F-CDM-PDD: Project design document form for CDM project activities. version 04.1.

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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 项目活动名称 项目类别 项目设计文件版本 2 项目设计文件完成日期 项目补充说明文件版本 3.1 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 项目设计文件 (PDD) 华能北京热电厂燃气热电联产扩建工程 ( 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 2014 年 6 月 28 日注册号 9029, 注册日期 2012 年 12 月 27 日 华能北京热电有限责任公司 华能北京热电有限责任公司类别 : 能源工业方法学 :CM-038-V01 新建天然气热电联产电厂 ( 第一版 ) 补充计入期从 2011 年 12 月 27 日 0:00 分起, 至 2012 年 12 月 31 日 23:59 分止, 共计 371 天, 减排总量预计为 281,634 吨二氧化碳当量 1 该模板仅适用于一般减排项目, 不适用于碳汇项目, 碳汇项目请采用其它相应模板 2 包括四种 :( 一 ) 采用国家发展改革委备案的方法学开发的减排项目 ;( 二 ) 获得国家发展改革委员会批准但未在联合国清洁发展机制执行理事会或者其他国际国内减排机制下注册的项目 ;( 三 ) 在联合国清洁发展机制执行理事会注册前就已经产生减排量的项目 ;( 四 ) 在联合国清洁发展机制执行理事会注册但未获得签发的项目

2 第 2 页 A 部分. 项目活动描述 A.1. 项目活动的目的和概述 >> A.1.1 项目活动的目的 >> 华能北京热电厂燃气热电联产扩建工程 ( 以下简称 本项目 ) 拟安装 2 350MW F 级燃气 蒸汽联合循环 二拖一 背压式供热机组, 机组采用 二拖一 背压机 +SSS 离合器的供热 本项目毛发电毛功率最大为 MW, 热负荷最大为 650MW, 预计完全投产后每年将向华北区域电网 ( 以下简称 该区域电网 ) 提供 4,022GWh 净上网电量及向当地热力网提供 GJ 热能 虽然本项目名称为华能北京热电厂燃气热电联产扩建工程, 但是实际上本项目为新建项目 通常电力扩建工程泛指对原有电厂的扩容, 扩容机组可以是在预留场地扩建, 或临近场地新建或拆掉原有老机组后重建 本项目建设用地为新批准土地, 不属于预留场地 ; 本项目也不是替代原有老机组的重建工程, 本项目为在新批准用地上建设天然气热电联产发电机组, 因此是新建项目 A.1.2 项目活动概述 >> 本项目位于北京市朝阳区王四营乡, 由华能北京热电有限责任公司投资建设和运营 本项目实施前, 本项目拟产生的电力和热力由该区域已存国华燃煤热电厂联供, 国华燃煤热电厂等量供热能力和供电能力将由本燃气热电联产项目取代 在没有本项目情况下, 基准线情景识别为 建设和运行新的 2 300MW 级亚临界热电联产燃煤热电厂 本项目是清洁能源发电项目, 通过替代项目实施前情景下国华燃煤热电厂等量供热能力和供电能力, 实现了温室气体减排, 预计每年实现减排温室气体 277,828 吨二氧化碳当量 (tco 2 e) 本项目此次拟申请从项目正式投产后至 CDM 第一个计入期开始日前补充计入期的减排量 补充计入期从 2011 年 12 月 27 日 0:00 分起, 至 2012 年 12 月 31 日 23:59 分止, 共计 371 日, 减排总量预计为 281,634 吨二氧化碳当量 本项目从以下几方面支持项目所在地和我国的可持续发展 : 与常规发电和供热方式相比, 减少我国电力行业的温室气体及其它污染物排放 ;

3 第 3 页 减少煤炭的消耗, 有利于进一步加快我国开发利用清洁能源方面的步伐 ; 在项目的建设和运营期间为当地人提供了大量临时和长期性的就业机会 ; 电厂建成后具有较大的经济效益, 这对增加当地税收 提升当地的经济实力 促进当地经济发展均有重要作用 A.1.3 项目相关批复情况 >> 本项目环评审批于 2010 年 5 月 9 日由北京市环境保护局审批通过, 立项审批于 2010 年 7 月 28 日由北京市发展和改革委员会审批通过, 节能评估审查于 2010 年 10 月 29 日由北京市发展和改革委员会审批通过 本项目于 2012 年 1 月 20 日经国家发改委批准成为清洁发展机制项目, 于 2012 年 12 月 27 日经联合国批准注册成为清洁发展机制项目, 项目注册号为 , 计入期为 2013 年 1 月 1 日至 2022 年 12 月 31 日 本项目于 2011 年 12 月 26 日开始正式投产运营, 在联合国清洁发展机制执行理事会注册前就已经产生一年零一天的减排量 本项目尚未在清洁发展机制下进行 CER 的签发 本项目除申请联合国 CDM 机制并成功注册外, 没有再行申请其他国际或国内减排机制 A.2. 项目活动地点 A.2.1. 省 / 直辖市 / 自治区, 等 >> 北京市 A.2.2. 市 / 县 / 乡 ( 镇 )/ 村, 等 >> 朝阳区王四营乡 A.2.3. 项目地理位置 >> 本项目位于位于北京市朝阳区王四营乡, 场址坐标位于东经 和北纬 北京市地理位置示意图见图 1, 本项目场址地理位置示意图见图 2 3 项目注册链接为

4 第 4 页 图 1. 北京市地理位置示意图 本项目 图 2. 本项目地理位置示意图 A.3. 项目活动的技术说明 >> 根据本项目的可行性研究报告, 本项目拟安装 2 350MW F 级燃气 蒸汽联合循环 二拖一 背压式供热机组, 机组采用 二拖一 背压机 +SSS 离合器的供热 本项目毛发电毛功率最大为 MW, 热负荷最大为 650MW, 预计完全投产后每年将向华北区域电网 ( 以下简称 该区域电网 ) 提供

5 第 5 页 4,022GWh 净上网电量及向当地热力网提供 GJ 热能 年运行小时数预计为 4800h, 负荷率为 54.79% 本项目实施前, 本项目拟产生的电力和热力由该区域已存国华燃煤热电厂联供, 国华燃煤热电厂等量供热能力和供电能力将由本燃气热电联产项目取代 在没有本项目情况下, 基准线情景识别为 建设和运行新的 2 300MW 级亚临界热电联产燃煤热电厂 本项目是清洁能源发电项目, 通过替代项目实施前情景下国华燃煤热电厂等量供热能力和供电能力, 实现了温室气体减排, 预计每年实现减排温室气体 277,828 吨二氧化碳当量 (tco 2 e) 本项目补充计入期的减排量拟从项目正式投产后至 CDM 第一个计入期开始日 补充计入期从 2011 年 12 月 27 日 0:00 分起, 至 2012 年 12 月 31 日 23:59 分止, 共计 371 日, 减排总量预计为 281,634 吨二氧化碳当量 本项目燃气供应商在供气管道入口处安装气量表, 用以计量本项目所消耗的燃气量及各相关参数 ; 本项目所发电力通过 220kV 出线接入该区域电网 本项目业主将在变电站出口侧为本项目装配一主一副两块双向电表, 以测量项目的净上网电量 ; 本项目在与热力网的换热站安装热能计量表, 以测量本项目的供热量 本项目的工艺流程如图 3 所示 图 3 工艺流程图按照可行性研究报告, 本项目关键设备的主要技术参数如表 1 所示 表 1. 关键设备主要技术参数燃气轮机发电机组

6 第 6 页 项目 单位 采暖期 数据 非采暖期 燃气轮机发电机组型号 M701F4 燃气轮机发电机组型式 重型 ( 工业型 ) 室内布置 快装式 采用干式低氮燃烧器 燃气轮机发电机组频率 Hz 50 燃机简单循环额定功率 MW 燃机排气量 t/h 燃料消耗量 Nm 3 /h 燃机排气温度 燃机转速 rpm 燃机压比 汽轮发电机组 数据 项目 单位 采暖期 非采暖期 汽轮机型式 三压再热 抽汽凝汽式 汽轮机功率 MW 汽轮机额定转数 r/min 汽轮机高压主蒸汽流量 t/h 汽轮机主汽门前额定蒸汽压力 MPa(a) 汽轮机主汽门前额定蒸汽温度 中压缸排汽压力 MPa(a) / 中压缸排汽流量 t/h / 中压缸排汽温度 313 / 汽轮机背压 kpa(a) 5.3 汽轮机设计冷却水温度 / 20 发电机额定功率 MW 发电机额定转数 r/min 发电机额定频率 Hz 余热锅炉 数据项目单位采暖期非采暖期

7 第 7 页 余热锅炉型式 : 卧式 自然循环 三压再热 无补燃 锅炉出口蒸汽压力 ( 高压 ) MPa(a) 锅炉出口蒸汽温度 ( 高压 ) 锅炉出口蒸汽流量 ( 高压 ) t/h 锅炉出口蒸汽压力 ( 中压 ) MPa(a) 锅炉出口蒸汽温度 ( 中压 ) 锅炉出口蒸汽流量 ( 中压 ) t/h 锅炉出口蒸汽压力 ( 低压 ) MPa(a) 锅炉出口蒸汽温度 ( 低压 ) 锅炉出口蒸汽流量 ( 低压 ) t/h 给水温度 余热锅炉排烟温度 注 : 上表中采暖期排烟温度是设烟气热网加热器后数据 由两台三菱 M701F4 型燃机组成的一套 二拖一 燃气 蒸汽联合循环机组方案技术经济指标如下表 : 指标 季节 冬季采暖期非采暖期全年合计 供热量 (MW)/ 套 发电量 (MW)/ 套 单台燃机输入热量 (MW) 单台燃机单位耗气量 (Nm 3 /h) 运行小时数 (h) 发电利用小时数 (h) 机组供热量 ( 10 6 GJ) 发电机出口发电量 ( 10 9 kwh) 机组耗气量 ( 10 8 Nm 3 ) 供热气耗 (Nm 3 /GJ) 供热天然气量 ( 10 3 Nm 3 ) 发电天然气量 ( 10 3 Nm 3 ) 发电气耗 (Nm 3 /kwh) 机组年平均热电比 机组年总毛热效率

8 第 8 页 1 Nm 3 指的是 kPa,20 条件工况下的标准立方米 ; 2 天然气燃料的低位发热量为 MJ/Nm 3 3 表中数据为理论计算值, 非采暖期考虑机组起停 低负荷和老化因素, 气耗增加 10% 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 华能北京热电有限责任公司 A.5. 项目活动打捆情况 >> 本项目不存在打捆情况 华能北京热电有限责任公司 国家发展和改革委员会 A.6. 项目活动拆分情况本项目不存在拆分情况

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 >> 本项目为已经注册项目, 采用经国家发改委备案的方法学 CM-038-V01 新建天然气热电联产电厂 ( 第一版 ) 本方法学参考 UNFCCC-EB 的 CDM 项目方法学 AM0107 : Baseline Methodolog for Grid Connected Electricit Generation Plants using Natural Gas ( 第 2.0 版 ), 可在以下网址查询 : T08 本方法学也涉及到以下 CDM 方法学工具 : 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 ); 设备剩余寿命确定工具 ( 第 01 版 ); 基准线产热或发电系统效率确定工具 ( 第 01 版 ); 电力系统排放因子计算工具 ( 第 04.0 版 ); 基准线情景识别与额外性论证组合工具 ( 第 版 ); 计入期更新时对当初 / 当前基准线的有效性进行评估以及基准线进行更新的工具 ( 第 版 ) B.2. 方法学适用性 >> 方法学适用性分析如下 方法学描述 本项目情况 结论 本方法学适用于新建热电联产厂, 即使用天然气作为燃料的项目活动, 提供电力至电网并向现有的或新建的热网提供热量 本项目为使用天然气作为燃料的 向电网供电并向现有热网供热的新建热电联产项目 适用 本方法学适用于如下条件 : (a) 所在电网和热网的地理 / 物理边界清晰可被识别, 并且与电网 热网以及基准线排放预估相关的信息公开可得 ; (b) 天然气是本项目所用的主要燃料 少量的其他启动或辅助燃料可以被使用, 但含量不能超过每年使用的所有燃料的 1%; (c) 天然气在该地区或国家供应充足, 即未来基于发电或供热容量增大所带来的天然气消耗 ( 消耗等级与项目活动类似 ), 不受本项目活动天然气使用约束 ; 本项目所连接的电网和热网的地理 / 物理边界清晰可被识别, 并且与电网 热网以及基准线排放预估相关的信息公开可得 按照项目可研, 天然气为本项目主要燃料 且不涉及其他辅助燃料 陕京管道是保障首都天然气供应的生命线, 目前北京市所需要的天然气中, 有 99% 由陕京管道系统负责输送 十二五 末, 北京地区天然气需求量将达到 180 亿立方米 到 十二五 末, 陕京管道系统对北京和华北地区天然气输送能力将达到每 适用 适用 适用

10 第 10 页 (d) 基准线燃料充足可得, 可在整个计入期建立一个可靠的基准线情景 ; (e) 所在热网中的用户当前不进行热电联产 最后, 本方法学仅适用于最可能的基准线情景被识别为如下情景 : (a) 使用其他化石燃料 ( 如煤 油 ) 的新建热电厂的建设与运行 ; (b) 使用化石燃料 ( 如煤 天然气 油 ) 的新建纯发电电厂的建设与运行, 以及使用化石燃料 ( 如煤 天然气 油 ) 的新建纯供热锅炉的建设与运行 年 600 亿立方米, 将使天然气在北京一次能源结构中所占的比例再由目前的 13% 提升至 20% 因此天然气在北京供应充足基准线燃料为煤炭, 国内的煤炭已经供大于需求 价格下跌, 因此基准线煤炭燃料为充足可得的 按照项目可研, 本项目所连接的热网用户主要为居民住宅和商业建筑等, 这些用户是不具备热电联产的能力的 本项目基准线情景为新建并运行 2*300MW 级亚临界燃煤热电联产机组 适用 适用 适用 B.3. 项目边界 >> 根据本方法学, 本项目边界的空间范围包括项目电厂以及与本项目接入的电网中的所有电厂, 以及与项目活动物理连接的热网的产热设施 根据国家发展和改革委员会应对气候变化司最新发布的 2013 中国区域电网基准线排放因子 4, 为了便于中国 CDM 发电项目确定基准线排放因子, 现将电网边界统一划分为东北 华北 华东 华中 西北和南方区域电网, 不包括西藏自治区 香港特别行政区 澳门特别行政区和台湾省, 华北区域电网的地理范围为北京市 天津市 河北省 山西省 山东省 内蒙古自治区 因此, 本项目边界为项目电厂以及与本项目接入的华北区域电网中的所有电厂 以及被本项目替代的国华燃煤热电联产项目, 本项目边界示意图图见图 4 4

11 第 11 页 本项目 图 4: 本项目边界示意图按照本方法学, 项目边界内包括或者不包括的温室气体种类以及排放源如表 2 所示 表 2: 项目边界内包括或者不包括的排放源. 排放源温室气包括说明理由 / 解释 基准线 项目活动 基准线情景下供电的燃料消耗 基准线情景下供热的燃料消耗 本项目发电和供热产生的的 CO 2 排放 体种类 否? CO 2 是 主要排放源 CH 4 否 次要排放源 N 2 O 否 次要排放源 CO 2 是 主要排放源 CH 4 否 次要排放源 N 2 O 否 次要排放源 CO 2 是 主要排放源 CH 4 否 次要排放源 N 2 O 否 次要排放源 拟建项目边界 B.4. 基准线情景的识别和描述 >> 基准线替代情景的确定应包括所有符合所在国家相关法律法规的, 能够提供与本项目相似服务的真实可靠的替代方案 本项目为热电联产项目, 所以首先按照发电和供热分别确定可能的替代方案 : (a) 发电 ;

12 第 12 页 (b) 供热 对于发电部分, 可能的替代方案及是否是真实可靠的替代方案分析如下 : 方法学规定的替代方案分析及论述 P1 拟议项目不作为自愿减排项目 ; P2 建设并且运行新的, 并且应用与本项目不同的其他技术的天然气热电联产项目 ; P3 使用其他化石燃料 ( 如煤 油 ), 建设并且运行新的热电联产项目 ; P4 使用可再生能源建设热电联产项目 ; 是否为真实可靠的替代方案 是 否 是 否 1 正是拟议项目, 符合实际情况 2 本项目使用联合循环技术, 可替代的技术为简单循环技术 简单循环技术经常利用于小规模装机的电厂 按照 燃气轮机发电技术应用综评 5, 燃气轮机简单循环的热效率为 38%~39.5%, 相比简单循环技术联合循环发电技术更为完善, 装置净效率已提高到 58%~60% 3 按照国家发改委公布的 中国节能技术政策大纲 , 禁止新建燃油电厂 4 目前 300MW 级亚临界参数循环流化床锅炉 (CFB) 已大批量投入商业运行 7 ;2007 年本项目设计方曾编制了可行性研究报告, 设计方案为 2*300MW 级亚临界燃煤热电联产机组 2010 年该设计方案被修改为燃气热电联产机组 因此考虑到本项目装机规模及历史设计方案, 新建并运行 2*300MW 级亚临界燃煤热电联产机组是可行的 5 可再生能源包括太阳能 水能 风能 生物质能等 其中水能和风能不能用于热电联产项目 6 按照北京市 十二五 时期新能源和可再生能源发展规划 8, 北京市新能源和可再生能源品种比较齐全, 主要包括太阳能 地热能 生物质能 风能和小水电等, 但相对于资源大省, 本市新能源和可再生能源资源总量较少 上述可再生

13 第 13 页 P5 建设并且运行新的仅使用化石燃料 ( 如煤 天然气 油 ) 的纯发电电厂 ; P6 仅使用可再生能源建设运行新的电厂 ; P7 使用电网内连接的电厂供电 ; P8 从连接电网调入电力, 包括新的互连 是否否否 能源在项目所在地朝阳区并不丰富, 就算可以利用, 也远远无法达到拟议项目的电力和热力输出规模 7 按照北京市 十五 时期环境保护规划 9, 三 污染防治任务 ( 一 ) 大气污染防治中规定 市区不再新增燃煤设施, 有条件的郊区城镇地区加快建设输配气管网, 近期具备通气条件的不再新建燃煤设施 继续增加轻柴油 液化石油气供应, 替代一部分燃煤 本项目建设地位于市区, 因此新建纯燃煤发电厂是违背北京市 十五 环保规划的, 因此不可行 8 按照上述第 3 条论述情况, 新建燃油纯发电电厂是不可行的 因此 P5 新建天然气纯发电项目是可能的替代方案 9 按照上述第 6 条论述情况, 新建可再生能源纯电厂是不可行的 10 根据北京统计年鉴 2013, 北京市 电量产出分别为 GWh; 而拟议项目预计完全投产后每年向北京市提供 4,022GWh 净上网电量, 因此北京市内现有电网连接的电厂难以一次性为北京电网多提供 18% 的上网电量 11 根据北京统计年鉴 2013, 北京市 全社会用电量为 GWh, 外受电量计算为 GWh, 因此其他电网可以为北京市电网调入拟议项目所发电力 但是从连接电网调入的电量无法为本项目所连接的本地电网提供电力峰值负荷平衡的功能 12 根据本项目业主的营业执照允许的 9

14 第 14 页 经营范围, 该情景是不被包含在内的, 因此该条情景是不符合法律法规的 基准线情景下的发电可能是上述情况的组合 对于发热部分, 可能的替代方案及是否是真实可靠的替代方案分析如下 : 方法学规定的替代方案分析及论述 H1 拟议项目不作为自愿减排项目 ; H2 建设并且运行新的, 并且应用与本项目不同的其他技术的天然气热电联产项目 ; H3 使用其他化石燃料 ( 如煤 油 ), 建设并且运行新的热电联产项目 ; H4 使用可再生能源建设热电联产项目 ; 是否为真实可靠的替代方案 是 否 是 否 1 正是拟议项目, 符合实际情况 2 本项目使用联合循环技术, 可替代的技术为简单循环技术 简单循环技术经常利用于小规模装机的电厂 按照 燃气轮机发电技术应用综评 10, 燃气轮机简单循环的热效率为 38%~39.5%, 相比简单循环技术联合循环发电技术更为完善, 装置净效率已提高到 58%~60% 3 按照国家发改委公布的 中国节能技术政策大纲 , 禁止新建燃油电厂 4 目前 300MW 级亚临界参数循环流化床锅炉 (CFB) 已大批量投入商业运行 12 ;2007 年本项目设计方曾编制了可行性研究报告, 设计方案为 2*300MW 级亚临界燃煤热电联产机组 2010 年该设计方案被修改为燃气热电联产机组 因此考虑到本项目装机规模及历史设计方案, 新建并运行 2*300MW 级亚临界燃煤热电联产机组是可行的 5 可再生能源包括太阳能 水能 风能 生物质能等 其中水能和风能不能用于热电联产项目 6 按照北京市 十二五 时期新能源和可再生能源发展规划 13, 北京市新能源和可再生能源品种比较齐全, 主要包括太

15 第 15 页 H5 建设并且运行新的仅使用化石燃料 ( 如煤 天然气 油 ) 的锅炉 ; H6 建设并且运行用电的产热装置 ( 如电阻炉 电锅炉 ); H7 建设并运行使用可再生能源的产热装置 ; H8 使用不可再生生物质能源建设运行产热装置 ; H9 由热网中已有产热装置供热 ; 是 否 否 否 否 阳能 地热能 生物质能 风能和小水电等, 但相对于资源大省, 本市新能源和可再生能源资源总量较少 上述可再生能源在项目所在地朝阳区并不丰富, 就算可以利用, 也远远无法达到拟议项目的电力和热力输出规模 7 按照上述第 4 条论述情况, 新建燃煤锅炉是不符合政府规划要求的 8 按照上述第 3 条论述情况, 新建燃油锅炉是不可行的 因此 H5 新建天然气锅炉是可能的替代方案 9 根据本项目业主的营业执照允许的经营范围, 建设和运行电产热装置是不被包含在内的, 因此该条情景是不符合法律法规的 10 按照上述第 6 条论述情况, 新建可再生能源产热装置是不可行的 11 按照上述第 6 条论述情况, 使用生物质能源建设运行产热装置是不可行的 12 根据项目可行性研究报告,2010 年前北京集中供热管网已是全国最大的热力管网, 目前供需存在严重的不平衡, 集中供热热源点建设跟不上城市建设的发展速度 因此由热网中已有产热装置提供拟议项目的发热量是不现实的 13 拟议项目接入的热网不存在相连接的相邻热网 H10 由相邻热网调入热否量 基准线情景下的产热可能是上述情况的组合 在识别项目活动的基准线情景时, 分别从发电和产热识别基准线情景, 从中确定可信的和与现实相符的基准线替代方案 发电和供热所有可能的替代方案现组合和分析如下 : 供热 发电 P1 拟议项目不作为自愿减排 H1 拟议项目不作为自愿减排项目 ; P1+H1, 即拟议项目不申请成为自愿减排项目 H3 新建并运行 2*300MW 级亚临界燃煤热电联产机组拟议项目和新建 2*300MW 级亚临界燃煤 H5 新建天然气锅炉 拟议项目与天然气供热锅炉不一

16 第 16 页 项目 ; P3 新建并运行 2*300MW 级亚临界燃煤热电联产机组 P5 新建天然气纯发电项目 ; 拟议项目和新建 2*300MW 级亚临界燃煤热电联产机组不是同一个项目, 因此无法组合 拟议项目与天然气纯发电项目不一致, 因此无法组合 热电联产机组不是同一个项目, 因此无法组合 P3+H3, 新建并运行 2*300MW 级亚临界燃煤热电联产机组 燃料不同, 因此无法组合 致, 因此无法组合 燃料不同, 因此无法组合 P5+H5, 新建天然气热电联产机组, 即拟议项目 根据上述分析, 除了拟议项目外, 拟议项目的替代方案罗列如下 : 情景 P1+H1 即拟议项目不申请成为自愿减排项目 情景 P3+H3 新建并运行 2*300MW 级亚临界燃煤热电联产机组 B.5. 额外性论证 >> 按照本方法学要求, 在识别基准线情景和额外性论证时, 应使用最新版本的 基准线情景识别与额外性论证组合工具 事先和持续考虑减排机制效益诸多减排项目已经从清洁发展机制 ( 即 CDM) 上获得了减排收益, 从 2004 到 2012 年底, 国内 CDM 项目开发也呈蓬勃发展态势, 截止 2013 年 6 月 30 日, 我国共有 3588 个项目 ( 占总数的 50%) 已经成功注册成为 CDM 项目, 成功签发 CERs 为 5.78 亿吨 ( 占签发总量的 63.86%); 随着 CERs 最大需求方欧盟 2013 年碳交易政策变化, 2013 年起我国新注册 CDM 项目的 CERs 无法纳入其碳交易系统, 国内更多新建的减排项目正在寻求其他减排机制来获得减排收益 2011 年 10 月 29 日, 国家发展改革委正式发布了 关于开展碳排放权交易试点工作的通知, 批准北京市 天津市 上海市 重庆市 湖北省 广东省及深圳市开展碳排放权交易试点 2012 年 6 月 13 日, 国家发展改革委正式印发 温室气体自愿减排交易管理暂行办法, 这为国内温室气体自愿减排项目产生的减排量进行交易提供了政策和机制保障 随着各五市两省碳交易试点方案的陆续出台, 国内温室气体自愿减排项目产生的减排量均被允许用于冲抵一定比例的碳配额, 这为国内温室气体自愿减排量提供了交易的条件和市场 项目业主公司充分认识到碳资产的价值和项目运行可带来的减排收益, 本项目核准后项目业主就决定将该项目减排量进行开发, 项目业主在本项目立项前后开工前就确定了将项目开工建设 生产和减排收益获得放在同样重要的位置, 本项目关键性事件详见表 3, 正是由于业主公司坚持不懈的努力,

17 第 17 页 才使得该项目成功注册成为 CDM 项目, 为其减排收益的实现奠定了坚实基础 表 3: 本项目关键性事件列表日期事件 2010 年 3 月本项目可行性报告编制完成, 报告中建议将该项目开发成为 CDM 项目以期获得减排收益 2010 年 4 月 2 日业主公司董事会决定将该项目开发成为 CDM 项目 2010 年 4 月本项目环评报告编制完成 2010 年 5 月 6 日本项目主要设备购买合同签订 2010 年 5 月 9 日本项目环评获得批复 2010 年 7 月 28 日本项目获得核准 2010 年 9 月 13 日分别向国家发改委及联合国秘书处发函, 说明本项目拟和 14 日开发成为 CDM 项目, 并获得了确认 2011 年 12 月 26 日本项目正式投产运行 2012 年 1 月 20 日本项目被国家发改委批准成为清洁发展机制项目 2012 年 12 月 27 日本项目成功注册成为 CDM 项目, 注册号 年 10 月 24 日本项目在中国自愿减排交易信息平台公示, 拟申请本项目从投产日起至 CDM 计入期止的 CDM 注册前减排量 由上表可见, 项目业主已经事先考虑了减排收益 ; 且持续寻求减排收益的主要活动时间间隔不足两年, 因此项目业主也是在持续寻求减排收益 (1) 论证拟建项目是同类型的第一个按照工具要求, 该步骤是可选的 本项目不为本地区第一个天然气热电联产项目 (2) 替代方案的鉴别子步骤 2.1 确定该项目替代方案按照方法学及工具要求, 该项目的现实可行的替代方案有 : 情景 P1+H1 即拟议项目不申请成为自愿减排项目 情景 P3+H3 新建并运行 2*300MW 级亚临界燃煤热电联产机组 子步骤 2.2 符合法律法规的强制要求情景 P1+H1 和情景 P3+H3 均符合现行的法律和法规 (3) 障碍分析情景 P1+H1 和情景 P3+H3 均不存在任何障碍 (4) 投资分析按照最新版的投资分析评估指导工具进行

18 第 18 页 子步骤 4.1 确定适宜的分析方法 基准线情景识别与额外性论证组合工具 (05 版 ) 为该子步骤建议了三 种分析方法 : 即简单成本分析方法 ( 选项 I) 投资比较分析方法( 选项 II) 和基准值分析方法 ( 选项 III) 由于本项目存在可与本项目具有比较性的替代方案, 即情景 P1+H1 即拟议项目不申请成为自愿减排项目和情景 P3+H3 新建并运行 2*300MW 级亚临界燃煤热电联产机组, 因此采用投资比较分析方法 ( 选项 II) 进行投资分析 子步骤 4.2 投资比较分析方法 情景 P1+H1 和情景 P3+H3 进行税后财务内部收益率 IRR 比较 子步骤 4.3 财务指标计算和比较 情景 P1+H1 即拟议项目不申请成为自愿减排项目的主要财务参数见 表 4 参数 数值 单位 装机容量 MW 发电量 MWh 自用电率 3.2% 净上网电量 MWh 净热量 GJ 项目寿命 21 年 1 年建设期 20 年运行期 电价 元 / 度 热价 68 元 / 吉焦 天然气价格 2.19 元 / 标准立方米 热电比 GJ/MWh 供电燃气消耗率 标方 /MWh 供热燃气消耗率 标方 / GJ 年运行小时数 4800 小时 总投资 万元 其中设备投资 万元 建设期利息 万元 固定资产价值 万元 长期贷款利息 5.94% 短期贷款利息 5.31% 长期贷款偿还期 最长 12 年 残值率 5% 固定资产余值 万元 折旧年限 15 年 年运行 流动资金 万元 材料费 万元 /MWh 其他费用 万元 /MWh 耗水量 540 万吨

19 第 19 页 成本 水价 万元 / 吨 修理费率 3.5% 保险费率 0.25% 员工工资及福利 800 万元 增值税率 : 电力 17% : 热力 13% : 天然气 13% 教育费附加 3% 城市建设维护费 7% 所得税率 25% 设备增值税返还 万元 情景 P3+H3 新建并运行 2*300MW 级亚临界燃煤热电联产机组的主 要财务参数见表 5 参数 数值 单位 装机容量 2*300 MW 发电量 MWh 自用电率 5.5% 净上网电量 MWh 净热量 GJ 项目寿命 21 年 1 年建设期 20 年运行期 电价 元 / 度 热价 33 元 / 吉焦 煤炭价格 900 元 / 吨 热电比 0.62 GJ/MWh 供电煤炭消耗率 0.27 t/mwh 供热煤炭消耗率 t/gj 总耗煤量 供电 , 供热 t 年运行小时数 5000 小时 总投资 万元 其中设备投资 万元 建设期利息 万元 固定资产价值 万元 长期贷款利息 6.4% 短期贷款利息 5.81% 长期贷款偿还期 最长 12 年 残值率 5% 固定资产余值 万元 折旧年限 15 年 年运 流动资金 万元 材料费 万元 /MWh 其他费用 万元 /MWh

20 第 20 页 行成本 耗水量 10.8 万吨 水价 万元 / 吨 石灰石价格 60 元 / 吨 石灰石消耗率 8 t/h 尿素价格 2000 元 / 吨 尿素消耗量 5734 吨 排污费用 626 万元 修理费率 2.0% 保险费率 0.25% 员工工资及福利 1872 万元 增值税率 : 电力 17% : 热力 13% : 煤炭 17% 教育费附加 3% 城市建设维护费 7% 所得税率 25% 设备增值税返还 万元 按照本项目注册 PDD 第 17 页所示列表, 经测算, 情景 P3+H3 和情景 P1+H1 的 IRR 计算结果见表 6 表 6 IRR 比较表格情景 IRR 情景 P1+H1 2.57% 情景 P3+H % 子步骤 4.4 敏感性分析为进一步论证项目额外性, 将在不考虑减排收益的前提下进行敏感性分析 变动范围的合理性判断 建设项目经济评价方法与参数 第三版, 敏感性分析应涵盖 +10% 和 - 10% 的变动范围 因此, 变动范围选择 ±10% 参数选择合理性判断根据 CDM 项目 投资分析评价指南 (05 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 ; 按照方法学要求, 进行敏感性分析时, 也应考虑热电比的差异, 作为盈利水平的参考, 参数热电比 (θ PJ, ) 因此需要被引入 针对本项目敏感性分析, 识别出静态总投资 年运营成本 燃料价格 上网电价 热价及热电比这六个变量参数是符合上述要求的 根据本项目注册 PDD, 敏感性分析结果见下图 :

21 第 21 页 I R R 10.00% 15.00% 20.00% 0.00% 5.00% 情景 P1+H1 的 IRR - 10 % - 5% 0% 5% 10 % 4.12%3.36%2.57%1.83%1.13% I R R 10.00% 15.00% 20.00% % % -5.00% 0.00% 5.00% 情景 P1+H1 的 IRR - 10 % - 5% 0% 5% 10 % % 6.28% 9.25% 情景 P3+H3 的 IRR 情景 P3+H3 的 IRR 9.38% 静态总资产投资变化率 上网电价变化率 I R R 15.00% 10.00% 5.00% 0.00% 情景 P1+H1 的 IRR 情景 P3+H3 的 IRR - 10 % - 5% 0% 5% 10 % 0.54%1.58%2.57%3.51%4.28% I R R 10.00% 15.00% 20.00% % % -5.00% 0.00% 5.00% 情景 P1+H1 的 IRR 情景 P3+H3 的 IRR - 10 % - 5% 0% 5% 10 % 9.24% 6.27% 2.57% 热价变化率 燃料价格变化率 I R R 10.00% 15.00% 0.00% 5.00% 情景 P1+H1 的 IRR 情景 P3+H3 的 IRR - 10 % - 5% 0% 5% 10 % 3.60%3.09%2.57%2.03%1.48% 除燃料价格外年运行成本变化率 I R R 10.00% 15.00% 20.00% 0.00% 5.00% - 10 % - 5% 0% 5% 10 % 情景 P1+H1 4.09% 3.36% 2.57% 1.83% 1.14% 的 IRR 情景 P3+H %14.41%13.54%12.73%11.99% 的 IRR 热电比变化率 根据上图分析, 各参数变化正负 10% 时, 情景 P3+H3 的税后财务内部收益率均比情景 P1+H1 高很多, 因此情景 P3+H3 比情景 P1+H1 更具备经济吸引力 因此从商业投资角度分析, 情景 P3+H3 新建并运行 2*300MW 级亚临界燃煤热电联产机组 为基准线情景 (5) 普遍性分析据 基准线情景识别与额外性论证组合工具 05 版, 普遍性分析利用 普遍性分析指南 ( 第 02.0 版 ) 5. 1 计算拟议项目活动设计产出或容量的 +/-50% 作为可适用产出范围 按照本项目设计容量, 确定普遍性分析时采用的电装机容量为 ~ MW 热装机容量为 325~975MW

22 第 22 页 5.2 在适用的地理区域, 识别能提供与该拟议项目活动相同产出或容量的所有电厂, 所适用的产出范围如子步骤 1 中计算所得, 且这些电厂在项目开始日期之前已经开始了商业运行 它们的数量记为 N all 已注册 CDM 项目活动和审定中的项目活动不应该包括在该步骤内 ; 根据普遍性分析指南, 适用的地理区域 的缺省选项为整个东道国 但由于在中国, 各省份 / 自治区之间的电价水平是不同的 各省份 / 自治区政府制定的法律法规也不尽相同 各省份 / 自治区根据产业结构及不同资源情况制定有区别的鼓励政策, 因此不同省份 / 自治区的项目投资环境是不相同的 所以这里选取本项目所在地北京市作为适用的地理区域 该步骤中, 识别出三个项目类别 : 类别 1: 投资发生在 2002 年之后的北京市在 5.1 所示容量范围内的天然气热电联产项目 类别 2: 投资发生在 2002 年之前的北京市在 5.1 所示容量范围内的天然气热电联产项目 类别 3: 北京市除天然气热电联产项目之外, 符合 5.1 所示容量范围的热电联产项目 按照国家发展改革委关于调整华北电网电价的通知 ( 发改价格 [2009]2919 号 ) 14 及国家发展改革委关于调整华北电网电价的通知 ( 发改价格 [2011]2619 号 ) 15, 本项目开始日前已经投入商业运行的热电联产项目有如下 5 个, 现分析如下 项目名称项目业主装机容量 CDM 开发是否满足 5.1 规 北京太阳宫燃气热电冷联供工程 北京太阳宫燃气热电有限公司 北京第三热电厂天然气 - 北京京丰燃气发 蒸汽联合循环发电项目 电有限责任公司 中国华电集团北京热电 华电北京热电有 有限公司燃气热电工程 限责任公司 华润协鑫热电厂 华润协鑫 ( 北京 ) 热电有限公司 北京电子城高科技工业 北京正东电子动 园热电联产工程 力集团有限公司 情况 模要求 2*390MW 级 已经注册 是 2*390MW 级已经注册是 2*280MW 级 被拒绝注 是 册 2*75MW 级 审定阶段 否 MW 审定阶段否 由此可见所有项目均有申请成为 CDM 项目, 按照普遍性分析指南, 和本项目一样 申请了减排机制的项目, 应该在普遍性分析时予以剔除 因此类别 1: 投资发生在 2002 年之后的北京市在 5.1 所示容量范围内的天然气热电联产项目的项目数量为 0 假设所识别出的类别 2-3 的总项目数目是 N 2-3, 那么,N all =N

23 第 23 页 5.3 在子步骤 5.2 所识别的电厂内, 识别那些采用技术不同于拟议项目活动中所采用技术的电厂 它们的数量记为 N diff 类别 1: 无法识别出本项目和类别 1 中本质的技术差别, 故认为类别 1 与本项目的技术相同, 但类别 1 项目数量为 0 类别 2:2002 年对于中国电力行业来讲, 是一个具有里程碑意义的年份 中国电力行业在 年经历了重大的变革 首先, 在市场经济改革的环境下, 中国国家电力公司在 2002 年被划分为了五个单独的区域电网, 随之带来了上网电量电价的变化和补贴额的变化 其次, 经过改革现有的电价机制也发生了变化 最终造成了 2002 年中国发电项目投资环境的重大变化 因此对类别 2 的项目进行投资决策时的投资环境不同于本项目投资环境 17 此外, 北京市第一个燃气热电厂于 2006 年 6 月 28 日正式投产发电, 其核准日期为 2003 年 3 月, 因此在 2002 年之前, 北京市内还没有满足 5.1 所示容量范围内的天然气热电联产项目, 类别 2 项目数量为 0 类别 3: 根据普遍性分析指南, 能源来源不同的项目认为是不同的技术 ; 本项目是一个天然气热电联产项目, 采用能源为天然气, 和其他类项目能源不同, 因此类别 3 项目与本项目的技术不同 因此, 类别 2-3 的所有项目被证明和本项目的技术不同, 即 N diff =N 计算系数 F=1-N diff /N all 其代表那些使用了与拟议项目活动中所采用技术类似技术 ( 提供与拟议项目活动系统的产出或容量 ) 的电厂份额 N all =N 2-3 且 N diff =N 2-3, 因此 N diff =N all, N=1- N diff / N all =1-1=0<0.2 且 N all -N diff =0<3; 因此, 本项目不具有普遍性 结论 : 本项目通过了额外性论证的所有步骤, 因此本项目活动不是基准线情景, 具有充分的额外性 B.6. 减排量 B.6.1. 计算方法的说明 >> 热电比热电联产项目热电比用以下公式进行计算 : HG = 3.6 EG PJ, θ PJ, PJ, (1) 其中 : θ PJ, = 在 年热电联产项目的热电比 HG PJ, = 在 年, 由项目供应的热量 (GJ) 16 参见 电力改革,2003 年中国电力年鉴,10-14 页 17

24 第 24 页 EG PJ, = 在 年, 由项目供应的净上网电量 (MWh) 3.6 = 热电转换因子 (GJ/MWh) 基准线计算 基准线用以下公式进行计算 : BE = min( BECOGEN,, BESEPGEN, ) (2) 其中 BE = 在 年基准线排放 (tco 2 e) BE COGEN, = 在 年, 热电联产的基准线排放 (tco 2 e) BE SEPGEN, = 在 年, 热电分产的基准线排放 (tco 2 e) HG + EG 3.6 PJ, PJ, BE COGEN, 的确定 : BE COGEN, = EFBL, COGEN η BL, COGEN (3) 其中 HG PJ, = 在 年, 由项目供应的热量 (GJ) EG PJ, = 在 年, 由项目供应的净上网电量 (MWh) EF BL, COGEN = 热电联产基准线情景下单位热量燃料的排放因子 (tco 2 /GJ), 具体取值原因及数据见 B.6.2 η BL,COGEN = 热电联产基准线情景下机组总效率, 具体取值原因及数据见 B.6.2 BE SEPGEN, 的确定 : BE SEPGEN, = BEEG, + BEHG, (4) 其中 BE EG, = 在 年, 发电的基准线排放 (tco 2 ) BE HG, = 在 年, 供热的基准线排放 (tco 2 ) BE EG, = EGPJ, EFBL, EG, CO2, (5) BE HG, = HGPJ, EFBL, HG, (6) 发电的基准线排放因子 EF BL, EG, CO2, 应选 EF BL, HG, 为供热机组的基准线排放因 取以下三者的最小值 : 子, 这里取保守值为 0 1 EF grid,bm, 建设边际排放因子 BM, 通过 电力系统排放因子计算工具 计 算 ; 2 EF grid,cm, =( EF grid,bm, + EF grid,om, )/2 组合排放因子 CM, 通过电力系统排放 因子计算工具 计算, 其中 OM 和 BM 各占 50% 权重 ; EF BL, EG 3 EFBL, EG, CO2, = 3. 6 ηbl, EG 基准线化石

25 第 25 页 燃料电厂的排放因子其中 1 和 2 应通过 电力系统排放因子计算工具 事后监测更新,3 为事先确定 EF BL,EG 由如下方式确定 : 情形 1: 基准线情景为热电分产 (P5+H5) 当基准线情景为热电分产时, 此基准线电厂所用燃料的每单位能量的 CO 2 排放因子应选择热电分产情形下发电厂所用的燃料的排放因子 情形 2: 基准线情景为热电联产 (P3+H3) 当基准线情景为热电联产时, 此基准线电厂所用燃料的每单位能量的 CO 2 排放因子应选择热电联产情形下所用的燃料的排放因子 基准线化石燃料电厂的效率 (η BL,EG ) 应根据 电力系统排放因子计算工具 中的最优效率计算, 燃料的选取要与基准线情景一致 EF BL,EG 及 η BL,EG 具体取值原因及数据见 B 项目排放项目排放用以下公式进行计算 : PE = EF CO2,NG, * NCV NG, * FC NG, (7) 其中 : PE = 在 年的项目排放 (tco 2 e/r) EF CO2,NG, = 在 年, 单位热量天然气排放因子 (tco 2 /GJ) NCV NG, = 在 年, 单位天然气的平均净热值 (GJ/m 3 ) FC NG, = 在 年, 项目天然气的消耗量 (m 3 ) 泄漏泄漏由项目边界外发生的在的化石燃料的提取 加工 液化 运输 再气化和运输过程中导致的排放 泄漏主要包括 :(i) CH 4 的逸散性排放 ;(ii) 为满足市场需求, 精炼天然气去除 CO 2 过程产生的 CO 2 排放 ; 以及 (iii) 相关燃料消耗和燃烧产生的 CO 2 排放 本方法学中应考虑下列泄漏排放源 :

26 第 26 页 (a) 与提取 加工 液化 运输 再气化和分配项目工厂中化石燃料以及 无本项目活动时电网使用的化石燃料有关的甲烷逸出 ; (b) 为满足市场需求, 精炼天然气去除 CO 2 过程产生的 CO 2 排放 ; (c) 如项目热电厂使用液化天然气 (LNG): 天然气传送及分配系统中 液化 运输 再汽化和压缩过程有关的燃料消耗 / 电力消费产生的 CO 2 排放 因此, 泄漏的计算方法为 : LE = LECH4, + LECO2, + LELNG, CO2, (8) 其中 : LE = 在 年的项目泄漏 (tco 2 e/r) LE CH4, = 在 年, 天然气上游工艺逸散性 CH 4 排放带来的泄漏排放 (tco 2 e/r) LE CO 2, = 在 年, 从精炼天然气中去除二氧化碳而带来的泄漏排放 (tco 2 e/r) LE LNG, CO2, = 在 年, 液化 运输 再气化和加压进入天然气输配系统相 关的燃料燃烧 / 电力消耗所带来的 CO 2 排放 (tco 2 e/r) 确定由于上游甲烷逸散产生的泄漏 (LE CH4, ) 为了估计逸散性甲烷排放量, 项目参与方应该用第 年项目活动的天然 气消耗量乘以来自天然气消耗的逸散性甲烷排放的排放因子 (EF NG,upstream,CH4 ), 再减去在没有该项目活动时所使用的化石燃料所产生的 甲烷排放, 计算公式如下 : LE CH4, = LEPJ, LEBL, (9) LE CH4, = 第 年散逸的 CH 4 泄漏排放量 (tco 2 e) LE PJ, = 第 年项目活动天然气消耗的逸散性甲烷排放 (tco 2 e) LE, = 第 年没有项目活动时的散逸甲烷排放 (tco 2 e) BL 第 年项目活动消耗的天然气由于上游工艺 CH 4 逸散产生的泄漏 (LE PJ, ) LE PJ, = ( FC NCVNG, EFNG, upstream, CH4 ) GWPCH 4(10) LE PJ, = 第 年项目活动天然气消耗的逸散性甲烷排放 (tco 2 e) FC = 第 年项目活动消耗的天然气量 (m³) NCV NG, = 第 年单位天然气的平均净热值 (GJ/m³) EF NG, upstream, CH4 = 来自天然气生产 运输和配送环节, 以及在液化天然气情况下, 液化 运输 再气化及加压输配系统环节的上游逸散性甲烷排放的排放因子, 以供给终端用户的每 GJ 燃料的上游逸散性甲烷排放量 (tch 4 /GJ) GWP CH 4 = 甲烷的全球变暖潜势 (tco 2 /tch 4 ) 确定第 年基准线情景下消耗的化石燃料由于上游工艺 CH 4 逸散产生的泄漏 (LE BL, )

27 第 27 页 需要注意的是, 没有项目活动时上游工艺逸散性 CH 4 排放的计算应和上文分析的基准线排放计算一致, 即以下泄漏最小值 : (a) 热电联产基准线泄漏排放 ; (b) 热电分产基准线泄漏排放 ; LE BL, = min( LEBL, COGEN,, LEBL, SEPGEN, )(11) LE BL, = 第 年基准线使用化石燃料所产生的 CH 4 泄漏排放量 (tco 2 e) LE BL, COGEN, = 第 年以热电联产基准线使用化石燃料所产生的 CH 4 泄漏排放量 (tco 2 e) LE BL, SEPGEN, = 第 年以纯发电和纯供热基准线使用化石燃料所产生的 CH 4 泄漏排放量 (tco 2 e) 确定第 年没有项目活动时热电联产使用化石燃料产生的上游工艺逸散 性 CH 4 排放导致的泄漏 (LE BL,COGEN, ) HGPJ, + EGPJ, 3.6 LE BL COGEN EFBL FF COGEN upstream CH4 GWP BL COGEN NCV,, =,,,, η, BL, FF, COGEN (12) LE BL, COGEN, = 第 年以热电联产基准线使用化石燃料所产生的 CH 4 泄漏排放量 (tco 2 e) HG PJ, = 第 年项目活动的供热量 (GJ) EG PJ, = 第 年, 由项目供应的净上网电量 (MWh) 3.6 = 热电转换因子 (GJ/MWh) η BL,COGEN = 热电联产基准线情景下机组总效率, 具体取值原因及数据见 B.3.1 NCV BL, FF, COGEN = 基准线情景下所使用燃料的净热值 (GJ/ 单位质量或体积 ) EF BL, FF, COGEN, upstream, CH4 = 热电联产基准线情境下所使用燃料上游逸散性甲烷排放的排放因子 (tch 4 / 单位质量或体积 ) GWP CH 4 = 甲烷的全球变暖潜势 (tco 2 /tch 4 ) 确定第 年没有项目活动时热电分产使用化石燃料产生的上游工艺逸散 性 CH 4 排放导致的泄漏 (LE BL,SEPGEN, ) LE BL, SEPGEN, = LEBL, EG, + LEBL, HG, (13) LE BL, SEPGEN, = 第 年以单独发电和供热基准线使用化石燃料所产生的 CH 4 泄漏排放量 (tco 2 e) LE BL, EG, = 第 年以单独发电基准线使用化石燃料所产生的 CH 4 泄漏排放量 (tco 2 e) LE BL, HG, = 第 年以单独供热基准线使用化石燃料所产生的 CH 4 CH4

28 第 28 页 泄漏排放量 (tco 2 e) 确定第 年发电使用的化石燃料上游工艺逸散性 CH 4 排放导致的泄漏 (LE BL,EG, ) BL, EG, = EGPJ, EFBL, EG, upstream, CH4, GWPCH4 (14) LE LE BL, EG, = 第 年以单独发电基准线使用化石燃料所产生的 CH 4 泄漏排放量 (tco 2 e) EG PJ, = 第 年, 由项目供应的净上网电量 (MWh) EF BL, EG, upstream, CH4, = 纯发电基准线情境下所使用燃料上游逸散性甲烷排放的排放因子 (tch 4 /MWh) GWP CH 4 = 甲烷的全球变暖潜势 (tco 2 /tch 4 ) 没有项目活动时的散逸甲烷排放因子 (EF BL,EG,upstream,CH4, ) 的计算应相应于 上文所选的基准排放因子 (EF BL,EG,CO2 ), 如下所示 : FFj,k, NCV j,k, EFk,upstream,CH4 j k 选项 1: 建设边际 EFBL,EG,upstream,CH4, = EG j, j (15) 选项 2: 组合 FFj,k, NCV j,k, EFk,upstream,CH4 FFi,k, NCVi,k, EFk,upstream,CH4 j k i k EFBL,EG,upstream,CH4, = EG j, EGi, j i 选项 3: EF EF = η k,upstream,ch4 BL,EG,upst ream,ch4, BL, EG 3.6 (17) (16) 如果 EF BL,EG,upstream,CH4, 由 BM 或 CM 确定, 计算方式应和 BM 或 OM 中 CO 2 排放计算一致, 即使用相同的电厂样本群和燃料消耗以及发电量数据, FF 和 EG 数值应为通过应用 电力系统排放因子计算工具 已经确定的数值 确定燃料类型 k 生产中的上游逸散性 CH 4 排放的排放因子 (EF k,upstream,ch4 ) 如果生产过程中, 及当燃料为天然气时燃料运输和分配过程中的甲烷逸出排放有可靠和准确的国家数据时, 项目参与方需使用上述数据来确定平均排放因子, 分别用总甲烷排放量除以燃料总生产量和总供应量 若上述数据不可得, 则项目参与方应使用默认数值 确定第 年供热使用的化石燃料上游工艺逸散性 CH 4 排放导致的泄漏 (LE BL,HG, ) LE BL, HG, = HGPJ, EFBL, HG, upstream, CH4, GWPCH4 (18)

29 第 29 页 LE BL, HG, = 第 年以单独供热基准线使用化石燃料所产生的 CH 4 泄漏排放量 (tco 2 e) HG PJ, = 第 年项目活动的供热量 (GJ) EF BL, HG, upstream, CH4, = 纯供热基准线情境下所使用燃料上游逸散性甲烷排放的排放因子 (tch 4 /GJ) 第 年在没有项目活动情况下供热的上游逸散性 CH 4 排放因子 (EF BL,HG,upstream,CH4, ) 的计算应和基准线排放因子 (EF BL,HG, ) 计算一致, 计 算如下 : EF m,upstream,ch4 EFn,upstream,CH4 HGm, HGn, m ηbl, HG, m NCVBL, HG, m n ηbl, HG, n NCVBL, HG, n EFBL, HG, upstream, CH4, = min, HGm, HGn, m n ( 19 ) 确定供热设施 m 或 n 消耗的燃料生产中的上游 CH 4 逸散性排放因子 (EF m,upstream,ch4 or EF n,upstream,ch4 ) 如果与燃料生产相关的逸散性甲烷排放量, 以及在天然气情况下, 与燃料输配相关的逸散性甲烷排放量有可靠的和精确的国家数据可提供的话, 项目参与方应该使用这些数据来确定平均排放因子, 即将总的甲烷排放量分别除以燃料生产量或者燃料供应量 ; 如果这样的数据无法获得, 则项目参与者应该使用方法学表 2 所提供的默认值 确定第 年因精炼天然气去除 CO 2 过程导致的泄漏 ( (LE CO2, ) 在天然气加工过程中, 从原料气中去除的 CO 2 通常直接排放到大气中 去除 CO 2 升级天然气是为了满足商业需求 当天然气加工厂供给适用的气体传输输和分配系统加工的原料气中的 CO 2 体积含量高于 5% 时, 才需要考虑去除 CO 2 导致的排放 在这种情况下, 泄漏 LE CO2, 计算如下 :: rco2 LECO2, = FC ρco2 1 rco2 (20) 式中 : FC = 第 年项目电厂的天然气燃烧量 (m 3 ) r CO2 = 天然气原料中二氧化碳的平均体积含量 ( 百分比 ) ρ CO2 = 标准条件下二氧化碳密度 ( 吨 /m 3 ) 液化天然气的二氧化碳排放 (LE LNG,CO2, ) 如使用液化天然气, 液化 传输 再气化以及压缩至天然气传输或分配系统期间燃料燃烧 / 电力消耗导致的二氧化碳排放, 应通过项目活动使用的天然气量乘以相应的排放因子来估算 :

30 第 30 页 LE LNG, CO2, = FC EFCO2, upstream, LNG (21) 式中 : FC = 第 年项目电厂的天然气燃烧量 (m 3 ) EF CO2, upstream, LNG = 源于液化 传输 再气化 压缩至天然气传输或分配体系过程中燃料燃烧 / 电力消耗的二氧化碳排放因子 ( 吨 CO 2 e/m 3 ) 确定天然气传送及分配系统中液化 运输 再气化和压缩 LNG 传输或分配系统有关的燃料消耗 / 电力消费产生的上游 CO 2 排放因子 (EF CO2,upstream,LNG ) 如果液化天然气液化 传输 再气化 压缩至天然气传输或分配系统所需燃料燃烧 / 电力消耗产生的二氧化碳排放相关的可靠精确数据存在, 项目参与方应使用这些数据来确定平均排放因子 如果没有相关合适的数据, 则应取默认值 6tCO 2 e/tj 为粗略近似值 ( 该值必须转化为合适的单位以正确无误的应用于本方法学的方程中 ) 如果总净泄漏影响为负 (LE < 0), 则应假设 LE = 减排量减排量的计算方法如下 : ER = BE - PE LE (22) 其中 : ER = 在 年的减排量 (tco 2 e/r). >> B.6.2. 预先确定的参数和数据 FC i, 数据 / 参数 : 单位 : 质量或体积单位描述 : 第 年项目所在电力系统燃料 i 的消耗量所使用的数据来源 : 中国能源统计年鉴,2010~2012 所应用的数据值 : 见国家发展和改革委员会应对气候变化司发布的 2013 中国区域电网基准线排放因子 中 附件 1- OM 计算说明和结果 ( 网站链接下同 ) 18 及 附件 2-BM 计算说明和结果 ( 网站链接下同 ) 网站链接 19 网站链接

31 第 31 页 证明数据选用的合理性或说明实际应用的测量方法和程序步骤 : 数据用途评价 : 国家发展和改革委员会应对气候变化司发布的 2013 中国区域电网基准线排放因子 计算电网组合边际 CO 2 排放因子无 NCV i, 数据 / 参数 : 单位 : 固体和液体燃料为 GJ/t, 气体燃料为 GJ/m 3 描述 : 燃料 i 在第 年的净热值所使用的数据来源 : 中国能源统计年鉴,2010~2012 所应用的数据值 : 见国家发展和改革委员会应对气候变化司发布的 2013 中国区域电网基准线排放因子 中 附件 1- OM 计算说明和结果 ( 网站链接见注 16) 及 附件 2-BM 计算说明和结果 ( 网站链接见注 17) 证明数据选用的合理国家发展和改革委员会应对气候变化司发布的性或说明实际应用的 2013 中国区域电网基准线排放因子 测量方法和程序步骤 : 数据用途计算电网组合边际 CO 2 排放因子评价 : 无 数据 / 参数 : 单位 : 描述 : 所使用的数据来源 : 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 : 数据用途 EF CO2,i,j, tco 2 /GJ 燃料 i 的排放因子 2006 IPCC Guidelines for National Greenhouse Gas Inventories, Volume 2Energ, 第一章 页的表 1.3 和表 1.4 见国家发展和改革委员会应对气候变化司发布的 2013 中国区域电网基准线排放因子 中 附件 1- OM 计算说明和结果 ( 网站链接见注 16) 及 附件 2-BM 计算说明和结果 ( 网站链接见注 17) 国家发展和改革委员会应对气候变化司发布的 2013 中国区域电网基准线排放因子 计算电网组合边际 CO 2 排放因子

32 第 32 页 评价 : 无 数据 / 参数 : 单位 : 描述 : 所使用的数据来源 : 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 : 数据用途 EG MWh 电力系统第 年向电网提供的电量 2010~2012 年 中国电力年鉴 见国家发展和改革委员会应对气候变化司发布的 2013 中国区域电网基准线排放因子 中 附件 1- OM 计算说明和结果 ( 网站链接见注 16) 及 附件 2-BM 计算说明和结果 ( 网站链接见注 17) 国家发展和改革委员会应对气候变化司发布的 2013 中国区域电网基准线排放因子 计算电网组合边际 CO 2 排放因子评价 : 不包括低成本 / 必须运行电厂 / 机组 ; 数据 / 参数 : 单位 : 描述 : 所使用的数据来源 : 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 : 数据用途评价 : 数据 / 参数 : 单位 : 描述 : 所使用的数据来源 : 电力系统间电力调入或调出 MWh 电力系统间电力调入或调出 2010~2012 年 电力工业统计资料汇编 见国家发展和改革委员会应对气候变化司发布的 2013 中国区域电网基准线排放因子 中 附件 1- OM 计算说明和结果 ( 网站链接见注 16) 及 附件 2-BM 计算说明和结果 ( 网站链接见注 17) 国家发展和改革委员会应对气候变化司发布的 2013 中国区域电网基准线排放因子 计算电网组合边际 CO 2 排放因子无 EF Coal,Adv,,EF Oil,Adv,,EF Gas,Adv, tco 2 /MWh 商业化最优效率的燃煤 燃油和燃气发电技术所对应的排放因子, 中国电力企业联合会统计

33 第 33 页 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 : 数据用途评价 : 见国家发展和改革委员会应对气候变化司发布的 2013 中国区域电网基准线排放因子 中 附件 1- OM 计算说明和结果 ( 网站链接见注 16) 及 附件 2-BM 计算说明和结果 ( 网站链接见注 17) 国家发展和改革委员会应对气候变化司发布的 2013 中国区域电网基准线排放因子 计算电网组合边际 CO 2 排放因子无 数据 / 参数 : CAP Total, 单位 : MW 描述 : 超过现有容量 20% 的新增总容量 所使用的数据来源 : 2010~2012 年 中国电力年鉴 所应用的数据值 : 见国家发展和改革委员会应对气候变化司发布的 2013 中国区域电网基准线排放因子 中 附件 1- OM 计算说明和结果 ( 网站链接见注 16) 及 附件 2-BM 计算说明和结果 ( 网站链接见注 17) 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 : 国家发展和改革委员会应对气候变化司发布的 2013 中国区域电网基准线排放因子 计算电网组合边际 CO 2 排放因子无 数据 / 参数 : CAP Thermal, 单位 : MW 描述 : 新增火电容量 所使用的数据来源 : 2009~2012 年 中国电力年鉴 所应用的数据值 : 见国家发展和改革委员会应对气候变化司发布的 2013 中国区域电网基准线排放因子 中 附件 1- OM 计算说明和结果 ( 网站链接见注 16) 及 附件 2-BM 计算说明和结果 ( 网站链接见注 7) 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 国家发展和改革委员会应对气候变化司发布的 2013 中国区域电网基准线排放因子

34 第 34 页 骤 : 数据用途评价 : 计算电网组合边际 CO 2 排放因子无 数据 / 参数 : W OM 单位 : % 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 证明数据选用的合理 方法学及电力系统排放因子计算工具默认值 性或说明实际应用的 测量方法和程序步 骤 : 数据用途 计算电网组合边际 CO 2 排放因子 评价 : 无 数据 / 参数 : W BM 单位 : % 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 方法学及电力系统排放因子计算工具默认值 性或说明实际应用的 测量方法和程序步 骤 : 数据用途 计算电网组合边际 CO 2 排放因子 评价 : 无 GWP CH4. 数据 / 参数 : 单位 : tco 2 e/tch 4. 描述 : 甲烷的全球变暖潜势 所使用的数据来源 : 政府间气候变化专门委员会第四次评估报告 所应用的数据值 : 25 证明数据选用的合理 默认值 性或说明实际应用的 测量方法和程序步

35 第 35 页 骤 : 数据用途评价 : 计算项目泄漏无 数据 / 参数 : EF BL,COGEN, EF BL,EG 单位 : tco 2 /GJ 描述 : 热电联产基准线情景下单位热量燃料的排放因子, 纯发电基准线情景下单位热量燃料的排放因子所使用的数据来源 : IPCC2006 版国家温室气体清单第二卷第一章表 1.4 ( 能源 ) 所指出的置信区间下限为 95% 时的 IPCC 缺省值所应用的数据值 : 证明数据选用的合理 IPCC 缺省值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评价 : 事先确定 η BL,COGEN 数据 / 参数 : 单位 : 百分比 描述 : 热电联产基准线情景下机组总效率 所使用的数据来源 : 按照方法学进行计算 所应用的数据值 : 85% 证明数据选用的合理 蒸汽轮机效率为 100%, 发电机效率为 85%, 因此 性或说明实际应用的 总效率为 100%*85%=85% 测量方法和程序步 骤 : 数据用途 计算基准线及泄漏排放 评价 : 保守计算 η BL,EG 数据 / 参数 : 单位 : 百分比 描述 : 纯发电基准线情景下机组效率 所使用的数据来源 : 电网排放因子计算工具 所应用的数据值 : 50%

36 第 36 页 证明数据选用的合理性或说明实际应用的测量方法和程序步骤 : 数据用途评价 : 按照方法学, 该值选取纯发电机组最高效率 计算基准线及泄漏排放 数据 / 参数 : 单位 : 描述 : 所使用的数据来源 : EF BL,EG,CO2, tco 2 /MWh 第 年纯发电基准线排放因子 EF EF BL, EG BL, EG, CO2, = ηbl, EG 所应用的数据值 : 证明数据选用的合理按照方法学, 此因子为审定阶段事前计算值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评价 : 事先计算 EF BL,HG, 数据 / 参数 : 单位 : tco 2 /GJ 描述 : 第 年供热基准线排放因子 所使用的数据来源 : 按照方法学确定 所应用的数据值 : 0 证明数据选用的合理 取零值为保守算法, 可以简化计算 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 评价 : 事先计算 EF CO2, NG 数据 / 参数 : 单位 : tco 2 /GJ 描述 : 第 年单位热量天然气排放因子 所使用的数据来源 : IPCC 默认值, 按照 95% 上限不确定度计算 所应用的数据值 :

37 第 37 页 证明数据选用的合理性或说明实际应用的测量方法和程序步骤 : 数据用途评价 : 没有国家级默认值, 因此采用 IPCC 级默认值 计算项目排放事先确定 EF NG,upstream,CH4 数据 / 参数 : 单位 : tch 4 /PJ 描述 : 来自天然气生产 运输和配送环节, 以及在液化天然气情况下, 液化 运输 再气化及加压输配系统环节的上游逸散性甲烷排放的排放因子所使用的数据来源 : 方法学表 2 所应用的数据值 : 296 证明数据选用的合理方法学默认值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 : 事先确定 数据 / 参数 : EF coal,upstream,ch4, EF BL,FF,COGEN,upstream,CH4 单位 : tch4/kt 描述 : 煤炭地下开采所引起的逸散性甲烷排放因子, 热电联 产机组基准线情景下所使用燃料的上游逸散性甲烷 排放因子 所使用的数据来源 : 方法学表 2 所应用的数据值 : 13.4 证明数据选用的合理 方法学默认值 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 : 事先确定 数据 / 参数 : 单位 : NCV BL,FF, COGEN, NCV Raw,coal GJ/kt

38 第 38 页 描述 : 基准线情景下热电联产项目所使用燃料的净热值所使用的数据来源 : 中国能源统计年鉴 2011 所应用的数据值 : 20,908 证明数据选用的合理国家级默认值性或说明实际应用的测量方法和程序步骤 : 数据用途计算项目泄漏评价 : EF BL,HG,upstream,CH4, 数据 / 参数 : 单位 : tch4/gj 描述 : 第 年基准线情景下, 供热所导致的上游逸散性甲烷排放因子所使用的数据来源 : 按照方法学确定所应用的数据值 : 0 证明数据选用的合理取零值为保守算法, 可以简化计算 性或说明实际应用的测量方法和程序步骤 : 数据用途计算泄漏排放评价 : 事先计算 B.6.3. 减排量事前计算 >> 本项目此次拟申请从项目正式投产后至 CDM 第一个计入期开始日前补充计入期的减排量 补充计入期从 2011 年 12 月 27 日 0 时起, 至 2012 年 12 月 31 日 23:59 分止, 共计 371 天 减排期涵盖 2011 年和 2012 年, 按照国家发改委公布的 2013 中国区域电网基准线排放因子 B.6.1 计算公式及 B.6.2 参数进行减排量事先计算 计算基准线排放 BE = min( BECOGEN,, BE SEPGEN, ) = tco 2 e HG PJ, + EG PJ, 3.6 BE COGEN, = EFBL, COGEN ηbl, COGEN = (6,739, ,022, ) % = tco 2 e

39 第 39 页 SEPGEN, = BE EG, + BE BE HG, =2,323,700CO 2 e BE = EG EF EF EG, PJ, BL,EG,CO2, BL, EG, CO 2, = 1 grid, BM,2013 = 0 2 / 2 = EFgrid, CM,2013 = tCO2e/ EF = EF EF EF EF = η BE BE min( EF1, EF2, EF3).5777tCO e MWh MWh BL, EG = 3.6 = 2 BL, EG 50% tco e/ MWh, = EGPJ, EFBL, EG, CO2, = = tCO = HG EF tco e MWh EG 2 HG, PJ, BL, HG, = 0 2 / e 计算项目排放 PE = FC COEF NG = = tco 2 e COEF NG = NCV NG EF CO2, NG = (15.9/1000) (44/12) = tco 2 /m 计算泄漏 LE = max(0,lech4, + LECO2, + LE LNG,CO2, ) = max(0, ) = 0 tco 2 CH4, = LE PJ, LE BL, = tco 2 LE = LE PJ, = ( FC NCV EF ) NG, NG, upstream,ch4 = ( ) 25 = BL, GWP CH tco ( LE BL,COGEN,, LE BL,SEPGEN, ) = min(399991,295622) tCO 2 LE = min = 2 HG PJ, + EG PJ, 3.6 LE BL,COGEN, = EF ηbl,cogen NCV BL,FF,COGEN = = tco 85% BL,FF,COGEN,upstream,CH4 2 GWP CH4 LE = LE + LE = = tCO BL, SEPGEN, BL,EG, BL,HG, 2 LE = EG EF GWP = = tCO BL, EG, PJ, BL,EG,upstream,CH4, CH4 2 LE CO 2, = 0tCO 2

40 第 40 页 LE LNG, CO2, = 0tCO 计算减排量 ER = BE PE LE = = 277,828 tco 2 本项目 CDM 计入期为固定期 10 年, 即 2013 年 1 月 1 日至 2022 年 12 月 31 日 因此本项目国内自愿减排量的补充计入期拟从 2011 年 12 月 27 日 0 时起, 至 2012 年 12 月 31 日 23:59 分止, 共计 371 天, 对应减排量计算如下 : ER 2011 = BE 2011 PE 2011 LE 2011 = ( )*5/365 = 277,828 *5/365 = 3,806 tco 2 ER 2012 = BE 2012 PE 2012 LE 2012 = = 277,828 tco 2 ER 2011 and 2012 = ER ER 2012 = 281, 634 tco 2 B.6.4. 事前估算减排量概要 年份 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) 2011 年 12 月 27 日 ,854 26, ,806 年 12 月 31 日 2012 年 1 月 1 日 年 2,179,377 1,901, , 月 31 日 合计 2,209,231 1,927, ,634 计入期时间合计 371 天 ( 一年零五天 ) 注 :2012 年 366 天 计入期内年均值 2,179,377 1,901, ,828 本项目此次拟申请从项目正式投产后至 CDM 第一个计入期开始日前补充计入期的减排量 补充计入期从 2011 年 12 月 27 日 0:00 分起, 至 2012 年 12 月 31 日 23:59 分止, 共计 371 天, 减排总量预计为 281,634 吨二氧化碳当量 注 :2011 年共 365 天, 从 2011 年 12 月 27 日 0:00 分起至 2011 年 12 月 31 日 23:59 分止, 共计 5 天, 因此基准线 项目排放 泄漏均按照年均排放量除以 365 乘以 5 进行计算 ; 2012 年共 366 天, 从 2012 年 1 月 1 日 0:00 分起至 2012 年 12 月 31 日 23:59 分止, 为一整年, 因此基准线 项目排放 泄漏均按照年均排放量进行计算 B.7. 监测计划 B.7.1. 需要监测的参数和数据 >> 数据 / 参数 : 单位 : 描述 : EG PJ, MWh 年份 本项目净上网电量, 该净上网电量等于项目

41 第 41 页 的上网电量与项目的下网电量之差 所使用数据的来源 : 本文件计算减排量时数据来自本项目的可行性研究报告 ; 实际数据来自结算单 数据值 : 4,022,330 测量方法和程序 : 通过安装在 35kV/ 220kV 变电站出口侧电表 (M1/M1 ) 监测, 电表精度不低于 0.5S 应该监测以下参数 : 项目的上网电量和项目的下网电量 监测频率 : 连续测量, 至少每月记录一次 QA/QC 程序 : 记录数据要用售电与购电记录进行核查 电表将定期进行校准, 如 B.4.3 所述 在最后一个计入期或最后一次减排量签发后的两年内, 数据都要得到保存 数据用途 : 基准线及泄漏排放的计算评价 : HG PJ, 数据 / 参数 : 单位 : GJ 描述 : 年份 本项目净供应热能 所使用数据的来源 : 本文件计算减排量时数据来自本项目的可行性研究报告 ; 实际数据来自现场测量 数据值 : 6,739,200 测量方法和程序 : 这个参数应该用如下方式确定 : 供出热水 ( 或蒸汽 ) 的焓值减去给水 锅炉排水和任何冷凝水的焓值 各自焓值计算应该依据质量 ( 或体积 ) 流量 温度 压力确定 热能表或适当的热力学方程均可以用来计算以温度和压力为函数的焓值 监测频率 : 连续测量, 至少每月记录一次 QA/QC 程序 : 记录数据要用售热记录进行核查 在最后一个计入期或最后一次减排量签发后的两年内, 数据都要得到保存 数据用途 : 基准线及泄漏排放的计算评价 : 数据 / 参数 : 单位 : 描述 : θ PJ, 百分比 年本热电联产项目的热电比

42 第 42 页 所使用数据的来源 : 按照如下公式计算 : θ PJ, HG = 3.6 EG 数据值 : 46.54% 测量方法和程序 : 本数据来自本项目的可行性研究报告, 实际数据要 基于实测数据进行计算 监测频率 : 每年一次 QA/QC 程序 : - 数据用途 : 基准线排放的计算 评价 : 须检查该值和是否在注册 PDD 中敏感性分析部分 的合理范围内, 否则需要更改 PDD 和相关程序 EF BM 数据 / 参数 : 单位 : tco 2 /MWh 描述 : 本区域电网边界排放因子 所使用数据的来源 : 国家发改委 数据值 : 2013 年 年 年 测量方法和程序 : 官方发布值 监测频率 : 和官方发布信息一致 QA/QC 程序 : 数据用途 : 计算基准线排放 评价 : EF CM 数据 / 参数 : 单位 : tco 2 /MWh 描述 : 本区域电网组合排放因子 所使用数据的来源 : 国家发改委 数据值 : 2013 年 年 年 测量方法和程序 : 官方发布值 监测频率 : 和官方发布信息一致 QA/QC 程序 : 数据用途 : 计算基准线排放 评价 : EF CM = 0.5 EF OM EF BM PJ, PJ, 数据 / 参数 : 单位 : 描述 : 所使用数据的来源 : FC i,j, Nm 3 /r 第 年本项目在 j 过程中所使用的 i 类燃料的量现场测量

43 第 43 页 数据值 : 996,840,667 测量方法和程序 : 本数据来自本项目的可行性研究报告, 实际数据要基于测量数据 由项目业主和燃气提供商共同认可的气体流量仪表进行测量, 由燃气提供商提供给项目业主 监测频率 : 连续测量每月记录 QA/QC 程序 : 表精度不得低于 2% 数据用途 : 计算项目排放评价 : NCV i, 数据 / 参数 : 单位 : GJ/m 3 描述 : 第 年本项目使用的 i 类燃料的加权平均净热值所使用数据的来源 : 本数据来自本项目的可行性研究报告, 实际数据由燃料提供商提供数据值 : 测量方法和程序 : 基于国家或国际标准监测频率 : 由燃料提供商确定多久计算一次加权平均值 QA/QC 程序 : 验证该值是否在 IPCC 默认值的不确定性范围内, 若该值不在 IPCC 默认值的不确定性范围内, 将从燃料供应商获得验证该值的检验机构和检验结果, 确保其按照 ISO17025 要求的进行了相关测量 数据用途 : 计算项目排放评价 : B.7.2. 数据抽样计划 >> 不涉及数据抽样计划 >> B.7.3. 监测计划其它内容 监测计划的组织结构本项目监测计划的运行和管理结构图详见图 6

44 第 44 页 项目业主 减排项目负责人全面负责项目减排项目相关事宜, 特别是 (1) 追踪减排项目进度 (2) 监督与监测数据和过程相关的项目运作状态, 确保监测过程平稳有序 (3) 负责 CCER 签发活动, 确保相关数据完整和准确 财务部负责检查活动所需数据, 包括电表读数记录 电力销售和燃料购买记录等 技术部仪表校准与维修 错误处理 QA/QC 数据存档和管理 其它部门在减排项目负责人的协调下, 配合技术中心完成监测相关工作 统计员测量 记录数据 图 6. 监测计划的运行和管理结构 监测手段本项目净上网电量 EG facilit, 通过安装在本项目 220kV 升压站主变出口侧的电表测量上网电量与下网电量之差得到 上网电量和下网电量用电网公司出具的电量结算单复核 燃气消耗量由项目业主和燃气提供商共同认可的气体流量仪表进行测量, 由燃气提供商提供给项目业主 燃气流量仪表的精度不得高于 2%, 或采用低于 2% 精度的合格流量仪表 若适用, 可以和燃气提供商提供的燃料供应单或转移证明进行交叉校验 燃气热值由燃气供应商提供, 可基于每次热值及每次燃气量加权平均获得 热量供应量由项目业主和热量需求方共同认可的测量仪表进行测量, 根据如下方式确定 : 供出热水 ( 或蒸汽 ) 的焓值减去给水 锅炉排水和任何冷凝水的焓值 各自焓值计算应该依据质量 ( 或体积 ) 流量 温度 压力确定 热能表或适当的热力学方程均可以用来计算以温度和压力为函数的焓值 监测设备及安装本项目监测设备布置见下图 :

45 第 45 页 本项目燃气供应商在供气管道入口处安装气量表, 用以计量本项目所消耗的燃气量及各相关参数 ; 本项目所发电力通过 220kV 出线接入该区域电网 本项目业主将在变电站出口侧为本项目装配一主一副两块双向电表, 以测量项目的净上网电量 ; 本项目在与热力网的换热站安装热能计量表, 以测量本项目的供热量 电能计量装置按照 电能计量装置技术管理规程 (DL/T ) 的技术要求进行配置 项目运行前, 电能计量装置由项目业主和电网公司依据此标准要求进行检查验收 校准和测量电表定期检定及现场周期校验工作应按照国家电力行业有关标准 规程执行, 以确保电表的精确度, 每年校准一次 经检定后, 电表必须加以封印 当电表的测量误差大于允许误差或者由于电表发生故障对电表进行维修时, 电量按照项目业主和电网公司双方之间签订的购售电合同进行确定 热能表和燃气流量表根据国家或行业标准进行检定 质量保证与质量控制质量保证和质量控制程序涉及数据记录 维护和归档 本项目需要每年核准减排量, 将在项目运行期间根据国内自愿减排项目相关规定和实际运行情况逐渐完善质量保证和质量控制程序 数据管理系统

46 第 46 页 本项目的减排项目负责人全权负责监测与减排量计算有关的数据和信息, 并负责存档项目减排量核准所需的所有数据和信息 所有数据保存至项目补充计入期结束后的 2 年 错误和紧急情况的处理若主表出现故障或者超出其允许的误差范围, 那么将尽快对该表进行合格的维修或替换, 并采用备表的数据进行监测记录和减排量计算 ; 若业主方主表备表均出现故障或者超出其允许的误差范围, 那么将利用电网公司 燃气供应公司 热网公司等第三方提供的数据进行监测记录和减排量计算 若上述方式均无法获得符合要求的数据, 该时间段内的减排量无法得到计算 遇到燃气泄漏 供热蒸汽或热水泄漏等紧急情况时,1 自动控制系统将及时提出预警, 并自动关闭相关设备 ;2 操作员也可以通过系统远程关闭相关设备, 从而可以避免危险的发生

47 第 47 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 >> 2010 年 5 月 6 日 ( 本项目主要设备购买合同签订日期为 2010 年 5 月 6 日, 是本项目签署日期最早的主要合同 ; 本项目于 2010 年 6 月 24 日被上级公司批准开工 考虑到保守原则, 开始时间定为 2010 年 5 月 6 日 ) C.1.2. 预计的项目活动运行寿命 >> 20 年, 不含 1 年建设期 C.2. 项目活动减排计入期 C.2.1. 计入期类型 >> 本项目为联合国清洁发展机制下注册的减排项目, 采用 10 年固定计入期, 计入期为 2013 年 1 月 1 日至 2022 年 12 月 31 日 此次本项目拟采用 补充计入期 C.2.2. 补充计入期开始日期 >> 2011 年 12 月 27 日 0:00 分, 即项目正式投产后第一天 C.2.3. 补充计入期长度 >> 从 2011 年 12 月 27 日 0:00 分起, 至 2012 年 12 月 31 日 23:59 分 (CDM 计入期开始的前一天 ) 止, 一年零五天, 共计 371 天 D 部分. 环境影响 D.1. 环境影响分析 >> 本项目对环境影响主要表现在空气 噪音及污水三方面, 下面将列出本项目环境影响评价报告中所提及的应对策略 环境空气污染防治对策 (1) 采用干式低氮燃烧器, 锅炉出口烟气 NOx 含量小于 25ppm, 折标浓度为小于 150mg/m3, 为控制 NOX 的排放量, 本工程机组采用采用 SCR 法脱硝, 脱硝剂为尿素, 脱硝效率为 85%, 烟囱出口排放浓度小于 22.5mg/m3

48 第 48 页 满足北京市地方标准 锅炉大气污染物排放标准 (DB 11/ ) 中 100mg/m3 的限值要求, 作到达标排放 (2) 采用 80m 高烟囱排放烟气, 每台余热锅炉配一座 (3) 安装烟气连续排放监测系统 (CEMS), 以监控 SO2 NOX 等污染物的排放, 为运行管理和环境管理提供依据 设备运行噪声控制对策首先从设备选型入手, 对设备生产厂家提出噪声控制要求, 选用低噪声设备 ; 对包括对空排汽管在内的高噪声设备采取消音 隔声 基础防振措施, 尽量采用厂房封闭措施 ; 设计上尽量使汽 水 烟 风管道布置合理, 使介质流动畅通, 减少噪声 水污染防治措施本期工程生产废水不进行单独处理, 而是排入一期生活生活污水管网后送至高碑店污水处理厂 经处理达标后作为中水使用 因此, 本工程正常情况下无废水向外环境排放 D.2. 环境影响评价 >> 根据本项目环境影响评估报告, 本项目具有良好的节能 节水性能, 有利于清洁生产, 符合北京市大气污染控制要求 本工程拟建厂址属于北京市城乡总体规划中明确的市政用地, 本工程在设计及环评方面对噪声控制采取了全面的措施, 保证厂界昼 夜间厂界噪声满足环境功能要求 因此本工程建设从环境保护角度考虑是可行的 本项目环评审批于 2010 年 5 月 9 日由北京市环境保护局审批通过

49 第 49 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 >> 本项目业主以调查问卷及面对面的形式进行地方利益相关方评价意见的征求工作 2010 年 4 月 3 日, 项目业主在项目所在地附近区域张贴了利益相关方意见征求的通知, 征求意见的方式包括会议 电话和邮件 2010 年 4 月 16 日, 项目业主在会议室召开利益相关方意见征求的公开会议, 众多利益相关方人员参加了会议, 会议上共发出并成功回收调查问卷 47 份 E.2. 收到的评价意见的汇总 >> E.2.1 会议上意见因为本项目使用清洁的天然气燃料进行城市供电和供热, 是符合北京建设环境友好型城市的要求, 不仅有效减少温室气体排放及空气污染, 也促使当地经济发展并提供就业机会 本项目有利于社会可持续发展, 因此与会者普遍支持本项目 E.2.2 调查问卷统计结果 参与人员基本情况表 基本情况 类别 数量 百分比 性别 男 % 女 % 年龄 20 岁以下 % 21~30 岁 % 31~40 岁 % 41~50 岁 % 50 岁以上 % 文化程度 小学 % 中学 % 高中 % 中专 % 大学以以上 % 居住年限 1~10 年 % 11~20 年 % 21~30 年 % 30 年以上 %

50 第 50 页 距项目所在地距离 1~500 米 % 501~1000 米 % 1001 米 ~2000 米 % 2000 米以上 % 调查问卷统计情况表 选项 数量 1 您对当前本地环境状况是否满意 满意 47 不满意 0 无所谓 0 2 您认为本项目的建设对当地是否重要 非常重要 46 重要 1 不重要 0 无所谓 0 3 您是否支持本项目的建设 是 47 否 0 无所谓 0 4 您认为本项目建设地是否合理 合理 47 不合理 0 无所谓 0 5 您认为本项目可能导致哪些环境问题 6 您认为本项目可能对本地区生态环境产生的影响是 7 您认为本项目可能对本地区环境产生的影响是 8 您对本项目采取的环保措施是否满意 9 您认为本项目对当地经济发展的影响是 空气污染 0 废水 0 噪音 0 无 47 正面 1 负面 0 无变化 46 正面 0 负面 0 无变化 47 满意 47 不满意 0 不确定 0 不知晓 0 正面 47 负面 0 无变化 0 10 您认为本项目对当地就业情况正面 47

51 第 51 页 的影响是 11 您对本项目的建设和运行还有哪些意见和建议 12 您认为本项目业主还需要深入开展的工作是 负面 0 无变化 0 无无 E.2.3 电话和 没有接到相关利益相关方的意见反馈 E.3. 对所收到的评价意见如何给予相应考虑的报告 >> 当地利益相关方都非常支持本项目的建设和运行, 没有对本项目负面的评价意见

52 第 52 页 企业法人名称 : 地址 : 附件 1: 申请项目备案的企业法人联系信息 华能北京热电有限责任公司 北京市朝阳区高碑店南路 邮政编码 : 电话 : 传真 : 电子邮件 : - 网址 : - 授权代表 : 姓名 : 职务 : 部门 : 张建军 副主任 策划部 手机 : 传真 : 电话 : 电子邮件 : @139.com

53 第 53 页 附件 2: 事前减排量计算补充信息 EF Grid,CM, = 在 年, 利用 电力系统排放因子计算工具 所计算的并网发电的组合边际 CO 2 排放因子 (tco 2 /MWh) 本项目 EF Grid,CM, 为事先确定 按照 电力系统排放因子计算工具 及国家发展和改革委员会应对气候变化司最新发布的 2013 中国区域电网基准线排放因子, 并网发电的组合边际 CO 2 排放因子 EF Grid,CM, 计算按如下六个步骤进行 : 步骤 1. 识别相关的电力系统本项目所生产的电力并入华北区域电网, 在没有本项目的情况下, 相应的电量将由现有的电厂和可预见的将要建设的电厂提供等量的电量 ; 本项目基准线情景涉及的电力系统为华北区域电网 ( 其中包括北京市 天津市 河北省 山西省 山东省 内蒙古自治区 ) 及华北区域电网所连接的东北区域电网 ( 其中包括辽宁省 吉林省 黑龙江省 ) 和西北区域电网 ( 其中包括陕西省 甘肃省 青海省 宁夏自治区 新疆自治区 ) 步骤 2. 选择项目电力系统中是否包含离网电厂 ( 可选项 ) 项目参与方可以选择下面两个方法计算电量边际和容量边际 : 方法 1: 计算中只包含联网电厂方法 2: 计算中既包含联网电厂也包含离网电厂 本项目选择方法 1 步骤 3. 选择电量边际 (OM) 计算方法 电力系统排放因子计算工具 ( 版 ) 提供了 4 种计算电量边际 (OM) 20 的方法, 由于华北区域电网的低成本 / 必须运行的资源在发电资源中的比例小于 50%, 按照国家发展和改革委员会应对气候变化司最新发布的 2013 中国区域电网基准线排放因子, 计算电量边际排放因子 (OM) 采用步骤 3 (a) 简单 OM 方法中选项 B, 即根据电力系统中所有电厂的总净上网电量 燃料类型及燃料总消耗量计算 本项目 EF Grid,CM, 为事先确定, 即 : 基于在提交用于审定的项目设计文件时最新可获得的 3 年发电数据的平均值, 在计入期内没有要求被监测和重新计算排放因子 步骤 4. 根据所选择的电量边际计算方法计算电量边际 20 低成本和必须运行的资源定义为用低边际发电成本的电厂或独立于电网中日负荷或季负荷调度的电厂 通常包括水电 地热 风能 低成本生物质 核能和太阳能发电 如果煤电也明显属于必须运行的, 它也应该属于此列, 即从这组 ( 被替代 ) 电厂排除出去

54 第 54 页 简单 OM 排放因子 ( 即 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 电力系统排放因子计算工具 提供了简单 OM 计算的两种选项 : 21 选项 A: 基于每个发电机组的净发电量和 CO 2 排放因子或选项 B: 基于服务于该系统的所有电厂的总净发电量 项目电力系统的燃料类型和总燃料消费量 选项 B 只能用于 : (a) 选项 A 的必要数据不能获得 ; 和 (b) 只有核能和可再生能电力生产被认为是低成本 / 必须运行的电力源, 且这些电厂上网电量数据是已知的 ; (c) 离网电厂没有包含在计算中 ( 即, 如果在步骤 2 中选择了方法 Ⅰ) 当每个电厂 / 机组燃料消耗数据是可获得的时只能使用选项 A 在中国电网内, 基于每个发电厂 / 发电机组的燃料消费率不可得的, 因此选项 A 不适用 ; 然而服务于华北区域电网的所有发电厂的总净发电量和华北区域电网总的燃料消耗量可以从中国电力年鉴和中国能源统计年鉴中得到, 并且满足上述 (b) 和 (c) 情况, 因此本项目应用选项 B 计算简单 OM, 计算如下 : EF grid, OMsimple, ( FCi, NCVi, EFCO 2,, i) i = EG ( 公式 2-1) 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 年项目所在电力系统燃料 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 CO 2,, = 是第 年燃料 i 的 CO 2 排放因子 (tco 2 /GJ); EG = 是电力系统第 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 年电力系统消耗的所有化石燃料种类 ; = 是提交 PDD 时可获得数据的最近三年 ( 事先计算 ) 另外, 在电网存在净调入的情况下, 采用调出电力电网的简单电量边际 排放因子 ( 步骤 4(a)) OM 计算中供电量和燃料消耗量的数据选取遵循了保守原则, 计算过程 详见下文附表 步骤 5. 计算容量边际 (BM) 排放因子 21 发电单元可以认为是电厂现场一部分是低成本 / 必须运行的单元, 另外一部分不是 电厂可以认为是电厂现场的所有发电单元都属于低成本 / 必须运行的单元或电厂现场的所有发电单元都不属于低成本 / 必须运行的单元

55 第 55 页 根据 电力系统排放因子计算工具,BM 可按 m 个样本机组排放因子的发电量加权平均求得, 公式如下 : EF grid, BM, = m EG EF m, ELm,, EGm, ( 公式 2-2) m 其中 : EF grid, BM, 是第 年的 BM 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, 也即上网电量 (MWh); EF EL, m, 是第 m 个样本机组在第 年的排放因子 (tco 2 /MWh); m 包括在容量边际中的发电机组 ; 发电数据最新可得的历史年份 其中第 m 个机组的排放因子 EF EL,m, 是根据 电力系统排放因子计算工具 的步骤 4(a) 中的简单 OM 中的选项 A2 计算 电力系统排放因子计算工具 提供了计算 BM 的两种选择 : 1) 在第一个计入期, 基于 PDD 提交时可得的最新数据事前计算 ; 在第二个计入期, 基于计入期更新时可得的最新数据更新 ; 第三个计入期沿用第二个计入期的排放因子 2) 依据直至项目活动注册年止建造的机组 或者如果不能得到这些信息, 则依据可得到的近年来建造机组的最新信息, 在第一计入期内逐年事后更新 BM; 在第二个计入期内按选择 1) 的方法事前计算 BM; 第三个计入期沿用第二个计入期的排放因子 由于数据可得性的原因, 本计算仍然沿用了 CDM EB 同意的变通办法即首先计算新增装机容量和其中各种发电技术的组成, 然后计算各种发电技术的新增装机权重, 最后利用各种发电技术商业化的最优效率水平计算排放因子 由于现有统计数据中无法从火电中分离出燃煤 燃油和燃气的各种发电技术的容量, 因此本计算过程中采用如下方法 : 首先, 利用最近一年的可得能源平衡表数据, 计算出发电用固体 液体和气体燃料对应的 CO 2 排放量在总排放量中的比重 ; 其次, 以此比重为权重, 以商业化最优效率技术水平对应的排放因子为基础, 计算出各电网的火电排放因子 ; 最后, 用此火电排放因子乘以火电在该电网新增的 20% 容量中的比重, 结果即为该电网的 BM 排放因子 具体步骤和公式如下 : 22, 22 见 Request for guidance: Application of AM0005 and AMS-I.D in China, 参考网页 M

56 第 56 页 步骤 1, 计算发电用固体 液体和气体燃料对应的 CO 2 排放量在总排放量中的比重 λ λ Coal, Oil, λ = Gas, = i COAL, j i, j F NCV EF ij,, i, CO2, ij,, F NCV EF ij,, i, CO2, ij,, F NCV EF ( 公式 2-3) ij,, i, CO2, ij,, i OIL, j Fij,, NCVi, EFCO 2, ij,, ( 公式 2-4) i, j = F NCV EF ij,, i, CO2, ij,, i GAS, j Fij,, NCVi, EFCO 2, ij,, ( 公式 2-5) i, j 其中 : F ij,, 是第 j 个省份在第 年的燃料 i 消耗量 ( 质量或体积单位, 对于固体和液体燃料为吨, 对于气体燃料为立方米 ) NCV i, 是燃料 i 在第 年的净热值 ( 对于固体和液体燃料为 GJ/t, 对于气体燃料为 GJ/m 3 ); EF 是燃料 i 的排放因子 (tco CO 2,, i j, 2 /GJ) COAL OIL 和 GAS 分别是固体燃料 液体燃料和气体燃料的脚标集合 步骤 2: 以步骤 1 计算出的比重为权重, 以商业化最优效率技术水平对应的排放因子为基础, 计算出电网的火电排放因子 EFThermal, = λcoal, EFCoal, Adv, + λoil, EFOil, Adv, + λgas, EFGas, Adv, ( 公式 2-6) 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 ( 具体数据来源和计算过程详见附表 3-7) 步骤 3: 计算电网的 BM 用步骤 2 计算的火电排放因子乘以火电在电网新增的 20% 容量中的比重得到电网的容量边际排放因子 ( EF grid, BM, ) CAPThermal EFgrid, BM, = EFThermal, CAP ( 公式 2-7) Total 其中, CAP Total, 为超过现有容量 20% 的新增总容量, CAP Thermal, 为新增火电容量 步骤 6: 计算组合边际 (CM) 排放因子组合边际排放因子用下式计算 : EFgrid, CM, = EFgrid, OM, WOM + EFgrid, BM, WBM ( 公式 2-8) 其中 : EF grid, CM, = 年份 的组合边际 CO 2 排放因子 (tco 2 /MWh); W OM = 电量边际排放因子的权重 (%);

57 第 57 页 W BM = 容量边际排放因子的权重 (%) 附表 3-1 各燃料的低位发热值 氧化率及潜在排放因子参数表 燃料品种 低位发热值 排放因子 (kgco 2 /TJ) 氧化率 原煤 20,908 kj/kg 87,300 1 洗精煤 26,344 kj/kg 87,300 1 其它洗煤 8,363 kj/kg 87,300 1 型煤 20,908 kj/kg 87,300 1 煤矸石 8,363 kj/kg 87,300 1 焦炭 28,435 kj/kg 95,700 1 其它焦化产品 28,435 kj/kg 95,700 1 原油 41,816 kj/kg 71,100 1 汽油 43,070 kj/kg 67,500 1 柴油 42,652 kj/kg 72,600 1 燃料油 41,816 kj/kg 75,500 1 石油焦 31,947 kj/kg 82,900 1 其它石油制品 41,816 kj/kg 75,500 1 天然气 38,931 kj/m 3 54,300 1 液化天然气 51,434 kj/kg 54,300 1 焦炉煤气 6,726 kj/m 3 37,300 1 高炉煤气 219,000 kj/m 3 3,763 1 转炉煤气 145,000 kj/m 3 7,945 1 其它煤气 35,227 kj/m 3 37,300 1 液化石油气 50,179 kj/kg 61,600 1 炼厂干气 46,055 kj/kg 48,200 1 数据来源 :(1) 各燃料的热值来自于 中国能源统计年鉴 2010 p285 页 (2) 各燃料的潜在排放因子来源于 2006 IPCC Guidelines for National Greenhouse Gas Inventories Volume 2 Energ, 取各燃料排放因子的 95% 置信区间下限值 (3) 煤矸石 石油焦 液化天然气 高炉煤气 转炉煤气的低位发热值取自 公共机构能源消耗统计制度, 国务院机关事务管理局制定, 国家统计局审批,2011 年 7 月 附表 年电网电量交换 2009 年电网间电量交换情况 亿千瓦时 MWh 华北从东北净进口电量 ,982,610 华中从华北净进口电量 ,233,290 华东从华中净进口电量 ,599,120 阳城送江苏 ( 华东从华北净进口 ) ,626,120 南方从华中净进口电量 ,852,270 华中从西北净进口电量 ,262,010

58 第 58 页 来源 : 2009 年电力工业统计资料汇编 2010 年电网间电量交换情况 亿千瓦时 MWh 华北从东北净进口电量 ,815,880 华北从西北净进口电量 ,048,870 华中从华北净进口电量 ,684,680 华东从华中净进口电量 ,113,670 阳城送江苏 ( 华东从华北净进口 ) ,547,520 南方从华中净进口电量 ,423,940 华中从西北净进口电量 ,386,810 来源 : 2010 年电力工业统计资料汇编 2011 年电网间电量交换情况 亿千瓦时 MWh 华北从东北净进口电量 ,045,670 华北从西北净进口电量 ,697,020 华中从华北净进口电量 ,154,580 华东从华中净进口电量 ,792,550 阳城送江苏 ( 华东从华北净进口 ) ,769,540 南方从华中净进口电量 ,118,680 华中从西北净进口电量 ,526,260 来源 : 2011 年电力工业统计资料汇编 附表 3-3 燃料参数含碳量碳氧化率 IPCC 燃料 CO 2 排放 平均低位发热量 因子的 (tc/tj) (%) 95% 置信区间下限 (MJ/t,km 3 ) H I (kgco 2 /TJ) 原煤 , 洗精煤 , 其它洗煤 , 型煤 , 焦炭 , 煤矸石 , * 焦炉煤气 , 高炉煤气 , * 转炉煤气 , * 其它煤气 , 原油 , 汽油 , 柴油 , 燃料油 ,

59 第 59 页 石油焦 , * 液化石油气 , 液化天然气 , * 炼厂干气 , 天然气 , 其它石油制品 , 其它焦化产品 , 其它能源 来源 :2006 IPCC Guidelines for National Greenhouse Gas Inventories, Volume 2 Energ, 第一章 页的表 1.3 和表 1.4 中国能源统计年鉴 2009 * 来源 : 公共机构能源消耗统计制度, 国务院机关事务管理局制定, 国家统计局审批, 2011 年 7 月

60 第 60 页 附表 年华北电网电量边际排放因子计算表 燃料分类单位北京天津河北山西内蒙山东小计含碳量碳氧化率 燃料排放因子 平均低位发热量 tc/tj (%) (kgco 2/TJ) (MJ/t,km 3 ) CO 2 排放量 (tco 2 e) L=G J K/100000( 质量单位 ) A B C D E F G=A+...+F H I J K 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 焦炉煤气 亿立方米 ,300 16,726 2,784,999 其它煤气 亿立方米 ,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 亿立方米 ,300 38,931 4,361,086 其它石油制万吨品 ,200 41, ,721 其它焦化产万吨品 ,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

61 第 61 页 2009 年华北电网火力发电量 省名称 发电量 发电量 厂用电率 供电量 ( 亿 kwh) (MWh) (%) (MWh) 北京市 ,100, ,521, 年 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 总排放量 tco2 860,687,660 内蒙 ,500, ,804,300 总供电量 MWh 829,856,644 山东省 ,800, ,565,060 排放因子 1 总计 923,000, ,705,050 中国电力年鉴 2010 燃料分类 单位 北京市 附表 年华北电网电量边际排放因子计算表 天津市河北省山西省内蒙古山东省小计含碳量碳氧化率 燃料排放因子 平均低位发热量 (tc/tj) (%) (kgco 2 /TJ) (MJ/t,km 3 ) A B C D E F G=A+...+F H I J K CO 2 排放量 (tco 2 e) L=G J K/100000( 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 焦炉煤气 亿立方米 ,300 16,726 3,472,515 高炉煤气 亿立方米 ,000 3,763 51,220,101 转炉煤气 亿立方米 ,000 7, ,981 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, ,787 燃料油 万吨 ,500 41, ,443 石脑油 万吨 ,600 43,906 0

62 第 62 页 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 天然气 亿立方米 ,300 38,931 4,940,309 其它石油制品 万吨 ,200 41, ,241 其它焦化产品 万吨 ,700 28, ,948 其它能源 万吨标煤 小计 995,406,604 中国能源统计年鉴 年华北电网火力发电量 省名称 发电量 发电量 厂用电率 供电量 2010 年 ( 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 总排放量 tco2 974,757,190 山东省 ,400, ,013,280 总供电量 MWh 1,007,173,290 总计 1,039,600, ,892,440 排放因子 中国电力年鉴 2011