第 1 页 表格 (F-CCER-PDD) 1 第 1.1 版 项目设计文件 (PDD) 项目活动名称 华能富川金子岭风电场工程 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 3.0 项目设计文件完成日期 项目补充说明文件版本 - 项目补充说明文件完成日期 - CDM 注册号和注册日期 - 申请项目备案的企业法人 项目业主 项目类型和选择的方法学 预计的温室气体年均减排量 2016 年 1 月 6 日 华能新能源股份有限公司 华能新能源股份有限公司 类别 : 类型 1: 能源工业 ( 可再生能源 / 不可再生能源 ) 方法学 :CM-001-V01 可再生能源发电并网项目的整合基准线方法学 ( 第一版 ) 85,191 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
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 华能富川金子岭风电场工程 ( 以下简称 本项目 ) 拟安装 24 台单机容量 2,000kW 及 1 台单机容量 1,500kW 的风力发电机组, 总装机容量为 49.5MW, 预计完全投产后每年将向南方区域电网提供 106,769MWh 净上网电量, 年运行小时数 2,157 小时, 负荷因子 0.246 3 本项目产生的电量将输送至南方区域电网, 由于南方区域电网中化石燃料发电厂占主导地位, 本项目活动将通过替代南方区域电网化石燃料的发电, 从而实现温室气体 (GHG) 的减排 A.1.2 项目活动概述 本项目位于广西壮族自治区贺州市富川瑶族自治县, 距离贺州市 60 公里, 距南宁市 550 公里 本项目由华能新能源股份有限公司投资建设, 项目开始时间为 2013 年 5 月 20 日 ( 升压站土建施工合同签署日期 ), 于 2013 年 7 月 8 日开工建设, 预计于 2015 年 7 月投产 在本项目实施前, 这部分电力由南方区域电网范围内的其它并网电厂运行生产或者由新增电源提供, 这与本项目的基准线情景是一致的 本项目是可再生能源发电项目, 通过替代基准线情景下以火电为主的南方区域电网的同等电量, 实现了温室气体减排 本项目申请可更新计入期减排量, 预计在第一计入期内 (2015 年 7 月 1 日 -2022 年 6 月 30 日 ) 平均每年实现减排温室气体 85,191 吨二氧化碳当量 (tco 2 e), 第一计入期内总减排量为 596,337tCO 2 e 本项目的开发建设属于我国能源产业发展的优先领域, 在生产可再生能源电力的同时, 还能从以下几方面支持项目所在地和我国的可持续发展 : 与常规发电方式相比, 减少我国电力行业的温室气体及其它污染物排放 ; 促进我国风电产业的发展, 有利于进一步加快我国开发利用清洁能源方面的步伐 ; 3 来自可研, 负荷因子为 2157 小时 /8760 小时 =0.246
第 3 页 在项目的建设和运营期间为当地人提供了大量临时和长期性的就业机会 ; 电厂建成后具有较大的经济效益, 这对增加当地税收 提升当地的经济实力 促进当地经济发展均有重要作用 A.1.3 项目相关批复情况 本项目环评审批于 2012 年 11 月 6 日由贺州市环保局批准 ( 贺环审 [2012]91 号 ), 核准审批于 2012 年 11 月 28 日由广西壮族自治区发展和改革委员会批准 ( 桂发改能源 [2012]1464 号 ), 节能登记表于 2012 年 11 月 27 日于广西壮族自治区发展和改革委员会登记备案 ( 桂发改节能字 [2012]197 号, 本项目从未申请过减排机制 ( 如 CCER 清洁发展机制 GS VCS 等 ) A.2. 项目活动地点 A.2.1. 省 / 直辖市 / 自治区, 等 广西壮族自治区 A.2.2. 市 / 县 / 乡 ( 镇 )/ 村, 等 贺州市, 富川瑶族自治县 A.2.3. 项目地理位置 本项目位于广西壮族自治区贺州市富川瑶族自治县境内龟石水库东南角山岭, 风电场中心坐标为北纬 24º42 05 东经 111º20 12, 风机坐标范围为北纬 24º37 34-24º45 02 东经 111º17 46-111º23 55 本项目场址具体位置见图 1
第 4 页 项目所在地 A.3. 项目活动的技术说明 图 1. 项目所在地理位置 根据可行性研究报告, 本期工程拟安装 24 台单机容量为 2,000kW 和 1 台单机容量为 1,500kW 的风力发电机组, 总装机容量 49.5MW, 属于大规模项目 本项目完全投产后估算年上网电量为 106,769MWh, 等效利用小时数 2,157h, 负荷因子 0.246 在本项目实施前, 这部分电力由南方电网范围内的
第 5 页 其它并网电厂运行生产或者由新增电源提供, 这与本项目的基准线情景是一致的 本项目是可再生能源发电项目, 通过替代基准线情景下以火电为主的该区域电网的同等电量, 实现了温室气体减排, 预计在第一计入期内平均每年实现减排温室气体 85,191 吨二氧化碳当量 (tco 2 e) 风电机组所发电能先通过 35kV 架空线路输送至本风电场中的 220kV 升压站, 再通过 220kV 新元变电站实现与电网的连接 因后续规划可能出现同一段 35kV 母线接入同一业主的多个风电场的情况, 无其他风场接入时, 主计量点设置在金子岭风电场 220kV 升压站主变高压侧和 220kV 出线间隔 ; 如有其他风场接入时, 在新增 35kV 进线间隔设置计量点 详细计量点及监测情况见 B.7 监测计划部分描述 本项目计划采用 1,500kW 和 2,000kW 的风力发电机组, 本项目关键设备的主要技术参数如表 1 所示 4 表 1. 关键设备主要技术参数 项目内容 数值 单机容量 2,000kW 1,500kW 型号 MY2.0-104/80(S) MY1500/89 台数 24 台 1 台 额定功率 2000kW 1500kW 风机 叶片数 3 片 3 片风轮直径 104m 104m 扫风面积 8494m 2 8494m 2 切入风速 3m/s 3m/s 切出风速 20m/s 20m/s 轮毂高度 80m 80m 发电机 额定功率 2,100kW 1,550kW 额定电压 690V 690V 供应商 广东阳明风电产业集团有限公司 设备寿命 20 年 4 数据来源 : 风机制造商提供的技术说明书
第 6 页 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 华能新能源股份有限 公司 华能新能源股份有限公司 国家发展和改革委员会 A.5. 项目活动打捆情况 本项目不存在打捆情况 A.6. 项目活动拆分情况 本项目不存在拆分情况
第 7 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 本项目采用经国家备案的温室气体自愿减排方法学 CM-001-V01 可再生能源发电并网项目的整合基准线方法学 ( 第一版 )( 以下简称 本方法学 ) 有关方法学的信息详见如下网站 : http://cdm.ccchina.gov.cn/detail.aspx?newsid=39531&tid=21 本项目还应用了 EB 批准的 额外性论证与评价工具 ( 版本 07.0.0) 论证项目的额外性, 应用 EB 批准的 电力系统排放因子计算工具 ( 版本 04.0) 计算所替代电力系统的基准线排放因子 有关应用工具的详细信息可见 : http://cdm.unfccc.int/methodologies/pamethodologies/tools/am-tool-01- v7.0.0.pdf http://cdm.unfccc.int/methodologies/pamethodologies/tools/am-tool-07- v4.0.pdf B.2. 方法学适用性 本方法学适用于可再生能源并网发电项目活动 : 方法学描述 (a) 建设一个新发电厂, 新发电厂所在地在项目活动实施之前没有可再生能源发电厂 ( 新建电厂 ); 或 (b) 增加装机容量 ; 或 (c) 改造现有发电厂 ; 或 (d) 替代现有发电厂 本项目符合方法学所列 (a) 活动 项目活动符合, 该项目为新建发电厂, 发电厂所在地在项目活动实施之前没有可再生能源发电厂 不属于此类型不属于此类型不属于此类型 本方法学适用于以下条件 : 方法学描述项目活动是对以下类型之一的发电厂或发电机组进行建设 扩容 改造或替代 : 水力发电厂 / 发电机组 ( 附带一个径流式水库或者一个蓄水式水库 ), 风力发电厂 / 发电机组, 地热 项目活动符合, 本项目活动是建设风力发电厂
第 8 页 发电厂 / 发电机组, 太阳能发电厂 / 发电机组, 波浪发电厂 / 发电机组, 或者潮汐发电厂 / 发电机组 对于扩容 改造或者替代项目 ( 不包含风能 太阳能 波浪能或者潮汐能的扩容项目, 这些项目使用第 9 页的选项 2 来计算参数 EG PJ,y ): 现有发电厂在为期五年的最短历史参考期之前就已经开始商业运行 ( 用于计算基准线排放量, 基准线排放部分对此进行了定义 ), 并且在最短历史参考期及项目活动实施前这段时间内发电厂没有进行扩容或者改造 对水力发电厂的额外适用条件 ( 详见方法学 ) 本项目符合上述方法学所列适用性 本方法学不适用于以下条件 : 本项目是新建项目, 而不是扩容 改造或者替代项目, 因此本条与本项目无关 本项目不是水力发电厂, 因此本条对项目不适用 方法学描述 在项目活动地项目活动涉及可再生能源燃料替代化石燃料, 因为在这种情况下, 基准线可能是在项目地继续使用化石燃料 生物质直燃发电厂 水力发电厂需要新建一个水库或者增加一个现有水库的库容, 并且这个现有水库的功率密度低于 4W/ m2 对于改造 替代或者扩容项目, 只有在经过基准线情景识别后, 确定的最合理的基准线情景是 维持现状, 也就是使用在项目活动实施之前就已经投入运行的所有的发电设备并且一切照常运行维护 项目活动 本项目为新建项目, 不涉及可再生能源燃料替代化石燃料, 因此本项目不属于该条所列情景 本项目为风力发电项目, 不属于该条所列情景 本项目为风力发电项目, 不属于该条所列情景 本项目是新建项目, 而不是扩容 改造或者替代项目, 不属于该条所列情景
第 9 页 的情况下, 此方法学才适用 本项目不属于上述方法学所不适用情景 对于 额外性论与证评价工具 ( 版本 07.0.0) 和 电力系统排放因子计算工具 ( 版本 04.0), 本项目也符合适用条件 : 额外性论证与评价工具 使用条件说明 如果项目参与方提交了新的方法学, 则 额外性论证与评价工具 的使用不是强制性的, 项目参与方可以采用其他的论证额外性的方法 如果方法学中包括了 额外性论证与评价工具, 则项目参与方必须使用本工具 本项目使用已有的方法学, 且采用 额外性论证与评价工具 论证项目的额外性 依照本项目方法学中的要求, 应使用 额外性论证与评价工具 论述项目的额外性 电力系统排放因子计算工具 适用条件说明 在计算项目的基准线排放时, 如果项目是替代电网供电或是导致了电量需求侧的节约, 则使用本工具计算 OM BM 和 / 或 CM 的数值 ; 使用本工具时, 项目所连接的电力系统的排放因子可以采用如下计算 :1) 仅包括联网电厂 ; 或者 2) 可包括离网电厂 使用第 2) 种方法时, 应满 附件 2: 离网电厂的相关步骤 的规定 即, 离网电厂的总装机容量至少应达到电网系统总装机容量的 10%; 或离网电厂的总发电量至少应达到电网系统总发电量的 10%; 而对电网可靠性和稳定性造成负面影响的因素主要是因为发电限制而非其他原因 ( 如输电限制等 ) 本工具不适用于电网系统有一部分或者全部位于附件一国家的项目 本项目替代电网供电, 可使用本工具计算 OM BM 和 / 或 CM 的数值 本项目采用第 1) 种方法, 仅包括联网电厂的方法计算 本项目电网系统全部位于中国国内, 没有位于附件一国家的部分 在本工具下生物燃料的 CO 2 排放因子为 生物燃料的 CO 2 排放因子取值为
第 10 页 0 0 综上所述, 本项目满足方法学 CM-001-V01( 第一版 ) 和 额外性论证与评价工具 ( 版本 07.0.0) 以及 电力系统排放因子计算工具 ( 版本 04.0) 的所有适用条件, 适用于本方法学及相关工具 B.3. 项目边界 根据本方法学, 本项目边界的空间范围包括本项目以及与本项目接入的南方区域电网中的所有电厂 根据国家发展和改革委员会应对气候变化司最新发布的 2014 中国区域电网基准线排放因子, 南方区域电网的地理范围为广东省 广西壮族自治区 云南省 贵州省 海南省 因此, 本项目边界为本项目以及与本项目接入的南方区域电网中的所有电厂, 本项目边界示意图见图 2 风机 箱变 35kV 母线 项目与电网的边界 主表 25 台风机 220kV 主变 M1 M2 南方电网 新元 220kV 变电站 后续风场 M3 备表 CO 2 排放 图 2. 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 准基 表 2. 项目边界内包括或者不包括的排放源 排放源温室气体种类包括否? 说明理由 / 解释 排放源 1 CO 2 是 主要排放源 CH 4 否 次要排放源
第 11 页 项目活动 排放源 1 N 2 O 否 次要排放源 CO 2 否 根据方法学 CM-001-V01, 风电项目的排放为零 CH 4 否 根据方法学 CM-001-V01, 风电项目的排放为零 N 2 O 否 根据方法学 CM-001-V01, 风电项目的排放为零 B.4. 基准线情景的识别和描述 根据本方法学规定, 如果项目活动是建设新的可再生能源并网发电厂 / 发电机组, 那么基准线情景如下 : 项目活动生产的上网电量可由并网发电厂及其新增发电源替代生产, 与 电力系统排放因子计算工具 里组合边际排放因子 (CM) 的计算过程中的描述相同 本项目是建设新的可再生能源并网发电厂, 因此本项目的基准线情景为由南方区域电网所连接的并网电厂及其新增发电源替代提供同等电量 B.5. 额外性论证 按照本方法学要求, 本项目论证和评价额外性采用我国自愿减排项目 额外性论证与评价工具, 同时参考清洁发展机制方法学 额外性论证与评价工具 事先和持续考虑减排机制效益 2011 年 10 月 29 日, 国家发展改革委正式发布了 关于开展碳排放权交易试点工作的通知, 批准北京市 天津市 上海市 重庆市 湖北省 广东省及深圳市开展碳排放权交易试点 2012 年 6 月 13 日, 国家发展改革委正式印发 温室气体自愿减排交易管理暂行办法, 这为国内温室气体自愿减排项目产生的减排量进行交易提供了政策和机制保障 随着五市两省各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 本项目可行性研究报告完成于 2012 年 7 月 根据可行性研究报告, 如果没有其他收益, 本项目的全投资内部收益率将远低于 8%( 税后 ) 的行业基准线, 项目不具备财务吸引力 由于认识到碳资产的价值和项目运行可带
第 12 页 来的减排收益, 项目业主于 2013 年 3 月 13 日召开会议, 决定按照国内温室气体自愿减排机制全力对本项目减排量进行开发, 以期通过减排收益提高项目盈利能力 2013 年 5 月 20 日签订升压站土建施工合同, 项目开始 2014 年 9 月 13 日, 本项目设计文件在中国自愿减排交易信息平台公示 从以上时间可以看出, 本项目在开始之前就认真考虑了申请减排项目以克服项目在经济上的障碍并持续考虑了减排收益对项目的影响 本项目关键性事件详见表 3 表 3: 本项目关键性事件列表 日期事件 2012 年 7 月可行性研究报告 ( 报批稿 ) 编制完成 2012 年 7 月 31 日利益相关方调查 2012 年 10 月环境影响报告表编制完成贺州市环保局印发了 关于华能富川金子岭风电场项 2012 年 11 月 6 日目环境影响报告表的批复 ( 贺环审 2012 91 号 ) 2012 年 11 月 27 日 固定资产投资项目节能登记表 备案登记 广西发展和改革委员会印发了 关于华能富川金子岭 2012 年 11 月 28 日风电场工程核准的批复 ( 桂发改能源 2012 1464 号 ) 项目业主召开会议, 决定按照国内温室气体自愿减排 2013 年 3 月 13 日机制全力对本项目减排量进行开发, 以期通过减排收益提高项目盈利能力 2013 年 5 月 20 日升压站土建施工合同签订, 项目开始 2013 年 7 月 5 日塔筒设备采购合同签订 2013 年 9 月 10 日风机采购合同签订 2013 年 7 月 8 日监理方下发开工令, 项目开工 2014 年 9 月 13 日 - 在中国自愿减排交易信息平台公示 2014 年 9 月 26 日 步骤 0. 拟议项目活动是否是首例 本项目活动非首例, 不选择步骤 0 步骤 1. 确定符合现行法律法规的可以替代本项目活动的方案
第 13 页 根据本方法学, 本项目属于建设新的可再生能源并网发电厂, 基准线情景如下 : 项目活动生产的上网电量可由并网发电厂及其新增发电源替代生产, 与 电力系统排放因子计算工具 里组合边际排放因子 (CM) 的计算过程中的描述相同 本项目为风力发电项目, 在未建设本项目之前, 当地的电力供应即由电网提供, 符合方法学 CM-001-V01( 第一版 ) 中的描述, 因此依据方法学确定的本项目的基准线情景为由南方区域电网所连接的并网电厂及其新增发电源替代提供同等电量, 是符合我国法律法规要求的做法 步骤 2. 投资分析 本步骤的目的是来确定本项目如果没有额外的收入或融资, 比如来自减排的收入, 是否会在经济或财务上缺少吸引力 投资分析有如下步骤 : 子步骤 2a. 确定合适的分析方法 额外性论证与评价工具 建议了三种分析方法 : 即简单成本分析 ( 选项 I) 投资比较分析 ( 选项 II) 和基准值分析 ( 选项 III) 由于本项目除了减排销售收入外, 还有售电收入, 因此简单成本分析不适用 ; 本项目的基准线情形是南方区域电网提供相同的电量而不是具体投资的项目, 因此, 选项 II 也并不适用 由于本项目是新建风电项目, 而电力行业的全投资内部收益率 (IRR) 数据是可得的, 因此本项目适用于基准分析法 ( 选项 III) 本项目采用基于全投资的基准分析法 子步骤 2b. 应用基准分析 ( 选项 III) 根据原国家电力公司颁布 电力工程技术改造项目经济评价暂行办法 中规定电力工业财务内部收益率为 8%( 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 现行风电项目也都是遵照这个标准, 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 子步骤 2c. 财务指标比较财务指标 本项目财务指标计算所采用的基本参数如表 4 所示 : 表 4. 计算财务指标的基本参数
第 14 页 参数名称单位本项目数据来源 5 装机容量 MW 49.5 可研报告 年上网电量 MWh 106,769 6 可研报告 项目年限 ( 含 1 年建设期 ) 年 21 可研报告 静态总投资万元人民币 45,099.65 7 可研报告 资本金万元人民币 9,255 可研报告 贷款比例 % 80 可研报告 上网电价 ( 含增值税 ) 元人民币 /kwh 0.61 可研报告 增值税税率 % 17,50% 即征即退可研报告 所得税税率 % 25 可研报告 城市维护建设税税率 % 7 可研报告 教育费附加税税率 % 5 可研报告 折旧年限年 15 可研报告 折旧率 % 6.67 可研报告 长期贷款利率 % 6.55 可研报告 残值率 % 0 可研报告 项目寿命年 20 可研报告 * 年运营成本 万元人民币 1559.21 可研报告 CCER 价格元 / 吨 30 根据市场预期 * 年均运营成本包括 : 维修费 634.27 万元, 工资及福利 260. 8 万元, 保险费 169.14 万元, 材料费 247.5 万元, 其他 247.5 万元 根据上述数据, 本项目在不考虑减排收益的情况下项目全部投资内部收益率为 6.41%, 低于基准收益率 8%( 税后 ), 项目不具备投资吸引力 ; 如 5 6 7 用于投资分析数据的可研为向地方发改委报批的核准版本 基于可研的总装机容量 多年风测平均年利用小时数及厂用电率等, 估算得出 基于可研, 分解为固定资产设备 建设施工和安装调试三项投资及流动资金之和
第 15 页 果本项目作为 CCER 项目活动实施, 来自 CCER 的收入将有助于改善本项目的经济性 ( 如表 5 所示 ), 参考湖北省 30 元 / 吨的拍卖价格, 本项目选取 30 元 /tco 2 e 的预期 CCER 价格, IRR 可以达到 7.20%, 提高了本项目的经济吸引力 本项目是华能新能源股份有限公司暨华能集团在广西核准的第一个工程项目, 建成后将在优化地方能源结构, 提高地方电力供应能力, 促进地方区域经济协调发展, 增加地方劳动力就业机会方面发挥重要作用, 具有良好的社会效益 环境效益和示范意义 虽然考虑预期减排收益后的项目收益率未达到基准值, 但已极大的改善了本项目的财务吸引力, 而且随着国内碳市场的发展, 相信将来 CCER 收益可以弥补项目收益的不足, 保障项目基本盈利能力 经综合考虑, 项目业主决定投资本项目 表 5. 财务指标比较 不考虑减排收益 基准值 考虑减排收益 内部收益率 (IRR) 6.41% 8% 7.20% 子步骤 2d. 敏感性分析 ( 只适用于选项 II 和选项 III) 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 1) 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% 2) 参数选择合理性判断 根据清洁发展机制项目 投资分析评价指南 (05 版 ) 及 风电场工程可行性研究报告编制办法, 只有构成总投资费用或总项目收益 20% 以上的变量, 才需要进行敏感性分析 针对本项目敏感性分析, 识别出静态总投资 年运营成本 上网电量及上网电价这四个变量参数是符合上述要求的 变量参数选择合理性判断如下 : 参数 合理性判断 静态总投资 占项目总投资费用超过 20% 年运营成本 总数占项目总投资费用超过 20% 年上网电量上网电价 项目发电收益 = 上网电量 上网电价, 项目发电收益占总项目收益 80% 以上, 超过 20% 3) 敏感性分析
第 16 页 上述四个变量参数在 -10%~+10% 范围内变动时, 相应的本项目全部投资内部收益率如下所示 表 6. 本项目敏感性分析 ( 不考虑减排收益情景下 ) -10.00% -5.00% 0 5.00% 10.00% 静态总投资 7.87% 7.11% 6.41% 5.75% 5.12% 年运营成本 6.82% 6.61% 6.41% 6.20% 5.99% 年上网电量 4.78% 5.60% 6.41% 7.18% 7.91% 上网电价 4.78% 5.60% 6.41% 7.18% 7.91% 年上网电量 上网电价 4) 临界点分析 图 3. 敏感性分析 当静态总投资减少 10.91% 时, 本项目全部投资内部收益率才能达到 8% ( 税后 ) 根据中国统计局出版的 2013 年中国统计年鉴,2006 到 2012 年平均固定资产投资物价指数为 103.3 8, 这就意味着近年来固定资产的投资物价指数处于增长状态 通过将目前实际已签订的合同金额累计与可行性研究报告对应部分的预算金额进行比较, 发现可行性研究报告对应部分的预算金额为 45,099.65 万元人民币, 实际已签订的合同金额累计为 41,116.2 万元人民币, 占比达到 91.2% 因此本项目静态总投资减少 10.91% 是不可能的 当年上网电量增加 10.68% 时, 本项目全部投资内部收益率才能达到 8% ( 税后 ) 本项目年上网电量的数值是根据国家标准 风电场风能资源评估方法 (GB/T 18710-2002), 基于项目现场 2 个测风塔一年的测风数据 (2011 年 2 月至 2012 年 1 月 ) 以及当地富川气象站的近 20 年 (1992-2011) 的气象资 8 2013 中国统计年鉴. 中国统计出版社,2014 年,10-1
第 17 页 料进行计算的 通过专业的风资源计算软件得到理论发电量, 并考虑到如尾流 气候等对理论发电量的影响, 利用综合折减率进行调整, 经综合折减率调整后的电量即年上网电量 该方法符合国家行业相关规定并被广泛应用于风电场项目的上网电量估算 且通过专家组论证和当地主管部门批准, 因此本项目年上网电量数值是合理的, 除非气象环境发生重大变化否则本项目上网电量在整个项目运行期内增加 10.68% 是不太可能的 当上网电价增加 10.68% 时, 本项目全部投资内部收益率才能达到 8% ( 税后 ) 本项目上网电价是根据国家发改委 2009 年 7 月 20 日发布的 国家发展改革委关于完善风力发电上网电价政策的通知 ( 发改价格 2009 1906 号 ) 确定的, 在整个项目运行期内项目业主无法自主将本项目上网电价增加 10.68% 当年运营成本下降 40.8%, 本项目全部投资内部收益率才能达到 8% ( 税后 ) 运营成本主要包括维修费 保险费, 工资和福利, 材料费和其他费用, 根据中国统计局出版的 2013 年中国统计年鉴,2006 年到 2012 年的平均职工工资指数为 111.0 9, 工业生产者购进价格指数为 104.3 10 ; 原材料工业出厂价格指数为 104.3 11, 由此可见近年来职工工资和原材料价格等均呈增长趋势, 因此, 本项目年运营成本在整个项目运行期内下降如此比例的可能性非常小 通过以上分析可知, 在没有减排收益的支持的情况下, 当以上四个参数在合理范围内变化时, 本项目的总投资 IRR 仍然低于 8%( 税后 ), 结果表明, 本项目如果不考虑减排量收入, 不具备经济吸引力 步骤 3 障碍分析 项目额外性可采用投资分析或障碍分析, 而本项目采用投资分析进行项目额外性分析, 因此不采用障碍分析 步骤 4 普遍性分析 根据 额外性论证与评价工具 ( 第 07.0.0 版本 ), 项目属于基于可再生能源的风力发电项目, 根据 普遍实践工具 ( 第 03.1 版本 ) 来进行普遍性分析 步骤 1: 计算适用的容量或产出, 范围为拟议项目活动总设计容量或产出的 +/-50% 9 2013 中国统计年鉴. 中国统计出版社,2014 年,4-11 10 2013 中国统计年鉴. 中国统计出版社,2014 年,10-1 11 2013 中国统计年鉴. 中国统计出版社,2014 年,10-13
第 18 页 本项目的装机为 49.5MW, 所以 24.75MW 至 74.25MW 是本项目适用的输出范围 步骤 2: 识别满足以下所有条件的类似项目 ( 包括碳减排项目和非碳减排项目 ): (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) 所采用的能量来源 / 燃料和原料与拟议项目活动相同的项目, 如果拟议项目活动采用了技术转换措施 ; (d) 类似项目厂提供与拟议项目活动可比的质量, 特性和应用领域 ( 例如, 熟料 ) 的产品或服务 ; (e) 项目的容量或产出在步骤 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): 本项目选择广西壮族自治区为适用的地理区域, 原因如下 : 在中国每个省影响风电项目经济性的要素是不同的, 如投资环境 风能资源 风电电价, 劳动和服务的成本和类型等 这些要素使得中国每个省的风电项目经济性出现很大差异, 因此选择广西壮族自治区为适用的地理区域 对于 (b): 不适用, 因为拟议的新建风电项目不属于技术转换措施之列, 其类似项目不涉及能量来源 / 燃料和原料相同与否的问题 ; 对于 (c): 相关技术或能源来源, 包括提高能源效率, 以及利用可再生能源 ( 例如 : 提高能源效率, 基于可再生能源发电 ); 对于 (d): 该项目是一个发电项目, 由项目生产的产品是电力, 因此, 只有那些生产电力的项目, 将被考虑 ; 对于 (e): 这些风力发电项目, 将选择装机容量 24.75MW 到 74.25MW 之间的项目 ;
第 19 页 对于 (f): 本项目开始时间为 2013 年 5 月 20 日, 早于本项目的项目设计文件在 中国自愿减排交易信息平台 上的公示时间 (2014 年 9 月 13 日 ) 根据 额外性论证与评价工具 ( 第 07.0.0 版 ), 只需分析 2013 年 5 月 20 日之前投产的风电项目 根据中国风能协会 (http://www.cwea.org.cn/) 广西壮族自治区发展和改革委员会 (http://www.gxdrc.gov.cn/) 广西壮族自治区工业和信息化委员会 (http://www.gxgxw.gov.cn/) 等其它公开信息来源, 位于广西自治区境内的与本项目类似的项目共计 2 个 项目名称装机容量 (MW) CDM 项目注册号 广西玉林大容山 25.5MW 风电工程 25.5 5771 广西资源金紫山风电场 49.5 4790 步骤 3: 从步骤 2 识别出的项目中, 排除已经注册 / 备案的 提交注册 / 备案申请的和正在进行审定的减排机制 ( 如 CCER 清洁发展机制 GS VCS 等 ) 项目, 标注出剩下项目的总数 N all 经从清洁发展机制网 (http://cdm.ccchina.gov.cn/) 联合国网站 (http://cdm.unfccc.int) 黄金标准网站 (http://www. goldstandard.org/) 及 VCS 网站 (www.v-c-s.org) 上查询, 从步骤 2 所识别的所有项目均已成功注册为减排机制 ( 如 CCER 清洁发展机制 GS VCS 等 ) 项目, 因此 : N all =0 步骤 4: 从步骤 3 中识别出的类似项目活动中, 识别出那些采用不同于拟议项目活动的技术的项目活动, 并记录其数量为 N diff 因为 N all = 0, 所以 N diff = N all = 0 步骤 5: 计算系数 F=1-Ndiff/ Nall, 表示所使用措施 / 技术与拟议项目活动类似, 且提供与拟议项目活动相同产出或容量的类似项目的份额 ( 措施 / 技术的普及率 ) 如果系数 F 大于 0.2 或 Nall 与 Ndiff 的差值是大于 3, 在该适用区域, 拟议的项目活动是一个 普遍的做法 综上所述,F=1-1=0<0.2,N all -N diff =0<3, 因此, 拟议项目不具有普遍性
第 20 页 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 6.1.1 项目排放 根据所采用的方法学, 对于大多数可再生能源发电项目活动来说, PE y =0 但是, 某些项目活动可能会产生显著的排放, 即项目排放, 用以下公式进行计算 : PE y = PE FF,y + PE GP,y + PE HP,y (1) 其中 : PE y = 在 y 年的项目排放 (tco 2e /yr) PE FF,y = 在 y 年, 由化石燃料燃烧所产生的项目排放 (tco 2 /yr) PE GP,y = 在 y 年, 在地热发电厂的运行过程中, 由不凝性气体的释放所产生的项目排放 (tco 2e /yr) PE HP,y = 在 y 年, 水力发电厂的水库所产生的项目排放 (tco 2e /yr) 本项目生产运行时不涉及化石燃料燃烧, 也不是地热或水电发电厂, 因此 PE y =0 6.1.2 基准线排放 基准线排放仅包括由项目活动替代的化石燃料火电厂发电所产生的 CO 2 排放 本方法学假设所有超过基准线水平的项目发电量可由现有的并网发电厂和新建并网发电厂替代生产 基准线排放的计算如下 : BE y = EG PJ,y * EF Grid,CM,y (2) 其中 : BE y = 在 y 年的基准线排放量 (tco 2 /yr) EG PJ,y = 在 y 年, 由于自愿减排项目活动的实施所产生的净上网电量 (MWh/yr) EF Grid,CM,y = 在 y 年, 利用 电力系统排放因子计算工具 所计算
第 21 页 的并网发电的组合边际 CO 2 排放因子 (tco 2 /MWh), 项目活动是一个新建可再生能源并网风力发电厂项目, 并且在项目活动实施之前, 在项目所在地点没有投入运行的可再生能源电厂, 因此 : EG PJ,y = EG facility,y EG PJ,y 量 (MWh/yr) = 在 y 年, 由于自愿减排项目活动的实施所产生的净上网电 EG facility,y = 在 y 年, 发电厂 / 发电机组的净上网电量 (MWh/yr) 电力系统排放因子计算工具 ( 第 04.0 版 ) 提供了分步骤的计算组合边际排放因子的方法, 具体为 : 步骤 1: 识别相关的电力系统 本项目所发电将输送至南方电网, 根据中国政府划分的电网边界, 拟议项目的电网边界为南方电网 根据国家发展和改革委员会应对气候变化司最新发布的 2014 中国区域电网基准线排放因子, 南方电网是一个区域电网, 覆盖的电网包括广东电网 广西壮族自治区电网 云南电网 贵州电网以及海南电网五个省级电网 2010-2012 年每年从华中电网输入部分电量, 因此华中电网被识别为与本项目电网相连的电力系统 步骤 2: 选择电力系统中是否包括离网发电厂 ( 可供选择的 ) 本项目定义的电力系统不包括离网发电厂 步骤 3: 选择电量边际排放因子 OM(EF grid,om,y) 计算方法 根据工具, 有四种方法可用于计算电量边际排放因子 (EF grid,om,y): (a) 简单 OM 或 (b) 经调整的简单 OM 或 (c) 调度数据分析 OM 或 (d) 平均 OM 根据计算工具, 如果低成本 / 必须运行资源发电量占电网总发电量的比例最近五年的平均值低于 50%, 项目可以使用简单电量边际方法 由于南方地区的低成本 / 必须运行资源发电量始终保持低于 50%, 因此采用 (a) 简单 OM
第 22 页 方法计算华中电网的电量边际排放因子, 并且采用事前 ex-ante 计算, 在计入期内不得更改 步骤 4: 根据所选方法计算电量边际排放因子 (EF OM,y ) 根据工具, 计算电量边际排放因子 (EF grid,om,y ) 采用了简单 OM 方法 简单 OM 排放因子按系统所有电源供电量总排放的加权平均计算得出, 这里的系统不包括低成本和必须运行的电厂 根据工具, 有两种方法可供选择 : 1) 方式 A 需要的数据为每个电厂的净上网发电量 平均燃料排放因子和燃料类型 ; 2) 方式 B 需要的数据电厂的总净上网电量, 燃料类型及燃料总消耗量 由于每个电厂的详细数据可得性和不可公开性原因, 本项目设计文件采用 电力系统排放因子计算工具 ( 第 04.0 版 ) 方式 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 具体计算公式如下 : EF grid, OMsimple, y ( FCi, y NCVi, y EFCO 2, i, y) i EG y (3) EF grid, OMsimple, y = 是第 y 年简单电量边际 CO 2 排放因子 (tco 2 /MWh); FC iy, = 是第 y 年项目所在电力系统燃料 i 的消耗量 ( 质量或体积单 位 ); NCV iy, = 是第 y 年燃料 i 的净热值 ( 能源含量,GJ/ 质量或体积单 位 ); EF CO 2,, = 是第 y 年燃料 i 的 CO 2 排放因子 (tco 2 /GJ); EG y = 是电力系统第 y 年向电网提供的电量 (MWh), 不包括低成本 / 必须运行电厂 / 机组 ; i = 是第 y 年电力系统消耗的所有化石燃料种类 ; y = 是提交 PDD 时可获得数据的最近三年 ( 事先计算 ) 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 (EF BM,y ) 排放因子
第 23 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, y m EG m, y EL, m, y m EF EG my, (4) 其中 : EF grid, BM, y 是第 y 年的 BM 排放因子 (tco 2 /MWh); EG my, 是第 m 个样本机组在第 y 年向电网提供的电量, 也即上网电量 (MWh); EF EL, m, y 是第 m 个样本机组在第 y 年的排放因子 (tco 2 /MWh); m 包括在容量边际中的发电机组 ; y 发电数据最新可得的历史年份 其中第 m 个机组的排放因子 EF EL,m,y 是根据 电力系统排放因子计算工具 的步骤 4(a) 中的简单 OM 中的选项 A2 计算 电力系统排放因子计算工具 提供了计算 BM 的两种选择 : 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 12, 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 12 见 Request for guidance: Application of AM0005 and AMS-I.D in China, 参考网页 http://cdm.unfccc.int/usermanagement/filestorage/6poiamgyoedotkw25ta20ehekpr4d M
第 24 页 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 : 子步骤 1, 计算发电用固体 液体和气体燃料对应的 CO 2 排放量在总排放量中的比重 Coal, y Oil, y Gas, y 其中 : i COAL, j i, j i OIL, j i, j i GAS, j i, j F NCV EF i, j, y i, y CO2, i, j, y F NCV EF i, j, y i, y CO2, i, j, y F NCV EF i, j, y i, y CO2, i, j, y F NCV EF i, j, y i, y CO2, i, j, y F NCV EF i, j, y i, y CO2, i, j, y F NCV EF i, j, y i, y CO2, i, j, y (5) (6) (7) F i, j, y 是第 j 个省份在第 y 年的燃料 i 消耗量 ( 质量或体积单位, 对于固体和液体燃料为吨, 对于气体燃料为立方米 ) NCV iy, 是燃料 i 在第 y 年的净热值 ( 对于固体和液体燃料为 GJ/t, 对于气体燃料为 GJ/m 3 ); EF 是燃料 i 的排放因子 (tco 2 /GJ) CO 2, i, j, y COAL OIL 和 GAS 分别是固体燃料 液体燃料和气体燃料的脚标集合 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 EF EF EF (8) Thermal, y Coal, y Coal, Adv, y Oil, y Oil, Adv, y Gas, y Gas, Adv, y 其中, EF Coal, Adv, y EF Oil, Adv, y 和 EF Gas, Adv, y 分别是商业化最优效率的燃煤 燃油和燃气发电技术所对应的排放因子 ( 具体数据来源和计算过程详见附表 3-7) 子步骤 3: 计算电网的 BM 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, y )
第 25 页 EF CAP EF (9) Thermal grid, BM, y Thermal, y CAPTotal 其中, CAP Total, y 为超过现有容量 20% 的新增总容量, CAP, 容量 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 : EF EF W EF W grid, CM, y grid, OM, y OM grid, BM, y BM 其中 : Thermal y EF grid, CM, y = 年份 y 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 (%); W BM = 容量边际排放因子的权重 (%) 为新增火电 (10) 根据 2014 中国区域电网基准线排放因子, 南方电网组合边际 CO 2 排放因子计算结果为 : 数值 对于风电项目各参数权重 EF OM,y 0.9183 tco 2 e/mwh 0.75 EF BM,y 0.4367 tco 2 e/mwh 0.25 EF Grid,CM,y 0.7979 tco 2 e/mwh 6.1.3 泄漏 按照本方法学泄漏排放不予考虑 在电力行业的项目活动中, 有可能导致泄漏的活动包括电厂建设以及上游部门使用化石燃料 ( 例如, 提取, 加工和运输 ) 这些排放源可以忽略不计 6.1.4 减排量 减排量的计算方法如下 : ER y = BE y - PE y (11) 其中 : ER y = 在 y 年的减排量 (tco 2e /yr)
第 26 页 B.6.2. 预先确定的参数和数据 数据 / 参数 : FC i,y 单位 : 质量或体积单位描述 : 第 y 年项目所在电力系统燃料 i 的消耗量所使用数据的来源 : 中国能源统计年鉴,2011~2013 所应用的数据值 : 详见附件 2 证明数据选用的合理国家发展和改革委员会应对气候变化司发布的性或说明实际应用的 2014 中国区域电网基准线排放因子 测量方法和程序步骤 : 数据用途计算电网组合边际 CO 2 排放因子评价 : - NCV i,y 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 y 年的净热值 所使用数据的来源 : 中国能源统计年鉴,2011~2013 所应用的数据值 : 详见附件 2 证明数据选用的合理 国家发展和改革委员会应对气候变化司发布的 性或说明实际应用的 2014 中国区域电网基准线排放因子 测量方法和程序步 骤 : 数据用途 计算电网组合边际 CO 2 排放因子 评价 : - EF CO2,i,j,y 数据 / 参数 : 单位 : tco 2 /GJ 描述 : 燃料 i 的排放因子所使用数据的来源 : 2006 IPCC Guidelines for National Greenhouse Gas Inventories, Volume 2Energy, 第一章 1.21-1.24 页的表 1.3 和表 1.4 所应用的数据值 : 详见附件 2 证明数据选用的合理国家发展和改革委员会应对气候变化司发布的性或说明实际应用的 2014 中国区域电网基准线排放因子 测量方法和程序步
第 27 页 骤 : 数据用途 计算电网组合边际 CO 2 排放因子 评价 : - 数据 / 参数 : EG y 单位 : MWh 描述 : 电力系统第 y 年向电网提供的电量 所使用数据的来源 : 2011~2013 年 中国电力年鉴 所应用的数据值 : 详见附件 2 证明数据选用的合理性或说明实际应用的 国家发展和改革委员会应对气候变化司发布的 2014 中国区域电网基准线排放因子 测量方法和程序步 骤 : 数据用途 计算电网组合边际 CO 2 排放因子 评价 : 不包括低成本 / 必须运行电厂 / 机组 ; 数据 / 参数 : 电力系统间电力调入或调出 单位 : MWh 描述 : 电力系统间电力调入或调出 所使用数据的来源 : 2011~2013 年 电力工业统计资料汇编 所应用的数据值 : 详见附件 2 证明数据选用的合理性或说明实际应用的 国家发展和改革委员会应对气候变化司发布的 2014 中国区域电网基准线排放因子 测量方法和程序步 骤 : 数据用途 计算电网组合边际 CO 2 排放因子 评价 : - 数据 / 参数 : 单位 : 描述 : EF Coal,Adv,y,EF Oil,Adv,y,EF Gas,Adv,y tco 2 /MWh 商业化最优效率的燃煤 燃油和燃气发电技术所对应的排放因子 所使用数据的来源 : 中国电力企业联合会统计所应用的数据值 : 详见附件 2
第 28 页 证明数据选用的合理性或说明实际应用的测量方法和程序步骤 : 数据用途 国家发展和改革委员会应对气候变化司发布的 2014 中国区域电网基准线排放因子 计算电网组合边际 CO 2 排放因子评价 : - 数据 / 参数 : CAP Total, y 单位 : MW 描述 : 超过现有容量 20% 的新增总容量 所使用数据的来源 : 2011~2013 年 中国电力年鉴 所应用的数据值 : 详见附件 2 证明数据选用的合理性或说明实际应用的测量方法和程序步骤 : 数据用途 国家发展和改革委员会应对气候变化司发布的 2014 中国区域电网基准线排放因子 计算电网组合边际 CO 2 排放因子评价 : - 数据 / 参数 : CAP Thermal, y 单位 : MW 描述 : 新增火电容量 所使用数据的来源 : 2011~2013 年 中国电力年鉴 所应用的数据值 : 详见附件 2 证明数据选用的合理性或说明实际应用的测量方法和程序步骤 : 数据用途 国家发展和改革委员会应对气候变化司发布的 2014 中国区域电网基准线排放因子 计算电网组合边际 CO 2 排放因子评价 : - w OM 数据 / 参数 : 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 29 页 所应用的数据值 : 75 证明数据选用的合理方法学性或说明实际应用的测量方法和程序步骤 : 数据用途计算电网组合边际 CO 2 排放因子评价 : - w BM 数据 / 参数 : 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所应用的数据值 : 25 证明数据选用的合理方法学性或说明实际应用的测量方法和程序步骤 : 数据用途计算电网组合边际 CO 2 排放因子评价 : - B.6.3. 减排量事前计算 ER y = BE y - PE y BE y = EG PJ,y * EF Grid,CM,y = EG facility,y * EF Grid,CM,y 即 ER y = EG facility,y * EF Grid,CM,y - PE y 按照 B.6.1 部分描述, 本项目生产运行时不涉及化石燃料燃烧, 也不是地热或水电发电厂, 因此 PE y =0 按照项目可行性研究报告 EG PJ,y = EG facility,y =106,769MWh 按照附件 2, EF Grid,CM,y = 0. 7979tCO 2 /MWh 因此 ER y = 106,769MWh *0.7979tCO 2 /MWh 0 = 85,191 tco 2
第 30 页 B.6.4. 事前估算减排量概要基准线排放年份 (tco 2 e) 2015 年 7 月 1 日 - 2015 年 12 月 31 日 2016 年 1 月 1 日 - 2016 年 12 月 31 日 2017 年 1 月 1 日 - 2017 年 12 月 31 日 2018 年 1 月 1 日 - 2018 年 12 月 31 日 2019 年 1 月 1 日 - 2019 年 12 月 31 日 2020 年 1 月 1 日 - 2020 年 12 月 31 日 2021 年 1 月 1 日 - 2021 年 12 月 31 日 2022 年 1 月 1 日 - 2022 年 6 月 30 日 项目排放 (tco 2 e) 泄漏 (tco 2 e) 减排量 (tco 2 e) 42,946 13 0 42,946 85,191 0 85,191 85,191 0 85,191 85,191 0 85,191 85,191 0 85,191 85,191 0 85,191 85,191 0 85,191 42,245 14 0 42,245 合计 596,337 0 596,337 计入期时间合计 7 年 计入期内年均值 85,191 0 85,191 B.7. 监测计划 B.7.1. 需要监测的参数和数据 数据 / 参数 : EG facility,y 单位 : MWh/yr 描述 : 年份 y 本项目净上网电量, 该净上网电量等于项目的上网电量与项目的下网电量之差 所使用数据的来源 : 本文件计算减排量时数据来自本项目的可行性研究报告 ; 用于减排量核查核证时确认该参数的数据来自于电表测量结果的计算值 数据值 106,769 测量方法和程序 : 通过电表监测, 电表精度不低于 0.5S 电表为双向, 用于监测上网电量和下网电量 通过 13 42, 946=85,191*184/365 14 42,245=85,191*181/365
第 31 页 事先确定的计算方式来最终确定 EG facility,y, 详见 B.7.3 监测手段部分 监测频率 : 连续测量, 至少每月记录一次 QA/QC 程序 : 用电力销售记录对测量结果进行交叉校验 数据进行电子存档并且至少保存至最后一个计入期结束后两年 电表每年按照相关的国家或行业标准委托有资质的第三方进行校验或校准 数据用途 : 基准线排放的计算评价 : - EG PJ to Grid,y 数据 / 参数 : 单位 : MWh/yr 描述 : 年份 y 本项目上网电量 所使用数据的来源 : 由电表计量所得, 当有其他风场通过 35kV 线路与本项目相连时, 本项目上网电量取主变高压侧主表 M1 与其他风场 35kV 侧 M3 测量数据的差值 当无其他风场接入时, 即 M1 测量值 符合 B.7.3 的两种情形, 并且是保守的 数据值 106,769 测量方法和程序 : 通过电表监测, 电表精度不低于 0.5S 监测频率 : 连续测量, 至少每月记录一次 QA/QC 程序 : 电表每年校准一次, 通过售电单据来检验数据数据进行电子存档并且至少保存至最后一个计入期结束后两年 电表每年按照相关的国家或行业标准委托有资质的第三方进行校验或校准 数据用途 : 基准线排放的计算评价 : - EG Grid to PJ,y 数据 / 参数 : 单位 : MWh/yr 描述 : 年份 y 本项目下网电量 所使用数据的来源 : 由电表计量所得, 取主变高压侧主表 M1 测量值 符合 B.7.3 的两种情形, 并且是保守的 数据值 0 测量方法和程序 : 通过电表监测, 电表精度不低于 0.5S
第 32 页 监测频率 : QA/QC 程序 : 数据用途 : 评价 : - B.7.2. 数据抽样计划 本项目不涉及 B.7.3. 监测计划其它内容 1. 监测数据 连续测量, 至少每月记录一次电表每年校准一次, 通过结算单据来检验数据数据进行电子存档并且至少保存至最后一个计入期结束后两年 电表每年按照相关的国家或行业标准委托有资质的第三方进行校验或校准 基准线排放的计算 在第一个计入期内, 本项目输送到电网的净上网电量 (EG facility,y ) 将通过下述步骤监测和记录 监测数据如第 B.7.1 部分所列 2. 监测职责 项目业主负责实施监测计划 项目业主将成立专门的 CCER 管理机构, 负责实施本监测计划 该工作组由各电站高级管理人员担任项目负责人, 统一负责协调项目的管理和监测工作 本项目监测计划的运行和管理结构图详见图 4 项目业主 减排项目负责人 财务部技术部其他部门 统计员 CCER 管理机构的责任分配如下 : 减排项目负责人 : 负责全部监测计划的执行 ;
第 33 页 财务部 : 负责检查活动所需数据, 包括电表读数记录 电力销售和购买记录 技术部 : 仪表校准与维修 错误处理 QA/QC 数据存档和管理 其他部门 : 在减排项目负责人的协调下, 配合技术中心完成监测相关工作 ; 统计员 : 测量 记录上网电量 3. 监测设备及安装 电能计量装置应按照 电能计量装置技术管理规程 (DL/T448-2000) 的技术要求进行配置 电能计量装置投运前, 应由项目业主和电网公司进行检查验收 本项目将安装精度不低于 0.5S 的双向计量电表用于测量送入电网的电量 ( 上网电量 ) 以及从电网购入的电量 ( 下网电量 ) 输入到电网的净上网电量 (EG facility,y ) 通过上网电量减去下网电量算得 因后续规划可能出现同一段 35kV 母线接入同一业主的多个风电场的情况, 现分别描述项目计量点及监测情况 : (1) 无其他风场接入时, 主计量点设置在金子岭风电场 220kV 升压站主变高压侧和 220kV 出线间隔, 为一主一备两块双向电表 考核点设在 220kV 新元变电站的金子岭风电场 220kV 进线间隔, 由电网公司负责读取并作为结算依据 上 下网电量以关口表的主表 M1 测量数据为准 当 M1 出现差错时采用备表 M2 测量数据, 并以电网公司的考核表计量电量作为计算参考 如下图所示
第 34 页 风机 箱变 35kV 母线 项目与电网的边界 主表 南方电网 25 台风机 220kV 主变 M1 M2 新元 220kV 变电站 备表 (2) 后续规划有同一业主的多个风电场接入时, 可在新增 35kV 进线间隔设置计量点 此时本项目上网电量为主变高压侧主表 M1 与其他风场 35kV 侧表 M3 计量数据的差值, 下网电量取电表 M1 的计量数据 ( 即全部风场的下网电量, 更保守 ) 当 M1 出现差错时采用备表 M2 测量数据, 并以电网公司的考核表计量电量作为计算参考 如下图所示 风机 箱变 35kV 母线 项目与电网的边界 M p1 主表 25 台风机 M p2 220kV 主变 M1 M2 南方电网 新元 220kV 变电站 后续风场 M pn M3 备表
第 35 页 4. 监测程序 现场的值班人员每天都监测电表的运行, 同时项目业主委派专人负责每月收集 记录 计算测量数据, 在这些数据存档前还将由他人校核以保证数据的准确性 关于这些数据的整理和分析结果都将定期向 CCER 负责人和项目负责人汇报 项目业主在最后一个计入期及其后的两年之内保留所有的相关数据记录, 供审核机构核查 5. 质量保证与质量控制 质量保证和质量控制程序涉及监测数据测量 记录 归档和监测仪表的校准和维护 本项目的上网电量和下网电量通过安装在项目电量计量点的经过校准的电表测量, 并用电网公司提供的电量结算单复核作为质量控制程序 所有电量测量仪表装置的校准和测量将按照国家标准进行, 结算电表每年至少校核一次 项目业主将保留所有的校准和测量记录供审核机构 6. 异常处理与报告程序 技术人员在日常工作中对各自管辖范围内的监测表计进行巡检, 保证能够及时发现表计的异常 发现异常后, 能及时处理 汇报, 做好记录 对于出现异常的监测表计, 及时进行维修, 并经有资质的第三方计量检定机构校验合格后方能投入使用 当主表 M1 出现差错时采用备表 M2 测量数据, 并以电网公司的考核表计量电量作为计算参考 当 M3 出现故障时采用本项目风场 35kV 集电线路上的表 (M p1 M p2 M pn ) 的计量数据 当采用 35kV 集电线路上的表的计量数据时, 精度等级同样要求不低于 0.5S, 电表每年校验一次 紧急情况下, 当 35kV 上的表 (M p1 M p2 M pn ) 都出现故障时, 应启动风电场应急预案并尽快维修 故障期间的这段减排量不予计算 在监测和测量过程中出现的问题将被记录下来向审核机构负责人和项目负责人汇报, 并采取相应的改正措施予以处理, 避免问题再次出现 项目业主在最后一个计入期及其后的两年之内保留所有的相关异常处理记录, 供审核机构核查 7. 培训计划
第 36 页 每个参与监测的员工都有明确的岗位和职责, 项目负责人负责管理新员工培训, 确保经过培训的员工能够完成监测任务, 当接受过培训的员工不在岗位时, 其他接受过培训的员工能够保持监测系统的完整运转
第 37 页 C 部分. 项目活动期限和减排计入期 C.1. 项目活动期限 C.1.1. 项目活动开始日期 2013 年 5 月 20 日, 升压站土建施工合同签订 C.1.2. 预计的项目活动运行寿命 本项目预计运行寿期为 20 年 C.2. 项目活动减排计入期 C.2.1. 计入期类型 本项目选择可更新的计入期, 本计入期是第一计入期 C.2.2. 第一计入期开始日期 2015 年 7 月 1 日 ( 预计项目发电时间, 或项目实际备案时间, 以两者较晚的为准 ) C.2.3. 第一计入期长度 7 年 (2015 年 7 月 1 日 -2022 年 6 月 30 日, 含首尾两天 ), 可更新
第 38 页 D 部分. 环境影响 D.1. 环境影响分析 根据 中华人民共和国环境影响评价法 第 13 和 19 条的规定, 在中国开发自然资源和项目开工之前, 项目实体必须进行环境影响评估 本项目的环境影响报告表由贺州市环境保护科学研究所于 2012 年 10 月编制完成, 并于 2012 年 11 月 6 日通过贺州市环保局的审批 文件号贺环审 [2012]91 号 根据环境影响评价的结果, 主要环境影响及应对措施如下 : 施工期 : 粉尘 : 施工期间, 扬尘主要来源于施工过程中粉状物料堆放 土方的临时堆存以及车辆运输等过程 本工程将采取防尘措施, 减轻扬尘对环境的污染 随着施工完成扬尘的影响将消失, 不会对周围环境产生较大影响 废水 : 风电场施工期废水主要由施工废水和施工人员生活污水组成 根据风电工程特点, 施工现场布置较为分散, 范围也较广, 因此, 生产废水产生量较少 生活污水产生量小, 且排放分散, 而工程所处区域干旱少雨 蒸发量大的环境特点, 对于工程施工期间产生的生活废水可采用随地泼洒的排放形式, 随洒随蒸发 渗漏, 故不会造成水环境污染 噪声 : 项目施工噪声主要来自于施工机械和运输车辆 由于本项目施工时段全部安排在白天, 因此, 施工噪声对居民不会产生影响 随着施工结束, 污染也随之结束 固废 : 本项目施工期产生的固废主要是建筑垃圾和生活垃圾, 建筑垃圾用于本项目升压站生活区建设中的道路建设等, 生活垃圾统一收集后委托当地清管所统一清运进行卫生填埋 营运期 : 噪声 :
第 39 页 营运期噪声主要来自风电场风力机组的噪声, 经测量距风机直线距离 250m 处噪声能达到 城市区域环境噪声标准 (GB3096-93)3 类区标准限值 由于风电场附近数公里居民较分散, 经距离衰减效应后, 不会对居民构成影响 固废 : 本项目营运期固废主要为生活垃圾, 委托清管所进行统一收集清运后卫生填埋, 处理后达无害化要求 废水 : 本项目营运期废水主要是厂区工作人员生活污水, 产生量少且经过化粪池处理后排入蓄水池, 用于厂区绿化及道路降尘, 处理后的出水能达到 污水综合排放标准 (GB8978-1996) 一级标准排放要求, 因此不会对水环境造成影响 电磁辐射和无线电干扰 根据类比的电磁辐射和无线电干扰源强, 变电所 ( 升压站 ) 和输电线路运行期产生的工频电场和磁场均满足 500kV 超高压送变电工程电磁辐射环境影响评价技术规范 (HJ/T24-1998) 的推荐标准 综上所述, 本项目对工程所在地的负面影响很小, 在落实各项应对措施后, 项目对环境的影响均可控制 D.2. 环境影响评价 本项目 环境影响评价报告表 已经获得当地主管部门批准 本项目的建设和运营不会对当地环境产生明显影响
第 40 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 2012 年 7 月 31 日通过发调查问卷的形式, 收集了主要利益相关方的意见 利益相关者包括当地政府官员当地政府官员 工人 农民 教师和学生 调查表涉及的主要内容为 : 被调查者的基本信息 对风电项目的了解程度 本项目对环境的影响有哪些? 本项目对当地的经济发展有何影响? 本项目建设对生活质量有什么影响? 对建设该风电项目的态度 E.2. 收到的评价意见的汇总 调查问卷回收率 100%( 共发放调查问卷 30 份, 回收调查问卷 30 份 ) 问卷调查的结果总结如下 : 表 7. 参与调查者的构成状况统计 属性信息 内容 得票数 百分比 30 岁以下 3 10% 年龄 30-40 10 33.3% 40-50 11 36.7% 50 岁以上 6 20% 初中及以下 16 53.3% 文化程度 高中 10 33.3% 大学及以上 4 13.3% 政府官员 3 10% 职业 工人 5 16.7% 农民 20 66.7% 其它 2 6.7%
第 41 页 您了解风力发电的相关信息吗 本项目建设对环境的影响有哪些? 本项目建设对当地的经济发展有何影响? 本项目建设对您的生活质量有什么影响? 您对建设本风电场的态度? 表 8. 调查结果统计 内容 得票数 百分比 是 28 93.3% 否 0 0 了解不多 2 6.7% 无 27 90% 空气污染 3 10% 噪音 0 0 促进 30 100% 延缓 0 0 无影响 0 0 改善 30 100% 降低 0 0 无 0 0 支持 30 100% 反对 0 0 不关心 0 0 调查显示本项目得到了当地居民的大力支持, 这与大多数当地居民对风电的了解有密切的联系 绝大多数被调查者都认为本项目将对改善他们的生活水平有积极的影响 正如环境评价中论证的影响主要发生在建设期, 并且通过措施如垃圾填埋以及植被恢复等都将被控制, 针对空气污染问题, 采取施工区及运输路段洒水防尘 车辆及设备安装尾气处理器 弃土运输加盖篷布保护等措施予以解决, 在建设期后影响将降至最低 E.3. 对所收到的评价意见如何给予相应考虑的报告 由于收到的意见基本是正面的, 不需要采取行动来解决这些意见 - - - - -
第 42 页 企业法人名称 : 地址 : 邮政编码 : 100036 附件 1: 申请项目备案的企业法人联系信息 华能新能源股份有限公司 北京市海淀区复兴路甲 23 号华能大厦 10 11 层 电话 : 010-68221618/2022 传真 : 010-68223990 电子邮件 : - 网址 : 授权代表 : 姓名 : 职务 : 部门 : http://www.hnr.com.cn/ 刘瑞轩 项目经理 商务部 手机 : 13811596246 传真 : 010-68213234 电话 : 010-68213234 电子邮件 : ruixuan_liu@hneep.com.cn
第 43 页 附件 2: 事前减排量计算补充信息所有有关基准线排放的计算表格如下所示 : 附表 2-1 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 (kgco2/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/m3 54,300 1 液化天然气 51,434 kj/kg 54,300 1 焦炉煤气 6,726 kj/m3 37,300 1 高炉煤气 219,000 kj/m3 3,763 1 转炉煤气 145,000 kj/m3 7,945 1 其它煤气 35,227 kj/m3 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 Energy, 取各燃料排放因 子的 95% 置信区间下限值 (3) 煤矸石 石油焦 液化天然气 高炉煤气 转炉煤气的低位发热值取 自 公共机构能源消耗统计制度, 国务院机关事务管理局制定, 国家统计局审批,2011 年 7 月
第 44 页 附表 2-2 2010-2012 年电网电量交换 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 88.1588 8,815,880 华北从西北净进口电量 20.4887 2,048,870 华中从华北净进口电量 26.8468 2,684,680 华东从华中净进口电量 401.1367 40,113,670 阳城送江苏 ( 华东从华北净进口 ) 165.4752 16,547,520 南方从华中净进口电量 234.2394 23,423,940 华中从西北净进口电量 123.8681 12,386,810 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 100.4567 10,045,670 华北从西北净进口电量 256.9702 25,697,020 华中从华北净进口电量 41.5458 4,154,580 华东从华中净进口电量 337.9255 33,792,550 阳城送江苏 ( 华东从华北净进口 ) 157.6954 15,769,540 南方从华中净进口电量 161.1868 16,118,680 华中从西北净进口电量 155.2626 15,526,260 来源 : 2011 年电力工业统计资料汇编 2012 年电网间电量交换情况 亿千瓦时 MWh 华北从东北净进口电量 109.2614 10,926,140 华北从西北净进口电量 270.7971 27,079,710 华中从华北净进口电量 56.7371 5,673,710 华东从华中净进口电量 522.8724 52,287,240 华东从华北净进口电量 169.8033 16,980,330 南方从华中净进口电量 167.5277 16,752,770 华中从西北净进口电量 159.6591 15,965,910 来源 : 2012 年电力工业统计资料汇编
第 45 页 附表 2-3 燃料参数 含碳量 碳氧化率 IPCC 燃料 CO2 排放因 平均低位发热量 子的 95% 置信区间下限 (tc/tj) (%) (kgco2/tj) (MJ/t,km3) H I 原煤 25.8 100 87,300 20908 洗精煤 25.8 100 87,300 26344 其它洗煤 25.8 100 87,300 8363 型煤 26.6 100 87,300 20908 焦炭 29.2 100 95,700 28435 煤矸石 25.8 100 87,300 8363* 焦炉煤气 12.1 100 37,300 16726* 高炉煤气 70.8 100 219,000 3763* 转炉煤气 46.9 100 145,000 7945* 其它煤气 12.2 100 37,300 5227 原油 20 100 71,100 41816 汽油 18.9 100 67,500 43070 柴油 20.2 100 72,600 42652 燃料油 21.1 100 75,500 41816 石油焦 26.6 100 82,900 31947* 液化石油气 17.2 100 61,600 50179 液化天然气 15.3 100 54,300 51434* 炼厂干气 15.7 100 48,200 46055 天然气 15.3 100 54,300 38931 其它石油制品 20 100 72,200 41816 其它焦化产品 25.8 100 95,700 28435 其它能源 0 100 0 0 来源 :2006 IPCC Guidelines for National Greenhouse Gas Inventories, Volume 2Energy, 第一章 1.21-1.24 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
第 46 页 附表 2-4 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 贵州省 云南省 海南省 小计 含碳量 碳氧化率 燃料排放因子 平均低位发热量 CO 2 排放量 (tco 2 e) (tc/tj) (%) (kgco 2 /TJ) (MJ/t,km3) J=E H I/10000 0( 质量单位 ) A B C D E=A+B+C+D F G H I J=E H I/10000 ( 体积单位 ) 原煤 万吨 9758.4 5 2330.5 9 4876.8 3345.11 471.84 20782.79 25.8 100 87,300 20,908 379,341,699 洗精煤 万吨 1.03 0.39 1.42 25.8 100 87,300 26,344 32,658 其它洗煤 万吨 11.24 39.08 50.32 25.8 100 87,300 8,363 367,381 型煤 万吨 179.27 179.27 26.6 100 87,300 20,908 3,272,159 焦炭 万吨 0 29.2 100 95,700 28,435 0 煤矸石 万吨 301.69 26.133 62.95 390.77 25.8 100 87,300 8,363 2,852,972 焦炉煤气 亿立方米 2.82 2.02 3.25 8.09 12.1 100 37,300 16,726 504,719 高炉煤气 亿立方米 0.79 42.32 9.32 48.03 100.46 70.8 100 219,000 3,763 8,278,878 转炉煤气 亿立方米 0.33 4.25 1.8 6.38 46.9 100 145,000 7,945 734,992 其它煤气 亿立方米 0 12.1 100 37,300 5,227 0 原油 万吨 0 20 100 71,100 41,816 0 汽油 万吨 0 18.9 100 67,500 43,070 0 柴油 万吨 4.65 0.41 2.29 0.76 0.08 8.19 20.2 100 72,600 42,652 253,606 燃料油万吨 83.39 0.1 83.49 21.1 100 75,500 41,816 2,635,869 石脑油万吨 0 20.2 100 72,600 43,906 0 润滑油万吨 0 20 100 71,900 41,398 0 石蜡万吨 0 20 100 72,200 39,934 0 溶剂油万吨 0 20 100 72,200 42,945 0 石油沥青万吨 0 21 100 69,300 38,931 0 石油焦万吨 20.4 20.4 26.6 100 82,900 31,947 540,275 液化石油气 万吨 0 17.2 100 61,600 50,179 0 炼厂干气 万吨 0.56 0.56 15.7 100 48,200 46,055 12,431 液化天然气 万吨 164.94 164.94 15.3 100 54,300 51,434 4,606,554 天然气 亿立方米 34.04 7.62 41.66 15.3 100 54,300 38,931 8,806,729 其它石油制品 万吨 0.63 0.47 1.1 20 100 72,200 41,816 33,210 其它焦化产品 万吨 0 25.8 100 95,700 28,435 0 其它能源 万吨标煤 163.95 77.36 26.02 23.47 290.8 0 0 0 0 0 小计 412,274,132 中国能源统计年鉴 2011
第 47 页 2010 年南方电网火力发电量 省名称 发电量 发电量 厂用电率 供电量 2010 年 ( 亿 kwh) (MWh) (%) (MWh) 南方从华中净调入 MWh 23,423,940 广东省 2535 253,500,000 5.97 238,366,050 华中简单 OM 0.99213 广西自治区 557 55,700,000 6.55 52,051,650 贵州省 956 95,600,000 6.85 89,051,400 总排放量 tco2 435,513,799 云南省 546 54,600,000 6.93 50,816,220 总供电量 MWh 466,557,030 海南省 139 13,900,000 7.57 12,847,770 总计 443,133,090 排放因子 0.93346 中国电力年鉴 2011
第 48 页 附表 2-5 2011 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 贵州省 云南省 海南省 小计 含碳量 碳氧化率 燃料排放因子 平均低位发热量 CO 2 排放量 (tco 2 e) (tc/tj) (%) (kgco 2 /TJ) (MJ/t,km3) J=E H I/10000 0( 质量单位 ) A B C D E=A+B+C+D F G H I J=E H I/10000 ( 体积单位 ) 原煤 万吨 11799.4 4 2807.2 9 4266 3520.42 607.4 23000.56 25.8 100 87,300 20,908 419,821,954 洗精煤 万吨 0 25.8 100 87,300 26,344 0 其它洗煤 万吨 1291.29 22.96 1314.25 25.8 100 87,300 8,363 9,595,207 型煤 万吨 182.83 182.83 26.6 100 87,300 20,908 3,337,138 焦炭 万吨 0 29.2 100 95,700 28,435 0 煤矸石 万吨 320.15 71.26 36.78 428.19 25.8 100 87,300 8,363 3,126,172 焦炉煤气 亿立方米 3.05 1.88 2.66 7.59 12.1 100 37,300 16,726 473,525 高炉煤气 亿立方米 1.58 44.78 9.16 50.65 106.17 70.8 100 219,000 3,763 8,749,438 转炉煤气 亿立方米 0.33 2.71 2.38 5.42 46.9 100 145,000 7,945 624,398 其它煤气 亿立方米 0 12.1 100 37,300 5,227 0 原油 万吨 0 20 100 71,100 41,816 0 汽油 万吨 0 18.9 100 67,500 43,070 0 柴油 万吨 2.8 0.58 3.58 1.05 0.03 8.04 20.2 100 72,600 42,652 248,961 燃料油万吨 24.44 0.07 24.51 21.1 100 75,500 41,816 773,807 石脑油万吨 0 20.2 100 72,600 43,906 0 润滑油万吨 0 20 100 71,900 41,398 0 石蜡万吨 0 20 100 72,200 39,934 0 溶剂油万吨 0 20 100 72,200 42,945 0 石油沥青万吨 0 21 100 69,300 38,931 0 石油焦万吨 16.51 1.38 17.89 26.6 100 82,900 31,947 473,800 液化石油气 万吨 195.1 195.1 17.2 100 61,600 50,179 5,448,882 炼厂干气 万吨 0 15.7 100 48,200 46,055 0 液化天然气 万吨 0.91 0.91 15.3 100 54,300 51,434 20,201 天然气 亿立方米 38.19 0.76 6.83 45.78 15.3 100 54,300 38,931 9,677,678 其它石油制品 万吨 0.53 0.53 20 100 72,200 41,816 16,001 其它焦化产品 万吨 0 25.8 100 95,700 28,435 0 其它能源 万吨标煤 0 0 0 0 0 0 小计 462,387,161 中国能源统计年鉴 2012 2011 年南方电网火力发电量
第 49 页 省名称 发电量 发电量 厂用电率 供电量 2011 年 ( 亿 kwh) (MWh) (%) (MWh) 南方从华中净调入 MWh 16,118,680 广东省 3046 304,600,000 5.6 287,542,400 华中简单 OM 0.9827 广西自治区 637 63,700,000 6.6 59,495,800 贵州省 1022 102,200,000 7.3 94,739,400 总排放量 tco2 478,226,638 云南省 536 53,600,000 7.7 49,472,800 总供电量 MWh 521,936,680 海南省 158 15,800,000 7.8 14,567,600 总计 539,900,000 505,818,000 排放因子 0.9163 中国电力年鉴 2012
第 50 页 附表 2-6 2012 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 贵州省 云南省 海南省 小计 含碳量 碳氧化率 燃料排放因子 平均低位发热量 CO 2 排放量 (tco 2 e) (tc/tj) (%) (kgco 2 /TJ) (MJ/t,km3) J=E H I/10000 0( 质量单位 ) A B C D E=A+B+C+D F G H I J=E H I/10000 ( 体积单位 ) 原煤 万吨 11112.4 4 2765.4 5 4033.75 3083.23 691.39 21686.26 25.8 100 87,300 20,908 395,832,451 洗精煤 万吨 0 25.8 100 87,300 26,344 0 其它洗煤 万吨 1358 40.06 1398.06 25.8 100 87,300 8,363 10,207,095 型煤 万吨 167.41 167.41 26.6 100 87,300 20,908 3,055,682 煤矸石 万吨 337.97 84.06 30.47 452.5 25.8 100 87,300 8,363 3,303,657 焦炭 万吨 0 29.2 100 95,700 28,435 0 焦炉煤气 亿立方米 3.69 2.05 2.29 8.03 12.1 100 37,300 16,726 500,975 高炉煤气 亿立方米 18.19 52.4 15.63 56.48 142.7 70.8 100 219,000 3,763 11,759,864 转炉煤气 亿立方米 1.69 3.46 3.59 8.74 46.9 100 145,000 7,945 1,006,870 其它煤气 亿立方米 0.8 0.8 12.1 100 37,300 5,227 15,597 其他焦化产品 万吨 0 25.8 100 95,700 28,435 0 原油 万吨 0 20 100 71,100 41,816 0 汽油 万吨 0 18.9 100 67,500 43,070 0 煤油 万吨 0 19.6 100 71,900 43,070 0 柴油 万吨 2.63 0.85 1.89 0.87 0.03 6.27 20.2 100 72,600 42,652 194,153 燃料油万吨 20.63 0.08 20.71 21.1 100 75,500 41,816 653,837 石脑油万吨 0 20.2 100 72,600 43,906 0 润滑油万吨 0 20 100 71,900 41,398 0 石蜡万吨 0 20 100 72,200 39,934 0 溶剂油万吨 0 20 100 72,200 42,945 0 石油沥青万吨 0 21 100 69,300 38,931 0 石油焦 万吨 28.37 1.39 29.76 26.6 100 82,900 31,947 788,166 液化石油气 万吨 0.11 0.11 17.2 100 61,600 50,179 3,400 炼厂干气 万吨 1.27 1.27 15.7 100 48,200 46,055 28,192 其他石油制品 万吨 0.47 0.47 20 100 72,200 41,816 14,190 天然气 亿立方米 32.49 6.84 39.33 15.3 100 54,300 38,931 8,314,178 液化天然气 万吨 178.8 0.11 178.91 15.3 100 54,300 51,434 4,996,717 其它能源 万吨标煤 283.26 160.43 46.52 4.5 494.71 0 0 0 0 0 小计 440,675,024 中国能源统计年鉴 2013
第 51 页 2012 年南方电网火力发电量 省名称 发电量 发电量 厂用电率 供电量 2012 年 ( 亿 kwh) (MWh) (%) (MWh) 南方从华中净调入 MWh 16,752,770 广东省 2848 284,800,000 5.8 268,281,600 华中简单 OM 0.9437 广西自治区 647 64,700,000 6.7 60,365,100 贵州省 1046 104,600,000 7.2 97,068,800 总排放量 tco2 456,483,853 云南省 480 48,000,000 7.5 44,400,000 总供电量 MWh 503,685,070 海南省 182 18,200,000 7.6 16,816,800 总计 520,300,000 486,932,300 排放因子 0.9063 中国电力年鉴 2013 三年加权平均排放因子 0.9183, 即 EF grid, OM, y = 0.9183 tco 2 /MWh 附表 2-7 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 根据中国电力企业联合会统计,2012 年全国新建的大中型火电项目共计 52.4GW, 其中 1,000 MW 机组共计 11 套, 占当年大中型火电项目新增发电能力的 19%,600 MW 级机组共计 30 套, 占当年大中型火电项目新增发电能力的 36% 本计算在 2012 年新建的 600-1,000 MW 级机组中, 选取供电煤耗最低的前 20 套机组加权平均值作为商业化最优效率的技术的近似估计, 供电煤耗的估计值为 307 gce/kwh, 相当于供电效率为 40.03% 燃机电厂 ( 包括燃油与燃气 ) 的商业化最优效率技术确定为 390 MW 级联合循环, 按 2012 年燃机电厂的相关统计, 并取实际供电效率最高的燃机电厂作为商业化最优效率的技术的近似估计, 燃机电厂的供电煤耗 ( 按热值折算 ) 估计为 232.3gce/kWh, 相当于供电效率为 52.9% 变量供电效率 (%) 燃料排放因子 (kgco 2 e /TJ) 氧化率排放因子 (tco 2 e /MWh) A B C D=3.6/A/1,000,000 B C 燃煤电厂 EF Coal, Adv, y 40.03 87,300 1 0.7851 燃油电厂 EF Oil, Adv, y 52.9 75,500 1 0.5138 燃气电厂 EF Gas, Adv, y 52.9 54,300 1 0.3695
第 52 页 附表 2-8 计算发电用固体 液体和气体燃料对应的 CO2 排放量在总排放量中的比重 广东广西贵州云南海南合计热值排放因子氧化率排放 燃料品种单位 A B C D E G=A+ +F H I J K=G H I J/100,000 原煤 万吨 11,112.44 2,765.45 4,033.75 3,083.23 691.39 21,686.26 20,908 87,300 1 395,862,451 洗精煤 万吨 0 0 0 0 0 0 26,344 87,300 1 0 其他洗煤 万吨 0 0 1,358.00 40.06 0 1,398.06 8,363 87,300 1 10,207,095 型煤 万吨 167.41 0 0 0 0 167.41 20,908 87,300 1 3,055,682 煤矸石 万吨 337.97 0 84.06 30.47 0 452.50 8,363 87,300 1 3,303,657 焦炭 万吨 0 0 0 0 0 0 28,435 95,700 1 0 其他焦化产品 万吨 0 0 0 0 0 0 28,435 95,700 1 0 合计 412,398,884 原油 万吨 0 0 0 0 0 0 41,816 71,100 1 0 汽油 万吨 0 0 0 0 0 0 43,070 67,500 1 0 煤油 万吨 0 0 0 0 0 0 43,070 71,900 1 0 柴油 万吨 2.63 0.85 1.89 0.87 0.03 6.27 42,652 72,600 1 194,153 燃料油 万吨 20.63 0.08 0 0 0 20.71 41,816 75,500 1 653,837 石油焦 万吨 28.37 0 0 1.39 0 29.76 31,947 82,900 1 788,166 其他石油制品 万吨 0.47 0 0 0 0 0.47 41,816 72,200 1 14,190 合计 0 1,650,345 天然气 千万 m 3 324.90 0 0 0 68.4 393.3 38,931 54,300 1 8,314,178 液化天然气 万吨 178.80 0.11 0 0 0 178.91 51,434 54,300 1 4,996,717 焦炉煤气 千万 m 3 0 36.90 20.50 22.90 0 80.30 16,726 37,300 1 500,975 高炉煤气 千万 m 3 181.90 524.00 156.30 564.80 0 1427.00 3,763 219,000 1 11,759,864 转炉煤气 千万 m 3 16.90 34.60 0 35.90 0 87.40 7,945 145,000 1 1,006,870 其他煤气千万 m 3 0 0 8.00 0 0 8.00 5,227 37,300 1 15,597 液化石油气万吨 0 0.11 0 0 0 0.11 50,179 61,600 1 3,400 炼厂干气万吨 1.27 0 0 0 0 1.27 46,055 48,200 1 28,192 合计 26,625,,74 其它能源万吨标煤 283.26 160.43 0 46.52 4.50 494.71 0 0 0 0 总计 440,675,024
第 53 页 数据来源 : 中国能源统计年鉴 2013 由以上表格及公式,λ Coal,y =93.58%,λ Oil,y =0.37%,λ Gas,y = 6.04% EF EF EF EF =0.75899 tco 2 e/mwh Thermal, y Coal, y Coal, Adv, y Oil, y Oil, Adv, y Gas, y Gas, Adv, y
第 54 页 附表 2-9 南方电网 2012 年装机容量 装机容量 单位 广东 广西 云南 贵州 海南 合计 火电 MW 57,520 14,910 21,860 13,850 3,880 112,020 水电 MW 13,060 15,360 17,280 33,060 810 79,570 核电 MW 6,120 0 0 0 0 6,120 风电及其他 MW 1,401 100 960 1,340 320 4,121 合计 MW 78,101 30,370 40,100 48,250 5,010 201,831 数据来源 : 中国电力年鉴 2013 附表 2-10 南方电网 2011 年装机容量 装机容量 单位 广东 广西 云南 贵州 海南 合计 火电 MW 56,350 11,770 11,360 20,300 3,150 102,930 水电 MW 13,020 15,260 28,420 18,660 810 76,170 核电 MW 6,120 0 0 0 0 6,120 风电及其他 MW 748 50 690 40 275 1,803 合计 MW 76,238 27,080 40,470 39,000 4,235 187,023 数据来源 : 中国电力年鉴 2012 附表 2-11 南方电网 2010 年装机容量 装机容量 单位 广东 广西 云南 贵州 海南 合计 火电 MW 52,870 10,390 11,330 17,530 2,970 95,090 水电 MW 12,600 14,940 24,350 16,550 750 69,190 核电 MW 5,030 0 0 0 0 5,030 风电及其他 MW 620 0 360 0 210 1,190 合计 MW 71,120 25,330 36,040 34,080 3,930 170,500 数据来源 : 中国电力年鉴 2011 附表 2-12 南方电网 2009 年装机容量 装机容量 单位 广东 广西 云南 贵州 海南 合计 火电 MW 48,300 10,770 10,710 17,310 3,090 90,180 水电 MW 11,260 14,750 20,900 13,610 700 61,220 核电 MW 3,950 0 0 0 0 3,950 风电及其他 MW 560 0 80 0 60 700 合计 MW 64,070 25,520 31,690 30,920 3,850 156,050 数据来源 : 中国电力年鉴 2010
第 55 页 2009 年装机 2010 年装机 附表 2-13 南方电网 BM 计算表格 (MW) 2011 年装机 2012 年装机 2009-2012 1 新增装机 2010-2012 2 新增装机 2011-2012 3 新增装机 2009-2012 年占新增装机比重 火电 90,180 95,090 102,930 112,020 29,182 18,152 9,909 57.53% 水电 61,220 69,190 76,170 79,570 15,950 10,080 3,400 31.45% 核电 3,950 5,030 6,120 6,120 2,170 1,090 0 4.28% 风电及其他 700 1,190 1,803 4,121 3,421 2,931 2,318 6.74% 合计 156,050 170,50 0 187,023 201,831 50,723 32,253 14,808 100.00% 占 2012 年装机百分比 25.13% 15.98% 7.34% 注 1 注 2 和注 3: 是考虑装机容量 关停机组容量后计算的新增装机容量 EF BM,y =0.75899 57.53%=0.4367 tco 2 /MWh 附表 2-14 南方电网组合边际 CO 2 排放因子 数值 对于风电项目各参数权重 对于水电项目各参数权重 EF OM,y 0.9183 tco 2 e/mwh 0.75 0.5 EF BM,y 0.4367 tco 2 e/mwh 0.25 0.5 EF Grid,CM,y 0.7979 tco 2 e/mwh 0.6775 tco 2 e/mwh
第 56 页 附件 3: 监测计划补充信息 - - - - -