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珠日和风电场天润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6月16日CDM注册号和注册日期CDM注册号7515；注册日期：2012年10月23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（含首尾两天），共123天；补充计入期总减排量：32,422tCO2e；预计补充计入期内年平均减排量：96,212tCO2e31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。332,422CO2e365（天）/123(天)=96,212tCO2e。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>>包头达茂旗珠日和风电场天润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茂旗。本项目利用风能发电，建设一个总装机容量为49.5MW的风电场，设计净上网电量为105,200MWh，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>>包头达茂旗珠日和风电场天润4.95万千瓦风力发电项目位于中华人民共和国内蒙古包头市达尔罕茂明安联合旗（以下全文简称：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净上网电量为105,200MWh，年等效满负荷小时数为2,125小时，电厂负荷因子（PLF）为24.26%。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，项目本身风力发电不产生温室气体排放。项目的开始日期为2011年3月30日（风机安装施工合同签署），2011年4月23日项目建设开始施工（项目开工令）。首台风机于2012年07月01日并网发电，此后，风机相继并网试运行，项目于2012年7月5日全部投产。本项目在运行期间将和另外一个项目，即二期项目共用关口表，二期项目已于2010年5月10日并网发电。本项目2012年10月23日注册为CDM项目，注册号：7515（http://cdm.unfccc.int/Projects/DB/SGS-UKL1348821496.92/view）。CDM可更新计入期为2012年11月01日至2019年10月31日，本项目于2013年6月24日获得过一次CDM签发，签发量21,555tCO2e，核查期2012年11月1日-2012年12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。中国温室气体自愿减排项目设计文件第3页预估本项目的补充计入期（2012年07月01日-2012年10月31日（含首尾两天），共计123天）的年均减排量为96,212tCO2e,总减排量为32,422tCO2e。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；内蒙古自治区发展和改革委员会于2010年12月30日对工程建设了核准的批复（内发改能源字[2010]2947号）；内蒙古自治区环境保护局于2007年12月29日批准了建设项目环境影响报表（内环表[2007]274号）。节能评估审查：包头市经济委员会于2009年07月13日通过对本项目的节能评估报告的审查，并做出了批复（包经资环发[2009]156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。国家发展改革委员会批准函：项目于2011年12月30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[2011]3151号）。本项目在2012年10月23日注册成CDM项目，注册号为7515，项目名称为InnerMongoliaGoldwindDamaoWindFarmPhaseIIIProjects（http://cdm.unfccc.int/Projects/DB/SGS-UKL1348821496.92/view）截止目前本项目于2013年6月24日获得过一笔CER签发，签发量为21,555tCO2e，签发的监测期为2012年11月01日-2012年12月31日。本项目未在联合国清洁中国温室气体自愿减排项目设计文件第4页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A.2.2.市/县/乡(镇)/村，等>>包头市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。风电场场址中心点地理坐标范围为东经109°33'12''，北纬41°44'06''。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，预计年上网电量为105,200MWh，年等效满负荷小时数为2,125小时，电厂负荷因子（PLF）为24.26%4。本项目拟定的风机型号是GW77/1500型，风机生产商为新疆金凤科技股份有限公司。风机的具体技术参数如下表所示：科目单位参数额定功率kW1500叶片数片3叶轮直径m77切入风速m/s3.0额定风速m/s12切出风速m/s22.0轮毂高度m65发电机额定电压V690使用寿命年20本项目建设一座220kV升压站，由一回220kV线路送至220kV万胜变电站，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，本项目与4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)，电厂负荷因子=2,125/8760=24.26%项目所在地中国温室气体自愿减排项目设计文件第6页内蒙古金风达茂风电场二期项目（以下全文简称二期项目）共用关口表与现场升压站，本项目出售给电网的电量和本项目来自电网的购电电量由双向关口表计量，具体见B7部分。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和改革委员会国家发展改革委员会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打捆情况，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://cdm.ccchina.gov.cn/Detail.aspx?newsId=39531&TId=21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；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。有关方法学工具的详细信息可参：http://cdm.unfccc.int/methodologies/PAmethodologies/approved.htmlB.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；符合，本项目活动是建设风力发电厂。对于扩容、改造或者替代项目（不包含风能、太阳本项目是新建风力发中国温室气体自愿减排项目设计文件第8页能、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。电项目，而不是扩容、改造或者替代项目，因此本条对项目不适用。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，因此本条对项目不适用。本项目符合上述方法学所列适用性。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本项目为新建风力发电项目，不中国温室气体自愿减排项目设计文件第9页料替代化石燃料，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；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，因此该工具适用本项目。B.3.项目边界>>根据方法学CM-001-V01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。根据我国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。中国温室气体自愿减排项目设计文件第10页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否按照方法学的要求，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：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：中国温室气体自愿减排项目设计文件第11页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区域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”，同时参考清洁发展机制方法学“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2009年11月15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3月30日签署风机安装施工合同，标志着项目正式开始。2012年7月1日项目开始发电运行，并于2012年10月23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于2005年12月16日下发了同意本项目开展前期工作的通知2007年12月完成项目环境影响评价报告2007年12月29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2009年6月可研性研究报告完成2009年07月13日包头市经济委员会通过对本项目的节能评估报告的审查，2009年11月15日召开投资决策，本项目决定申请减排机制中国温室气体自愿减排项目设计文件第12页2009年11月27日CER减排量购买协议签署2010年12月30日内蒙古自治区发展改革委核准项目2011年3月23日召开利益相关方调查座谈会2011年3月30日风机安装施工合同签署（项目开始）2011年4月4日风机购买合同签署2011年4月23日项目开工（开工报告）2011年7月14日联合国秘书处收到提前考虑本项目提前CDM的通知2011年7月21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7月25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日取得国家发改委批准函（LOA）2012年7月1日首台风机并网发电（开始产生减排）2012年10月23日成功注册为CDM项目，项目编号75152013年6月24日获得第一笔CER的核证签发，签发量21,555tCO2e，核查期2011年11月1日-2012年12月31日2014年9月4日申请中国自愿减排项目公示（公示期：2014年9月5日-2014年9月11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1识别发电项目真实可靠的可替代的基准线情景本项目的基准线的识别和描述已经在B.4部分进行了论述，由于本项目采用的是方法学规定的基准线情景，不需要再分析替代情景，只需要考虑没有碳减排收益情况下的项目情景。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中国温室气体自愿减排项目设计文件第13页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上网电量MWh105,200可研报告装机容量MW49.5可研报告动态总投资万元45047.01可研报告静态总投资万元43,984.44可研报告项目寿命期年21（其中建设期1年，运营期20年）可研报告年经营成本万元1211.49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%5)可研报告所得税率%25可研报告教育费附加率%3可研报告城市建设维护税率%5可研报告资本金比例%20可研报告贷款比例%80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5http://fina.shqp.gov.cn/gb/content/2010-09/17/content_341699.htm中国温室气体自愿减排项目设计文件第14页设计院根据《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7,6566–11,720元/kW7；本项目的单位千瓦投资为8,885.74元/kW，在合理范围内。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。考虑到本项目年经营成本与静态总投资的比例为2.75%，已注册的位于内蒙古自治区的CDM项目该项比例最高的4.12%8,高于本项目该值，因此本项目的年经营成本是合理并保守的。年上网电量合理性判断可研报告中的年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36年风资源数据（1971年-2006年）的基础上和一年测风塔2006年1-12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141,897MWh。考虑到各项折减系数：1）控制湍流可利用率96%；2）机组可利用率95%；3）叶片污染可利用率97%；4）场用电、线损等能量损耗可利用率96.75%；5）低温影响可利用率97%；6）风电场间影响可利用率94%；7）风电机组功率曲线保证率95%；年净上网电量计算为：141,897MWh96%95%97%96.75%97%94%95%=105,200MWh。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6CDM项目3777：ChifengSunjiayingWindPowerProject7CDM项目1629：InnerMongoliaDaliPhaseV49.5MWWindPowerProject8CDM项目3777：ChifengSunjiayingWindPowerProject中国温室气体自愿减排项目设计文件第15页上网电价（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可研参考《火电工程限额设计参考造价指标》残值率（固定资产的%）5可研参考《火电工程限额设计参考造价指标》表B-4有无碳减排收益时的项目全投资内部收益率比较IRR(%)(行业基准收益率为8%)无CCER收入5.94%有CCER收入7.49%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)年上网电量；考察静态总投资、年经营成本、上网电价和年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，相应的对项目资本金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7.34%6.61%5.94%5.32%4.75%年经营成本6.35%6.15%5.94%5.74%5.33%上网电价4.32%5.15%5.94%6.71%7.45%中国温室气体自愿减排项目设计文件第16页年上网电量4.32%5.15%5.94%6.71%7.45%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经营成本电价（含税）年上网电量临界点-14.15%-52.50%13.85%13.85%从以上表B-5和图B.1可以看出，项目IRR随着全投资和年经营成本的升高而降低，随着上网电价和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7.34%，低于8%。当项目静态总投资降低14.15%时，项目IRR为8%，达到基准值。为了验证本项目的投资，提供了部分本项目的合同，合同金额已经达到静态总投资的85.88%，超过临界值，因此在可研预估基础上下降14.15%是不可能的。年经营成本若年经营成本降低10%，IRR仅上升为6.35%。若项目IRR达到8%，则需要年经营成本降低52.50%。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，加之原材料、物价和劳动力成本的实际上涨趋势9，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9http://www.stats.gov.cn/tjsj/ndsj/2012/indexch.htm中国温室气体自愿减排项目设计文件第17页的倾向。因此，不可能通过降低年经营成本使IRR达到基准收益率。因此，通过降低年经营成本实现项目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7.45%。要达到项目IRR的基准值8%，含税上网电价需要上涨13.85%，达到0.580635元/kWh，超过自治区内的最高电价0.54元/kWh10，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，通过电价上升13.85%使项目IRR达到基准值是不可能的。年上网电量若年上网电量降低10%，项目IRR为7.45%，低于基准值，要达到项目IRR的基准值8%，年上网电量需要上涨13.85%。由于本项目的年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36年风资源数据（1971年-2006年）的基础上和一年测风塔2006年1-12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。因此，发电量不可能增加到13.85%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，因此本项目具有额外性。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%10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18页本项目装机容量49.5MW，因此确定产出范围为24.75MW~74.25MW。子步骤4-2：在合适的地理范围内，识别容量范围在子步骤4-1计算出的适用范围内，且在本项目开始日期之前投产的所有项目（Nall）。已注册的减排机制项目以及正在审定的减排机制项目不包含在内。不同地区的风力并网发电项目各不相同。国家发展和改革委员会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。风电项目的可行性研究报告通常由省级发改委负责核准，环境影响评价报告通常由省级环境保护主管部门批复。本项目位于内蒙古自治区，因此内蒙古自治区被选择作本项目普及性分析的地理范围。本项目开始时间为2011年3月30日，因此，只有在2011年3月30日前投入商业运行的项目才被纳入考虑范围。其他减排机制项目（注册的减排机制项目和已经在相关减排机制网站挂网公示并正在审定的减排机制项目）不被纳入考虑范围。因此，在内蒙古自治区范围内，所有装机容量在24.75MW至74.25MW之间，且在2011年3月30日之前投入商业运行的非减排机制项目（包括已经注册的减排机制项目和正在审定的减排机制项目）被定义为Nall。Nall=Nall,wind+Nall,other其中，Nall是指在内蒙古自治区范围内，所有装机容量在24.75MW至74.25MW之间，且在2011年3月30日之前投入商业运行的非减排机制项目。Nall,wind是指在内蒙古自治区范围内，所有装机容量在24.75MW至74.25MW之间，且在2011年3月30日之前投入商业运行的非减排机制的风力发电项目。Nall,other是指在内蒙古自治区范围内，所有装机容量在24.75MW至74.25MW之间，且在2011年3月30日之前投入商业运行的非减排机制且非风力发电的项目（例如水力发电项目、生物质发电项目）由于非风电的发电项目信息不可得。因此，不能对非风力发电的其他发电项目作出综合评价。因此，根据批准的澄清，在子步骤4-2中用Nall,wind代替Nall。利用施鹏飞教授、中国风能协会统计、UNFCCC网站、黄金标准网站、VCS网站和中国自愿减排交易信息平台等相关信息，1个非减排机制项目被识别，如下表所示：表B-7.内蒙古自治区类似项目项目名称装机容量投产时间备注中国温室气体自愿减排项目设计文件第19页（MW）达里三期风电项目31.22004年国家贷款支持项目11因此，Nall=Nall,wind=1子步骤4-3：在子步骤4-2识别出的项目范围内，进一步识别与本项目使用不同技术的项目（Ndiff）。在普及性分析的背景下，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）在内蒙古自治区范围内，所有装机容量在24.75MW至74.25MW之间，且在2011年3月30日之前投入商业运行的与本项目采用不同技术的项目识别如下：Ndiff=Ndiff,wind+Ndiff,other其中：Ndiff是指在内蒙古自治区范围内，所有装机容量在24.75MW至74.25MW之间，且在2011年3月30日之前投入商业运行的与本项目采用不同技术的项目。Ndiff,wind是指在内蒙古自治区范围内，所有装机容量在24.75MW至74.25MW之间，且在2011年3月30日之前投入商业运行的与本项目采用不同技术的风电项目。Ndiff,other是指在内蒙古自治区范围内，所有装机容量在24.75MW至11http://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20页74.25MW之间，且在2011年3月30日之前投入商业运行的非风电项目，因为所有非风电项目都与本项目采用的是不同的技术。同上，由于非风电的发电项目信息不可得。因此，不能对非风力发电的其他发电项目作出综合评价。因此，根据批准的澄清，在子步骤4-3中用Ndiff,wind代替Ndiff。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=Ndiff,wind=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且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,Nall-Ndiff=0≤3，且，F=1-(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>>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。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，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：中国温室气体自愿减排项目设计文件第21页,,,yPJygridCMyBEEGEF(1)其中：yBE为本项目第y年的基准线排放量（tCO2/y）,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电量（MWh/年）,facilityyEG为本项目发电设施第y年供给电网的净电量（MWh/年）2.计算电网排放因子根据最新版“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）的方法中国温室气体自愿减排项目设计文件第22页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》（2007～2011），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）。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，使用基于向指定的审定与核查机构提交项目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；和中国温室气体自愿减排项目设计文件第23页(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)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/yr)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。中国温室气体自愿减排项目设计文件第24页本项目采用中国国家发展和改革委员会公布的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,,,中国温室气体自愿减排项目设计文件第25页其中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,,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(8)其中：,,gridOMyEF=第y年的电量边际排放因子（tCO2/MWh）,,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年公布的华北电网排放因子如下：年份EFgrid,OM,yEFgrid,BM,yEFgrid,CM,y2014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.减排量由于不考虑泄漏，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-PEy中国温室气体自愿减排项目设计文件第26页B.6.2.预先确定的参数和数据>>数据/参数：Fi,j,y单位：吨或立方米描述：燃料种类i第y年在项目所属的华北电网内的消耗(tonne或m3)所使用数据的来源：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：计算基准线排放评价: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:--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（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27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：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煤、燃油、燃气发电技术电厂的中国温室气体自愿减排项目设计文件第28页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:中国国家发改委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：CAPthermal,y数据单位：kW数据描述：华北电网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：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:中国温室气体自愿减排项目设计文件第29页数据/参数：CAPtotal,y数据单位：kW数据描述：华北电网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（OM）排放因子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（BM）排放因子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：0.25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：计算基准线排放中国温室气体自愿减排项目设计文件第30页评价: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2014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，预计年净上网电量为EGfacility,y=105,200MWh。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：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11.51.53.03%8.732012年7月2日162425.551.52%148.48中国温室气体自愿减排项目设计文件第31页2012年7月3日6934.569.70%200.882012年7月4日6943.587.88%253.282012年7月5日4649.5100.00%288.22小计899.59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12349.5034,90912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(tCO2e)2012年7月1日-2012年10月31日34,9090.92875032,422项目减排量事前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yyyERBEPE，ERy=32,422tCO2e–0=32,422tCO2e。因此，本项目补充计入期内减排量事前计算为32,422tCO2e。12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）105,200MWh/365=34,009.86MWh，因此，在整个计入期内，经核算的上网电量=899.59MWh+34,009.86MWh=34,909MWh中国温室气体自愿减排项目设计文件第32页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32,4220-32,422合计32,4220-32,422计入期时间合计123天（2012年7月1日-2012年10月31日）计入期内年均值96,212130-96,212B.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：本项目与二期项目的总上网电量所使用数据的来源：关口表读数（M1为主表，M2为备表）数据值：105,200（可研报告中的本项目年上网电量）测量方法和程序:数据将会在最后一个计入期结束后，以纸质和电子版保存2年。电表精度为0.2S，将会根据国家和行业标准进行校验，校验频率为每年一次。监测频率：连续监测，每月记录QA/QC程序:购售电发票将保存以供核查需要。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：本项目和二期项目从电网的总购电量所使用数据的来源：关口表读数（M1为主表，M2为备表）数据值：0（核查时将采用实测值）测量方法和程序:数据将会在最后一个计入期结束后，以纸质和电子版保存2年。电表精度为0.2S，将会根据国家和行业标准进行校验，校验频率为每年一次。监测频率：连续监测，每月记录QA/QC程序:购售电发票将保存以供核查需要。1332,422CO2e365（天）/123(天)=96,212tCO2e。中国温室气体自愿减排项目设计文件第33页数据用途：用于计算基准线排放。评价：-数据/参数：EGproject,y单位：MWh描述：本项目35kV集电线路上的电表监测的电量所使用数据的来源：安装于本项目35kV集电线路上的电表（分别为M3,1与M3,2;）数据值：105,200（可研报告中的本项目年上网电量）测量方法和程序:数据将会在最后一个计入期结束后，以纸质和电子版保存2年。电表精度为0.5S，将会根据国家和行业标准进行校验，校验频率为每年一次。监测频率：连续监测，每月记录。QA/QC程序:购售电发票将保存以供核查需要。数据用途：用于计算基准线排放评价：-数据/参数：EGanother,y单位：MWh描述：二期项目35kV集电线路上的电表监测的电量所使用数据的来源：安装于二期项目35kV集电线路上的电表,分别为MB,1、MB,2、MB,3和MB,4；数据值：0（核查时将采用实测值）测量方法和程序:数据将会在最后一个计入期结束后，以纸质和电子版保存2年。电表精度为0.5S，将会根据国家和行业标准进行校验，校验频率为每年一次。监测频率：连续监测，每月记录。QA/QC程序:购售电发票将保存以供核查需要。数据用途：用于计算基准线排放评价：-数据/参数：EGim-spare,y单位：MWh描述：本项目与二期项目备用线路上的总购电量所使用数据的来源：安装于10kV备用线路上电表M5数据值：0（核查时应用实际电量）测量方法和程序:数据将会在最后一个计入期结束后，以纸质和电子中国温室气体自愿减排项目设计文件第34页版保存2年。电表精度为1.0，将会根据国家和行业标准进行校验，校验频率为每年一次。监测频率：连续监测，每月记录。QA/QC程序:通过10kV备用线路所购电量将和电网公司记录进行交叉验证。数据用途：用于计算基准线排放评价：-数据/参数：EGfacility,y单位：MWh描述：本项目向电网提供的净供电量所使用数据的来源：根据EGoutput,y,EGimport,y，EGproject,y，EGimspare,y和EGanother,y进行监测和计算，,,,,,,,projectyfaclitiyyoutputyimportyimspareyprojectyanotheryEGEGEGEGEGEGEG。数据值：105,200测量方法和程序:电表测量（详细过程请参考B7.3）。数据以纸质和电子形式存档，保存时间为最后一个计入期后两年。监测频率：连续测量，每月记录。QA/QC程序:所有电表精度不低于1.0，校验频率为每年一次。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。B.7.3.监测计划其它内容>>1.监测目标监测是为了保障准确计量减排机制项目产生的减排量。监测计划将提供可信的、精确的、透明的和保守的监测数据，并确保温室气体减排是真实的、可测量的和长期的。2.管理架构中国温室气体自愿减排项目设计文件第35页达茂旗天润风电有限公司，作为项目业主将使用本监测计划作为监测项目减排量的指南。为保障监测的可信性、透明性与保守性，该计划将根据实际情况和指定的审定与核查机构的要求进行调整。项目负责人的相关职责如下：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.监测程序及设备根据项目业主提供的实际情况，本项目将和另外一个项目，二期项目共用关口表。本项目和二期项目向电网的供电量由安装在项目现场升压站出线侧的双向关口表M1与M2测量，其中M1为主电表，M2为备用电表，M1与M2的精度为0.2S。M1作为主电表，将测量本项目和二期项目的总上网电量和总购电量。M2在M1出现故障时，用于测量本项目和二期项目的总上网电量和购电量。本项目33台风机连接两条35kV集电线路，在35kV集电线路上35kV/220kV升压站的35kV侧，分别装有电表M3,1和M3,2作为辅助电表测量本项目的发电量。对二期项目来说，二期项目有4条35kV集电线路，在35kV集电线路上35kV/220kV升压站的35kV侧，分别装有电表MB,1、MB,2、MB,3和MB,4作为辅助电表测量二期项目的发电量。所有辅助电表的经度均为0.5S。中国温室气体自愿减排项目设计文件第36页如上图所示，主电表M1将作为结算电表测量本项目和二期项目向电网的总供电量和总购电量。购售电相关记录将在M1抄表记录的基础上签发。为了解决共用关口表的问题，计算本项目的净供电量，项目业主和电网公司使用如下程序进行分摊，如下述公示所示计算：,,,,,,,projectyfaclitiyyoutputyimportyimspareyprojectyanotheryEGEGEGEGEGEGEG其中：EGfacility,y:本项目向电网提供的净供电量；EGoutput,y:本项目与二期项目的总上网电量；EGimport,y:本项目和二期项目从电网的总购电量；EGproject,y:本项目35kV集电线路上的电表监测的电量；EGanother,y:二期项目35kV集电线路上的电表监测的电量；EGim-spare,y:本项目与二期项目从备用线路上的总购电量；上述公式中的参数EGoutput,y、EGimport,y、EGproject,y、EGanother,y、EGim-spare,y如B7.1部分论述均由电表进行测量。EGoutput,y与EGimport,y由安装于项目现场升压站的双向关口表M1进行测量；EGproject,y由本项目35kV集电线路上的电表进行测量；EGanother,y由安装于中国温室气体自愿减排项目设计文件第37页二期项目35kV集电线路上的电表进行测量。EGim-spare,y由安装于项目现场的电表M5进行测量。由于EGimport,y是本项目和二期项目的总购电量，在计算EGfacility,y时，进行全部扣减，因此，此计算方法是保守的。4、数据收集在主表精度符合要求，在合理误差范围内，核查将基于主备表的电表数据。本项目数据收集的步骤如下：I．根据购售电合同的要求，项目业主和电网公司定期收集电表数据，并进行核对；II．项目业主向电网公司售电，并提供售电发票，保存发票复印件；III．当项目现场出现故障导致停电，本项目发电量无法满足项目自用电时，将从电网公司进行购电。电网公司将提供售电发票由业主保存；IV．项目业主记录供电量和购电量，并计算净上网电量；V．项目业主保存主电表的抄表记录，以供核查时指定的审定与核查机构查阅。月度上网电量和购电量经项目经理确认后签字保存。此内审程序将确认监测计划与监测程序的一致性，同时也识别潜在的监测和报告程序的变更。监测负责人也将参加相应的培训。培训目的是保证相关负责人有能力执行监测计划，确保数据的准确性。异常处理如果主表出现故障致使电表功能不正常时，上网电量应按以下程序确定：I．在M1出现故障时，读取备表M2数据，以备用电表读数为准；II．若主备表M1与M2均出现故障，或者辅助电表中有一个出现故障时，业主将放弃故障期间的减排量；III．若电表M5出现故障，通过10kV备用线路的购电量将由业主与电网公司共同协商以一种保守的方式估算。5、校验本项目电表计量装置将按照国家和行业标准进行校验。项目业主将按照设定的应急程序处理电表出现故障时情况。第三方出具的校验报告将由业主保管。若出现如下情况，业主与电网公司将在10天内共同指定具有资质的第三方对电表进行检测：I主表与备表之间的数据差超过许可范围；中国温室气体自愿减排项目设计文件第38页II不当操作导致了设备故障；所有校验报告应妥当保存，以备核查之用。6、数据管理每月月末项目活动的监测数据都要以电子或纸质形式存档，要使用磁盘对所有的电子文件进行备份，同时，要打印出所有纸质文件。诸如地图及环评报告等纸质文件要与监测计划配合使用以检查监测信息的准确性。为了方便指定的审定与核查机构获得与减排量相关的信息和文件，减排机制项目总经理要提供项目活动及监测报告索引相关的文件。减排机制项目总经理每月都要以手写或电子的形式收集所需要的数据，并且对所有数据进行备份以确保数据的可获得性。所有数据都要以电子或纸质形式保存至项目计入期结束后2年。7、监测报告在项目经理收集和整理监测数据后，项目业主完成监测报告。项目业主应确认监测报告的内容和格式与方法学和备案的项目设计文件一致。中国温室气体自愿减排项目设计文件第39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3月30日（风机安装施工合同签署日期）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（项目投产日期）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）中国温室气体自愿减排项目设计文件第40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2007年12月29日通过内蒙古自治区环境保护局的审批，文件号是内环（表）[2007]第274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。废水影响本项目产生的废水主要是风电场施工期工人和运行期留守人员排放的少量生活污水。生活污水经配套建设的污水处理设施处理后全部综合利用，不得外排。施工人员的生活污水与所在地村庄居民生活污水一并处理；风电场需建设小型化粪池处理设施，处理后的污水达到污水综合排放一级标准后用中国温室气体自愿减排项目设计文件第41页于绿化。可见生活污水对环境产生影响较小。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42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2011年3月对本项目所在地附近的村民进行了问卷调查，以征求附近村民对本项目建设的意见和建议。项目业主向利益相关方介绍了项目情况，并发放了50份问卷。本次调查回收了49份，回收率98％。被调查人包括农民22人、工人2人、干部15人，学生7人，其他职业3人。问卷调查主要包括以下几个问题：1．目前当地环境质量的总体状况如何？2．目前在家中收看电视时有无电磁辐射干扰？3．工程的建设对居民生活有无不良影响？4．工程的建设是对当地经济有推动作用？5．工程的建设是否对当地的声环境（噪音）有影响？6．对工程的建设和运行期最关心的环境问题是？7．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：▲35位被调查者认为目前的环境质量良好，10位被调查者认为一般，4位被调查者对此不确定；▲37位被调查者认为目前在家中收看电视时没有电磁干扰，3位被调查者认为有影响，9位被调查者对此不确定；▲38位被调查者认为工程的建设对居民的生活没有不良影响，11位被调查者对此不确定；▲35位被调查者认为本工程的建设对当地经济有推动作用，14位被调查者对此不确定；▲17位被调查者认为工程的建设对当地声环境没有影响，5位被调查者认为可能有影响，27位被调查者对此不确定；▲27位被调查者最关心的环境影响是电磁干扰，19位被调查者对噪声表示关心，对废水排放表示关心的有3位。▲41位被调查者支持本工程的建设，8位调查者持无所谓的态度。E.3.对所收到的评价意见如何给予相应考虑的报告>>公众参与调查收到的绝大多数是对项目的正面意见，当地群众对本工程的建设表示出了大力的支持。当地群众对工程的环境影响关注主要包括电磁中国温室气体自愿减排项目设计文件第43页干扰和噪声影响。本项目的环境影响报告中对上述问题均做出了详细的分析并给出了具体的控制环境影响的方案。项目将严格按照国家相关标准控制噪音。项目建设单位将严格执行有关的环保法律、法规，做好生态环境功能的恢复，尽可能不影响当地环境质量和居民居住环境。通过很好的贯彻执行这些方案，并在当地环保部门管理及监督下，本项目对当地环境及居民生活产生的影响可以被有效地控制或避免。因此，根据这些意见无需对项目计划进行改动。-----中国温室气体自愿减排项目设计文件第44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45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年华北电网运行简单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46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47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48页K华北电网排放因子tCO2e/MWh1.0333K=J/I表A4.2011年华北电网运行简单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49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50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+E+FHIJKL=G×J×K/10000(体积单位)中国温室气体自愿减排项目设计文件第51页原煤万吨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石油沥青万吨02110069,30038,9310中国温室气体自愿减排项目设计文件第52页石油焦万吨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》表9.2012年华北电网排放因子中国温室气体自愿减排项目设计文件第53页参数单位数值来源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: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。中国温室气体自愿减排项目设计文件第54页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55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56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数据来源：《中国电力年鉴2013》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中国温室气体自愿减排项目设计文件第57页火电MW5,14010,91036,64042,10054,02060,020208,830水电MW1,050101,7901,8208501,0706,590核电MW0000000风电及其他MW110303,7203709,7301,39915,359合计MW6,30010,95042,15044,29064,60062,489230,779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ABCDEFH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%中国温室气体自愿减排项目设计文件第58页考虑装机容量、关停机组容量、抽水蓄能装机容量后计算的新增装机容量。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混合排放因子(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MWh34,909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32,422D=BC中国温室气体自愿减排项目设计文件第59页附件3:监测计划补充信息详见B.7.3部分。-----