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)项目活动名称华能北京热电厂燃气热电联产扩建工程项目类别2（三）在联合国清洁发展机制执行理事会注册前就已经产生减排量的项目项目设计文件版本项目设计文件完成日期项目补充说明文件版本3.1项目补充说明文件完成日期2014年6月28日CDM注册号和注册日期注册号9029，注册日期2012年12月27日。申请项目备案的企业法人华能北京热电有限责任公司项目业主华能北京热电有限责任公司项目类型和选择的方法学类别：能源工业方法学：CM-038-V01新建天然气热电联产电厂（第一版）预计的温室气体年均减排量补充计入期从2011年12月27日0:00分起，至2012年12月31日23:59分止，共计371天，减排总量预计为281,634吨二氧化碳当量。1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>>华能北京热电厂燃气热电联产扩建工程(以下简称“本项目”)拟安装2×350MWF级燃气—蒸汽联合循环“二拖一”背压式供热机组，机组采用“二拖一”背压机+SSS离合器的供热。本项目毛发电毛功率最大为923.42MW，热负荷最大为650MW，预计完全投产后每年将向华北区域电网（以下简称“该区域电网”）提供4,022GWh净上网电量及向当地热力网提供6.7392×106GJ热能。虽然本项目名称为华能北京热电厂燃气热电联产扩建工程，但是实际上本项目为新建项目。通常电力扩建工程泛指对原有电厂的扩容，扩容机组可以是在预留场地扩建，或临近场地新建或拆掉原有老机组后重建。本项目建设用地为新批准土地，不属于预留场地；本项目也不是替代原有老机组的重建工程，本项目为在新批准用地上建设天然气热电联产发电机组，因此是新建项目。A.1.2项目活动概述>>本项目位于北京市朝阳区王四营乡，由华能北京热电有限责任公司投资建设和运营。本项目实施前，本项目拟产生的电力和热力由该区域已存国华燃煤热电厂联供，国华燃煤热电厂等量供热能力和供电能力将由本燃气热电联产项目取代。在没有本项目情况下，基准线情景识别为“建设和运行新的2×300MW级亚临界热电联产燃煤热电厂”。本项目是清洁能源发电项目，通过替代项目实施前情景下国华燃煤热电厂等量供热能力和供电能力，实现了温室气体减排，预计每年实现减排温室气体277,828吨二氧化碳当量（tCO2e）。本项目此次拟申请从项目正式投产后至CDM第一个计入期开始日前补充计入期的减排量。补充计入期从2011年12月27日0:00分起，至2012年12月31日23:59分止，共计371日，减排总量预计为281,634吨二氧化碳当量。本项目从以下几方面支持项目所在地和我国的可持续发展：与常规发电和供热方式相比，减少我国电力行业的温室气体及其它污染物排放；中国温室气体自愿减排项目设计文件第3页减少煤炭的消耗，有利于进一步加快我国开发利用清洁能源方面的步伐；在项目的建设和运营期间为当地人提供了大量临时和长期性的就业机会；电厂建成后具有较大的经济效益，这对增加当地税收、提升当地的经济实力、促进当地经济发展均有重要作用。A.1.3项目相关批复情况>>本项目环评审批于2010年5月9日由北京市环境保护局审批通过，立项审批于2010年7月28日由北京市发展和改革委员会审批通过，节能评估审查于2010年10月29日由北京市发展和改革委员会审批通过。本项目于2012年1月20日经国家发改委批准成为清洁发展机制项目，于2012年12月27日经联合国批准注册成为清洁发展机制项目，项目注册号为90293，计入期为2013年1月1日至2022年12月31日。本项目于2011年12月26日开始正式投产运营，在联合国清洁发展机制执行理事会注册前就已经产生一年零一天的减排量。本项目尚未在清洁发展机制下进行CER的签发。本项目除申请联合国CDM机制并成功注册外，没有再行申请其他国际或国内减排机制。A.2.项目活动地点A.2.1.省/直辖市/自治区，等>>北京市A.2.2.市/县/乡(镇)/村，等>>朝阳区王四营乡A.2.3.项目地理位置>>本项目位于位于北京市朝阳区王四营乡，场址坐标位于东经116°32′和北纬39°53′。北京市地理位置示意图见图1，本项目场址地理位置示意图见图2。3项目注册链接为http://cdm.unfccc.int/Projects/DB/PJR%20CDM1356081312.87/view。中国温室气体自愿减排项目设计文件第4页图1.北京市地理位置示意图图2.本项目地理位置示意图A.3.项目活动的技术说明>>根据本项目的可行性研究报告，本项目拟安装2×350MWF级燃气—蒸汽联合循环“二拖一”背压式供热机组，机组采用“二拖一”背压机+SSS离合器的供热。本项目毛发电毛功率最大为923.42MW，热负荷最大为650MW，预计完全投产后每年将向华北区域电网（以下简称“该区域电网”）提供本项目中国温室气体自愿减排项目设计文件第5页4,022GWh净上网电量及向当地热力网提供6.7392×106GJ热能。年运行小时数预计为4800h，负荷率为54.79%。本项目实施前，本项目拟产生的电力和热力由该区域已存国华燃煤热电厂联供，国华燃煤热电厂等量供热能力和供电能力将由本燃气热电联产项目取代。在没有本项目情况下，基准线情景识别为“建设和运行新的2×300MW级亚临界热电联产燃煤热电厂”。本项目是清洁能源发电项目，通过替代项目实施前情景下国华燃煤热电厂等量供热能力和供电能力，实现了温室气体减排，预计每年实现减排温室气体277,828吨二氧化碳当量（tCO2e）。本项目补充计入期的减排量拟从项目正式投产后至CDM第一个计入期开始日。补充计入期从2011年12月27日0:00分起，至2012年12月31日23:59分止，共计371日，减排总量预计为281,634吨二氧化碳当量。本项目燃气供应商在供气管道入口处安装气量表，用以计量本项目所消耗的燃气量及各相关参数；本项目所发电力通过220kV出线接入该区域电网。本项目业主将在变电站出口侧为本项目装配一主一副两块双向电表，以测量项目的净上网电量；本项目在与热力网的换热站安装热能计量表，以测量本项目的供热量。本项目的工艺流程如图3所示。图3工艺流程图按照可行性研究报告，本项目关键设备的主要技术参数如表1所示。表1.关键设备主要技术参数燃气轮机发电机组中国温室气体自愿减排项目设计文件第6页项目单位数据采暖期非采暖期燃气轮机发电机组型号M701F4燃气轮机发电机组型式重型(工业型)、室内布置、快装式、采用干式低氮燃烧器燃气轮机发电机组频率Hz50燃机简单循环额定功率MW336.41306.9燃机排气量t/h2755.42609.2燃料消耗量Nm3/h9541688842燃机排气温度℃596604燃机转速rpm30003000燃机压比1818汽轮发电机组项目单位数据采暖期非采暖期汽轮机型式三压再热、抽汽凝汽式汽轮机功率MW154.26309.62汽轮机额定转数r/min30003000汽轮机高压主蒸汽流量t/h623.9607.8汽轮机主汽门前额定蒸汽压力MPa(a)13.4413.19汽轮机主汽门前额定蒸汽温度℃530.5538中压缸排汽压力MPa(a)0.645/中压缸排汽流量t/h779.6/中压缸排汽温度℃313/汽轮机背压kPa(a)5.3汽轮机设计冷却水温度℃/20发电机额定功率MW320320发电机额定转数r/min30003000发电机额定频率Hz5050余热锅炉项目单位数据采暖期非采暖期中国温室气体自愿减排项目设计文件第7页余热锅炉型式：卧式、自然循环、三压再热、无补燃锅炉出口蒸汽压力(高压)MPa(a)13.8413.58锅炉出口蒸汽温度(高压)℃532.5540锅炉出口蒸汽流量(高压)t/h311.9303.9锅炉出口蒸汽压力(中压)MPa(a)3.563.47锅炉出口蒸汽温度(中压)℃560.5568锅炉出口蒸汽流量(中压)t/h374.5363锅炉出口蒸汽压力(低压)MPa(a)0.7030.681锅炉出口蒸汽温度(低压)℃247.3246锅炉出口蒸汽流量(低压)t/h7.144.2给水温度℃126.8126.9余热锅炉排烟温度℃91.288.5注：上表中采暖期排烟温度是设烟气热网加热器后数据。由两台三菱M701F4型燃机组成的一套“二拖一”燃气—蒸汽联合循环机组方案技术经济指标如下表：季节指标冬季采暖期非采暖期全年合计供热量(MW)/套6500发电量(MW)/套827.08923.42单台燃机输入热量(MW)849.816791.264单台燃机单位耗气量(Nm3/h)9541688842运行小时数(h)288019204800发电利用小时数(h)258019204500机组供热量(×106GJ)6.739206.7392发电机出口发电量(×109kWh)2.3821.77344.1554机组耗气量(×108Nm3)5.4963.7549.25供热气耗(Nm3/GJ)30.560供热天然气量(×103Nm3)205950发电天然气量(×103Nm3)343649375362719010发电气耗(Nm3/kWh)0.144270.211660.17303机组年平均热电比0.785900.4505机组年总毛热效率86.90653.04673.165中国温室气体自愿减排项目设计文件第8页1、Nm3指的是101.32kPa，20℃条件工况下的标准立方米；2、天然气燃料的低位发热量为32.063MJ/Nm3。3、表中数据为理论计算值，非采暖期考虑机组起停、低负荷和老化因素，气耗增加10%。A.4.项目业主及备案法人项目业主名称申请项目备案的企业法人受理备案申请的发展改革部门华能北京热电有限责任公司华能北京热电有限责任公司国家发展和改革委员会A.5.项目活动打捆情况>>本项目不存在打捆情况A.6.项目活动拆分情况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9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>>本项目为已经注册项目，采用经国家发改委备案的方法学—CM-038-V01新建天然气热电联产电厂（第一版）。本方法学参考UNFCCC-EB的CDM项目方法学AM0107：BaselineMethodologyforGridConnectedElectricityGenerationPlantsusingNaturalGas（第2.0版），可在以下网址查询：http://cdm.unfccc.int/methodologies/DB/XEVLUYAD0J3F3WDV6AQ3SPOK260T08本方法学也涉及到以下CDM方法学工具：•化石燃料燃烧导致的项目或泄漏二氧化碳排放计算工具（第02版）；•设备剩余寿命确定工具（第01版）；•基准线产热或发电系统效率确定工具（第01版）；•电力系统排放因子计算工具（第04.0版）；•基准线情景识别与额外性论证组合工具（第5.0.0版）；•计入期更新时对当初/当前基准线的有效性进行评估以及基准线进行更新的工具（第03.0.1版）。B.2.方法学适用性>>方法学适用性分析如下方法学描述本项目情况结论本方法学适用于新建热电联产厂，即使用天然气作为燃料的项目活动，提供电力至电网并向现有的或新建的热网提供热量。本项目为使用天然气作为燃料的、向电网供电并向现有热网供热的新建热电联产项目。适用本方法学适用于如下条件：(a)所在电网和热网的地理/物理边界清晰可被识别，并且与电网、热网以及基准线排放预估相关的信息公开可得；本项目所连接的电网和热网的地理/物理边界清晰可被识别，并且与电网、热网以及基准线排放预估相关的信息公开可得。适用(b)天然气是本项目所用的主要燃料。少量的其他启动或辅助燃料可以被使用，但含量不能超过每年使用的所有燃料的1%；按照项目可研，天然气为本项目主要燃料、且不涉及其他辅助燃料。适用(c)天然气在该地区或国家供应充足，即未来基于发电或供热容量增大所带来的天然气消耗（消耗等级与项目活动类似），不受本项目活动天然气使用约束；陕京管道是保障首都天然气供应的生命线，目前北京市所需要的天然气中，有99%由陕京管道系统负责输送。“十二五”末，北京地区天然气需求量将达到180亿立方米。到“十二五”末，陕京管道系统对北京和华北地区天然气输送能力将达到每适用中国温室气体自愿减排项目设计文件第10页年600亿立方米，将使天然气在北京一次能源结构中所占的比例再由目前的13%提升至20%。因此天然气在北京供应充足(d)基准线燃料充足可得，可在整个计入期建立一个可靠的基准线情景；基准线燃料为煤炭，国内的煤炭已经供大于需求、价格下跌，因此基准线煤炭燃料为充足可得的。适用(e)所在热网中的用户当前不进行热电联产按照项目可研，本项目所连接的热网用户主要为居民住宅和商业建筑等，这些用户是不具备热电联产的能力的。适用最后，本方法学仅适用于最可能的基准线情景被识别为如下情景：(a)使用其他化石燃料（如煤、油）的新建热电厂的建设与运行；(b)使用化石燃料（如煤、天然气、油）的新建纯发电电厂的建设与运行，以及使用化石燃料（如煤、天然气、油）的新建纯供热锅炉的建设与运行本项目基准线情景为新建并运行2300MW级亚临界燃煤热电联产机组。适用B.3.项目边界>>根据本方法学，本项目边界的空间范围包括项目电厂以及与本项目接入的电网中的所有电厂，以及与项目活动物理连接的热网的产热设施。根据国家发展和改革委员会应对气候变化司最新发布的《2013中国区域电网基准线排放因子》4，“为了便于中国CDM发电项目确定基准线排放因子，现将电网边界统一划分为东北、华北、华东、华中、西北和南方区域电网，不包括西藏自治区、香港特别行政区、澳门特别行政区和台湾省”，华北区域电网的地理范围为北京市、天津市、河北省、山西省、山东省、内蒙古自治区。因此，本项目边界为项目电厂以及与本项目接入的华北区域电网中的所有电厂、以及被本项目替代的国华燃煤热电联产项目，本项目边界示意图图见图4。4http://cdm.ccchina.gov.cn/Detail.aspx?newsId=41387&TId=19中国温室气体自愿减排项目设计文件第11页图4：本项目边界示意图按照本方法学，项目边界内包括或者不包括的温室气体种类以及排放源如表2所示。表2：项目边界内包括或者不包括的排放源.排放源温室气体种类包括否？说明理由/解释基准线基准线情景下供电的燃料消耗CO2是主要排放源CH4否次要排放源N2O否次要排放源基准线情景下供热的燃料消耗CO2是主要排放源CH4否次要排放源N2O否次要排放源项目活动本项目发电和供热产生的的CO2排放CO2是主要排放源CH4否次要排放源N2O否次要排放源B.4.基准线情景的识别和描述>>基准线替代情景的确定应包括所有符合所在国家相关法律法规的，能够提供与本项目相似服务的真实可靠的替代方案。本项目为热电联产项目，所以首先按照发电和供热分别确定可能的替代方案：(a)发电；拟建项目边界本项目中国温室气体自愿减排项目设计文件第12页(b)供热。对于发电部分，可能的替代方案及是否是真实可靠的替代方案分析如下：方法学规定的替代方案是否为真实可靠的替代方案分析及论述P1拟议项目不作为自愿减排项目；是1、正是拟议项目，符合实际情况。P2建设并且运行新的，并且应用与本项目不同的其他技术的天然气热电联产项目；否2、本项目使用联合循环技术，可替代的技术为简单循环技术。简单循环技术经常利用于小规模装机的电厂。按照《燃气轮机发电技术应用综评》5，燃气轮机简单循环的热效率为38%～39.5%，相比简单循环技术联合循环发电技术更为完善，装置净效率已提高到58%～60%。P3使用其他化石燃料（如煤、油），建设并且运行新的热电联产项目；是3、按照国家发改委公布的《中国节能技术政策大纲》20056，禁止新建燃油电厂。4、目前300MW级亚临界参数循环流化床锅炉（CFB）已大批量投入商业运行7；2007年本项目设计方曾编制了可行性研究报告，设计方案为2300MW级亚临界燃煤热电联产机组、2010年该设计方案被修改为燃气热电联产机组。因此考虑到本项目装机规模及历史设计方案，新建并运行2300MW级亚临界燃煤热电联产机组是可行的。P4使用可再生能源建设热电联产项目；否5、可再生能源包括太阳能、水能、风能、生物质能等。其中水能和风能不能用于热电联产项目。6、按照北京市“十二五”时期新能源和可再生能源发展规划8，北京市新能源和可再生能源品种比较齐全，主要包括太阳能、地热能、生物质能、风能和小水电等，但相对于资源大省，本市新能源和可再生能源资源总量较少。上述可再生5http://www.chinapower.com.cn/article/1025/art1025680.asp6http://www.ndrc.gov.cn/yjzq/t20060228_61412.htm7http://www.emcsino.com/html/news_info.aspx?id=92228http://zhengwu.beijing.gov.cn/xxt/gggs/t1211270.htm中国温室气体自愿减排项目设计文件第13页能源在项目所在地朝阳区并不丰富，就算可以利用，也远远无法达到拟议项目的电力和热力输出规模。P5建设并且运行新的仅使用化石燃料（如煤、天然气、油）的纯发电电厂；是7、按照北京市“十五”时期环境保护规划9，三、污染防治任务(一)大气污染防治中规定“市区不再新增燃煤设施，有条件的郊区城镇地区加快建设输配气管网，近期具备通气条件的不再新建燃煤设施。继续增加轻柴油、液化石油气供应，替代一部分燃煤。”。本项目建设地位于市区，因此新建纯燃煤发电厂是违背北京市“十五”环保规划的，因此不可行。8、按照上述第3条论述情况，新建燃油纯发电电厂是不可行的。因此P5新建天然气纯发电项目是可能的替代方案。P6仅使用可再生能源建设运行新的电厂；否9、按照上述第6条论述情况，新建可再生能源纯电厂是不可行的。P7使用电网内连接的电厂供电；否10、根据北京统计年鉴2013，北京市2007、2008、2009、2010电量产出分别为22443、24486、24202、26334GWh；而拟议项目预计完全投产后每年向北京市提供4,022GWh净上网电量，因此北京市内现有电网连接的电厂难以一次性为北京电网多提供18%的上网电量。P8从连接电网调入电力，包括新的互连。否11、根据北京统计年鉴2013，北京市2007、2008、2009、2010全社会用电量为66701、68972、73915、80990GWh，外受电量计算为44258、44486、49713、54656GWh，因此其他电网可以为北京市电网调入拟议项目所发电力。但是从连接电网调入的电量无法为本项目所连接的本地电网提供电力峰值负荷平衡的功能。12、根据本项目业主的营业执照允许的9http://www.beijing.gov.cn/zfzx/ghxx/swjh/t359310.htm中国温室气体自愿减排项目设计文件第14页经营范围，该情景是不被包含在内的，因此该条情景是不符合法律法规的。基准线情景下的发电可能是上述情况的组合。对于发热部分，可能的替代方案及是否是真实可靠的替代方案分析如下：方法学规定的替代方案是否为真实可靠的替代方案分析及论述H1拟议项目不作为自愿减排项目；是1、正是拟议项目，符合实际情况。H2建设并且运行新的，并且应用与本项目不同的其他技术的天然气热电联产项目；否2、本项目使用联合循环技术，可替代的技术为简单循环技术。简单循环技术经常利用于小规模装机的电厂。按照《燃气轮机发电技术应用综评》10，燃气轮机简单循环的热效率为38%～39.5%，相比简单循环技术联合循环发电技术更为完善，装置净效率已提高到58%～60%。H3使用其他化石燃料（如煤、油），建设并且运行新的热电联产项目；是3、按照国家发改委公布的《中国节能技术政策大纲》200511，禁止新建燃油电厂。4、目前300MW级亚临界参数循环流化床锅炉（CFB）已大批量投入商业运行12；2007年本项目设计方曾编制了可行性研究报告，设计方案为2300MW级亚临界燃煤热电联产机组、2010年该设计方案被修改为燃气热电联产机组。因此考虑到本项目装机规模及历史设计方案，新建并运行2300MW级亚临界燃煤热电联产机组是可行的。H4使用可再生能源建设热电联产项目；否5、可再生能源包括太阳能、水能、风能、生物质能等。其中水能和风能不能用于热电联产项目。6、按照北京市“十二五”时期新能源和可再生能源发展规划13，北京市新能源和可再生能源品种比较齐全，主要包括太10http://www.chinapower.com.cn/article/1025/art1025680.asp11http://www.ndrc.gov.cn/yjzq/t20060228_61412.htm12http://www.emcsino.com/html/news_info.aspx?id=922213http://zhengwu.beijing.gov.cn/xxt/gggs/t1211270.htm中国温室气体自愿减排项目设计文件第15页阳能、地热能、生物质能、风能和小水电等，但相对于资源大省，本市新能源和可再生能源资源总量较少。上述可再生能源在项目所在地朝阳区并不丰富，就算可以利用，也远远无法达到拟议项目的电力和热力输出规模。H5建设并且运行新的仅使用化石燃料（如煤、天然气、油）的锅炉；是7、按照上述第4条论述情况，新建燃煤锅炉是不符合政府规划要求的。8、按照上述第3条论述情况，新建燃油锅炉是不可行的。因此H5新建天然气锅炉是可能的替代方案。H6建设并且运行用电的产热装置（如电阻炉、电锅炉）；否9、根据本项目业主的营业执照允许的经营范围，建设和运行电产热装置是不被包含在内的，因此该条情景是不符合法律法规的。H7建设并运行使用可再生能源的产热装置；否10、按照上述第6条论述情况，新建可再生能源产热装置是不可行的。H8使用不可再生生物质能源建设运行产热装置；否11、按照上述第6条论述情况，使用生物质能源建设运行产热装置是不可行的。H9由热网中已有产热装置供热；否12、根据项目可行性研究报告，2010年前北京集中供热管网已是全国最大的热力管网，目前供需存在严重的不平衡，集中供热热源点建设跟不上城市建设的发展速度。因此由热网中已有产热装置提供拟议项目的发热量是不现实的。H10由相邻热网调入热量。否13、拟议项目接入的热网不存在相连接的相邻热网。基准线情景下的产热可能是上述情况的组合。在识别项目活动的基准线情景时，分别从发电和产热识别基准线情景，从中确定可信的和与现实相符的基准线替代方案。发电和供热所有可能的替代方案现组合和分析如下：供热发电H1拟议项目不作为自愿减排项目；H3新建并运行2300MW级亚临界燃煤热电联产机组H5新建天然气锅炉。P1拟议项目不作为自愿减排P1+H1，即拟议项目不申请成为自愿减排项目。拟议项目和新建2300MW级亚临界燃煤拟议项目与天然气供热锅炉不一中国温室气体自愿减排项目设计文件第16页项目；热电联产机组不是同一个项目，因此无法组合致，因此无法组合。P3新建并运行2300MW级亚临界燃煤热电联产机组拟议项目和新建2300MW级亚临界燃煤热电联产机组不是同一个项目，因此无法组合。P3+H3，新建并运行2300MW级亚临界燃煤热电联产机组燃料不同，因此无法组合。P5新建天然气纯发电项目；拟议项目与天然气纯发电项目不一致，因此无法组合燃料不同，因此无法组合。P5+H5，新建天然气热电联产机组，即拟议项目。根据上述分析，除了拟议项目外，拟议项目的替代方案罗列如下：情景P1+H1——即拟议项目不申请成为自愿减排项目。情景P3+H3——新建并运行2300MW级亚临界燃煤热电联产机组。B.5.额外性论证>>按照本方法学要求，在识别基准线情景和额外性论证时，应使用最新版本的“基准线情景识别与额外性论证组合工具”。事先和持续考虑减排机制效益诸多减排项目已经从清洁发展机制（即CDM）上获得了减排收益，从2004到2012年底，国内CDM项目开发也呈蓬勃发展态势，截止2013年6月30日，我国共有3588个项目（占总数的50%）已经成功注册成为CDM项目，成功签发CERs为5.78亿吨（占签发总量的63.86%）；随着CERs最大需求方欧盟2013年碳交易政策变化，2013年起我国新注册CDM项目的CERs无法纳入其碳交易系统，国内更多新建的减排项目正在寻求其他减排机制来获得减排收益。2011年10月29日，国家发展改革委正式发布了《关于开展碳排放权交易试点工作的通知》，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。随着各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。项目业主公司充分认识到碳资产的价值和项目运行可带来的减排收益，本项目核准后项目业主就决定将该项目减排量进行开发，项目业主在本项目立项前后开工前就确定了将项目开工建设、生产和减排收益获得放在同样重要的位置，本项目关键性事件详见表3，正是由于业主公司坚持不懈的努力，中国温室气体自愿减排项目设计文件第17页才使得该项目成功注册成为CDM项目，为其减排收益的实现奠定了坚实基础。表3：本项目关键性事件列表日期事件2010年3月本项目可行性报告编制完成，报告中建议将该项目开发成为CDM项目以期获得减排收益。2010年4月2日业主公司董事会决定将该项目开发成为CDM项目。2010年4月本项目环评报告编制完成。2010年5月6日本项目主要设备购买合同签订。2010年5月9日本项目环评获得批复。2010年7月28日本项目获得核准。2010年9月13日和14日分别向国家发改委及联合国秘书处发函，说明本项目拟开发成为CDM项目，并获得了确认。2011年12月26日本项目正式投产运行。2012年1月20日本项目被国家发改委批准成为清洁发展机制项目。2012年12月27日本项目成功注册成为CDM项目，注册号9029。2013年10月24日本项目在中国自愿减排交易信息平台公示，拟申请本项目从投产日起至CDM计入期止的CDM注册前减排量。由上表可见，项目业主已经事先考虑了减排收益；且持续寻求减排收益的主要活动时间间隔不足两年，因此项目业主也是在持续寻求减排收益。（1）论证拟建项目是同类型的第一个按照工具要求，该步骤是可选的。本项目不为本地区第一个天然气热电联产项目。（2）替代方案的鉴别子步骤2.1确定该项目替代方案按照方法学及工具要求，该项目的现实可行的替代方案有：情景P1+H1——即拟议项目不申请成为自愿减排项目。情景P3+H3——新建并运行2300MW级亚临界燃煤热电联产机组。子步骤2.2符合法律法规的强制要求情景P1+H1和情景P3+H3均符合现行的法律和法规。（3）障碍分析情景P1+H1和情景P3+H3均不存在任何障碍。（4）投资分析按照最新版的投资分析评估指导工具进行。中国温室气体自愿减排项目设计文件第18页子步骤4.1确定适宜的分析方法“基准线情景识别与额外性论证组合工具”（05版）为该子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）和基准值分析方法（选项III）。由于本项目存在可与本项目具有比较性的替代方案，即情景P1+H1——即拟议项目不申请成为自愿减排项目和情景P3+H3——新建并运行2300MW级亚临界燃煤热电联产机组，因此采用投资比较分析方法（选项II）进行投资分析。子步骤4.2投资比较分析方法情景P1+H1和情景P3+H3进行税后财务内部收益率IRR比较。子步骤4.3财务指标计算和比较情景P1+H1——即拟议项目不申请成为自愿减排项目的主要财务参数见表4。参数数值单位装机容量923.42MW发电量4155300MWh自用电率3.2%净上网电量4022330MWh净热量6739200GJ项目寿命21年1年建设期20年运行期电价0.5654元/度热价68元/吉焦天然气价格2.19元/标准立方米热电比0.4654GJ/MWh供电燃气消耗率190.333标方/MWh供热燃气消耗率30.560标方/GJ年运行小时数4800小时总投资307008万元其中设备投资212733万元建设期利息12663万元固定资产价值319671万元长期贷款利息5.94%短期贷款利息5.31%长期贷款偿还期最长12年残值率5%固定资产余值15984万元折旧年限15年流动资金18829万元年运行材料费0.0008万元/MWh其他费用0.0012万元/MWh耗水量540万吨中国温室气体自愿减排项目设计文件第19页成本水价0.00015万元/吨修理费率3.5%保险费率0.25%员工工资及福利800万元增值税率：电力17%：热力13%：天然气13%教育费附加3%城市建设维护费7%所得税率25%设备增值税返还30910万元情景P3+H3——新建并运行2300MW级亚临界燃煤热电联产机组的主要财务参数见表5。参数数值单位装机容量2300MW发电量3500000MWh自用电率5.5%净上网电量3307500MWh净热量7325000GJ项目寿命21年1年建设期20年运行期电价0.4918元/度热价33元/吉焦煤炭价格900元/吨热电比0.62GJ/MWh供电煤炭消耗率0.27t/MWh供热煤炭消耗率0.039t/GJ总耗煤量供电945000，供热285675t年运行小时数5000小时总投资266565万元其中设备投资123979万元建设期利息10955万元固定资产价值277560万元长期贷款利息6.4%短期贷款利息5.81%长期贷款偿还期最长12年残值率5%固定资产余值13878万元折旧年限15年流动资金16349万元年运材料费0.0006万元/MWh其他费用0.0012万元/MWh中国温室气体自愿减排项目设计文件第20页行成本耗水量10.8万吨水价0.00015万元/吨石灰石价格60元/吨石灰石消耗率8t/h尿素价格2000元/吨尿素消耗量5734吨排污费用626万元修理费率2.0%保险费率0.25%员工工资及福利1872万元增值税率：电力17%：热力13%：煤炭17%教育费附加3%城市建设维护费7%所得税率25%设备增值税返还18014万元按照本项目注册PDD第17页所示列表，经测算，情景P3+H3和情景P1+H1的IRR计算结果见表6。表6IRR比较表格情景IRR情景P1+H12.57%情景P3+H313.54%子步骤4.4敏感性分析为进一步论证项目额外性，将在不考虑减排收益的前提下进行敏感性分析。4.4.1变动范围的合理性判断《建设项目经济评价方法与参数》第三版，敏感性分析应涵盖+10%和-10%的变动范围。因此，变动范围选择±10%。4.4.2参数选择合理性判断根据CDM项目“投资分析评价指南”（05版），只有构成总投资费用或总项目收益20%以上的变量，才需要进行敏感性分析；按照方法学要求，进行敏感性分析时，也应考虑热电比的差异，作为盈利水平的参考，参数热电比(θPJ,y)因此需要被引入。针对本项目敏感性分析，识别出静态总投资、年运营成本、燃料价格、上网电价、热价及热电比这六个变量参数是符合上述要求的。根据本项目注册PDD，敏感性分析结果见下图：中国温室气体自愿减排项目设计文件第21页根据上图分析，各参数变化正负10%时，情景P3+H3的税后财务内部收益率均比情景P1+H1高很多，因此情景P3+H3比情景P1+H1更具备经济吸引力。因此从商业投资角度分析，情景P3+H3“新建并运行2300MW级亚临界燃煤热电联产机组”为基准线情景。（5）普遍性分析据“基准线情景识别与额外性论证组合工具”05版，普遍性分析利用“普遍性分析指南”（第02.0版）。5.1计算拟议项目活动设计产出或容量的+/-50%作为可适用产出范围。按照本项目设计容量，确定普遍性分析时采用的电装机容量为461.71~1385.13MW、热装机容量为325~975MW。-10%-5%0%5%10%情景P1+H1的IRR4.12%3.36%2.57%1.83%1.13%情景P3+H3的IRR15.1414.3113.5412.8212.160.00%5.00%10.00%15.00%20.00%IRR静态总资产投资变化率-10%-5%0%5%10%情景P1+H1的IRR-10.8-2.712.57%6.28%9.25%情景P3+H3的IRR9.38%11.5213.5415.4617.31-15.00%-10.00%-5.00%0.00%5.00%10.00%15.00%20.00%IRR上网电价变化率-10%-5%0%5%10%情景P1+H1的IRR0.54%1.58%2.57%3.51%4.28%情景P3+H3的IRR12.9213.2313.5413.8414.140.00%5.00%10.00%15.00%IRR热价变化率-10%-5%0%5%10%情景P1+H1的IRR9.24%6.27%2.57%-2.70-10.8情景P3+H3的IRR16.1314.8513.5412.1710.76-15.00%-10.00%-5.00%0.00%5.00%10.00%15.00%20.00%IRR燃料价格变化率-10%-5%0%5%10%情景P1+H1的IRR3.60%3.09%2.57%2.03%1.48%情景P3+H3的IRR14.0213.7813.5413.2913.050.00%5.00%10.00%15.00%IRR除燃料价格外年运行成本变化率-10%-5%0%5%10%情景P1+H1的IRR4.09%3.36%2.57%1.83%1.14%情景P3+H3的IRR15.36%14.41%13.54%12.73%11.99%0.00%5.00%10.00%15.00%20.00%IRR热电比变化率中国温室气体自愿减排项目设计文件第22页5.2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1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CDM项目活动和审定中的项目活动不应该包括在该步骤内；根据普遍性分析指南，“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地北京市作为适用的地理区域。该步骤中，识别出三个项目类别：类别1：投资发生在2002年之后的北京市在5.1所示容量范围内的天然气热电联产项目。类别2：投资发生在2002年之前的北京市在5.1所示容量范围内的天然气热电联产项目。类别3：北京市除天然气热电联产项目之外，符合5.1所示容量范围的热电联产项目。按照国家发展改革委关于调整华北电网电价的通知（发改价格[2009]2919号）14及国家发展改革委关于调整华北电网电价的通知（发改价格[2011]2619号）15，本项目开始日前已经投入商业运行的热电联产项目有如下5个，现分析如下。项目名称项目业主装机容量CDM开发情况是否满足5.1规模要求北京太阳宫燃气热电冷联供工程北京太阳宫燃气热电有限公司2390MW级已经注册是北京第三热电厂天然气-蒸汽联合循环发电项目北京京丰燃气发电有限责任公司2390MW级已经注册是中国华电集团北京热电有限公司燃气热电工程华电北京热电有限责任公司2280MW级被拒绝注册是华润协鑫热电厂华润协鑫(北京)热电有限公司275MW级审定阶段否北京电子城高科技工业园热电联产工程北京正东电子动力集团有限公司119.98MW审定阶段否由此可见所有项目均有申请成为CDM项目，按照普遍性分析指南，和本项目一样、申请了减排机制的项目，应该在普遍性分析时予以剔除。因此类别1：投资发生在2002年之后的北京市在5.1所示容量范围内的天然气热电联产项目的项目数量为0。假设所识别出的类别2-3的总项目数目是N2-3，那么，Nall=N2-3。14http://www.ndrc.gov.cn/zcfb/zcfbtz/200911/t20091120_314499.html15http://www.ndrc.gov.cn/zcfb/zcfbtz/201112/t20111201_448582.html中国温室气体自愿减排项目设计文件第23页5.3在子步骤5.2所识别的电厂内，识别那些采用技术不同于拟议项目活动中所采用技术的电厂。它们的数量记为Ndiff。类别1：无法识别出本项目和类别1中本质的技术差别，故认为类别1与本项目的技术相同，但类别1项目数量为0。类别2：2002年对于中国电力行业来讲，是一个具有里程碑意义的年份。中国电力行业在200216年经历了重大的变革。首先，在市场经济改革的环境下，中国国家电力公司在2002年被划分为了五个单独的区域电网，随之带来了上网电量电价的变化和补贴额的变化。其次，经过改革现有的电价机制也发生了变化。最终造成了2002年中国发电项目投资环境的重大变化。因此对类别2的项目进行投资决策时的投资环境不同于本项目投资环境。此外，北京市第一个燃气热电厂17于2006年6月28日正式投产发电，其核准日期为2003年3月，因此在2002年之前，北京市内还没有满足5.1所示容量范围内的天然气热电联产项目，类别2项目数量为0。类别3：根据普遍性分析指南，能源来源不同的项目认为是不同的技术；本项目是一个天然气热电联产项目，采用能源为天然气，和其他类项目能源不同，因此类别3项目与本项目的技术不同。因此，类别2-3的所有项目被证明和本项目的技术不同，即Ndiff=N2-3。5.4计算系数F=1-Ndiff/Nall。其代表那些使用了与拟议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=N2-3且Ndiff=N2-3，因此Ndiff=Nall，N=1-Ndiff/Nall=1-1=0<0.2且Nall-Ndiff=0<3；因此，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>>6.1.1热电比热电联产项目热电比用以下公式进行计算：yPJyPJyPJEGHG,,,6.3×=θ（1）其中：yPJ,θ=在y年热电联产项目的热电比yPJHG,=在y年，由项目供应的热量(GJ)16参见“电力改革”，2003年中国电力年鉴，10-14页。17http://www.bda.gov.cn/cms/jryz/5795.htm中国温室气体自愿减排项目设计文件第24页yPJEG,=在y年，由项目供应的净上网电量(MWh)3.6=热电转换因子(GJ/MWh)6.1.2基准线计算基准线用以下公式进行计算：),min(,,ySEPGENyCOGENyBEBEBE=（2）其中yBE=在y年基准线排放(tCO2e)yCOGENBE,=在y年，热电联产的基准线排放(tCO2e)ySEPGENBE,=在y年，热电分产的基准线排放(tCO2e)yCOGENBE,的确定：COGENBLCOGENBLyPJyPJyCOGENEFEGHGBE,,,,,6.3××+=η（3）其中yPJHG,=在y年，由项目供应的热量(GJ)yPJEG,=在y年，由项目供应的净上网电量(MWh)COGENBLEF,=热电联产基准线情景下单位热量燃料的排放因子(tCO2/GJ)，具体取值原因及数据见B.6.2COGENBL,η=热电联产基准线情景下机组总效率，具体取值原因及数据见B.6.2ySEPGENBE,的确定：yHGyEGySEPGENBEBEBE,,,+=（4）其中yEGBE,=在y年，发电的基准线排放(tCO2)yHGBE,=在y年，供热的基准线排放(tCO2)yCOEGBLyPJyEGEFEGBE,2,,,,×=（5）yHGBLyPJyHGEFHGBE,,,,×=（6）发电的基准线排放因子yCOEGBLEF,2,,应选取以下三者的最小值：1、EFgrid,BM,y建设边际排放因子BM，通过“电力系统排放因子计算工具”计算；2、EFgrid,CM,y=(EFgrid,BM,y+EFgrid,OM,y)/2组合排放因子CM，通过电力系统排放因子计算工具”计算，其中OM和BM各占50%权重；3、6.3,,,2,,×=EGBLEGBLyCOEGBLEFEFη基准线化石yHGBLEF,,为供热机组的基准线排放因子，这里取保守值为0。中国温室气体自愿减排项目设计文件第25页燃料电厂的排放因子其中1和2应通过“电力系统排放因子计算工具”事后监测更新，3为事先确定。EFBL,EG由如下方式确定：情形1：基准线情景为热电分产(P5+H5)—当基准线情景为热电分产时，此基准线电厂所用燃料的每单位能量的CO2排放因子应选择热电分产情形下发电厂所用的燃料的排放因子。情形2：基准线情景为热电联产(P3+H3)—当基准线情景为热电联产时，此基准线电厂所用燃料的每单位能量的CO2排放因子应选择热电联产情形下所用的燃料的排放因子。基准线化石燃料电厂的效率(ηBL,EG)应根据“电力系统排放因子计算工具”中的最优效率计算，燃料的选取要与基准线情景一致。EFBL,EG及ηBL,EG具体取值原因及数据见B.6.26.1.3项目排放项目排放用以下公式进行计算：PEy=EFCO2,NG,yNCVNG,yFCNG,y（7）其中：PEy=在y年的项目排放(tCO2e/yr)EFCO2,NG,y=在y年，单位热量天然气排放因子(tCO2/GJ)NCVNG,y=在y年，单位天然气的平均净热值(GJ/m3)FCNG,y=在y年，项目天然气的消耗量(m3)6.1.4泄漏泄漏由项目边界外发生的在的化石燃料的提取、加工、液化、运输、再气化和运输过程中导致的排放。泄漏主要包括：(i)CH4的逸散性排放；(ii)为满足市场需求，精炼天然气去除CO2过程产生的CO2排放；以及(iii)相关燃料消耗和燃烧产生的CO2排放。本方法学中应考虑下列泄漏排放源：中国温室气体自愿减排项目设计文件第26页(a)与提取、加工、液化、运输、再气化和分配项目工厂中化石燃料以及无本项目活动时电网使用的化石燃料有关的甲烷逸出；(b)为满足市场需求，精炼天然气去除CO2过程产生的CO2排放；(c)如项目热电厂使用液化天然气（LNG）：天然气传送及分配系统中液化、运输、再汽化和压缩过程有关的燃料消耗/电力消费产生的CO2排放。因此，泄漏的计算方法为：yCOLNGyCOyCH4yLELELELE,2,,2,++=（8）其中：yLE=在y年的项目泄漏(tCO2e/yr)yCH4LE,=在y年，天然气上游工艺逸散性CH4排放带来的泄漏排放(tCO2e/yr)yCOLE,2=在y年，从精炼天然气中去除二氧化碳而带来的泄漏排放(tCO2e/yr)yCOLNGLE,2,=在y年，液化、运输、再气化和加压进入天然气输配系统相关的燃料燃烧/电力消耗所带来的CO2排放(tCO2e/yr)确定由于上游甲烷逸散产生的泄漏(LECH4,y)为了估计逸散性甲烷排放量，项目参与方应该用第y年项目活动的天然气消耗量乘以来自天然气消耗的逸散性甲烷排放的排放因子（EFNG,upstream,CH4），再减去在没有该项目活动时所使用的化石燃料所产生的甲烷排放，计算公式如下：yBLyPJyCH4LELELE,,,−=（9）yCH4LE,=第y年散逸的CH4泄漏排放量(tCO2e)yPJLE,=第y年项目活动天然气消耗的逸散性甲烷排放(tCO2e)yBLLE,=第y年没有项目活动时的散逸甲烷排放(tCO2e)第y年项目活动消耗的天然气由于上游工艺CH4逸散产生的泄漏(LEPJ,y)()4,,,,CHCH4upstreamNGyNGyyPJGWPEFNCVFCLE×××=（10）yPJLE,=第y年项目活动天然气消耗的逸散性甲烷排放(tCO2e)yFC=第y年项目活动消耗的天然气量(m³)yNGNCV,=第y年单位天然气的平均净热值(GJ/m³)CH4upstreamNGEF,,=来自天然气生产、运输和配送环节，以及在液化天然气情况下，液化、运输、再气化及加压输配系统环节的上游逸散性甲烷排放的排放因子，以供给终端用户的每GJ燃料的上游逸散性甲烷排放量(tCH4/GJ)4CHGWP=甲烷的全球变暖潜势(tCO2/tCH4)确定第y年基准线情景下消耗的化石燃料由于上游工艺CH4逸散产生的泄漏(LEBL,y)中国温室气体自愿减排项目设计文件第27页需要注意的是，没有项目活动时上游工艺逸散性CH4排放的计算应和上文分析的基准线排放计算一致，即以下泄漏最小值：(a)热电联产基准线泄漏排放；(b)热电分产基准线泄漏排放；()ySEPGENBLyCOGENBLyBLLELEminLE,,,,,,=（11）yBLLE,=第y年基准线使用化石燃料所产生的CH4泄漏排放量(tCO2e)yCOGENBLLE,,=第y年以热电联产基准线使用化石燃料所产生的CH4泄漏排放量(tCO2e)ySEPGENBLLE,,=第y年以纯发电和纯供热基准线使用化石燃料所产生的CH4泄漏排放量y(tCO2e)确定第y年没有项目活动时热电联产使用化石燃料产生的上游工艺逸散性CH4排放导致的泄漏(LEBL,COGEN,y)CH4CH4upstreamCOGENFFBLCOGENFFBLCOGENBLyPJyPJyCOGENBLGWPEFNCVEGHGLE××××+=,,,,,,,,,,,6.3η（12）yCOGENBLLE,,=第y年以热电联产基准线使用化石燃料所产生的CH4泄漏排放量y(tCO2e)yPJHG,=第y年项目活动的供热量(GJ)yPJEG,=第y年，由项目供应的净上网电量(MWh)3.6=热电转换因子(GJ/MWh)COGENBL,η=热电联产基准线情景下机组总效率，具体取值原因及数据见B.3.1COGENFFBLNCV,,=基准线情景下所使用燃料的净热值(GJ/单位质量或体积)CH4upstreamCOGENFFBLEF,,,,=热电联产基准线情境下所使用燃料上游逸散性甲烷排放的排放因子(tCH4/单位质量或体积)4CHGWP=甲烷的全球变暖潜势(tCO2/tCH4)确定第y年没有项目活动时热电分产使用化石燃料产生的上游工艺逸散性CH4排放导致的泄漏(LEBL,SEPGEN,y)yHGBLyEGBLySEPGENBLLELELE,,,,,,+=（13）ySEPGENBLLE,,=第y年以单独发电和供热基准线使用化石燃料所产生的CH4泄漏排放量y(tCO2e)yEGBLLE,,=第y年以单独发电基准线使用化石燃料所产生的CH4泄漏排放量y(tCO2e)yHGBLLE,,=第y年以单独供热基准线使用化石燃料所产生的CH4中国温室气体自愿减排项目设计文件第28页泄漏排放量y(tCO2e)确定第y年发电使用的化石燃料上游工艺逸散性CH4排放导致的泄漏(LEBL,EG,y)CH4yCH4upstreamEGBLyPJyEGBLGWPEFEGLE××=,,,,,,,（14）yEGBLLE,,=第y年以单独发电基准线使用化石燃料所产生的CH4泄漏排放量y(tCO2e)yPJEG,=第y年，由项目供应的净上网电量(MWh)yCH4upstreamEGBLEF,,,,=纯发电基准线情境下所使用燃料上游逸散性甲烷排放的排放因子(tCH4/MWh)4CHGWP=甲烷的全球变暖潜势(tCO2/tCH4)没有项目活动时的散逸甲烷排放因子(EFBL,EG,upstream,CH4,y)的计算应相应于上文所选的基准排放因子(EFBL,EG,CO2)，如下所示：选项1:建设边际∑∑∑××=jj,yjk,CH4k,upstreamj,k,yj,k,yream,CH4,yBL,EG,upstEGEFNCVFFEF（15）选项2：组合∑∑∑∑∑∑×××+×××=ii,yik,CH4k,upstreami,k,yi,k,yjj,yjk,CH4k,upstreamj,k,yj,k,yream,CH4,yBL,EG,upstEGEFNCVFF0.5EGEFNCVFF0.5EF（16）选项3：3.6ηEFEFEGBL,CH4k,upstreamyream,CH4BL,EG,upst×=,,（17）如果EFBL,EG,upstream,CH4,y由BM或CM确定，计算方式应和BM或OM中CO2排放计算一致，即使用相同的电厂样本群和燃料消耗以及发电量数据，FF和EG数值应为通过应用“电力系统排放因子计算工具”已经确定的数值。确定燃料类型k生产中的上游逸散性CH4排放的排放因子(EFk,upstream,CH4)如果生产过程中，及当燃料为天然气时燃料运输和分配过程中的甲烷逸出排放有可靠和准确的国家数据时，项目参与方需使用上述数据来确定平均排放因子，分别用总甲烷排放量除以燃料总生产量和总供应量。若上述数据不可得，则项目参与方应使用默认数值。确定第y年供热使用的化石燃料上游工艺逸散性CH4排放导致的泄漏(LEBL,HG,y)CH4yCH4upstreamHGBLyPJyHGBLGWPEFHGLE××=,,,,,,,（18）中国温室气体自愿减排项目设计文件第29页yHGBLLE,,=第y年以单独供热基准线使用化石燃料所产生的CH4泄漏排放量y(tCO2e)yPJHG,=第y年项目活动的供热量(GJ)yCH4upstreamHGBLEF,,,,=纯供热基准线情境下所使用燃料上游逸散性甲烷排放的排放因子(tCH4/GJ)第y年在没有项目活动情况下供热的上游逸散性CH4排放因子(EFBL,HG,upstream,CH4,y)的计算应和基准线排放因子(EFBL,HG,y)计算一致，计算如下：××××=∑∑∑∑nynnnHGBLnHGBL,CH4n,upstreamynmymmmHGBLmHGBL,CH4m,upstreamymyCH4upstreamHGBLHGNCVEFHGHGNCVEFHGminEF,,,,,,,,,,,,,,,,,ηη（19）确定供热设施m或n消耗的燃料生产中的上游CH4逸散性排放因子(EFm,upstream,CH4orEFn,upstream,CH4)如果与燃料生产相关的逸散性甲烷排放量，以及在天然气情况下，与燃料输配相关的逸散性甲烷排放量有可靠的和精确的国家数据可提供的话，项目参与方应该使用这些数据来确定平均排放因子，即将总的甲烷排放量分别除以燃料生产量或者燃料供应量；如果这样的数据无法获得，则项目参与者应该使用方法学表2所提供的默认值。确定第y年因精炼天然气去除CO2过程导致的泄漏((LECO2,y)在天然气加工过程中，从原料气中去除的CO2通常直接排放到大气中。去除CO2升级天然气是为了满足商业需求。当天然气加工厂供给适用的气体传输输和分配系统加工的原料气中的CO2体积含量高于5%时，才需要考虑去除CO2导致的排放。在这种情况下，泄漏LECO2,y计算如下：：222,21COCOCOyyCOrrFCLEρ×−×=（20）式中：yFC=第y年项目电厂的天然气燃烧量(m3)2COr=天然气原料中二氧化碳的平均体积含量（百分比）2COρ=标准条件下二氧化碳密度(吨/m3)液化天然气的二氧化碳排放(LELNG,CO2,y)如使用液化天然气，液化、传输、再气化以及压缩至天然气传输或分配系统期间燃料燃烧/电力消耗导致的二氧化碳排放，应通过项目活动使用的天然气量乘以相应的排放因子来估算：中国温室气体自愿减排项目设计文件第30页LNGupstreamCOyyCOLNGEFFCLE,,2,2,×=（21）式中：yFC=第y年项目电厂的天然气燃烧量(m3)LNGupstreamCOEF,,2=源于液化、传输、再气化、压缩至天然气传输或分配体系过程中燃料燃烧/电力消耗的二氧化碳排放因子（吨CO2e/m3）确定天然气传送及分配系统中液化、运输、再气化和压缩LNG传输或分配系统有关的燃料消耗/电力消费产生的上游CO2排放因子(EFCO2,upstream,LNG)如果液化天然气液化、传输、再气化、压缩至天然气传输或分配系统所需燃料燃烧/电力消耗产生的二氧化碳排放相关的可靠精确数据存在，项目参与方应使用这些数据来确定平均排放因子。如果没有相关合适的数据，则应取默认值6tCO2e/TJ为粗略近似值（该值必须转化为合适的单位以正确无误的应用于本方法学的方程中）。如果总净泄漏影响为负(LEy<0)，则应假设LEy=0。6.1.5减排量减排量的计算方法如下：ERy=BEy-PEy–LEy（22）其中：ERy=在y年的减排量(tCO2e/yr).B.6.2.预先确定的参数和数据>>数据/参数：FCi,y单位：质量或体积单位描述：第y年项目所在电力系统燃料i的消耗量所使用的数据来源：《中国能源统计年鉴》，2010~2012所应用的数据值：见国家发展和改革委员会应对气候变化司发布的《2013中国区域电网基准线排放因子》中“附件1-OM计算说明和结果”（网站链接下同）18及“附件2-BM计算说明和结果”（网站链接下同）19。18网站链接www.ccchina.gov.cn/archiver/cdmcn/UpFile/Files/Default/201309181742.pdf19网站链接www.ccchina.gov.cn/archiver/cdmcn/UpFile/Files/Default/20130917081706402591.pdf中国温室气体自愿减排项目设计文件第31页证明数据选用的合理性或说明实际应用的测量方法和程序步骤:国家发展和改革委员会应对气候变化司发布的《2013中国区域电网基准线排放因子》数据用途计算电网组合边际CO2排放因子评价:无数据/参数：NCVi,y单位：固体和液体燃料为GJ/t，气体燃料为GJ/m3描述：燃料i在第y年的净热值所使用的数据来源：《中国能源统计年鉴》，2010~2012所应用的数据值：见国家发展和改革委员会应对气候变化司发布的《2013中国区域电网基准线排放因子》中“附件1-OM计算说明和结果”（网站链接见注16）及“附件2-BM计算说明和结果”（网站链接见注17）。证明数据选用的合理性或说明实际应用的测量方法和程序步骤:国家发展和改革委员会应对气候变化司发布的《2013中国区域电网基准线排放因子》数据用途计算电网组合边际CO2排放因子评价:无数据/参数：EFCO2,i,j,y单位：tCO2/GJ描述：燃料i的排放因子所使用的数据来源：2006IPCCGuidelinesforNationalGreenhouseGasInventories，Volume2Energy，第一章1.21-1.24页的表1.3和表1.4所应用的数据值：见国家发展和改革委员会应对气候变化司发布的《2013中国区域电网基准线排放因子》中“附件1-OM计算说明和结果”（网站链接见注16）及“附件2-BM计算说明和结果”（网站链接见注17）。证明数据选用的合理性或说明实际应用的测量方法和程序步骤:国家发展和改革委员会应对气候变化司发布的《2013中国区域电网基准线排放因子》数据用途计算电网组合边际CO2排放因子中国温室气体自愿减排项目设计文件第32页评价:无数据/参数：EGy单位：MWh描述：电力系统第y年向电网提供的电量所使用的数据来源：2010~2012年《中国电力年鉴》所应用的数据值：见国家发展和改革委员会应对气候变化司发布的《2013中国区域电网基准线排放因子》中“附件1-OM计算说明和结果”（网站链接见注16）及“附件2-BM计算说明和结果”（网站链接见注17）。证明数据选用的合理性或说明实际应用的测量方法和程序步骤:国家发展和改革委员会应对气候变化司发布的《2013中国区域电网基准线排放因子》数据用途计算电网组合边际CO2排放因子评价:不包括低成本/必须运行电厂/机组；数据/参数：电力系统间电力调入或调出单位：MWh描述：电力系统间电力调入或调出所使用的数据来源：2010~2012年《电力工业统计资料汇编》所应用的数据值：见国家发展和改革委员会应对气候变化司发布的《2013中国区域电网基准线排放因子》中“附件1-OM计算说明和结果”（网站链接见注16）及“附件2-BM计算说明和结果”（网站链接见注17）。证明数据选用的合理性或说明实际应用的测量方法和程序步骤:国家发展和改革委员会应对气候变化司发布的《2013中国区域电网基准线排放因子》数据用途计算电网组合边际CO2排放因子评价:无数据/参数：EFCoal,Adv,y，EFOil,Adv,y，EFGas,Adv,y单位：tCO2/MWh描述：商业化最优效率的燃煤、燃油和燃气发电技术所对应的排放因子，所使用的数据来源：中国电力企业联合会统计中国温室气体自愿减排项目设计文件第33页所应用的数据值：见国家发展和改革委员会应对气候变化司发布的《2013中国区域电网基准线排放因子》中“附件1-OM计算说明和结果”（网站链接见注16）及“附件2-BM计算说明和结果”（网站链接见注17）。证明数据选用的合理性或说明实际应用的测量方法和程序步骤:国家发展和改革委员会应对气候变化司发布的《2013中国区域电网基准线排放因子》数据用途计算电网组合边际CO2排放因子评价:无数据/参数：,TotalyCAP单位：MW描述：超过现有容量20%的新增总容量所使用的数据来源：2010~2012年《中国电力年鉴》所应用的数据值：见国家发展和改革委员会应对气候变化司发布的《2013中国区域电网基准线排放因子》中“附件1-OM计算说明和结果”（网站链接见注16）及“附件2-BM计算说明和结果”（网站链接见注17）。证明数据选用的合理性或说明实际应用的测量方法和程序步骤:国家发展和改革委员会应对气候变化司发布的《2013中国区域电网基准线排放因子》数据用途计算电网组合边际CO2排放因子评价:无数据/参数：,ThermalyCAP单位：MW描述：新增火电容量所使用的数据来源：2009~2012年《中国电力年鉴》所应用的数据值：见国家发展和改革委员会应对气候变化司发布的《2013中国区域电网基准线排放因子》中“附件1-OM计算说明和结果”（网站链接见注16）及“附件2-BM计算说明和结果”（网站链接见注7）。证明数据选用的合理性或说明实际应用的测量方法和程序步国家发展和改革委员会应对气候变化司发布的《2013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34页骤:数据用途计算电网组合边际CO2排放因子评价:无数据/参数：OMW单位：%描述：电量边际排放因子的权重所使用的数据来源：电力系统排放因子计算工具所应用的数据值：50证明数据选用的合理性或说明实际应用的测量方法和程序步骤:方法学及电力系统排放因子计算工具默认值数据用途计算电网组合边际CO2排放因子评价:无数据/参数：BMW单位：%描述：容量边际排放因子的权重所使用的数据来源：电力系统排放因子计算工具所应用的数据值：50证明数据选用的合理性或说明实际应用的测量方法和程序步骤:方法学及电力系统排放因子计算工具默认值数据用途计算电网组合边际CO2排放因子评价:无数据/参数：GWPCH4.单位：tCO2e/tCH4.描述：甲烷的全球变暖潜势所使用的数据来源：政府间气候变化专门委员会第四次评估报告所应用的数据值：25证明数据选用的合理性或说明实际应用的测量方法和程序步默认值中国温室气体自愿减排项目设计文件第35页骤:数据用途计算项目泄漏评价:无数据/参数：EFBL,COGEN,EFBL,EG单位：tCO2/GJ描述：热电联产基准线情景下单位热量燃料的排放因子,纯发电基准线情景下单位热量燃料的排放因子所使用的数据来源：IPCC2006版国家温室气体清单第二卷第一章表1.4（能源）所指出的置信区间下限为95%时的IPCC缺省值所应用的数据值：0.0873证明数据选用的合理性或说明实际应用的测量方法和程序步骤:IPCC缺省值数据用途计算基准线排放评价:事先确定数据/参数：ηBL,COGEN单位：百分比描述：热电联产基准线情景下机组总效率所使用的数据来源：按照方法学进行计算所应用的数据值：85%证明数据选用的合理性或说明实际应用的测量方法和程序步骤:蒸汽轮机效率为100%，发电机效率为85%，因此总效率为100%85%=85%。数据用途计算基准线及泄漏排放评价:保守计算数据/参数：ηBL,EG单位：百分比描述：纯发电基准线情景下机组效率所使用的数据来源：电网排放因子计算工具所应用的数据值：50%中国温室气体自愿减排项目设计文件第36页证明数据选用的合理性或说明实际应用的测量方法和程序步骤:按照方法学，该值选取纯发电机组最高效率数据用途计算基准线及泄漏排放评价:数据/参数：EFBL,EG,CO2,y单位：tCO2/MWh描述：第y年纯发电基准线排放因子所使用的数据来源：6.3,,,2,,×=EGBLEGBLyCOEGBLEFEFη所应用的数据值：0.6286证明数据选用的合理性或说明实际应用的测量方法和程序步骤:按照方法学，此因子为审定阶段事前计算值数据用途计算基准线排放评价:事先计算数据/参数：EFBL,HG,y单位：tCO2/GJ描述：第y年供热基准线排放因子所使用的数据来源：按照方法学确定所应用的数据值：0证明数据选用的合理性或说明实际应用的测量方法和程序步骤:取零值为保守算法，可以简化计算。数据用途计算基准线排放评价:事先计算数据/参数：EFCO2,NG单位：tCO2/GJ描述：第y年单位热量天然气排放因子所使用的数据来源：IPCC默认值，按照95%上限不确定度计算。所应用的数据值：0.0583中国温室气体自愿减排项目设计文件第37页证明数据选用的合理性或说明实际应用的测量方法和程序步骤:没有国家级默认值，因此采用IPCC级默认值数据用途计算项目排放评价:事先确定数据/参数：EFNG,upstream,CH4单位：tCH4/PJ描述：来自天然气生产、运输和配送环节，以及在液化天然气情况下，液化、运输、再气化及加压输配系统环节的上游逸散性甲烷排放的排放因子所使用的数据来源：方法学表2所应用的数据值：296证明数据选用的合理性或说明实际应用的测量方法和程序步骤:方法学默认值数据用途计算项目排放评价:事先确定数据/参数：EFcoal,upstream,CH4,EFBL,FF,COGEN,upstream,CH4单位：tCH4/kt描述：煤炭地下开采所引起的逸散性甲烷排放因子,热电联产机组基准线情景下所使用燃料的上游逸散性甲烷排放因子所使用的数据来源：方法学表2所应用的数据值：13.4证明数据选用的合理性或说明实际应用的测量方法和程序步骤:方法学默认值数据用途计算项目排放评价:事先确定数据/参数：NCVBL,FF,COGEN,NCVRaw,coal单位：GJ/kt中国温室气体自愿减排项目设计文件第38页描述：基准线情景下热电联产项目所使用燃料的净热值所使用的数据来源：中国能源统计年鉴2011所应用的数据值：20,908证明数据选用的合理性或说明实际应用的测量方法和程序步骤:国家级默认值数据用途计算项目泄漏评价:数据/参数：EFBL,HG,upstream,CH4,y单位：tCH4/GJ描述：第y年基准线情景下，供热所导致的上游逸散性甲烷排放因子所使用的数据来源：按照方法学确定所应用的数据值：0证明数据选用的合理性或说明实际应用的测量方法和程序步骤:取零值为保守算法，可以简化计算。数据用途计算泄漏排放评价:事先计算B.6.3.减排量事前计算>>本项目此次拟申请从项目正式投产后至CDM第一个计入期开始日前补充计入期的减排量。补充计入期从2011年12月27日0时起，至2012年12月31日23:59分止，共计371天。减排期涵盖2011年和2012年，按照国家发改委公布的“2013中国区域电网基准线排放因子”、B.6.1计算公式及B.6.2参数进行减排量事先计算。6.3.1计算基准线排放),min(,,ySEPGENyCOGENyBEBEBE==2179377tCO2eCOGENBLCOGENBLyPJyPJyCOGENEFEGHGBE,,,,,6.3××+=η=(6,739,200+4,022,330×3.6)×0.0873÷85%=2179377tCO2e中国温室气体自愿减排项目设计文件第39页yHGyEGySEPGENBEBEBE,,,+==2,323,700CO2eyCO2,EG,BL,yPJ,yEG,EFEGBE×=),,min(321,2,BL,EFEFEFEFyCOEG=MWhetCOEFEFBMgrid/.5777020132,,1==MWhetCOEFEFCMgrid/.80395020132,,2==MWhetCOEFEFEGBLEGBL/.628606.350%0873.06.32,,3=×=×=ηetCOEFEGBEyCOEGBLyPJyEG2,2,,,,2323700.577704022330=×=×=MWhetCOEFHGBEyHGBLyPJyHG/02,,,,=×=6.3.2计算项目排放PEy=FCy×COEFNG=996840667×0.0019=1901549tCO2eCOEFNG=NCVNG×EFCO2,NG=0.032720×(15.9/1000)×(44/12)=0.0019tCO2/m36.3.3计算泄漏2yCO2,LNG,yCO2,yCH4,ytCO00)059max(0,-551)LELELEmax(0,LE=++=++=2yBL,yPJ,yCH4,tCO-55159295622-241363LELELE==−=()2CH4CH4upstream,NG,yNG,yyPJ,tCO241363250.0002960.03272996840667GWPEFNCVFCLE=×××=×××=）（()2yBL,SEPGEN,yCOGEN,BL,yBL,296522tCO,295622)min(399991LE,LEminLE===2CH4CH4upstream,COGEN,FF,BL,COGENFF,BL,COGENBL,yPJ,yPJ,yCOGEN,BL,tCO3999912513.42090885%3.640223306739200GWPEFNCVη3.6EGHGLE=××××+=××××+=2yHG,BL,yEG,BL,ySEPGEN,BL,2496522tCO02496522LELELE=+=+=2CH4yCH4,upstream,EG,BL,yPJ,yEG,BL,296522tCO250.002948764022330GWPEFEGLE=××=××=2,20tCO=yCOLE中国温室气体自愿减排项目设计文件第40页2,2LNG,0tCO=yCOLE6.3.4计算减排量ERy=BEy–PEy–LEy=2179377–1901549-0=277,828tCO2本项目CDM计入期为固定期10年，即2013年1月1日至2022年12月31日。因此本项目国内自愿减排量的补充计入期拟从2011年12月27日0时起，至2012年12月31日23:59分止，共计371天，对应减排量计算如下：ER2011=BE2011–PE2011–LE2011=(2179377–1901549–0)5/365=277,8285/365=3,806tCO2ER2012=BE2012–PE2012–LE2012=2179377–1901549–0=277,828tCO2ER2011and2012=ER2011+ER2012=281,634tCO2B.6.4.事前估算减排量概要年份基准线排放(tCO2e)项目排放(tCO2e)泄漏(tCO2e)减排量(tCO2e)2011年12月27日-2011年12月31日29,85426,04803,8062012年1月1日-2012年12月31日2,179,3771,901,5490277,828合计2,209,2311,927,5970281,634计入期时间合计371天（一年零五天）注：2012年366天计入期内年均值2,179,3771,901,5490277,828本项目此次拟申请从项目正式投产后至CDM第一个计入期开始日前补充计入期的减排量。补充计入期从2011年12月27日0:00分起，至2012年12月31日23:59分止，共计371天，减排总量预计为281,634吨二氧化碳当量。注：2011年共365天，从2011年12月27日0:00分起至2011年12月31日23:59分止，共计5天，因此基准线、项目排放、泄漏均按照年均排放量除以365乘以5进行计算；2012年共366天，从2012年1月1日0:00分起至2012年12月31日23:59分止，为一整年，因此基准线、项目排放、泄漏均按照年均排放量进行计算。B.7.监测计划B.7.1.需要监测的参数和数据>>数据/参数：EGPJ,y单位：MWh描述：年份y本项目净上网电量，该净上网电量等于项目中国温室气体自愿减排项目设计文件第41页的上网电量与项目的下网电量之差。所使用数据的来源：本文件计算减排量时数据来自本项目的可行性研究报告；实际数据来自结算单。数据值：4,022,330测量方法和程序:通过安装在35kV/220kV变电站出口侧电表(M1/M1’)监测，电表精度不低于0.5S。应该监测以下参数：项目的上网电量和项目的下网电量。监测频率：连续测量，至少每月记录一次QA/QC程序:记录数据要用售电与购电记录进行核查。电表将定期进行校准，如B.4.3所述。在最后一个计入期或最后一次减排量签发后的两年内，数据都要得到保存。数据用途：基准线及泄漏排放的计算评价：数据/参数：HGPJ,y单位：GJ描述：年份y本项目净供应热能。所使用数据的来源：本文件计算减排量时数据来自本项目的可行性研究报告；实际数据来自现场测量。数据值：6,739,200测量方法和程序:这个参数应该用如下方式确定：供出热水（或蒸汽）的焓值减去给水、锅炉排水和任何冷凝水的焓值。各自焓值计算应该依据质量(或体积)流量、温度、压力确定。热能表或适当的热力学方程均可以用来计算以温度和压力为函数的焓值。监测频率：连续测量，至少每月记录一次QA/QC程序:记录数据要用售热记录进行核查。在最后一个计入期或最后一次减排量签发后的两年内，数据都要得到保存。数据用途：基准线及泄漏排放的计算评价：数据/参数：θPJ,y单位：百分比描述：y年本热电联产项目的热电比中国温室气体自愿减排项目设计文件第42页所使用数据的来源：按照如下公式计算：yPJyPJyPJEGHG,,,6.3×=θ数据值：46.54%测量方法和程序:本数据来自本项目的可行性研究报告，实际数据要基于实测数据进行计算监测频率：每年一次QA/QC程序:-数据用途：基准线排放的计算评价：须检查该值和是否在注册PDD中敏感性分析部分的合理范围内，否则需要更改PDD和相关程序。数据/参数：EFBM单位：tCO2/MWh描述：本区域电网边界排放因子所使用数据的来源：国家发改委数据值：2013年0.5777、2012年0.5940、2011年0.6426测量方法和程序:官方发布值监测频率：和官方发布信息一致QA/QC程序:数据用途：计算基准线排放评价：数据/参数：EFCM单位：tCO2/MWh描述：本区域电网组合排放因子所使用数据的来源：国家发改委数据值：2013年0.80395、2012年0.7981、2011年0.8115测量方法和程序:官方发布值监测频率：和官方发布信息一致QA/QC程序:数据用途：计算基准线排放评价：EFCM=0.5×EFOM+0.5×EFBM数据/参数：FCi,j,y单位：Nm3/yr描述：第y年本项目在j过程中所使用的i类燃料的量所使用数据的来源：现场测量中国温室气体自愿减排项目设计文件第43页数据值：996,840,667测量方法和程序:本数据来自本项目的可行性研究报告，实际数据要基于测量数据。由项目业主和燃气提供商共同认可的气体流量仪表进行测量，由燃气提供商提供给项目业主。监测频率：连续测量每月记录QA/QC程序:表精度不得低于2%数据用途：计算项目排放评价：数据/参数：NCVi,y单位：GJ/m3描述：第y年本项目使用的i类燃料的加权平均净热值所使用数据的来源：本数据来自本项目的可行性研究报告，实际数据由燃料提供商提供数据值：0.03272测量方法和程序:基于国家或国际标准监测频率：由燃料提供商确定多久计算一次加权平均值QA/QC程序:验证该值是否在IPCC默认值的不确定性范围内，若该值不在IPCC默认值的不确定性范围内，将从燃料供应商获得验证该值的检验机构和检验结果，确保其按照ISO17025要求的进行了相关测量。数据用途：计算项目排放评价：B.7.2.数据抽样计划>>不涉及数据抽样计划。B.7.3.监测计划其它内容>>监测计划的组织结构本项目监测计划的运行和管理结构图详见图6。中国温室气体自愿减排项目设计文件第44页监测手段本项目净上网电量EGfacility,y通过安装在本项目220kV升压站主变出口侧的电表测量上网电量与下网电量之差得到。上网电量和下网电量用电网公司出具的电量结算单复核。燃气消耗量由项目业主和燃气提供商共同认可的气体流量仪表进行测量，由燃气提供商提供给项目业主。燃气流量仪表的精度不得高于2%，或采用低于2%精度的合格流量仪表。若适用，可以和燃气提供商提供的燃料供应单或转移证明进行交叉校验。燃气热值由燃气供应商提供，可基于每次热值及每次燃气量加权平均获得。热量供应量由项目业主和热量需求方共同认可的测量仪表进行测量，根据如下方式确定：供出热水（或蒸汽）的焓值减去给水、锅炉排水和任何冷凝水的焓值。各自焓值计算应该依据质量(或体积)流量、温度、压力确定。热能表或适当的热力学方程均可以用来计算以温度和压力为函数的焓值。监测设备及安装本项目监测设备布置见下图：图6.监测计划的运行和管理结构项目业主减排项目负责人全面负责项目减排项目相关事宜，特别是(1)追踪减排项目进度。(2)监督与监测数据和过程相关的项目运作状态，确保监测过程平稳有序。(3)负责CCER签发活动，确保相关数据完整和准确。财务部负责检查活动所需数据，包括电表读数记录、电力销售和燃料购买记录等。其它部门在减排项目负责人的协调下，配合技术中心完成监测相关工作。统计员测量、记录数据。技术部仪表校准与维修、错误处理、QA/QC、数据存档和管理。中国温室气体自愿减排项目设计文件第45页本项目燃气供应商在供气管道入口处安装气量表，用以计量本项目所消耗的燃气量及各相关参数；本项目所发电力通过220kV出线接入该区域电网。本项目业主将在变电站出口侧为本项目装配一主一副两块双向电表，以测量项目的净上网电量；本项目在与热力网的换热站安装热能计量表，以测量本项目的供热量。电能计量装置按照《电能计量装置技术管理规程》（DL/T448-2000）的技术要求进行配置。项目运行前，电能计量装置由项目业主和电网公司依据此标准要求进行检查验收。校准和测量电表定期检定及现场周期校验工作应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，每年校准一次。经检定后，电表必须加以封印。当电表的测量误差大于允许误差或者由于电表发生故障对电表进行维修时，电量按照项目业主和电网公司双方之间签订的购售电合同进行确定。热能表和燃气流量表根据国家或行业标准进行检定。质量保证与质量控制质量保证和质量控制程序涉及数据记录、维护和归档。本项目需要每年核准减排量，将在项目运行期间根据国内自愿减排项目相关规定和实际运行情况逐渐完善质量保证和质量控制程序。数据管理系统中国温室气体自愿减排项目设计文件第46页本项目的减排项目负责人全权负责监测与减排量计算有关的数据和信息，并负责存档项目减排量核准所需的所有数据和信息。所有数据保存至项目补充计入期结束后的2年。错误和紧急情况的处理若主表出现故障或者超出其允许的误差范围，那么将尽快对该表进行合格的维修或替换，并采用备表的数据进行监测记录和减排量计算；若业主方主表备表均出现故障或者超出其允许的误差范围，那么将利用电网公司、燃气供应公司、热网公司等第三方提供的数据进行监测记录和减排量计算。若上述方式均无法获得符合要求的数据，该时间段内的减排量无法得到计算。遇到燃气泄漏、供热蒸汽或热水泄漏等紧急情况时，1、自动控制系统将及时提出预警，并自动关闭相关设备；2、操作员也可以通过系统远程关闭相关设备，从而可以避免危险的发生。中国温室气体自愿减排项目设计文件第47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>>2010年5月6日（本项目主要设备购买合同签订日期为2010年5月6日，是本项目签署日期最早的主要合同；本项目于2010年6月24日被上级公司批准开工。考虑到保守原则，开始时间定为2010年5月6日）C.1.2.预计的项目活动运行寿命>>20年，不含1年建设期。C.2.项目活动减排计入期C.2.1.计入期类型>>本项目为联合国清洁发展机制下注册的减排项目，采用10年固定计入期，计入期为2013年1月1日至2022年12月31日。此次本项目拟采用“补充计入期”。C.2.2.补充计入期开始日期>>2011年12月27日0:00分，即项目正式投产后第一天。C.2.3.补充计入期长度>>从2011年12月27日0:00分起，至2012年12月31日23:59分（CDM计入期开始的前一天）止，一年零五天，共计371天。D部分.环境影响D.1.环境影响分析>>本项目对环境影响主要表现在空气、噪音及污水三方面，下面将列出本项目环境影响评价报告中所提及的应对策略。环境空气污染防治对策(1)采用干式低氮燃烧器，锅炉出口烟气NOx含量小于25ppm，折标浓度为小于150mg/m3，为控制NOX的排放量，本工程机组采用采用SCR法脱硝，脱硝剂为尿素，脱硝效率为85%，烟囱出口排放浓度小于22.5mg/m3。中国温室气体自愿减排项目设计文件第48页满足北京市地方标准《锅炉大气污染物排放标准》(DB11/139-2007)中100mg/m3的限值要求，作到达标排放。(2)采用80m高烟囱排放烟气，每台余热锅炉配一座。(3)安装烟气连续排放监测系统(CEMS)，以监控SO2、NOX等污染物的排放，为运行管理和环境管理提供依据。设备运行噪声控制对策首先从设备选型入手，对设备生产厂家提出噪声控制要求，选用低噪声设备；对包括对空排汽管在内的高噪声设备采取消音、隔声、基础防振措施，尽量采用厂房封闭措施；设计上尽量使汽、水、烟、风管道布置合理，使介质流动畅通，减少噪声。水污染防治措施本期工程生产废水不进行单独处理，而是排入一期生活生活污水管网后送至高碑店污水处理厂。经处理达标后作为中水使用。因此，本工程正常情况下无废水向外环境排放。D.2.环境影响评价>>根据本项目环境影响评估报告，本项目具有良好的节能、节水性能，有利于清洁生产，符合北京市大气污染控制要求。本工程拟建厂址属于北京市城乡总体规划中明确的市政用地，本工程在设计及环评方面对噪声控制采取了全面的措施，保证厂界昼、夜间厂界噪声满足环境功能要求。因此本工程建设从环境保护角度考虑是可行的。本项目环评审批于2010年5月9日由北京市环境保护局审批通过。中国温室气体自愿减排项目设计文件第49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>>本项目业主以调查问卷及面对面的形式进行地方利益相关方评价意见的征求工作。2010年4月3日，项目业主在项目所在地附近区域张贴了利益相关方意见征求的通知，征求意见的方式包括会议、电话和邮件。2010年4月16日，项目业主在会议室召开利益相关方意见征求的公开会议，众多利益相关方人员参加了会议，会议上共发出并成功回收调查问卷47份。E.2.收到的评价意见的汇总>>E.2.1会议上意见因为本项目使用清洁的天然气燃料进行城市供电和供热，是符合北京建设环境友好型城市的要求，不仅有效减少温室气体排放及空气污染，也促使当地经济发展并提供就业机会。本项目有利于社会可持续发展，因此与会者普遍支持本项目。E.2.2调查问卷统计结果参与人员基本情况表基本情况类别数量百分比性别男2655.32%女2144.68%年龄20岁以下12.13%21~30岁1123.40%31~40岁1021.28%41~50岁1123.40%50岁以上1429.79%文化程度小学612.77%中学2451.06%高中1225.53%中专48.51%大学以以上12.13%居住年限1~10年1021.28%11~20年1225.53%21~30年1327.66%30年以上1225.53%中国温室气体自愿减排项目设计文件第50页距项目所在地距离1～500米00.00%501~1000米919.15%1001米~2000米3370.21%2000米以上510.64%调查问卷统计情况表选项数量1、您对当前本地环境状况是否满意满意47不满意0无所谓02、您认为本项目的建设对当地是否重要非常重要46重要1不重要0无所谓03、您是否支持本项目的建设是47否0无所谓04、您认为本项目建设地是否合理合理47不合理0无所谓05、您认为本项目可能导致哪些环境问题空气污染0废水0噪音0无476、您认为本项目可能对本地区生态环境产生的影响是正面1负面0无变化467、您认为本项目可能对本地区环境产生的影响是正面0负面0无变化478、您对本项目采取的环保措施是否满意满意47不满意0不确定0不知晓09、您认为本项目对当地经济发展的影响是正面47负面0无变化010、您认为本项目对当地就业情况正面47中国温室气体自愿减排项目设计文件第51页的影响是负面0无变化011、您对本项目的建设和运行还有哪些意见和建议无12、您认为本项目业主还需要深入开展的工作是无E.2.3电话和Email没有接到相关利益相关方的意见反馈。E.3.对所收到的评价意见如何给予相应考虑的报告>>当地利益相关方都非常支持本项目的建设和运行，没有对本项目负面的评价意见。-----中国温室气体自愿减排项目设计文件第52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：华能北京热电有限责任公司地址：北京市朝阳区高碑店南路邮政编码：100023电话：010-87737804传真：010-87737817电子邮件：-网址：-授权代表：姓名：张建军职务：副主任部门：策划部手机：13501158311传真：010-87737804电话：010-87737804电子邮件：13501158311@139.com中国温室气体自愿减排项目设计文件第53页附件2:事前减排量计算补充信息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)本项目EFGrid,CM,y为事先确定。按照“电力系统排放因子计算工具”及国家发展和改革委员会应对气候变化司最新发布的《2013中国区域电网基准线排放因子》，并网发电的组合边际CO2排放因子EFGrid,CM,y计算按如下六个步骤进行：步骤1.识别相关的电力系统本项目所生产的电力并入华北区域电网，在没有本项目的情况下，相应的电量将由现有的电厂和可预见的将要建设的电厂提供等量的电量；本项目基准线情景涉及的电力系统为华北区域电网（其中包括北京市、天津市、河北省、山西省、山东省、内蒙古自治区）及华北区域电网所连接的东北区域电网（其中包括辽宁省、吉林省、黑龙江省）和西北区域电网（其中包括陕西省、甘肃省、青海省、宁夏自治区、新疆自治区）。步骤2.选择项目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。步骤3.选择电量边际(OM)计算方法“电力系统排放因子计算工具”(03.0.0版)提供了4种计算电量边际(OM)的方法，由于华北区域电网的低成本/必须运行20的资源在发电资源中的比例小于50%，按照国家发展和改革委员会应对气候变化司最新发布的《2013中国区域电网基准线排放因子》，计算电量边际排放因子（OM）采用步骤3(a)简单OM方法中选项B，即根据电力系统中所有电厂的总净上网电量、燃料类型及燃料总消耗量计算。本项目EFGrid,CM,y为事先确定，即：基于在提交用于审定的项目设计文件时最新可获得的3年发电数据的平均值，在计入期内没有要求被监测和重新计算排放因子。步骤4.根据所选择的电量边际计算方法计算电量边际20低成本和必须运行的资源定义为用低边际发电成本的电厂或独立于电网中日负荷或季负荷调度的电厂。通常包括水电、地热、风能、低成本生物质、核能和太阳能发电。如果煤电也明显属于必须运行的，它也应该属于此列，即从这组(被替代)电厂排除出去。中国温室气体自愿减排项目设计文件第54页简单OM排放因子(即,,gridOMsimpleyEF)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21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；然而服务于华北区域电网的所有发电厂的总净发电量和华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：2,,,,,,iyiyCOiyigridOMsimpleyyFCNCVEFEFEG××=∑（）（公式2-1）其中:,,gridOMsimpleyEF=是第y年简单电量边际CO2排放因子(tCO2/MWh)；,iyFC=是第y年项目所在电力系统燃料i的消耗量(质量或体积单位)；,iyNCV=是第y年燃料i的净热值(能源含量，GJ/质量或体积单位)；2,,COiyEF=是第y年燃料i的CO2排放因子(tCO2/GJ)；yEG=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（步骤4(a)）。OM计算中供电量和燃料消耗量的数据选取遵循了保守原则，计算过程详见下文附表。步骤5.计算容量边际(BM)排放因子21发电单元可以认为是电厂现场一部分是低成本/必须运行的单元，另外一部分不是。电厂可以认为是电厂现场的所有发电单元都属于低成本/必须运行的单元或电厂现场的所有发电单元都不属于低成本/必须运行的单元。中国温室气体自愿减排项目设计文件第55页根据“电力系统排放因子计算工具”，BM可按m个样本机组排放因子的发电量加权平均求得，公式如下：,,,,,,myELmymgridBMymymEGEFEFEG×=∑∑（公式2-2）其中：,,gridBMyEF是第y年的BM排放因子（tCO2/MWh）；,myEG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）；,,ELmyEF是第m个样本机组在第y年的排放因子（tCO2/MWh）；m包括在容量边际中的发电机组；y发电数据最新可得的历史年份。其中第m个机组的排放因子EFEL,m,y是根据“电力系统排放因子计算工具”的步骤4(a)中的简单OM中的选项A2计算。“电力系统排放因子计算工具”提供了计算BM的两种选择：1）在第一个计入期，基于PDD提交时可得的最新数据事前计算；在第二个计入期，基于计入期更新时可得的最新数据更新；第三个计入期沿用第二个计入期的排放因子。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选择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。由于数据可得性的原因，本计算仍然沿用了CDMEB同意的变通办法22，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：22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56页步骤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。22,,,,,,,,,,,,,,,ijyiyCOijyiCOALjCoalyijyiyCOijyijFNCVEFFNCVEFλ∈××=××∑∑（公式2-3）22,,,,,,,,,,,,,,,ijyiyCOijyiOILjOilyijyiyCOijyijFNCVEFFNCVEFλ∈××=××∑∑（公式2-4）22,,,,,,,,,,,,,,,ijyiyCOijyiGASjGasyijyiyCOijyijFNCVEFFNCVEFλ∈××=××∑∑（公式2-5）其中：,,ijyF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）,iyNCV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）；2,,,COijyEF是燃料i的排放因子（tCO2/GJ）COAL、OIL和GAS分别是固体燃料、液体燃料和气体燃料的脚标集合。步骤2：以步骤1计算出的比重为权重，以商业化最优效率技术水平对应的排放因子为基础，计算出电网的火电排放因子。,,,,,,,,,,ThermalyCoalyCoalAdvyOilyOilAdvyGasyGasAdvyEFEFEFEFλλλ=×+×+×（公式2-6）其中，,,CoalAdvyEF、,,OilAdvyEF和,,GasAdvyEF分别是商业化最优效率的燃煤、燃油和燃气发电技术所对应的排放因子(具体数据来源和计算过程详见附表3-7)。步骤3：计算电网的BM用步骤2计算的火电排放因子乘以火电在电网新增的20%容量中的比重得到电网的容量边际排放因子(,,gridBMyEF)。,,,ThermalgridBMyThermalyTotalCAPEFEFCAP=×（公式2-7）其中，,TotalyCAP为超过现有容量20%的新增总容量，,ThermalyCAP为新增火电容量。步骤6：计算组合边际(CM)排放因子组合边际排放因子用下式计算：,,,,,,gridCMygridOMyOMgridBMyBMEFEFWEFW=×+×（公式2-8）其中:,,gridCMyEF=年份y的组合边际CO2排放因子(tCO2/MWh)；OMW=电量边际排放因子的权重(%)；中国温室气体自愿减排项目设计文件第57页BMW=容量边际排放因子的权重(%)。附表3-1各燃料的低位发热值、氧化率及潜在排放因子参数表燃料品种低位发热值排放因子(kgCO2/TJ)氧化率原煤20,908kJ/kg87,3001洗精煤26,344kJ/kg87,3001其它洗煤8,363kJ/kg87,3001型煤20,908kJ/kg87,3001煤矸石8,363kJ/kg87,3001焦炭28,435kJ/kg95,7001其它焦化产品28,435kJ/kg95,7001原油41,816kJ/kg71,1001汽油43,070kJ/kg67,5001柴油42,652kJ/kg72,6001燃料油41,816kJ/kg75,5001石油焦31,947kJ/kg82,9001其它石油制品41,816kJ/kg75,5001天然气38,931kJ/m354,3001液化天然气51,434kJ/kg54,3001焦炉煤气6,726kJ/m337,3001高炉煤气219,000kJ/m33,7631转炉煤气145,000kJ/m37,9451其它煤气35,227kJ/m337,3001液化石油气50,179kJ/kg61,6001炼厂干气46,055kJ/kg48,2001数据来源：(1)各燃料的热值来自于《中国能源统计年鉴2010》p285页。(2)各燃料的潜在排放因子来源于2006IPCCGuidelinesforNationalGreenhouseGasInventories”Volume2Energy,取各燃料排放因子的95%置信区间下限值。(3)煤矸石、石油焦、液化天然气、高炉煤气、转炉煤气的低位发热值取自《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。附表3-22009-2011年电网电量交换2009年电网间电量交换情况亿千瓦时MWh华北从东北净进口电量69.82616,982,610华中从华北净进口电量22.33292,233,290华东从华中净进口电量365.991236,599,120阳城送江苏(华东从华北净进口)166.261216,626,120南方从华中净进口电量218.522721,852,270华中从西北净进口电量32.62013,262,010中国温室气体自愿减排项目设计文件第58页来源：《2009年电力工业统计资料汇编》2010年电网间电量交换情况亿千瓦时MWh华北从东北净进口电量88.15888,815,880华北从西北净进口电量20.48872,048,870华中从华北净进口电量26.84682,684,680华东从华中净进口电量401.136740,113,670阳城送江苏(华东从华北净进口)165.475216,547,520南方从华中净进口电量234.239423,423,940华中从西北净进口电量123.868112,386,810来源：《2010年电力工业统计资料汇编》2011年电网间电量交换情况亿千瓦时MWh华北从东北净进口电量100.456710,045,670华北从西北净进口电量256.970225,697,020华中从华北净进口电量41.54584,154,580华东从华中净进口电量337.925533,792,550阳城送江苏(华东从华北净进口)157.695415,769,540南方从华中净进口电量161.186816,118,680华中从西北净进口电量155.262615,526,260来源：《2011年电力工业统计资料汇编》附表3-3燃料参数含碳量碳氧化率IPCC燃料CO2排放因子的平均低位发热量（tc/TJ）（%）95%置信区间下限（MJ/t,km3）HI(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12.110037,3005227原油2010071,10041816汽油18.910067,50043070柴油20.210072,60042652燃料油21.110075,50041816中国温室气体自愿减排项目设计文件第59页石油焦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60页附表3-42009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山东小计含碳量碳氧化率燃料排放因子平均低位发热量CO2排放量（tCO2e）tc/TJ（%）(kgCO2/TJ)（MJ/t,km3）L=G×J×K/100000（质量单位）ABCDEFG=A+...+FHIJKL=G×J×K/10000(体积单位)原煤万吨665.21870.367623.948024.0212538.5712654.0543,376.1025.810087,30020,908791,730,246洗精煤万吨11.711.7025.810087,30026,344269,080其它洗煤万吨6.15247.51586.04104.69862.021,806.4125.810087,3008,36313,188,417型煤万吨3.7331.8335.5626.610087,30020,908649,065焦炭万吨10.4310.4329.210095,70028,435283,824焦炉煤气亿立方米0.131.278.7219.483.3511.6944.6412.110037,30016,7262,784,999其它煤气亿立方米10.2313.43228.3235.8948.3537.21373.4312.110037,3005,2277,280,656原油万吨0.130.132010071,10041,8163,865汽油万吨0.010.0118.910067,50043,070291柴油万吨0.12.382.643.078.1920.210072,60042,652253,606燃料油万吨0.820.190.022.633.6621.110075,50041,816115,550液化石油气万吨-17.210061,60050,1790炼厂干气万吨0.833.953.448.2215.710048,20046,055182,472天然气亿立方米13.550.634.392.030.0320.6315.310054,30038,9314,361,086其它石油制品万吨1.5223.1824.702010072,20041,816745,721其它焦化产品万吨6.627.795.5219.9325.810095,70028,435542,341其它能源万吨标煤2.1162.14570.390.63137.68862.8600000小计822,391,221《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61页2009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)北京市24124,100,0006.5522,521,4502009年天津市41341,300,0006.838,491,600华北从东北净调入MWh6,982,610河北省1733173,300,0006.92161,307,640东北电网简单OM1.0691山西省1850185,000,0008.1170,015,000总排放量tCO2860,687,660内蒙2135213,500,0007.82196,804,300总供电量MWh829,856,644山东省2858285,800,0007.43264,565,060排放因子1总计923,000,000853,705,050《中国电力年鉴2010》附表3-52010年华北电网电量边际排放因子计算表燃料分类单位北京市天津市河北省山西省内蒙古山东省小计含碳量碳氧化率燃料排放因子平均低位发热量CO2排放量（tCO2e）（tc/TJ）（%）(kgCO2/TJ)（MJ/t,km3）L=G×J×K/100000（质量单位）ABCDEFG=A+...+FHIJKL=G×J×K/10000(体积单位)原煤万吨688.662499.578896.459347.8313864.6713605.6448,902.8225.810087,30020,908892,607,720洗精煤万吨0.870.8725.810087,30026,34420,009其它洗煤万吨5.38131.11620.2188.54646.711,491.9525.810087,3008,36310,892,576型煤万吨1.5341.9843.5126.610087,30020,908794,174焦炭万吨-29.210095,70028,4350煤矸石万吨252.292120.95601.17898.033,872.4425.810087,3008,36328,272,293焦炉煤气亿立方米0.041.7517.220.414.411.8655.6612.110037,30016,7263,472,515高炉煤气亿立方米12.8918.53295.0241.7449.56203.79621.5370.8100219,0003,76351,220,101转炉煤气亿立方米8.480.078.5546.9100145,0007,945984,981其它煤气亿立方米-12.110037,3005,2270原油万吨-2010071,10041,8160汽油万吨-18.910067,50043,0700柴油万吨0.12.270.552.665.5820.210072,60042,652172,787燃料油万吨0.490.170.013.243.9121.110075,50041,816123,443石脑油万吨-20.210072,60043,9060中国温室气体自愿减排项目设计文件第62页润滑油万吨-2010071,90041,3980石蜡万吨-2010072,20039,9340溶剂油万吨-2010072,20042,9450石油沥青万吨-2110069,30038,9310石油焦万吨6.9712.472.8222.2626.610082,90031,947589,535液化石油气万吨-17.210061,60050,1790炼厂干气万吨1.372.122.415.9015.710048,20046,055130,971天然气亿立方米16.080.570.226.160.180.1623.3715.310054,30038,9314,940,309其它石油制品万吨0.8528.1428.992010072,20041,816875,241其它焦化产品万吨7.993.411.3925.810095,70028,435309,948其它能源万吨标煤20.4217.0745.5334.6620.838.56177.0400000小计995,406,604《中国能源统计年鉴2011》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2010年（亿kWh)（MWh)（%）（MWh)华北从东北净调入MWh8,815,880北京市26326,300,0006.224,669,400东北电网简单OM1.1057天津市55655,600,0006.6351,913,720华北从西北净调入MWh2,048,870河北省1998199,800,0006.73186,353,460西北电网简单OM0.9853山西省2108210,800,0008.03193,872,760内蒙2407240,700,0007.74222,069,820总排放量tCO2974,757,190山东省3064306,400,0006.98285,013,280总供电量MWh1,007,173,290总计1,039,600,000963,892,440排放因子1.0333《中国电力年鉴2011》中国温室气体自愿减排项目设计文件第63页附表3-62011年华北电网电量边际排放因子计算表燃料分类单位北京市天津市河北省山西省内蒙古山东省小计含碳量碳氧化率燃料排放因子平均低位发热量CO2排放量（tCO2e）（tc/TJ）（%）(kgCO2/TJ)（MJ/t,km3）L=G×J×K/100000（质量单位）ABCDEFG=A+...+FHIJKL=G×J×K/10000(体积单位)原煤万吨680.972828.4510070.31032618998.3813784.6856,688.7925.810087,30020,9081,034,722,570洗精煤万吨11.932.841.6716.4425.810087,30026,344378,092其它洗煤万吨85.86642.47185.09724.811,638.2325.810087,3008,36311,960,552型煤万吨1.2332.3433.5726.610087,30020,908612,743焦炭万吨-29.210095,70028,4350煤矸石万吨279.362101.12896.55960.134,237.1625.810087,3008,36330,935,077焦炉煤气亿立方米1.5218.4722.01615.5563.5512.110037,30016,7263,964,756高炉煤气亿立方米16.08298.636.960.32159.41571.3170.8100219,0003,76347,081,486转炉煤气亿立方米1.7510.621.0212.6926.0846.9100145,0007,9453,004,481其它煤气亿立方米0.530.5312.110037,3005,22710,333原油万吨-2010071,10041,8160汽油万吨-18.910067,50043,0700柴油万吨0.091.960.561.764.3720.210072,60042,652135,319燃料油万吨0.250.080.021.682.0321.110075,50041,81664,089石脑油万吨-20.210072,60043,9060润滑油万吨-2010071,90041,3980石蜡万吨-2010072,20039,9340溶剂油万吨-2010072,20042,9450石油沥青万吨-2110069,30038,9310石油焦万吨5.8715.4213.6334.9226.610082,90031,947924,823液化石油气万吨0.010.0117.210061,60050,179309炼厂干气万吨0.410.022.023.275.7215.710048,20046,055126,975天然气亿立方米15.70.570.155.850.120.1322.5215.310054,30038,9314,760,623其它石油制品万吨0.872.324.918.102010072,20041,816244,548其它焦化产品万吨9.811.2911.1125.810095,70028,435302,056其它能源万吨标煤18.5614.2960.765.9812.6353225.1600000小计1,139,228,834《中国能源统计年鉴2012》中国温室气体自愿减排项目设计文件第64页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2011年（亿kWh)（MWh)（%）（MWh)华北从东北净调入MWh10,045,670北京市25825,800,000624,252,000东北电网简单OM1.1546天津市61261,200,0006.557,222,000华北从西北净调入MWh25,697,020河北省2151215,100,0008197,892,000西北电网简单OM0.9404山西省2296229,600,0007.6212,150,400内蒙2889288,900,0007.6266,943,600总排放量tCO21,174,992,213山东省3129312,900,0006.8291,622,800总供电量MWh1,088,194,790总计1,133,500,000963,892,440排放因子1.0798《中国电力年鉴2012》三年加权平均排放因子1.0302，即,,gridOMyEF=1.0302tCO2/MWh附表3-7商业化最优效率的燃煤、燃油和燃气发电技术所对应的排放因子根据中国电力企业联合会统计，2011年全国新建的大中型火电项目共计56.5GW，其中1,000MW机组共计9套，占当年大中型火电项目新增发电能力的16%，600MW级机组共计44套，占当年大中型火电项目新增发电能力的49%。本计算结果利用2011年新建的600-1,000MW机组供电煤耗，并选取供电煤耗最低的前20套机组加权平均值作为商业化最优效率的技术的近似估计，估计的供电煤耗为308.4gce/kWh，相当于供电效率为39.84%。燃机电厂（包括燃油与燃气）的商业化最优效率技术确定为390MW级联合循环，按2011年燃机电厂的相关统计，并取实际供电效率最高的燃机电厂作为商业化最优效率的技术的近似估计，燃机电厂的供电煤耗（按热值折算）估计为234gce/kWh，相当于供电效率为52.5%。变量供电效率(%)燃料排放因子(kgCO2e/TJ)氧化率排放因子(tCO2e/MWh)ABCD=3.6/A/1,000,000×B×C燃煤电厂,,CoalAdvyEF39.8487,30010.7889燃油电厂,,OilAdvyEF52.5075,50010.5177燃气电厂,,GasAdvyEF52.5054,30010.3723中国温室气体自愿减排项目设计文件第65页附表3-8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北京天津河北山西山东内蒙合计热值排放因子氧化率排放燃料品种单位ABCDEFG=A+…+FHIJK=G×H×I×J/100,000原煤万吨680.972828.4510070.311032618998.3813784.6856,688.7920,90887,30011,034,722,570洗精煤万吨11.932.841.6716.4426,34487,3001378,092其他洗煤万吨85.86642.47185.09724.811,638.238,36387,300111,960,552型煤万吨1.2332.3433.5720,90887,3001612,743煤矸石万吨-8,36387,30010焦炭万吨680.972828.4510070.311032618998.3813784.6856,688.7928,43595,70011,034,722,570其他焦化产品万吨009.8101.2911.1028,43595,7001302,056合计1,090,410,281原油万吨000000041,81671,10010汽油万吨000000043,07067,50010柴油万吨0.091.960.561.764.3742,65272,6001135,319燃料油万吨0.250.080.021.682.0341,81675,500164,089石油焦万吨5.8715.4213.6334.9231,94782,9001924,823其他石油制品万吨0.872.324.910.5341,81672,2001244,548合计1,368,780天然气千万m31575.71.558.51.301.20225.2038,93154,30014,760,623液化天然气万吨000000051,43454,30010焦炉煤气千万m3015.2184.7220.160155.5635.516,72637,30013,964,756高炉煤气千万m30160.82986369603.21594.15713.13,763219,000147,081,486转炉煤气千万m3017.5106.210.20126.9260.87,945145,00013,004,481其他煤气千万m3000005.35.35,22737,300110,333液化石油气万吨00.0100000.0150,17961,6001309炼厂干气万吨0.410.022.023.275.7246,05548,2001126,975合计58,948,964其它能源万吨标煤18.5614.2960.765.9812.6353225.160000总计1,150,728,025数据来源：《中国能源统计年鉴2012》中国温室气体自愿减排项目设计文件第66页由以上表格及公式，λCoal,y=94.76%，λOil,y=0.12%，λGas,y=5.12%。,,,,,,,,,,ThermalyCoalyCoalAdvyOilyOilAdvyGasyGasAdvyEFEFEFEFλλλ=×+×+×（公式2-9）=94.76%×0.7889+0.12%×0.5177+5.12%×0.3723=0.76724tCO2e/MWh附表3-9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合计火电MW5,14010,83038,10046,51059,55064,480224,610水电MW1,050101,7902,4308501,0697,199核电MW0000000风电及其他MW1501304,61792714,6572,49722,978合计MW6,34010,97044,50749,86775,05768,046254,787数据来源：《中国电力年鉴2012》附表3-10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合计火电MW5,14010,91036,64042,10054,02060,020208,830水电MW1,050101,7901,8208501,0706,590核电MW0000000风电及其他MW110303,7203709,7301,39915,359合计MW6,30010.95042,15044,29064,60062,470230,779数据来源：《中国电力年鉴2011》附表3-11华北电网2009年装机容量装机容量单位北京天津河北山西内蒙山东合计火电MW5,12010,03035,14039,15048,30058,860196,600水电MW1,050101,7901,6108301,0606,350核电MW0000000风电及其他MW5001,3601206,4208608,810中国温室气体自愿减排项目设计文件第67页合计MW6,22010,04038,29040,88055,55060,780211,760数据来源：《中国电力年鉴2010》附表3-12华北电网2008年装机容量装机容量单位北京天津河北山西内蒙山东合计火电MW4,7607,49029,87035,25045,74055,930179,040水电MW1,05001,5407908301,0505,260核电MW0000000风电及其他MW0070002,3003703,370合计MW5,8107,49032,11036,04048,86057,350187,660数据来源：《中国电力年鉴2009》附表3-13华北电网BM计算表格（MW）2008年装机2009年装机2010年装机2011年装机2008-2011新增装机12009-2011新增装机22010-2011新增装机32008-2011年占新增装机比重火电179,040196,600208,830224,61058,98137,81218,69975.30%水电5,2606,3506,5907,199-261-1,3519-0.33%核电00000000.00%风电及其他3,3708,81015,35922,97819,60814,1687,61925.03%合计187,660211,760230,779254,78778,32850,62926,327100.00%占2009年装机百分比30.74%19.87%10.33%注1、注2和注3：是考虑装机容量、关停机组容量后计算的新增装机容量。EFBM,y=0.76724×75.30%=0.5777tCO2/MWh中国温室气体自愿减排项目设计文件第68页附件3:监测计划补充信息-----