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 >> 山西瑞阳煤层气有限公司含氧煤层气 ( 煤矿瓦斯 ) 液化一期 5 万吨 / 年 LNG 项目 3 ( 以下简称 : 本项目 ) 位于山西省晋中市昔阳县乐平镇上秦山村, 由山西瑞阳煤层气有限公

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1 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 山西瑞阳煤层气有限公司含氧煤层气 ( 煤矿瓦斯 ) 液化一期 5 万吨 / 年 LNG 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 01 版 2015 年 3 月 5 日 山西瑞阳煤层气有限公司 山西瑞阳煤层气有限公司 项目类型 : 矿产品和燃料的飞逸性排放方法学 :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 ) 482,100tCO 2 e 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 >> 山西瑞阳煤层气有限公司含氧煤层气 ( 煤矿瓦斯 ) 液化一期 5 万吨 / 年 LNG 项目 3 ( 以下简称 : 本项目 ) 位于山西省晋中市昔阳县乐平镇上秦山村, 由山西瑞阳煤层气有限公司开发建设 本项目通过回收利用寺家庄煤矿的低浓度煤矿瓦斯生产压缩天然气 (CNG), 生产的 CNG 用作汽车燃料使煤矿瓦斯中的甲烷得以销毁, 从而减少温室气体的排放 A.1.2 项目活动概述 >> 国家煤矿安全规程要求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 4, 因此, 本煤矿通过抽采系统抽取煤矿中的瓦斯 此外, 目前没有相关政策禁止低于 30% 的煤矿瓦斯排放 因此, 在常规情况下 ( 本项目实施之前 ), 所有浓度低于 30% 的煤矿瓦斯直接排放到大气中, 该情景也是本项目的基准线情景 本项目采用变压吸附工艺分离技术使低浓度煤矿瓦斯 ( 低于 30%) 浓度提纯到 98% 以上, 项目投产后每年可生产 3,500 万 Nm 3 CNG( 按纯甲烷计算 ) 本项目通过两种途径降低温室气体碳排放 :1) 利用煤矿瓦斯作为原料生产 CNG 销毁甲烷 ( 温室气体升温潜能是 CO 2 的 21 或 25 倍 5 ) 产生的减排量, 这部分煤矿瓦斯在基准线情景下直接排放到大气中 ;2) 生产的 CNG 替代汽车化石燃料产生的减排量 为保守起见, 第二部分产生的减排量将不予计算 本项目于 2011 年 9 月 15 日开工建设,2012 年 9 月 10 日正常投产 本项目选择的是固定计入期, 本项目每年可产生 482,100tCO 2 e 减排量, 在 10 年计入期共产生 4,821,003tCO 2 e 减排量 3 本项目所使用的气源来自于阳泉煤业 ( 集团 ) 有限责任公司寺家庄煤矿 寺家庄煤矿为新建矿井, 气源无法满足项目液化工序生产装置的连续平稳运行 因此, 山西瑞阳煤层气有限公司向山西省发展与改革委员会申请 山西瑞阳煤层气有限公司含氧煤层气 ( 煤矿瓦斯 ) 液化一期 5 万吨 / 年 LNG 项目 分期建设, 一期形成 3500 万立方米 / 年 CNG 生产能力, 缓建液化部分, 申请得到山西省发展与改革委员会的批准 ( 晋发改资环函 号 ) 本项目开发只包含一期 CNG 生产部分, 不包括液化部分 4 国家煤矿安全规程 (2011 版 ), 第二章,135 条 年 1 月 1 日之前按 21tCO 2 /tch 4 计算,2013 年 1 月 1 日之后 ( 包含 2013 年 1 月 1 日 ) 按 25tCO 2 /tch 4 计算

3 第 3 页 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, 项目活动在利用煤矿瓦斯的同时, 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, 显著减少煤炭开采过程的温室气体排放 减少对空气的污染, 减轻对当地居民健康的负面影响 本项目在项目建设期和运营期将会为当地提供更多就业机会, 为晋中市的地区发展做出贡献 A.1.3 项目相关批复情况 >> 环评审批 : 2011 年 8 月 31 日, 获得山西省环境保护厅关于 山西瑞阳煤层气有限公司含氧煤层气液化 5 万吨 / 年 LNG 项目环境影响报告表 的批复 ( 晋环函 号 ) 可研审批 : 2008 年 11 月 26 日, 获得山西省发展和改革委员会关于山西国瑞投资有限公司阳泉含氧煤层气 ( 煤矿瓦斯 ) 液化一期 5 万吨 / 年 LNG 项目可行性研究报告的批复 ( 晋发改城环发 号 ); 2012 年 10 月 17 日, 获得山西省发展和改革委员会关于变更山西国瑞投资有限公司含氧煤层气 ( 煤矿瓦斯 ) 液化一期 5 万吨 / 年 LNG 项目建设单位和地址的批复 ( 晋发改资环发 号 ), 将本项目业主名称由原 山西国瑞投资有限公司 变更为 山西瑞阳煤层气有限公司 ; 2013 年 5 月 10 日, 获得山西省发展和改革委员会关于同意山西瑞阳煤层气有限公司含氧煤层气 ( 煤矿瓦斯 ) 液化一期 5 万吨 / 年 LNG 项目实施分期建设和新增部分 CNG 建设内容的函 ( 晋发改资环函 号 ), 同意山西瑞阳煤层气有限公司含氧煤层气 ( 煤矿瓦斯 ) 液化一期 5 万吨 / 年 LNG 项目实施分期建设, 一期形成 3500 万立方米 / 年 CNG 生产能力 本项目参与者可证实, 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 >> 山西省 A.2.2. 市 / 县 / 乡 ( 镇 )/ 村, 等 >>

4 第4 页 中国温室气体自愿减排项目设计文件 晋中市昔阳县乐平镇上秦山村 A.2.3. 项目地理位置 >> 本项目位于山西省晋中市昔阳县乐平镇上秦山村 建设场址位于东经 北纬 下方图 A-1 显示出项目的具体地理位 置 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 所有煤矿瓦斯都直接排放到大气中 该情景也是本项目 的基准线情景 本项目采用变压吸附工艺分离技术使低浓度煤矿瓦斯 低于 30% 浓度提纯到 98%以上 项目投产后每年可生产 3,500 万 Nm3 CNG 按 纯甲烷计算 寺家庄煤矿关键参数如下表 A-1 中所列

5 第 5 页 表 A-1 寺家庄煤矿关键参数 核定生产能力矿井甲烷浓度煤矿名称 (t 煤 / 年 ) (%) 寺家庄煤矿 1,500,000 低于 30% 本项目主要包括富集 脱氧和浓缩三个工艺环节 : 富集工段 从管道输送来的原料煤矿瓦斯进入界区后经过过滤 脱水后, 由变压吸附富集塔底部进入富集塔进行吸附, 吸附塔内装填的吸附剂为 DKT-100 DKT-200 DKT-300 和 DKT611, 瓦斯气中的甲烷被塔内的吸附剂吸附, 未被吸附的空气通过塔顶放空 脱氧工段 来自富集工段的混合气脱水后进入一级换热器升温至 40 后, 由变压吸附脱氧塔底部进入脱氧塔进行吸附, 吸附塔内装填的吸附剂为 DKT-100 DKT-200 DKT-300 和 DKT612, 混合气中的氧气和部分氮气被塔内吸附剂吸附, 未被吸附的氮气 甲烷通过塔顶气体进入脱氧气罐储存 中转并进入浓缩工段 浓缩工段 来自脱氧工段的脱氧甲烷气体由变压吸附浓缩塔底部进入浓缩塔进行吸附, 吸附塔内装填的吸附剂为 DKT-100 DKT-200 DKT-300 和 DKT611, 脱氧甲烷气体中的甲烷被塔内吸附剂吸附, 未被吸附的氮气通过塔顶直接放空

6 第 6 页 图 A-2 工艺流程图 本项目采用的技术主要包含以下设备 : 表 A-2 吸附剂性能参数 规格 数量 ( 吨 ) 使用寿命 ( 年 ) DKT DKT DKT DKT DKT 表 A-3 吸附塔性能参数 名称数量 ( 台 ) 规格 (mm) 富集吸附塔 6 Φ 脱氧吸附塔 6 Φ 浓缩吸附塔 6 Φ A.4. 项目业主及备案法人 项目业主名称 山西瑞阳煤层气有限公司 申请项目备案的 企业法人 山西瑞阳煤层气有限公司 受理备案申请的 发展改革部门 山西省发展和改革委员会

7 第 7 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

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-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 ) 首例项目活动额外性论证指南 ( 第 02.0 版 ) 和 化石燃料燃烧导致的项目或泄漏二氧化碳排放计算工具 ( 第 02 版 ) v4.0.pdf v7.0.0.pdf v2.pdf 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

9 第 9 页 正常通风排放的通风瓦斯 包括此抽采活动 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 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 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 收集的煤层气通过富集 脱氧和浓缩工艺生产压缩天然气 CNG, 替代汽车使用的化石燃料 为了保守起见, 只考虑甲烷销毁部分的减排量, 不考虑替代化石燃料部分的减排量 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 本项目活动拥有足够的数据供事前预测煤矿瓦斯需求量 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 比较本项目采用的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 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 本项目活动 本项目活动是在正在开采的煤矿中收集煤层气 本项目开采活动在煤炭正常生产过程中进行

10 第 10 页 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 本项目不涉及 CBM 开采活动 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 富集 脱氧和浓缩相关的设备和系统, 以及同华北电网物理相连的所有电厂 华北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 关于确定中国区域电网基准线排放因子的公告 6, 其覆盖区域包括北京市 天津市 河北省 山西省 山东省 内蒙古自治区 华北电网还从东北电网和西北电网电网输入过部分电量 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 6

11 包括否? 说明理由 / 解释基准线N 2 O 否为了简化而排除, 这是保守的项目活动中国温室气体自愿减排项目设计文件 第 11 页 排放源 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 ( 向电网供电 ) 自备电力 热能车用燃料使用 温室气体种类 CH 4 是主要的排放源 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 CO 2 否本项目不涉及发电 CH 4 否本项目不涉及发电 N 2 O 否本项目不涉及发电 CO 2 否 基准线情景不涉及自备电力 热能 放弃考虑车用燃料使用的排放量, 这是保守的 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被排放, 因此项目活动不包括此部分排放本项目运行时额外消耗电量产生的排放源 ( 由华北电网提供 ) 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 本项目生产 CNG 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气体中 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

12 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 CH 4 否 否 意外甲烷排放 CH 4 否 第 12 页 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 为了简化而排除, 这个排放源假定非常小 B.4. 基准线情景的识别和描述 >> 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 C 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. 进入燃气管网, 用于交通工具燃料 ; vii. 上述方案的可能组合, 每个规定选项处理气体以相应比例组合.

13 第 13 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 vi) 本项目所利用的甲烷浓度接近易爆区间, 作为燃料进入燃气锅炉供热存在爆炸风险 而且目前没有可用的低浓度锅炉供热技术, 因此选项 v( 用于供热 ) 面临技术障碍, 故排除 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 ; vi. 进入燃气管网, 用于交通工具燃料 ; vii. 上述方案的可能组合, 每个规定选项处理气体以相应比例组合. 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 生产 CNG, 替代汽车使用的化石燃料, 因此, 基准线情景下对于生产能源的替代方案讨论如下 : 1. 继续利用化石燃料作为汽车燃料 ; 2. 利用 CMM 生产 CNG 作为汽车燃料 上述方案中包括不作为自愿减排项目的本项目活动 ( 选项 2) 步骤 2. 排除于法律法规不相符的基准线情景 在煤层气抽采方面 : 国家煤矿安全规程第 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, 必须采用两种方法组合使用的方法 根据以上分析, 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

14 第 14 页 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 7, 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 在能源生产方面 : 步骤 1c 中的选项 1 和 2 均符合法律法规要求 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 C 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 ; vi. 进入燃气管网, 用于交通工具燃料 ; vii. 上述方案的可能组合, 每个规定选项处理气体以相应比例组合. 生产能源的替代情景 1. 继续利用化石燃料作为汽车燃料 ; 2. 利用 CMM 生产 CNG 作为汽车燃料 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 汽车继续使用化石能源作为燃料 情景 II(C,iii,1 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 汽车继续使用化石能源作为燃料 由于本项目情景是利用低浓度 CMM 生产 CNG, 不涉及发电, 因此排除有关发电的基准线情景 情景 III(C,iv,1 的组合, 利用 CMM 发电用于自备电厂 ): 抽采的气 7

15 第 15 页 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 汽车继续使用化石能源作为燃料 由于本项目情景是利用低浓度 CMM 生产 CNG, 不涉及发电, 因此排除有关发电的基准线情景 情景 IV(C,vi,2 的组合, 利用 CMM 生产 CNG 作为汽车燃料 ): 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生产 CNG, 作为汽车燃料消除甲烷, 替代化石燃料 本情景即是不作为自愿减排项目的本项目活动 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 IV: 根据下文 B.5 部分的论述, 本项目是同类项目的首例, 因存在各方面障碍的原因, 没有其他项目业主愿意投资此类项目, 因此在本项目开始时间之前, 没有其他类似项目投入商业运行 因此, 本情景被排除 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 ) 论证和评价项目活动的额外性 事先考虑减排机制 : 本项目自可行性研究阶段起就考虑了申请成为减排项目 ( 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, 项目业主最终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

16 第 16 页 日期 项目进展 2008 年 11 月 26 日获得可行性研究报告的批复 2011 年 7 月完成项目环评报告编制 2011 年 8 月 31 日获得项目环评报告批复 2011 年 9 月 5 日董事会关于申报 CDM 项目和投资项目的决议 2011 年 9 月 10 日签订土建施工合同 ( 本项目的开始时间 ) 2011 年 9 月 15 日项目开工建设 2012 年 1 月 31 日签订碳减排项目开发咨询协议获得山西省发展和改革委员会关于变更山西国瑞投资有限公司含氧煤层气 ( 煤矿瓦斯 ) 液化一期 2012 年 10 月 17 日 5 万吨 / 年 LNG 项目建设单位和地址的批复, 将本项目业主名称由原 山西国瑞投资有限公司 变更为 山西瑞阳煤层气有限公司 由于建设内容发生变更, 重新完成项目可行性研 2013 年 3 月究报告编制董事会根据修改版可研, 重新考虑本项目投资的 2013 年 4 月 25 日决议获得山西省发展和改革委员会关于同意山西瑞阳煤层气有限公司含氧煤层气 ( 煤矿瓦斯 ) 液化一 2013 年 5 月 10 日期 5 万吨 / 年 LNG 项目实施分期建设和新增部分 CNG 建设内容的函, 同意本项目实施分期建设, 一期形成 3500 万立方 / 年 CNG 生产能力 额外性论证 : 步骤 0. 证明拟议项目活动为该类项目的首例 根据 首例项目活动额外性论证指南 ( 第 02.0 版 ), 本项目活动在中国范围内是首例 论证过程如下 : 适用地理范围 : 在中国, 有关煤矿瓦斯利用项目的规章制度和投资环境仅在同省或者同自治区内进行相似性比较 建设项目由所在省 自治区发改委负责审批, 项目环境评估报告由所在省 自治区或市环保局负责审批 因此, 本项目论证范围为山西省 采取的措施 : 本项目采取的措施是 (c) 甲烷消除 产出 : 项目产出是压缩天然气 (CNG), 因此下一步的讨论中只考虑与本项目产出同质压缩天然气的其他项目

17 第 17 页 不同的技术 : 指南中所谓不同的技术是指在以下方面至少有一方面不同 : (a) 能源来源 / 燃料 本项目能源来源是抽取的低浓度煤矿瓦斯气体 (b) 原料 本项目利用低浓度煤矿瓦斯作为原料 (c) 安装规模 ( 装机量 ) 本项目 CNG 生产规模为 3,500Nm 3 / 年 根据公开可得的信息 8, 在本项目最早开始时间 (2011 年 9 月 10 日 ) 之前, 没有类似项目投入商业运行, 且本项目选择的是 10 年固定计入期, 因此, 根据 首例项目活动额外性论证指南 ( 第 02.0 版 ), 本项目为同类项目中首例 根据 额外性论证与评价工具 ( 第 版 ), 如果项目被证明为首例, 则项目具有额外性 因此, 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, 其中 : PE (B-1) = 年项目活动的排放量 (tco 2 e); PE ME, = 年收集和利用煤矿瓦斯所使用的能源导致的项目排放量 (tco 2 e); PE, = 年消除煤矿瓦斯导致的项目排放量 (tco 2 e); MD PE, = 年未燃烧煤矿瓦斯导致的项目排放量 (tco 2 e) UM 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 CMM 收集和利用设施将消耗一小部分电, 由华北电网提供, 将产生部分项目排放 8 山西省发改委 : 山西省经信委 : 山西省环保厅 :

18 第 18 页 本项目活动中 CMM 被用来生产压缩天然气 (CNG), 产生的 CNG 直接进入燃气管网销售, 不会额外消耗其他燃料 如果后续运行期内涉及通过车辆运输 CNG 至燃气公司或加气站, 则运输过程中的燃料消耗需要考虑为项目排放 PE ME, CONS ELEC, PJ, CEFELEC, PE FC,j, 其中 : (B-2) PE ME, = 收集和利用煤矿瓦斯所使用的能源导致的项目排放量 (tco 2 e); CONS ELEC, PJ, = 收集和利用或消除煤矿瓦斯所需的额外电消耗 (MWh); CEF, = 煤矿使用电网电力的 CO 2 排放因子 (tco 2 /MWh); ELEC PE FC, j, = 第 年, 运输 CNG 至燃气公司或加气站的交通运输消耗化石燃料导致的二氧化碳排放 (tco 2 e) 使用 化石燃料燃烧导致的项目或泄漏二氧化碳排放计算工具 ( 第 02 版 ) 计算 PE, j, FC,, COEF, (B-3) FC 其中 : i i j i FC i, j, = 年运输 CNG 消耗的第 i 种化石燃料的量 ( 质量或体积单位 / 年 ); COEF i, = 年第 i 种化石燃料二氧化碳排放系数 (tco 2 / 质量或体积单位 ) 根据 化石燃料燃烧导致的项目或泄漏二氧化碳排放计算工具 ( 第 02 版 ), COEF i, 可通过如下公式计算 : COEF i, NCVi, EFCO 2, i, 其中 : (B-4) COEF i, = 年第 i 种化石燃料二氧化碳排放系数 (tco 2 / 质量或体积单位 ) NCV i, = 年第 i 种化石燃料净热值 (GJ/ 质量或体积单位 ); EF CO 2, i, = 年第 i 种化石燃料排放因子 (tco 2 e/gj); 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 按照如下步骤计算 : 步骤 1. 确定相关的电网系统

19 第 19 页 根据中国 DNA 公布的 2013 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华北电网 华北电网覆盖了北京市 天津市 河北省 山西省 山东省和内蒙古自治区 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 版 ) 中选项 I( 在计算过程中只包含联网电厂 ) 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 本项目所在的华北电网的发电总量中低运行成本 / 必须运行的电厂在 2007 年占 0.92% 2008 年占 1.27% 2009 年占 2.58% 2010 年占 3.13% 2011 年占 3.77%, 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 ( EF, ) OM 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 PDD 提交 DOE 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 PDD 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

20 第 20 页 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 本项目采用事前计算方法, 采用 CDM-PDD-DD 提交给 DOE 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) 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 因为华北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 ; 因为华北电网的低运行成本 / 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-5) 其中 : EF, grid OMsimple, = 第 年简单电量边际 CO 2 排放因子 (tco 2 /MWh); FC i, = 第 年华北电网燃料 i 的消耗量 ( 质量或体积单位 ); NCV i, = 第 年燃料 i 的净热值 ( 能源含量,GJ/ 量或体积单位 ); EF, CO, i 2 = 第 年燃料 i 的 CO 2 排放因子 (tco 2 e/gj); EG = 华北电网第 年向电网提供的电量 (MWh), 不包括低成

21 第 21 页 本 / 必须运行电厂 / 机组 ; i = 第 年华北电网消耗的所有化石燃料种类 ; = 按照步骤 3 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 2011~2012 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 2011~2012 年 中国能源统计年鉴 ; 电网间电量交换的数据来源分别为 2011~2012 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 参考由中国 DNA 发布的 2013 年中国区域电网基准线排放因子, 华北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 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-

22 第 22 页 units, 单位 MWh); (b) 确定出除注册为 CDM 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 CDM 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 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 ) 确定作为选定机组 (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大于等于项目电力系统年发电量 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-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 作为选定机组 (SET sample-cdm - 10rs) 由于数据可得性的原因,CDM EB 同意应用如下偏离 9 : 使用过去几年间新增容量来估算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 9

23 第 23 页 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, 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-6) EF, grid, BM = 第 年的容量边际排放因子 (tco 2 /MWh); EF, EG, EL, m m = 第 m 个样本机组在第 年的排放因子 (tco 2 /MWh); = 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 = 样本机组 ; = 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 由于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, 因此采用如下子步骤计算容量边际排放因子 ( EF grid, BM, ): 子步骤 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-7)

24 第 24 页 Oil, Gas, i, j, i OIL, j i, j F F i, j, i, j, i GAS, j i, j F F 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-8) (B-9) F i, j, NCV, 其中 : i EF, = 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 ); = 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 ) CO2, i, j = 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 子步骤 2: 以子步骤 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-10) 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 子步骤 3: 用子步骤 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, ) CAP Thermal, EF grid, BM, EFThermal, CAPTotal. (B-11) 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 ; 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 2012 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

25 第 25 页 参考由中国 DNA 发布的 2013 年中国区域电网基准线排放因子, EF grid, BM, 华北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) 加权平均 CM( 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 ) 本项目活动选择加权平均 CM( 选项 A), 计算公式如下 : EF grid CM EFgrid OM OM EF (B-12),,,, grid, BM, 其中 : EF grid, OM, = 电量边际排放因子,tCO 2 /MWh; EF grid, BM, = 容量边际排放因子,tCO 2 /MWh; 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 EF grid, CM, 计算结果如表 B-9 所示 表 B-9 华北电网的 EF,, grid CM EF grid, OM, tco 2 /MWh EF grid, BM, tco 2 /MWh EF,, tco 2 /MWh grid CM 利用收集的煤层气导致的燃烧排放量 在本项目活动中, CMM 被用来生产压缩天然气 (CNG), 输送至燃气管网, 并最终在交通工具中燃烧得以消除 当 CMM 作为交通工具燃料消除的过程中会排放出少量二氧化碳 此外, 如果非甲烷碳氢化合物 (NMHC) 占抽采的煤层气体积的

26 第 26 页 1% 以上, 根据方法学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 GAS CEF CH r CEF 4 NMHC (B-13) r PC NMHC / PC CH 4 (B-13a) 其中 : PE MD = 消除 CMM 导致的项目排放量 (tco 2 e); MD GAS = 通过作为交通工具燃料消除的煤层气 (tch 4 ); CEF CH 4 = 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 CMM 的相对比例 ; PC CH 4 = 抽取的 CMM 中甲烷的质量浓度 ( 在湿基下测量 ),%; PC NMHC = 抽取的 CMM 中 NMHC 的质量浓度 (% ) MD GAS MM Eff (B-14) GAS GAS 其中 : MM GAS Eff GAS = 测量的输入燃气输配管网用于交通工具的煤矿瓦斯量 (tch 4 ); = 考虑管网输送过程中的损耗以及终端利用的燃烧效率, 通过作为交通工具燃料消除的总效率, 根据 IPCC 取 98.5% MD GAS 和 MM GAS 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 kg 10 ; 在 20, 一个标准大气压下, 质量为 0.67 kg 燃烧中未燃烧的煤层气 PE UM GWP 1 CH MM GAS Eff 4 GAS (B-15) 其中 : PE UM = 未燃烧煤矿瓦斯导致的项目排放量 (tco 2 e); 10 数据来源于 CDM 方法学 ACM0001( 第 11 版 ) 脚注

27 第 27 页 GWP CH 4 = 甲烷的全球变暖潜势 (2013 年 1 月 1 日之前为 21 tco 2 e/tch 4, 从 2013 年 1 月 1 日起为 25 tco 2 e/tch 4 ); = 测量的输入燃气输配管网用于交通工具的煤矿瓦斯量 (tch 4 ); = 考虑管网输送过程中的损耗以及终端利用的燃烧效率, 通过作为交通工具燃料消除的总效率, 根据 IPCC 取 98.5% 2. 基准线排放 MM GAS Eff GAS BE BE BE, (B-16) 其中 : MD, BE MR, USE BE = 年的基准线排放量 (tco 2 e); BE, = 年的基准线情景下消除甲烷的基准线排放量 (tco 2 e); MD BE, = 年项目活动避免甲烷释放到大气的排放量 (tco 2 e); MR BE USE, = 年项目活动发电 供热 生产能源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为抽采的煤矿瓦斯直接排空, 因此基准线情景下无消除瓦斯排放, BE, = 0 甲烷排空 BE MD GWP 4 [( CMM,j, CMM,j, ) ( PMM,j, PMM,j, )] (B-17) MR, CH PJ BL PJ BL 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, j, = 年项目活动消除的采前 CMM 量 ( 单位是 tch 4 ); CMM,, = 年基准线情景下消除的采前 CMM 量 ( 单位是 tch 4 ); BL j PMM PJ, j, = 年项目活动消除的采后 CMM 量 ( 单位是 tch 4 ); PMM BL, j, = 年基准线情景下消除的采后 CMM 量 ( 单位是 tch 4 );

28 第 28 页 GWP CH 4 = 甲烷的全球变暖潜势 (2013 年 1 月 1 日之前为 21 tco 2 e/tch 4, 从 2013 年 1 月 1 日起为 25 tco 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 BL, j, 和 PMM BL, j, 都为 0 BE MR, CH 4 ( PJ,j, PJ,j, GWP CMM PMM ) (B-18) 基准线情景下排放的甲烷量相当于项目活动中所利用的甲烷量 CMM PJ, j, 和 PMM PJ, j, 的总量代表项目活动中用来生产压缩天然气 (CNG) 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 本项目通过利用煤矿瓦斯生产压缩天然气 (CNG) 作为交通工具燃料, 从而替代化石燃料 然而, 为了保守, 本项目替代交通工具使用的化石燃料产生的减排量将不考虑, 因此 BE =0 3. 泄漏 LE LE d, LE o, 其中 : (B-19) USE 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, 也为 0 o 因此, 本项目的泄漏排放可以被排除

29 第 29 页 4. 减排量估算 本项目活动 年产生的减排量 ( 排放量 ( PE ) 和减去泄漏 (LE ), 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-20) 其中 : 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 GAS 单位 : - 描述 : 输气管网瓦斯消除总效率所使用数据的来源 : CM-003-V01 默认值所应用的数据值 : 98.5% 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 :

30 第 30 页 数据用途 : 计算项目排放 评价 : - 数据 / 参数 : GWP CH 4 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 : 21(2013 年 1 月 1 日之前 ) 25( 自 2013 年 1 月 1 日起 ) 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 : EF grid, OM, 单位 : tco 2 e/mwh 描述 : 华北电网的电量边际排放因子 所使用数据的来源 : 2013 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 : 华北电网的容量边际排放因子所使用数据的来源 : 2013 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

31 第 31 页 评价 : - 数据 / 参数 : EF grid, CM, 单位 : tco 2 e/mwh 描述 : 华北电网的组合边际排放因子 所使用数据的来源 : 2013 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 : EG 单位 : MWh 描述 : 华北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 2010/2011/2012 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 : - EF CO2,i, 数据 / 参数 : 单位 : tco 2 /m 3 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 : -

32 第 32 页 FC i, 数据 / 参数 : 单位 : t 或 m 3 描述 : 第 年华北电网消耗的燃料 i 的量 所使用数据的来源 : 中国能源统计年鉴 2010/2011/2012 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 或 MJ/m 3 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 2010/2011/2012 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 : - CAP i, 数据 / 参数 : 单位 : MW 描述 : 第 年华北电网化石燃料 i 电厂的装机容量 所使用数据的来源 : 中国电力年鉴 2010/2011/2012 所应用的数据值 : 详见附件 2 证明数据选用的合理 官方统计数据 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 : %

33 第 33 页 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性或说明实际应用的 根据 EB 的替代方案, 最高效技术的应用符合保守型原则 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 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 CMM 收集和利用设施将消耗一小部分电力, 由华北 电网提供, 无其它额外的化石燃料消耗 生产的压缩天然气 (CNG) 直接通 过管道输入至燃气管网销售, 不额外消耗其他燃料 PE ME =CONS ELEC CEF ELEC = 36,000 MWh tco 2 /MWh = 28,942 tco 2 本项目活动中生产的 CNG 直接通过管道输入至燃气管网销售, 暂不涉及

34 第 34 页 车辆运输, 因此暂不计算 PE FC j,, 利用收集的煤层气导致的燃烧排放量 本项目非甲烷碳氢化合物 (NMHC) 占抽采的煤层气体积小于 1%, 因此不考虑此类气体燃烧产生的排放 PE MD =MD GAS CEF CH4 = 23,098 tch tco 2 / tch 4 = 63,520 tco 2 其中 : MD GAS = MM GAS Eff GAS =23,450 tch % = 23,098 tch 4 MM GAS = (35,000,000 m kg/m 3 ) / 1,000 = 23,450 tch 4 燃烧中未燃烧的煤层气 PE UM = GWP CH4 MM GAS ( 1- Eff GAS ) = 25 tco 2 / tch 4 (2013 年 1 月 1 日前为 21 tco 2 / tch 4 ) 23,450 tch 4 1.5% = 8,794 tco 2 表 B-10 项目排放计算结果 年份 2012/09/10~2 012/12/ /01/01~2 013/12/ /01/01~2 014/12/ /01/01~2 015/12/ /01/01~2 016/12/ /01/01~2 017/12/ /01/01~2 018/12/ /01/01~2 019/12/ /01/01~2 020/12/ /01/01~2 021/12/ /01/01~2 022/09/09 PE PE ME, PE MD, MD GAS MM GAS PE UM, tco 2 e tco 2 e tco 2 e tch 4 tch 4 tco 2 e 30,828 8,936 19,611 7,131 7,240 2, ,256 28,942 63,520 23,098 23,450 8, ,256 28,942 63,520 23,098 23,450 8, ,256 28,942 63,520 23,098 23,450 8, ,256 28,942 63,520 23,098 23,450 8, ,256 28,942 63,520 23,098 23,450 8, ,256 28,942 63,520 23,098 23,450 8, ,256 28,942 63,520 23,098 23,450 8, ,256 28,942 63,520 23,098 23,450 8, ,256 28,942 63,520 23,098 23,450 8,794 69,908 19,982 43,855 15,947 16,190 6,071

35 第 35 页 合计 1,012, , , , ,480 87, 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利用的甲烷量 BE MR = GWP CH4 (CMM PJ,i, + PMM PJ,i, )= 25 tco 2 / tch 4 (2013 年 1 月 1 日前为 21 tco 2 / tch 4 ) 23,450 tch 4 = 586,250 tco 2 CMM PJ,i, + PMM PJ,i, = (35,000,000 m kg/m 3 ) / 1,000 = 23,450 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, 为了保守, 本项目替代交通工具使用的化石燃料产生的减排量将不考虑, 因此 BE =0 USE 表 B-11 基准线排放量计算结果 年份 BE BE MD, BE MR, CMM PJ,i, + PMM PJ,i, BE use, tco 2 tco 2 tco 2 tch m 3 tco /09/10~2012/12/31 152, ,041 7,240 10, /01/01~2013/12/31 586, ,250 23,450 35, /01/01~2014/12/31 586, ,250 23,450 35, /01/01~2015/12/31 586, ,250 23,450 35, /01/01~2016/12/31 586, ,250 23,450 35, /01/01~2017/12/31 586, ,250 23,450 35, /01/01~2018/12/31 586, ,250 23,450 35, /01/01~2019/12/31 586, ,250 23,450 35, /01/01~2020/12/31 586, ,250 23,450 35, /01/01~2021/12/31 586, ,250 23,450 35,000 0

36 第 36 页 2022/01/01~2022/09/09 404, ,753 16,190 24, 泄漏 合计 5,833, ,833, , ,970 0 根据方法学 CM-003-V01, 本项目不考虑排放泄漏, 即 LE = 0 tco 2 e ( 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 年份 基准线排项目排放泄漏减排量放 (tco 2 e) (tco 2 e) (tco 2 e) (tco 2 e) 2012/09/10~2012/12/31 152,041 30, , /01/01~2013/12/31 586, , , /01/01~2014/12/31 586, , , /01/01~2015/12/31 586, , , /01/01~2016/12/31 586, , , /01/01~2017/12/31 586, , , /01/01~2018/12/31 586, , , /01/01~2019/12/31 586, , , /01/01~2020/12/31 586, , , /01/01~2021/12/31 586, , , /01/01~2022/09/09 404,753 69, ,845 合计 5,833,044 1,012, ,821,003 计入期时间合计 10 计入期内年均值 583, , ,100 B.7. 监测计划 B.7.1. 需要监测的参数和数据 >> 数据 / 参数 : CMM PJ, + PMM PJ, 单位 : tch 4 描述 : 第 年项目生产 CNG 用作汽车燃料所收集的甲烷量 所使用数据的来源 : 项目业主监测数据 数据值 : 23,450 ( 来自可研报告 )

37 第 37 页 测量方法和程序 : 使用安装在项目现场的气体流量计持续监测甲烷总流量, 并根据监测到的温度 压力 浓度等数据校正为标准状态 (0 或者 20,1atm) 下的质量流量 监测频率 : 持续监测 QA/QC 程序 : 气体流量计 ( 监测流量 压力和温度 ) 将定期维护, 其精度不低于 2%, 并由有资质的机构进行校验, 校验周期为 2 年一次 数据用途 : 计算基准线排放评价 : 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 11 ; 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 : 监测数据来自第三方机构出具的瓦斯成分分析报告 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 监测频率 : 每年一次 QA/QC 程序 : 为了保证气体成分测量精确度, 本项目将按照国家相关规定和标准对成分分析仪器进行校核与维护, 校验周期为 1 年一次 数据用途 : 计算项目排放评价 : - 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 : 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 : 28% 11 数据来源为 CDM 方法学 ACM0001( 第 11 版 )

38 第 38 页 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 监测频率 : 每年一次 QA/QC 程序 : 监测仪表将定期进行校核和维护, 并由具有相关资 质的第三方机构对其进行校验, 校验周期为 1 年一 次 数据用途 : 计算项目排放 评价 : - 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 : 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 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 年项目所消耗的下网电量所使用数据的来源 : 变电站电表监测值数据值 : 36,000( 来自可研报告 ) 测量方法和程序 : 通过电表连续监测 CMM 生产 CNG 相关设备消耗的下网电量, 并每月记录 所测电量将自动获取, 并保存至最后一个计入期后 2 年 监测频率 : 连续监测 QA/QC 程序 : 根据相关国家 / 行业规定, 电表校验周期为 1 年一次, 校验记录将被保存, 以备减排量核查 电表精度不低于 0.5 变压器处持续的监测数据将作为备表数据 数据用途 : 计算项目排放评价 : -

39 第 39 页 数据 / 参数 : MM GAS 单位 : tch 4 描述 : 输送到输气管网供给终端用户的煤矿瓦斯所使用数据的来源 : 项目业主监测数据数据值 : 23,450 ( 来自可研报告 ) 测量方法和程序 : 使用安装在项目现场的气体流量计持续监测 MM GAS 总流量, 并根据监测到的温度 压力 浓度等数据校正为标准状态 (0 或者 20,1atm) 下的质量流量 监测频率 : 持续监测 QA/QC 程序 : 气体流量计 ( 监测流量 压力和温度 ) 将定期维护, 其精度不低于 2%, 并由有资质的机构进行定期校验, 校验周期为 2 年一次 数据用途 : 计算项目排放评价 : 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 12 ; 在 20,1atm 下,1 m 3 甲烷的质量是 0.67 kg (IPCC 默认值 ) 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 : 监测频率 : QA/QC 程序 : 数据用途 : 评价 : 数据 / 参数 : FC i,j, 质量或体积单位 / 年 年运输 CNG 消耗的第 i 种化石燃料的量项目业主监测数据仅在设计 CNG 运输时适用运输 CNG 消耗的化石燃料量通过监测运输距离 CNG 产量 罐车容量以及罐车单位耗油量计算计算 手工记录数据, 每月汇总计算如有必要,CNG 销售记录可用于交叉校核数据 计算项目排放如果项目活动中涉及通过车辆运输生产的 CNG 至燃气公司或加气站, 则运输过程中的燃料消耗需要考虑为项目排放, 需要监测 FC i,j,,ncv i, 和 EF CO2,i, NCV i, 12 数据来源为 CDM 方法学 ACM0001( 第 11 版 )

40 第 40 页 单位 : GJ/ 质量或体积单位 描述 : 化石燃料 i 的净热值 所使用数据的来源 : 中国能源统计年鉴 数据值 : 仅在设计 CNG 运输时适用 测量方法和程序 : - 监测频率 : 每年 QA/QC 程序 : - 数据用途 : 计算项目排放 评价 : 如果项目活动中涉及通过车辆运输生产的 CNG 至 燃气公司或加气站, 则运输过程中的燃料消耗需要 考虑为项目排放, 需要监测 FC i,j,,ncv i, 和 EF CO2,i, EF CO2,i, 数据 / 参数 : 单位 : tco 2 /GJ 描述 : 化石燃料 i 的二氧化碳排放因子所使用数据的来源 : 中国能源统计年鉴 数据值 : 仅在设计 CNG 运输时适用测量方法和程序 : - 监测频率 : 每年 QA/QC 程序 : - 数据用途 : 计算项目排放评价 : 如果项目活动中涉及通过车辆运输生产的 CNG 至燃气公司或加气站, 则运输过程中的燃料消耗需要考虑为项目排放, 需要监测 FC i,j,,ncv i, 和 EF CO2,i, 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

41 第 41 页 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- 2 每个项目都明确 CCER 负责人, 通过 CCER 负责人管理监测小组, 并全面管理项目开发 CCER 的各项工作 监测内容将主要在 CNG 制备厂房和变电站处进行 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-2 本项目组织结构图 图 B-3 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, 监测点位置如图 B-4 所示 所有设备的安装都将按照国家标准进行 将在 CNG 制备厂房使用气体分析仪和流量计, 分别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 作为质量控制机制, 项目消耗的纯瓦斯量将与 CNG 销售记录进行交叉校核

42 第 42 页 将对 CNG 制备厂房额外消耗的电量进行连续监测, 监测点设定在变电站处 厂房变压器处的电表监测数据将作为备用数据 作为质量控制机制, 项目消耗电量将与购电单据进行交叉校核 如果项目活动涉及通过车辆运输生产的 CNG 至燃气公司或加气站, 则需要监测运输 CNG 消耗的化石燃料量 (FC i,j, ) 数据监测 记录和管理 图 B-4 监测点示意图 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 ;

43 第 43 页 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检定 应急事故处理程序 如在仪表的校验或日常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, 已确保实施恰当和必要的解决问题步骤 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

44 第 44 页 C 部分. 项目活动期限和减排计入期 C.1. 项目活动期限 C.1.1. 项目活动开始日期 >> 2011 年 9 月 10 日 ( 土建施工合同签署时间 ) 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. 第一计入期开始日期 >> 2012 年 9 月 10 日 ( 本项目投产时间 ) C.2.3. 第一计入期长度 >> 10 年

45 第 45 页 D 部分. 环境影响 D.1. 环境影响分析 >> 在本项目开工建设之前, 山西省环境科学研究院已于 2011 年 7 月对本项目活动编制了环境影响报告表, 并且于 2011 年 8 月 31 日获得了山西省环境保护厅的批复 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 山西省环境保护厅在环评批复中对本项目的建设和运行提出了以下环保措施 : 1. 大气 : 本项目富集 脱氧和提浓单元产生的尾气采用 30 米高排气筒排放 ; 2. 废水 : 严格做到清污分流, 生产废水送循环水系统, 设备清洗 检修及清管作业产生的含油废水和生活污水送寺家庄煤矿生活污水处理站进行处理 3. 固体废物 : 合理处置或利用各类固体废弃物, 严防造成二次污染 ; 废润滑油 油泥按照 危险废物贮存污染控制标准 (GB ) 要求在厂内暂存, 定期交有相关危险废物处置资质的单位处置 ; 废吸附剂 废脱氧吸附剂交厂家回收 4. 噪声 : 对主要噪声源采用基础减振 隔声 消声等降噪措施 5. 严格落实环境风险防范和处置措施, 建立周密的环境污染事故应急预案 ; 设置自动监测 报警 紧急切断及紧急停车系统 本项目施工期及运营期将依据相关国家标准实施以下的环境保护措施 : 项目将采用低噪音的设备, 合理安排操作时间, 合理布局施工场地, 禁止夜间施工 ; 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

46 第 46 页 D.2. 环境影响评价 >> 本项目将通过利用煤矿瓦斯从而减少甲烷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

47 第 47 页 E 部分. 利益相关方的评价意见 E.1. 简要说明如何征求地方利益相关方的评价意见及如何汇总这些意见 >> 项目业主于 2011 年 9 月 3-9 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 35(70%) 人 其他职业的当地村民 15(30%) 人 调查问卷由业主保存 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 (%) 了解 66% 您是否了解该项目? 有所了解 34% 不了解 0% 减少温室气体排放 56% 您认为对您个人的生活而增加就业岗位 80% 言, 该项目建设的必要性是? 促进当地经济发展 60% 该项目的建设对当地的正面影响? 该项目的建设对当地的负面影响? 您是否支持本项目建设? 是否支持本项目申报温室气体减排项目? 改善大气环境 74% 增加就业机会 72% 增加收入 8% 提高生活水平 10% 其他 0% 噪声 6% 扬尘 0% 大气污染 0% 其他 0% 支持 100% 不支持 0% 无所谓 0% 支持 100% 无所谓 0% 不支持 0%

48 第 48 页 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 ; 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 (74%) 增加就业机会 (72%) 增加收入 (8%) 和提高生活水平 (10%) 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

49 第 49 页 企业法人名称 : 地址 : 邮政编码 : 电话 : - 传真 : - 电子邮件 : 网址 : - 授权代表 : 姓名 : 职务 : 部门 : - 附件 1: 申请项目备案的企业法人联系信息 山西瑞阳煤层气有限公司 山西省晋中市昔阳县乐平镇上秦山村 saiguren@qq.com 何苏里 总经理 手机 : 传真 : - 电话 : - 电子邮件 : saiguren@qq.com

50 第 50 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 2013 年 9 月 17 日在中国清洁发展机制网 ( 上公布的 2013 中国区域电网基准线排放因子 中公布的华北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 版 ) 提供的计算公式计算华北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

51 第 51 页 燃料分类 表 A1: 2009 年华北电网排放量计算表 单位北京天津河北山西内蒙古山东小计含碳量 A B C D E F G=A+B+C+ D+E+F 碳氧化率 (tc/tj) (%) 燃料排放因子 (kgco 2 / TJ) 平均低位发热量 (MJ/t, km 3 ) H I J K CO 2 排放量 (tco 2 e) L=G*J*K/ ( 质量单位 ) L=G*J*K/10000 ( 体积单位 ) 原煤万吨 ,300 20, ,730,246 洗精煤万吨 ,300 26, ,080 其它洗煤万吨 ,300 8,363 13,188,417 型煤万吨 ,300 20, ,065 焦炭万吨 ,700 28, ,824 焦炉燃气亿立方 ,300 16,726 2,784,999 其它燃气亿立方 ,300 5,227 7,280,656 原油万吨 ,100 41,816 3,865 汽油万吨 ,500 43, 柴油万吨 ,600 42, ,606 燃料油万吨 ,500 41, ,550 液化石油气万吨 ,600 50,179 0 炼厂干气万吨 ,200 46, ,472 天然气 亿立方 ,300 38,931 4,361,086 其它石油万吨制品 ,200 41, ,721 其它焦化万吨产品 ,700 28, ,341 其它能源 万吨标煤 小计 822,391,221 中国能源统计年鉴 2010

52 第 52 页 表 A2: 2009 年华北电网火力发电量及排放因子计算表 省名称 发电量 发电量 厂用电率 供电量 ( 亿 kwh) (MWh) (%) (MWh) 北京市 ,100, ,521,450 天津市 ,300, ,491,600 华北从东北净调入 MWh 6,982,610 河北省 ,300, ,307,640 东北电网简单 OM 山西省 ,000, ,015,000 内蒙 ,500, ,804,300 总供电量 MWh 860,687,660 山东省 ,800, ,565,060 总排放量 tco 2 829,856,644 总计 923,000, ,705, 年排放因子 中国电力年鉴 2010

53 第 53 页 燃料分类 表 A3: 2010 年华北电网排放量计算表 单位北京天津河北山西内蒙古山东小计含碳量 A B C D E F G=A+B+C+ D+E+F 碳氧化率 (tc/tj) (%) 燃料排放因子 (kgco 2 / TJ) 平均低位发热量 (MJ/t, km 3 ) H I J K CO 2 排放量 (tco 2 e) L=G*J*K/ ( 质量单位 ) L=G*J*K/10000 ( 体积单位 ) 原煤万吨 ,300 20, ,607,720 洗精煤万吨 ,300 26,344 20,009 其它洗煤万吨 ,300 8,363 10,892,576 型煤万吨 ,300 20, ,174 焦炭万吨 ,700 28,435 0 煤矸石万吨 ,300 8,363 28,272,293 焦炉燃气亿立方 ,300 16,726 3,472,515 高炉燃气亿立方 ,000 3,763 51,220,101 转炉燃气亿立方 ,000 7, ,981 其它燃气亿立方 ,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, ,787 燃料油万吨 ,500 41, ,443 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, ,535 液化石油气万吨 ,600 50,179 0 炼厂干气万吨 ,200 46, ,971

54 第 54 页 天然气 亿立方 ,300 38,931 4,940,309 其它石油万吨制品 ,200 41, ,241 其它焦化万吨产品 ,700 28, ,948 其它能源 万吨标煤 小计 995,406,604 中国能源统计年鉴 2011 表 A4: 2010 年华北电网火力发电量及排放因子计算表 省名称发电量发电量厂用电率供电量 ( 亿 kwh) (MWh) (%) (MWh) 华北从东北净调入 MWh 8,815,880 北京市 ,300, ,669,400 东北电网简单 OM 天津市 ,600, ,913,720 华北从西北净调入 MWh 2,048,870 河北省 ,800, ,353,460 西北电网简单 OM 山西省 ,800, ,872,760 内蒙 ,700, ,069,820 总供电量 MWh 974,757,190 山东省 ,400, ,013,280 总排放量 tco 2 1,007,173,290 总计 1,039,600, ,892, 年排放因子 中国电力年鉴 2011

55 第 55 页 表 A5: 2011 年华北电网排放量计算表 燃料碳氧燃料排平均低位 CO 2 排放量单位北京天津河北山西内蒙古山东小计含碳量分类化率放因子发热量 (tco 2 e) (kgco 2 / (MJ/t, L=G*J*K/ (tc/tj) (%) TJ) km 3 ) ( 质量单位 ) G=A+B+C+ L=G*J*K/10000 A B C D E F H I J K D+E+F ( 体积单位 ) 原煤万吨 ,300 20,908 1,034,722,570 1 洗精煤万吨 ,300 26, ,092 其它洗煤万吨 ,300 8,363 11,960,552 型煤万吨 ,300 20, ,743 焦炭万吨 ,700 28,435 0 煤矸石万吨 ,300 8,363 30,935,077 焦炉燃气亿立方 ,300 16,726 3,964,756 高炉燃气亿立方 ,000 3,763 47,081,486 转炉燃气亿立方 ,000 7,945 3,004,481 其它燃气亿立方 ,300 5,227 10,333 原油万吨 ,100 41,816 0 汽油万吨 ,500 43,070 0 柴油万吨 ,600 42, ,319 燃料油万吨 ,500 41,816 64,089 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, ,823 液化石油气万吨 ,600 50, 炼厂干气万吨 ,200 46, ,975

56 第 56 页 天然气 亿立方 ,300 38,931 4,760,623 其它石油万吨制品 ,200 41, ,548 其它焦化万吨产品 ,700 28, ,056 其它能源 万吨标煤 小计 1,139,228,834 中国能源统计年鉴 2012 表 A6: 2011 年华北电网火力发电量及排放因子计算表 省名称发电量发电量厂用电率供电量 ( 亿 kwh) (MWh) (%) (MWh) 华北从东北净调入 MWh 10,045,670 北京市 ,800, ,252,000 东北电网简单 OM 天津市 ,200, ,283,200 华北从西北净调入 MWh 25,697,020 河北省 ,100, ,118,500 西北电网简单 OM 山西省 ,600, ,232,000 内蒙 ,900, ,943,600 总供电量 MWh 1,088,194,790 山东省 ,900, ,622,800 总排放量 tco 2 1,174,992,213 总计 1,133,500,000 1,052,452, 年排放因子 中国电力年鉴 2012

57 第 57 页 表 A7: 三年加权平均排放因子计算 总排放量 (tco 2 e) 829,856,644 1,007,173,290 1,174,992,213 总发电量 (MWh) 860,687, ,757,190 1,088,194,790 OM=1.0302tCO 2 e/mwh

58 第 58 页 华北电网容量边际 BM 计算过程如下 : 表 A8: 固体 液体和气体燃料发电对应的 CO 2 排放量在总排放量中的比重 燃料品种 单位 北京天津河北山西山东内蒙古合计 热值 (KJ/kg or m 3 ) 排放因子 (kg/tj) 氧化率 (%) 排放 (tco 2 e) G=A+B+C K=G H I J A B C D E F H I J +D+E+F /100,000 原煤万吨 , , , , , , ,908 87, ,046,221,761 洗精煤万吨 ,344 87, ,092 其他洗煤万吨 ,363 87, ,960,552 型煤万吨 ,908 87, ,743 煤矸石万吨 , ,363 87, ,935,077 焦炭万吨 ,435 95, 其他焦化产品 万吨 ,435 95, ,056 合计 1,090,410,281 原油万吨 ,816 71, 汽油万吨 ,070 67, 柴油万吨 ,652 72, ,319 燃料油万吨 ,816 75, ,089 石油焦万吨 ,947 82, ,823 其他石油制品 万吨 ,816 72, ,548 合计 1,368,780 天然气千万 m ,931 54, ,760,623 液化天然气万吨 ,434 54, 焦炉燃气千万 m ,726 37, ,964,756 高炉燃气千万 m , , , , ,081,486 转炉燃气千万 m , , ,004,481 其他燃气千万 m ,227 37, ,333 液化石油气万吨 ,179 61, 炼厂干气万吨 ,055 48, ,975 合计 58,948,964

59 第 59 页 其他能源万吨标煤 总计 1,150,728,025 数据来源 : 中国能源统计年鉴 2012 表 A9: 商业化情景中效率最高的化石燃料 燃油燃料和气体燃料电厂的排放因子 变量供电效率燃料排放因子 (kg/tj) 氧化率排放因子 (tco 2 /MWh) A B C D=3.6/A/10,000*B*C 燃煤电厂 燃油电厂 燃气电厂 EF, Coal, Adv EF, Gas, Adv EF, Oil, Adv , , , 表 A10: 华北电网燃煤 燃气 燃油电厂 CO 2 排放量占总排放量的比例 λ Coal, λ Oil, λ Gas, EF BL,fossil,adv, (tco 2 e/mwh) (λ Coal, * EF Coal,Adv, +λ Oil, * EF Oil,Adv, +λ Gas, * EF Gas,Adv, ) 94.76% 0.12% 5.12%

60 第 60 页 2008 年装机 2009 年装机 2010 年装机 2011 年装机 表 A11: 中国华北电网 BM 排放因子计算 新增装机 新增装机 新增装机 占新增装机比重 火电 (MW) 179, , , , ,812 18, % 水电 (MW) 5,260 6,350 6,590 7, , % 核电 (MW) % 风电及其他 (MW) 3,370 8,810 15,359 22, % 合计 187, , , ,787 78,328 50,629 26, % 占 2011 年装机百分比 30.74% 19.87% 10.33% BM=0.7672*75.30%=0.5777tCO 2 e/mwh

61 第 61 页 附件 3: 监测计划补充信息