<4D F736F F D20B9F3D6DDB7A2B6FAC3BAD2B5D3D0CFDEB9ABCBBEB7A2B6FAC3BABFF3CDDFCBB9B7A2B5E7CFEEC4BF2DCFEEC4BFC9E8BCC6CEC4BCFE2D

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1 第 1 页 表格 (F-CCER-PDD) 1 第 1.1 版 项目活动名称 项目设计文件 (PDD) 贵州发耳煤业有限公司发耳煤矿瓦斯发电项目 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 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 第 03 版 2015 年 11 月 19 日 贵州发耳煤业有限公司 贵州发耳煤业有限公司 项目类型 : 领域 8. 矿产品和领域 10. 燃料的飞逸性排放 ( 固体燃料, 石油和天然气 ) 方法学 :CM-003-V01 回收煤层气 煤矿瓦斯和通风瓦斯用于发电 动力 供热和 / 或通过火炬或无焰氧化分解 ( 第一版 ) 173,357 t CO 2 e / 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 >> 贵州发耳煤业有限公司发耳煤矿瓦斯发电项目 ( 以下简称 本项目 ) 位于贵州省六盘水市水城县发耳乡境内, 由贵州发耳煤业有限公司开发建设 本项目利用发耳煤矿矿井一井抽排的低浓度煤矿瓦斯 ( 纯甲烷平均浓度为 12.5%) 作为燃料进行发电, 一方面销毁基准线情景中排空的煤矿瓦斯中的甲烷, 另一方面所发电量经瓦斯发电站站内升压站从 400V 升压至 10kV 后通过双回路并入矿区辅助场地 10kV 变电所, 然后传输至矿区 35kV 变电所供煤矿自用, 替代从中国南方电网所购买的以火电为主的同等电量, 从而减少温室气体的排放 本项目不涉及余热利用 A.1.2 项目活动概述 >> 发耳煤矿矿井一井生产能力为 180 万吨 / 年 3, 于 2008 年 12 月建成投产 4, 矿井开采服务年限为 45 年 5, 故在电站运行期内, 瓦斯气量是可以保证的 发耳煤矿矿井一井抽排的煤矿瓦斯中纯甲烷平均浓度为 12.5% 6 根据中国 2014 煤矿安全规程 7 第 135 条规定, 煤矿排气瓦斯浓度必须稀释到 0.75% 以下以避免爆炸的危险, 第 145 条规定, 开采有煤与瓦斯突出危险煤层的矿井, 必须建立地面永久抽放瓦斯系统或井下临时抽放瓦斯系统 发耳煤矿为瓦斯突出矿井 8, 因此, 本煤矿通过进行采前和采后煤矿瓦斯的抽放, 以使煤层气浓度保持在 0.75% 以下, 确保安全作业 此外, 目前没有相关政策禁止低于 30% 的煤矿瓦斯排放 因此, 在本项目实施前, 瓦斯抽采后直接排放到大气中, 煤矿所需电力全部由中国南方电网 (SCPG) 供应, 该情景也是本项目的基准线情景 3 可行性研究报告, 第 1 页 4 煤矿始开采时间根据 贵州省煤炭管理局关于对发耳矿井一井区联合试运转的批复 ( 黔煤建监字 [2008]1532 号 ) 确定 5 可行性研究报告, 第 1 页 6 可行性研究报告, 第 9 页 煤矿安全规程 由国家安全生产监督管理局 ( 国家煤矿安全监察局 ) 颁布并于 2005 年 1 月 1 日起实施 8 根据贵州省能源局文件 关于兖矿贵州能化有限公司 < 呈报四对矿井 2009 年度兖矿瓦斯等级和二氧化碳涌出量鉴定报告的请示 > 的批复 ( 黔能源发 [2009]305 号 ) 确定, 发耳煤矿为瓦斯突出矿井

3 第 3 页 根据可行性研究报告, 本项目活动总装机 6.6MW, 拟安装 11 台 600kW 的瓦斯内燃发电机组对煤矿抽排瓦斯进行利用发电, 所发电量经瓦斯发电站站内升压站从 400V 升压至 10kV 后通过双回路并入矿区辅助场地 10kV 变电所, 然后传输至矿区 35kV 变电所供煤矿自用 项目分两期建设, 其中一期 6 600kW, 二期 5 600kW 一期 6 台 600kW 的瓦斯内燃发电机组于 年 4 月 22 日开工建设, 并于 2015 年 1 月 1 日投产发电 10 一期预计年消耗纯甲烷 6,268,000Nm 3, 年发电量为 17,280MWh, 等效年利用小时为 4,800h, 负荷因子为 54.79% 11 厂用电率 5.73%, 一期每年可向矿区供电 16,290MWh, 代替等量从中国南方电网 (SCPG) 所购买的电量 二期 5 台 600kW 的瓦斯内燃发电机组目前还未开工建设, 但项目业主已经预留空地作为二期厂房, 一期和二期相关变电设施已经建设完成, 二期预计 2016 年下半年开工,2017 年 1 月 1 日投产发电 12 二期预计年消耗纯甲烷 5,224,000Nm 3, 年发电量为 14,400MWh, 等效年利用小时为 4,800h, 负荷因子为 54.79% 13 厂用电率 5.73%, 预计二期每年可向矿区供电 13,575MWh, 代替等量从中国南方电网 (SCPG) 所购买的电量 本项目不涉及余热利用 项目全部建成后, 总计年消耗纯甲烷 11,492,000Nm 3, 年发电量为 31,680MWh, 等效年利用小时为 4,800h, 负荷因子为 54.79% 厂用电率 5.73%, 扣除厂用电后本项目每年可向矿区供电 29,865MWh, 代替等量从中国南方电网 (SCPG) 所购买的电量 本项目属于 领域 8. 矿产品 和 领域 10. 燃料的飞逸性排放 ( 固体燃料, 石油和天然气 ) 本项目属于第一类项目即 采用国家发展改革委备案的方法学开发的减排项目 根据 温室气体自愿减排交易项目审定及核证指南 ( 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, 本项目一期 14 于 2014 年 4 月 22 日开工建设, 二期还未开工建设, 满足 指南 对自愿减排项目开工时间的要求 本项目于 2014 年 4 月 21 日签订总包合同 15, 并确定为项 9 根据河南工程咨询监理有限公司签发的本项目工程开工令 ( 贵州发耳监开 01 号 ) 确定项目开工建设时间为 2014 年 4 月 22 日 10 本项目一期投产时间根据工程验收单确定为 2015 年 1 月 1 日 11 负荷因子 = 等效年利用小时数 /8760h 12 根据项目业主提供的安装计划确定 13 负荷因子 = 等效年利用小时数 /8760h 14 根据河南工程咨询监理有限公司签发的本项目工程开工令 ( 贵州发耳监开 01 号 ) 确定项目开工建设时间为 2014 年 4 月 22 日 15 项目业主于 2014 年 4 月 21 日与胜利油田胜利动力机械集团有限公司签订 贵州发耳煤矿瓦斯发电项目总承包合同, 约定由胜利油田胜利动力机械集团有限公司负责本项目电站设备 材料制作及外购, 土建工程, 电站工程安装及电站调试

4 第 4 页 目的开始时间, 一期 6 台机组于 2015 年 1 月 1 日投产发电 16 本项目选择的是固定计入期, 考虑二期实施计划以后本项目每年总共可产生 173,357 tco 2 e 减排量, 在 10 年计入期 (2015 年 1 月 1 日 年 12 月 31 日 ) 共产生 1,733,572tCO 2 e 减排量 根据项目业主的安装计划, 本项目的二期 5 台 600kW 的瓦斯内燃发电机组将于 2016 年下半年开工, 预计 2017 年 1 月 1 日投产发电 本项目自投产至今一直按照 CCER 的监测手册进行监测, 所有运行人员接受过专业的运行培训及减排量监测的培训, 运行人员都获得瓦斯电站运行的相关资质 而与监测相关的计量仪表和设备都符合国家的相关标准, 并安装到位 根据项目业主于 2015 年 4 月 15 日的声明, 除国内自愿减排机制外, 本项目没有在联合国清洁发展机制以及其他国际国内减排机制注册 17,18,19 本项目的开发建设属于中国煤矿生产安全治理 资源综合利用和开发碳减排项目的优先领域, 项目活动在利用瓦斯发电的同时, 还将从以下方面为可持续发展做出贡献 : 与常规商业情景相比, 避免常规发电过程的温室气体和其它污染物排放, 显著减少煤炭开采过程的温室气体排放 减少能源浪费, 促进中国煤炭行业资源综合利用技术的发展 本项目将会为当地提供更多的就业机会, 为六盘水 ( 水城县 ) 发展做出贡献 A.1.3 项目相关批复情况 >> 根据贵州省人民政府办公厅于 2012 年 6 月 4 日发布的 省人民政府办公厅关于进一步推进扩权强县工作的实施意见 ( 黔府办发 [2012]24 号 ) 第三款第 2 条 : 按权限目前由省级主管部门审批 核准 备案 许可 审核等 53 项经济管理事项 ( 其中包括装机 1 万千瓦及以上瓦斯发电厂建设项目 ), 改由县自行履行审批 核准等手续, 并按照权责一致的原则承担相应责任, 同时抄报省 市 ( 州 ) 主管部门 因此, 本项目节能审批 备案审批以及环评审批分别由水城县发展和改革局 水城县环保局完成审批 节能审批 :2014 年 4 月 16 日, 获得水城县发展和改革局关于本项目节能登记表的批复 ( 水节能登 号 ); 16 本项目一期投产时间根据工程验收单确定为 2015 年 1 月 1 日

5 第 5 页 备案审批 :2014 年 4 月 16 日, 获得水城县发展和改革局关于本项目备案的批复 ( 水发改备字 号 ); 环评审批 :2014 年 4 月 18 日, 获得水城县环保局关于本项目环境影响报告表的批复 ( 水环审表 号 ); 根据项目业主于 2015 年 4 月 15 日的声明, 除国内自愿减排机制外, 本项目没有在联合国清洁发展机制以及其他国际国内减排机制注册 A.2. 项目活动地点 A.2.1. 省 / 直辖市 / 自治区, 等 >> 贵州省 A.2.2. 市 / 县 / 乡 ( 镇 )/ 村, 等 >> 六盘水市, 水城县, 发耳乡 A.2.3. 项目地理位置 >> 本项目位于中华人民共和国贵州省六盘水市水城县发耳乡境内, 建设场址中心坐标为东经 北纬 下方图 A-1 显示出项目的具体地理位置

6 第6 页 图 A-1 本项目位置示意图 A.3. 项目活动的技术说明 >> 本项目实施前 所有煤矿瓦斯直接排放到大气中 本项目相应的电力由 以火电为主的南方电网供应 该情景也是本项目的基准线情景 本项目将在发耳煤矿建设 11 台 600kW 的燃气内燃发电机组 总装机 6.6MW 发电机组将使用为确保安全运行而从发耳煤矿井下钻孔抽取出的煤 矿瓦斯作为燃料 根据可行性研究报告 项目分两期建设 其中一期 6 600kW 二 期 5 600kW 一 期 6 台 600kW 的 瓦 斯 内 燃 发 电 机 组 于 2014年4月22日20开工建设 并于 2015 年 1 月 1 日投产发电21 一期预计年消 耗 纯 甲 烷 6,268,000Nm3 年 发 电 量 为 17,280MWh 等 效 年 利 用 小 时 为 4,800h 负荷因子为 54.79% 22 厂用电率 5.73% 一期每年可向矿区供电 20 根据河南工程咨询监理有限公司签发的本项目工程开工令 贵州发耳监开 01 号 确定项目开工建设时间 为 2014 年 4 月 22 日 21 本项目一期投产时间根据工程验收单确定为 2015 年 1 月 1 日 22 负荷因子=等效年利用小时数/8760h

7 第 7 页 16,290MWh, 代替等量从中国南方电网 (SCPG) 所购买的电量 二期 5 台 600kW 的瓦斯内燃发电机组目前还未开工建设, 预计 2016 年下半年开工, 预计 2017 年 1 月 1 日投产发电 23 二期预计年消耗纯甲烷 5,224,000Nm 3, 年发电量为 14,400MWh, 等效年利用小时为 4,800h, 负荷因子为 54.79% 24 厂用电率 5.73%, 预计二期每年可向矿区供电 13,575MWh, 代替等量从中国南方电网 (SCPG) 所购买的电量 项目全部建成后, 总计年消耗纯甲烷 11,492,000Nm 3, 年发电量为 31,680MWh, 等效年利用小时为 4,800h, 负荷因子为 54.79% 厂用电率 5.73%, 扣除厂用电后本项目每年可向矿区供电 29,865MWh, 代替等量从中国南方电网 (SCPG) 所购买的电量 煤矿名称 发耳煤矿矿井一井 发耳煤矿关键参数如下表 A-1 中所列 : 生产能力 ( 吨煤 / 年 ) 表 A-1 发耳煤矿关键参数 煤矿始开采年份 1,800, 年 12 月 开采服务年限 ( 年 ) 矿井甲烷浓度 (%) % 28 本项目活动工艺流程如图 A-2 所示 主要设备包括瓦斯发电机组和瓦斯安全输送系统 23 根据项目业主提供的安装计划确定 24 负荷因子 = 等效年利用小时数 /8760h 25 可行性研究报告, 第 1 页 26 煤矿始开采时间根据 贵州省煤炭管理局关于对发耳矿井一井区联合试运转的批复 ( 黔煤建监字 [2008]1532 号 ) 确定 27 可行性研究报告, 第 1 页 28 可行性研究报告, 第 9 页

8 第 8 页 图 A-2: 本项目活动工艺流程 瓦斯发电机组 为了使用接近爆炸浓度区间的低浓度瓦斯发电, 使用特定技术确保低浓度甲烷的燃烧是非常必要的 本项目设计采用胜利油田胜利动力机械有限公司 ( 以下简称胜动公司 ) 开发的技术设备, 该设备能保证安全利用瓦斯浓度低于 30% 的煤层气 29 表 A-2 瓦斯燃气发电机组性能参数 参数单位数值 机组型号 600GJZ1-P W W D -TEM2-4 发电机型号 JFG /10500 制造商 胜利油田胜利动力机械集团有限公司 数量 台 11 额定功率 kw 600 额定电流 A 42 额定电压 V 额定频率 Hz 50 额定转速 r/min 1000 功率因数 COSϕ 瓦斯发电机组性能参数来自于发电机组技术协议

9 第 9 页 瓦斯浓度要求 % 9%~30% 机组寿命 年 10 瓦斯安全输送系统 由于本项目瓦斯浓度较接近爆炸浓度, 需要在瓦斯抽放泵站 煤矿瓦斯输送管道和瓦斯发电机组安装防爆安全输送系统 图 A-3 描述了瓦斯输送系统的示意图 该系统的特点为, 除普通的防爆装置之外, 另加设细水雾输送系统 CMM 气体管道中的混合点安装了环形喷雾器, 通过水雾发生器在瓦斯管道内连续成雾, 从而降低送往发电机组间瓦斯管道的危险性, 预防由静电引起的火焰 图 A-3 瓦斯安全输送系统 本项目的电网排放因子是事前决定的 项目向矿区输送的电量与额外的电量消耗均由符合精度要求的电表进行监测 同时, 输送至发电站的瓦斯流量和瓦斯浓度也将在瓦斯发电站由符合精度要求的监测仪表进行监测 A.4. 项目业主及备案法人申请项目备案的项目业主名称企业法人 受理备案申请的 发展改革部门 贵州发耳煤业有限公司 贵州发耳煤业有限公司 贵州省发展与改革委员会

10 第 10 页 >> >> 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

11 第 11 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-003-V01: 回收煤层气 煤矿瓦斯和通风瓦斯用于发电 动力 供热和 / 或通过火炬或无焰氧化分解 ( 第一版 ): pdf 同时还参考了 电网排放因子计算工具 ( 第 04.0 版 ) 额外性论证与评价工具 ( 第 版 ) 和 化石燃料消耗引起的项目排放及泄漏工具 ( 第 02 版 ) v4.0.pdf v7.0.0.pdf v2.pdf/histor_view >> B.2. 方法学适用性 本项目活动满足方法学 CM-003-V01 所规定的适用性条件, 理由如下 : 表 B-1 比较本项目活动与方法学规定的瓦斯抽采适用范围 CM-003-V01 规定的适用范围 利用地面钻井收集与采煤活动相关的煤层气 利用井下钻孔收集采前煤矿瓦斯 利用采空区地面钻井 地下钻孔 瓦斯抽排巷道或其他瓦斯 ( 包括密封区瓦斯 ) 收集技术, 收集采后煤矿瓦斯 本项目活动 本项目活动不包括该部分气体利用活动 包括此抽采活动 本项目活动采用地下煤层钻孔 矿井主通风道及其他采空区气体抽采等抽排技术, 收集采后煤矿瓦斯

12 第 12 页 正常通风排放的通风瓦斯 本项目活动不包括该部分气体利用活动 该方法学适用于在现役煤矿中开展收集利用和销毁煤矿瓦斯的项目活动, 其基准线是煤矿瓦斯部分或全部释放到大气中, 项目活动采用下述方法处理收集到气体, 见表 B-2 表 B-2 比较本项目活动与方法学限定的适用瓦斯利用活动范围 CM-003-V01 规定的适用范围 收集的煤层气通过燃烧消除 收集的煤层气通过无焰氧化消除 收集的煤层气通过生产电力 动力 热力方式消除, 由替代其他能源所产生的减排量可以考虑也可以不作考虑 考虑安全的原因, 上述生产活动剩余的煤层气仍需经稀释后排空 项目活动收集的煤矿瓦斯和通风瓦斯应全部利用或者全部消除, 不能排空 本项目活动 本项目活动不通过燃烧方式消除 本项目活动不通过无焰氧化方式消除 收集的煤层气进入瓦斯发电机组用于发电, 不涉及供热 本项目活动仍有部分煤矿瓦斯被排空 本项目活动收集到的煤矿瓦斯都被利用或者消除, 没有排空 除了规定项目的适用范围之外,CM-003-V01 还规定了不适用的项目范围, 具体分析如下表 : 表 B-3 比较本项目活动与方法学规定的不适用项目活动范围 CM-003-V01 规定的不适用范围 对于露天煤矿, 方法学限制如下 : 在项目开始前, 煤矿必须有至少三年的生产开采许可 ; 本项目活动 本项目不涉及露天煤矿

13 第 13 页 只有从开采区域内矿井事前抽取的 CBM/CMM 认为是符合计入的要求 ; 事前抽取 CBM/CMM 矿井年限可以计入到实际开采时间或开采许可签发时间中比较晚的时间, 但是不能超过 10 年 对于露天煤矿, 抽取甲烷避免的排放只能计入通过影响矿井带或分离应力带开采矿层的年份 使用该方法学, 项目参与方须拥有足够的数据供事前预测煤矿瓦斯的需求量正如方法学基准线排放和泄漏部分描述一样 该方法学适用于新煤矿和已有的煤矿 本项目活动拥有足够的数据供事前预 30 测煤矿瓦斯需求量 发耳煤矿是一个现有的煤矿, 开采活动正在进行并将持续 该方法学不适用于以下项目活动 : 收集废弃煤矿 退役煤矿煤层气 收集利用原始煤层气, 例如从与采煤毫不相干的煤层中抽取高浓度煤层气 在采煤开始前, 使用 CO 2 或其他任何流体 / 气体加大煤层气抽取量 本项目活动是在正在开采的煤矿中收集煤层气, 且不涉及 CBM 开采活动 30 按照中国 2014 煤矿安全规程 第 135 条规定, 煤矿排气瓦斯浓度必须稀释到 0.75% 以下以避免爆炸的危险, 第 145 条规定, 开采有煤与瓦斯突出危险煤层的矿井, 必须建立地面永久抽放瓦斯系统或井下临时抽放瓦斯系统 发耳煤矿为瓦斯突出矿井, 因此, 本煤矿通过进行采前和采后煤矿瓦斯的抽放, 以使煤层气浓度保持在 0.75% 以下, 确保安全作业

14 第 14 页 通过以上分析表明, 本项目活动适用于基准线与监测方法学 CM-003- V01 B.3. 项目边界 >> 根据方法学 CM-003-V01, 本项目边界包括 : 所有同煤层气收集 预处理 发电相关的设备和系统, 以及同南方电网物理相连的所有电厂 南方电网为中国六大区域电网之一, 根据国家发展与改革委气候司发布的 2014 年中国区域电网基准线排放因子 31, 其覆盖区域包括广东省 广西自治区 云南省 贵州省 海南省 南方电网还从华中电网输入部分电量 根据方法学的要求, 本项目边界示意图如图 B-1 所示, 本项目边界内包含和排除的排放源如表 B-4 所示 图 B-1 项目边界示意图 表 B-4 本项目边界内所包括和排除的温室气体排放源 排放源 温室气体种类 包括否? 说明理由 / 解释 31

15 N 2 O 否为了简化而排除, 这是保守的项目活动第 15 页基准线排空产生的甲烷排放 基准线消除甲烷产生的排放 电网电力生产 ( 替代电网供电 ) 自备电力 热能和车用燃料使用 CH 4 是主要排放源 CO 2 否 基准线不涉及消除甲烷, 因此消除甲烷产生的排放为零 CH 4 否 为了简化而排除, 这是保守的 N 2 O 否 为了简化而排除, 这是保守的 本项目活动的基准线情景是由 CO 2 是 以火电为主的南方电网提供相同的电量, 因此 CO 2 是主要的 排放源 CH 4 否为了简化而排除, 这是保守的 N 2 O 否为了简化而排除, 这是保守的 CO 2 否 基准线情景不涉及自备电力 热能和车用燃料使用 CH 4 否为了简化而排除, 这是保守的 继续排空产生的排放 现场由于项目活动消耗燃料产生的排放, 包括气体运输 CH 4 CO 2 CH 4 N 2 O 否是否否 本项目活动中继续排空的甲烷气体在基准线情景中也被排放, 因此项目活动不额外产生此部分排放 CMM 发电机组运行时额外消耗电量产生的排放源为了简化而排除, 这个排放源假定非常小为了简化而排除, 这个排放源假定非常小 甲烷消除产生的排放 CO 2 是 CMM 发电机组消耗甲烷而引起的排放, 为主要的排放源 NMHC 消除产生的排放 未燃烧甲烷产生的逃逸排放 CO 2 CH 4 是是 当本项目活动中抽采的煤矿瓦斯中 NMHC 的含量大于 1%, 才考虑这部分排放根据方法学, 会有少量的甲烷排出, 故存在此排放

16 第 16 页 >> 项目设备逃逸甲烷产生的排放气体供应管道或交通工具使用逃逸甲烷产生的排放 CH 4 否 意外甲烷排放 CH 4 否 B.4. 基准线情景的识别和描述 为了简化而排除, 这个排放源假定非常小 CH 4 否为了简化而排除 为了简化而排除, 这个排放源假定非常小 根据方法学 CM-003-V01, 本项目的基准线情景识别过程如下 : 本项目活动仅包含在现役煤矿销毁 / 利用 CMM, 该部分煤矿瓦斯如果不进行利用将排放到大气中 本项目不包含利用或销毁 VAM/CBM 的活动 因此下述这些基准线情景的选项只针对低浓度 CMM 的抽采和利用进行讨论 步骤 1. 确定技术上可行的收集和 / 或利用 CMM 选项 步骤 1a. CMM 的抽采选项识别的替代方案为 : A. 采前 CMM 抽取 ; B. 采后 CMM 抽取 ; C. 在一定气体比例情况下, 选项 A B 的可能组合 上述方案中包括不作为自愿减排项目的本项目活动 ( 选项 C) 步骤 1b. 抽取 CMM 处理选项本项目煤层气处理方式技术可行的替代方案如下 : ⅰ. 排空 ; ⅱ. 通过火炬进行焚烧 ; ⅲ. 用于并网发电 ; ⅳ. 用于自备发电 ; ⅴ. 用于供热 ; ⅵ. 进入煤气管网, 用于交通工具燃料或者发电供热 ; vii. 上述方案的可能组合 ;

17 第 17 页 上述方案中包括不作为自愿减排项目的本项目活动 ( 选项 iv) 根据 城镇燃气分类和基本特性 GB/T , 如果燃气成分仅包括甲烷和空气, 则在输送至煤气管道之前, 甲烷浓度必须至少达到 30.1%, 本项目瓦斯中甲烷浓度低于这个要求 因此排除选项 vi 根据以上分析, 煤层气处理方式潜在替代方案的选项如下所列 : ⅰ. 排空 ; ⅱ. 通过火炬进行焚烧 ; ⅲ. 用于并网发电 ; ⅳ. 用于自备发电 ; ⅴ. 用于供热 ; vii. 上述方案的可能组合 ; 步骤 1c. 能源生产选项本项目生产能源的方式包括利用低浓度 CMM 销毁甲烷进行发电, 不涉及余热利用 因此, 基准线情景下对于产生能量的替代方案讨论如下 : 1. 从电网调度供应相同电量 ; 2. 建设具有相同供电量的自备火力发电厂 ; 3. 利用煤层气发电 ; 4. 可再生能源发电, 例如水力 太阳能 风力发电 ; 上述方案中包括不作为自愿减排项目的本项目活动 ( 选项 3) 至于选项 4, 贵州省年光照时间仅 1,200~1,600 小时 33, 属于光照资源最差的第五类区域 ; 风电资源差, 加上气候条件恶劣, 地形崎岖, 贵州的风电并网装机容量仅占全国的 1.56% 34 而六盘水市水资源人均占有量少, 水资源短缺 35 其他的可再生资源 ( 地热能 36 生物质 37 ) 也并不可行, 因此选项 4 被排除 根据以上分析, 能源生产潜在替代方案的选项如下所列 : 1. 从电网调度供应相同电量 ; 32 城镇燃气分类和基本特性 GB/T 第 3 页 根据 2013 中国电力年鉴, 全国风电总装机容量为 6142 万 KW, 贵州省的风电装机为 96 万 kw, 占全国的 1.56%

18 第 18 页 2. 建设具有相同供电量的自备火力发电厂 ; 3. 利用煤层气发电 ; 步骤 2. 排除与法律法规不相符的基准线情景 在煤层气抽采方面 : 2014 煤矿安全规程 第 135 条规定, 煤矿采区回风巷 采掘工作面回风巷风流中最大瓦斯浓度必须低于 0.75% 如果只是单独利用通风设备, 矿井下瓦斯浓度将大于 0.75%, 因此本项目必须建立抽放系统 而且在常规情况下, 采矿前抽采和采矿后抽采是通过同一套抽采系统进行, 很难将采矿前抽采和采矿后抽采区分开来 因此, 单独实施采前抽采或者采后抽采都是不符合规定的, 必须采用两种抽采方式组合使用的方法 根据以上内容, 子步骤 1a 中选项 A 和选项 B 方案单独使用不符合法律法规要求, 故排除 在煤层气利用方面 : 本项目中抽取利用的 CMM 中煤矿瓦斯浓度低于 30%, 根据中国 煤矿安全规程, 不得利用浓度低于 30% 的煤矿瓦斯 2010 年 1 月 21 日, 国家安全生产监督管理总局发布了关于修改 煤矿安全规程 部分条款的决定 38, 规定抽采的瓦斯浓度低于 30% 时, 不得作为燃气直接燃烧, 但是可以用于内燃机发电或作其他用途 根据上述规定, 火炬处理低浓度瓦斯属于直接燃烧, 不符合规定, 因此, 步骤 1b 中的选项 ii 被排除 另外, 低浓度瓦斯供热涉及在工业锅炉中直接燃烧低浓度瓦斯 ( 小于 30%), 根据上述文件, 同样不符合规定, 因此, 步骤 1b 中的选项 v 被排除 2014 煤矿安全规程 第 135 条规定, 煤矿采区回风巷 采掘工作面回风巷风流中最大瓦斯浓度必须低于 0.75% 矿井抽采的甲烷浓度接近易爆区间, 由于其易爆特点, 造成传统的 CMM 项目面临技术和管理的障碍, 难以作为燃料进行利用 胜利油田胜利动力机械有限公司开发的低浓度瓦斯安全输送系统及利用机组, 可以满足低浓度瓦斯 ( 浓度低于 30%) 进行利用的要求 因此, 子步骤 1b 中选项 i iii iv 和 vii(i iii iv 的组合 ) 都符合法律法规的要求 在能量产生方面 : 根据国务院办公厅 2002 年发布的 关于严格禁止违规建设 13.5 万千瓦以 38

19 第 19 页 下火电机组的通知, 在大电网能覆盖到的地区禁止建设单机容量在 135MW 及以下的燃煤电厂 因此建设一个与本项目活动相同供电量的火电厂 (7.2MW 39 ) 不满足法律法规的要求 因此, 子步骤 1c 中的选项 2 被排除 步骤 3. 对于基准线情景可行途径的简单陈述 根据步骤 2 的分析, 考虑法律法规要求后, 组成本项目潜在基准线情景的选项如下所列 : 煤层气抽采的替代情景 C. 在一定气体比例情况下, 选项 A B 的可能组合 抽采煤层气处理方式的替代情景 ⅰ. 排空 ; ⅲ. 用于并网发电 ; ⅳ. 用于自备发电 ; vii. 上述方案的可能组合 ; 产生能量的替代情景 1. 从电网调度供应相同电量 ; 3. 利用煤层气发电 ; 将上述的基准线替代方案进行组合如下 : 情景 I(C,i,1 的组合, 常规情景 ): 抽采的气体是抽采前 CMM 和抽采后 CMM 的组合 所有抽采的 CMM 将不经销毁 / 利用直接排放到空气中 煤矿的电力需求由电网提供 情景 II(C, iv,3 的组合, 利用 CMM 发电用于自备电厂 ): 抽采的气体是抽采前 CMM 和抽采后 CMM 的组合 利用抽采的低浓度瓦斯用于新增自备电厂发电 煤矿的电力需求由本项目所发电量及电网提供 本情景即是不作为自愿减排项目的本项目活动 情景 III(C, iii,3 的组合, 利用 CMM 发电上网 ): 抽采的气体是抽采前 CMM 和抽采后 CMM 的组合 利用抽采的低浓度瓦斯用于新增电网发电 煤矿的电力需求由电网提供 39 贵州省 2014 年火力发电厂的年平均发电小时数为 4,405 小时, 本项目活动年均发电量为 31,680MWh, 因此装机 =31,680MWh/4,405=7.2MW

20 第 20 页 步骤 4. 排除面临不可克服的障碍的可能的基准线选择情景 情景 I : 这是常规的项目活动情景, 不存在任何障碍 情景 II: 如果不执行自愿减排项目即为本项目活动情景 除了步骤 5 中识别出的经济回报不足的问题之外, 没有其他的障碍 情景 III: 除了步骤 5 中识别出的经济回报不足的问题之外, 没有其他的障碍 步骤 5. 识别最具经济吸引力的基准线情景 情景 II(C, iv,3 的组合, 利用 CMM 发电用于自备电厂 ): 根据 B.5 部分的论述, 在不考虑 CCER 收益的情况下, 项目内部收益率 IRR 为 1.79%, 远小于电力行业全投资内部收益率基准线 8%( 税后 ), 商业不可行 因此情景 II 不是现实可行的替代方案 该结论将在 B.5 部分进一步论证 情景 III(C,iii,3 的组合, 利用 CMM 发电上网 ): 利用 CMM 发电上网的项目情景在投资预算 生产运营成本以及发电效率方面与利用 CMM 发电用于自备电厂的项目情景 ( 情景 II) 是完全一样的, 只是在电价方面有所差别 情景 II 减少了煤矿从电网购买的电量, 因此参考的电价为煤矿从电网购电的电价 元 /kwh( 含税 ) 40, 而情景 III 参考的电价为贵州省煤层气发电上网项目的上网电价 ( 含税 ) 41, 情景 III 参考的电价低于情景 II, 因此, 内部收益率 IRR 会比情景 II 更低, 并低于电力行业全投资内部收益率基准线 8%( 税后 ), 商业不可行 因此情景 III 不是现实可行的替代方案 关于情景 II 的投资分析结论将在 B.5 部分进一步论证 综上, 情景 I(C,i,1 的组合, 常规情景 ) 不存在任何障碍, 是本项目真实可行的基准线情景 B.5. 额外性论证 >> 根据方法学 CM-003-V01, 本项目采用 额外性论证与评价工具 ( 第 版 ) 来论证和评价项目活动的额外性 40 发耳煤矿从电网购电的电价 元 /kwh( 含税 ), 来源于本项目可行性研究报告, 且与煤矿实际购电电价一致 41 贵州省煤层气发电上网项目的上网电价为燃煤发电企业脱硫标杆上网电价 元 /kwh, 加上补贴电价 0.25 元 /kwh

21 第 21 页 事先考虑减排机制 : 本项目自可行性研究阶段起就考虑申请成为减排项目 ( 申请清洁发展机制资金的资助 ), 因为如果没有额外的碳减排资金的支持, 项目经济指标较差, 项目业主将不会考虑投资 2012 年 6 月 13 日, 国家发展和改革委员会印发了 温室气体自愿减排交易管理暂行办法, 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 随着两省五市碳排放权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核证减排量可用于抵消一定比例的配额, 这为国内温室气体自愿减排量提供了交易的条件和市场 而欧洲 CER 价格持续走低, 考虑到以国内自愿减排机制 (CCER) 开发的碳减排项目可能会获得更高的碳减排资金支持, 因此项目业主再三权衡后决定将本项目开发为 CCER 项目 下表 B-5 中的时间线也可说明项目计划实施同时, 本项目进行的实际连续的碳减排项目开发进度 表 B-5 本项目关键事件时间表 日期 项目进展 2014 年 3 月 完成项目可行性研究报告编制 2014 年 4 月 完成项目环评报告编制 2014 年 4 月 2 日 董事会关于申报 CCER 和投资项目的决议 2014 年 4 月 8-11 日 开展利益相关方调查 2014 年 4 月 16 日 项目节能评估报告批复 2014 年 4 月 16 日 项目备案批复 2014 年 4 月 18 日 项目环评报告批复 2014 年 4 月 21 日 EPC 总包合同 2014 年 4 月 22 日 项目开工建设 2014 年 12 月 2 日 签订 CCER 开发咨询合同 2015 年 1 月 1 日 一期 6 台机组投产发电 2015 年 5 月 25 日 -6 月 7 日 本项目的项目设计文件在中国自愿减排交易信息平台公示 额外性论证 : 步骤 0. 证明拟议项目活动为该类项目的首例

22 第 22 页 本项目活动不是该类项目的首例, 步骤 0 不适用 步骤 1. 识别项目活动的替代情景 本文 B.4 部分识别出本项目的替代情景, 包括以下两种 : 情景 I: 抽采的气体是抽采前 CMM 和抽采后 CMM 的组合 所有抽采的 CMM 将不经销毁 / 利用直接排放到空气中 煤矿的电力需求由电网提供 情景 II: 如果不执行自愿减排项目即为本项目活动情景 抽采的气体是抽采前 CMM 和抽采后 CMM 的组合 利用抽采的低浓度瓦斯用于新增自备电厂发电 煤矿的电力需求由本项目所发电量及电网提供 步骤 2. 投资分析 子步骤 2a. 确定合适的分析方法 额外性论证和评价工具提议了三种分析手段 : 简单成本分析 ( 选择 I), 投资比较分析 ( 选择 II) 和基准分析 ( 选择 III) 由于本项目的收入来源除 CCER 收益外, 还有售电收入, 所以简单成本分析并不适用 本项目的基准线情形是南方电网提供同等的电量而不是具体投资的项目 因此, 选择 II 也并不适用 本项目将使用基于税后的全投资内部收益率 (IRR) 的基准分析 子步骤 2b. 应用基准分析 ( 选择 III) 根据国家电力公司颁布的 电力工程技术改造项目经济评价暂行办法, 中国电力工业财务基准收益率为全部投资的 8% 或资本金的 10% 42 ( 所得税后 ), 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 只有当拟建项目的全投资内部收益率高于或等于该基准值时, 项目才具有财务可行性 这在中国电力项目的可研中被广泛使用 本项目为煤矿瓦斯发电项目, 适用 电力工程技术改造项目经济评价暂行办法, 根据可行性研究报告, 本项目采用全投资收益率分析法, 因此, 本项目选择全投资财务内部收益率 (IRR)8%( 所得税后 ) 作为本项目基准线 项目收益率计算用到的主要参数来源于报批版的可行性研究报告 (2014 年 3 月编制完成 ), 该可行性研究报告于 2014 年 4 月 16 日获得备案批复 主要 42 电力工程技术改造项目经济评价暂行办法 (2003 年版 ), 第 2 页

23 第 23 页 参数取值如下表 B-6 和表 B-7 所示 43 静态总投资 表 B-6 项目投资分析主要参数取值 ( 全厂 ) 项目数据来源 3, 万元可行性研究报告 年运行成本 1, 万元 / 年可行性研究报告 (1) 润滑油 万元 / 年可行性研究报告 (2) 水 4.86 万元 / 年可行性研究报告 (3) 工资福利 万元 / 年可行性研究报告 (4) 维修费 万元 / 年可行性研究报告 (5) 其他费用 万元 / 年可行性研究报告 年均净供电量 29,865 MWh/ 年可行性研究报告 电价 ( 含税 ) 元 /kwh 可行性研究报告 项目运行寿命 10 年可行性研究报告 项目折旧年限 : 10 年可行性研究报告 残值率 5 % 可行性研究报告 折旧率 : 9.5 % 可行性研究报告 所得税率 25 % 可行性研究报告 增值税率 ( 电力 ) 17 % 可行性研究报告 城市建设维护税率 5 % 可行性研究报告 45 教育费附加 基准内部收益率 ( 全投资, 税后 ) 5 % 可行性研究报告 8 % CCER 价格 20 元 /tco 2 e 电力工程技术改造项目经济评价暂行办法 根据市场交易情况的预测值 43 本项目全厂的静态总投资为 万元, 其中由以下部分构成 : 土建工程费 万元, 设备购置费 万元, 安装工程费 万元, 其他费 万元 由于本项目全部建设资金为自筹, 而且可行性研究报告的投资概算中也未考虑流动资金, 因此总投资与静态总投资数值相等 44 本项目减少了煤矿从电网购买的电量, 因此参考的电价为煤矿从电网购电的电价 本项目采用的电价 元 /kwh( 含税 ), 来源于本项目可行性研究报告, 且与煤矿实际购电电价一致 45

24 第 24 页 46 静态总投资 表 B-7 项目投资分析主要参数取值 ( 一期 ) 项目数据来源 1, 万元可行性研究报告 年运行成本 万元 / 年可行性研究报告 (1) 润滑油 万元 / 年可行性研究报告 (2) 水 2.56 万元 / 年可行性研究报告 (3) 工资福利 万元 / 年可行性研究报告 (4) 维修费 万元 / 年可行性研究报告 (5) 其他费用 万元 / 年可行性研究报告 年均净供电量 16,290 MWh/ 年可行性研究报告 电价 ( 含税 ) 元 /kwh 可行性研究报告 项目运行寿命 10 年可行性研究报告 项目折旧年限 : 10 年可行性研究报告 残值率 5 % 可行性研究报告 折旧率 : 9.5 % 可行性研究报告 所得税率 25 % 可行性研究报告 增值税率 ( 电力 ) 17 % 可行性研究报告 城市建设维护税率 5 % 可行性研究报告 48 教育费附加 基准内部收益率 ( 全投资, 税后 ) 5 % 可行性研究报告 8 % CCER 价格 20 元 /tco 2 e 子步骤 2c. 计算并比较财务指标 电力工程技术改造项目经济评价暂行办法 根据市场交易情况的预测值 46 本项目一期的总投资为 万元, 其中由以下部分构成 : 土建工程费 万元, 设备购置费 万元, 安装工程费 万元, 其他费 万元 由于本项目全部建设资金为自筹, 而且可行性研究报告的投资概算中也未考虑流动资金, 因此一期总投资与静态总投资数值相等, 与本项目备案批复中的一期总投资也是一致的 47 本项目减少了煤矿从电网购买的电量, 因此参考的电价为煤矿从电网购电的电价 本项目采用的电价 元 /kwh( 含税 ), 来源于本项目可行性研究报告, 且与煤矿实际购电电价一致 48

25 第 25 页 投资分析的结果如下表 B-8 所示 : 表 B-8 投资分析结果 参数一期全厂 全投资 IRR ( 不考虑 CCER 收入 ) 1.26% 1.79% 全投资 IRR ( 考虑 CCER 收入 ) 19.59% 19.10% 上表计算表明, 在不考虑 CCER 收入的的情况下, 基于一期和全厂投资参数所计算的全投资内部收益率分别为 1.26% 和 1.79%, 均小于基准收益率 8%, 说明本项目商业不可行 收益率低是国内低浓度瓦斯发电项目的普遍现象, 大部分项目无减排收益的情况下收益率低甚至是负值 但是根据四川天一科技股份有限公司编写的可行性研究报告, 在考虑 CCER 减排收益的前提下,IRR 将超过基准值 (8%), 满足电力行业全投资基准线的要求, 因此项目业主决定投资开发本项目 另外, 本项目的实施对于促进矿山资源的合理开发和综合利用发挥积极作用, 能够起到节能减排 减少污染 可持续发展 促进区域经济发展 保持社会稳定的多重社会效益 鉴于目前国内碳市场的稳步发展, 中国碳市场的唯一抵消机制 中国自愿碳减排机制 的日益成熟, 在综合考虑国内市场的情况及本项目的减排量的前提下, 贵州发耳煤业有限公司于 2014 年 4 月 2 日召开董事会会议决定开发本项目为 CCER 项目 从政府方面来讲, 根据 政府核准投资项目管理办法 49 第四条, 项目的市场前景 经济效益 资金来源 产品技术方案等均由企业自主决策 自担风险, 项目核准机关不得干预企业的投资自主权 因此本项目即使财务效益很差, 也顺利获得了贵州省发展与改革委员会的核准 子步骤 2d. 敏感性分析 ( 只适用于选择 II 和选择 III): 敏感性分析考虑对本项目经济性影响最大的四个敏感性因子 : 静态总投资 年运行成本 电价和年均净供电量 这四个变量参数是根据构成总投资费用或总项目收益 20% 以上的变量的原则确定的, 符合 投资分析评价工具 ( 第 06 版 ) 的规定 这四个参数在 ±10% 的范围内变动所得的结果如表 B-9 和图 B-2 所示 敏感性分析表明, 即使各个敏感因子在 ±10% 的范围内变化, 项目的全投资 IRR( 税后 ) 仍然低于 8%, 因此在基准线情景下, 本项目没有任何投资吸引力 表 B-9 敏感性分析结果 49

26 第 26 页 参数 -10% -5% 0% 5% 10% 静态总投资 3.92% 2.81% 1.79% 0.73% -0.40% 年运行成本 5.71% 3.79% 1.79% -0.77% -3.75% 年均净供电量 -5.69% -1.62% 1.79% 4.38% 6.82% 电价 -5.69% -1.62% 1.79% 4.38% 6.82% 图 B-2 敏感性分析基于敏感性分析, 使本项目达到财务基准收益率 8% 需要满足以下条件之一 : 静态总投资至少降低 25.36%; 年运行成本至少降低 16.28%; 年均净供电量至少提高 12.50%; 电价至少提高 12.50% 但是, 基于以下原因这些条件都不能被满足 : 针对静态总投资 : 本项目的可行性研究报告由四川天一科技股份有限公司编制, 并于 2014 年 4 月 16 日获得水城县发展和改革局备案批复 四川天一科技股份有限公司具有工程咨询甲级设计资质 因此, 由该院编制并获得政府批准的可行性研究报告是进行本项目投资分析的可靠数据来源 另外, 目前一期 6 台发电机组已经投产发电, 根据一期实际签署的总包合同, 实际发生的合同金额为 1,769 万元, 高于一期投资概算值 另外, 通过交叉验证贵州省内其他类似项

27 第 27 页 目的单位装机投资, 确认本项目的单位投资为 489 万元 /MW, 低于贵州省其他类似项目, 因此本项目实际投资不可能降低 25.36% 贵州省类似项目的单位装机投资如下表所示 : CDM/CCER 注册号 012/CCER 项目名称 贵州盘江煤层气开发利用有限责任公司煤矿瓦斯发电项目 ( 三期 ) 单位投资 ( 万元 /MW) 011/CCER 贵州盘江低浓度煤矿瓦斯发电项目二期 /CCER 贵州盘江煤矿瓦斯发电项目 732 审定 /CCER 盘县红果镇苞谷山煤矿低浓度瓦斯发电项目 593 审定 /CCER 盘县石桥镇老洼地煤矿低浓度瓦斯发电项目 /CDM 金沙一号瓦斯综合利用项目 2, 最小值 513 最大值 2,119 拟议项目 489 针对年运行成本 : 当本项目年运行成本降低 16.28% 后, 项目 IRR 将达到基准收益率 运行成本主要由原料 / 材料费 维修费 员工工资和福利费等部分构成 根据中国统计局发布的中国统计年鉴 2014, 就业人员工资指数 原材料和燃料价格指数从 年均为持续上升的趋势 因此本项目年运行成本几乎不可能下降 16.28% 项目 平均年增长率 中国固定资产 投资价格指数 ( 上年 =100%) 108.9% 97.6% 103.6% 106.6% 101.1% 100.3% 3.02% 中国原材料 110.5% 92.1% 109.6% 109.1% 98.2% 98% 2.92% 50 中国统计年鉴 2014.

28 第 28 页 燃料价格指数 51 ( 上年 =100%) 中国就业人员工资 52 ( 上年 =100%) 110.7% 112.6% 109.8% 108.6% 109.0% 107.3% 8.5% 针对年均净供电量 : 当本项目年供电量增加 12.50% 后, 项目 IRR 将达到基准收益率 项目年供电量数据来自可研报告设计值 本项目的可行性研究报告由四川天一科技股份有限公司编制, 并于 2014 年 4 月 16 日获得水城县发展和改革局备案批复 四川天一科技股份有限公司具有工程咨询甲级设计资质 因此, 项目年供电量的数据来源是可靠的 另外, 通过交叉验证贵州省内其他类似项目的等效满负荷小时数, 确认本项目的年等效满负荷小时数为 4,800 小时, 处于 4,783 小时至 6,000 小时区间之内, 是一个合理的数值 贵州省类似项目的年运行小时数如下表所示 : CDM/CCER 注册号 012/CCER 项目名称 贵州盘江煤层气开发利用有限责任公司煤矿瓦斯发电项目 ( 三期 ) 年运行小时数 ( 小时 ) 4, /CCER 贵州盘江低浓度煤矿瓦斯发电项目二期 4, /CCER 贵州盘江煤矿瓦斯发电项目 4,800 审定 /CCER 盘县红果镇苞谷山煤矿低浓度瓦斯发电项目 5,500 审定 /CCER 盘县石桥镇老洼地煤矿低浓度瓦斯发电项目 6, /CDM 金沙一号瓦斯综合利用项目 4,783 最小值 4,783 最大值 6,000 拟议项目 4,800 针对电价 : 当煤矿购电电价增加 12.50% 后, 项目 IRR 将达到基准收益率 本项目采 51 中国统计年鉴 中国统计年鉴 2014.

29 第 29 页 用的购电电价 元 /kwh( 含税 ) 来自于可行性研究报告, 也是煤矿与电网公司的实际结算电价, 而电网公司的销售电价受政府的严格控制, 因此不可能有大幅上涨 因此下网电价几乎不可能上涨 12.50% 综上, 从敏感性分析结果可知, 当关键参数在合理区间变化时, 项目 IRR 仍低于基准收益率, 因此项目活动不具有财务 / 经济吸引力 步骤 3. 障碍分析 根据 额外性论证与评价工具, 项目额外性可采用投资分析或障碍分析 本项目采用投资分析进行额外性论证, 因此不采用障碍分析 步骤 4. 普遍性分析 根据 额外性论证与评价工具 ( 版 ) 有关普遍性分析的规定, 如果项目属于以下四种类型, 需要使用 普遍性分析工具 (03.1 版 ) 对项目的普遍性进行论述 : a) 燃料和原料的转换 b) 改变 / 不改变能源的技术转换 c) 甲烷的消除 d) 避免产生甲烷 本项目属于以上 c) 类项目, 所以根据指南普遍性分析步骤如下 : 子步骤 4-1. 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 6.6MW, 相应的产出范围为 3.3 MW 到 9.9MW 子步骤 4-2. 定义满足下列条件与拟议项目类似的项目 : (a) 位于所适用的地理区域内的项目 ; (b) 所采取措施与拟议项目活动相同的项目 ; (c) 如果自愿减排项目属于 b) 类项目, 类似项目应该和自愿减排项目使用相同的能源 / 燃料和原料 ; (d) 项目实施所在的工厂, 所生产的产品或服务与拟议项目工厂所生产的产品或服务具有可比质量, 属性和应用区域 ( 例如, 熟料 );

30 第 30 页 (e) 项目的容量或产出在子步骤 1 计算得出的适用的容量或产出范围内 ; (f) 拟议项目活动的项目设计文件公示之前或拟议项目活动开始之前 ( 两者中较早者 ), 已经开始商业运营的项目 ; 对于 (a), 由于中国各个省市之间在投资环境上 ( 电价 材料价格 劳动力价格等差异 ) 自然资源的可得性上 经济发展水平及工业结构上都存在不同地 适用于本省的情况 另外, 煤矿瓦斯发电项目由所在省 自治区发改委或权利下放至市 县发改部门负责审批, 项目环境评估报告由所在省 自治区或市 县环保局负责审批 因此, 本项目合理适用的地理区域为贵州省 对于 (b), 本项目利用低浓瓦斯进行发电 ; 对于 (c), 本项目为 c) 类项目 ; 对于 (d), 本项目产生电能 类似项目应该也是发电项目, 且电力应供煤矿自用 同时本项目也销毁甲烷, 因此类似项目也应该销毁甲烷 ; 对于 (e), 根据子步骤 4-1 的计算, 只考虑装机容量在 3.3 MW~9.9MW 的低浓瓦斯发电项目 ; 对于 (f), 本项目的开始时间在 2014 年 4 月 21 日, 早于拟议项目设计文件的公示日期, 因此, 识别出的项目应该是在此日期之前就已经开始商业运行的项目 根据 2014 中国电力年鉴 的数据, 联合国 CDM 执行理事会网站 53, 中国清洁发展机制网站信息 , 黄金标准和国际自愿碳减排网站信息以及中国自愿减排交易信息平台 57, 共识别出 1 个项目符合以上信息 : 盘县红果镇苞谷山煤矿低浓度瓦斯发电项目 ( 处于 CCER 审定阶段 ) 子步骤 4-3. 在子步骤 4-2 识别出的项目中, 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 子步骤 4-2 中识别出来的项目正在申报国内自愿减排项目 (CCER 项目 ), 排除

31 第 31 页 因此 N all = 0 子步骤 4-4. 根据子步骤 4-3 识别出的类似项目, 选出技术不同的项目, 归为 N diff 由于符合子步骤 4-3 要求的项目个数为 0, 因此 N diff = 0 子步骤 4-5: 计算因子 F=1-N diff /N all, 该因子表示在所有满足装机容量范围的电厂中, 采用了与本项目类似的技术的项目所占比例 N diff / N all =1; F= 1- N diff / N all = 1-1=0< 0.2; N all - N diff =0<3 因此, 根据 额外性论证与评价工具 ( 第 版 ), 本项目不具有普遍性 综上所述, 本项目具有额外性 B.6. 减排量 B.6.1. 计算方法的说明 >> 1. 项目排放 PE = PE ME + PE MD + PE UM (B-1) 其中 : PE PE ME PE MD = 年项目活动的排放量 (tco 2 e); = 收集和利用煤层气所使用的能源导致的项目排放量 (tco 2 e); = 消除煤层气导致的项目排放量 (tco 2 e); PE UM = 未燃烧煤层气导致的项目排放量 (tco 2 e) 收集和利用 CMM 所需额外能源导致的燃烧排放量 本项目利用的瓦斯抽采系统为原有的煤矿瓦斯安全抽排系统, 并无新增的抽采设备安装和能源消耗 没有额外的设备安装或燃料消耗 项目活动采用的 CMM 发电设备除 CMM 以外, 不额外消耗其它燃料 CMM 利用设施将消耗一小部分电, 电力来源主要为 CMM 发电, 当发电

32 第 32 页 电力不足时, 将由南方电网提供 PE ME = CONS ELEC, PJ CEF ELEC 其中 : PE ME CONS ELEC, PJ = 收集和利用或消除煤层气消耗燃料的排放量 (tco 2 e); = 收集和利用或消除煤层气所需的额外电消耗 (MWh); CEF ELEC = 煤矿用电的碳排放因子 (tco 2 /MWh) 电网的排放因子根据 电力系统排放因子计算工具 ( 第 04 版 ) 计算 利用收集的煤层气导致的燃烧排放量 在本项目活动中, CMM 被用来发电, 甲烷在发电机组燃烧销毁 当收集的煤层气在电厂中被点燃时, 燃烧过程会排放出二氧化碳 (B-2) 此外, 如果非甲烷碳氢化合物 (NMHC) 占抽采的煤层气体积的 1% 以上, 应计算此类气体燃烧产生的排放, 如小于 1% 则可以不考虑 本项目活动, 每年都将通过煤层气气体样品分析进行 NMHC 浓度的监测 ; 如果结果显示浓度超过 1%, 则 PE MD 中应包括燃烧 NMHC 产生的排放 PE MD =MD ELEC (CEF CH4 + r CEF NMHC ) r = PC NMHC / PC CH4 (B-3) (B-3a) 其中 : PE MD = 消除 CMM 导致的项目排放量 (tco 2 e); MD ELEC = 通过发电消除的煤层气 (tch 4 ); CEF CH4 = 燃烧甲烷的排放因子 (2.75 tco 2 e/tch 4 ); CEF NMHC = 非甲烷碳氢化合物 (NMHC) 燃烧的碳排放因子 (tco 2 e/tnmhc);( 因 NMHC 浓度在变化, 因此要对收集的煤层气进行定期分析 ); r =NMHC 与煤层气的相关比例 ; PC CH4 = 抽取的煤层气中甲烷的质量浓度 ( 在湿基下测量 ),%; PC NMHC = 抽取的煤层气中 NMHC 的质量浓度 (% ) MD ELEC 和 MM ELEC 的单位定为 tch 4 在标准状况下,1 mol 的 CH 4 是 22.4L 因此在 0, 一个标准大气压下,1Nm 3 甲烷的质量是

33 第 33 页 kg 58 ; 在 20, 一个标准大气压下, 质量为 0.67 kg MD ELEC = MM ELEC Eff ELEC (B-4) 其中 : MM ELEC = 测量的送往电厂的煤层气量 (tch 4 ); Eff ELEC = 发电厂煤层气消除的效率 ( 根据 IPCC, 取 99.5%) 燃烧中未燃烧的煤层气 PE UM = GWP CH4 MM ELEC ( 1- Eff ELEC ) (B-5) 其中 : PE UM = 未燃烧煤层气导致的项目排放量 (tco 2 e); GWP CH4 = 甲烷的全球变暖潜势 (25 tco 2 e/tch 4 ); MM ELEC = 测量的送往电厂的煤层气量 (tch 4 ); Eff ELEC = 电厂中消除煤层气的效率 ( 根据 IPCC, 取 99.5%) 2. 基准线排放 BE = BE MD, + BE MR, + BE Use, (B-6) 其中 : BE BE MD, BE MR, = 年的基准线排放量 (tco 2 e); = 年的基准线情景下消除甲烷的基准线排放量 (tco 2 e); = 年项目活动避免甲烷释放到大气的排放量 (tco 2 e); BE Use, = 年项目活动发电或供热所替代的基准线排放 (tco 2 e) 基准线甲烷消除 本项目基准线下抽采的 CMM 全部释放到大气中 因此 BE MD, = 0 58 数据来源于 CDM 方法学 ACM0001( 第 11 版 ) 脚注

34 第 34 页 甲烷排空 BE MR, = GWP CH4 [(CMM PJ,i, CMM BL,i, ) + (PMM PJ,i, PMM BL,i, )] (B-7) 其中 : BE MR, = 由于项目活动所避免的基准线下释放到大气中的甲烷的排放 (tco 2 e); CMM PJ,i, = 年项目活动消除的采前 CMM 量 ( 单位是 CH 4 ); CMM BJ,i, = 年基准线情景下消除的采前 CMM 量 ( 单位是 CH 4 ); PMM PJ,i, = 年项目活动消除的采后 CMM 量 ( 单位是 CH 4 ); PMM BJ,i, = 年基准线情景下消除的采后 CMM 量 ( 单位是 CH 4 ); GWP CH4 = 甲烷的全球变暖潜势 (25tCO 2 e/tch 4 ) 在基准线情景下,CMM 被释放到大气中, 没有进行利用和消除, 因此,CMM BJ,i, 和 PMM BJ,i, 都为 0 BE MR = GWP CH4 (CMM PJ,i, + PMM PJ,i, ) (B-8) 基准线情景下排放的甲烷量相当于项目活动中发电所利用的甲烷量 CMM PJ,i, 和 PMM PJ,i, 的总量代表项目活动中用来发电的 CMM 的量 项目活动替代的发电 / 热能利用和作为交通工具燃料使用所导致的排放量 本项目只涉及 CMM 因此,ED CBMw, 和 ED CBMz, 为 0 项目活动所替代的热 / 发电量的基准线排放量的公式如下 : BE Use, = ED CPMM, (B-9) 其中 : BE Use, = 年项目活动替代发电 热能利用导致的基准线排放总量 (tco 2 ); ED CPMM, = 通过使用 CMM 替代终端使用所导致的排放量 (tco 2 )

35 第 35 页 ED CPMM, = (CMM PJi, + PMM PJi, ) / CBMM tot, PBE Use, (B-10) 其中 : CBMM tot, = 年项目活动收集及利用的所有 CMM 和 VAM(tCH 4 ); CMM PJ,i, = 年项目活动收集的采前 CMM(tCH 4 ); PMM PJ,i, = 年项目活动收集的采后 CMM(tCH 4 ); PBE Use, = 年项目活动替代发电或者供热所产生的潜在基准线排放总量 (tco 2 ) 第 年收集的甲烷总量描述如下 : CBMM tot, = CMM PJ,i, + PMM PJ,i, (B-11) 其中 : CBMM tot, = 年项目活动收集及利用所有 CMM 和 VAM(tCH 4 ); CMM PJ,i, = 年项目活动收集的采前 CMM(tCH 4 ); PMM PJ,i, = 年项目活动收集的采后 CMM(tCH 4 ) 由于替代电量和供热产生的潜在总的减排量的公式如下 : PBE Use, = GEN EF ELEC + HEAT EF HEAT (B-12) 本项目不涉及供热, 因此, 潜在的减排量计算公式简化如下 : PBE Use, = GEN EF ELEC (B-12a) 其中 : PBE Use, GEN EF ELEC = 年项目活动替代发电或者供热所产生的潜在基准线排放总量 (tco 2 ); = 年项目活动所替代的电网电量 (MWh); = 项目替代电量的排放因子 (tco 2 e/mwh); 根据公式 B-10 至 B-12, 项目活动发电替代网电的减排量计算公式如

36 第 36 页 下 : BE Use, = GEN EF ELEC (B-13) 其中电力排放因为 EF ELEC 与 CEF ELEC 的取值一样, 都是根据 电力系统排放因子计算工具 ( 第 04.0 版 ) 进行计算 按照如下步骤计算 : 步骤 1. 确定相关的电网系统 根据国家发展和改革委员会应对气候变化司公布的 2014 年中国区域电网基准线排放因子, 确定项目连接的电网系统是南方电网 南方电网覆盖了广东省, 广西自治区, 云南省, 贵州省和海南省 步骤 2. 确定项目电力系统中是否包括离网电厂 使用 电力系统排放因子计算工具 ( 第 04.0 版 ) 中选项 I( 在计算过程中只包含联网电厂 ) 来计算电量边际排放因子和容量边际排放因子 步骤 3. 选择电量边际排放因子 (OM) 的计算方法 电力系统排放因子计算工具 ( 第 04.0 版 ) 提供了如下四种计算电量边际排放因子 ( EF, ) 的方法 : OM (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 ; 和 (d) 平均电量边际排放因子方法 上述 4 种方法都可以用于计算电量边际排放因子 但简单电量边际排放因子方法的适用条件是低运行成本 / 必须运行的电厂在电网发电构成中低于 50%, 可采用 1) 最近 5 年的平均值, 或 2) 根据水电发电量的长期平均值 本项目所在的南方电网的发电总量中低运行成本 / 必须运行的电厂在 2008 年占 34.5% 2009 年占 32.36% 2010 年占 32.81% 2011 年占 31.73%,2012 年占 37.96, 均低于 50%, 符合方法 (a) 的适用条件 因此, 方法 (a) 简单电量边际排放因子方法可以用于计算本项目的电量边际排放因子 ( OM EF, )

37 第 37 页 关于简单电量边际排放因子, 可以采用以下两种方式计算 : 事前计算或事后更新 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机构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 ; 事后更新 : 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 年排放因子的数据通常在第 年结束 6 个月后才能获得, 那么可以使用第 -1 年的排放因子 ; 如果计算第 年排放因子的数据通常在第 年结束 18 个月后才能获得, 那么可以使用第 -2 年的排放因子 ; 要求在计入期内只能使用第 年 第 -1 年或者第 -2 年的数据来更新排放因子 关于简单电量边际排放因子, 可以采用以下两种方式计算 : 事前计算或事后更新 本项目采用事前计算方法, 采用 CCER 设计文件提交给审定机构审查时能获得的最近 3 年的统计数据, 不需要在计入期内对排放因子进行监测和重新计算 步骤 4. 采用选定的方法计算电量边际排放因子 ( OM) 根据 电力系统排放因子计算工具 ( 第 04.0 版 ), 步骤 3(a) 提供了计算电量边际排放因子 (OM ) 的 A B 两个选项 : 选项 A: 基于单个电厂的净发电量及其 CO 2 排放因子进行计算 ; 选项 B: 基于电网中所有电厂的累计净发电量 燃料类型以及累计燃料消费量进行计算 因为南方电网内单个电厂的净发电量及 CO 2 排放因子数据不可得, 所以选项 A 不适用于本项目 ; 因为南方电网的低运行成本 / 必须运行的电厂只有可再生能源电厂和核电厂且无离网电厂被纳入电力系统排放因子计算过程, 所以采用选项 B 计算简单电量边际排放因子 ( EF grid, OMsimple, ), 计算公式如下 : EF grid, OMsimple, i ( FC NCV EF ) i, i, CO2, i, EG (B-14)

38 第 38 页 其中 : EF, grid OMsimple, 是第 年简单电量边际 CO 2 排放因子 (tco 2 /MWh); FC i, 是第 年南方电网燃料 i 的消耗量 ( 质量或体积单位 ); NCV i, 是第 年燃料 i 的净热值 ( 能源含量,GJ/ 质量或体积单位 ); EF, CO2, i 是第 年燃料 i 的 CO 2 排放因子 (tco 2 e/gj); EG 是南方电网第 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 年南方电网消耗的所有化石燃料种类 ; 是按照第 3 步选择的提交 PDD 时可获得数据的最近三年 ( 事先计算 ); 计算电量边际排放因子 ( EF grid, OM, ) 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分别为 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 参考国家发展和改革委员会应对气候变化司发布的 2014 年中国区域电网基准线排放因子, 南方电网电量边际排放因子 ( EF grid, OM, ) 为 tco 2 e/mwh 步骤 5. 确定计算容量边际排放因子 ( BM) 电力系统排放因子计算工具 提供了计算容量边际排放因子 ( EF grid BM, 的两种选择 :, ) 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 ;

39 第 39 页 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, 在第一计入期内更新容量边际排放因子 ( EF grid, BM, ); 在第二个计入期内按选项 1) 的方法事前计算容量边际排放因子 ( EF grid, 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再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) 识别出除注册为减排项目机组外, 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, 单位 MWh); (b) 确定出注册为减排项目机组外, 项目电力系统的年发电量 (AEG total, 单位 MWh) 识别出除注册为减排项目的机组外, 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%, 单位 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的时间都不在 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) (d) 从 SET sample 的电力机组中除去想电网开始供电时间早于 10 年者 将注册为减排项目并最近开始向电网供电的电力机组包含至 SET sample, 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 SETsample-CDM, 单位 MWh); 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 SETsample-CDM 0.2 AEGtotal), 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) (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-

40 第 40 页 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 - 10rs) 由于数据可得性的原因, 同意应用如下偏离 59 : 使用过去几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供电量来估算权重, 并建议使用中国省级 / 地区或者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 因此, 本项目首先计算新增装机容量及其中各种发电技术的组成, 然后计算各发电技术的新增装机权重, 最后利用各种技术商业化的最优效率水平计算容量边际排放因子 ( EF grid, BM, ) 根据 电力系统排放因子计算工具, 容量边际排放因子 ( EF grid, 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, 其中 : m EG m, m EF EG m, EL, m, (B-15) EF, grid, BM EF, EL, m 是第 年的容量边际排放因子 (tco 2 /MWh); 是第 m 个样本机组在第 年的排放因子 (tco 2 /MWh); EG m, 是第 m 个样本机组在第 年向电网提供的电量 (MWh), 也即 上网电量 m 是样本机组 是能够获得发电历史数据的最近年份 其中第 m 个机组的排放因子 EF EL, m, 根据 电力系统排放因子计算工具 的步骤 4(a) 简单电量边际排放因子 中的选项 A2 计算 59

41 第 41 页 根据现有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的容量, 因此采用如下步骤计算容量边际排放因子 ( EF grid, BM, ): 步骤 1. 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 Coal, i, j, i COAL, j i, j F F i, j, NCV NCV i, i, EF EF CO 2, i, j, CO 2, i, j, (B-16) Oil, Gas, i, j, i OIL, j i, j F F i, j, i, j, i GAS, j i, j F F 其中 : i, j, NCV NCV NCV i, i, NCV i, EF EF i, EF EF CO 2, i, j, CO 2, i, j, CO 2, i, j, CO 2, i, j, (B-17) (B-18) F i j,, 是第 j 个省份在第 年的燃料 i 消耗量 ( 质量或体积单位, 其中固体和液体燃料为吨, 气体燃料为立方米 ); NCV i, 是燃料 i 在第 年的净热值 ( 固体和液体燃料为 GJ/t, 气体燃料为 EF, GJ/m3) CO2, i, j 是燃料 i 的排放因子 (tco 2 e/gj) 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 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 Thermal, Coal, EFCoal, Adv, Oil, EFOil, Adv, Gas, EF Gas, Adv, (B-19) 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 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的容量边际排放因子 ( EF grid, BM, )

42 第 42 页 CAP Thermal, EF grid, BM, EFThermal, CAPTotal. (B-20) 其中 : CAP Total, 是超过现有容量 20% 的新增总容量 ; CAP Thermal, 是新增火电容量 ; 计算容量边际排放因子 ( EF grid, BM, ) 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 参考由国家发展和改革委员会应对气候变化司发布的 2014 年中国区域 EF grid, BM, 电网基准线排放因子, 南方电网的容量边际排放因子 ( ) 数值为 tco 2 e/mwh EF grid CM, 步骤 6. 计算基准线排放因子 (, ) 基准线排放因子 ( EF grid, CM, ) 可以由以下两种方式计算 : (a) CM 的加权平均 ( 优先选项 ); 或 (b) 简单 CM( 尽可在以下情况使用 : 项目活动位于 :(i) 最不发达国家 (LDC); 或 (i i) 在本项目活动开始公示日期之前, 只有不到 10 个注册项目的国家 ; 或 (iii) 发展中的小岛屿国家 (SIDS); 以及步骤 5 所需要的数据不可得 ) 因此本项目活动选择 CM 的加权平均 ( 选项 A), 计算公式如下 : EF grid, CM, EFgrid, OM, OM EFgrid, BM, BM (B-21) 其中 : EF grid, OM, 电量边际排放因子 EF grid, BM, 容量边际排放因子 OM 电量边际排放因子的权重, 默认值为 0.5; 容量边际排放因子的权重, 默认值为 0.5; BM

43 第 43 页 EF grid, CM, 计算结果如表 B-10 所示 表 B-10 南方电网的 EF,, grid CM 3. 泄漏 EF grid, OM, tCO 2 /MWh EF grid, BM, tco 2 /MWh EF,, tCO2/MWh grid CM LE = LE d, + LE o, (B-22) 其中 : LE LE d, = 年泄漏排放量 (tco 2 e); = 年由于煤层气取代了基准热能利用的其他能源产生的泄漏排放 (tco 2 e); LE o, = 年其他不确定情况产生的泄漏排放 (tco 2 e) 自愿减排项目活动所导致的泄漏如下所示 : a) 替代基准线热能用户使用的甲烷 ; b) 从非应力区外部开采的 CBM; c) 自愿减排项目活动对煤炭产量的影响 ; d) 自愿减排项目活动对煤价和市场动态的影响 由于甲烷在基准线情景下直接被排放, 没有用于满足其他基准线情景下的热需求, 故 LE d, 为 0 本项目不涉及 CBM, 并且也不会影响到煤矿的产量和价格及市场动态, 因此 LE o, 也为 0 因此, 本项目不考虑泄漏排放 4. 减排量估算 本项目活动 年产生的减排量 ( 排放量 ( PE ), 计算公式如下 : ER ) 等于基准线排放量 ( BE ) 减去项目 ER = BE PE LE (B-23) 其中 :

44 第 44 页 ER BE PE = 年项目活动的减排量 (tco 2 e); = 年的基准排放量 (tco 2 e); = 年的项目排放量 (tco 2 e); LE = 年的泄漏排放量 (tco 2 e) >> B.6.2. 预先确定的参数和数据 数据 / 参数 : CEF CH 4 单位 : tco 2 e/tch 4 描述 : 甲烷燃烧的碳排放因子 所使用数据的来源 : CM-003-V01 默认值 所应用的数据值 : 2.75 证明数据选用的合理 CM-003-V01 性或说明实际应用的 测量方法和程序步 骤 : 数据用途 : 计算项目排放 评价 : - 数据 / 参数 : Eff ELEC 单位 : - 描述 : 发电厂煤层气消除的效率 所使用数据的来源 : CM-003-V01 默认值 所应用的数据值 : 99.5% 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 : GWP CH 4 CM-003-V01 计算项目排放

45 第 45 页 单位 : tco 2 e/tch 4 描述 : 甲烷的全球变暖潜势 所使用数据的来源 : CM-003-V01 默认值 所应用的数据值 : 25 证明数据选用的合理 CM-003-V01 性或说明实际应用的 测量方法和程序步 骤 : 数据用途 : 计算项目排放和基准线排放 评价 : - 数据 / 参数 : W OM 单位 : % 描述 : 电量边际排放因子的权重 所使用数据的来源 : 电力系统排放因子计算工具 ( 第 04.0 版 ) 所应用的数据值 : 50 证明数据选用的合理性或说明实际应用的 方法学 CM-003-V01 及 电力系统排放因子计算工具 ( 第 04.0 版 ) 测量方法和程序步 骤 : 数据用途 : 计算项目排放和基准线排放 评价 : - 数据 / 参数 : W BM 单位 : % 描述 : 容量边际排放因子的权重 所使用数据的来源 : 电力系统排放因子计算工具 ( 第 04.0 版 ) 所应用的数据值 : 50 证明数据选用的合理性或说明实际应用的 方法学 CM-003-V01 及 电力系统排放因子计算工具 ( 第 04.0 版 ) 测量方法和程序步 骤 : 数据用途 : 计算项目排放和基准线排放 评价 : - 数据 / 参数 : EF, grid, OM

46 第 46 页 单位 : tco 2 e/mwh 描述 : 南方电网的电量边际排放因子 所使用数据的来源 : 2014 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 中国国家统计局和国家改委的官方数据 性或说明实际应用的 测量方法和程序步 骤 : 数据用途 : 计算基准线排放和项目排放 评价 : - 数据 / 参数 : EF grid, BM, 单位 : tco 2 e/mwh 描述 : 南方电网的容量边际排放因子 所使用数据的来源 : 2014 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 中国国家统计局和国家发改委的官方数据 性或说明实际应用的 测量方法和程序步 骤 : 数据用途 : 计算基准线排放和项目排放 评价 : - 数据 / 参数 : EF grid, CM, 单位 : tco 2 e/mwh 描述 : 南方电网的组合边际排放因子 所使用数据的来源 : 2014 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 中国国家统计局和国家发改委的官方数据 性或说明实际应用的 测量方法和程序步 骤 : 数据用途 : 计算基准线排放和项目排放 评价 : - 数据 / 参数 : CMM BL,i,

47 第 47 页 单位 : tch 4 描述 : 年基准线情景下用途 i 收集 输送和销毁的采前 CMM 所使用的数据来源 : 项目业主提供 所应用的数据值 : 0 证明数据选用的合理基准线情景下, 收集的 CMM 释放到大气中未利性或说明实际应用的用 因此,CMMBL,i, 为 0 测量方法和程序步 骤 : 数据用途 计算基准线情景下销毁煤矿瓦斯的基准线排放量 评价意见 : - 数据 / 参数 : PMM BL,i, 单位 : tch 4 描述 : 年基准线情景下用途 i 收集 输送和销毁的采后 CMM 所使用的数据来源 : 项目业主提供 所应用的数据值 : 0 证明数据选用的合理基准线情景下, 收集的 CMM 释放到大气中未利性或说明实际应用的用 因此,PMMBL,i, 为 0 测量方法和程序步 骤 : 数据用途 计算基准线情景下销毁煤矿瓦斯的基准线排放量 评价意见 : - 数据 / 参数 : EG 单位 : MWh 描述 : 南方电网连接的电网在第 年的发电量 所使用数据的来源 : 中国电力年鉴 2011/2012/2013 所应用的数据值 : 见附件 2 证明数据选用的合理 中国国家统计局和国家发改委的官方数据 性或说明实际应用的 测量方法和程序步 骤 : 数据用途 : 计算基准线排放和项目排放

48 第 48 页 评价 : - 数据 / 参数 : 单位 : EF CO2,i, kg C/GJ 或 tco 2 / 燃料质量 描述 : 第 年燃料 i 的 CO 2 排放因子 所使用数据的来源 : 2006 年 IPCC 国家温室气体清单指南 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 2006 年 IPCC 国家温室气体清单指南 是可靠的数据来源 测量方法和程序步 骤 : 数据用途 : 计算项目排放和基准线排放 评价 : - FC i, 数据 / 参数 : 单位 : t 或 m 3 描述 : 第 年南方电网消耗的燃料 i 的量 所使用数据的来源 : 中国能源统计年鉴 2011/2012/2013 所应用的数据值 : 详见附件 2 证明数据选用的合理 中国国家统计局和国家发改委的官方数据 性或说明实际应用的 测量方法和程序步 骤 : 数据用途 : 计算项目排放和基准线排放 评价 : - NCV i, 数据 / 参数 : 单位 : MJ/t 描述 : 第 年燃料 i 的净热值所使用数据的来源 : 中国能源统计年鉴 2011/2012/2013 所应用的数据值 : 详见附件 2 证明数据选用的合理中国国家统计局和国家发改委的官方数据性或说明实际应用的测量方法和程序步骤 : 数据用途 : 计算项目排放和基准线排放

49 第 49 页 评价 : - CAP i, 数据 / 参数 : 单位 : MW 描述 : 第 年南方电网化石燃料 i 电厂的装机容量 所使用数据的来源 : 中国电力年鉴 2011/2012/2013 所应用的数据值 : 详见附件 2 证明数据选用的合理 中国国家统计局和国家发改委的官方数据 性或说明实际应用的 测量方法和程序步 骤 : 数据用途 : 用于计算基准线排放和项目排放 评价 : - η i,adv 数据 / 参数 : 单位 : % 描述 : 电厂可利用的商业化最优技术 i 的发电效率 所使用数据的来源 : 中国国家发改委 所应用的数据值 : 详见附件 2 证明数据选用的合理 根据 EB 的替代方案, 最高效技术的应用符合保守 性或说明实际应用的 型原则 测量方法和程序步 骤 : 数据用途 : 计算基准线排放和项目排放 评价 : - 数据 / 参数 : OXID i 单位 : % 描述 : 燃料 i 的氧化率 所使用数据的来源 : IPCC2006 所应用的数据值 : 详见附件 2 证明数据选用的合理 IPCC 的官方数据 性或说明实际应用的 测量方法和程序步 骤 : 数据用途 : 计算基准线排放和项目排放

50 第 50 页 评价 : - B.6.3. 减排量事前计算 >> 依据 B.6.1 中的计算公式, 计算结果如下 : 1. 项目排放 项目排放按如下公式计算 : PE = PE ME + PE MD + PE UM 收集和利用 CMM 所需额外能源导致的燃烧排放量 本项目活动采用的瓦斯发电设施仅利用 CMM 作为燃料, 无其它额外的化石燃料消耗 CMM 发电设施将消耗一小部分电力, 主要来自瓦斯发电站自发电量, 以及停机时的下网电量 CMM 电站的净供电量作为减排量计算依据 因此, 项目活动电力消耗及消耗其他化石燃料产生的排放事前估算为 0 利用收集的煤层气导致的燃烧排放量 根据可行性研究报告中发耳煤矿瓦斯气样的气体组成分析结果 60, 本项目非甲烷碳氢化合物 (NMHC) 占抽采的煤层气体积为 0, 小于 1%, 因此不考虑此类气体燃烧产生的排放 本项目一期消耗的纯甲烷量为 6,268,000 Nm 3, 二期消耗的纯甲烷量为 5,224,000 Nm 3, 全厂总计消耗的纯甲烷量为 11,492,000 Nm 3, 因此 PE MD 计算如下 : 一期 : PE MD =MD ELEC CEF CH4 = 4,179 tch tco 2 / tch 4 =11,492 tco 2 MD ELEC = MM ELEC Eff ELEC =4,200 tch % = 4,179tCH 4 MM ELEC = (6,268,000 Nm kg/m 3 ) / 1,000 = 4,200 tch 4 二期 : PE MD =MD ELEC CEF CH4 =3,482 tch tco 2 / tch 4 =9,576 tco 2 60 可行性研究报告, 第 9 页

51 第 51 页 MD ELEC = MM ELEC Eff ELEC =3,500 tch % =3,482tCH 4 MM ELEC = (5,224,000 Nm kg/m 3 ) / 1,000 = 3,500 tch 4 全厂 : PE MD =MD ELEC CEF CH4 = 7,661 tch tco 2 / tch 4 = 21,068 tco 2 MD ELEC = MM ELEC Eff ELEC =7,700 tch % = 7,661tCH 4 MM ELEC = (11,492,000 Nm kg/m 3 ) / 1,000 = 7,700 tch 4 燃烧中未燃烧的煤层气 一期 : PE UM = GWP CH4 MM ELEC ( 1- Eff ELEC ) = 25 tco 2 / tch 4 4,200 tch 4 0.5% = 525 tco 2 二期 : PE UM = GWP CH4 MM ELEC ( 1- Eff ELEC ) = 25 tco 2 / tch 4 3,500 tch 4 0.5% = 437 tco 2 全厂 : PE UM = GWP CH4 MM ELEC ( 1- Eff ELEC ) = 25 tco 2 / tch 4 7,700tCH 4 0.5% = 962 tco 2 表 B-9 项目排放计算结果 年份 01/01/ /12/ /01/ /12/ /01/ /12/ /01/ /12/ /01/ /12/2019 PE PE ME, PE MD, MD ELEC MM ELEC PE UM, tco 2 e tco 2 e tco 2 e tch 4 tch 4 tco 2 e 12, ,492 4,179 4, , ,492 4,179 4, , ,068 7,661 7, , ,068 7,661 7, , ,068 7,661 7, 本项目一期于 2015 年 1 月 1 日投产, 二期预计于 2017 年 1 月 1 日投产 因此在 2015 年和 2016 年, 二期不产生减排量, 只包含一期项目所产生的项目排放 基准线排放以及对应的减排量

52 第 52 页 01/01/ /12/ , ,068 7,661 7, /01/ /12/ , ,068 7,661 7, /01/ /12/ , ,068 7,661 7, /01/ /12/ , ,068 7,661 7, /01/ /12/ , ,068 7,661 7, 合计 200, ,530 69,650 70,000 8, 基准线排放 基准线排放可通过如下公式计算 : BE = BE MD, + BE MR, + BE Use, 基准线甲烷消除 基准线情景下所有抽采的瓦斯都将排空, 因此, BE 0 甲烷排空 MD, 基准线情景下甲烷排空量等于项目活动发电消耗的甲烷量 一期 : BE MR = GWP CH4 (CMM PJ,i, + PMM PJ,i, )= 25 tco 2 / tch 4 4,200 tch 4 = 104,994tCO 2 CMM PJ,i, + PMM PJ,i, = (6,268,000 Nm kg/m 3 ) / 1,000 = 4,200 tch 4 二期 : BE MR = GWP CH4 (CMM PJ,i, + PMM PJ,i, )= 25 tco 2 / tch 4 3,500 tch 4 = 87,495tCO 2 CMM PJ,i, + PMM PJ,i, = (5,224,000 Nm kg/m 3 ) / 1,000 = 3,500 tch 4 全厂 : BE MR = GWP CH4 (CMM PJ,i, + PMM PJ,i, )= 25 tco 2 / tch 4 7,700 tch 4 = 192,490 tco 2

53 第 53 页 CMM PJ,i, + PMM PJ,i, = (11,492,000 Nm kg/m 3 ) / 1,000 = 7,700 tch 4 项目活动替代的发电 / 热能利用和作为交通工具燃料使用所导致的排放量根据 B.6.1 的计算结果, 南方电网的基准线排放因子 EF grid, CM, = tco 2 /MWh, 因此发电的基准线年排放量为 : 一期 : BE Use, = GEN EF ELEC =16,290MWh tco 2 /MWh= 11,036 tco 2 二期 : BE Use, = GEN EF ELEC =13,575MWh tco 2 /MWh=9,197 tco 2 全厂 : BE Use, = GEN EF ELEC =29,865MWh tco 2 /MWh= 20,233 tco 2 表 B-10 基准线排放量计算结果 年份 01/01/ /12/ /01/ /12/ /01/ /12/ /01/ /12/ /01/ /12/ /01/ /12/ /01/ /12/ /01/ /12/ /01/ /12/ /01/ /12/2024 BE BE MD, BE MR, CMM PJ,i, + PMM PJ,i, BE use, GEN tco 2 tco 2 tco 2 tch m 3 tco 2 MWh 116, ,994 4,200 6,268 11,036 16, , ,994 4,200 6,268 11,036 16, , ,490 7,700 11,492 20,233 29, , ,490 7,700 11,492 20,233 29, , ,490 7,700 11,492 20,233 29, , ,490 7,700 11,492 20,233 29, , ,490 7,700 11,492 20,233 29, , ,490 7,700 11,492 20,233 29, , ,490 7,700 11,492 20,233 29, , ,490 7,700 11,492 20,233 29, 本项目一期于 2015 年 1 月 1 日投产, 二期预计于 2017 年 1 月 1 日投产 因此在 2015 年和 2016 年, 二期不产生减排量, 只包含一期项目所产生的项目排放 基准线排放以及对应的减排量

54 第 54 页 合计 1,933, ,749,910 70, , , , 泄漏 根据方法学 CM-003-V01, 本项目不考虑排放泄漏 ( 具体分析见 B.6.1 节 ) 4. 减排量计算 ER =BE - PE - LE B.6.4. 事前估算减排量概要基准线排项目排泄漏减排量年份放放 (tco 2 e) (tco 2 e) (tco 2 e) (tco 2 e) 01/01/2015~31/12/ ,031 12, ,014 01/01/2016~31/12/ ,031 12, ,014 01/01/2017~31/12/ ,723 22, ,693 01/01/2018~31/12/ ,723 22, ,693 01/01/2019~31/12/ ,723 22, ,693 01/01/2020~31/12/ ,723 22, ,693 01/01/2021~31/12/ ,723 22, ,693 01/01/2022~31/12/ ,723 22, ,693 01/01/2023~31/12/ ,723 22, ,693 01/01/2024~31/12/ ,723 22, ,693 合计 1,933, , ,733,572 计入期时间合计 10 年 计入期内年均值 193,385 20, ,357 B.7. 监测计划 B.7.1. 需要监测的参数和数据 >> 数据 / 参数 : MM ELEC (CMM PJ, + PMM PJ, ) 单位 : tch 4 描述 : 第 年输入发电设备的煤层气量所使用数据的来源 : 项目业主监测数据

55 第 55 页 数据值 : 7,700 ( 来自可研报告 ) 测量方法和程序 : 使用安装在发电机组进气端的气体流量计 ( 包含温度 压力补偿 ) 持续监测瓦斯流量, 使用安装在发电机组进气端的浓度仪持续监测瓦斯浓度, 监测数据通过在线监测系统自动换算为标准状态 (0 或者 20,1atm) 纯甲烷的体积流量或质量流量 监测频率 : 连续监测, 每小时记录 QA/QC 程序 : 根据相关国家 / 行业规定, 用于监测消耗甲烷量的流量计和浓度仪校准周期为 1 年一次, 相关的数据将保存至计入期结束后两年 流量计的精度不低于 2%, 浓度仪精度不低于 5% 数据用途 : 计算基准线排放和项目排放评价 : 标准状态 (STP) 指 1atm 下 0 o C 或 20 o C 在 0,1atm 下,1 Nm 3 甲烷的质量是 kg 63 ; 在 20,1atm 下,1 m 3 甲烷的质量是 0.67 kg (IPCC 默认值 ) CEF NMHC 数据 / 参数 : 单位 : tco 2 /tnmhc 描述 : 燃烧的非甲烷碳氢化合物的碳排放因子 所使用数据的来源 : 根据可行性研究报告中发耳煤矿煤矿瓦斯气样的气体组成分析结果, 本项目非甲烷碳氢化合物 (NMHC) 占抽采的煤层气体积为 0, 按照方法学 CM-003-V01, 如果其数值小于 1%, 那么该部分排放可以忽略 数据值 : 0 测量方法和程序 : 本项目气体样本将每年送到具有相关资质的单位分析 如果 NHMC 含量超过 1%, 那么将分析得出其不同成分的碳排放因子 相关的数据将保存至计入期结束后两年 监测频率 : 每年一次 QA/QC 程序 : 成分分析由具有资质的第三方机构进行 数据用途 : 计算项目排放评价 : - 63 数据来源为 CDM 方法学 ACM0001( 第 11 版 ).

56 第 56 页 数据 / 参数 : GEN 单位 : MWh 描述 : 第 年本项目向煤矿输送的供电量所使用数据的来源 : 电表 M1/M2 的读数 ( 电表安装位置如图 B-5 和图 B-6 所示 ) 数据值 : 29,865( 来自可研报告 ) 测量方法和程序 : 通过安装在厂内升压站高压侧的电表 (M1/M2 64 ) 连续监测 CMM 发电机组发电并输送至矿区 10kV 变电站的电量, 并每月记录 相关的数据将保存至计入期结束后两年 监测频率 : 持续监测 QA/QC 程序 : 根据相关国家 / 行业规定, 电表校准周期为 1 年一次, 相关的数据将保存至计入期结束后两年 电表精度不低于 0.5S 为了便于对本项目发电情况的管理, 当地供电局会每月抄取本项目监测电表读数, 并记录当月供电 用电量 作为质量控制机制, 本项目供电量将与当地供电局的相关记录进行交叉校核 数据用途 : 计算基准线排放评价 : - PC CH4 数据 / 参数 : 单位 : % 描述 : 抽取的煤矿瓦斯中甲烷的质量浓度 ( 在湿基下 ) 所使用数据的来源 : 项目现场气体分析仪监测数据 数据值 : 12.5%( 来自可研报告 ) 测量方法和程序 : 通过安装在发电机组进气端的浓度仪实时监测并记 录, 相关的数据将保存至计入期结束后两年 监测频率 : 实时监测, 每小时记录 QA/QC 程序 : 浓度仪按照国家标准由具有校核资质的第三方每年 校核一次以保证精度达到要求, 精度不低于 5% 数据用途 : 计算项目排放 评价 : - 64 本项目供电量 = M1 正 +M2 正 ;M1 正表示电表 M1 监测的正向有功电量,M2 正表示电表 M2 监测的正向有功电量

57 第 57 页 PC NMHC 数据 / 参数 : 单位 : % 描述 : 抽取的煤矿瓦斯中非甲烷碳氢化合物的质量浓度 所使用数据的来源 : 本设计文件计算采用的数据来自项目业主提供的气 样分析报告 数据值 : 根据可行性研究报告中发耳煤矿煤矿瓦斯气样的气 体组成分析结果, 本项目非甲烷碳氢化合物 (NMHC) 占抽采的煤层气体积为 0 测量方法和程序 : 气体样本将每年送到具有相关资质的第三方机构进 行分析, 相关的数据将保存至计入期结束后两年 监测频率 : 每年一次 QA/QC 程序 : 成分分析由具有资质的第三方机构进行 数据用途 : 计算项目排放 评价 : - CONS ELEC,PJ 数据 / 参数 : 单位 : MWh 描述 : 第 年本项目所消耗的下网电量所使用数据的来源 : 电表 M1/M2 65 的读数 ( 电表安装位置如图 B-5 和图 B-6 所示 ) 数据值 : 0( 来自可研报告 ) 测量方法和程序 : 通过安装在厂内升压站高压侧的电表 (M1/M2) 连续监测本项目消耗的下网电量, 并每月记录 相关的数据将保存至计入期结束后两年 监测频率 : 持续监测 QA/QC 程序 : 根据相关国家 / 行业规定, 电表校准周期为 1 年一次, 相关的数据将保存至计入期结束后两年 电表精度不低于 0.5S 为了便于对本项目发电情况的管理, 当地供电局会每月抄取本项目监测电表读数, 并记录当月供电 用电量 作为质量控制机制, 本项目下网电量将与当地供电局的相关记录进行交叉校核 数据用途 : 计算项目排放评价 : - 65 本项目下网电量 = M1 反 +M2 反 ;M1 反表示电表 M1 监测的反向有功电量,M2 反表示电表 M2 监测的反向有功电量

58 第 58 页 B.7.2. 数据抽样计划 >> 不涉及 >> B.7.3. 监测计划其它内容 组织结构和监测手册 本项目将编制专门的监测手册, 并依据监测手册实施监测计划, 保证监测的准确性 监测手册将详细描述每个监测点的监测方法 监测手册将明确本项目的组织架构图 具体的监测组织架构图见图 B- 3 每个项目都明确 CCER 负责人, 通过 CCER 负责人来管理监测小组, 并全面管理项目开发 CCER 的各项工作 监测内容将主要在 CMM 发电厂和升压站进行 其他的工作如监测仪表的定期维护和校准, 紧急情况的处理分别由监测组织架构中的不同部门去执行 图 B-3 本项目组织结构图

59 第 59 页 图 B-4 各部分的监测任务和其他工作内容示意图 监测点及监测数据 将对 B.7.1 部分列出的数据进行监测, 所有设备的安装都将按照中国的国家标准进行 将在瓦斯发电机组进气端安装浓度仪和流量计, 对瓦斯中甲烷的浓度和流量 ( 包括温度和压力 ) 进行监测 流量计监测的数据将通过温度和压力补偿后校正为标准状态下的数据, 标准状态是指 0 或者 20, 1atm 浓度仪和流量计的安装位置如图 B-5 所示, 具体描述如下 : 瓦斯监测参数安装位置监测仪器具体描述 MM ELEC (CMM PJ, + PMM PJ, ) PC CH4 瓦斯发电机组进气端 流量计 ( 精度不低于 2%) 浓度仪 ( 精度不低于 5%) 现场实时监测并每小时记录甲烷浓度和流量, 经温度 压力补偿后计算得出送往发电机组的纯甲烷的质量 PC NMHC 瓦斯发电机组进气端 送往实验室分析 根据方法学, 如果抽取的煤层气中 NMHC 的质量浓度小于 1%, 将不予考虑由 NMHC 气体燃烧导致的项目排放

60 第 60 页 本项目所发电量经瓦斯发电站站内升压站从 400V 升压至 10kV 升压后的电量通过三条线路输送 : 其中两条供电线路并入矿区辅助场地 10kV 变电所, 然后传输至矿区 35kV 变电所供煤矿使用 ; 另外一条线路是瓦斯电厂内部的厂用电线路, 供瓦斯电厂内部生产生活使用 监测点位置如图 B-5 和图 B-6 所示, 监测电表安装位置具体描述如下 : 电表监测点安装位置精度具体描述 M1 厂内升压站高压侧 ( 供电线路 1) 不低于 0.5S 双向表 电表正向实时监测并每月记录项目供电线路 1 向煤矿供应的电量 ; 当瓦斯电厂停机时, 电厂可能需要从电网输入部分电量, 电表反向实时监测并每月记录通过供电线路 1 向电厂输入的下网电量 M2 厂内升压站高压侧 ( 供电线路 2) 不低于 0.5S 双向表 电表正向实时监测并每月记录项目供电线路 2 向煤矿供应的电量 ; 当瓦斯电厂停机时, 电厂可能需要从电网输入部分电量, 电表反向实时监测并每月记录通过供电线路 2 向电厂输入的下网电量 M3 厂内升压站高压侧 ( 厂用电线路 ) 不低于 0.5S 现场实时监测并每月记录项目自发自用的厂用电量 本项目将对 CMM 发电机组的发电量及额外消耗的电量进行连续监测 其中, 正 ) 发电量 (GEN ) 66 = 向煤矿供电量 (M1 正 +M2 正 )+ 自发自用厂用电量 (M3 额外消耗的电量 (CONS ELEC,PJ ) 67 = 下网电量 (M1 反 +M2 反 )+ 自发自用厂用电量 (M3 正 ) 根据以上公式, 本项目监测参数可简化为直接监测向煤矿的供电量和下网电量, 其中, 发电量数据来源于项目现场安装的电表 (M1/M2/M3) 的正向读数的加和额外消耗电量的数据来源于电表 M1 M2 的反向读数以及电表 M3 的正向读数的加和

61 第 61 页 供电量 = M1 正 +M2 正 下网电量 = M1 反 +M2 反 为了便于对本项目发电情况的管理, 当地供电局会每月抄取本项目监测电表读数, 并记录当月供电 用电量 作为质量控制机制, 本项目供电量 下网电量将与当地供电局的相关记录进行交叉校核 图 B-5 监测点示意图

62 第 62 页 数据监测 记录和管理 图 B-6 监测电表安装位置示意图 所有连续监测的数据都通过传送器传输到监测用的电脑中并在电脑中进行储存 根据方法学 CM-003-V01 的规定, 电子记录和纸质的副本都保留至最后一个计入期结束后的两年 监测小组将每月完成项目监测报告, 收集计算减排量需要的所有数据, 发送给 CCER 负责人 监测小组还负责数据的保管以及准备核查所需的数据 质量控制和培训 本项目监测仪表进行安装 维护和检定时需要进行以下程序 : 1) 在试运行期间, 监测小组及其成员需要接受供货商关于日常维护检查的培训 ; 2) 监测仪表如流量计 浓度仪 压力温度传感器等, 将按照国家 / 行业的相关标准定期进行校验 ; 3) 电表由具有相关资质的机构进行校验

63 第 63 页 应急事故处理程序 如在仪表的校验或日程维护过程中发现故障或错误, 故障仪表或组件将根据设备生产说明, 立即进行维修或替换 立即将该故障通知 CCER 小组领导和专家, 以确保实施恰当和必要的解决问题步骤 为了保守起见, 放弃故障阶段所产生的减排量 纠正措施 本项目将根据 CCER 开发要求, 将记录 维护和获取数据的质量控制和质量保证程序作为 CCER 项目活动的一部分进行实施

64 第 64 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 >> 2014 年 4 月 21 日 ( 总包合同签署时间 ) C.1.2. 预计的项目活动运行寿命 >> 10 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 C.2.2. 固定计入期开始日期 >> 2015 年 1 月 1 日 ( 一期 6 台机组投产时间 ) C.2.3. 固定计入期长度 >> 10 年 (2015 年 1 月 1 日 年 12 月 31 日 )

65 第 65 页 D 部分. 环境影响 D.1. 环境影响分析 >> 本项目环境影响报告表由中煤科工集团南京设计研究院有限公司于 2014 年 4 月完成, 并且于 2014 年 4 月 18 日获得了贵州省水城县环境保护局的批复 环境影响评估主要包括以下内容 : 该项目符合国家行业政策及清洁生产政策, 项目活动产生的污染排放量符合国家相关标准 ; 项目将尽量创造社会 经济及环境效益 ; 该项目符合国家的环保条例, 并将按照国家标准运行 水城县环境保护局在环评批复中对本 CMM 发电厂的运行提出了以下环保措施要求 : 1. 控制燃烧区温度不高于 水封排水经管道收集后排至发耳矿井工业场地的矿井水处理站处理后回用于矿井防尘洒水 ; 生活污水收集后排至发耳矿井辅助工业场地生活污水处理站, 处理达 污水综合排放标准 (GB ) 一级标准后排入湾河 3. 发电机组布置于集装箱内, 发电机组排风管道安装消声器, 厂界外安装隔声屏障 4. 生活垃圾集中收集, 由发耳矿井统一处置 ; 瓦斯发电机组在运行过程中产生的少量废机油及含油面纱等统一收集, 交由有资质的单位统一处理 本项目将执行以下的环保措施 : 项目施工期及运营期将依据相关国家标准实施环境保护措施 : 项目采用低噪音的设备, 合理安排操作时间, 合理布局施工场地, 禁止夜间施工, 将发电机将安装在隔音厂房中 ; 废水 生活污水及厨余废水将通过煤矿站内污水处理设备进行处理 ; 主要的固体废物和废油将根据国家标准处理

66 第 66 页 D.2. 环境影响评价 >> 本项目将通过减少南方电网燃煤电厂的空气污染物排放而对环境做出贡献, 对环境和生态系统不会产生显著的影响 因此, 本项目活动整体上对当地的环境影响具有正面作用

67 第 67 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 >> 本项目接受调查的利益相关方代表为项目周边村庄的居民 项目业主于 2014 年 4 月 8-11 日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 本次问卷调查共发放 50 份, 被调查人包括农民 38(76%) 人 其他职业的当地村民 12(24%) 人, 被调查人的详细信息如表 E-1 所示, 在性别 年龄以及受教育程度方面具有代表性, 可以较全面地反映本项目可能影响到的职工和居民对本项目的态度 调查问卷由业主保存 表 E-1 受访人员基本信息 性别构成 教育背景结构 年龄机构 性别 人数 占比 教育背景 人数 占比 年龄 人数 占比 男 28 56% 高中及以上 25 50% % 女 22 44% 初中及以下 25 50% 31~ % > % E.2. 收到的评价意见的汇总 >> 利益相关方调查共发放调查问卷 50 份, 回收 50 份, 回收率 100% 调查问卷结果的如下表所示 : 表 E-1: 调查问卷结果 问题 结果 比 例 (%) 您是否了解该项目? 了解 72% 有所了解 28% 不了解 0% 您认为对您个人的生活而言, 该项目建设的必要性是? 该项目的建设对当地的正面影响? 减少温室气体排放 66% 增加就业岗位 78% 促进当地经济发展 56% 改善大气环境 80% 增加就业机会 62% 增加收入 10% 提高生活水平 12%

68 第 68 页 其他 0% 该项目的建设对当地的负面 噪声 6% 影响? 扬尘 0% 大气污染 0% 其他 0% 您是否支持本项目建设? 支持 100% 不支持 0% 无所谓 0% 是否支持本项目申报温室气体减排项目? 根据回收的 50 份调查问卷 : 50 名 (100%) 被调查者对本项目持支持态度 ; 支持 100% 无所谓 0% 不支持 0% 50 名 (100%) 被调查者支持本项目申请温室气体减排项目 ; 47 名 (94%) 被调查者认为此项目无负面影响 ; 3 名 (6%) 被调查者认为主要的负面影响来自噪声, 通过采用低噪声设备并实施噪声消减措施, 运行期噪声将符合相关要求 ; 被调查者认为本项目的建设可能引起的正面影响主要包括改善大气环境 (80%) 增加就业机会 (62%) 增加收入 (10%) 和提高生活水平 (12%) E.3. 对所收到的评价意见如何给予相应考虑的报告 >> 对调查结果统计表明, 本项目所在地的公众都很支持本项目的实施, 没有收到负面的评价意见

69 第 69 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 贵州发耳煤业有限公司 水城县发耳乡店子村 电话 : 传真 : 电子邮件 : 网址 : - 授权代表 : 姓名 : 职务 : @qq.com 杨微 部门 : 机电环保科 手机 : 传真 : 电话 : 电子邮件 : @qq.com

70 第 70 页 附件 2: 事前减排量计算补充信息 本项目采用中国国家发展和改革委员会应对气候变化司研究于 2015 年 5 月 11 日在中国清洁发展机制网 ( 上公布的 2014 中国区域电网基准线排放因子 中公布的南方电网电量边际排放因子和容量边际排放因子数据 以下几张表格总结了本项目根据已批准的 电力系统排放因子计算工具 ( 第 04.0 版 ) 提供的计算公式计算南方电网电量边际排放因子和容量边际排放因子的数据 数据来源和计算过程

71 第 71 页 表 A1: 2010 年南方电网电量边际排放因子计算表 燃料分类 单位 广东省 广西省 贵州省 云南省 海南省 小计 (tc/t (kgco (%) 2 /T K=F I J/ (MJ/t,km3) J) J) ( 质量单位 ) 含碳碳氧燃料排放平均低位发 CO 2 排放量量化率因子热量 (tco 2 e) A B C D E F=A+B+C K=F I J /10000 G H I J +D+E ( 体积单位 ) 原煤 万吨 ,300 20, ,341,699 洗精煤万吨 ,300 26,344 32,658 其它洗煤万吨 ,300 8, ,381 型煤万吨 ,300 20,908 3,272,159 焦炭万吨 ,700 28,435 0 煤矸石万吨 , ,852,972 焦炉煤气亿立方米 , ,719 高炉煤气亿立方米 , ,278,878 转炉煤气亿立方米 , ,992 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, ,606 燃料油万吨 ,500 41,816 2,635,869 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 , ,275 液化石油气万吨 ,600 50,179 0

72 第 72 页 炼厂干气 万吨 ,200 46,055 12,431 液化天然气 万吨 , ,606,554 天然气 亿立方米 ,300 38,931 8,806,729 其它石油制品 万吨 ,200 41,816 33,210 其它焦化产品 万吨 ,700 28,435 0 其它能源 万吨标煤 小计 412,274,132 中国能源统计年鉴 2011 表 A2: 2010 年南方电网火力发电量 省名称 发电量 厂用电率 供电量 (MWh) (%) (MWh) 广东省 253,500, ,366,050 南方从华中净调入 (MWh) 23,423,940 广西自治区 55,700, ,051,650 华中简单 OM 贵州省 95,600, ,051,400 总排放量 (tco 2 ) 435,517,738 云南省 54,600, ,816,220 总供电量 (MWh) 466,557,030 海南省 13,900, ,847,770 总计 443,133, 年排放因子 中国电力年鉴 2011