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)项目活动名称广东粤电湛江生物质发电项目项目类别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03项目补充说明文件完成日期2015年08月07日CDM注册号和注册日期CDM注册号：5249注册日期：2011年12月15日申请项目备案的企业法人广东粤电湛江生物质发电有限公司项目业主广东粤电湛江生物质发电有限公司项目类型和选择的方法学项目类别：类型1：能源工业（可再生能源/不可再生能源）；方法学：CM-092-V01纯发电厂利用生物废弃物发电（第一版）预计的温室气体年均减排量计入期起止时间：2011年7月11日至2011年12月14日(含首尾两天，共计157天)；预计的年均减排量：348,347（tCO2e）补充计入期内总减排量：149,837（tCO2e）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>>广东湛江生物质发电项目（以下称本项目）由广东粤电湛江生物质发电有限公司开发。位于中华人民共和国广东省湛江市遂溪县白泥坡工业聚集地。本项目目的：（1）本项目实施前的电力需求是由南方电网所辖的广东省电网供电，生物质废弃物的处理方式为所在地废弃自然腐坏；（2）本项目利用当地丰富的生物质资源发电，所发电力输入南方电网，南方电网主要以化石燃料发电为主，本项目将有效地替代南方电网的部分电力，从而实现温室气体减排；（3）本项目所发电量输入南方电网，因此本项目发电的基准线情景与本项目实施前的供电情景一致，即由南方电网提供与本项目相同的上网电量。本项目生物质废弃物项目实施前为在有氧情况下被废弃或腐坏，与本项目生物质废弃物利用基准线情景一致。作为可再生能源项目，本项目将带来积极的环境和社会经济效益，并在以下几个方面支持当地的可持续发展：通过利用废弃生物质发电，既节省了化石燃料的使用，又促进了废弃生物质的综合利用，符合中国能源产业发展的优先领域选择；提供电力满足当地日益增长的能源需求，促进当地的经济发展；与常规商业情景相比，减少温室气体排放；通过替代以火电为主的南方电网提供的等量电力，减少SO2、NOX等大气污染物的排放量，改善空气质量，同时减轻废弃生物质无控制燃烧对环境的影响；在项目的建设和运营中给当地提供了一些长期就业机会和大量的短期工作机会，有助于提高当地人民的生活水平；本项目的建设和运行将带动当地相关产业的发展，尤其是促进运输、生物质废弃物收购及储运等产业链的发展。A.1.2项目活动概述>>本项目将建设2×50MW凝汽式汽轮发电机组，配两台220t/h生物质燃料锅炉。利用当地丰富的生物质资源（农林业砍伐剩余物和废弃物，主要有桉中国温室气体自愿减排项目设计文件第3页树皮、桉树枝、桉树干残留、桉树根等）进行电力生产，不掺烧其它化石燃料。本项目所发电量将并入广东省电网，广东省电网属于南方电网，由此减少了以火力发电为主的南方电网的温室气体排放。此外，项目还可减少废弃生物质的堆积、无控制燃烧造成的温室气体排放，年发电量600,000MWh，年净上网电量540,000MWh，年利用小时数为6000小时，电站负荷因子为68.49%3。本项目共两台机组，1#机组投产运行时间为2011年7月11日，2#机组投产运行时间为2011年9月24日，本项目在补充计入期内上网电量为111,474MWh。本项目主要使用当地农林业砍伐废弃物桉树皮、桉树枝、桉树干残留、桉树根作为燃料，燃料的种类与实际情况一致，燃料全部来源于当地的农户和收购商收集，不涉及固定的林业加工厂。预计年消耗生物质废弃物总量为578,600吨（含水）。每年可减排的温室气体为348,347tCO2e。项目的补充计入期为2011年7月11日至2011年12月14日，包括首尾两天，共157天，补充计入期内的总减排量为149,837tCO2e。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，自愿减排项目须在2005年2月16日之后开工建设，本项目于2009年8月25日签订主要设备购买合同，于2010年4月1日开工，满足《指南》对自愿减排项目开工时间的要求。本项目已于2011年12月15日在联合国清洁发展机制执行理事会注册成功，注册号为52494，满足《指南》中第三类资格条件要求，即在联合国清洁发展机制执行理事会前就已经产生减排量的项目。本项目未在联合国CDM机制以外的其它国际或国内减排机制注册。A.1.3项目相关批复情况>>本项目于2009年5月20日获得广东省环境保护局关于本项目环境影响报告书的批准（粤环审[2009]268号），于2009年6月28日获得广东省发展改革委员会关于本项目核准的批复（粤发改能[2009]628号）。国家发改委《固定资产投资项目节能评估和审查暂行办法》（国家发改委第6号令）于2010年9月17日发布，并2010年11月1日起实施，均晚于本项目的批复时间，因此本项目未进行节能评估。本项目已于2011年12月15日在联合国清洁发展机制执行理事会注册成功，注册号为5249，项目未获得减排量签发。本项目除在联合国清洁发展机制执行理事会注册外，未在其他国际或国内减排机制注册。3年利用小时数=600,000MWh/100MW=6,000小时,负荷因子=600,000MWh/100MW/8760h=68.49%4http://cdm.unfccc.int/Projects/DB/DNV-CUK1316677158.03/view中国温室气体自愿减排项目设计文件第4页A.2.项目活动地点A.2.1.省/直辖市/自治区，等>>广东省湛江市A.2.2.市/县/乡(镇)/村，等>>遂溪县/白泥坡工业聚集地A.2.3.项目地理位置>>本项目位于中华人民共和国广东省湛江市遂溪县白泥坡工业聚集地，地理坐标位于东经110.226°，北纬21.341°。厂址北距遂溪县城中心约5km，东南距湛江市约18km。具体位置见图A2-1~图A2-2。图A2-1.湛江市地理位置示意图图A2-2.项目所在地地理位置示意图广东省湛江市项目所在地中国温室气体自愿减排项目设计文件第5页A.3.项目活动的技术说明>>本项目实施前，当地每年产生的大量生物质废弃物因无法得到利用，在有氧条件下弃置或腐烂；供电情景是由南方电网所辖的广东省电网提供与本项目等量电量。以上情况同时也是项目的基准线情景。本项目的项目情景是：本项目利用当地丰富的生物质资源进行电力生产，项目装配2台220t/hHX220/9.8-Ⅳ1型高温高压循环流化床锅炉，2台N50-8.83-5型高压凝汽式汽轮机及配套2×QF2-50-2A发电机组，所发电量将并入广东省电网。本项目共设置6个收集点，本项目所使用的生物质废弃物由项目当地农户和收购商收集后运至本项目的收集点，生物质废弃物的打捆、装车由当地农民和收购商完成，不消耗化石燃料和电力；生物质废弃物的运输会消耗柴油，从而造成二氧化碳排放，该部分排放已包含在项目排放计算中；生物质废弃物在厂外不进行预处理，预处理在电厂内进行。生物质废弃物运到厂内后，桉树皮、桉树根等经过简单的破碎处理后(用破碎机处理，消耗电力)入炉燃烧，不涉及其他机械处理。每年消耗生物质57.86万吨（湿重），年利用小时数为6,000h，本项目属于大型项目。主要设备的具体设计参数如下表所示：表A.3-1.本项目主要设备的主要技术参数设备名称参数单位数值锅炉型号-HX220/9.8-Ⅳ1数量台2最大蒸发量t/h220额定蒸汽压力MPa9.8额定蒸汽温度℃540制造商-华西能源工业股份有限公司锅炉效率%90寿命年>30汽轮机型号-N50-8.83-5数量台2额定功率MW50额定进汽量t/h188.03额定进汽压力MPa8.83额定进汽温度℃535制造商-东方电气集团东方汽轮机有限公司寿命年≥30中国温室气体自愿减排项目设计文件第6页发电机型号-50WX18Z-047LLT数量台2额定功率MW50额定电压kV10.5额定频率HZ50额定转速rpm3000额定功率因数-0.80制造商-山东济南发电设备厂寿命年30图A.3-1本项目的技术流程示意图本项目所发电量通过两条110KV线路接入遂溪变电所，并入南方电网。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广东粤电湛江生物质发电有限公司广东粤电湛江生物质发电有限公司广东省发展和改革委员会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南方电网电力生物质运输生物质废弃物收集站农林业生物质废弃物废弃地蒸汽灰渣锅炉汽轮机发电机遂溪变电所中国温室气体自愿减排项目设计文件第7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>>本项目采用经国家备案的温室气体自愿减排方法学CM-092-V01：“纯发电厂利用生物废弃物发电”（第一版）（以下简称“方法学”）5。方法学详细信息请见：http://cdm.ccchina.gov.cn/archiver/cdmcn/UpFile/Files/Default/20140123143855908182.pdf同时参照联合国执行理事会最新批准的方法学和工具，具体如下：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）电力系统排放因子计算工具（第04.0版）公路货运导致的项目及泄漏排放计算工具（第01.1.0版）工具详细信息参见：http://cdm.unfccc.int/Reference/tools/index.htmlB.2.方法学适用性>>本项目是一个新建生物质废弃物发电项目，代替等量化石燃料发电，项目建设地点以前不存在发电项目，项目活动所使用的生物质来自项目地点的附近区域，满足方法学CM-092-V01中规定的所有适用条件，具体如下：表B.2-1方法学适用性分析方法学描述适用于本项目的理由1）项目电厂仅使用本方法学定义的生物质废弃物；本项目利用的生物质废弃物是农林业砍伐剩余物和废弃物，主要有桉树皮、桉树枝、桉树根、桉树干残留等2)项目电厂可以混燃化石燃料，但化石燃料占燃料总量的比重不能超过80%；点火时需要少量的轻柴油（年消耗量约为30吨，比重远远低于燃料总量的80%），除此之外不使用其他生物质及化石燃料；3)若项目使用的生物质废弃物源自生产工艺（例如生产糖或木质展板）不能因项目实施导致生产本项目活动使用的生物质废弃物不属于生产加工过5网址：http://cdm.ccchina.gov.cn/archiver/cdmcn/UpFile/Files/Default/20140123143855908182.pdf。中国温室气体自愿减排项目设计文件第8页原材料（如糖、米、原木等）的增加或使生产工艺发生其他实质性的变化（如产品的改变）；程中的产物；4)项目设施所使用的生物质废弃物的储存时间不超过1年本项目活动生物质废弃物直接来自收购商临时收集地，为了防止恶劣天气及意外事故造成的供料中断，厂内设不小于于2台炉20天消耗的燃料库及满足2台炉运行12小时的封闭料仓，因此存储期不会超过一年；5)项目所使用的生物质废弃物在燃烧前不能经过化学加工（如酯化、发酵、水解、热解、生物降解或化学降解等），但可以进行物理加工如烘干、制粒、粉碎、压块等；本项目中的生物质废弃物除运输过程和简单机械处理之外，不需要耗费其它明显的附加能源；6)计入期内项目现场不会有热电厂项目现场没有现存的其他热电厂，且计入期内也无相关的新建同类型项目的规划；7)若在计入期内或项目活动实施前，现场供热设备或与项目现场连接的场外供热设备所产生的热量不是全部用于发电（如从锅炉或从母管抽取热量输往生产工艺的热负荷），须满足下列条件：●项目活动的实施没有直接或间接影响供热设备的运行，即在项目活动实施前后供热设备运行方式不变；●供热设备没有直接或间接影响项目电厂的运行（如没有将供热设备所使用的燃料转移至项目电厂）；以及●能够监测供热设备使用的燃料数量并与项目活动的燃料用量完全区分开。在计入期内或项目活动实施前项目现场无供热设备且无场外供热设备，故不涉及；中国温室气体自愿减排项目设计文件第9页8)对于燃料替代类的项目活动，唯有在下列方面进行资本投资后，才能使项目从技术上实现对生物质的使用或与基准线相比提高了生物质的使用量：1.改造或替代现有供热机组/锅炉；2.新装供热机组/锅炉；3.专门为项目活动建立一条新的生物质废弃物供应链（如：收集和清洁通过新来源获得的被污染的生物质废弃物，这些生物质废弃物原本不会用作能源）；或4.生物质制备和喂料的相关设备。本项目所利用的这些生物质废弃物之前是堆积腐烂的，没有进行收集利用，本项目专门为此设收集点，建立一条新的生物质废弃物供应链，因此本项目是新建生物质发电项目，不涉及燃料替代；9)仅当依照EB的“基准线情景识别和额外性论证”章节内容识别出来的项目的最合理的基准线情景是下列情况时，才能适用本方法学：针对发电的基准线情景是P2至P7的其中之一或任意组合；针对生物质废弃物使用的基准线情景是B1至B8的其中之一或任意组合。对于B5至B8的基准线情景，还应按照本方法学的相关程序计算泄漏排放。如B.4和B.5部分的分析，本项目发电部分的基准线是P5，生物质使用的基准线情景是B1和B3，符合该适用条件。综上所述，本项目符合上述方法学所列适用性。B.3.项目边界>>根据方法学CM-092-V01和本项目具体情况，本项目的项目边界包括：项目活动发电厂；项目电厂所在电力系统（电网）中的所有电厂。本项目所发电量将通过广东电网并入南方电网，因此项目边界包括南方电网所有并网电厂。根据中华人民共和国国家发展和改革委员会发布的《2013中国区域电网基准线排放因子》，南方电网覆盖广东省、广西省、贵州省、云南省、海南省等省级电网；将生物质运输到项目现场的卡车；生物质废弃物将会被弃置和腐烂的地点；项目边界图详见图B.3-1。中国温室气体自愿减排项目设计文件第10页图B.3-1项目边界图表B.3-1项目边界内包括的温室气体种类排放源温室气体种类包括否？说明理由/解释基准线发电CO2包含主要排放源。CH4排除因简化而排除，这是保守的。N2O排除因简化而排除，这是保守的。生物质废弃物的无控燃烧或腐烂CO2排除假定多余的生物质废弃物的CO2排放不会导致LULUCF碳库的变化。CH4排除因简化而排除，这是保守的。尽管B1和B3的情况下已经被确认为最可能的基线场景的项目活动,但燃烧和腐烂流程的监控复杂，为了简化，项目参与者决定排除此排放源。N2O排除因简化而排除，这是保守的。项目现场消耗化石燃料CO2包含可能是重要的排放源CH4排除因简化而排除。假定该排放源非常小。N2O排除因简化而排除。假定该排放源非南方电网生物质废弃物收集站生物质废弃物运输工具生物质发电厂结算电表农林业生物质废弃物废弃地生物质废弃物消耗计量表CO2CO2CO2中国温室气体自愿减排项目设计文件第11页项目活动常小。生物质废弃物的场内/场外运输和加工CO2包含重要排放源，生物质废弃物运输产生的排放。CH4排除因简化而排除。假定该排放源非常小。N2O排除因简化而排除。假定该排放源非常小。燃烧生物质废弃物发电CO2排除假定生物质废弃物的CO2排放不会导致土地利用、土地利用变化和林业碳库的变化。CH4排除基准线不包含生物质废弃物的无控燃烧或腐烂产生的CH4排放，项目排放中排除此排放源。N2O排除因简化而排除。假定该排放源非常小。生物质废弃物的储存CO2排除假定生物质废弃物的CO2排放不会导致土地利用、土地利用变化和林业碳库的变化。CH4排除因简化而排除。当生物质储存时间不超过1年时，假定该排放源非常小。N2O排除因简化而排除。假定该排放源非常小。生物质废弃物加工产生的污水CO2排除假定多余的生物质废弃物的CO2排放不会导致土地利用、土地利用变化和林业碳库的变化。CH4排除本项目不涉及生物质废弃物处理废水的厌氧处理。N2O排除因简化而排除。假定该排放源非常小。B.4.基准线情景的识别和描述>>根据方法学CM-092-V01中的规定，通过下列步骤进行基准线情景的识别以及额外性的论证。根据“基准线识别以及额外性论证的整合工具”，包括以下几个步骤：步骤1.识别可能的替代情景中国温室气体自愿减排项目设计文件第12页步骤2.障碍分析步骤3.投资分析（如果需要）步骤4.普遍性分析步骤1.识别替代情景此步骤分析了所有可以替代此自愿减排项目的基准线情景，具体步骤如下：子步骤1a.各替代情景的描述确定现实和可行的本项目基准线情景的替代方案，主要从以下两个方面来考虑：•在此自愿减排项目不存在的情况下，相应电量的电力如何产生。•在此自愿减排项目不存在的情况下，生物质废料如何处理。1、发电的替代方案发电的替代方案分析如下：表B.4-1发电的替代方案分析序号基准线替换情景是否包括原因分析P1本项目活动不作为自愿减排项目活动；是本项目活动本身P2继续由项目地点的燃烧生物质废弃物和/或化石燃料的现有电厂发电。现有电厂的运行条件（如装机容量、平均负荷系数或平均能效、燃料成分和设备配置）与自愿减排项目活动开始日期前三年内的情况一致；否当地不存在已有的发电厂，该情景与实际情况不符。P3继续由项目地点的现有电厂发电。现有电厂运行条件不同于自愿减排项目活动开始日期前三年内的条件；否当地不存在已有的发电厂，该情景与实际情况不符。P4改造项目所在地点的燃烧生物质废弃物和/或化石燃料的现有电厂。改造活动否当地不存在已有的发电厂，该情景与实际情况不符。中国温室气体自愿减排项目设计文件第13页可以改变燃料成分；P5电网发电是现实的可替代情景P6在项目所在地点新建燃烧生物质废弃物和/或化石燃料的发电厂，使用的生物质废弃物数量等于或少于替代方案P1否生物质发电技术在中国刚刚起步，本项目所用的技术在国内领先，使用更少的生物质燃料并产生与P1情景相当的电量在技术上很难达到。另外，根据国家的法律法规6，与拟建项目规模相当的燃煤电厂是禁止建设的。所以，P6排除。P7在项目所在地点新建燃烧生物质废弃物和/或化石燃料的发电厂，使用的生物质废弃物数量大于替代方案P1否这是项目地点存在的普遍现象根据方法学CM-092-V01，对于新建项目，只需考虑P1和P5作为可能的基准线情景替换方案。2、识别生物质废弃物处理可能的基准线情景替代方案根据方法学CM-092-V01，需要对每一种生物质废弃物来确定基准线方案，因此需要先确定本项目涉及生物质废弃物的种类。根据可行性研究报告，用于本项目的生物质废弃物种类及使用情况见下表：表B.4-2本项目的生物质废弃物种类及使用情况生物质废弃物类别生物质废弃物来源没有本项目活动时生物质废弃物如何处理在本项目中生物质废弃物的用途生物质废弃物的数量（吨-干重）7桉树皮农林业砍伐剩余物和废弃物丢弃发电216,975桉树枝农林业砍伐剩余物和废弃物丢弃发电65,093桉树干残留农林业砍伐剩余物和废弃物丢弃发电108,488桉树根农林业砍伐剩丢弃发电43,3956http://www.gov.cn/gongbao/content/2002/content_61480.htm7来源：《可行性研究报告》中国温室气体自愿减排项目设计文件第14页余物和废弃物基准线情景替代方案选择的具体分析如下：表B.4-3基准线情景替代方案选择的具体分析选项替代方案是否包括理由B1生物质废弃物在有氧条件下弃置或腐烂。例如将生物质废弃物堆放在田地中腐烂；是在没有项目活动时，本选项是普遍的处理方式。B2生物质废弃物在厌氧条件下弃置或腐烂。例如倒入深度超过5米的填埋场，而非堆放或弃置在田地中；否项目地点及附近没有生物质收集和填埋处理的设备，因此B2不是可行的基准线替代方案。B3生物质废弃物非能源用途的无控燃烧；是该情景是可行的替代方案。B4生物质废弃物用于项目地点的现有和/或新建发电厂发电；是项目活动不作为自愿减排项目实施。B5生物质废弃物用于场外的现有和/或新建热电厂发电和/或供热；否在项目活动附近没有使用生物质为燃料的电厂或热电厂。考虑到生物质的收集、运输和保存成本，本项目所利用的生物质不会用在项目附近的其他已有电厂或热电厂，因此B5不是可行的替代方案。B6生物质废弃物用于生产其他能源用途，例如生物燃料；否项目所在地生物质没有用于其他能源用途，并且国内将生物质废弃物作为生物质燃料的技术并不成熟且成本较高，因此B6不是可行的替代方案。B7生物质废弃物用于非能源用途，如作为肥料或生产流程中的原材料使用（如作为纸浆和造纸工业）；否在没有本项目时，生物质大多是被弃置或任其腐烂，而不会用于用作纸浆和造纸等工业用途，因此，B7不是可行的替代方案。B8生物质废弃物的主要来源和/或在自愿减排项目活动不存在否根据可研报告及现场调查，生物质来源于当地农民。在没有中国温室气体自愿减排项目设计文件第15页的情况下的处理方式无法清晰确定。本项目时，生物质是被弃置或任其腐烂。因此，在没有本项目时，生物质的来源或生物质废弃物处理是能清晰的识别。因此B8不是可行的替代方案。根据方法学CM-092-V01，对于每一种生物质废弃物，需要通过以下两种选项中任一种来证明替代方案B1、B3和B4是可能的基准线情景替代方案：a)证明在项目活动区域内该种类生物质废弃物的未利用数量是充足剩余的。为此，需要证明该种类生物质废弃物的可获得量比利用量，包括在本项目中的利用量，要至少大于25%；b)证明在本项目所利用生物质废弃物的来源地，这些生物质废弃物在未被本项目利用之前都是在当地丢弃腐烂、填埋或者焚烧。这选项只适用于生物质废弃物的来源地能被清晰识别。本项目选择选项(a)来证明。本项目所利用的生物质在项目电厂周边60公里收集范围内的资源和利用情况如下：根据可研报告，每一种生物质燃料的供应量都十分充裕。具体如下：表B.4-4生物质废弃物资源利用情况生物质废弃物种类年可获得量（万吨、湿重）年已利用量、不包括本项目（万吨、湿重）本项目年利用量（万吨、湿重）年剩余量/年总利用量桉树皮38.4028.9332.7%桉树枝14.408.67965.9%桉树干残留23.1014.46559.7%桉树根13.205.786128%从上表可见，本项目满足选项(a)的条件，因此替代方案B1、B3和B4可以是可能的基准线情景替代方案。子步骤1.a的结论：综上所述，本项目电力生产的替代方案为P1和P5；生物质处理可能的基准线情景替代方案为B1、B3和B4。子步骤1b.符合适用的强制性法律法规：中国温室气体自愿减排项目设计文件第16页此步骤的目的是要排除不符合中国强制性的法律和法规的替代方案。可能替代的基准线情景为，P1、P5；B1、B3、B4。本项目的两组基准线替代情景组合如下：情景组合电力生产生物质处理ⅠP1B4ⅡP5B1ⅢP5B3步骤2：障碍分析对于情景组合的实施并不存在相关的障碍，因此基准线情景将在步骤3中继续进行讨论。步骤3.投资分析根据方法学CM-092-V01，本步骤的目的是对步骤2后剩下的基准线情景替代方案进行经济分析来比较各替代方案的经济性。最具有经济吸引力的替代方案即为基准线情景。电力生产替代方案P5不需要项目业主进行任何投资，根据方法学CM-092-V01，可以在IRR或NPV中任选一个作为经济性比较的经济指标，本项目选取IRR作为经济指标。根据国家电力公司《电力工程技术改造项目经济评价暂行办法（试行）》（北京：中国电力出版社，2003），中国电力行业总投资经济基准收益率为8%（所得税后），所以本项目采用的基准收益率为8%，当项目的IRR不小于8%时，认为项目在财务上可行。对于情景组合I（P1＆B4），根据本项目的可行性研究报告，用于计算IRR的基本参数如下表所示。表B.4-5.计算本项目财务指标的基本参数8参数单位数值数据来源装机容量MW100可行性研究报告预计年上网电量MWh540,000可行性研究报告项目寿期年20可行性研究报告静态总投资百万元（人民币）798.39可行性研究报告上网电价（含VAT）元/千瓦时0.689可行性研究报告增值税率%17可行性研究报告所得税率%25可行性研究报告城市维护建设税率%5可行性研究报告8根据《电力工程技改项目经济评价》，用于经济评价的所有参数均采用当前水平年的固定值。中国温室气体自愿减排项目设计文件第17页教育附加税率%3可行性研究报告电站工程折旧年限年15可行性研究报告残值率%5可行性研究报告年经营成本百万元（人民币）243.58可行性研究报告生物质燃料成本元/吨335可行性研究报告预期CCERs价格元/tCO270-根据上述数据计算得到本项目在不考虑来自自愿减排的收入的情况下的IRR（税后）为1.28%，低于基准值8%，不具备经济可行性。CCER按70元/吨计算，在整个项目运行期，减排收益可使本项目全部投资内部收益率提高，达到7.08%。这说明CCER减排收益可显著改善本项目财务指标，使得本项目收益率提高。项目投资决策及经济可行性补充分析说明：本项目符合中华人民共和国国家发展和改革委员会2004年9月15日颁布的《企业投资项目核准暂行办法》项目核准机关对项目的审查要求，另外本项目利用废弃生物质发电，既节省了化石燃料的使用，又促进了废弃生物质的综合利用，符合中国能源产业发展的优先领域，具有良好的环境效益和社会效益。此外，本项目IRR计算的数据来源引用自项目业主向广东省发改委申报项目核准批复时所提交的“可行性研究报告”。本项目在可研阶段（即2008年11月）时国家政策规定的本项目上网电价为0.689元/千瓦时（已将补贴考虑在内），这也是可研报告中用于计算IRR所使用的电价，在此电价下项目IRR为1.28%，低于行业基准收益率8%，但是考虑CDM收益后（业主和买家签订的ERPA合同为9欧元/tCO2）本项目IRR达到8.86%，超过行业基准收益率，在此背景下，项目业主对本项目投产后上网电价以及投资收益率有较好的预期。上述原因是促使项目业主在考虑碳减排收益前提下做出投资决策的重要原因。另外，生物质发电项目社会效益和环境效益十分明显，不仅可以把农林废弃物变废为宝，循环利用，还能改善环境、增加农民收入。2008年7月27日，国务院发布了《国务院办公厅关于加快推进农作物秸秆综合利用的意见》（国办发〔2008〕105号），明确提出要发展以秸秆为原料的生物质能，鼓励开发秸秆发电项目。综合考虑上述因素，项目业主认为有国家产业发展政策支持，虽然生物质发电项目暂时可能存在亏损风险，但发展前景光明，出于长远发展考虑，项目业主仍然愿意开发生物质发电项目。本项目于2010年4月1日开工建设，同年7月18日国家发改委发布了关于《国家发展改革委关于完善农林生物质发电价格政策的通知》（发改价中国温室气体自愿减排项目设计文件第18页格[2010]1579号），生物质发电项目执行统一标杆电价每千瓦时0.75元；已核准的农林生物质发电项目（招标项目除外），上网电价低于上述标准的，上调至每千瓦时0.75元。本项目在2011年投产后就一直按每千瓦时0.75元的价格执行。在此价格下，本项目的全投资内部收益率（未考虑碳减排收益）为6.97%，虽然未达到电力行业基准收益率，但项目仍可以正常运行，不会亏损。在考虑CCER收益之后本项目全投资IRR可达11.15%，远高于电力行业基准收益率。因此本项目的投资决策合理可信，项目投产运行后考虑碳减排收益情况下具有经济可行性。根据方法学CM-092-V01，还需进行敏感性分析，以进一步论证。针对本项目，采用如下财务指标作为不确定性因素进行有关财务吸引力的敏感性。年上网电量；静态总投资；年经营成本；电价；假设这四个因素分别在-10%~+10%的范围内变动，相应的对本项目全投资IRR的影响结果如表5所示。表B.4-6.敏感性分析数据（全投资IRR）变动范围参数-32.70%-17.97%-12.05%-10%-5%0%5%10%11.82%38.62%年上网电量-----0.111.282.433.43-8.00静态总投资8.00--3.192.251.280.25-0.78--年经营成本--8.007.084.551.28----电价-----1.284.507.218.00-由敏感性分析可以看出，即使敏感性因素的波动范围达到±10%，本项目的全投资IRR也不能达到基准收益率，本项目不具有财务吸引力的结论依然成立。（1）年上网电量年上网电量需要增长38.62%，IRR才能达到8%（税后）。但是这个假设是不成立的。首先，项目的装机在寿命期内是固定的；其次，项目发电是基于装机容量和6,000h的运行小时数的。上网电量增大38.62%意味着运行小时数将达到每年8,317小时，这是不合理的。本项目补充计入期内（2011年7月11日-2011年12月14日）的实际上网电量数值约为111,474MWh，折算年上网中国温室气体自愿减排项目设计文件第19页电量为259,1599MWh,低于540,000MWh。因此，年发电量不可能增加38.62%。（2）静态总投资：若IRR达到行业基准收益率8%，静态总投资要下降32.70%。投资的主要消耗在建筑材料和设备的采购商，事实上，随着中国经济的发展，建筑材料钢材、水泥等的成本在逐年增长10，所以很难降低项目的静态总投资。主要设备合同中的成本包括锅炉、汽轮机和发电机(总计14608万元)远大于可研中的估计成本。因此项目的静态总投资下降32.70%是不可能的。（3）年经营成本项目年经营成本包括生物质成本、工资福利、原材料成本、水费、设备维修费以及其他费用。近几年，生物质燃料的收购成本一直在增加11，而且由于国内经济发展迅速，其它的原材料、人工成本也一直在增长。因此，项目年运行成本不可能下降12.05%。（4）电价：若IRR达到行业基准收益率8%，电价需增加11.82%。一直以来，考虑到社会的发展和安定，我国政府对于电价的控制使其一直处在稳定的状态。2006年1月4日，国家发展和改革委员会发布《可再生能源发电价格和费用分摊管理试行办法》12，生物质发电项目上网电价实行政府定价的，由国务院价格主管部门分地区制定标杆电价，电价标准由各省（自治区、直辖市）2005年脱硫燃煤机组标杆上网电价加补贴电价组成。补贴电价标准为每千瓦时0.25元。2005年广东省的基准电价为0.439元/KWh，项目的预计电价为0.689元/KWh（含税），广东省物价局批准了项目的实际电价为0.689元/KWh作为本省第一个生物质发电项目。根据《国家发展改革委关于完善农林生物质发电价格政策的通知》（发改价格[2010]1579号）对农林生物质发电项目实行标杆上网电价政策未采用招标确定投资人的新建农林生物质发电项目，统一执行标杆上网电价每千瓦时0.75元（含税），即使采用该价格后计算得到的IRR值为6.97%，也低于基准收益率8%。因此项目的电价上升11.82%不可能实现。通过敏感性分析，当主要的财务指标在合理的变化范围内，项目不具备财务吸引力的结果仍然没有改变。步骤3结论：9年上网电量：111,474MWh/157天x365天=259,159MWh。10http://info.homea.hc360.com/2012/03/291708888099.shtml11http://mil.chinanews.com/ny/2014/08-26/6531966.shtml12http://www.gov.cn/ztzl/2006-01/20/content_165910.htm中国温室气体自愿减排项目设计文件第20页根据以上分析可知，组合情景I：在没有CCERs收益情况下，此项目不具有投资吸引力，是不可行的。因此，本项目的基准线情景确定为情景组合Ⅱ和情景组合Ⅲ。步骤4.普遍性分析作为对前三个步骤的补充，分析拟议项目的类型（如技术类型）在相关行业和地理区域的推广程度。子步骤4-1：将拟议的项目活动装机容量或产出的+/-50%作为用于普遍性分析的适用的产出范围本项目的装机容量为100MW，选择装机容量在本项目±50%范围内的生物质发电项目进行分析，即装机容量50MW~150MW的生物质发电项目。子步骤4-2：在合适的地理范围内，识别合适的产出范围内的所有在拟议项目活动开始之前已投产的项目考虑到每个省/自治区在政策法规和税收等投资环境方面及运输条件各不相同，因此，本项目选择广东省作为合适的地理范围。根据步骤4-1，识别出两个项目类型：类别1：广东省范围内50~150MW的生物质发电项目（Nbiomass）；类别2：广东省除生物质发电项目以外、50-150MW装机规模范围内的发电项目（Nother）子步骤4-3：在已识别的项目中，排除已注册的或在审定过程中的清洁发展机制项目、VCS项目、GS项目或国内自愿减排项目，数量记为Nall。通过查询广东省发改委网站、中国清洁发展机制网，VCS项目官方网站，GS项目官方网站等公开信息，满足上述条件的生物质发电项目的数量为0，因此Nall=Nbiomass+Nother=0+Nother=Nother子步骤4-4：在子步骤4-3识别的项目范围内，识别与拟议项目活动采用不同技术的项目。这些项目的的数量记为Ndiff。根据“普遍性分析指南”，不同技术是指提供同样产出的技术至少在下列情况中的一种有所不同：中国温室气体自愿减排项目设计文件第21页(i)能源/燃料；(ii)原料；(iii)装机容量（微型、小型、大型）；(iv)投资决策当日的投资环境，特别是：技术的可得性；补贴；激励政策；法律条例；(v)其它特点，特别是：单位产出成本（如果单位产出成本相差达到20%及认为单位产出成本不同）。其它类型的发电项目的能源/燃料明显与本项目不同，这些项目被识别为采用不同技术的项目。因此Ndiff=Nother子步骤4-5：计算F=1-Ndiff/Nall，F代表在与拟议项目活动提供同等产出或相同装机的所有项目中与其采用相似技术的项目的比例；根据子步骤4-3及4-4的分析，可以得知：Nall=Ndiff。因此，F=1-Ndiff/Nall=1-1=0，且Nall–Ndiff=0。根据“普遍性分析指南”，本项目的F=0且Nall-Ndiff=0，因此，本项目不是普遍实施的项目，具有额外性。步骤4的结论：本项目活动在广东省不属于普遍做法，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。因此，项目的基准线情景是在没有本项目的情况下由电网发电，生物质废弃物在有氧条件下弃置腐烂或非能源用途的无控燃烧。B.5.额外性论证>>B.4本部分在识别本项目的基准线的同时，也证明了本项目具有额外性。本项目的开始时间日期为2009年8月25日，在项目审定日期之前，表B.5-1列出了本项目进度，证明本项目在决策过程中慎重考虑的了碳资产收益的影响。表B.5-1项目和CDM活动重要事件如下表所示:时间重要事件2008年11月《可行性研究报告》由广西电力工业勘察设计研究院编制完成。2009年1月8日全体董事同意开发碳资产项目2009年1月《环境影响报告书》由环保部华南环境科学研究所编中国温室气体自愿减排项目设计文件第22页制完成。2009年5月20日《环境影响报告书》获得广东省环境保护局批复。2009年6月28日《可行性研究报告》获得广东省改革和发展委员会核准2009年8月25日项目签订锅炉、汽轮机和发电机设备采购合同（开始日期时间）。2010年4月1日项目正式开工2010年4月13日本项目获得国家发改委的批准函（LoA）2010年4月16日签订主体建筑安装工程施工合同2011年7月11日正式投产运行2011年12月15日项目在联合国清洁发展机制执行理事会注册2014年9月20日-2014年9月26日项目在中国自愿减排交易信息平台公示B.6.减排量B.6.1.计算方法的说明>>项目减排量的计算主要包括以下部分：·计算项目排放量；·计算基准线排放量；·计算泄漏；·计算减排量。项目的减排量计算公式为：ERy=BEy-PEy-Ly（1）其中：ERy：第y年的CO2减排总量(tCO2)BEy：第y年的基准线排放量(tCO2)PEy：第y年的CO2项目排放(tCO2)Ly：第y年的CO2泄漏排放总量(tCO2)基准线排放根据方法学，本项目基准线排放只包括：与南方电网连接的所有化石燃料电厂的排放。采用以下公式来确定BEy：BEy=BEEL,y（2）其中：BEy：在第y年的基准线排放量(tCO2)BEEL,y：在第y年电力生产的基准线排放(tCO2)中国温室气体自愿减排项目设计文件第23页通过以下步骤来确定基准线排放：步骤1、确定BEEL,y根据CM-092-V01，BEEL,=EGPJ,y×EFBL,EL,y(3)其中：BEEL,y：电力生产的基准线排放(tCO2)EGPJ,y：第y年项目所在地包含在项目边界内的所有电厂的净发电量（MWh）；对于本项目，项目所在地在项目边界内只有本项目电厂，因此EGPJ,y为第y年本项目的净发电量（MWh）EFBL,EL,y：基准线电力生产的排放因子(tCO2e/MWh)步骤1.1确定EGPJ,y根据CM-092-V01，EGPJ,y=EGPJ,gross,y-EGPJ,aux,y(4)其中：EGPJ,y：第y年本项目的净发电量（MWh）EGPJ,gross,y：第y年本项目的发电量（MWh）EGPJ,aux,y：第y年本项目电厂日常运行所消耗的电量（MWh）。该参数不仅包括在项目现场处理和运输生物质所消耗的电力，也包括项目电厂辅助设备所消耗的电力。步骤1.2确定EFBL,EL,y本项目所提供的电力根据基准线情景和项目的具体情况在基准线里可以有三种基准线方式来提供。在项目所在地使用生物质发电；在项目所在地使用化石燃料发电；电网供电；由于对某些项目类型，基准线里电力生产是这三种方式的组合，所以EFBL,EL,y是一个加权平均基准线排放因子，由这三种方式（电网，生物质，化石燃料）所各自生产的电力乘以这三种方式各自的排放因子计算而得。在很多情况里这三种方式的比例很难准确获得，方法学CM-092-V01依照保守基准线原则给出了EFBL,EL,y的计算公式如下：,,,,,,,,,/,,,,,,,,,,,,,,/,(;)BLFFyBLFFyBLgridygridCMyBLFFgridyBLFFygridCMyBLELyBLBRyBLFFyBLgridyBLFFgridyEGEFEGEFEGMINEFEFEFEGEGEGEG（5）其中：,,BLELyEF基准线电力生产的排放因子(tCO2e/MWh),,BLBRyEG基准线里在项目所在地由生物质电厂生产的电力（MWh）中国温室气体自愿减排项目设计文件第24页,,BLFFyEG基准线里在项目所在地由化石燃料电厂生产的电力（MWh）,,BLgridyEG基准线里由电网提供的最小电力（MWh）,/,BLFFgridyEG基准线里可能由电网提供或由项目所在地化石燃料电厂生产的电力（MWh）,,gridCMyEF并网电力生产的组合边际排放因子(tCO2e/MWh),,BLFFyEF基准线里在项目所在地由化石燃料电厂电力生产的排放因子(tCO2e/MWh)然后，要根据项目的具体情况和基准线情景来确定三种方式生产电力的数量（电网、化石燃料和生物质）和确定各排放因子（,,gridCMyEF，,,BLFFyEF）。步骤1.3确定,,BLBRyEG本项目属于基准情景中在项目所在地没有使用生物质来发电，因此,,BLBRyEG=0。步骤1.4确定,,BLFFyEG本项目属于基准情景中在项目所在地没有使用化石燃料来发电，因此,,BLFFyEG=0。步骤1.5确定,,BLgridyEG本项目属于基准情景中在项目所在地没有使用化石燃料来发电，因此,,BLgridyEG=0。步骤1.6确定,/,BLFFgridyEG根据方法学CM-092-V01，,/,BLFFgridyEG的计算如下：,/,,,,,,,,BLFFgridyPJyBLBRyBLFFyBLgridyEGEGEGEGEG（6）其中：,/,BLFFgridyEG基准线里可能由电网提供或由项目所在地化石燃料电厂生产的电力（MWh）,PJyEG第y年本项目的净发电量（MWh）,,BLBRyEG基准线里在项目所在地由生物质电厂生产的电力（MWh）,,BLFFyEG基准线里在项目所在地由化石燃料电厂生产的电力（MWh）,,BLgridyEG基准线里由电网提供的最小电力（MWh）根据步骤1.3、1.4和1.5，,,BLBRyEG=0，,,BLFFyEG=0，,,BLgridyEG=0，因此中国温室气体自愿减排项目设计文件第25页,,BLgridyEG=0。步骤1.7确定,,BLFFyEF本项目为新建生物质电厂，在本项目执行之前项目所在地没有化石燃料电厂，因此对于本项目不涉及参数,,BLFFyEF。步骤1.8确定,,gridCMyEF根据方法学CM-092-V01，本项目采用“电力系统排放因子计算工具”来计算,,gridCMyEF。基于事前数据计算排放因子，在固定计入期内不再计算排放因子。首先计算电量边际排放因子(,,gridOMyEF)和容量边际排放因子(,,gridBMyEF)，然后根据电量边际排放因子(,,gridOMyEF)和容量边际排放因子(,,gridBMyEF)，计算得到基准线组合排放因子(,,gridCMyEF,)。第1步.确认本项目的电力系统根据CCER项目设计文件的要求，对于（三）类发电上网项目计算CDM项目注册前已产生的减排量或追溯的减排量，需采用根据该年份实际数据计算所得的电网排放因子。本项目补充计入期时间为2011年，2011年实际数据计算所得的电网排放因子参考《2013中国区域电网基准线排放因子》。本项目所发电力与广东省电网实现并网销售，根据《2013中国区域电网基准线排放因子》，广东省电网属于南方电网；本项目的电网系统边界是南方电网，由广东省、广西省、贵州省、云南省、海南省的电网组成。第2步.选择是否将离网电厂包括在项目电力系统内选择“电力系统排放因子计算工具”给出的选项I（即只将联网电厂包含在计算中）计算电量边际排放因子和容量边际排放因子。第3步选择计算电量边际排放因子的方法根据“电力系统排放因子计算工具”，可以采用如下四种计算方法中的一种计算电量边际排放因子(,,gridOMyEF)：(a)简单电量边际排放因子方法；(b)经调整的简单电量边际排放因子方法；(c)调度数据分析电量边际排放因子方法；(d)平均电量边际排放因子方法。参考《2013中国区域电网基准线排放因子》，本项目采用方法(a)计算电量边际排放因子。简单电量边际排放因子方法的适用条件是低运行成本/必须运行的电厂在电网发电构成中低于50%。由于南方地区的低成本/必须运行资源发电量始终保持低于50%，2011年为26.365%，2010年为28.071%，2009中国温室气体自愿减排项目设计文件第26页年为32.365%，2008年为36.072%，2007年为22.7456%。保持低于50%，符合方法(a)的适用条件。对于简单OM，排放因子可采用以下两种数据计算：事前计算：使用PDD提交审定时可获得的最近3年的数据，在计入期内不要求监测和重新计算排放因子，或事后计算：在项目活动替代电网电量的年份，在监测期间要求每年更新排放因子。如果数据要求计算第y年的排放因子一般在y年结束后的6个月才可获得，那么使用前一年(y-1)的排放因子。如果此数据在y年结束后的18个月后才可获得，那么使用前2年(y-2)的排放因子。本项目采用事前计算的方法，不需要事后监测和更新。第4步根据第3步选择的方法计算电量边际排放因子南方电网内单个电厂的燃料消耗量、净发电量、燃料类型和平均发电效率数据不可得。根据《2013中国区域电网基准线排放因子》，核电和可再生能源电厂属于低运行成本/必须运行的电厂，且这些电厂的供电量数据可得，因此根据“电力系统排放因子计算工具”，采用方法C计算简单，简单电量边际排放因子(,,gridOMsimpleyEF)的计算公式如下：,,2,,,,iyiyCOiyigridOMsimpleyyFCNCVEFEFEG（7）其中：,,gridOMsimpleyEF第y年的简单电量边际排放因子(tCO2e/MWh),iyFC第y年本项目所属电力系统消耗的化石燃料i的数量(质量或体积单位),iyNCV单位质量或体积的化石燃料i的净热值(GJ/质量或体积单位)，采用国家特定值；2,,COiyEF第y年化石燃料i的CO2排放系数(tCO2e/GJ)；yEG第y年本项目所属电力系统内所有机组向电网提供的电量(MWh)，不包括低成本/必须运行的电厂；i第y年在本项目所属电力系统内作为燃料使用的所有化石燃料类型；y项目设计文件提交时可得的最近3年数据所对应的年份。参考《2013中国区域电网基准线排放因子》南方电网电量边际排放因子(EFgrid,OM,y)为0.9223tCO2e/MWh。步骤5：计算容量边际排放因子中国温室气体自愿减排项目设计文件第27页下列两种途径来计算容量边际排放因子：1）最近建成的5个发电机组；2）电力系统新增电厂装机容量,构成该系统发电量（单位：MWh）的20%,并且是最近建成的。本项目使用的样本电厂m由构成南方电网新增的20%容量比重的电厂构成。样本m中应该排除已经注册为CDM项目的电厂。“电力系统排放因子计算工具”提供了计算容量边际排放因子的两种选择：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计入期的排放因子。2）在第一个计入期内按项目活动注册年或注册年可得的最新信息逐年事后更新容量边际排放因子。本项目的容量边际排放因子的结果是基于选项1）的事前计算，不需要事后监测和更新。容量边际排放因子（yBMgridEF,,）可按m个样本机组排放因子的发电量的加权平均求得，公式如下：mymmymELymyBMgridEGEFEGEF,,,,,,（8）其中：yBMgridEF,,是第y年的容量边际排放因子（tCO2e/MWh），ymEG,是第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，ymELEF,,是第m个样本机组在第y年的排放因子，m是样本机组，y是能够获得发电历史数据的最近年份。由于数据可得性的原因，本项目设计文件计算沿用了CDM执行理事会同意的变通办法13，即首先计算新增装机容量及其中各种发电技术的组成，然后计算各发电技术的新增装机权重，最后利用各种技术商业化的最优效率水平计算排放因子。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容量，计算过程中采用如下方法：首先，利用最近一年可得的能源平衡表数据，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中国温室气体自愿减排项目设计文件第28页子为基础，计算出对应于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，结果即为该电网的容量边际排放因子。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。jiyjiCOyiyjijCOALiyjiCOyiyjiyCoalEFNCVFEFNCVF,,,,,,,,,,,,,,,22（9）jiyjiCOyiyjijOILiyjiCOyiyjiyOilEFNCVFEFNCVF,,,,,,,,,,,,,,,22（10）jiyjiCOyiyjijGASiyjiCOyiyjiyGasEFNCVFEFNCVF,,,,,,,,,,,,,,,22（11）其中：yjiF,,是第j个省份在第y年的发电燃料i消耗量（质量或体积单位，其中固体和液体为吨，气体燃料为立方米）；NCVi,y是燃料i在第y年的净热值（固体和液体燃料为GJ/t，气体燃料为GJ/m3），EFCO2,i,j,y是燃料i的排放因子（tCO2e/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。子步骤5b：计算对应的火电排放因子,,,,,,,,,,ThermalyCoalyCoalAdvyOilyOilAdvyGasyGasAdvyEFEFEFEF（12）其中，,,CaolAdvyEF、,,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，具体参数及计算过程见附件2。子步骤5c：计算电网的BM,,,,,ThermalygridBMyThermalyTotalyCAPEFEFCAP（13）其中，,TotalyCAP为超过现有容量20%的新增容量，,ThermalyCAP为新增火电容量。根据中国发改委公布的数据及计算（见附件2），,,gridBMyEF=0.3769tCO2e/MWh步骤6.计算基准线排放因子（yCMgridEF,,）组合排放因子（yCMgridEF,,）是电量边际排放因子和容量边际排放因子的加权平均：中国温室气体自愿减排项目设计文件第29页BMyBMgridOMyOMgridyCMgridwEFwEFEF,,,,,,（14）其中：yBMgridEF,,是第y年的容量边际排放因子（tCO2e/MWh），yOMgridEF,,是第y年的电量边际排放因子（tCO2e/MWh），wOM是电量边际排放因子的权重（%），wBM是容量边际排放因子的权重（%）。此处，权重wOM默认为0.50，wBM默认为0.50，根据公式，事前计算得到基准线排放因子：yCMgridEF,,=0.9223×0.5+0.3769×0.50=0.6496tCO2e/MWh对于新建可再生能源发电厂，EGPJ,y=EGfacility,y。EFGrid,CM,y的计算过程及结果详见附件2。其中：EGfacility,y=在y年，本发电厂/发电机组的净上网电量（MWh/yr)项目排放PEy根据方法学CM-092-V01，项目排放的计算公式如下：PEy=PEFF,y+PEEL,y+PETR,y+PEBR,y+PEWW,y（15）其中：PEy=在y年的项目排放(tCO2e/yr)PEFF,y=在y年，由化石燃料燃烧所产生的项目排放(tCO2e/yr)PEEL,y=第y年场外加工生物质废弃物的电量消耗的排放量(tCO2e)PETR,y=在y年，生物质运输所产生的项目排放(tCO2e/yr)PEBR,y=第y年燃烧生物质的排放量(tCO2e)；PEWW,y=第y年来自生物质加工过程的污水所产生的排放量(tCO2e)1．计算PEFF,y本项目机组在启动会使用少量的柴油启动锅炉，除此之外无其他化石燃料消耗。因此根据CM-092-V01，使用“化石燃料燃烧导致的项目或泄漏二氧化碳排放计算工具”来计算，如下：,,,,FFyijyiyiPEFCCOEF（16）中国温室气体自愿减排项目设计文件第30页其中,,ijyFC第y年项目电厂辅助设备、在项目电厂处理和运输生物质的过程j中所消耗的化石燃料i；,iyCOEF化石燃料i的排放系数(tCO2e/质量或体积单位)i化石燃料类型对于,iyCOEF，可以通过以下两个选项来计算。选项A:基于燃料的成分来计算，计算公式如下：,iyCOEF=wC,i,y×44/12，FCi，j，y为质量单位时；(17),iyCOEF=wC,i,y×ρi,y×44/12，FCi，j，y为体积单位时；(18)其中：wC,i,y第y年燃料i的加权平均碳含量（tC/燃料质量单位）ρi,y第y年燃料i的加权平均密度（质量/体积）i项目活动在第y年，过程j中所使用的化石燃料种类。选项B：基于燃料的发热量和CO2排放因子计算，计算公式如下：,,2,,iyiyCOiyCOEFNCVEF(19)其中，,iyNCV项目第y年所使用的化石燃料i的净热值（GJ/质量或体积单位）2,,COiyEF为项目第y年所使用的化石燃料i的平均加权排放因子（tCO2e/GJ）因为方式A需要项目中使用的化石燃料的碳含量和密度数据，但是暂无相关可用数据。本项目采用选项B计算。2．计算PEEL,y本项目所利用农林业砍伐废弃物种类包括桉树皮、桉树枝、桉树干残留、桉树根，全部由项目当地农户和收购商收集后运至本项目的收集点，生物质废弃物的打捆、装车由当地农民和收购商完成，在收集点没有机械处理（如破碎、压块、造粒等），人工打捆、装车不消耗化石燃料和电力。生物质废弃物在电场外没有经过机械处理（如破碎、压块、造粒等），全部运送到电厂内进行处理，所以没有电力消耗，故PEEL,y=0.3.计算PETR,y根据方法学CM-092-V01采用的“公路货运导致的项目和泄漏排放计算工具”，提供两个选项计算PETR,y，本项目选择选项1计算PETR,y，计算公式如下：,,,TRyTRyykmyyBRPEAVDEFTL（20）中国温室气体自愿减排项目设计文件第31页其中：,TRyPE第m监测期将生物质运输至项目电厂产生的排放量（tCO2e）yAVD第y年生物质收购料场与项目电厂之间的平均往返距离（公里），本项目所用的生物质均为60公里以内，采用保守值120公里计算,TRyBR第y年运输到项目电厂的生物质废弃物的量(t(干基)),kmyEF第y年运输生物质废弃物的车辆的平均CO2排放因子（tCO2e/公里），本项目所用卡车的载重为30吨，因此采用IPCC2006的默认值1.011×10-3tCO2e/公里14。4.计算PEBR,y本项目不要求避免生物质无控燃烧或腐化产生的减排，故PEBR,y=0。5.计算PEWW,y本项目生物质处理不会产生废水，也没有废水产生的排放，故PEWW,y=0。生物质废弃物的加工处理造成的电力的消耗在减排量计算时已经考虑到了，项目活动排放源没有遗漏。泄漏Ly本类项目潜在的主要泄漏源是由于本类项目造成了其他用户减少使用生物质废弃物，增加使用了化石燃料。由于方法学CM-092-V01仅适用于生物质废弃物，因此碳汇的变化可认为是不显著的。根据方法学CM-092-V01，只有基准线情景为B5、B6、B7和B8的项目活动才需要考虑泄漏。根据B.4部分的分析，本项目的基准线情景是B1和B3，因此本项目不需要考虑泄漏,即Ly=0.B.6.2.预先确定的参数和数据>>数据/参数：项目活动所使用的生物质种类和数量14Revised1996IPCCGuidelinesforNationalGreenhouseGasInventories(Table1-32onPage1.75)oftheReferenceManual(EstimatedEmissionFactorsforUSHeavyDutyDieselVehicles)http://www.ipcc-nggip.iges.or.jp/EFDB/find_ef_id.php(ID:19043)中国温室气体自愿减排项目设计文件第32页单位：种类；来源；没有本项目活动时的处理方式（基准线）；项目情景下的使用方式（项目情景）；数量（干基吨）描述：使用类似方法学CM-092-V01中表2的方式来解释和记录自愿减排项目活动使用生物质废弃物类别和使用量，以及各类生物质废弃物相应的基准线情景所使用数据的来源：可行性研究报告所应用的数据值：序号生物质废弃物类别生物质废弃物的数量（吨）1桉树皮216,9752桉树枝65,0933桉树干残留108,4884桉树根43,395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:可行性研究报告是由第三方有资质机构编制，并经政府部门批准，是可靠的数据来源数据用途：用于计算项目排放量评价：-数据/参数：FCi,y单位：质量或体积单位描述：y年南方电网中消耗的化石燃料i的量所使用数据的来源：《中国能源统计年鉴》，2010~2012所应用的数据值：详见附件2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计算》数据用途：计算基准线排放及项目排放评价:-数据/参数：NCVi,y中国温室气体自愿减排项目设计文件第33页单位：GJ/t或GJ/m3描述：第y年消耗的化石燃料类型i的净热值所使用数据的来源：《中国能源统计年鉴》，2010~2012所应用的数据值：详见附件2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计算》数据用途：计算项目基准线排放评价:-数据/参数：EFCO2,i,j,y单位：tCO2e/GJ描述：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：IPCC指南，2006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计算》数据用途：计算项目基准线排放评价:-数据/参数：CAPi,y单位：MW描述：在y年南方电网中电厂的装机容量所使用数据的来源：2010~2012年《中国电力年鉴》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计算》数据用途：计算项目基准线排放评价:-数据/参数：发电量单位：MWh中国温室气体自愿减排项目设计文件第34页描述：在y年南方电网中的电厂的发电量所使用数据的来源：2010~2012年《中国电力年鉴》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计算》数据用途：计算项目基准线排放评价:-数据/参数：i数据单位：%数据描述：南方电网供厂用电率所使用的数据来源：《中国电力年鉴》（2010~2012）所应用的数据值：见附件2证明数据选用的合理性或说明实际应用的测量方法和程序步骤:数据来源于公开可得的官方数据，真实可靠数据用途：计算项目基准线排放评价意见:-数据/参数：EFgrid,OM，y单位：tCO2/MWh描述：电量边际排放因子所使用数据的来源：2013中国区域电网基准线排放因子所应用的数据值：0.9223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:数据来源于国家公开可得的数据，真实可靠数据用途：用于计算基准线排放评价:-数据/参数：EFgrid,BM，y单位：tCO2/MWh描述：容量边际排放因子所使用数据的来源：2013中国区域电网基准线排放因子中国温室气体自愿减排项目设计文件第35页所应用的数据值：0.3769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:数据来源于国家公开可得的数据，真实可靠数据用途：用于计算基准线排放评价:-数据/参数：EFkm,y单位：kgCO2/km描述：货物运输类型的缺省排放因子所使用数据的来源：IPCC指南2006所应用的数据值：1.011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:数据来源于国际上公开可得的数据，真实可靠数据用途：用于计算项目排放评价:-B.6.3.减排量事前计算>>减排量的计算公式如下：ERy=BEy-PEy-LyI.基准线排放BEy如同B.6.1部分中所述，BEEL,=EGPJ,y×EFBL,EL,y=(EGPJ,y－EGPJ,aux,y)×EFBL,EL,y根据可行性研究报告，本项目年发电量预计为600,000MWh，每年日常运行所消耗的电量为60,000MWh。根据《2013中国区域电网基准线排放因子》计算得到本项目的基准线排放因子0.6496tCO2e/MWh。发电燃料消耗以及发电燃料的低位发热值等数据分别来源于2010-2012年《中国能源统计年鉴》；分燃料品种的潜在排放因子和碳氧化率来源为2006IPCCGuidelinesforNationalGreenhouseGasInventoriesVolume2Energy,第一章1.21-1.24页的表1.3和表1.4。分燃料品种的潜在排放因子采用了上述表1.4中的95%置信区间下限值，因此：BEEL,=EGPJ,y×EFBL,EL,y=(EGPJ,y-EGPJ,aux,y)×EFBL,EL,y=(600,000-60,000)×0.6496=350,784tCO2e/yr。中国温室气体自愿减排项目设计文件第36页2011年度补充计入期内的EGPJ,y=年净发电量电量/365×补充计入期天数=540,000/365×157=232,274MWhBEy=EGPJ,yEFgrid,CM,y=232,274×0.6496=150,885(tCO2e)II.项目排放量PEy（1）生物质运输产生的排放PETR,y对于本项目，BRTR,y=578,600t（湿重）。根据项目活动的情况，本项目所用车辆的平均载重为30t。本项目生物质的收集范围为项目所在地附近60km，因此保守考虑，本项目生物质运输的平均往返距离AVDy=60×2=120km；EFkm,y=1.011×10-3tCO2/km,,,TRyTRyykmyyBRPEAVDEFTL=578,600/30×120×1.011×10-3=2340tCO2e（2）项目消耗化石燃料产生的排放PEFF,y根据项目活动的情况保守估计，本项目每年总共消耗柴油约为30t；根据IPCC国家温室气体排放清单指南(2006)，柴油的净热值=43.315GJ/t，柴油的排放因子=0.0748tCO2e/GJ；,,,,2,,FFyijyiyCOiyiPEFCNCVEF=30×43.3×0.0748=97tCO2e。如B.6.1部分项目排放所述，本项目不要求避免生物质无控燃烧或腐化产生的减排，生物质在外部收集站无机械处理（如传送带、干燥机、造粒、压块处理等）全部运到项目现场进行处理，并且本项目生物质处理不会产生废水，也没有废水产生的排放。PEEL,y=0；PEBR,y=0；PEWW,y=0。项目排放量计算为：PEy=PEFF,y+PEEL,y+PETR,y+PEBR,y+PEWW,y=2,340+0+97+0+0=2,437(tCO2e/yr)2011年度补充计入期内的项目排放量=年项目排放量/365×补充计入期天数=2,437/365×157=1,048（tCO2e）15项目申请CDM项目时采用中国能源统计年鉴2008上的柴油净热值为42.652GJ/t，从保守性的角度考虑，本项目柴油的热值应采用IPCC国家温室气体清单指南（2006）的缺省值。中国温室气体自愿减排项目设计文件第37页III.泄漏量Ly根据B.6.1部分的分析，本项目Ly=0。IV.项目减排量ERyERy=BEy-PEy-Ly==350,784−2,437−0=348,347tCO2e/yr2011年度补充计入期内的减排量ER=年减排量/365×补充计入期天数=348,347/365×157=149,837(tCO2e)B.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7月11日-2011年12月14日150,8851,048-149,837合计150,8851,048-149,837计入期时间合计157天计入期内年均值350,7842,437-348,347B.7.监测计划B.7.1.需要监测的参数和数据>>根据本项目的实际情况，项目运行过程中需要监测的数据和参数总结在以下表格里。为了确保项目设计文件表述清晰，以下表格中不包括方法学CM-092-V01提及但与本项目无关的参数。数据/参数：项目活动所使用的生物质种类和数量单位：种类；来源；没有本项目活动时的处理方式（基准线）；项目情景下的使用方式（项目情景）；数量（干基吨）描述：计入期内应每年监测项目活动使用的生物质废弃物的数量。应使用监测的数量进行减排量计算。所使用数据的来源：PDD中数据来自于可研，实际数据采用现场测量数据值：中国温室气体自愿减排项目设计文件第38页序号生物质废弃物类别生物质废弃物的数量（吨）1桉树皮216,9752桉树枝65,0933桉树干残留108,4884桉树根43,395测量方法和程序:用地磅连续测量，定期记录，并根据湿度计算生物质干基质量。利用电量的记录和生物质的每月购买记录进行交叉核对。监测频率：连续测量，每月汇总QA/QC程序:通过基于购买数量和库存数量的能量平衡对测量值进行交叉核对数据用途：用于计算项目排放量评价：-数据/参数：BRn,B1/B3,y单位：干基吨描述：第y年自愿减排项目活动的基准线情景为B1或B3时的类别n的生物质废弃物的数量所使用数据的来源：PDD中数据来自于可研，实际数据采用现场测量数据值：根据可研，运输的生物质的量为57.86万吨，含水率为25%。所以生物质干基的质量为578,600（1-25%）=433,950t。测量方法和程序:用地磅连续测量，定期记录，并根据湿度计算生物质干基质量监测频率：连续测量，每月汇总QA/QC程序:通过基于购买数量和库存数量的年度能量平衡对测量值进行交叉核对数据用途：用于计算项目排放量评价：-数据/参数：对于基准线情景为B1、B2或B3时的各类生物质废弃物数量，项目参与方须证明所识别的基准线情景是现实可信的替代方案单位：吨中国温室气体自愿减排项目设计文件第39页描述：区域内可获得的类型n的生物质废弃物的数量在指定地理区域内被利用的类型n的生物质废弃物的数量（如用于生产能源或作为原料）可从项目的终端供应商处获得的富余的类型n的生物质废弃物数量（没能被出售或利用的生物质废弃物），以及指定区地理域内有关其他供应商的库存情况的一个有代表性样本所使用数据的来源：PDD中数据来自于可研，实际数据若国家统计数据不可得时，采用当地农业局的调查和统计数据数据值：见表B.4-4周边60公里收集范围内生物质利用情况分析测量方法和程序:-监测频率：在审定阶段事前确定项目所使用的生物质废弃物类别，并在计入期内经常更新新增生物质废弃物类别QA/QC程序:-数据用途：用于计算项目排放量评价：-数据/参数：BRTR,y单位：湿基吨描述：第y年运输到项目电厂的生物质废弃物的量所使用数据的来源：PDD中数据来自于可研，实际数据采用现场测量数据值：根据可研，运输的生物质的量为57.86万吨，含水率为25%。测量方法和程序:用地磅连续测量，定期记录，并根据湿度计算生物质干基质量监测频率：连续测量，每月汇总QA/QC程序:通过基于购买数量和库存数量的年度能量平衡对测量值进行交叉核对数据用途：用于计算项目排放量评价：-数据/参数：生物质废弃物水分含量单位：%中国温室气体自愿减排项目设计文件第40页描述：每种生物质废弃物类型的水分含量所使用数据的来源：现场测量数据值：25(来自可研报告)测量方法和程序:每批次的生物质都进行测量，分别称量含水和不含水的生物质重量，两者之差即为水分含量。监测频率：按批次测量，监测期计算加权平均值QA/QC程序:-数据用途：用于计算减排量评价：-数据/参数：AVDy单位：km描述：第y年生物质收购料场与项目电厂之间的平均往返距离所使用数据的来源：现场记录数据值：260测量方法和程序:记录各生物质运输车辆装运生物质的生物质收购点名称和距离监测频率：按批次检测QA/QC程序:根据地图等对车辆的运输距离进行复核数据用途：用于计算项目排放量评价：-数据/参数：FCi,j,,y单位：t描述：第y年过程j燃烧的柴油量所使用数据的来源：现场测量数据值：30(来自可研报告)测量方法和程序:用质量或体积流量计连续监测，每天计量。监测频率：连续监测QA/QC程序:与柴油购买量进行交叉核对数据用途：用于计算项目排放量中国温室气体自愿减排项目设计文件第41页评价：-数据/参数：TLy单位：t描述：第y年运输生物质废弃物的车辆的平均负载量所使用数据的来源：现场测量数据值：30测量方法和程序:运输日志记录监测频率：按批次监测QA/QC程序:-数据用途：用于计算项目排放量评价：-数据/参数：NCVi,y单位：GJ/t描述：第y年所使用化石燃料i的平均净热值所使用数据的来源：IPCC国家温室气体排放清单指南(2006)数据值：43.3测量方法和程序:本项目使用的化石燃料为柴油，采用国家能源统计年鉴的数据监测频率：-QA/QC程序:每年检查是否有更新数据用途：用于计算项目排放量评价：-数据/参数：NCVn,y单位：TJ/t（干基）描述：第y年，生物质废弃物n的净热值所使用数据的来源：现场监测数据值：在B.5部分预计减排量计算中并未使用测量方法和程序:根据相关标准委托实验室测量。监测每种生物质干基的热值，每年至少监测三次，每次监测至少取3个样。监测频率：-QA/QC程序:-数据用途：-中国温室气体自愿减排项目设计文件第42页评价：-数据/参数：EFCO2,i,y单位：tCO2e/GJ描述：第y年所使用化石燃料i的CO2排放因子所使用数据的来源：IPCC国家温室气体排放清单指南(2006)。数据值：0.0748测量方法和程序:-监测频率：-QA/QC程序:每年检查是否更新数据用途：用于计算项目排放量评价：-数据/参数：EGPJ,gross,y单位：MWh描述：项目第y年的发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，实际数据来自经校准的电表。数据值：600,0000测量方法和程序:在发电机出口侧安装电表M4、M5对电量进行连续监测监测频率：连续测量QA/QC程序:用电力销售单据进行复核。数据用途：计算基准线排放评价：-数据/参数：EGaux,y单位：MWh描述：第y年本项目电厂日常运行所消耗的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，实际数据来自经校准的电表数据值：60,000测量方法和程序:厂内安装启备变电表M3对下网电量进行监测；安装电表M6、M7、M8、M9对用电量进行连续监测。监测频率：连续测量中国温室气体自愿减排项目设计文件第43页QA/QC程序:每月供电量的数据与结算单进行核对。数据用途：计算基准线排放评价：-B.7.2.数据抽样计划>>不适用B.7.3.监测计划其它内容>>本项目监测计划按照CM-092-V01纯发电厂利用生物废弃物发电（第一版）的要求制定。1．监测管理结构本项目活动的监测由广东粤电湛江生物质发电有限公司负责完成。具体的岗位设置和工作职责描述如下：项目负责人由广东粤电湛江生物质发电有限公司的领导兼职担任。主要负责项目活动的决策工作。项目经理负责本项目活动的日常管理工作。项目的监测团队负责本CCER项目的日常监测工作，包括原始数据的日常监测、记录、收集和处理，测量仪器的定期校对和维护等。中国温室气体自愿减排项目设计文件第44页图B.7-1监测组织架构图2.监测数据根据方法学的要求，本项目需要监测B.7.1部分列出的所有的参数。相关数据将被记录和整理归档。针对这些需要监测的参数，项目业主将建立一个可信而且透明的数据测量和收集系统以确保获得计算项目减排量所必需的所有信息。3.监测设备本项目各监测参数所使用的监测仪表安装位置及监测点如下：项目负责人项目的决策项目经理项目的日常管理监测数据的统计分析项目减排量的计算配合项目审查和核证项目监测团队原始数据的日常监测数据的记录、收集和处理测量仪器的校对和维护中国温室气体自愿减排项目设计文件第45页电量监测项目电厂安装电表M4和M5监测项目电厂发电量（EGPJ,gross,y），安装M6、M7、M8和M9监测电厂消耗电量（EGaux,y）。电表M1和M2对上网电量及下网电量进行监测。此外，在启动/备用线安装电表M3对下网电量进行监测。双方各自负责维护其安装的电量表。所有电表的精度级别不低于启动柴油储罐F遂溪变电所110KV启动/备用M3M7M9M8M610.5KVM410.5KVM2#1发电机M电量监测点FW柴油流量的监测点生物质废弃物的量、水分、热值的监测点#2发电机M5焚烧炉#1汽轮机#2汽轮机卡车运输W生物质处理过程南方电网M1F启动柴油消耗监测点中国温室气体自愿减排项目设计文件第46页0.5s。电量表应当依据《JJG596-1999》定期校核，校核结果需要保存以备核查。生物质废弃物量的监测生物质废弃物的量使用地磅进行测量。地磅的精度不低于1.0。地磅的校核依据《JJF1059-1999》进行，校核结果需要保存以备核查。生物质废弃物的可获得性生物质废弃物的可获得性通过当地的官方数据获得，若不可得，可委托有资质的第三方进行调查。水分的监测生物质废弃物的水分含量根据现场监测数据测算：首先对运输的生物质废弃物取样，测得重量，然后将其放入烘箱后去除水分，再测得重量。两者重量之差即为生物质废弃物的水分含量。测量设备根据相关技术标准进行校准，校核结果需要保存以备核查。卡车载重运输车辆的运输次数根据实际情况记录；运输距离可根据地图确定。柴油消耗量的监测用于锅炉启动的柴油被储存在柴油储罐内，其消耗通过流量计来计量并记录。柴油流量计的精度不低于1.0。流量计根据国家和地方的相关规定进行校核，校核结果需要保存以备核查。净热值应根据中国能源统计年鉴每年进行更新。监测仪表校准本项目所有的监测设备的校核和精度均满足国家相关规定。采用的电表每年至少校准1次。称重系统、水分监测设备、柴油流量计按照国家或行业相关标准进行定期校验，每年至少一次。仪表装置的校准将按照国家标准和设备手册由有资质的独立机构进行。5.质量保证与质量控制质量保证和质量控制程序涉及监测数据测量、记录、归档和监测仪表的校准和维护。本项目设有专门的质量控制人员，负责仪器仪表校准维护，确保仪表的可靠性；按照表B7.1中的QA/QC程序和内审要求对监测的数据进行核查，中国温室气体自愿减排项目设计文件第47页确保数据的可靠性；如发现异常，立即上报给项目经理以及时处理。同时，本项目将做好监测系统人员的知识培训工作，确保各项工作能得到有条不紊的进行，减少出现异常情况的可能。项目负责人负责提供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。书面数据和文档，包括用于数据复核的单据，将复印存档并附原件保存位置说明，至少保存到计入期结束后两年。相关资料要求保存至计入期结束后2年。6.异常处理和报告程序审核机构技术人员在日常工作中对各自管辖范围内的监测表计进行巡检，保证能够及时发现表计的异常。发现异常后，能及时处理、汇报，做好记录。对于出现异常的监测表计，及时进行维修，并经有资质的第三方计量检定机构校验合格后方能投入使用。在监测和测量过程中出现的问题将被记录下来向审核机构负责人和项目负责人汇报，并采取相应的改正措施予以处理，避免问题再次出现。项目业主在整个计入期及其后的两年之内保留所有的相关异常处理记录，供审核机构核查。7.人员培训项目运行前和运行过程中，业主将聘请风力发电专家对运行人员进行技能培训。此外，项目业主将根据监测计划和方法学的要求组织审核机构相关知识的培训。中国温室气体自愿减排项目设计文件第48页C部分.项目活动期限和减排计入期C.1.项目活动期限C.1.1.项目活动开始日期>>2009年8月25日（主要设备（包括锅炉、汽轮机和发电机设备）购货合同签订日期）C.1.2.预计的项目活动运行寿命>>20年，不含一年建设期。C.2.项目活动减排计入期C.2.1.计入期类型>>本计入期是补充计入期。C.2.2.补充计入期开始日期>>2011年7月11日（项目正式投产日期）C.2.3.补充计入期长度>>补充计入期起止时间为：2011年7月11日至2011年12月14日（含首尾两天），共计157天。中国温室气体自愿减排项目设计文件第49页D部分.环境影响D.1.环境影响分析>>2009年1月，环境保护部华南环境科学研究所编制完成《广东粤电湛江生物质发电项目环境影响报告书》。2009年5月20日，广东省环境保护局以《广东粤电湛江生物质发电项目环境影响报告书的批复》（粤环审[2009]268号）批准该报告书，同意建设本项目。根据本项目的《环境影响报告书》、《可行性研究报告》，对本项目可能引起的环境影响以及相应处理措施分析如下：1.施工期产生的环境影响和拟采取的保护措施施工期间对环境的影响主要表现为施工扬尘、噪声、废水和固体废弃物。施工扬尘：施工过程中土建施工、建筑材料和机械设备的运输过程均有扬尘产生。项目业主将采取将建筑材料集中堆放、路面经常洒水等措施防止地面扬尘。噪声：施工及运输过程会产生噪声。将在施工场地靠近敏感区的边界设置隔声屏障，禁止在夜间施工并避开午休时间。废水：施工期的废水来源包括施工人员的生活污水、施工区的洗料废水和设备的清洗废水等。施工期产生的废水大部分回用于场地的施工用水，其余部分主要以蒸发损耗为主，均不外排，不会对周围地表水和地下水环境产生影响。固体废弃物：施工期间产生的固体废弃物主要为建筑垃圾与生活垃圾，建筑主要是砖瓦、砂石等，将全部回用于填筑场外公路路基；生活垃圾由环卫部门收集后统一处理。上述废弃物将不会对周围环境产生不利影响。2.运营期产生的环境影响和拟采取的保护措施运营期主要在大气、废水、噪声和固体废弃物方面对环境产生影响。大气：本项目污染物排放浓度贡献很小，将使用高效旋风除尘加布袋除尘装置，除尘效率达99.9%，排放浓度均能达到国家排放标准的要求。为有效实现污染物的稀释，降低污染物落地浓度，本项目将新建一座高度120m的烟囱。噪声：噪声污染的主要来源是汽轮发电机、水泵、热力系统的对外排气等，在运营中要采取以下措施对噪声加以控制：优化厂区平面布置，选用低噪声设备，对主要噪声源采取减振消声、隔音措施。中国温室气体自愿减排项目设计文件第50页废水：生产废水和生活废水经处理后进入回水池综合利用于绿化、道路喷洒和加湿；循环冷却水外排至栖霞市污水处理厂，本项目外排废水对当地水环境影响很小。固体废弃物：本项目产生的固体废弃物主要是锅炉灰渣，将作为肥料使用。3．结论本项目符合国家产业政策要求，对当地大气环境、声环境、水环境及生态环境等影响较小，实施的保护措施可将项目对环境的不利影响降低至规定水平。因此，从环境保护角度看，本工程建设是可行的。D.2.环境影响评价>>本项目《环境影响评价报告书》已经获得广东省环境主管部门批准。本项目的建设和运营不会对当地环境产生明显的影响。中国温室气体自愿减排项目设计文件第51页E部分.利益相关方的评价意见E.1.简要说明如何征求地方利益相关方的评价意见及如何汇总这些意见>>项目业主于2009年7月以问卷调查的方式向当地利益相关方征求了意见。被调查人群主要是电厂所在地附近的居民。调查问卷包括以下内容：1）项目介绍2）问卷填写人的基本信息和受教育程度3）具体问题如下：是否赞同本项目的开发和建设？本项目对您的生活、工作和学习环境是否有影响？本项目是否会对周围环境产生不良影响？项目建设对当地生态环境质量有没有影响？本项目的建成是否对当地经济有积极的影响？关于本项目，您对开发商还有哪些意见或建议？E.2.收到的评价意见的汇总>>以下是当地调查问卷的总结。调查问卷在项目开发商处保存。此次调查问卷共50份，得到100%受调查人的回复。被调查人员信息如下：本次调查供发放调查问卷50份，收回50份，有效率100％。被调查人员中，干部占43％，教师占1％，工人占22％，农民占17％，其他17％；年龄在25岁以下的占6％，25岁~45岁占47％，46岁以上占47％；文化程度初中的占34％，高中及中专占38％，大学及以上占28％。根据调查数据的统计：100％被调查者支持项目建设；98%被调查者认为项目建设对环境没有影响，2%没有任何异议；96%被调查者认为工程施工对生态系统无影响，4%没有任何异议；100％被调查者认为本项目对当地生活、工作和学习环境无影响；94％被调查者认为本项目将促进当地经济发展，其余人认为无影响。结论：当地公众认为项目不会对当地的环境产生不利影响，支持本项目建设，并认为本项目会带动当地经济发展。中国温室气体自愿减排项目设计文件第52页E.3.对所收到的评价意见如何给予相应考虑的报告>>项目业主对这些评价和建议给予充分重视，并将在项目的建设和运行中实施《环境影响报告书》中的环境影响减免措施，以实现项目的环境、社会和经济效益。综上所述，当地公众都对项目表示支持，未收到反对意见。设计方案中已经考虑了可能出现的对环境和利益相关方的影响，对调查者提出的噪声和粉尘污染，项目业主在项目施工和运行期间有一系列环保措施，确保将项目噪声和粉尘污染对环境的不利影响降低至规定水平。-----中国温室气体自愿减排项目设计文件第53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：广东粤电湛江生物质发电有限公司地址：广东省湛江市遂溪县白泥坡工业基地工业南路5号邮政编码：524000电话：+86759-3266383传真：+86759-3266380电子邮件：1025580738@qq.com网址：/授权代表：姓名：祝良职务：部长部门：生产经营部手机：13560538385传真：0759-8207717电话：0759-8207623电子邮件：zhuliang@gdyd.com中国温室气体自愿减排项目设计文件第54页附件2:事前减排量计算补充信息基准线信息1：电量边际排放因子的计算“电力排放因子计算工具”（第04.0版）提供了分步骤的计算组合边际排放因子的方法，具体为：步骤1:识别相关的电力系统本项目所发电将输送至南方电网，根据中国DNA划分的电网边界，拟议项目的电网边界即为南方电网。南方电网是一个区域电网，覆盖的电网包括广东电网、广西自治区电网、云南电网、贵州电网以及海南电网五个省级电网。步骤2：选择电力系统中是否包括离网发电厂（可供选择的）本项目定义的电力系统不包括离网发电厂。步骤3：选择电量边际排放因子OM（EFgrid,OM，y）计算方法根据工具，有四种方法可用于计算电量边际排放因子（EFgrid,OM，y）：(a)简单OM(SimpleOM)或(b)经调整的简单OM(SimpleadjustedOM)或(c)调度数据分析OM(DispatchDataAnalysisOM)或(d)平均OM(AverageOM)。根据计算工具，如果低成本/必须运行资源发电量占电网总发电中国温室气体自愿减排项目设计文件第55页量的比例最近五年的平均值低于50%，项目可以使用简单电量边际方法。由于南方地区的低成本/必须运行资源发电量始终低于50%，因此采用(a)简单OM方法计算南方电网的电量边际排放因子，并且采用事前ex-ante计算，在计入期内不得更改。步骤4:根据所选方法计算电量边际排放因子（EFOM,y）根据工具，计算电量边际排放因子（EFgrid,OM,y）采用了简单OM方法。简单OM排放因子按系统所有电源供电量总排放的加权平均计算得出，这里的系统不包括低成本和必须运行的电厂。根据工具，有两种方法可供选择：1）方式A需要的数据为每个电厂的净上网发电量、平均燃料排放因子和燃料类型；2）方式B需要的数据电厂的总净上网电量,燃料类型及燃料总消耗量。由于每个电厂的详细数据可得性和不可公开性原因，本PDD采用“电力系统排放因子计算工具”（第04.0.0版）方式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。具体计算公式如下：yyicoyiyiiyOMsimplegridEGEFNCVCFEF.,2,,,,(2)其中：yOMsimplegridEF,,是第y年的简单电量边际排放因子（tCO2e/MWh），中国温室气体自愿减排项目设计文件第56页yiFC,是第y年项目所在电力系统燃料i的消耗数量（质量或体积单位），yiNCV,是第y年燃料i的净热值（能源含量，GJ/燃料质量或体积单位），yiCOEF,,2是第y年燃料i的CO2排放因子（tCO2e/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/必须运行的电厂，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）。步骤5：计算容量编辑排放因子下列两种途径来计算容量边际排放因子：1）最近建成的5个发电机组；2）电力系统新增电厂装机容量,构成该系统发电量（单位：MWh）的20%,并且是最近建成的。本项目使用的样本电厂m由构成南方电网新增的20%容量比重的电厂构成。样本m中应该排除已经注册为CDM项目的电厂。“电力系统排放因子计算工具”提供了计算容量边际排放因子的两种选择：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计入期的排放因子。中国温室气体自愿减排项目设计文件第57页2）在第一个计入期内按项目活动注册年或注册年可得的最新信息逐年事后更新容量边际排放因子。本项目的容量边际排放因子的结果是基于选项1）的事前计算，不需要事后监测和更新。容量边际排放因子（yBMgridEF,,）可按m个样本机组排放因子的发电量的加权平均求得，公式如下：mymmymELymyBMgridEGEFEGEF,,,,,,（3）其中：yBMgridEF,,是第y年的容量边际排放因子（tCO2e/MWh），ymEG,是第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，ymELEF,,是第m个样本机组在第y年的排放因子，m是样本机组，y是能够获得发电历史数据的最近年份。由于数据可得性的原因，本项目设计文件计算沿用了CDM执行理事会同意的变通办法16，即首先计算新增装机容量及其中各种发电技术的组成，然后计算各发电技术的新增装机权重，最后利用各种技术商业化的最优效率水平计算排放因子。16http：//cdm.unfccc.int/Projects/Deviations/index.html中国温室气体自愿减排项目设计文件第58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容量，计算过程中采用如下方法：首先，利用最近一年可得的能源平衡表数据，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，计算出对应于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，结果即为该电网的容量边际排放因子。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。jiyjiCOyiyjijCOALiyjiCOyiyjiyCoalEFNCVFEFNCVF,,,,,,,,,,,,,,,22（4）jiyjiCOyiyjijOILiyjiCOyiyjiyOilEFNCVFEFNCVF,,,,,,,,,,,,,,,22（5）jiyjiCOyiyjijGASiyjiCOyiyjiyGasEFNCVFEFNCVF,,,,,,,,,,,,,,,22（6）其中：yjiF,,是第j个省份在第y年的发电燃料i消耗量（质量或体积单位，其中固体和液体为吨，气体燃料为立方米）；中国温室气体自愿减排项目设计文件第59页NCVi,y是燃料i在第y年的净热值（固体和液体燃料为GJ/t，气体燃料为GJ/m3），EFCO2,i,j,y是燃料i的排放因子（tCO2e/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。子步骤5b：计算对应的火电排放因子AdvGasGasAdvOilOilAdvCoalCoalThermalEFEFEFEF,,,（7）其中，AdvCoalEF,、AdvOilEF,和AdvGasEF,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，具体参数及计算过程见附件2。子步骤5c：计算电网的BMThermalTotalThermalyBMgridEFCAPCAPEF,,（8）其中，TotalCAP为超过现有容量20%的新增容量，ThermalCAP为新增火电容量。步骤6.计算基准线排放因子（EFy）组合排放因子（yCMgridEF,,）是电量边际排放因子和容量边际排放因子的加权平均：中国温室气体自愿减排项目设计文件第60页BMyBMgridOMyOMgridyCMgridwEFwEFEF,,,,,,（9）其中：yBMgridEF,,是第y年的容量边际排放因子（tCO2e/MWh），yOMgridEF,,是第y年的电量边际排放因子（tCO2e/MWh），wOM是电量边际排放因子的权重（%），wBM是容量边际排放因子的权重（%）。即：EFgrid,CM,y=EFgrid,OM,y×wOM+EFgrid,BM,y×wBM=0.9223×0.50+0.3769×0.50=0.6496南方电网2009、2010、2011年简单电量边际排放因子列表计算如下：A1.各类型燃料相关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焦炉煤气12.110037,30016726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液化石油气17.210061,60050179炼厂干气15.710048,20046055天然气15.310054,30038931其它石油制品2010072,20041816中国温室气体自愿减排项目设计文件第61页其它焦化产品25.810095,70028435其它能源0000数据来源：1)2006IPCCGuidelinesforNationalGreenhouseGasInventories，Volume2Energy；2)《中国能源统计年鉴2009》；A2.南方电网2009年燃料消耗量和CO2排放量计算燃料分类广东省广西贵州省云南省海南省燃料消耗总量（104t，108m3）CO2排放量（tCO2e）原煤8011.981815.414925.233311.44376.5918440.65336,591,357洗精煤1.81.841,397其它洗煤11.6744.9256.59413,158型煤195.86195.863,574,971焦炭4.91.61.638.13221,236焦炉煤气2.892.022.487.39461,047其它煤气1.1120.8848.6170.61,376,468原油00汽油00柴油6.460.520.490.127.59235,027燃料油157.370.09157.464,971,182液化石油气00炼厂干气0.510.5111,321天然气47.216.1953.411,288,511其它石油制品45.310.8346.141,393,020其它焦化产品00其它能源152.9998.5623.0149.0120343.570360,578,694数据来源：《中国能源统计年鉴》2010年；省名称发电量厂用电率供电量2009年（MWh)（%）（MWh)南方从华中净调入MWh21,852,270广东省214,300,0006.16201,099,120华中简单OM0.9546广西自治区42,800,0006.6939,936,680贵州省97,800,0006.6891,266,960总排放量tCO2381,437,884云南省54,800,0006.5251,227,040总供电量MWh415,850,690海南省11,400,0008.1710,468,620排放因子0.9172总计393,998,420数据来源：《中国电力年鉴》2010年A3.南方电网2010年燃料消耗量和CO2排放量计算燃料分类广东省广西贵州省云南省海南省燃料消耗总量（104t，108m3）CO2排放量（tCO2e）原煤9758.452330.594876.83345.11471.8420782.79379,341,699洗精煤1.030.391.4232,658中国温室气体自愿减排项目设计文件第62页其它洗煤11.2439.0850.32367,381型煤179.27179.273,272,159焦炭00煤矸石301.6926.1362.95390.772,852,972焦炉煤气2.822.023.258.09504,719高炉煤气0.7942.329.3248.03100.468,278,878转炉煤气0.334.251.86.38734,992其它煤气00原油00汽油00柴油4.650.412.290.760.088.19253,606燃料油83.390.183.492,635,869石脑油00润滑油00石蜡00溶剂油00石油沥青00石油焦20.420.4540,275液化石油气00炼厂干气0.560.5612,431液化天然气164.94164.944,606,554天然气34.047.6241.668,806,729其它石油制品0.630.471.133,210其它焦化产品00其它能源163.9577.3626.0223.47290.80412,274,132数据来源：《中国能源统计年鉴》2011年；省名称发电量厂用电率供电量2010年（MWh)（%）（MWh)南方从华中净调入MWh23,423,940广东省253,500,0005.97238,366,050华中简单OM0.9923广西自治区55,700,0006.5552,051,650贵州省95,600,0006.8589,051,400总排放量tCO2435,517,738云南省54,600,0006.9350,816,220总供电量MWh466,557,030海南省13,900,0007.5712,847,770排放因子0.9335总计443,133,090数据来源：《中国电力年鉴》2011年A4.南方电网2011年燃料消耗量和CO2排放量计算燃料分类广东省广西贵州省云南省海南省燃料消耗总量（104t，108m3）CO2排放量（tCO2e）原煤11799.442807.2942663520.42607.4123000.56419,821,954洗精煤00其它洗煤1291.2922.961314.259,595,207型煤182.83182.833,337,138中国温室气体自愿减排项目设计文件第63页焦炭00煤矸石320.1571.2636.78428.193,126,172焦炉煤气3.051.882.667.59473,525高炉煤气1.5844.789.1650.65106.178,749,438转炉煤气0.332.712.385.42624,398其它煤气00原油00汽油00柴油2.80.583.581.050.038.04248,961燃料油24.440.0724.51773,807石脑油00润滑油00石蜡00溶剂油00石油沥青00石油焦16.511.3817.89473,800液化石油气195.1195.15,448,882炼厂干气00液化天然气0.910.9120,201天然气38.190.766.8345.789,677,678其它石油制品0.530.5316,001其它焦化产品00其它能源34.53159.2225.2218.950462,387,161数据来源：《中国能源统计年鉴》2012年；省名称发电量厂用电率供电量2011年（MWh)（%）（MWh)南方从华中净调入MWh16,118,680广东省304,600,0005.6287,542,400华中简单OM0.9827广西自治区63,700,0006.659,495,800贵州省102,200,0007.394,739,400总排放量tCO2478,226,638云南省53,600,0007.749,472,800总供电量MWh521,936,680海南省15,800,0007.814,567,600排放因子0.9163总计539,900,000505,818,000数据来源：《中国电力年鉴》2012年用以上2009-2011三年的所有供电量的加权平均，计算得到在补充计入期内事前固定的电量边际排放因子（EFOM）如下：2,,,,,,iyiycoiyigridOMsimpleyyFCNCVFEFEG=0.9223tCO2e/MWh2：容量边际排放因子的计算中国温室气体自愿减排项目设计文件第64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。燃料分类广东省广西贵州省云南省海南省燃料消耗总量（104t，108m3）CO2排放量（tCO2e）原煤11799.442807.2942663520.42607.4123000.56419,821,954洗精煤00其它洗煤1291.2922.961314.259,595,207型煤182.83182.833,337,138焦炭00煤矸石320.1571.2636.78428.193,126,172焦炉煤气3.051.882.667.59473,525高炉煤气1.5844.789.1650.65106.178,749,438转炉煤气0.332.712.385.42624,398其它煤气00原油00汽油00柴油2.80.583.581.050.038.04248,961燃料油24.440.0724.51773,807石脑油00润滑油00石蜡00溶剂油00石油沥青00石油焦16.511.3817.89473,800液化石油气195.1195.15,448,882炼厂干气00液化天然气0.910.9120,201天然气38.190.766.8345.789,677,678其它石油制品0.530.5316,001其它焦化产品00其它能源34.53159.2225.2218.950462,387,161数据来源：《中国能源统计年鉴》2012年；由以上表格及公式，λCoal,y=93.70%，λOil,y=0.33%，λGas,y=5.98%。步骤2：计算对应的火电排放因子。yAdvGasyGasyAdvOilyOilyAdvCoalyCoalyThermalEFEFEFEF,,,,,,,,,,=0.76317tCO2e/MWh中国温室气体自愿减排项目设计文件第65页步骤3：计算电网的BM南方电网2011年装机容量装机容量单位广东广西云南贵州海南合计火电MW56,35011,77011,36020,3003,150102,930水电MW13,02015,26028,42018,66081076,170核电MW6,12000006,120风电及其他MW74850690402751,803合计MW76,23827,08040,47039,0004,235187,023数据来源：《中国电力年鉴2012》南方电网2010年装机容量装机容量单位广东广西云南贵州海南合计火电MW52,87010,39011,33017,5302,97095,090水电MW12,60014,94024,35016,55075069,190核电MW5,03000005,030风电及其他MW620036002101,190合计MW71,12025,33036,04034,0803,930170,500数据来源：《中国电力年鉴2011》南方电网2009年装机容量装机容量单位广东广西云南贵州海南合计火电MW48,30010,77010,71017,3103,09090,180水电MW11,26014,75020,90013,61070061,220核电MW3,95000003,950风电及其他MW560080060700合计MW64,07025,52031,69030,9203,850156,050数据来源：《中国电力年鉴2010》南方电网2008年装机容量装机容量单位广东广西云南贵州海南合计火电MW45,73010,27010,03017,1702,37085,570水电MW10,28013,97015,7409,47041049,870核电MW3,78000003,780风电及其他MW290080010380合计MW60,08024,24025,85026,6402,790139,600数据来源：《中国电力年鉴2009》中国温室气体自愿减排项目设计文件第66页南方电网BM计算表格（MW）2007年装机2008年装机2009年装机2007-2009新增装机12008-2009新增装机2占新增装机比重ABCDEF火电83,01085,57090,18014,446.98,705.640.66%水电40,93049,87061,22020,487.911,35057.66%核电3,7803,7803,9501701700.48%风电及其他2743807004263201.20%合计127,994139,600156,05035,530.820,545.6100.00%占2009年装机百分比22.77%13.17%2008年装机2009年装机2010年装机2011年装机2008-2011年2009-2011年2010-2011年2008-2011年新增装机1新增装机2新增装机3占新增装机比重火电85,57090,18095,090102,93026,98419,1848,15449.38%水电49,87061,22069,19076,17023,90012,5506,68043.74%核电3,7803,9505,0306,1202,3402,1701,0904.28%风电及其他3807001,1901,8031,4231,1036132.60%合计139,600156,050170,500187,02354,64735,00716,537100.00%占2011年装机百分比29.22%18.72%8.84%注1和注2：是考虑装机容量、关停机组容量、抽水蓄能装机容量后计算的新增装机容量。EFBM,y=0.76317×49.38%=0.3769tCO2e/MWh中国温室气体自愿减排项目设计文件第67页附件3:监测计划补充信息-----