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)项目活动名称包头达茂旗乌兰敖包风电场天润4.95万千瓦风力发电项目项目类别2类别（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06月16日CDM注册号和注册日期注册号7692注册日期：2012年10月17日申请项目备案的企业法人达茂旗天润风电有限公司项目业主达茂旗天润风电有限公司项目类型和选择的方法学本项目属于类型1：能源工业（可再生能源）/方法学采用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：2012年7月1日-2012年10月31日3（含首尾两天），总天数123天；补充计入期内总减排量：33,093tCO2e;补充计入期年均减排量：98,202tCO2e41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。3本项目的CDM注册于2012年10月17日，可更新计入期为2012年11月01日至2019年10月31日，因此补充计入期2012年7月1日-2012年10月31日没有交叉，不在CDM的可更新计入期内。433,093CO2e365（天）/123(天)=98,202tCO2e。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>>包头达茂旗乌兰敖包风电场天润4.95万千瓦风力发电项目（以下简称本项目）由达茂旗天润风电有限公司投资开发，位于中华人民共和国内蒙古包头市达尔罕茂明安联合旗（全文简称达茂旗）。本项目建设一个总装机容量为49.5MW的风电场，设计年上网电量为108,519MWh。利用风能发电，产生的电力将销售到内蒙古西部电网，最终送到华北电网。在华北电网中，并网型化石燃料电厂占主导地位。本项目活动通过替代华北电网的发电来实现温室气体（GHG）的减排。A.1.2项目活动概述>>本项目位于中华人民共和国内蒙古包头市达茂旗，由达茂旗天润风电有限公司建设运营。本项目包括安装33台单机容量1500kW的风机，总装机容量为49.5MW，大于15MW，属于大规模项目，项目建成后每年向华北电网年输送年净上网电量为108,519MWh，年等效满负荷小时数为2,192小时，电厂负荷因子（PLF）为25.03%5，所发电量将出售给华北电网。在华北电网中，并网型化石燃料电厂占主导地位。本项目活动通过替代华北电网的发电来实现温室气体（GHG）的减排。本项目是利用可再生风力资源发电，代替以火电为主的华北电网所发出的同等电量，2011年8月10日（风机机组购买合同签订日期，项目开始日期），2011年8月15日项目建设开始施工（开工令），首台风机于2012年07月01日并网发电，项目全部风机于2010年07月05日并网发电。2012年10月17日本项目注册成CDM项目，注册号：7692（https://cdm.unfccc.int/Projects/DB/China%20Quality1350006680.79/view）CDM可更新计入期为2012年11月01日至2019年10月31日。本项目未在联合国清洁发展机制之外的其他任何国际或者国内减排机制下注册，也未获得任何签发。预估本项目在补充计入期内（2012年07月01日-2012年10月31日，含首尾两天）的年均减排量为98,202tCO2e,总减排量为33,093tCO2e。本项目对当地可持续发展的贡献主要表现在：1、减少温室气体排放5预计上网电量和年等效满负荷小时数h的数据来自可行性研究报告(FSR)，PLF=2,192/8,760=25.03%中国温室气体自愿减排项目设计文件第3页本项目将取代华北电网的发电，在华北电网中，并网型化石燃料电厂占主导地位，因而减少了化石燃料的消耗，从而避免因化石燃料燃烧引起的温室气体（CO2）的排放。2、减少污染物排放本项目将取代华北电网的发电，在华北电网中，并网型化石燃料电厂占主导地位，因而减少了化石燃料的消耗，从而避免因化石燃料燃烧引起的SOx、NOx及粉尘等污染物的排放。因此，本项目的环境效益显著。3、提供就业机会本项目在建设和运行期间将为当地创造就业机会。4、促进地区经济发展新建的风电场将促进当地经济发展，并为当地政府增加税收。A.1.3项目相关批复情况>>同意开展前期工作的批复：项目于2005年12月16日获得内蒙古自治区发展和改革委员会同意项目开展前期工作的批复（内发改能源字[2005]1883号）；节能评估审查：包头市经济委员会于2009年11月27日对本项目的节能评估报告进行了批复（包经资环发[2009]285号），批复认为本项目工艺、设备选择符合国家产业和节能技术政策，同意该项目建设；内蒙古自治区环境保护局于2010年8月23日批准了建设项目环境影响报表（内环表[2010]202号）；内蒙古自治区发展和改革委员会于2011年6月27日对工程建设项目的可行性研究报告做出了批复（内发改能源字[2011]1697号）；国家发展改革委员会批准函：项目于2012年05月08日获得国家发改委批准项目作为清洁发展机制项目的批复（发改气候[2012]1298号）；本项目在2012年10月17日注册成CDM项目，注册号为7692，项目名称为BaotouDamaoWulanAobaoTianrun49.5MWWindFarmProjects（http://cdm.unfccc.int/Projects/DB/China%20Quality1350006680.79/view）。本项目未在联合国清洁发展机制之外的其他任何国际或者国内减排机制下注册，也未获得任何签发。A.2.项目活动地点A.2.1.省/直辖市/自治区，等>>内蒙古自治区中国温室气体自愿减排项目设计文件第4页A.2.2.市/县/乡(镇)/村，等>>包头市/达茂旗A.2.3.项目地理位置>>项目位于中华人民共和国内蒙古自治区包头市达茂旗境内，南距包头市约130km。风电场场址地理坐标范围为：东经109°29'11''~109°31'54''，北纬41°40'31''~41°44'13'下图A1，A2显示出项目的具体地理位置。图A1.本项目在中国地图上的位置本项目中国温室气体自愿减排项目设计文件第5页图A2.本项目在内蒙古自治区地图上的位置A.3.项目活动的技术说明>>本项目位于中华人民共和国内蒙古自治区包头市达茂旗，利用风力发电，是一个大规模并网发电的可再生能源项目。本项目将安装33台单机容量1500kW的风机，总装机容量为49.5MW，预计年净上网电量为108,519MWh，年等效满负荷小时数为2,192小时，电厂负荷因子（PLF）为25.03%。本项目风机供应商为新疆金风科技股份有限公司，风机型号是GW77/1500型，风机的具体技术参数如下表所示：科目单位参数风机数目台33型号/GW77/1500额定功率kW1500kW轮毂高度m65叶轮直径m77切入风速m/s3额定风速m/s12切出风速（10分钟均值）m/s22设备使用寿命年≥20扫风面积m24656发电机额定电压V690发电机额定功率kW1580发电机额定电流A660本项目建设的一座220kV升压站，由一回220kV线路送至万胜变220kV线路。由此上网最终与华北电网一部分的内蒙古西部电网相连。本项目的上网电量将通过项目现场升压站出口220kV线路的关口表进行监测（由双向关口表计量本项目出售给电网的电量和本项目来自电网的购电电量）。中国温室气体自愿减排项目设计文件第6页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达茂旗天润风电有限公司达茂旗天润风电有限公司内蒙古自治区发展改革委员会A.5.项目活动打捆情况>>本项目不涉及打捆情况，因此不适用。A.6.项目活动拆分情况本项目不涉及拆分情况，因此不适用。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>>《可再生能源发电并网项目的整合基准线方法学》（CM-001-V01）（第一版）关于本方法学的更多信息，请参考：http://www.ccchina.gov.cn/archiver/cdmcn/UpFile/Files/Default/20130311164212571089.pdf本项目应用EB批准的“额外性论证与评价工具”(版本07.0.0)论证项目的额外性，http://cdm.unfccc.int/methodologies/PAmethodologies/tools/am-tool-01-v7.0.0.pdf应用方法学工具“电力系统排放因子计算工具”(版本04.0)计算所替代电力的基准线排放因子，可参考：http://cdm.unfccc.int/methodologies/PAmethodologies/tools/am-tool-07-v4.0.pdfB.2.方法学适用性>>本项目活动满足自愿减排方法学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）中所规定的适用范围，具体分析如下：方法学描述项目活动（a）建设一个新发电厂，新发电厂所在地在项目活动实施之前没有可再生能源发电厂（新建电厂）；符合，该项目为新建风力发电厂，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。或（b）增加装机容量；不属于此类型或（c）改造现有发电厂；不属于此类型或（d）替代现有发电厂不属于此类型本项目符合方法学所列（a）活动。本方法学适用于以下条件：方法学描述项目活动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），风符合，本项目活动是建设风力发电厂。中国温室气体自愿减排项目设计文件第8页力发电厂/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；对于扩容、改造或者替代项目（不包含风能、太阳能、波浪能或者潮汐能的扩容项目，这些项目使用第9页的选项2来计算参数EGPJ,y）：现有发电厂在为期五年的最短历史参考期之前就已经开始商业运行（用于计算基准线排放量，基准线排放部分对此进行了定义），并且在最短历史参考期及项目活动实施前这段时间内发电厂没有进行扩容或者改造。本项目是新建风力发电项目，而不是扩容、改造或者替代项目，因此项目不涉及该条件。对水力发电厂的额外适用条件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●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%。本项目不是水力发电厂，因此本项目不涉及该条。本项目符合上述方法学所列适用性。中国温室气体自愿减排项目设计文件第9页本方法学不适用于以下条件：方法学描述项目活动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；本项目为新建风力发电项目，不涉及可再生能源燃料替代化石燃料，因此本项目不属于该条所列情景。生物质直燃发电厂；本项目为风力发电项目，不属于该条所列情景。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。本项目为风力发电项目，不属于该条所列情景。对于改造、替代或者扩容项目，只有在经过基准线情景识别后，确定的最合理的基准线情景是“维持现状，也就是使用在项目活动实施之前就已经投入运行的所有的发电设备并且一切照常运行维护”的情况下，此方法学才适用。本项目是新建项目，而不是扩容、改造或者替代项目，不属于该条所列情景。本项目不属于上述方法学所不适用情景。综上所述，本项目满足该方法学的适用条件，且不包含在该方法学不适用的情景中，因此该方法学适用于本项目。额外性论证与评价工具包含在该方法学中，因此本项目适用该方法学时，该工具自动适用该项目。电力系统排放因子计算工具适用于计算提供上网电能或可以节约下网电能项目的基准线排放的电网OM、BM和CM排放因子，本项目为新建风力项目，将提供一定量的上网电能，需要利用该工具计算电网OM、BM和CM排放因子。此外使用该工具时，项目所连接的电力系统的排放因子可以采用如下计算：1）仅包括联网电厂；或者2）可包括离网电厂。使用第2）种方法时，应满足“附件2：离网电厂的相关步骤”的规定。即，离网电厂的总装机容量至少应达到电网系统总装机容量的10%；或离网电厂的总发电量至少应达到电网系统总发电量的10%；而对电网可靠性和稳定性造成负面影响的因素主要是因为发电限制而非其他原因（如输电限制等）。本项目采用方法1）计算排放因子，即仅包括联网电厂。因此该工具适用本项目。B.3.项目边界>>中国温室气体自愿减排项目设计文件第10页根据方法学CM-001-V01（第一版）中关于项目边界的规定，本风电项目的项目边界包括项目本身的物理及地理边界，同时还包括本项目电厂所连接的华北电网内的所有电厂。由于本项目所发电量将供给华北电网，替代华北电网中部分化石燃料电厂的发电。因此本项目电厂所连接的电力系统应该为华北电网。根据国家发展和改革委员会对华北电网的边界划分，华北电网包含北京市、天津市、河北省、山西省、山东省和内蒙古自治区电网。排放源温室气体种类包括否？说明理由/解释基准线由项目活动所替代的化石燃料电厂发电产生的CO2排放CO2是主要排放源CH4否次要排放源N2O否次要排放源项目活动项目现场的化石燃料消耗/项目自身电力消耗CO2否按照方法学要求，风电项目生产运行不会产生显著的温室气体排放，因此项目排放可忽略。CH4否N2O否本项目的项目边界图如下所示：中国温室气体自愿减排项目设计文件第11页B.4.基准线情景的识别和描述>>根据方法学CM-001-V01（第一版）描述：如果项目活动是建设新的可再生能源并网发电厂/发电机组，那么基准线情景如下：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”本项目为建设新的可再生能源并网发电项目，项目接入华北电网，因此基准线情景为：拟议项目活动生产的上网电量可由华北电网范围内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（第04.0版）”里组合边际排放因子（CM）的计算过程中的描述相同。根据“电力系统排放因子计算工具”，项目所替代的电网组合边际排放因子（CM），通过电量边际排放因子（OM）和容量边际排放因子（BM）的计算得出，其权重分为别0.75和0.25。B.5.额外性论证>>按照本方法学要求，本项目论证和评价额外性采用我国自愿减排项目“额外性论证与评价工具”，同时参考CDM方法学“额外性论证与评价工具”。1.事前考虑减排机制经过可行性研究报告的分析，项目本身的预计收益率很低，项目业主公司于2011年7月4日召开投资决策，开始寻求碳减排机制的资金支持。项目业主于2011年8月10日签署风机基础协议，标志着项目正式开始，并于2012年10月17日成功注册为CDM项目。本项目主要事项如下表B-1所示：表B-1本项目主要事项时间表日期事件2005年12月16日内蒙古自治区发展和改革委员会下发了同意本项目开展前期工作的通知2009年11月27日包头市经济委员会对本项目的节能评估报告进行了批复2009年8月完成项目环境影响报告表的编制2010年8月23日内蒙古自治区环境保护厅对本项目环境影响报告书批复2011年3月可研性研究报告完成2011年6月27日项目获得内蒙古发改委核准2011年7月4日召开投资决策，决定将本项目开展为减排机中国温室气体自愿减排项目设计文件第12页制项目2011年7月开展利益相关方调查2011年8月10日项目风电机组设备供货合同签署（项目开始日期）2011年8月12日项目检修道路施工合同2011年8月22日项目风机基础工程施工合同2011年8月15日项目开工2011年12月13日项目提前考虑CDM的通报表送到国家发展和改革委员会2011年12月28日国家发展和改革委员会对项目提前考虑CDM的通报表进行确认2011年12月30日联合国秘书处收到提前考虑本项目提前CDM的通知2012年5月8日取得中国国家发改委批准函（LoA）2012年7月1日第一台风机并网发电（开始产生减排）2012年10月17日成功注册为CDM项目，项目编号76922014年8月21日申请中国自愿减排项目开始公示（2014年8月22日-2014年8月28日）根据方法学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）的原则，按照“额外性论证与评价工具”对项目是否具有额外性进行分析。步骤0.拟议项目活动是否是首例本项目活动非首例，不选择步骤0。步骤1.确定符合现行法律法规的可以替代本项目活动的方案子步骤1.1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：P1：该项目不开发成为国内自愿减排项目；或P2：继续当前现实情景，即由华中区域电网范围内现存并网发电厂及其新增发电源进行电力供应。子步骤1.2符合法律法规的强制要求P1：国内自愿减排机制为自愿机制，没有任何法律法规强制要求该项目进行减排量的开发，也没有违反任何法律和法规，这是项目业主可以自由选择的且合法的；P2：当前情景为目前华北电网的现状，因此完全符合国家法律法规的要求，且不存在任何财务收益障碍。中国温室气体自愿减排项目设计文件第13页因此替代方案P1和P2均符合现行的法律和法规。步骤2投资分析:子步骤2a选择分析方法本项目实施的最大障碍为投资障碍。“额外性论证与评价工具”为该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）和基准分析方法（选项III）。考虑到本项目除碳减排收益以外，还可以实现售电收入，因此简单成本分析方法（选项I）不适用。投资比较分析方法（选项II）适用于替代方案也是投资项目的情况，只有这样才能进行投资比较分析，但是本项目的基准线替代方案是由现有的华北电网提供等量的电量供应，而不是新建的可替代投资项目，因此不适用于投资比较分析方法（选项II）。鉴于电力行业的基准全投资内部收益率数据可以获得，本项目采用基准分析方法（选项III）进行投资分析。子步骤2b选项III基准分析方法根据原国家电力公司颁布的《电力工程技术改造项目经济评价暂行办法》，结合中国风电、火电、输变电项目财务评价中所使用的基准收益率水平，电力工程项目的税后全投资内部收益率（IRR）不应低于8%。目前，中国的电力工程项目通常采用此基准收益率。因此，该项目采用8%作为基准收益率是合理的。子步骤2c计算并对比财务参数根据本项目的可行性研究报告最终定稿，用于本项目投资分析的主要参数列于下表B-2：表B-2投资分析计算需要的主要参数参数单位值来源年净上网电量MWh108,519可研报告装机容量MW49.5可研报告静态总投资万元45,878.41可研报告残值率%5可研报告折旧年限年156可研报告项目寿命期年21（含20年运行期，1年建设期）可研报告年经营成本万元1108可研报告6折旧率=(1-残值率)/折旧年限=（1-5%）/15=6.33%.中国温室气体自愿减排项目设计文件第14页资本金比例%20可研报告贷款比例%80可研报告预计上网电价（含增值税）元/KWh0.51可研报告增值税率%17（返还50%)7可研报告所得税率%25可研报告教育附加税率%3可研报告城建附加税率%5可研报告预计碳减排收益价格￥/tCO250参考各试点省市配额价格8静态总投资的合理性判断静态总投资主要包括设备成本，建筑安装成本和其他成本，是有资质的设计院根据《风电场工程可行性研究报告设计概算编制办法及计算标准》、《电力工业基本建设预算管理制度及规定》、《电力工程概算定额》、《内蒙古自治区电力建设工程装置性材料综合预算价格》等本项目可研编制时可得的最新行业相关标准和规定等由具有资质的第三方机构进行编制的。同时，根据对内蒙古自治区已经注册的风电清洁发展机制项目的统计，其平均单位千瓦投资范围为7,656.369–11,719.19元/kW10；本项目的单位千瓦投资为9,268.36元/kW，在合理范围内，同时可行性研究报告完成与项目实施时间间隔较短，不会造成投资发生大的变化。因此本项目的静态总投资是合理的。年经营成本的合理性判断可研中年经营成本是根据《风电场工程可行性研究报告设计概算编制办法及计算标准》。年经营成本主要包括维修费、保险费、工资和福利、材料费和其他费用。本项目单位电量年经营成本为0.102元/kWh,，考虑到已注册的位于内蒙古自治区的CDM项目该项比例范围为0.048元/kWh11~0.178元/kWh12,高于本项目该值，因此本项目的年经营成本是合理的。7http://fina.shqp.gov.cn/gb/content/2010-09/17/content_341699.htm8参考北京环境交易所碳配额的交易价格。9CDM项目3777：ChifengSunjiayingWindPowerProject，http://cdm.unfccc.int/Projects/DB/DNV-CUK1276255958.88/view,http://cdm.unfccc.int/Projects/DB/DNV-CUK1203855988.45/view10CDM项目1629：InnerMongoliaDaliPhaseV49.5MWWindPowerProject11CDM项目2078：InnerMongoliaNorthLongyuanHuitengxileWindFarmProject，http://cdm.unfccc.int/Projects/DB/TUEV-SUED1218478303.39/view12CDM项目1628：ChifengSunjiayingWindPowerProject,http://cdm.unfccc.int/Projects/DB/DNV-CUK1203854010.52/view中国温室气体自愿减排项目设计文件第15页年净上网电量合理性判断可研报告中的年净上网电量是基于多年风资源评估和风力发电可研报告编制中常用的专业软件的基础上计算出来的。由于本项目的年净上网电量数据为有资质的可研设计单位（内蒙古电力勘测设计院）在38年风资源数据（1971年-2008年）的基础上和一年测风塔2008年1月-12月完整的测风数据基础上，利用专业的软件计算出来的，内蒙古电力勘测设计院具有电力设计甲级资质，且该设计经过可研审查和专家论证，具有较强的权威性和科学性。在可研报告中，经过空气密度矫正后，每年理论发电量为152,843.66MWh。考虑到各项折减系数：1）控制湍流折减4%；2）机组可利用率3%；3）叶片污染折减4.5%；4）场用电、线损等能量损耗折减4%；5）气候影响折减5%；6）软件误差折减4%；7）风电机组功率曲线保证率折减5%；8）电网频率波动于限电等折减4%；其中，(1-4%)(1-3%)(1-4.5%)(1-4%)(1-5%)(1-4%)(1-5%)(1-4%)=0.960.970.9550.960.950.960.950.96=71%年上网电量计算为：152,843.66MWh0.71=108,519MWh。因此本项目的上网电量是合理的。表B-3本项其他财务参数的和理性分析参数项目设计文件中所用数值数据来源合理性判断上网电价（含税）0.51元/kW电价批复电价批复函《发改价格[2009]196号》增值税率(%)17可研《中华人民共和国增值税暂行条例》（中华人民共和国国务院令第538号）城市建设维护税率（增值税率的%）5可研《中华人民共和国城市维护建设税暂行条例》(国发[1985]19号)教育附加税率（增值税率的%）3可研《国务院教育费附加的暂行规定》(中华人民共和国国务院令第448号)所得税率（%）25可研中华人民共和国企业所得税法（中华人民共和国主席令第63号）折旧年限（年）15可研《工业企业财务制度》1313按照《工业企业财务制度》，电力设备的折旧年限取12-20年，本项目的取值符合国家规定，因此是合理和可信的。http://www.chinaacc.com/new/63/64/80/1992/12/ad5954010111032129912620.htm中国温室气体自愿减排项目设计文件第16页残值率（固定资产的%）5可研《工业企业财务制度》14表B-4有无碳减排收益时的项目全投资内部收益率IRR(%)(行业基准收益率为8%)无CCER收入6.05有CCER收入7.34子步骤2d.敏感性分析针对本项目，采用如下财务指标作为不确定因素进行有关财务吸引力的敏感性分析：1)静态总投资；2)年经营成本；3)上网电价；4)年净上网电量；考察静态总投资、年经营成本、上网电价和年净上网电量对资本金内部收益率（IRR）的影响。假定该四项指标在-10%～+10%的范围内变动，相应的对项目全投资内部收益率的影响结果如表B-5和图B.1所示。表B-5敏感性分析-10.0%-5.0%0.0%5.0%10.0%静态总投资7.28%6.72%6.05%5.42%4.97%年经营成本6.36%6.20%6.05%5.89%5.72%上网电价4.51%5.30%6.05%6.75%7.46%年净上网电量4.51%5.30%6.05%6.75%7.46%14按照《工业企业财务制度》，工业项目的残值率取3-5%，本项目的取值符合国家规定。中国温室气体自愿减排项目设计文件第17页图B.1.敏感性分析示意图表B-6不同财务指标的全投资IRR的临界点分析参数静态总投资年运营成本上网电价年净上网电量临界点-15.30%-64.60%14.10%14.10%从以上表B-5和图B.1可以看出，项目IRR随着静态投资和年经营成本的升高而降低，随着上网电价和年净上网电量的增加而上升。静态总投资当静态总投资降低10%时，项目IRR为7.28%，低于8%。当项目静态总投资降低15.30%时，项目IRR为8%，达到基准值。根据对内蒙古自治区已经注册的风电清洁发展机制项目的统计，其平均单位千瓦投资范围为7,656.36–11,719.19元/kW；本项目的单位千瓦投资为9,268.36元/kW，在合理范围内。根据中国统计局出版的《中国统计年鉴2012》，2006到2011年固定资产投资平均物价指数为103.628，这就意味着近年来固定资产的投资物价指数一直处于增长状态。同时，项目业主提供了部分项目的施工和设备购买合同，其合同金额与静态总投资相比已达87.60%，因此，通过降低投资15.30%使项目IRR达到8%是不可能的。年经营成本若年经营成本降低10%，IRR仅上升为6.36%。若项目IRR达到8%，则需要年经营成本降低64.60%。但是若在现实中大幅度降低年经营成本，便不可能确保生产质量。同时，近年来原材料、物价和劳动力成本的实际呈上涨趋中国温室气体自愿减排项目设计文件第18页势15，根据由中国统计局发布《中国统计年鉴2012》，员工工资指数从2007-2011年分别是121.5,119.7,114.2,117.3和126.8；而材料、燃料、动力的采购价格指数分别是104.4、110.5、92.1、109.6和109.1；这意味着员工工资和材料的价格有增加的倾向。因此，通过降低年经营成本64.60%，实现项目IRR达到基准值是不可能的。上网电价当上网电价增加10%时，项目IRR值为7.46%。要达到项目IRR的基准值8%，含税上网电价需要上涨14.10%，达到0.58191元/kWh，超过自治区内的最高电价0.54元/kWh16，这种情况几乎是不可能发生的。根据国家发展和改革委员会文件《国家发展改革委关于完善风力发电上网电价政策的通知》（发改价格[2009]1906号），本项目所在地位于一类风资源区，标杆上网电价为0.51元/MWh,同时与电力公司签署的购售电合同中也明确了电价为0.51元/kWh。因此，通过将电价增高14.10%使项目IRR达到8%，是不可能的。年净上网电量若年净上网电量上升10%，项目IRR为7.46%，低于基准值，要达到项目IRR的基准值8%，年净上网电量需要上涨14.10%。由于本项目的年净上网电量数据为有资质的可研设计单位（内蒙古电力勘测设计院）在38年风资源数据（1971年-2008年）的基础上和一年测风塔2008年1月1日-2008年12月31日完整的测风数据基础上，利用专业的软件计算出来的，内蒙古电力勘测设计院具有电力设计甲级资质，且该设计经过可研审查和专家论证，具有较强的权威性和科学性。因此，发电量不可能增加到14.10%的幅度。综合以上分析，如果不考虑碳减排收益的情况下，以上四个主要参数在±10%的范围变动时，本项目在财务上仍不具有吸引力而难以实施。步骤2的结论：替代方案（1）在财务上不可行。步骤3障碍分析本项目不采用障碍分析。步骤4普遍性分析根据“额外性论证与评价工具”(第07.0.0版本)，项目属于基于可再生能源的风力发电项目，根据“普遍性分析指南”(第02.0版本)来进行普遍性分15http://www.stats.gov.cn/tjsj/ndsj/2012/indexch.htm16根据UNFCCC发布的InformationNoteontheHighestTariffsAppliedbytheExecutiveBoardinitsdecisionsonRegistrationofProjectsinthePeople’sRepublicofChina（version02），内蒙古自治区最高电价为0.54元/kWh（含税）中国温室气体自愿减排项目设计文件第19页析。子步骤4-1：计算适用的产出或容量，范围为拟议项目总设计产出或容量的+/-50%本项目装机容量49.5MW，因此确定产出范围为24.75MW~74.25MW。子步骤4-2：识别满足以下所有条件的类似项目（清洁发展机制和非清洁发展机制项目）（a）位于所适用的地理地域范围内的项目；（b）所采取措施与拟议项目活动相同的项目；（c）所采用的能量来源/燃料和原料与拟议项目活动相同的项目，如果拟议项目活动采用了技术转换措施；（d）项目实施所在的工厂，所生产的产品或服务与拟议项目工厂所生产的产品或服务具有可比的质量、属性和应用区域（如熟料）；（e）项目的产出或容量在步骤1计算得出的适用的产出或容量范围内；（f）拟议项目活动的项目设计文件公示之前或拟议项目活动开始之前（两者中较早者），已经开始商业运营的项目；对于本项目：（a）地域范围默认为项目的东道国（中国）；（b）相关技术或能源来源，包含提高能效，以及利用可再生能源（例如提高能效，基于可再生能源发电）；（c）本项目利用风能发电，因此利用风能发电的项目将被进行分析；（d）本项目生产的产品是电力，因此，只有那些生产电力的风力发电项目将被考虑；；（e）根据子步骤1的计算，装机容量为24.75MW-74.25MW的项目将被进行分析；（f）本项目的开始日期为2011年8月10日，早于公示时间（公示时间为2014年8月22日-2014年8月28日）。因此在该日期之前开始商业运行的项目将被进行分析。基于以上分析，确定如下四类电力项目：类型1：2011年8月10日以前进行投产运行的内蒙古自治区内装机容量为24.75MW-74.25MW的风力发电项目，未申请减排机制（如CCER、CDM、GS、VCS等）项目；类型2：在2011年8月10日以前进行投产运行的除内蒙古自治区外其他省份24.75MW-74.25MW的风力发电项目，未申请减排机制（如CCER、CDM、GS、VCS等）项目；中国温室气体自愿减排项目设计文件第20页类型3：在2011年8月10日以前进行投产运行的内蒙古自治区内装机容量为24.75MW-74.25MW的申请减排机制（如CCER、CDM、GS、VCS等）项目（含已注册、提交注册、审定过程中）的风力发电项目；类型4：在2011年8月10日以前进行投产运行的除内蒙古自治区外其他省份内装机容量为24.75MW-74.25MW申请减排机制（如CCER、CDM、GS、VCS等）项目（含已注册、提交注册、审定过程中）的风力发电项目。对于类型1，2011年8月10日以前进行投产运行的内蒙古自治区装机容量在24.75MW-74.25MW的风电，未申请减排机制（如CCER、CDM、GS、VCS等）资助的项目数计为Ntype1，有一个项目识别出来，识别结果如下表所示：表B-6.内蒙古自治区类似项目项目名称装机容量（MW）投产时间备注达里三期风电项目31.22004年国家贷款支持项目17参考：UNFCCC网站、VCS网站、中国风能协会统计、黄金标准网站、VCS网站与中国自愿减排交易信息平台等的相关信息。对于类型2：国家发改委授权省级政府对风力发电项目进行管理，因此，同一省内风电项目的投资环境、电价、土地政策、法规等通常类似。而不同省制定的各类制度则不相同，因此适用的地理范围为内蒙古自治区，类型2的项目可被排除。子步骤4-3：在子步骤2确定的项目中，除去那些已注册为减排机制（如CCER、CDM、GS、VCS等）项目活动的项目活动，已提交注册的项目活动，正在审定的项目活动，并记录其数量为Nall。对于类型3和4已经涉及那些已注册、或者处于提交注册和审定状态的减排机制（如CCER、CDM、GS、VCS等）项目。这些项目应排除在Nall之外。结合子步骤4-2的分析，即Nall=Ntype1=1。子步骤4-4：在子步骤2识别出的项目范围内，进一步识别与本项目17http://www.chifeng.gov.cn/html/2008-11/3130.shtml中国温室气体自愿减排项目设计文件第21页使用不同技术的项目（Ndiff）。在普遍性分析的背景下，不同的技术指的是如下所列几点至少有一点不同，但是输出相同的项目。（a）能源/燃料（b）原料（c）装机容量/输出a)微型项目（如Decision2/CMP.5第24段和Decision3/CMP.6第39段中的定义）b)小型项目（如Decision1/CMP.2第28段中的定义）c)大型项目（d）投资决定时的投资气候a)技术的可获得性b)财政支持或其他资金流c)促进政策d)法律法规（e）其他方面a)单位输出投资（若单位投资至少有20%的差值则则认为其不同）根据在子步骤4-3中识别采用不同技术的项目活动，在内蒙古自治区境内只有1个类似的项目：达里三期风电场项目。达里三期风电项目是受国债资金资助的项目。由于得到了额外的财政支持，该项目能够比本项目更有经济吸引力。但是，现在风电项目在该地区已得不到这些财政支持，因此，本项目与达里三期风电项目不同。因此，Ndiff=1。子步骤4-4：计算因子F=1–Ndiff/Nall，代表了与本项目装机规模类似且与本项目使用相似技术的所有项目所占的比例。如果系数F大于0.2或Nall与Ndiff的差值是大于3，在该适用地区的一个部门内，拟议的项目活动是一个“普遍的做法”。因此，Nall-Ndiff=1-1=0＜3，且，F=1-Nall/Ndiff=1-1=0<0.2。综上所述，本项目不是一个普遍的项目。总结：通过分析以上额外性分析的所有步骤可知，本项目满足额外性的要求。B.6.减排量B.6.1.计算方法的说明>>中国温室气体自愿减排项目设计文件第22页本项目应用经批准的方法学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）。根据该方法学，本项目的基准线排放为本项目活动所替代的使用化石燃料的电厂发电所产生的CO2减排量，等于本项目的年净上网电量乘以所在电网的排放因子。根据“电力系统排放因子计算工具”，项目所替代的电网排放因子通过计算电量边际排放因子（OM），容量边际排放因子（BM），以及组合边际排放因子（CM）得出。使用该工具时，项目所连接的电力系统的排放因子可以采用如下计算：1）仅包括联网电厂；或者2）可包括离网电厂。使用第2）种方法时，应满足“附件2：离网电厂的相关步骤”的规定。即，离网电厂的总装机容量至少应达到电网系统总装机容量的10%；或离网电厂的总发电量至少应达到电网系统总发电量的10%；而对电网可靠性和稳定性造成负面影响的因素主要是因为发电限制而非其他原因（如输电限制等）。本项目采用方法1）计算排放因子，即仅包括联网电厂。本项目属于（三）类项目，即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，需采用根据该年份实际数据计算所得的电网排放因子。本项目的补充计入期为计入期为2012年7月1日-2012年10月31日（含首尾两天）。因此，按照要求需要采用2014年发布的排放因子（根据2012年的最新数据计算所得）。1.基准线排放本项目的基准线排放计算如下：,,,yPJygridCMyBEEGEF(1)其中：yBE为本项目第y年的基准线排放量（tCO2/年）,PJyEG为本项目第y年的净上网电量（MWh）,,gridCMyEF为根据“电力系统排放因子计算工具”计算的电网组合边际排放因子（tCO2/MWh），采用中国发改委公布。由于本项目是新建项目，根据方法学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），,,PJyfacilityyEGEG(2)其中：,PJyEG为本项目第y年发出并送入电网的净上网电量（MWh/年）,facilityyEG为本项目发电设施第y年供给电网的净上网电量（MWh/年）2.计算电网排放因子中国温室气体自愿减排项目设计文件第23页根据最新版“电力系统排放因子的计算工具”，事前（Ex-ante）计算华北电网的电量边际排放因子（EFgrid,OM,y）和容量边际排放因子（EFgrid,BM,y），然后通过加权平均可得到组合边际的基准线排放因子（EFgrid,CM,y）。步骤1：识别相关电网系统根据中国国家发展和改革委员会的规定，本项目活动相关的电网边界是华北电网，其中华北电网包括北京市电网、天津市电网、河北省电网、山西省电网、山东省电网及内蒙古自治区电网。由于，华北电网从东北电网和华中电网调入电量。因此，这部分调入的电量也将在后续的计算步骤中考虑进去。步骤2：选择是否在识别出的电网系统中包含非并网电厂项目参与方可选择如下两个选项之一来计算电量边际和容量边际的排放因子：选项I：计算中只包含并网电厂。选项II：计算中同时包含并网电厂和非并网电厂。本项目选择选项I来对电量边际和容量边际的排放因子进行计算。步骤3：选择计算电量边际排放因子（OM）的方法电量边际排放因子的计算有以下四种方法：(a)简单的OM，或(b)经调整的简单OM，或(c)调度数据分析OM，或(d)平均OM简单OM方法（a）只能用于最低成本/必须运行的电力（如水电、核电等）最近5年持续在总的电网发电构成中少于50%的情形。根据《中国电力年鉴》（2009～2013），2008～2012年华北电网最低成本/必须运行的电力在总的电网发电构成比例分别均远低于50%。可见华北电网是一个以火力发电为主的系统。同时在未来相当长的一段时间内，华北地区火电占绝对优势的事实也不会改变。因此对华北电网采用简单OM的方法（a）来计算本项目的电量边际排放因子（EFgrid,OM,y）。中国温室气体自愿减排项目设计文件第24页对于简单OM，可以使用以下两种时期内的数据进行排放因子的计算：(a)事前选项：如果选择事前选项，则排放因子只需在项目合格性审定阶段确定一次，在项目计入期内不需要监测并重新计算排放因子。对于并网电厂来说，使用基于向审定与核查机构提交项目设计文件进行审定时的最新数据，计算最近3年发电量的加权平均值。(b)事后选项：如果选择事后选项，在项目活动发电替代网电的年份里，需要对排放因子进行逐年更新。假如计算y年份排放因子所需的数据是在y年份结束后6个月获得，则y-1年份的排放因子可以被使用。如果数据在y年份结束后18个月获得，则y-2年份的排放因子可以被使用。在整个计入期内都要使用相同的数据时期（y,y-1,y-2）选择。对于本项目而言，采用选项(a)对拟建项目的排放因子进行事前计算。步骤4：根据所选择的方法计算电量边际排放因子用电网系统所有排放源单位净发电量带来的CO2排放量的加权平均来计算简单的OM排放因子，不包括低成本的和必须运行的电站。具体的可以通过以下几种方法进行计算：选项A基于每个电厂的净发电量和CO2排放因子，或者选项B基于与电网相连的所有电厂的总净发电量，消耗的燃料量以及燃料类型进行计算。只有当满足以下条件时，选项B才能被使用：(a)选项A所需的必要数据不可得；和(b)只有核电和可再生能源发电才被认为是低成本/必须运行的电厂，并且这些电厂向电网的供电量数据是可得的；和(c)非并网电厂并未包含在计算中本项目满足上述3个条件，因此，采用选项B对简单OM进行计算。yyiCOyiiyiyOMsimplegridEGEFNCVFCEF,,2,,,,(3)其中：,,gridOMsimpleyEF=第y年的简单电量边际排放因子(tCO2/MWh),iyFC=燃料种类i第y年在项目所属的电力系统内的消耗(tonne或m3),iyNCV=燃料种类i第y年的净热值(GJ/tonnes或GJ/m3)中国温室气体自愿减排项目设计文件第25页2,,COiyEF=燃料种类i第y年的CO2排放因子(tCO2/GJ),PJyEG=项目所属的电力系统内所有电源第y年向电网提供的净电量(MWh/年i=项目所属电力系统内所有电源消耗的燃料种类y=第三步中选择的相关年份,,gridOMsimpleyEF是按照2010-2012年总发电量的加权平均计算。步骤5.计算容量边际排放因子（EFBM,y）“电力系统排放因子计算工具”（第04.0版）提供了计算容量边际排放因子的两种选择：选择1：在第一个计入期，基于项目设计文件提交时可得的最新数据事前计算；在第二个计入期，基于计入期更新时可得的最新数据更新；第三个计入期沿用第二个计入期的排放因子。选择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）的办法事前计算BM，第三个计入期沿用第二个计入期的排放因子。本项目采用“选择1”来计算容量边际排放因子。本项目采用国家发展和改革委员会布的BM数据。容量边际排放因子是由样本发电设备m的发电量加权平均的排放因子计算出来的：mymmymELymyBMgridEGEFEGEF,,,,,,（4）其中：,,gridCMyEF=第y年的容量边际排放因子(tCO2/MWh),myEG=发电设备m第y年所向电网的净供电量(MWh),,ELmyEF=发电设备m第y年的CO2排放因子(tCO2/MWh)m=容量边际内包含的发电设备y=发电量数据可获得的最近历史年份中国温室气体自愿减排项目设计文件第26页按照步骤4的叙述，中国电力系统的容量边际排放因子的计算使用了变通的计算方法。变通的容量边际排放因子（BM）计算如下：子步骤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,,,,,,,,,,,,,ijyiyCOiyiCOALjCoalyijyiyCOiyijFNCVEFFNCVEF（5）22,,,,,,,,,,,,,ijyiyCOiyiOILjOilyijyiyCOiyijFNCVEFFNCVEF（6）22,,,,,,,,,,,,,ijyiyCOiyiGASjGasyijyiyCOiyijFNCVEFFNCVEF（7）其中：,,ijyF是第j个省份在第y年的燃料i消耗量；,ijNCV是燃料i在第y年的净热值；2,,COiyEF燃料i在第y年的CO2排放因子；Coal,Oil和Gas分别为固体燃料、液体燃料和气体燃料的脚标集合。子步骤2：计算对应的火电排放因子。AdvGasGasAdvOilOilAdvCoalCoalThermalEFEFEFEF,,,其中EFCoal,Adv，EFOil,Adv和EFGas，Adv分别对应于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。子步骤3：计算电网的BMThermalTotalThermalyBMgridEFCAPCAPEF,,（8）其中，CAPTotal为总的新增容量，CAPThermal为新增火电容量。步骤6.计算组合边际排放因子（EFgrid,CM,y）组合边际排放因子是电量边际排放因子OM和容量边际排放因子BM的加权平均:,,,,,,ygridCMygridOMyOMgridBMBMEFEFEF(9)其中：,,gridOMyEF=第y年的电量边际排放因子（tCO2/MWh）中国温室气体自愿减排项目设计文件第27页,,ygridBMEF=第y年的容量边际排放因子（tCO2/MWh）OM电量边际排放因子的权重，取值0.75BM=容量边际排放因子的权重，取值0.25根据发改委公布的数据，2014年的华北电网排放因子如下：年份EFgrid,OM,yEFgrid,BM,yEFgrid,CM,y2013年1.05800.54100.9287502.项目排放根据自愿减排项目方法学CM-001-V01(第一版)，作为一个风电项目，属于可再生能源项目，故项目排放PEy=0。3.泄漏根据自愿减排项目方法学CM-001-V01(第一版)，本项目的泄漏排放LEy不予考虑。4.减排量由于不考虑项目泄漏（LEy），故项目活动第y年的减排量ERy即为基准线排放（BEy）减去项目排放（PEy）：ERy=BEy-PEyB.6.2.预先确定的参数和数据>>数据/参数：FCi,y数据单位：tonnes或m3数据描述：燃料种类i第y年在项目所属的电力系统内的消耗(tonne或m3)所使用的数据来源：中国能源统计年鉴（2011～2013）所应用的数据值：详见附件2证明数据选用的合理性或说明实际应用的测量方法和程序步骤:官方统计数据数据用途用于计算基准线排放评价意见:--中国温室气体自愿减排项目设计文件第28页数据/参数：NCVi,y数据单位：kJ/kg或kJ/m3数据描述：在华北电网中第y年消耗的化石燃料类型i的净热值所使用的数据来源：中国能源统计年鉴（2011～2013）所应用的数据值：详见附件2证明数据选用的合理性或说明实际应用的测量方法和程序步骤:官方统计数据数据用途用于计算基准线排放评价意见:--数据/参数：EGy数据单位：MWh数据描述：在y年华北电网中的电厂的发电量所使用的数据来源：中国电力年鉴（2011～2013）所应用的数据值：详见附件2证明数据选用的合理性或说明实际应用的测量方法和程序步骤:官方统计数据数据用途用于计算基准线排放评价意见:--数据/参数：EFCO2,i,y数据单位：tc/TJ数据描述：在华北电网中第y年消耗的化石燃料类型i的CO2排放因子所使用的数据来源：2006IPCC指南所应用的数据值：详见附件2证明数据选用的合理性或说明实际应用的测量方法和程序步骤:IPCC默认值中国温室气体自愿减排项目设计文件第29页数据用途用于计算基准线排放评价意见:--数据/参数：GENEbest,gas/oil数据单位：CO2e/MWh数据描述：最商业化最优效率燃油、燃气发电技术电厂的供电效率所使用的数据来源：中国国家发展和改革委员会发布的确定电网排放因子的公告中的值所应用的数据值：详见附件2证明数据选用的合理性或说明实际应用的测量方法和程序步骤:中国国家发展和改革委员会公布的数据数据用途用于计算基准线排放评价意见:--数据/参数：GENEbest,coal单位：%描述：最商业化最优效率燃煤发电技术电厂的供电效率所使用数据的来源：中国国家发展和改革委员会发布的确定电网排放因子的公告中的值所应用的数据值：详见附件2证明数据选用的合理性或说明实际应用的测量方法和程序步骤:国家发改委公布的数据数据用途：计算基准线排放评价:数据/参数：CAPthermal,y数据单位：kW数据描述：华北电网新增火电装机容量所使用的数据来源：中国电力年鉴（2011～2013）所应用的数据值：详见附件2中国温室气体自愿减排项目设计文件第30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:官方统计数据数据用途用于计算基准线排放评价意见:--数据/参数：CAPtotal,y数据单位：kW数据描述：华北电网超过现有容量20%的新增装机容量所使用的数据来源：中国电力年鉴（2011～2013）所应用的数据值：详见附件2证明数据选用的合理性或说明实际应用的测量方法和程序步骤:官方统计数据数据用途用于计算基准线排放评价意见:--数据/参数：wOM单位：描述：计算排放因子时电量边际排放因子（OM）的权重所使用数据的来源：“电力系统排放因子计算工具”(版本04.0)所应用的数据值：0.75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:来自CDMEB公布的“电力系统排放因子计算工具”(版本04.0)数据用途：计算基准线排放评价:数据/参数：wBM单位：描述：计算排放因子时容量边际排放因子（BM）的权重所使用数据的来“电力系统排放因子计算工具”(版本04.0)中国温室气体自愿减排项目设计文件第31页源：所应用的数据值：0.25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骤:来自CDMEB公布的“电力系统排放因子计算工具”(版本04.0)数据用途：计算基准线排放评价:数据/参数：厂用电率单位：-描述：电厂的发电量中电厂自用电所占的比率所使用数据的来源：中国电力年鉴（2011～2013）所应用的数据值：详见附件2证明数据选用的合理性或说明实际应用的测量方法和程序步骤:官方统计数据数据用途：计算基准线排放评价:B.6.3.减排量事前计算>>根据B.6.1的分析，采用以下公式对本项目减排量进行计算。yyyERBEPE其中：,,,yfacilityygridCMyBEEGEF0.yPE同时，根据附件2的计算结果，补充计入期内2013年的基准线电网排放因子为EFgrid,CM,y=0.928750tCO2e/MWh；根据本项目可行性研究报告，预计年上网电量为EGfacility,y=108,519MWh。补充计入期内上网电量计算因为投产年度的风机并非同时并网发电，所以本设计文件根据实际的每台风机并网日期计算出各自的理论发电天数和电量，然后再相加得出。所有风机并网前上网电量计算方法如下：中国温室气体自愿减排项目设计文件第32页风机并网情况时间并网风机台数（台）发电装机(MW)累计装机（MW）并网装机比例(%)单日上网电量(MWh)2012年7月1日11.513.03%9.012012年7月2日0013.03%9.012012年7月3日812927.27%81.092012年7月4日8121751.52%153.162012年7月5日162433100.00%297.31小计549.58补充计入期内的上网电量在全部风机并网后，按照投产天数，计算出上网电量：补充计入期内上网电量统计时间计算时间长度（天）累计装机容量(MW)净上网电量(MWh)2012年7月1日-2012年10月31日（含首尾两天）12349.5035,63218基准线排放量计算把这两个参数代入上述减排量计算公式可得补充计入期的基准线排放量量如下表所示：期间上网电量（MWh）电网排放因子（tCO2e/MWh）基准线排放量2012年7月1日-2012年10月31日（含首尾两天）35,6320.92875033,09318补充计入期内上网电量=全部风机并网前产生的电量+全部风机并网后产生的上网电量，全部风机并网后的上网电量=（123-5）108,519MWh/365=35,082.85MWh，因此，在整个计入期内，经核算的上网电量=549.58MWh+35,082.85MWh=35,632MWh；中国温室气体自愿减排项目设计文件第33页项目事前减排量计算根据自愿减排项目方法学CM-001-V01(第一版)，作为一个风电项目，属于可再生能源项目，故项目排放PEy=0，不考虑泄漏。项目减排量ERy=BEy-PEy，ERy=33,093tCO2e–0=33,093tCO2e。因此，本项目补充计入期内减排量事前计算为33,093tCO2e。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)2012年7月1日-2012年10月31日（含首尾两天）33,0930-33,093合计33,0930-33,093计入期时间合计123天（2012年7月1日-2012年10月31日，含首尾两天）计入期内年均值98,202190-98,202B.7.监测计划B.7.1.需要监测的参数和数据>>数据/参数：EGfacility,y单位：MWh描述：本项目在y年向电网提供的净上网电量所使用数据的来源：电表读数数据值：108,519MWh测量方法和程序:通过安装在项目现场升压站的电表M1进行计量（双向、记录供电量和购电量）进行计量，同时项目现场升压站安装一块备用电表M2。净上网电量通过供电量和购电量之差来计算。监测频率：连续监测，按月记录。QA/QC程序:电表由具有资质的第三方根据相关行业标准进行定期校验，其精度为0.2s。月度净上网电量由项目经理签字后确认，并与电力销售记录进行交叉验证。数据用途：用于计算基准线排放评价：-1933,093tCO2e365（天）/123(天)=98,202tCO2e。中国温室气体自愿减排项目设计文件第34页数据/参数：EGoutput,y单位：MWh描述：由安装于现场主变高压侧的电表计量的y年本项目向电网的供电量所使用数据的来源：电表读数数据值：108,519MWh测量方法和程序:安装于现场升压站的电表计量装置M1（双向电表）进行计量，同时在现场升压站安装一块备用电表M2。数据以电子存档。监测频率：连续监测，按月记录。QA/QC程序:电表由具有资质的第三方根据相关行业标准进行定期校验，其精度为0.2s。计量结果与电力销售记录进行交叉验证。数据用途：用于计算基准线排放评价：-数据/参数：EGimport,y单位：MWh描述：由安装于现场主变高压侧的电表计量的y年本项目从电网的购电量所使用数据的来源：电表读数数据值：0测量方法和程序:安装于现场升压站的电表计量装置M1（双向电表）进行计量，同时在现场升压站安装一块备用电表M2。监测频率：连续监测，按月记录QA/QC程序:电表由具有资质的第三方根据相关行业标准进行定期校验，其精度为0.2s。计量结果与电力销售记录进行交叉验证。数据用途：用于计算基准线排放评价：-B.7.2.数据抽样计划>>本项目不适用抽样计划。中国温室气体自愿减排项目设计文件第35页B.7.3.监测计划其它内容>>1.本项目选用批准的整合监测方法学《可再生能源发电并网项目的整合基准线方法学》（CM-001-V01，第一版）来确定本风场的供电量实现的减排，以下对监测计划做了进一步的具体描述。2.责任主体监测计划由达茂旗天润风电有限公司总体负责实施和执行。为确保项目减排量的监测顺利实现，项目业主安排相关负责人，具体职责如下：总经理将指定一个减排机制的项目经理，电厂运行监测负责人、财务负责人与技术负责人，负责监测计划所需要数据和信息的收集。总经理：负责监督整个监测计划的实施。项目经理：负责数据的管理和监测报告的编制；电厂运行监测负责人：负责数据的收集和内审；财务负责人：负责购售电各种记录的收集；技术负责人：负责项目运行报告，运行记录，维修记录的收集。3.培训将会针对监测计划的相关负责人进行培训。项目经理负责在项目注册前完成负责人的培训工作，并在核查前完成进一步的培训工作。4.电表安装本项目的净上网电量EGfacility,y通过安装于现场升压站的双向关口表进行计量，记录供电量和购电量。净上网电量由供电量减去购电量所得。在项目现场升压站安装一块主电表，一块备用电表，电表的精度为0.2s。主电表对电量进行连续监测和月度记录。中国温室气体自愿减排项目设计文件第36页5.校准电表包括主表，备用表，电表校验由有资质的第三方根据行业标准进行校验，电表的精度为0.2s。在电表允许的误差范围内，电表的数据将用来与电网公司结算和计算减排量。校验报告和记录由有资质的第三方向项目提供，由项目业主进行保管。若主表的误差大于容许误差范围之后或根据操作规程对部分电表故障维修后，电表装置应由具有资质的第三方进行校验，校验频率为每年一次。若任何故障出现，电表的所有方应该修理、重新校验或者更换电表，并知会另外一方。6.监测数据如果主表上某一月份读数的不精确程度超过了允许的误差范围或电表功能不正常时，上网电量应按以下方法确定：首先，读取备表数据，以备份电表读数为准；如果备表不具备可接受的精度，或者操作不规范时，项目业主和电网公司应共同设计一个合理恰当的保守计数估计方法，并在核查认证机构进行核实时提供充分的证据说明该方法是合理和保守的；如果项目业主和电网公司没有就计数估计方法达成一致意见，应按协议的程序进行仲裁，以确定计数估计方法的一致性。7.质量控制每月净上网电量数据在项目经理批准和签字之后保存归档。项目经理也需检查监测程序是否符合监计划。8、数据管理中国温室气体自愿减排项目设计文件第37页诸如地图、图表及环评报告等纸质文件与监测计划将建立一个中心统一归档管理。为了方便审核方必要时查阅相关资料，项目文件和监测结果将能够索引查阅。所有纸质文件将由项目业主的技术部门保管，同时进行备份。所有数据都要以电子或纸质形式保存至项目最后一个计入期结束后2年。9、监测报告项目业主记录电表的逐月数据；项目业主对抄表数据和计算结算进行内部审核；内部审核后项目业主，向核查机构送电表读数、电网数据和计算结果。中国温室气体自愿减排项目设计文件第38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>>2011年8月10日（风机购买合同签署日期20）C.1.2.预计的项目活动运行寿命>>20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>>2012年7月1日C.2.3.补充计入期长度>>123天（2012年7月1日-2012年10月31日，含首尾两天）20项目的开始时间为项目施工和设备购买合同的主合同签署的最早日期，本项目的风机购买合同是所有合同中签署最早的合同，因此，采取本合同的签署日期作为项目的开始日期。中国温室气体自愿减排项目设计文件第39页D部分.环境影响D.1.环境影响分析>>根据《中华人民共和国环境影响评价法》第13和19条的规定，在中国开发自然资源和项目开工之前，项目实体必须进行环境影响评估。本项目的环境影响报告表，已于2010年8月23日通过内蒙古自治区环境保护厅的审批，文件号是内环（表）[2010]第202号。根据环境影响评价的报告，主要环境影响及应对措施总结如下：空气影响施工期对环境空气的影响，除由施工机械产生少量废气外，主要为粉尘污染。通过对施工作业面及运输路线适当洒水，并对临时堆填的土石利用土布工艺等作适当掩护等措施，可以减少扬尘对施工人员和环境空气的影响。噪音影响风电场运行时有一定噪声。本项目采用低噪声设备和工艺，并加强施工管理和设备维护，从而减少噪音；施工期噪声须达到《建筑施工场界噪声限值》（GB12523-90）要求，厂界噪声须达到《工业企业厂界噪声标准》（GB12348-90）中二类标准要求。风电场址周围范围内无居民区，从而风机产生的噪声对周围居民区影响较小。电磁辐射影响项目运行过程中会产生一定的电磁辐射污染，但辐射较弱，本期风电场周围300m范围内没有居民区和无线通讯设备等，因此可以认为本风电场建成后对当地居民、无线电、电视等产生干扰很小。固体废弃物影响固体废弃物主要是施工弃渣和施工人员生活垃圾。施工过程中的土方开挖量部分用于回填，其余用于就近选凹地铺平和施工道路修建，不产生最终弃渣；施工人员的生活垃圾纳入到当地原有生活垃圾处置设施，与所在村落居民的生活垃圾一并送往垃圾处理场处理。可见上述废弃物不会对周围环境产生不利影响。废水影响运营管理站采用地埋式一体化等设施处理后达到《城市污水再生利用城市杂用水水质》（GB/T18920-2002）标准，冬天储存，夏天用于场区道路防尘和绿化。中国温室气体自愿减排项目设计文件第40页生态影响项目对生态影响主要因素是水土流失。在施工中要认真落实“三同时”制度，及时进行绿化、防治水土流失；本风场所在区域不属于鸟类频繁活动的地区，也不属于候鸟迁徙的主要路线，风场的建设对鸟类影响很小；风电场征地区域内的植物均为常见种和广布种，施工不会导致该区植物群落的改变、生物多样性改变等不良后果。D.2.环境影响评价>>此项目对环境的负面影响很小。中国温室气体自愿减排项目设计文件第41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>>项目业主同当地政府相关部门于2011年7月对本项目所在地附近的村民进行了问卷调查，由于村民居住较分散，风场附近人口密度较低。项目业主的员工驱车挨家挨户到每一户村民家里介绍项目建设情况，以征求附近村民对本项目建设的意见和建议。本次问卷调查共发放50份，回收50份，回收率100%。由于项目现场位于乡村远离城市，人口稀少，因此，所调查的利益相关方具有代表性。调查结果显示，所调查的利益相关方支持项目的建设。被调查者包括男性32名，女性18名。所有被调查者中19名为具有小学文化水平，占38%；初中文化的被调查者有21名，占42%；高中文化水平者10名，占20%。问卷调查主要包括以下几个问题：1．本项目的建设是否会影响你的生活、学习和工作？2．本项目的建设、运营或退役，是否会影响自然资源或生态系统，比如水、动植物栖息地等？3.与传统火力发电相比，本工程的建设是否会减少温室气体的排放？4．您认为本工程的建设是否对当地经济有推动作用？5．是否同意本工程的建设？E.2.收到的评价意见的汇总>>调查统计结果及汇总情况如下：▲98%的被调查者认为本工程的建设不会对目前的生活、学习和工作造成影响，2%的被调查者对此不确定；▲96%的被调查者认为本项目的建设、运营和退役不会影响当地的自然资源或生态系统，4%的被调查者不确定；▲100%的被调查者与传统火电相比，有助于减少温室气体的排放；▲100%的被调查者认为本工程的建设对当地经济有推动作用；▲100%的被调查者支持本工程的建设。。中国温室气体自愿减排项目设计文件第42页E.3.对所收到的评价意见如何给予相应考虑的报告>>调查结果显示，利益相关方大力支持本项目的建设，所有被调查者均认为本工程的建设会推动当地经济的发展，并支持本项目的建设。-----中国温室气体自愿减排项目设计文件第43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：达茂旗天润风电有限公司地址：达茂旗明安镇希日朝鲁嘎查邮政编码：100029电话：010-57672705传真：010-57672888电子邮件：houchunfeng@tianrun.cn网址：授权代表：姓名：侯春凤职务：项目经理部门：股权管理部手机：传真：010-57672888电话：010-57672705电子邮件：houchunfeng@tianrun.cn中国温室气体自愿减排项目设计文件第44页附件2:事前减排量计算补充信息（一）2014年华北电网排放因子及2012年发电部分的基准线排放的计算过程电量边际排放因子（OM）计算：表A1.2010年华北电网简单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排放因子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）K=G×I×J/100000（质量单位）ABCDEFG=A+B+C+D+E+FHIJK=G×I×J/10000(体积单位)原煤万吨688.662499.578896.459347.8313864.6713605.6448902.8225.887,30020,908892,607,720洗精煤万吨0.870.8725.887,30026,34420,009其它洗煤万吨5.38131.11620.2188.54646.711491.9525.887,3008,36310,892,576型煤万吨1.5341.9843.5126.687,30020,908794,174焦炭万吨029.295,70028,4350煤矸石万吨252.292120.95601.17898.033872.4425.887,3008,36328,272,293焦炉煤气亿立方米0.041.7517.220.414.411.8655.6612.137,30016,7263,472,515高炉煤气亿立方米12.8918.53295.0241.7449.56203.79621.5370.8219,0003,76351,220,101转炉煤气亿立方米8.480.078.5546.9145,0007,945984,981中国温室气体自愿减排项目设计文件第45页其它煤气亿立方米012.137,3005,2270原油万吨02071,10041,8160汽油万吨018.967,50043,0700柴油万吨0.12.270.552.665.5820.272,60042,652172,787燃料油万吨0.490.170.013.243.9121.175,50041,816123,443石脑油万吨020.272,20043,9060润滑油万吨02071,90041,3980石蜡万吨02072,20039,9340溶剂油万吨02072,20042,9450石油沥青万吨02169,30038,9310石油焦万吨6.9712.472.8222.2626.682,90031,947589,535液化石油气万吨017.261,60050,1790炼厂干气万吨1.372.122.415.915.748,20046,055130,971天然气亿立方米16.080.570.226.160.180.1623.3715.354,30038,9314,940,309其它石油制品万吨0.8528.1428.992072,20041,816875,241其它焦化产品万吨7.993.411.3925.895,70028,435309,948其它能源万吨标煤20.4217.0745.5334.6620.838.56177.040000小计995,406,604中国温室气体自愿减排项目设计文件第46页《中国能源统计年鉴2011》表A2.2010年华北电网火力发电量省名称发电量厂用电率供电量（MWh)（%）（MWh)北京市26,300,0006.224,669,400天津市55,600,0006.6351,913,720河北省199,800,0006.73186,353,460山西省210,800,0008.03193,872,760内蒙240,700,0007.74222,069,820山东省306,400,0006.98285,013,280总计1,039,600,000963,892,440《中国电力年鉴2011》表A3.华北电网2010年排放因子参数单位数值来源A华北从东北净调入MWh8,815,880《电力工业统计资料提要2011》B东北电网总排放量tCO2e255,899,302根据《中国电力年鉴》和《中国能源统计年鉴》计算得出C东北电网总供电量MWh231,430,640《中国电力年鉴2011》D东北电网平均排放因子tCO2e/MWh1.1057D=B/CE华北电网从西北净调入MWh2,048,870《电力工业统计资料提要2011》F西北电网总排放量tCO2e256,755,243根据《中国电力年鉴》和《中国能源统计年鉴》计算得出G西北电网总供电量MWh260,589,710《中国电力年鉴2011》H西北电网平均排放因子tCO2e/MWh0.9853H=F/GI华北总供电量MWh974,757,190I=华北电网总发电量＋A+EJ华北电网总排放量tCO2e1,007,173,290中国温室气体自愿减排项目设计文件第47页K华北电网排放因子tCO2e/MWh1.0333K=J/I表A4.2011年华北电网简单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排放因子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）K=G×I×J/100000（质量单位）ABCDEFG=A+B+C+D+E+FHIJK=G×I×J/10000(体积单位)原煤万吨680.972828.4510070.311032618998.3813784.6856688.7925.887,30020,9081,034,722,570洗精煤万吨11.932.841.6716.4425.887,30026,344378,092其它洗煤万吨85.86642.47185.09724.811638.2325.887,3008,36311,960,552型煤万吨1.2332.3433.5726.687,30020,908612,743焦炭万吨029.295,70028,4350煤矸石万吨279.362101.12896.55960.134237.1625.887,3008,36330,935,077焦炉煤气亿立方米1.5218.4722.01615.5563.5512.137,30016,7263,964,756高炉煤气亿立方米16.08298.636.960.32159.41571.3170.8219,0003,76347,081,486转炉煤气亿立方米1.7510.621.0212.6926.0846.9145,0007,9453,004,481其它煤气亿立方米0.530.5312.137,3005,22710,333原油万吨02071,10041,8160汽油万吨018.967,50043,0700柴油万吨0.091.960.561.764.3720.272,60042,652135,319燃料油万吨0.250.080.021.682.0321.175,50041,81664,089石脑油万吨020.272,20043,9060中国温室气体自愿减排项目设计文件第48页润滑油万吨02071,90041,3980石蜡万吨02072,20039,9340溶剂油万吨02072,20042,9450石油沥青万吨02169,30038,9310石油焦万吨5.8715.4213.6334.9226.682,90031,947924,823液化石油气万吨0.010.0117.261,60050,179309炼厂干气万吨0.410.022.023.275.7215.748,20046,055126,975天然气亿立方米15.70.570.155.850.120.1322.5215.354,30038,9314,760,623其它石油制品万吨0.872.324.918.12072,20041,816244,548其它焦化产品万吨9.811.2911.125.895,70028,435302,056其它能源万吨标煤18.5614.2960.765.9812.6353225.160000小计1,139,228,834《中国能源统计年鉴2012》表A5.2011年华北电网火力发电量省名称发电量厂用电率供电量（MWh)（%）（MWh)北京市25,800,000624,252,000天津市61,200,0006.457,283,200中国温室气体自愿减排项目设计文件第49页河北省215,100,0006.5201,118,500山西省229,600,0008211,232,000内蒙288,900,0007.6266,943,600山东省312,900,0006.8291,622,800总计1,133,500,0001,052,452,100《中国电力年鉴2012》表A6.华北电网2011年排放因子参数单位数值来源A华北从东北净调入MWh10,045,670《电力工业统计资料提要2012》B东北电网总排放量tCO2e287,781,338根据《中国电力年鉴》和《中国能源统计年鉴》计算得出C东北电网总供电量MWh249,241,300《中国电力年鉴2012》D东北电网平均排放因子tCO2e/MWh1.1546D=B/CE华北电网从西北净调入MWh25,697,020《电力工业统计资料提要2012》F西北电网总排放量tCO2e321,335,334根据《中国电力年鉴》和《中国能源统计年鉴》计算得出G西北电网总供电量MWh341,716,600《中国电力年鉴2012》H西北电网平均排放因子tCO2e/MWh0.9404H=F/GI华北总供电量MWh1,088,194,790I=华北电网总发电量＋A+EJ华北电网总排放量tCO2e1,174,992,213K华北电网排放因子tCO2e/MWh1.0798K=J/I表7.2012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+B+C+D+HIJKL=G×J×K/10000中国温室气体自愿减排项目设计文件第50页E+F(体积单位)原煤万吨649.562746.389577.1410836.3320226.3913276.3557312.1525.810087,30020,9081,046,100,563洗精煤万吨16.231.065.5222.8125.810087,30026,344524,591其它洗煤万吨89.04694.6734.22085.852903.7625.810087,3008,36321,200,058型煤万吨1.4831.0332.5126.610087,30020,908593,395煤矸石万吨170.442049.5611.56591.263422.7625.810087,3008,36324,989,225焦炭万吨029.210095,70028,4350焦炉煤气亿立方米1.117.4620.316.1416.9461.9512.110037,30016,7263,864,935高炉煤气亿立方米11.69322.3344.850.72231.53661.0770.8100219,0003,76354,478,580转炉煤气亿立方米2.3318.111.2717.0938.846.9100145,0007,9454,469,857其它煤气亿立方米0.740.7412.110037,3005,22714,428其它焦化产品万吨13.433.3516.7825.810095,70028,435456,622原油万吨8.120.058.172010071,10041,816242,904汽油万吨0.010.0118.910067,50043,070291煤油万吨019.610071,90043,0700柴油万吨0.11.320.712.064.1920.210072,60042,652129,745燃料油万吨0.130.030.010.50.6721.110075,50041,81621,153石脑油万吨020.210072,20043,9060润滑油万吨02010071,90041,3980石蜡万吨02010072,20039,9340溶剂油万吨02010072,20042,9450石油沥万吨02110069,30038,9310中国温室气体自愿减排项目设计文件第51页青石油焦万吨5.6917.4315.5738.6926.610082,90031,9471,024,668液化石油气万吨017.210061,60050,1790炼厂干气万吨0.480.030.62.033.1415.710048,20046,05569,703其它石油制品万吨0.62.260.12.962010072,20041,81689,366天然气亿立方米21.220.610.275.210.130.1327.5715.310054,30038,9315,828,169液化天然气万吨015.310054,30051,4340其它能源万吨标煤19.6712.65121.9785.5445.4960.96346.2800000《中国电力年鉴2013》表8.2012年华北电网火力发电量省名称发电量发电量厂用电率供电量（亿kWh)（MWh)（%）（MWh)北京市28328,300,0005.426,771,800天津市58258,200,0006.354,533,400河北省2178217,800,0006.4203,860,800山西省2454245,400,0007.6226,749,600内蒙古3029302,900,0007.4280,485,400山东省3241324,100,0005.7305,626,300总计1,176,700,0001,098,027,300《中国电力年鉴2013》中国温室气体自愿减排项目设计文件第52页表9.2012年华北电网排放因子参数单位数值来源A华北从东北净调入MWh10,926,140B东北电网总排放量tCO2e282,848,646C东北电网总供电量MWh251,991,800D东北电网平均排放因子tCO2e/MWh1.1225D=B/CE华北电网从西北净调入MWh27,079,710F西北电网总排放量tCO2e350,313,673G西北电网总供电量MWh366,981,300H西北电网平均排放因子tCO2e/MWh0.9546H=F/GI华北总供电量MWh1,136,033,150J华北电网总排放量tCO2e1,202,212,118K华北电网排放因子tCO2e/MWh1.0583K=J/I表10.华北电网的运行边际排放因子2010年2011年2012年总计A排放量(tCO2e/年)1,007,173,2901,174,992,2131,202,212,1183,384,377,621B供电量(MWh)974,757,1901,088,194,7901,136,033,1503,198,985,130C运行边际CO2排放因子(tCO2e/MWh)C=A/B1.0580容量边际排放因子（BM）计算:中国温室气体自愿减排项目设计文件第53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,,,,,,,,,,,,,ijyiyCOiyiCOALjCoalyijyiyCOiyijFNCVEFFNCVEF22,,,,,,,,,,,,,ijyiyCOiyiOILjOilyijyiyCOiyijFNCVEFFNCVEF22,,,,,,,,,,,,,ijyiyCOiyiGASjGasyijyiyCOiyijFNCVEFFNCVEF其中：Fi,j,y:第j个省份在第y年的燃料i消耗量；NCVi,j：燃料i在第y年的净热值；EFCO2,i,y:燃料i在第y年的CO2排放因子。COAL,OIL和GAS分别为固体燃料、液体燃料和气体燃料的脚标集合。根据《中国能源统计年鉴2012》计算出固体、液体和气体燃料在华北电网相应的比重：λCoal,y=93.97%，λOil,y=0.13%，λGas,y=5.90%中国温室气体自愿减排项目设计文件第54页步骤2：计算对应的火电排放因子。AdvGasGasAdvOilOilAdvCoalCoalThermalEFEFEFEF,,,其中EFCoal,Adv，EFOil,Adv和EFGas，Adv分别对应于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，详见下表。表A11.最商业化最优效率的燃煤、燃油和燃气发电技术电厂的排放因子变量供电效率(%)燃料排放因子(kgCO2/TJ)氧化率排放因子(tCO2/MWh)ABCD=3.6/A/1,000,000×B×C燃煤电厂EFCoal,Adv40.0387,30010.7851燃油电厂EFOil,Adv52.975,50010.5138燃气电厂EFGas,Adv52.954,30010.3695AdvGasGasAdvOilOilAdvCoalCoalThermalEFEFEFEF,,,=0.7602(tCO2/MWh)步骤3：计算电网的BM中国温室气体自愿减排项目设计文件第55页,,,,,ThermalygridBMyThermalyTotalyCAPEFEFCAP’其中，CAPTotal,y为接近但不超过现有容量20%的新增容量，CAPThermal,y为新增火电容量。表12.华北电网2012年装机容量装机容量单位北京天津河北山西内蒙山东合计火电MW6,14011,10039,99050,11068,18060,190235,710水电MW1,02051,7902,4301,0771,0807,402核电MW0000000风电及其他MW1502326,9002,0073,88617,14030,315合计MW7,31011,33748,68054,54773,14378,410273,427表A13.华北电网2011年装机容量装机容量单位北京天津河北山西内蒙山东合计火电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》表A14.华北电网2010年装机容量装机容量单位北京天津河北山西内蒙山东合计火电MW5,14010,91036,64042,10054,02060,020208,830水电MW1,050101,7901,8208501,0706,590核电MW0000000中国温室气体自愿减排项目设计文件第56页风电及其他MW110303,7203709,7301,39915,359合计MW6,30010,95042,15044,29064,60062,489230,779数据来源：《中国电力年鉴2011》表A15.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合计MW6,22010,04038,29040,88055,55060,780211,760数据来源：《中国电力年鉴2010》表A16.华北电网BM计算表格(MW)2009年装机2010年装机2011年装机2012年装机2009-2012年新增装机2010-2012年新增装机2009-2012年新增装机比重BCDDEFH火电196,600208,830224,610235,71050,24831,13571.17%水电6,3506,5907,1997,402-1,148212-1.63%核电0000000.00%风电及其他8,81015,35922,97830,31521,50514,95630.46%合计211,760230,779254,787273,42770,60546,303100.00%占2011年装机百分比25.82%16.93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。中国温室气体自愿减排项目设计文件第57页EFgrid,BM,y=0.7602×71.17%=0.5410tCO2/MWh表A17.华北电网的基准线排放因子参数单位数量A电量边际排放因子tCO2/MWh1.0580B容量边际排放因子tCO2/MWh0.5410C组合边际排放因子(C=0.75A+0.25B)tCO2/MWh0.928750表A18.2013年发电部分的基准线排放参数单位数量来源或等式A项目装机容量MW49.5可研报告B年供电量MWh33,893可研报告C基准线排放因子tCO2/MWh0.928750表A17D发电部分的基准线排放tCO2/年33,093D=BC中国温室气体自愿减排项目设计文件第58页附件3:监测计划补充信息详见B.7.3部分。-----