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)项目活动名称惠州东江水电项目项目类别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3项目补充说明文件完成日期08/12/2014CDM注册号和注册日期9710，13/08/2013申请项目备案的企业法人广东惠州粤华电力有限公司项目业主广东惠州粤华电力有限公司项目类型和选择的方法学能源工业（可再生能源/不可再生能源）方法学：CM-001-V01可再生能源发电并网项目的整合基准线方法学（第一版）预计的温室气体年均减排量补充计入期：2007年1月1日至2013年8月12日补充计入期内年均减排量：181,105tCO2e补充计入期总减排量：1,198,769tCO2e1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项目活动的目的惠州东江水电项目（以下简称“项目”或“本项目”）由广东惠州粤华电力有限公司（以下简称“项目业主”）开发。本项目位于东江下游惠城河河段，距离惠州城约9公里。本项目以发电为主要目的，并致力于通过利用当地的水能资源，为地方电网带来零排放的清洁电力，在缓解当地用电紧张的同时，实现保护环境、减少温室气体排放等作用。A.1.2项目活动概述本项目主要包括大坝，水轮发电机组和厂房，项目总装机容量46MW，由4台11.5MW的水轮发电机组组成，根据CCER项目相关规定，本项目属于大规模项目。本项目通过零排放的水电替代以化石燃料为主要发电来源的广东省电网（属于“南方电网”）部分电量，从而避免了被替代电量相应的温室气体排放，并实现温室气体减排。项目水库面积4497863m2，功率密度10.23w/m2。本项目于2005年3月20日签署主设备采购协议(项目开始日期)，同年4月6日正式开工建设，2006年12月18日投入运行，预计年上网电量267,090MWh，折合年利用小时5,806小时（PLF0.663），项目补充计入期为2007年1月1日至2013年8月12日，预计共计产生减排量908,041tCO2e，年平均产生减排量129,720tCO2e。水电站的开发符合中国能源行业的发展策略，可以实现可持续发展的目标，主要贡献包括：本项目的开发符合国家和省政府的能源开发战略，通过对当地优质水电资源的开发利用，促进地区经济发展、增加财政收入；通过开发当地的水能资源，满足当地的用电需求，符合当地“以电代柴”的战略发展需求，减少木材消耗，保护当地植被和生态环境；项目的开发过程中会改善当地的道路、通讯等基础设施建设；本项目建设开发将为当地提供更多的就业和培训机会，增加当地人民的收入和职业技能，从而促进地区可持续发展。中国温室气体自愿减排项目设计文件第3页综上所述，本项目的建设开发符合当地可持续发展的战略要求，有利于当地人民的基本利益。A.1.3项目相关批复情况2002年12月，完成项目环境影响评价报告书2003年05月27日，获得广东省环境保护局《准予行政许可决定书》（粤环函[2003]399号），工程环境影响报告书得到政府认可；2004年07月01日，获得广东省发展和改革委员会《关于惠州剑潭水利枢纽工程可行性研究报告的批复》（粤发改农[2004]524号），工程建设获得登记核准；2004年07月21日取得广东省发展和改革委员会《关于惠州剑潭水利枢纽工程更名及设备招标方式问题的复函》（粤发改农[2004]888号），同意项目更名为广东惠州东江水利枢纽2007年12月，由于电站实施中装机容量由原始环评方案的30MW变更为46MW，委托原环评单位编写了环境影响评价补充报告，对装机容量变化可能的影响进行客观评价；2008年1月17日，获得广东省环境保护局《装机调整复函》（粤环函[2008]54号），确认工程装机总容量为46MW。根据《中华人民共和国国家发展和改革委员会令第6号》发布的《固定资产投资项目节能评估和审查暂行办法》规定，该办法自2010年11月1日起施行，晚于本项目开工建设时间，因此本项目不涉及节能评估及审批。本项目于2008年4月22日获得国家发改委关于惠州东江水电项目作为清洁发展机制项目的批复，2013年8月13日取得联合国清洁发展机制项目注册，注册编号9710，项目未申请过减排量签发，相关信息请参见联合国网站：http://cdm.unfccc.int/Projects/DB/JACO1375318544.96/view除联合国清洁发展机制外，本项目未在其他减排机制注册及签发减排量。A.2.项目活动地点A.2.1.省/直辖市/自治区，等广东省A.2.2.市/县/乡(镇)/村，等惠州市中国温室气体自愿减排项目设计文件第4页A.2.3.项目地理位置项目位于东江下游惠州城区与博罗县城之间的东江河段，地理坐标为东经114º20′58"，北纬23º8′42"。本项目详细地理位置如下图所示：图A.1中国广东省图A.2广东省惠州市项目所在地中国温室气体自愿减排项目设计文件第5页图A.3项目所在地A.3.项目活动的技术说明本项目为一新建水电站。主要发电技术为利用流水落差产生的动力发电。水轮发电机组由来厂房水阀进水的水力转动转换为电能。尾水通过尾水渠注入东江下游。本项目的主要由拦河水坝，装有4台发11.5MW水轮发电机组的厂房和其他辅助设施组成。大坝包括溢流部分、非溢流部分、底部泄洪部分及入水口，左岸连接土坝最大坝高16.2米，右岸最大坝高24.3米，正常蓄水位10.5米，设计水头6.48米。本项目所发电量将通过一回110kV线路输送至广东省电网，并网接入点为220kV金源变电站，项目年上网电量267,090MWh，折合年利用小时5,806小时3（负荷因子0.663）。本项目发电机及水轮机的详细信息请参见下表。表A-1本项目所用设备参数参数数值水轮机型号GZ(B99)-WP-610装机数量4功率（兆瓦）11.856额定转速（转/分钟）75额定水头（米)6.48额定排水量（立方米/秒）198.4使用年限（年）30制造厂家四川东风电机厂有限公司发电机型号SFWG16-80/6600装机数量4功率（兆瓦）11.5额定电流（安）702.6额定电压（伏）10.5使用年限30制造厂家四川东风电机厂有限公司3数据引自项目可行性研究报告。267,090MWh/46MW=5,806h，5,806h/8,760h=0.663。中国温室气体自愿减排项目设计文件第6页本项目电表包括一块精度为0.2s的关口表（M1），安装于变电站并由电网公司负责电表的日常运营和维护，本电表将作为测算项目净上网电量（EGoutput,y）和净下网电量（EGimport,y）的依据。备表（M2）安装于电站出口并由项目业主负责日常运营和维护。当关口表发生故障或其他特殊情况时，备表的读数将作为上网电量的参考。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惠州粤华电力有限公司广东惠州粤华电力有限公司广东省发展和改革委员会A.5.项目活动打捆情况不适用A.6.项目活动拆分情况不适用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CM-001-V01：可再生能源发电并网项目的整合基准线方法学（第一版http://www.ccchina.gov.cn/archiver/cdmcn/UpFile/Files/Default/20130311164212571089.pdf）基准线情景识别及额外性论证参考：额外性论证与评价工具（第07.0版http://cdm.unfccc.int/methodologies/PAmethodologies/tools/am-tool-01-v7.0.0.pdf）电网排放因子计算参考方法学：电力系统排放因子计算工具（第04.0版http://cdm.unfccc.int/methodologies/PAmethodologies/tools/am-tool-07-v4.0.pdf）普遍实践指南（第02.0版https://cdm.unfccc.int/Reference/Guidclarif/meth/meth_guid44.pdf）B.2.方法学适用性根据CM-001-V01适用的可再生能源发电并网项目规定，适用情形如下：（1）建设一个新发电厂，新发电厂所在地在项目活动实施之前没有可再生能源发电厂（新建电厂）。方法学CM-001-V-01适用于本项目。本项目符合所有方法学及相关项目规定的适用条件：表B.1.选择该方法学的理由方法学中的要求项目情况适用性项目活动是对以下类型之一的发电厂或发电机组进行建设、扩容、改造或替代：水力发电厂/发电机组（附带一个径流式水库或者一个蓄水式水库），风力发电厂/发电机组，地热发电厂/发电机组，太阳能发电厂/发电机组，波浪发电厂/发电机组，或者潮汐发电厂/发电机组；本项目将新建一个水力发电厂。因此，符合此项标准。适用对于水力发电厂项目：必须符合下列条件之一：.在现有的一个或者多个水库上实施项目活动，但不改变任何水库的库容；或者，本项目功率密度为10.23W/m2适用中国温室气体自愿减排项目设计文件第8页在现有的一个或者多个水库上实施项目活动，使任何一个水库的库容增加，且每个水库的功率密度（在项目排放部分进行了定义）都大于4W/m2；或者，由于项目活动的实施，必须新建一个或者多个水库，且每个水库的功率密度（在项目排放部分进行了定义）都大于4W/m2如果水力发电厂使用多个水库，并且其中任何一个水库的功率密度低于4W/m2，那么必须符合以下所有条件：用公式5计算出的整个项目活动的功率密度大于4W/m2；多个水库和水力发电厂位于同一条河流，并且它们被设计作为一个项目，共同构成发电厂的发电容量；不被其他水力发电机组使用的多个水库之间的水流不能算做项目活动的一部分；.用功率密度低于4W/m2的水库的水来驱动的发电机组的总装机容量低于15MW；.用功率密度低于4W/m2的水库的水来驱动的发电机组的总装机容量低于用多个水库进行发电的项目活动的总装机容量的10%。.本项目不涉及多个水库不适用本方法学不适用于以下条件：.在项目活动地项目活动涉及可再生能源燃料替代化石燃料，因为在这种情况下，基准线可能是在项目地继续使用化石燃料；.生物质直燃发电厂；.水力发电厂需要新建一个水库或者增加一个现有水库的库容，并且这个现有水库的功率密度低于4W/m2。本项目不涉及可再生能源燃料替代化石燃料、生物质直燃发电厂，本项目水库功率密度高于4W/m2。适用中国温室气体自愿减排项目设计文件第9页有关项目工具适用性的情况请参见下表：表B.2.工具适用性工具名称适用性条件拟议项目活动的情形是否满足适用性条件额外性论证与评价工具（第07.0版）如果本工具是被包含在某个方法学中时，那么在应用该方法学时，强制要求使用该工具。本项目所选用的方法学规定要使用该工具。是电力系统排放因子计算工具（第04.0版）当计算一个项目活动的基准线排放时，本工具可以用来估算OM，BM和CM。而该项目活动是通过提供上网电量或者是导致下网电量的节省来替代电网电量的。本项目是通过新建水力发电站来替代电网供电。是普遍实践指南（第02.0版）拟议项目使用定义中列出的项目措施。（例如采用可再生能源发电）拟议项目是通过水能发电。是综上，本项目适用于方法学CM-001-V01及各项工具。B.3.项目边界>>排放源温室气体种类包括否？说明理由/解释基准线由于项目活动被替代的化石燃料火电厂发电产生的CO2排放.CO2是主要排放源CH4否次要排放源N2O否次要排放源中国温室气体自愿减排项目设计文件第10页项目活动对于地热发电厂来说，地热蒸汽中所含的不凝性气体中的CH4和CO2的逸散性排放CO2否本项目不涉及CH4否本项目不涉及N2O否本项目不涉及太阳能热电厂和地热发电厂所需的化石燃料燃烧产生的CO2排放CO2否本项目不涉及CH4否本项目不涉及N2O否本项目不涉及对于水力发电厂来说，水库的CH4排放.CO2否次要排放源CH4是主要排放源N2O否次要排放源下图说明项目边界以及相关信息：图B.1项目边界示意图B.4.基准线情景的识别和描述根据方法学的要求，本项目活动（新建的输往电网的可再生能源电站）的基准线情景描述如下：中国温室气体自愿减排项目设计文件第11页项目活动生产的上网电量可由并网发电厂及其新增发电源替代生产，与“电力系统排放因子计算工具”里组合边际排放因子（CM）的计算过程中的描述相同。本项目产生的电力将被输送到南方电网，因此本项目的基线情境即：在没有此项目的情况下，将由其他已连接到电网的电站或新建电站来满足南方电网的电力需求。根据方法学，基准线情景下温室气体排放量应等同于项目活动的供电量乘以项目所在电网的基准线排放因子（EFgrid,cm,y）。而基准线排放因子（OM）将通过计算项目的CM和BM的加权平均值获得。有关排放因子和本项目温室气体减排量的详细计算过程，请参见本项目设计文件的B.6章节部分。B.5.额外性论证本项目业主自项目开始前就意识到项目需要通过申请碳减排机制来确保经济可行性，项目业主在项目的开发周期中不断地尝试着申报CDM机制以及CCER机制，相关的重大事件请参见下表表B.3.项目活动的时间表时间事件2003年05月27日获得环评批复2004年02月18日项目可行性研究完成2004年7月1日获得项目核准2004年8月12日董事会决议开发CDM项目2005年3月12日召开利益相关方会议2005年3月20日签署水轮发电机组采购合同（项目开始日期）2005年4月6日项目开工建设2005年5月27日签署咨询服务协议2005年6月10日签署总包协议2005年12月14日与第一个买家签署减排量购买协议2006年8月13日与第一个买家终止减排量购买协议2006年12月18日项目投产2007年1月12日至2007年1月19日与第二个买家签署减排量购买协议2007年6月18日项目设计文件在EB第一次挂网中国温室气体自愿减排项目设计文件第12页2008年1月15日申请国家批准函2008年4月22日获得国家发改委国家批准函2008年11月12日第二个买家退出2009年12月18日审定中止2010年4月5日与第二个咨询机构签署咨询服务协议2010年6月29日与第三个买家签署意向书2012年3月13日与第三个买家终止合作协议2013年4月25日项目设计文件在EB第二次挂网2013年8月13日获得联合国CDM项目注册2014年3月10日申请中国自愿减排项目注册额外性分析本项目参照方法学来讨论本项目的额外性。具体步骤如下：步骤1.识别符合现行法律法规的本项目活动的替代方案通过以下四个子步骤确认现实可行的项目活动替代方案子步骤1a.确定本项目活动的替代方案：（1）本建设项目活动通过利用东江的水能资源，向南方电网供电。本项目业主可能提供的与本项目活动同等产出的服务或替代方案如下：a)建设项目活动本身，但不作为CCER项目活动；b)建设相同年供电量的火电厂；c)建设其它相同年供电量的可再生能源发电厂，例如太阳能、生物质能发电、地热能发电、风能发电项目；d)由南方电网提供同等电量的供电服务（继续现有供电状况）；风资源，波浪和潮汐资源在项目区域内不足，生物质发电对于当地来说由于缺乏足够的资源而不是可行的方案，同时本地区并不存在与本项目发电规模相当的生物质发电场。另外，其他可再生能源诸如地热4发电、太阳能发电5由于投资额巨大而开发受限，因此方案c)不是可行的替代方案。4数据来源：http://info.electric.hc360.com/HTML/001/008/018/24608.htm5数据来源：http://www.greenpeace.org/china/zh/press/reports/china-pv-report中国温室气体自愿减排项目设计文件第13页子步骤1a的结论：替代方案a)，b)，d)是现实可行的情景。子步骤1b.适用法律和法规的实施情况:（2）新建一座装机约46MW的火电发电站可向电网提供与本项目相当的发电量，然而跟据中国的电力法规，在大电网（例如，广东电网）能覆盖到的地区禁止建设300MW及以下的燃煤电厂6。因此，新建一座装机46MW的火电发电站不符合现行中国法律法规的要求，所以，情景b)应被排除从而不能成为基准线情景。（3）替代方案a)、d)符合中国现行的法律法规。步骤1的结论：替代方案a)和替代方案d)是符合中国强制性法律法规政策的可行的替代情景。这两个方案将在步骤2中进行进一步讨论。步骤2.投资分析进行投资分析，旨在对本项目不作为CCER活动，及作为CCER活动的两种情况下的收益情况进行分析、比较。本章节将使用公认的财务分析方法和EB提供的投资分析指导原则对项目的经济可行性进行论证，说明项目活动在缺乏CCER收益支持的情况下不具有经济可行性。投资分析由以下4步构成：子步骤2a.确定合适的分析方法“额外性论证与评价工具”为此步骤提供了三种可供选择的分析方法，即“简单成本分析方法（选项I）”、“投资比较分析方法（选项II）”以及“基准分析方法（选项III）”。由于本项目可以从售电中获得收益，且第四个替代情景并不涉及投资，因此只能选择基准分析方法（选项III）进行投资分析。子步骤2b.选项III.应用基准分析方法根据《小型水电建设项目经济评价规程》，小水电发电行业的财务基准内部收益率为10%（税后）。因此本项目采用10%的行业基准收益率作为财务指标基准线，并以此判断项目是否具有投资吸引力。在基准收益率基础上，计算和分析财务指标，相关内容在子步骤2c中说明6国务院文件（[2007]第2号）.中国温室气体自愿减排项目设计文件第14页子步骤2c.财务指标计算和比较(适用于选项III)计算关键财务指标所需要的基本参数计算本项目全投资IRR所需要的基本参数如下表所示，所有参数均来源于权威第三方机构出具的项目可行性研究报告：表B.4.项目的基本财务参数参数数值单位数据来源装机容量46兆瓦可行性研究报告运营小时数5,806小时可行性研究报告净上网电量267,090兆瓦时可行性研究报告电价0.48(含税)元/千瓦时电价文件总投资89,916.6万元可行性研究报告年运营成本1,328.09万元可行性研究报告所得税33%中国税法增值税17%中国税法城建维护税7%中国税法教育附加税3%中国税法地方教育附加2%中国税法计入期7年折旧率3.96%可行性研究报告残值率1%可行性研究报告贷款利率6.18%可行性研究报告项目运营年限25年可行性研究报告CCER价格65元/吨试点地区价格如前文所示，收益率在10%以下的在经济上不具备吸引力。为确定是否有必要对本项目进行CCER开发，计算在不考虑及考虑CCERs收益7情况下的全投资内部收益率如下表所示：表B.5项目内部收益率(IRR)参数内部收益率值无CCER收入时的IRR7.03%有CCER收入时IRR8.64%基准收益率10.00%7CCER收益按照年减排量20.1万吨，每吨价格65元中国温室气体自愿减排项目设计文件第15页从上表可以看出，在不考虑来自CCER销售收入的情况下，本项目的全投资内部收益率为7.03%，低于10%的行业基准值，这说明本项目活动在经济或财务方面存在明显的财务障碍；而当考虑CCER销售收入的情况下，带来的收益预计会明显影响内部收益率，尽管依然存在某些不确定性，投资者仍将获得合理的财务回报以减低风险，从而项目具备了经济可行性。子步骤2d.敏感性分析根据“额外性论证与评价工具”，敏感性分析用来进一步说明有关财务吸引力的结论是否在关键假设发生合理变化时仍然成立，选取以下四个基本参数作为敏感性要素进行分析，以检验本项目的财务指标是否达到或超过基准线：项目总投资；运行与维护成本；上网电价；年上网供电量。以下给出以上四个因素在-10%～+10%8范围内变动时，上述参数在不考虑CCER收入时本项目全投资内部收益率（IRR）的变化情况。具体参见以下分析：表B.6.项目敏感性分析变化范围-10%-5%0%+5%+10%内部收益率参数项目总投资7.85%7.42%7.03%6.68%6.36%运行与维护成本7.14%7.08%7.03%6.97%6.92%上网电价6.11%6.57%7.03%7.48%7.92%年上网供电量6.11%6.57%7.03%7.48%7.92%8详见项目可行性研究报告；《电力工程技术改造项目经济评价暂行办法》（国家电力公司，2003年）中国温室气体自愿减排项目设计文件第16页图B.2.项目敏感性分析以上敏感性分析结果表明，项目内部收益率（IRR）不会超过小水电行业基准线±10%的变动范围。而且，来自CCER的收入将明显提高建设项目的财务可行性。通过敏感性分析，可以认为项目IRR受项目总投资，运行与维护成本，税率和年度供电量影响。为进一步证明以上情景财务吸引力的结论在关键假设（如总投资，运行维护成本等）发生合理变化时仍然成立，进行敏感性分析和临界点分析。表B.7.IRR超过基准线的临界点参数总计项目总投资-28.1%运行与维护费用-275.85%上网电价+34.61%年上网供电量+34.61%由上可以得出，根据以下的论述，四个参数不会达到临界值从而超过基准线：1）项目总投资本项目固定资产投资的各组成部分来源于项目可行性研究报告，该报告由第三方权威机构完成，并经广东省发展与改革委员会批准。本项目总投资依照国家和地区相关行业标准制定。中国温室气体自愿减排项目设计文件第17页根据国家统计局发布的《国家统计年鉴》中“固定资产投资费用”的有关数据，云南省固定资产投资额在2006年上涨了0.7%，在2007年上涨了2.4%9，在2008年上涨了8.6%10。同时，“原材料购买、燃料动力费用”的有关数据显示原材料价格在2006年上涨了6%，在2007年上涨了4.4%，在2008年上涨了10.5%11。由此可见，在原材料和人工成本持续增长的经济环境背景下，固定资产投资的花费也呈上升趋势。综上所述，本项目的总投资不可能低于预估投资28.1%以上。事实上，本项目的实际投资高于实现的预计值。2）运行与维护费用如果年均运行与维护成本减少275.85%项目的内部收益率将达到基准线10%。但是年均运行与维护成本由第三方机构预计，并且和相关的行业标准、实践经验相符合。上文提到，在原材料和人工成本持续增长的经济环境背景下，本项目运营成本不可能减少275.85%之多，并且常识也说明运营成本不可能减少超过100%。3）上网电价本项目电价来源于项目可行性研究报告（0.48CNY/kWh），并且与“联合国执行理事会关于中华人民共和国注册类项目最高电价的说明”（版本02，EB61）相符合。4）年上网供电量本项目固定资产投资的各组成部分来源于项目可行性研究报告，该报告由第三方权威机构完成，并经广东省发展与改革委员会批准。该数据是基于项目所在流域的长期水文数据和大量水电站运营经验所得，并考虑到洪灾、旱灾等相关因素。虽然上网电量会由于当年的气象条件而有所变化，但长年平均上网电量在当前估算值的基础上增加34.61%是不可能的。总之，用于IRR计算的运行与维护成本值是可行且保守的。9http://www.stats.gov.cn/tjsj/ndsj/2008/html/I0816e.htm10http://www.stats.gov.cn/tjsj/ndsj/2009/html/I0816e.htm11http://www.stats.gov.cn/tjsj/ndsj/2009/html/I0815e.htm中国温室气体自愿减排项目设计文件第18页步骤2的结论：通过以上的分析表明，项目如果没有CCERs的收入不具备经济额外性，同时敏感性分析表明项目的经济参数不可能达到临界值，从而超过基准线。因此，来自CCERs的收入可以有效的改善拟建项目的经济指标，提高应对风险的能力。因此，有关本项目活动的论证应直接进入步骤4（普遍性分析）。步骤3.障碍性分析本项目不采用障碍性分析。步骤4.普遍性分析按照“额外性论证与评价工具”，项目如果在同一个地区或者使用相似的技术作为类似项目考虑。与项目类似的其他在役的水电站拥有相似的装机规模应在本章节中进行普遍性分析讨论。根据“普遍性分析导则”，普遍性分析按照以下步骤进行子步骤4.1：计算项目装机容量适用范围(+/-50%)基于项目预期装机容量46MW，装机容量介于23MW至69MW之间的将被视为类似规模。子步骤4.2：识别符合以下条件的相似项目（a）适用地区：中国是一个经济大国，工业结构，基础设施，发展路线和施政框架各地不同。省际之间的关键经济要素差别很大。由于中国各地水电项目的开发背景、审批流程、地方法规、投资环境迥异，因此，本章节仅讨论与本项目处于相同地域（广东省）的水电项目。（b）适用与本项目类似的措施：根据“普遍性分析导则”的定义，类似措施指“燃料和原料转换”（例如：用天然气替代挥发油发电，水泥熟料生产中用石膏替代石灰岩等）。（c）项目使用与本项目活动相同的燃料和原料：本建设项目活动使用水力资源。中国温室气体自愿减排项目设计文件第19页（d）项目与本建设项目活动发电厂生产相似属性和应用范围的产品与服务：本建设项目主要用于发电，因此水力发电项目适用。（e）项目装机或输出容量在步骤（a）计算范围内：装机容量在23MW至69MW间的项目作为类似项目考虑。（f）项目在PDD上网公示之前或者在本建设项目活动开工日期前开始商业运营：如B3部分，本项目开始时间为2005年3月20日。根据上述标准，位于广东省装机容量为23MW到69MW，开始商业运行在项目开工日期之前的水电项目，筛选进入下一步分析。一些正在建设中或在CDM开发中的水电项目因此没有纳入。下表显示相似规模已经运营的水电项目：表B.8.广东省类似水电项目12项目名称装机容量(MW)运行日期（年）锦江水电厂项目251993钓鱼台水电厂项目251999孟洲坝水电厂项目482003横溪水水电厂项目502000花山水电厂项目25.51980高塘水电厂项目362001都平水电厂项目301992江口水电厂项目401999单主窝水电厂项目342001蓬辣滩水电厂项目442001双溪水电厂项目362001前木京水电厂项目302000大河水电厂项目301999前城佳一期水电厂项目28.2199712项目名称和装机容量信息来自《中国水利年鉴》中国温室气体自愿减排项目设计文件第20页子步骤4.3：在以上识别出的项目中，识别没有进行碳减排程序注册的项目，包括在中国清洁发展机制网（http://cdm.ccchina.gov.cn/）、UNFCCC网站（http://cdm.unfccc.int）、黄金标准网站（http://www.cdmgoldstandard.org/）、VCS网站（www.v-c-s.org）和《中国电力年鉴》等公开数据中所列出的，位于广东省装机容量在23MW～69MW之间，开工建设时间2002年以后，商业运行时间在2005年3月20日之前的水力发电项目，标记数量为Nall从上述表格中，Nall=14子步骤4.4：识别与项目运用不同的技术，且至少在以下一个方面不同的项目。标记它们的数目为Ndiff。1）能源/燃料2）原料3）装机容量a)微型（根据CMP.5决议2第24段和CMP.6决议3第39段的定义）b）小型（根据CMP.2决议1第28段定义）c）大型4）投资决定阶段的投资环境，尤其是：a）使用技术；b）补贴或其他资金流；c）鼓励政策；d）法律规章5）其他特征，尤其是：a）发电量的单位成本（相差20%以上为非相似项目）子步骤4.4.1项目投资决议时期的投资环境讨论中国温室气体自愿减排项目设计文件第21页2002年中国电力行业改革。所以，中国水电投资环境在2002年前后相差较大。在2002年前，根据《关于多种电价实施办法的通知》（水电财字[1987]101号）13，“发电厂电价应根据完全成本原则制定并合理盈利”。在政府优惠政策支持下，水电开发无需面对任何投资风险。2002年起，根据国务院2002年2月10日印发的《电力体制改革方案》14，电价优惠政策取消，中国开始实施电价竞争政策，电价形成机制自此改变。本项目开工日期晚于2002年，本项目类似的项目活动应当为2002年后投入运营的项目。因此，2002年前投资的水电作为与本建设项目“不同技术”类型考虑。因此，根据“普遍性分析导则”，Ndiff=13。子步骤4.5，计算F＝1-Ndiff/Nall，其中F表示与拟建项目运用类似的技术占广东省内装机容量介于23MW至69MW之间且已经在本项目起始日之前开始商业运行的项目的比例。如果在选定的地理区域内F的计算结果大于0.2，并且Ndiff－Nall的结果大于3，那么拟建项目是普遍现象。根据步骤2和步骤3，Nall=14，Ndiff=13，F=1-Ndiff/Nall=0.07因F计算结果小于0.2，同时Ndiff－Nall的结果小于3，因此，拟建项目不是普遍现象，项目具有额外性。B.6.减排量B.6.1.计算方法的说明本项目适用于方法学CM-001-V01，根据方法学对减排量计算的具体规定，参照“电力系统排放因子计算工具”的要求本节将包括如下步骤：1计算项目活动排放量；2计算项目的基准线排放量；3计算项目泄漏；4计算项目减排量。1项目活动排放量(PEy)项目排放应通过如下公式进行计算：,,,yFFyGPyHPyPEPEPEPE(1)13http://www.cqpn.gov.cn/gb/laws/xxfg/wj20011.htm14http://www.ccei.org.cn/show_trz.asp?ID=36417中国温室气体自愿减排项目设计文件第22页其中，PEy:在第y年的项目排放（tCO2e/yr）PEEF,y:在第y年由于消耗化石燃料导致的项目排放（tCO2e）PEGP,y:在第y年由于地热电站导致的项目排放（tCO2e）PEHP,y:在第y年由于水库导致的项目排放（tCO2e）对于水电站而言，PEEF,y和PEGP,y的值均为0，PEGP,y应根据项目的功率密度(PD)进行计算，计算公式如下：()/()BLPJBLPJPDCAPCAPAA(2)其中PD:在第y年项目的功率密度（W/m2）CAPPJ:水电项目的装机容量（W），对于惠州东江项目而言，CapPJ=46,000,000CAPBL:本项目投产前的水电装机容量（W），由于本项目属新建水电项目，因此CapBL=0APJ:项目实施后的水库表面积（m2），对于本项目而言，APJ=0ABL:项目实施前的水库表面积（m2），由于本项目属新建水电项目，因此ABL=0根据方法学的有关规定，若项目PD大于10W/m2，则：,0HPyPE(3)因此，由于本水电项目功率密度大于10W/m2，故，可认为温室气体排放量为零，PEy=0，同时TEGy参数在计算减排量和制定监测计划时可以省略。2基准线排放计量基准线排放量只包含本项目替代的化石燃料发电站排放的CO2。方法学假定基准线上所有项目发电原经现有电网连接电厂和新增电网连接电厂产生。基准线排放计算如下：yp,ygrid,CM,yBEEGEF(4)其中：BEy在第y年的基准线排放量（tCO2e）；EFgrid,CM,y在第y年项目所连接电网的组合边际的基准线排放因子。中国温室气体自愿减排项目设计文件第23页（tCO2e/MWh）EGPJ,y项目活动在第y年生产并输送到电网的净电量(MWh/yr)EGtotalexport,y在第y年从110kV厂内变压器到电网的上网电量（MWh）EGtotalimport,y在第y年从电网到110kV厂内变压器的总电量（MWh）EGPVexport,y在第y年从光伏发电厂输出到110kV厂内变压器的总电量（MWh）计算EGP,y建设项目为新建并网水电厂，场址没有其他在本项目实施前运营的可再生能源发电厂，因此：,,PJyfacilityyEGEG(5)其中：EGPJ,y在第y年本项目的净上网电量（MWh）；EGfacility,y项目单位在第y年输送到电网的净电量(MWh/yr)；计算EFgrid,CM,y：方法学工具“电力系统排放因子计算工具”规定了南方电网电站的CO2排放因子的计算方法。通过计算电量边际排放因子（OM）和容量边际排放因子（BM）组合计算得到组合边际排放因子（CM）。由于本项目补充计入期包括2007年至2013年，所以选择发改委公布与排放年最近可得的历年的排放因子，分别计算每一年的排放量。年份排放因子数据选择2007采用2005-2007年电网数据计算，相关数据由国家发改委于2009年公布2008采用2006-2008年电网数据计算，相关数据由国家发改委于2010年公布2009采用2007-2009年电网数据计算，相关数据由国家发改委于2011年公布2010采用2008-2010年电网数据计算，相关数据由国家发改委于2012年公布中国温室气体自愿减排项目设计文件第24页2011采用2009-2011年电网数据计算，相关数据由国家发改委于2013年公布2012由于国家发改委尚未公布采用2012年度数据计算的电网排放因子，故采用目前可得最新的数据，即2009-2011年度电网数据计算。2013由于国家发改委尚未公布采用2013年度数据计算的电网排放因子，故采用目前可得最新的数据，即2009-2011年度电网数据计算。该工具提供了对于以下参数的计算过程：参数描述EFgrid,CM,y第y年组合边际排放因子(tCO2/MWh);EFgrid,BM,y第y年电量边际排放因子(tCO2/MWh);EFgrid,OM,y第y年容量边际排放因子(tCO2/MWh);以下步骤用于计算南方电网的排放因子。步骤1：界定项目所连接的电网系统步骤2：选择是否在所连接电网系统中包含离网运行电厂步骤3：选择方法确定电量边际排放因子（OM）步骤4：根据已选方法计算电量边际排放因子步骤5：计算容量边际排放因子（BM）步骤6：计算组合边际排放因子（CM）步骤1：界定项目所连接的电网系统中国温室气体自愿减排项目设计文件第25页国家发展和改革委员会，已经对本项目连接的电网系统进行了界定15。本项目所在的广东省属于中国南方电网（CSPG）。因此，相关电力系统的识别为中国南方电网，包括广东，云南，广西和贵州的省级电网。同时，由于南方电网（CSPG）与华中电网（CCPG）之间存在一定量的电量调度，因此南方电网与华中电网均应作为本项目的相关电力系统。步骤2.选择是否在项目电网系统中包含离网运行的电厂“电力系统排放因子计算工具”提供了两个选项来计算电量边际排放因子和容量边际排放因子。选项1.只针对并网的电厂进行计算选项2.将并网和离网的所有电厂进行计算中国离网运行电厂在整个供电系统中不占主导地位，电力主管部门要求主要电力供应商统一接入接受调度的国家电网。同时国家发改委的“中国电网基准线排放因子”是基于选项1进行计算的，因此本次计算中选择选项1作为计算电量边际排放因子（OM）和容量边际排放因子（BM）的基础。步骤3.选择电量边际（OM）的计算方法对于电量边际排放因子（EFgrid,OM,y）的计算，计算工具规定了以下四种方法：（a）简单电量边际排放因子（OM）计算方法；（b）经调整的简单电量边际排放因子（OM）计算方法；（c）调度数据分析电量边际排放因子（OM）计算方法；（d）平均电量边际排放因子（OM）计算方法。本项目的采用方法（a），即简单电量边际计算方法，该方法要求低成本以及必须运行的发电厂发电量16低于电网总供电量的50％。计算数据来源于1）最近五年的平均数据；或2）基于长期平均水电发电量。基于对近年来15:http://cdm.ccchina.gov.cn/16典型的低运行成本和必须运行的资源通常包括水电,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。中国温室气体自愿减排项目设计文件第26页《中国电力年鉴》的数据分析可得到南方电网中低成本的以及必须运行的发电厂装机容量所占比例均在50%以下，计算简单电量边际排放因子，计算工具规定可以采用以下方式获得数值：事前计算：项目设计文件PDD递交审核日期之前最新3年的加权平均发电量，在第一个减排计入期内不用监测这些数据以及重新计算排放因子；或事后计算：从项目并网发电开始，需要每年监测数据并更新计算排放因子。如果y年的数据只能在y年之后6个月才能获得，则采用y-1年的排放因子来替代。如果y年的数据只能在y年之后18个月才能获得，则采用y-2年的排放因子来替代。相同的数据（y，y-1或y-2）应用于整个减排期。综上，本项目选用事前计算的方法，来计算南方电网的简单电量边际排放因子。步骤4.计算电量边际排放因子(EFgrid,OM,y)“电力系统排放因子计算工具”规定，根据数据来源的不同，可有两种方式计算(EFgrid,OM,y)。（方法A）基于每个机组的净发电量数据和CO2排放因子；（方法B）基于电网中所有电厂的总发电量及整个电网的燃料消耗数量、种类数据。本项目采用方法B来计算电量边际排放因子：2,,,,,,()iyiyiyCOigridOMSimpleyyFCNCVEFEFEG(公式G.1)其中：EFgrid,OMsimple,y是第y年简单电量边际CO2排放因子(tCO2e/MWh);FCi,y是第y年项目所在电力系统燃料i的消耗量(质量或体积单位);中国温室气体自愿减排项目设计文件第27页NCVi,y是第y年燃料i的净热值(能源含量，GJ/质量或体积单位);EFCO2,i,y是第y年燃料i的CO2排放因子(tCO2/GJ);EGy是发电系统第y年向电网提供的总电量(MWh)，不包括低成本/必须运行电厂/机组；i是第y年电力系统消耗的所有化石燃料；y是提交PDD审定时可得数据的最近三年（事前计算）输入电量作为一个发电厂m看待，当存在国内电网间电力调度的情况时，电量边际排放因子（OM）的计算从以下方法选择：a)0tCO2/MWh，b)输出电网的加权平均电量边际排放因子（OM），c)输出电网的简单电量边际排放因子率，d）输出电网经调整的简单电量边际排放因子率。由于华中电网对南方电网间存在一定电力调度。本文件采用c)选项对来自华中电网的净电量输入计算电量边际排放因子。本项目采用国家发改委发布的南方电网电量排放因子的计算结果。步骤5：确定容量边际排放因子关于容量边际排放因子的选取，“电网排放因子计算工具”提供了两种方法：方案1）在第一个计入期，计算容量边际排放因子时，基于PDD提交审定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。在这种计算方案下相关数据不需要监测和更新。方案2）在第一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。中国温室气体自愿减排项目设计文件第28页本项目计算的容量边际排放因子基于方案1)所提供的事前计算方法进行计算，相关数据不需要事后的监测和更新。计算容量边际排放因子的样本机组m的选择，“电力系统排放因子计算工具”提供了以下的可选方法：a)5个最近投产的机组（SET5-units）以及它们的年上网电量（AEGSET-5-units，用MWh表示）；b)计算电力系统中的总发电量（AEGtotal，用MWh表示）。识别新建发电机组占电网发电总量20%的最近一组机组（向上取整）（SET≥20%），并计算它们的年发电量（AEGSET-≥20%，用MWh表示）c)从SET5-units和SET≥20%中选择包含更大年发电量的作为样本机组（SETsample）；识别SETsample中发电机组的起始运营时间。如果任何一个SETsample中发电机组的运营时间都在10年以下，则使用SETsample计算容量排放因子。容量边际排放因子可按m个样本机组群排放因子加权平均求得，公式如下：,,,,,,,mymyELimgridBMymymEGEFEFEG(公式G.2)其中：EFgrid,BM,y在y年的容量边际排放因子（tCO2e/MWh）；EGm,y是样本机组m在y年向电网的净供电量（MWh）；EFEL,m,y是样本机组m在y年的排放系数（tCO2e/MWh）；m是容量边际内的样本机组；y是所采用的最新发电数据的年份；由于在中国无法获得单个电厂的数据，采用以下偏移方法17,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17资源来源：http://cdm.unfccc.int/UserManagement/FileStorage/AM_CLAR_QEJWJEF3CFBP1OZAK6V5YXPQKK7WYJ中国温室气体自愿减排项目设计文件第29页权重，最后利用各种技术商业化的最优效率水平计算排放因子：（1）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，因此本次计算采用如下方法：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；（2）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，计算出对应于华中电网的火电排放因子；最后，用此火电排放因子再乘以火电在该电网新增的20%容量中的比重，结果即为该电网的边际容量排放因子。由于煤电、油电、燃气发电等电站无法通过现有数据加以细分，因此通用的变更计算方法如下：首先，根据最近能源统计数据，计算使用固体、液体和气体燃料的火力发电站的二氧化碳排放率；其次，将第一步计算得出的二氧化碳排放率乘以相对排放因子（参考可以正常商业运营的技术最佳的电站）；最后，再将该火电排放因子乘以最新向电网供电的20%装机的电站中火电站所占的比例。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,2,2,,,,,,,,,,,,,iyiyijyCOijyiCoaljCoalyijyCOijyijFNCVEFFNCVEF(公式G.3a),2,2,,,,,,,,,,,,,iyiyijyCOijyiOiljOilyijyCOijyijFNCVEFFNCVEF(公式G.3b)中国温室气体自愿减排项目设计文件第30页,2,2,,,,,,,,,,,,,iyiyijyCOijyiGasjGasyijyCOijyijFNCVEFFNCVEF(公式G.3c)其中：λGas,y是气体燃料对应的CO2排放量在总排放量中的比重λOil,y是液体燃料对应的CO2排放量在总排放量中的比重λCoal,y是固体燃料对应的CO2排放量在总排放量中的比重Fi,j,y是j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t，对于气体燃料为m3）；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是第y年省份j使用的燃料i的排放因子（tCO2/GJ）；子步骤5b：计算对应的火电排放因子(EFThermal),,,,,,,,,,ThermalyCoalyCoalAdvyOilyOilAdvyGasyGasAdvyEFEFEFEF(公式G.4)其中EFCoal,Adv,y,EFOil,Adv,y和EFGas，Adv,y分别对应于商业化最优效率下燃煤、燃油和燃气发电技术所对应的排放因子。子步骤5c：计算电网的BM(EFgrid,BM,y),,,,,ThermalygridBMyThermalyTotalyCAPEFEFCAP(公式G.5)其中CAPTotal,y=超过现有容量20%的新增总容量；CAPThermal,y=新增火电（燃煤，燃油，燃气）容量；中国温室气体自愿减排项目设计文件第31页步骤6：计算组合排放因子(EFgrid,CM,y)电网组合边际排放因子（EFgrid,CM,y）是电量边际排放因子（EFgrid,OM,y）和容量边际排放因子（EFgird,BM,y）的加权平均，即,,,,,,gridCMyOMgridOMyBMgridBMyEFwEFwEF(公式G.6)其中：EFgrid,BM,y:第y年电网的容量边际排放因子(tCO2/MWh)EFgrid,OM,y:第y年电网的电量边际排放因子(tCO2/MWh)ωOM是电量边际排放因子的权重（%），取值0.5；ωBM是容量边际排放因子的权重（%），取值0.5。根据方法学CM-001-V01的规定，本项目属于“（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”。根据国家发改委于年发布的“中国电网基准线排放因子”，南方电网的基准线排放因子如下（单位：tCO2/MWh）：年份边际排放因子EFgrid,OM,y容量排放因子EFgrid,BM基准线排放因子EFgrid,CM,y2009中国电网排放因子0.99870.57720.787952010中国电网排放因子0.97620.45060.71342011中国电网排放因子0.94890.31570.63232012中国电网排放因子0.93440.37910.656752013中国电网排放因子0.92230.37690.6496本项目预计年上网电量267,090MWh，则补充计入期内相应年份基准线排放量见下表：年份预计上网电量（MWh）EGfacility,y基准线排放因子（tCO2e）EFgrid,CM,y基准线排放量（tCO2e）BE2007年1月1日至2007年12月31日267,0900.78795210,4542008年1月1日至2008年12月31日267,0900.7134190,5422009年1月1日至2009年12月31日267,0900.6323168,881中国温室气体自愿减排项目设计文件第32页2010年1月1日至2010年12月31日267,0900.65675175,4112011年1月1日至2011年12月31日267,0900.6496173,5022012年1月1日至2012年12月31日267,0900.6496173,5022013年1月1日至2013年8月12日163,9130.6496106,478总计1,766,453-1,198,769项目已于2007年投产发电，实际发电数据已提交用于校核，采用实际电量数据计算的基准线排放量如下表所示：年份实际上网电量（MWh）EGfacility,y基准线排放因子（tCO2e）EFgrid,CM,y基准线排放量（tCO2e）BE2007年1月1日至2007年12月31日222,6820.78795175,4622008年1月1日至2008年12月31日243,3670.7134173,6182009年1月1日至2009年12月31日217,6180.6323137,5992010年1月1日至2010年12月31日190,1460.65675124,8782011年1月1日至2011年12月31日165,9350.6496107,7912012年1月1日至2012年12月31日174,5180.6496113,3662013年1月1日至2013年8月12日115,9600.649675,327总计1,330,266-908,0413计算项目泄漏根据方法学本项目不考虑泄漏。4计算项目减排量。中国温室气体自愿减排项目设计文件第33页项目减排量计算如下：yyyER=BE-PE(6)其中：ERy第y年的项目减排量(tCO2e/yr)；BEy第y年的基准线排放量(tCO2e/yr)；PEy第y年的项目活动排放量(tCO2e/yr)；PEyBEy应通过如下公式计算：,,,yfacilityygridCMyBEEGEF(7)其中，EFgrid,CM,y:电网组合排放因子EGfacility,y:第y年项目净上网电量EGfacility,y:应通过如下公式计算：,,,facilityyoutputyimportyEGEGEG(8)其中，EGoutput,y:项目上网电量EGimport,y:项目下网电量因此，本项目减排量应通过如下公式进行计算：,,,,()yyoutputyimportygridCMyERBEEGEGEF(9)B.6.2.预先确定的参数和数据数据/参数：FCi,y,Fi,j,y单位：质量或体积单位描述：南方电网在y年份消耗的燃料i的总量（广西、广东、云南、贵州省）所使用数据的来源：《中国能源统计年鉴》（2006~2012）所应用的数据值：具体数据请参见附件4中国温室气体自愿减排项目设计文件第34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:本数据来源于中国公开发布的官方统计数据，数据来源可靠。数据用途：计算电网排放因子评价:-数据/参数：NCVi,y单位：GJ/质量单位或体积单位描述：在y年，用于发电的燃料i的单位质量或体积下的净热值所使用数据的来源：《中国能源统计年鉴》（2012）所应用的数据值：具体数据请参见附件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:本数据来源于中国公开发布的官方统计数据，数据来源可靠。数据用途：计算电网排放因子评价:-数据/参数：EFCO2,i,y,EFCO2,i,j,y单位：tCO2e/TJ描述：在y年，发电燃料i每单位能量的排放因子；所使用数据的来源：《IPCC2006年国家温室气体排放清单指南》，第二卷第一章所应用的数据值：具体数据请参见附件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:在国家值不可得的情况下，采用IPCC默认值。数据用途：计算电网排放因子评价:在第一个计入期不更新数据/参数：EGy,EGm,y单位：MWh/年描述：在y年中，南方电网的净发电量中国温室气体自愿减排项目设计文件第35页所使用数据的来源：《中国电力年鉴》（2006~2012）所应用的数据值：具体数值请参见附件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:中国公开发布的官方统计数据，数据来源可靠。数据用途：计算电网排放因子评价:-数据/参数：EGimport,y单位：MWh描述：第y年，南方电网覆盖的省份j的净发电量或总供电量所使用数据的来源：《电力工业统计资料提要2006-2012》及网上链接所应用的数据值：具体数值请参见附件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:本数据来源于中国公开发布的官方统计数据，数据来源可靠。数据用途：计算电网排放因子评价:-数据/参数：电站自用电率单位：%描述：第y年，所有火电站自用电率所使用数据的来源：《中国电力年鉴2006-2012》所应用的数据值：具体数值请参见附件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:本数据来源于中国公开发布的官方统计数据，数据来源可靠。数据用途：计算电网排放因子评价:-数据/参数：best,coal单位：%中国温室气体自愿减排项目设计文件第36页描述：商业最优效率技术下燃煤机组的供电效率所使用数据的来源：《2012年中国区域电网基准线排放因子》所应用的数据值：39.65%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:本数据来自中国公开发布的官方统计数据，数据来源可靠。数据用途：计算电网排放因子评价:-数据/参数：best,oil/gas单位：%描述：商业最优效率技术下燃油和燃气发电机组的供电效率所使用数据的来源：“中国区域电网基准线排放因子”所应用的数据值：51.93%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:本数据来自中国公开发布的官方统计数据，数据来源可靠。数据用途：计算电网排放因子评价:-数据/参数：CAPy单位：MW描述：第y年，南方电网j省份的装机容量所使用数据的来源：《中国电力年鉴》（2006~2012）所应用的数据值：具体数值请参见附件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:本数据来源于中国公开发布的官方统计数据，数据来源可靠。数据用途：计算电网排放因子评价:-数据/参数：ABL中国温室气体自愿减排项目设计文件第37页单位：m2描述：项目活动前的水库表面积所使用数据的来源：可研报告所应用的数据值：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:对于新建水电站本数据的值为0。数据用途：计算电网排放因子评价:-数据/参数：CAPBL单位：MW描述：项目活动前的水电站装机容量所使用数据的来源：可研报告所应用的数据值：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:对于新建水电站本数据的值为0。数据用途：计算电网排放因子评价:-数据/参数：EFRes单位：kgCO2e/MWh描述：水库排放的排放因子所使用数据的来源：EB23，方法学缺省数值所应用的数据值：90kgCO2e/MWh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CM-001-V01数据用途：计算电网排放因子评价:-中国温室气体自愿减排项目设计文件第38页B.6.3.减排量事前计算根据上述部分分析，本项目第一计入期基准线排放因子为国家发改委于2007~2013年发布的“中国区域电网基准线排放因子”，年上网电量为项目预计上网电量：年份基准线排放(tCO2e)项目排放(tCO2e)泄漏(tCO2e)减排量(tCO2e)2007年1月1日至2007年12月31日210,45400210,4542008年1月1日至2008年12月31日190,54200190,5422009年1月1日至2009年12月31日168,88100168,8812010年1月1日至2010年12月31日175,41100175,4112011年1月1日至2011年12月31日173,50200173,5022012年1月1日至2012年12月31日173,50200173,5022013年1月1日至2013年8月12日106,47800106,478合计1,198,769001,198,769计入期时间合计2416天计入期内年均值181,10500181,105B.7.监测计划B.7.1.需要监测的参数和数据数据/参数：EGoutput,y单位：MWh描述：项目第y年的上网电量所使用数据的来源：由位于220kV金源变电站的关口表（表号321182）测量数据值：参见B.6.3测量方法和程序:由监测相应电表读数获得数据监测频率：连续测量，逐月记录QA/QC程序:根据国家标准，对电表进行周期性校准。数据用途：基准线排放的计算中国温室气体自愿减排项目设计文件第39页评价：-数据/参数：EGinput,y单位：MWh描述：本项目在第y年所消耗的下网电量所使用数据的来源：由位于220kV金源变电站的关口表（表号321182）数据值：参见B.6.3测量方法和程序:由监测相应电表读数获得数据监测频率：连续测量，逐月记录QA/QC程序:根据国家标准，对电表进行周期性校准。数据用途：基准线排放的计算评价：-数据/参数：EGfacility,y单位：MWh描述：第y年项目实际上网净电量所使用数据的来源：根据监测数据EGinput,y&EGoutput,y计算而得EGfacility,y=EGinput,y-EGoutput,y数据值：参见B.6.3测量方法和程序:净上网电量由计算获得：,,,facilityyoutputyinputyEGEGEG监测频率：连续测量，逐月记录QA/QC程序:根据国家标准，对电表进行周期性校准。数据用途：基准线排放的计算评价：-数据/参数：CAPPJ单位：W描述：当项目活动开始运行后，电厂实际装机容量所使用数据的来源：可研报告及发电设备名牌数据值：46,000,000测量方法和程序:现场考察监测频率：一年一次QA/QC程序:数值可参考铭牌指示并根据购买合同进行反复核对数据用途：方法适用性的核查评价：-中国温室气体自愿减排项目设计文件第40页数据/参数：Apj单位：m2描述：当项目活动开始运行后，水库满水表面积所使用数据的来源：可研报告，每年测量数据值：4,497,863测量方法和程序:通过地形调查、地图、卫星图片等手段进行测量。监测频率：一年一次QA/QC程序:由指定的第三方机构进行相关调查数据用途：方法适用性的核查评价：-B.7.2.数据抽样计划不适用B.7.3.监测计划其它内容本监测计划依据的是经批准的监测方法学，其监测任务是确保依照监测计划在计入期内对减排量进行透明而清晰的监测和报告。监测团队组织结构图1.责任总经理工作审查和决策制定项目经理总体负责监测工作的进行执行人员日常运行，设备维护，数据记录咨询机构提供相应支持和帮助中国温室气体自愿减排项目设计文件第41页配合项目业主总体负责日常监测并进行如实报告。主要监测数据为净上网电量，装机容量，水库满水表面积，总发电量等。基线排放因子将通过事前计算确定。2.监测方法根据《电子式电能表检定规程》(JJG596-1999)对安装的电表设备每年都要进行校准。电能计量装置投入运行前，应由项目业主和电网公司共同检测。本项目电表包括一块精度为0.2s的关口表(M1)，安装于金源变电站并由当地的电网公司负责电表的日常运营和维护，本电表将作为测算项目净上网电量(EGoutput,y)和净下网电量(EGimport,y)的依据。备表（M2）安装于电站出口并由项目业主负责日常运营和维护。当关口表发生故障或其他特殊情况时，备表的读数将作为上网电量的参考。3.报告本项目的数据搜集和报告的具体步骤列举如下：a)在每一计入期内，电网公司在每月的最后一天读取记录关口表读数；b)项目业主在每月的最后一天读取记录备表读数；c)项目业主提供销售证据；d)电网公司提供项目下网证据；若上月关口表的读数产生了超出误差允许的范围等相关问题，实际上网电量将根据以下方法进行考核：通过备表读数进行核算（考虑线损）；若备表读数同样产生超出误差允许范围等问题，电网公司将同项目业主共同商定电表读数；若任一电表损坏，将由有资质的专业机构进行维修，若无法维修则购置新电表；若项目业主无法与电网公司就实际电量达成一致，双方将提请仲裁。4.校准中国温室气体自愿减排项目设计文件第42页购售电协议规定了本项目的电表安装、监测及质量控制程序，以确保电度计量的准确性。电表至少每年需由具有资质的第三方机构进行校准，关门表的校准需在双方共同在场的情况下完成。所有的电表都要在安装后10日内由具有资质的第三方机构完成以下工作a)检测每一电表读数是否会超出误差允许范围之外；b)根据相关规范和标准，对由于一方或双方操作失误导致的问题进修正。5.数据和信息管理监测计划将和纸质地图、图表等文件共同保存至文档中心。为方便查阅和审核，有关项目检测、校验等的相关文件应设计检索页。项目业主将指定专职技术人员对项目文档、数据等信息进行统一管理并保存备份文件。所有计入期内产生的数据包括校验记录，在最后一个计入期结束后还应保存至少2年。6.监测报告负责项目监测的工作人员每年需按时完成监测报告。该报告将呈交总经理进行复核和批准，批准后的监测报告将呈交进行核查。中国温室气体自愿减排项目设计文件第43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2005年03月20日，签署水轮发电机组采购合同C.1.2.预计的项目活动运行寿命25年C.2.项目活动减排计入期C.2.1.计入期类型补充计入期C.2.2.补充计入期开始日期2007年1月1日C.2.3.补充计入期长度2007年1月1日至2013年8月12日，含首尾两天，共2,416天D部分.环境影响D.1.环境影响分析根据相关政策和法律法规，2002年12月，项目单位委托第三方设计机构---国家环境保护总局华南环境科学研究所编制建设项目环境影响报告书2003年05月27日，获得广东省环境保护局《准予行政许可决定书》（粤环函[2003]399号），工程环境影响报告书得到政府认可；2007年12月，由于电站实施中装机容量由原始环评方案的30MW变更为46MW，原环评单位受托编写了环境影响评价补充报告，对装机容量变化可能的影响进行客观评价；2008年1月17日，获得广东省环境保护局《装机调整复函》（粤环函[2008]54号），确认工程装机总容量为46MW。设计院考察了项目的地理位置，并对项目所在地的水质量，生物环境进行了调查。在评估过程中还对历史水文条件，气象条件进行了进一步研究。该环境影响报告从以下方面分析了本项目对环境的影响：中国温室气体自愿减排项目设计文件第44页1.在项目厂址使用零排放的清洁能源水资源进行发电，总体来说项目本身对环境造成的影响是非常有限的。2.样本分析显示项目所在地的COD，BOD和其他主要的水质量指标均满足当地相关标准(二级标准)。近年的统计显示项目所在地的水质量有所改善。因为之前在项目所在地上游和下游均有已运行的水电项目，因此项目建设并不会对当地水质造成重大改变。3.项目厂址并不在水产捕捞区也不在供水区，因此对当地渔业和居民供水影响很小。D.2.环境影响评价项目的环境影响评价及相关应对措施描述如下：环境影响评价1)固体废物为了避免固体废物造成的环境污染，项目在建设区和生活区分别设立了固体废物收集点，所产生的固体废物将会被送往远离河流的填埋场进行处理。2)水土流失根据相关法律法规的规定，本项目所属区域为重点水土保护区。为防止项目区水土流失，项目业主将采取以下措施：施工后，在临时占地区种植恢复性植被；建设三个垃圾填埋场用于处理项目固体废弃物；在项目道路两侧栽种保护性植被。3)水环境项目施工期将会产生一定量的废水，这些废水需经过处理（如必要的中和和沉降）达标后才可排放。项目运营期所产生的废水量极其有限，不会对水环境产生影响。4)空气质量和声环境项目施工过程中会产生少量的扬尘和粉尘，对当地空气质量影响非常有限。项目施工过程中会产生一定的噪音。由于本项目附近不存在居民，因此项目对声环境的影响有限。结论总体而言，本项目活动通过利用清洁无污染的可再生能源发电，将会减少温室气体的排放，并对当地的环境产生有利影响。同时，尽管前面提到的中国温室气体自愿减排项目设计文件第45页一些负面影响是很有限的，项目业主仍应采取相应措施减少或避免因项目施工和运营导致的对环境的不利影响。中国温室气体自愿减排项目设计文件第46页E部分.利益相关方的评价意见E.1.简要说明如何征求地方利益相关方的评价意见及如何汇总这些意见为了了解各利益相关方对本项目产生影响的态度和建议，项目业主和设计机构在2005年3月进行了调查。有关项目开发的信息通过当地媒体，诸如广播和布告板之类的媒介公示给了相关利益方。通过现场走访，和相关方沟通以及调查表等形式回收了各利益相关方意见。总得有7个涉众委员会和100个个人参与了问卷调查，全部问卷被如数收回。调查问卷的统计信息如下：地区参与的相关委员会惠州市惠州管理局西湖村委会上头塘村委会龙岗区水利站龙岗区文化站计划生育服务站农业服务站安全生产管理站龙岗区统计站龙岗区委员会参与个人人数比例年龄25岁以下77%25－35岁2525%36－45岁4949%45岁以上1919%种族汉族8888%少数民族1212%受教育程度小学1818%初中3333%高中3131%大专1818%中国温室气体自愿减排项目设计文件第47页E.2.收到的评价意见的汇总相关利益方委员会：100%的受访者支持开发本项目，并一直认为对当地的可持续发展是有利的。100%的受访者认为项目的建设将增加当地的就业机会，增加电力供应，改善当地居民的生活质量。100%的受访者支持项目开发为碳减排项目。主要建议：当地居民对项目所产生的发电享有优先使用权；修建公路和其他基础设施；当地居民有优先就业项目要按时完成进行试运行。利益相关方：问题选项数量比例您是否听说过本项目？是100100否00您认为本项目对当地经济发展将产生怎样的影响？推动作用3939影响不大6161消极作用00你目前遇到的主要环境问题有哪些？水土流失5555固体废弃物2525空气污染1818其他22你认为本地区的水土流失情况怎么样？严重00一般22轻微8181不清楚1717总体来看，您认为本项目将对环境有何影响？改善环境1616影响不大7979负面影响55你认为本项目对环境带来的影响程度怎样？严重22一般1515轻微6464不清楚1919您认为本项目将对当地居民生活造成什么影响改善7171没有影响2929降低00中国温室气体自愿减排项目设计文件第48页您认为本项目是否会增加当地就业机会增加100100不增加00没有影响00您最担心本项目对周边造成什么环境问题？土地占用33水土流失4646生态环境1818固体废弃物2222噪声1919其他00您是否支持本项目申报CDM机制？是100100否00主要建议1.施工中应该保护水质2.施工中注意保护当地生态环境3.改进当地基础设施造福当地人民4.当地人优先使用电力5.优先雇佣当地人E.3.对所收到的评价意见如何给予相应考虑的报告从问卷中可以得知相关方均赞成本项目的实施。当地居民认为项目活动会对环境造成影响，但是并不显著。项目业主将采取环评中列出的环境保护措施。根据收到的评价意见，没有其他需要考虑的问题。-----中国温室气体自愿减排项目设计文件第49页附件1:申请项目备案的企业法人联系信息企业法人名称：广东惠州粤华电力有限公司地址：广东省惠州市惠博大道333号邮政编码：516023电话：+8607526212611传真：+8607526212611电子邮件：Zqz@126.com网址：-授权代表：张庆忠姓名：张庆忠职务：副总经理部门：总经办手机：135-3924-4908传真：0752-6212611电话：0752-6212611电子邮件：Zqz0106@126.com中国温室气体自愿减排项目设计文件第50页附件2:事前减排量计算补充信息根据CCER项目要求，本项目补充计入期各年度所采用排放因子为国家发改委公布相应年份的排放因子，其计算过程均按照排放因子计算工具，以下计算仅以2012年度计算为例。表12008年南方电网电量边际排放因子计算表燃料分类单位广东省广西省贵州省云南省小计燃料排放因子(kgCO2/TJ)平均低位发热量（MJ/t,km3）CO2排放量（tCO2e）K=F×I×J/100000（质量单位）K=F×I×J/10000(体积单位)ABCDE=A+B+C+DHIJ原煤万吨8,001.541,513.14,117.452,766.8516,398.9487,30020,908299,324,670洗精煤万吨2.312.3187,30026,34453,126其它洗煤万吨0.0813.3857.1170.5787,3008,363515,224煤饼万吨297.43297.4387,30020,9085,428,896焦炭万吨3.241.732.747.7195,70028,435209,807焦炉煤气亿立方米1.553.922.177.6437,30016,726476,644其它煤气亿立方米1.0929.635.7166.437,3005,2271,294,582原油万吨071,10041,8160汽油万吨0.010.0167,50043,070291柴油万吨10.460.972.2813.7172,60042,652424,535燃料油万吨344,590.24344.8375,50041,81610,886,656液化石油气万吨061,60050,1790炼厂干气万吨0.760.7648,20046,05516,871天然气亿立方米35.635.654,30038,9317,525,674其它石油制品万吨7.37.372,20041,81610,886,656其它焦化产品万吨095,70028,4350其它能源万吨标煤120.17103.2689.4442.63355.5000小计-------326,377,370华中电网输入电量的排放22,342,0901.04205=23,281,534总计326,377,370+23,281,534=349,658,904中国能源统计年鉴2009中国温室气体自愿减排项目设计文件第51页注：2008年由华中电网调入的电量是22,342,090MWh，华中电网该年度的电量边际排放因子是1.04205tCO2e/MWh，因此南方电网2008年的总排放量应为326,377,370+22,342,0901.04205=349,658,904tCO2e注：计算2008年南方电网边际排放因子时，由华中电网调入的电量是22,342,090MWh，因此2008年南方电网的总发电量为22,342,090+343,766,120=366,108,210MWh.表3南方电网平均排放因子年份发电量（MWh）排放量（tCO2e）A2006336,534,748335,808,260B2007383,087,370374,392,940C2008366,108,210349,658,904平均OM（tCO2/MWh）=(A2+B2+C2)/(A1+B1+C1)(335,808,260+374,392,940+349,658,904)/(336,534,748+383,087,370+366,108,210)=0.97617tCO2e/MWh表22008年南方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)广东省2,107210,700,0006.18197,678,740广西省34234,200,0007.1431,758,120贵州省81381,300,0007.0475,576,480云南省41841,800,0007.2938,752,780总计343,766,120中国电力年鉴2009中国温室气体自愿减排项目设计文件第52页表42009年南方电网电量边际排放因子计算表燃料分类单位广东省广西省贵州省云南省海南省小计燃料排放因子(kgCO2/TJ)平均低位发热量（MJ/t,km3）CO2排放量（tCO2e）K=F×I×J/100000（质量单位）K=F×I×J/10000(体积单位)ABCDEF=A+B..+EHIJ原煤万吨8,001.981,815.414,925.233,311.44376.5918,440.6587,30020,908336,591,357洗精煤万吨1.81.887,30026,34441,397其它洗煤万吨11.6744.9256.5987,3008,363413,158煤饼万吨195.86195.8687,30020,9083,574,971焦炭万吨4.91.61.638.1395,70028,435221,236焦炉煤气亿立方米2.892.022.487.3937,30016,726461,047其它煤气亿立方米1.1120.8848.6170.637,3005,2271,376,468原油万吨071,10041,8160汽油万吨067,50043,0700柴油万吨6.460.520.490.127.5972,60042,652235,027燃料油万吨157.370.09157.4675,50041,8164,971,182液化石油气万吨061,60050,1790炼厂干气万吨0.510.5148,20046,05511,321天然气亿立方米47.216.1953.454,30038,93111,288,511其它石油制品万吨45.310.8346.1472,20041,8161,393,020其它焦化产品万吨095,70028,4350其它能源万吨标煤152.9998.5623.0149.0120343.57000小计-------360,578,694华中电网输入电量的排放21,852,2700.95455=20,859,190总计360,578,694+20,859,190=381,437,884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53页注：2009年由华中电网调入的电量是21,852,270MWh，华中电网该年度的电量边际排放因子是0.95455tCO2e/MWh，因此南方电网2009年的总排放量应为360,578,694+21,852,2700.95455=381,437,884tCO2e注：在计算2009年南方电网简单电量边际排放因子时，由于该年度华中电网输入南方电网的电量为21,852,270MWh，所以2008年南方电网总发电量为21,852,270+393,998,420=415,850,690MWh表6南方电网平均排放因子年份发电量（MWh）排放量（tCO2e）A2007336,534,748335,808,260B2008383,087,370374,392,940C2009415,850,690381,437,884平均OM（tCO2/MWh）=(A2+B2+C2)/(A1+B1+C1)(335,808,260+374,392,940+381,437,884)/(336,534,748+383,087,370+415,850,690)=0.94888tCO2e/MWh表52009年南方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)广东省2143214,300,0006.16201,099,120广西省42842,800,0006.6939,936,680贵州省97897,800,0006.6891,266,960云南省54854,800,0006.5251,227,040海南省11411,400,0008.1710,468,620总计393,998,420中国电力年鉴2010中国温室气体自愿减排项目设计文件第54页表72010年南方电网电量边际排放因子计算表燃料分类单位广东省广西省贵州省云南省海南省小计燃料排放因子(kgCO2/TJ)平均低位发热量（MJ/t,km3）CO2排放量（tCO2e）K=F×I×J/100000（质量单位）K=F×I×J/10000(体积单位)ABCDEF=A+B..+EHIJ原煤万吨9758.452330.594876.83345.11471.8420782.7987,30020,908379,341,699洗精煤万吨1.030.391.4287,30026,34432,658其它洗煤万吨11.2439.0850.3287,3008,363367,381煤饼万吨179.27179.2787,30020,9083,272,159焦炭万吨095,70028,4350硬煤301.6926.1362.95390.7787,3008,3632,852,972焦炉煤气亿立方米2.822.023.258.0937,30016,726504,719高炉煤气0.7942.329.3248.03100.46219,0003,7638,278,878转炉炉气0.334.251.86.38145,0007,945734,992其它煤气亿立方米037,3005,2270原油万吨071,10041,8160汽油万吨067,50043,0700柴油万吨4.650.412.290.760.088.1972,60042,652253,606燃料油万吨83.390.183.4975,50041,8162,635,869石油焦万吨20.420.482,90031,947540,275炼厂干气万吨0.560.5648,20046,05512,431液化天然气万吨164.94164.9454,30051,4344,606,554天然气亿立方米34.047.6241.6654,30038,9318,806,729其它石油制品万吨0.630.471.172,20041,81633,210其它焦化产品万吨095,70028,4350其它能源万吨标煤163.9577.3626.0223.47290.8000小计-------412,274,132华中电网输入电量的排放23,423,9400.99213=23,239,594总计412,274,132+23,239,594=435,513,799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55页注：2010年由华中电网调入的电量是23,423,940MWh，华中电网该年度的电量边际排放因子是0.99213tCO2e/MWh，因此南方电网2009年的总排放量应为412,274,132+23,423,9400.99123=435,513,799tCO2e.表82010年南方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)广东省2535253,500,0005.97238,366,050广西省55755,700,0006.5552,051,650贵州省95695,600,0006.8589,051,400云南省54654,600,0006.9350,816,220海南省13913,900,0007.5712,847,770总计443,133,090中国电力年鉴2011注：在计算2010年南方电网简单电量边际排放因子时，由于该年度华中电网输入南方电网的电量为23,423,940MWh，所以2010年南方电网总发电量为23,423,940+443,133,090=466,557,030MWh。表9南方电网平均排放因子年份发电量（MWh）排放量（tCO2e）A2008366,108,210349,658,904B2009415,850,690381,437,884C2010466,557,030435,513,799平均OM（tCO2/MWh）=(A2+B2+C2)/(A1+B1+C1)(349,658,904+415,850,690+466,557,030)/(366,108,210+381,437,884+435,513,799)=0.93440tCO2e/MWh中国温室气体自愿减排项目设计文件第56页表112010年南方电网总装机装机容量单位广东省广西省云南省贵州省海南省总计煤电MW52,87010,39011,33017,5302,97095,090水电MW12,60014,94024,35016,55075069,190核电MW5,030----5,030风电及其他MW620-360-2101,190总计MW71,12025,33036,04034,0803,930170,500数据来源：中国电力统计年鉴2011表122009年南方电网总装机装机容量单位广东省广西省云南省贵州省海南省总计煤电MW48,30010,77010,71017,3103,09090,180水电MW11,26014,75020,90013,61070061,220核电MW3,950----3,950风电及其他MW560-80-60700总计MW64,07025,52031,69030,9203,850156,050数据来源：中国电力统计年鉴2010表132008年南方电网总装机装机容量单位广东省广西省云南省贵州省总计煤电MW45,730.0010,270.0010,030.0017,170.0083,200.00水电MW10,280.0013,970.0015,740.009,470.0049,460.00核电MW3,780.00---3,780.00风电及其他MW290.00-80.00-370.00总计MW60,080.0024,240.0025,850.0026,640.00136,810.00数据来源：中国电力统计年鉴2009表10技术商业化最优效率排放因子参数效率(%)燃料消耗因子(kgCO2/TJ)排放因子(tCO2e/MWh)ABD=3.6/A/1,000,000B燃煤电厂EFCoal,Adv93.5987,3000.8042燃油电厂EFOil,Adv0.8475,5000.5282燃气电厂EFGas,AdV5.5754,3000.3799火电排放因子(tCO2/MWh)EFThermal0.76723tCO2/MWhiiiD)(中国温室气体自愿减排项目设计文件第57页表14计算南方电网容量边际排放因子2008机2009机2010装机2008-2010新增2009-2010新增新增装机占总装机比例ABCD=C-A煤电（MW）85,57090,18095,09018,83011,03049.41%水电（MW）49,87061,22069,19017,2205,87045.18%核电（MW）3,7803,9505,0301,2501,0803.28%风电（MW）3807001,1908104902.13%总计（MW）139,600156,050170,50038,11018,470100%本年装机占2010年装机比例---22,35%10.83%-EFBM,y=0.7672349.41%=0.3791tCO2/MWh经计算，项目OM为0.9344tCO2e/MWh，项目BM为0.3791tCO2e/MWh。基准线情景排放因子由项目OM和项目BM的计算求得。根据“计算电力系统排放因子的工具”，对于水电项目，wOM=wBM=0.5因此，基准线情景的排放因子(EFgrid,CM,yinthetCO2e/MWh)是0.65675tCO2e/MWh中国温室气体自愿减排项目设计文件第58页附件3:监测计划补充信息-----