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)项目活动名称国电电力内蒙古新能源开发有限公司土右旗20MWp太阳能光伏发电项目类别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3.0CDM注册号和注册日期申请项目备案的企业法人2016年4月12日项目业主-项目类型和选择的方法学-预计的温室气体年均减排量-土默特右旗国电电力光伏发电有限公司土默特右旗国电电力光伏发电有限公司项目类别：能源工业（可再生能源/不可再生能源），太阳能发电方法学：CM-001-V01可再生能源发电并网项目的整合基准线方法学（第一版）30,325tCO2e1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>>国电电力内蒙古新能源开发有限公司土右旗20MWp太阳能光伏发电项目（以下称“本项目”）利用可再生能源太阳能发电，并入华北电网。本项目活动将通过替代华北电网化石燃料的发电来实现温室气体（GHG）的减排。根据方法学CM-001-V01，本项目是一个零排放的发电活动。A.1.2项目活动概述>>国电电力内蒙古新能源开发有限公司土右旗20MWp太阳能光伏发电项目,由土默特右旗国电电力光伏发电有限公司投资建设。本项目建设在内蒙古包头市土默特右旗境内，可研设计总装机容量为20MWp，实际采用选用规格为255Wp的多晶硅太阳能电池组件81,840块，总装机容量为20.8692MWp，属于大规模项目。本项目实施前，这部分电力全部由华北电网范围内的其它并网电厂运行产生或者由新增电源提供。本项目实施前情景和基准线情景是相同的。本项目利用可再生能源太阳能发电，并入华北电网，从而替代以火电为主的华北电网提供的同等电量，由此避免了温室气体排放。2014年4月12日，业主签订项目总承包合同，本项目活动开始，并于2014年5月15日开工建设，2015年4月28日全部正式并网发电。本项目第一年预计上网电量33,672.1MWh，按25年衰减不超过20%计算发电量，预计年平均发电量30,134.83MWh3，年均运行小时数为1,506.744小时，负荷因子为17.20%5。本项目选择可更新的计入期，第一计入期为2015年4月28日-2022年4月27日（7年）。预计第一个计入期内年均发电量32,651.74MWh，年均减排量为30,325tCO2e，第一个计入期内总减排量212,272tCO2e。3根据可研报告所述，多年平均发电量数据30134.83MWh与平均上网电量数据相等。光伏发电设备按25年总衰减衰发电设电量数据，因此预计每年的发电量都有小幅降低。4年均运行小时数为：30134.83/20=1506.74。5负荷因子为：1506.74/8760=0.1720。中国温室气体自愿减排项目设计文件第3页作为可再生能源发电项目，本项目的实施给当地带来良好的环境效益，促进地方和国家的可持续发展，具体包括：改善当地环境质量；利用清洁的太阳能发电，避免温室气体排放；在项目建设期与运行期间，为当地创造就业机会。减少大气污染物排放，例如减少火力发电排放的CO2、SO2、粉尘污染物等根据《温室气体自愿减排交易项目审定及核证指南》（以下称：《指南》）要求，自愿减排项目需在2005年2月16日之后开工建设，本项目于2014年5月15日开工建设，满足《指南》对自愿减排项目开工时间的要求。本项目为采用国家发展改革委员会备案的方法学CM-001-V01开发的减排项目，因此，符合《指南》中对（一）类自愿减排项目资格条件的要求。除国内自愿减排机制外，本项目目前没有在，未来也不会在清洁发展机制等其他国际国内减排机制下重复申请。A.1.3项目相关批复情况>>本项目环境影响报告表于2011年5月4日获得包头市环境保护局批复（包环表[2011]51号）。本项目节能登记表于2012年5月3日获得内蒙古自治区发展和改革委员会批复。本项目于2012年6月19日由内蒙古自治区发展和改革委员会核准批复（内发改能源字[2012]1265号），投资主体为国电电力内蒙古新能源开发有限公司。2014年5月12日包头市发展和改革委员会下发“关于同意国电电力土右旗20MWp太阳能光伏发电项目变更投资主体的批复”（包发改能源字[2014]214号），同意国电电力土右旗20MWp太阳能光伏发电项目的投资主体由原国电电力内蒙古新能源开发有限公司变更为土默特右旗国电电力光伏发电有限公司。A.2.项目活动地点A.2.1.省/直辖市/自治区，等>>内蒙古自治区中国温室气体自愿减排项目设计文件第4页A.2.2.市/县/乡(镇)/村，等>>包头市土右旗将军尧镇A.2.3.项目地理位置>>本项目建设在内蒙古包头市土右旗将军尧镇，坐标为北纬40°17′35′′，东经110°55′55′′。项目地理位置如下图A2-1和A2-2所示。图A2-1包头市所在位置中国温室气体自愿减排项目设计文件第5页图A2-2项目所在位置A.3.项目活动的技术说明>>本项目利用太阳能进行发电，为可再生能源发电项目且装机容量大于15MW，因此是大规模项目。本项目实施前，当地用电主要由华北电网供电。本项目实施之后，利用可再生能源太阳能发电，并入华北电网，从而替代以火电为主的华北电网提供的等量电量。本项目基准线情景即为项目实施前情景。本项目采用分块发电、集中并网、集中制方案。本项目设计总装机容量为20MWp，实际总装机为20.8692MW，选用多晶硅太阳能电池组件，包括81,840块，规格为255Wp的光伏组件和20台，规格为1000kW的逆变器。20MWp的光伏阵列可分为20个1.0MWp的光伏方阵，组成20个1MWp并网发电单元，每个1MWp的并网发电单元的光伏组件都通过直流汇流装置分别接至1台1000kW的逆变器。本项目所发电量将和同一业主开发建设的“国电电力内蒙古新能源开发有限公司包头市土右旗将军尧40MWp光伏农业一体化发电项目”（以下简称“土右40MW二期光伏项目”）所发电量一起经变压器就地升压后，再集中以1回110kV线路接入海子110kV变电站。“土右40MW二期光伏项目”已于2014年10月19日开工建设，2015年4月28日开始投产运行，具体的监测数据和电表安装位置将在本文B.7.3部分描述。中国温室气体自愿减排项目设计文件第6页本项目太阳能电池组件及逆变器的主要技术参数如下表A3-1所示：表A3-1本项目所用设备技术参数设备参数数值/规格型号JKM255P-60多晶硅峰值功率255Wp电池组件开路电压38V短路电流8.92A最佳工作电压30.8Vmppt最佳工作电流8.28A最大系统电压1000VDC最大额定熔丝电流15A工作温度范围-40℃~+85℃寿命25年数量81,840厂家晶科能源控股有限公司逆变器型号SG1000TS额定功率1000KW最大输入电流2440A最大直流输入电压1000V额定输出电压315V最大跟踪MPPT范围460-850VDC额定输出频率50Hz寿命25年数量20厂家合肥阳光电源有限公司设备技术参数来源于电池铭牌和逆变器铭牌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土默特右旗国电电力土默特右旗国电电力光伏国家发展和改革委员光伏发电有限公司发电有限公司会中国温室气体自愿减排项目设计文件第7页A.5.项目活动打捆情况>>本项目不是打捆项目A.6.项目活动拆分情况本项目活动不存在拆分。中国温室气体自愿减排项目设计文件第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>>本项目采用的方法学为：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）“。有关方法学的详细内容请见如下链接：http://cdm.ccchina.gov.cn/nDetail.aspx?newsId=39507&TId=20使用到的工具包括：额外性论证与评价工具（第07.0.0版）：http://cdm.unfccc.int/methodologies/PAmethodologies/tools/am-tool-01-v7.0.0.pdf电力系统排放因子计算工具（第05.0版）；http://cdm.unfccc.int/methodologies/PAmethodologies/tools/am-tool-07-v5.0.pdfB.2.方法学适用性>>本项目为新建的太阳能光伏发电项目，符合方法学CM-001-V01中适用性说明的以下条款：符合项目活动为：（a）建设一个新发电厂，新发电厂所在地在项目活动实施之前没有可再生能源发电厂（新建电厂）符合适用的条件为：项目活动是对以下类型之一的发电厂或发电机组进行建设、扩容、改造或替代：水力发电厂/发电机组（附带一个径流式水库或者一个蓄水式水库），风力发电厂/发电机组，地热发电厂/发电机组，太阳能发电厂/发电机组，波浪发电厂/发电机组，或者潮汐发电厂/发电机组。方法学CM-001-V01不适用于以下条件：在项目活动地项目活动涉及可再生能源燃料替代化石燃料，因为在这种情况下，基准线可能是在项目地继续使用化石燃料；生物质直燃发电厂；水力发电厂需要新建一个水库或者增加一个现有水库的库容，并且这个现有水库的功率密度低于4W/m2。本项目不涉及使用可再生能源燃料替代化石燃料的情况，且非生物质直燃发电厂及水力发电厂。综上所述，本项目满足方法学CM-001-V01的适用条件。中国温室气体自愿减排项目设计文件第9页对于“额外性论证与评价工具”(版本07.0.0)和“电力系统排放因子计算工具”(版本05.0)，本项目也符合适用条件：“额外性论证与评价工具”适用条件说明如果项目参与方提交了新的方法学，本项目使用已有的方法学，并且使用则“额外性论证与评价工具”的使用不“额外性论证与评价工具”论证项目的是强制性的，项目参与方可以采用其额外性。他的论证额外性的方法，依照本项目方法学中的要求，已使用如果方法学中包括了“额外性论证与“额外性论证与评价工具”论述项目的评价工具”，则项目参与方必须使用额外性。本工具。“电力系统排放因子计算工具”适用条说明件本项目替代电网供电，可使用本工具在计算项目的基准线排放时，如果项计算OM、BM和/或CM的数值目是替代电网供电或是导致了电量需本项目采用第1）种方法，仅包括联求侧的节约，则使用本工具计算网电厂的方法计算。OM、BM和/或CM的数值使用本工具时，项目所连接的电力系本项目电网系统全部位于中国国内，统的排放因子可以采用如下计算：没有位于附件一国家的部分1）仅包括联网电厂；或者2）可包括本项目是新建太阳能发电项目，不属离网电厂。使用第2）种方法时，应于该条款所列情景。满足“附件2：离网电厂的相关步骤”的规定。即，离网电厂的总装机容量至少应达到电网系统总装机容量的10%；或离网电厂的总发电量至少应达到电网系统总发电量的10%；而对电网可靠性和稳定性造成负面影响的因素主要是因为发电限制而非其他原因（如输电限制等）。本工具不适用于电网系统有一部分或者全部位于附件一国家的项目。在本工具下生物燃料的CO2排放因子为0。中国温室气体自愿减排项目设计文件第10页综上所述，本项目满足方法学CM-001-V01（第一版）和“额外性论证与评价工具”(版本07.0.0)以及“电力系统排放因子计算工具”(版本05.0)的所有适用条件，适用于本方法学及相关工具。B.3.项目边界>>本项目利用太阳能发电，所发电量并入华北电网。本项目边界包括项目活动的物理边界和地理边界，以及与华北电网相连的所有电厂。华北电网由北京市、天津市、河北省、山西省、山东省和内蒙古自治区电网组成。此外，华北电网存在来自东北电网和西北电网的调入电量，因此东北电网和西北电网同样被识别为本项目所连接的电力系统。排放源温室气体包括说明理由/解释种类否？基华北电网发电CO2是主要排放源准CH4线活动否次要排放源N2O否次要排放源否根据方法学，本项目利用可再生项CO2否能源发电，不产生排放否目本项目发电活CH4活动动N2O中国温室气体自愿减排项目设计文件第11页3-1项目边界图B.4.基准线情景的识别和描述>>本项目应用方法学CM-001-V01来确定基准线。本项目边界的空间范围为项目发电厂以及与本项目接入的华北网中的所有电厂，因此本项目的基准线情景是项目活动产生的上网电量由并网发电厂及其新增发电源替代产生，与“电力系统排放因子计算工具”里组合边际排放因子的计算过程中的描述相同。本项目的基准线排放等于基准线情景下的电量即本项目上网电量和华北电网的基准线排放因子的乘积。按照“电力系统排放因子计算工具”，组合边际排放因子（CM）由电量边际排放因子（OM）和容量边际排放因子（BM）加权平均计算而得。其权重分为别0.75和0.25。B.5.额外性论证>>事先并持续考虑碳减排机制中国温室气体自愿减排项目设计文件第12页2011年10月29日，国家发展和改革委员会发布了《关于开展碳排放权交易试点工作的通知》，正式批准北京市、天津市、上海市、重庆市、湖北省、广东省及深圳市开展碳排放权交易试点。2012年6月13日，国家发展和改革委员会印发了《温室气体自愿减排交易管理暂行办法》，为国内温室气体自愿减排项目（CCER）产生的减排量进行交易提供了政策和机制保障。根据两省五市的碳排放权交易试点方案陆续出台，国内温室气体自愿减排项目产生的核证减排量可用于抵消一定比例的配额，这为国内温室气体自愿减排量提供了交易的条件和市场。根据本项目可研报告分析，如果没有其它收益，本项目的全投资内部收益率将低于8%的行业基准线。考虑到本项目内在的财务障碍，项目设计单位推荐项目积极申请碳减排机制来缓解项目财务困难。与此同时，随着国内碳减排市场的兴起，并在2012年6月13日，国家发展与改革委员会公布了《温室气体自愿减排交易管理暂行办法》，允许在2005年2月16日之后开工建设的项目采用经国家主管部门备案的方法学开发的自愿减排项目申请备案。项目业主于是在商讨后决定将本项目申请成为温室气体自愿减排项目以获得额外的收益，并于2014年10月12日与咨询方签订项目CCER合作协议书。从表B5-1中可以看出项目业主在事先以及在项目开发过程中持续考虑碳减排收益对项目的影响。表B5-1项目主要事件时间事件2010年9月8日2011年4月25日获得包头经济委员会对项目节能评估报告的批复2011年5月4日环境影响评价报告表编制完成2012年3月30日环境影响评价报告表获得批准项目可行性研究报告编制完成，报告中建议本项目通2012年5月3日过碳减排收益来降低项目的财务风险项目节能登记表由内蒙古自治区发展和改革委员会登2012年6月19日记备案2012年11月25日2013年8月项目由内蒙古自治区发展和改革委员会核准批复项目业主召开会议，讨论项目申请CDM项目利益相关方调查时间（问卷调查）中国温室气体自愿减排项目设计文件第13页2013年10月28日项目业主召开董事会，讨论项目申请CCER项目2014年4月12日签订项目总承包合同，项目活动开始日期包头市发展和改革委员会下发“关于同意国电电力土2014年5月12日右旗20MWp太阳能光伏发电项目变更投资主体的批复”（包发改能源字[2014]214号），同意国电电力土2014年5月15日右旗20MWp太阳能光伏发电项目的投资主体由原国电2014年10月12日电力内蒙古新能源开发有限公司变更为土默特右旗国2015年4月28日电电力光伏发电有限公司。2015年9月17日-项目开工建设2015年10月1日项目业主与咨询方签订项目CCER合作协议项目并网发电项目设计文件公示期依据“额外性论证和评价工具”（版本07.0.0），应用下列步骤证明项目的额外性。步骤0.拟议项目是否是该类技术实施的首例本项目不采用此步骤。步骤1:识别符合当前法律法规的发电项目的可替代的基准线情景步骤1a.明确项目的可替代的基准线情景依据方法学CM-001-V01，如果项目活动为新建的可再生能源联网电厂，基准线情景是项目活动产生的上网电量由并网发电厂及其新增发电源替产生，与“电力系统排放因子计算工具”里组合边际排放因子的计算过程中的描述相同。由于本项目为新建的太阳能发电厂，所以本项目的基准线为项目活动产生的上网电量由华北电网的并网发电厂及其新增发电源替代产生的电量，与“电力系统排放因子计算工具”里组合边际排放因子的计算过程中的描述相同。步骤1b.符合强制的法律法规项目基准线情景符合中国现行的法律法规。中国温室气体自愿减排项目设计文件第14页步骤2.投资分析步骤2a：确定合适的分析方法根据“额外性论证与评价工具”（第07.0.0版），推荐了三种分析方法：简单成本分析法(选项I)，投资比较分析法(选项II)和基准分析方法(选项III)。由于本项目能够获得除减排量销售收益外的发电销售收入，因此本项目活动不适合采用简单成本分析法。由于华北电网提供同等电力供应，不是新建投资项目，因此投资比较分析法对于不适用本项目。因此，本项目将采用基准分析方法（选项III）进行投资分析。步骤2b：选项Ⅲ.应用基准分析法根据《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财务基准收益率（税后）为8%。这一标准广泛应用于电力项目投资的可行性研究报告中。本项目的项目业主在投资决策过程中也采用这一基准，即全投资内部收益率（税后）（以下简称内部收益率或者IRR）。子步骤2c.财务指标计算和比较下表参数用于计算本项目的财务指标：税后全投资内部收益率（IRR）。表B5-2确定收益率的参数项目数值单位来源装机容量可行性研究报告＊静态总投资20MW年运行成本25,778.91万元571.45万元固定资产原值：23359.39万元维修费率2.0%员工：15年人均工资：6万元福利系数：53%中国温室气体自愿减排项目设计文件第15页材料费：10元/kW保险费率：0.10%其他费用：20元/kW年均上网电量30,134.83MWh上网电价(含税)1.0元/kWh增值税率17%6%城市维护建设税5%教育费附加5%25（第一年至第三年免征，第四年%企业所得税至第六年减半征收（12.5%），六年后所得税按照25%征收）项目运行期25年折旧年限20年残值率5%折旧率4.75%贷款比例80%贷款利率7.05%CCER价格207元/tCO2e市场预估价＊本项目的可行性研究报告由具有甲级资质的专业的第三方机构（内蒙古电力勘测设计院）编制，该报告为申请当地省发改委核准的报批版并于2012年6月19日由内蒙古自治区发展和改革委员会核准。因此计算收益率的数据是合理的，准确的根据可行性研究报告，本项目计算得出的IRR为5.63%。为了保守计算并根据专家关于光伏项目发电量需考虑衰减的意见，该项目设计文件重新计算了IRR，结果为7.02%，且下文敏感性分析均基于IRR为7.02%来讨论。参数的合理性分析(1)年均上网电量本项目装机容量20MWp，年均上网电量30,134.83MWh，年利用小时数为1,506.74小时，负荷因子为17.20%。本项目计算IRR时考虑上网电量按25年逐年衰减，总衰减20%带入计算。以上数据为本项目的设计单位（内蒙古电力勘测设计院）根据1992~2010年间乌拉特中旗气象站的太阳能资源数据库的基础上，进行核算得出的。本项目的负荷因子17.20%，在内蒙同类型已注册CDM项目和CCER备案项目的负荷因子范围（16.76%-18.50%），是合理的。6由于增值税即征即退50%政策是从2013年开始的，本项目可研编制完成时间为2012年6月，因此未考虑该政策。7根据目前CCER的交易信息，预估本项目CCER市场价格约为20元。中国温室气体自愿减排项目设计文件第16页(2)静态总投资本项目静态总投资25,778.91万元，该数值是设计单位在工程概算的基础上计算得出，是合理可信的数值。本项目单位千瓦静态总投资在12,889.45元/kW，介于内蒙已经注册清洁发展机制项目和CCER备案项目的单位千瓦静态总投资范围（10,023.50元/kW~20,351.00元/kW）内，因此是合理的。(3)年运行成本本项目年运行成本为571.45万元，该数值是设计单位按照电力项目成本核算指引估算得出，是合理可信的数据。本项目单位千瓦时年运行成本为0.1896元/千瓦时，介于内蒙已经注册清洁发展机制项目和CCER备案项目的单位千瓦时年运营成本范围（0.033元/千瓦时~0.192元/千瓦时）内，因此年运行成本是合理的。(4)折旧率、残值率与折旧年限本项目折旧年限为20年，残值率取5%，折旧率为4.75%。根据《国家税务总局关于做好已取消的企业所得税审批项目后续管理工作的通知》（国税发[2003]70号）8第二条规定固定资产残值比例统一为5%。按照《工业企业财务制度》9，电力设备的折旧年限取12-20年，本项目的取值符合国家规定，因此是合理可信的。(5)上网电价本项目的上网电价为1.0元/kWh(含税)，符合国家发改委发布的《关于完善太阳能光伏发电上网电价政策的通知》（发改价格[2011]1594号）10的相关规定，因此是合理的。(6)增值税、所得税、城建税和教育费附加本项目采用的增值税率为17%，符合《中华人民共和国增值税暂行条例》11的规定；对购买设备所产生的增值税可以从销项税额中进行抵扣，符合《财政部、国家税务总局关于全国实施增值税转型改革若干问题的通知》(财税[2008]170号)12的规定；所得税率为25%，符合《中华人民共和国企业所得税法》13的规定，所得税第一年至第三年免征，第四年至第六年减半征收（12.5%），六年后所得税按照25%征收，符合《国家税务总局关于实施国家重点扶持的公共基础设施项目企业所得税优惠问题的通知》（国税发[2009]80号）14的规定；城建税率为5%，符合《中华人民共和国城市维护建设税暂行条例》(国发[1985]19号)15的规定；教育费附加为5%，符合《国务院关于修改<征收教育费附加的8http://www.chinatax.gov.cn/n810341/n810765/n812198/n813066/c1206267/content.html9http://www.chinaacc.com/new/63/64/80/1992/12/ad5954010111032129912620.htm10http://www.nea.gov.cn/2011-08/01/c_131097437.htm11http://www.gov.cn/flfg/2008-11/14/content_1149549.htm12http://hd.chinatax.gov.cn/guoshui/action/GetArticleView1.do?id=4749&flag=113http://www.gov.cn/gongbao/content/2007/content_609907.htm；14http://www.chinatax.gov.cn/n810341/n810765/n812166/n812642/c1189320/content.html15http://www.gov.cn/banshi/2005-08/19/content_24817.htm中国温室气体自愿减排项目设计文件第17页暂行规定>的决定》(中华人民共和国国务院令第448号)16的规定，另外根据《内蒙古自治区人民政府办公厅关于调整地方教育附加征收标准的通知》17，按实际缴纳增值税、营业税和消费税税额的2%征收地方教育附加，因此教育附加取5%。因此，本项目所有适用税率都是合法和可信的。(7)CCER价格根据各碳交易市场配额价格，结合业主对减排收益的预期，CCER价格预估20元/吨是比较合理的。(8)贷款利率及贷款比例贷款利率7.05%是来自于可研数据，本项目可研完成时间为2012年3月，贷款利率参考当时最新可得的中国人民银行2011年7月7日公布的贷款利率（五年以上），是合理的。本项目贷款金额占项目总投资的比例为80%，项目资本金占项目总投资的比例为20%。此数据来源于可行性研究报告和2011年6月19日内蒙古自治区发展和改革委员会颁发的《关于国电电力内蒙古新能源开发有限公司土右旗20MWp太阳能光伏发电项目核准的批复》，并基于本地以及行业经验得出，是合理的。(9)运行寿命本项目项目运行寿命选取25年，是依据太阳能电池组件的使用寿命25年确定的。根据上述数据，本项目在不考虑减排收益的情况下项目全部投资内部收益率见表B5-3，低于基准收益率8%，项目不具备投资吸引力；考虑减排收益后本项目全部投资内部收益率见表B5-3，增加了项目投资吸引力。这说明减排收益可显著改善本项目财务指标，使得原本不具备投资吸引力的项目具备了投资吸引力。表B5-3考虑及不考虑CCER收益时的财务指标比较全部投资内部收益率不考虑减排收益基准值考虑减排收益7.02%8%7.35%在加入碳收益的情况下，项目的IRR虽有所提高，仍然低于行业基准值。但考虑到1.本项目地处盐碱地区，在该地区建设光伏电站，不仅能充分利用当地丰富的太阳能资源，改善能源结构，保护当地生态环境，在节约煤炭资源和增加电力供应等方面具有积极作用，而且可以对已严重盐碱化的土地进行改造，起到变废为宝和滋养绿色的生态效益，具有显著的社会效益、环保效益和示范作用18；2.本项目为当地重点工业项目，项目的投资建设不违16http://www.gov.cn/gongbao/content/2005/content_91662.htm17http://www.china.com.cn/guoqing/gbbg/2011-11/03/content_23814890.htm18http://www.solarzoom.com/article-62694-1.html中国温室气体自愿减排项目设计文件第18页反国家和内蒙古自治区投资体制要求19。综合考虑各方面的因素，项目投资方决定尽快开工建设并积极申请温室气体自愿减排项目。步骤2d：敏感性分析敏感性分析的参数应选取占总成本或者总收益20%以上并且具有显著影响的指标应作为敏感性分析参数。因此，对于本项目，决定财务吸引力的并用来进行敏感性分析的四个参数是：静态总投资、年运行成本、年均上网电量和上网电价。敏感性分析主要考虑以下四个参数对本项目IRR的影响：1.静态总投资2.年运行成本3.年均上网电量4.上网电价假定以上四个参数在-10%～+10%的范围内变动，计算相应的全部投资税后内部收益率，结果见表B5-4和图B5-1。表B5-4项目敏感性分析IRR敏感性-10%-5%0%5%10%静态总投资8.38%7.71%7.02%6.37%5.75%年运行成本7.30%7.16%7.02%6.88%6.74%年上网电量5.63%6.35%7.02%7.66%8.22%上网电价5.63%6.35%7.02%7.66%8.22%19http://www.gov.cn/zwgk/2005-08/12/content_21939.htmhttp://www.bynrfgw.gov.cn/LX/Fagui/ShowArticle.asp?ArticleID=1513中国温室气体自愿减排项目设计文件第19页图B5-1本项目财务敏感性分析敏感性分析表明，当静态总投资降低7.31%、年运行成本降低38.00%、上网电价和年均上网电量增加8.02%时，本项目IRR才会略高于行业基准收益率。根据以上四个参数的变动情况，分别测算了参数变动的临界值，即参数变动幅度超过多大，项目IRR会达到基准收益率。敏感性分析项目表B5-5敏感性分析结果收益率静态总投资临界值8%年运行成本-7.31%8%上网电价-38.00%8%年均上网电量8.02%8%8.02%现分别就上述四个参数进行论述：静态总投资静态总投资降低7.31%，本项目IRR达到基准收益率8%。静态总投资主要包括设备成本，建筑安装成本和其他成本。本项目所采用的静态总投资数据来自于当地政府部门批准的可行性研究报告，本可研是经过专业第三方机构中国温室气体自愿减排项目设计文件第20页确定。另外，根据国家统计局发布的统计数据20，2010年至2014年固定资产投资价格指数分别为103.6、106.6、101.1、100.3和100.5，处于增长状态。根据项目所签署的总承包合同和组件购买合同，而这还未包括其他费用支出，项目的实际投资已达26,268.5492万元，超出了预算投资。因此项目的投资不可能降低到临界点（7.31%），使项目的全投资IRR达到8%的基准线。年运行成本年运行成本38.00%，本项目IRR达到基准收益率8%。项目的运行成本相对而言是各变化量中对IRR最不敏感的变量。运行成本具体包括设备的维修费、职工的工资及福利，以及其他费用等。另外根据国家统计局发布的统计数据，2010-2014年工业生产者购进价格指数分别为109.6、109.1、98.2、98.0和97.8，平均值为102.5；城镇单位就业人员平均货币工资指数2010-2014年分别为113.3、114.4、111.9、110.1和109.4，平均值为111.8，均处于增长状态。因此，年运行成本减少38.00%是不可能的。上网电价当上网电价增加8.02%时，本项目IRR达到基准收益率8%。根据国家发展改革委员会于2011年7月份发布的《国家发展改革关于完善太阳能光伏发电上网电价政策的通知》（发改价格[2011]1594号）中明确规定，2011年7月1日前核准的项目的上网电价为1.15元/kWh，2011年7月1日以后核准的上网电价为1元/kWh。本项目在2011年7月1日以后核准，可研完成于2012年3月，因此可研中采用1元/kWh的上网电价，本项目投资分析中使用的上网电价是合理的。另外，根据国家发展和改革委员会2013年08月26日发布的《国家发展改革委关于发挥价格杠杆作用促进光伏产业健康发展的通知》(发改价格[2013]1638号)，根据各地太阳能资源条件和建设成本，将全国分为三类资源区，分别执行每千瓦时0.9元、0.95元和1元的电价标准，适用于2013年9月1日前备案但于2014年1月1日及以后投运的光伏电站项目。本项目适用于该通知，所在位置属于Ⅰ类资源区，执行0.9元/kWh的电价。实际电价情况：根据包头市发展和改革委员会于2015年5月20日发布的《包头市发展和改革委员会关于核定土右旗国电电力光伏发电有限公司20MWp+40MWp太阳能光伏发电项目上网电价的批复》（包发改价字[2015]197号），本项目上网电价为0.9元/kWh（含税），与国家现行政策一致并低于可研的预计值。因此，本项目的上网电价不太可能提高。年均上网电量20http://data.stats.gov.cn中国温室气体自愿减排项目设计文件第21页当年均上网电量增加8.02%时，本项目IRR达到基准收益率8%。本项目上网电量是专业设计院根据1992~2010年间乌拉特中旗气象站的太阳能资源数据库的基础上，利用可靠的软件计算而得。这种计算发电量的方法得到了设计院及当地主管部门的认可，并且广泛的应用于中国光伏设计领域，因此本项目财务计算时采用的上网电量数值是合理的。项目自2015年4月28日开始投产发电，根据项目的抄表记录，截至2015年12月31日（共248天）的上网电量为20,631.03MWh，比可研预估的上网电量(33,672.1MWh248/365=22,878.6MWh)低9.8%。因此，项目的运行过程中出现年均上网电量变化幅度超过8.02%的情形是不可能的。综合以上分析，在没有减排量收益的情况下，本项目不具有财务吸引力。步骤3.障碍分析本步骤不涉及。步骤4：普遍性分析方法步骤4a.分析与拟议的项目类似的其它活动按照“额外性论证与评价工具”（07.0.0版），应用“普遍性分析工具”（03.1版）进行普遍性分析，步骤如下：步骤1：根据所提议项目设计装机+/-50%计算合适的装机范围。本项目设计装机为20MW，+/-50%计算的装机范围为10~30MW。本项目装机容量大于15MW，属于方法学中的大规模项目类型，因此合适的装机范围为15~30MW。步骤2：识别满足以下所有条件的类似项目（包括清洁发展机制项目和非清洁发展机制项目）：（a）位于所适用的地理区域内的项目；（b）所采取措施与拟议项目活动相同的项目；（c）所采用的能量来源/燃料和原料与拟议项目活动相同的项目，如果拟议项目活动采取了技术转换措施；（d）项目实施所在的工厂，所生产的产品或服务与拟议项目工厂所生产的产品或服务具有可比质量，属性和应用区域（例如，熟料）；（e）项目的容量或产出在步骤1计算得出的适用的容量或产出范围内；中国温室气体自愿减排项目设计文件第22页（f）拟议项目活动的项目设计文件公示之前或拟议项目活动开始之前（两者中较早者），已经开始商业运营的项目；对于（a）：选择内蒙古自治区为适用的地理区域，原因如下：由于中国各个省份之间投资环境差异较大，例如工业发展水平、技术发展水平、交通状况、电价等，这些因素使得太阳能的实施情况在每个省差异较大，因此仅选择内蒙古为适用的地理区域。对于（b）：可再生能源项目将被考虑；对于（c）：本项目利用太阳能发电，因此利用太阳能作为能源的项目将被考虑；对于（d）：本项目利用太阳能发电上网，项目生产的产品是电力，因此，发电上网的项目将被考虑；对于（e）：项目装机范围在15~30MW的将被考虑；对于（f）：本项目活动开始日期为2014年4月12日，早于项目设计文件公示日期，因此在2014年4月12日之前已经开始商业运营的项目将被考虑。综上所述，内蒙古自治区境内，项目装机范围为15~30MW，并且在2014年4月12日之前已经开始商业运营的太阳能发电上网项目，为满足以上所有条件的类似项目。根据中国清洁发展机制网，UNFCCC网站，VCS网站，GS网站、中国自愿减排项目信息平台网站及《中国光伏产业发展研究报告2014版》等公开可获得的相关信息，满足以上所列条件的项目如下：序号项目名称Ref装机（MW）1内蒙古右后旗红牧一期20MWp太阳能光伏发电项目995520深能北方能源控股有限公司锡林郭勒盟镶黄旗20220MWp太阳能光伏发电项目20981720203中广核达茂旗百灵庙光伏电场一期20MWp工程项目8721304内蒙古阿拉善20MWp光伏并网发电特许权项目8098内蒙古阿拉善左旗巴彦浩特20MWp光伏电站工程项79605目6内蒙古大有光能源有限公司30MWp光伏大型并网发CCER备电项目案项目中国温室气体自愿减排项目设计文件第23页步骤3：从步骤2识别出的类似项目活动中，除去那些已注册为减排机制项目（如CCER21，清洁发展机制22，黄金标准23和VCS24等）活动的项目活动，已提交注册的项目活动，正在审定的项目活动，并记录其数量为Nall：根据中国清洁发展机制网，UNFCCC网站，VCS网站，GS网站以及中国自愿减排项目信息平台网站等的信息，如上表所示，所有步骤2识别出的类似项目活动都已经成功注册为碳减排项目。所以Nall=0。步骤4：从步骤3识别出的类似项目活动中，识别出那些采用不同于拟议项目活动的技术的项目活动，并记录其数量为Ndiff：Nall=0。因此Ndiff=0。步骤5：计算系数F=1-Ndiff/Nall，表示所使用措施/技术与拟议项目活动类似，且提供与拟议项目活动相同产出或容量的类似项目的份额（措施/技术的普及率）。如果系数F大于0.2和Nall与Ndiff的差值大于3，在该适用地区的一个部门内，拟议的项目活动是一个“普遍的做法”。根据以上论述，由于本项目Nall=Ndiff=0，故Nall=Ndiff，所以F=1-Ndiff/Nall=1-1=0<0.2，且Nall-Ndiff=0<3。因此，本项目不具有普遍性。综上所述，本项目具有额外性。B.6.减排量B.6.1.计算方法的说明>>基准线排放BEy基准线排放是通过基准线排放因子（EFgrid,CM,y，单位tCO2e/MWh）乘以本项目的上网电量（EGPJ,y，单位：MWh），公式如下：BEy=EGPJ,y×EFgrid,CM,y（1）其中：在y年的基准线排放量（tCO2e/yr）BEy:由于项目活动的实施，在y年所产生的净上网电（MWh/yr）EGPJ,y:21http://cdm.ccchina.gov.cn/ccer.aspx22http://cdm.unfccc.int23http://www.cdmgoldstandard.org/24http://v-c-s.org/中国温室气体自愿减排项目设计文件第24页EFgrid,CM,y:在y年，利用“电力系统排放因子计算工具”所计算的并网发电的组合边际CO2排放因子（tCO2/MWh）计算EGPJ,y，对于新建可再生能源发电厂，项目活动是一个新建可再生能源并网发电厂项目，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，则：.EGPJ,y=EGfacility,yEGfacility,y=EGexpot,y-EGimport,y其中，EGPJ,y=由于项目活动的实施，在y年所产生的净上网电（MWh/yr）；EGfacility,y=在y年，发电厂/发电机组的净上网电量（MWh/yr）；EGexpot,y为该项目y年向华北电网输出的电量（MWh/yr）；EGimport,y为该项目y年从华北电网输入的电量（MWh/yr）。根据方法学CM-001-V01（第1版），排放因子可通过以下方式公开保守的计算：(a)根据“电力系统排放因子计算工具”中所规定的程序，通过电量边际因子(OM)和容量边际因子(BM)计算组合边际因子(CM)；或者(b)当前发电机组的排放的加权平均(单位是tCO2/MWh)，必须采用项目开始发电年的数据。考虑到官方数据的可得性，该项目计算采用方法（a），即用最新的“电力系统排放因子计算工具”（第04.0）计算在y年华北电网的CO2组合边际排放因子。计算过程按照6个步骤进行，具体过程如下：步骤1.识别相关的电力系统步骤2.选择项目活动相关的电力系统中是否包含离散电厂步骤3.选择计算电量边际排放因子的方法步骤4.根据选定的计算方法计算电量边际排放因子(EFgrid,OM,y)步骤5.计算容量边际排放因子(EFgrid,BM,y)步骤6.计算组合边际排放因子(EFgrid,CM,y)具体计算过程如下：步骤1.识别相关的电力系统根据“电力系统排放因子工具”（第05.0版）的说明，国家发展改革委出台了明确的项目活动所在地区的电网划分方法。中国温室气体自愿减排项目设计文件第25页根据国家发展改革委的文件规定，项目活动相关的电力系统为华北电网，其覆盖范围包括北京市、天津市、河北省、山西省、山东省和内蒙古自治区电网。此外，华北电网存在来自东北电网和西北电网的调入电量，因此东北电网和西北电网同样被识别为本项目所连接的电力系统。步骤2.选择项目活动相关的电力系统中是否包含离散电厂项目业主可在以下两种情景中选择一种来计算电量边际排放因子和容量边际排放因子。1）在基准线排放计算过程中只涉及联网电厂。2）在基准线排放计算过程中不仅涉及联网电厂还涉及离散电厂。项目活动不涉及离散电厂，因此选择选项I(只有联网电厂包含在与项目活动相关的电力系统中)来计算此电力系统的电量边际排放因子和容量边际排放因子。步骤3.选择计算电量边际排放因子的方法根据“电力系统排放因子工具”（第05.0版）的内容说明，电量边际排放因子可以通过以下四种方法计算：（a）简单OM，（b）校正OM，（c）调度数据OM，（d）平均OM由于离散电厂数据不可公开获得，校正OM以及调度数据OM均不适用于此项目活动。在2008-2012年之间，本项目所在的华北电网低成本/必须运行的电厂25数量分别占全网的1.27%、2.58%、3.14%、3.76%和4.93%26，符合电力系统中低成本/必须运行的电厂（包括水、风、地热、太阳能资源的电厂）占总供电量的50%以下的要求，符合简单OM的适用条件。因此，本项目可采用简单OM计算法。基于在项目设计文件提交时可得的最新的3年发电数据的平均值，选择事前确定电量边际(OM)排放因子。步骤4.根据选定的计算方法计算电量边际排放因子(EFgrid,OM,y)25低运行成本/必须运行电厂为电网中低边际成本的发电厂、日常独立发电的发电厂或季节性发电的发电厂。在中国，包括水力发电、地热、风、低成本生物能、核和太阳能发电。26中国电力统计年鉴2009-2013中国温室气体自愿减排项目设计文件第26页“电力系统排放因子计算工具”提供了简单EFgrid,OM,y计算的两种方法：方法A：基于每个机组的净发电量数据和CO2排放因子；方法B：基于电网中所有电厂的总发电量及整个电网的燃料消耗数量、种类数据。基于以下几个原因，本设计文件将采用方法B计算EFgrid,OM,y：（1）在中国，单个电厂/机组的净发电量和CO2排放因子不公开，因此数据不可得；（2）低成本/必须运行电力资源仅包括核能和可再生能源，且这些资源的上网电量已知；（3）排放因子的计算不包括独立电厂。根据方法B，采用项目所连接电网中所有电厂的总发电量（不包括低成本／必须运行的电厂的发电量），以及所有电厂燃料品种以及总燃料消耗量，来计算简单电量边际排放因子，公式如下：FCi,jNCVi,yEFCO2,i,yEFgrid,OMsimple,yiEGy（2）其中:EFgrid,OMsimple,y=第y年简单电量边际CO2排放因子（即为EFgrid,OM,y）（tCO2/MWh）;FCi,y=第y年项目所在电力系统燃料i的消耗量（质量或体积单位）;NCVi,y=第y年燃料i的净热值（能源含量，GJ/质量或体积单位）;EFCO2,i,y=第y年燃料i的CO2排放因子（tCO2/GJ）;EGy=发电系统第y年向电网提供的总电量（MWh）,不包括低成本/必须运行的电厂/机组;i=第y年电力系统消耗的所有化石燃料品种;y=提交项目设计文件审定时可得数据的最近三年（事前计算）经计算，EFgrid,OM,y为1.0580tCO2e/MWh。计算过程详见附件2。中国温室气体自愿减排项目设计文件第27页步骤5：计算容量边际排放因子(EFgrid,BM,y)“电力系统计算排放因子的工具”提供了计算BM的两种选项：1）在第一个计入期，基于项目设计文件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。2）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）的方法事前计算BM；第三个计入期沿用第二个计入期的排放因子。本项目活动选择了第1种方法。用于计算容量边际排放因子的发电机组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）(排除已注册为清洁发展机制项目活动的发电机组)并确定它们的年发电量(AEGSET-5-units，单位：MWh)；(b)确定项目电力系统的年发电量(排除已注册为清洁发展机制项目活动的发电机组)(AEGtotal，单位MWh)。识别最近开始向电网供电(排除已注册为清洁发展机制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。如果样本发电机组(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。在这种情况下，忽略步骤(d)，(e)和(f)。否则(d)去除SETsample中向电网供电超过10年的机组。计入近期开始向电网供电并已注册为CDM项目的机组,直至样本中机组总发电量达到项目电力系统年发电量的20%(如计入一个机组的部分发电量刚好达到20%,则此机组的发电量应全部包括在计算中)。确定样本群SETsample-CDM及其年发电量AEGSET-sample-CDM;如果该样本群的年发电量构成项目电力系统年发电中国温室气体自愿减排项目设计文件第28页量20%以上,即AEGSETsample-CDM≥0.2×AEGtotal,则用简单样本群SETsample-CDM计算BM。忽略步骤(e)和(f)。(e)将向电网供电超过10年的机组计入简单样本群SETsample-CDM,直至新样本群的发电量达到项目电力系统年发电量的20%(如计入一个机组的部分发电量刚好达到20%,则此机组的发电量应全部包括在计算中);(f)样本群SETsample-CDM>10yrs用于计算BM。在中国，很难获得最近新建的5个机组的数据和构成该系统发电量(单位:MWh)的20%，且是最近建成的电力系统中的新增机组装机容量的数据。针对中国的项目，清洁发展机制执行委员会接受了如下方法学偏离27：·使用过去1-3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发电量来估算权重使用中国省级/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。容量边际排放因子是数据可得的最近年份y所有发电机组m按发电量加权平均得到的排放因子(tCO2/MWh)，如下式：EGm,yEFEL,m,y（3）EFgrid,BM,ymEGm,ym其中：EFgrid,BM,y=第y年的BM排放因子（tCO2/MWh）。EGm,y=第m个样本机组在第y年向电网提供的电量（MWh），也即上网电量。EFEL,m,y=第m个样本机组在第y年的排放因子（tCO2/MWh）。m=是样本机组。Y=是能够获得发电历史数据的最近年份。根据清洁发展机制执行委员会接受的方法学偏离，国家发展改革委发布了如下的容量边际排放因子计算方法：27见“Requestforguidance:ApplicationofAM0005andAMS-I.DinChina”,参考网页http://cdm.unfccc.int/UserManagement/FileStorage/6POIAMGYOEDOTKW25TA20EHEKPR4DM中国温室气体自愿减排项目设计文件第29页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装机容量，因此本计算过程中采用如下方法：第一步，利用最近一年的可得能源平衡表数据，计算用于发电的固体、液体和气体燃料分别对应的CO2排放量在总排放量中的比例；第二步，以此比例为权重，对固体、液体和气体燃料发电的商业化最优效率技术水平所对应的排放因子进行加权平均，计算出各电网的火电排放因子；第三步，选取各电网新增装机容量达到/超过最近一年总装机容量20%的最短时间区间（年），计算在此时间区间内的新增装机容量中火电所占的比例，该比例乘以第二步所得到的火电排放因子后，其结果即为各电网的BM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。Coal,yFi,j,yNCVi,yEFCO2,i,j,y（4）（5）iCOAL,j（6）Fi,j,yNCVi,yEFCO2,i,j,yi,jOil,yFi,j,yNCVi,yEFCO2,i,j,yiOIL,jFi,j,yNCVi,yEFCO2,i,j,yi,jGas,yFi,j,yNCVi,yEFCO2,i,j,y其中：iGAS,jFi,j,yNCVi,yEFCO2,i,j,yi,jλCoal,y，λOil,y和λGas,y分别为发电用固体、液体和气体燃料对应的CO2排放量在总排放量中的比重。Fi,j,y=第j个省份在第y年的燃料i消耗量（质量或体积单位，其中固体和液体燃料为t，气体燃料为m3）。NCVi,y=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=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中国温室气体自愿减排项目设计文件第30页EFThermalCoalEFCoal,AdvOilEFOil,AdvGasEFGas,Adv（7）其中EFCoal,Adv,y，EFOil,Adv,y和EFGas,Adv,y分别对应于商业化最优有效率的燃煤、燃油和燃气发电技术所对应的排放因子。具体参数及其计算参见国家发展改革委公布的《2014中国区域电网基准线排放因子》28及附件2。子步骤5c，计算电网的容量边际排放因子(EFgrid,BM,y)EFgrid,BM,yCAPThermal,yEFThermal（8）CAPTotal,y其中：CAPTotal,y为达到/超过最近一年装机容量20%的时间区间内的新增总装机容量，CAPThermal,y为其中火电的新增装机容量。经计算，EFgrid,BM,y为0.5410tCO2e/MWh。计算过程详见附件2。步骤6：计算组合边际排放因子（EFgrid,CM,y）组合边际排放因子是电量边际OM和容量边际BM的加权平均：EFgrid,CM,yEFgrid,OM,yWomEFgrid,BM,yWBM（9）其中OM和BM的权重WOM和WBM分别为75%和25%。EFgrid,CM,yEFgrid,OM,yWomEFgrid,BM,yWBM=0.75×1.0580+0.25×0.5410=0.92875tCO2e/MWh组合排放因子是事前确定的，在第一个计入期内是固定的，在计入期更新时，组合排放因子也将更新。项目排放PEy本项目是一个新建的光伏发电项目，依据方法学CM-001-V01，PEy=0泄漏Ly根据方法学，本项目不考虑泄漏排放。28http://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31页减排量根据上述分析，本项目减排量如下：ERy=BEy-PEy（10）B.6.2.预先确定的参数和数据>>数据/参数：FCi,y单位：tonne或m3燃料种类i第y年在项目所属的电力系统内的消耗描述：(tonne或m3)中国能源统计年鉴（2011~2013）所使用的数据来源：详见附件2所应用的数据值：证明数据选用的合理官方统计数据性或说明实际应用的测量方法和程序步计算排放因子骤:--数据用途：评价:数据/参数：NCVi,y单位：kJ/kg或kJ/m3在华北电网中第y年消耗的化石燃料类型i的净热描述：值中国能源统计年鉴（2011~2013）所使用的数据来源：详见附件2所应用的数据值：证明数据选用的合理官方统计数据性或说明实际应用的测量方法和程序步计算排放因子骤:--数据用途：评价:数据/参数：EFCO2,i,y单位：tc/TJ中国温室气体自愿减排项目设计文件第32页描述：在华北电网中第y年消耗的化石燃料类型i的CO2排放因子所使用数据的来源：2006IPCC指南所应用的数据值：详见附件2证明数据选用的合理IPCC默认值性或说明实际应用的测量方法和程序步骤:计算OM和BM数据用途：--评价:数据/参数：发电量单位：MWh描述：在y年华北电网中的电厂的发电量所使用的数据来源：中国电力年鉴（2011~2013）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官方统计数据测量方法和程序步骤:计算BM数据用途：--评价:数据/参数：装机容量MW单位：在y年华北电网中电厂的装机容量描述：中国电力年鉴（2011~2013）所使用的数据来源：详见附件2所应用的数据值：官方统计数据证明数据选用的合理计算OM和BM性或说明实际应用的--测量方法和程序步骤:数据用途：评价:数据/参数：EFCoal,Adv,y,EFOil,Adv,y,EFGas,Adv,y,中国温室气体自愿减排项目设计文件第33页单位：%描述：商业化最优效率燃煤、燃油、燃气发电技术所对应的排放因子所使用的数据来源：中国国家发展和改革委员会发布的确定电网排放因子的公告中的值所应用的数据值：详见附件2证明数据选用的合理性或说明实际应用的中国国家发改委公布的数据测量方法和程序步骤:计算BM数据用途：--评价:数据/参数：CAPThermal单位：kW描述：新增火电容量中国电力年鉴（2011~2013）所使用的数据来源：详见附件2所应用的数据值：官方统计数据证明数据选用的合理计算BM性或说明实际应用的--测量方法和程序步骤:数据用途：评价:数据/参数：CAPTotal单位：kW描述：超过现有容量20%的新增总容量中国电力年鉴（2011~2013）所使用的数据来源：详见附件2所应用的数据值：官方统计数据证明数据选用的合理计算BM性或说明实际应用的--测量方法和程序步骤:数据用途：评价:中国温室气体自愿减排项目设计文件第34页数据/参数：OM/BM权重单位：-描述：用于计算CM时的OM和BM各自的权重所使用的数据来源：电力系统排放因子计算工具（04.0版）所应用的数据值：对于光伏发电项目，OM权重取0.75，BM权重取0.25证明数据选用的合理官方统计数据性或说明实际应用的测量方法和程序步计算CM骤:--数据用途：评价:B.6.3.减排量事前计算>>1.基准排放计算基准排放因子步骤1.计算电量边际排放因子(EFgrid,OM,y)依据国家发展改革委公布的数据，在本项目设计文件中应用的EFgrid,OM,y为1.058tCO2e/MWh步骤2.容量边际排放因子(EFgrid,BM,y)依据国家发展改革委公布的数据，在本项目设计文件中应用的EFgrid,BM,y为0.5410tCO2e/MWh步骤3.计算基准排放因子（EFgrid,CM,y）=0.75×1.0580+EFgrid,CM,yEFgrid,OM,yWomEFgrid,BM,yWBM0.25×0.5410=0.92875tCO2e/MWh计算基准排放依据可行性研究报告，本项目考虑实际发电量考虑组件衰减，按25年总衰减20%计算发电量，第一个计入期平均年上网电量为32,651.74MWh,因此，EGfacility,y=32,651.74MWh。计入期内各年上网电量如下表所示：中国温室气体自愿减排项目设计文件第35页年份发电量（MWh）2015年1月1日-2015年12月31日33,672.12016年1月1日-2016年12月31日33,332.02017年1月1日-2017年12月31日32,991.92018年1月1日-2018年12月31日32,651.72019年1月1日-2019年12月31日32,311.62020年1月1日-2020年12月31日2021年1月1日-2021年12月31日31,971.531,631.4平均32,651.74因此年均基准线排放为：BEy=EGfacility,yEFgrid,CM,y=30,325tCO2e。2.项目排放PEy=0tCO2e3.泄漏根据方法学，本项目不考虑泄漏排放。4.减排量ERy=BEy-PEy=30,325tCO2e-0tCO2e=30,325tCO2eB.6.4.事前估算减排量概要年份基准线排放项目排放泄漏减排量(tCO2e)(tCO2e)(tCO2e)(tCO2e)2015年4月28日-21,2482921,2482015年12月31日0—2016年1月1日-31,05831,0582016年12月31日0—2017年1月1日-30,74230,7422017年12月31日0—29根据可研第一年发电量为33,672.1MWh,因此基准线排放为33,672.1MWh0.92875tCO2/MWh248天/365天=21,248tCO2。中国温室气体自愿减排项目设计文件第36页2018年1月1日-30,4260—2018年12月31日30,4262019年1月1日-30,1100—2019年12月31日30,1102020年1月1日-29,7940—2020年12月31日29,7942021年1月1日-29,4780—2021年12月31日29,4782022年1月1日-9,416300—2022年4月27日9,416合计212,2720—212,272计入期时间合计7年计入期内年均值30,3250—30,325B.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：在y年，本项目的净上网电量所使用数据的来源：项目设计文件中采用的数据来自可行性研究报告，实际数据来自电表监测。项目上网电量与下网电量数据值：计算之差测量方法和程序:32,651.74（第一个计入期年均上网电量）监测频率：EGfacility,y=EGexpot,y-EGimport,y连续监测并按月记录，相关数据至少保存至最后一QA/QC程序:个计入期结束后两年。根据国家标准每年校表一次。并用销售记录进行复数据用途：核。评价：用于计算基准线排放数据/参数：EGexport,y30根据可研第七年发电量为31,631.4MWh,因此基准线排放为31,631.4MWh0.92875tCO2/MWh117天/365天=9,416tCO2。中国温室气体自愿减排项目设计文件第37页单位：MWh描述：所使用数据的来源：项目每年通过输电线路向华北电网输送的电量数据值：项目与电网连接处的电表读数，并按照本项目和土测量方法和程序:右40MW二期光伏项目的上网电量比例计算监测频率：32,651.74QA/QC程序:数据用途：本项目上网电量根据本项目和土右40MW二期光伏评价：项目的35kV集电线路上的电表读数进行分摊计算，具体计算公式如下：EG=EGEGM3,yEGM4,yexport,ytotal,yEGM3,yEGM4,yEGM5,yEGM6,y其中EGM3,y、EGM4,y由安装在本项目35kV集电线路上的电表M3、M4监测，EGM5,y、EGM6,y由安装在土右40MW二期光伏项目35kV集电线路上的电表M5、M6监测。EGtotal,y为本项目与土右40MW二期光伏项目上网电量之和，由安装在电网公司变电站的电表M1（主表）和电站出口处的电表M2（备表）监测。连续测量，每月抄表记录。所有监测记录电子版存档，相关数据至少保存至最后一个计入期结束后两年。电表M1和M2的精度为0.2S，电表M3、M4、M5和M6的精度均为0.5S，电表将根据《电能计量装置技术管理规程》（JJG596-2012）每年校验一次。每月抄表记录根据国家标准每年校表一次。并用销售记录进行复核。计算基准线排放量/数据/参数：EGimport,y单位：描述：MWh所使用数据的来源：数据值：项目每年通过输电线路从华北电网输入的电量测量方法和程序:电表读数0EGimport,y由安装在电网公司变电站的电表M1（主表）和电站出口处的电表M2（备表）监测。中国温室气体自愿减排项目设计文件第38页监测频率：连续测量，每月抄表记录。所有监测记录电子版存QA/QC程序:档，相关数据至少保存至最后一个计入期结束后两年。数据用途：电表M1和M2的精度为0.2S，电表将根据《电能评价：计量装置技术管理规程》（JJG596-2012）每年校验一次。每月抄表记录根据国家标准每年校表一次。并用销售记录进行复核。计算基准线排放量/数据/参数：EGtotal,y单位：MWh/年描述：在y年本项目与土右40MW二期光伏项目上网电量所使用数据的来源：之和数据值：电表读数（M1为主表、M2为备表）测量方法和程序:-由安装在电网公司变电站的电表M1（主表）和电监测频率：站出口处的电表M2（备表）监测，正向计量本项QA/QC程序:目和土右40MW二期光伏项目的上网电量之和。数据用途：连续测量，每月抄表记录。所有监测记录电子版存评价：档，相关数据至少保存至最后一个计入期结束后两年。电表M1和M2的精度为0.2S，电表将根据《电能计量装置技术管理规程》（JJG596-2012）每年校验一次。连续监测，按月记录根据国家标准每年校表一次。并用销售记录进行复核。用以监测本项目与土右40MW二期光伏项目上网电量之和数据/参数：EGM3,y、EGM4,y单位：MWh/年描述：在y年本项目2条35kV集电线路的上网电量中国温室气体自愿减排项目设计文件第39页所使用数据的来源：读取本项目2条35kV集电线路上的电表M3、M4数据值：-测量方法和程序:连续测量，每月抄表记录。所有监测记录电子版存档，相关数据至少保存至最后一个计入期结束后两监测频率：年。QA/QC程序:电表M3和M4的精度为0.5S，电表将根据《电能数据用途：计量装置技术管理规程》（JJG596-2012）每年校评价：验一次。连续监测，按月记录根据国家标准每年校表一次。并用销售记录进行复核。用以监测和计算本项目在y年的上网电量数据/参数：EGM5,y、EGM6,y单位：MWh/年描述：在y年土右40MW二期光伏项目2条35kV集电线所使用数据的来源：路的上网电量数据值：读取土右40MW二期光伏项目2条35kV集电线路测量方法和程序:上的电表M5、M6-监测频率：QA/QC程序:连续测量，每月抄表记录。所有监测记录电子版存数据用途：档，相关数据至少保存至最后一个计入期结束后两评价：年。电表M5和M6的精度为0.5S，电表将根据《电能计量装置技术管理规程》（JJG596-2012）每年校验一次。连续监测，按月记录根据国家标准每年校表一次。并用销售记录进行复核。用以监测和计算本项目在y年的上网电量B.7.2.数据抽样计划>>本项目不涉及数据抽样。中国温室气体自愿减排项目设计文件第40页B.7.3.监测计划其它内容>>监测计划的目的是确保整个计入期内项目减排监测和计算的完整性、一致性、条理性和准确性。在电力公司的配合下，主要由项目业主负责实施监测计划。1．组织机构负责执行本项目监测计划的CCER小组将由组长，副组长和抄表员组成（见图B7-1）。组长由项目业主指定，负责审查监测数据，并及时向董事会汇报项目运行情况，保证项目监测和核查等各项工作的顺利开展。CCER小组组长监督报告CCER小组副组长监督报告抄表员读表/数据收集/检查/设备校准及维护图B7-1组织机构图2．监测数据本项目与土右40MW二期光伏项目共用一条送出线路。其中本项目上网电量通过2条35kV集电线路（光伏线1#,光伏线2#）进行监测，土右40MW二期光伏项目上网电量通过2条35kV集电线路（光伏线3#，光伏线4#）进行监测，4条集电线路汇总到项目升压站，后通过1回110kV出线接入至110kV海子变电站，最终并入华北电网。关口表（M1）安装在海子变电站入口处，备用表（M2）安装在电站出口处，M2是在M1出现故障时作为计量和结算依据的备表。M1和M2均用来监测本项目和土右40MW二期光伏项目总的向华北电网输送的上网电量和从电网输入的下网电量。本项目和土右40MW二期光伏项目各有2条集电线路，每条35kV集电线路分别安装1台监测电表，因此本项目将安装2台监测电表(M3,M4)用来监测项目每年向电网输送的电量。为保守起见，本项目下网电量由安装在海子变电站入口处的电表M1进行监测，即本项目下网电量为2个项目的总下网电中国温室气体自愿减排项目设计文件第41页量。所有电表精度均不低于0.5S，项目业主负责电表的记录及维修，电表按照国家相关电力规程进行定期校验（JJG596-2012）。本项目经上网电量计算公示如下：EGfacility,y=EGexport,y-EGimport,yEGEGM3,yEGM4,yEGimport,ytotal,yEGM3,yEGM4,yEGM5,yEGM6,y其中：EGfacility,y:本项目在y年的净上网电量（MWh）；EGexport,y:本项目在y年的上网电量（MWh）；EGimport,y:本项目在y年的下网电量（MWh）；EGtotal,y：本项目及土右40MW二期光伏项目在y年的上网电量之和（MWh）；EGM3,y：本项目在y年的光伏线1#集电线路上网电量（MWh）；EGM4,y：本项目在y年的光伏线2#集电线路上网电量（MWh）；EGM5,y：土右40MW二期光伏项目在y年的光伏线3#集电线路上网电量（MWh）；EGM6,y：土右40MW二期光伏项目在y年的光伏线4#集电线路上网电量（MWh）EGimport,y：本项目和土右40MW二期光伏项目在y年的下网电量之和（MWh）；电表安装位置如下图所示。中国温室气体自愿减排项目设计文件第42页3．电表精度和检验本项目依据《电能计量装置技术管理规程》（DL/T448-2000）配备电表。电表按《电子式交流电能表检定规程》（JJG596-2012）要求检定以确保其精度，电表的校验工作将根据国家标准由有资质的机构开展。4．数据收集管理存档监测数据是监测过程中的重要环节，如果监测数据保管的不好减排量就难以申请。本项目将存档电表读数以及相关的信息和数据源。本项目的减排量基于电表的读数计算得出。核查时将提供包括所有相关数据和计算过程的excel电子表格以保证符合透明性和保守性原则。所有数据记录保存至最后一个计入期结束后2年。5．异常数据处理参与监测计划实施的任何人一旦发现测量出错或者仪表故障的情况，应该立即报告给CCER小组组长，以便指定具体人员负责处理。如果项目计入期内发生意外事件产生数据误差，特别是上网电量，则上网电量按照以下方法确定：中国温室气体自愿减排项目设计文件第43页1）首先，读取考核表数据，除非任何一方检验认为考核表不精确；2）从备表中读取数据并计算上网电量，除非在备表中发现了不一致的现象3）如果考核表和备表均不具备可接受的精度，或者操作不规范时，项目业主和电网公司应共同设计一个合理恰当的保守计数方法，并且在第三方审核机构进行核实时提供充分的证据说明该方法是合理的；4）如果项目业主和电网公司没有就计数估计方法达成一致意见，应按照协议的程序进行仲裁。应确保核实人员能得到真实的仪表读数记录和校准维护记录。同时，电站运行发生的意外情况须及时通知CCER工作小组，并由其组长和副组长根据CCER项目的保守性准则，分析数据的合理性，并形成相应的记录并存档。6．监测报告及核查项目业主将定期完成监测报告，包括监测记录和减排量计算等内容，并在核查/核证时及时提供给核查机构，以便核查机构核查监测数据和监测结果的准确性、合理性，并核证本项目产生的额外的真实的温室气体减排量。预期核查和核证过程每年一次。项目核查的职责如下：（1）项目业主安排和协调核查工作，并尽最大努力安排现场核查过程。（2）核查前、核查中及核查后，项目业主都应积极配合核查机构，提供必要的信息。（3）项目业主要全面配合核查机构，其工作人员和管理人员能随时接受核查机构的会谈，并如实回答问题。7．质量保证和质量控制电表按要求检定以确保其精度。记录、维护和存档数据的质量保证和质量控制程序应根据核查减排量的规章制度要求作为本项目的一部分进行改进。中国温室气体自愿减排项目设计文件第44页C部分.项目活动期限和减排计入期C.1.项目活动期限C.1.1.项目活动开始日期>>2014年4月12日（项目签订总承包合同）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>>本项目选择可更新的计入期（7×3年）C.2.2.第一计入期开始日期>>2015年4月28日（项目开始发电日期）C.2.3.第一计入期长度>>7年，（2015年4月28日-2022年4月27日，含首尾两天）中国温室气体自愿减排项目设计文件第45页D部分.环境影响D.1.环境影响分析>>根据中国环境保护有关规定和法令，本项目聘请阿拉善盟环境保护科学研究院编制了《建设项目环境影响报告表》（以下称“《环境影响报告表》”）以确保在项目建设和运行期间符合国家和地方的相关环境法规。本项目《环境影响报告表》于2011年4月25日由阿拉善盟环境保护科学研究所编制完成，并于2011年5月4日获得包头市环保局批复（包环表[2011]51号）。《环境影响报告表》中包括了本项目建设和运行期间存在的潜在环境影响以及缓解措施。建设阶段大气环境影响分析项目在施工期对大气环境的影响主要来自场地平整、开挖、回填等工作引起的扬尘；此外还有施工建筑及运输车辆排放的尾气。但安装工程期短，并采取以下措施：合理安排施工计划、场地周围安装围栏、运输车辆低速运行并用篷布覆盖、避免原材料的露天堆放。可以有效减少扬尘对周围环境的影响。且施工场地露天空旷，扩散条件好，对周围环境空气以及敏感点基本无影响。工业废水废水主要产生于生产废水和生活污水。将设置临时集水池对污水进行处理，再用污水罐车运至就近的城市污水管网。另外还将设置旱厕或临时冲水厕所，使生活污水经一定时间发酵后作为农家肥灌溉植被。本项目产生的废水不会对周围环境造成影响。施工噪声施工期噪声主要来源于爆破、钻孔、施工机械运行和交通噪声等，由于项目距居民点较远，因而影响对象主要是施工人员。工程将采取选用符合噪声要求的施工机械、合理安排施工时间以及为施工人员配备防护设备等措施减少对施工人员的影响。施工固废主要为施工现场产生的建筑、材料垃圾和生活垃圾。及时对施工现场垃圾进行基础填方、洼地填筑；并送至指定地点进行填埋。生活垃圾及时送到指定地点处理。中国温室气体自愿减排项目设计文件第46页生态环境影响分析本项目所在区域生态环境属于植被脆弱区。施工期由于地基开挖、场地平整和车辆碾压等活动，破坏了地表植被，对生态环境有一定影响。但随着施工期结束而结束。项目施工结束后，将在电站区域内种植多种植被，以改善区域生态环境。运行阶段项目在运营过程中无废水，废弃，噪声以及固废的产生。D.2.环境影响评价>>本项目在建设和运行期间将采取严格的环境监测和环境保护措施，不会对环境产生严重影响。中国温室气体自愿减排项目设计文件第47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>>为了征求各利益相关方对本项目建设的意见和态度，项目业主于2013年8月在项目所在地发放了利益相关方调查意见咨询表，调查当地居民对本项目建设的意见。本调查表主要包括以下内容：1.您了解本项目吗？2.您认为本项目的实施对当地的环境影响是什么？3.您认为本项目是否制造噪音、光源污染，对您的生活造成了影响？4.您认为本项目的实施是否与当地的生态系统相和谐5.您认为本项目的实施对社会经济有什么影响？6.本项目在建成后对居民的生活有什么影响？7.您认为本项目的实施对当地的可持续发展有什么作用？8.您认为本项目的实施对当地的就业有什么作用？9.您认为包头其他区域是否也应大力推广太阳能光伏并网发电技术？10.总体来说，您是否支持本项目11.您对本项目的意见或建议E.2.收到的评价意见的汇总>>本项目共发放调查表20份，收回20份。调查结果如下：被调查者90%了解本项目，10%不太了解本项目。100%被调查者认为本项目减少了燃煤等污染排放，是一项节能环保工程。90%被调查者认为本项目不会带来噪音、光源污染；不会对生活造成影响。10%被调查者不太确定项目对生活的影响。85%被调查者认为项目的实施与当地的生态系统和谐；15%被调查者不太确定是否和谐。100%被调查者认为项目的实施对社会经济有良好的影响。80%被调查者认为项目建成后对居民生活有积极作用；20%被调查者认为无影响。中国温室气体自愿减排项目设计文件第48页100%被调查者认为本项目的建设能促进节能减排，改善环境质量和投资环境，促进当地经济的可持续发展。80%被调查者认为本项目的实施能带动就业的增长；20%被调查者认为对当地就业无影响。100%被调查者认为可以大力推广太阳能光伏并网发电技术。100%被调查者支持本项目。E.3.对所收到的评价意见如何给予相应考虑的报告>>项目业主认真听取并接纳了利益相关方的建议及意见，表示将严格按照环境影响报告表以及当地环保局的审批意见中提出的要求，落实环保设施和污染措施。保护环境，促进当地的可持续发展。本次调查问卷结果显示，所有的被调查人员均赞成本项目的实施，相信项目实施后将有效改善当地能源结构，带来良好的经济、社会效益，并希望项目业主尽快推进本项目。-----中国温室气体自愿减排项目设计文件第49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：李仙德地址：土默特右旗将军尧镇政府邮政编码：014100电话：18715345581传真：电子邮件：xiande.li@jinkopower.com网址：授权代表：周素清姓名：项目财务专员职务：财务部部门：13734710360手机：021-68761115传真：电话：suqing.zhou@jinkopower.com电子邮件：中国温室气体自愿减排项目设计文件第50页附件2:事前减排量计算补充信息本项目采用中国国家发展和改革委员会公布的《2014中国区域电网基准线排放因子》中公布的华北电网电量边际排放因子和容量边际排放因子数据。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”（第04.0版）提供的计算公式计算华北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。表A1.2010年华北电网电量边际排放因子计算表燃料分类单位北京天津河北山西内蒙古山东小计含碳量碳氧化燃料排放平均低位CO2排放量B率因子发热量（tCO2e）原煤万吨A(MJ/t,L=GJK/100000洗精煤万吨688.662499.57(tc/TJ)(%)(kgCO2/TJ)km3)（质量单位）其它洗煤万吨L=GJK/10000(体型煤万吨5.381.75CDEFG=A+B+C+D+HIJK煤矸石万吨1.5318.53积单位)焦炭万吨E+F87,30020,908焦炉煤气亿立方米0.0487,30026,344892,607,720高炉煤气亿立方12.898896.459437.8313864.613605.6448902.8225.810087,3008,36320,009转炉煤气亿立方米88.540.870.8787,30020,908其它煤气亿立方米0.1601.17646.7125.810087,300836310,892,576原油万吨41.981491.9595,70028,435794,174汽油万吨131.11620.21898.0343.5125.810037,30016,726柴油万吨3872.44219,000376328,272,29326.6100145,00079450037,3005,227252.292120.9555.6625.810071,10041,8163,472,515621.5367,50043,07051,220,1018.5529.210072,60042,652984,98117.220.414.411.86012.11000295.0241.7449.56203.79000.07070.810008.485.5846.9100172,78712.11002010018.91002.270.552.6620.2100中国温室气体自愿减排项目设计文件第51页燃料油万吨0.490.170.013.243.9121.110075,50041,816123,4432.8222.26589,535石油焦万吨6.9712.4726.610082,900319472.4100液化石油气万吨0.165.917.210061,60050,179130,97128.1423.374,490,309炼厂干气万吨1.372.123.415.710048,20046,05538.5628.99875,241天然气亿立方米16.080.570.226.160.1815.310054,30038,93111.39309,948其它石油万吨177.040制品0.852010072,20041,816995,406,604其它焦化万吨产品7.9925.810095,70028,435其它能源万吨标煤20.4217.0745.5334.6620.80000小计《中国能源统计年鉴2011》表A2.2011年华北电网电量边际排放因子计算表燃料单位北京天津河北山西内蒙古山东小计含碳量碳氧燃料排放平均低位发CO2排放量分类B因子热量（tCO2e）化率L=GJK/100000原煤2828.45(kgCO2/(MJ/t,（质量单位）洗精煤(tc/TJ)(%)TJ)km3)L=GJK/10000(体其它洗煤1.52型煤A16.08CDEFG=A+B+C+D+HIJK积单位)煤矸石680.97焦炭E+F1,034,772,570焦炉煤气1.23高炉煤气万吨10070.311032618998.3613784.6856688.7925.810087,30020,908378,092万吨85.8611.932.841.6716.4487,30026,344万吨642.2725.810087,3008,36311,960,552万吨185.09724.811638.2387,30020,908万吨32.3433.5725.810087,3008363612,743万吨896.55960.1395,70028,435亿立方4237.1626.610037,30016,72630,935,077米0219,0003763亿立方279.362101.1225.8100063.55571.3129.21003,964,75618.4722.01615.5512.110047,081,486298.636.960.32159.4170.8100中国温室气体自愿减排项目设计文件第52页转炉煤气亿立方1.7510.621.0212.6926.0846.9100145,00079453,004,481其它煤气亿立米方0.530.5310,33315.421.965.8512.110037,3005,2270原油万米吨0.020.0865.981.76000.571.6802010071,10041,816135,3192.0213.634.3764,089汽油万吨14.290.152.0318.910067,50043,070924,8232.323.2734.92309柴油万吨0.099.810.560.130.0120.210072,60042,652126,97560.70.024.915.72燃料油万吨0.250.121.2922.5221.110075,50041,8164,760,62353石油焦万吨5.8712.638.126.610082,90031947244,548液化石油气万吨0.0111.117.210061,60050,179302,056炼厂干气万吨0.41225.1615.710048,20046,05501,139,228,834天然气亿立方15.715.310054,30038,931其它石油米制品万吨2010072,20041,8160.87其它焦化万吨产品25.810095,70028,435其它能源万吨小计标煤18.560000《中国能源统计年鉴2012》表A3.2012年华北电网电量边际排放因子计算表燃料单位北京天津河北山西内蒙古山东小计含碳量碳氧燃料排放平均低位发CO2排放量分类（tCO2e）化率因子热量原煤洗精煤(tc/TJ)(%)(kgCO2/(MJ/t,L=GJK/100000其它洗煤km3)（质量单位）型煤TJ)ABCDEFG=A+B+C+D+HIJKL=GJK/10000(体E+F积单位)万吨649.562746.389577.1410836.3320226.3913276.3557312.1525.810087,30020,9081,046,100,56322.81524,591万吨16.231.065.5225.810087,30026,3442903.7621,200,058万吨89.04694.6734.22085.8532.5125.810087,3008,363593,395万吨1.4831.0326.610087,30020,908中国温室气体自愿减排项目设计文件第53页煤矸石万吨170.442049.5611.56591.263422.7625.810087,3008,36324,989,22517.4620.316.1400焦炭万吨322.2344.850.7216.9429.210095,70028,435焦炉煤气18.111.27231.5361.953,864,935高炉煤气亿立方1.113.430.0517.09661.0712.110037,30016,72654,478,580转炉煤气亿米立方11.695.210.714,469,857其它煤气亿米立方2.331.3285.540.010.7438.870.8100219,0003,763其他焦化产品亿米立方0.033.350.7414,4288.120.1316.7846.9100145,0007,945456,622米0.60.018.17242,904万吨17.430.2745.492.060.0112.110037,3005,2270.032.260.54.192910.61121.9715.570.6725.810095,70028,435129,74538.6921,153原油万吨12.652.032010071,10041,8161,024,6680.130汽油万吨3.1418.910067,50043,07000.127.5769,703柴油万吨0.120.210072,60042,6525,828,1690.1360.962.96燃料油万吨5.6921.110075,50041,81689,366346.28石油焦万吨0.4826.610082,90031,947021.221,164,098,254液化石油气万吨17.210061,60050,1790.6炼厂干气万吨15.710048,20046,05519.67天然气亿立方15.310054,30038,931其它石油米万吨制品2010072,20041,816其它能源万吨标煤0000小计《中国能源统计年鉴2013》中国温室气体自愿减排项目设计文件第54页表A4.2012年华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）28,300,0005.426,771,800北京市28358,200,0006.354,533,400217,800,0006.4203,860,800天津市582245,400,0007.6226,749,600302,900,0007.4280,485,400河北省2178324,100,0005.7305,626,3001,176,700,0001,098,027,300山西省2454数值内蒙302910,926,140山东省32411.122527,079,710总计0.9546数据来源：《中国电力年鉴2013》1,136,033,1501,202,212,118表A5.2012年调入电量及排放因子计算1.0583参数单位A华北从东北净调入MWhB东北电网简单OMtCO2/MWhC华北从西北净调入MWhD西北电网简单OMtCO2/MWhE总供电量MWhF总排放量tCO2tCO2/MWhG排放因子数据来源：《中国电力年鉴2013》表A6.2011年华北电网火力发电量省名称发电量发电量厂用电率供电量（MWh）（亿kWh）（MWh）（%）24,252,00057,283,200北京市25825,800,0006201,118,500211,232,000天津市61261,200,0006.4266,943,600291,622,800河北省2151215,100,0006.5山西省2296229,600,0008内蒙2889288,900,0007.6山东省3129312,900,0006.8数据来源：《中国电力年鉴2012》表A7.2011年调入电量及排放因子计算参数单位数值A华北从东北净调入MWh10,045,6701.1546B东北电网简单OMtCO2/MWhMWh25,697,020C华北从西北净调入0.9404tCO2/MWhD西北电网简单OMMWh1,088,194,790tCO21,174,992,213E总供电量tCO2/MWh1.0798F总排放量G排放因子数据来源：《中国电力年鉴2012》中国温室气体自愿减排项目设计文件第55页表A8.2010年华北电网火力发电量省名称发电量发电量厂用电率供电量（MWh）（亿kWh）（MWh）（%）24,669,40051,913,720北京市26326,300,0006.2186,353,460193,872,760天津市55655,600,0006.63222,069,820285,013,280河北省1998199,800,0006.73山西省2108210,800,0008.03内蒙2407240,700,0007.74山东省3064306,400,0006.98数据来源：《中国电力年鉴2011》表A9.2010年调入电量及排放因子计算参数单位数值8,815,880A华北从东北净调入MWh1.1057B东北电网简单OMtCO2/MWh2,048,870C华北从西北净调入MWh0.9853974,757,190D西北电网简单OMtCO2/MWh1,007,173,290E总供电量MWh1.0333F总排放量tCO2G排放因子tCO2/MWh数据来源：《中国电力年鉴2011》表A10.三年加权平均排放因子单位2010年2011年2012年总计tCO23,384,377,621总排放量MWh1,007,173,2901,174,992,2131,202,212,1183,198,985,130总供电量tCO2/MWhOM排放因子974,757,1901,088,194,7901,136,033,1501.058表A11.中国商业化最优效率水平的火力发电技术的排放因子变量供电效率(%)燃料排放因子氧化率排放因子(tCO2/MWh)(kgCO2/TJ)ABCD=3.6/A/10,000×B×C燃煤电厂EFCoal,Adv,y40.0387,30010.7851燃油电厂EFOil,Adv,y2.975,50010.5138燃气电厂EFGas,Adv,y52.954,30010.3695中国温室气体自愿减排项目设计文件第56页表A12.2012年华北电网火电排放因子计算所需数据北京天津河北山西山东内蒙古合计热值排放因子氧化率排放（tCO2e）AB(kg/TJ)(%)燃料品种单位(KJ/kgorm3)IJK=G×H×I×J649.562,746.38/100,000原煤万吨CDEFG=A+B+C+DH87,3001洗精煤万吨1.488.1287,30011,046,100,563其他洗煤万吨+E+F87,3001524,591万吨17.4387,3001型煤万吨6.19,577.1410,836.3313,276.3520,226.3957,312.1520,90887,300121,200,058煤矸石万吨11.095,7001593,395万吨16.235.521.0622.8126,34495,7001焦炭116.924,989,225其他焦化产品23.3089.04694.672,085.8534.202,903.768,3630合计31.0332.5120,908456,622原油汽油170.442,049.50591.26611.563,422.768,363柴油燃料油028,435石油焦其他石油制品13.433.3516.7828,435合计1,093,864,455天然气液化天然气万吨0.058.1741,81671,1001242,904焦炉煤气291高炉煤气万吨0.010.0143,07067,5001转炉煤气129,745其他煤气万吨0.11.322.060.714.1942,65272,600121,153液化石油气1,024,668万吨0.130.030.50.010.6741,81675,500189,366万吨5.6915.5738.6931,94782,9001万吨0.62.260.12.9641,81672,20011,508,126千万m3212.22.752.11.31.3257.7038,93154,30015,828,169万吨0051,43454,3001千万m33,864,935千万m3174.6203.1169.461.4619.516,72637,300154,478,580千万m34,469,857千万m33,223.3448.02,315.3507.206,610.73763219000114,428万吨181.1012.70170.90388.07,945145,000107.407.405,22737,3001050,17961,6001中国温室气体自愿减排项目设计文件第57页炼厂干气万吨0.480.030.62.033.1446,05548,200169,703合计68,725,6731,164,098,254总计数据来源：《中国能源统计年鉴2013》以上公式及表格，计算得到λCoal,y=93.97%λOil,y=0.13%λGas,y=5.90%EFThermalCoalEFCoal,AdvOilEFOil,AdvGasEFGas,Adv=0.76022中国温室气体自愿减排项目设计文件第58页中国温室气体自愿减排项目设计文件第59页表A13.华北电网2011年装机容量装机容量单位北京天津河北山西内蒙山东1083038100465105955064480火电MW514017902430106910850水电MW1050000001304617927146572497核电MW01097044507498677505768046风电及其它MW150合计MW6340数据来源：《中国电力年鉴2012》表A14.华北电网2010年装机容量装机容量单位北京天津河北山西内蒙山东1091036640421005402060020火电MW514017901820107010850水电MW10500000030372037097301399核电MW01095042150442906460062470风电及其它MW110合计MW6300数据来源：《中国电力年鉴2011》表A15.华北电网2012年装机容量装机容量单位北京天津河北山西内蒙山东11,10039,99050,11068,18060,190火电MW6,1401,7902,4301,0771,0805水电MW1,020000002326,9002,0073,88617,140核电MW011,33748,68054,54773,14378,410风电及其它MW150合计MW7,310数据来源：《中国电力年鉴2013》表A16.华北电网新增装机容量计算表格（MW）2009装机2010装机2011装机2012装机2009-20122010-20122009-2012年新增装机新增装机占新增装机比重火电(MW)196,600208,830224,610235,71050,24831,13571.17%水电(MW)-1.63%核电(MW)6,3506,5907,1997,402-1,148212风电及其他(MW)0%00000030.46%合计100%占2011装机百分比8,81015,35922,97830,31521,50514,956211,760230,779254,787273,42770,60546,30325.82%16.93%BM排放因子=0.76022×71.17%=0.5410tCO2/MWhOM(tCO2/MWh)1.058BM(tCO2/MWh)0.5410CM(tCO2/MWh)CM=0.75×OM+0.25×BM0.92875中国温室气体自愿减排项目设计文件第60页附件3:监测计划补充信息无-----