEFEF⋅+⋅=,,,,,,(5)根据方法学CM-012-V01，天然气项目的权重OMω默认值为0.5，BMω默认值为0.5。根据公式，事前计算得到组合边际排放因子《2011中国区域电网基准线排放因子》计算华东电网2009年组合边际排放因子的结果如下：EFgrid,BM,2009=0.6622tCO2e/MWh；EFgrid,OM,2009=0.8367tCO2e/MWh；EFgrid,CM,2009=0.5×EFgrid,OM,y+0.5×EFgrid,BM,y=0.74945tCO2e/MWh《2012中国区域电网基准线排放因子》计算华东电网2010年组合边际排放因子的结果如下：EFgrid,BM,2010=0.6889tCO2e/MWh；EFgrid,OM,2010=0.8244tCO2e/MWh；EFgrid,CM,2010=0.5×EFgrid,OM,y+0.5×EFgrid,BM,y=0.75665tCO2e/MWh中国温室气体自愿减排项目设计文件第32页《2013中国区域电网基准线排放因子》计算华东电网2011年组合边际排放因子的结果如下：EFgrid,BM,2011=0.7125tCO2e/MWh；EFgrid,OM,2011=0.8100tCO2e/MWh；EFgrid,CM,2011=0.5×EFgrid,OM,y+0.5×EFgrid,BM,y=0.76125tCO2e/MWh详细计算过程，请见附件2。选项3：在上文“基准线情景识别”一节中所识别的最可能的基准线情景的电力技术（和燃料）的排放因子，其通过下式计算：MWhGJCOEFMWhtCOEFBLBLCOBL/6.3)/(22,∗=η(6)式中：BLCOEF为燃料排放系数（tCO2e/GJ），取自国家一般燃料数据，如果其可得，否则使用IPCC默认值，0.0946tCO2/GJ；BLη为电厂技术能源效率，如上述“基准线情景分析”中所估计的，38.95%。MWhGJCOEFMWhtCOEFBLBLCOBL/6.3)/(22,∗=η=MWhGJGJtCO/6.3%95.38/0946.02∗=0.8743tCO2/MWh在以上三个选项中，选项1计算出的排放因子数值每年都是最低的。因此本项目的基准线排放因子(yCOBLEF,2,)为：EFBL,CO2,2009=EFgrid,BM,2009=0.6622tCO2e/MWh。EFBL,CO2,2010=EFgrid,BM,2010=0.6889tCO2e/MWh。EFBL,CO2,2011=EFgrid,BM,2011=0.7125tCO2e/MWh。EFBL,CO2,2012=EFgrid,BM,2011=0.7125tCO2e/MWh。III泄漏根据方法学CM-012-V01，泄漏排放包含逸散性甲烷排放和来自液化天然气的二氧化碳排放。计算公式如下：中国温室气体自愿减排项目设计文件第33页LEy=LECH4,y+LELNG,CO2,y(7)式中：LEy第y年的泄漏排放，以tCO2e计；LECH4,y第y年天然气上游工艺逸散性甲烷排放产生的泄漏排放，以tCO2e计；LELNG,CO2,y第y年与液化、运输、再气化和加压液化天然气到天然气输配系统相关的化石燃料燃烧和/或电力消耗所产生的泄漏排放，以tCO2e计。III-a计算逸散性甲烷排放估算逸散性甲烷排放量，应用第y年项目活动的天然气消耗量乘以来自天然气消耗的逸散性甲烷排放的排放因子（EFNG,upstream,CH4），再减去在没有该项目活动时所使用的化石燃料所产生的甲烷排放，计算公式如下：[]44,,,4,,,,4CHCHupstreamBLyPJCHupstreamNGyNGyyCHGWPEFEGEFNCVFCLE××−××=(8)式中：yCHLE,4第y年天然气上游工艺逸散性甲烷排放产生的泄漏排放，以tCO2e计；yFC第y年项目活动电厂的天然气耗用量，以m3计；yNGNCV,第y年项目活动电厂所耗用的天然气的平均净热值，以GJ/m3计；4,,CHupstreamNGEF来自天然气生产、运输和配送环节，以及在液化天然气情况下，液化、运输、再气化及加压输配系统环节的上游逸散性甲烷排放的排放因子，以供给终端用户的每GJ燃料的上游逸散性甲烷排放量tCH4计；yPJEG,第y年项目活动电厂的发电量，以MWh计；4,,CHupstreamBLEF在没有项目活动情况下，上游逸散性甲烷排放的排放因子，以项目电厂每MWh发电量的上游逸散性甲烷排放量tCH4计，如下文所定义；4CHGWP甲烷的全球变暖潜势；在没有项目活动情况下，上游逸散性甲烷排放的排放因子(EFBL,upstream,CH4)计算应当与上述基准线排放因子(EFBL,CO2)计算过程相一致。本项目选用方法学CM-012-V01中的选项1（容量边际BM）计算上游逃逸性甲烷排放的排放因子(4,,CHupstreamBLEF)，式如下：中国温室气体自愿减排项目设计文件第34页∑∑⋅=jjjCHupstreamkkjCHupstreamBLEGEFFFEF4,,,4,,(9)式中：4,,CHupstreamBLEF在没有项目活动情况下，上游逸散性甲烷排放的排放因子，以项目电厂每MWh发电量的上游逸散性甲烷排放量tCH4计；j容量边际内的电厂；kjFF,容量边际内的电厂j所耗用的燃料类型k（煤炭或石油类）的数量；4,,CHupstreamkEF燃料类型k（煤炭或石油类）生产环节上游逸散性甲烷排放的排放因子，以生产每MJ燃料的上游逸散性甲烷排放量tCH4计；jEG容量边际内电厂j的发电量，以MWh/年计。由于中国目前难以获取最近5座投入运行或者最近新建的前20%的发电设施的数据，本项目应用CDMEB批准的偏离，采用华东电网最近20%新增容量中煤电所占的比例和中国最先进的商业化技术的效率水平(600MW亚临界燃煤火电机组)，保守进行计算：步骤1：利用最近一年的可得能源平衡表数据，计算出发电用固体、液体和气体燃料对应的上游CH4逸散排放量在上游总CH4逸散排放量中的比重。∑∑××=∈jkCHjkyjkjCOALCHjkyjkyCHCoalCOEFFCOEFF,4,,,,,k4,,,,,4,λ（9-1）∑∑××=∈jkCHjkyjkjOILkCHjkyjkyCHOilCOEFFCOEFF,4,,,,,4,,,,,4,λ（9-2）∑∑××=∈jkCHjkyjkjGASkCHjkyjkyCHGasCOEFFCOEFF,4,,,,,4,,,,,4,λ（9-3）式中，yCH,4,kλ为第y年发电用燃料k对应的上游CH4逸散排放量在上游总CH4逸散排放量中的比重；yjkF,,为第j个省电网在第y年的燃料k消耗量（t或m3单位）；4,,CHjkCOEF为第j个省电网燃料k对应的上游CH4逸散排放系数(tCH4/TJ)；中国温室气体自愿减排项目设计文件第35页COAL、OIL和GAS分别为固体燃料、液体燃料和气体燃料的脚标。根据发改委发布的2011-2013年中国区域电网基准线排放因子中华东电网BM计算说明表格，可以推算出：2009,4,CHCoalλ=97.78%，2009,4,CHOilλ==0.0023%，2009,4,CHGasλ=2.21%。2010,4,CHCoalλ=97.34%，2010,4,CHOilλ==0.0037%，2010,4,CHGasλ=2.66%。2011,4,CHCoalλ=97.82%，2011,4,CHOilλ==0.0024%，2011,4,CHGasλ=2.17%。详细计算过程请参考附件2计算表格B部分。步骤2：计算出区域电网的火电厂上游CH4逸散的加权平均排放因子。4,,4,4,,4,4,,4,4,,CHAdvGasCHGasCHAdvOilCHOilCHAdvCoalCHCoalCHupstreamThermalEFEFEFEF×+×+×=λλλ(9-4)式中，4,,CHupstreamThermalEF区域电网的火电厂上游CH4逸散的加权平均排放因子4,,kCHAdvEF商业化最优效率的使用燃料k发电技术所对应的排放因子根据发改委发布的2011-2013年中国区域电网基准线排放因子中华东电网BM计算说明表格，可以推算出：2009年：EFCoal,Adv,CH4=0.005964tCH4/MWh，EFOil,Adv,CH4=0.000029tCH4/MWh，EFGas,Adv,CH4=0.002058tCH4/MWh，4,,CHupstreamThermalEF=0.005878tCH4/MWh2010年：EFCoal,Adv,CH4=0.005934tCH4/MWh，EFOil,Adv,CH4=0.000028tCH4/MWh，EFGas,Adv,CH4=0.002052tCH4/MWh，4,,CHupstreamThermalEF=0.005831tCH4/MWh2011年：EFCoal,Adv,CH4=0.005964tCH4/MWh，EFOil,Adv,CH4=0.000029tCH4/MWh，EFGas,Adv,CH4=0.002058tCH4/MWh。4,,CHupstreamThermalEF=0.005822tCH4/MWh由于发改委还没有发布2014年中国区域电网基准线排放因子，因此本项目2012年暂用2011年的数据值进行计算。步骤3：计算华东电网4,,CHupstreamBLEF中国温室气体自愿减排项目设计文件第36页4,,4,upstream,CHupstreamThermalTotalThermalCHBLEFCAPCAPEF×=（9-5）式中：yTotalCAP,是超过现有容量20%的新增总容量；yThermalCAP,是新增火电容量。根据发改委发布的2011-2013年中国区域电网基准线排放因子中，华东电网BM计算说明文件（第17页），可知：2009年华东电网新增火电装机容量占新增总装机容量的84.33%，4,,CHupstreamBLEF=84.33%0.005878tCH4/MWh=0.004957tCH4/MWh；2010年华东电网新增火电装机容量占新增总装机容量的90.23%，4,,CHupstreamBLEF=90.23%0.005831tCH4/MWh=0.005261tCH4/MWh；2011年华东电网新增火电装机容量占新增总装机容量的92.09%，4,,CHupstreamBLEF=92.09%0.005822tCH4/MWh=0.005361tCH4/MWh。由于发改委还没有发布2014年中国区域电网基准线排放因子，因此本项目2012年暂用2011年的数据值进行估算。III-b计算来自液化天然气的二氧化碳排放凡与天然气液化、运输、再气化和加压液化天然气到天然气输配系统各工艺环节相关的燃料燃烧/电力消耗所产生的二氧化碳排放（LELNG,CO2,y）的估算方法应为用项目电厂所燃烧的天然气数量乘以合适的排放因子，如下式所示：LELNG,CO2,y=FCNG,y×EFCO2,upstream,LNG（10）式中：LELNG,CO2,y第y年与天然气液化、运输、再气化和加压液化天然气到天然气输送或分配系统各工艺环节相关的燃料燃烧/电力消耗所产生的泄漏排放，以tCO2e计；FCNG,y第y年项目电厂所耗用的天然气数量，单位m3；EFCO2,upstream,LNG第y年与天然气液化、运输、再气化和加压液化天然气到天然气输送或分配系统各工艺环节相关的燃料燃烧/电力消耗所产生的上游二氧化碳排放的排放系数。中国温室气体自愿减排项目设计文件第37页IV减排量事前计算根据方法学CM-012-V01，项目参与方采用下式计算减排量：yyyyLPEBEER−−=(11)其中：yER第y年项目活动的减排量，单位tCO2e；yBE第y年基准线情景的排放量，单位tCO2eyPE第y年项目情景的排放量，单位tCO2eyL第y年的泄漏排放量，单位tCO2eB.6.2.预先确定的参数和数据>>数据/参数：yjGEN,单位：MWh描述：华东电网省份j在第y年的发电量所使用的数据来源：2006~2012年《中国电力年鉴》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:《中国电力年鉴》是中国官方公布的可靠的数据来源数据用途计算基准线排放评价:-数据/参数：yjr,单位：-描述：华东电网省份j在第y年的厂用电率所使用的数据来源：2009~2012年《中国电力年鉴》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:《中国电力年鉴》是中国官方公布的可靠的数据来源中国温室气体自愿减排项目设计文件第38页数据用途计算基准线排放评价:-数据/参数：yjiF,,单位：t或m3描述：华东电网省份j在第y年消耗的燃料i的数量所使用的数据来源：2008~2012年《中国能源统计年鉴》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:《中国能源统计年鉴》是中国官方公布的可靠的数据来源数据用途评价:-数据/参数：yiNCV,单位：TJ/t或m3描述：燃料i在第y年的净热值所使用的数据来源：《中国能源统计年鉴》2012版所应用的数据值：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:《中国能源统计年鉴》是中国官方公布的可靠的数据来源数据用途计算基准线排放评价:-数据/参数：yiCOEF,,2单位：tC/TJ描述：燃料i在第y年的CO2排放因子所使用的数据来源：《2006年IPCC国家温室气体清单指南》所应用的数据值：详见附件2中国温室气体自愿减排项目设计文件第39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:《2006年IPCC国家温室气体清单指南》是可靠的数据来源数据用途计算基准线排放评价:-数据/参数：第y年从其他电网向华东电网调入的电量单位：MWh描述：第y年从其他电网向华东电网调入的电量所使用的数据来源：《电力工业统计资料提要2007-2011》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:《电力工业统计资料提要》是中国官方公布的可靠的数据来源数据用途:计算基准线排放评价:-数据/参数：BLCOEF(coal)单位：tCO2/GJ描述：（煤炭的）燃料排放系数所使用的数据来源：2006年版IPCC国家排放清单指南，第二卷(能源)，第二章，表2.2，第16-17页。由于我国燃煤发电主要使用原煤，烟煤、焦煤均属于常见原煤类型，因此选用焦煤和烟煤取值。所应用的数据值：0.0946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:根据方法学CM-012-V01的要求，在国家一般燃料数据不可得的情况下，应使用使用IPCC默认值。数据用途计算基准线排放评价:/数据/参数：BLη单位：/中国温室气体自愿减排项目设计文件第40页描述：基准线技术水平下，即2×600MW超临界燃煤机组发电厂的技术能源效率。所使用的数据来源：《火电工程限额设计参考造价指标(2005年水平)》，电力规划设计总院编，中国电力出版社2006年4月出版，是业主在做项目投资决策时最新可得的版本。所应用的数据值：38.95%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:以平准化发电成本作为比较分析的财务指标，并辅以敏感性分析，确定该类发电技术在若干备选的替代方案中成本最低，从而选定为经济上最有吸引力的基准线技术方案，这符合方法学CM-012-V01要求。所应用的数据选择合理。根据《火电工程限额设计参考造价指标(2005年水平)》，典型600MW级超临界燃煤电厂的单位供电煤耗为315.4gce/kWh，按照单位kWh电的热值860千卡（kcal/kWh），单位千卡标准煤耗7kcal/gce计算，2×600MW超临界燃煤机组发电厂技术能源效率为：(860kcal/kWh/7kcal/gce)/315.4gce/kWh=122.857gce/kWh/315.4gce/kWh=38.95%数据用途计算基准线排放评价:数据/参数：4,,CHupstreamNGEF单位：tCH4/GJ描述：来自天然气生产、运输和配送环节，以及在液化天然气情况下，液化、运输、再气化及加压输配系统环节的上游逸散性甲烷排放的排放因子所使用的数据来源：根据方法学CM-012-V01表2中建议的默认值，“其他石油输出国/其余国家”（包括中国）来自天然气生产、运输和配送环节，以及在液化天然气情况下，液化、运输、再气化及加压输配系统环节的上游逸散性甲烷排放的排放因子合计为296tCH4/PJ，该值来源于IPCC1996第1章1.130页和1.131页，表1-63至表1-64。所应用的数据值：0.000296证明数据选用的合理性或说明实际应用的测量方法和程方法学CM-012-V01的表2提供了不同区域相关的默认值。在本补充报告文件中，我们选用除美国和加拿大、欧盟以及前苏联/东欧之外的其余国家(包括中国)中国温室气体自愿减排项目设计文件第41页序步骤:的默认值。数据用途计算泄漏评价:/数据/参数：GWPCH4单位：tCO2e/tCH4描述：甲烷的全球变暖潜势所使用的数据来源：《IPCC第四次评估报告气候变化2007》表2.14中提出的温室气体全球变暖潜势所应用的数据值：25证明数据选用的合理性或说明实际应用的测量方法和程序步骤:UNFCCCCOP7决议4通过,，在京都议定书第二承诺期生效。数据用途计算泄漏评价:/数据/参数：EFCO2,upstream,LNG单位：tCO2e/M3描述：第y年与天然气液化、运输、再气化和加压液化天然气到天然气输送或分配系统各工艺环节相关的燃料燃烧/电力消耗所产生的上游二氧化碳排放的排放系数。所使用的数据来源：方法学CM-012-V01建议的EFCO2,upstream,LNG默认值为6tCO2/TJ。本项目由天然气供气方提供的“每单位体积天然气的净热值”为0.034402GJ/M3。因此将EFCO2,upstream,LNG换算为单位（tCO2e/M3天然气）的过程为：6tCO2/TJ/10000.034402GJ/M3=0.000206412tCO2e/M3天然气.所应用的数据值：0.000206412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:选取数据来自方法学CM-012-V01建议的默认值。中国温室气体自愿减排项目设计文件第42页数据用途计算泄漏评价:/B.6.3.减排量事前计算>>本项目1号机组于2009年03月08日并网调试发电，2009年约按单机组50%负荷运行发电，2010年开始满负荷正常运行；2号机组于次年（2010年）5月31日并网调试发电。2012年12月14日本项目注册为CDM项目；自愿减排项目的补充计入期于2012年12月13日结束。I计算项目排放根据B.6.1-I部分公式(1)和公式(1a)：yNGyNGyCOEFFCPE,,∗=(1)NGyNGCOyNGyNGOXIDEFNCVCOEF∗∗=,,2,,(1-1)本项目的项目年排放量计算过程见下表：yNGFC,(m3/年)yNGNCV,(GJ/m3)yNGCOEF,,2(tCO2/GJ)NGOXIDPEy(tCO2e/年)代码ABCDE2009年121,290,1280.0344020.0561100%234,0842010年470,557,019908,1532011年592,252,8001,143,0202012年564,668,4231,089,783数据来源/计算公式可行性研究报告/运行计划可行性研究报告/运行计划IPCC2006IPCC2006E=A×B×C×DII计算基准线排放根据B.6.1-II部分公式(2)，以及通过步骤1、2、3确定的基准线排放因子，本项目的基准线年排放量计算过程见下表：yCOBLyPJyEFEGBE,2,,⋅=(2)yPJEG,(MWh)yCOBLEF,2,(tCO2e/MWh)BEy(tCO2e)代码FGH中国温室气体自愿减排项目设计文件第43页2009年613,3350.6622406,1502010年2,379,4940.68891,639,2332011年2,994,8800.71252,133,8522012年2,855,3920.71252,034,467数据来源/计算公式可行性研究报告/运行计划《2011-2013中国区域电网基准线排放因子》H=F×GIII计算泄漏根据B.6.1-III-a部分公式（8）,计算出本项目来自逸散性甲烷排放，如下表所示：[]44,,,4,,,,4CHCHupstreamBLyPJCHupstreamNGyNGyyCHGWPEFEGEFNCVFCLE××−××=(8)yNGFC,(m3/年)yNGNCV,(GJ/m3)4,,CHupstreamNGEF(tCH4/GJ)yPJEG,(MWh)代码ABIF2009年121,290,1280.0344020.000296613,3352010年470,557,0192,379,4942011年592,252,8002,994,8802012年564,668,4232,855,392数据来源/计算公式可研报告/运行计划可行性研究报告/运行计划IPCC1996可行性研究报告4,,CHupstreamBLEF(tCH4/MWh)4CHGWP(tCO2e/tCH4)yCHLE,4(tCO2e)代码JKL2009年0.00495725-45,1272010年0.005261-193,1722011年0.005361-250,6382012年0.005361-238,964数据来源/计算公式B.6.1-III-a部分计算所得IPCCL=(A×B×I-F×J)×K根据B.6.1-III-a部分公式（10），计算出本项目来自液化天然气的二氧化碳排排放如下表所示：LELNG,CO2,y=FCNG,y×EFCO2,upstream,LNG（10）yNGFC,(m3)EFCO2,upstream,LNG（tCO2e/m3）LELNG,CO2,y（tCO2e）代码AMN2009年121,290,1280.00020641225,0362010年470,557,01997,1292011年592,252,800122,2482012年564,668,423116,554中国温室气体自愿减排项目设计文件第44页数据来源/计算公式可行性研究报告/运行计划由方法学CM-012-V01建议的默认值推算N=A×M根据公式（7）计算出，本项目总净泄漏如下表所示：LEy=LECH4,y+LELNG,CO2,y(7)yCHLE,4(tCO2e)LELNG,CO2,y（tCO2e）LEy（tCO2e）代码LNO2009年-45,12725,036-20,0912010年-193,17297,129-96,0442011年-250,638122,248-128,3902012年-238,964116,554-122,410数据来源/计算公式根据上文III-a计算获得根据上文III-b计算获得O=L+N由于本项目总的净泄漏为负(yLE<0)，根据方法学CM-012-V01，项目参与方按保守计yLE=0。IV计算减排量根据公式(11)，计算本项目减排量如下表所示：yyyyLPEBEER−−=(11)PEy(tCO2e)BEy(tCO2e)yL(tCO2e)yER(tCO2e)代码EHOP2009年234,084406,1500172,0662010年908,1531,639,2330731,0812011年1,143,0202,133,8520990,8322012年1,089,7832,034,4670944,684数据来源/计算公式上文计算结果上文计算结果上文计算结果P=H-E-OB.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)2009年03月08日-2009年12月31日406,150234,0840172,0662010年01月01日-2010年12月31日1,639,233908,1530731,081中国温室气体自愿减排项目设计文件第45页2011年01月01日-2011年12月31日2,133,8521,143,0200990,8322012年01月01日-2012年12月13日2,034,4671,089,7830944,684合计6,213,7033,375,03902,838,663计入期时间合计2009年03月08日~2012年12月13日，共1,377天计入期内年均值1,647,060894,6180752,442B.7.监测计划B.7.1.需要监测的参数和数据>>数据/参数：yNGFC,单位：m3描述：第y年项目电厂所燃烧的天然气的总量所使用数据的来源：供气方安装的天然气流量计读数数据值前8年设计年均值592,252,800；测量方法和程序:天然气流量将由供气方天燃气流量计连续监测计量，每天的总消耗量将由集中控制系统自动汇总记录。项目业主将在天然气输入端使用流量计连续监测计量，作为交叉核证。监测频率：连续监测，每天记录QA/QC程序:使用项目业主在天然气输入端使用流量计连续监测获得的计量数据，对天然气耗量监测数据进行交叉验证。日常维护计量仪表精度,定期校准。数据用途计算项目排放和泄漏评价：/数据/参数：yNGCOEF,单位：tCO2/m3描述：为第y年天然气的二氧化碳排放系数所使用数据的来源：由NGyNGCOyNGyNGOXIDEFNCVCOEF∗∗=,,2,,计算得出。数据值0.0019299522测量方法和程序:基于项目活动计算，NGyNGCOyNGyNGOXIDEFNCVCOEF∗∗=,,2,,=0.034402GJ/m3×0.0561tCO2/GJ×100%=0.0019299522监测频率：每年一次中国温室气体自愿减排项目设计文件第46页QA/QC程序:/数据用途计算项目排放评价：/数据/参数：yNGNCV,单位：GJ/m3描述：第y年每单位体积天然气的净热值（能源含量）所使用数据的来源：由供气方提供。如不能获得，则使用当地数据/国别特定值。数据值0.034402测量方法和程序:使用供气方提供的数据。如不能获得，则使用当地数据/国别特定值。监测频率：至少每两周一次。QA/QC程序:/数据用途计算项目排放和泄漏评价：/数据/参数：NGOXID单位：/描述：天然气的氧化率所使用数据的来源：2006年版IPCC国家排放清单指南，第二卷(能源)，第一章1.21-1.24页的表1.3和表1.4。数据值100%测量方法和程序:按照CM-012-V01的要求，选择使用IPCC现有默认值。监测频率：每年一次QA/QC程序:/数据用途计算项目排放评价：/数据/参数：yNGCOEF,,2单位：tCO2/GJ描述：第y年每单位能量天然气的二氧化碳排放因子所使用数据的来源：2006年版IPCC国家排放清单指南，第二卷(能源)第一章1.21-1.24页的表1.3和表1.4。数据值0.0561测量方法和程序:选择使用IPCC现有默认值。中国温室气体自愿减排项目设计文件第47页对2006年版IPCC默认值进行了单位转换:EFCO2,NG,y=15.30tC/TJ=0.0561tCO2/GJ监测频率：每年一次QA/QC程序:/数据用途计算项目排放任何评价：按照方法学CM-012-V01的要求，yNGCOEF,,2数据选取优先顺序为：燃料供应方提供数据，当地数据，国别特定值。IPCC默认值。由于本项目情况下，燃料方无法提供该数据、当地/国别特定值不可得，因此选用IPCC默认值。数据/参数：yPE单位：tCO2e描述：为第y年项目二氧化碳排放量所使用数据的来源：基于项目活动计算数据值1,143,0120测量方法和程序:根据方法学项目排放计算公式，项目年排放量,,yNGyNGyPEFCCOEF=×监测频率：每年一次QA/QC程序:/数据用途计算项目排放评价：/数据/参数：yPJEG,单位：MWh描述：项目年净上网电量所使用数据的来源：项目边界内电流量表读数记录数据值前8年预计值2,994,880测量方法和程序:安装在监测点的具有双向读数功能的电能表每小时连续监测，净上网电量为项目年上网电量减去下网电量。监测频率：每月一次QA/QC程序:使用购售电结算单/发票交叉核对。日常维护监测电表，并定期校验。数据用途计算基准线排放评价：/中国温室气体自愿减排项目设计文件第48页数据/参数：EFgrid,BM,y单位：tCO2e/MWh描述：第y年华东电网容量边际BM排放因子所使用数据的来源：国家发展与改革委员会气候变化司发布的《中国区域电网基准线排放因子》数据值见附件2计算结果测量方法和程序:使用由减排量发生当年基础数据计算获得《中国区域电网基准线排放因子》中的华东电网容量边际BM排放因子。监测频率：每年一次QA/QC程序:/数据用途计算基准线排放评价：/数据/参数：yCH,4,kλ单位：/描述：第y年发电用燃料k对应的上游CH4逸散排放量在上游总CH4逸散排放量中的比重所使用数据的来源：根据《中国区域电网基准线排放因子》华东电网BM计算说明表格计算。数据值详见附件2计算表格测量方法和程序:∑∑××=∈jijiyjijCOALijiyjiCoalCOEFFCOEFF,,,,,,,,λ，∑∑××=∈jijiyjijOILijiyjiOilCOEFFCOEFF,,,,,,,,λ，∑∑××=∈jijiyjijGASijiyjiGasCOEFFCOEFF,,,,,,,,λ监测频率：每年一次QA/QC程序:/数据用途计算泄漏评价：/数据/参数：4,,kCHAdvEF单位：/描述：商业化最优效率的使用燃料k发电技术所对应的甲烷排放因子所使用数据的来源：根据《中国区域电网基准线排放因子》华东电网BM计算说明表格计算。中国温室气体自愿减排项目设计文件第49页数据值详见附件2计算表格测量方法和程序:计算过程详见附件表格监测频率：每年一次。QA/QC程序:/数据用途计算泄漏评价：/数据/参数：CAPTotal单位：MW描述：华东电网y-3~y年样本群m中总的新增装机容量所使用数据的来源：根据《中国区域电网基准线排放因子》华东电网BM计算说明表格计算。数据值详见附件2计算表格测量方法和程序:CAP各年各省份原始数据由中国电力年鉴给出监测频率：每年一次QA/QC程序:/数据用途计算泄漏评价：/数据/参数：CAPThermal单位：MW描述：华东电网y-3~y年样本群m中火电新增装机容量所使用数据的来源：根据《中国区域电网基准线排放因子》华东电网BM计算说明表格计算。数据值详见附件2计算表格测量方法和程序:CAP各年各省份原始数据由中国电力年鉴给出监测频率：每年一次QA/QC程序:/数据用途计算泄漏评价：/B.7.2.数据抽样计划>>不适用于本项目中国温室气体自愿减排项目设计文件第50页B.7.3.监测计划其它内容>>本监测计划的总体目标是提供真实、完整、一致和透明的项目减排量监测和计算的过程及准确结果，并由此报告由本项目导致的真实、可测量的和有长期效益的温室气体减排量。1.监测机构项目业主将在公司内成立专门的碳减排领导小组,负责整个监测计划的实施、协调和管理。碳减排小组负责人及全体成员将得到项目咨询机构的培训和技术支持，项目业主责成碳减排领导小组组长(公司总经理)对该监测机构进行领导和监督。碳减排领导小组的组织结构和成员职能分工如下图5所示。图5碳减排小组组织机构图数据记录员，来自电厂运行值班人员，负责每天每班的监测工作和记录监测数据，尤其是上下网电量以及天然气耗量等。数据复核统计员，来自电厂的经营和财务部统计人员，负责对监测数据记录的校核和统计以及计算相应的减排量。将监测月报表上报碳减排项目负责人核对无误后存档，并交资料室和财务部主管，与电网公司和天然气公司结算电费和气费。仪表运行维护人员，来自电厂和供气、福建电网方的专业人员，负责实施天然气和电能计量表的日常维护和定期校验的监督工作。校验周期要严格按照监测计划进行。每月购、售电和天然气的发票由财务部主管负责存档。仪表运行维护人员数据记录人员数据复核统计员碳减排项目负责人碳减排咨询顾问机构碳减排领导小组组长:公司总经理数据存档人员中国温室气体自愿减排项目设计文件第51页2.监测数据本项目关键的监测数据主要包括净上网电量、天然气消耗量、天然气净热值以及华东电网的BM基准线排放因子EFBM(事后监测更新)等。3.监测方法与质量保证/控制监测点分布图如下图6所示：图6监测点分布示意图监测变量及其方法总结如下：净上网电量：通过安装在项目接入电力系统位置的关口表（M4，M5，M6）逐小时连续测量电表双向电量，净上网电量=上网电量-下网电量。通过购售电结算凭证单据进行校核。基准线排放因子：华东电网最新可得的BM排放因子将作为项目的基准线排放因子，并事后监测，年度更新。项目的天然气消耗量：天然气总消耗量将在供应方出口端逐天测量，并使用入厂端天然气流量计进行校核。天然气热值：天然气供应商将每2周提供给电厂天然气热值数值。如果此值不可得，本地常见值将采用。如果也不可得，国家特定值将被采用。中国温室气体自愿减排项目设计文件第52页泄漏：根据中国电力年鉴，需要提供华东电网的最新20%装机容量以计算泄漏。监测报告的编写者需要收集数据，确定最新运行技术的效率，向DOE审核提供权威可靠的数据来源。4.维护与校准4.1电表的校准项目业主将委托有资质的校验单位对关口计量装置进行现场校验，并根据《电能计量装置技术管理规程》DL/T448-2000规定，确保上网电量的测量精度和校准的质量。检定/校准频率为至少一年一次。电能计量装置经检定或现场检验后，必须加以封印。项目业主和电网公司联合检查和密封，任何一方不能在另一方(或其授权代表)不在场的情况下拆封、更改电表。4.2天然气计量装置的校准项目业主与供气方签订协议，由供气方负责安排并委托有资质的校验单位定期对计量仪表主表进行检验校核，保证测量仪表的精度和测量数据的可靠性、准确性。计量装置的检测按照《中华人民共和国国家计量检定规程》JJG1030-2007标准进行，检定/校准频率为至少两年一次。仪表的资质检测报告作为档案留存。5.数据管理项目业主指定的碳减排领导小组每月末将监测数据进行电子存档，并且打印输出保存书面文件。书面形式的文件，如地图、表格、环境评估报告等，将与监测计划配合使用，以核对信息的真实性。为了方便核实人员获得与本项目减排量核实有关的文献资料和信息，项目公司应提供项目材料和监测结果报告的索引。所有书面形式的数据和信息将由碳减排小组负责存档，数据将保存到计入期结束两年后。中国温室气体自愿减排项目设计文件第53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>>2006年07月01日（建设管理合同签订日期）C.1.2.预计的项目活动运行寿命>>20年C.2.项目活动减排计入期C.2.1.计入期类型>>补充计入期C.2.2.补充计入期开始日期>>2009年03月08日C.2.3.补充计入期长度>>2009年03月08日~2012年12月13日（含首尾两天）共1,377天中国温室气体自愿减排项目设计文件第54页D部分.环境影响D.1.环境影响分析>>本项目的环境影响报告表由中国环境科学研究院编制，于2004年12月6日获得了国家环保总局的批复(环审[2004]528号)。根据该项目环境影响报告表和国家环保总局的批复意见，本项目对环境的影响、治理措施和效果分析如下：1.施工期本项目建设期产生的环境影响主要有扬尘、噪声、水土流失和污水排放、工程废物及海上施工等。一旦施工结束，上述影响也随之消失。具体分析如下：1.1扬尘施工建设期间，挖掘的泥土、施工场地的水泥、沙石等建筑材料的运转、装卸、筛选、搅拌时产生的粉尘及施工运输车辆来往产生的扬尘，使工程区局部大气中悬浮颗粒物含量增高。另外，工程区的各种机动车辆的活动也增加了施工区大气中的NOx浓度，从而影响工程区的大气环境质量，并对工程区附近局部区域的大气环境有一定影响。因此，对道路施工场地要定时洒水、喷淋，减少扬尘，对建筑垃圾和生活垃圾要及时清除，以防止扬尘和不良气味产生。1.2环境水体电厂建设期对水体的影响主要是对海洋环境的影响，主要是取排水工程、输气管线等工程的影响，这些工程的建设将占用的海域面积，海水中悬浮物浓度将对海洋生物产生一定的影响。但是这个影响是临时的，随着施工结束后很快消失。1.3固体废物建设期间有部分建筑垃圾如废砖、废钢材和碎玻璃等，这些建筑垃圾应分类集中处理，回收利用。工程建设时，施工人员的生活垃圾要集中统一清理，以保障施工人员及周围居民的生活环境质量。1.4噪声中国温室气体自愿减排项目设计文件第55页建设期环境噪声主要来源是施工机械、运输工具产生的噪声，以及开挖土方爆破产生的噪声。由于施工场地里环境敏感点较远，对其不会产生影响；对于施工现场内的工人，将采取一定的劳动保护措施，配带耳塞，采取工人轮换作业，缩短工人进入高噪声环境的工作时间。施工期间产生的环境影响是暂时的，这些影响随着施工的结束而随之消失，不会对环境产生显著的影响。2运行期2.1大气污染大气污染源主要是余热锅炉排放出的烟气，烟气中主要污染物为NOx。本项目采用干式低氮氧化物燃烧技术，减少氮氧化物排放量，采取集中高空排放(65m),烟囱高度不低于65米;在严格执行上述措施下,NOx的排放浓度低于25ppm,本项目烟气污染物排放将符合《火电厂大气污染物排放标准》(GB13223-2003)第3时段标准。2.2水污染项目运行过程中的水污染主要有：温排水、伴随温排水排放的余氯、生产废水和生活废水。对于温排水，将采取表面连续排放方式，在约2km2的混合区外海域海水温升小于0.5℃，小于2℃的低温升不会对海洋生物直接产生影响，相反对其生长有促进作用。采取电解海水加氯的方式，并控制加氯量和加氯时间，随温排水排出的余氯排放量≤0.01mg/L，不会对海域环境产生影响。生产废水主要包括工业酸碱废水、含油废水等，锅炉初始启动和大修过程中产生的这些废水经污水处理池处理后综合利用。生活污水经处理后进入市政排污系统。废水经处理后达到《污水综合排放标准》(GB8978-1996)一级标准后排放。2.3固体废弃物本项目燃用清洁燃料LNG，生产过程中仅产生极少量的工业垃圾，主要为电厂产生的少量废弃物、隔油池底泥，定期收集后送市政垃圾场焚烧处理。另，本项目产生的生活垃圾，纳入市政垃圾处理系统。固体废弃物不会对环境造成污染。中国温室气体自愿减排项目设计文件第56页2.4噪声电厂的噪声主要来自联合循环机组的各类机泵，特别是燃气轮机在运行过程中的噪声，主要集中于主厂房内。选用低噪声设备，安装消声器控制锅炉安全阀排汽。在严格执行上述措施下，本项目厂界噪声将符合《工业企业厂界噪声标准》(GB12348-90)III类区标准。综上所述，本期工程采用天然气作为燃料，是能源利用效率高、污染物排放量小的清洁生产工艺，符合国家产业政策。与同规模的燃煤电厂比较，本项目能大大减少污染物的排放，具有显著的环境效益。在采取了污染物防治措施后，本工程污染物排放满足相关法律法规的要求，对环境的影响较小，因此从环境保护角度本期工程的建设是可行的。D.2.环境影响评价>>本项目对环境没有显著的影响。中国温室气体自愿减排项目设计文件第57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>>2005年9月，本项目以问卷调查的形式向当地利益相关方开展了关于本项目意见以及本项目申报CDM意见的调查。本次问卷调查共发放问卷50份，回收49份，回收率为98%。参加此次调查的机构代表来自厦门市翔安区发改局、厦门市翔安区新店镇政府、厦门市翔安区新店镇澳头社区居民委员会、厦门市安瑞洁环境工程有限公司等企事业单位，参加此次调查的个人主要来自澳头村、欧屠村。调查对象的性别、年龄、学历情况统计如下所示：项目被调查人数性别年龄学历男女30岁以下30-50岁50岁以上小学初中高中中专、大专及以上人数(人)49321714269168718比例(%)10065.334.728.653.018.432.716.314.336.7问卷调查的内容包括：您是否了解本项目；您认为本项目建设的必要性是；您认为此项目的建设可能为你的生活带来哪些正面影响；您认为此项目的建设可能为您的生活带来哪些负面影响；您认为天然气发电相比常规燃煤发电有哪些优势；您认为天然气发电相比常规燃煤发电有哪些劣势；是否支持本项目积极申报清洁发展机制(CDM)项目；是否支持本项目开工建设；您对此项目还有其他评价和建议吗E.2.收到的评价意见的汇总>>基于回收的49份调查问卷，评价意见汇总如下：问题选项人数比例(%)您是否了解本项目很了解48.2有所了解4591.8不了解00您认为本项目建设的必要性是提高电网供电量2346.9增强电网调峰能力1938.8中国温室气体自愿减排项目设计文件第58页问题选项人数比例(%)（多选项）优化电源结构1836.7促进当地就业4183.7增加当地税收2959.2您认为此项目的建设可能为你的生活带来哪些正面影响（多选项）用上电/增加用电量1224.5电费降低612.2收入增加1530.6就业机会增多4183.7生活水平提高1224.5其他00您认为此项目的建设可能为您的生活带来哪些负面影响？（多选项）噪音3163.3烟气污染1020.4污水排放816.3其他12.0您认为天然气发电相比常规燃煤发电有哪些优势？（多选项）能减少”三废”排放3367.3能减少温室气体排放2346.9能有效利用LNG，减少煤炭消耗3265.3您认为天然气发电相比常规燃煤发电有哪些劣势？（多选项）燃用LNG运营成本较高3979.6年利用小时数较低，经济效益不够好1020.4技术不够成熟，处于示范阶段，尚未完全商业化510.2是否支持本项目积极申报清洁发展机制(CDM)项目？本项目符合CDM的各项要求，建议积极申报，促进当地的可持续发展4387.8无所谓510.2是否支持本项目开工建设？在CDM的支持下，本项目能克服障碍和困难，从而能顺利开工，建议业主抓紧开工建设49100无所谓00由上可见,100%的调查者对本项目有了解。所有调查者均表示本项目建设具有必要性,特别是在促进当地就业(83.7%)和增加当地税收方面(59.2%)。所有调查者均表示本项目建设能为居民生活带来正面影响，特别是在就业机会增多(83.7%)方面。与常规燃煤发电相比，调查者认为本项目在减少三废排放、减少温室气体排放、减少煤炭消耗方面具有更多的优势，但在运营成本较高、运行小时数偏低、技术不够成熟方面具有相对的劣势。基于本项目能减排温室气体且经济不可行性，87.8%的调查者支持本项目积极申报清洁发中国温室气体自愿减排项目设计文件第59页展机制(CDM)项目。100%的调查者建议本项目在CDM的支持下，克服障碍和困难，从而能顺利开工，建议业主抓紧开工建设。此外，一些调查者还表达了对此项目的其他评价和建议，如下：•强烈支持该电厂CDM项目，以创造更好的地方经济效益；•此项目为清洁环保项目,有利于地方节能减排及经济发展,应大力支持；•该项目环保高效，有利于地方可持续发展•此项目为优质可持续发展项目，应大力推动尽早开工建设。E.3.对所收到的评价意见如何给予相应考虑的报告>>针对利益相关方所提出的少量环保问题，项目业主将通过以下措施加以解决：（1）关于噪声问题，本项目将严格遵守环评批复的要求，即优化总平面布置，选用低噪声设备，安装消声器控制锅炉安全阀排汽。在严格执行上述措施下，本项目厂界噪声将符合《工业企业厂界噪声标准》(GB12348-90)III类区标准，不会对利益相关方带来影响。（2）关于烟气污染问题，本项目将严格遵守环评批复的要求，即采用干式低氮氧化物燃烧技术，减少氮氧化物排放量，烟囱高度不低于65米；在严格执行上述措施下，本项目烟气污染物排放将符合《火电厂大气污染物排放标准》(GB13223-2003)第3时段标准，不会对利益相关方带来影响。（3）对于污水排放问题，本项目将严格遵守环评批复的要求，即合理布置污水排放管线，保证污水排放口位于低潮线以下，严禁漫滩排放，污水经处理后争取回用，不能利用的废水经处理后达到《污水综合排放标准》(GB8978-1996)一级标准后排放，不会对利益相关方带来影响。综上，本项目获得了当地利益相关人的普遍支持，对于公众提出的环保问题也将得到妥善解决，因此不需要对本项目的设计、建设和运行进行修改或调整。-----中国温室气体自愿减排项目设计文件第60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：东亚电力(厦门)有限公司地址：福建省厦门市翔安区新店镇澳头村邮政编码：361102电话：0592－7762211传真：0592－7088518电子邮件：URL：授权代表：陈小红职位副总经理姓名陈小红部门：商务部手机：13606015880传真：0592－7088518电话：0592－7088517电子邮件：Caroline_Chen@po-and-g.com.cn中国温室气体自愿减排项目设计文件第61页附件2:事前减排量计算补充信息基准线信息本项目采用的华东电网电量边际排放因子和容量边际排放因子数据，来自国家发展和改革委员会应对气候变化司研究于2011年10月20日公布的《2011中国区域电网基准线排放因子》、2012年10月15日公布的《2012中国区域电网基准线排放因子》以及2013年09月17日公布的《2013中国区域电网基准线排放因子》。以上排放因子公布于中国清洁发展机制网(http://cdm.ccchina.gov.cn/)。以下几张表格总结了本项目根据已批准的“电力系统排放因子计算工具”21提供的计算公式计算华东电网电量边际排放因子和容量边际排放因子的数据、数据来源和计算过程。21其中，《2011中国区域电网基准线排放因子》使用“电力系统排放因子计算工具”（02.2版），《2012中国区域电网基准线排放因子》使用“电力系统排放因子计算工具”（02.2.1版），《2013中国区域电网基准线排放因子》使用“电力系统排放因子计算工具”（03.0.0版）。该工具从02.2版到03.0.0版的两次改版，并不影响排放因子计算过程和结果。中国温室气体自愿减排项目设计文件第62页表A1.2007年华东电网排放量计算表燃料分类单位上海市江苏省浙江省安徽省福建省小计潜在排放因子碳氧化率燃料排放因子平均低位发热量CO2排放量（tCO2e）(tc/TJ)(%)(kgCO2/TJ)(MJ/t,km3)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2754.0411060.7873503929.93097.8728192.5925.810087,30020,908514,590,436洗精煤万吨025.810087,30026,3440其它洗煤万吨459.1729.32488.4925.810087,3008,3633,566,416型煤万吨026.610087,300209080焦炭万吨35.0635.0629.210095,70028,435954,063焦炉煤气亿立方米0.899.730.221.560.7513.1512.110037,30016,726820,402其它煤气亿立方米98.9270.453.4136.31.71210.7912.110037,3005,2274,109,712原油万吨15.1515.152010071,10041,816450,427汽油万吨018.910067,50043,0700柴油万吨1.235.372.761.0110.3720.210072,60042,652321,111燃料油万吨40.761.5529.522.0473.8721.110075,50041,8162,332,156液化石油气万吨017.210061,60050,1790炼厂干气万吨0.20.632.553.3815.710048,20046,05575,031天然气亿立方米4.6119.1711.0134.7915.310054,30038,9317,354,444其它石油制品万吨20.392.7823.172010072,20041,816699,529其它焦化产品万吨025.810095,70028,4350其它能源万吨标煤6.8928.8844.937.529.4397.6500000小计535,273,726《中国能源统计年鉴2008》中国温室气体自愿减排项目设计文件第63页表A2.2007年华东电网火力发电量省名称发电量厂用电率供电量(MWh)(%)(MWh)上海市72,600,0004.7269,173,280江苏省270,900,0005.55255,865,050浙江省172,300,0005.83162,254,910安徽省84,800,0005.9279,779,840福建省72,300,0005.5968,258,430合计635,331,510其中：从华中电网调入华东电网的电量（MWh）31,823,310华中电网排放因子（tCO2e/MWh）1.10197从山西阳城电网调入华东电网的电量（MWh）12,773,620山西阳城电网排放因子（tCO2e/MWh）0.97254《中国电力年鉴2008》.其中电网调电数据来自《电力工业统计资料提要2007》根据以上数据，按照B6.1公示计算得到：2007年总排放量(tCO2e)582,765,0352007年总供电量(MWh)679,928,440EF(2007)(tCO2e/MWh)0.85710中国温室气体自愿减排项目设计文件第64页表A3.2008年华东电网排放量计算表燃料分类单位上海市江苏省浙江省安徽省福建省小计潜在排放因子碳氧化率燃料排放因子平均低位发热量CO2排放量（tCO2e）(tc/TJ)(%)(kgCO2/TJ)(MJ/t,km3)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2964.0410890.27316.174887.183264.8829322.4725.810087,30020,908535,213,779洗精煤万吨025.810087,30026,3440其它洗煤万吨513.3433.49546.8325.810087,3008,3633,992,351型煤万吨026.610087,30020,9080焦炭万吨31.1231.1229.210095,70028,435846,847焦炉煤气亿立方米0.511.650.135.620.3118.2112.110037,30016,7261,136,085其它煤气亿立方米98.4277.843.576.36186.1912.110037,3005,2273,630,092原油万吨8.318.312010071,10041,816247,066汽油万吨018.910067,50043,0700柴油万吨5.854.042.051.0412.9820.210072,60042,652401,930燃料油万吨24.430.3913.481.8140.1121.110075,50041,8161,266,316液化石油气万吨017.210061,60050,1790炼厂干气万吨0.050.281.50.572.415.710048,20046,05553,276天然气亿立方米3.6525.148.990.1937.9715.310054,30038,9318,026,681其它石油制品万吨21.333.0924.422010072,20041,816737,268其它焦化产品万吨025.810095,70028,4350其它能源万吨标煤15.8862.5734.548.99121.9800000小计555,551,691《中国能源统计年鉴2009》中国温室气体自愿减排项目设计文件第65页表A4.2008年华东电网火力发电量省名称发电量厂用电率供电量(MWh)(%)(MWh)上海市79,400,0004.8875,525,280江苏省273,500,0005.51258,430,150浙江省174,800,0005.77164,714,040安徽省107,400,0005.72101,256,720福建省74,800,0005.6170,603,720合计670,529,910其中：从华中电网调入华东电网的电量（MWh）35,684,610华中电网排放因子（tCO2e/MWh）1.04205从山西阳城电网调入华东电网的电量（MWh）16,903,640山西阳城电网排放因子（tCO2e/MWh）1.004945《中国电力年鉴2009》.其中电网调电数据来自《电力工业统计资料提要2008》根据以上数据，按照B6.1公示计算得到：2008年总排放量(tCO2e)609,724,0082008年总供电量(MWh)723,118,160EF(2008)(tCO2e/MWh)0.84319中国温室气体自愿减排项目设计文件第66页表A5.2009年华东电网排放量计算表燃料分类单位上海市江苏省浙江省安徽省福建省小计潜在排放因子碳氧化率燃料排放因子平均低位发热量CO2排放量（tCO2e）(tc/TJ)(%)(kgCO2/TJ)(MJ/t,km3)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2860.2910875.327592.145782.213539.130649.0625.810087,30020,908559,427,607洗精煤万吨025.810087,30026,3440其它洗煤万吨324.8350.83375.6625.810087,3008,3632,742,656焦炭万吨50.4650.4629.210095,70028,4351,373,132焦炉煤气亿立方米1.028.960.295.640.4716.3812.110037,30016,7261,021,915其它煤气亿立方米109.27101.423.678.42222.7812.110037,3005,2274,343,477原油万吨3.363.362010071,10041,81699,897汽油万吨018.910067,50043,0700柴油万吨1.031.671.494.168.3520.210072,60042,652258,561燃料油万吨13.138.870.4622.4621.110075,50041,816709,086液化石油气万吨017.210061,60050,1790炼厂干气万吨0.060.171.9714.1516.3515.710048,20046,055362,946天然气亿立方米5.3722.788.870.235.7442.9915.310054,30038,9319,087,885其它石油制品万吨18.65.3123.912010072,20041,816721,870其它焦化产品万吨025.810095,70028,4350其它能源万吨标煤14.8489.443.7533.6212.59194.200000小计580,149,033《中国能源统计年鉴2010》中国温室气体自愿减排项目设计文件第67页表A6.2009年华东电网火力发电量省名称发电量厂用电率供电量(MWh)(%)(MWh)上海市78,200,0005.2274,117,960江苏省282,500,0005.38267,301,500浙江省185,500,0005.66175,000,700安徽省129,900,0005.59122,638,590福建省88,600,0005.184,081,400合计723,140,150其中：从华中电网调入华东电网的电量（MWh）36,599,120华中电网排放因子（tCO2e/MWh）0.95455从山西阳城电网调入华东电网的电量（MWh）16,626,120山西阳城电网排放因子（tCO2e/MWh）0.964179《中国电力年鉴2010》.其中电网调电数据来自《电力工业统计资料提要2009》根据以上数据，按照B6.1公示计算得到：2009年总排放量(tCO2e)631,115,4482009年总供电量(MWh)776,365,390EF(2009)(tCO2e/MWh)0.81291中国温室气体自愿减排项目设计文件第68页表A7.2010年华东电网排放量计算表燃料分类单位上海市江苏省浙江省安徽省福建省小计潜在排放因子碳氧化率燃料排放因子平均低位发热量CO2排放量（tCO2e）(tc/TJ)(%)(kgCO2/TJ)(MJ/t,km3)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3421.212612.928254.085230.093371.1132889.425.810087,30020,908600,319,825洗精煤万吨025.810087,30026,3440其它洗煤万吨230.142.251301.821534.2125.810087,3008,36311,201,112焦炭万吨029.210095,70028,4350煤矸石万吨20.691.04236.3334.67292.7325.887,3008,3632,137,192焦炉煤气亿立方米0.6710.80.265.280.1917.212.110037,30016,7261,073,073高炉煤气亿立方米106.03108.9514.1976.226.21311.670.8219,0003,76325,678,863转炉煤气亿立方米12.194.310.951.090.461946.9145,0007,9452,188,848其它煤气亿立方米012.110037,3005,2270原油万吨3.233.232010071,10041,81696,032汽油万吨018.910067,50043,0700柴油万吨0.91.981.043.197.1120.210072,60042,652220,164燃料油万吨17.530.065.140.7323.4621.110075,50041,816740,658石油焦万吨23.4937.560.9926.682,90031,9471,615,263液化石油气万吨017.210061,60050,1790炼厂干气万吨0.760.161.1842.1744.2715.710048,20046,055982,728液化天然气万吨2.762.7615.354,30051,43477,083天然气亿立方米7.4724.3917.5319.0968.4815.310054,30038,93114,476,352其它石油制品万吨0.051.221.272010072,20041,81638,343其它焦化产品万吨025.810095,70028,4350其它能源万吨标煤15.59112.6849.3328.771.1207.4700000小计660,845,535《中国能源统计年鉴2011》中国温室气体自愿减排项目设计文件第69页表A8.2010年华东电网火力发电量省名称发电量厂用电率供电量(MWh)(%)(MWh)上海市94,200,0004.9889,508,840江苏省330,500,0005.27313,082,650浙江省208,200,0005.34197,082,120安徽省142,600,0005.37134,942,380福建省89,100,0005.1784,493,530合计819,109,520其中：从华北电网调入华东电网的电量（MWh）16,547,520华北电网排放因子（tCO2e/MWh）1.033256从华中电网调入华东电网的电量（MWh）40,113,670华中电网排放因子（tCO2e/MWh）0.99213《中国电力年鉴2011》.其中电网调电数据来自《电力工业统计资料提要2010》根据以上数据，按照B6.1公示计算得到：2010年总排放量(tCO2e)717,741,4532010年总供电量(MWh)875,770,710EF(2010)(tCO2e/MWh)0.8196中国温室气体自愿减排项目设计文件第70页表A9.2011年华东电网排放量计算表燃料分类单位上海市江苏省浙江省安徽省福建省小计潜在排放因子碳氧化率燃料排放因子平均低位发热量CO2排放量（tCO2e）(tc/TJ)(%)(kgCO2/TJ)(MJ/t,km3)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3667.615074.219033.565690.22516038625.5925.810087,30020,908705,020,689洗精煤万吨025.810087,30026,3440其它洗煤万吨192.291555.031747.3225.810087,3008,36312,752,442焦炭万吨029.210095,70028,4350煤矸石万吨186.461185.19372.6525.810087,3008,3632,720,680焦炉煤气亿立方米0.7710.490.345.730.1917.5212.110037,30016,7261,093,037高炉煤气亿立方米25.327.2932.6170.8100219,0003,7632,687,380转炉煤气亿立方米1.160.441.646.9100145,0007,945184,324其它煤气亿立方米32.1832.1812.110037,3005,227627,404原油万吨2.032.032010071,10041,81660,354汽油万吨018.910067,50043,0700柴油万吨0.872.21.010.311.285.6720.210072,60042,652175,574燃料油万吨14.150.27.050.4421.8421.110075,50041,816689,512石油焦万吨21.221.2940.7763.2826.610082,90031,9471,675,912液化天然气万吨1.651.6515.310054,30051,43446,082液化石油气万吨017.210061,60050,1790炼厂干气万吨0.460.211.241.5543.4215.710048,20046,055963,859天然气亿立方米10.2435.9625.4922.3994.0815.310054,30038,93119,888,073其它石油制品万吨0.051.141.192010072,20041,81635,927其它焦化产品万吨025.810095,70028,4350其它能源万吨标煤16.34122.6674.06213.741.28428.0800000小计748,625,815《中国能源统计年鉴2012》中国温室气体自愿减排项目设计文件第71页表A10.2011年华东电网火力发电量省名称发电量厂用电率供电量(MWh)(%)(MWh)上海市102,200,0004.697,498,800江苏省373,100,0005.1354,071,900浙江省234,300,0004.9222,819,300安徽省162,400,0005154,280,000福建省127,200,0004.7121,221,600合计949,891,600其中：从华北电网调入华东电网的电量（MWh）15,769,540华北电网排放因子（tCO2e/MWh）1.079763从华中电网调入华东电网的电量（MWh）33,792,550华中电网排放因子（tCO2e/MWh）0.98268《中国电力年鉴2012》.其中电网调电数据来自《电力工业统计资料提要2011》根据以上数据，按照B6.1公示计算得到：2011年总排放量(tCO2e)798,860,3822011年总供电量(MWh)999,453,690EF(2011)(tCO2e/MWh)0.7993表A11:三年加权平均排放因子计算20072008200920102011排放量582,765,035609,724,008631,115,448717,741,453798,860,382总供电量679,928,440723,118,160776,365,390875,770,710999,453,690OM2009＝0.8367tCO2e/MWhOM2010=0.8244tCO2e/MWhOM2011=0.8100tCO2e/MWh中国温室气体自愿减排项目设计文件第72页华东电网容量边际BM计算过程如下：表A12：2009年固体、液体和气体燃料发电对应的CO2排放量在总排放量中的比重燃料单位上海市江苏省浙江省安徽省福建省合计热值(kJ/kgorm3)排放因子(kgCO2/TJ)氧化率排放(tCO2e)ABCDEG=A+B+C+D+EHIJK=G×H×I×J/100,000原煤万吨2,860.2910,875.327,592.145,782.213,539.1030,649.0620,90887,3001559,427,607洗精煤万吨00000026,34487,30010其它洗煤万吨0324.83050.830375.668,36387,30012,742,656型煤万吨00000020,90887,30010焦炭万吨0050.460050.4628,43595,70011,373,132其他焦化产品万吨00000028,43595,70010合计563,543,395原油万吨003.36003.3641,81671,100199,897汽油万吨00000043,07067,50010柴油万吨1.031.671.4904.168.3542,65272,6001258,561燃料油万吨13.1308.8700.4622.4641,81675,5001709,086其它石油制品万吨18.65.3100023.9141,81672,2001721,870合计1,789,414天然气千万立方米53.7227.888.72.357.4429.938,93154,30019,087,885焦炉煤气千万立方米10.289.62.956.44.7163.816,72637,30011,021,915其它煤气千万立方米1,092.701,014.2036.7084.22227.85,22737,30014,343,477液化石油气万吨00000050,17961,60010炼厂干气万吨0.060.1701.9714.1516.3546,05548,2001362,946合计14,816,223总计580,149,033《中国能源统计年鉴2010》中国温室气体自愿减排项目设计文件第73页表A13：2009年商业化情景中效率最高的化石燃料、燃油燃料和气体燃料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yAdvCoalEF,,39.4587,30010.7967燃气电厂yAdvGasEF,,51.7775,50010.5250燃油电厂yAdvOilEF,,51.7754,30010.3776表A14：2009年华东电网燃煤、燃气、燃油电厂CO2排放量占总排放量的比例λCoal,yλOil,yλGas,yEFBL,fossil,adv,y（tCO2e/MWh）(λCoal,yEFCoal,Adv,y+λOil,yEFOil,Adv,y+λGas,yEFGas,Adv,y)0.97140.00310.02550.7852表A15：2009年中国华东电网BM排放因子计算2006装机容量2007装机容量2008装机容量2009装机容量2006-2009新增装机12007-2009新增装机2占新增装机比重ABCDEFG火电（MW）128,828138,650148,700157,97044,336.529,81284.33%水电（MW）18,46319,97022,24023,3005,0323,3969.57%核电（MW）3,0665,0705,0705,1302,064603.93%风电（MW）5471,0961,0601,6891,1425842.17%合计150,90416478617707018808952574.733852.5100%占2009年装机百分比27.95%18.00%BM=0.7852×84.33%=0.6622tCO2e/MWh注1和注2：是考虑装机容量、关停机组容量、抽水蓄能装机容量后计算的新增装机容量。中国温室气体自愿减排项目设计文件第74页表A16：2010年固体、液体和气体燃料发电对应的CO2排放量在总排放量中的比重燃料单位上海市江苏省浙江省安徽省福建省合计热值(kJ/kgorm3)排放因子(kgCO2/TJ)氧化率排放(tCO2e)ABCDEG=A+B+C+D+EHIJK=G×H×I×J/100,000原煤万吨3,421.2012,612.928,254.085,230.093,371.1132,889.4020,90887,3001600,319,825洗精煤万吨026,34487,30010其它洗煤万吨230.142.251301.821534.218,36387,300111,201,112型煤万吨020,90887,30010煤矸石万吨20.691.4236.3334.67293.098,36387,30012,139,820焦炭万吨028,43595,70010其他焦化产品万吨028,43595,70010合计613,660,758原油万吨3.233.2341,81671,100196,032汽油万吨043,07067,50010柴油万吨0.91.981.043.197.1142,65272,6001220,164燃料油万吨17.530.065.140.7323.4641,81675,5001740,658石油焦万吨23.4937.560.9931,94782,90011,615,263其它石油制品万吨0.051.221.2741,81675,500140,095合计2,712,211天然气千万立方米74.7243.9175.3190.9684.838,93154,300114,476,352液化天然气万吨2.762.7651,43454,300177,083焦炉煤气千万立方米6.71082.652.81.917216,72637,30011,073,073高炉煤气千万立方米1060.31089.5141.9762.262.131163,763219,000125,678,863转炉煤气千万立方米121.9043.109.510.94.61907,945145,00012,188,848炼厂干气万吨0.760.161.1842.1744.2746,05548,2001982,728合计44,476,947总计660,849,916《中国能源统计年鉴2011》中国温室气体自愿减排项目设计文件第75页表A17：2010年商业化情景中效率最高的化石燃料、燃油燃料和气体燃料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yAdvCoalEF,,39.65%87,30010.7927燃气电厂yAdvGasEF,,51.93%75,50010.5234燃油电厂yAdvOilEF,,51.93%54,30010.3765表A18：2010年华东电网燃煤、燃气、燃油电厂CO2排放量占总排放量的比例λCoal,yλOil,yλGas,yEFBL,fossil,adv,y（tCO2e/MWh）(λCoal,yEFCoal,Adv,y+λOil,yEFOil,Adv,y+λGas,yEFGas,Adv,y)92.86%0.41%6.73%0.7636表A19：2010年中国华东电网BM排放因子计算2007装机容量2008装机容量2009装机容量2010装机容量2007-2010新增装机12008-2010新增装机22009-2010新增装机3占新增装机比重ABCDEFGH火电（MW）138,650148,700157,970172,71052,660.037,90020,56090.23%水电（MW）19,97022,24023,30023,6303,6603903306.27%核电（MW）5,0705,0705,1305,7907207206601.23%风电（MW）1,0961,0601,6892,4211,3251,3597322.27%合计164,786177070188089204551583654036922282100%占2010年装机百分比28.53%19.74%10.89%BM=0.7636×90.23%=0.6889tCO2e/MWh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。中国温室气体自愿减排项目设计文件第76页表A20：2011年固体、液体和气体燃料发电对应的CO2排放量在总排放量中的比重燃料单位上海市江苏省浙江省安徽省福建省合计热值(kJ/kgorm3)排放因子(kgCO2/TJ)氧化率排放(tCO2e)ABCDEG=A+B+C+D+EHIJK=G×H×I×J/100,000原煤万吨3,667.6015,074.219,033.565,690.225,160.0038,625.5920,90887,3001705,020,689洗精煤万吨026,34487,30010其它洗煤万吨192.291,555.031747.328,36387,300112,752,442型煤万吨020,90887,30010煤矸石万吨186.461185.19372.658,36387,30012,720,680焦炭万吨028,43595,70010其它焦化制品万吨028,43595,70010合计720,498,375原油万吨2.032.0341,81671,100160,354汽油万吨043,07067,50010柴油万吨0.872.21.010.311.285.6742,65272,6001175,574燃料油万吨14.150.27.050.4421.8441,81675,5001689,512石油焦万吨21.221.2940.7763.2831,94782,90011,675,912其它石油制品万吨0.051.141.1941,81672,200135,927合计2,637,279天然气千万立方米102.4359.6254.9223.9940.838,93154,300119,888,073液化天然气万吨1.651.6551,43454,300146,082焦炉煤气千万立方米7.7104.93.457.31.9175.216,72637,30011,093,037高炉煤气千万立方米253.272.9326.13,763219,00012,687,380转炉煤气千万立方米11.64.4167,945145,0001184,324其他煤气千万立方米321.80321.85,22737,3001627,404炼厂干气万吨0.460.211.241.5543.4246,05548,2001963,859合计25,490,160总计748,625,815《中国能源统计年鉴2012》中国温室气体自愿减排项目设计文件第77页表A21：2011年商业化情景中效率最高的化石燃料、燃油燃料和气体燃料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yAdvCoalEF,,39.84%87,30010.7889燃气电厂yAdvGasEF,,52.50%75,50010.5177燃油电厂yAdvOilEF,,52.50%54,30010.3723表A22：2011年华东电网燃煤、燃气、燃油电厂CO2排放量占总排放量的比例λCoal,yλOil,yλGas,yEFBL,fossil,adv,y（tCO2e/MWh）(λCoal,yEFCoal,Adv,y+λOil,yEFOil,Adv,y+λGas,yEFGas,Adv,y)96.24%0.35%3.40%0.77371表A23：2011年中国华东电网BM排放因子计算2008装机2009装机2010装机2011装机2008-2011新增装机12009-2010新增装机22010-2011新增装机3占新增装机比重ABCDEFGH火电（MW）148,700157,970172,710185,18052,171.034,83114,27192.09%水电（MW）22,24023,30023,63024,1006105502201.08%核电（MW）5,0705,1305,7906,4501,3801,3206602.44%风电（MW）1,0601,6892,4213,5522,4901,8631,1314.40%合计177,070188089204551219282566513856416282100%占2011年装机百分比25.83%17.59%7.43%BM=0.77371×92.09%=0.7125tCO2e/MWh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。中国温室气体自愿减排项目设计文件第78页表A24：计算华东电网组合边际排放因子电量边际OM排放因子(tCO2e/MWh)容量边际BM排放因子(tCO2e/MWh)组合边际CM排放因子(tCO2e/MWh)ABC=A×50%+B×50%2009年0.83670.66220.749452010年0.82440.68890.756652011年0.81000.71250.76125中国温室气体自愿减排项目设计文件第79页泄漏信息表B.1(CH4)2009年华东电网发电用固体、液体和气体燃料对应的上游CH4逸散排放量在总上游逸散排放量中的比重上海江苏浙江安徽福建合计热值排放因子氧化率排放燃料品种单位ABCDEG=A+…+EHI(tCH4/10000tcoal)JK=G×H×I×J/100,000(10^4CH4）原煤万吨2,860.2910,875.327,592.145,782.213,539.1030,649.0620,908134.014,106,974洗精煤万吨000000.0026,344134.010其它洗煤万吨0324.83050.830375.668,363134.0150,338型煤万吨000000.0020,908134.010焦炭万吨0050.460050.4628,435134.016,762其它焦化制品万吨000000.0028,435134.010小计4,164,074原油万吨003.36003.3641,8164.115.76057216汽油万吨000000.0043,0704.110柴油万吨1.031.671.4904.168.3542,6524.1114.6019122燃料油万吨13.1308.8700.4622.4641,8164.1138.50668176其它石油制品万吨18.65.3100023.9141,8164.1140.99264296小计100天然气千万立方米53.7227.888.72.357.4429.9038,931296149539.85322焦炉煤气千万立方米10.289.62.956.44.7163.8016,72629618109.567648其它煤气千万立方米1,092.701,014.2036.7084.22,227.805,227296134468.34338液化石油气万吨000000.0050,17929610炼厂干气万吨0.060.1701.9714.1516.3546,05529612228.87778小计94,347总计4,258,521数据来源：《中国能源统计年鉴2010》,IPCC,2006由以上表格及相关公式：λCoal,CH4=97.78%,λoil,CH4=0.0023%,λgas,CH4=2.22%;中国温室气体自愿减排项目设计文件第80页表B2.(CH4)2009年商业化最优效率的燃煤、燃油和燃气发电技术所对应的上游逸散CH4排放因子排放因子变量供电效率(%)净燃煤消耗率(gce/kWh)排放量(tCH4/MWh)ABC燃煤电厂EFCoal,Adv,CH439.45311.580.005964燃油电厂EFOil,Adv,CH451.77237.430.000029燃气电厂EFGas,Adv,CH451.77237.430.002058由以上表格及相关公式：EFThermal(tCH4/MWh)=(λCoal,CH4EFCoal,Adv,CH4+λOil,CH4EFOil,Adv,CH4+λGas,CH4EFGas,Adv,CH4)=0.005878tCH4/MWh4,,4,upstream,CHupstreamThermalTotalThermalCHBLEFCAPCAPEF×==0.00587884.33%=0.004957tCH4/MWh中国温室气体自愿减排项目设计文件第81页表B.3(CH4)2010年华东电网发电用固体、液体和气体燃料对应的上游CH4逸散排放量在总上游逸散排放量中的比重上海江苏浙江安徽福建合计热值排放因子氧化率排放燃料品种单位ABCDEG=A+…+EHI(吨CH4/万吨coal)JK=G×H×I×J/100,000(万吨CH4）原煤万吨3,421.2012,612.928,254.085,230.093,371.1132,889.4020,908134.014,407,180洗精煤万吨000000.0026,344134.010其它洗煤万吨0230.142.251301.8201,534.218,363134.01205,584型煤万吨000000.0020,908134.010煤矸石万吨020.691.4236.3334.67293.098,363134.0139,274其他焦化产品万吨000000.0028,435134.010合计4,652,038原油万吨003.23003.2341,8164.116柴油万吨0.91.981.0403.197.1142,6524.1112燃料油万吨17.530.065.1400.7323.4641,8164.1140石油焦万吨23.49037.50060.9931,9474.1180其他石油制品万吨18.65.3100023.9141,8164.1141合计179天然气千万立方米74.7243.9175.30190.9684.8038,931296178913液化天然气千万立方米002.76002.7651,4342961420焦炉煤气千万立方米6.70108.002.652.81.9172.0016,72629618516高炉煤气千万立方米1060.31089.5141.9762.262.13,116.003,763296134708转炉煤气千万立方米121.943.19.510.94.6190.007,94529614468其他煤气千万立方米000000.005,22729610炼厂干气万吨0.760.1601.1842.1744.2746,05529616035合计127,025总计4,779,242数据来源：《中国能源统计年鉴2011》,IPCC,2006由以上表格及相关公式：λCoal,CH4=97.34%,λoil,CH4=0.0037%,λgas,CH4=2.66%;中国温室气体自愿减排项目设计文件第82页表B4.(CH4)2010年商业化最优效率的燃煤、燃油和燃气发电技术所对应的上游逸散CH4排放因子排放因子变量供电效率(%)净燃煤消耗率(gce/kWh)排放量(tCH4/MWh)ABC燃煤电厂EFCoal,Adv,CH439.65310.010.005934燃油电厂EFOil,Adv,CH451.93236.700.000028燃气电厂EFGas,Adv,CH451.93236.700.002052由以上表格及相关公式：EFThermal(tCH4/MWh)=(λCoal,CH4EFCoal,Adv,CH4+λOil,CH4EFOil,Adv,CH4+λGas,CH4EFGas,Adv,CH4)=0.005831tCH4/MWh4,,4,upstream,CHupstreamThermalTotalThermalCHBLEFCAPCAPEF×==0.00583190.23%=0.005261tCH4/MWh中国温室气体自愿减排项目设计文件第83页表B.5(CH4)2011年华东电网发电用固体、液体和气体燃料对应的上游CH4逸散排放量在总上游逸散排放量中的比重上海江苏浙江安徽福建合计热值排放因子氧化率排放燃料品种单位ABCDEG=A+…+EHI(吨CH4/万吨coal)JK=G×H×I×J/100,000(万吨CH4）原煤万吨3,667.6015,074.219,033.565,690.225,160.0038,625.5920,908134.015,175,829洗精煤万吨000000.0026,344134.010其它洗煤万吨0192.2901,555.0301,747.328,363134.01234,141型煤万吨000000.0020,908134.010煤矸石万吨0186.461185.190372.658,363134.0149,935其他焦化产品万吨000000.0028,435134.010合计5,459,905原油万吨002.03002.0341,8164.113柴油万吨0.872.21.010.311.285.6742,6524.1110燃料油万吨14.150.27.0500.4421.8441,8164.1137石油焦万吨21.221.2940.770063.2831,9474.1183其他石油制品万吨0.051.140001.1941,8164.112合计136天然气千万立方米102.4359.6254.90223.9940.8038,9312961108414液化天然气千万立方米001.65001.6551,4342961251焦炉煤气千万立方米7.70104.903.457.31.9175.2016,72629618674高炉煤气千万立方米00253.2072.9326.103,76329613632转炉煤气千万立方米0011.604.416.007,9452961376其他煤气千万立方米321.80000321.805,22729614979炼厂干气万吨0.460.2101.241.5543.4246,05529615919合计121,348总计5,581,388数据来源：《中国能源统计年鉴2012》,IPCC,2006由以上表格及相关公式：λCoal,CH4=97.82%,λoil,CH4=0.0024%,λgas,CH4=2.17%;中国温室气体自愿减排项目设计文件第84页表B6.(CH4)2011年商业化最优效率的燃煤、燃油和燃气发电技术所对应的上游逸散CH4排放因子排放因子变量供电效率(%)净燃煤消耗率(gce/kWh)排放量(tCH4/MWh)ABC燃煤电厂EFCoal,Adv,CH439.84308.530.005906燃油电厂EFOil,Adv,CH452.5234.130.000028燃气电厂EFGas,Adv,CH452.5234.130.002030由以上表格及相关公式：EFThermal(tCH4/MWh)=(λCoal,CH4EFCoal,Adv,CH4+λOil,CH4EFOil,Adv,CH4+λGas,CH4EFGas,Adv,CH4)=0.005822tCH4/MWh4,,4,upstream,CHupstreamThermalTotalThermalCHBLEFCAPCAPEF×==0.00582290.09%=0.005361tCH4/MWh中国温室气体自愿减排项目设计文件第85页附件3:监测计划补充信息-----