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)项目活动名称高台县太科光伏电力有限公司高台县高崖子滩50兆瓦并网光伏发电项目类别2项目项目设计文件版本（一）采用国家发展改革委备案的项目设计文件完成日期方法学开发的减排项目项目补充说明文件版本项目补充说明文件完成日期04CDM注册号和注册日期2015年8月10日申请项目备案的企业法人项目业主/项目类型和选择的方法学/预计的温室气体年均减排量/高台县太科光伏电力有限公司高台县太科光伏电力有限公司类别1：能源工业（可再生能源）方法学“CM-001-V01可再生能源发电并网项目的整合基准线方法学（第一版）”81,832tCO2e1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.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>>高台县太科光伏电力有限公司高台县高崖子滩50兆瓦光伏发电项目（以下简称“本项目”）位于张掖市高台县西南方，距高台县21公里。项目业主是高台县太科光伏电力有限公司。本项目为光伏并网发电项目，设计建设容量50MWp，实际装机容量为50.76MWp3。预计年等效满负荷运行小时数1737小时4，运行期25年内平均年上网电量88,155MWh，第一计入期内年平均上网电量95,501MWh，电站负荷因子PLF为19.83%5。本项目所发电量将通过甘肃电网并入西北电网。A.1.2项目活动概述>>项目活动实施之前，由本项目产出的同等电量将由西北电网内现存并网运行的电厂和新增电源提供。该情景与项目基准线情景一致。本项目活动投入运行后，所发电量将替代火电为主的西北电网的部分电力，从而减少温室气体的排放，预计本项目年均温室气体减排量为81,832tCO2e，第一个计入期内可实现减排量572,825tCO2e。全部光伏发电系统于2013年7月16日同时并网发电。本项目利用清洁的可再生能源发电，具有明显的环境和社会效益，将从以下方面促进当地的可持续发展：与常规火力发电相比，本项目的实施将减少CO2以及其他大气污染物的排放；本项目建设和运行期间将为项目所在地提供就业机会，提高当地居民的生活水平；3光伏板铭牌和竣工报告。4根据项目可研报告数据考虑光伏板衰减情况后计算。5PLF=年发电小时数/（365×24）×100%=1737/8760×100%=19.83%中国温室气体自愿减排项目设计文件第3页本项目开发将有助于促进当地可再生能源的利用。A.1.3项目相关批复情况>>甘肃省环境保护厅于2012年6月25日对本项目环评报告给予批复，批复文号为甘环评表字[2012]56号。甘肃省环境保护厅于2014年6月26日签发《关于甘肃张掖神舟光伏电力有限公司高台县高崖子滩50兆瓦并网光伏发电工程环保责任变更的函》甘环便评字[2014]98号，项目建设主体由“甘肃张掖神舟光伏电力有限公司”变更为“高台太科光伏电力有限公司”，环评批复继续有效，环保责任由高台太科光伏电力有限公司承担。高台县太科光伏电力有限公司于2012年11月21日，在向甘肃省发改委申请本项目核准时递交了《固定资产投资项目节能登记表》,在项目进行核准时一并审核通过，未单独备案。根据自愿减排项目开发要求，甘肃省发改委于2015年2月2日对本项目的节能登记表实行了单独备案，项目编号为甘发改办能评备字[2015]4号。2012年12月28日，甘肃省发改委对本项目核准进行了核准批复，文号为甘发改能源[2012]2204号。A.2.项目活动地点A.2.1.省/直辖市/自治区，等>>甘肃省A.2.2.市/县/乡(镇)/村，等>>张掖市高台县A.2.3.项目地理位置>>本项目位于甘肃省张掖市于高台县高崖子滩，距高台县县城21km，项目地理坐标为东经99°36′58.61〞~99°37′58.33〞、北纬39°18′18.00〞中国温室气体自愿减排项目设计文件第4页~39°19′25.64〞之间。项目地理位置如下图A2-1，图A2-2所示。图A2-1项目所在省份甘肃省在全国的地理位置图A2-2项目在甘肃省高台县的地理位置图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>>本项目用分块发电、集中并网方案，将系统分成50个1MWp的并网光伏发电分系统，总装机容量为50.76MWp，电站负荷因子PLF为19.83%。本项目采用设备的主要技术参数如表A3-1所示：表A3-1项目采用设备的主要技术参数6技术参数单位/数值太阳能电池组件设备制造商上海太阳能科技有限公司设备型号S-235D多晶硅光伏组件216000块最大功率（Pmax）235Wp最大工作电压（Vmp）30.1V开路电压（Voc）37.4V最大工作电流（Imp）7.81A短路电流（Isc）8.42A重量19KG寿命25年逆变器设备制造商阳光电源股份有限公司设备型号SG500KTL数量60台额定输出功率500KW额定交流输出电压270VAC最大直流输入电流1200A寿命25年设备制造商北京科诺伟业科技有限公司6设备技术参数来源于现场设备铭牌与竣工报告。中国温室气体自愿减排项目设计文件第6页设备型号KNGI900-500HEA数量20台额定输出功率500KW额定交流输出电压270VAC最大直流输入电流1188A寿命25年设备制造商深圳科士达科技股份有限公司设备型号GSL0500数量20台额定输出功率500KW额定交流输出电压270VAC最大直流输入电流1180A寿命25年升压箱式变压器设备制造商天津市特变电工变压器有限公司设备型号XBJ1-1100KAV数量10台频率50Hz额定容量1100KVA电压38.5/0.27/0.27KV寿命25年设备制造商中科电气集团-上海人民电力设备股份有限公司设备型号DXB（W）-10数量40台额定功率50Hz额定容量11000KVA高压侧额定电压38.5KV低压侧额定电压0.27KV中国温室气体自愿减排项目设计文件第7页寿命25年太阳能是一种清洁无污染的能源，项目利用太阳能进行发电不会产生项目排放。本项目所发电量通过高台330KV变电站7并入甘肃电网，最终通过甘肃电网并入西北电网。在本项目未实施前，本项目所提供的电量由其它并入西北电网的电厂和新增电源来提供。现实情况与项目基准线情景一致。A.4.项目业主及备案法人申请项目备案的受理备案申请的项目业主名称企业法人发展改革部门高台县太科光伏电力高台县太科光伏电力有限甘肃省发改委有限公司公司A.5.项目活动打捆情况>>项目活动不存在打捆情况。A.6.项目活动拆分情况项目不存在拆分情况。7《甘肃省电力公司关于上海航天汽车机电股份有限公司高台县高崖子滩50兆瓦光伏电站接入系统设计审查意见的通知》甘电司发展[2012]916号，附件1，五接入系统方案中方案二为本项目实际接入方案，以1回110KV线路接入高台330KV变电站。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>>本项目应用的方法学为国家温室气体自愿减排方法学“CM-001-V01可再生能源发电并网项目的整合基准线方法学（第一版）”(以下简称“本方法学”)。关于本方法学的更多信息，请参考：http://www.ccchina.gov.cn/archiver/cdmcn/UpFile/Files/Default/20130311164212571089.pdf本项目同时参考的方法学工具有：1.《电力系统排放因子计算工具》（第4.0版本）计算组合边际排放因子。2.《额外性论证与评价工具》（第7.0版本）来论证和评价项目活动的额外性。关于《电力系统排放因子计算工具》（第4.0版本）的更多信息，请参考：http://cdm.unfccc.int/methodologies/PAmethodologies/tools/am-tool-07-v4.0.pdf关于《额外性论证与评价工具》（第7.0版本）的更多信息，请参考：http://cdm.unfccc.int/methodologies/PAmethodologies/tools/am-tool-01-v7.0.0.pdf本项目同时参考的指南有：《客观的论证和评估障碍的指南》（第1.0版本）来对项目进行障碍性评估。关于《客观地论证和评估障碍的指南》（第1.0版本）更多信息，请参考：https://cdm.unfccc.int/Reference/Guidclarif/index.html中国温室气体自愿减排项目设计文件第9页B.2.方法学适用性>>本项目为新建光伏发电厂，不涉及已有电厂增容、改造或替换。在项目活动所在地在项目活动实施之前没有可再生能源电厂；本项目在项目活动地点不涉及可再生能源燃料替代化石燃料的活动；综上所述，本项目满足该方法学的适用条件。B.3.项目边界>>根据方法学，项目边界的空间范围包括项目发电厂以及与本项目接入的电网中的所有电厂。本项目所发电量将通过甘肃电网并入西北电网，因此，本项目边界包括本项目及本项目所在西北电网的所有并网电厂。根据国家发改委发布的《2013中国区域电网基准线排放因子》，西北电网所覆盖的区域包括陕西省、甘肃省、青海省、宁夏回族自治区和新疆维吾尔自治区。项目边界内所包括的排放源和温室气体种类见表B3-1，项目边界如图B3-1所示。表B3-1项目边界内的排放源和温室气体种类排放源温室气体种类包括否？说明理由/解释基CO2是主要排放源次要排放源准西北电CH4否次要排放源线网发电NO2否次要排放源次要排放源项…次要排放源目CO2否活光伏发CH4否动电N2O否…中国温室气体自愿减排项目设计文件第10页图B3-1项目边界图B.4.基准线情景的识别和描述>>根据方法学，如果项目活动是建设新的可再生能源并网发电厂/发电机组，那么基准线情景如下：项目活动生产的上网电量可由并网发电厂及其新增发电源替代生产，与“电力系统排放因子计算工具”里组合边际排放因子（CM）的计算过程中的描述相同。本项目为新建可再生能源并网发电厂，因此，本项目基准线情景为：由本项目输送到西北电网的电量，在本项目不存在的情况下，将由其它并入西北电网的运行电厂和新增电源来提供。B.5.额外性论证>>本项目业主在项目设计早期就已经充分认识到碳资产的价值和项目运行可带来的减排收益，项目业主在本项目立项前就确定了将项目建设、生产和获得减排收益放在同样重要的位置，本项目关键性事件详见下表B5-1：表B5-1项目活动进度时间表及国内自愿减排开发进度时间项目活动进度2012年3月29日甘肃省发改委签发《关于上海航天汽车机电股份有限公司开展高台县高崖子滩50兆瓦并网光伏发电项目前期工作的复函》甘发改能源函[2012]42号（获得项目路条）。中国温室气体自愿减排项目设计文件第11页2012年5月完成可行性研究报告，设计单位在可行性研究报告中建议项目业主进行清洁发展机制项目开发。2012年5月15日国家开发银行股份有限公司上海市分行向上海航天汽车机电股份有限公司出具贷款意向的函。2012年5月21日项目业主与上海格瑞卡低碳科技发展有限公司签署碳资产技术开合作发意向书。2012年6月12日完成利益相关方调查表。2012年6月25日本项目获得环评批复。2012年7月16日签署《电器设备总承包合同》（项目活动开始时间）。2012年12月28日获得甘肃省发改委对本项目的核准。2013年1月14日项目业主做出对本项的投资决议，决议中提到尽快落实推进碳资产开发。2013年1月16日签署施工合同，采用资本金支付建筑施工合同款。2013年1月18日项目开工。2013年2月由于上市母公司光伏产业亏损严重，无法从银行为本项目基建筹得贷款），挂牌出售项目业主100%股权。新2013年3月股东决定通过开发项目减排量继续推进项目实施。签署《电器设备总承包合同的补充协议》，合同说明由2013年5月15日于目前无法获得贷款，待贷款后支付项目设备款项。国家开发银行上海市分行向高台县太科光伏电力有限公2013年6月25日司出具项目贷款说明函，明确要求项目通过开发减排量2013年7月16日及出售减排量收益提高还款能力，应对限电带来的风2014年4月2日险。2014年6月6日签署借款合同。项目并网发电。与上海格瑞卡签署中国自愿减排量开发合作协议。项目设计文件在中国自愿减排交易信息平台公示8。8http://cdm.ccchina.gov.cn/sdxm.aspx?clmId=163&page=2中国温室气体自愿减排项目设计文件第12页2012年5月15日原控股母公司上海航天汽车机电股份有限公司获得国家开发银行的贷款意向函，但由于母公司亏损、融资困难产生股权变更，国开行在重新评估后于2013年5月15日向高台县太科光伏电力有限公司出具的贷款意向函中明确要求项目通过开发减排量及出售减排量收益提高还款能力，应对限电带来的风险。由于前期融资困难，项目设备总承包合同款无法及时交付，由承包方先行垫付，待贷款到位后，再行支付。建筑施工由项目业主采用自有资金进行支付。应用最新版本的“额外性论证与评价工具”对本项目的额外性进行论证，步骤如下：步骤0.识别项目活动是否是第一例本项目活动为风力发电项目，不是第一例项目。进入步骤1进行分析。步骤1.识别符合现行法律法规的项目活动替代方案子步骤1a:替代方案确定可以与本项目提供同等年上网电量的现实可行的方案：方案1：拟议的项目活动本身，但不作为国内自愿减排项目活动；方案2：建设年上网电量与本项目活动相同的火电厂；方案3：建设年上网电量与本项目相同的其它可再生能源电厂；方案4：由西北电网提供与本项目相同的年上网电量。对于方案3而言，目前在国内，除了太阳能，风能、生物质能、地热、潮汐和水能都具备并网发电的技术可行性。然而，项目所在地为荒漠戈壁，无生物质、地热、潮汐和地表水资源可利用9，且高崖子滩为高台县规划的光伏产业园10，不能建设风电项目。因此，方案3不是可行的替代方案。子步骤1b.与强制性的法律和法规相一致：目前，国内政府制定了一系列促进可再生能源发展的计划和政策法规，但这些政策和规定对本项目并没有强制性。9项目可研报告第三部分工程地质章节10http://www.gaotai.gov.cn/Invest/tzgt/zsxm/2014/01/14/1152356960.html中国温室气体自愿减排项目设计文件第13页对于方案2而言，根据2011年《产业结构调整指导目录》，在大电网覆盖地区，限制单机容量30万千瓦及以下的常规燃煤火电机组。火电厂年发电小时数通常远大于光伏电站的年发电小时；因此如果考虑年供电量相同的情况，火电厂的装机容量将远小于本项目50MWp的装机容量。因此，方案2不是可行的替代方案。方案1符合现行法律法规的规定，并非法律法规强制要求实施。方案4是由现有的西北电网提供电量，也符合现行法律法规的要求。步骤2.投资分析本步骤未应用。步骤3.障碍分析根据“额外性论证与评价工具”，本步骤用来识别障碍并评估被这些障碍所阻碍的可替代方案，并且当应用这一步骤时，“客观的论证和评估障碍的指南11”必须被考虑。“客观的论证和评估障碍的指南”中，指南6：如果项目业主提出采用投资障碍，必须在项目设计文件中论证项目减排量收益是项目融资获得保障的唯一原因。所以，还必须论证来自借款方的借款批准（或者其他重大融资决策）明确考虑了项目作为自愿减排项目获得备案。本项目在设计到实际运行期间，经过了由项目原控股公司的光伏项目亏损，全部转让该项目建设公司的股权，到新控股公司通过担保获得贷款，实际开始运行，项目本身存在着较大的融资障碍，而项目的减排量申请和收益是获得融资保障的唯一原因：（1）项目原控股公司与子公司对项目的筹备阶段：本项目前期工作的复函由甘肃省发展和改革委员会于2012年3月29日签发给项目原实际控制人——上海航天汽车机电股份有限公司（以下简称11http://cdm.unfccc.int/EB/050/eb50_repan13.pdf中国温室气体自愿减排项目设计文件第14页“航天机电”）。2012年5月4日，航天机电投资成立了高台县太科光伏电力有限公司（以下简称“高台太科”）开展本项目的建设和运营工作。（2）项目原控股公司对本项目子公司股权转让阶段：2012年8月28日，航天机电发布上市公司半年报12称：称光伏产业整体盈利水平下降，公司经营环境严峻。因欧洲光伏市场需求放缓，公司光伏产能未能完全释放，成本优势得不到有效发挥。同时，公司终端电站项目大部分处于筹备期、建设期和待售期，未形成收益。报告期内公司非公开发行股票筹集资金尚未到位，财务费用高企，公司光伏产业整体出现较大亏损。2012年12月28日，本项目获得甘肃省发展和改革委员会的核准。项目亟待开工。根据《甘肃省电力公司关于上海航天汽车机电股份有限公司高台县高崖子滩50兆瓦光伏电站介入系统设计审查意见的通知》甘电司发展[2012]916号文件，张掖地区风能、太阳能资源丰富，随着地区新能源的迅猛发展，受当地负荷发展限制，在电网规划目标实现前，张掖电网无法满足区域内新能源（含上海航天高崖子滩光伏电站）电力电量的就地消纳，光电出力受限将作为一种争产的运行方式存在。航天机电当时出具了《关于上海航天汽车机电股份有限公司高台县高崖子滩50兆瓦并网光伏发电项目承诺函》航天机电经营字[2012]386号文件：项目建成并网发电后，在面临弃光风险时，公司承诺可承受弃电损失。上述两个文件中关于弃电损失对项目经营带来的显著不利因素导致了项目业主无法从国内银行获得项目基础建设所需的大额贷款。2013年2月23日，航天机电发布上市公司公告13：公司拟通过产权交易所挂牌转让持有的高台县太科光伏电力有限公司100%股权。2013年2月28日，航天机电发布上市公司公告14：鉴于上海航天局与上海实业（集团）有限公司签署的“关于推进新能源发展合作框架协议书”，12上海航天汽车机电股份有限公司（600151）2012年半年度报告http://www.cninfo.com.cn/finalpage/2012-08-28/61491587.PDF13编号：2013-012，上海航天汽车机电股份有限公司关于出售光伏电站项目公司的公告http://download.hexun.com/ftp/all_stockdata_2009/all/062/228/62228040.PDF14编号：2013-008，上海航天汽车机电股份有限公司关于与上海上实（集团）有限公司下属子公司设立合资公司的公告http://www.cninfo.com.cn/finalpage/2013-02-18/62130119.PDF中国温室气体自愿减排项目设计文件第15页航天机电拟与上实集团下属子公司上海星河数码投资有限公司共同出资成立上实航天星河能源（上海）有限公司（以下简称“星河能源”），由合资公司收购包括航天机电持有的国内光伏电站项目。（3）项目新老控股公司完成股权转让：2013年3月27日，星河能源与航天机电在上海联合产权交易所完成产权交易，星河能源获购高台太科100%股权，成为本项目的实际控制人，同时也成为项目建设筹备和运行的负责人。（4）项目新控股公司对本项目的融资和运行阶段：考虑到项目开发减排量后获得的收益，经星河能源协调，由星河能源母公司上海上实（集团）有限公司与上海沪宁高速公路（上海段）发展有限公司联合担保，向国家开发银行股份有限公司上海市分行申请本项目的贷款。2013年5月15日，国家开发银行股份有限公司上海市分行出具《关于高台县高崖子滩50兆瓦并网光伏发电项目贷款说明函》，明确要求项目须通过开展减排量开发交易增加收入补贴，提高项目避险能力和贷款偿还能力，并将此作为前置条件。2013年5月6日，上海上实（集团）有限公司和上海沪宁高速公路（上海段）发展有限公司联合与国家开发银行股份有限公司签署人民币资金贷款保证合同，为高台太科贷款担保。2013年6月25日，高台太科与国家开发银行股份有限公司签署金额为33150万元的人民币资金借款合同，用于本项目的基础建设。高台太科利用获得的贷款偿还拖欠的设备、施工合同款，才使项目完成交工并开始正常投产运营。综上所述，本项目面临的主要障碍为：1、弃电损失15致使项目面临较高的财务风险。在项目活动开始之前，在电站接入系统审查阶段，由于张掖电网无法满足区域内新能源电力的就地消纳，原控股公司根据电力公司要求出具了项目承诺函，承诺在面临弃光风险15http://www.cq.xinhuanet.com/2013-08/01/c_116769902.htm中国温室气体自愿减排项目设计文件第16页时承受弃电损失。而在实际的运营过程中也得到了验证，该项目已于2013年7月投产至今，只能将电站保持在低负荷的状态下运营，限电确实使业主在项目运营时承受了巨大的损失。2013年7月16日至2014年11上网电量占设计值的61.3%。并且限电是甘肃省电网普遍存在的现象。事实上，较高的财务风险促使项目业主做出通过开发项目碳资产收益推动项目实施的决策。2、融资障碍使项目股权转让。原控股公司因自身业务亏损且本项目也面临融资障碍，不得不将项目出售。项目收购方经过评估，看好项目的减排收益，承担项目风险，经过股权转让，才使项目得以继续实施。3、银行贷款困难。由于光伏亏损以及弃电损失，银行经评估后明确要求项目需要开发减排量收益来提高项目避险能力和贷款偿还能力，作为贷款审批的前提条件。4、贷款担保问题。根据银行要求，项目要获得贷款，在满足上述前提条件的基础上，还需要获得第三方担保。由于本项目亏损以及限电问题，贷款担保单位也是基于项目可通过开发减排量开发收益从而降低运营风险的考虑，同意为项目进行贷款担保。子步骤3a:识别那些会阻碍拟议自愿减排项目活动实施的障碍(a)投资障碍本项目主要面临上述的项目前期融资障碍，在没有减排量收益的前提下，项目面临筹措不到资金而导致无法完成电站建设的风险。根据中金在线网的信息，光伏业融资渠道相对单一，即国家开发银行。商业银行利息较高，如今的光伏企业几乎不敢踏进“门槛”16。(b)技术障碍由于电网基础设施发展落后17，张掖电网无法满足区域内新能源电力的就地消纳。因此存在技术障碍。16http://news.cnfol.com/guoneicaijing/20141216/19704618.shtml17http://www.cq.xinhuanet.com/2013-08/01/c_116769902.htm中国温室气体自愿减排项目设计文件第17页因此，普遍存在的障碍为：光伏项目融资难18、限电导致项目盈利能大幅下滑，在没有减排量收益支持的情况下，将会成为该地区建设运营光伏发电项目普遍存在的障碍。子步骤3b:说明被识别的障碍将不会阻碍至少一种可替代方案的实施（除拟议项目外）被识别的障碍不会阻碍项目的可替代方案“由西北电网提供与本项目相同的年上网电量”的实施。就本项目而言，项目活动建设地为西北不发达地区，项目建设对当地经济发展有促进作用，为西北电网提供电力并减少温室气体排放。但项目本身因为融资障碍、区域性限电频发等多种障碍的存在，是项目建设和面临困难。而本项目产生的减排量收益预期对项目建设融资等方面非常重要，降低企业贷款违约风险。因此，本项目活动具有额外性。步骤4.普遍性分析子步骤4a：将拟议的项目活动装机容量或产出的+/-50%作为用于普遍性分析的适用的产出范围。本项目的装机容量为50MWp，选择装机容量在本项目±50%范围内的光伏发电项目进行分析，即装机容量25MWp~75MWp的光伏发电项目。子步骤4b：在合适的地理范围内，识别合适的产出范围内的所有在拟议项目活动开始之前已投产的项目；这些项目的数量记为Nall。已注册的或在审定过程中的清洁发展机制项目或国内自愿减排活动的项目不包含在此步骤中。根据“额外性论证与评价工具”的要求，合适的地理范围默认为全国。但是考虑到每个省/自治区在政策法规和税收等投资环境方面各不相同，在太阳18http://www.chinapv.org/Index/Detail-id-5546.html《光伏发电金融难题及对策研究》中图分类号：F426文献标识码：A文章编号：1003-2355-(2014)08-0019-03中国温室气体自愿减排项目设计文件第18页能资源、地理条件和气候条件等自然环境方面也存在较大差异，因此，本项目选择甘肃省作为合适的地理范围。随着投资环境及税收机制的重大变化，2002年电力行业进行了重大体制改革。2002年2月10日，国务院发布的[2002]5号文《电力体制改革方案》，将原国家电力公司划分为两大电网公司、五大发电集团公司、四个辅业公司，实现了厂网分开，引入了竞争机制。本项目的开始时间为2012年7月16日。因此，本步骤仅选择甘肃省2002年2月10日至2012年7月16日之间投产运营的装机容量在25MWp~75MWp的项目进行分析。Nall=Nsolar+Nother其中：Nall：甘肃省2002年2月10日至2012年7月16日之间投产运营的装机容量在25MWp~75MWp的所有项目的数量，不包含已注册的或正在进行审定过程中的清洁发展机制或国内自愿减排活动的项目；Nsolar：甘肃省2002年2月10日至2012年7月16日之间投产运营的装机容量在25MWp~75MWp的所有光伏发电项目的数量，不包含已注册的或正在进行审定过程中的清洁发展机制或国内自愿减排活动的项目；Nother：甘肃省2002年2月10日至2012年7月16日之间投产运营的装机容量在25MWp~75MWp的除光伏发电项目以外的所有其他类型项目的数量，不包含已注册的或正在进行审定过程中的清洁发展机制或国内自愿减排活动的项目。根据查阅联合国CDM执行理事会网站19、中国清洁发展机制网站20信息和中国自愿减排交易信息平台21，甘肃省2002年2月10日至2012年7月16日之间投产运营的装机容量在25MWp~75MWp的光伏发电项目均已作为清洁发展机制项目进行开发。19http://cdm.unfccc.int/20http://cdm.ccchina.gov.cn/WebSite/CDM/UpFile/File2934.pdf21http://cdm.ccchina.gov.cn/zylist.aspx?clmId=160中国温室气体自愿减排项目设计文件第19页表B5-225MWp~75MWp的光伏发电项目列表项目名称装机容量是否开展减开发减排量（兆瓦）排量开发类型中国水电建设集团新能源开发有限责任公司凉州区50兆瓦并网光50是CDM项目伏发电项目/CER甘肃省甘州区南滩一期50兆瓦光50是CDM项目/CER伏发电项目CDM项目甘肃金塔正泰40兆瓦光伏并网发40是/CER电项目CDM项目/CER甘肃金川区50兆瓦并网光伏发电50是CDM项目项目/CER甘肃敦煌正泰50MWp光伏电站项50是CDM项目/CER目中国自愿减华能金昌市金州区30兆瓦并网光30是排/CCER伏发电项目民勤县正泰光伏发电有限公司红是沙岗一期50MW光伏发电项目50因此，Nsolar=0，则，Nall=Nother子步骤4c：在子步骤4b识别的项目范围内，识别与拟议项目活动采用不同技术的项目。这些项目的的数量记为Ndiff。根据“额外性论证与评价工具”，不同技术是指提供同样产出的技术至少在下列情况中的一种有所不同：(i)能源/燃料；(ii)原料；(iii)装机容量（微型、小型、大型）；(iv)投资决策当日的投资环境，特别是：技术的可得性；补贴；激励中国温室气体自愿减排项目设计文件第20页政策；法律条例；(v)其它特点，特别是：单位产出成本（如果单位产出成本相差达到20%及认为单位产出成本不同）。风力发电、水力发电、生物质发电及其它类型的发电项目的能源/燃料明显与拟议项目为不同，因此，这些项目被识别为采用不同技术的项目。因此，Ndiff=NotherNdiff：甘肃省2002年2月10日至2012年7月16日之间投产运营的装机容量在25MWp~75MWp的所有采用不同技术的项目的数量，不包含已注册的或正在进行审定过程中的清洁发展机制项目或国内自愿减排活动的项目。子步骤4d：计算F=1-Ndiff/Nall，F代表在拟议项目活动提供同等产出或相同装机的所有项目中与其采用相似技术的项目的比例。根据子步骤4b及4c的分析，可以得知：Nall=Ndiff。因此，F=1-Ndiff/Nall=1-1=0且Nall-Ndiff=0。根据“额外性论证与评价工具”，如果F>0.2且Nall-Ndiff>3,则拟议项目为普遍实施的项目。然而，本项目的F=0且Nall-Ndiff=0，因此本项目不是普遍实施的项目，具有额外性。B.6.减排量B.6.1.计算方法的说明>>1、项目排放按照《CM-001-V01可再生能源发电并网项目的整合基准线方法学》（第一版），本项目在项目边界内的温室气体排放是零：PEy=02、基准线排放由于本项目基准线情景为西北电网提供同等电量。基准线排放量计算公中国温室气体自愿减排项目设计文件第21页式如下：BEy=EGPJ,y×EFgrid,CM,y（1）其中：BEy=在y年的基准线排放量（tCO2/yr）EGPJ,y=在y年，由于自愿减排项目活动的实施而产生的净上网电量（MWh/yr）EFgrid,CM,y=在y年，利用《电力系统排放因子计算工具》（第4.0版本）所计算的并网发电的组合边际CO2排放因子（tCO2/MWh）计算EGPJ,y本项目活动是一个新建可再生能源并网发电项目，并且在项目活动实施之前，在项目所在地点没有投入运行的可再生能源电厂，因此：EGPJ,y=EGfacility,y（2）其中：EGPJ,y在y年，本项目活动所产生的净上上网电的上网电量（MWh/yr）EGfacility,y在y年，发电厂/发电机组的净上网电量（MWh/yr）EGfacility,y=EGout,y-EGin,y（3）其中：EGout,,y为第y年本项目的上网电量（MWh/yr）EGin,y为第y年本项目所使用的来自西北电网的电量，为便于计算，事前估计为0（MWh/yr）确定EFgrid,CM,yEFgrid,CM,y根据最新版的“电力系统排放因子计算工具”计算第y年电网发电的组合边际CO2排放因子。具体步骤如下：中国温室气体自愿减排项目设计文件第22页子步骤1.确定项目所属电力系统本项目所生产的电力并入西北电网，在没有本项目的情况下，相应的电量将由西北电网现有的和新建的电厂提供。西北电网覆盖的省区包括陕西省、甘肃省、青海省、宁夏回族自治区、新疆维吾尔族自治区。西北电网不存在从其他电网调入电量的情况。子步骤2.选择项目所属电力系统中是否包含离网电厂(可选项)项目参与方可以选择下面两个方法之一计算电量边际和容量边际：方法1：计算中只包含联网电厂方法2：计算中既包含联网电厂也包含离网电厂。本项目选择方法1。子步骤3.选择电量边际(OM)排放因子的方法《电力系统排放因子计算工具》（第4.0版本）提供了4种计算电量边际(OM)的方法：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。其中：方法（a）适用条件是低运行成本/必须运行电厂在电网发电构成中低于50%，也就是说：（1）最近5年的平均值，或者（2）对于水电而言，基于长期运行的正常值低于50%的情况。2007-2011年，西北电网总的年发电构成中水电和其它低成本/必须运行资源的年发电量占总发电量比例分别为：2007年22.42%22，2008年22《2008中国电力年鉴》733页中国温室气体自愿减排项目设计文件第23页21.82%23，2009年24.40%24，2010年23.99%25，2011年21.66%26，均低于50%。因此，本项目选择方法(a)计算电量边际排放因子（EFgrid,OM,y）。本项目应用事前（ex-ante）计算的方法，应用西北电网最近3年（2009～2011）的数据，计算项目的电量边际排放因子（EFgrid,OM,y）。子步骤4.根据所选择的电量边际计算方法计算电量边际排放因子简单OM排放因子(即EFgrid,OMsimple,y)是服务于该系统的所有发电资源按发电量加权平均得到的单位发电量排放(tCO2/MWh)，不包括低运行成本/必须运行电厂。“电力系统排放因子计算工具”提供了简单OM计算的两种选项：选项A：基于每个发电机组的净发电量和CO2排放因子或选项B：基于服务于该系统的所有电厂的总净发电量、项目电力系统的燃料类型和总燃料消费量。选项B只能用于：(a)选项A的必要数据不能获得；和(b)只有核能和可再生能电力生产被认为是低成本/必须运行的电力源，且这些电厂上网电量数据是已知的；(c)离网电厂没有包含在计算中(即，如果在步骤2中选择了方法Ⅰ)。当每个电厂/机组燃料消耗数据是可获得的时只能使用选项A。在中国电网内，基于每个发电厂/发电机组的燃料消费率不可得的，因此选项A不适用；然而服务于西北区域电网的所有发电厂的总净发电量和西北区域电网总的燃料消耗量可以从中国电力年鉴和中国能源统计年鉴中得到，并且满足上述(b)和(c)情况，因此本项目应用选项B计算简单OM，计算如下：(4)23《2009中国电力年鉴》695页24《2010中国电力年鉴》705页25《2011中国电力年鉴》725页26《2012中国电力年鉴》631页中国温室气体自愿减排项目设计文件第24页其中:是第y年简单电量边际CO2排放因子(tCO2/MWh)；EFgrid,OMsimple,y是第y年项目所在电力系统燃料i的消耗量(质量或体积单FCi,y位)；是第y年燃料i的净热值(能源含量，GJ/质量或体积单位)；NCVi,yEFCO2,i,y是第y年燃料i的CO2排放因子(tCO2/GJ)；EGy是电力系统第y年向电网提供的电量（MWh），不包括低成本/必须运行电厂/机组；i是第y年电力系统消耗的所有化石燃料种类；y是提交PDD时可获得数据的最近三年（事先计算）。另外，在电网存在净调入的情况下，采用调出电力电网的简单电量边际排放因子。本项目采用国家发改委公布的中国电网基准线排放因子计算结果（排放因子的计算详见附件2），即，西北电网的电量边际排放因子（EFgrid,OM,y）为0.9720tCO2/MWh。步骤5.计算容量边际(BM)排放因子本项目采用事先（ex-ante）计算的方法计算容量边际排放因子，基于在提交PDD的时候所获得的有关已建电厂的最新信息来建立样本群m。用于计算容量边际的电厂样本群m通过下列步骤确定：(a)选取最近并网发电的5个电厂（不包括清洁发展机制项目或国内自愿减排项目），并确定它们的年发电量。该样本群称为SET5-units；(b)确定项目电力系统的年发电量（不包括清洁发展机制项目或国内自愿减排项目）。选取构成该电力系统发电量20%的电厂（不包括清洁发展机制项目或国内自愿减排项目），并且是最近建成的，确定它们的年发电量。该样本群称为SET≥20%。(c)从SET5-units和SET≥20%中选择年发电量较大的作为样本群,即SETsample。国内电厂的容量边际数据不可得。因此选择SET≥20%作为样本群SETsample。根中国温室气体自愿减排项目设计文件第25页据国家发改委发布的数据，该样本群中不包含并网运行10年以上的电厂，因此采用SETsample计算容量边际排放因子。计算基准线的容量边际排放因子（EFgrid,BM,y）的公式为：(5)其中：是第y年的容量边际排放因子（tCO2/MWh）；EFgrid,BM,y是第m个样本机组在第y年向电网提供的电量，也即上网电EGm,y量（MWh）；是第m个样本机组在第y年的排放因子（tCO2/MWh）；FEEL,m,y包括在容量边际中的发电机组；m发电数据最新可得的历史年份。y由于数据可得性的原因，本计算依照国家发改委发布的《中国区域电网基准线排放因子》所采用的计算方法，即首先计算新增装机容量和其中各种发电技术的组成，然后计算各种发电技术的新增装机权重，最后利用各种发电技术商业化的最优效率水平计算排放因子。由于现有统计数据中无法从火电中分离出燃煤、燃油和燃气的各种发电技术的容量，因此本计算过程中采用如下方法：首先，利用最近一年的可得能源平衡表数据，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；其次，以此比重为权重，以商业化最优效率技术水平对应的排放因子为基础，计算出各电网的火电排放因子；最后，用此火电排放因子乘以火电在该电网新增的20%容量中的比重，结果即为该电网的BM排放因子。具体步骤和公式如下：子步骤5a：计算不同的发电用燃料对应的CO2排放量在总排放量中的比重中国温室气体自愿减排项目设计文件第26页(6)(7)(8)其中：是第j个省份在第y年的燃料i消耗量（质量或体积单位，对于Fi,j,y固体和液体燃料为吨，对于气体燃料为立方米）是燃料i在第y年的净热值（对于固体和液体燃料为GJ/t，对于NCVi,y气体燃料为GJ/m3）；是燃料i的排放因子（tCO2/GJ）EFCO2,i,j,yCOAL、OIL和GAS分别是固体燃料、液体燃料和气体燃料的脚标集合。子步骤5b：计算对应的火电排放因子(9)其中：EFThermal,y火电排放因子；EFCoal,Adv,y分别是商业化最优效率的燃煤发电技术所对应的排放因子(数据EFOil,Adv,y来源及计算过程详见附件2给出的链接)EFGas,Adv,y分别是商业化最优效率的燃油发电技术所对应的排放因子(数据来源及计算过程详见附件2给出的链接)分别是商业化最优效率的燃气发电技术所对应的排放因子(数据来源及计算过程详见附件2给出的链接)中国温室气体自愿减排项目设计文件第27页子步骤5c：计算容量边际排放因子(10)其中，为超过现有容量20%的新增装机总容量；CAPTotal,y为新增火电装机容量。CAPThermal,y本项目采用国家发改委公布的中国电网基准线排放因子计算结果（排放因子的计算详见附件2），即，西北电网的容量边际排放因子（EFgrid,BM,y）0.5115tCO2/MWh。本项目事先（ex-ante）计算了第一计入期的EFgrid,OM,y和EFgrid,BM,y，该数值在第一计入期内保持不变。步骤6：计算组合边际(CM)排放因子基于下列两种方法之一计算组合边际排放因子：(a)加权平均组合边际排放因子(b)简化的组合边际排放因子优先采用加权平均组合边际排放因子（选项a）。本项目组合边际排放因子采用加权平均的方法计算如下：(11)其中:年份y的组合边际CO2排放因子(tCO2/MWh)；EFgrid,CM,y电量边际排放因子的权重(%)；WOM容量边际排放因子的权重(%)。WBM根据“电力系统排放因子计算工具”，对于光伏项目而言，wOM=0.75，wBM=0.25。EFgrid,CM,y=0.75×0.9720+0.25×0.5115=0.856875tCO2/MWh3、泄漏中国温室气体自愿减排项目设计文件第28页按照《CM-001-V01可再生能源发电并网项目的整合基准线方法学》（第一版），泄漏排放不予考虑。4、减排量项目活动第y年减排量计算公式如下：ERy=BEy-PEy（12）其中：ERy为y年的减排量（tCO2e/yr）BEy为y年的基准线排放tCO2e/yr）PEy为y年的项目排放（tCO2e/yr）B.6.2.预先确定的参数和数据>>数据/参数：EGy单位：MWh描述：西北电网各省发电量所使用数据的来源：《中国电力年鉴》2010-2012所应用的数据值：见附件2证明数据选用的合理官方公布数据性或说明实际应用的测量方法和程序步骤:数据用途：计算基准线排放评价:/数据/参数：厂用电率单位：描述：%所使用数据的来源：西北电网各省厂用电率所应用的数据值：《中国电力年鉴》2010-2012证明数据选用的合理见附件2性或说明实际应用的官方公布数据中国温室气体自愿减排项目设计文件第29页测量方法和程序步计算基准线排放骤:/数据用途：评价:数据/参数：装机容量单位：MW描述：西北电网各省装机容量所使用数据的来源：《中国电力年鉴》2010-2012所应用的数据值：见附件2证明数据选用的合理官方公布数据性或说明实际应用的测量方法和程序步计算基准线排放骤:/数据用途：评价:数据/参数：EFCoal,Adv,y单位：tCO2/MWh描述：商业化最优效率技术的燃煤电厂的排放因子所使用数据的来源：《2013中国区域电网基准线排放因子》http://www.ccchina.gov.cn/archiver/cdmcn/UpFile/所应用的数据值：Files/Default/20130917081706402591.pdf证明数据选用的合理0.7889性或说明实际应用的官方公布数据测量方法和程序步骤:计算基准线排放数据用途：/评价:数据/参数：EFOil,Adv,y单位：tCO2/MWh描述：商业化最优效率技术的燃油电厂的排放因子中国温室气体自愿减排项目设计文件第30页所使用数据的来源：《2013中国区域电网基准线排放因子》http://www.ccchina.gov.cn/archiver/cdmcn/UpFile/所应用的数据值：Files/Default/20130917081706402591.pdf证明数据选用的合理0.5177性或说明实际应用的官方公布数据测量方法和程序步骤:计算基准线排放数据用途：/评价:数据/参数：EFGas,Adv,y单位：tCO2/MWh描述：商业化最优效率技术的燃气电厂的排放因子所使用数据的来源：《2013中国区域电网基准线排放因子》http://www.ccchina.gov.cn/archiver/cdmcn/UpFile/所应用的数据值：Files/Default/20130917081706402591.pdf证明数据选用的合理0.3723性或说明实际应用的官方公布数据测量方法和程序步骤:计算基准线排放数据用途：/评价:数据/参数：FCi,y单位：质量或体积单位描述：第y年项目所属电力系统消耗的燃料i的量所使用数据的来源：《中国能源统计年鉴》2010-2012所应用的数据值：见附件2证明数据选用的合理官方公布数据性或说明实际应用的测量方法和程序步计算基准线排放骤:/数据用途：评价:中国温室气体自愿减排项目设计文件第31页数据/参数：NCVi,y单位：GJ/质量或体积单位描述：第y年燃料i的净热值（含能量）所使用数据的来源：《中国能源统计年鉴2009》所应用的数据值：见附件2证明数据选用的合理官方公布数据性或说明实际应用的测量方法和程序步计算基准线排放骤:/数据用途：评价:数据/参数：EFCO2,i,y单位：tCO2/GJ描述：第y年燃料i的CO2排放因子所使用数据的来源：2006IPCCGuidelinesforNationalGreenhouseGasInventories，Volume2Energy，第一章1.21-1.24页所应用的数据值：的表1.3和表1.4。证明数据选用的合理见附件2性或说明实际应用的IPCC默认值测量方法和程序步骤:计算基准线排放数据用途：/评价:B.6.3.减排量事前计算>>根据国家发改委公布的中国电网基准线排放因子计算结果27，西北电网2009-2011年电量边际排放因子（EFgrid,OM,y）加权平均为：EFgrid,OM,y=0.9720tCO2/MWh西北电网的容量边际排放因子（EFgrid,BM,y）为：27http://www.ccchina.gov.cn/archiver/cdmcn/UpFile/Files/Default/20130917081426863466.pdf中国温室气体自愿减排项目设计文件第32页EFgrid,BM,y=0.5115tCO2/MWh则：EFgrid,CM,y=EFgrid,OM,yWOM+EFgrid,BM,yWBM=0.9720×0.75+0.5115×0.25=0.856875tCO2/MWhEGin,y事前估算为0，项目运行后将进行事后检测。根据本项目可行性研究报告，预计年净上网电量计算如下：计入期2013.7.16-2014201520162017201820192020.1.1-合计2013.12.3197,57496,75893,4932020.7.15上网电量83,60882,90996,08394,98594,30980,111668,50945,08450,223572,825(MWh)0082,33181,39080,811038,63100043,0340基准线排放83,60882,90900080,1110(tCO2e)00572,825项目排放000(tCO2e)00项目泄漏38,63182,33181,39080,81143,034(tCO2e)95,501减排量(tCO2e)第一计入期年81,832均上网电量（MWh/yr）第一计入期年均减排量(tCO2e)根据可研的设计，本项目在计算各年份发电量时，已考虑了光伏组件发电量的衰减情况，从运行期第1年到第25年的衰减率为20%，每年平均衰减率约为0.83%。EGPJ,y=EGfacility,y=EGout,y–EGin,y=95,501MWh/yr–0=95,501MWh/yrERy=BEy=EGPJ,y×EFgrid,CM,y因此，ERy=95,501MWh/yr×0.856875tCO2/MWh=81,832tCO2/yr中国温室气体自愿减排项目设计文件第33页B.6.4.事前估算减排量概要减排量(tCO2e)年份基准线排放项目排泄漏38,631(tCO2e)放(tCO2e)83,60882,9092013年7月16日-38,631(tCO2e)082,3312013年12月31日83,60881,3902014年1月1日-201482,909080,81182,33180,111年12月31日81,3900043,0342015年1月1日-201580,811572,82580,1110081,832年12月31日43,0342016年1月1日-2016572,8250081,832年12月31日002017年1月1日-201700年12月312018年1月1日-201800年12月31日002019年1月1日-201900年12月31日7年2020年1月1日-2020年7月15日00合计计入期时间合计计入期内年均值B.7.监测计划B.7.1.需要监测的参数和数据>>数据/参数：EGfacility,y单位：MWh/yr描述：年净上网电量所使用数据的来源：电表数据值：95,501测量方法和程序:本项目上网电量减去下网电量计算得出，即：EGfacility,y=EGout,y–EGin,y中国温室气体自愿减排项目设计文件第34页监测频率：连续监测，每天记录，每月汇总QA/QC程序:该数据可通过购售电发票进行复核数据用途：计算基准线排放评价：/数据/参数：EGout,y单位：MWh/yr描述：本项目活动的年上网电量所使用数据的来源：电表直接读数数据值：测量方法和程序:95,501电表连续监测，按月记录。数据以电子存档，保存监测频率：时间为计入期及计入期后两年QA/QC程序:连续监测，每天记录，每月汇总根据国家标准，电表将进行定期校准。该数据可通数据用途：过售电发票来复核。该数据由项目业主和当地电网评价：公司联合读数。计算基准线排放/数据/参数：EGin,y单位：MWh/yr描述：每年本项目所使用的来自西北电网的电量所使用数据的来源：电表直接读数数据值：测量方法和程序:0电表连续监测，按月记录。数据以电子存档，保存监测频率：时间为计入期及计入期后两年QA/QC程序:连续监测，每天记录，每月汇总根据国家标准，电表将进行定期校准。该数据可通数据用途：过售电发票来复核。该数据由项目业主和当地电网评价：公司联合读数。计算基准线排放/中国温室气体自愿减排项目设计文件第35页B.7.2.数据抽样计划>>不适用B.7.3.监测计划其它内容>>本监测计划的目的是确保在减排计入期内项目活动的减排量的监测及计算完整、一致、清楚、准确，由项目业主指派专人负责。1．监测对象由于基准线排放因子源于事前计算，因此，监测的主要数据为项目活动的上网电量和项目所使用的来自西北电网的电量。2．监测机构由项目业主成立监测工作小组指派一名监测负责人执行监测计划，监测机构组织框架如下：高台县太科光伏电力有限公司监测工作小组光伏电站站长运营值班长财务人员审计人员监测经理的职责是监督监测计划的执行，另外三人即工程师、财务人员和审计人员则负责监测计划的具体实施。工程师的职责是数据收集（如电表读数）、设备日常维护和减排量计算。财务的职责是跟进与电网公司的售电及发票的保管。审计人员的职责是对收集的数据和发票进行复核，确保数据与发票的准确性和透明度。中国温室气体自愿减排项目设计文件第36页3．数据监测与收集（1）项目业主和电网公司每月定期读取主电表M1的数据，确认实际上网电量。（2）当主关口表出现问题或业主与电网公司核对出现误差时以备用电表M2的数据为准。（3）如果备用电表M2出现问题或依然无法解决误差问题，则放弃该月上网电量。（4）在M1电表运行正常且业主与电网公司对上网电量数据一致认可的情况下，由电网公司出具结算单和售电发票，业主记录电表数据、净上网电量数据和保存发票的复印件（扫描件）。（5）业主须按照监测手册开展项目的监测工作，做好数据整理及存档、定期校准电表、并且保存相关数据到计入期结束后两年。4.监测设备及安装本项目电表安装在位于项目现场110KV升压站的110KV母线上，主、备电表精度不低于0.5S级。电表的安装和维护根据《电能计量装置技术管理规程（DL/T448—2000）》执行。5.仪表维护和校准电表周期校准及现场周期维护工作应该按照国家电力行业有关标准、规程执行，以确保电表的精确度。经校准后，电表必须加以封印。电表将按照中国温室气体自愿减排项目设计文件第37页《电能计量装置技术管理规程》（DL/T448-2000）的技术要求进行配置，并每年进行现场检验。根据《电子式交流电能表》（JJG596-2012），对电表进行周期性检定（每六年检定一次）。确保计量精度不低于0.5S级。电表的安装和密封由甘肃省具有资质的电力测量机构实施。项目业主和电网公司都无法开启或擅自改变电表。关口表的日常操作和维护将由项目业主进行，而考核表的日常操作和维护由电网公司进行。项目活动的设备日常维护由工程师执行，发现任何的设备异常应及时向上级报告。在以下情况发生后10天内，由项目业主和电网公司共同委托具备测量资质的机构进行测试：（1）电表的误差大于允许误差；（2）由于电表发生故障对电表进行维修。如上述情况发生后，电量的计量取值将由项目业主和电网公司根据实际情况共同商定后确认，减排量数据将基于最终确定的电量数据进行计算。6.员工培训通过对员工的培训，使其能够通过培训掌握包括电力设备日常操作和维护及中国自愿减排项目的一般知识和监测计划，以确保员工能够履行职责，执行监测计划。培训的详细内容如下:•确定不同岗位对员工在教育水平、技术技能和工作经验方面的要求。•使员工对监测的重要性和个人的责任有充分的认识。监测工作小组领导与本项目技术开发人员一起将管理新员工培训的过程。监测工作小组领导将确保具备相应素质的工作人员参与监测计划实施培训。7.质量保证与质量控制电表周期校准及现场周期维护工作应该按照国家电力行业有关标准、规程执行28，以确保电表的精确度。每六年检定一次，每年校准一次，经校准后，电表必须加以封印。项目业主和电网公司联合进行封印工作，任何一方都不能在另一方不在场的情况下拆封、更改和更换电表。28中华人民共和国电力行业标准DL/T460-2005《交流电能表检验装置检定规程》中国温室气体自愿减排项目设计文件第38页在以下情况发生后，安装的所有电表都应由项目业主和电网公司共同委托具有资质的计量检测机构进行测试：（1）两块电表的误差大于允许误差；（2）由于电表发生故障对电表进行维修。8.数据管理体系数据管理体系描述了监测期间所收集数据的记录和保存，而数据记录和保存是监测过程的核心部分。数据和记录需复审后存档。检查项目数据可能存在的错误或遗漏，包括反复核对电表，检查发票售电数据，检查所有记录的完整性。每月末将监测数据进行电子存档，电子文件将用光盘备份，并且保存书面文件。项目业主还需保存售电/购电发票。监测和数据管理主要由业主的监测工作小组总体负责，具体又由其中的监测负责人负责。实体文件例如纸质地图、图表和环评等以及本监测计划集中存放在一个地方。为了方便核查人员获得与本项目减排量核实有关的文献资料和信息，项目业主应提供项目材料和监测结果报告的索引。所有的纸质信息业主都会保存一份副本。监测所涉及数据都将保存到计入期结束后两年。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>>2012年7月16日（项目EPC合同签订日期）C.1.2.预计的项目活动运行寿命>>25年C.2.项目活动减排计入期C.2.1.计入期类型>>可更新的计入期中国温室气体自愿减排项目设计文件第39页C.2.2.第一计入期开始日期>>2013年7月16日（项目全部并网发电日）C.2.3.第一计入期长度>>7年D部分.环境影响D.1.环境影响分析>>根据国内环保法规，甘肃省环境科学设计研究院于2012年6月完成本项目的《建设项目环境影响报告表》，并于2012年6月25日收到甘肃省环境保护厅对本项目环评报告的批复，批复文号为甘环评表字[2012]56号。本项目环境影响评价报告的主要结论如下：1.生态环境影响工程施工扰动土地面积172.2hm2，均为荒漠戈壁地。工程活动将使该区域内的天然植被受到破坏，植被盖度及生物量降低。经水土流失预测：项目建设和试运行期内（共1年）可能造的新增土壤侵蚀量为7921.2t。要求工程建设中，严格划定作业区域范围，并认真实施各项水土保持措施，将工程建设造成的水土流失降至最小程度。本期工程的实施，将使172.2hm2戈壁荒漠未利用土地转变为工业用地。这种土地利用方式的变化，虽会使局地区域内土地利用现状结构发生一定程度的改变，但亦将使该区域土地利用率提高，土地的经济价值呈现，最终使土地的使用价值升高。将有利于增强区域经济发展动力，为其它相关产业的发展奠定一定的基础。2.声环境影响工程施工期噪声主要为挖掘机、混凝土搅拌机等施工设备运转所产生的机械噪音，声源强度介于86～105dB。经预测：昼间施工噪声级在施工点30m处搅拌机超标，40m处均可达到标准值；夜间距施工点150m搅拌机仍超过标准限值，300m处均低于标准限值。由此，经对施工场地优化布置后，仍将对场内的施工人员生活环境造成一定的干扰影响。因此工程在施工中国温室气体自愿减排项目设计文件第40页过程中须加强机械设备的维护与保养，保持机械润滑，以降低其运行噪声；对高噪声设备采取临时隔声措施；尽量减少高噪声设备同时运转的作业时间；禁止夜间（当日22.30~次日06:30）施工。从而将工程建设对周围区域声环境的干扰影响降至最小程度。工程运行期的噪声主要是给水泵房水泵运行和变压器工作时产生的噪声，噪声源强分别为82dB(A)、64dB(A)。给水泵房水泵与变压器运行时的噪音经隔声和距离衰减后，厂界噪声可以达到《工业企业厂界环境噪声排放标准》（GB12348-2008）2类标准要求，对周围声环境影响较小。3.空气环境影响工程施工期，由于建筑物基础以及进场和场内道路修筑等作业活动，造成一定面积的地表开挖及大量土石方的运移，在有风天气时产生的扬尘将对局地区域的环境空气质量产生短时间的不良影响；运输车辆行驶将会使植被破坏区和土质路面段周围扬尘明显加重，造成近距离TSP浓度超标。但由于TSP浓度随其距离衰减很快，只要在施工过程中，采取有效防治措施，则会将其影响降至最小程度。加之当地大气扩散条件好，将不会造成明显的环境空气质量影响，并且其影响具有局部和间断短时性特点，随着施工的结束而消失。4.水环境影响工程施工期高峰作业日生活污水产生量约3.9m3/d，污水中主要污染物及其产生浓度分别为：CODcr300mg/l、BOD5200mg/l、SS260mg/l。施工期生活污水主要集中在生活营地区，施工期间产生的生活清洁废水可采用随地泼洒的排放形式随洒随蒸发，人体排泄物采用修建临时旱厕进行堆肥处理。该部分废水产生量小，且较分散，不会形成地面径流，故不会造成水环境污染影响。工程运行期，职工生活污水排放量约379.6m3/a。项目生活污水采用化粪池处理达到《农田灌溉水质标准》旱作标准要求后，全部作为厂区绿化及路面降尘用水回用，冬季非灌溉期临时储存于200m3储水池中。化粪池及储水池采取防渗措施。中国温室气体自愿减排项目设计文件第41页5.固体废物环境影响工程施工期总计产生开挖土石方量约8165.59m3，土石方回填及填筑利用量约8165.59m3，工程最终无弃渣堆存。本项目工程建设总工期施工人员生活垃圾产生量约36.5t（平均日生活垃圾产生量约27.4t），工程建成后运行期生活垃圾约5.69t/a。对于该部分固体废弃物要求分别采取在工程区和管理区设置垃圾收集筒袋装集中收集，公司租用垃圾清运车由专人定期清运至度高台县生活垃圾填埋场集中处理处置，对区域环境影响较小。6.光影对环境的影响拟建工程太阳能电池组件依据《玻璃幕墙光学性能》（GB/T18091-2000）标准要求，太阳能电池组件最外层采用透光率95%以上，反射比小于0.16的特种钢化低辐射玻璃，工程光伏阵列太阳能电池组件的反射光极少，基本不会产生明显的光影污染。由于拟建工程场界外1.0km范围内没有居住区，场址距离G312公路约0.9km，对公路影响小；场址南侧边界距离在建的兰新二线60m，该工程属于轨道交通，根据对光伏面板角度和太阳入射角度的分析，不会形成与地面平行的光线，光污染对列车运行影响小。D.2.环境影响评价>>本项只要在实施建设中，严格按照“三同时”原则进行设计、施工和运行，切实落实本报告表中提出的各项生态环境保护和水土保持措施以及污染防治措施，在生产运行中加强管理，确保项目建成运行后达到本报告中的排污水平，则项目建设对环境的影响较小。并且通过本项目的实施，将减少因燃煤发电向大气中排放的二氧化硫、二氧化氮及烟粉尘等污染物，具有较好的环保效益。根据甘肃省环境保护厅对本项目环评报告的批复，从环境保护的角度评价，本项目的建设可行，对环境影响不大。中国温室气体自愿减排项目设计文件第42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>>为了收集项目所在地附近居民对本项目的意见，项目业主于2012年6月12日对本项目进行了利益相关方调查。调查采用发放和回收调查问卷的方式进行，共发放问卷30份，回收30份，回收率100%。E.2.收到的评价意见的汇总>>根据调查问卷的统计结果，所有利益相关方同意、支持本项目的实施。同时也收集到了如下一些不同的意见和建议，但没有出现反对意见，具体结果如下表所示。调查数据的统计结果如表E-1所示。表E-1调查问卷统计结果序号问题选项比例(%)备注了解40您对太阳能光伏发电项目的了解程知道一点1度60不了解02您认为本项目的建设对当地电力供改善100应的影响无影响0较大0您认为本项目的建设对当地环境的较小3负面影响0无1004您认为项目建设对当地就业机会的增加100影响无0较大90您认为项目建设对当地的经济发展较小5的促进作用10无06总体来说，您对本项目建设是否支是100持否07对项目建设的建议和其他要求：中国温室气体自愿减排项目设计文件第43页E.3.对所收到的评价意见如何给予相应考虑的报告>>本项目所在地的居民和当地政府都非常支持本项目，根据所收到的利益相关方评价意见，目前没有必要对本项目的施工和运营方式进行调整。-----中国温室气体自愿减排项目设计文件第44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：高台县太科光伏电力有限公司地址：甘肃省张掖市高台县解放北路1号（建设银行2楼）邮政编码：电话：马立佳传真：项目主管电子邮件：项目部网址：13601681416授权代表：021-53853203姓名：021-53853232职务：malj.cyberg@siic.com部门：手机：传真：电话：电子邮件：中国温室气体自愿减排项目设计文件第45页附件2:事前减排量计算补充信息本项目采用国家发改委于2013年9月17日在中国清洁发展机制网(http://cdm.ccchina.gov.cn)《2013年中国区域电网基准线排放因子》中公布的西北电网电量边际排放因子和容量边际排放因子数据。一、计算电网OM排放因子附表2-1燃料参数表含碳量碳氧化率IPCC燃料CO排放因子的平均低热发热量2（MJ/t,km3)95%置信区间下限（kgCO2/TJ)原煤25.810087,30020908洗精煤25.810087,30026344其它洗煤25.810087,3008363型煤26.610087,30020908焦炭29.210095,70028435煤矸石25.810087,3008363焦炉煤气12.110037,30016726高炉煤气70.8100219,0003763转炉煤气46.9100145,0007945其它煤气12.210037,3005227原油2010071,10041816汽油18.910067,50043070柴油20.210072,60042652燃料油21.110075,50041816石油焦26.610082,90031947液化石油气17.210061,60050179液化天然气15.310054,30051434炼厂干气15.710048,20046055天然气15.310054,30038931其它石油制品2010072,20041816其它焦化产品25.810095,70028435其它能源0000来源：2006IPCCGuidelinesforNationalGreenhouseGasInventories，Volume2Energy，第一章1.21-1.24页的表1.3和表1.4。《中国能源统计年鉴2009》来源:《公共机构能源消耗统计制度》，国务院机关事务管理局制定，国家统计局审批，2011年7月中国温室气体自愿减排项目设计文件第46页附表2-22009年西北电网电量边际排放因子计算表燃料分类单位陕西省甘肃青海宁夏新疆小计含碳量碳氧化燃料排放因平均低位发热CO2排放量子量（tCO2e）原煤万吨A省省（tc/TJ）率(kgCO2/TJ)（MJ/t,km3）K=F×I×J/100000万吨3949.2（质量单位）洗精煤万吨2（%）IJK=F×I×J/10000其它洗煤万吨8.3487,30020,908(体积单位)型煤万吨BCDEF=A+B+C+D+EGH焦炭亿立方米0.4987,30026,344204,546,878焦炉煤气亿立方米18.372060467.052350.13238011206.425.810087,3008,363其它煤气万吨0.0287,30020,9080原油万吨0.6025.810095,70028,435518,437汽油万吨37,30016,7260柴油万吨0.0256.016.6671.0125.810037,3005,2270燃料油万吨071,10041,81687,967液化石油26.610067,50043,070366,733气万吨72,60042,6520炼厂干气亿立方米029.210075,50041,816581天然气万吨61,60050,17964,718其它石油0.80.121.4112.110012,313制品0.4418.8112.11006180201000.0218.91000.520.20.070.72.0920.21000.250.080.060.3921.11000.0217.21008.568.5615.710048,20046,055190,0197.8312.742,693,1770.910.073.9315.310054,30038,931002010072,20041,816中国温室气体自愿减排项目设计文件第47页其它焦化万吨025.810095,70028,43500产品0208,481,441小计其它能源万吨标煤73.7618.5218.082380110.36000来源：《中国能源统计年鉴2010》附表2-32009年西北电网火力发电量省名称发电量发电量厂用电率供电量（亿kWh)（MWh)（%）（MWh)陕西省77477,400,0007.2471,796,240甘肃省44144,100,0006.8841,065,9202009年9,949,930208,481,441青海省10710,700,0007.0141,231,280总排放量tCO2206,911,05042,867,680总供电量MWh1.00759宁夏自治区44744,700,0007.76206,911,050排放因子新疆自治区45245,200,0005.16总计222,100,000来源：《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48页附表2-42010年西北电网电量边际排放因子计算表燃料分类单位陕西省甘肃省青海宁夏新疆小计含碳量碳氧化燃料排放因平均低位发热CO2排放量子量（tCO2e）原煤万吨A省（tc/TJ）率(kgCO2/TJ)（MJ/t,km3）K=F×I×J/100000洗精煤万吨4850.4（质量单位）其它洗煤万吨（%）IJK=F×I×J/10000型煤万吨987,30020,908(体积单位)焦炭万吨11.01BCDEF=A+B+C+D+EGH煤矸石万吨2771.8483.7287,30026,344246,729,926焦炉煤气亿立方米355.132916.462494.913517.4625.810087,3008,363高炉煤气亿立方米1.9790.0387,30020,90824,148转炉煤气亿立方米18.240.211.051.0525.810095,70028,435443,822其它煤气亿立方米37.860.0942.966.8260.7925.810087,3008363原油万吨0.010.8926.610037,300167260汽油万吨0.674.06163.582.85029.2100219,00037630柴油万吨0.310.7025.8100145,00079454,084,269燃料油万吨559.4212.110037,3005,227222,101石脑油万吨0.425.283.5670.810071,10041,8162,272,860润滑油万吨0.1727.5846.910067,50043,07035,7130.010.3112.110072,60042,65200.230.3902010075,50041,8160072,60043,9060.10.718.910071,90041,3981,4540.0520.210059,4531.9221.110033,4651.0620.2100002010000中国温室气体自愿减排项目设计文件第49页石蜡万吨02010072,20039,9340042,9450溶剂油万吨02010072,20038,93100319470石油沥青万吨02110069,30050,1790石油焦万吨12.226.610082,90046,055270,82212.1938,9312,576,909液化石油万吨0.0117.210061,60041,816气万吨302炼厂干气12.2015.710048,20028,4350.38.540天然气亿立方米0.872.484.4415.310054,30000.01小计0其它石油万吨2010072,200256,755,243制品其它焦化万吨25.810095,700产品其它能源万吨标煤1.762.68000来源：《中国能源统计年鉴2011》附表2-52010年西北电网火力发电量省名称发电量发电量厂用电率供电量（亿kWh)（MWh)（%）（MWh)2010年陕西省95895,800,0007.2388,873,660总排放量tCO2256,755,243甘肃省总供电量MWh260,589,710青海省59159,100,0006.7355,122,5700.98529宁夏自治区10,182,780排放因子新疆自治区10910,900,0006.5857,200,00049,210,700总计57257,200,000260,589,71053953,900,0008.7276,900,000中国温室气体自愿减排项目设计文件第50页来源：《中国能源统计年鉴2010》附表2-62011年西北电网电量边际排放因子计算表燃料分类单位陕西省甘肃省青海宁夏新疆小计含碳量碳氧化燃料排放因平均低位发热CO2排放量子量（tCO2e）省（tc/TJ）率(kgCO2/TJ)（MJ/t,km3）K=F×I×J/100000（质量单位）（%）IJK=F×I×J/1000087,30020,908(体积单位)ABCDEF=A+B+C+D+EGH87,30026,3444107.563427.45051.7387,3008,363301,211,450原煤万吨1473.380.4742.363358.9416502.3125.810087,30020,9080洗精煤万吨251.8841.530.0825.810095,70028,43511,136,499其他洗煤万吨0.66170.519.62025.810087,3008,3630型煤万吨6.354.680.051525.3626.610037,30016,7260焦炭万吨1.080.1469.5329.2100219,0003,7633,894,665煤矸石万吨0.661.38025.8100145,0007,945526,555焦炉煤气亿立方米0.470.294.47012.110037,3005,227765,586高炉煤气亿立方米0.150.471.05533.4570.810071,10041,816245,381转炉煤气亿立方米8.4446.91000其他煤气亿立方米9.2912.110067,50043,0700原油万吨2.132010072,60042,652075,50041,8160汽油万吨18.910072,60043,90681,439柴油万吨020.210071,90041,39823,994燃料油万吨021.11000石脑油万吨20.21000润滑油万吨0.742.63201000.060.7600中国温室气体自愿减排项目设计文件第51页石蜡万吨4.6202010072,20039,9340042,9450溶剂油万吨02010072,20038,9310031,9470石油沥青万吨02110069,30050,17907.9946,055177,366石油焦万吨15.4826.610082,90038,9313,272,400041,8160液化石油气万吨17.210061,600028,4350炼厂干气万吨7.9915.710048,20010.1400天然气亿立方米0.830.779.2615.310054,300小计321,335,334其他石油制万吨2010072,200品其他焦化产万吨25.810095,700品其他能源万吨标煤0.562.786.8000来源：《中国能源统计年鉴2012》附表2-72011年西北电网火力发电量省名称发电量发电量厂用电率供电量（亿kWh)（MWh)（%）（MWh)2011年陕西省1084108,400,0007.2100,595,200总排放量tCO2321,335,334甘肃省总供电量MWh341,716,600青海省71471,400,0006.866,544,800排放因子0.9404宁夏自治区12211,321,600新疆自治区96712,200,0007.296,700,00072566,555,000总计96,700,000341,716,60072,500,0008.2361,200,000三年加权平均排放因子：0.9720中国温室气体自愿减排项目设计文件第52页来源：《中国能源统计年鉴2012》二、计算电网的BM排放因子∑EGm,y×EFEL,m,y∑(1)EFgrid,BM,y=mEGm,ym其中：EFgrid,BM,y是第y年的BM排放因子（tCO2/MWh）；EFEL,m,y是第m个样本机组在第y年的排放因子（tCO2/MWh）；EGm,y是第m个样本机组在第y年向电网提供的电量，也即上网电量（MWh）。步骤1，计算发电用固体、液体和气体燃料对应的CO2排放量在总排放量中的比重。∑Fi,j,y×NCVi,y×EFCO2,i,j,y∑λCoal,y=i∈COAL,jFi,j,y×NCVi,y×EFCO2,i,j,y(2)i,j∑Fi,j,y×NCVi,y×EFCO2,i,j,y∑λOil,y=i∈OIL,jFi,j,y×NCVi,y×EFCO2,i,j,y(3)i,j中国温室气体自愿减排项目设计文件第53页∑Fi,j,y×NCVi,y×EFCO2,i,j,y∑λGas,y=i∈GAS,jFi,j,y×NCVi,y×EFCO2,i,j,y(4)i,j其中：Fi,j,y是第j个省份在第y年的燃料i消耗量（质量或体积单位，对于固体和液体燃料为吨，对于气体燃料为立方米）；NCVi,y是燃料i在第y年的净热值（对于固体和液体燃料为GJ/t，对于气体燃料为GJ/m3）；EFCO2,i,j,y是燃料i的排放因子（tCO2/GJ）。COAL、OIL和GAS分别为固体燃料、液体燃料和气体燃料的脚标集合。附表2-8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燃料分类单位陕西省甘肃省青海宁夏新疆小计含碳量碳氧化燃料排放因平均低位发热CO2排放量省（tc/TJ）率子量（tCO2e）原煤（%）(kgCO2/TJ)（MJ/t,km3）洗精煤K=F×I×J/100000其他洗煤（质量单位）型煤K=F×I×J/10000(体积单位)ABCDEF=A+B+C+D+EGHIJ万吨4107.563427.45051.733358.9416502.3125.810087,30020,908301,211,450万吨025.810087,30026,3440万吨9.621525.368,36311,136,499万吨1473.3842.3625.810087,30020,9080026.610087,300中国温室气体自愿减排项目设计文件第54页焦炭万吨029.210095,70028,4350煤矸石万吨3,894,665焦炉煤气亿立方米251.8841.53170.5169.53533.4525.810087,3008,363526,555高炉煤气亿立方米6.350.66765,586转炉煤气亿立方米0.664.680.470.051.388.4412.110037,30016,726245,381其他煤气亿立方米1.080原油万吨0.830.080.144.479.2970.8100219,0003,76300.470汽油万吨0.151.052.1346.9100145,0007,94581,439柴油万吨23,994012.110037,3005,2270燃料油万吨0石脑油万吨02010071,10041,8160润滑油万吨0万吨018.910067,50043,0700石蜡万吨42,6520万吨0.290.742.6320.210072,6000溶剂油万吨177,366万吨0.470.060.7621.110075,50041,8163,272,400石油沥青万吨43,9060亿立方米020.210072,60041,398石油焦万吨002010071,900液化石油气4.6202010072,20039,934炼厂干气02010072,20042,945天然气02110069,30038,931其他石油制品026.610082,90031,947其他焦化产品017.210061,60050,1797.997.9915.710048,20046,0550.779.2615.4815.310054,30038,93102010072,20041,816万吨025.810095,70028,435中国温室气体自愿减排项目设计文件6.810.140000第55页小计其他能源万吨标煤0.562.780321,335,334来源：《中国能源统计年鉴2012》由以上表格及公式(2)，(3)和(4)，λCoal,y=97.87%，λOil,y=0.04%，λGas,y=2.09%。步骤2：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=0.78236tCO2/MWh步骤3：计算电网的BM附表2-9西北电网2011年装机容量装机容量单陕西甘肃青海宁夏新疆合计火电位16,23072,330水电3,27023,530核电MW22,16015,2402,30016,4000风电及其他1,8800MW2,3206,55010,96043021,3810,280合计0106,14MW00000MW1205,6619581661MW24,60027,45114,21818,491数据来源：《中国电力年鉴2012》中国温室气体自愿减排项目设计文件第56页附表2-10西北电网2010年装机容量装机容量单陕西甘肃青海宁夏新疆合计火电位9,52051,160水电2,43019,460核电MW21,37013,2401,93012,710风电及其他00合计MW2,2106,11010,6804308601,88012,81072,500MW0000MW01,3900600MW23,58020,74012,61013,740数据来源：《中国电力年鉴2011》附表2-11西北电网2009年装机容量单陕西甘肃青海宁夏新疆合计装机容量19,9008,8209,52051,160位1,9204302,43019,46000火电MW010,9901,930008,740270.861,88水电MW21,8205,94030009,52012,81072,500核电MW00风电及其他MW7510,6700合计MW17,680数据来源：《中国电力年鉴2010》中国温室气体自愿减排项目设计文件第57页附表2-12西北电网BM计算表格（MW）2009年装机2010年装机2011年装机2009-2011年2010-2011年2009-2011年新增装机新增装机占新增装机比重火电51,16060,97072,33023,54711,52765.38%4,0701,11011.30%水电19,46022,42023,5300.00%0023.32%核电0008,4006,928100.00%36,01719,565风电及其他1,8803,35210,28033.93%18.43%合计72,50086,742106,140占2011年装机百分比注1和注2：是考虑装机容量、关停机组容量后计算的新增装机容量。EFBM,y=0.78236×65.38%=0.5115tCO2/MWh中国温室气体自愿减排项目设计文件第58页附件3:监测计划补充信息-----