中国温室气体自愿减排项目设计文件 第 1 页 中国温室气体自愿减排项目设计文件表格 (F-CCER-PDD) 1 第 1.1 版 项目设计文件 (PDD) 项目活动名称 华能金昌市金川区 30 兆瓦并网光伏发电项目 2 ( 一 ) 采用国家发展改革委备案的项目类别方法学开发的减排项目 项目设计文件版

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1 第 1 页 表格 (F-CCER-PDD) 1 第 1.1 版 项目设计文件 (PDD) 项目活动名称 华能金昌市金川区 30 兆瓦并网光伏发电项目 2 ( 一 ) 采用国家发展改革委备案的项目类别方法学开发的减排项目 项目设计文件版本 06 项目设计文件完成日期 项目补充说明文件版本 - 项目补充说明文件完成日期 - CDM 注册号和注册日期 - 申请项目备案的企业法人 项目业主 项目类型和选择的方法学 预计的温室气体年均减排量 2016 年 1 月 6 日 华能新能源股份有限公司 华能新能源股份有限公司 类别 : 可再生能源并网发电项目方法学 :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 ) 44,293 吨二氧化碳当量 / 年 ; 第一计入期内总减排量为 310,050 吨 1 该模板仅适用于一般减排项目, 不适用于碳汇项目, 碳汇项目请采用其它相应模板 2 包括四种 :( 一 ) 采用国家发展改革委备案的方法学开发的减排项目 ;( 二 ) 获得国家发展改革委员会批准但未在联合国清洁发展机制执行理事会或者其他国际国内减排机制下注册的项目 ;( 三 ) 在联合国清洁发展机制执行理事会注册前就已经产生减排量的项目 ;( 四 ) 在联合国清洁发展机制执行理事会注册但未获得签发的项目

2 第 2 页 A 部分. 项目活动描述 A.1. 项目活动的目的和概述 >> A.1.1 项目活动的目的 >> 华能金昌市金川区 30 兆瓦并网光伏发电项目 ( 以下简称 本项目 ) 利用当地比较丰富的太阳能资源, 采用太阳能光伏发电技术进行电力生产 本项目太阳能光伏发电系统由光伏组件 并网逆变器 就地升压变及进线开关 升压站等组成, 光伏组件拟采用多晶硅电池组件并采用固定式安装方式, 本项目所发电量将最终并入西北区域电网 ( 以下简称 该区域电网 ), 本项目具体技术描述见本文 A.4.3 部分 A.1.2 项目活动概述 >> 本项目位于甘肃省金昌市金川区东部戈壁滩上, 由华能新能源股份有限公司投资建设并委托其下属华能甘肃金昌新能源发电有限公司进行生产和运营 在本项目实施前, 这部分电力由该区域电网范围内的其它并网电厂运行生产或者由新增电源提供, 这与本项目的基准线情景是一致的 本项目是可再生能源发电项目, 通过替代基准线情景下以火电为主的该区域电网的同等电量, 实现了温室气体减排 本项目设计安装多晶硅电池组件选用 240Wp 规格 组件数量为共计 块, 设计装机容量为 MW, 实际上安装了 块单块容量为 245Wp 的多晶硅电池组件, 实际总装机容量为 MW 本项目预计多年平均净上网电量为每年 49,652.3MWh 3, 年利用小时数为 1,599.3h, 负荷因子为 本项目选择可更新的计入期, 预计在第一计入期内平均每年净上网电量为 53,292MWh 平均每年可实现减排温室气体 44,293 吨二氧化碳当量 (tco 2 e), 预计第一计入期内总减排量为 310,050tCO 2 e 根据 工程开工报审表, 拟议项目开工时间为 2013 年 9 月 24 日 根据华能金昌市金川区 30 兆瓦并网光伏发电项目联合验收单, 确定项目并网发电日期 2013 年 12 月 19 日 因此, 认定拟议项目第一计入期开始时间 2013 年 12 月 19 日 ( 即拟议项目投产日期 ) 拟议项目作为新建项目, 尚未申请或注册包括清洁发展机制 (CDM) 在内 3 按照本项目可研报告及设计院对发电量调整的证明材料, 本项目预计多年平均净上网电量为每年 49,652.3MWh, 本项目实际预测净上网电量为逐年线性衰减 每年衰减率为 0.8%, 经计算得到本项目每年预计上网电量, 具体详见本设计文件 B.6.3 部分或减排量计算表格 /(24*365)*100%=0.1826

3 第 3 页 的任何国际或国内减排机制 将使用国家发改委备案的自愿减排方法学 : 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 ) 进行自愿减排项目申请 符合 温室气体自愿减排交易管理暂行办法 第十三条及 温室气体自愿减排项目审定与核证指南 三 审定要求 -1. 项目资格条件 第 ( 一 ) 类规定, 即 : 在 2005 年 2 月 16 日之后开工建设, 且采用国家发展改革委备案的方法学开发的减排项目 本项目的开发建设属于我国能源产业发展的优先领域, 在生产可再生能源电力的同时, 还能从以下几方面支持项目所在地和我国的可持续发展 : 与常规发电方式相比, 减少温室气体及其它污染物排放 ; 促进我国光伏产业的发展, 有利于进一步加快我国开发利用清洁能源方面的步伐 ; 在项目的建设和运营期间为当地人提供了大量临时和长期性的就业机会 ; 电厂建成后具有较大的经济效益, 这对增加当地税收 提升当地的经济实力 促进当地经济发展均有重要作用 A.1.3 项目相关批复情况 >> 本项目环评审批于 2012 年 12 月 10 日由甘肃省环境保护局批准 ( 批文号 : 甘环评表发 号 ), 立项审批于 2012 年 12 月 20 日由甘肃省发展和改革委员会批准 ( 批文号 : 甘发改能源 号 ) 本项目固定资产投资项目节能登记表于 2012 年 12 月 10 日由甘肃省发展和改革委员会同意备案 除国内自愿减排机制外, 本项目没有在 CDM 或其他减排机制下重复申请 A.2. 项目活动地点 A.2.1. 省 / 直辖市 / 自治区, 等 >> 甘肃省 A.2.2. 市 / 县 / 乡 ( 镇 )/ 村, 等 >> 金昌市金川区东部戈壁滩上 A.2.3. 项目地理位置 >>

4 第 4 页 本项目位于甘肃省金昌市金川区东部戈壁滩上, 场址中心地理位置东经 ', 北纬 38 29' 金昌市地理位置示意图见图 1, 本项目场址地理位置示意图见图 2 图 1 金昌市地理位置示意图

5 第 5 页 本项目 图 2. 本项目地理位置示意图 A.3. 项目活动的技术说明 >> 本项目为可再生能源发电项目且装机容量大于 15MW, 因此是大规模项目 根据本项目可行性研究报告, 本项目太阳能光伏发电系统由光伏组件 并网逆变器 就地升压变及进线开关等设备组成 多晶硅电池组件选用 240Wp 规格 组件数量为共计 块, 设计装机容量为 MW 电池组件采用固定式安装方式, 共布置 500kVA 逆变器 60 台 ; 满负荷年利用小时数 1,649h, 负荷因子为 0.188, 预计完全投产后每年将向西北区域电网提供 49,474MWh 净上网电量 根据本项目业主与英利能源 ( 中国 ) 有限公司签署的 华能金昌 30MWp 光伏并网发电项目太阳能电池组件采购合同, 多晶硅电池组件选用 245Wp 规格, 组件数量共计 块, 因此本项目实际总装机容量为 MWp; 本项目可行性研究报告编制单位按照实际设备参数, 对上网电量进行了重新估算, 本项目年平均发电量预计为 49,652.3MWh, 比原可研中的设计电量高 0.36%; 折算满负荷年利用小时数为 1,599.3h, 负荷因子为 预计每年可实现减排温室气体 44,293 吨二氧化碳当量

6 第 6 页 在本项目实施前, 这部分电力由该区域电网范围内的其它并网电厂运行生产或者由新增电源提供, 这与本项目的基准线情景是一致的 本项目是可再生能源发电项目, 通过替代基准线情景下以火电为主的该区域电网的同等电量, 实现了温室气体减排, 预计在第一计入期内平均每年实现减排温室气体 44,293 吨二氧化碳当量 (tco 2 e), 第一计入期内总减排量为 310,050tCO 2 e 本项目与其他项目 ( 其他项目和本项目均同属于华能新能源股份有限公司下属的公司 ) 共用 110kV 升压站, 本项目所发电力通过 1 回 110kV 出线最终并入该区域电网 由于每期项目的上网电价不同, 因此经电网公司与项目单位协商一致, 在 110kV 升压站低压侧为本项目装配一主一副两块双向电表, 以测量本项目的净上网电量 本项目的工艺流程如图 3 所示 本项目 S S 逆变 270V 逆变 35kV M1 M1 110kV 升压站 110kV 西北电网 主线电力 S 光伏组件逆并网逆 M 电表变压器变变器 图 3 工艺流程图按照本项目实际签订设备合同的技术协议, 本项目所采用的关键设备主要技术参数如表 1 所示 表 1. 关键设备主要技术参数 光伏组件 项目内容单位数据 型号 YL245P-29b 峰值功率 Wp 245 数量 总装机容量 MW 寿命 年 25 开路电压 V 37.5 外形尺寸 mm 向日跟踪方式 固定 固定倾角角度 36

7 第 7 页 逆变器 箱式升压变电站 电表 额定交流输出功率 kw 500 额定交流输出电压 V 315 额定输出频率 Hz 50 最大效率 % 不低于 98.2 最大输入直流电流 A 1008 数量台 60 台数台 30 容量 MV 1100 A 额定电压 kv 35 数量个 2( 一用一备 ) 精度不低于 0.5S 单 / 双向 位置 双向 110kV 变电站低压侧 注 : 关键设备各参数最终以签订的设备购买合同所示为准 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 华能新能源股份有限公司 华能新能源股份有限公司 受理备案申请的发展改革部门国家发展和改革委员会 A.5. 项目活动打捆情况 >> 本项目不存在打捆情况 A.6. 项目活动拆分情况 本项目不存在拆分情况

8 第 8 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 ) ( 以下简称 本方法学 ), 具体详见如下链接 : pdf 本方法学参照 UNFCC-EB 的 CDM 项目方法学 ACM0002:Consolidated baseline methodology for grid-connected electricity generation from renewable sources( 第 13.0 版 ), 可在以下网址查询 : 1LT/view.html 本方法学中还采用了 额外性论证与评价工具 电力系统排放因子计算工具 等工具, 目前国家发改委还没有对各类工具进行体系建立并颁布, 因此本设计文件中涉及到相关工具的部分, 均按照 CDM 额外性论证与评价工具 ( 版 ) ( 具体见 v7.0.0.pdf ) 及 电力系统排放因子计算工具 ( 4.0 版 )( 具体见 v4.0.pdf) 进行论述 B.2. 方法学适用性 >> 在本项目实施之前, 项目所在地没有可再生能源发电项目运行, 本项目属于在项目所在地新建并网型可再生发电项目, 符合方法学 CM-001-V01 ( 第一版 ) 的所有适用条件 : 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 ); 或 (b) 增加装机容量 ; 或 (c) 改造现有发电厂 ; 或 (d) 替代现有发电厂 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 符合, 该项目为新建光伏发电厂, 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 不属于此类型不属于此类型不属于此类型 项目活动

9 第 9 页 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 ; 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 EG PJ,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 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/m 2 ; 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/m 2 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/m 2, 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/m 2 ; 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/m 2 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/m 2 的水库的水来驱动的发电机 符合, 本项目活动是建设太阳能发电厂 本项目是新建光伏发电项目, 而不是扩容 改造或者替代项目, 因此本条对项目不适用 本项目不是水力发电厂, 因此本条对项目不适用

10 第 10 页 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 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/m 2 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. 项目活动本项目为新建光伏发电项目, 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 本项目为太阳能发电项目, 不属于该条所列情景 本项目为太阳能发电项目, 不属于该条所列情景 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, 本项目为新建光伏项目, 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 >> 根据本方法学, 本项目边界的空间范围包括项目电厂以及与本项目接入的西北电网中的所有电厂 根据国家发展和改革委员会应对气候变化司最新发布的 2013 中国区域电网基准线排放因子 5, 为了便于中国 CDM 发电项目确定基准线排放因 5

11 第 11 页 子, 现将电网边界统一划分为东北 华北 华东 华中 西北和南方区域电网, 不包括西藏自治区 香港特别行政区 澳门特别行政区和台湾省, 西北区域电网的地理范围为陕西省 甘肃省 青海省 宁夏自治区和新疆自治区 因此, 本项目边界为项目电厂以及与本项目接入的西北区域电网中的所有电厂, 本项目边界示意图图见图 4 本项目 光伏组件 S S 并网逆变器 35 kv 变压器 M 110kV 升压站 电表 CO 2 排放 西北电网 拟建项目边界 和拟建项目接入的电网所连的所有火电厂 S 光伏组件 火电厂 变压器 图 4: 本项目边界示意图按照本方法学, 项目边界内包括或者不包括的温室气体种类以及排放源如表 2 所示 表 2: 项目边界内包括或者不包括的排放源. 排放源温室气包括说明理由 / 解释 基准线情景 项目情景 由于项目活动被替代的化石燃料火电厂发电产生的 CO 2 排放太阳能发电项目生产运行时项目排放 体种类 否? CO 2 是 主要排放源 CH 4 否 次要排放源 N 2 O 否 次要排放源 CO 2 否 按照本方法学, 太阳能 项目生产运行不会产生 CH 4 否 显著的温室气体排放, N 2 O 否 因此项目排放可忽略 B.4. 基准线情景的识别和描述 >> 按照本方法学描述, 本项目活动是新建的可再生能源并网发电厂, 所以基准线情景识别并描述如下 :

12 第 12 页 本项目活动生产的上网电量可由西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 里组合边际排放因子 (CM) 的计算过程中的描述相同 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) 事先和持续考虑减排机制效益诸多减排项目已经从清洁发展机制 ( 即 CDM) 上获得了减排收益, 从 2004 到 2012 年底, 国内 CDM 项目开发也呈蓬勃发展态势, 截止 2013 年 6 月 30 日, 我国共有 3588 个项目 ( 占总数的 50%) 已经成功注册成为 CDM 项目, 成功签发 CERs 为 5.78 亿吨 ( 占签发总量的 63.86%); 随着 CERs 最大需求方欧盟 2013 年碳交易政策变化, 2013 年起我国新注册 CDM 项目的 CERs 无法纳入其碳交易系统, 国内更多新建的减排项目正在寻求其他减排机制来获得减排收益 2011 年 10 月 29 日, 国家发展改革委正式发布了 关于开展碳排放权交易试点工作的通知, 批准北京市 天津市 上海市 重庆市 湖北省 广东省及深圳市开展碳排放权交易试点 2012 年 6 月 13 日, 国家发展改革委正式印发 温室气体自愿减排交易管理暂行办法, 这为国内温室气体自愿减排项目产生的减排量进行交易提供了政策和机制保障 随着五市两省碳交易试点方案的陆续出台, 国内温室气体自愿减排项目产生的减排量均被允许用于冲抵一定比例的碳配额, 这为国内温室气体自愿减排量提供了交易的条件和市场 考虑到该项目经济性较差并结合减排量出售可实现收益的历史践行经验, 该项目可行性研究报告编制单位在编制可研时将售电收益和减排收益共同考虑 项目业主公司充分认识到碳资产的价值和项目运行可带来的减排收益, 本项目核准后项目业主就决定将该项目减排量进行开发, 在本项目开工前就确定了将项目开工建设 生产和减排收益获得放在同样重要的位置, 本项目关键性事件详见表 3 日期 2012 年 12 月 10 日 表 3: 本项目关键性事件列表事件甘肃省环境保护局印发了 关于华能新能源股份有限公司华能金昌 30MW 并网光伏发电项目环境影响报告表的批复 ( 甘环

13 第 13 页 2012 年 12 月 10 日 2012 年 12 月 20 日 2013 年 7 月 23 日 2013 年 8 月 3 日 2013 年 8 月 19 日 2013 年 9 月 2013 年 9 月 24 日 2013 年 10 月 评表发 号 ) 本项目固定资产投资项目节能登记表于由甘肃省发展和改革委员会同意备案 甘肃省发展和改革委员会印发了 关于华能新能源股份有限公司金昌市金川区 30 兆瓦并网光伏发电项目核准的批复 ( 甘发改能源 号 ) 项目业主决定将项目开发成为减排项目, 全力争取项目产生的减排收益 本项目业主在项目所在地附近区域张贴了利益相关方意见征求的通知, 项目业主以调查问卷填写 电话和邮件的形式进行地方利益相关方评价意见的征求工作 项目业主与供货方签订了 华能金昌 30MWp 并网光伏发电项目逆变器采购合同 ( 项目开始日期 ) 项目业主与各供货方陆续签订了 太阳能电池组件采购合同 多晶硅太阳能电池组件固定支架采购合同 箱式变电站采购合同 等合同 经监理公司及本项目项目公司批准, 本项目正式开工 ( 项目开工日期 ) 项目业主陆续与各供货方签订了 直流汇流箱 直流配电柜设备采购合同 电力电缆及电缆附件设备采购合同 等合同, 并与建筑承包方签订了 场内工程施工合同 本项目设计文件在中国自愿减排交易信息平台上公示 2013 年 12 月 11 日 2013 年 12 本项目电站主体及送出工程经国网甘肃省电力公司验收合格 月 19 日由上表可见, 项目业主已经事先考虑了减排收益 ; 且持续寻求减排收益的主要活动时间间隔不足两年, 因此项目业主也是在持续寻求减排收益 (2) 基准线的识别本项目活动是新建的可再生能源并网发电厂, 基准线情景为 : 本项目活动生产的上网电量可由西北区域电网范围内并网发电厂及其新增发电源替代生产 (2.1) 确定该项目替代方案按照方法学, 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, 即由西北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 (2.2) 替代方案是否符合法律法规的强制要求

14 第 14 页 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: 当前情景为目前西北区域电网的现状, 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 因此替代方案 P1 和 P2 均符合现行的法律和法规 (3) 投资分析 3.1 确定适宜的分析方法 额外性论证与评价工具 为该子步骤建议了三种分析方法 : 即简单成本分析方法 ( 选项 I) 投资比较分析方法 ( 选项 II) 和基准值分析方法 ( 选项 III) 由于本项目除了减排销售收入外, 还有售电收入, 因此简单成本分析方法不适用 ; 由于本项目是新建并网光伏发电项目, 基准线是本项目活动生产的上网电量可由西北区域电网范围内并网发电厂及其新增发电源替代生产, 不存在可与本项目具有比较性的其他替代方案, 因此只能选择基准值分析方法 (III) 进行投资分析 3.2 基准值取值方法根据国家电力公司发输电运营部 电力工程技术改造项目经济评价暂行办法 中规定电力工业财务内部收益率为 8%; 该基准内部收益率是我国电力行业公认的行业标准, 广泛应用于我国电力建设项目的经济评价 现行光伏发电项目也都是遵照这个标准, 即项目的全部投资税后内部收益率 (IRR) 大于或等于行业的基准收益率时, 认为其盈利能力已经满足最低要求, 在财务上是可以接受的 因此光伏发电项目全投资基准收益率采用 8% 根据此基准值, 进行财务指标计算和比较 3.3 财务指标取值和计算本项目财务指标计算所采用的基本参数如表 4 所示 : 表 4. 计算财务指标的基本参数 参数名称单位本项目数据来源 装机容量 MW 30 年均上网电量 MWh 49,474 项目年限 ( 含 1 年建设期 ) 年 26 项目总投资万元人民币 本项目可行性研究报告 ( 报省发改委核准的送审版 ) 可研编制单位为 : 上海电力设计院有限公司,

15 第 15 页 静态总投资万元人民币 上网电价 ( 含增值税 ) 元人民币 /kwh 1 其拥有火电及新能源设计咨询的甲级资质 年运营成本万元人民币 671 增值税税率 17%,50% 即征即退 所得税税率 % 25 城市维护建设税税率 % 5 教育费附加税税率 % 5 项目运行期年 25 折旧年限年 20 折旧率 % 4.75 残值率 % 5 减排量 (CER) 单价元 / 吨 60 年减排收益万元 根据上述数据, 本项目在不考虑减排收益的情况下项目全部投资内部收益率见表 5, 低于基准收益率 8%, 项目不具备投资吸引力 ; 可行性研究报告中指出本项目预计年减排收益为 万元 ( 折合每吨减排量单价为 60 元 ), 考虑减排收益后本项目全部投资内部收益率见表 5, 可提高财务基准收益率 业主综合评估了本项目的社会效益和环境效益, 基于如下四点原因 1 本项目为可再生能源项目, 不需要消耗煤炭等不可再生能源 且有减排效果 ; 2 本项目建设合投产有利于提供新的工作机会并提高当地税收, 因此受当地政府大力支持 ; 3 国内碳市场如火如荼, 国内减排压力巨大, 考虑到企业的减排成本,CCER 价格存在上涨的空间 ; 4 运营期间要加强科学管理 努力降低运营成本, 从而可以整体提高项目收益率

16 第 16 页 同时考虑到 CCER 收益有效改善项目财务状况, 预估项目发展前景乐观, 项目业主决定投资建设该项目 本项目可研设计本项目上网电量时, 已经考虑了电量衰减, 发电量每年按 0.8% 线性衰减, 按照逐年递减的发电量计算出年平均发电量 可研设计财务评价系根据当时国家财税制度和价格, 按国家发改委和建设部颁发的 建设项目经济评价方法与参数 ( 第三版 ) 等要求 ; 依据上述财务评价标准及行业惯例, 财务评价时采用年平均发电量, 这个是光伏行业通用的财务评价方法 表 5. 投资决策时财务指标比较 全部投资内部收益率 不考虑减排收益 基准值 考虑减排收益 项目 IRR 测算 7.94% 8% 8.55% 根据本项目已签订合同的统计, 全部合同金额为 43, 万元 该数值代入本项目财务计算表并考虑电量衰减后, 本项目 IRR 从设计的 7.94% 降低到 6.97%, 本项目的经济性更差, 更需要减排收益对主营收入进行补充 3.4 各参数取值合理性分析 本项目实际采用的光伏组件技术参数和数量均与可行性研究报告有不同程度的不同, 且项目实际投资额较可研设计投资额略高 考虑到, 本项目可行性研究报告为本项目业主做出基于减排收益而进行投资本项目建设的重大决策的唯一依据, 因此为了客观地反应本项目业主投资决策过程, 本项目所有用于计算财务指标的参数均来自于本项目可行性研究报告 项目年上网电量合理性考虑到本工程的特点和需要, 本项目设计院在项目设计阶段收集了 1978~2010 年金昌市民勤县民勤气象站的太阳能资源历史观测数据, 以及 1983~2005 年美国国家航空航天局地面气象和太阳能观测数据, 利用 1961 ~ 1990 年和 1981 ~ 2000 年的 METEONORM 软件测算数据, METEONORM 软件基于数据库, 利用耦合算法, 推算出站址所在地的太阳能辐射等气象要素 这种计算发电量的方法得到了设计院及当地主管部门的认可, 并且广泛的应用于光伏发电设计领域, 因此本项目财务计算时采用的上网电量数值是合理的 同时参考本省已经注册成为 CDM 项目的大规模光伏发电项目, 其发电负荷系数从 16.23%(Ref.9667)~20.36%(Ref.8765) 不等, 本项目发电负荷系数为 18.8%, 处于上述项目发电负荷系数范围内, 因此是合理的

17 第 17 页 受当地电力调度等因素影响, 本项目 2014 年度实际净上网电量仅为可研第一年预计电量的 58.5%;2015 年度实际净上网电量仅为可研第二年预计电量的 69% 按照人民网报道 6, 2015 年上半年弃光电量约 18 亿千瓦时, 主要发生在甘肃和新疆地区, 甘肃省弃光电量 11.4 亿千瓦时, 弃光率 28%, 新疆 ( 含兵团 ) 弃光电量 5.41 亿千瓦时, 弃光率 19% 因此受电网消纳能力限制 光伏容量仍一直增长等实际运行情况影响, 本项目上网电量很难达到可研预计电量 上网电价合理性根据国家发改委 2011 年 7 月 24 日发布的 国家发展改革委关于完善太阳能光伏发电上网电价政策的通知 ( 发改价格 [2011]1594 号 ),2011 年 7 月 1 日以前核准建设 2011 年 12 月 31 日建成投产 尚未核定价格的太阳能光伏发电项目, 上网电价统一核定为每千瓦时 1.15 元 ( 含税, 下同 ) 2011 年 7 月 1 日及以后核准的太阳能光伏发电项目, 以及 2011 年 7 月 1 日之前核准但截至 2011 年 12 月 31 日仍未建成投产的太阳能光伏发电项目, 除西藏仍执行每千瓦时 1.15 元的上网电价外, 其余省 ( 区 市 ) 上网电价均按每千瓦时 1 元执行 同时根据由国家发展改革委建设部于 2006 年 8 月发布的 建设项目经济评价方法与参数 第三版 P85 页 : 对运营期的投入物和产出物价格, 由于运营期比较长, 在前期研究阶段对将来的物价上涨水平较难预测, 预测结果的可靠性也难以保证, 因此一般只预测到经营期初价格 运营期各年采用同一的不变价格 因此本项目财务计算时采用的上网电价数值是合理的 同时参考本省已经注册成为 CDM 项目的大规模光伏发电项目,2011 年 7 月 1 日核准后的项目上网电价均采用 1 元 / 度, 和本项目一致 静态总投资的合理性静态总投资主要包括设备成本, 建筑安装成本和其他成本 经统计本项目所有已签订的合同, 本项目实际静态总投资为 43, 万元, 已经超过可研预计静态总投资 ( 万元 ) 的 13.8% 同时参考本省已经注册成为 CDM 项目的大规模光伏发电项目, 单位千瓦投资从 12,207.4(Ref.9788)~19,476.8(Ref.7530) 元 /kw 不等, 本项目单位千瓦静态投资为在 12,807 元 /kw, 属于上述范围因此是合理的 年运营成本合理性判断 6

18 第 18 页 年运营成本主要包括维修费 保险 工资 职工福利 材料费用 其他费用, 所有的输入值均来自可研并按相关的评价规范或设计院多年经验数据进行取值, 因此所计算出年的运营成本是合理的 同时参考本省已经注册成为 CDM 项目的大规模光伏发电项目, 年运行费用占总投资的比重为 0.71%(Ref.7530)~2.26%(Ref.9788) 不等, 本项目运行费用占总投资的比重为 1.75%, 处于上述范围内因此是合理的 VAT (%) 参数 其它关键参数的合理性判断表 6: 其它关键参数的合理性判断 PDD 中使用的数值 数据来源 合理性判断 根据 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 ),VAT 为 17% 17,50% 即征即退 可行性研究报告 根据 关于光伏发电增值税政策的通知 ( 财税 [2013]66 号 ), 光伏发电项目增值税实行即征即退 50% 的政策 9/t _ html 城市维护建设税 教育费附加 5% 可行性研究报告 5% 可行性研究报告 根据 财政部 国家税务总局发布的关于全国实施增值税转型改革若干问题的通知 ( 财税 [2008]170 号 ), 增值税销项税可以由主要设备投资的进项税进行抵扣 84/content.html 中华人民共和国城市维护建设税暂行条例 ( 国发 [1985]19 号 ) 甘肃省城市维护建设税实施细则 ( 甘政函 1985 年第 118 号 ) 根据 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 ), 教育附加税为 3% 2.htm 根据 财政部关于统一地方教育附加政策有关问题的通知 ( 财综 [2010]98 号 ), 将地方教育附加的征收

19 第 19 页 标准调整为 2% 1/t _ html 因此本项目教育附加税取 5% 甘肃省税务局甘肃省财政厅关于教育费附加征收问题的通知, 教育费附加以各单位和个人实际缴纳的增值税 营业税 消费税的税额为计征依据, 附加率为 3% 甘肃省地方税务局 甘肃省财政厅 甘肃省教育委员会关于甘肃省教育附加有关征收问题的通, 甘肃省地方教育附加对企业为 2% 所得税 (%) 25 可行性研究报告 折旧率 4.75% 可行性研究 报告 残值率 5% 可行性研究 报告 该数值与国家税务法律是一致的 7 企业所得税从 2007 年 3 月 16 日调整为 25%, 并于 2008 年 1 月 1 日开始实行 因此, 该所得税率适用于本项目 折旧年限为 20 年, 期末残值为 5% 根据 中华人民共和国企业所得税法实施条例 8, 第六十条规定 : 除国务院财政 税务主管部门另有规定外, 固定资产计算折旧的最低年限如下 : ( 一 ) 房屋 建筑物, 为 20 年 ; ( 二 ) 飞机 火车 轮船 机器 机械和其他生产设备, 为 10 年 ; ( 三 ) 与生产经营活动有关的器具 工具 家具等, 为 5 年 ; ( 四 ) 飞机 火车 轮船以外的运输工具, 为 4 年 ; ( 五 ) 电子设备, 为 3 年 中华人民共和国企业所得税暂行条例及实施细则 9 第三十一条 : 残值比例在原价的 5% 以内, 由企业自行确定 依据 中华人民共和国企业所得税法实施条例 ( 国务院令 2007 年第 512 号 ) 第五十九条, 固定资产按照直线法计算的折旧, 企业应当根据固定资产的性质和使用情况, 合理确定固定资产的预计净残值 固定资产的预计净残值一经确定, 不得变更 7 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 )

20 第 20 页 3.5 敏感性分析为进一步论证项目额外性, 将在不考虑减排收益的前提下进行敏感性分析 变动范围的合理性判断 建设项目经济评价方法与参数 第三版, 敏感性分析应涵盖 +10% 和 - 10% 的变动范围 因此, 变动范围选择 ±10% 参数选择合理性判断根据 方法学工具 投资分析 (06 版 ) 10, 只有构成总投资费用或总项目收益 20% 以上的变量, 才需要进行敏感性分析 针对本项目敏感性分析, 识别出静态总投资 年运营成本 上网电量及上网电价这四个变量参数是符合上述要求的 变量参数选择合理性判断如下 : 参数 合理性判断 静态总投资 占项目总投资费用 90% 以上, 超过 20% 年运营成本 总数占项目总投资费用 30% 以上, 超过 20% 年上网电量上网电价 项目发电收益 = 上网电量 上网电价, 项目发电收益占总项目收益 90% 以上, 超过 20% 敏感性分析上述四个变量参数在 -10%~+10% 范围内变动时, 相应的本项目全部投资内部收益率如下表 7 和下图 5 所示 表 7 敏感性分析 ( 不考虑减排收益情景下 ) 参数 变动范围 -10% -5% 0 5% 10% 全部投资内部收益率 静态总投资 9.03% 8.46% 7.94% 7.46% 7.02% 年运营成本 8.10% 8.02% 7.94% 7.86% 7.78% 上网电量 6.86% 7.40% 7.94% 8.47% 8.99% 上网电价 6.86% 7.40% 7.94% 8.47% 8.99% 图 5. 敏感性分析示意图 ( 不考虑减排收益情景下 ) 10

21 第 21 页 临界点分析当本项目的静态总投资减少 0.6% 时, 项目全部投资内部收益率才能达到 8% 根据中国统计局出版的 2013 年中国统计年鉴,2006 到 2012 年平均固定资产投资物价指数为 , 这就意味着近年来固定资产的投资物价指数处于增长状态 此外, 经统计本项目已签署全部合同的合同金额, 已经达到 4.3 亿元, 已经超过项目可行性研究报告中提及的 亿元总投资额, 因此本项目静态总投资减少上述比例是不可能的 当本项目的上网电量增加 0.6% 时, 项目全部投资内部收益率才能达到 8% 本项目上网电量是根据广泛 长期测量数据 利用专业软件由设计院合理计算得出, 且通过专家组论证和当地主管部门批准, 因此本项目上网电量数值是合理的, 除非光照等气象环境发生重大变化否则本项目上网电量在完整项目运行期内增加上述比例是不太可能的 此外, 根据本项目可行性研究报告, 本项目预计完全投产后每年将向西北区域电网提供 49,474MWh 净上网电量 根据本项目业主与英利能源 ( 中国 ) 有限公司签署的 华能金昌 30MWp 光伏并网发电项目太阳能电池组件采购合同, 本项目可行性研究报告编制单位按照实际设备参数, 对上网电量进行了重新估算, 本项目年平均发电量预计为 49,652. 3MWh, 比原可研中的设计电量高 0.36%, 没有达到本项目上网电量增加的临界值, 因此光伏组件技术参数和数量的变化不会影响本项目的额外性 若考虑本项目发电量衰减率及实际投资额, 经测算本项目 IRR 略有提高, 但也仅为 6.97%, 此时本项目上网电量增加 10.1% 时 项目全部投资内部收益率才能达到 8% 根据上述描述, 本项目上网电量很难增加上述比例 反而, 受当地电力调度等因素影响, 本项目 2014 年度实际净上网电量仅为可研第一年预计电量的 58.5%;2015 年度折合实际净上网电量仅为可研第二年预计电量的 69% 由此可见本项目实际运行情况已经印证了本项目上网电量很难大幅增加的情况 中国统计年鉴. 中国统计出版社,2014 年,10-1

22 第 22 页 当本项目的上网电价增加 0.6% 时, 项目全部投资内部收益率才能达到 8% 本项目上网电价是根据国家发改委 2011 年 7 月 24 日发布的 国家发展改革委关于完善太阳能光伏发电上网电价政策的通知 ( 发改价格 [2011]1594 号 ) 确定的, 在完整项目运行期内项目业主无法自主将本项目上网电价增加 事实上,2013 年 8 月 30 日国家发展改革委出台了 关于发挥价格杠杆作用促进光伏产业健康发展的通知 ( 发改价格 [2013]1638 号 ), 完善了光伏发电价格政策, 对光伏电站实行分区域的标杆上网电价政策 根据各地太阳能资源条件和建设成本, 将全国分为三类资源区, 分别执行每千瓦时 0.9 元 0.95 元 1 元的电价标准 本项目所在地属于 I 类资源区, 执行每千瓦时 0.9 元电价标准 因此本项目上网电价已经下调 当本项目的年运营成本下降 4.2% 时, 项目全部投资内部收益率才能达到 8% 运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, 根据中国统计局出版的 2013 年中国统计年鉴,2006 年到 2012 年的平均职工工资指数为 , 工业生产者购进价格指数为 ; 原材料工业出厂价格指数为 , 由此可见近年来职工工资和及因生产而购进材料的价格等均呈增长趋势, 因此本项目年运营成本在完整项目运行期内下降上述比例的可能性非常小 综上所述, 本项目若不考虑减排收益 ( 即替代方案 P1) 将不具备投资吸引力, 替代方案 P2 比 P1 更具备经济吸引力 (4) 障碍分析项目额外性可采用投资分析或障碍分析, 而本项目采用投资分析进行项目额外性分析, 因此不采用障碍分析 (5) 普遍性分析参考 CDM 项目 额外性论证与评价工具 进行分析 5. 1 计算拟议项目活动设计产出或容量的 +/-50% 作为可适用产出范围 本项目装机容量为 30MW, 因此确定产出范围为 15~45MW 5.2 在适用的地理区域, 识别能提供与该拟议项目活动相同产出或容量的所有电厂, 所适用的产出范围如子步骤 1 中计算所得, 且这些电厂在项目开始日期之前已经开始了商业运行 它们的数量记为 N all 已注册 CDM 项目活动和审定中的项目活动不应该包括在该步骤内 ; 根据额外性论证与评价工具 ( 版 ), 适用的地理区域 的缺省选项为整个东道国 但由于在中国, 各省份 / 自治区之间的电价水平是不同 中国统计年鉴. 中国统计出版社,2014 年, 中国统计年鉴. 中国统计出版社,2014 年, 中国统计年鉴. 中国统计出版社,2014 年,10-13

23 第 23 页 的 各省份 / 自治区政府制定的法律法规也不尽相同 各省份 / 自治区根据产业结构及不同资源情况制定有区别的鼓励政策, 因此不同省份 / 自治区的项目投资环境是不相同的 所以这里选取本项目所在省份 甘肃省作为适用的地理区域 该步骤中, 识别出两个项目类别 : 类别 1: 甘肃省内 15~45MW 的光伏发电项目 类别 2: 甘肃省除去光伏发电之外, 符合适用的产出范围的发电项目 2002 年对于中国电力行业来讲, 是一个具有里程碑意义的年份 中国电力行业在 2002 年经历了重大的变革 15 首先, 在市场经济改革的环境下, 中国国家电力公司在 2002 年被划分为了五个单独的区域电网, 随之带来了上网电量电价的变化和补贴额的变化 其次, 经过改革现有的电价机制也发生了变化 最终造成了 2002 年中国发电项目投资环境的重大变化 因此对类别 1 的项目可按 2002 年为时间节点, 分为 : 类别 1.1 投资决策 ( 或项目开工时间 ) 早于 2002 年的甘肃省内 15~45MW 的光伏发电项目类别 1.2 投资决策 ( 或项目开工时间 ) 晚于 2002 年的甘肃省内 15~45MW 的光伏发电项目 甘肃敦煌 10 兆瓦光伏并网发电特许权示范项目是中国第一个大型光伏并网发电示范项目 16, 其于 2009 年 8 月 28 日举行奠基仪式 因此投资决策 ( 或项目开工时间 ) 早于 2002 年的甘肃省内 15~45MW 的光伏发电项目数量为 0, 即类别 1.1 的项目数量为 0 经清洁发展机制网 (cdm.ccchina.gov.cn ) 联合国网站 (cdm.unfccc.int) 黄金标准网站 ( VCS 网站 ( 甘肃省省发展和改革委员会网站 ( 中国自愿减排交易信息平台 ( 进行数据查询, 类别 1.2 中所有项目均已经成功开发为减排项目, 因此类别 1.2 项目数量为 0 个 设定所识别出的类别 2 的总项目数目是 N 2, 那么,N all =0+0+ N 在子步骤 5.2 所识别的电厂内, 识别那些采用技术不同于拟议项目活动中所采用技术的电厂 它们的数量记为 N diff 15 参见 电力改革,2003 年中国电力年鉴,10-14 页

24 第 24 页 类别 1: 类别 1.1 被识别成为和本项目有技术差别, 但是类别 1.1 项目数量为 0; 类别 1.2 和本项目为相同的项目 因此类别 1 中不同的项目数量为 0 类别 2: 根据 额外性论证与评价工具, 能源来源不同的项目认为是不同的技术 ; 本项目是一个光伏发电项目, 采用能源为太阳能, 和其他类项目能源不同, 因此类别 2 项目与本项目的技术不同 因此, 类别 2 的所有项目被证明和本项目的技术不同, 即 N diff =0+N 计算系数 F=1-N diff /N all 其代表那些使用了与拟议项目活动中所采用技术类似技术 ( 提供与拟议项目活动系统的产出或容量 ) 的电厂份额 N all =0+0+ N 2 且 N diff =0+N 2, 因此 N diff =N all, N=1- N diff / N all =1-1=0<0.2 且 N all -N diff =0<3; 因此, 根据 额外性论证与评价工具, 本项目不具有普遍性 结论 : 本项目通过了额外性论证的所有步骤, 因此本项目活动不是基准线情景, 具有充分的额外性 本项目活动是新建的可再生能源并网发电厂, 基准线情景为 : 本项目活动生产的上网电量可由西北区域电网范围内并网发电厂及其新增发电源替代生产 ( 即替代方案 P2) B.6. 减排量 B.6.1. 计算方法的说明 >> 项目排放 对于大多数可再生能源发电项目活动来说,PE y =0 但是, 某些项目活 动可能会产生显著的排放, 即项目排放, 用以下公式进行计算 : PE y = PE FF,y + PE GP,y + PE HP,y 其中 : PE y = 在 y 年的项目排放 (tco 2 e/yr) PE FF,y = 在 y 年, 由化石燃料燃烧所产生的项目排放 (tco 2 /yr) PE GP,y = 在 y 年, 在地热发电厂的运行过程中, 由不凝性气体的释放所产生的项目排放 (tco 2 e/yr) PE HP,y = 在 y 年, 水力发电厂的水库所产生的项目排放 (tco 2 e/yr) 根据所适用的方法学, 本项目生产运行时不涉及化石燃料燃烧, 也不是 地热或水电发电厂, 因此 PE y =0

25 第 25 页 基准线排放 基准线排放仅包括由项目活动替代的化石燃料火电厂发电所产生的 CO 2 排放 本方法学假设所有超过基准线水平的项目发电量可由现有的并网发电 厂和新建并网发电厂替代生产 基准线排放的计算如下 : BE y = EG PJ,y * EF Grid,CM,y 其中 : BE y = 在 y 年的基准线排放量 (tco 2 /yr) EG PJ,y = 在 y 年, 由于自愿减排项目活动的实施所产生的净上网电量 (MWh/yr) EF Grid,CM,y = 在 y 年, 利用 电力系统排放因子计算工具 所计算的并网 发电的组合边际 CO 2 排放因子 (tco 2 /MWh), 对于新建可再生能源发电厂,EG PJ,y = EG facility,y EF Grid,CM,y 的计算过程及结果详见附件 2 其中 : EG facility,y = 在 y 年, 本发电厂 / 发电机组的净上网电量 (MWh/yr) EF Grid,CM,y 的计算过程 根据方法学 CM-001-V01 的要求, 计算组合边际排放因子 (EF Grid,CM,y ) 需采用 CDM EB 发布的 电力系统排放因子计算工具 按照 电力系统排放因子计算工具 及国家发展和改革委员会应对气候变化司最新发布的 2014 中国区域电网基准线排放因子, 并网发电的组合边际 CO 2 排放因子 EF Grid,CM,y 计算按如下六个步骤进行 : 步骤 1. 识别相关的电力系统 本项目所生产的电力并入西北区域电网, 在没有本项目的情况下, 相应的电量将由现有的电厂和可预见的将要建设的电厂提供等量的电量 ; 本项目基准线情景涉及的电力系统为西北区域电网, 其中包括陕西省 甘肃省 青海省 宁夏自治区 新疆自治区 步骤 2. 选择项目电力系统中是否包含离网电厂 ( 可选项 ) 项目参与方可以选择下面两个方法计算电量边际和容量边际 : 方法 1: 计算中只包含联网电厂 方法 2: 计算中既包含联网电厂也包含离网电厂 本项目选择方法 1

26 第 26 页 步骤 3. 选择电量边际 (OM) 计算方法 电力系统排放因子计算工具 提供了 4 种计算电量边际 (OM) 的方法 : (a) 简单电量边际排放因子方法 ; (b) 经调整的简单电量边际排放因子方法 ; (c) 调度数据分析电量边际排放因子方法 ; (d) 平均电量边际排放因子方法 17 由于西北区域电网的低成本 / 必须运行的资源在发电资源中的比例小于 50%, 按照国家发展和改革委员会应对气候变化司最新发布的 2014 中国区域电网基准线排放因子, 计算电量边际排放因子 (OM) 采用步骤 3 (a) 简单 OM 方法中选项 B, 即根据电力系统中所有电厂的总净上网电量 燃料类型及燃料总消耗量计算 对于简单电量边际排放因子, 项目参与方可以选择下列两种方法中的一种进行计算 : 事前计算 : 如果采用事前计算方法, 那么在审定阶段确定排放因子, 在计入期内不监测也不需要更新排放因子 对于并网电厂, 基于项目设计文件提交审定时可获得的最新数据, 使用最近 3 年发电量的加权平均计算排放因子 ; 对于离网电厂, 使用项目设计文件提交审定前最近 5 年中的某一年的数据进行计算 ; 事后计算 : 如果采用事后计算方法, 那么根据项目活动替代电网电量的年份确定排放因子, 并在监测期间每年更新排放因子 ; 如果计算第 y 年排放因子的数据通常在第 y 年结束 6 个月后才能获得, 那么可以使用第 y-1 年的排放因子 ; 如果计算第 y 年排放因子的数据通常在第 y 年结束 18 个月后才能获得, 那么可以使用第 y-2 年的排放因子 ; 要求在计入期内只能使用第 y 年 第 y-1 年或者第 y-2 年的数据来更新排放因子 本项目属于并网发电项目, 在计算过程中只考虑并网电厂, 采用事前数据 ( 提交本项目设计文件时可以获得的最近 3 年数据 ) 计算排放因子, 在审定阶段确定排放因子, 在计入期内不再监测和计算排放因子 17 低成本和必须运行的资源定义为用低边际发电成本的电厂或独立于电网中日负荷或季负荷调度的电厂 通常包括水电 地热 风能 低成本生物质 核能和太阳能发电 如果煤电也明显属于必须运行的, 它也应该属于此列, 即从这组 ( 被替代 ) 电厂排除出去

27 第 27 页 步骤 4. 根据所选择的电量边际计算方法计算电量边际 简单 OM 排放因子 ( 即 EF grid, OMsimple, y ) 是服务于该系统的所有发电资源按发电量加权平均得到的单位发电量排放 (tco 2 /MWh), 不包括低运行成本 / 必须运行电厂 电力系统排放因子计算工具 提供了简单 OM 计算的两种选项 : 18 选项 A: 基于每个发电机组的净发电量和 CO 2 排放因子或 选项 B: 基于服务于该系统的所有电厂的总净发电量 项目电力系统的燃料类型和总燃料消费量 选项 B 只能用于 : (a) 选项 A 的必要数据不能获得 ; 和 (b) 只有核能和可再生能电力生产被认为是低成本 / 必须运行的电力源, 且这些电厂上网电量数据是已知的 ; (c) 离网电厂没有包含在计算中 ( 即, 如果在步骤 2 中选择了方法 Ⅰ) 当每个电厂 / 机组燃料消耗数据是可获得的时只能使用选项 A 在中国电网内, 基于每个发电厂 / 发电机组的燃料消费率不可得的, 因此选项 A 不适用 ; 然而服务于西北区域电网的所有发电厂的总净发电量和西北区域电网总的燃料消耗量可以从中国电力年鉴和中国能源统计年鉴中得到, 并且满足上述 (b) 和 (c) 情况, 因此本项目应用选项 B 计算简单 OM, 计算如下 : EF grid, OMsimple, y ( FCi, y NCVi, y EFCO 2, i, y) i EG y 其中 : EF grid, OMsimple, y = 是第 y 年简单电量边际 CO 2 排放因子 (tco 2 /MWh); FC iy, = 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 ); NCV iy, = 是第 y 年燃料 i 的净热值 ( 能源含量,GJ/ 质量或体积单位 ); EF = 是第 y 年燃料 i 的 CO 2 排放因子 (tco 2 /GJ); CO 2,, i y 18 发电单元可以认为是电厂现场一部分是低成本 / 必须运行的单元, 另外一部分不是 电厂可以认为是电厂现场的所有发电单元都属于低成本 / 必须运行的单元或电厂现场的所有发电单元都不属于低成本 / 必须运行的单元

28 第 28 页 EG y = 是电力系统第 y 年向电网提供的电量 (MWh), 不包括低成本 / 必须运行电厂 / 机组 ; i = 是第 y 年电力系统消耗的所有化石燃料种类 ; y = 是提交 PDD 时可获得数据的最近三年 ( 事先计算 ) 另外, 在电网存在净调入的情况下, 采用调出电力电网的简单电量边际排放因子 ( 步骤 4(a)) OM 计算中供电量和燃料消耗量的数据选取遵循了保守原则, 计算过程详见下文附表 计算电量边际排放因子 (EF Grid,OM,y ) 所需的发电量 装机容量和厂用电率等数据来源为 2011~2013 年 中国电力年鉴 ; 发电燃料消耗以及发电燃料的低位发热值等数据来源为 2011~2013 年 中国能源统计年鉴 ; 电网间电量交换的数据来源为 2011~2013 年电力工业统计资料汇编 ; 分燃料品种的潜在排放因子和碳氧化率来源为 2006 年 IPCC 国家温室气体清单指南 第二卷第一章 1.21~1.24 页的表 1.3 和表 1.4 本次分燃料品种的潜在排放因子采用了上述表 1.4 中的 95% 置信区间下限值 步骤 5. 计算容量边际 (BM) 排放因子 根据 电力系统排放因子计算工具,BM 可按 m 个样本机组排放因子的发电量加权平均求得, 公式如下 : EF grid, BM, y m EG m, y EL, m, y m EF EG my, 其中 : EF grid, BM, y 是第 y 年的 BM 排放因子 (tco 2 /MWh); EG my, 是第 m 个样本机组在第 y 年向电网提供的电量, 也即上网电量 EF EL, m, y (MWh); 是第 m 个样本机组在第 y 年的排放因子 (tco 2 /MWh); m 包括在容量边际中的发电机组 ; y 发电数据最新可得的历史年份 其中第 m 个机组的排放因子 EF EL,m,y 是根据 电力系统排放因子计算工具 的步骤 4(a) 中的简单 OM 中的选项 A2 计算 电力系统排放因子计算工具 提供了计算 BM 的两种选择 :

29 第 29 页 1) 在第一个计入期, 基于 PDD 提交时可得的最新数据事前计算 ; 在第二个计入期, 基于计入期更新时可得的最新数据更新 ; 第三个计入期沿用第二个计入期的排放因子 2) 依据直至项目活动注册年止建造的机组 或者如果不能得到这些信息, 则依据可得到的近年来建造机组的最新信息, 在第一计入期内逐年事后更新 BM; 在第二个计入期内按选择 1) 的方法事前计算 BM; 第三个计入期沿用第二个计入期的排放因子 本项目采用选项 1) 的事前计算, 不需要事后的监测和更新 由电厂改造带来的容量增加不包含在容量边际排放因子的计算中 用以计算容量边际排放因子的样本机组 m 通过以下程序确定, 和上面选择的数据源一致 : (a) 识别出除注册为 CDM 项目的机组外, 最近开始向电网供电的 5 台发电机组 (SET 5 units ), 并确定它们的年发电量 (AEG SET 5 units ) (MWh); (b) 确定除注册为 CDM 项目机组外, 项目电力系统的年发电量 (AEG total ) 识别出除注册为 CDM 项目机组外, 最近开始向电网供电并构成 AEG total 20%( 如果 20% 落在某台机组的一部分, 则整台机组的发电量都包含在计算中 )(SET 20% ) 的机组台数, 并确定其年发电量 (AEG SET 20% ) (MWh); (c) 从 SET 5 units 和 SET 20% 中选择年发电量更大的发电机组作为样本机组 (SET sample ); 识别 SET sample 中电力机组向电网开始供电的时间 如果 SET sample 所有机组的向电网开始供电时间都不在 10 年以前, 则只用 SET sample 计算容量边际排放因子, 忽略下面步骤 (d),(e),(f) 否则,(d) 从 SET sample 的电力机组中除去向电网开始供电时间早于 10 年者 将注册为 CDM 项目并最近开始向电网供电的电力机组包含至 sample SET, 直至新的机组能构成项目电力系统的年发电量的 20%( 如果 20% 落在某台机组的一部分, 则整台机组的发电量都包含在计算中 ) 确定作为结果的机组 (SET sample-cdm ) 的年发电量 (AEG SET sample CDM )(MWh);

30 第 30 页 如果这些机组的年发电量构成项目电力系统年发电量的至少 20%( 即 AEG SET sample CDM 0.2 AEG total ), 则使用样本 SET sample-cdm 来计算容量边际排放因子, 忽略步骤 (e) 和 (f) 否则, (e) 将 10 年前开始向电网供电的电力机组包含至样本机组 SET sample- CDM, 直至新的机组能构成项目电力系统的年发电量的 20%( 如果 20% 落在某台机组的一部分, 则整台机组的发电量都包含在计算中 ); (f) 用来计算容量边际排放因子的样本机组 m 作为最终结果机组 (SET sample CDM 10 yrs) 由于数据可得性的原因, 本计算仍然沿用了 CDM EB 同意的变通办法 19, 即首先计算新增装机容量和其中各种发电技术的组成, 然后计算各种发电技术的新增装机权重, 最后利用各种发电技术商业化的最优效率水平计算排放因子 由于现有统计数据中无法从火电中分离出燃煤 燃油和燃气的各种发电技术的容量, 因此本计算过程中采用如下方法 : 首先, 利用最近一年的可得能源平衡表数据, 计算出发电用固体 液体和气体燃料对应的 CO 2 排放量在总排放量中的比重 ; 其次, 以此比重为权重, 以商业化最优效率技术水平对应的排放因子为基础, 计算出各电网的火电排放因子 ; 最后, 用此火电排放因子乘以火电在该电网新增的 20% 容量中的比重, 结果即为该电网的 BM 排放因子 具体步骤和公式如下 : 步骤 1, 计算发电用固体 液体和气体燃料对应的 CO 2 排放量在总排放量中的比重 Coal, y i COAL, j i, j F NCV EF i, j, y i, y CO2, i, j, y F NCV EF i, j, y i, y CO2, i, j, y 19 见 Request for guidance: Application of AM0005 and AMS-I.D in China, 参考网页

31 第 31 页 Oil, y Gas, y i OIL, j i, j F NCV EF i, j, y i, y CO2, i, j, y F NCV EF i GAS, j i, j i, j, y i, y CO2, i, j, y F NCV EF i, j, y i, y CO2, i, j, y F NCV EF i, j, y i, y CO2, i, j, y 其中 : 是第 j 个省份在第 y 年的燃料 i 消耗量 ( 质量或体积单位, 对于固体和液体燃料为吨, 对于气体燃料为立方米 ) 是燃料 i 在第 y 年的净热值 ( 对于固体和液体燃料为 GJ/t, 对于气体燃料为 GJ/m 3 ); EF = 是燃料 i 的排放因子 (tco 2 /GJ) F i, j, y = NCV iy, = CO 2, i, j, y COAL OIL 和 GAS 分别是固体燃料 液体燃料和气体燃料的脚标集合 步骤 2: 以步骤 1 计算出的比重为权重, 以商业化最优效率技术水平对应的排放因子为基础, 计算出电网的火电排放因子 EF EF EF EF Thermal, y Coal, y Coal, Adv, y Oil, y Oil, Adv, y Gas, y Gas, Adv, y 其中, EF Coal, Adv, y EF Oil, Adv, y 和 EF Gas, Adv, y 分别是商业化最优效率的燃煤 燃油和燃气发电技术所对应的排放因子 ( 具体数据来源和计算过程详见附表 3-7) 步骤 3: 计算电网的 BM 用步骤 2 计算的火电排放因子乘以火电在电网新增的 20% 容量中的比重得到电网的容量边际排放因子 ( EF grid, BM, y ) EF CAP EF Thermal grid, BM, y Thermal, y CAPTotal 其中, CAP Total, y 为超过现有容量 20% 的新增总容量, CAP, 容量 Thermal y 为新增火电 计算容量边际排放因子 (EF Grid,BM,y ) 所需的发电燃料消耗以及发电燃料的低位发热值等数据来源为 2013 年 中国能源统计年鉴 ; 分燃料品种的潜在排放因子和碳氧化率来源为 2006 年 IPCC 国家温室气体清单指南 第

32 第 32 页 二卷第一章 1.21~1.24 页的表 1.3 和表 1.4 本次分燃料品种的潜在排放因子采用了上述表 1.4 中的 95% 置信区间下限值 步骤 6: 计算组合边际 (CM) 排放因子 根据 电力系统排放因子计算工具, 组合边际排放因子 (EF Grid,CM,y ) 根据以下方法之一确定 : (a) 加权平均 CM, 或者 ; (b) 简单 CM 加权平均 CM( 选项 a) 应优先选择 简单 CM( 选项 b) 只能用在当项目位于最不发达国家 (LDC) 或注册项目少于 10 个的国家, 且第 5 步应用的数据要求不能被满足的情况下 本项目采用加权平均 CM( 选项 a) 计算组合排放因子 组合边际排放因子用下式计算 : EF EF W EF W grid, CM, y grid, OM, y OM grid, BM, y BM (9) 其中 : 年份 y 的组合边际 CO EF grid, CM, y = 2 排放因子 (tco 2 /MWh); W OM = 电量边际排放因子的权重 (%); W BM = 容量边际排放因子的权重 (%) 根据 电力系统排放因子计算工具, 风电项目的权重 W OM 默认值为 0.75, W BM 默认值为 0.25 根据公式, 事前计算得到组合边际排放因子 EF grid,cm,y = = (tCO 2 /MWh) 泄漏按照本方法学泄漏排放不予考虑 在电力行业的项目活动中, 有可能导致泄漏的活动包括电厂建设以及上游部门使用化石燃料 ( 例如, 提取, 加工和运输 ) 这些排放源可以忽略不计 减排量减排量的计算方法如下 : ER y = BE y - PE y

33 第 33 页 其中 : ER y = 在 y 年的减排量 (tco 2 e/yr) B.6.2. 预先确定的参数和数据 >> 数据 / 参数 : FC i,y 数据单位 : 质量或体积单位数据描述 : 第 y 年项目所在电力系统燃料 i 的消耗量所使用的数据来源 : 中国能源统计年鉴,2011~2013 所应用的数据值 : 详见附件 2 证明数据选用的合理国家发展和改革委员会应对气候变化司发布的性或说明实际应用的 2014 中国区域电网基准线排放因子 测量方法和程序步骤 : 数据用途计算电网组合边际 CO 2 排放因子评价意见 : - NCV i,y 数据 / 参数 : 数据单位 : 固体和液体燃料为 GJ/t, 气体燃料为 GJ/m 3 数据描述 : 燃料 i 在第 y 年的净热值 所使用的数据来源 : 中国能源统计年鉴,2011~2013 所应用的数据值 : 详见附件 2 证明数据选用的合理 国家发展和改革委员会应对气候变化司发布的 性或说明实际应用的 2014 中国区域电网基准线排放因子 测量方法和程序步 骤 : 数据用途 计算电网组合边际 CO 2 排放因子 评价意见 : - EF CO2,i,j,y 数据 / 参数 : 数据单位 : tco 2 /GJ 数据描述 : 燃料 i 的排放因子所使用的数据来源 : 2006 IPCC Guidelines for National Greenhouse Gas Inventories, Volume 2Energy, 第一章 页的表 1.3 和表 1.4 所应用的数据值 : 详见附件 2

34 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 : 数据用途 国家发展和改革委员会应对气候变化司发布的 2014 中国区域电网基准线排放因子 计算电网组合边际 CO 2 排放因子评价意见 : - 数据 / 参数 : EG y 数据单位 : MWh 数据描述 : 电力系统第 y 年向电网提供的电量 所使用的数据来源 : 2011~2013 年 中国电力年鉴 所应用的数据值 : 详见附件 2 证明数据选用的合理性或说明实际应用的 国家发展和改革委员会应对气候变化司发布的 2014 中国区域电网基准线排放因子 测量方法和程序步 骤 : 数据用途 计算电网组合边际 CO 2 排放因子 评价意见 : 不包括低成本 / 必须运行电厂 / 机组 ; 数据 / 参数 : 数据单位 : MWh 数据描述 : 电力系统间电力调入或调出所使用的数据来源 : 2011~2013 年 电力工业统计资料汇编 所应用的数据值 : 详见附件 2 证明数据选用的合理国家发展和改革委员会应对气候变化司发布的性或说明实际应用的 2014 中国区域电网基准线排放因子 测量方法和程序步骤 : 数据用途计算电网组合边际 CO 2 排放因子评价意见 : - 数据 / 参数 : 数据单位 : 数据描述 : EF Coal,Adv,y,EF Oil,Adv,y,EF Gas,Adv,y tco 2 /MWh 商业化最优效率的燃煤 燃油和燃气发电技术所对应的排放因子, 所使用的数据来源 : 中国电力企业联合会统计所应用的数据值 : 详见附件 2

35 第 35 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 : 数据用途 国家发展和改革委员会应对气候变化司发布的 2014 中国区域电网基准线排放因子 计算电网组合边际 CO 2 排放因子评价意见 : - 数据 / 参数 : CAP Total, y 数据单位 : MW 数据描述 : 超过现有容量 20% 的新增总容量 所使用的数据来源 : 2011~2013 年 中国电力年鉴 所应用的数据值 : 详见附件 2 证明数据选用的合理性或说明实际应用的测量方法和程序步骤 : 数据用途 国家发展和改革委员会应对气候变化司发布的 2014 中国区域电网基准线排放因子 计算电网组合边际 CO 2 排放因子评价意见 : - 数据 / 参数 : CAP Thermal, y 数据单位 : MW 数据描述 : 新增火电容量 所使用的数据来源 : 2011~2013 年 中国电力年鉴 所应用的数据值 : 详见附件 2 证明数据选用的合理性或说明实际应用的测量方法和程序步骤 : 数据用途 国家发展和改革委员会应对气候变化司发布的 2014 中国区域电网基准线排放因子 计算电网组合边际 CO 2 排放因子评价意见 : - 数据 / 参数 : W OM 数据单位 : % 数据描述 : 电量边际排放因子的权重所使用的数据来源 : 电力系统排放因子计算工具所应用的数据值 : 75

36 第 36 页 证明数据选用的合理方法学性或说明实际应用的测量方法和程序步骤 : 数据用途计算电网组合边际 CO 2 排放因子评价意见 : - 数据 / 参数 : W BM 数据单位 : % 数据描述 : 容量边际排放因子的权重所使用的数据来源 : 电力系统排放因子计算工具所应用的数据值 : 25 证明数据选用的合理方法学性或说明实际应用的测量方法和程序步骤 : 数据用途计算电网组合边际 CO 2 排放因子评价意见 : - B.6.3. 减排量事前计算 >> ER y = BE y - PE y BE y = EG PJ,y * EF Grid,CM,y 即 ER y = EG PJ,y * EF Grid,CM,y - PE y 按照 B.6.1 部分描述, 本项目生产运行时不涉及化石燃料燃烧, 也不是地热或水电发电厂, 因此 PE y =0 根据设计院所提供的可行性研究报告和结合实际装机的电量估算证明, 因为光伏项目的光伏组件存在效率衰减, 本项目电量计算采用线性衰减法 衰减率为每年 0.8%, 经营周期内越靠后的年份发电量越少, 因此全经营周期的年平均减排量和第一计入期内的年平均减排量是不一致的 考虑光伏组件效率衰减后的本项目多年平均净上网电量 :EG PJ,y = EG facility,y =49,652.3MWh 按照附件 2 EF Grid,CM,y = tco 2 /MWh 因此 ER y =49,652.3MWh * tco 2 /MWh 0 = 44,293 tco 2 分年度预计净上网电量及减排量计算情况见下表 : 运行年度 年度净上网电量 (MWh) 54, , , , , 减排量 (tco 2 ) 45,368 45,005 44,645 44,287 43,933

37 第 37 页 运行年度 年度净上网电量 (MWh) 52, , , , , 减排量 (tco 2 ) 43,582 43,233 42,887 42,544 42,204 运行年度 年度净上网电量 (MWh) 50, , , , , 减排量 (tco 2 ) 41,866 41,531 41,199 40,869 40,542 运行年度 年度净上网电量 (MWh) 48, , , , , 减排量 (tco 2 ) 40,218 39,896 39,577 39,260 38,946 运行年度 年度净上网电量 (MWh) 46, , , , , 减排量 (tco 2 ) 38, 本项目选择可更新的计入期, 预计在第一计入期内平均每年净上网电量为 53,292MWh 平均每年可实现减排温室气体 44,293 吨二氧化碳当量 (tco 2 e), 预计第一计入期内总减排量为 310,050tCO 2 e B.6.4. 事前估算减排量概要基准线排年份放 (tco 2 e) 2013 年 12 月 19 日 ~2013 年 12 月 31 日 2014 年 1 月 1 日 ~2014 年 12 月 31 日 2015 年 1 月 1 日 ~2015 年 12 月 31 日 2016 年 1 月 1 日 ~2016 年 12 月 31 日 2017 年 1 月 1 日 ~2017 年 12 月 31 日 2018 年 1 月 1 日 ~2018 年 12 月 31 日 2019 年 1 月 1 日 ~2019 年 12 月 31 日 2020 年 1 月 1 日 ~2020 年 12 月 18 日 项目排放 (tco 2 e) 泄漏 (tco 2 e ) 减排量 (tco 2 e) 1, ,615 45, ,355 44, ,992 44, ,632 44, ,274 43, ,920 43, ,569 41, ,693

38 第 38 页 合计 310, ,050 计入期时间合计 7 年 计入期内年均值 44, ,293 B.7. 监测计划 B.7.1. 需要监测的参数和数据 >> EG facility,y 数据 / 参数 : 单位 : MWh 描述 : 年份 y 本项目净上网电量, 该净上网电量等于项目的上网电量与项目的下网电量之差 所使用数据的来源 : 本文件计算减排量时数据来自本项目可行性研究报告编制单位出具的关于重新计算电量的说明 ; 用于减排量核查核证时确认该参数的数据来自于电表 数据值 : 49,652.3 测量方法和程序 : 通过安装在本项目接入的 110kV 升压站低压侧电表 (M1/M1 ) 监测, 电表精度不低于 0.5S 电表用于监测上网电量和下网电量 监测频率 : 连续测量, 至少每月记录一次 QA/QC 程序 : 用电力销售记录对测量结果进行交叉校验 数据进行电子存档并且至少保存至最后一个计入期结束后两年 电表每年按照相关的国家或行业标准委托有资质的第三方进行校验或校准 数据用途 : 基准线排放的计算评价 : - EG export,y 数据 / 参数 : 单位 : MWh 描述 : 年份 y 本项目上网电量所使用数据的来源 : 电表读数 数据值 : - 测量方法和程序 : 通过安装在本项目接入的 110kV 升压站低压侧电表 (M1/M1 ) 监测, 电表精度不低于 0.5S 电表用于监测上网电量和下网电量 监测频率 : 连续测量, 至少每月记录一次

39 第 39 页 QA/QC 程序 : 用电力销售记录对测量结果进行交叉校验 数据进行电子存档并且至少保存至最后一个计入期结束后两年 电表每年按照相关的国家或行业标准委托有资质的第三方进行校验或校准 数据用途 : 基准线排放的计算,EG facility,y = EG export,y EG import,y 评价 : - EG import,y 数据 / 参数 : 单位 : MWh 描述 : 年份 y 本项目下网电量所使用数据的来源 : 电表读数 数据值 : - 测量方法和程序 : 通过安装在本项目接入的 110kV 升压站低压侧电表 (M1/M1 ) 监测, 电表精度不低于 0.5S 电表用于监测上网电量和下网电量 监测频率 : 连续测量, 至少每月记录一次 QA/QC 程序 : 用电力销售记录对测量结果进行交叉校验 数据进行电子存档并且至少保存至最后一个计入期结束后两年 电表每年按照相关的国家或行业标准委托有资质的第三方进行校验或校准 数据用途 : 基准线排放的计算,EG facility,y = EG export,y EG import,y 评价 : - B.7.2. 数据抽样计划 >> 无 B.7.3. 监测计划其它内容 >> 由于本项目的基准线排放因子事前确定, 因此净上网电量成为本项目监测的核心内容, 本监测计划主要针对净上网电量的监测制定 监测计划的组织结构本项目监测计划的运行和管理结构图详见图 6

40 第 40 页 项目业主 减排项目负责人全面负责项目减排项目相关事宜, 特别是 (1) 追踪减排项目进度 (2) 监督与监测数据和过程相关的项目运作状态, 确保监测过程平稳有序 (3) 负责 CCER 签发活动, 确保相关数据完整和准确 财务部负责检查活动所需数据, 包括电表读数记录 电力销售和购买记录 技术部仪表校准与维修 错误处理 QA/QC 数据存档和管理 其它部门在减排项目负责人的协调下, 配合技术中心完成监测相关工作 统计员测量 记录上网电量 图 6. 监测计划的运行和管理结构 监测手段本项目与其他项目 ( 这些项目的业主和本项目业主为同一主体, 即这些项目都是本项目业主的 ) 共用同一个 110kV 升压站, 通过本项目与其他项目共同接入的该升压站, 本项目所发电力以 1 回 110kV 出线最终并入该区域电网 由于每期项目的上网电价不同, 因此经电网公司与本项目业主共同协商一致, 在 110kV 升压站低压侧为本项目装配一主一副两块双向电表, 以测量本项目的净上网电量 本项目净上网电量 EG facility,y 通过安装在本项目 110kV 升压站低压侧的电表测量上网电量与下网电量之差得到 本项目上网电量和下网电量数据将用电力销售记录对测量结果进行交叉校验 监测设备及安装电能计量装置按照 电能计量装置技术管理规程 (DL/T ) 的技术要求进行配置 项目运行前, 电能计量装置由项目业主和电网公司依据此标准要求进行检查验收 校准和测量电表定期检定及现场周期校验工作应按照国家电力行业有关标准 规程执行, 以确保电表的精确度, 每年校准一次 经检定后, 电表必须加以封

41 第 41 页 印 当电表的测量误差大于允许误差或者由于电表发生故障对电表进行维修时, 电量按照项目业主和电网公司双方之间签订的购售电合同进行确定 质量保证与质量控制质量保证和质量控制程序涉及数据记录 维护和归档 本项目需要每年核准减排量, 将在项目运行期间根据国内自愿减排项目相关规定和实际运行情况逐渐完善质量保证和质量控制程序 数据管理系统本项目的减排项目负责人全权负责监测与减排量计算有关的数据和信息, 并负责存档项目减排量核准所需的所有数据和信息 所有数据进行电子存档并且至少保存至最后一个计入期结束后两年

42 第 42 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 >> 2013 年 8 月 19 日 (2013 年 8 月 19 日本项目业主与供货方签订了 华能金昌 30MWp 并网光伏发电项目逆变器采购合同 ) >> C.1.2. 预计的项目活动运行寿命 25 年, 不含一年建设期 C.2. 项目活动减排计入期 C.2.1. 计入期类型 >> 可更新计入期, 每个计入期 7 年, 可更新两次, 共计 21 年 C.2.2. 第一计入期开始日期 >> 从项目投产日起, 即 2013 年 12 月 19 日 20 >> C.2.3. 第一计入期长度 7 年, 可更新 D 部分. 环境影响 D.1. 环境影响分析 >> D.1.1 生态环境影响分析本项目的实施, 将使本项目占用的戈壁荒漠未利用土地转变为工业用地 这种土地利用方式的变化, 虽会使局地区域内土地利用现状结构发生一定程度的改变, 但亦将使该区域土地利用率提高, 土地的经济价值呈现, 最终使土地的使用价值升高 将有利于增强区域经济发展动力, 为其它相关产业的发展奠定一定的基础 20 审定与核准指南中规定国内自愿减排量具有可追溯性, 因此在主管机构没有新的规定前, 按照已获备案其他项目计入期的确定方法, 本项目第一计入期开始日期仍以发电时间为准

43 第 43 页 D.1.2 声环境影响分析项目施工期噪声主要为挖掘机 混凝土搅拌机等施工设备运转所产生的机械噪音, 声源强度介于 86~105dB 根据几何发散衰减的基本公式计算出的施工噪声为 : 距声源 300m 处时, 噪声可降到 50dB(A) 以下, 满足 声环境质量标准 (GB ) 中的 2 类标准 项目施工大部分安排在白天, 且项目区周围 1km 范围内无居民分布, 故施工噪声不会造成扰民现象, 且随着项目施工结束而消失 本项目运营期间没有噪音产生 D.1.3 光污染影响分析项目太阳能电池组件产品的设计中, 多晶硅芯片表面镀有吸光材料, 组件表面采用专用的超白玻璃, 此种玻璃的透光率可达 91.5%, 反射率低于 4%, 对阳光的反射以散射为主, 可减少光污染的发生 D.1.4 环境空气影响分析项目施工期, 由于光伏组件支架基础 建筑物基础以及场内道路修筑等作业活动, 造成一定面积的地表开挖及大量土石方的运移, 在有风天气时产生的扬尘将对局地区域的环境空气质量产生短时间的不良影响, 可适时采用洒水的方式减少扬尘 项目运行时不会对环境空气产生任何不良影响 D.1.5 水环境影响分析项目施工期高峰作业人员生活污水日产生量 4.8m 3, 施工期设旱厕, 由于该部分废水产生量小, 且较分散, 不会形成地面径流, 故对环境影响较小 项目运行期生产废水主要是太阳能电池板表面灰尘清洗废水 该部分废水中主要含灰尘, 由于无法收集, 就地蒸发渗漏 根据同类项目运行状况调查, 该处理方式不会对区域环境造成明显的不利影响 项目生活污水经本项目防渗化粪池 ( 污水停留时间 天 ) 处理, 厨房污水经隔油池处理后用二氧化氯进行消毒后用于厂区绿化, 冬季非灌溉期的废水储存于 1 座暂存池中 其污染物排放浓度满足 农田灌溉水质标准 (GB ) 中旱作标准要求 故项目产生的废水不会对区域水环境造成不利影响 D.1.6 固体废弃物影响分析项目建设区开挖土石方可全部得到合理利用, 故项目无开挖弃渣堆存 施工期施工人员生活垃圾在施工场区的混凝土系统加工厂 临时及办公用房等分别设置垃圾收集桶袋装收集, 集中收集后运至金昌市生活垃圾填埋场处理 项目建成运行大约 15~25 年以后, 考虑到多晶硅电池功率衰减, 需对其进行更换, 将产生废弃的多晶硅电池 多晶硅电池的主要原料是硅, 常温下

44 第 44 页 不活泼, 该部分废弃的多晶硅电池不属于危险废物, 采用集中收集后出售给有关生产厂家, 实施资源综合利用 生活垃圾在场区设置垃圾收集桶袋装收集, 集中收集后运至金昌市生活垃圾填埋场处理 项目的浸油式变压器在初装 调试及日常检修中要进行拆卸 加油清洗等, 会产生一定量的油污抹布 根据 危险废物名录 (2008 年 ), 该类废物属于危险废物 (HW08), 应定点收集存放, 并及时送往甘肃省危险废物处置中心处理, 固体废弃物对周围环境的影响较小 D.2. 环境影响评价 >> 综上所述, 本项目只要在实施建设中, 严格按照 三同时 原则进行设计 施工和运行, 切实落实环评报告表中提出的各项生态环境保护和及水土保持措施以及污染防治措施, 在生产运行中加强管理, 确保项目建成运行后达到本报告中的排污水平, 则项目建设对环境的影响较小 ; 并且通过本项目的实施, 将减少因燃煤发电向大气中排放的二氧化硫 二氧化氮及烟粉尘等污染物, 具有较好的环保效益, 因此从环境保护的角度评价, 本项目的建设是可行的

45 第 45 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 >> 2013 年 8 月 3 日, 本项目业主在项目所在地附近区域张贴了利益相关方意见征求的通知, 项目业主以调查问卷填写 电话和邮件的形式进行地方利益相关方评价意见的征求工作 调查问卷采用回收的方式 电话和邮件均有专人在指定时间内接听和接收, 对调查问卷 电话和邮件的结果进行汇总 E.2. 收到的评价意见的汇总 >> E.2.1 调查问卷统计结果调查问卷共发出 30 份,30 分成功回收 参与人员基本情况表 基本情况 类别 数量 百分比 性别 男 % 女 % 年龄 20 岁以下 % 21~30 岁 % 31~40 岁 % 41~50 岁 % 50 岁以上 % 文化程度 小学 % 中学 % 高中 % 中专 2 6.7% 大学以以上 % 居住年限 1~10 年 % 11~20 年 % 21~30 年 % 30 年以上 % 距项目所在地距离 1~500 米 0 0.0% 501~1000 米 0 0.0% 1001 米 ~2000 米 % 2000 米以上 %

46 第 46 页 调查问卷统计情况表 选项 数量 1 您对当前本地环境状况是否满意 满意 30 不满意 0 无所谓 0 2 您认为本项目的建设对当地是否 非常重要 30 重要 重要 0 不重要 0 无所谓 0 3 您是否支持本项目的建设 是 30 否 0 无所谓 0 4 您认为本项目建设地是否合理 合理 30 不合理 0 无所谓 0 5 您认为本项目可能导致哪些环境问题 6 您认为本项目可能对本地区生态环境产生的影响是 7 您认为本项目可能对本地区环境产生的影响是 8 您对本项目采取的环保措施是否满意 9 您认为本项目对当地经济发展的影响是 10 您认为本项目对当地就业情况的影响是 11 您对本项目的建设和运行还有无 空气污染 0 废水 0 噪音 0 无 30 正面 30 负面 0 无变化 0 正面 30 负面 0 无变化 0 满意 30 不满意 0 不确定 0 不知晓 0 正面 30 负面 0 无变化 0 正面 30 负面 0 无变化 0

47 第 47 页 哪些意见和建议 12 您认为本项目业主还需要深入开展的工作是 无 E.2.2 电话和电子邮件没有接到相关利益相关方的意见反馈 E.3. 对所收到的评价意见如何给予相应考虑的报告 >> 当地利益相关方都非常支持本项目的建设和运行, 没有对本项目负面的评价意见

48 第 48 页 企业法人名称 : 地址 : 邮政编码 : 附件 1: 申请项目备案的企业法人联系信息 华能新能源股份有限公司 北京市海淀区复兴路甲 23 号华能大厦 层 电话 : /2022 传真 : 电子邮件 : - 网址 : 授权代表 : 姓名 : 职务 : 部门 : 刘瑞轩 项目经理 商务部 手机 : 传真 : 电话 : 电子邮件 : ruixuan_liu@hneep.com.cn

49 第 49 页 附件 2: 事前减排量计算补充信息 本 PDD 采用中国 DNA 公布的 2014 年中国区域电网基准线排放因子 21 中提供的数据和方法来计算西北电网电量边际排放因子和容量边际排放因子 表 A1 A3 是西北电网 年的火电上网电量 表 A 年西北电网火力发电生产基础数据 省名称 发电量 厂用电率 供电量 (MWh) (%) (MWh) 陕西省 95,800, ,873,660 甘肃省 59,100, ,122,570 青海省 10,900, ,182,780 宁夏自治区 57,200, ,200,000 新疆自治区 53,900, ,210,700 总计 276,900, ,589,710 数据来源 : 中国电力年鉴 2011 表 A 年西北电网火力发电生产基础数据 省名称 发电量 厂用电率 供电量 (MWh) (%) (MWh) 陕西省 108,400, ,595,200 甘肃省 71,400, ,54,800 青海省 12,200, ,321,600 宁夏自治区 96,700,000 96,700,000 新疆自治区 72,500, ,555,000 总计 361,200, ,716,600 数据来源 : 中国电力年鉴 2012 表 A 年西北电网火力发电生产基础数据 省名称 发电量 厂用电率 供电量 (MWh) (%) (MWh) 陕西省 114,900, ,742,100 甘肃省 66,600, ,271,000 青海省 12,000, ,052,000 宁夏自治区 95,200,000 95,200,000 新疆自治区 99,800, ,716,

50 第 50 页 总计 388,500, ,981,300 数据来源 : 中国电力年鉴 2013 表 A 年电网间电量交换情况 2010 年电网间电量交换情况 亿千瓦时 MWh 华北从东北净进口电量 ,815,880 华北从西北净进口电量 ,048,870 华中从华北净进口电量 ,684,680 华东从华中净进口电量 ,113,670 阳城送江苏 ( 华东从华北净进口 ) ,547,520 南方从华中净进口电量 ,423,940 华中从西北净进口电量 ,386,810 来源 : 2010 年电力工业统计资料汇编 2011 年电网间电量交换情况 亿千瓦时 MWh 华北从东北净进口电量 ,045,670 华北从西北净进口电量 ,697,020 华中从华北净进口电量 ,154,580 华东从华中净进口电量 ,792,550 阳城送江苏 ( 华东从华北净进口 ) ,769,540 南方从华中净进口电量 ,118,680 华中从西北净进口电量 ,526,260 来源 : 2011 年电力工业统计资料汇编 2012 年电网间电量交换情况 亿千瓦时 MWh 华北从东北净进口电量 ,926,140 华北从西北净进口电量 ,079,710 华中从华北净进口电量 ,673,710 华东从华中净进口电量 ,287,240 华东从华北净进口电量 ,980,330 南方从华中净进口电量 ,752,770 华中从西北净进口电量 ,965,910 来源 : 2012 年电力工业统计资料汇编

51 第 51 页 表 A5. 各种燃料相关参数 含碳量 碳氧化率 IPCC 燃料 CO 2 排放 平均低位发热量 (tc/tj) (%) 因子的 95% 置信区间下限 (MJ/t,km 3 ) H I (kgco 2 /TJ) 原煤 , 洗精煤 , 其它洗煤 , 型煤 , 焦炭 , 煤矸石 , * 焦炉煤气 , 高炉煤气 , * 转炉煤气 , * 其它煤气 , 原油 , 汽油 , 柴油 , 燃料油 , 石油焦 , * 液化石油气 , 液化天然气 , * 炼厂干气 , 天然气 , 其它石油制品 , 其它焦化产品 , 其它能源 来源 :2006 IPCC Guidelines for National Greenhouse Gas Inventories, Volume 2 Energy, 第一章 页的表 1.3 和表 1.4 中国能源统计年鉴 2009 * 来源 : 公共机构能源消耗统计制度, 国务院机关事务管理局制定, 国家统计局审批, 2011 年 7 月

52 第 52 页 表 A 年西北电网简单电量边际 (OM) 排放因子计算 燃料分类单位陕西省甘肃省青海省宁夏新疆小计含碳量碳氧化率燃料排放因子 平均低位发热量 CO 2 排放量 (tco 2 e) (tc/tj) (%) (kgco 2/TJ) (MJ/t,km 3 ) J=E H I/100000( 质量单位 ) A B C D E=A+B+C+D F G H I J=E H I/10000 ( 体积单位 ) 原煤 万吨 ,300 20, ,729,926 洗精煤 万吨 ,300 26,344 24,148 其它洗煤 万吨 ,300 8, ,822 型煤 万吨 ,300 20,908 0 焦炭 万吨 ,700 28,435 0 煤矸石 万吨 ,300 8,363 4,084,269 焦炉煤气 亿立方米 ,300 16, ,101 高炉煤气 亿立方米 ,000 3,763 2,272,860 转炉煤气 亿立方米 ,000 7,945 35,713 其它煤气 亿立方米 ,300 5,227 0 原油 万吨 ,100 41,816 0 汽油 万吨 ,500 43,070 1,454 柴油 万吨 ,600 42,652 59,453 燃料油 万吨 ,500 41,816 33,465 石脑油万吨 ,600 43,906 0 润滑油万吨 ,900 41,398 0 石蜡万吨 ,200 39,934 0 溶剂油万吨 ,200 42,945 0 石油沥青万吨 ,300 38,931 0 石油焦 万吨 ,900 31,947 0 液化石油气 万吨 ,600 50,179 0 炼厂干气 万吨 ,200 46, ,822 天然气 亿立方米 ,300 38,931 2,576,909 其它石油制品 万吨 ,200 41, 其它焦化产品 万吨 ,700 28,435 0 其它能源 万吨标煤 小计 256,755,243 中国能源统计年鉴 年总排放量为 256,755,243tCO 2, 总供电量为 260,589,710MWh, 排放因子为 tCO 2 /MWh

53 第 53 页 表 A 年西北电网简单电量边际 (OM) 排放因子计算 燃料分类单位陕西省甘肃省青海省宁夏新疆小计含碳量碳氧化率燃料排放因子 平均低位发热量 CO 2 排放量 (tco 2 e) (tc/tj) (%) (kgco 2/TJ) (MJ/t,km 3 ) J=E H I/100000( 质量单位 ) A B C D E=A+B+C+D F G H I J=E H I/10000 ( 体积单位 ) 原煤 万吨 ,300 20, ,211,450 洗精煤 万吨 ,300 26,344 0 其它洗煤 万吨 ,300 8,363 11,136,499 型煤 万吨 ,300 20,908 0 焦炭 万吨 ,700 28,435 0 煤矸石 万吨 ,300 8,363 3,894,665 焦炉煤气 亿立方米 ,300 16, ,555 高炉煤气 亿立方米 ,000 3, ,586 转炉煤气 亿立方米 ,000 7, ,381 其它煤气 亿立方米 ,300 5,227 0 原油 万吨 ,100 41,816 0 汽油 万吨 ,500 43,070 0 柴油 万吨 ,600 42,652 81,439 燃料油 万吨 ,500 41,816 23,994 石脑油 万吨 ,600 43,906 0 润滑油 万吨 ,900 41,398 0 石蜡 万吨 ,200 39,934 0 溶剂油 万吨 ,200 42,945 0 石油沥青 万吨 ,300 38,931 0 石油焦 万吨 ,900 31,947 0 液化石油气 万吨 ,600 50,179 0 液化天然气 万吨 ,300 51,434 0 炼厂干气 万吨 ,200 46, ,366 天然气 亿立方米 ,300 38,931 3,272,400 其它石油制品 万吨 ,200 41,816 0 其它焦化产品 万吨 ,700 28,435 0 其它能源 万吨标煤 小计 321,335,334 中国能源统计年鉴 年总排放量为 321,335,334tCO 2, 总供电量为 341,716,600MWh, 排放因子为 tCO 2 /MWh

54 第 54 页 表 A 年西北电网简单电量边际 (OM) 排放因子计算 燃料分类单位陕西省甘肃省青海省宁夏新疆小计含碳量碳氧化率燃料排放因子 平均低位发热量 CO 2 排放量 (tco 2 e) (tc/tj) (%) (kgco 2/TJ) (MJ/t,km 3 ) J=E H I/100000( 质量单位 ) A B C D E=A+B+C+D F G H I J=E H I/10000 ( 体积单位 ) 原煤 万吨 ,300 20, ,945,962 洗精煤 万吨 ,300 26,344 0 其它洗煤 万吨 ,300 8,363 13,746,863 型煤 万吨 ,300 20,908 0 焦炭 万吨 ,700 28,435 0 煤矸石 万吨 ,300 8,363 3,967,236 焦炉煤气 亿立方米 ,300 16,726 1,306,404 高炉煤气 亿立方米 ,000 3,763 2,643,703 转炉煤气 亿立方米 ,000 7, ,263 其它煤气 亿立方米 ,300 5,227 0 原油 万吨 ,100 41,816 0 汽油 万吨 ,500 43,070 0 柴油 万吨 ,600 42,652 59,763 燃料油 万吨 ,500 41,816 18,627 石脑油万吨 ,600 43,906 0 润滑油万吨 ,900 41,398 0 石蜡万吨 ,200 39,934 0 溶剂油万吨 ,200 42,945 0 石油沥青万吨 ,300 38,931 0 石油焦万吨 ,900 31,947 0 液化石油气 万吨 ,600 50,179 0 炼厂干气 万吨 ,200 46, ,948 天然气 亿立方米 ,300 38,931 3,151,904 其它石油制品 万吨 ,200 41,816 0 其它焦化产品 万吨 ,700 28,435 0 其它能源 万吨标煤 小计 350,313,673 中国能源统计年鉴 年总排放量为 350,313,673tCO 2, 总供电量为 366,981,300MWh, 排放因子为 tCO 2 /MWh 西北电网的简单 OM 排放因子即为 和 2012 年的排放因子的加权平均, 即 :EF OM,y =0.95 tco 2 /MWh

55 第 55 页 表 A.9 各燃料的低位发热值 氧化率及潜在排放因子参数表 燃料品种 低位发热值 排放因子 氧化率 (kgco 2 /TJ) 原煤 20,908kJ/kg 87,300 1 洗精煤 26,344 kj/kg 87,300 1 其它洗煤 8,363kJ/kg 87,300 1 型煤 20,908kJ/kg 87,300 1 煤矸石 8,363kJ/kg 87,300 1 焦炭 28,435kJ/kg 95,700 1 其它焦化产品 28,435kJ/kg 95,700 1 原油 41,816kJ/kg 71,100 1 汽油 43,070kJ/kg 67,500 1 柴油 42,652kJ/kg 72,600 1 煤油 43,070kJ/kg 71,900 1 燃料油 41,816kJ/kg 75,500 1 石油焦 31,947kJ/kg 82,900 1 其它石油制品 41,816kJ/kg 72,200 1 天然气 38,931kJ/m 3 54,300 1 液化天然气 51,434kJ/kg 54,300 1 焦炉煤气 16,726kJ/m 3 37,300 1 高炉煤气 3,763kJ/m 3 219,000 1 转炉煤气 7,945kJ/m 3 145,000 1 其它煤气 5,227kJ/m 3 37,300 1 液化石油气 50,179kJ/kg 61,600 1 炼厂干气 46,055kJ/kg 48,200 1 数据来源 :(1) 各燃料的热值来自于 中国能源统计年鉴 2013 (2) 各燃料的潜在排放因子来源于 2006 IPCC Guidelines for National Greenhouse Gas Inventories Volume 2 Energy, 取各燃料排放因子的 95% 置信区间下限值 (3) 煤矸石 石油焦 液化天然气 高炉煤气 转炉煤气的低位发热值取自 公共机构能源消耗统计制度, 国务院机关事务管理局制定, 国家统计局审批,2011 年 7 月 根据中国电力企业联合会统计,2012 年全国新建的大中型火电项目共计 52.4 GW, 其中 1,000 MW 级机组共计 11 套, 占当年大中型火电项目新增发电能力的 19%,600 MW 级机组共计 30 套, 占当年大中型火电项目新增发电能力的 36% 本计算在 2012 年新建的 600-1,000 MW 级机组中, 选取供电煤耗最低的前 20 套机组的加权平均值作为商业化最优效率技术的近似估计, 供电煤耗的估计值为 307 gce/kwh, 相当于供电效率 40.03%

56 第 56 页 燃机电厂 ( 包括燃油与燃气 ) 的商业化最优效率的技术确定为 390 MW 级联合循环, 按 2012 年燃机电厂的相关统计, 并取实际供电效率最高的燃机电厂作为商业化最优效率的技术的近似估计, 燃机电厂的供电能耗 ( 按热值折算 ) 估计为 gce/kwh, 相当于供电效率 52.9% 表 A.10 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 变量供电效率 (%) 燃料排放因子 (kgco 2 e /TJ) 氧化率 A B C 排放因子 (tco 2 e /MWh) D=3.6/A/1,000,0 00 B C 燃煤电厂 EF Coal, Adv, y , 燃油电厂 EF Oil, Adv, y , 燃气电厂 EF Gas, Adv, y ,

57 第 57 页 表 A11. 发电用固体, 液体和气体燃料对应的 CO 2 排放量在总排放量中的比重 陕西省甘肃省青海省宁夏新疆合计热值排放因子氧化率排放燃料品种单位 A B C D E F=A+ +E G H I J=F*G*H*I*J/ 原煤万吨 ,908 87, ,945,962 洗精煤万吨 0 26,344 87, 其他洗煤万吨 ,363 87, ,746,863 型煤万吨 ,908 87, 煤矸石万吨 ,363 87, ,967,236 焦炭万吨 ,435 95, 其他焦化产品万吨 ,435 95, 合计 0 342,660,061 原油万吨 0 41,816 71, 汽油万吨 ,070 67, 煤油万吨 ,070 71, 柴油万吨 ,652 72, ,763 燃料油万吨 ,816 75, ,627 石油焦万吨 ,947 82, 其他石油制品万吨 ,816 75, 合计 0 78,390 天然气千万 m ,931 54, ,151,904 液化天然气万吨 ,434 54, 焦炉煤气千万 m ,726 37, ,306,404

58 第 58 页 燃料品种 单位 陕西省甘肃省青海省宁夏新疆合计热值排放因子氧化率排放 A B C D E F=A+ +E G H I J=F*G*H*I*J/ 高炉煤气 千万 m , , ,643,703 转炉煤气 千万 m , , ,263 其他煤气 千万 m ,227 37, 液化石油气 万吨 ,179 61, 炼厂干气 万吨 ,055 48, ,948 合计 0 7,575,223 其他能源 万吨标煤 总计 0 350,313,673 数据来源 : 中国能源统计年鉴 2013 由以上表格及公式,λ Coal,y =97.82%,λ Oil,y =0.02%,λ Gas,y =2.16% EF EF EF EF Thermal, y Coal, y Coal, Adv, y Oil, y Oil, Adv, y Gas, y Gas, Adv, y = 97.82% % % = tco 2 /MWh

59 第 59 页 表 A 年西北电网装机容量数据 装机容量 单位 陕西 甘肃 青海 宁夏 新疆 合计 火电 MW 22,270 15,510 2,300 16,400 22,570 79,050 水电 MW 2,500 7,300 11, ,850 25,090 核电 MW 风电及其他 MW 171 6,350 1,380 2,890 3,100 13,891 合计 MW 24,941 29,160 14,690 19,720 29, ,031 数据来源 : 中国电力年鉴 2013 表 A 年西北电网装机容量数据 装机容量 单位 陕西 甘肃 青海 宁夏 新疆 合计 火电 MW 22,160 15,240 2,300 16,400 16,230 72,330 水电 MW 2,320 6,550 10, ,270 23,530 核电 MW 风电及其他 MW 120 5, ,880 10,280 合计 MW 24,600 27,451 14,218 18,491 21, ,140 数据来源 : 中国电力年鉴 2012 表 A 年西北电网装机容量数据 装机容量 单位 陕西 甘肃 青海 宁夏 新疆 合计 火电 MW 21,370 13,240 1,930 12,710 11,720 60,970 水电 MW 2,210 6,110 10, ,990 22,420 核电 MW 风电及其他 MW 0 1, ,360 3,352 合计 MW 23,580 20,740 12,610 13,740 16,070 86,742 数据来源 : 中国电力年鉴 2011 表 A15. 西北电网 BM 计算表格 (MW) 2010 年装机 2011 年装机 2012 年装机 新 1 增装机 新 2 增装机 年占新增装机比重 火电 60,970 72,330 79,050 18,347 6, % 水电 22,420 23,530 25,090 2,670 1, % 核电 % 风电及其他 3,352 10,280 13,891 10,539 3, % 合计 86, , ,031 31,556 11, % 占 2010 年装机百分比 33.93% 18.43% 注 1 注 2: 是考虑装机容量 关停机组容量后计算的新增装机容量

60 第 60 页 EF BM,y = %=0.4512tCO 2 /MWh 参数 表 A16. 西北电网组合边际 CO 2 排放因子 数值 风电和光伏项目 水电项目 (tco 2 /MWh) 各参数权重 各参数权重 EF OM,y EF BM,y EF Grid,CM,y (tco 2 /MWh) 附件 3: 监测计划补充信息

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