中国温室气体自愿减排项目设计文件 第 1 页 HENJIU 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 红山嘴电厂二 三 四 五级电站增效扩容 2 ( 一 ) 采用国家发展改革委备案的方项目类别法学开发的减排项目 ; 项

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1 第 1 页 HENJIU 表格 (F-CCER-PDD) 1 第 1.1 版 项目设计文件 (PDD) 项目活动名称 红山嘴电厂二 三 四 五级电站增效扩容 2 ( 一 ) 采用国家发展改革委备案的方项目类别法学开发的减排项目 ; 项目设计文件版本 3 项目设计文件完成日期 13/4/2016 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 新疆天富能源股份有限公司 新疆天富能源股份有限公司 类型 1 能源工业 ( 可再生能源 / 不可再生能源 ), 水电, 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 ) 29,783 吨 CO 2 / 年 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 红山嘴电厂二 三 四 五级电站增效扩容 ( 以下简称 本项目 ), 是水电替代 项目 活动实施之前, 由本项目扩容产出的新增同等电量将由西北电网内现存并网运 行的电厂和新增电源提供 投入运行后, 本项目所发电量将替代以火电为主的西北电 网的部分电力, 从而减少温室气体的排放 本项目利用清洁的可再生能源发电, 从而促进当地的可持续发展 : 项目扩容所发电力将部分替代燃煤机组所发电力, 从而可减少燃煤给当地来的环境 污染 项目建设和运行期间可为当地提供就业机会, 项目建设期内可以安排农村劳动力现 场施工, 运行后可提供长期的就业机会 A.1.2 项目活动概述 本项目为梯级水电替代项目, 梯级电站一共由四个水电站组成, 分别为玛纳斯河红 山嘴水电站二 三 四 五级水电站 本项目实施前总装机 65.05MW, 年平均上网电量 250,495.76MWh; 本项目实施后, 拟扩容至 78MW, 年平均上网电量 300,480MWh 本项 目新增装机 12.95MW, 新增年均上网电量 49,984.24MWh, 所发电量将并入西北电网 预计本项目改造后的年均上网电量为 300,480MWh, 固定计入期内年均温室气体减排量为 29,783 tco 2 e, 整个计入期内可实现减排量 297,830 tco 2 e 项目中各个水电站的工程实施 前后的情况如下表 A-1

3 第 3 页 表 A-1 项目实施前后概况 项目名称 项目实施前 项目实施后 运营小 装机 MW 2008 年至 2012 装机 MW 上网电量 时 h 3 年历史平均上 (MWh) 网电量 (MWh) 负荷因子 (PLF) 二级电站 , ,380 3, 三级电站 , ,100 3, 四级电站 13 48, ,180 3, 五级电站 13 48, ,820 3, 总计 , ,480 3, 根据 温室气体自愿减排项目审定与核证指南 ( 以下称 : 指南 ) 要求, 自愿 减排项目须在 2005 年 2 月 16 日之后开工建设, 本项目的四个电站均于 2014 年 4 月 7 日 开工, 满足 指南 对自愿减排项目开工时间的要求 本项目是采用国家发展改革委员 会备案的方法学开发的减排项目, 满足 指南 中第一类资格条件要求 A.1.3 项目相关批复情况 新疆生产建设兵团发改委于 2012 年 2 月 26 日印发了红山嘴电厂二 三 四 五级电站增效扩容备案证明, 项目备案号 : 八师 ( 能源 ) 备 [2012]01 号 新疆兵团农八师水利局 财务局于 2012 年 3 月 19 日印发了 关于农八师玛纳斯河红山嘴电厂二级水电站增效扩容改造工程初步设计的批复, 项目批复号为 : 石水字 (2012)30 号 新疆兵团农八师水利局 财务局于 2012 年 3 月 19 日印发了 关于农八师玛纳斯河红山嘴电厂三级水电站增效扩容改造工程初步设计的批复, 项目批复号为 : 石水字 (2012)31 号 新疆兵团农八师水利局 财务局于 2012 年 3 月 19 日印发了 关于农八师玛纳斯河红山嘴电厂四级水电站增效扩容改造工程初步设计的批复, 项目批复号为 : 石水字 (2012)32 号 新疆兵团农八师水利局 财务局于 2012 年 3 月 19 日印发了 关于农八师玛纳斯河红山嘴电厂五级水电站增效扩容改造工程初步设计的批复, 项目批复号为 : 石水字 (2012)33 号 3 来源于初设报告

4 第 4 页 新疆兵团第八师环境保护局于 2015 年 2 月 15 日印发了 关于红山嘴电厂二三四五级水电站 增效扩容 改造项目环境影响报告书的批复 批复文号 : 师环审 [2015]36 号 新疆生产建设兵团第八师发改委于 2015 年 4 月 16 日印发了 关于新疆天富能源股份有限公司红山嘴电厂二 三 四 五级水电站增效扩容工程节能评估报告书的审查意见, 批复文号 : 师发改环资 [2015]13 号 清洁发展机制及其它减排机制申请情况 : 本项目为 ( 一 ) 采用国家发改委备案的 方法学开发的减排项目, 未获得国家发改委的清洁发展机制项目批准函, 未在联合国 申请清洁发展机制项目注册 ; 本项目也未在国内 国际其它减排机制申请温室气体减 排项目 A.2. 项目活动地点 A.2.1. 省 / 直辖市 / 自治区, 等 新疆维吾尔自治区 A.2.2. 市 / 县 / 乡 ( 镇 )/ 村, 等 石河子市 A.2.3. 项目地理位置 本项目建设地点位于新疆维吾尔自治区石河子市境内. 红山嘴电厂位于玛纳斯河中上 游东岸, 二级 三级 四级 五级沿河从上而下 二级水电站地理坐标为东经 , 北纬 三级水电站地理坐标为东经 , 北纬 , 距二级电站下游 2.5km 四级水电站地理坐标为东经 , 北纬 , 距三级电站下游 4.5km 五级水电站地理坐标为东经 , 北纬 , 距四级电站下游 2km

5 第 5 页 项目所在地 图 1 地理位置 项目所在地 图 2 地理位置

6 第 6 页 A.3. 项目活动的技术说明 本项目为水电梯级替代项目, 本项目实施后总装机容量为 78MW, 大于 15MW, 因 此为大规模项目 本项目共有四个水电扩容替代电站组成, 即红山嘴电厂二 三 四 五级电站的替 代项目 改造后四个电站的装机容量分别为 16MW,33MW,14.5MW,14.5MW 二级电站于 1978 年 10 月建设完工, 各机组陆续投产并网发电 电站装机 12.8MW, 有 4 台 3.2MW 机组, 设计引水流量 56m 3 /s, 设计水头 32.5m 投产后于 1990 年对二级电 站的原有水轮发电机组等主要设备进行了技术改造 水电机组的设计寿命一般为 40 年, 因此, 二级电站最早需要在 2030 年再次进行技术改造 2008 年至 2012 年历史平均上网 电量为 49,185.61MWh 工程实施后, 装机为 16MW, 有 4 台 4MW 机组, 预计年上网电 量为 60,380MWh 年等效利用小时 h, 负荷因子 (PLF) 为 43.08% 三级电站于 1979 年建设完工后并投产运行, 发电用水为二级电站尾水 电站装机 26.25MW, 有 3 台 8.75MW 机组, 设计引水流量 56m 3 /s, 设计水头 69.04m 投产后于 2005 年对三级电站的原有水轮发电机组等主要设备进行了技术改造 水电机组的设计寿 命一般为 40 年, 因此, 三级电站最早需要在 2045 年再次进行技术改造 2008 年至 2012 年历史平均上网电量 104,079.94MWh 工程实施后, 装机为 33MW, 共有 3 台 11MW 机 组, 预计年上网电量 125,100MWh 年等效利用小时 h, 负荷因子 (PLF) 为 43.28% 四级电站于 1961 年建设完工后投产运行, 发电用水为三级电站尾水 电站装机 9MW, 有 3 台 3MW 机组 2004 年对其进行改造, 增加一台装机为 4MW 机组, 故本次 扩容改造前装机 13MW, 设计引水流量 49.5m 3 /s, 设计水头 32.25m 2006 年对四级电站的 原有水轮发电机组等主要设备进行了技术改造 水电机组的设计寿命一般为 40 年, 因 此, 四级电站最早需要在 2046 年再次进行技术改造 2008 年至 2012 年历史平均上网电 量 48,420.02MWh 工程实施后, 装机为 14.5MW, 共有 3 台 3.5MW 机组和 1 台 4MW 机 组, 预计年上网电量 57,180MWh 年等效利用小时 h, 负荷因子 (PLF) 为 45.02% 五级电站于 1965 年建设完工后投产运行, 发电用水为四级电站尾水,2004 年对其进 行改造, 增加一台装机为 4MW 机组, 故本次扩容改造前装机 13MW, 设计引水流量

7 第 7 页 49.5m 3 /s, 设计水头 32.25m 2006 年对五级电站的原有水轮发电机组等主要设备进行了 技术改造 水电机组的设计寿命一般为 40 年, 因此, 五级电站最早需要在 2046 年再次进 行技术改造 2008 年至 2012 年历史平均上网电量 48,810.19MWh 工程实施后, 装机为 14.5MW, 共有 3 台 3.5MW 机组和 1 台 4MW 机组, 预计年上网电量 57,820 MWh 年等 效利用小时 h, 负荷因子 (PLF) 为 45.52% 二级电站 三级电站 四级电站 五级电站 改造前 改造后 改造前 改造后 改造前 改造后 改造前 表 A-1 改造前后主要设备型号 发电机型号 水轮发电机机组 装机 生产厂商 数量 寿命 型号 TS325/36-20 HL123-LJ MW - 4 台 40 年 SF /3250 HLJF3635D-LJ140 4MW 哈尔滨电机 厂 ( 昆明 ) 有限 责任公司 4 台 40 年 TSL-260/ HL702-LJ MW - 3 台 40 年 SF /2600 HLJF2529-LJ MW 哈尔滨电机 厂 ( 昆明 ) 有限 责任公司 3 台 40 年 TS325/44-22 HLX263-LJ-134 3MW - 3 台 40 年 SF /3250 JF3165B-LJ MW 哈尔滨电机厂 ( 昆明 ) 有限责任公司 3 台 40 年 TS325/44-22 HLX263-LJ-134 3MW - 3 台 40 年 SF /3250 JF3165B-LJ MW 哈尔滨电机 3 台 40 年改造厂 ( 昆明 ) 有限后责任公司二三四五级电站的建造时间分别为 1978,1969,1961,1965 年, 但项目业主对水工 构筑 发电机水轮发电机机组都进行了精心的维护, 并实施技术改造并将主要部件全部 更换 最后一次技术改造时间为 1990 年 根据设计院的经验以及中国的规定, 水工及建 筑物的寿命为 70 年, 主要设备的寿命为 40 年 因此在不实施本项目的情景下, 原有项目 可以正常运行至 2030 年 二 三 四 五级电站扩容改造工程, 仅在原水电站的工程范 围内进行改造, 不新增永久占地, 也不改变原有各级水库的表面积 改造内容包括水 工 机电与金属结构三个部分 水工包括一些水工建筑的加固加高, 修复改造等 ; 机电 包括水轮发电机机组 发电机 变压器的改造 ; 金属结构包括扇门 拦污栅的改造等

8 第 8 页 水能是一种清洁无污染的能源, 由于这四个水就站改造过程中均不新增水库表面积, 因此, 项目不会产生项目排放 本项目发电机所发电量最终通过新疆电网并入西北电网 在本项目未实施前, 本项目所提供的新增电量由其它并入西北电网的电厂和新增电源来提供 项目实施前情景与项目基准线情景一致 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 新疆天富能源股份有限公司 新疆天富能源股份有限公司 新疆生产建设兵团发展与改革委员会 A.5. 项目活动打捆情况 本项目为批复为一个梯级水电开发项目, 一共四级电站且相距较近, 因此本项目不 涉及打捆 A.6. 项目活动拆分情况 本项目不涉及拆分情况, 故不适用

9 第 9 页 B 部分. 基准线和监测方法学的应用 B.1. 引用的方法学名称 本项目应用已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 ), 本方法学中还采用了 额外性论证与评价工具 基准线情景识别与额外性论证组合工具 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 ) 根据方法学 CM-001-V01, 本项目的额外性证明适用 额外性论证与评价工具 ( 具体见 v7.0.0.pdf) 及基准线情景识别与额外性论证组合工具 (05.0.0) 本项目为水电替代项目, 按照方法学 CM-001-V01 的要求, 基准线情景按照基准线情景识别与额外性论证组合工具 (05.0.0) 进行识别 具体见 ( v5.0.0.pdf) 及 电力系统排放因子计算工具 (04.0 版 ) ( 具体见 v4.0.pdf) 进行论述 B.2. 方法学适用性 本项目活动是水电并网改造项目, 其条件符合自愿减排方法学 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 ), 原因如下 : 方法学描述适用性判断本方法学适用于可再生能源并网发电项目活动 : 本项目是 (b) 增加装机容量 ;(d) 替代现 (a) 建设一个新发电厂, 新发电厂所在地在项有发电厂 目活动实施之前没有可再生能源发电厂 ( 新建电厂 );(b) 增加装机容量 ;(c) 改造现有发电厂 ; 或者 (d) 替代现有发电厂项目活动是对以下类型之一的发电厂或发电机组本项目是水力发电厂替代项目 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

10 第 10 页 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,): 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 对于水力发电厂项目 :. 必须符合下列条件之一 :. o 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. o 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. o 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%. 本方法学不适用于以下条件 :. 在项目活动地项目活动涉及可再生能源燃料替代化石燃料, 因为在这种情况下, 基准线可能是在项目地继续使用化石燃料 ;. 生物质直燃发电厂 ;. 水力发电厂需要新建一个水库或者增加一个现有水库的库容, 并且这个现有水库的功率密度低于 4W/m2 本项目是替代项目, 使用第 9 页的选项 2 来计算参数 EGPJ, 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 本项目选择的为期五年历史参考期为 2008 年至 2012 年, 各级电站在 2008 年至 2012 年五年的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 本项目在不改变原有水库的库容 不适用, 本项目在不改变原有水库的库容 本项目是水力发电厂不需要新建水库或者增加水库

11 第 11 页 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 本项目是替代项目, 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 综上所述, 本项目满足该方法学的适用条件, 且不包含该方法学不适用的情景, 因此该方法学适用于本项目 额外性论证与评价工具 ( 第 版 ) 和基准线情景识别与额外性论证组合工具 ( 第 版 ) 这两个工具是被包含在方法学中, 因此在应用该方法学时, 强制要求使用该工具 因此这两个工具适用本项目 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, 本项目为水电项目, 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 可再生能源发电并网项目的整合基准线方法学 ( 第一版 ), 发电项目的项目边界空间范围包括本项目电厂以及与本项目接入的电网中的所有电厂 本项目是水电替代项目, 位于新疆维吾尔自治区 根据国家发改委发布的 2014 中国区域电网基准线排放因子 对电网边界的划分, 西北电网包括陕西省 甘肃省 青海省 宁夏回族自治区和新疆维吾尔自治区 排放源温室气体种类包括否? 说明理由 / 解释 线基准 项目活动 西北电网化石燃料排放 项目排放 CO 2 是 主要排放源 CH 4 否 主要排放源 N 2 O 否 次要排放源 CO 2 否 按照方法学的要求, 水电替代项目但不 CH 4 否 新增水库, 也不增加水库表面积, 因此 N 2 O 否 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 图 B.1 项目边界 B.4. 基准线情景的识别和描述 本项目活动是现有的可再生能源并网发电厂进行替代, 根据 CM-001-V01( 第一 版 ), 基准线情景为 : 在没有项目活动的的情况下, 现有设备将会以历史水平向电网供 电, 直至设备被改造或者替换 本项目的基准线情景为现有水电设备保持原状, 向电网供电, 项目的新增上网电量 的同等数量由西北电网提供

12 第 12 页 本项目是对于已有的可再生能源并网的改造及替代, 因此根据以下步骤来识别基准 线情景 步骤 1: 识别发电项目真实可靠的可替代基准线情景 P1: 项目活动不进行自愿减排开发 P2: 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 项目活动生产的新增电量可由电力系统中现有及新建的并网发电厂替代生产 ; P3 : 所有其他能够增加项目活动所在地点发电量的可信和可靠的替代方案 步骤 2: 障碍分析 P1 是可行的方案 P2 也是可行的方案 地热 P3 增加项目活动地点发电量的可能的方案可能有新建火电 风电 光伏 生物质 根据 2011 年国家产业结构指导目录 4, 新建 30 万千瓦以下的燃煤火电机组是不允许 审批的, 中国火电机组平均 5000 小时以上的年运营小时数, 本项目的新增发电量只有 49,984.24MWh, 本项目这么大规模的电量是无法用新建 30 千万以上火电解决得 新疆主要的风区有 8 个 5 : 阿拉山口 达坂城 吐鲁番西部 罗布泊 哈密南隔壁 百 里风区 北疆东部 准格尔西部 额尔齐斯河西部 本项目所在地不在风区, 所以风电建设也 是不可能的 光伏发电收益率偏低 6, 所以投资不可能 而且当地缺乏生物质和地热资源, 所以生物质 和地热电厂也不可能 步骤 3: 投资分析 QpzZRjNG

13 第 13 页 根据 B.5 部分的投资分析可知, 在没有自愿减排的前提下,P1 是不现实的 因此本项目的基准线情景为原有水电站维持现状, 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 项目活动生产的新增电量可 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 B.5. 额外性论证 提前考虑减排机制 时间 表 B-1 项目实施时间表 项目相关活动 2012 年 1 月分别完成了二 三 四 五级电站扩容的初步设计, 但投资收益很低 2012 年 2 月 16 日取得本项目的备案证明 2012 年 3 月 19 日新疆兵团农八师水利局 财务局分别批复了这四个项目的可初步设计报告, 由于投资收益太低, 并准备申请水利部资金补助 2012 年 9 月 1 日兵团水利局完成了对这个四个项目的工程实施方案的评审 2013 年 8 月 2 日项目业主决定将此项目开发成国内自愿减排项目 2013 年 10 月 16 日二 三 四 五级电站水轮发电机机组采购合同签署 ( 项目开始时间 ) 2014 年 2 月 20 日二 三 四 五级电站的水工合同 2014 年 3 月 10 日二 三 四 五级电站机电安装采购合同签署 2014 年 2 月利益相关方调查 2014 年 3 月环评报告完成 2014 年 4 月 3 日合同项目开工令 ( 二 三 四 五级电站开工时间为 2014 年 4 月 7 日 ) 2014 年 8 月 15 日 年 8 月 28 日 2015 年 2 月 15 日环评批复 2015 年 4 月 16 日节能批复 项目在中国自愿减排交易信息平台上公示 2015 年 6 月 14 日项目完工验收 ( 项目投产发电 ) 6 ENCODEtkc1vlOItllg1Oe

14 第 14 页 由此可以看出, 在本项目实施过程中, 项目业主在项目决策前已经考虑了碳减排机制的收益 根据 额外性论证与评价工具 ( 第 版 ) 来论证本项目的额外性 步骤 0: 论证项目活动是否属于 首例 根据 中国电力年鉴 及其他公开可得信息, 本项目活动在我国不属于 首例 步骤 1: 确定符合现行法律法规的替代方案 详见 B.4 部分论述 步骤 2: 投资分析 判断本项目 : (1) 财务上是否最有吸引力 ; (2) 没有碳减排收益时是否财务可行 为了做出以上判断, 展开了以下步骤的投资分析 : 子步骤 2a. 确定适宜的分析方法 额外性论证与评价工具 提供了三种分析方法 : 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入以外, 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原有水电站维持现状, 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 ; 项目活动生产的新增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) 电力行业的基准全投资内部收益率数据可以获得, 因此, 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 根据水利部颁布的 小水电建设项目经济评价规程 (SL16-95), 国内小水电项目的财务基准收益率 ( 税后 ) 是 : 全投资内部收益率 (IRR) 为 10% 目前, 中国的电力工程项目通常采用此基准收益率 本项目中的每一个电站的装机均小于 50MW, 属于小水电 因此, 该项目采用 10% 作为基准收益率是合理的 子步骤 2c: 计算并对比财务参数

15 第 15 页 a. 计算财务指标的基本参数 用于计算本项目财务指标的基本参数如表 B-2 所示 : 表 B-2 本项目财务指标基本参数 基本参数 单位 数值 数据来源 共有参数 1 上网电价 ( 含税 ) 元 初设 2 增值税 % 6 初设 3 所得税 % 25 初设 4 折旧年限 年 20 初设 5 残值率 % 5 初设 6 项目运行期 年 20 初设 7 CCER 价格 RMB/tCO 2 20 预计值 e 8 维护建设税税率 % 5 初设 9 教育费附加费率 % 5 初设 10 年折旧率 % 4.75 初设 11 长期贷款利率 % 6.55 初设 12 短期贷款利率 % 6.00 初设 二级电站 改造前装机 MW 12.8 初设 改造前年上网电量 MWh 初设 改造后装机 MW 16 初设 改造后年上网电量 MWh 初设 静态总投资 万元 初设 其中 : 自筹 万元 初设 贷款 万元 初设 8 补贴 万元 2080 初设 年运行成本 万元 初设 三级电站 改造前装机 MW 初设 改造前年上网电量 MWh 初设 改造后装机 MW 33 初设 改造后年上网电量 MWh 初设 静态总投资 万元 初设 其中 : 自筹 万元 初设 贷款 万元 初设 补贴 万元 初设 7 该初步设计报告由具乙级设计资质的第三方机构新疆生产建设兵团勘测规划设计研究院 ( 证书编号 A /1) 编写, 且获得新疆生产建设兵团发改委的批准版本 8 财政部 水利部联合印发了 农村水电增效扩容改造财政补助资金管理暂行办法 ( 财建 [2011]504 号 ), 其中第六条规定 中央财政对增效扩容改造项目按改造后装机容量给予定额补助 补助标准为 : 东部地区 700 元 / 千瓦, 中部地区 1000 元 / 千瓦, 西部地区 1300 元 / 千瓦, 且单个项目中央补助资金额度不得超过该项目增效扩容改造总投资的 50%

16 第 16 页 年运行成本 万元 初设 四级电站 改造前装机 MW 13 初设 改造前年上网电量 MWh 初设 改造后装机 MW 14.5 初设 改造后年上网电量 MWh 初设 静态总投资 万元 初设 其中 : 自筹 万元 初设 贷款 万元 0 初设 补贴 万元 1885 初设 年运行成本 万元 初设 五级电站 改造前装机 MW 13 初设 改造前年上网电量 MWh 初设 改造后装机 MW 14.5 初设 改造后年上网电量 MWh 初设 静态总投资 万元 初设 其中 : 自筹 万元 初设 贷款 万元 初设 补贴 万元 1885 初设 年运行成本 万元 初设 b. 比较本项目 IRR 与基准内部收益率 二 三 四 五级增效扩容项目的全投资内部收益率为 6.65%,6.61%,4.64%, 5.53%, 小于基准效益率 (10%), 而本项目总的收益率为 5.39%, 也小于基准效益率 (10%) 财务上不可行 考虑减排收益后二 三 四五级电站全部投资内部收益率分别提高为 7.58%,7.55%,5.47%,6.39%, 一定程度上增加了项目投资吸引力, 虽然在考虑自愿减排收益的前提下, 依旧没有达到收益基准, 但由于本项目在于农村地区的小水电, 但由于本项目处于经济落后的新疆地区, 水电改造项目可以带动当地经济的发展, 此外, 水电改造不会造成新的生态环境的影响的前提下可以增加发电量, 有利于当地环境保护工作, 在综合考虑后, 在考虑自愿减排收益的前提下, 业主决定进行投资 子步骤 2d: 敏感性分析 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% 根据 投资分析评价工具 (06 版 ), 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 年运行成本 年上网电量及上网电价这四个变量参数是符合上述要求的 敏感性分析将显示有关财务吸引力的结论在关键假设条件的合理变化范围内, 是否依然有效, 能否有较强的抗风险的能力 针对本项目选择如下四个主要参数作为敏感性指标, 通过敏感性分析检验项目的财务可行性 : 静态总投资 ;

17 第 17 页 年上网电量 ; 年运行成本 ; 上网电价 二级电站 假定其他条件不变, 以上四个主要参数分别在 ±10% 的范围内变动, 二级电站增效扩容项目全投资内部收益率 IRR 的影响如下表所示 : 表 B-3 二级电站增效扩容项目敏感性分析表 % -5.00% % 10.00% 静态总投资 9.31% 7.86% 6.65% 5.61% 4.71% 年运行成本 7.15% 6.91% 6.65% 6.37% 6.07% 上网电价 5.52% 6.08% 6.65% 7.20% 7.75% 年上网电量 5.54% 6.10% 6.65% 7.19% 7.73% 假定其他条件不变, 若要使项目 IRR 等于基准收益率, 以上四个主要参数分别所需的变化如表 B-4 所示, 都超出现实可及的范围 : 表 B-4 临界点分析 假定项目的收益静态总投资年运行成本上网电价年上网电量 基准 10% % -97% +31.3% +31.9%

18 第 18 页 当静态总投资降低 12.09% 以上时, 项目 IRR 才能达到 10% 静态总投资主要为设备购置费 安装工程费用及水工施工费用, 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, 根据项目投资完成情况月度报表, 截至 2015 年 3 月 31 日, 二级电站完成 万元, 以达到项目设计投资的 90.18%, 已经达到初设中预算总金额的 91.3% 根据本项目完工验收鉴定书, 实际发生金额为 万元, 超出初设里的静态总投资 因此本项目的静态总投资不可能减少 12.09% 以上 当本项目的年运行成本降低 97%,IRR 才能达到 10 运行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及因生产而购进材料的价格等均呈增长趋势 而且, 本项目年运行成本在完整项目运行期内不可能降低到 97% 因此本项目年运行成本减少上述比例是不可能的 要达到基准的收益率, 含税上网电价需要上涨 31.3%, 然而这种情况几乎是不可能发生的, 因为中国的电价是由中央和地方政府规定的, 不随市场变动 根据本项目扩容前的上网协议, 实际电价是 0.23 元 / 千瓦时, 同时这也是石河子区域的小水电最高上网电价, 因此本项目上网电价不会再上调 根据已经注册 CDM 或者备案的 CCER 项目的新疆区域水电的最高电价是 0.32 元 / 千瓦时, 哪怕就是用了最高电价,IRR 还是低于 10% 当年上网电量增加 31.9% 以上时, 项目 IRR 才能达到 10%, 但是这种情况不太可能发生 根据初步设计报告报告, 本项目的新增上网电量是由扩容后的上网电量减去扩容前的上网电量计算而出 扩容后的上网电量是根据是基于当地水文站近 40 年的水文数据, 利用专业软件由设计院合理得出, 而扩容前的上网电量是根据多年的平均实际发电量得出的 本项目的新增上网电量通过专家组论证和当地主管部门批准, 因此本项目新增上网电量数值是合理的, 除非水文等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 因此, 项目的年上网电量不可能增加 31.9% 以上 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, 二级电站在财务上仍不具有吸引力而难以实施, 因此二级电站具有额外性 三级电站 假定其他条件不变, 以上四个主要参数分别在 ±10% 的范围内变动, 三级电站增效扩容项目全投资内部收益率 IRR 的影响如下表所示 : 表 B-5 三级电站增效扩容项目敏感性分析表 % -5.00% % 10.00% 静态总投资 9.27% 7.82% 6.61% 5.58% 4.68% 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, 中国统计年鉴. 中国统计出版社,2014 年,10-13

19 第 19 页 年运行成本 7.12% 6.88% 6.61% 6.33% 6.03% 上网电价 5.49% 6.06% 6.61% 7.16% 7.70% 年上网电量 5.51% 6.07% 6.61% 7.15% 7.68% 假定其他条件不变, 若要使项目 IRR 等于基准收益率, 以上四个主要参数分别所需的变化如表 B-6 所示, 都超出现实可及的范围 : 表 B-6 临界点分析 假定项目的收益静态总投资年运行成本上网电价年上网电量 基准 10% -12.2% -110% +31.7% +32.3% 当静态总投资降低 12.2% 以上时, 项目 IRR 才能达到 10% 静态总投资主要为设备购置费 安装工程费用及水工施工费用, 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 103.3, 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 根据项目投资完成情况月度报表, 截至 2015 年 3 月 31 日, 三级电站完成 万元, 以达到项目设计投资的 91.58% 根据本项目完工验收鉴定书, 实际发生金额为 万元, 达到初设里的静态总投资的 97% 因此本项目的静态总投资不可能减少 12.2% 以上 年运行成本不能为负, 由临界点分析可知, 只有本项目的年运行成本降低 110%, IRR 才能达到 10%, 因此不可能发生 运行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 111; 工业生产者购进价格指数为 104.3; 原材料工业出厂价格指数为 104.3; 由此可见近年来职工工资及因生产而购进材料的价格等均呈增长趋势 而且, 本项目年运行成本在完整项目运行期内不可能降低到 110% 因此本项目年运行成本减少上述比例是不可能的

20 第 20 页 要达到基准的收益率, 含税上网电价需要上涨 31.7%, 然而这种情况几乎是不可能发生的, 因为中国的电价是由中央和地方政府规定的, 不随市场变动 根据本项目扩容前的上网协议, 实际电价是 0.23 元 / 千瓦时, 同时这也是石河子区域的小水电最高上网电价, 因此本项目上网电价不会再上调 根据已经注册 CDM 或者备案的 CCER 项目的新疆区域水电的最高电价是 0.32 元 / 千瓦时, 哪怕就是用了最高电价,IRR 还是低于 10% 当年上网电量增加 32.3% 以上时, 项目 IRR 才能达到 10%, 但是这种情况不太可能发生 根据初步设计报告报告, 本项目的新增上网电量是由扩容后的上网电量减去扩容前的上网电量计算而出 扩容后的上网电量是根据是基于当地水文站近 40 年的水文数据, 利用专业软件由设计院合理得出, 而扩容前的上网电量是根据多年的平均实际发电量得出的 本项目的新增上网电量通过专家组论证和当地主管部门批准, 因此本项目新增上网电量数值是合理的, 除非水文等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 因此, 项目的年上网电量不可能增加 32.3% 以上 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 四级电站 假定其他条件不变, 以上四个主要参数分别在 ±10% 的范围内变动, 四级电站增效扩容项目全投资内部收益率 IRR 的影响如下表所示 : 表 B-7 四级电站增效扩容项目敏感性分析表 % -5.00% % 10.00% 静态总投资 6.98% 5.71% 4.64% 3.72% 2.93% 年运行成本 5.14% 4.90% 4.64% 5.21% 4.07% 上网电价 3.61% 4.13% 4.64% 5.14% 5.64% 年上网电量 3.63% 4.14% 4.64% 5.13% 5.62%

21 第 21 页 假定其他条件不变, 若要使项目 IRR 等于基准收益率, 以上四个主要参数分别所需的变化如表 B-8 所示, 都超出现实可及的范围 : 表 B-8 临界点分析 假定项目的收益静态总投资年运行成本上网电价年上网电量 基准 10% % -213% +61.4% +62.6% 当静态总投资降低 18.95% 以上时, 项目 IRR 才能达到 10% 静态总投资主要为设备购置费 安装工程费用及水工施工费用, 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 103.3, 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 根据项目投资完成情况月度报表, 截至 2015 年 3 月 31 日, 四级电站完成 万元, 以达到项目设计投资的 90.10% 根据项目决算, 最终投资大于初设里的静态总投资 因此本项目的静态总投资不可能减少 18.95% 以上 根据本项目完工验收鉴定书, 实际发生金额为 万元, 超出初设里的静态总投资 因此本项目的静态总投资不可能减少 18.95% 以上 年运行成本不能为负, 由临界点分析可知, 只有本项目的年运行成本降低 213%, IRR 才能达到 10%, 因此不可能发生 运行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 111; 工业生产者购进价格指数为 104.3; 原材料工业出厂价格指数为 104.3; 由此可见近年来职工工资及因生产而购进材料的价格等均呈增长趋势 而且, 本项目年运行成本在完整项目运行期内不可能降低到 213% 因此本项目年运行成本减少上述比例是不可能的 要达到基准的收益率, 含税上网电价需要上涨 61.4%, 然而这种情况几乎是不可能发生的, 因为中国的电价是由中央和地方政府规定的, 不随市场变动 根据本项目扩容前

22 第 22 页 的上网协议, 实际电价是 0.23 元 / 千瓦时, 同时这也是石河子区域的小水电最高上网电价, 因此本项目上网电价不会再上调 根据已经注册 CDM 或者备案的 CCER 项目的新疆区域水电的最高电价是 0.32 元 / 千瓦时, 即便按照最高电价测算,IRR 还是低于 10% 当年上网电量增加 62.6% 以上时, 项目 IRR 才能达到 10%, 但是这种情况不太可能发生 根据初步设计报告报告, 本项目的新增上网电量是由扩容后的上网电量减去扩容前的上网电量计算而出 扩容后的上网电量是根据是基于当地水文站近 40 年的水文数据, 利用专业软件由设计院合理得出, 而扩容前的上网电量是根据多年的平均实际发电量得出的 本项目的新增上网电量通过专家组论证和当地主管部门批准, 因此本项目新增上网电量数值是合理的, 除非水文等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 因此, 项目的年上网电量不可能增加 62.6% 以上 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 五级电站 假定其他条件不变, 以上四个主要参数分别在 ±10% 的范围内变动, 五级电站增效扩容项目全投资内部收益率 IRR 的影响如下表所示 : 表 B-9 五级电站增效扩容项目敏感性分析表 % -5.00% % 10.00% 静态总投资 8.02% 6.67% 5.53% 4.56% 3.71% 年运行成本 6.02% 5.78% 5.53% 5.26% 4.97% 上网电价 4.50% 5.02% 5.53% 6.03% 6.53% 年上网电量 4.52% 5.03% 5.53% 6.02% 6.51%

23 第 23 页 假定其他条件不变, 若要使项目 IRR 等于基准收益率, 以上四个主要参数分别所需的变化如表 B-10 所示, 都超出现实可及的范围 : 表 B-10 临界点分析 假定项目的收益静态总投资年运行成本上网电价年上网电量 基准 10% % -165% 46.3% 47.2% 当静态总投资降低 15.88% 以上时, 项目 IRR 才能达到 10% 静态总投资主要为设备购置费 安装工程费用及水工施工费用, 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 103.3, 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 根据项目投资完成情况月度报表, 截至 2015 年 3 月 31 日, 五级电站完成 万元, 以达到项目设计投资的 92.38% 根据本项目完工验收鉴定书, 实际发生金额为 万元, 超出初设里的静态总投资 因此本项目的静态总投资不可能减少 15.88% 以上 年运行成本不能为负, 由临界点分析可知, 只有本项目的年运行成本降低 165%, IRR 才能达到 10%, 因此不可能发生 运行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 111; 工业生产者购进价格指数为 104.3; 原材料工业出厂价格指数为 104.3; 由此可见近年来职工工资及因生产而购进材料的价格等均呈增长趋势 而且, 本项目年运行成本在完整项目运行期内不可能降低到 165% 因此本项目年运行成本减少上述比例是不可能的 要达到基准的收益率, 含税上网电价需要上涨 46.3%, 然而这种情况几乎是不可能发生的, 因为中国的电价是由中央和地方政府规定的, 不随市场变动 根据本项目扩容前的上网协议, 实际电价是 0.23 元 / 千瓦时, 同时这也是石河子区域的小水电最高上网电价, 因此本项目上网电价不会再上调 根据已经注册 CDM 或者备案的 CCER 项目的新疆区域水电的最高电价是 0.32 元 / 千瓦时, 哪怕就是用了最高电价,IRR 还是低于 10% 当年上网电量增加 47.2% 以上时, 项目 IRR 才能达到 10%, 但是这种情况不太可能发生 根据初步设计报告报告, 本项目的新增上网电量是由扩容后的上网电量减去扩容前的上网电量计算而出 扩容后的上网电量是根据是基于当地水文站近 40 年的水文数据, 利用专业软件由设计院合理得出, 而扩容前的上网电量是根据多年的平均实际发电量得出的 本项目的新增上网电量通过专家组论证和当地主管部门批准, 因此本项目新增上网电量数值是合理的, 除非水文等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 因此, 项目的年上网电量不可能增加 47.2% 以上 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 3. 障碍分析

24 第 24 页 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 步骤 4. 普遍性分析 采用 普遍性分析工具 ( 第 03.1 版 ) 的步骤做如下的分析 : 第一步 : 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二 三 四 五级电站扩容后装机容量分别为 16MW,33MW,14.5MW,14.5MW, 因此 ±50% 的装机变化范围取 7.25MW~49.5MW 第二步 : 定义满足下列条件与拟议项目类似的项目 ( 包括碳减排项目和非碳减排项目 ) : (a) 项目位于适用的地理区域 ; (b) 项目应用与拟议项目相同的技术 ; (c) 对于技术转换项目, 项目采用与拟议项目相同的能源 ; (d) 项目生产的产品或提供的服务与拟议项目在质量 性能及适用范围方面具有可比性 ; (e) 项目规模在第一步中计算的范围内 ; (f) 项目开始商业运行的时间在拟议项目文件公示或拟议项目开始日期之前, 以较早的时间为准 综合以上条件, 与本项目有可比性质的项目需符合以下条件 : 适用的地理区域 : 考虑到中国区域广阔, 省与省之间地理学上的差异 ( 比如, 地理, 气候, 自然资源等 ) 以及社会经济上的差异 ( 比如规管架构, 基础设施, 经济发展水平, 经济结构, 科技水平, 融资能力, 电价水平等 ) 较大, 因此, 本项目选择新疆维吾尔族自治区作为合适的地理范围 适用的项目技术 : 本项目隶属可再生能源的水电发电技术, 即将水能转换为电能输出电力上网, 因此只有水力发电项目才定义为本项目的类似项目, 而其他类型的发电项目, 如火力发电 光伏 生物质 风电等, 都被排除 适用的项目规模 : 根据第一步的分析, 对比分析的项目规模为所有的发电输出功率在 7.25~49.5MW 的水力发电项目 适用的开始时间 :2002 年是中国电力行业具有标志性的一年, 中央直属发电企业划分成五大发电集团和两大电网公司, 打破了电力市场垄断, 引入了竞争机制, 在同年年底实行了 厂网分开 竞价上网 因此,2002 年之前投产运行的上网发电项目不在对比分析之列 本项目开始时间为 2013 年 10 月 16 日, 项目设计文件的公示日期为 2014 年 8 月 15 日, 项目开始时间为 2013 年 10 月 16 日, 根据 额外性论证与评价工具 ( 第 版 ), 只需分析 2013 年 10 月 16 日之前投产的水力发电项目 因此, 选定新疆维吾尔族自治区内所有的装机容量在 7.25MW~49.5MWp 的水力发电项目, 并且是在 2002 年之后和 2013 年 10 月 16 日 ( 本项目的开始时间 ) 之前开始商业运营的 新疆水电项目列表项目名称状态装机投资年运营成本 PLF 电价沙湾县金钩河五级水电站 CCER 申请备案 万 沙湾县金钩河二级水电站 CCER 申请备案 万 352 万 温宿县塔尕克水电站 CDM 注册号 万 1025 万 新疆阿克苏吐木秀克水电站 CDM 注册号 万 1152 万

25 第 25 页 新疆巴州哈尔莫顿 15 兆瓦水电 CDM 注册号 万 421 万 新疆山口水电站 CDM 注册号 万 万 温宿县台兰河 4 级水电站 CDM 注册号 万 166 万 新疆新能大桥小水电 CDM 注册号 万 377 万 新疆金沟河六级水电站 CDM 注册号 万 242 万 新疆叶尔羌河卡群三级电站 CDM 注册号 万 847 万 新疆台兰河一级水电站 CDM 注册号 万 新疆华电沙尔布拉克水电站 CDM 注册号 万 518 万 新疆乌恰县纵横小水电 CDM 注册号 万 148 万 第三步 : 根据第二步识别出来的项目, 排除已经注册的碳减排项目, 或正在申请碳减排注册的项目, 以及正在碳减排审定阶段的项目, 剩下的项目归为 N all : 根据 中国电力年鉴 2014 的数据以及新疆维吾尔族自治区发改委, 新疆生产建设兵团发改委, 联合国 CDM 执行理事会网站, 中国清洁发展机制网站,GS 和 VCS 网站信息以及中国自愿减排交易信息平台, 新疆维吾尔族自治区 2002 年 ~2013 年之间投产运营的装机容量在 7.25MW~49.5MW 的水力发电项目均已作为清洁发展机制项目或者自愿减排项目进行开发 因此 N all =0 第四步 : 根据第三步识别出来的类似项目, 选出技术不同的项目, 归为 N diff : 鉴于 N all =0, N diff = 0 第五步 : 计算 F=1-N diff /N all, 表示所使用措施 / 技术与拟议项目活动类似, 且提供与拟议项目活动相同产出或容量的类似项目的份额 ( 措施 / 技术的普及率 ) 如果系数 F 大于 0.2 和 N all 与 N diff 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 综上所述,N all -N diff =0 < 3 且 F=0<0.2 因此本项目不具有普遍性 综上所述, 本项目通过了额外性论证的所有步骤, 具有充分的额外性 B.6. 减排量 B.6.1. 计算方法的说明 本项目应用方法学 CM-001-V01 计算减排量 项目排放 本项目的替代是在现有水库上实施项目活动, 但不改变任何水库的库容 根据基准线方法学 可再生能源发电并网项目的整合基准线方法学 CM-001-V01, 本项目在项目边界内温室气体排放为零, 即 PE=0. 基准线排放 根据基准线方法学 CM-001-V01, 由于本项目基准线情景为维持现状, 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 项目活动生产的新增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 基准线排放的计算如下 :

26 第 26 页 BE 其中 : EG EF (1) PJ, * g rid, CM, 其中 : BE = 在 年的基准线排放量 (tco 2 / 年 ) EG PJ, EF grid,cm, = 在 年, 由于自愿减排项目活动实施所产生的净上网电量 (MWh/ 年 ) = 在 年, 利用 电力系统排放因子计算工具 计算出的并网发电的组合边际 CO 2 排放因子 (tco 2 /MWh) 本项目为扩容替换可再生能源发电厂, 因此 EG PJ, =EG Facilit, -(EG historal +σ historical ) 直至 DATE baselineretrofit EG PJ, =0; 在 DATE baselineretrofit 时或之后 (2) 其中 : EG PJ, = 在 年, 由于项目活动实施产生的净上网电量 (MWh/ 年 ) EG facilit, EG historal = = 第 年, 发电厂 / 发电机组的净上网电量 (MWh/ 年 ) 在项目活动实施之前, 在项目地点已经投入运行的现有可再生能源发电厂的年均历史净上网电量 (MWh/ 年 ) σ historical = 在项目活动实施之前, 在项目地点已经运行的现有可再生能源发电厂的年均历史净上网电量的标准偏差 (MWh/ 年 ) DATE baselineretrofit = 在没有本项目活动的情况下, 现有设备需要被改造 / 更换的时间点 ( 日期 ). 本项目选取方法学中 b 负责设备更换时间计划表的主管公司的惯常做法并存档备案, 例如基于对类似设备更换的历史记录 来计算 DATE baselineretrofit 本项目在 1990 至 2006 年期间, 陆续对二 三 四和五级水电站的原有水轮发电机组等主要设备进行了技术改造 水电机组的设计寿命一般为 40 年, 因此, 拟议项目最早需要在 2030 年再次进行技术改造 所以,DATE baselineretrofit 为 2030 年 本项目选取项目开始前 5 年的数据计算 EG historical 年份 历史电量 标准偏差 二级电站 三级电站 四级电站 五级电站

27 第 27 页 总计 根据 电力系统排放因子计算工具, 按以下六个步骤计算 EF grid CM, 步骤 1. 识别相关电力系统步骤 2. 确定电力系统中是否包含非并网电厂 ( 可选项 ) 步骤 3. 选择计算电量边际排放因子的方法步骤 4. 根据所选择的方法计算电量边际排放因子步骤 5. 计算容量边际排放因子步骤 6. 计算组合排放因子, 步骤 1. 识别相关电力系统本项目所产生的电力将并入西北电网 根据国家发改委 2015 年 5 月 11 日发布的 2014 中国区域电网基准线排放因子, 西北电网覆盖省市包括 : 新疆 青海 甘肃 宁夏和陕西 西北电网无电力净调入 步骤 2. 确定电力系统中是否包含非并网的电厂 ( 可选项 ) 电量边际排放因子和容量边际排放因子可以采用以下方式进行计算 : a) 计算中仅包含并网的电厂, 或 b) 计算中既包含并网电厂也包含离网电厂 本项目设计文件选择方法 (a) 步骤 3. 选择计算电量边际排放因子的方法 计算电量边际排放因子 ( EF grid, OM, ) 可选择如下 4 种方法 : (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 2008 年 ~2012 年, 西北电网的总发电量构成中, 低成本 / 必须运行的资源所占比例均小于 50% 13 因此, 本 PDD 选择方法 (a) 简单电量边际排放因子方法来计算电量边际排放因子 本 PDD 采用事前计算的方法, 根据 PDD 提交第三方机构时所能获得的最近 3 年的数据计算简单电量边际排放因子, 在计入期内不要求监测和重新计算排放因子 13 中国电力年鉴 (2009~2012)

28 第 28 页 步骤 4. 根据所选择的方法计算电量边际排放因子 简单 OM 排放因子 ( EF grid, OMsimple, ) 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 / 发电机组 电力系统排放因子计算工具 提供了简单 OM 计算的两种方法 : 方法 A: 基于每个发电机组的净发电量和 CO 2 排放因子或 方法 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 方法 B 只能用于 : (a) 方法 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) 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, 因此方法 A 不适用 ; 然而服务于西北电网的所有发电厂的总净发电量和西北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 : (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) 因此计算电量边际排放因子 (OM) 采用 简单 OM 方法中的选项 B, 即根据电力系统中所有电厂的净上网电量 燃料类型及燃料总消耗量计算 公式如下 : EF grid, OMsimple, 其中 : i FC i, NCV EG i, EF CO, i. EF = grid, OMsimple, 第 年, 简单电量边际 CO 2 排放因子 (tco 2 /MWh) 2 (3) FC i, = 第 年, 项目所在电力系统燃料 i 的消耗量 ( 质量或体积单位 ) NCV i, = 第 年, 燃料 i 的净热值 ( 能量含量,GJ/ 质量或体积单位 ) EF CO2,i, = 第 年, 燃料 i 的 CO 2 排放因子 (tco 2 e/gj) EG = 第 年, 电力系统向电网提供的电力, 不包括低成本 / 必须运行的电厂 / 机组 (MWh) i = 第 年, 电力系统消耗的所有化石燃料类型 = 提交 PDD 时可获得数据的最近三年 ( 事前计算 ) 关于数据年份的选择, 本 PDD 采用如下的方式 :

29 第 29 页 本项目 EF grid, OMsimple, 采用国家发改委 2015 年 5 月 11 日公布的计算结果, 即西北电网电量边际排放因子 ( EF grid, OMsimple, ) 为 tco 2 /MWh 步骤 5. 计算容量边际排放因子 电力系统排放因子计算工具 (04.0 版 ) 提供了计算 BM 的两种方法 : 选项 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 ; 选项 2: 在第一个计入期内按项目活动注册年或注册年可得的最新信息逐年事后更新 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 BM 计算基于选项 1 的事前计算, 不需要事后的监测和更新 根据 电力系统排放因子计算工具 (04.0 版 ), 应采用以下二者中年发电量较大的发电机组样本群 m 选择计算容量边际排放因子 : (a) 是被最近开始向电网供电的 5 套发电机组 (SET 5-units )( 排除已注册为清洁发展机制项目活动的发电机组 ) 并确定它们的年发电量 ; (b) 确定项目电力系统的年发电量 ( 排除已注册为清洁发展机制项目活动的发电机组 )(AEG total, 单位 MWh) 识别最近开始向电网供电 ( 排除已注册为清洁发展机制项目活动的发电机组 ) 且构成 AEGtotal 的 20%( 如果 20% 的一部分由某一个机组产生, 那么, 那个机组的发电量全部包括在该计算中 ) 的发电机组 (SET 20% ), 并确定它们的年发电量 (AEG SET 20%, 单位 :MWh); (c) 从 SET 5-units 和 SET 20% 中选择年发电量较多的作为样本发电机组 (SET sample ) ( sample SET ); 识别样本发电机组 (SET sample ) 开始向电网供应电力的日期 如果样本电力机组 (SET sample ) 中没有向电网供应电力超过 10 年的机组, 那么, 使用 SET sample 计算容量边际 在这种情况下, 忽略步骤 (d),(e) 和 (f) 在中国, 很难获得最近新建的 5 个电厂的数据和构成该系统发电量 ( 单位 :MWh) 的 20%, 并且是最近建成的电力系统中的新增电厂装机容量 针对中国的项目, 清洁发展机制执行委员会受了如下方法学偏离 : 使用过去 1~3 年间新增容量来估计电网电力的容量边际排放因子 ; 使用装机容量代替年发电量来估算权重 建议使用中国省级 / 地区级或国家级电网中最先进的商业化技术的效率水平, 作为一种保守的近似 容量边际排放因子 ( EF grid, BM, ) 是发电机组 m 的排放因子 (tco 2 e/mwh) 对发电量的加权平均, 根据最近 年可得的发电数据计算 计算公式为 :

30 第 30 页 EF grid 其中 : EF grid,bm, EG m, EF ELm, m EGm, EFEL, m,, BM, m EG (4) m m, = 第 年的 BM 排放因子 (tco 2 /MWh) = 第 m 个样本机组在第 年向电网提供的上网电量 (MWh) = 第 m 个样本机组在第 年的 CO 2 排放因子 (tco 2 /MWh) = 样本机组 = 能够获得发电历史数据的最近年份 由于数据可得性的原因, 本计算沿用了 CDM EB 同意的变通方法, 即首先计算新增装机容量及其中各种发电计算组成, 然后计算新增装机中各种发电技术的权重, 最后利用各种发电计算商业化的最优效率水平计算排放因子 由于统计数据无法从火电中分离出燃煤 燃油和燃气的各种发电技术容量, 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, 结构即为该电网的 BM 排放因子 此 BM 排放因子近似计算过程是遵循了保守原则 具体计算步骤如下 : 子步骤 1: 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 i COAL, j Coal (5) F NCV EF i, j F i, j, i, j, NCV NCV i, j i, j EF EF co2, i, j co2, i, j i OIL, j Oil (6) F NCV EF i, j F i, j, i, j, i, j i, j NCV EF co2, i, j co2, i, j i GAS, j Gas (7) F NCV EF 其中 : i, j F i, j, i, j, i, j i, j co2, i, j co2, i, j F i,j, = 第 j 个省份在第 年的燃料 i 的消耗量 ( 质量或体积单位, 其 中固体和液体燃料为 t, 气体燃料为 m 3 ) NCV i, = 燃料 i 在第 年的净热值 ( 固体和液体燃料为 GJ/t, 气体燃料 为 GJ/m 3 ) EF CO2,i,j, = 燃料 i 的排放因子 (tco 2 /CJ)

31 第 31 页 COAL OIL 和 GAS 分别是固体燃料 液体燃料和气体燃料的脚标集合 子步骤 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未基础, 计算对应的火电排放因子 EF Thermal, Coal, EFCoal, Adv, Oil EFOil, Adv, Gas, EF (8) Gas, Adv, 其中, EF Coal, Adv EF Oil, Adv 和 EF Gas, Adv 分别是商业化最优效率的燃煤 燃油和燃气发电技术所对应的排放因子, 具体参数及计算详见附件 2 子步骤 3: 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 BM CAP EF EFThermal, (9) Thermal, grid, BM, CAPTotal, 其中,CAP Total, 超过现有容量 20% 的新增总容量,CAP Thermal, 新增火电容量 EF grid, BM, 本项目采用国家发展和改革委员会 2015 年 5 月 11 日公布的计算结果, 根 EF BM 据 2014 中国区域电网基准线排放因子, 西北电网 grid,, 为 tco 2 /MWh 计算 OM 和 BM 所需的发电量 装机容量 厂用电率和电网间电量交换等数据分别来源于 2011~2013 年 中国电力年鉴 和 2010~2012 年 电力工业统计资料汇编 ; 发电燃料消耗以及发电燃料的低位发热值等数据来自 2011~2013 年 中国能源统计年鉴 和 公共机构能源消耗统计制度 ; 分燃料品种的排放因子和碳化率来自 2006 IPCC Guidelines for National Greenhouse Gas Inventories Volume 2 Energ, 第一章 页的表 1.3 和表 1.4 分燃料品种的潜在排放因子采用了上述表 1.4 中的 95% 置信区间下限值 步骤 6. 计算组合边际排放因子 组合排放因子 ( EF grid, CM, ) 是电量边际排放因子和容量边际排放因子的加权平均 : EF grid, CM, EFgrid, OM, wom EFgrid, BM, wbm (10) 其中 : EF = grid, BM, 第 年, 容量边际 CO 2 排放因子 (tco 2 /MWh) EF = grid, OM, 第 年, 电量边际 CO 2 排放因子 (tco 2 /MWh) = OM 电量边际排放因子的权重值 (%) = BM 容量边际排放因子的权重值 (%) 泄漏 在固定计入期, 权重 OM 默认值均为 0.5, BM 的默认值为 0.5 EG grid,cm, =0.9578* *0.5=0.7045tCO 2 /MWh 根据基准线方法学 CM-001-V01, 二 三 四 五级水电站均不新增水库面积, 因此不考虑泄漏排放 减排量

32 第 32 页 减排量的计算方法如下 : ER 其中 ER = 第 年的减排量 (tco 2 e/ 年 ) BE PE (11) BE = 第 年的基准线排放量 (tco 2 e/ 年 ) PE = 第 年的项目排放 (tco 2 e/ 年 ) B.6.2. 预先确定的参数和数据 EG historical 数据 / 参数 : 单位 : MWh 描述 : 在项目活动实施之前, 在项目地点已投入运行的现有的可再生 能源发电厂的年均历史净上网电量. 所使用的数据来源 : 项目活动地点 所应用的数据值 : 年份 二级电站 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 : 评价 : 数据 / 参数 : 单位 : 描述 : 三级电站 四级电站 五级电站 电表 减排量计算 σ historical 所使用的数据来源 : 所应用的数据值 : 二级电站 879.6, 三级电站 , 地级电站 五级电站 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 : MWh 在项目活动实施之前, 在项目地点已投入运行的现有的可再生能源发电厂的年均历史净上网电量的标准偏差. 由用于确定 EGhistorical 的数据进行计算 对于改造或者替代的项目活动, 用于计算 EGhistorical 的年发电量的标准偏差

33 第 33 页 评价 : DATE baselineretrofit 数据 / 参数 : 单位 : 日期描述 : 在没有本项目活动的情况下, 现有设备需要更换的时间点. 所使用的数据来源 : 项目活动地点. 所应用的数据值 : 2030 年 1 月 31 日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 : - 评价 : 数据 / 参数 : FC i, 单位 : 10 4 t,10 8 m 3 描述 : 西北电网在第 年发电消耗的燃料 i 的数量 所使用的数据来源 : 中国能源统计年鉴 所应用的数据值 : 参见附件 2 证明数据选用的合理性 官方统计数据 或说明实际应用的测量 方法和程序步骤 : 数据用途 : 计算基准线排放因子 评价 : / 数据 / 参数 : NCV, i 单位 : kj/t 或 kj/m 3 描述 : 燃料 i 单位质量或体积的净热值 ( 能源含量 ) 所使用的数据来源 : 中国能源统计年鉴 2012 所应用的数据值 : 参见附件 2 证明数据选用的合理性 中国国家特定值, 官方统计数据 或说明实际应用的测量 方法和程序步骤 : 数据用途 : 计算基准线排放因子 评价 : / 数据 / 参数 : EF CO2, i, 单位 : tc/tj 描述 : 燃料 i 单位能量的 CO 2 潜在排放因子 所使用的数据来源 : IPCC 国家温室气体清单指南 2006 所应用的数据值 : 参见附件 2

34 第 34 页 证明数据选用的合理性各燃料排放因子的 95% 置信区间下限值或说明实际应用的测量方法和程序步骤 : 数据用途 : 计算基准线排放因子评价 : / 数据 / 参数 : EG 单位 : MWh 描述 : 第 年西北电网各省份 j 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 : 参见附件 2 证明数据选用的合理性 官方统计数据 或说明实际应用的测量 方法和程序步骤 : 数据用途 : 计算基准线排放因子 评价 : / 数据 / 参数 : 厂用电率 单位 : % 描述 : 第 年西北电网各省份 j 的厂用电率 所使用的数据来源 : 中国电力年鉴 2010~2012 所应用的数据值 : 参见附件 2 证明数据选用的合理性 官方统计数据 或说明实际应用的测量 方法和程序步骤 : 数据用途 : 计算基准线排放因子 评价 : / 数据 / 参数 : CAP i, j, 单位 : MW 描述 : 第 年西北电网各省份 j 的类型 i 电站的装机容量 所使用的数据来源 : 中国电力年鉴 2010~2012 所应用的数据值 : 参见附件 2 证明数据选用的合理性 官方统计数据 或说明实际应用的测量 方法和程序步骤 : 数据用途 : 计算基准线排放因子 评价 : / 数据 / 参数 : 单位 : EF oil, Adv, tco 2 /MWh

35 第 35 页 描述 : 中国商业化最优效率的燃油发电技术水平对应的排放因子 所使用的数据来源 : 国家发展和改革委员会 2014 年中国区域电网基准线排放 因子 所应用的数据值 : 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 : 根据 EB 批准的对方法学的偏移, 中国商业化最优效率的燃煤发电技术对应的排放因子可用于 BM 排放因子的保守计算 数据用途 : 计算基准线排放因子 评价 : / 数据 / 参数 : EF Gas, Adv, 单位 : tco 2 /MWh 描述 : 中国商业化最优效率的燃气发电技术水平对应的排放因子 所使用的数据来源 : 国家发展和改革委员会 2014 年中国区域电网基准线排放因 子 所应用的数据值 : 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 : 根据 EB 批准的对方法学的偏移, 中国商业化最优效率的燃煤发电技术对应的排放因子可用于 BM 排放因子的保守计算 数据用途 : 计算基准线排放因子 评价 : / 数据 / 参数 : EF coal, Adv, 单位 : tco 2 /MWh 描述 : 中国商业化最优效率的燃煤发电技术水平对应的排放因子 所使用的数据来源 : 国家发展和改革委员会 2014 年中国区域电网基准线排放因 子 所应用的数据值 : 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 : 根据 EB 批准的对方法学的偏移, 中国商业化最优效率的燃煤发电技术对应的排放因子可用于 BM 排放因子的保守计算 数据用途 : 计算基准线排放因子 评价 : / 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 : 50

36 第 36 页 证明数据选用的合理性方法学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 : 50 证明数据选用的合理性 方法学 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 项目排放 根据 B6.1, 项目排放 PE 0 基准线排放 电站 EG Facilit, EG historrical σ historical EG EG grid,cm, ER A B C D=A-(B+C) E F=E*D 二级电站 60,380 49, , ,267 三级电站 125, , , , ,317 四级电站 57,180 48, , , ,868 五级电站 57,820 48, , , ,331 总计 300, , , ,783 泄漏 本项目不考虑泄漏 减排量 ER =BE -PE =29,783 0=29,783tCO 2 e

37 第 37 页 B.6.4. 事前估算减排量概要 年份 B.7. 监测计划 B.7.1. 需要监测的参数和数据 基准线排放 (tco 2 e) 项目排放 (tco 2 e) 泄漏 (tco 2 e) 减排量 (tco 2 e) 2015 年 6 月 14 日 年 12 月 31 日 16, , 年 1 月 1 日 年 12 月 31 日 29, , 年 1 月 1 日 年 12 月 31 日 29, , 年 1 月 1 日 年 12 月 31 日 29, , 年 1 月 1 日 年 12 月 31 日 29, , 年 1 月 1 日 年 12 月 31 日 29, , 年 1 月 1 日 年 12 月 31 日 29, , 年 1 月 1 日 年 12 月 31 日 29, , 年 1 月 1 日 年 12 月 31 日 29, , 年 1 月 1 日 年 12 月 31 日 29, , 年 1 月 1 日 年 6 月 13 日 13, ,382 合计 297, ,830 计入期时间合计 数据 / 参数 : TEG 单位 : MWh 描述 : 在 年, 项目活动产生的总发电量, 包括提供给电网的上网电量和提供给内部使用的电量所使用数据的来源 : 每一台发电机的出口电表监测数据 (EG M1 EG M2...EG M16 ) 之和 TEG = EG M1 + EG M2 +...EG M16 数据值 - 测量方法和程序 : M1,M2,M3,M4,M5,M6,M7,M8,M9,M11,M12,M13,M14,M15,M16 电表监测 7 年 计入期内年均值 29, ,783 监测频率 : QA/QC 程序 : 数据用途 : 评价 : 连续监测, 至少每月记录一次电表每年校准一次, 校准需由具有资质的机构完成, 标准为 JJG 计算基准线排放, 用于分摊各级电站的净上网电量 *0.7045*201/365=16, *0.7045*164/365=13,382

38 第 38 页 数据 / 参数 : 单位 : 描述 : 所使用数据的来源 : 数据值测量方法和程序 : EG facilit, MWh/ 年第 年, 本项目活动的总净上网电量本项目设计文件中所用数据来自本项目初步设计, 实际数据来自通过电表监测数据结果计算 300,480MWh 共有四条送出线路, 有四块电表 M21,M22,M23,M24 监测 EG facilit, =EG M21 +EG M22 +EG M23 +EG M24 每一级的电站净上网电量由发电量分摊而得, 具体计算公式如下所示 : 二级电站电量 = EG facilit,* (M1+M2+M3+M4)/ TEG 三级电站电量 = EG facilit,* (M5+M6+M7)/ TEG 四级电站电量 = EG facilit,* (M8+M9 +M11+M12)/ TEG 五级电站电量 = EG facilit,* (M13+M14+M15+M16)/ TEG 监测频率 : 连续监测, 至少每月记录一次 QA/QC 程序 : 电表每年校准一次, 校准需由具有资质的机构完成, 标准为 JJG 用电力销售记录对测量结果进行交叉校验 数据用途 : 计算基准线减排量评价 : / EG M21 数据 / 参数 : 单位 : MWh/ 年 描述 : 第 年, 本项目活动中二级电站 1,2 号机组的净上网电量 所使用数据的来源 : 通过电表监测上 下网电量数据, 净上网电量由上网电量减 去下网电量计算而得出 数据值 - 测量方法和程序 : 电表连续监测 监测频率 : 连续监测, 至少每月记录一次 QA/QC 程序 : 电表每年校准一次, 校准需由具有资质的机构完成, 标准为 JJG 用电力销售记录对测量结果进行交叉校验 数据用途 : 计算基准线减排量 评价 : / EG M22 数据 / 参数 : 单位 : MWh/ 年描述 : 第 年, 本项目活动中二级电站 3,4 号机组与三级电站 1, 2 号机组的净上网电量所使用数据的来源 : 通过电表监测上 下网电量数据, 净上网电量由上网电量减去下网电量计算而得出

39 第 39 页 数据值 - 测量方法和程序 : 电表连续监测 监测频率 : 连续监测, 至少每月记录一次 QA/QC 程序 : 电表每年校准一次, 校准需由具有资质的机构完成, 标准为 JJG 用电力销售记录对测量结果进行交叉校验 数据用途 : 计算基准线减排量 评价 : / EG M23 数据 / 参数 : 单位 : MWh/ 年 描述 : 第 年, 本项目活动中三级电站 3 号机组与四级电站 1,2 号机组的净上网电量 所使用数据的来源 : 通过电表监测上 下网电量数据, 净上网电量由上网电量减 去下网电量计算而得出 数据值 - 测量方法和程序 : 电表连续监测 监测频率 : 连续监测, 至少每月记录一次 QA/QC 程序 : 电表每年校准一次, 校准需由具有资质的机构完成, 标准为 JJG 用电力销售记录对测量结果进行交叉校验 数据用途 : 计算基准线减排量 评价 : / EG M24 数据 / 参数 : 单位 : MWh/ 年 描述 : 第 年, 本项目活动中四级电站 3,4 号机组与五级电站 1, 2,3,4 号机组的净上网电量 所使用数据的来源 : 通过电表监测上 下网电量数据, 净上网电量由上网电量减 去下网电量计算而得出 数据值 - 测量方法和程序 : 电表连续监测 监测频率 : 连续监测, 至少每月记录一次 QA/QC 程序 : 电表每年校准一次, 校准需由具有资质的机构完成 用电力 销售记录对测量结果进行交叉校验 数据用途 : 计算基准线减排量 评价 : / B.7.2. 数据抽样计划 本项目监测无需数据抽样

40 第 40 页 B.7.3. 监测计划其它内容 该项目监测计划的目的是确保计入期内项目活动减排量的监测和计算保持完整 一 致 精确 1. 监测数据 监测主要数据为项目活动的净上网电量 净上网电量由上网电量减去下网电量计算而得出 2. 项目业主将组成运行与管理小组, 保证监测数据的准确 CCER 工作组 : 该工作组由监测人员与内部核查人员组成, 组长为电站站长 监测人员 : 严格按照监测管理手册及备案项目设计文件执行监测任务 将监测结果及任何异常情况报告给电站站长 内部核查人员 : 负责监测设备的日常维护, 检查监测数据是否异常 计算减排量, 准备监测报告以供审核机构核查 3. 监测设备与安装 电表严格按照 DL/T 电能计量装置技术管理规程 进行安装 电表必须具有良好的封闭性能, 由电能计量检测机构检定并加封条 封印或其他安全措施, 未经计量检测机构同意, 任何一方均不能改动电能计量装置及其相互间的连线, 不得擅自拆封或更换其元件 监测点如下图所示 :

41 第 41 页 4. 监测程序 该项目所需监测数据为上网电量与下网电量, 监测程序如下 : (1) 上网电量与下网电量通过监测电表连续测量, 每月记录一次 ; (2) 项目业主和电网公司共同读取电表数据, 项目业主向电网公司提供电力销售发票, 并保存复印件 ; (3) 项目业主向审核机构提供电表读数记录及电力销售发票 5. 质量控制与质量保障 电表严格按照 DL/T 电能计量装置技术管理规程 进行安装 电表精度不低于 0.5S 电表必须具有良好的封闭性能, 由电能计量检测机构检定并加封条 封印或其他安全措施 电表校准需由具有资质的机构完成 项目业主应提供校准机构的资质和校准记录的复印件, 以供审核机构核查 如果电表出现异常, 项目业主与电网公司应相互告知, 并及时对电表进行维修 重新校准或更换 不申请期间产生的减排量, 电表出现故障期间的减排量为零

42 第 42 页 紧急情况处理完成后, 项目业主需准备一份报告对此次情况进行说明 6. 数据管理项目业主需要保存售电发票的复印件并每年准备一份监测报告, 报告内容包括上网电量 下网电量 净上网电量 校准记录 减排量计算以及紧急情况的处理 应当对收集的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

43 第 43 页 C 部分. 项目活动期限和减排计入期 C.1. 项目活动期限 C.1.1. 项目活动开始日期 2013 年 10 月 16 日 ( 项目第一份合同, 二 三 四 五级电站水轮发电机机组采购合同, 签署 ) 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 固定计入期 10 年 C.2.2. 第一计入期开始日期 2015 年 6 月 14 日, 项目投产日期 C.2.3. 第一计入期长度 10 年,2015 年 6 月 14 日至 2025 年 6 月 13 日 ( 含首尾两天, 共计 10 年 )

44 第 44 页 D 部分. 环境影响 D.1. 环境影响分析 本项目的环境影响报告表由新疆兵团勘测设计院编制完成 新疆生产建设兵团八师环境保护局于 2015 年 2 月 15 号批复了本项目的环境影响评价报告书, 批复文号为 : 师环审 [2015]36 号 根据环境影响报告书, 对本项目可能引起的环境影响 项目业主采取的治理措施及其效果分析如下 : 本项目的建设会影响玛纳斯河局部区域的水资源分布, 但不会对玛纳斯河河道总体的水文情势产生影响, 对水资源的利用程度没有改变现状, 因此对水文情势影响很小 运行期电站的管理人员不变, 生活污水为少量食堂排水及生活污水, 管理区日生活污水最大排放量 8.8m³/d, 采用防渗化粪池进行处理后用于厂区绿化用水, 严禁向渠道 河道排放污水, 对水环境影响较小 施工区施工粉尘污染属面源污染, 汽车道路扬尘及尾气排放属于等效线源 在工程施工过程中, 采取严格的环保措施后, 可以减轻对空气环境质量和施工人群的影响 各级水电站均建有 2t/h 锅炉, 配有多管旋风除尘器, 主要用于冬季采暖, 年耗煤量约为 2000t 由于电站职工人数较少, 本次项目技术改造后原有锅炉不再使用, 均改为电暖气采暖, 减轻对大气环境的影响 工程建设运营后, 影响人员主要为工作人员, 营运期噪声主要是发电机设备运行声音, 发电设备声级范围约 71~80dB(A) 根据电站噪声现状调查及监测的结果, 各级水电站噪声均有超标, 是由于设备经过多年运行, 陈旧老化, 也没有安装减震及消音装置 通过本次项目技术改造, 更换新型设备, 同时对主要设备安装减震及消音装置, 将强噪声设备安装在单独设备间内或加装隔声罩 因此, 工程建设运营后, 将减轻对工作人员人员的影响, 对周围环境的噪声影响很小 本项目工程弃土, 全部运往弃渣指定堆放处 开挖弃渣沿渠线作为压渠坡堆存处理, 弃渣进行压实平整后撒播草籽使其逐步自然恢复 同时必须采取必要的水土流失防治措施对环境影响很小 工程施工期的生活垃圾定期清理, 就近运往当地生活垃圾填埋场进行填埋处理, 影响很小 运行期生活垃圾的数量较少, 电站人数为 88 人, 每人每天垃圾排放量 0.5kg, 电站每天生活垃圾排放量约为 44kg 对工程管理区的生活垃圾, 设塑料垃圾桶, 并设专门的垃圾卫生收集点, 生活垃圾收集后运至当地生活垃圾填埋场集中填埋处理, 对周围环境影响不大 本项目临时占地为施工生产生活区占地及施工道路临时占地, 占地类型为荒地, 占地面积 hm2 临时性占地在施工期对土壤和植被环境造成破坏, 施工结束后对迹地进行平整处理, 可以恢复土壤的生产功能, 植被得到恢复, 临时占地对土壤和植被的影响是可逆的 根据现场调查, 对于该段河谷两侧岸坡生长的天然林, 其生长主要依赖周边山区的春季融雪水 夏季降雨, 而河道来水浸润对其影响有限 所以, 河道水量减少对其生长影响不是太大 本项目只在原有工程基础上进行改造, 不会改变河流的水文情势, 故本项目建设运行不会产生对鱼类的不利影响 本次环评提出结合目前玛纳斯河流域情况, 通过购买鱼苗定期向河道放流

45 第 45 页 因此, 在落实 本环评报告书 提出的各项环保措施及环境保护要求后, 工程建设的不利环境影响可得到减缓, 不存在重大环境制约因素, 从环境保护角度分析, 本环评认为工程建设是可行的 D.2. 环境影响评价 根据以上环境影响分析, 在业主采取相关设施和措施后, 本项目施工期和运营期对所在区域的大气环境 水环境 声环境 生态环境的影响较小

46 第 46 页 E 部分. 利益相关方的评价意见 E.1. 简要说明如何征求地方利益相关方的评价意见及如何汇总这些意见 为征求地方利益相关方的意见,2014 年 2 月对本项目所在地进行了问卷调查, 主要采取口头询问的调查方式, 辅以书面答卷方式, 主要是问讯本项目的社会影响方面 E.2. 收到的评价意见的汇总 本次公众调查共发放 20 份公众调查表, 收到有效问卷 19 份, 回收率 95% 其中男性 13 人, 女性 6 人 公众调查的意见汇总如下 调查问题 您认为这个项目活动有可能会对当地就业产生 什么样的影响? 您认为这个项目活动有可能会对当地经济发展 产生什么样的影响? 您认为这个项目活动有可能会对当地社会生活 产生什么样的影响? 您认为项目活动可能对环境造成哪些不利影 响? 您认为这个项目活动有可能会对当地生态环境 产生什么样的影响? 此项目的建设有无对您的生活 学习或工作产 生任何不利的影响? 这个项目的建设和实施总体上会带来什么样的 效果? 统计 正面不确定负面 正面不确定负面 正面不确定负面 生态水环境固废 正面无负面 有无不确定 正面无负面 您对项目的建设持什么态度? 赞成否定不关心 根据 19 份公众调查表结果显示,100% 的被调查者赞成本项目的建设 汇总公众参与结果, 主要有以下几方面的意见 : (1) 认为本项目的建设对当地发展意义重大, 它将有效缓解电力供应不足的压力, 促进地区经济社会发展 ; 认为本项目对环境的影响不大, 在提供清洁能源的同时, 并未对环境造成较大影响

47 第 47 页 (2) 建议加强施工期环境保护工作, 尽量避免破坏生态环境 ; 加强对施工人员的教育, 尊重当地民族习惯, 保障当地居民正常的生产和生活安全 E.3. 对所收到的评价意见如何给予相应考虑的报告 通过评价意见的汇总可知, 各利益相关方均支持本项目的建设, 认为本项目的建设对当地发展意义重大, 而且对环境影响很小 针对提出的施工期间可能的生态环境问题和当地公共秩序安全问题, 环境影响评价报告书中已经提出了相应的保护措施和建议要求, 业主单位在施工期间严格执行, 有效的保护了工程区域的生态环境和当地的居民安全

48 第 48 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 : 新疆天富能源股份有限公司 地址 : 新疆维吾尔自治区石河子市红星路 邮政编码 : 电话 : 传真 : 电子邮件 : tfrdcdm@163.com 网址 : 授权代表 : 吴坚 姓名 : 吴坚 职务 : 部长 部门 : 计划发展部 手机 : 传真 : 电话 : 电子邮件 : xj_wujian@126.com

49 第 49 页 附件 2: 事前减排量计算补充信息 表 年西北电网电量边际排放因子计算 燃料分类 单位 陕西 甘肃 青海 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 ) K=F I J/100000( 质量单位 ) A B C D E F=A+B+C+D+ E G H I J K=F I J/10000 ( 体积单位 ) 原煤万吨 , ,729,926 洗精煤万吨 , ,148 其他洗煤万吨 , ,822 型煤万吨 , 焦炭万吨 , 煤矸石万吨 , ,084,269 焦炉煤气亿立方米 , ,101 高炉煤气亿立方米 , ,272,860 转炉煤气亿立方米 , ,713 其他煤气亿立方米 , 原油万吨 , 汽油万吨 , ,454 柴油万吨 , ,453 燃料油万吨 , ,465 石脑油万吨 , 润滑油万吨 , 石蜡万吨 , 溶剂油万吨 , 石油沥青万吨 , 石油焦万吨 , 液化石油气万吨 , 炼厂干气万吨 , ,822

50 第 50 页 天然气 亿立方米 , ,576,909 其他石油产品 万吨 , 其他焦化产品 万吨 , 其他能源 万吨标煤 小计 256,755,243 表 年西北电网电量边际排放因子计算 燃料分类 单位 陕西 甘肃 青海 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 ) K=F I J/100000( 质量单位 ) A B C D E F=A+B+C+D+ E G H I J K=F I J/10000 ( 体积单位 ) 原煤 万吨 , ,211,450 洗精煤万吨 , 其他洗煤万吨 , ,136,499 型煤万吨 , 焦炭万吨 , 煤矸石万吨 , ,894,665 焦炉煤气亿立方米 , ,555 高炉煤气亿立方米 , ,586 转炉煤气亿立方米 , ,381 其他煤气亿立方米 , 原油万吨 , 汽油万吨 , 柴油万吨 , ,439 燃料油万吨 , ,994 石脑油万吨 , 润滑油万吨 , 石蜡万吨 , 溶剂油万吨 ,

51 第 51 页 石油沥青 万吨 , 石油焦 万吨 , 液化石油气 万吨 , 炼厂干气 万吨 , ,366 天然气 亿立方米 , ,272,400 其他石油产品 万吨 , 其他焦化产品 万吨 , 其他能源 万吨标煤 小计 321,335,334 表 年西北电网电量边际排放因子计算 燃料分类 单位 陕西 甘肃 青海 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 ) K=F I J/100000( 质量单位 ) A B C D E F=A+B+C+D+ E G H I J K=F I J/10000 ( 体积单位 ) 原煤 万吨 , ,546,878 洗精煤万吨 , 其他洗煤万吨 , ,437 型煤万吨 , 煤矸石万吨 焦炭万吨 , 焦炉煤气亿立方米 , ,967 高炉煤气亿立方米 转炉煤气亿立方米 其他煤气亿立方米 , ,733 原油万吨 , 汽油万吨 , 柴油万吨 , ,718 燃料油万吨 , ,313

52 第 52 页 液化石油气 万吨 , 炼厂干气 万吨 , ,019 天然气 亿立方米 , ,693,177 其他能源 万吨标煤 小计 350,313,673 表 年西北电网火力发电量 省名称 发电量 厂用电率 供电量 MWh % MWh 陕西 95,800, % 88,873,660 甘肃 59,100, % 55,122,570 青海 10,900, % 10,182,780 宁夏 57,200,000 57,200,000 新疆 53,900, % 49,210,700 总计 276,900, ,589,710 表 年西北电网火力发电量 省名称 发电量 厂用电率 供电量 MWh % MWh 陕西 108,400, % 100,595,200 甘肃 71,400, % 66,544,800 青海 12,200, % 11,321,600 宁夏 96,700,000 96,700,000 新疆 72,500, % 66,555,000 总计 361,200, ,716,600 表 年西北电网火力发电量

53 第 53 页 省名称 发电量 厂用电率 供电量 MWh % MWh 陕西 114,900, ,752,100 甘肃 66,600, ,271,000 青海 12,000, ,052,000 宁夏 95,200,000 95,200,000 新疆 99,800, ,716,200 总计 388,500, ,981,300 表 7 西北电网边际排放因子计算 西北电网 CO 2 排放量 (tco 2 e) 西北电网发电量 (MWh) ,335, ,755, ,313, ,716, ,589, ,981,300 边际排放因子 (tco2/mwh) 表 8 计算西北电网发电用固体 液体和气体燃料对应的 CO2 排放量在总排放量中的比重 陕西甘肃青海宁夏新疆合计热值 e 排放因子碳氧化率排放 燃料品种 单位 A B C D E F=A+ +E G H I J=F*G*H*I/100,000 原煤 万吨 4, , , , , ,908 87, ,211,450 洗净煤 万吨 ,344 87, 其他洗煤 万吨 1, , ,363 87, ,136,499 型煤 万吨 ,908 87,

54 第 54 页 煤矸石万吨 ,363 87, ,894,665 焦炭万吨 ,435 95, 其他焦化产品万吨 ,435 95, 合计 316,212,614 原油万吨 ,816 71, 汽油万吨 ,070 67, 柴油万吨 ,652 72, ,439 燃料油万吨 ,816 75, ,994 石油焦万吨 ,947 82, 其他石油产品万吨 ,816 75, 合计 105,433 天然气千万 m ,931 54, ,272,400 液化天然气万吨 ,434 54, 焦炉煤气千万 m ,726 37, ,555 高炉煤气千万 m , , ,586 转炉煤气千万 m , , ,381 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, ,366 合计 4,987,288 其他能源 万吨标煤 总计 321,335,334

55 第 55 页 表 9 计算对应火电排放因子 最优效率 燃料排放因子 (tco2/mwh) 火电排放因子 (tco2/mwh ) A B C 燃煤电厂 EF Coal,adv 97.82% 燃气电厂 EF Gas,adv 0.02% 燃油电厂 EF Oil,adv 2.16% 表 10 西北电网 2012 年装机容量 水电火电核电其他合计 陕西 22,270 2, ,941 甘肃 15,510 7, ,350 29,160 青海 2,300 11, ,380 14,690 宁夏 16, ,890 19,720 新疆 22,570 3, ,100 29,520 合计 79,050 25, , ,031 比例 26.84% 70.57% 0.00% 2.59% -

56 第 56 页 表 11 西北电网 2011 年装机容量 装机 (MW) 水电 火电 核电 其他 合计 陕西 2, , , 甘肃 6, , , , 青海 10, , , 宁夏 , , , 新疆 3, , , , 合计 23, , , , 比例 22.17% 68.15% 0.00% 9.69% % 表 12 西北电网 2010 年装机容量 Installed capacit (MW) 水电 火电 核电 其他 合计 陕西 2, , , 甘肃 6, , , , 青海 10, , , 宁夏 , , 新疆 2, , , , 合计 22, , , , 比例 25.85% 70.29% 0.00% 3.86% %

57 第 57 页 13 西北电网 BM 计算表格 (MW) 2012 年装机 2010 年装机 2011 年装机 年新增装机 年新增装机 年占新增装机比重 火电 79,050 60,970 72,330 18,347 6, % 水电 25,090 22,420 25,530 2,670 1, % 核电 % 风电及其他 13,891 3,352 10,280 10,539 3, % 合计 118,031 86, ,140 31,556 11, % 占 2011 年装机比 26.74% 10.16% 注 : 是考虑装机容量 关停机组后计算的新增装机容量 EFBM,= %= tco2/mwh 表 14. 西北电网组合边际计算表 EF_OM (tco 2 e/mwh) EF_BM (tco 2 e/mwh) EF (tco 2 e/mwh)

58 第 58 页 附件 3: 监测计划补充信息