泸定县海子凼水电站项目审定报告 审定机构 : 深圳华测国际认证有限公司 报告批准人 : 报告日期 : 2016 年 4 月 13 日
审定项目 名称 : 泸定县海子凼水电站项目 地址 / 地理坐标 : 本项目位于甘孜州海螺沟景区管理局辖区新兴乡境 内, 电站所在地地理坐标为东经 102 2'41''~102 3'57'', 北纬 29 43'59''~29 46'6'' 项目委托方 名称 : 上海弗兴资产管理有限公司 地址 : 上海市嘉定区嘉好路 800 号 1103 室 适用的方法学及工具 : 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 ) 电力系统排放因子计算工具 ( 第 04.0 版 ) 额外性论证与评价工具 ( 第 07.0.0 版 ) 普遍性分析工具 ( 第 03.1 版 ) 提交审定的项目设计文件 : 日期 :2015 年 6 月 8 日 版本号 : 第 1.0 版 最终版项目设计文件 : 日期 :2016 年 4 月 13 日 版本号 : 第 3.0 版 审定结论 : 泸定县海子凼水电站项目 是一个新建的水力发电项目, 属于项目类型一 : 采用国家发展改革委备案的方法学开发的减排项目 深圳华测国际认证有限公司根据 温室气体自愿减排项目审定与核证指南 的要求, 对该项目备案性进行了审定 审定组对项目设计文件及相关支持性材料进行了独立和客观的评审, 重点关注项目实施和减排量产生可能发生的重大风险, 审定组认为 : 1) 泸定县海子凼水电站项目 已正确采用经国家发展和改革委员会备案的方法学 :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 ); 2) 温室气体自愿减排项目审定与核证指南 的 审定要求 中所要求的内容已全部覆盖, 该项目审定过程无其它未覆盖到的项目组成部分或者问题 ; 3) 项目装机容量为 21MW, 属于可再生能源发电并网项目, 年均净上网电量为 86,903.3MWh, 负荷因子为 50.72%; 计入期开始时间为 2014 年 7 月 15 日, 1 / 47
项目第一计入期内预计年均减排量为 62,835 tco 2 e, 总减排量为 439,845 tco 2 e, 项目预期减排量计算准确 ; 4) 该项目设计文件 ( 第 3.0 版 ) 中的项目资格条件确定 项目描述 方法学选择 项目边界确定 基准线识别 额外性论证 减排量计算和监测计划描述等均 温室气体自愿减排项目审定与核证指南 和所应用方法学 CM- 001-V01 的要求 因此, 深圳华测国际认证有限公司认为该项目满足国家发展和改革委员会关于温室气体自愿减排项目的所有要求, 推荐 泸定县海子凼水电站项目 备案为中国温室气体自愿减排项目 报告完成人王国联技术评审人林顺荣报告发放范围 : 国家发展和改革委员会四川省发展和改革委员会上海弗兴资产管理有限公司 2 / 47
目录 1 项目审定概述... 4 1.1 审定目的 4 1.2 审定范围 4 1.3 审定准则 4 2 项目审定程序和步骤... 5 2.1 审定组安排 5 2.2 文件评审 5 2.3 现场访问 6 2.4 审定报告的编写 6 2.5 审定报告的质量控制 7 3 审定发现... 7 3.1 项目资格条件 7 3.2 项目设计文件 8 3.3 项目描述 8 3.4 方法学选择 9 3.5 项目边界确定 10 3.6 基准线识别 10 3.7 额外性 11 3.8 减排量计算 25 3.9 监测计划 28 3.10 环境影响评价 29 3.11 利益相关方调查 30 4 审定结论... 31 附 1: 资料清单 附 2: 审定清单 附 3: 不 澄清要求及进一步行动要求清单 3 / 47
1 项目审定概述 深圳华测国际认证有限公司 ( 以下简称 CTI ) 受上海弗兴资产管理有限公司委托对 泸定县海子凼水电站项目 ( 以下简称 本项目 ) 进行温室气体自愿减排项目备案性的审定工作 依照 温室气体自愿减排交易管理暂行办法 温室气体自愿减排项目审定与核证指南 备案的方法学以及国家发展和改革委员会发布的温室气体自愿减排相关的要求, 本报告阐述了在审定过程中的所有发现 1.1 审定目的 审定的目的是通过独立的第三方机构对项目进行评估, 以确认项目设计文件中描述的项目资格条件 项目设计 方法学选择 基准线识别 额外性论证 减排量计算以及监测计划等是否已确定的相关准则 审定是保证项目国家发展和改革委员会关于温室气体自愿减排项目的相关要求的必要活动, 将确保备案的温室气体自愿减排项目能够提供预期的减排量 1.2 审定范围 审定范围是对项目设计文件进行独立和客观的评审 根据 温室气体自愿减排交易管理暂行办法 温室气体自愿减排项目审定与核证指南 和备案的方法学, 审定组对项目设计文件及相关支持性材料进行评审, 重点关注项目实施和减排量产生可能发生的重大风险 审定活动未向项目参与方提供任何咨询服务, 审定过程中提出的不 澄清及进一步行动要求是为了改进和完善项目设计文件 1.3 审定准则 CTI 在准备 执行和报告审定过程中, 遵循 客观独立 公正公平 诚实守信 认真专业 的基本原则 审定包括以下准则 : 温室气体自愿减排交易管理暂行办法 /30/ 温室气体自愿减排项目审定与核证指南 /31/ 可再生能源发电并网项目的整合基准线方法学 (CM-001-V01, 第一版 ) /32/ 电力系统排放因子计算工具 ( 第 04.0 版 ) /37/ 额外性论证与评价工具 ( 第 07.0.0 版 ) /33/ 4 / 47
普遍性分析工具 ( 第 03.1 版 ) /34/ 其他适用的法律法规和标准 2 项目审定程序和步骤 CTI 根据 温室气体自愿减排项目审定与核证指南 的要求, 审定程序的主要步骤包括 : 合同签订 审定准备 项目设计文件公示 文件评审 现场访问 审定报告的编写及内部评审 和审定报告的交付 以下章节详细叙述了审定程序中的各主要步骤 2.1 审定组安排 根据 温室气体自愿减排项目审定与核证指南 的要求和 CTI 内部管理程序, 基 于对人员能力 专业领域和可用性的综合分析,CTI 任命了本项目的审定组和技术评审 审定组人员构成情况已于审定合同签订后的 3 日内告知了项目委托方, 项目委托方未对 此提出异议 表 1: 审定组成员 职责 姓名 专业领域 任务分配 审定组组长 王国联 1,5,12 文件评审 现场访问 报告编写 技术评审 林顺荣 1 技术评审 2.2 文件评审 审定组于 2015 年 6 月 14 日收到本项目的项目设计文件 ( 第 1.0 版 ) 对该项目设计文件的格式及完整性进行评审后,CTI 于当天将项目设计文件提交至国家发展和改革委员会, 发改委于 2015 年 6 月 15 日在 中国自愿减排交易信息平台 公示了本项目的项目设计文件以征询利益相关方的意见, 公示期为 2015 年 6 月 16 日 - 2015 年 6 月 29 日 公示期间未收到利益相关方的意见 审定组通过对申请项目的项目设计文件 可行性研究报告 ( 以下简称 可研报告 ) 及其它相关支持性材料进行了评审, 重点关注了项目资格条件 项目设计 方法学选择 基准线识别 额外性论证 减排量计算以及监测计划所涉及的数据和信息的可靠性, 并对项目设计文件中提供的数据和信息与其它可获得的信息来源进行了交叉核对 在审定过程中评审及参阅的文件详见附 1: 资料清单 5 / 47
2.3 现场访问 依照 温室气体自愿减排项目审定与核证指南 的要求, 审定组于 2015 年 8 月 31 日, 对本项目进行了现场访问, 实际考察了项目开展和实施情况, 并对访谈人员提供 的信息进行交叉核对以确保信息的准确性和完整性 现场访谈对象 ( 涉及项目业主 项目咨询方代表和当地利益相关方的代表等 ) 及访谈内容如表 2 所示 表 2: 访谈的人员及主要内容 时间访谈内容组织 / 职位访谈人员 2015 年 8 月 31 日 - 项目基本情况 - 项目投资决策过程 - 项目批复情况, 包括环评 可研 节能评估和并网批复 - 项目开发过程 - 方法学选择 - 项目边界确定 - 基准线识别 - 额外性论述中事先考虑减排机制 - 额外性分析 - 监测计划 - 减排量计算 - 项目的建设对当地的影响 - 项目对可持续性发展作用 - 项目核准情况 - 利益相关方调查情况 - 项目对当地居民的影响 甘孜州永兴电力有限责任公司 / 总经理 ; 海子凼水电站 / 站长 ; 上海弗兴资产管理有限公司 / 项目经理 海螺沟发改处 / 处长 ; 海螺沟环保处 / 副处长 当地利益相关方代表 / 村民 唐宇 黄玉明 王爱伟 何跃文 郑夔 苟玉茂 罗福香 罗玉香 杨友兴 李元刚 2.4 审定报告的编写 基于文件评审和现场访问的结果, 审定组开具了 3 项不及 4 项澄清要求项, 并 于 2015 年 9 月 1 日提交给审定委托方 审定委托方采取了纠正措施和澄清, 并提供了 6 / 47
相应的证据文件 在所有不和澄清要求关闭后, 审定组完成了审定报告的编写并提交技术评审 2.5 审定报告的质量控制 审定报告在交付给项目业主并申请备案之前已经通过了 CTI 内部的技术评审 技术评审的执行以及技术评审人员的相关资质均 CTI 内部工作程序的规定 3 审定发现 3.1 项目资格条件 根据 温室气体自愿减排项目审定与核证指南 的要求, 自愿减排项目须在 2005 年 2 月 16 日之后开工建设, 并满足以下条件之一 : (1) 采用国家发展改革委备案的方法学开发的减排项目 ; (2) 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 ; (3) 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 ; (4) 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 审定组通过对相关人员的访谈, 并查阅了关于同意泸定县海子凼水电站项目开工建设的批复 /11/, 确定了本项目的开工日期为 2010 年 1 月 22 日 因此, 审定组确认, 该项目活动满足 自愿减排项目须在 2005 年 2 月 16 日之后开工建设 的要求 本项目采用的方法学为国家发展改革委员会备案的方法学 (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 ) 项目业主已出具 关于泸定县海子凼水电站项目的声明 /21/, 声明本项目除正在申请国内自愿减排机制注册外, 没有在任何其它国际或国内减排机制注册 审定组核实了联合国清洁发展机制 (UNFCCC CDM) 黄金标准(GS) 和自愿减排机制 (VCS) 等网站, 确认该项目确实未在其它国际或国内减排机制注册 因此, 该声明真实 有效 综上所述, 审定组确认该项目满足 温室气体自愿减排项目审定与核证指南 的项目资格条件, 属于类型一 : 采用国家发展改革委备案的方法学开发的减排项目 7 / 47
3.2 项目设计文件 审定组通过查看国家发展和改革委员会公布的项目设计文件最新模板 ( 第 1.1 版 ) 并对照本项目的项目设计文件, 确认本项目设计文件内容完整, 格式模板要求 3.3 项目描述 申请项目是一个新建的水力并网发电项目, 由甘孜州永兴电力有限责任公司投资建设和运营, 位于甘孜州海螺沟景区管理局辖区新兴乡境内, 电站的地理坐标为东经 102 2'41''~102 3'57'', 北纬 29 43'59''~29 46'6'' 审定组通过现场访谈和使用 GPS 定位设备确认了项目地址和地理坐标的准确性 由于本项目开工时间为 2010 年 1 月 22 日, 早于 固定资产投资项目节能评估和审查暂行办法 开始实施的日期( 即,2010 年 11 月 1 日 ), 因此, 没有进行节能评估 本项目于 2009 年 3 月 31 日获得甘孜州环境保护局的环评批复 /10/, 并于 2009 年 10 月 29 日经甘孜州发展和改革委员会核准 /9/ 审定组在查阅环评批复和可研批复文件的过程中, 发现项目名称描述不一致, 环评批复中项目名称为 甘孜州雅家埂海子凼水电站, 而可研批复 ( 项目核准文件 ) 中显示项目名称为 四川省泸定县海子凼水电站 业主解释由于海子凼水电站所在地为雅家埂河流域, 在环评批复中在海子凼水电站前加了流域名称 雅家埂, 而在项目的可研批复中, 使用了 四川省泸定县海子凼水电站 这个名称 审定组通过核对可研 环评及相应批复文件, 发现批复文件中项目业主均为甘孜州永兴电力有限责任公司, 可研和环评中所描述的水电站坝址位置均为 小河子沟与雅家埂河汇口上游约 150 m 处, 因此, 可以确认可研和环评批复文件中所指项目均为同一个项目, 即 泸定县海子凼水电站项目 项目于 2010 年 1 月 22 日获得开工许可 /11/, 并于 2014 年 7 月 15 日全部机组同时投产发电 /22/ 本项目安装 2 套单机容量为 10.5 MW 的水轮发电机组, 总装机容量 21 MW 根据可行性研究报告 ( 即可研报告 ) /5/, 本项目建成后预计年等效利用小时数为 4,443 小时 ( 电厂负荷因子为 50.72%), 预计年均净上网电量为 86,903.3 MWh 审定组确定本项目可行性研究报告由专业的第三方机构编制并获得了政府主管部门的批准, 项目负荷因子和年上网电量均来自可行性研究报告, 因此负荷因子和年上网电量的数据合理 可信 本项目所发电量将通过电站内 110kV 变压器, 由一条 110kV 输电线路传输到赵家山 110kV 变电站, 然后接入四川电网, 最终与华中电网相连 本项目通过替代由化石燃料占主导的华中电网产生的同等电量, 减少与所替代的电力相对应的发电过程的 CO2 8 / 47
排放, 实现温室气体的减排 审定组检查了水轮发电机组合同 /13/, 对照项目可研报告中的主要技术参数, 确认采购的设备主要技术参数与项目设计文件中的描述一致 表 3: 水轮发电机组主要技术参数 水轮机 发电机 型号 HLA542-LJ-125 额定水头 240.2m 额定出力 10.94MW 设计流量 5.0m 3 /s 额定转速 750r/min 使用寿命 20 年 型号 SF10.5-8/2860 额定容量 12.353MW 功率因数 0.85 额定电压 10.5kV 额定转速 750r/min 使用寿命 20 年 生产厂家 昆明电机有限责任公司 根据项目可研报告, 本项目活动的预期寿命为 20 年 项目选择可更新计入期 (7 年 3), 第一计入期长度为 7 年, 计入期开始时间为 2014 年 7 月 15 日 ( 项目机组全部投产发电时间 ), 预计第一计入期内年均减排量为 62,835 tco2e, 总减排量为 439,845 tco2e 审定组确认项目选择的可更新计入期和计入期开始时间合理 因此, 审定组确认项目设计文件中的项目活动描述完整准确, 满足 温室气体自愿减排项目审定与核证指南 的要求 3.4 方法学选择 本项目使用了国家发展和改革委员会备案的方法学 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 ) 根据方法学 CM-001-V01 的要求, 项目采用了经 CDM-EB 批准的最新的 电力系统排放因子计算工具 来计算电网排放因子和 额外性论证与评价工具 来论证项目的额外性 通过查阅可研报告和批复, 以及项目实地考察和访谈, 审定组确认本项目满足所使用的方法学及其引用工具的适用条件 : 9 / 47
本项目是一个新建的水力发电项目, 总装机容量 21MW, 生产的电力最终输送到 华中电网, 华中电网的地理和系统边界清晰可得 ; 本项目新建电厂所在地在本项目活动实施之前没有正在运行的可再生能源发电厂 ; 本项目活动为新建水电站, 新建水库的功率密度为 1,567.5W/m 2, 大于 4W/m 2 ; 本项目活动不涉及发电机组的扩容 改造或替代 因此, 审定组确认项目活动满足经备案的方法学及其引用工具的适用性条件, 温室气体自愿减排项目审定与核证指南 中关于方法学选择的要求 3.5 项目边界确定 本项目边界的空间范围包括本项目的物理边界和地理边界以及与本项目接入的华中电网相连接的所有发电厂 华中电网所覆盖的省市包括河南省 湖北省 湖南省 江西省 四川省和重庆市, 华中电网内部电厂之间无明显的电力传输限制 表 4: 项目边界内的温室气体种类以及排放源 基准线 项目活动 排放源温室气体种类是否包括说明理由 / 解释 由于项目活动被替代的华中电网的化石燃料火电厂 本项目活动 CO 2 是 主要排放源 CH 4 否 次要排放源 N 2O 否 次要排放源 CO 2 否 不涉及, 本项目 CH 4 否 为水力发电厂 N 2O 否 项目设计文件清晰 准确地描述了包含在项目边界之内的 项目活动所涉及的物理设施 排放源及产生的温室气体种类 通过查阅可研报告及现场实地考察, 审定组确认本项目不会产生由项目活动引起的但未在方法学中说明的排放源 因此, 审定组确定本项目识别出的项目边界 排放源及产生的温室气体是正确且均方法学及 温室气体自愿减排项目审定与核证指南 的要求 3.6 基准线识别 本项目活动是新建一个水力并网发电厂, 属于可再生能源并网发电, 根据方法学 CM-001-V01 的规定, 其基准线情景已明确识别, 不需要额外进行论证, 即 : 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 因此, 本项目的基准线是由华中电网提供等量电力 10 / 47
审定组确认项目设计文件中描述的基准线情景方法学及 温室气体自愿减排 项目审定与核证指南 的要求 3.7 额外性 根据 温室气体自愿减排项目审定与核证指南 和方法学 CM-001-V01 的要求, 本 项目的额外性采用 额外性论证与评价工具 ( 第 07.0.0 版 ) 来论证 审定组通过以下 几个方面对项目的额外性进行了审核 3.7.1 事先考虑减排机制可能带来的收益 3.7.1.1 项目开始时间 本项目于 2010 年 1 月 22 日获得开工批复 /11/ 审定组通过对项目业主的现场访谈和 查阅相关资料, 确认相比施工合同签订时间 2010 年 4 月 6 日及设备采购合同的签订时 间 2010 年 6 月 24 日, 开工批复时间为本项目开展实质性活动的最早时间 因此, 审定 组确认施工合同签署时间 2010 年 1 月 22 日作为项目活动开始时间是正确的, 并且早于 项目设计文件公示的时间 (2015 年 6 月 16 日 ) 3.7.1.2 事先考虑减排机制可能带来的收益 审定组通过检查项目的可研报告, 确认在项目的可行性研究阶段, 项目业主就已 经获知减排机制能够带来一定的收益, 并能够确保项目实施的财务可行性 审定组查 阅了项目的总经理办公会议记要, 确定项目业主在 2010 年 1 月 8 日召开总经理会议, 一 致决定将此项目开发成清洁发展机制温室气体减排项目来缓解本项目的财务困难 该 决议早于项目活动开始时间 2010 年 1 月 22 日 因此, 审定组认为减排机制可能带来的收 益在项目业主的投资决策中起到了重要作用 3.7.1.3 持续寻求减排机制的支持 通过文件评审和现场访问, 审定组确认项目在实施过程中持续寻求了减排机制的 支持, 相关重要事件如下表所示 表 5: 项目关键性事件列表 时间项目实施过程寻求减排机制支持 2008 年 12 月 环境影响报告表编制完成 /7/ - 2009 年 3 月 31 日 环境影响报告表获得甘孜州环境保 - 护局批复 /10/ 2009 年 4 月 /5/ 可行性研究报告编制完成 可研中建议本项目通过碳减排收益来 降低项目的财务风险 11 / 47
2009 年 10 月 29 日项目获得甘孜州发展和改革委员会 核准 /9/ 2010 年 1 月 8 日 - 项目业主召开会议, 决定将本项目开发成 CDM 项目, 以获取碳收益缓解项目的财务困难 /15/ 2010 年 1 月 22 日 开工批复签发, 本项目的开工时间 /11/ - 2010 年 4 月 6 日 签订施工合同 /12/ - 2010 年 4 月 16 日 - /25/ 利益相关方问卷调查 2010 年 6 月 24 日 签订水轮发电机组设备采购采购合 - 同 /13/ 2011 年 10 月 12 日 - /16/ 签署 CDM 合作开发协议 2012 年 10 月 11 - /17/ 解除 CDM 合作协议 2013 年 7 月 16 日 - /18/ CCER 开发考虑的董事会决议 2013 年 9 月 30 日 四川省发展和改革委员会重新批复 - 海子凼水电站的上网电价 /19/ 2013 年 10 月 8 日 - /18/ CCER 开发协议 2014 年 7 月 15 日 1#2# 机组启动, 项目投产运行时间 /22/ - 2015 年 6 月 16 日 - 本项目在中国自愿减排交易信息平台 /49/ 公示 - 通过文件评审和现场访谈, 审定组确认, 项目业主于 2010 年 1 月 8 日召开董事会会议, 决定将本项目开发成清洁发展机制温室气体减排项目 项目业主在 2011 年 10 月 12 日与咨询公司签订了 CDM 项目合作开发协议书, 后来由于咨询公司 CDM 开发工作滞后, 一年内无进展, 因此项目业主于 2012 年 10 月 11 日与合作方解除了协议 而随着中国国内温室气体自愿减排项目 (CCER) 机制的启动和日趋完善, 项目业主于于 2013 年 7 月 16 日召开董事会, 决定将本项目转成开发为 CCER 项目, 于 2013 年 10 月 8 日与新的咨询公司签订了 CCER 项目开发协议, 并于 2015 年 6 月 16 启动了项目的审核工作 因此, 审定组确认项目业主在项目实施过程中也持续寻求了减排机制的支持, 温室气体自愿减排项目审定与核证指南 的要求 3.7.2 基准线识别根据上述 3.6 部分 基准线识别 的论述, 本项目活动是新建一个水力并网发电厂, 属于可再生能源并网发电, 根据方法学 CM-001-V01 的规定, 其基准线情景已明确识别, 不需要额外进行论证 因此, 项目识别出了以下两个替代情景 : A. 实施该项目, 但不开发为国内自愿减排项目 B. 继续现状, 即由华中电网提供等量电力供应 12 / 47
审定组确定以上两个替代情景都中国现有的法律法规, 是本项目活动合法的替代方案 3.7.3 额外性论证项目设计文件选择了 额外性论证与评价工具 ( 第 07.0.0 版 ) 中的投资分析来论证本项目的额外性 3.7.3.1 投资分析方法确定由于本项目除了碳减排销售收入外, 还有售电收入, 因此简单成本分析法不适用于本项目 ; 而投资比较分析法适用于那些替代方案也是投资项目的情况, 由于本项目替代情景是由华中电网范围内并网发电厂及其新增发电源供应电力, 不是一个可比较的投资项目, 投资比较分析方法因此也不适用 ; 由于电力行业的基准全投资内部收益率 (IRR) 的数据公开可得, 因此项目设计文件选择了基准值分析法进行投资分析 审定组认为全投资 IRR 基准值分析法适用于本项目, 该选择准确 合理 3.7.3.2 基准值的选取根据水利部颁布的 小水电建设项目经济评价规程 ( 文件编号 :SL16-95), 小水电项目的全投资财务基准收益率为 10%( 税后 ) 审定组确认该基准值广泛应用于我国 50MW 以下小规模水电的建设项目的经济评价, 也普遍应用于中国可再生能源项目中 50MW 以下水电项目的 CCER 和 CDM 机制的开发 因此, 项目设计文件中采用全投资内部收益率 ( 税后 )10% 作为投资分析基准值是合理的 3.7.3.3 财务数据评价和交叉核对审定组通过对比可研与项目设计文件及 IRR 计算表, 确认项目设计文件中投资分析所采用的财务数据全部来自于该项目于 2009 年 10 月 29 日由甘孜州发展和改革委员会批复的可研 /5//9/, 由四川清和水利水电工程设计有限公司 ( 资质等级 : 电力行业 ( 水力发电 ) 乙级 ; 证书编号 :224255-sy) /6/ 编制 本项目的开始时间为 2010 年 1 月 22 日 ( 投资决策时间 ), 从可研核准到投资决策之间的时间间隔不到半年, 审定组因此确认可研中的财务数据在投资决策时不会发生实质性的变化, 可研作为项目投资决策的依据是合理的, 满足 温室气体自愿减排项目审定与核证指南 的要求 依据 温室气体自愿减排项目审定与核证指南 的规定, 审定组基于电力行业经验, 对项目设计文件和 IRR 计算表中的财务数据通过第三方或公开可获得的信息进行了评估, 并对主要的财务指标进行横向的交叉核对 由于项目所在区域四川省范围内, 13 / 47
审定组选择了四川省内装机容量在本项目装机容量 +/-50% 区间 (10.5MW~31.5MW) 的 备案 / 注册的 CCER 和 CDM 水力发电项目进行交叉核对, 以确认本项目财务评估中所采 用的财务数据的有效性和合理性 表 6: 四川省内类似的已备案 / 注册 CCER 和 CDM 水电项目 注册号 / 备案号 装机容量单位装机投资年运行成本电厂负荷因子 ( 兆瓦 ) ( 元 / 千瓦 ) ( 元 / 兆瓦 ) 1431 20 5,871 54% 122,195 1589 20 4,544 50% 324,500 2172 18.9 7,621 56% 145,190 2195 21 7,156 42% 197,050 2575 24 6,611 63% 137,500 1961 30 6,853 55% 124,120 2189 22.5 6,696 42% 195,074 2085 20 7,217 63% 72,166 2192 24 7,711 45% 205,304 1848 24 6,436 50% 153,750 2456 20 5,224 53% 243,638 2991 24 9,256 50% 146,667 2737 18 5,390 39% 115,944 2988 18.9 6,143 50% 164,566 3600 20 10,363 65% 164,500 3651 30 7,795 53% 183,667 3689 30 6,723 58% 137,000 2808 20 5,547 52% 138,025 CDM 3403 18 8,335 53% 184,256 2862 20 5,296 53% 138,415 3097 20 7,888 77% 114,500 4403 24 8,370 50% 177,542 4434 16 7,803 42% 166,669 4548 23 8,013 51% 216,087 4008 20 8,631 48% 140,131 3687 18 8,599 54% 143,150 4590 30 5,408 60% 174,970 4671 20 7,906 49% 195,715 4733 21 7,126 50% 190,000 4873 24.8 10,470 69% 165,202 4952 25 4,897 57% 160,800 4965 12 6,290 61% 179,967 5134 24.8 9,047 56% 152,198 5197 24 7,398 50% 165,475 5742 21 7,462 46% 191,976 5750 15 7,143 48% 183,633 5915 21 7,123 47% 150,309 137 30 8,106 50% 145,908 CCER 243 30 8,057 60% 169,197 262 30 11,562 48% 289,050 参数范围 18-30 4,544-11,562 39% -77% 72,166 324,500 本项目 21 6,716.5 50.72% 209,057 14 / 47
参数数值数据 / 信息来源审定意见 表 7: 财务数据的合理性评价 装机容量 21MW 可研报告及批 /5//9/ 复 审定组通过检查项目可研 /5/ /9/ 项目核准批复和水轮机组设备采购合同 /13/, 确认项目 安装 2 套单机容量为 10,500 kw 水轮机组, 装机容量总计 21 MW 根据项目可研报告 /5/, 本项目预计静态总投资为 14,104.6 万元 审定组通过查验本项 目竣工财务决算审核报告 /23/, 确认项目实际累计发生投资金额为 22,312.41 万元人民 静态总投资 14,104.6 万元 可研报告及批 /5//9/ 复 币, 远高于可研报告中预估的静态总投资 此外, 根据表 6 中对四川省类似水力发电项目的统计, 四川省内类似项目的单位千瓦 静态投资在 4,544-11,562 元 /kw 之间, 而本项目的单位千瓦静态投资为 6,716 元 /kw, 在 上述区间之内 因此, 审定组确认本项目的静态总投资估算是合理的 审定组通过查看可研报告 /5/, 确认本项目的年运行小时数 4,443 小时 ( 负荷因子 50.72%), 年均上网电量为 86,903.3MWh 根据可研, 设计多年平均发电量为 93,300MWh, 理论年均发电量数值是基于当地水文站 ( 瓦斯河康定水文站 )46 年月 径流数据及三个代表年日平均流量测算得出 综合考虑电站汛期弃水电量按汛期电量 年上网电量 86,903.3MWh 可研报告 /5/ 的 10%, 电站的年有效电量为 87,340MWh, 厂用电率为 0.5%, 未考虑线损, 得到年 均上网电量为 86,903.3=8734*(1-0.5%) 审定组通过查阅 小水电建设项目经济评价规程 SL16-2010, 确认本项目所考虑的有效电量系数 厂用电率及线损率是合理的 参数值审定意见 15 / 47
参数数值数据 / 信息来源审定意见 有效电量系数 87,340//93,300 =0.94 根据可研, 本项目电站属于径流式电站, 无调 节能力 依据 SL16-2010, 对于无调节能力的 联网电站有效电量系数为 0.85~0.90 因此, 本 项目考虑的有效电量系数是合理的 厂用电率 0.5% 根据 SL16-2010 /45/, 对于厂用电率需要根据 线损率 0% 建设项目的具体情况确定 ; 对于线损率根据所 在电网的实际综合线损率确定 而对于小规模水电, 推荐厂用电率与线损综合考虑 10% 本项目厂用电率和线损率来源于由有资质的第三方编制的可研, 已经考虑了项目的建设情况以及所在电网的综合线损状况, 厂用电率和线损率之和为 0.5%, 因此, 认为是合理的, 并且是保守的 此外, 根据表 6 中对四川省类似水力发电项目的统计, 四川省内类似项目的负荷因子在 39% -77% 之间, 而本项目的负荷因子为 50.72%, 在上述区间之内 因此, 审定组确认本项目的年上网电量是合理的 根据可研报告, 年运营成本主要包括修理费 职工工资及福利费 材料费 库区维护 年运营成本 439.02 万元可研报告 /5/ 费以及其他费用, 其取值标准是依据 水电建设项目财务评价暂行规定 /46/ 等相关 规定以及可研编制机构凭其专业经验结合当地实际情况所取经验值 本项目的年运营 16 / 47
参数 数值 数据 / 信息来源 审定意见成本相关的参数如下 : 维修费 = 固定资产价值 维修费率 1%=147.8 万元保险费 = 固定资产价值 保险费率 0.25%=37 万元工资及福利 = 职工人数 年人均工资 (1+ 福利费系数 ) = 38 1.5 (1+41%)=80.4 万元材料费 = 总装机 材料费系数 =21MW 5 元 /kw=10.5 万元水资源费及库区维护费 = 年上网电量 ( 水资源费率 + 库区维护费率 )=86,903.3MWh (0.005+0.008) 元 /kwh=113.0 万元其它费用 = 总装机 其他费用系数 = 21MW 24 元 /kw =50.4 万元年运营成本占静态总投资的 3.1%, 根据 水电建设项目财务评价暂行规定 /46/, 年运营成本可按固定资产投资的 3% 计算 此外, 根据表 6 中对四川省类似水力发电项目的统计, 四川省内类似项目的单位 kw 年运营成本在 72,166 324,500 之间, 而本项目的单位年运营成本为 209,057, 在上述区间之内 因此, 审定组确认本项目的年运行成本合理, 各分项取数相关评价规定的要求 本项目拟采用电价为 0.288 元 /kwh( 含税 ) 来源于可研, 是本项目投资决策时 ( 项目 开始时间,2010 年 1 月 22 日 ) 最新可得的电价来源 通过查阅四川省发展和改革委员 上网电价 0.288 元 /kwh ( 含 税 ) /5/ 可研报告 会在 2013 年 9 月 30 日发布的 关于海子凼水电站上网电价的通知 /19/, 审定组了解到四川省发改委曾经于 2012 年 12 月批复本电站上网电价为 0.288 元 /kwh( 含税 ), 而由 于电站因道路中断 自然灾害等原因造成工期拖延, 于 2013 年 9 月 30 日根据 关于四 川电网统调新投产水电机组上网电价的通知 ( 川发改价格 [2013]707 号 ) 要求, 重 17 / 47
参数 数值 数据 / 信息来源 审定意见新核定本项目上网电价为 0.308 元 /kwh( 含税 ) 审定组通过调整投资分析中采用的电价为 0.308 元 /kwh( 含税 ), 显示不含 CCER 收益的 IRR 为 8.87%, 仍低于基准收益率 10% 因此, 审定组确认财务分析过程中采用的电价是合理的 运行寿命 20 年可研报告 /5/ 根据可研报告, 本项目的运行寿命是 20 年 通过查阅设备采购合同 /13/, 审定组确认 设备的运行寿命不低于 20 年, 因此, 审定组认为项目设计文件中的财务分析采用 20 年 的评估期是合理的 根据 2008 年 11 曰 10 日公布的 中华人民共和国增值税暂行条例 ( 中华人民共和国国 务院令第 538 号 ) /49/, 电力产品应纳增值税税率为 17% 审定组进一步查阅了四川省发 增值税 17% 展和改革委员会发布的关于四川电网统调水电站试行临时分类标杆上网电价的通知 /55/, 明确表明实行的水电标杆电价中含 17% 增值税 因此, 审定组确认本项目财务分 析过程中考虑的增值税是合理的 税费 所得税 25% /5/ 可研报告 25% 的企业所得税是依据 中华人民共和国企业所得税法 ( 中华人民共和国主席令第 63 号 ) /48/ 的规定 另外, 根据 CDM 的 投资分析指南 ( 第五版 ) /35/, 计算税后内部收益率时应考虑财务成本 由于本项目采用的是税后 IRR 基准值, 项目在计算所 得税时已经考虑到贷款应付利息 因此, 审定组认为 25% 企业所得税选择合理 城市建设税 5% 5% 的城市建设费是依据 中华人民共和国城市维护建设税暂行条例 ( 国发 [1985]19 号 ) /50/ 的规定 审定组认为 5% 的城市建设费的选择合理 教育附加税 3% 根据 国务院教育费附加的暂行规定 /51/ ( 中华人民共和国国务院令第 448 号 ), 教育 18 / 47
参数数值数据 / 信息来源审定意见 附加税为 3% 因此, 审定组确认本项目的教育附加税率合计为 3%, 选择合理 折旧年限 20 年 固定资产残值率 5% 依据 国家税务总局关于明确企业调整固定资产残值比例执行时 折旧率 4.75% 间的通知 /52/ ( 国税函 2005 883 号 ) 的规定 本项目折旧年限为 20 年, 是编制可研的第三方机构四川清和水利水电工程设计有限公 折旧 残值率 5% /5/ 可研报告 司根据水电行业的特点取值 根据审定组的行业经验, 此折旧年限普遍应用于水力发电行业 折旧率由折旧年限和残值率计算获得 :(1- 残值率 )/ 折旧年限 因此, 审定组确认项目选择的折旧年限 残值率和折旧率合理, 相关规定的要 求 本项目采用了长期贷款利率 5.94%, 此利率来源于中国人民银行于 2008 年 12 月 23 日发 长期贷款利率 5.94% 可研报告 /5/ 布的金融机构人民币贷款基准利率表 /54/, 为可研编制期间 (2009 年 4 月完成可研编 制 ) 最新可得数据 本项目投资决策时间为 2010 年 1 月 22 日, 贷款利率和可研编制时 期相比, 没有更新, 仍为 5.94% 根据可研报告, 本项目没有短期贷款 因此, 审定 组认为可研报告中采用的贷款利率是合理的 贷款与自有资金比例 贷款 :80% 自有资金 :20% /5/ 可研报告 本项目财务分析采用贷款金额为 11,840 万元, 占项目总投资金额 (14,781.97 万元 ) 的 80%, 自有资金为 2,963 万元, 占总投资金额的 20% 审定组确认财务分析所采用的贷款与自有资金比例均来自于可研 CCER 价格 40 元 /tco 2e 预估 由于项目业主于 2013 年 7 月 16 日决议将本项目开发为 CCER 项目, 当时 CCER 交易尚未 开始, 本项目预估的 CCER 价格参考了深圳碳排放交易所公布的碳配额成交价 从 19 / 47
参数数值数据 / 信息来源审定意见 /43/ 2013 年 6 月至 7 月, 深圳的碳配额交易价格为 29 元, 同时, 业主考虑到未来实现全 国碳市场, 因此, 对本项目 CCER 价格乐观预期为 40 元, 考虑到 2013 年 8 月份深圳碳配 额成交价已经上升至 50 元以上, 审定组认为 CCER 价格的预估值 40 元是合理的 20 / 47
3.7.3.4 IRR 计算结果审定组审查了项目的 IRR 计算表, 项目在不考虑碳减排收益的情况下, 其 IRR 为 7.96%, 低于行业基准值 考虑 CCER 价格为 40 元 / tco2e 时,IRR 值为 10.03%, 高于行业基准值 审定组认为本项目财务分析中采用的数据合理, 并正确运用于 IRR 计算, 结算结果准确 3.7.3.5 敏感性分析项目设计文件中确认了 4 个可能对项目财务状况产生较大影响的参数 : 静态总投资, 年上网电量, 年经营成本, 电价, 并对其进行了敏感性分析 审定组认为项目设计文件中敏感性分析采用的数据和假设合理 静态总投资当静态总投资减少 15.0% 时,IRR 达到 10% 根据四川协谊会计师事务所有限责任公司出具的本项目竣工决算报告 /23/, 确认项目实际发生总投资达 22,312.41 万元人民币, 投资金额已经远高于可研报告中预估的静态总投资 14,104.6 万元 因此, 本项目的静态总投资与可研报告中的预估值相比, 不可能减少 年经营成本当年经营成本减少 56.2% 时,IRR 达到 10% 运营成本主要包括维修费 保险费, 工资福利 材料费和其它费用, 根据中国国家统计局出版的 2014 年中国统计年鉴 /53/, 近年来国内的材料费用 ( 从原材料 燃料 动力购进价格指数上观察 ) 起伏波动不大, 总体呈上涨趋势, 而电力行业的人均工资一直处于逐渐增长的趋势 根据项目业主提供的 2015 年度财务报表 /27/, 显示项目在 2015 年一整年的经营费用为 725.9 万元, 超出预计年运行费用 (439.02 万元 )65%, 因此, 审定组认为项目年经营成本在整个项目运行期内下降 56.2% 是不可能的 年上网电量当年发电量增长 16.85% 时,IRR 达到 10% 本项目的年均发电量数据由有资质第三方机构四川清和水利水电工程设计有限公司是基于当地水文站 ( 瓦斯河康定水文站 ) 46 年月径流数据及三个代表年日平均流量测算得出 如上所述, 本项目可研中所考虑的本项目的有效电量系数 厂用电率和线损率均是保守的 根据项目业主提供的上网电量统计报表 /29/, 显示 2015 年度一整年本项目实际上网电量 45,447.18MWh, 比预计上网电量低 47.7% 因此, 项目的年上网电量在整个项目运行期内增加 16.85% 的可能性很 21 / 47
小 电价当上网电价增长 15.94% 时,IRR 达到 10% 通过查阅四川省发展和改革委员会在 2013 年 9 月 30 日发布的 关于海子凼水电站上网电价的通知, 审定组了解到四川省发改委曾经于 2012 年 12 月批复本电站上网电价为 0.288 元 /kwh( 含税 ), 而由于电站因道路中断 自然灾害等原因造成工期拖延, 于 2013 年 9 月 30 日根据 关于四川电网统调新投产水电机组上网电价的通知 ( 川发改价格 [2013]707 号 ) 精神, 重新核定本项目上网电价为 0.308 元 /kwh( 含税 ), 比最初批复的电价高出 6.94% 根据项目业主提供的售电发票 /28/, 审定组确认本项目结算电价在 0.2~0.308 元 / kwh 之间, 并没有完全执行核定电价 0.308 元 /kwh 审定组进一步通过查阅四川省发展和改革委员会于 2015 年 2 月 26 日发布的 关于四川电网统调水电站试行临时分类标杆上网电价的通知 /55/, 确认对于四川省境内的径流式水电站标杆上网电价维持现行的 0.308 元 / kwh( 含 17% 增值税 ) 不变 因此, 近年来四川省水电标杆电价保持稳定, 审定组认为上网电价不可能增加 15.94% 3.7.3.6 财务分析结论综上所述, 审定组确认本项目的财务收益不足以证明所需的投资是可行的 3.7.4 障碍分析本项目没有使用障碍分析论证项目的额外性 3.7.5 普遍实践分析本项目依照 额外性论证评价工具 ( 第 07.0.0 版 ) /33/ 和 普遍性分析工具 ( 第 03.1 版 ) /34/, 进行普遍实践分析, 步骤如下 : 步骤 1: 计算项目活动设计产出 / 容量的 +/-50% 作为可适用产出 / 容量范围本项目装机容量为 21MW, 因此确定适用的装机容量范围为 10.5MW~31.5MW 步骤 2: 识别满足以下所有条件的类似项目 ( 包括自愿减排项目和非自愿减排项目 ) 表 8: 类似项目所需满足的条件 条件 (a) 项目位于适用的地理区域 审定意见 选择四川省作为适用的地理区域 在中国幅员 辽阔, 不同地区的水力并网发电项目各不相 同, 国家发展和改革委员会授权省级政府对水 22 / 47
条件 审定意见 力发电项目进行管理 因此, 同一省内水电项目的投资环境 电价 土地政策 法规等通常类似 因此, 审定组认为选取四川省作为适用的地理范围合理 (b) 项目采用与本项目一样的技术 本项目属于水力并网发电项目, 因此类似项目 也为水力并网发电项目 (c) 如果本项目活动涉及到能源转换, 项目与本项目活动使用相同的能源 / 燃料和原料 (d) 项目电厂与本项目活动电厂提供可比拟的 相同的产品 / 服务 (e) 项目的容量范围与步骤 1 保持一致 本项目属于水力并网发电项目, 因此类似项目也为水力并网发电项目 本项目属于水力并网发电项目, 因此类似项目也为水力并网发电项目 本项目装机容量为 21MW, 因此确定适用的装 机容量范围为 10.5MW~31.5MW (f) 项目开始商业运行的时间在拟议项目文件公 示或拟议项目开始日期之前, 以较早的时间为 准 由于 2002 年中国电力行业进行了重大体制改 革 2002 年 2 月 10 日, 国务院发布 电力体 制改革方案 /56/, 将原国家电力公司划分为两 大电网公司 五大发电集团公司 四个辅业公司, 实现了厂网分开, 引入了竞争机制 因此, 本步骤仅选择 2002 年以后投产运营的项目进行分析 本项目的开始时间为 2010 年 1 月 22 日, 因此选取在 2002 年 2 月 10 日之后且 2010 年 1 月 22 日之前投产运营的类似项目 审定组查阅清洁发展机制网 /38/ 联合国 CDM 网站 /40/ 黄金标准网站 /42/ VCS 网站 /41/ 和中国自愿减排交易信息平台 /39/ /57/ 四川省发展和改革委员会网站以及四川省工程建设领域项目信息和信用信息公开共享专栏网站 /58/, 确认四川省境内装机容量在 10.5MW~31.5MW 之间, 并且在 2002 年 2 月 10 日至 2010 年 1 月 22 日之间投入商业运行的水力并网发电项目, 排除已注册的 CDM 项目 / 备案的 CCER 项目或已提交申请注册为 CDM 的项目 /CCER 项目, 所识别出的满足以上 (a)~(f) 条件的水电项目如下表所示 : 表 9: 满足条件的类似项目 ( 非 CDM/CCER 项目 ) 编号 项目名称 装机容量 投产时间 1 /59/ 杨家湾水电站项目 18.9 2006 23 / 47
2 牛角湾三级水电站项目 /60/ 25 2003 3 白水河水电站项目 /61/ 24 2003 4 吉日波水电站项目 /62/ 20 2005 步骤 3: 根据第二步识别出来的项目, 排除已经注册 / 备案的碳减排项目, 或正在申请 / 备案碳减排注册的项目, 以及正在碳减排审定阶段的项目, 剩下的项目归为 Nall 如表 9 所示, 步骤 2 识别出的类似项目中非 CDM/CCER 项目共有 4 个, 因此 Nall=4 步骤 4: 根据步骤 3 的结果, 确定采用了不同于本项目技术的其它活动, 其数量计为 Ndiff 审定组通过查阅公开可得的资源, 对比步骤 3 识别出的项目与本项目的差异如下 : 杨家湾水电站项目年利用小时数为 6,103h, 与本项目的年运行小时数 4,443 相比, 有着 20% 以上的差异, 因此, 与本项目活动情况不同 ; 牛角湾三级水电站总投资 9,126 万元, 单位装机投资为 3,650 元 /kw 与该项目的单位装机投资为 6,716.5 元 /kw 相比, 有着 20% 以上显著的差异, 因此, 与该项目活动不同 ; 白水河水电站总投资 11,998.64 万元, 单位千瓦投资 4,999 元 /kw, 与该项目的单位装机投资为 6,716.5 元 /kw 相比, 有着 20% 以上显著的差异, 因此, 与本项目活动不同 ; 吉日波水电站年利用小时数为 6,590h, 与本项目的年运行小时数 4,443 相比, 有着 20% 以上的差异, 因此, 与本项目活动不同 ; 从以上分析可以看出, 上述 4 个项目均与本项目活动有着明显不同的投资环境, 因此,Ndiff=0 步骤 5: 计算 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 且 Nall 与 Ndiff 的差值是大于 3, 在该适用地区的一个部门内, 拟议的项目活动是一个 普遍的做法 根据步骤 4 的识别结果,Nall = Ndiff = 4, 因此 F = 0, 小于 0.2, 且 Nall - Ndiff=0, 小于 3 因此, 审定组确认本项目的普遍实践分析中信息来源合理, 设定的地理范围适宜, 本项目在四川省境内不具有普遍实践 3.7.6 额外性评估结论综上所述, 审定组认为项目设计文件中的额外性分析论据充分 假设合理 数据来源有效, 满足 额外性论证评价工具 和 温室气体自愿减排项目审定与核证指南 24 / 47
中对项目额外性的要求, 本项目具有额外性 3.8 减排量计算 本项目采用方法学 CM-001-V01, 项目活动的减排量由下面公式计算 : ERy = BEy - PEy (1) 其中, ERy BEy PEy y 年份的减排量,tCO2/y y 年份基准线排放,tCO2/y y 年份项目排放,tCO2/y 3.8.1 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 CO2 排放, 其计算公式如下 : BE EG * EF 其中, (2) y PJ, y grid, CM, y BE y y 年份基准线排放量,tCO2/yr EG PJ, y y 年份本项目向华中电网供应的净电力,MWh/yr EF grid, CM, y y 年份发电并网的组合边际 CO2 排放因子, 使用相应年度发布的 电力系统排放因子计算工具 计算,tCO2/MWh 本项目活动是一个新建可再生能源水力并网发电项目, 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发电厂, 因此 : EG EG PJ, y facility, y (3) 其中, EG PJ, y y 年份本项目向华中电网供应的净电力,MWh/yr EGfacility,y y 年份发电厂 / 发电机组的净上网电量,MWh/yr 按照 电力系统排放因子计算工具 ( 第 04.0 版 ) /32/ 及国家发展和改革委员会发布 的 2014 中国区域电网基准线排放因子 /31/, 排放因子 EFGrid,CM,y 的计算按如下六个步 骤进行 : 25 / 47
步骤 1: 电力系统的识别本项目所生产的电力并入华中电网, 在没有本项目活动情况下, 相应的电量将由华中电网内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中电网, 其中包括河南省 湖北省 湖南省 江西省 四川省和重庆市 步骤 2: 选择项目电力系统中是否包含离网电厂 ( 可选项 ) 按照 2014 中国区域电网基准线排放因子 以及其它公开可得的数据, 目前的计算中仅包含并网电厂的相关数据 步骤 3: 选择电量边际排放因子计算方法由于华中电网最近 5 年内的低成本 / 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发布的 2014 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来计算, 并采用 3 年排放因子的加权平均值 步骤 4: 计算电量边际排放因子 OM 的计算结果为 0.9724 tco2/mwh 步骤 5: 计算容量边际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, 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 CO2 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, 结果即为该电网的容量排放因子 (BM) BM 的计算结果为 0.4737 tco2/mwh 步骤 6: 计算组合边际排放因子根据 电力系统排放因子计算工具 的要求, 对于水力项目,OM 和 BM 的权重分别是 0.5 和 0.5 因此, 计算得到组合边际排放因子 (CM) 的结果为 0.72305 tco2/mwh CM 值为事先确定, 在第一计入期内不变 审定组确认项目设计文件中 CM 的计算过程正确, 计算结果与国家发展和改革委员会公布的 2014 年华中电网排放因子一致 26 / 47
本项目预计年平均净上网电量为 86,903.3 MWh, 因此项目的年基准线排放量为 86,903.3*0.72305=62,835 tco2e 由于第一计入期第一年 (2014 年 7 月 15 日 - 2014 年 12 月 31 日 ) 的电站运行天数为 170 天, 因此, 估算基准线排放量为 62,835*170/365=29,266 tco2e; 第一计入期最后一年 (2021 年 1 月 1 日 - 2021 年 7 月 14 日 ) 的电站运行天数为 195 天, 因此, 估算基准线排放量为 62,835*195/365=33,569 tco2e 3.8.2 项目排放按照方法学 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 ), 如果项目活动的功率密度 (PD) 大于 10W/m 2, 则项目排放 (PEy) 为 0 项目的功率密度由以下公式计算 : PD Cap PJ BL (4) A PJ Cap A BL 其中, PD 项目活动的功率密度 (W/m 2 ); CapPJ CapBL 项目活动实施之后, 水力发电厂的装机容量 (W); 项目活动实施之前, 水力发电厂的装机容量 (W) 对于新建的水力 发电厂, 该项数值等于 0; APJ 项目活动实施之后, 当水库满盈时, 一个或者多个水库的水体表 面积 ; ABL 在项目活动实施之前, 当水库满盈时, 一个或者多个水库的水体 表面积 (m 2 ) 对于新建水库, 此项值为 0 本项目为新建水力发电项目, 根据可研, 本项目电站水库的表面积是根据水库的特征曲线 水位 - 面积曲线 测算得到, 在本项目水电站设计水库满水位时, 水体表面积为 13,397m 2, 项目的装机容量为 21MW, 因此, 计算得出功率密度为 1,567.5W/m 2, 大于 10W/m 2, 因此, 本项目的项目排放 PEy = 0 3.8.3 泄漏根据方法学 CM-001-V01, 本项目不考虑泄漏 27 / 47
3.8.4 减排量计算 项目第一计入期为 2014 年 7 月 15 日 -2021 年 7 月 14 日 ( 含首尾两天, 共计 7 年 ) 内的总减排量为 439,845 tco2e, 其中 : 年份 基准线排放量 (tco 2) 项目排放量 (tco 2) 泄漏 (tco 2) 减排量 (tco 2e) 2014 年 7 月 15 日 - 2014 年 12 月 31 日 29,266 0 0 29,266 2015 年 1 月 1 日 - 2015 年 12 月 31 日 62,835 0 0 62,835 2016 年 1 月 1 日 - 2016 年 12 月 31 日 62,835 0 0 62,835 2017 年 1 月 1 日 - 2017 年 12 月 31 日 62,835 0 0 62,835 2018 年 1 月 1 日 - 2018 年 12 月 31 日 62,835 0 0 62,835 2019 年 1 月 1 日 - 2019 年 12 月 31 日 62,835 0 0 62,835 2020 年 1 月 1 日 - 2020 年 12 月 31 日 62,835 0 0 62,835 2021 年 1 月 1 日 - 2021 年 7 月 14 日 33,569 0 0 33,569 合计 439,845 0 0 439,845 计入期时间合计 7 年 计入期年平均值 62,835 0 0 62,835 项目年均减排量 :ERy = BEy = 62,835 0 0 = 62,835 tco2e 审定组审核了项目设计文件和减排量计算表中基准线排放 项目排放和泄漏的计 算过程, 确认项目设计文件中的排放量计算公式和过程与所采用方法学 CM-001-V01 和 相关工具中的要求一致, 减排量计算结果正确, 减排量计算 温室气体自愿减排 项目审定与核证指南 的要求 3.9 监测计划 项目设计文件中的监测计划包含了方法学中所需要监测的参数以及相关描述, 实 施监测的组织结构, 监测程序及设备, 数据的收集, 设备的校验以及数据管理系统 3.9.1 预先确定的参数和数据 本项目是可再生能源水力并网发电项目, 根据方法学 CM-001-V01 及其引用工具的 要求, 在审定阶段需要预先确定的参数是电量边际排放因子 容量边际排放因子和组 合边际排放因子 表 10: 预先确定的参数和数据 参数单位预先确定值数据来源 电量边际排放因子 tco 2/MWh 0.9724 2014 年中国区域电网基准线排放因 容量边际排放因子 tco 2/MWh 0.4737 子 ω OM / 0.5 ω BM / 0.5 电力系统排放因子计算工具 28 / 47
参数单位预先确定值数据来源 组合边际排放因子 tco 2/MWh 0.72305 根据 电力系统排放因子计算工具 给出的 OM 和 BM 的权重, 计算所得 审定组确认预先确定的参数和数据方法学 CM-001-V01 及其引用工具的要求 3.9.2 需要监测的参数和数据根据方法学 CM-001-V01, 本项目需要监测的参数有净上网电量 EGfacility,y, 本项目通过监测项目上网电量和下网电量来实现, 项目的净上网电量 EGfacility,y = 上网电量 EGexport,y - 下网电量 EGimport,y; 另外, 还有项目的装机容量 (CapPJ) 以及项目水库满盈时水库的水体表面积 (APJ) 审定组通过项目现场实地考察和项目业主的访谈, 确认项目产生的上网电量和下网电量均通过安装在赵家山变电站进口 110kV 线路上的双向电表 ( 一主一备 ) 来监测, 电表精度为 0.2S 监测设备每年要进行合理校验和检查以确保精确 校验周期为每年一次, 需由项目业主和电网公司共同授权一家具有资质的检测机构, 并按照国家或行业的相关标准执行 上 下网电量均为连续监测, 按月记录, 电表读数将通过电量结算单进行交叉核对 项目电站的装机容量根据安装在项目现场的机组铭牌确定, 每年监测一次 电站满水位水库的水体表面积由具有相应资质的第三方机构根据水库库区地形特征绘制 水位 - 面积曲线, 通过监测水库满水位的高程进行监测, 每年监测一次 所有数据记录保存至计入期结束后两年 审定组确认监测方法方法学要求 3.9.3 数据管理和质量保证审定组通过现场实地考察和对项目参与方的访谈, 确定项目设计文件中包含了一个完整的监测计划, 清晰地描述了方法学规定的所有必需的参数 经审定, 监测计划 温室气体自愿减排项目审定与核证指南 和所选择的方法学 CM-001-V01 的要求, 监测计划的设计具有可操作性 同时数据管理 质量保证和质量控制程序足以保证项目活动产生的减排量能事后报告并且是可核证的, 从而能更好的保证监测数据的准确性 3.10 环境影响评价 本项目的环境影响评价报告由西藏国策环保工程有限公司所编写, 并已于 2009 年 3 29 / 47
月 31 日获得甘孜州环境保护局的批复 通过查阅项目的环境影响评价报告, 审定组确认本项目导致的环境影响都已经在项目设计文件中列出, 针对每个环节可能造成的环境影响, 也都提出了具体的应对措施 经过现场实地访问和与项目相关方访谈, 审定组确认通过采取在环评报告中所描述的相关措施, 本项目不会对当地环境产生重大的影响 3.11 利益相关方调查 为了收集关于本项目开发的公众意见, 项目业主于 2010 年 4 月 16 日对本项目所在地附近的居民进行了问卷调查 调查文件共发放 30 份, 收回 30 份, 回收率 100% 问卷调查结果显示所有参与问卷调查的利益相关方表示支持本项目建设 通过现场访问利益相关方代表, 审定组确认利益相关方支持建设本项目, 认为该项目在满足生产生活用电 减少空气污染 改善就业 促进当地旅游等方面都有很好的促进作用, 从而促进本地区的可持续发展, 且不会对环境产生严重的负面影响 审定组认为本项目的利益相关的评价工作合理 有效 30 / 47
4 审定结论 深圳华测国际认证有限公司严格按照 温室气体自愿减排交易管理暂行办法 温室气体自愿减排项目审定与核证指南 对 泸定县海子凼水电站项目 实施了审定 本项目属于新建水力并网发电项目, 通过替代由化石能源占主导的华中电网产生的同等电量, 实现温室气体的减排 经审查, 审定组确认本项目除申请成为国内自愿减排项目外, 没有在其它国际或国内减排机制注册 项目开工日期为 2010 年 1 月 22 日, 属于项目类别第一类 : 采用国家发展改革委备案的方法学开发的减排项目 本项目正确采用了国家发展和改革委员会备案的方法学 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 ) 及其相关的工具 审定组查阅了项目设计文件 ( 第 3.0 版 ) 及其支持性材料, 并通过文件审核和交叉校核等方式, 确认了项目设计文件中的项目资格条件确定 项目活动描述 方法学选择 项目边界确定 基准线识别 额外性论证 减排量计算 监测计划描述和计入期选取均 温室气体自愿减排项目审定与核证指南 和所采用方法学 CM-001-V01 的要求, 审定范围中所要求的内容已全部覆盖 本项目选用可更新计入期, 第一计入期长度为 7 年 计入期开始时间为 2014 年 7 月 15 日, 预计第一计入期内年平均减排 62,835 tco2e, 总减排量为 439,845 tco 2 e, 减排量计算准确 综上所述, 审定组认为 泸定县海子凼水电站项目 国家发展和改革委员会发布的 温室气体自愿减排交易管理暂行办法 温室气体自愿减排项目审定与核证指南 以及方法学 CM-001-V01 的其他要求 因此, 深圳华测国际认证有限公司推荐该项目备案为中国温室气体自愿减排项目 姓名 : 王国联 审定组组长 姓名 : 林顺荣 技术评审 2016 年 4 月 13 日 2016 年 4 月 13 日 31 / 47
附 1: 资料清单 项目参与方提供的文件 /1/ 项目设计文件, 第 1.0 版,2015 年 6 月 8 日 ; 第 3.0 版,2016 年 4 月 13 日 /2/ 项目减排量计算表, 第 2.0 版,2015 年 9 月 20 日 /3/ 项目财务分析表 (IRR 计算表 ) /4/ 甘孜州永兴电力有限责任公司营业执照 /5/ 四川清和水利水电工程设计有限公司 : 泸定县海子凼水电站项目可行性研究报 告,2009 年 4 月 /6/ 四川省建设厅 : 四川清和水利水电工程设计有限公司的工程设计资质证书, 资质 等级 : 电力行业 ( 水力发电 ) 乙级 ; 证书编号 :224255-sy /7/ 西藏国策环保工程有限公司 : 环境影响评价报告,2008 年 12 月 /8/ 国家环境保护总局 : 西藏国策环保工程有限公司建设项目环境影响评价资质证 书, 证书等级 : 乙级 ; 证书编号 : 国环评证乙字第 3506 号 /9/ 甘孜州发展和改革委员会 : 可行性研究报告核准批复,2009 年 10 月 29 日 /10/ 甘孜州环境保护局 : 环境影响评估报告批复,2009 年 3 月 31 日 /11/ 海螺沟景区管理局规划建设处 : 关于同意泸定县海子凼水电站项目开工建设的批 复,2010 年 1 月 22 日 /12/ 甘孜州永兴电力有限责任公司和四川和源建设工程有限公司 : 泸定县海子凼水电 站项目施工合同,2010 年 4 月 6 日 /13/ 甘孜州永兴电力有限责任公司和昆明电机有限责任公司 : 泸定县海子凼水电站项 目水轮发电机组设备采购合同,2010 年 6 月 24 日 /14/ 四川省电力公司 : 关于同意海子凼水电站项目接入四川电网运行的批复,2010 年 12 月 6 日 /15/ 董事会会议记要 - 决议将泸定县海子凼水电站项目开发为 CDM 项目,2010 年 1 月 8 日 /16/ 甘孜州永兴电力有限责任公司和上海益清环境技术有限公司 : 海子凼水电站 CDM 项目开发合作协议,2011 年 10 月 12 日 32 / 47
/17/ 甘孜州永兴电力有限责任公司和上海益清环境技术有限公司 : 海子凼水电站 CDM 终止协议,2012 年 10 月 11 日 /18/ 总经理办公会议记要 - 决议将泸定县海子凼水电站项目开发为 CCER 项目,2013 年 7 月 16 日 /19/ 四川省发展和改革委员会 : 关于海子凼水电站上网电价的通知,2013 年 9 月 30 日 /20/ 甘孜州永兴电力有限责任公司和四川普拉德清洁能源咨询有限公司 :CCER 开发 协议,2013 /21/ 甘孜州永兴电力有限责任公司 关于泸定县海子凼水电站项目的声明 /22/ 泸定县海子凼水电站项目 1#2# 机组启动验收报告,2014 年 7 月 15 日 /23/ 四川协谊会计师事务所有限责任公司 : 关于甘孜州泸定县海子凼电站基本建设工 程竣工财务决算审核报告,2014 年 6 月 16 日 /24/ 监测手册 /25/ 公众意见调查问卷,2010 年 4 月 16 日 /26/ 泸定县海子凼水电站项目电气主接线图 /27/ 甘孜州永兴电力有限责任公司 :2015 年度财务报表 /28/ 甘孜州永兴电力有限责任公司 : 海子凼水电站售电发票及结算单 /29/ 甘孜州永兴电力有限责任公司 : 上网电量统计月报 方法学 工具以及其它指导性文件 /30/ 温室气体自愿减排交易管理暂行办法 ( 发改办气候 [2012]1668 号,2012 年 6 月 13 日 ) /31/ 温室气体自愿减排项目审定与核证指南 ( 发改办气候 [2012]2862 号,2012 年 10 月 9 日 ) /32/ 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 ) /33/ 额外性论证与评价工具 ( 第 07.0.0 版 ) https://cdm.unfccc.int/reference/guidclarif/meth/methssc_guid05.pdf /34/ 普遍性分析工具 ( 第 03.1 版 ) /35/ 投资分析指南 ( 第五版 ) 33 / 47
/36/ 2014 年中国区域电网基准线排放因子 /37/ 电力系统排放因子计算工具 ( 第 04.0 版 ) /38/ 清洁发展机制网 http://cdm.ccchina.gov.cn/ /39/ 中国自愿减排交易信息平台 http://203.207.195.145:92/ /40/ UNFCCC 网站 http://cdm.unfccc.int /41/ VCS 网站 http://v-c-s.org/ /42/ GS 网站 http://www.cdmgoldstandard.org/ /43/ 中国碳交易网 http://www.tanjiaoyi.com/ /44/ 小水电建设项目经济评价规程, 文件编号 SL16-95 /45/ 小水电建设项目经济评价规程, 文件编号 SL16-2010 /46/ 水电建设项目财务评价暂行规定 /47/ 中华人民共和国企业所得税法实施条例 /48/ 中华人民共和国企业所得税法 /49/ 中华人民共和国增值税暂行条例 /50/ 中华人民共和国城市维护建设税暂行条例 /51/ 国务院教育费附加的暂行规定 /52/ 国家税务总局关于明确企业调整固定资产残值比例执行时间的通知 /53/ 2014 中国统计年鉴 /54/ 中国人民银行 : 金融机构人民币贷款基准利率表 /55/ 四川省发展和改革委员会 : 关于四川电网统调水电站试行临时分类标杆上网电价 的通知,http://news.bjx.com.cn/html/20150228/592960.shtml /56/ 国务院关于印发电力体制改革方案的通知 ( 国发 [2002]5 号 ) /57/ 四川省发展和改革委员会官网 http://www.scdrc.gov.cn/ /58/ 四川省工程建设领域项目信息和信用信息公开共享专栏 http://www.zzgsc.gov.cn/info/index/510000000 /59/ 杨家湾水电站 http://baike.baidu.com/link?url=almce- CW1jI1CCX6DvpOo5kfC5gE2o9mxV_0MRxC5t8UO97m6IFEZGW6EOcyTnQcOfd xjr-7hhsosep9l1dvhq 34 / 47
/60/ 牛角湾三级电站 http://www.chinapower.com.cn/article/1004/art1004225.asp http://vip.stock.finance.sina.com.cn/corp/view/vcb_allbulletindetail.php?gather=1&i d=45002 /61/ 白水河水电站 http://baike.baidu.com/link?url=mmfbi7b7mmcohtl7qekmi8_poy2ykgkpyka04d30mxef5kfhkd_kgqmy7tr4jc2u6l7ruudnzdmt2r5ol1o6q /62/ 吉日波水电站 http://baike.baidu.com/link?url=do1k4zwywknruyoazdlmwej_ten0si0a05c0klockoonsdmhcanexi0jggdymdr6zi4efdpmn 9dn_1-Hp_U_K 35 / 47
附 2: 审定清单 1 项目合格性 审定要求审定发现审定结论 1.1 项目与 温室气体自愿碳减排交易管理暂行办法 第十三条的性 1.2 审定委托方是否声明所审定的项目没有在联合国清洁发展机制之外的其他国际国内减排机制已经注册 审定组通过相关人员的访谈, 并查阅了开工报审表等相关文件, 确定项目开工日期为 2010 年 1 月 22 日 因此, 审定组确认, 该项目活动的开工建设日期在 2005 年 2 月 16 日之后 拟议项目采用的方法学为国家发展改革委员会备案的方法学 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 ) 因此, 审定组认为该项目 温室气体自愿碳减排交易管理暂行办法 第十三条的有关规定, 属于类型一 : 采用国家发展改革委备案的方法学开发的减排项目 项目委托方已出具 关于泸定县海子凼水电站项目的声明, 声明本项目除申请成为国内自愿减排项目外, 没有在其它国际或国内减排机制注册 审定组核实了联合国清洁发展机制 (UNFCCC CDM) 黄金标准 (GS) 和自愿减排机制 (VCS) 等网站, 确认该声明真实 有效 2 项目设计文件 2.1 项目是否依据经过国家发展和改革委员会批准的格式和指南编制 审定组对项目委托方提交的项目设计文件的格式进行了检查, 确认所提交的项目设计文件的格式国家发展和改革委员会网站批准的最新模板 ( 第 1.1 版 ) 格式和指南要求 2.2 项目设计文件内容是否完整清晰通过全面检查项目设计文件, 确认项目设计文件内容完整清晰 36 / 47
审定要求审定发现审定结论 3 项目描述 3.1 项目设计文件是否清楚地描述了项目活动以使读者能够清楚的理解项目本质 3.2 项目设计文件是否清楚地描述了项目活动应用的主要技术和其执行情况 项目设计文件清楚地描述了项目的基本信息, 包括项目的地理位置 应用技术 装机容量 预计年发电量以及并网接入方式等, 审定组通过现场审定及文件评审确认项目描述信息准确, 能使读者清楚地理解项目本质 本项目安装 2 台单机容量为 10,500 kw 的水轮发电机组, 总装机容量 21 MW 根据可研, 年利用小时数为 4,443 小时 ( 电厂负荷因子为 50.72%), 预计年均净上网电量为 86,903.3 MWh 项目设计文件中对项目活动描述清晰 不 - 1 通过现场实际勘查和文件评审, 审定组发现项目设计文件 ( 第 1.0 版 ) 中描述水轮发电机组型号与水轮发电机组合同以及现场水轮机组铭牌上显示不一致 澄清要求 - 1 审定组通过查阅本项目的相关批复文件, 发现项目的环评批复中项目名称为 甘孜州雅家埂海子凼水电站, 而可研批复 ( 项目核准文件 ) 中显示项目名称为 四川省泸定县海子凼水电站 要求审定委托方进一步澄清不一致的原因 3.3 是否描述了项目活动的规模类型本项目总装机容量为 21MW, 属于大规模项目, 在项目设计文件中已经做了清楚地描述 3.4 项目活动属于新建项目还是在现有项目上实施 本项目是一个新建的水力并网发电项目 不 - 1 澄清要求 - 1 37 / 47
审定要求审定发现审定结论 4 方法学选择 4.1 项目选用的基准线和监测方法学是否在国家发展和改革委员会备案的新方法学 拟议项目使用的方法学为 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 ), 该方法学属于在国家发展和改革委员会备案的方法学 4.2 方法学的适用条件是否得到满足本项目为新建水电项目, 根据方法学, 对于水电需要通过计算水电项目的功率密度来进一步确认方法学的适用性, 参见澄清要求 - 4 4.3 项目活动是否期望产生方法学规定以外的减排量 4.4 是否需要向国家发展和改革委员会提出修订或偏移 经过文件审查以及现场访问, 审定组确认项目活动没有期望产生方法学规定以外的减排量 所选方法学对本项目的适用性是满足的, 不需要向国家发展和改革委员会提出修订或偏移请求 澄清要求 - 4 5 项目边界确定 5.1 项目边界是否正确描述本项目边界的空间范围包括本项目的物理边界和地理边界以及与本项目接入的华中电网相连接的所有发电厂 5.2 包括在项目边界内的拟议项目活动的物理特征是否清楚地描述 5.3 是否存在由项目活动引起的但未在方法学中说明的排放源 审定组确认项目边界描述正确, 方法学要求 项目设计文件清晰正确地描述了包含在项目边界之内的 项目活动所涉及的物理设施 排放源及产生的温室气体的选择, 且基准线方法学的要求 本项目不会产生方法学 CM-001-V01 描述的排放源之外温室气体排放 38 / 47
审定要求审定发现审定结论 6 基准线识别 6.1 项目设计文件识别的项目基准线是否适宜本项目活动是新建一个水力并网发电厂, 属于可再生能源并网发电, 根据方法学 CM-001-V01 的规定, 其基准线情景已明确识别, 不需要额外进行论证, 即 : 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 6.2 方法学中规定的识别的最合理的基准线情景的步骤是否正确使用 6.3 是否所有的替代方案都被考虑到了, 并且没有合理的替代方案被排除在外 本项目活动是新建一个水力并网发电厂, 属于可再生能源并网发电, 根据方法学 CM-001-V01 的规定, 其基准线情景已明确识别, 不需要额外进行论证 本项目活动是新建一个水力并网发电厂, 属于可再生能源并网发电, 根据方法学 CM-001-V01 的规定, 其基准线情景已明确识别, 不需要额外进行论证, 即 : 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 7 额外性 7.1 项目业主如何事先考虑减排机制的澄清要求 - 2 7.2 用于支持额外性论证所有数据 基本原理 假设 论证和文件是否是可靠和可信的 根据 温室气体自愿减排项目审定与核证指南 的要求, 项目设计文件中需要描述与项目活动开始日期相关的时间节点以及项目持续寻求减排机制收益的主要活动相关的事件, 以证明在项目实施过程中, 项目委托方持续考虑了减排机制 项目设计文件选择了 额外性论证与评价工具 ( 第 07.0.0 版 ) 中的投资分析用于论证本项目的额外性, 用于支持额外性论证的所有数据 基本原理 假设 论证和文件可靠 可信 澄清要求 - 2 39 / 47
审定要求审定发现审定结论 7.3 项目设计文件是否识别了项目活动可信的替代方案 7.4 投资分析是否用于论证项目的额外性, 如何论证的 7.5 障碍分析是否用于论证项目的额外性, 如何论证的 本项目活动是新建一个水力并网发电厂, 属于可再生能源并网发电, 根据方法学 CM-001-V01 的规定, 其基准线情景已明确识别, 即由华中电网范围内现有发电厂及其新增发电厂提供同等电量 项目设计文件选择了基准值分析法进行投资分析, 全投资财务基准收益率为 10%( 税后 ) 审定组认为全投资 IRR 基准值分析法适用于本项目, 该选择准确 合理 澄清要求 - 3 通过查阅项目经济评价表及可研, 审定组发现项目设计在建设期第三年开始投产, 并有部分发电量, 而在敏感性分析考虑上网电量对 IRR 值影响的过程中, 未包含建设期第三年的上网电量 不适用 7.6 申请项目是否属于普遍实践, 如何论证的本项目依照 额外性论证评价工具 ( 第 07.0.0 版 ) 和 普遍性分析指南 ( 第 03.1 版 ), 进行普遍性分析, 结果表明本项目不属于普遍实践 澄清要求 - 3 8 减排量计算 8.1 项目排放所采取的步骤和应用的计算公式是否方法学, 计算是否正确, 所用到的参数包括哪些 8.2 基准线排放所采取的步骤和应用的计算公式是否方法学, 计算是否正确, 所用到的参数包括哪些 澄清要求 - 4 根据方法学 CM-001-V01 要求, 对于水电项目需要监测项目的装机容量 (CapPJ) 和水库满盈时水库的水体面积 (APJ), 来计算项目的功率密度, 并进一步确认项目排放情况 不 - 2 通过查阅项目设计文件, 审定组发现本项目基准线排放因子 OM 和 BM 的权重取值分别为 0.75 和 0.25, 与 电力系统排放因子计 澄清要求 - 4 不 - 2 不 - 3 40 / 47
审定要求审定发现审定结论 8.3 泄漏所采取的步骤和应用的计算公式是否方法学, 计算是否正确, 所用到的参数包括哪些 8.4 哪些数据和参数在项目活动的整个计入期内事先确定并保持不变, 这些数据和参数的数据源和假设是否是适宜的 计算是否是正确的 8.5 哪些数据和参数在项目活动实施过程中将被监测, 这些数据和参数的预先估计是否是合理的 8.6 减排量的计入期采用的方式是可更新的, 还是固定的 算工具 ( 第 04.0 版 ) 规定的新建水力并网发电项目的取值不相 不 - 3 项目设计文件第 C.2.2 部分, 描述本项目计入期开始时间选择 2011 年 7 月 1 日 ( 项目机组全部发电日期 ), 此日期与项目委托方提供的水轮发电机组启动验收报告显示时间不一致 根据方法学 CM-001-V01, 本项目不考虑泄漏 参见不 - 2 不 - 2 根据方法学 CM-001-V01, 本项目需要监测的参数是净上网电量 EGfacility,y 项目的净上网电量 = 上网电量 - 下网电量 预先估计的净上网电量来自于有资质的第三方编制的可行性研究报告, 因此, 认为是合理的 澄清要求 - 4 根据方法学 CM-001-V01 要求, 对于水电项目需要监测项目的装机容量 (CapPJ) 和水库满盈时水库的水体面积 (APJ), 来计算项目的功率密度, 并进一步确认项目排放情况 本项目选择了可更新的计入期 澄清要求 - 4 41 / 47
审定要求审定发现审定结论 9 监测计划 9.1 项目设计文件是否包括一个完整的监测计划项目设计文件中的监测计划包含了方法学中所需要监测的参数以及相关描述, 组织结构, 监测手段, 监测设备和安装要求, 校验和测量要求, 质量保证和质量控制以及数据管理系统 审定组确认项目设计文件中的监测计划是完整的, 方法学 CM-001-V01 和 温室气体自愿减排项目审定与核证指南 的要求和规定, 可以确保项目产生的减排量能事后报告并是可核证的 9.2 监测计划中是否包含了所有需要监测的参数, 参数的描述是否正确 9.3 各个参数的监测方法是否具有可操作性, 是否方法学的要求, 监测设备的校准和精度是否要求 9.4 项目是否设计了合理的 QA/QC 程序确保项目产生的减排量能事后报告并是可核证的 参见澄清要求 - 4 澄清要求 - 4 审定组确认监测方法切实可行, 方法学 CM-001-V01, 监测设备的校准和精度是否要求 通过检查项目设计文件中对于 QA/QC 程序的描述, 审定组确认项目设计了包括合理的 QA/QC 程序和数据管理系统足以确保项目产生的减排量能事后报告并是可核证的 10 环境影响 10.1 环境影响评价是否国家法律法规本项目的环境影响评价报告由西藏国策环保工程有限公司环境影响评价所编写, 并已于 2009 年 3 月 31 日获得甘孜州环境保护局的批复, 国家法律法规 10.2 项目设计文件中是否对环境影响评价描述充分, 是否识别了所有的环境影响 通过查阅项目的环境影响评价报告, 审定组确认本项目导致的环境影响都已经在项目设计文件中列出, 针对每个环节可能造成的环境影响, 也都提出了具体的应对措施 经过现场实地访问和与 42 / 47
审定要求审定发现审定结论 项目相关方访谈, 审定组确认通过采取在环评报告中所描述的相关措施, 本项目不会对当地环境产生重大的影响 11 利益相关方调查 11.1 是否召集利益相关方进行公众意见调查, 项目设计文件中是否详细描述了这一过程 为了解各利益相关方对本项目产生影响的态度和建议, 项目业主于 2010 年 4 月 16 日, 进行了当地利益相关调查, 发放调查问卷 30 份, 收回调查问卷 30 份 审定组确定本项目的利益相关的评价工作已经详细描述在项目设计文件中 11.2 是否针对收集到的意见采取了相应的措施通过审核上述调查问卷以及现场访问利益相关方, 审定组确认利益相关方支持建设本项目 审定组认为本项目的利益相关的评价工作合理 有效 43 / 47
附 3: 不 澄清要求及进一步行动要求清单 不 澄清要求及进一步行动要求项目业主原因分析及回复审定结论 不 - 1 通过现场实际勘查和文件评审, 审定组发现项目设计文件 ( 第 1.0 版 ) 中描述水轮发电机组型号与水轮发电机组合同以及现场水轮机组铭牌上显示不一致 不 - 2 通过查阅项目设计文件, 审定组发现本项目基准线排放因子 OM 和 BM 的权重取值分别为 0.75 和 0.25, 与 电力系统排放因子计算工具 ( 第 04.0 版 ) 规定的新建水力并网发电项目的取值不相 不 - 3 项目设计文件第 C.2.2 部分, 描述本项目计入期开始时间选择 2011 年 7 月 1 日 ( 项目机组全部发电日期 ), 此日期与项 公示版项目设计文件中水轮发电机组型号和参数为笔误, 已经按照铭牌的数据进行了修改 权重因子已经修改为 wom=0.5, wbm=0.5, 减排量已经重新计算 公示版项目设计文件中计入期的起止时间为笔误, 本项目计入期开始时间为 2014 年 7 月 15 日, 为全部机组的投产发电时间 审定组确认更新的项目设计文件中已经修改了水轮发电机组的型号以及相关参数, 与实际安装的设备铭牌显示一致 不 - 1 关闭 审定组确认项目委托方已经修正了项目设计文件以及减排量计算表中 OM 和 BM 的权重因子, 并重新计算了减排量, 结果正确 不 - 2 关闭 审定组经访谈项目业主以及查阅本项目水轮发电机组启动验收报告, 确认全部机组于 2014 年 7 月 15 日同时并网发电, 项目设计文件中将计入期的起止时间更改为 2014 年 7 月 44 / 47
不 澄清要求及进一步行动要求项目业主原因分析及回复审定结论 目委托方提供的水轮发电机组启动验收报 告显示时间不一致 15 日至 2021 年 7 月 14 日, 审定组认为选择 的计入期是合理的 澄清要求 - 1 审定组通过查阅本项目的相关批复文件, 发现项目的环评批复中项目名称为 甘孜州雅家埂海子凼水电站, 而可研批复 ( 项目核准文件 ) 中显示项目名称为 四川省泸定县海子凼水电站 要求审定委托方进一步澄清不一致的原因 澄清要求 - 2 根据 温室气体自愿减排项目审定与核证指南 的要求, 项目设计文件中需要描述与项目活动开始日期相关的时间节点以及项目持续寻求减排机制收益的主要活动相 由于海子凼水电站所在地为雅家埂河流域, 在环评批复中在海子凼水电站前加了流域名称 - 雅家埂 三个字, 而在项目的可研批复中, 使用了 四川省泸定县海子凼水电站 这个名称, 但可研批复中同时指出了电站所在地为雅家埂河流域 证据链已经添加到更改的 PDD 中, 相关文件资料也已经发送给审核机构, 请查阅 不 - 3 关闭 经查阅本项目环评和可研以及现场实际勘查, 审定组确认环评批复和可研批复文件中所指项目为同一项目, 即, 四川省泸定县海子凼水电站项目 本项目设计文件中采用的项目名称与可研批复文件中保持了一致 澄清要求 - 1 关闭 项目设计文件中补充了与项目活动开始日期相关的时间节点以及项目持续寻求减排机制收益的主要活动相关的事件 通过查阅项目委托方提供的证明文件, 审定组确认本项目的开始日期为 2010 年 1 月 22 日 ( 即, 项目 45 / 47
不 澄清要求及进一步行动要求项目业主原因分析及回复审定结论 关的事件, 以证明在项目实施过程中, 项 目委托方持续考虑了减排机制 获取开工批复日期 ) 项目业主于 2010 年 1 月 8 日召开董事会会议, 决定将本项目开发 成温室气体减排项目, 此时间早于项目的开始日期 并且项目业主在 2011 年 11 月 12 日与咨询公司签订了 CDM 项合作开发协议书, 后来由于咨询公司 CDM 开发工滞后, 一年内无进展, 因此于 2012 年 10 月 11 日与合作方解除了协议 而近年来随着中国国内温室自愿减排项目 (CCER) 机制日趋完善, 国内碳交易市场逐步升温, 因此, 项目业主于于 2013 年 7 月 16 日召开董事会, 决定将本项目转成开发为 CCER 项目, 于 2013 年 10 月 8 日与咨询公司签订了 CCER 项目开发协议 因此, 审定组确认减排机制收益在项目业主的投资决策中起到了重要作用, 项目业主在项目实施过程中也持续寻求了减排机 46 / 47
不 澄清要求及进一步行动要求 项目业主原因分析及回复 审定结论制的支持, 温室气体自愿减排项目审定与核证指南 的要求 澄清要求 - 2 关闭 澄清要求 - 3 通过查阅项目经济评价表及可研, 审定组发现项目设计在建设期第三年开始投产, 并有部分发电量, 而在敏感性分析考虑上网电量对 IRR 值影响的过程中, 未包含建设期第三年的上网电量 澄清要求 - 4 根据方法学 CM-001-V01 要求, 对于水电项目需要监测项目的装机容量 (CapPJ) 和水库满盈时水库的水体面积 (APJ), 来计算项目的功率密度, 并进一步确认项目排放情况 已经对项目 IRR 计算表进行了修改, 将建设期第三年产生的上网电量考虑在敏感性分析中 项目设计文件中, 已经补充了关于功率密度的计算过程和所需要监测参数 CapPJ 和 APJ 的监测信息 通过查阅更新的项目经济评价表, 审定组确认项目委托方已经所整个评价期内所有上网电量考虑在敏感性分析中, 结果表明, 年上网电量增加 15.9% 时,IRR 达到基准值 10% 澄清要求 - 3 关闭 审定组查阅了更新的项目设计文件, 确认已经对项目功率密度的计算过程进行了补充, 并补充了关于监测参数 CapPJ 和 APJ 的监测信息 澄清要求 - 4 关闭 47 / 47