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版项目活动名称项目设计文件(PDD)四川华蓥山广能集团瓦斯发电项目项目类别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不适用项目设计文件完成日期不适用项目补充说明文件版本04项目补充说明文件完成日期2015年06月15日CDM注册号和注册日期6261（2012年12月31日）申请项目备案的企业法人项目业主四川华蓥山广能集团瓦斯发电有限责任公司项目类型和选择的方法学四川华蓥山广能集团瓦斯发电有限预计的温室气体年均减排量责任公司项目类别：类别8.矿产品和类别10.燃料的飞逸性排放（固体燃料，石油和天然气）方法学：CM-003-V01“回收煤层气、煤矿瓦斯和通风瓦斯用于发电、动力、供热和/或通过火炬或无焰氧化分解（第一版）”在补充计入期2010年1月31日至2012年12月30日期间（含首尾两日，共1065天）的年均减排量为286,779tCO2e，总减排量为836,767tCO2e1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>>四川华蓥山广能集团瓦斯发电项目（以下简称“本项目”）利用甲烷浓度为10%-30%3的煤矿瓦斯（CMM）进行发电，目的一方面消除基准线情景中排空的煤矿瓦斯中的甲烷，另一方面所发电量上网，替代了华中电网中由化石燃料电厂提供的同等电量，从而减少温室气体的排放。A.1.2项目活动概述>>本项目利用绿水洞、李子垭、李子垭南二井、龙滩、龙门峡、李子垭南六个矿区产生的低浓度煤矿瓦斯（CMM）进行发电。项目地位于四川省广安市广能矿区境内，项目业主为四川华蓥山广能集团瓦斯发电有限责任公司。在煤矿开采过程中，为遵守中国相关煤矿安全规程，必须抽放所产生的煤矿瓦斯。在本项目实施之前，四个采区内所产生的所有低浓度煤矿瓦斯都直接排放至大气，上网电力将由燃煤火电占主导的华中电网提供。这是项目实施前的基本情况，也将作为本项目的基准情景。本项目将利用甲烷浓度为10%-30%的煤矿瓦斯进行发电，不包括煤层瓦斯（CBM）和通风瓦斯（VAM）。本项目拟定总装机容量为21.72MW，计划安装共计26台发电机组，设计每年可消除利用5940万m3甲烷，设计每年可向华中电网供电127474.3MWh。截至到补充说明文件完稿之日，本项目一期项目14台发电机组（总装机容量共8MW）已投产运行，设计每年可消除利用2188万m3甲烷4，设计每年可向华中电网供电46951.95MWh。本项目属于“类别8.矿产品”和“类别10.燃料的飞逸性排放（固体燃料，石油和天然气）”，本项目属于大规模项目。项目开工日期为2009年3月5日6。截止项目补充说明文件完成日期，绿水洞、李子垭电站和李子垭南二井、龙滩电站部分发电机组已经投产运行。补充计入期内，投产电站的发电时间见下表：电站名称发电时间73详情见表24根据一期装机8MW和总装机21.72MW折算，即5940/21.728=2188万m35根据一期装机8MW和总装机21.72MW折算，即127474.3/21.728=46951.9MWh6广安广信工程建设监理有限公司，《开工报告》，龙滩电站开工建设日期2009年3月5日中国温室气体自愿减排项目设计文件第3页绿水洞2010年1月31日李子垭2010年3月1日李子垭南二井2010年6月1日部分投产龙滩2010年3月1日部分投产龙门峡暂未投产李子垭南暂未投产本项目的减排量来自两部分：1）消除基准线情景中排空的CMM中的甲烷；2）替代华中电网中由化石燃料电厂提供的同等电量产生的排放。本项目在补充计入期内（2010年1月31日至2012年12月30日，含首尾两日共计1065天）预计产生的减排总量为837,490tCO2e，年均减排量预计为287,027tCO2e。本项目CDM注册于2012年12月31日，注册号为6261，CDM项目的年均减排量为728,296tCO2e。截止项目补充说明文件完成日期，项目尚未申请签发。本项目未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。鉴于目前国际碳市场的不景气，拟议项目很难获得预期的CER收益。在不考虑和考虑减排收益时，拟议项目的财务内部收益率分别为5.16%和29.86%，由于本项目的投资很大程度上依赖于减排收益资金的回流，因此，本项目的实施进度受到了一定的影响。若本项目备案为中国自愿碳减排项目，并且获得CCER收益，将有利于拟议项目按照计划进行实施。本项目可从多方面促进可持续发展，具体表现为：•项目在建设期和运行期为当地创造了就业机会；•减少煤矿瓦斯的排放，促进温室气体减排并减少空气污染；•煤矿瓦斯发电代替化石燃料燃烧所产生的电量，从而减少了化石燃料燃烧产生的二氧化碳和其他有毒有害气体的排放；•提高了煤矿的作业安全，减少的突发事故发生的可能性。A.1.3项目相关批复情况>>四川省环境保护局于2008年12月15日批复了本项目“绿水洞煤矿瓦斯发电项目、李子垭南二井煤矿瓦斯发电项目、龙滩煤矿瓦斯发电项目和龙门峡煤矿瓦斯发电项目”的环境影响报告表（川环建函［2008］1065号）；四川省环境保护局于2009年2月4日批复了拟议项目“李子垭煤矿瓦斯发电项目和李子垭南煤矿瓦斯发电项目”的环境影响报告表（川环审批［2009］55号）。7四川华蓥山广能集团四方电力有限责任公司，2014年7月25日，《关于绿水洞瓦斯发电站并网发电时间的证明》中国温室气体自愿减排项目设计文件第4页四川省发展和改革委员会于2008年8月1日批复了“四川华蓥山广能（集团）公司矿区瓦斯发电（项目）”的备案申请（川投资备[5100000808011]1709号）；由于当时本项目公司（四川华蓥山广能集团瓦斯发电有限责任公司）还未成立，故申请单位为四川省煤炭产业集团有限责任公司。本项目公司成立后，四川省发展和改革委员会于2010年5月24日再次批复了“四川华蓥山广能集团公司矿区瓦斯发电工程（项目）”（川发改能源函[2010]485号）。由于本项目于2010年5月24日立项批复，早于《固定资产投资项目节能评估和审查暂行办法》的施行日期（2010年11月1日），故没有节能评估报告和审查文件。国家发展和改革委员会于2011年9月30日批准本项目作为清洁发展机制项目（发改气候[2011]2167号）。CDM注册日期：2012年12月31日；CDM注册号：6261；项目名称：SichuanGuangnengCoalMineMethaneUtilizationProject；UNFCCC网站项目链接：http://cdm.unfccc.int/Projects/DB/ERM-CVS1337695137.72/view。截止项目补充说明文件完成日期，项目尚未申请签发。本项目未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。A.2.项目活动地点A.2.1.省/直辖市/自治区，等>>四川省A.2.2.市/县/乡(镇)/村，等>>广安市广能集团公司矿区工业广场内A.2.3.项目地理位置>>本项目位于中国四川省广安市广能集团公司矿区，矿区内各煤矿地理坐标如下表所示：表1项目矿井的地理坐标编号煤矿东经北纬1绿水洞106.8733º30.4167º2李子垭106.7811º30.2292º3李子垭南二井106.8728º30.1586º4龙滩106.9375º30.4689º中国温室气体自愿减排项目设计文件第5页5龙门峡106.9925º30.5636º106.7458º30.1603º6李子垭南四川省广安市图1项目地理位置图中国温室气体自愿减排项目设计文件第6页A.3.项目活动的技术说明>>本项目实施前所存在的情景在本项目实施前，本项目实施矿井所有抽排的低浓度CMM（10%-30%）都直接通风排放进入大气，没有任何形式的甲烷消除或利用，并且由华中电网提供与项目输出电量相等的电力。这同时也是本项目的基准线情景。各煤矿的生产情况和CMM抽排及电力生产情况如下表所示。表2各煤矿的生产情况和CMM抽排及电力生产情况8原煤产量煤矿开煤矿预CMM甲发电量供电量煤矿（百万吨始生产期寿命烷浓度（MWh/（MWh//年）时间（年）（%）年）年）绿水洞1.201981.125217.036243.65869.0李子垭0.901978.125526.7312487.211738.0李子垭南0.452009.094514.3833902.731868.6二井龙滩1.502009.054523.2864246.660391.8龙门峡0.452013.024016.0312478.211738.0李子垭南0.301996.074210.676243.65869.0总计135611.012747.3基准线情景若没有本项目活动的实施，本项目实施矿井所有的低浓度CMM将仍旧直接通风排放进入大气，并且继续由华中电网提供与项目输出电量相等的电力。因此基准线情景与以上描述的本项目活动实施前所存在的情景相同。项目情景本项目计划安装共26台燃气内燃机发电机组，利用10%-30%浓度范围的CMM发电，设计总装机容量21.72MW，设计每年可消除利用5940万m3甲烷，设计每年可向华中电网供电127474.3MWh，各矿瓦斯发电的年负荷因子均为0.67，年运行小时数为5,869。截至到补充说明文件完稿之日，本项目一8可行性研究报告修改版，2010年3月，中煤国际工程集团重庆设计研究院中国温室气体自愿减排项目设计文件第7页期项目14台发电机组（总装机容量共8MW）已投产运行，设计每年可消除利用2188万m3甲烷，设计每年可向华中电网供电46951.9MWh。表3电站装机容量及机组安装生产情况电站装机容量发电机组及生产厂家安装进程发电时间9绿水洞1MW李子垭2MW500kW×2李子垭南二井5.43MW胜利油田胜利动力机械500kW×22010年1月31日有限公司龙滩10.29MW龙门峡500kW×4李子垭南2MW1MW胜利油田胜利动力机械500kW×42010年3月1日总计21.72MW有限公司1000kW×21000kW×22010年6月1日一期投产南车资阳机车有限公司（500kW×2500kW×2计划2015年开工，2016胜利油田胜利动力机械年底投产；2430kW×1计划2017年开工，2018年有限公司2430kW×1底投产）通用电气公司500kW×6济南柴油机股份有限公2010年3月1日一期投产司500kW×6（2430kW×3计划2017年2430kW×3开工，2018年底投产）通用电气公司500kW×4暂未安装暂未投产（500kW×4胜利油田胜利动力机械计划2015年开工，2016有限公司年底投产）500kW×2暂未安装暂未投产（500kW×2胜利油田胜利动力机械计划2015年开工，2016有限公司年底投产）本项目活动工艺流程如下图所示。低浓度煤矿瓦斯经瓦斯抽放泵抽送后，为了确保瓦斯输送的安全性，经细水雾混合输送抑爆装置处理，进入发电机组燃烧发电，所发电力输送至四川广安电网10，四川广安电网是四川省电网的一部分，而四川省电网隶属于华中电网。9四川华蓥山广能集团四方电力有限责任公司，2014年7月25日，《关于绿水洞瓦斯发电站并网发电时间的证明》及四川广安广信建设监理有限公司，《四川华蓥山广能（集团）瓦斯发电项目进度说明》10根据购售电协议，已建设电站并网点分别为：龙滩变电站（龙滩）；李子垭出线开关（李子垭）；绿水洞变电站（绿水洞）；南二井出线开关（南二井）。中国温室气体自愿减排项目设计文件第8页煤矿瓦斯预处理F,T,PM华中电网系统CCMM发电机组抽放站煤矿瓦斯流量计、压力传感器和C甲烷浓度计监测甲烷浓度电量F,T,P温度传感器分别监测流电表监测上网电量和额外消耗的电量量、压力和温度M图2工艺流程图本项目将使用胜利油田胜利动力机械有限公司、南车资阳机车有限公司、济南柴油机股份有限公司和通用电气公司分别生产的发电机组，主要技术参数请见下表。所有机组的设计运行寿命均为20年。表4项目使用燃气内燃机机组的主要技术参数11型号500GF1-3RW1000QGFA-W500GF-WK制造商胜利油田胜利动南车资阳机车有济南柴油机股份力机械有限公司限公司有限公司额定功率（kW）5001000500额定频率（Hz）505050额定电压（V）400400400额定电流（A）9012165902额定转速（r/min）100010001000A.4.项目业主及备案法人项目业主名称申请项目备案的受理备案申请的企业法人发展改革部门四川华蓥山广能集团瓦四川华蓥山广能集团瓦四川省发展和改革委员斯发电有限责任公司斯发电有限责任公司会A.5.项目活动打捆情况>>不适用，本项目不是打捆项目。11数据来源：机组铭牌；尚未安装的机组，如通用电气公司生产的，相关参数未列出中国温室气体自愿减排项目设计文件第9页A.6.项目活动拆分情况>>不适用，本项目不存在拆分情况。中国温室气体自愿减排项目设计文件第10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>>本项目应用方法学自愿减排方法学CM-003-V01：“回收煤层气、煤矿瓦斯和通风瓦斯用于发电、动力、供热和/或通过火炬或无焰氧化分解（第一版）。有关方法学的信息详见如下网站：http://cdm.ccchina.gov.cn/Detail.aspx?newsId=39531&TId=21引用的工具有“额外性论证与评价工具”（第7.0.0版）、“电力系统排放因子计算工具”（第4.0版）。有关工具的信息详见如下网站：http://cdm.unfccc.int/methodologies/PAmethodologies/approved.htmlB.2.方法学适用性>>本项目满足方法学CM-003-V01的要求，具体描述见下表：适用条件项目活动本项目包含利用井下钻孔收集采前煤该方法学适用于下述任何一种项目活矿瓦斯和利用采空区井下钻孔、抽排动：巷道、抽取密封区瓦斯等技术抽取采•利用地面钻井收集与采煤活动相关后CMM。本项目不包括VAM和CBM。的煤层气；•利用井下钻孔收集采前煤矿瓦斯；本项目活动的6个实施矿井均为现役•利用采空区地面钻井、井下钻孔、煤矿，其基准线为CMM全部排空到大气中。本项目活动收集利用CMM瓦斯抽排巷道或其他瓦斯（包括密发电，未被利用CMM出于安全考虑封区瓦斯）收集技术，收集采后煤将会排空。矿瓦斯；•正常通风排放的通风瓦斯。该方法学适用于在现役煤矿中开展收集利用和消除煤矿瓦斯和通风瓦斯的项目活动，其基准线是煤层气部分或全部释放到大气中，项目活动采用下述方法处理收集到气体：•收集的煤层气通过燃烧消除；•收集的煤层气通过无焰氧化消除；•收集的煤层气通过生产电力、动力、热力方式消除，由替代其他能源所产生的减排量可以考虑也可以不中国温室气体自愿减排项目设计文件第11页作考虑；本项目活动不涉及露天煤矿，该限制•考虑安全的原因，上述生产活动剩条件不适用于本项目。余的煤层气仍需经稀释后排空；本项目可行性研究报告根据煤矿生产•项目活动收集的煤矿瓦斯和通风瓦情况、瓦斯蕴藏量、瓦斯抽取情况和装机方案的选择等，提供了必要的数斯应全部利用或者全部消除，不能据，以便于事前预估甲烷需求量。排空。广能集团公司矿区是一个现有的煤矿对于露天煤矿，方法学限制如下：，开采活动正在进行并将持续。•在项目开始前，煤矿必须有至少三本项目活动不涉及任一列出的这些特年的生产采许可；征。•只有从开采区域内矿井事前抽取的CBM/CMM认为是符合计入的要求；•事前抽取CBM/CMM矿井年限可以计入到实际开采时间或许签发时间中比较晚的，但是不能超过10年；•对于露天煤矿，抽取甲烷避免的排放只能计入通过影响井带对于露天煤矿，或分离应力带开采矿层的年份使用该方法学，项目参与方须拥有足够的数据供事前预测煤矿瓦斯的需求量正如方法学基准线排放和泄漏部分描述一样。该方法学适用于新煤矿和已有的煤矿。该方法学不适用于以下项目活动：•收集废弃煤矿、退役煤矿的煤层气；•收集利用原始煤层气，例如从与采煤毫不相干的煤层中抽取高浓度煤层气；•在采煤开始前，使用CO2或其他任何流体/气体加大煤层气抽取量。B.3.项目边界>>中国温室气体自愿减排项目设计文件第12页根据自愿减排方法学CM-003-V01（第一版）和项目实际情况，本项目的项目边界空间范围包括：•抽放CMM的设施，作为保障煤矿生产安全必不可少的配置，抽放CMM的设施与本项目活动的存在与否没有必然联系，本项目的投资分析和基准线计算都不直接涉及这些设施；•本项目所安装和使用的CMM输送设备、发电设备和设施；•拟议项目接入的华中区域电网中所有电厂。根据国家发展和改革委员会发布的《中国区域电网基准线排放因子》12，华中电网由湖北省、湖南省、河南省、江西省、四川省和重庆市电网6个电网组成。为了确定项目活动排放种类，应包括以下排放源：•发电机燃烧CMM产生的CO2排放；•在非甲烷碳氢化合物体积浓度大于煤矿瓦斯1%的情况下其燃烧产生的CO2排放；•由于项目活动所造成的现场燃料消耗所产生的CO2排放，包括由于项目活动从中国华中电网购电相应的CO2排放以及现场由于项目活动（包括气体运输）消耗燃料产生的排放；•未燃烧甲烷逃逸产生的排放。为了确定基准线排放种类，应包括以下排放源：•由在本项目情景中被抽取的瓦斯通风排放导致的甲烷CH4排放；•出自于由本项目活动所替代的动能（仅限电力）生产的CO2排放。项目边界详情如下图所示：12http://cdm.ccchina.gov.cn/WebSite/CDM/UpFile/File2552.pdf中国温室气体自愿减排项目设计文件第13页图3项目边界图项目边界内的排放源以及主要排放的温室气体种类请见下表。表5项目边界内排放源以及排放气体排放源温室气包括说明理由/解释体种类否？排空产生的甲是主要排放源，本项目所抽取的CMM烷排放CH4在基准线情景中都通风排放基准线消除甲CO2基准线情景中，本项目所抽取的基烷产生的排放CH4否准N2O线CMM没有被消除情景电网电力生产CO2否为了简单化排除，这是保守的（向电网供电否为了简单化排除，这是保守的）CH4•只有与等量电力相关的CO2排放N2O将会计入，而不是由于使用基准自备电力、热CO2是线排放包括的甲烷产生的电力•电力系统排放因子计算工具描述的联合边际方法将会使用否为了简单化排除，这是保守的否为了简单化排除，这是保守的否因基准线情景不涉及这些用途而被中国温室气体自愿减排项目设计文件第14页能和车用燃料排除否为了简单化排除，这是保守的使用CH4否为了简单化排除，这是保守的否只有CMM排放变化才会考虑，通过N2O监测项目活动甲烷使用和消除继续排空产生的CH4排放CH4与项目活动所需从华中电网输入的是电量相应的CO2排放现场由于项目CO2活动消耗燃料为了简单化排除，这个排放源假定产生的排放，CH4否包括气体运输非常小N2O为了简单化排除，这个排放源假定否甲烷消除产生非常小项的排放CO2是出自于甲烷在发电过程中的燃烧来自点火排空、无焰氧化或产热发目NMHC消除产CO2是电燃烧的NMHC，如果它们的量超过抽取煤矿气体体积的1%情生的排放在点火排空、无焰氧化或产热发电是景过程中小量甲烷未燃烧未燃尽的甲烷为了简单化排除，这个排放源假定否产生的逃逸排CH4非常小放为了简单化排除，但是在其他潜在现场设备逃逸否泄漏影响中考虑（见泄漏部分）甲烷产生的排CH4为了简单化排除，这个排放源假定否放非常小气体供应管道或交通工具使用逃逸甲烷产CH4生的排放意外甲烷排放CH4B.4.基准线情景的识别和描述>>本项目所在地为正在生产的煤矿，且根据之前的项目活动描述，项目活动不涉及CBM和VAM，仅涉及CMM，因此以下分析仅包含CMM。步骤1：确定技术上可行的收集和/或利用CMM的选项中国温室气体自愿减排项目设计文件第15页步骤1a：CMM的抽采选项基准线情景替代方案应包括所有技术上可行的处理CMM以符合安全规定的选项，这些选项可以包括：A．采前CMM抽取；B．采后CMM抽取；C．选项A、B和C规定气体相应比例的可能组合。步骤1b：抽取CMM处理选项基准线情景应包括所有可能的技术上可行的利用CMM的选项，这些选项可以包括：(i)排空；(ii)利用或者分解VAM，而不排空；(iii)通过火炬进行焚烧；(iv)用于并网发电；(v)用于自备发电；(vi)用于供热；(vii)进入煤气管网，用于交通工具燃料或者发电供热；(viii)上述方案的可能组合，每个规定选项处理气体以相应比例组合。步骤1c：能源生产选项在项目所涉及矿区，所有技术上可行的发电选项包括：P1.从华中电网购入等量的电力；P2.建设可提供等量电力的自备燃煤电厂；或使用其他化石燃料的自备电厂；P3.CMM发电——这是本项目活动在不作为CCER项目活动实施的情况下的选项步骤2：排除与法律法规不相符的基准线情景任何不满足当地法律或法规要求的处理和利用CMM的基准线选项都应被排除。a.排除CMM抽放的选项中国温室气体自愿减排项目设计文件第16页按照中国《煤矿安全规程》(2005版、下同)13，“采区回风巷、采掘工作面回风巷风流中瓦斯浓度不得超过1%。对于矿井绝对瓦斯涌出量大于或等于40m3/min的矿井，或开采有煤与瓦斯突出危险煤层的矿井，必须建立地面永久抽放瓦斯系统或井下临时抽放瓦斯系统”14。本项目中的六个矿井均被归类为煤与瓦斯突出矿井。因此，有必要进行采前和采后煤矿瓦斯的抽放，以使甲烷浓度保持在1%以下，确保安全作业。只进行采前煤矿瓦斯抽放（选择A）或只进行采后煤矿瓦斯抽放（选择B）都不足以确保煤矿的安全操作。因此，步骤1a中的选项A和选项B被排除，选项C是所剩唯一在技术上可行而且能保证符合法定安全要求的CMM抽放选项。b.排除抽取CMM的处理选项本项目中抽取利用的CMM中甲烷浓度为10-30%。根据中国《煤矿安全规程》，不得利用甲烷浓度低于30%的煤矿瓦斯15。2010年1月21日，国家安全生产监督管理总局发布了关于修改《煤矿安全规程》部分条款的决定，规定抽采的瓦斯浓度低于30%时，不得作为燃气直接燃烧，但是可以用于内燃机发电或作其他用途。根据上述规定，火炬处理低浓度瓦斯（小于30%）属于直接燃烧，不符合规定，因此步骤1b中的选项（ii）被排除。根据当地电网公司的说明，在项目区域内已经存在两个燃煤自备电厂完全可以满足煤矿的生产生活用电需求；而且考虑到CMM在抽采、处理过程中可能出现的问题，将导致没有足够的CMM用于自备发电，从而出现影响煤矿生产安全的重大问题。综合考虑以上各种情况，当地电网公司要求本项目所发电必须上网而不能直接供给煤矿使用。因此步骤1b中的选项（iv）被排除。另外，低浓度瓦斯供热涉及到在工业锅炉中直接燃烧低浓度瓦斯(小于30%)，同样不符合规定，因此步骤1b中的选项（v）被排除。依据《城镇燃气规范》（GB50028-93）规定，煤层气作为城镇燃气，其甲烷浓度应达到36.8%~78.9%16。因此本项目中抽取利用的CMM不能作为城镇燃气，因此步骤1b中的选项（vi）被排除。步骤1b选项(i)、(iii)以及(vii)是所剩符合法律法规要求的选项。c.排除能源生产的选项13中国《煤矿安全规程》第一百三十六条14中国《煤矿安全规程》第一百四十五条15中国《煤矿安全规程》第一百四十八条16http://www.sxcoal.com/gas/96386/print.html中国温室气体自愿减排项目设计文件第17页根据国务院办公厅关于严格禁止违规建设13.5万千瓦及以下火电机组的通知17，未经国家批准，各地区、各部门不得违反建设程序，擅自审批和开工建设燃煤火电项目。尤其要严格禁止违规建设13.5万千瓦及以下的火电机组。因此，建设可提供与本项目等量电力的自备燃煤电厂，或使用其他化石燃料的自备电厂是国家禁止的。步骤1c中的选项P2由此被排除。步骤3：对于基准线情景可行途径的简单陈述排除一些自相矛盾CMM抽取、CMM处理和能源生产的选项后（如C+i+P3，因为如果CMM已排空则不可能再用于发电）及不适用于本项目的选项（如ii），技术和法律法规上可行的基准线情景选项列举如下：情景编号CMM抽取CMM处理能源生产情景1联合采前和采后排空从华中电网购入（C+i+P1）CMM抽取用于并网发电等量的电力CMM发电——这情景2联合采前和采后部分排空，部分是本项目活动在（C+iv+P3）CMM抽取用于并网发电不作为CCER项目活动实施的情情景3联合采前和采后（C+viii+P1/P3）CMM抽取况下的选项部分电力来自华中电网，部分CMM发电上网步骤4：排除面临难以克服障碍的基准线情景替代选择情景1：这是目前现有情景的延续，没有任何障碍。情景2：此情景为此选项不存在技术障碍。山东胜动集团从2005年起开始进行低浓度瓦斯（10%-30%）发电技术攻关，2007年研发的专利技术“低浓度瓦斯发电与输送系统”填补了世界的空白。随后，此技术实现了工业化并通过了安全管理总局的技术鉴定18。但是根据B.5部分的描述，此情景存在投资的障碍。17http://www.gov.cn/gongbao/content/2002/content_61480.htm18http://www.in-en.com/coal/html/coal-0742074210209692.html中国温室气体自愿减排项目设计文件第18页情景3：此情景为情景1和情景2的结合，但因为排空和其他方案组合的结果与其他方案自身无太大差别，所以CMM排空和CMM用于并网发电的组合与情景2基本一致，因此情景3排除。步骤4结果：经过如上分析和排除，基准线情景替代可组合是：情景编号CMM抽取CMM处理能源生产情景1联合采前和采后排空从华中电网购入（C+i+P1）CMM抽取用于并网发电等量的电力CMM发电——这情景2联合采前和采后是本项目活动在（C+iv+P3）CMM抽取不作为CCER项目活动实施的情况下的选项根据B.5节中的额外性评价与论证，没有CDM支持的情况下，情景3不具备财务可行性；而情景1为已有的常规情景，不需要新的投资，也不存在预期财务亏损。基于以上的分析，最可行的基准线情景为情景1。B.5.额外性论证>>事先考虑减排机制可能带来的效益2008年6月，中煤国际工程集团重庆设计研究院完成了本项目的可行性研究报告。由于项目在不考虑CDM收入时不具有经济可行性，因此设计院建议项目业主将本项目申请为CDM项目，以改善项目的经济可行性。根据设计院的建议和对中国类似CMM项目的调研，本项目业主于2008年10月进行CDM项目买家招标，并在项目活动建设的同时积极推进CDM的申请工作。项目于2012年12月31日注册为CDM项目。2012年6月13日，国家发展改革委正式印发《温室气体自愿减排交易管理暂行办法》，这为国内温室气体自愿减排项目产生的减排量进行交易提供了政策和机制保障。随着五市两省碳交易试点方案的陆续出台，国内温室气体自愿减排项目产生的减排量均被允许用于冲抵一定比例的碳配额，这为国内温室气体自愿减排量提供了交易的条件和市场。因此项目业主决定将项目CDM注册前产生的减排量开发为自愿减排项目，以弥补CDM注册前项目投产运行产生的经济损失。本项目活动的主要事项如下表所示：中国温室气体自愿减排项目设计文件第19页表6本项目活动主要事项时间事件2008年6月可研报告编制完成（含CDM考虑）2008年8月1日可研报告批复（项目备案）2008年10月开始CDM买家招标2008年11月环评报告编制完成2008年11月20日提交给国家发改委《清洁发展机制项目通报表》环评报告批复（绿水洞煤矿瓦斯发电项目、李子垭南2008年12月15日二井煤矿瓦斯发电项目、龙滩煤矿瓦斯发电项目和龙门峡煤矿瓦斯发电项目）2009年2月4日环评报告批复（李子垭煤矿瓦斯发电项目和李子垭南煤矿瓦斯发电项目）龙滩工建合同签署（最早的工建合同）（项目开始时2009年2月24日间）2009年3月5日项目开工2009年12月签署ERPA2010年1月31日项目投产（绿水洞）2010年3月可研报告修改版编制完成2010年5月24日可研报告修改版批复（项目备案）2010年9月CDM项目审定开始2011年9月30日CDM批复（LoA）2012年12月31日CDM项目注册2014年9月28日至2014年10月4CCER项目公示日四川省发展和改革委员会于2008年8月1日批复了“四川华蓥山广能（集团）公司矿区瓦斯发电（项目）”的备案申请（川投资备[5100000808011]1709号）；由于当时本项目公司（四川华蓥山广能集团瓦斯发电有限责任公司）还未成立，故申请单位为四川省煤炭产业集团有限责任公司。本项目公司成立后，四川省发展和改革委员会于2010年5月24日再次批复了“四川华蓥山广能集团公司矿区瓦斯发电工程（项目）”（川发改能源函[2010]485号）。投资分析按照“额外性论证与评价工具”最新版本对项目是否具有额外性进行分析。因为确定基准线情景与额外性工具的步骤相似，“额外性论证与评价工中国温室气体自愿减排项目设计文件第20页具”的步骤1可省略，基准线情景的确定与额外性论证保持一致，本项目的额外性的论证与评价从步骤2开始。步骤2投资障碍分析子步骤2a：选择分析方法本项目实施的最大障碍为投资障碍。“额外性论证与评价工具”为该步骤建议了三种分析方法，即简单成本分析方法（选项I）、投资比较分析方法（选项II）和基准分析方法（选项III）。考虑到本项目除CDM收入外，还包括售电收入，因此简单成本分析方法（选项I）不适用。投资比较分析方法（选项II）适用于替代方案也是投资项目的情况，只有这样才能进行投资比较分析，但是本项目的基准线替代方案是广能集团煤矿现有状况的延续以及由华中电网提供等量的电量供应，而不是新建的投资项目，因此投资比较分析方法（选项II）不适用。鉴于项目活动的财务数据以及全投资内部收益率的基准可以获得，本项目采用基准分析方法（选项III）进行投资分析。子步骤2b：选项III基准分析方法当项目全投资或自有资金的财务内部收益率大于等于行业的基准收益率时，即认为其盈利能力已满足最低要求，在财务上是可以考虑接受的。根据《电力工程技术改造项目经济评价暂行办法》，中国电力行业全投资内部收益率（IRR）基准线为8%（税后）。该基准线在中国电力行业应用非常广泛。本项目涉及到CMM发电，选择电力行业IRR基准线8%（税后）作为本项目的IRR基准线。子步骤2c：计算并对比财务参数根据本项目的可行性研究报告，用于本项目投资分析的主要参数列于下表：表7用于投资分析计算的主要参数参数数值单位数据来源总投资151,130,000元可研报告修改版静态总投资143,630,000元可研报告修改版年运行成本17,234,600元可研报告修改版中国温室气体自愿减排项目设计文件第21页年发电量135,611MWh可研报告修改版年供电量127,474MWh可研报告修改版上网电价（含增值税）0.333元/MWh可研报告修改版项目运行时间20年可研报告修改版增值税17%可研报告修改版城市维护建设税5%可研报告修改版教育费附加3%可研报告修改版残值率5%可研报告修改版所得税率25%可研报告修改版增值税返还17%可研报告修改版预计CERs价格8€/CERERPA该可研报告修改版于2010年5月24日获得四川省发展和改革委员会批复，批复文号为川发改能源函[2010]485号。下表比较了本项目在不考虑CERs的收益和考虑CERs的收益时，财务指标的计算结果：表8不考虑和考虑碳减排收益时的项目IRR比较IRR（不考虑CERs收益）IRR（考虑CERs收益）5.16%29.86%在不考虑碳减排收益的情况下，本项目财务内部收益率IRR为5.16%（税后），远低于基准收益率8%（税后）。因而在没有碳减排收益的情况下，本项目不具备财务吸引力，项目业主建设本项目将极其困难，具有额外性。在考虑了碳减排收益的情况下，本项目IRR上升为29.86%，超过了比较基准8%，本项目在财务上变为可行。本项目分为三期开发，目前一期已全部投产，三期项目的投资分解如下表所示，其中一期项目为实际发生的投资金额，二、三期项目投资则根据一期项目实际投资推算并考虑已经签署的部分合同。项目分期电站装机（MW）投资（元）绿水洞165,205,966总计一期李子垭229,800,00021.728MW李子垭南二井2MW3二期龙滩14MW李子垭南二井2龙门峡中国温室气体自愿减排项目设计文件第22页李子垭南1三期李子垭南二井2.4369,200,0009.72MW龙滩7.29由此可见，考虑一期项目实际发生投资，则总投资为164,205,966元，超过可研中预计的总投资151,130,000元，所以利用可研中的总投资计算IRR是保守的。各期项目投资分解如下表所示。项目分期分项投资金额（元）一期设备采购26,032,033设备安装4,359,694二期土建施工21,243,142三期土地购买（包括地质勘测）2,624,959环评353,410设计费2,196,576监理费666,000材料费5,608,051其他费用2,122,101总计65,205,966设备采购12,800,000李子垭南二井建安施工7,000,000龙门峡建安施工5,000,000李子垭南建安施工5,000,000总计29,800,000设备采购61,200,000李子垭南二井建安施工4,000,000龙滩建安施工4,000,000总计69,200,000根据一期项目实际发生的年运行成本，考虑装机大小，可以推算出项目总的年运行成本，分项及推算结果如下表所示。年运行成本具体分项成本一期项目项目总计折算材料费（元）油费502,998.891,365,642水费69,931.85189,86581,881.83222,309其他材料费654,812.571,777,816总计中国温室气体自愿减排项目设计文件第23页运维费（元）劳保费16,123.7543,776劳务费（元）管理费4,689,730.2112,732,618维修费（元）办公费2,086,134.365,663,855商务费538,455.601,461,907其他运维费用538,455.601,461,907总计7,330,443.9219,902,1551,591,000.004,319,565工资209,638.40福利308,085.28569,168保险836,452房补56,376.45153,062总计2,165,100.135,878,247配件费1,989,626.645,401,836修理费1,057,733.782,871,747总计3,047,360.428,273,584由此可见，考虑一期项目实际发生的年运行成本，可以折算出项目年运行成本为35,831,801元，超过可研中预计的年运行成本17,234,600元，所以利用可研中的年运行成本计算IRR是保守的。本项目在不考虑减排收益的情况下盈利能力较差，虽然项目已经注册成为CDM项目，但一直没有实现减排量交易，没能获得这部分收益。所以一期项目建成后，二、三期项目建设一直处于延后状态。本项目申请CCER项目备案成功且实现减排量交易以后，将在一定程度上缓解本项目的资金问题，提速二、三期项目的建设，最大限度的发挥本项目的减排潜力。子步骤2d：敏感性分析敏感性分析将显示有关财务吸引力的结论在关键假设条件的合理变化范围内，是否依然有效，能否有较强的抗风险的能力。针对本项目选择如下四个主要参数作为敏感性指标，通过敏感性分析检验项目的财务可行性：•静态总投资；•上网电价；•年运行成本；•年供电量。假定其他条件不变，以上四个主要参数分别在±20%的范围内变动。在不考虑碳减排收益的情况下，上述参数变动对无碳减排收入时项目IRR的影响如下表所示，推算所得的项目IRR都低于基准收益率8%。中国温室气体自愿减排项目设计文件第24页表9敏感性分析参数-20%-10%0%10%20%年供电量1.26%6.61%7.96%上网电价1.26%3.51%5.16%6.61%7.96%静态总投资7.37%4.24%3.36%年运行成本6.96%3.51%5.16%4.21%3.15%6.19%5.16%6.07%5.16%另外，如果假定其他条件不变，在无CERs收入时项目IRR等于基准收益率8%时，以上四个主要参数分别所需的变化程度如下表所示。参数表10临界点分析表静态总投资年运行成本变化程度使得项目IRR年供电量上网电价等于基准收益率8%+20%+20%-25%-32%年供电量只有当年输出电量增加20%时才能使本项目IRR达到基准值8%。由于总装机容量不会改变，因此输出电量由年发电小时数与有效功率因数共同决定。本项目的年运行小时数为6244小时，如果再增加20%，将达到7492小时，相当于电站每天运行20个小时以上，考虑到：1）抽采的CMM甲烷浓度和气量不稳定；2）煤矿自身的停采检修；3）发电设备的停机维护，这个可能性几乎没有。因此，实际的运行小时数增加20%的可能性极小。上网电价如果电价增长20%，本项目IRR可达到基准收益率8%。如此大幅的增长在本项目是不可能的。首先，项目业主与电网公司签署了长期的购售电合同，合同执行的电价为0.333元/kWh。因此业主单方面增加电价是不可能的。其次，CMM发电不稳定，因此CMM电站发电的价格不会高于燃煤电厂的上网电价，而燃煤电厂的上网电价受政府的严格控制，因此不可能有大幅的上涨，目前四川省标杆电价为0.3837元/kWh19。即使本项目使用该标杆电价，项目IRR也只能上升到7.33%，仍然低于基准收益率8%。静态总投资和年运行成本19http://vip.chinalawinfo.com/newlaw2002/SLC/SLC.asp?Db=lar&Gid=17020604中国温室气体自愿减排项目设计文件第25页即使静态总投资或年运行成本下降20%，本项目IRR仍然低于基准收益率8%。只有当总投资降低25%或年运行成本下降32%时，本项目IRR才能达到基准收益率8%，而如此大幅度的成本削减在现实中是不可能发生的。首先，如果静态总投资大幅度下降，将不能保证工程建设的质量；第二，近年来工业品出厂价格指数（PPI）持续增长20，导致原材料、设备和劳动力成本的飙升。第三，跟四川省内其他注册的CMMCDM（UNFCCCID2677,3196,3542）项目相比，本项目的单位装机投资额7.11百万元/MWh与以上项目的该项参数（5.63、11.07、5.22）类似，单位发电量运行成本0.12百万元/GWh也与以上项目的该项参数（0.23、0.1、0.14）类似。因此，不可能通过降低静态总投资和年运行成本来使本项目IRR达到基准值。步骤2的结论如果没有来自CDM或CCER的支持，即不考虑碳减排收益的情况下，本项目IRR无法达到比较基准收益率的水平，项目不具有财务吸引力而难以实施，因此本项目具有额外性。步骤3障碍分析鉴于步骤2得出的结论，根据“额外性论证与评价工具方法”，进行步骤4。步骤4普遍性分析子步骤4a.计算本项目活动设计产出或容量的+/-50%作为可适用产出范围本项目的装机容量为21.72MW，类似规模的项目的装机容量在±50%的范围内选择，即10.86MW至32.58MW。子步骤4b.在适用的地理区域，识别能提供与该拟议项目活动相同产出或容量的所有电厂，所适用的产出范围如子步骤4a中计算所得，且这些电厂在项目开始日期之前已经开始了商业运行。它们的数量记为Nall。已注册减排机制项目活动和审定中的项目活动不应该包括在该步骤内；20http://shequ2.tool.hexun.com.tw/ExpertFiles/20100216/10244528/8AED3B1AC9CD418A3D26F75EF278C716.pdf中国温室气体自愿减排项目设计文件第26页根据额外性论证与评价工具（07.0.0版），“适用的地理区域”的缺省选项为整个东道国。但由于在中国，各省份/自治区之间的电价水平是不同的、各省份/自治区政府制定的法律法规也不尽相同、各省份/自治区根据产业结构及不同资源情况制定有区别的鼓励政策，因此不同省份/自治区的项目投资环境是不相同的。所以这里选取本项目所在省份—四川省作为适用的地理区域。该步骤中，识别出两种项目类别：类别1：商业运行发生在2009年2月之前的四川省装机大小为10.86MW至32.58MW的CMM发电项目。经清洁发展机制网（http://cdm.ccchina.gov.cn/）、联合国CDM网站（http://cdm.unfccc.int）、黄金标准网站（http://www.cdmgoldstandard.org/）、VCS网站（www.v-c-s.org）、Markit项目注册查询平台21、中国自愿减排交易信息平台（http://cdm.ccchina.gov.cn/ccer.aspx）及四川省发展和改革委员会网站（http://www.scdrc.gov.cn/）进行数据查询四川省已投运的CMM发电项目如下表所示，该项目已注册为CDM项目，所以类别1的项目数量为N1=0。项目名称是否CDM项目项目装机投运时间CDM进展四川芙蓉集团芙蓉矿区瓦斯利用是16.192MW2007年11已注册月28日项目类别2：商业运行发生在2009年2月之前的四川省除去CMM发电之外装机大小为10.86MW至32.58MW的发电项目。该类型项目数量计为N2。综上所述，Nall=N2。子步骤4c.在子步骤4b所识别的电厂内，识别那些采用技术不同于本项目活动中所采用技术的电厂。它们的数量记为Ndiff。根据“额外性论证与评价工具”（07.0.0版），能源来源不同的项目认为是不同的技术；本项目是一个CMM发电项目，采用能源为CMM，和其他类项目能源不同，因此类别2项目与本项目的技术不同，即Ndiff=N2。21http://mer.markit.com/br-reg/public/index.jsp?entity=project&sort=project_name&dir=ASC&start=0&acronym=&limit=15&name=sichuan&standardId=中国温室气体自愿减排项目设计文件第27页子步骤4d.计算系数F=1-Ndiff/Nall。其代表那些使用了与本项目活动中所采用技术类似技术（提供与拟议项目活动系统的产出或容量）的电厂份额。Nall=N2且Ndiff=N2，因此Ndiff=Nall，F=1-Ndiff/Nall=1-1=0<0.2且Nall-Ndiff=0<3；因此，根据“额外性论证与评价工具”（07.0.0版），本项目不具有普遍性。结论：本项目通过了额外性论证的所有步骤，因此本项目活动不是基准线情景，具有充分的额外性。B.6.减排量B.6.1.计算方法的说明>>鉴于本项目仅包括CMM，不涉及CBM和VAM，以下仅摘引方法学CM-003-V01（第一版）中适用于CMM的内容，并根据基准线情景的选择，仅摘引适用于本项目的内容：项目排放项目排放由以下公式确定：PEy=PEME+PEMD+PEUM(1)其中：=y年项目的排放量（tCO2e）=收集和利用甲烷所使用的能源导致的项目排放量（tCO2e）PEy=消除甲烷导致的项目排放量（tCO2e）PEME=未燃尽甲烷的项目排放（tCO2e）PEMDPEUM1.收集和利用CMM所需额外能源导致的燃烧排放量在项目活动正常运行时，项目活动收集和利用煤矿瓦斯所需的额外电消耗由项目自身的发电量供给；仅当项目停运或运行异常时，有少量下网电量。因此，收集和利用CMM所需额外能源产生的排放计算如下：PEME=CONSELEC,PJ×CEFELEC+CONSHEAT,PJ×CEFHEAT+CONSFossFuel,PJ×CEFFossFuel+PEFC,j,y(2)中国温室气体自愿减排项目设计文件第28页其中：CONSELEC,PJ=收集和利用或消除煤层气所需的额外电消耗（MWh）CEFELEC=煤矿用电的碳排放因子（tCO2e/MWh）CONSHEAT,PJ=收集和利用或消除煤层气的额外热消耗,如有（GJ）CEFHEAT=煤矿用热的碳排放因子tCO2e/GJCONSFossFuel,PJ=收集和利用或消除煤层气所需的额外化石燃料消耗，如有tCO2e/GJ=煤矿使用化石燃料的碳排放因子tCO2e/GJCEFFossFuelPEFC,j,y=第y年，工序j中的化石燃料燃烧过程的二氧化碳排放。使用“化石燃料燃烧导致的项目或泄漏二氧化碳排放计算工具”计算。2.利用所收集甲烷导致的燃烧排放量PEMD=(MDFL+MDOX+MDELEC+MDHEAT+MDGAS)×(CEFCH4+r×CEFNMHC)(3)并有：r=PCNMHC/PCCH4(4)其中：=消除CMM导致的项目排放量（tCO2e）PEMD=通过火炬燃烧消除的煤层气（tCH4）MDFL=通过无焰氧化消除的煤层气（tCH4）MDOX=通过发电消除的煤层气（tCH4）MDELEC=通过供热消除的煤层气（tCH4）MDHEAT=通过输入燃气输配管网或作为交通工具燃料消除的煤层气MDGAS（tCH4）=燃烧甲烷的排放因子（2.75tCO2e/tCH4）CEFCH4=非甲烷碳氢化合物（NMHC）燃烧的碳排放因子CEFNMHC（tCO2e/tNMHC）；（因NMHC浓度在变化，因此要对收集的煤层气进行定期分析）；rPCCH4=NMHC与煤层气的相对比例PCNMHC=抽取的煤层气中甲烷的质量浓度%（要进行湿式测量）=抽取的煤层气中NMHC的质量浓度%本项目不包括火炬燃烧、无焰氧化、供热，以及输入燃气输配管网或作为交通工具燃料，因此MDFL、MDOX、MDHEAT、MDGAS均为0。另外，若非甲烷碳氢化合物（NMHC）占所抽采CMM体积的1%以下，这些气体的中国温室气体自愿减排项目设计文件第29页燃烧排放不纳入计算。根据煤矿瓦斯成分抽样分析报告，其中NMHC浓度小于1%，因此此处事前计算预设其为0。因此，PEMD=MDELEC×CEFCH4(5)并有：MDELEC=MMELEC×EffELEC(6)其中：=测量的送往电厂的甲烷量（tCH4）MMELEC=发电厂煤层气消除的效率（根据IPCC默认值取99.5%）EffELEC因此，PEMD=MMELEC×EffELEC×CEFCH4(7)3.项目活动未燃尽的甲烷量PEUM=[GWPCH4×∑MMi×(1-Effi)]+PEflare+PEOX×GWPCH4(8)其中：PEUM=未燃尽甲烷的项目排放量（tCO2e）GWPCH4=甲烷的全球变暖潜势（21tCO2e/tCH4）i=煤层气的利用方式（发电、热能利用、导入燃气输配管网进行各种终端利用燃烧）MMi=测量的送往终端方式i的煤层气量（tCH4）EffELEC=发电厂煤层气消除的效率（%）PEflare=残余气体火炬燃烧时未燃尽的甲烷导致的项目排放（tCO2e）PEOX=VAM无焰氧化时未被氧化的甲烷导致的项目排放（tCH4）如上所述，本项目煤层气利用只涉及发电且PEflare和PEOX为0，因此PEUM=GWPCH4×MMELEC×(1-EffELEC)(9)基准线排放基准线排放计算公式如下：中国温室气体自愿减排项目设计文件第30页BEy=BEMD,y+BEMR,y+BEUse,y(10)其中：=y年基准线排放量（tCO2e）BEy=y年基准线情景下消除甲烷所致的基准线排放，本项目的BEMD,y基准线情景中并无甲烷消除，该项为0=y年项目活动避免甲烷释放到大气的排放量（tCO2e）BEMR,y=y年项目活动发电、供热、燃气供应所替代的基准线排放BEUse,y（tCO2e）1.甲烷消除导致的排放本项目的基准线中并无甲烷消除，因此BEMD,y为0。2.释放到大气的甲烷排放BEMR,y是项目活动中CMM燃烧消除所避免的，在基准线情景下原本释放到大气中的甲烷排放（本项目只涉及CMM和PMM，利用模式为发电）：BEMR,y=GWPCH4×[(CMMPJ,y–CMMBLi,y)+(PMMPJ,y–PMMBLi,y)](11)其中：BEMR,y=由于项目活动所避免的基准线下释放到大气中的甲烷的排放（tCH4）CMMPJ,y=y年项目活动收集、输送和消除的采前CMM量（tCH4）CMMBLi,y=y年是基准线情景下收集、输送和消除的采前CMM量（tCH4）PMMPJ,y=y年项目活动收集、输送和消除的采后CMM量（tCH4）PMMBLi,y=y年基准线情景下收集、输送和消除的采后CMM量（tCH4）GWPCH4=甲烷的全球变暖潜势（21tCO2e/tCH4）在基准线情景下，没有CMM的收集、输送及消除，因此CMMBLi,y和PMMBLi,y为0；CMMPJ,y和PMMPJ,y是项目活动收集的送往发电设备燃烧消除的采前和采后抽放瓦斯量，因为两者共用一套井下抽放系统，只能合并监测和计算。因为在基准线情景中不曾有且不会有被收集利用/消除的甲烷，所以通过项目活动避免逸入大气的甲烷量等于项目活动所收集的甲烷量。中国温室气体自愿减排项目设计文件第31页BEMR,y=GWPCH4×(CMMPJ,y+PMMPJ,y)=GWPCH4×MMELEC(12)3.项目活动替代的发电/热能利用和作为交通工具燃料使用所导致的排放量BEUse,y是项目活动替代发电或者供热所产生的潜在基准线排放总量，按照方法学CM-003-V01（第一版）：BEUse,y=GENy×EFELEC+HEATy×EFHEAT+VFUELy×EFv(13)其中：BEUse,y=y年项目活动替代发电或供热所产生导致的基准线排放总量（tCO2e）GENy=y年项目活动所替代的电网电量（MWh）EFELEC=项目所替代电量的排放因子（tCO2/tCH4）HEATy=y年项目活动供热（GJ）EFHEAT=项目活动所替代的热能的排放因子（tCO2/GJ）VFUELy=y年项目活动提供的交通工具燃料（GJ）EFv=项目活动所替代的交通工具运行的排放因子（tCO2/GJ）本项目不涉及供热和交通工具燃料供给，因此，BEUse,y=GENy×EFELEC(14)电网排放因子鉴于基准线情景包括将由项目活动替代的电网供电，被替代电力的排放因子按照“电力系统排放因子计算工具”（第4.0版）计算得出。根据“电力系统排放因子计算工具”（第4.0版），项目所替代电力的电网排放因子通过计算运行边际（OM），容量边际（BM），以及组合边际（CM）得出。本项目PDD采用中国国家发改委公布的数据，计算步骤如下：步骤1：识别相关电网系统根据国家发展和改革委员会的规定，本项目活动相关的电网边界是华中电网，其中华中电网包括河南省电网、湖北省电网、湖南省电网、江西省电网、四川省电网及重庆市电网。由于，华中电网从华北电网和西北电网调入电量。因此，这部分调入的电量也将在后续的计算步骤中考虑进去。中国温室气体自愿减排项目设计文件第32页步骤2：选择是否在识别出的电网系统中包含非并网电厂项目参与方可选择如下两个选项之一来计算电量边际和容量边际的排放因子：选项I：计算中只包含并网电厂。选项II：计算中同时包含并网电厂和非并网电厂。本项目选择选项I来对电量边际和容量边际的排放因子进行计算。步骤3：选择计算电量边际（OM）的方法电量边际排放因子的计算有以下四种方法：(a)简单的OM，或(b)经调整的简单OM，或(c)调度数据分析OM，或(d)平均OM根据国家发改委2015年05月11日公布的《2014中国区域电网基准线排放因子》，采用简单OM方法计算电量边际排放因子。步骤4：根据所选择的方法计算电量边际排放因子用电网系统所有排放源单位净发电量带来的CO2排放量的加权平均来计算简单的OM排放因子，不包括低成本的和必须运行的电站。具体的可以通过以下几种方法进行计算：选项A基于每个电厂的净发电量和CO2排放因子，或者选项B基于与电网相连的所有电厂的总净发电量，消耗的燃料量以及燃料类型进行计算。只有当满足以下条件时，选项B才能被使用：(a)选项A所需的必要数据不可得；和(b)只有核电和可再生能源发电才被认为是低成本/必须运行的电厂，并且这些电厂向电网的供电量数据是可得的；和(c)非并网电厂并未包含在计算中中国温室气体自愿减排项目设计文件第33页本项目满足上述3个条件，因此，采用选项B对简单OM进行计算。∑EFgrid,OMsimple,y=FCi,y×NCVi,y×EFCO2,i,y(15)iEGy其中，EFgrid,OMsimple,y=y年份简单OM排放因子，tCO2/MWh电力系统y年份消耗的i型化石燃料的量，质量或体积单位FCi,y=燃料i单位质量或体积的净热值（能源含量），GJ/质量或体积单位NCVi,y=y年份化石燃料i的CO2排放因子，tCO2/GJ电力资源向电网提供的电量（不包括低成本和必须运行的EFCO2,i,y=机组），MWh电网系统消耗的化石燃料的类型EGy=步骤3中选定的年份i=y=本项目采用简单OM方法基于事前在PDD提交独立第三方审核时能获得的最近3年的统计数据计算电量边际排放因子。由于项目计入期包含2010至2012年，因此采用2010（2012年公布）、2011年（2013年公布）和2012年（2015年公布）的数据进行计算。步骤5：计算容量边际排放因子对于数据计算时期的选择方面，可以在以下两个选项中任选其一：(a)第1计入期内，基于在提交PDD的时候已经建立的样本群m的最新信息对容量边际排放因子进行事前计算。第2计入期内，基于向第三方审核机构提交计入期更新请求时已经建立的样本群的最新信息对容量边际排放因子进行更新。第3计入期内，可以使用第二计入期内计算的容量边际排放因子。该选择在计入期内不需要监测排放因子。(b)第1计入期内，容量边际排放因子以及样本群在项目注册期内每年都要更新，并采取事后计算，假如注册期内某年的信息不能得到，则使用基于最近几年建立的样本群的相关信息进行计算。第2计入期内，容量边际排放因子采用事前计算，具体如(a)中所述。第3计入期内，可以采用第2计入期内的计算所得的容量边际排放因子。中国温室气体自愿减排项目设计文件第34页对于本项目而言，我们采用选项(a)基于在提交PDD时已经建立的样本群m的最新信息对容量边际排放因子进行事前计算。用于计算容量边际排放因子的发电机组样本群m通过以下步骤确定：（1）确定最新建成并网发电的5个机组（SET5-units），不包括已注册为CDM项目之下的机组，并确定他们的年发电量（AEGSET-5-units，千瓦时）；（2）确定项目所在电力系统的年发电量（AEGtotal，千瓦时），不包括已注册为CDM项目之下的机组。确定其中最近建成且构成该系统20%装机容量的机组（若该20%份额小于某一台机组的单台发电量，则该台机组完全属于此类别）（SET≥20%），并确定其年发电量（AEGSET-≥20%，千瓦时）；（3）从以上两个选择中选取年发电量较大者作为样本群（SETsample）；确定样本群并网发电的起始日期；若没有机组的起始发电日期早于10年前，则使用该样本群SETsampl来计算容量边际排放因子；忽略以下步骤（4）（5）（6）；否则：（4）从样本群SETsampl中去除起始发电日期早于10年前的机组。向样本群中加入已注册为CDM项目下的机组，从最近开始并网发电的机组开始，直至新样本群的发电总量超过电力系统20%装机容量（若该20%份额小于某一台机组的单台发电量，则该台机组完全属于此类别）。确定该样本群（SETsample-CDM）的年发电总量（AEGSET-sample-CDM，千瓦时）；则使用该样本群SETsample-CDM来计算容量边际排放因子；忽略以下步骤（5）（6）；否则：（5）向该样本群（SETsample-CDM）中加入起始发电日期早于10年前的机组，直至新样本群的发电总量超过电力系统20%装机容量（若该20%份额小于某一台机组的单台发电量，则该台机组完全属于此类别）；中国温室气体自愿减排项目设计文件第35页（6）使用该样本群SETsample-CDM->10yrs来计算容量边际排放因子。根据最新版“电力系统排放因子计算工具”，将采用如下公式计算基准线的容量边际排放因子。∑EGm,y×EFEL,m,y∑EFgrid,BM,y=m(16)EGm,ym其中，EFgrid,BM,y=y年份容量边际排放因子，tCO2/MWhy年份样本机组m的上网电量（MWh）；EGm,y=y年份样本机组m的CO2排放因子，tCO2/MWh包含在容量边际的机组样本EFEL,m,y=可以获得的发电数据的年份m=y=由于数据可得性的原因，本项目计算采用CDMEB同意的变通办法，即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排放因子。具体步骤和公式如下：子步骤5a：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∑Fi,j,y×NCVi,y×EFCO2,i,j,y(17)(18)λCoal,y=i∈COAL,j(19)∑Fi,j,y×NCVi,y×EFCO2,i,j,yi,j∑Fi,j,y×NCVi,y×EFCO2,i,j,yλOil,y=i∈OIL,j∑Fi,j,y×NCVi,y×EFCO2,i,j,yi,j∑Fi,j,y×NCVi,y×EFCO2,i,j,yλGas,y=i∈GAS,j∑Fi,j,y×NCVi,y×EFCO2,i,j,yi,j其中，Fi,j,y=第j个省份在第y年的燃料i消耗量，t或m3燃料i在第y年的净热值，GJ/t或GJ/m3NCVi,y=中国温室气体自愿减排项目设计文件第36页=EFCO2,i,j,y燃料i的排放因子，tCO2/GJ子步骤5b：计算对应的火电排放因子EFThermal,y=λCoal,y×EFCoal,Adv,y+λOil,y×EFOil,Adv,y+λGas,y×EFGas,Adv,y(20)EFCoal,Adv,y，EFOil,Adv,y和EFGas,Adv,y分别对应于商业化最优效率的燃煤、燃油和燃气发电技术排放因子。子步骤5c：计算电网的BMEF=CAPThermal,y×EF(21)grid,BM,yCAPThermal,yTotal,y其中，CAPTotal,y=y年份总的装机容量y年份火电装机容量CAPThermal,y=步骤6：电网排放因子的计算组合边际排放因子的计算如下所述：EFgrid,CM,y=EFgrid,OM,y×wOM+EFgrid,BM,y×wBM(22)其中，EFgrid,OM,y=y年份的容量边际排放因子，tCO2/MWhy年份的电量边际排放因子，tCO2/MWhEFgrid,BM,y=电量边际排放因子的权重，%容量边际排放因子的权重，%wOM=wBM=在补充计入期内wOM和wBM的权重各为50%。在进行减排量计算时第y年减排量将采用中国国家发改委公布的第y+2年的区域电网基准线排放因子计算。本项目计入期为2010年1月31日至2012年12月30日，从2010年1月31日到2010年12月31日，采用《2012中国区域电网基准线排放因子》；从2011年1月1日到2011年12月31日，采用《2013中国区域电网基准线排放因子》；从2012年1月1日到2012年12月30日，采用《2014中国区域电网基准线排放因子》。中国温室气体自愿减排项目设计文件第37页泄漏鉴于项目基准线情景不包括热能利用，泄漏的算式如下：LEy=LEo,y(23)其中：LEy=y年泄漏排放量（tCO2e）LEo,y=y年其他不确定情况产生的泄漏排放（tCO2e）本项目活动的泄漏不会由以下原因导致：•CCER项目活动对煤碳产量的影响——本项目活动并非为影响进行中的产煤而设计，瓦斯抽取和通风系统都是基准线情景的组成部分，所以没有来自于此的泄漏；•CCER项目活动对煤价和市场动态的影响——根据方法学CM-003-V01（第一版），本项目被认为事前对煤价和市场动态没有影响。因此，LEy=0减排量本项目活动在给定第y年的减排量ERy为基准线排放（BEy）减去项目排放（PEy）和泄漏排放（LEy）：ERy=BEy–PEy–LEy(24)其中：=项目活动在第y年的减排量（tCO2e）ERy=第y年的基准线排放（tCO2e）BEy=y年的项目排放（tCO2e）PEy=y年的泄漏排放（tCO2e）LEyB.6.2.预先确定的参数和数据>>数据/参数：CMMBL,i,y单位：tCH4中国温室气体自愿减排项目设计文件第38页描述：y年基准线情景下用途i收集、输送和消除的采前CMM所使用数据的来源：项目业主提供所应用的数据值：0证明数据选用的合理基准线情景下，收集的CMM释放到大气中未利性或说明实际应用的用。因此，CMMBL,i,y为0。测量方法和程序步骤:计算基准线情景下消除甲烷的基准线排放量数据用途：-评价:数据/参数：PMMBL,i,y单位：tCH4描述：y年基准线情景下用途i收集、输送和消除的采后CMM所使用数据的来源：项目业主提供所应用的数据值：0证明数据选用的合理基准线情景下，收集的CMM释放到大气中未利性或说明实际应用的用。因此，PMMBL,i,y为0。测量方法和程序步骤:计算基准线情景下消除甲烷的基准线排放量数据用途：-评价:数据/参数：EffELEC单位：-描述：在电厂中煤矿瓦斯消除的效率所使用数据的来源：根据方法学CM-003-V01（第一版），引自IPCC所应用的数据值：99.5%证明数据选用的合理IPCC参考值性或说明实际应用的测量方法和程序步计算消除煤甲烷导致的项目排放骤:-数据用途：评价:数据/参数：CEFCH4中国温室气体自愿减排项目设计文件第39页单位：tCO2e/tCH4描述：燃烧甲烷的排放因子所使用数据的来源：方法学CM-003-V01（第一版）所应用的数据值：2.75证明数据选用的合理CM-003-V01（第一版）默认值性或说明实际应用的测量方法和程序步计算消除甲烷导致的项目排放骤:-数据用途：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数据的来源：方法学CM-003-V01（第一版）所应用的数据值：21证明数据选用的合理CM-003-V01（第一版）默认值性或说明实际应用的测量方法和程序步计算项目避免甲烷释放到大气的基准线排放和未燃骤:烧甲烷导致的项目排放数据用途：-评价:数据/参数：EFELEC单位：tCO2e/MWh描述：项目活动所替代电量的CO2基准线排放因子所使用数据的来源：国家发改委发布的《2012中国区域电网基准线排放因子》、《2013中国区域电网基准线排放因子》和所应用的数据值：《2014中国区域电网基准线排放因子》以及“电力系统排放因子计算工具”（第4.0版）证明数据选用的合理0.7339（2012）性或说明实际应用的0.7385（2013）测量方法和程序步0.7231（2014）根据“电力系统排放因子计算工具”计算得出，由中国国家发改委发布并逐年更新。中国温室气体自愿减排项目设计文件第40页骤:数据用途：计算项目活动替代发电导致的基准线排放评价:-数据/参数：EFgrid,OM,y单位：tCO2e/MWh描述：电网（华中电网）电量边际CO2排放因子所使用数据的来源：国家发改委发布的《2012中国区域电网基准线排放因子》、《2013中国区域电网基准线排放因子》和所应用的数据值：《2014中国区域电网基准线排放因子》以及“电力系统排放因子计算工具”（第4.0版）证明数据选用的合理0.9944（2012）性或说明实际应用的0.9779（2013）测量方法和程序步0.9724（2014）骤:根据“电力系统排放因子计算工具”计算得出，由中数据用途：国国家发改委发布并逐年更新。评价:计算项目活动替代发电导致的基准线排放-数据/参数：EFgrid,BM,y单位：tCO2e/MWh描述：电网（华中电网）容量边际CO2排放因子所使用数据的来源：国家发改委发布的《2012中国区域电网基准线排放因子》、《2013中国区域电网基准线排放因子》和所应用的数据值：《2014中国区域电网基准线排放因子》以及“电力系统排放因子计算工具”（第4.0版）证明数据选用的合理0.4733（2012）性或说明实际应用的0.4990（2013）测量方法和程序步0.4737（2014）骤:根据“电力系统排放因子计算工具”计算得出，由中数据用途：国国家发改委发布并逐年更新。计算项目活动替代发电导致的基准线排放中国温室气体自愿减排项目设计文件第41页评价:-数据/参数：wOM,y单位：-描述：电量边际排放因子的权重所使用数据的来源：电力系统排放因子计算工具所应用的数据值：0.5证明数据选用的合理工具推荐值性或说明实际应用的测量方法和程序步计算电网排放因子骤:-数据用途：评价:数据/参数：wBM,y单位：-描述：容量边际排放因子的权重所使用数据的来源：电力系统排放因子计算工具所应用的数据值：0.5证明数据选用的合理工具推荐值性或说明实际应用的测量方法和程序步计算电网排放因子骤:-数据用途：评价:B.6.3.减排量事前计算>>根据可行性研究报告，本项目所有电站全部投产运行时，预计每年煤矿甲烷消耗量为34,120吨，上网电量为127,474.3MWh。补充计入期内仅涉及已经完工的一期项目装机共8MW，可行性研究报告预计每年一期项目甲烷消耗量为2188万m3，年上网电量为46,951.9MWh。如A部分所述，本项目补充计入期内投产电站的规模和开始运行时间不同，为准确估算项目补充计入期内的减排量，将根据各个电站的装机规模和补充计入期的运行时间分别估算各个电站在补充计入期内产生的减排量。各电站具体情况如下表所示。中国温室气体自愿减排项目设计文件第42页已装机容量可利用甲烷量22设计年供电量23发电时间电站名称（万m3）（MWh）58692010年1月（MW）28031日11738绿水洞12010年3月111738日李子垭2430176072010年6月1李子垭南日二井25602010年3月1龙滩3860日项目排放1.收集和利用CMM所需额外能源导致的燃烧排放量如B.3部分所述,仅当项目停运或运行异常时，有少量的下网电量，因此在事前估算时，下网电量以0计，各电站、各年份PEME,y=0。2.利用所收集甲烷导致的燃烧排放量根据本项目的可研报告，本项目不包括火炬燃烧、无焰氧化、供热，以及输入燃气输配管网或作为交通工具燃料，因此该部分排放为0。另外，基于实际气体成分分析，该项目事前预设非甲烷碳氢化合物（NMHC）占所抽采CMM体积的1%以下24，NMHC气体的燃烧排放不纳入计算。因此，PEMD计算过程如下：PEMD=MMELEC×EffELEC×CEFCH4由此可以计算出各个电站、各年份摧毁甲烷产生的项目排放，结果如下。22可行性研究报告修改版，2010年3月，中煤国际工程集团重庆设计研究院23设计年供电量根据电站装机和总装机21.72MW折算，即127474.3/21.721=5869MWh；127474.3/21.722=11739MWh；127474.3/21.723=17607MWh。24煤炭科学研究总院重庆研究院气体分析报告，2010、2011、2012中国温室气体自愿减排项目设计文件第43页电站名称运行MMELEC甲烷密度MMELECEffELECCEFCH4PEMD开始运行时间年份(万m3)(kg/m3)(t)99.50%(tCO2e/tCH4)(tCO2e)天数2510.671,6792731,82920103352731,8294,5944593,072绿水洞2010年1月31日20113655473,6655,0055473,66520123653212,1495,0055473,66520103065473,6658,4076874,606李子垭2010年3月1日20113658205,49410,0288205,49420123652.7510,02820102145,879李子垭南二井2010年6月1日201136510,028201236510,028201030612,603龙滩2010年3月1日201136515,033201236515,033根据上表总结出拟议项目补充计入期内的项目排放（PEMD,y）汇总如下：年份201020112012PEMD(tCO2e)31,48340,09440,0943.项目活动未燃尽的甲烷量PEUM=GWPCH4×MMELEC×(1-EffELEC)由此可以计算出各个电站、各年份未燃烧甲烷产生的项目排放，结果如下。电站名称运行MMELEC甲烷密度MMELECEffELECGWPCH4PEUM开始运行时间年份(m3)(kg/m3)(t)99.50%251(tCO2e/tCH4)(tCO2e)天数2730.671,6792731,82920103354591,8291762010年1月31日20113655473,072绿水洞5473,6651923213,66520123655472,1491925473,66520103066873,6653232010年3月1日20113658204,606李子垭8205,4943855,4942012365213852010214226李子垭南二井2010年6月1日201136538520123653852010306484龙滩2010年3月1日20113655772012365577根据上表总结出拟议项目补充计入期内的项目排放（PEUM,y）汇总如下：中国温室气体自愿减排项目设计文件第44页年份201020112012PEUM(tCO2e)1,2081,5391,539项目排放为：PEy=PEME+PEMD+PEUM由此可以计算出各个电站、各年份的项目排放，结果如下。年份201020112012总计PEMD(tCO2e)0000PEMD(tCO2e)31,48340,09440,094PEUM(tCO2e)1,2081,5391,539111,671PEy(tCO2e)32,69141,63341,6334,286115,957基准线排放1.甲烷消除导致的排放本项目的基准线中并无甲烷消除，因此BEMD,y为0。2.释放到大气的甲烷排放BEMR,y=GWPCH4×MMELEC由此可以计算出各个电站、各年份基准线情景下释放到大气中的甲烷产生的排放，结果如下。电站名称运行MMELEC甲烷密度MMELECGWPCH4BEMR开始运行时间年份(m3)(kg/m3)(tCO2e)251(t)(tCO2e/tCH4)天数2730.6735,25427338,41120103354591,67938,41154764,522绿水洞2010年1月31日20113655471,82976,96332176,96320123655471,82945,12354776,96320103066873,07276,96382096,725李子垭2010年3月1日20113658203,665115,374115,37420123653,6652120102142,149李子垭南二井2010年6月1日20113653,66520123653,66520103064,606龙滩2010年3月1日20113655,49420123655,494中国温室气体自愿减排项目设计文件第45页根据上表总结出拟议项目补充计入期内的基准线排放（BEMR,y）汇总如下：年份201020112012BEMR(tCO2e)241,624307,711307,7113.项目活动替代的发电/热能利用和作为交通工具燃料使用所导致的排放量BEUse,y=GENy×EFELEC由此可以计算出各个电站、各年份基准线情景下项目活动替代的发电产生的排放，结果如下。电站名称开始运行时间年份运行GENEFELECBEUSE绿水洞2010年1月31日天数(MWh)(tCO2e/MWh)(tCO2e)李子垭2010年3月1日20102010年6月1日20113355,3870.73393,953李子垭南二井2010年3月1日20123655,8690.73854,334龙滩20103655,8690.72314,24420113069,8410.73397,222201236511,7380.73858,668201036511,7380.72318,48720112146,8820.73395,050201236511,7380.73858,668201036511,7380.72318,487201130614,7610.733910,832201236517,6070.738513,00236517,6070.723112,731根据上表总结出拟议项目补充计入期内的基准线排放（BEUSE,y）汇总如下：年份201020112012BEUSE(tCO2e)27,05734,67233,949因此，基准线排放为：BEy=BEMD,y+BEMR,y+BEUse,y中国温室气体自愿减排项目设计文件第46页由此可以计算出各个电站、各年份的基准线排放，结果如下。年份201020112012总计BEMD(tCO2e)0000BEMR(tCO2e)BEUSE(tCO2e)241,624307,711307,711857,046BEy(tCO2e)27,05734,67233,94995,678268,681342,383341,660952,724泄漏根据B.3部分的相关论述，各电站、各年份LEy=0减排量ERy=BEy–PEy–LEy由此可以计算出各年份的减排量，结果如下。年份201020112012总计ERy(tCO2e)235,990300,750300,027836,767B.6.4.事前估算减排量概要年份基准线排项目排放泄漏减排量放(tCO2e)(tCO2e)(tCO2e)2010年1月31日-235,9902010年12月31日(tCO2e)32,6910300,750300,027268,681836,7672011年1月1日-342,38341,6330286,7792011年12月31日2012年1月1日-341,66041,63302012年12月30日合计952,724115,9570计入期时间合计1065天计入期内年均值326,52039,7410中国温室气体自愿减排项目设计文件第47页B.7.监测计划B.7.1.需要监测的参数和数据>>数据/参数：MMELEC单位：tCH4描述：输送到电厂的甲烷量所使用数据的来源：现场计量仪表数据值：根据本项目的可研报告，拟议本项目一期预计每年可利用2188万m3甲烷，结合本项目的实际运行情测量方法和程序:况，补充计入期内的预计甲烷使用量为：2010年：11506tCH4监测频率：2011年：14653tCH4QA/QC程序:2012年：14653tCH4数据用途：（实际数据值根据仪表实时监测数据计算得出）由现场实时监测并记录的甲烷流量、浓度及相应的评价：甲烷密度（根据IPCC）自动计算得出。相关的数据将在整个计入期及其后两年内保存。连续、实时监测根据国家相关标准、规程对甲烷流量计、浓度计进行周期性校准，每年校准一次计算项目活动避免甲烷释放到大气的基准线排放，及计算消除煤层气导致的项目排放和未燃烧煤层气导致的项目排放-数据/参数：CONSELEC,PJ单位：MWh描述：收集和利用或消除煤矿瓦斯所需的额外电消耗所使用数据的来源：电表连续测量数据值：暂取为0MWh，实际以电表读数为准测量方法和程序:将由计量电表持续监测，并且每月记录监测频率：连续监测，每月记录QA/QC程序:根据国家电力行业有关标准、规程对电表进行周期性校准；电表所测数据与电量销售结算凭证进行交数据用途：叉检查，数据将存档保留直至计入期结束后2年计算项目排放中国温室气体自愿减排项目设计文件第48页评价：-数据/参数：GENy单位：MWh描述：项目活动上网电量所使用数据的来源：电表连续测量数据值：根据本项目的可研报告，本项目预计每年可向华中电网供电46,951.9MWh，本项目的实际运行情况，测量方法和程序:补充计入期内的预计项目活动上网电量为：监测频率：2010年：36,870MWhQA/QC程序:2011年：46,951.9MWh数据用途：2012年：46,951.9MWh评价：（实际数据值根据电表连续监测数据得出）将由计量电表持续监测，并且每月记录。相关的数据将在整个计入期及其后两年内保存。实时监测计量电表将定期进行检查和维护。每年进行一次校验确保电表正常运行。计算y年项目活动上网电量-数据/参数：CEFNMHC单位：tCO2e/tNMHC描述：燃烧的（各种）非甲烷碳氢化合物（NMHC）的碳所使用数据的来源：排放因子数据值：通过有资质的第三方出具的煤矿瓦斯成份分析报告测量方法和程序:获得，当非甲烷碳氢化合物（NMHC）在抽取的煤矿瓦斯（CMM）体积中低于1%，将忽略此项根据第三方出具的煤矿瓦斯成份分析报告，拟议项目补充计入期内的NMHC占CMM体积百分比结果如下：20100.13%-0.38%20110.10%-0.23%20120.08%补充计入期内的NMHC占CMM体积百分比均低于1%，因此可忽略NMHC气体燃烧导致的项目排放每年委托由资质的第三方对煤矿瓦斯进行监测和分中国温室气体自愿减排项目设计文件第49页监测频率：析，当NMHC体积在抽取的煤矿瓦斯（CMM）体QA/QC程序:积中多于1%时，将要考虑各种NMHC的碳排放因子每年数据用途：气体分析报告每年分析一次，数据将存档保留直至评价：计入期结束后2年计算项目排放-数据/参数：PCCH4单位：%描述：抽取的煤矿瓦斯中甲烷的质量浓度（要进行湿式测量）所使用数据的来源：现场甲烷浓度计监测数据值：-测量方法和程序:由现场甲烷浓度计实时、连续监测监测频率：连续、实时监测QA/QC程序:根据国家相关标准、规程对甲烷浓度计进行周期性校准，每年校准一次，数据将存档保留直至计入期数据用途：结束后2年评价：计算基准线排放-数据/参数：PCNMHC单位：描述：%所使用数据的来源：数据值：抽取的煤矿瓦斯中NMHC的质量浓度测量方法和程序:通过由资质的第三方出具的煤矿瓦斯成份分析报告监测频率：QA/QC程序:获得根据第三方出具的煤矿瓦斯成份分析报告，拟议项目补充计入期内的NMHC占CMM质量浓度结果如下：20100.15%-0.45%20110.12%-0.27%20120.08%每年委托有资质的第三方对煤矿瓦斯进行监测和分析每年每年委托有资质的第三方对煤矿瓦斯进行监测和分中国温室气体自愿减排项目设计文件第50页数据用途：析，数据将存档保留直至计入期结束后2年评价：计算项目排放-B.7.2.数据抽样计划>>不适用B.7.3.监测计划其它内容>>监测计划的严格实施可以确保计入期内本项目活动产生的减排量的监测和计算完整、准确。拟定监测计划如下：1.项目监测运行管理机构对于核实项目所产生的确实的、可测量的减排量，监测至关重要。为了确保项目产生的长期的温室气体减排量真实可信，本项目的监测将由项目业主指定专人负责执行，并为项目监测制定了相应的工作手册。专门的监测人员将负责监测数据的记录和存档；内审人员将负责检查监测工作，核实相关的计算结果以及未来CCER核证的相关工作。直接运行和管理CCER项目监测的组织结构如下图所示：2.监测数据和变量本项目所监测的数据和变量如上B.4.1部分所列。每个CMM发电站的监测系统如下图所示。中国温室气体自愿减排项目设计文件第51页煤矿瓦斯预处理F,T,PM华中电网系统CCMM发电机组抽放站煤矿瓦斯流量计、压力传感器和C甲烷浓度计监测甲烷浓度电量温度传感器分别监测流F,T,P量、压力和温度M电表监测上网电量和额外消耗的电量监测位置所对应的监测数据和变量如下表所示。监测参数监测仪器具体描述流量计现场实时监测并记录的甲烷浓度、流量、MMELEC压力、温度及相应状态下的甲烷密度（根PCCH4压力传感器据IPCC），计算得出送往发电机组的甲烷温度传感器的质量。PCNMHC甲烷浓度计根据方法学，如果抽取的煤层气中NMHCGENy的质量浓度小于1%，将不予考虑由NMHCCONSELEC,PJ送往实验室分析气体燃烧导致的项目排放。实时监测并记录的项目上网电量及额外消电表耗的电量。3.数据监测具体执行项目安装的自动控制系统会按监测要求进行数据的采集和存档，作为用于进行减排量计算的主要数据来源。当班的项目监测人员负责每天查看所需监测的各个位置并手动抄录相关数据。人工抄录的数据将作为备份。所有数据资料和相关票据由专门人员负责收集，做好备份，并存档。4.质量保证和质量控制甲烷监测装置按照CCER项目要求进行选择，每年将定期送往具有相关资质的当地检验单位进行仪表校验。煤矿瓦斯中的非甲烷碳氢化合物将通过每年定期抽样送往具有相关资质的当地单位进行化验分析。项目业主将保存好仪表校验记录和非甲烷碳氢化合物分析结果，与监测数据资料共同保存，以便日后的核证。中国温室气体自愿减排项目设计文件第52页电表的安装符合《电能计量装置技术管理规程》(DL/T448-2000)。在项目运行期间按规定每年校正一次，项目业主将保存好校正记录以便日后的核证。5.监测数据资料管理除监测计划所列出的数据资料和票据之外，业主也将保存纸质地图、图表、环境影响评价等文件备用。为了方便审核人员核证项目减排量，业主将向其提供项目相关的所有原始监测记录和文件以便参考。项目业主的技术部门将做好备份工作，并保存好所有的纸质材料，所有监测资料都将被保存至计入期结束的两年之后。所有监测资料的收集、保存和存档由CCER项目负责人全权负责。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>>2009年2月24日（最早的工建合同签订日期，龙滩电站）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>>2010年1月31日（绿水洞电站第一台燃气内燃机发电机组发电时间）C.2.3.补充计入期长度>>1065天（2010年1月31日至2012年12月30日，含首尾两天）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>>根据国家有关环境保护的规定和要求，项目业主委托独立的第三方——四川省环境保护科学研究院对本项目进行环境影响评价并完成了各项目的《环境影响报告表》。四川省环境保护局于2008年12月15日批复了本项目“绿水洞煤矿瓦斯发电项目、李子垭南二井煤矿瓦斯发电项目、龙滩煤矿瓦斯发电项目和龙门峡煤矿瓦斯发电项目”的环境影响报告表（川环建函［2008］1065号）；四川省环境保护局于2009年2月4日批复了拟议项目“李子垭煤矿瓦斯发电项目和李子垭南煤矿瓦斯发电项目”的环境影响报告表（川环审批［2009］55号）。该报告表对本项目在施工期间和运行期间的环境影响的分析如下：1.加强施工期环境管理，全面、及时落实施工期各项环境保护措施。合理安排施工时间，优化施工作业方案，有效控制施工噪声、扬尘对周围环境的影响。2.严格落实水污染防治措施。发电机冷却水经隔油、冷却后循环使用，气体分离水作为设备冷却水使用，不得外排；生活污水经化粪池收集处理后用于矿区周围林灌不外排。废机油送附近煤矸石电厂掺烧。3.落实大气污染防治措施。瓦斯抽采厂的布设应符合相关规范要求，采取合理总图布局等措施减小放散气对环境敏感点的影响。采用的废气治理技术及设施应合理、成熟、可靠，合理确定各坑口的排气筒高度，以确保瓦斯燃烧后烟气符合《车用压燃式、气体燃料点燃式发动机与汽车排汽污染物排放限值及测量方式（中国III、IV、V阶段）》（GB17691-2005）中大气污染物排放控制要求。项目应预留脱硫装置位置，当瓦斯中硫化氢含量超过工艺规定时进行脱硫，确保发电设备长期稳定运行。4.落实报告表提出的噪声污染防治措施。采用优化厂区总图布置、选取低噪声设备、隔声消声等综合降噪措施，确保厂界噪声符合《工业企业厂界环境-噪声排放标准》（GB12348-2008）2类功能区标准限值。项目设置的噪声防护距离内不得建设民房、学校等环境敏感设施。5.加强各类固体废弃物的收集、暂存、转运、处置和综合利用过程的环境管理。防止二次污染。废脱硫剂送水泥厂综合利用；少量生活垃圾集中收集后送矸石电厂锅炉焚烧。6.落实环境风险管理措施。严格按照瓦斯治理“一矿一策”的原则，完善瓦斯整治措施，形成完整的瓦斯治理方案。设置可燃气体报警装置等防范措施，杜绝因瓦斯泄漏以及火灾、爆炸等安全事故导致环境污染。项目环境风险管理措施应合理、有效、可靠，确保项目建设对环境的安全。中国温室气体自愿减排项目设计文件第55页D.2.环境影响评价>>本项目在施工期的环境影响是短暂的而且较小，在运行期的环境影响甚微。本项目能减少由甲烷释放和燃煤发电导致的温室气体排放和环境污染。项目业主采取适当的措施将负面环境影响控制在最低限。本项目符合中国的环境影响评价要求，并已经获得四川省环境保护局的批准（具体请见川环建函[2008]1065号和川环建函[2009]55号），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56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>>项目业主征求了当地利益相关方对本项目建设的评议。项目业主于2008年8月邀请利益相关方座谈会填写调查问卷。调查问卷共一页，主要问题包括：•该减排机制项目活动对当地环境会带来什么影响？•该减排机制项目活动对当地就业与福利会带来什么影响？•该减排机制项目建设过程中对你的生活带来负面影响？•该减排机制项目的建设和运营会有什么正面影响？•该减排机制项目的建设和运营会有什么负面影响？•你对该减排机制项目建设的态度？•你是否支持该减排机制项目的建设？本次共发放了调查问卷共120份。利益相关方包括当地政府官员、当地居民和相关从业人员。E.2.收到的评价意见的汇总>>本项目的利益相关方问卷调查共发放120份调查问卷，回收112份，回收率94%。问卷调查结果显示利益相关方认为本项目将给当地生态、环境、就业和福利带来正面影响。•所有利益相关方均支持本项目。一位来自当地政府部门的代表认为本项目将给提升煤矿的环境和安全；•本项目将降低煤矿的环境污染物排放；•所有利益相关方了解并支持本项目的实施，没有发现反对本项目的意见。E.3.对所收到的评价意见如何给予相应考虑的报告>>本次调查未收到任何负面的评价意见。-----中国温室气体自愿减排项目设计文件第57页附件1:申请项目备案的企业法人联系信息企业法人名四川华蓥山广能集团瓦斯发电有限责任公司称：地址：四川省华蓥市鱼塘路4-1室邮政编码：638600电话：0826-4443087传真：0826-4442994电子邮件：1279092753@qq.com网址：授权代表：杨华平姓名：主任职务：综合利用办部门：13908284552手机：0826-4443087传真：0826-4443086电话：snwxfgu@163.com电子邮件：中国温室气体自愿减排项目设计文件第58页附件2:事前减排量计算补充信息无附件3:监测计划补充信息无-----