温室气体自愿减排项目方法学并网光热发电（CCER—01—001—V01）1引言并网光热发电项目兼具绿色发电、储能和调峰电源等多重功能，能够安全、高效、长时储存能量并且稳定供能，可为电力系统提供长周期调峰能力和转动惯量，是新能源安全可靠替代传统化石能源的有效手段，对推动实现碳达峰碳中和目标具有积极作用。并网光热发电项目将太阳能转换为热能以替代化石能源发电，避免了项目所在区域电网的其他并网发电厂（包括可能的新建发电厂）发电产生的温室气体排放。本方法学属于能源产业领域方法学。符合条件的并网光热发电项目可按照本文件要求，设计和审定温室气体自愿减排项目，以及核算和核查温室气体自愿减排项目的减排量。2适用条件本文件适用于独立的并网光热发电项目，或者“光热+”一体化项目中的并网光热发电部分，且并网光热发电部分的上网电量应可单独计量。项目应符合法律、法规要求，符合行业发展政策。3规范性引用文件本文件引用了下列文件或其中的条款。凡是注明日期的引用文件，仅注日期的版本适用于本文件。凡是未注日期的引用文件，其有效版本（包括所有的修改单）适用于本文件。GB17167用能单位能源计量器具配备和管理通则GB/T21446用标准孔板流量计测量天然气流量JJG596电子式交流电能表检定规程JJG640差压式流量计检定规程DL/T448电能计量装置技术管理规程DL/T1664电能计量装置现场检验规程4术语和定义GB/T26972和GB/T31464界定的以及下列术语和定义适用于本文件。4.1光热发电solarthermalpower指太阳能热发电。将太阳能转换为热能，通过热功转换过程发电的系统。一般包括集热器、储热器和发电等几部分。[来源：GB/T26972—2011，5.1]4.21“光热+”一体化项目integratedprojectofsolarthermalpowergeneration指光热与风电、光伏等多能源组合的多能互补发电项目，包括“光热+风电”、“光热+光伏”、“光热+风电+光伏”等组合形式。4.3集热场collectorfield指将太阳能聚集并转化为热能的系统，在聚光型太阳能热发电系统中一般由聚光场和吸热器组成。[来源：GB/T26972—2011，5.12]4.4储热系统thermalenergystoragesystem指将吸热器输出的热量进行存储和利用的系统，通常由储热容器、储热介质、动力系统、压力保护系统、辅助加热器和保温系统等组成。[来源：GB/T26972—2011，5.18]4.5蒸汽发生器steamgenerator指太阳能热发电厂中的熔融盐、空气、导热油、液态金属、固体球等非水传热介质与水进行热交换产生蒸汽的装置。[来源：GB/T26972—2011，4.60]4.6并网gridconnection从技术上指发电机组或发电厂（场、站）或直调用户与电网之间的物理连接。从管理上指其与电网调度机构建立调度关系。[来源：GB/T31464—2022，3.2.2]5项目边界、计入期和温室气体排放源5.1项目边界并网光热发电项目边界包括光热发电项目发电及配套设施、与之相连的一体化项目发电及配套设施（若有），以及项目所在区域电网中的所有发电设施，如图1所示。5.2项目计入期5.2.1项目寿命期限的开始时间为项目并网发电日期。项目寿命期限的结束时间应在项目正式退役之前。5.2.2项目计入期为可申请项目减排量登记的时间期限，从项目业主申请登记的项目减排量的产生时间开始，最长不超过10年。项目计入期须在项目寿命期限范围之内。5.3温室气体排放源并网光热发电项目边界内选择或不选择的温室气体种类以及排放源如表1所示。2图1项目边界图表1项目边界内选择或不选择的温室气体种类以及排放源温室气体排放源温室气体种类是否选择理由项目替代的所在区域电网CO2是主要排放源基准线的其他并网发电厂（包括CH4否次要排放源，按照保守性原则不情景可能的新建发电厂）发电计此项产生的排放N2O否次要排放源，按照保守性原则不计此项CO2是主要排放源项料消目耗防产凝生a的导排致放的化石燃CH4否次要排放源，忽略不计否次要排放源，忽略不计N2O项目运维电力消耗产生的CO2是主要排放源项目情景排放CH4否次要排放源，忽略不计N2O否次要排放源，忽略不计CO2是排放量小，为降低项目实施和管项目运维车辆使用化石燃理成本，计为0料产生的排放CH4否次要排放源，忽略不计N2O否次要排放源，忽略不计a指在光热发电项目储能系统运行过程中，通过外部热源加热传热介质（如导热油）、储热介质（如熔融盐），保证其维持液体状态的措施。6项目减排量核算方法6.1基准线情景识别本文件规定的并网光热发电项目基准线情景为：并网光热发电项目的上网电量由项目所在区域电网的其他并网发电厂（包括可能的新建发电厂）进行替代生产的情景。6.2额外性论证3为实现长时储能和稳定供能，并网光热发电项目能量转换环节较多，投资建设成本及后期运维成本高。同时，由于并网光热发电项目仍处于产业发展初期，存在因技术和投资风险带来的投融资障碍。符合本文件适用条件的项目，其额外性免予论证。6.3基准线排放量计算基准线排放量按照公式（1）计算：（1）𝐵𝐸𝑦=𝐸𝐺𝑃𝐽,𝑦×𝐸𝐹𝑔𝑟𝑖𝑑,𝐶𝑀,𝑦式中：——第y年的项目基准线排放量，单位为吨二氧化碳（tCO2）；——𝐵𝐸𝑦——第y年的项目净上网电量，单位为兆瓦时（MWh）；𝐸𝐺𝑃𝐽,𝑦第y年的项目所在区域电网的组合边际排放因子，单位为吨二𝐸𝐹𝑔𝑟𝑖𝑑,𝐶𝑀,𝑦氧化碳每兆瓦时（tCO2/MWh）。项目第y年的净上网电量𝐸𝐺𝑃𝐽,𝑦按照公式（2）计算：（2）𝐸𝐺𝑃𝐽,𝑦=𝐸𝐺𝑒𝑥𝑝𝑜𝑟𝑡,𝑦−𝐸𝐺𝑖𝑚𝑝𝑜𝑟𝑡,𝑦式中：——第y年的项目净上网电量，单位为兆瓦时（MWh）；𝐸𝐺𝑃𝐽,𝑦——第y年的项目输送至区域电网的上网电量，单位为兆瓦时𝐸𝐺𝑒𝑥𝑝𝑜𝑟𝑡,𝑦（MWh）；——第y年的区域电网输送至项目的下网电量，单位为兆瓦时𝐸𝐺𝑖𝑚𝑝𝑜𝑟𝑡,𝑦（MWh）。项目第y年所在区域电网的组合边际排放因子𝐸𝐹𝑔𝑟𝑖𝑑,𝐶𝑀,𝑦按照公式（3）计算：（3）𝐸𝐹𝑔𝑟𝑖𝑑,𝐶𝑀,𝑦=𝐸𝐹𝑔𝑟𝑖𝑑,𝑂𝑀,𝑦×ɷ𝑂𝑀+𝐸𝐹𝑔𝑟𝑖𝑑,𝐵𝑀,𝑦×ɷ𝐵𝑀式中：——第y年的项目所在区域电网的组合边际排放因子，单位为吨二氧𝐸𝐹𝑔𝑟𝑖𝑑,𝐶𝑀,𝑦化碳每兆瓦时（tCO2/MWh）；第y年的项目所在区域电网的电量边际排放因子，单位为吨二氧𝐸𝐹𝑔𝑟𝑖𝑑,𝑂𝑀,𝑦——化碳每兆瓦时（tCO2/MWh）；第y年的项目所在区域电网的容量边际排放因子，单位为吨二氧𝐸𝐹𝑔𝑟𝑖𝑑,𝐵𝑀,𝑦——化碳每兆瓦时（tCO2/MWh）；ɷ𝑂𝑀——电量边际排放因子的权重；ɷ𝐵𝑀——容量边际排放因子的权重。6.4项目排放量计算项目排放量按照公式（4）计算：𝑃𝐸𝑦=∑𝐹𝐶𝑖,𝑦×𝐶𝑂𝐸𝐹𝑖,𝑦（4）𝑖式中：——第y年的项目排放量，单位为吨二氧化碳（tCO2）；𝑃𝐸𝑦——𝐹𝐶𝑖,𝑦第y年的项目第i种化石燃料消耗量，单位为吨或万标准立方——米（t或万Nm3）；𝐶𝑂𝐸𝐹𝑖,𝑦第y年的项目消耗第i种化石燃料的CO2排放系数，单位为吨二氧化碳每吨或吨二氧化碳每万标准立方米（tCO2/t或tCO2/万Nm3）；4i——化石燃料种类，i=1,2,3……，无量纲。项目第y年消耗第i种化石燃料的CO2排放系数𝐶𝑂𝐸𝐹𝑖,𝑦按照公式（5）计算：（5）𝐶𝑂𝐸𝐹𝑖,𝑦=𝑁𝐶𝑉𝑖,𝑦×𝐶𝐶𝑖,𝑦×𝑂𝐹𝑖,𝑦×4142式中：𝐶𝑂𝐸𝐹𝑖,𝑦——第y年的项目消耗第i种化石燃料的CO2排放系数，单位为吨二氧化碳每吨或吨二氧化碳每万标准立方米（tCO2/t或tCO2/𝑁𝐶𝑉𝑖,𝑦——万Nm3）；第y年的项目消耗第i种化石燃料的平均低位发热量，单位为𝐶𝐶𝑖,𝑦——吉焦每吨或吉焦每万标准立方米（GJ/t或GJ/万Nm3）；第y年的项目消耗第i种化石燃料的单位热值含碳量，单位为𝑂𝐹𝑖,𝑦——吨碳每吉焦（tC/GJ）；44——第y年的项目消耗第i种化石燃料的碳氧化率，以%表示；12二氧化碳与碳的相对分子质量之比。6.5项目泄漏计算并网光热发电项目有可能导致上游部门在开采、加工、运输等环节中使用化石燃料等情形，与项目减排量相比，其泄漏较小，忽略不计。6.6项目减排量核算项目减排量按照公式（6）核算：（6）𝐸𝑅𝑦=𝐵𝐸𝑦−𝑃𝐸𝑦式中：——第y年的项目减排量，单位为吨二氧化碳（tCO2）；——第y年的项目基准线排放量，单位为吨二氧化碳（tCO2）；𝐸𝑅𝑦——第y年的项目排放量，单位为吨二氧化碳（tCO2）。𝐵𝐸𝑦𝑃𝐸𝑦7监测方法7.1项目设计阶段需确定的参数和数据项目设计阶段需确定的参数和数据的技术内容和确定方法见表2—表6。数据/参数名称表2ɷ𝑂𝑀的技术内容和确定方法应用的公式编号ɷ𝑂𝑀数据描述公式（3）数据单位电量边际排放因子的权重数据来源无量纲数值默认值数据用途0.5用于计算项目所在区域电网的组合边际排放因子𝐸𝐹𝑔𝑟𝑖𝑑,𝐶𝑀,𝑦5数据/参数名称表3ɷ𝐵𝑀的技术内容和确定方法应用的公式编号ɷ𝐵𝑀数据描述公式（3）数据单位容量边际排放因子的权重数据来源无量纲数值默认值数据用途0.5数据/参数名称用于计算项目所在区域电网的组合边际排放因子𝐸𝐹𝑔𝑟𝑖𝑑,𝐶𝑀,𝑦应用的公式编号表4𝑁𝐶𝑉𝑖,𝑦的技术内容和确定方法数据描述数据单位𝑁𝐶𝑉𝑖,𝑦数据来源公式（5）第y年的项目消耗第i种化石燃料的平均低位发热量数值GJ/t或GJ/万Nm3数据用途生态环境部发布的最新的企业温室气体排放核算与报告指南确定的缺省值数据/参数名称/应用的公式编号用于计算项目排放量𝑃𝐸𝑦数据描述表5𝐶𝐶𝑖,𝑦的技术内容和确定方法数据单位数据来源𝐶𝐶𝑖,𝑦公式（5）数值第y年的项目消耗第i种化石燃料的单位热值含碳量数据用途tC/GJ数据/参数名称生态环境部发布的最新的企业温室气体排放核算与报告指南确定的缺省值应用的公式编号/数据描述用于计算项目排放量𝑃𝐸𝑦数据单位数据来源表6𝑂𝐹𝑖,𝑦的技术内容和确定方法数值𝑂𝐹𝑖,𝑦公式（5）第y年的项目消耗第i种化石燃料的碳氧化率%生态环境部发布的最新的企业温室气体排放核算与报告指南确定的缺省值/6数据用途用于计算项目排放量𝑃𝐸𝑦7.2项目实施阶段需监测和确定的参数和数据项目实施阶段需监测和确定的参数和数据的技术内容和确定方法见表7—表11。表7𝐸𝐺𝑒𝑥𝑝𝑜𝑟𝑡,𝑦的技术内容和确定方法数据/参数名称𝐸𝐺𝑒𝑥𝑝𝑜𝑟𝑡,𝑦应用的公式编号公式（2）数据描述数据单位第y年的项目输送至区域电网的上网电量数据来源MWh监测点要求使用电能表监测获得。在项目设计阶段估算减排量时，采用可行性研究报告监测仪表要求预估数据。监测程序与方法要求对于独立的光热发电项目，采用在并网协议中明确的上网计量点电能表进行监测频次与记录要求监测。对于“光热+”一体化项目，在光热发电部分的上网计量点电能表进质量保证/质量控制行监测。程序要求电能表须经过检定且符合相关的国家及行业标准，电能表准确度符合DL/T数据用途448规定的准确度要求，电能表准确度等级不低于0.5级。详见7.3相关内容连续监测，至少每月记录一次定期对电能表进行校准维护。独立的光热发电项目的电能表上网读数记录与上网电量结算凭证进行交叉核对，光热一体化项目中的光热发电部分的电能表上网读数记录与上网电量结算凭证或电网公司出具的光热上网电量证明进行交叉核对，以确保数据记录的准确性和完整性。用于计算项目净上网电量𝐸𝐺𝑃𝐽,𝑦表8𝐸𝐺𝑖𝑚𝑝𝑜𝑟𝑡,𝑦的技术内容和确定方法数据/参数名称𝐸𝐺𝑖𝑚𝑝𝑜𝑟𝑡,𝑦应用的公式编号公式（2）数据描述数据单位第y年的区域电网输送至项目的下网电量数据来源MWh监测点要求使用电能表监测获得。在项目设计阶段估算减排量时，采用可行性研究报告监测仪表要求预估数据。监测程序与方法要求对于独立的光热发电项目，采用在并网协议中明确的下网计量点电能表进行监测频次与记录要求监测。对于“光热+”一体化项目，在光热发电部分的下网计量点电能表进质量保证/质量控制行监测。程序要求电能表须经过检定且符合相关的国家及行业标准，电能表准确度符合DL/T数据用途448规定的准确度要求，电能表准确度等级不低于0.5级。详见7.3相关内容连续监测，至少每月记录一次定期对电能表进行校准维护。独立的光热发电项目的电能表下网读数记录与下网电量结算凭证进行交叉核对，光热一体化项目中的光热发电部分的电能表下网读数记录与下网电量结算凭证或电网公司出具的光热下网电量证明进行交叉核对，以确保数据记录的准确性和完整性。用于计算项目净上网电量𝐸𝐺𝑃𝐽,𝑦7数据/参数名称表9𝐸𝐹𝑔𝑟𝑖𝑑,𝑂𝑀,𝑦的技术内容和确定方法应用的公式编号𝐸𝐹𝑔𝑟𝑖𝑑,𝑂𝑀,𝑦数据描述公式（3）数据单位第y年的项目所在区域电网的电量边际排放因子数据来源tCO2/MWh数值采用生态环境部组织公布的第y年项目所在区域电网的电量边际排放因子，数据用途在审定与核查机构通过全国温室气体自愿减排注册登记系统上传减排量核查报告时，尚未公布当年度数据的，采用第y年之前最近年份的可获得数据。在估算减排量时，采用最新的可获得数据。/用于计算项目所在区域电网的组合边际排放因子𝐸𝐹𝑔𝑟𝑖𝑑,𝐶𝑀,𝑦表10𝐸𝐹𝑔𝑟𝑖𝑑,𝐵𝑀,𝑦的技术内容和确定方法数据/参数名称𝐸𝐹𝑔𝑟𝑖𝑑,𝐵𝑀,𝑦应用的公式编号公式（3）数据描述数据单位第y年的项目所在区域电网的容量边际排放因子数据来源tCO2/MWh采用生态环境部组织公布的第y年项目所在区域电网的容量边际排放因子。数值在审定与核查机构通过全国温室气体自愿减排注册登记系统上传减排量核查数据用途报告时，尚未公布当年度数据的，采用第y年之前最近年份的可获得数据。在估算减排量时，采用最新的可获得数据。/用于计算项目所在区域电网的组合边际排放因子𝐸𝐹𝑔𝑟𝑖𝑑,𝐶𝑀,𝑦表11𝐹𝐶𝑖,𝑦的技术内容和确定方法数据/参数名称𝐹𝐶𝑖,𝑦应用的公式编号公式（4）数据描述数据单位第y年的项目第i种化石燃料的消耗量数据来源t或万Nm3使用流量计等计量装置监测获得。在项目设计阶段估算减排量时，采用可行性监测点要求研究报告预估数据。监测仪表要求在进入光热发电项目的能源计量点进行监测计量装置须经过检定且符合相关的国家及行业标准。对于气体燃料，流量计准监测程序与方法要求确度符合GB17167规定的准确度要求，流量计准确度等级不低于2.0级。监测频次与记录要求质量保证/质量控制程详见7.3相关内容序要求连续监测，至少每月记录一次数据用途定期对计量装置进行校准维护。计量装置读数记录与化石燃料购买凭证进行交叉核对，以确保数据记录的准确性和完整性。用于计算项目排放量𝑃𝐸𝑦7.3项目实施及监测的数据管理要求87.3.1一般要求项目业主应采取以下措施，确保监测参数和数据的质量：a）遵循项目设计阶段确定的数据监测程序与方法要求，制定详细的监测方案；b）建立可信且透明的内部管理制度和质量保障体系；c）明确负责部门及其职责、具体工作要求、数据管理程序、工作时间节点等；d）指定专职人员负责上网电量、下网电量、化石燃料消耗量等数据的监测、收集、记录和交叉核对。7.3.2电能表与计量装置的检定、校准要求7.3.2.1项目使用的电能表在安装前应由国家法定计量检定机构或获得计量授权的计量技术机构按照JJG596等相关规程的要求进行检定。在电能表使用期间，项目业主应委托具备CNAS或CMA资质的第三方计量技术机构，按照DL/T1664等相关标准和规程的要求每年对电能表进行校准，并且出具报告。7.3.2.2项目使用的流量计等计量装置在安装前应由国家法定计量检定机构或获得计量授权的计量技术机构按照JJG640等相关规程的要求进行检定。在计量装置使用期间，项目业主应委托具备CNAS或CMA资质的第三方计量技术机构，按照GB/T21446等相关标准和规程的要求每年对计量装置进行校准，并且出具报告。7.3.2.3已安装的电能表出现以下情形时，项目业主应委托具备CNAS或CMA资质的第三方计量技术机构在30天内对电能表进行校准，必要时更换新电能表，以确保监测数据的准确性：a）主表、备表的误差超出电能表的准确度范围；b）零部件故障问题导致电能表不能正常使用。7.3.2.4已安装的流量计等计量装置出现以下情形时，项目业主应委托具备CNAS或CMA资质的第三方计量技术机构在30天内对计量装置进行校准，必要时更换新的计量装置，以确保监测数据的准确性：a）流量计等计量装置的误差超出规定的准确度范围；b）零部件故障问题导致流量计等计量装置不能正常使用。7.3.3数据管理与归档要求7.3.3.1对于收集到的监测数据，项目业主应建立数据、信息等原始记录和台账管理制度，妥善保管监测数据、电量结算凭证、化石燃料购买凭证，以及计量装置的检定、校准相关报告和维护记录。台账应明确数据来源、数据获取时间及填报台账的相关责任人等信息。项目设计和实施阶段产生的所有数据、信息均应电子存档，在该温室气体自愿减排项目最后一期减排量登记后至少保存10年，确保相关数据可被追溯。7.3.3.2项目业主应建立数据内部审核制度，定期对监测数据进行审核，电能表读数记录应与电量结算凭证或电网公司出具的电量证明进行交叉核对，化石燃料消耗量应与购买凭证进行交叉核对，确保数据记录的准确性、完整性符合要求。7.3.4数据精度控制与校正要求电能表或者流量计等计量装置出现未校准、延迟校准或者准确度超过规定要求时，应对该时间段内的电量、化石燃料消耗量数据采用如下措施进行保守性处理：a）上网电量的处理方式：——及时校准，但准确度超过规定要求：计量结果×（1−实际基本误差的绝对值）；——未校准：计量结果×（1−准确度等级对应的最大允许误差）；——延迟校准：延迟的时间段内按未校准情形处理。b）下网电量的处理方式：——及时校准，但准确度超过规定要求：计量结果×（1+实际基本误差的绝对9值）；——未校准：计量结果×（1+准确度等级对应的最大允许误差）；——延迟校准：延迟的时间段内按未校准情形处理。c）化石燃料消耗量的处理方式：——及时校准，但准确度超过规定要求：计量结果×（1+实际基本误差的绝对值）；——未校准：计量结果×（1+准确度等级对应的最大允许误差）；——延迟校准：延迟的时间段内按未校准情形处理。8项目审定与核查要点及方法8.1项目适用条件的审定与核查要点8.1.1审定与核查机构可通过查阅项目可行性研究报告及其批复（备案）文件、环境影响评价报告书（表）及其批复（备案）文件等，以及现场走访查看项目设施，确定项目是否采用了光热发电技术。对于“光热+”一体化项目，可通过重点查阅电力接线图、并网协议，以及现场走访查看电能表安装位置、项目生产系统，确定“光热+”一体化项目的光热发电部分是否单独计量。8.1.2审定与核查机构可通过查阅环境影响评价报告书（表）及其批复（备案）文件、竣工环境保护验收报告、环境监测报告、社会责任报告、环境社会与治理报告、可持续发展报告等，以及现场走访等形式评估项目是否符合可持续发展要求，是否对可持续发展各方面产生不利影响。8.2项目边界的审定与核查要点审定与核查机构可通过查阅项目可行性研究报告及其批复（备案）文件、电力接线图、环境影响评价报告书（表）及其批复（备案）文件等，以及现场走访、使用北斗卫星导航系统（BDS）、全球定位系统（GPS）、地理信息系统（GIS）等方式确定项目业主是否正确地描述了项目地理边界和拐点经纬度坐标（以度表示，至少保留6位小数）、项目设备设施。8.3项目监测计划的审定与核查要点审定与核查机构通过查阅项目设计文件、减排量核算报告、电力接线图、监测计量点位图、计量装置检定（校准）报告等相关证据材料，以及现场走访查看电能表、流量计等计量装置的安装位置、准确度、个数等，确定项目设计文件、监测计划描述的准确性，核实项目业主是否按照监测计划实施监测。8.4参数的审定与核查要点及方法参数的审定与核查要点及方法见表12。表12参数的审定与核查要点及方法序号内容审定要点及方法核查要点及方法1𝑁𝐶𝑉𝑖,𝑦a）查阅项目设计文件中的项目消耗化石查阅项目减排量核算报告中的参数取值燃料的平均低位发热量取值；是否与项目设计文件一致、准确。b）查阅项目审定时生态环境部发布的最新的企业温室气体排放核算与报告指南中该化石燃料平均低位发热量缺省值的取值；c）核对取值是否一致，以项目审定时生态环境部发布的最新的企业温室气体排放核算与报告指南为准。10序号内容审定要点及方法核查要点及方法2𝐶𝐶𝑖,𝑦a）查阅项目设计文件中的项目消耗的化3𝑂𝐹𝑖,𝑦查阅项目减排量核算报告中的参数取值4𝐸𝐺𝑒𝑥𝑝𝑜𝑟𝑡,𝑦石燃料单位热值含碳量的取值；是否与项目设计文件一致、准确。b）查阅项目审定时生态环境部发布的最5𝐸𝐺𝑖𝑚𝑝𝑜𝑟𝑡,𝑦查阅项目减排量核算报告中的参数取值6𝐸𝐹𝑔𝑟𝑖𝑑,𝑂𝑀,𝑦新的企业温室气体排放核算与报告指是否与项目设计文件一致、准确。南中该化石燃料单位热值含碳量缺省值的取值；a）查阅电能表上网读数记录与上网电量c）核对取值是否一致，以项目审定时生结算凭证或电网公司开具的上网电量态环境部发布的最新的企业温室气体证明；排放核算与报告指南为准。a）查阅项目设计文件中的项目消耗的化b）查阅电能表检定、校准记录；石燃料的碳氧化率取值；c）现场查看以下内容：b）查阅项目审定时生态环境部发布的最新的企业温室气体排放核算与报告指——对于独立的光热发电项目，电能南中该化石燃料碳氧化率缺省值的取表的安装位置是否符合并网协议值；要求；对于“光热+”一体化项目c）核对取值是否一致，以项目审定时生的光热发电部分，电能表的安装态环境部发布的最新的企业温室气体位置是否在光热发电部分的上网排放核算与报告指南为准。计量点；a）查看项目可行性研究报告中的上网电——电能表的准确度等级是否不低于量；0.5级；b）对于已经投入运行的项目，应现场查——数据是否连续监测并按期记录。看以下内容：a）查阅电能表下网读数记录与下网电量——计量点电能表的安装位置；——查看上网电量的数据监测、记录结算凭证或电网公司开具的下网电量是否与监测计划的描述一致。证明；b）查阅电能表检定、校准记录；a）查看项目可行性研究报告中的下网电c）现场查看以下内容：量，如无数据，可计为0；——对于独立的光热发电项目，电能b）对于已经投入运行的项目，应现场查表的安装位置是否符合并网协议看以下内容：要求；对于“光热+”一体化项目——计量点电能表的安装位置；的光热发电部分，电能表的安装——查看下网电量的数据监测、记录位置是否在光热发电部分的下网是否与监测计划的描述一致。计量点；——电能表的准确度等级是否不低于a）查阅项目设计文件中的电量边际排放0.5级；因子取值；——数据是否连续监测并按期记录。a）查阅项目减排量核算报告中的电量边b）查阅项目审定时生态环境部组织公布际排放因子取值；的最新的“中国区域电网基准线排放b）查阅审定与核查机构通过全国温室气因子”中的项目所在区域电网的电量体自愿减排注册登记系统上传减排量边际排放因子取值；核查报告时，生态环境部是否组织公布了第y年“中国区域电网基准线排c）核对取值是否一致，以项目审定时生放因子”。如果公布，以第y年项目态环境部组织公布的最新的“中国区所在区域电网的电量边际排放因子为域电网基准线排放因子”中的项目所准；如果未公布，以第y年之前最近在区域电网电量边际排放因子为准。年份的所在区域电网的电量边际排放因子为准。11序号内容审定要点及方法核查要点及方法7𝐸𝐹𝑔𝑟𝑖𝑑,𝐵𝑀,𝑦8a）查阅项目设计文件中的容量边际排放a）查阅项目减排量核算报告中容量边际𝐹𝐶𝑖,𝑦因子取值；排放因子的取值；b）查阅项目审定时生态环境部组织公布b）查阅审定与核查机构通过全国温室气的最新的“中国区域电网基准线排放体自愿减排注册登记系统上传减排量因子”中的项目所在区域电网的容量核查报告时，生态环境部是否组织公边际排放因子取值；布了第y年“中国区域电网基准线排放因子”。如果公布，以第y年项目所在c）核对取值是否一致，以项目审定时生区域电网的容量边际排放因子为准；态环境部组织公布的最新的“中国区如果未公布，以第y年之前最近年份域电网基准线排放因子”中的项目所的所在区域电网的容量边际排放因子在区域电网容量边际排放因子为准。为准。a）查看项目可行性研究报告中的化石燃a）查阅化石燃料消耗量月报数据，以及料消耗量；购买凭证；b）对于已经投入运行的项目，应现场查b）查阅计量装置检定、校准记录；看以下内容：c）现场查看以下内容：——流量计等计量装置的安装位置；——查看化石燃料消耗量的数据监——是否安装流量计等计量装置；测、记录过程是否与监测计划的——流量计等计量装置的准确度，如描述一致。流量计准确度是否不低于2.0级；——数据是否连续计量并按期记录。9方法学编制单位在本方法学编制工作中，中国广核新能源控股有限公司，以及清华大学能源环境经济研究所、电力规划设计总院能源政策与市场研究院、中国能源建设集团新疆电力设计院有限公司、中国电力科学研究院有限公司等单位作出积极贡献。12