中国温室气体自愿减排项目设计文件第1页中国温室气体自愿减排项目设计文件表格(F-CCER-PDD)1第1.1版项目设计文件(PDD)项目活动名称安徽省龙源全椒县大山风电场项目项目类别2（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设计文件版本04.1项目设计文件完成日期2015年10月13日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龙源全椒风力发电有限公司项目业主龙源全椒风力发电有限公司项目类型和选择的方法学项目类别：类型1：能源工业（可再生能源/不可再生能源），风力发电；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）预计的温室气体年均减排量75144tCO2e1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。中国温室气体自愿减排项目设计文件第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>>安徽省龙源全椒县大山风电场项目（以下称：本项目）拟建设一个总装机容量为48.3MW的风电场，本项目的目的是利用可再生的风能资源发电，产生的电力将通过安徽省电网并入华东区域电网。由于华东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华东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>>本项目位于中国安徽省滁州全椒县马厂镇和石沛镇，由龙源全椒风力发电有限公司负责投资开发。本项目为新建风力发电项目，装机容量48.3MW，将安装和运行23台单机容量为2100kW的风力发电机。本项目利用当地的风能资源发电，所发电力输送到华东电网，替代华东电网的部分电力，避免与所替代的电力相对应的发电过程的CO2排放，从而实现温室气体减排。本项目实施前，电力需求的供电情形是由华东电网提供与本项目相同的上网电量。本项目所发电力输入华东电网，因此本项目的基准线情形与本项目实施前的供电情形一致，即由华东电网提供与本项目相同的上网电量。本项目设计年等效满负荷运行小时数为1999h，负荷因子为22.82%，建成后每年将向华东区域电网输送电量96552MWh。本项目将通过替代华东电网的部分电力，避免与所替代的电力相对应的发电过程的CO2排放，从而实现温室气体减排，预计年均减排量为75144tCO2e。本项目各台机组投产时间如下表所示，首台机组并网时间为2015年03月31日22:28，全部机组并网时间为2015年04月03日03:16，截止2015年09月30日，项目已发电量为4088.1304万kWh。中国温室气体自愿减排项目设计文件第3页序号风机编号首次并网时间序号风机编号首次并网时间1A12015.04.0223:4013A132015.04.0119:162A22015.04.0300:0914A142015.04.0118:453A32015.04.0303:1615A152015.04.0118:454A42015.04.0223:5116A162015.04.0119:205A52015.04.0107:1917A172015.04.0119:026A62015.04.0106:5518A182015.04.0119:137A72015.03.3122:2819A192015.04.0107:098A82015.04.0118:4520A202015.04.0119:209A92015.04.0107:1621A212015.04.0108:2410A102015.04.0105:5222A222015.04.0109:0411A112015.04.0105:5223A232015.04.0120:3012A122015.04.0107:00本项目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的可持续发展：（1）提供电力满足当地日益增长的能源需求，促进当地经济发展；（2）与常规情景相比，本项目的开发建设在减少温室气体排放的同时，还能减少当地由煤电厂引起的其它污染物排放；（3）本项目符合中国能源产业发展的优先领域，有助于多样化华东区域电网的电力构成，增加可再生能源所占份额；（4）项目建设和运行过程中给当地居民创造大量短期就业机会和多个长期就业机会。A.1.3项目相关批复情况>>本项目的《节能评估报告表》于2013年8月14日获得安徽省发展和该给委员会的批复，批复文件全名《安徽省发展和改革委员会关于安徽全椒大中国温室气体自愿减排项目设计文件第4页山48.3兆瓦风电项目节能评估报告表的审查意见》（皖发改能评[2013]56号）。本项目于2013年9月4日获得安徽省环境保护厅的批复，批复文件全名《安徽省环保厅关于安徽全椒大山48.3MW风电项目环境影响报告表审批意见的函》（皖环函[2013]989号）。本项目于2013年10月31日获得安徽省发展改革委员会的批复，批复文件全名《安徽省发展改革委关于龙源全椒县大山风电场项目核准的批复》（皖发改能源[2013]819号）。A.2.项目活动地点A.2.1.省/直辖市/自治区，等>>安徽省A.2.2.市/县/乡(镇)/村，等>>滁州市全椒县A.2.3.项目地理位置>>本项目位于中国安徽省滁州全椒县马厂镇和石沛镇，距全椒县城20km，风电场场址中心点坐标为东经118°03′51″，北纬32°08′02″，项目所在地地理位置如图1和图2所示。中国温室气体自愿减排项目设计文件第5页图1安徽省及全椒县位置图图2本项目地理位置图A.3.项目活动的技术说明>>安徽省全椒县中国温室气体自愿减排项目设计文件第6页本项目总装机容量为48.3MW，共装设23台单机容量为2100kW的风力发电机组，预计年上网电量96552MWh，负荷因子为22.82%，年等效满负荷运行小时数1999h3，计划采用联合动力提供的2100kW风机。23台风力发电机组分为2组，经2回35kV场内汇流线路，接入与项目同期建设的110kV升压站的开关柜，110kV升压站以一回110kV线路送入电网。本项目风力发电机组计算机监控系统采由各风力发电机组现地监控系统和主控级计算机系统以及通信网络构成。升压站总上网电量计量点设在升压站110kV出口处，并安装两块电能计量表（一主一备），通过拨号方式上送电能信息到当地调度中心。同时，本项目风电场的减排量监测电表设在属于本项目的2条35kV线路上。本项目所用的风机及发电机的技术参数如表1所示：表1风机参数参数名称数值数据来源单机容量（kW）2100《风机合同》风轮直径（m）110叶片数量3额定风速（m/s）12切入风速（m/s）3切出风速（m/s）20安全风速（m/s）52.5风轮扫风面积（m2）9498本项目使用国内的设备和技术，没有来自国外的技术转移。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龙源全椒风力发电有限公司龙源全椒风力发电有限公司国家发展和改革委员会3风电场负荷因子和年运行小时数来源于可行性研究报告，为与项目业主签有协议的第三方设计院提供，该数据也是本项目向当地发展和改革委员会申请项目核准时采用的数据。中国温室气体自愿减排项目设计文件第7页A.5.项目活动打捆情况>>不适用，本项目不是打捆项目。A.6.项目活动拆分情况不适用，本项目不存在拆分情况。中国温室气体自愿减排项目设计文件第8页B部分.基准线和监测方法学的应用B.1.引用的方法学名称>>本项目应用中国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）。有关方法学的详细信息可见：http://www.ccchina.gov.cn/archiver/cdmcn/UpFile/Files/Default/20130311164212571089.pdf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.pdfhttp://cdm.unfccc.int/methodologies/PAmethodologies/tools/am-tool-07-v4.0.pdfB.2.方法学适用性>>本项目属于在项目所在地新建并网型可再生发电项目，符合中国温室气体自愿减排方法学CM-001-V01（第一版）的所有适用条件：方法学适用性条件说明本方法学适用于可再生能源并网发电项目活动：（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）；（b）增加装机容量；（c）改造现有发电厂；或者（d）替代现有发电厂。本项目为风电项目，属于可再生能源并网发电项目活动：（a）建设一个新发电厂，且在项目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）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；本项目为新建风力发电厂中国温室气体自愿减排项目设计文件第9页对于扩容、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EGPJ,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。本项目不属于扩容、改造或者替代项目对于水力发电厂项目：.必须符合下列条件之一：.o在现有的一个或者多个水库上实施项目活动，但不改变任何水库的库容；或者.o在现有的一个或者多个水库上实施项目活动，使任何一个水库的库容增加，且每个水库的功率密度（在项目排放部分进行了定义）都大于4W/m2；或者.o由于项目活动的实施，必须新建一个或者多个水库，且每个水库的功率密度（在项目排放部分进行了定义）都大于4W/m2。如果水力发电厂使用多个水库，并且其中任何一个水库的功率密度低于4W/m2，那么必须符合以下所有条件：.用公式5BLPJBLPJAACapCapPD计算出的整个项目活动的功率密度大于4W/m2；.多个水库和水力发电厂位于同一条河流，并且它们被设计作为一个项目，共同构成发电厂的发电容量；.不被其他水力发电机组使用的多个水库之间的水流不能算做项目活动的一部分；用功率密度低于4W/m2的水库的水来驱动的发电机组的总装机容量低于15MW；用功率密度低于4W/m2的水库的水来驱动的发电机组的总装机容量低于用多个水库进行发电的项目活动的总装机容量的10%。本项目不是水力发电项目本方法学不适用于以下条件：.在项目活动地项目活动涉及可再生能源燃料替代化石本项目是一个新建风力发电项目，不中国温室气体自愿减排项目设计文件第10页燃料，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。.涉及燃料替代活动，不属于生物质直燃发电和水力发电对于改造、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”的情况下，此方法学才适用。本项目是一个新建风力发电项目，不属于改造、替代或者扩容项目对于“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”适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，本项目使用已有的方法学，并且使用“额外性论证与评价工具”论证项目的额外性。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。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，应满足“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本项目采用第1）种方法，仅包括联网电厂的方法计算。中国温室气体自愿减排项目设计文件第11页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CO2排放因子为0。生物燃料的CO2排放因子取值为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>>本项目边界的空间范围包括项目发电厂以及与本项目接入的电网中的所有电厂。本项目接入的电力系统是华东区域电网，包括上海市、江苏省、浙江省、安徽省和福建省的电网范围。排放源温室气体种类包括否？说明理由/解释基准线华东区域电网化石燃料发电排放CO2是主要排放源CH4否次要排放源N2O否次要排放源项目活动本项目排放CO2否根据方法学，不考虑项目排放CH4否根据方法学，不考虑项目排放N2O否根据方法学，不考虑项目排放项目边界如图3所示如下：中国温室气体自愿减排项目设计文件第12页图3项目边界示意图B.4.基准线情景的识别和描述>>根据方法学CM-001-V01（第一版）中的规定，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。本项目为新建的可再生能源并网发电，本项目的基准线情景为由华东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。其基本信息如表2所示：表2华东区域电网排放因子数据表电量边际排放因子EFgrid,OM,y(tCO2/MWh)容量边际排放因子EFgrid,BM,y(tCO2/MWh)组合排放因子EFgrid,CM,y(tCO2/MWh)华东区域电网40.80950.68610.778654http://cdm.ccchina.gov.cn/Detail.aspx?newsId=51650&TId=19中国温室气体自愿减排项目设计文件第13页B.5.额外性论证>>项目开工前考虑减排机制的证明本项目的可研报告于2013年9月编制完成，可行性研究报告对本项目的收益情况作了分析，认为本项目收益率较低，从而面临财务障碍；而如能获得温室气体减排机制的额外收益后会克服财务障碍，使项目具有经济吸引力。本项目于2013年9月26日获得了安徽省发展和改革委员会的核准，在核准批复中，也建议进行温室气体减排机制项目的开发。鉴于此，项目业主决定进行减排机制项目申请以获得额外的资金支持。2013年12月10日，本项目投资方召开投资方会议，正式决定将本项目开发为自愿减排类项目，并随之与咨询公司签署了咨询合同。2014年1月3日，本项目签署了道路施工合同，并随后签署了其他合同。本项目已经于2014年2月10日开工建设，并于2015年3月31日一次性并网试运行。本项目实施的重要阶段的时间列表如表3所示：表3项目实施时间节点列表序号时间实施事件12013年9月可研报告完成22011年9月4日环评批复32013年9月26日核准批复42013年12月10日董事会决议52013年12月18日CCER咨询合同签订62013年12月20日调查问卷72013年12月20日利益相关方会议82014年1月3日道路施工合同签署92014年2月10日道路开工102015年3月31日并网试运行根据方法学CM-001-V01（第一版），项目的额外性可以用我国自愿减排项目“额外性论证与评价工具”来论证和评价项目活动的额外性，也可以参考使用CDM方法学工具“额外性论证与评价工具”。本项目使用CDM方法学“额外性论证与评价工具”（07.0.0版）来论证额外性。步骤0.拟议项目活动是否是首例中国温室气体自愿减排项目设计文件第14页本项目活动非首例，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根据方法学CM-001-V01（第一版），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CCER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（第07.0.0版）提议了三种分析手段：简单成本分析（选项I），投资比较分析（选项II）和基准分析（选项III）。由于本项目的收入来源除可能的CCER收入之外，还有售电收入，所以简单成本分析并不适用。本项目的基准线情形是华东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，因此本项目可适用基准分析（选项III）的方法。因此，本项目使用基于全投资IRR的基准分析。子步骤2b.应用基准分析（选项III）根据原国家电力公司颁布的《电力工程技术改造项目的经济评价的暂行办法》，中国电力产业的全部投资内部收益率（IRR）应为8％（所得税后），只有当拟建项目的全部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行性研究中被广泛使用。子步骤2c，技术并比较财务指标基于上面提到的基准，在子步骤2c中对财务的指标进行计算和比较。中国温室气体自愿减排项目设计文件第15页(1)计算财务指标的基本参数基于本项目的可研报告，计算本项目全投资内部收益率（IRR）所需的的基本参数如表4所示：表4本项目基本参数指标数据数据来源装机容量48.3MW可行性研究报告年上网电量96552MWh可行性研究报告项目寿命21年（1年建设期和20年运行期）可行性研究报告静态总投资43065万元可行性研究报告折旧率6.33%可行性研究报告折旧年限15年可行性研究报告残值率5%可行性研究报告上网电价0.61元/kWh（含增值税）可行性研究报告运营成本1359万元增值税17%可行性研究报告增值税返还50%（即征即退）所得税25%城建税5%教育附加税4%计入期7×3年CCER价格60元/tCO2e(2)比较本项目的IRR与财务基准根据基准分析（选项III），如果项目的财务指标（例如IRR）低于基准，那么本项目就认为不具备财务吸引力。表5显示本项目的IRR在没有CCER收益下的情形。没有CCER收益，全投资IRR低于8％的基准。因此，本项目不具备财务吸引力。表5.IRR（全部投资内部收益率，基准=8%）没有CCER收益有CCER收益IRR6.86%8.34%子步骤2d.敏感性分析（只适用于选项II和选项III）：中国温室气体自愿减排项目设计文件第16页按照“投资分析指南”（第05版）的规定，只需要对占项目总投资或总收益20%以上的因素进行敏感性分析即可。对于本项目，占项目总投资或总收益20%以上的因素包括以下四项：静态总投资、年上网电量、上网电价和年运行成本。以下是针对这些参数对本项目的全投资IRR的影响分析。这四个指标的敏感性分析结果如表6所示。表6.参数敏感性分析结果参数-10%-5%05%10%临界值静态总投资8.42%7.61%6.86%6.16%5.50%-7.42%年运行成本7.25%7.06%6.86%6.67%6.47%-29.5上网电价5.22%6.06%6.86%7.64%8.39%7.4%年上网电量5.22%6.06%6.86%7.64%8.39%7.4%图4.参数敏感性分析图按照“投资分析评价指南”（第05版）的规定，对相关指标应在-10%到10%的范围内进行分析。当上述四个指标在-10%到10%之间变化，本项目的全投资IRR在如表6和图4所示的区间内变化。从图4中可以看出，指标在±10%的范围内变化，静态总投资、上网电价及年上网电量分别在-7.42%，7.4%和7.4%达到临界值，根据下文的论证，这三个参数发生这样的变化是不可能出现的。同时，年运行成本在±10%的范围内变化不能达到8%的基准收益率。可见，四个参数的变化时对全投资IRR不构成根本性影响，因此也不影响额外性评价结论。静态总投资中国温室气体自愿减排项目设计文件第17页静态总投资主要包括设备成本，建筑安装成本和其他成本，考虑到近年来钢材、水泥等原材料价格以及人工成本一直在持续上涨，按照国家统计局公布的数据，我国固定资产投资价格指数2010年为103.6，2011年为106.6，2012年为101.1，始终处于增长状态5，因此静态总投资项不可能降低。根据可研报告中的投资概算，项目投资包括机电设备及安装工程、建筑工程及建设用地费、建设管理费等其它费用组成。根据本项目已经签署的风机采购合同，塔筒供货合同等主要合同，确认合同中的金额为40511.83万元（不包括建设用地费、环保及水保等费用），如下表：合同名称合同金额（万元）道路施工合同2325.27场区配电施工合同505.51风机基础施工合同3166.66风机采购合同23184升压站土建合同1490风机吊装合同1270塔筒采购合同4993.99主变压器采购合同775箱变采购合同818.4电缆采购合同1983合计40511.83当静态总投资降低7.42%以上时，项目IRR才能达到基准。相对于可研中的静态总投资（43065万元），仅仅主要设备采购及土建安装的费用合同额已经达到40511.83万元，超过临界值（39869.58万元），所以要投资下降7.42%，是不可能的。同时，参考本省同等装机规模（24.15MW~72.45MW）的已经注册成为CDM项目的风电项目，单位千瓦静态投资（8514.55元/kW~9052.53元/kW）不等，本项目的单位千瓦静态投资为8916.15元/kW，处于上述单位千瓦静态投资范围内，因此是合理的。年运行成本5http://data.stats.gov.cn/workspace/index?m=hgnd中国温室气体自愿减排项目设计文件第18页年运营成本主要包括维修费、保险、工资、职工福利、材料费用、其他费用，所有的输入值均来自可研并按相关的评价规范或设计院多年经验数据进行取值，因此所计算出年的运营成本是合理的。考虑到中国经济的不断发展，建设期原材料价格上涨以及人工成本不断上涨等因素，我国工业生产者购进价格指数2010年为109.6，2011年为109.1，2012年为98.26，始终处于高位运行状态且该指数自2006年以来从未低于90%，因此年运行成本不可能降低29.5%。同时参考本省同等装机规模（24.15MW~72.45MW）已经注册成为CDM项目的风电项目，单位千瓦年运营成本从242.63元/kW~291.06元/kW不等，本项目单位千瓦年运营成本为281.37元/kW，处于上述范围内，因此是合理的。年上网电量当年上网电量增加7.4%时，项目的全投资IRR会达到8%的基准线。由于项目的年上网电量数据为可研设计单位在30年（1982~2012年）的风资源数据及2010~2011年的测风数据的基础上，利用专业的专业软件计算得出的。中国福霖风能工程有限公司具有电力设计甲级资质，且该设计值经过可研审查专家论证，具有较强的权威性和科学性。因此发电量不可能增加到7.4%的幅度。同时参考本省同等装机规模（24.15MW~72.45MW）的已经注册成为CDM项目的风电场项目，其年等效满负荷小时数从1901小时~2010小时不等，本项目年等效满负荷小时数1999小时，处于上述范围内，因此是合理的。上网电价当电价增加7.4%时，项目的全投资IRR会达到8%的基准线。按照国家发改委电价批文“发改价格[2009]1906”，本项目所在的安徽省的标杆电价为0.61元/kWh（含税）。同时根据由国家发展改革委建设部于2006年8月6http://data.stats.gov.cn/normalpg?src=/lastestpub/quickSearch/y/year11.html&h=800中国温室气体自愿减排项目设计文件第19页发布的《建设项目经济评价方法与参数》第三版P85页“对运营期的投入物和产出物价格，由于运营期比较长，在前期研究阶段对将来的物价上涨水平较难预测，预测结果的可靠性也难以保证，因此一般只预测到经营期初价格。运营期各年采用同一的不变价格”。本项目整个寿命期会执行已批复的电价。因此本项目财务计算时采用的上网电价数值是合理的。电价也不可能增加7.4%。同时参考本省同等装机规模（24.15MW~72.45MW）的已经注册成为CDM项目的风电场项目，上网电价均为0.61元/kWh，本项目上网电价为0.61元/kWh，处于上述范围内，因此是合理的。其他关键参数表6其他关键参数合理性分析参数名称项目设计文件的取值数据来源合理性分析增值税17%，其中50%即征即退可行性研究报告根据《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)，增值率为17%7。根据《财政部、国家税务总局出台关于资源综合利用及其他产品增值税政策的通知》（财税[2008]156号），风电项目增值税实行即征即退50%的政策8。根据《财政部、国家税务总局发布的关于全国实施增值税转型改革若干问题的通知》（财税[2008]170号），增值税销项税可以由主要设备投资的进项税进行抵扣9。城市维护建设税5%可行性研究报告《中华人民共和国城市维护建设税暂行条例》（国发[1985]19号）10教育附加税4%可行性研究报告根据《国务院教育费附加的暂行规定》(中华人民共和国国务院令第448号)，教育附加税为3%11。根据《安徽省地方教育附加征收和使用管理暂行办法》，安徽省加收1%的地方附加税12。总教育附加税率为4%。所得税25%可行性研究报告根据2008年1月1日起实施的企业所得税法，企业所得税税率为25%13。风力发电项目属于公共基础设施项目企业所得税优惠的项目，根据国税发[2009]80号《国家税务总局关于实施国家重点扶持的公共基础设施项目企业所得税优惠问题的通知》14，其投资经营的所得，自该项目取得第一笔生产经营收入所属纳税年度起，第一年至第三年免征企业所得税，第四年至第六年减半征收企业所得税（12.5%），六年后所得税按照25%征收。7http://www.gov.cn/zwgk/2008-11/14/content_1149516.htm8http://www.csj.sh.gov.cn/pub/xxgk/zcfg/zzs/200903/t20090305_287999.html9http://www.chinatax.gov.cn/n2226/n2271/n2272/c129684/content.html10http://www.gov.cn/banshi/2005-08/19/content_24817.htm11http://www.gov.cn/gongbao/content/2005/content_91662.htm12http://www.hefei.gov.cn/n1105/n32739/n281325/n283331/n283545/1298151.html13http://www.gov.cn/flfg/2007-03/19/content_554243.htm14http://www.cfoclass.com/show.php?contentid=5139中国温室气体自愿减排项目设计文件第20页残值率5%可行性研究报告《中华人民共和国企业所得税暂行条例及实施细则》第三十一条：残值比例在原价的5%以内，由企业自行确定15。折旧率6.33%可行性研究报告6.33%的折旧率和0%的残值率意味着折旧期为15年。15年折旧期是在中国电力项目中广泛采用的，在相关的指南和工程书籍16中建议的数值。因此，本项目取6.33%的折旧率是合理的。通过敏感性分析，本项目不具备经济可行性。因此，本项目的基准线情景不是一种可行的替代方案。四个参数在合理范围内变化时不会对本项目具有额外性的结论带来影响。步骤3.障碍分析此项目不涉及障碍分析。步骤4.普遍性分析本项目的普遍性分析依据CDMEB发布的“额外性论证与评价工具”（07.0.0版）和“普遍性分析指南”（第02.0版）来论证。步骤如下：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%。本项目装机容量为48.3MW，因此确定装机容量范围范围为24.15MW~72.45MW。步骤2：识别满足以下所有条件的类似项目（包括CDM项目和非CDM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）项目实施所在的工厂，所生产的产品或服务与拟议项目工厂所生产的产品或服务具有可比质量，属性和应用区域（例如，熟料）；（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；15http://www.hb-n-tax.gov.cn/art/2012/12/24/art_21446_326540.html16张力,陈立新.电力工程技术经济知识.中国电力出版社,2007年,P164中国电力工程顾问集团公司.参考火电工程限额设计参考造价指标(2010)(电规科[2011]70),P392中国温室气体自愿减排项目设计文件第21页（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）：本项目选择安徽省为适用的地理区域，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，因此选择安徽省为适用的地理区域。对于（b）：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（c）：本项目是利用风能发电的项目，只有那些利用风能作为能量来源的项目将予以考虑；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24.15MW到72.45MW之间的项目；对于（f）：本项目开始时间为2014年1月3日，根据“额外性论证与评价工具”（第07.0.0版），只需分析2014年1月3日之前投产的风电项目。经清洁发展机制网（cdm.ccchina.gov.cn）、联合国网站（cdm.unfccc.int）、黄金标准网站（www.cdmgoldstandard.org/）、VCS网站（www.v-c-s.org）、安徽省发展和改革委员会网站（www.ahpc.gov.cn）、中国自愿减排交易信息平台（http://cdm.ccchina.gov.cn/ccer.aspx）进行数据查询，满足与拟议项目类似的项目活动定义的项目均已经成功开发为减排项目。步骤3：从步骤2识别出的项目中，除去那些已注册为CDM项目活动的项目活动，已提交注册的项目活动，正在审定的项目活动，并记录其数量为Nall。中国温室气体自愿减排项目设计文件第22页从UNFCCC网站及国家清洁发展机制网站上查询可得，从步骤2所识别的所有项目均已成功注册为CDM项目17，请参见下表：项目名称注册编号装机容量MWUNFCCClink安徽来安龙卧寺风电项目511049.50http://cdm.unfccc.int/Projects/DB/DNV‐CUK1313049862.97/view安徽来安宝山风电项目522349.50http://cdm.unfccc.int/Projects/DB/DNV‐CUK1316071760.95/view安徽来安东寺港风电项目523049.50http://cdm.unfccc.int/Projects/DB/DNV‐CUK1316147894.11/view安徽来安龙头港风电项目523749.50http://cdm.unfccc.int/Projects/DB/DNV‐CUK1316498909.06/view安徽来安大港风电项目698449.50http://cdm.unfccc.int/Projects/DB/DNV‐CUK1344919633.14/view安徽凤阳曹店风电项目770749.50http://cdm.unfccc.int/Projects/DB/DNV‐CUK1350031763.34/view安徽龙源滁州定远大金山风电项目816049.50http://cdm.unfccc.int/Projects/DB/DNV‐CUK1352701678.46/view安徽宿松西湖圩华港风电项目843549.50http://cdm.unfccc.int/Projects/DB/ERM‐CVS1354089125.8/view安徽龙源滁州明光鲁山风电项目855249.50http://cdm.unfccc.int/Projects/DB/DNV‐CUK1354627739.58/view因此：Nall=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Ndiff。因为Nall=0，所以Ndiff=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17http://cdm.unfccc.int/中国温室气体自愿减排项目设计文件第23页的普及率）。如果系数F大于0.2或Nall与Ndiff的差值是大于3，在该适用地区的一个部门内，拟议的项目活动是一个“普遍的做法”。Nall–Ndiff=0-0=0<3。因此，本项目在安徽省不具有普遍性。本项目通过分析工具“额外性论证与评价工具”（版本07.0.0）的所有步骤，具有额外性。B.6.减排量B.6.1.计算方法的说明>>1、基准线排放根据方法学CM-001-V01（第一版），本项目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，基准线排放计算如下：BEy=EGPJ,y×EFgrid,CM,y（1）其中：BEy=在y年的基准线排放量(tCO2/yr).EGPJ,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).EFgrid,CM,y=在y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CO2排放因子(tCO2/MWh).（1）计算项目净上网电量（EGPJ,y）本项目是一个新建可再生能源并网发电项目，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电厂，则根据方法学CM-001-V01（第一版），项目净上网电量为：EGPJ,y=EGfacility,y（2）其中：EGPJ,y=在y年，由于项目活动的实施所产生净上网电量(MWh/yr).EGfacility,y=在y年，发电厂/发电机组的净上网电量(MWh/yr).中国温室气体自愿减排项目设计文件第24页（2）计算项目电力系统的排放因子（EFgrid,CM,y）根据方法学CM-001-V01（第一版）的要求，计算组合边际排放因子（EFgrid,CM,y）需采用CDM-EB发布的“电力系统排放因子计算工具”，计算的具体步骤如下。步骤1.识别与本项目相关的电力系统采用中国DNA对项目边界的定义，本项目的边界包括本项目的物理边界和地理边界，以及本项目所连接的华东电网所有电厂，与之相连的华中电网和阳城电厂作为联网电力系统，华东电网分别从华中电网和阳城电厂输入电力，为电力净输入电网。在计算电量边际因子时要考虑电力调入的影响。步骤2.确定在项目的电力系统中是否包含离网电厂（可选）项目参与方应当从以下两种情景中选择适用于本项目计算电量边际排放因子和运行边际排放因子的情景情景1：只有包含并网电厂；情景2：并网电厂和离网电厂都包含在内。本项目属于第一种情景，即只包含并网电厂，因此采用情景1.步骤3.确定计算电量边际排放因子（EFgrid,OM,y）的方法根据“电力系统排放因子计算工具”，可以采用如下四种计算方法中的一种计算电量边际排放因子（EFgrid,OM,y）：(a)简单电量边际排放因子方法；(b)经调整的简单电量边际排放因子方法；(c)调度数据分析电量边际排放因子方法；(d)平均电量边际排放因子方法。其中，简单运行边际排放因子OM方法只能用在低成本/必须运行的资源在总的电网发电构成中少于50%的情形。这一般是指（1）最近5年的平均值，或者（2）对于水电来说的基于长期的平均值。简单运行边际排放因子（OM）方法、经调整的简单运行边际排放因子（OM）方法和平均运行边际排放因子（OM）方法可以采用以下任何一项数据：中国温室气体自愿减排项目设计文件第25页事前计算：3年平均，基于PDD提交时最新可得的统计数据，在计入期内不需要事后监测和重新计算；或者，事后监测进行更新：项目活动替换电网电量，电网排放因子需要事后监测每年进行更新。如果计算第y年排放因子的数据只能在y年六个月后可得，则采用1y的数据；如果计算第y年排放因子的数据只能在y年十八个月后可得，则采用2y的数据；在所有计入期均采用这一方法。调度数据分析运行边际排放因子（OM）方法，则采用项目活动替换电网电量当年的数据，且电网排放因子需要事后监测每年进行更新。采用的数据应列在PDD中，且在计入期内不改变。在计算运行边际排放因子时，如果采用的电力资源样本群中应包含已注册为CDM项目的电厂，则将注册为CDM项目的电厂包含在电力资源样本群中。对每一种计算运行边际排放因子方法的分析和结论如下：方法（c）：该方法是基于在项目替换电网电量时每一小时期间被调度的机组来计算排放因子的，因此该方法需要系统中每个机组运行的电网系统调度顺序，以及项目发电运行的每一小时期间系统所有机组被调度的发电量。但是，华东电网的调度数据，机组运行情况等区域电网内部资料，无法公开获得。因此本项目无法应用方法（c）计算其边际排放因子（yOMgridEF,,）。方法（b）：经调整的简单OM方法需要提供电网的负荷持续曲线，按照时间顺序，需要一年中每小时的负荷数据。但是，华东电网的调度数据以及具体负荷情况均作为内部资料无法公开获得，因此本项目无法应用方法（b）计算其边际排放因子（yOMgridEF,,）。关于方法（d）和方法（a）：平均运行边际排放因子方法（d）计算的是在电网中所有电厂的平均排放因子，计算方法与方法（a）相同，但应包含低成本/必须运行电厂；方法（a）只能用在低成本/必须运行的资源在总的电网发电构成中少于50%的情形，这一般是指（1）最近5年的平均值，或者（2）对于水电来说的基于长期的平均值。低成本/必须运行电力资源通常包中国温室气体自愿减排项目设计文件第26页含水电、风电、生物质、核电、地热、太阳能，如果煤电也是必须运行电力资源，则不应包含在样本群中。考虑到华东电网的年发电量构成中低成本/必须运行资源的年发电量占总发电量所占比例均低于10%18。因此，本项目可以采用方法（a）简单OM方法来计算边际排放因子（yOMgridEF,,）。综上所述，本项目采用方法（a）简单OM方法来计算边际排放因子（yOMgridEF,,），而且，数据采用方法选用事前计算方法。步骤4.采用选定的方法计算电量边际排放因子（EFgrid,OM,y）根据“电力系统排放因子计算工具”，步骤3（a）提供了计算电量边际排放因子（EFgrid,OM,y）的A、B两个选项。选项A：基于单个电厂的净发电量及其CO2排放因子进行计算；选项B：基于电网中所有电厂的累计净发电量、燃料类型以及累计燃料消费量进行计算。因为华东电网内单个电厂的净发电量及CO2排放因子数据不可得，所以选项A不适用于本项目；因为华东电网的低运行成本/必须运行的电厂只有可再生能源电厂和核电厂且无离网电厂被纳入电力系统排放因子计算过程，所以采用选项B计算简单电量边际排放因子（EFgrid,OMsimple,y），计算公式如下：yyicoyiyiiyOMsimplegridEGEFNCVCFEF.,2,,,,（3）jyjyjyrGENEG,,1（4）其中：yOMsimplegridEF,,是第y年简单电量边际CO2排放因子（tCO2/MWh）；yiFC,是第y年华东电网燃料i的消耗量（质量或体积单位）；yiNCV,是第y年燃料i的净热值（能源含量，GJ/质量或体积单位）；yiCOEF,,2是第y年燃料i的CO2排放因子（tCO2e/GJ）；yEG是华东电网第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；18《中国电力年鉴》（2008-2012）中国温室气体自愿减排项目设计文件第27页i是第y年华东电网消耗的所有化石燃料种类；y是按照第3步选择的提交项目设计文件时可获得数据的最近三年（事先计算）；yjGEN,是华东电网省份j在第y年的发电量；yjr,是华东电网省份j在第y年的厂用电率。计算电量边际排放因子（EFgrid,OM,y）所需的发电量、装机容量和厂用电率等数据来源为2011~2013年《中国电力年鉴》；发电燃料消耗以及发电燃料的低位发热值等数据来源为2011~2013年《中国能源统计年鉴》；电网间电量交换的数据来源为《2010~2012年电力工业统计资料汇编》和《改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）；分燃料品种的潜在排放因子和碳氧化率来源为《2006年IPCC国家温室气体清单指南》第二卷第一章1.21~1.24页的表1.3和表1.4。本次分燃料品种的潜在排放因子采用了上述表1.4中的95%置信区间下限值。参考由中国DNA发布的《2014年中国区域电网基准线排放因子》，华东电网电量边际排放因子（EFgrid,OM,y）为0.8095tCO2e/MWh。步骤5.确定计算容量边际排放因子（EFgrid,BM,y）“电力系统排放因子计算工具”提供了计算容量边际排放因子（EFgrid,BM,y）的两种选择：1）在第一个计入期，基于项目设计文件提交时可得的最新数据事前计算；在第二个计入期，基于计入期更新时可得的最新数据更新；第三个计入期沿用第二个计入期的排放因子；2）依据直至项目活动注册年止建造的机组、或者如果不能得到这些信息，则依据可得到的近年来建造机组的最新信息，在第一计入期内更新容量边际排放因子（EFgrid,BM,y）；在第二个计入期内按选项1）的方法事前计算容量边际排放因子（EFgrid,BM,y）；第三个计入期沿用第二个计入期的排放因子。本项目采用选项1）的事前计算，不需要事后的监测和更新。由电厂改造带来的容量增加不包含在容量边际排放因子的计算中。中国温室气体自愿减排项目设计文件第28页用以计算容量边际排放因子的样本机组m通过以下程序确定，和上面选择的数据源一致：（a）识别出除注册为CDM项目的机组外，最近开始向电网供电的5台发电机组（unitsSET5）,并确定它们的年发电量（unitsSETAEG5，）(MWh)；（b）确定除注册为CDM项目机组外，项目电力系统的年发电量（totalAEG）。识别出除注册为CDM项目机组外，最近开始向电网供电并构成totalAEG20%（如果20%落在某台机组的一部分，则整台机组的发电量都包含在计算中）（%20SET）的机组台数，并确定其年发电量（%20SETAEG）（MWh）；（c）从unitsSET5和%20SET中选择年发电量更大的发电机组作为样本机组（sampleSET）；识别sampleSET中电力机组向电网开始供电的时间。如果sampleSET所有机组的向电网开始供电时间都不在10年以前，则只用sampleSET计算容量边际排放因子，忽略下面步骤（d），（e），（f）。否则，（d）从sampleSET的电力机组中除去向电网开始供电时间早于10年者。将注册为CDM项目并最近开始向电网供电的电力机组包含至sampleSET，直至新的机组能构成项目电力系统的年发电量的20%（如果20%落在某台机组的一部分，则整台机组的发电量都包含在计算中）。确定作为结果的机组（CDMsampleSET）的年发电量（CDMsampleSETAEG）（MWh）；如果这些机组的年发电量构成项目电力系统年发电量的至少20%（即CDMsampleSETAEG≥0.2×totalAEG），则使用样本CDMsampleSET来计算容量边际排放因子，忽略步骤（e）和（f）。否则，（e）将10年前开始向电网供电的电力机组包含至样本机组CDMsampleSET，直至新的机组能构成项目电力系统的年发电量的20%（如果20%落在某台机组的一部分，则整台机组的发电量中国温室气体自愿减排项目设计文件第29页都包含在计算中）；（f）用来计算容量边际排放因子的样本机组m作为最终结果机组（yrsCDMsampleSET10）。由于数据可得性的原因，CDMEB同意应用如下偏离19：·使用过去几年间新增容量来估计电网电力的容量边际排放因子；·使用装机容量代替年供电量来估算权重，并建议使用中国省级/地区级或国家级电网中最先进的商业化技术的效率水平，作为一种保守的近似。因此，本项目首先计算新增装机容量及其中各种发电技术的组成，然后计算各发电技术的新增装机权重，最后利用各种技术商业化的最优效率水平计算容量边际排放因子（yBMgridEF,,）。根据“电力系统排放因子计算工具”，容量边际排放因子（yBMgridEF,,）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：mymmymELymyBMgridEGEFEGEF,,,,,,（5）其中：yBMgridEF,,是第y年的容量边际排放因子（tCO2/MWh）；ymELEF,,是第m个样本机组在第y年的排放因子（tCO2/MWh）；ymEG,是第m个样本机组在第y年向电网提供的电量（MWh），也即上网电量。m是样本机组；y是能够获得发电历史数据的最近年份。其中第m个机组的排放因子ymELEF,,根据“电力系统排放因子计算工具”的步骤3（a）“简单电量边际排放因子”中的选项A2计算。根据现有统计数据无法从火电中分离出燃煤、燃油和燃气的各种发电技术的容量，因此采用如下步骤计算容量边际排放因子（EFgrid,BM,y）：步骤1.利用最近一年的可得能源平衡表数据，计算出发电用固体、液体19http://cdm.unfccc.int/UserManagement/FileStorage/AM_CLAR_QEJWJEF3CFBP1OZAK6V5YXPQKK7WYJ中国温室气体自愿减排项目设计文件第30页和气体燃料对应的CO2排放量在总排放量中的比重。jiyjiCOyiyjijCOALiyjiCOyiyjiyCoalEFNCVFEFNCVF,,,,2,,,,,,,2,,,,（6）jiyjiCOyiyjijOILiyjiCOyiyjiyOilEFNCVFEFNCVF,,,,2,,,,,,,2,,,,（7）jiyjiCOyiyjijGASiyjiCOyiyjiyGasEFNCVFEFNCVF,,,,2,,,,,,,2,,,,（8）其中：yjiF,,是第j个省份在第y年的燃料i消耗量（质量或体积单位，其中固体和液体燃料为吨，气体燃料为立方米）；yiNCV,是燃料i在第y年的净热值（固体和液体燃料为GJ/t，气体燃料为GJ/m3）；yjiCOEF,,,2是燃料i的排放因子（tCO2e/GJ）。COAL、OIL和GAS分别为固体燃料、液体燃料和气体燃料的脚标集合。步骤2：以步骤1计算出的比重为权重，以商业化最优效率技术水平对应的排放因子为基础，计算出电网的火电排放因子。yAdvGasyGasyAdvOilyOilyAdvCoalyCoalyThermalEFEFEFEF,,,,,,,,,,（9）其中yAdvCoalEF,,、yAdvOilEF,,和yAdvGasEF,,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（具体参数和计算过程详见附件2）。步骤3：用步骤2计算的火电排放因子乘以火电在电网新增的20%容量中的比重得到电网的容量边际排放因子（yBMgridEF,,）。yThermalyTotalyThermalyBMgridEFCAPCAPEF,.,,,（10）其中：yTotalCAP,是超过现有容量20%的新增总容量；yThermalCAP,是新增火电容量。计算容量边际排放因子（yBMgridEF,,）所需的发电燃料消耗以及发电燃料中国温室气体自愿减排项目设计文件第31页的低位发热值等数据来源为2013年《中国能源统计年鉴》和《改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）；分燃料品种的潜在排放因子和碳氧化率来源为《2006年IPCC国家温室气体清单指南》第二卷第一章1.21~1.24页的表1.3和表1.4。本次分燃料品种的潜在排放因子采用了上述表1.4中的95%置信区间下限值。参考由国家发改委发布的《2014年中国区域电网基准线排放因子》，华东电网的容量边际排放因子（yBMgridEF,,）数值为0.6861tCO2e/MWh。第6步.计算组合边际排放因子（yCMgridEF,,）根据“电力系统排放因子计算工具”，组合边际排放因子（yCMgridEF,,）根据以下方法之一确定：（a）加权平均CM，或者；（b）简单CM。加权平均CM（选项a）应优先选择。简单CM（选项b）只能用在当项目位于最不发达国家（LDC）或注册项目少于10个的国家，且第5步应用的数据要求不能被满足的情况下。本项目采用加权平均CM（选项a）计算组合排放因子。组合边际排放因子按以下公式计算：BMyBMgridOMyOMgridyCMgridEFEFEF,,,,,,（11）其中：yBMgridEF,,是第y年的容量边际排放因子（tCO2/MWh）；yOMgridEF,,是第y年的电量边际排放因子（tCO2/MWh）；根据“电力系统排放因子计算工具”，风电项目的权重OM默认值为0.75，BM默认值为0.25。根据公式，事前计算得到组合边际排放因子yCMgridEF,,=0.8095×0.75+0×0.25=0.77865（tCO2e/MWh）。2、项目排放本项目是风力发电项目，不产生水库排放、不凝性气体释放，也不使用化石燃料，根据方法学CM-001-V01，项目排放为0，0yPEtCO2e。中国温室气体自愿减排项目设计文件第32页3、泄露根据方法学CM-001-V01，泄露排放不予考虑,LEy=0tCO2e。4、减排量计算项目活动年减排量ERy的计算是用基准线排放量减项目排放量再减项目泄漏量。因为该项目为零排放和零泄漏，所以，最终温室气体减排的计算公式为：ERy=BEy-PEy-LEy（12）其中：BEy(tCO2e)是年份y的基准线排放量。PEy(tCO2e)是年份y的项目活动排放量；LEy(tCO2e)是年份y的泄露排放量。B.6.2.预先确定的参数和数据>>数据/参数：FCi,y数据单位：tonnes或m3数据描述：燃料种类i第y年在项目所属的电力系统内的消耗(tonne或m3)所使用的数据来源：中国能源统计年鉴（2011-2013）所应用的数据值：详见国家发改委发布的《2014年中国区域电网基准线排放因子计算》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:官方统计数据数据用途计算电量边际（OM）和容量边际（BM）评价意见:数据/参数：NCVi,y数据单位：kJ/kg或kJ/m3数据描述：在华东电网中第y年消耗的化石燃料类型i的净热值所使用的数据来源：中国能源统计年鉴（2011-2013）中国温室气体自愿减排项目设计文件第33页所应用的数据值：详见国家发改委发布的《2014年中国区域电网基准线排放因子计算》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:官方统计数据数据用途计算电量边际（OM）和容量边际（BM）评价意见:数据/参数：EFCO2,i,y数据单位：tc/TJ数据描述：在华东电网中第y年消耗的化石燃料类型i的CO2排放因子所使用的数据来源：2006IPCC指南所应用的数据值：详见国家发改委发布的《2014年中国区域电网基准线排放因子计算》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:IPCC默认值数据用途计算电量边际（OM）和容量边际（BM）评价意见:数据/参数：装机容量数据单位：MW数据描述：在y年华东电网中电厂的装机容量所使用的数据来源：中国电力年鉴（2011-2013）所应用的数据值：详见国家发改委发布的《2014年中国区域电网基准线排放因子计算》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:官方统计数据数据用途计算容量边际（BM）评价意见:中国温室气体自愿减排项目设计文件第34页数据/参数：发电量数据单位：MWh数据描述：在y年华东电网中的电厂的发电量所使用的数据来源：中国电力年鉴（2011-2013）所应用的数据值：详见国家发改委发布的《2014年中国区域电网基准线排放因子计算》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:官方统计数据数据用途计算容量边际（BM）评价意见:数据/参数：GENEbest,coal数据单位：%数据描述：最商业化最优效率燃煤发电技术电厂的供电效率所使用的数据来源：国家发改委发布的《2014年中国区域电网基准线排放因子计算》中的数值所应用的数据值：40.03%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:中国DNA国家发改委公布的官方数据数据用途计算容量边际（BM）评价意见:数据/参数：GENEbest,gas/oil数据单位：%数据描述：最商业化最优效率燃油、燃气发电技术电厂的供电效率所使用的数据来源：国家发改委发布的《2014年中国区域电网基准线排放因子计算》中的数值所应用的数据值：52.9%证明数据选用的合理性或说明实际应中国DNA国家发改委公布的官方数据中国温室气体自愿减排项目设计文件第35页用的测量方法和程序步骤:数据用途计算容量边际（BM）评价意见:B.6.3.减排量事前计算>>项目的减排量按如下方式计算：项目排放量本项目为风电项目，根据方法学CM-001-V01（第一版），本项目不考虑项目排放；因此PEy=0tCO2e。基准线排放本项目全年净上网电量预计为：每年96,552MWh。本项目采用国家发改委公布的华东区域电网排放因子，具体数值如下：EFgrid,OM,y=0.8095tCO2/MWhEFgrid,BM,y=0.6861tCO2/MWhEFgrid,CM,y＝0.8095×0.75+0.6861×0.25=0.77865tCO2/MWh每年基准线排放量预计为：75180tCO2，具体计算方式如下：BEy=96552×0.77865=75180tCO2项目排放按照方法学CM-001-V01（第一版），本项目不计项目排放：PEy=0泄漏按照方法学CM-001-V01（第一版），本项目不计泄漏：项目减排量中国温室气体自愿减排项目设计文件第36页yyyPEBEER=75180-0=75180tCO2e。B.6.4.事前估算减排量概要本项目各台机组投产时间如下表所示，首台机组并网时间为2015年03月31日22:28，全部机组并网时间为2015年04月03日03:16。序号风机编号首次并网时间序号风机编号首次并网时间1A12015.04.0223:4013A132015.04.0119:162A22015.04.0300:0914A142015.04.0118:453A32015.04.0303:1615A152015.04.0118:454A42015.04.0223:5116A162015.04.0119:205A52015.04.0107:1917A172015.04.0119:026A62015.04.0106:5518A182015.04.0119:137A72015.03.3122:2819A192015.04.0107:098A82015.04.0118:4520A202015.04.0119:209A92015.04.0107:1621A212015.04.0108:2410A102015.04.0105:5222A222015.04.0109:0411A112015.04.0105:5223A232015.04.0120:3012A122015.04.0107:00因此按照时间排序，各台风机并网情况及预计减排量如下表所示。并网时间风机台数风机编号并网时间~2015.12.31预计减排量tCO2e2015.03.311A724722015.04.0118A5、A6、A8~A23443292015.04.022A1、A449082015.04.032A2、A34890小计56598因此本项目事前估算减排量如下表所示。中国温室气体自愿减排项目设计文件第37页年份基准线排放(tCO2e)项目排放(tCO2e)泄漏(tCO2e)减排量(tCO2e)2015年3月31日-2015年12月31日565980-565982016年1月1日-2016年12月31日751800-751802017年1月1日-2017年12月31日751800-751802018年1月1日-2018年12月31日751800-751802019年1月1日-2019年12月31日751800-751802020年1月1日-2020年12月31日751800-751802021年1月1日-2021年12月31日751800-751802022年1月1日-2022年3月30日183320-18332合计5260100-526010计入期时间合计7年计入期内年均值751440-75144中国温室气体自愿减排项目设计文件第38页B.7.监测计划B.7.1.需要监测的参数和数据>>数据/参数：EGfacility,y单位：MWh/年描述：在y年本项目的净电量所使用数据的来源：电表读数。项目上网电量与下网电量计算之差数据值：96552测量方法和程序:本项目净上网电量根据本项目上下网电量之差计算，具体计算公式如下：yGridtoPJyPJtoGridyfacilityEGEGEG,,,电表读数采用连续读数和每月记录两种方式。数据将存档保留直至计入期结束后2年。所采用的电表精度将不低于0.5S，电表将根据《电能计量装置技术管理规程》（DL/T448-2000）每年校验一次。监测频率：连续读数，按月记录QA/QC程序:电厂的电力输入将由操作员负责记录一系列的数据，电量结算单将作为重复核对的证据。数据用途：用以监测本项目在y年的净上网电量评价：数据/参数：EGPJtoGrid,y单位：MWh/年描述：在y年本项目的上网电量所使用数据的来源：项目与电网连接处的电表读数，并按照本项目和其他项目的上网电量比例计算数据值：96552测量方法和程序:本项目上网电量根据本项目和另一个项目的35kV集电线路上的电表读数进行分摊计算，具体计算公式如下：yMyMyMyMyMyMytotalyPJtoGridEGEGEGEGEGEGEGEG,6,5,4,3,4,3,,其中EGM3,y、EGM4,y、由安装在本项目35kV集电线路上的电表M3、M4监测，EGM5,yEGM6,y由安装在另一个项目35kV集电线路上的电表M5、M6监测。EGtotal,y为本项目与其他项目上网电量之和，由110kV升压站出口侧电表M1或M2监测（一主一备）。中国温室气体自愿减排项目设计文件第39页电表读数采用连续读数和每月记录两种方式。数据将存档保留直至计入期结束后2年。所采用的电表精度将不低于0.5S，电表将根据《电能计量装置技术管理规程》（DL/T448-2000）每年校验一次。监测频率：连续读数，按月记录QA/QC程序:电厂的电力输入将由操作员负责记录一系列的数据，电量结算单将作为重复核对的证据。数据用途：用以监测本项目在y年的上网电量评价：数据/参数：EGGridtoPJ,y单位：MWh/年描述：在y年本项目的下网电量所使用数据的来源：项目与电网连接处的电表读数数据值：0（具体数据以监测期读数为准）测量方法和程序:EGGridtoPJ,y由110kV升压站出口侧电表M1或M2监测（一主一备）。电表读数采用连续读数和每月记录两种方式。数据将存档保留直至计入期结束后2年。所采用的电表精度将不低于0.5S，电表将根据《电能计量装置技术管理规程》（DL/T448-2000）每年校验一次。监测频率：连续读数，按月记录QA/QC程序:电厂的电力输入将由操作员负责记录一系列的数据，电量结算单将作为重复核对的证据。数据用途：用以监测本项目在y年的下网电量评价：数据/参数：EGtotal,y单位：MWh/年描述：在y年本项目与其他项目上网电量之和所使用数据的来源：读取110kV升压站出口侧电表M1或M2（一主一备）的读数数据值：-测量方法和程序:电表读数采用连续读数和每月记录两种方式。数据将存档保留直至计入期结束后2年。所采用的电表精度将不低于0.5S，电表将根据《电能计量装置技术管理规程》（DL/T448-2000）每年校验一次。中国温室气体自愿减排项目设计文件第40页监测频率：连续读数，按月记录QA/QC程序:电厂的电力输入将由操作员负责记录一系列的数据，电量结算单将作为重复核对的证据。数据用途：用以监测本项目与其他项目上网电量之和评价：数据/参数：EGM3,y、EGM4,y单位：MWh/年描述：在y年本项目2条35kV集电线路的上网电量所使用数据的来源：读取本项目2条35kV集电线路上的电表M3、M4数据值：-测量方法和程序:电表读数采用连续读数和每月记录两种方式。数据将存档保留直至计入期结束后2年。所采用的电表精度将不低于0.5S，电表将根据《电能计量装置技术管理规程》（DL/T448-2000）每年校验一次。监测频率：连续读数，按月记录QA/QC程序:电厂的电力输入将由操作员负责记录一系列的数据，电量结算单将作为重复核对的证据。数据用途：用以监测和计算本项目在y年的上网电量评价：数据/参数：EGM5,y、EGM6,y单位：MWh/年描述：在y年另一个项目2条35kV集电线路的上网电量所使用数据的来源：读取另一个项目2条35kV集电线路上的电表M5、M6数据值：-测量方法和程序:电表读数采用连续读数和每月记录两种方式。数据将存档保留直至计入期结束后2年。所采用的电表精度将不低于0.5S，电表将根据《电能计量装置技术管理规程》（DL/T448-2000）每年校验一次。监测频率：连续读数，按月记录QA/QC程序:电厂的电力输入将由操作员负责记录一系列的数据，电量结算单将作为重复核对的证据。数据用途：用以监测和计算本项目在y年的上网电量评价：中国温室气体自愿减排项目设计文件第41页B.7.2.数据抽样计划>>不适用B.7.3.监测计划其它内容>>为了保证本项目完整、连续、清晰、精确的监测和项目计入期内减排量的准确计算，根据监测方法学的要求，结合本项目的实际情况，制定此监测计划。1.监测对象对于本项目，由于电网的排放因子事先确定，用于计算减排量的项目净上网电量是本项目监测的核心内容，而净上网电量将会根据上网电量和下网电量的差值计算得到。因此监测的对象为上网电量和下网电量。2.监测计划的实施本项目业主负责实施本监测计划。项目业主将成立专门的碳资产工作组，负责实施本监测计划。该工作组由公司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，成员由碳资产负责人、碳资产技术人员和碳资产统计人员组成，碳资产工作组结构如下图所示。图5碳资产工作组结构图3.监测设备碳资产技术人员：电量、计量设备日常技术监测与管理，发现数据异常，立即处理并汇报。碳资产统计人员：每月抄表、管理购售电票据、相关资料存档、数据核查分析。项目负责人：本项目活动的最高管理者，监督实施。碳资产负责人：直接负责日常管理和监测工作，解决存在问题。中国温室气体自愿减排项目设计文件第42页本项目升压站总上网电量通过安装在本项目电站现场110kV升压站出口侧电表测量，连续读取数据，每月记录一次，电表的精度不低于0.5S级。本项目产生的上网电量和下网电量通过安装在35kV集电线路上的电表进行监测。本项目未来可能会与另一个风电项目共用一条送出线路。其中本项目上网电量通过2条35kV集电线路（1#，2#）进行监测，另一个项目上网电量将通过另外2条35kV集电线路（3#，4#）进行监测，4条集电线路汇总到项目升压站，并连接110kV电网公司变电站最终上网。监测设备包括在110kV升压站出口侧安装的2台监测电表（M1、M2），一主一备，精度均不低于0.5S，用于监测本项目和另一个项目的总上网电量和下网电量。每条35kV集电线路分别安装1台监测电表用于监测本项目和其他项目的上网电量（M3、M4、M5、M6），精度均不低于0.5S，项目业主负责电表的记录及维修，电表按照国家相关电力规程进行定期校验（JJG596-1999及DL/T448-2000）。本项目经上网电量计算公式如下：yGridtoPJyPJtoGridyfacilityEGEGEG,,,yGridtoPJyMyMyMyMyMyMytotalEGEGEGEGEGEGEGEG,,6,5,4,3,4,3,其中：EGfacility,y：本项目在y年的净上网电量（MWh）；EGPJtoGrid,y：本项目在y年的上网电量（MWh）；EGGridtoPJ,y：本项目在y年的下网电量（MWh）；EGtotal,y：本项目及其他项目在y年的上网电量之和（MWh）；EGM3,y：本项目在y年的1#集电线路上网电量（MWh）；EGM4,y：本项目在y年的2#集电线路上网电量（MWh）；EGM5,y：其他项目在y年的3#集电线路上网电量（MWh）；EGM6,y：其他项目在y年的4#集电线路上网电量（MWh）；本项目上下网电量监测图如图6所示：中国温室气体自愿减排项目设计文件第43页图6监测示意图4.监测程序现场的值班人员每天都监视电表的运行，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碳资产负责人和项目负责人汇报。项目业主在整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。本项目上网电量通过安装在本项目电站现场升压站主变高压侧的经过校准的电表测量，并用电网公司提供的抄表记录单复核作为质量控制程序。由于本项目需要监测的数据与项目运行过程中项目业主和电网公司需要监测的数据一致，因此项目业主与电网公司之间的售电协议能够为数据收集和数据质量提供进一步的保证。中国温室气体自愿减排项目设计文件第44页所涉及的电量测量仪表装置的校准和测量将按照国家标准进行，电表校准至少一年进行一次。项目业主将保留所有的校准和测量记录供审核机构核查。6.异常处理和报告程序碳资产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。在监测和测量过程中出现的问题将被记录下来向碳资产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。项目业主在整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.减排量核查本项目的核证过程如下：与审核机构签订核证协议，确定核证时间表。项目业主负责核证的具体安排，尽最大努力做好准备工作。项目业主全力配合核证过程，提供审核机构在核证前、核证时以及核证后需要的所有信息。中国温室气体自愿减排项目设计文件第45页C部分.项目活动期限和减排计入期C.1.项目活动期限C.1.1.项目活动开始日期>>2014年1月3日20C.1.2.预计的项目活动运行寿命>>20年C.2.项目活动减排计入期C.2.1.计入期类型>>本项目选择可更新计入期，每个计入期7年，可更新2次，共计21年。C.2.2.第一计入期开始日期>>2015年3月31日C.2.3.第一计入期长度>>7年20该日期为道路施工合同签署日期，道路施工合同为本项目所有合同中最早签署的合同中国温室气体自愿减排项目设计文件第46页D部分.环境影响D.1.环境影响分析>>本项目环境影响评价报告表，已经于2013年9月4日获得安徽省环境保护厅的批准，批复文件号“皖环函[2013]989号”。根据项目的环境影响评价报告表，项目主要潜在的环境影响和环境保护措施如下：一、社会经济影响本项目不产生温室气体，对整个地区可持续发展有利。而且，还可以促进当地的经济发展和提高就业率。风电场虽然改变了当地的自然景观，但又建立了新的人文景观，预计大部分群众都会视风机为清洁能源的标志而接受此项目，令公众明白风力发电项目对环保带来广泛的好处会改善对风电的认识和接受。二、环境空气影响目前风电场周围的环境容量较大，汽车尾气对局地环境空气质量影响不大。风电将有助减少传统发电机组的燃料消耗和气体排放。三、水环境和固体废弃物影响项目无工业废水排放，只产生少量生活污水和润滑油及变压器油的渗漏液。在每个塔筒及变压器的混凝土基础外侧修截油沟和收油池，收集风机润滑油及变压器油的渗漏液，使之不污染附近草场，这样可使油类污染基本解决。四、噪声环境影响风电场建设过程中的主要噪声源是挖掘机、混凝土搅拌机、推土机。在施工过程中加强设备的维护和保养，保持机械润滑，减少运行噪声。同时，加强管理，以减少因施工设备的维护和保养产生的噪声。施工现场与周围村庄距离较远，且大部分施工均在昼间进行，因此施工噪音不会对周围居民产生不良影响。野生动物对噪声较为敏感，施工噪声将破坏附近野生动物宁静的栖息环境。使其迁往它处，但其影响范围有限。中国温室气体自愿减排项目设计文件第47页运营期间，本项目选择的风电机叶轮，产生的噪声较小。而且距居民点最近约为1000m以外，且附近没有广播、通讯设施，因此，不会对周围环境造成不良影响。五、生态环境影响建设中会占用土地，破坏部分地表植被，对地区地表形态、植被产生一定的影响。施工结束后要及时恢复临时占地，施工道路尽量利用原有道路进行改造，施工结束后，尽快采取恢复措施。评价区域周围无鸟类保护区，也不是鸟类迁徙通道，不会干扰到鸟类的飞行。作为一个清洁可再生能源项目，本项目对环境没有明显的影响。D.2.环境影响评价>>本项目符合国本项目的建设和运营无重大环境影响，有利于改善当地的能源结构，符合中国可持续发展战略目标的要求。本项目的《环境影响报告表》已获得当地环境保护部门的批准，总体而言，本项目的建设和运行不会对当地环境产生明显影响。中国温室气体自愿减排项目设计文件第48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>>为了使本项目涉及区域内的广大群众对本项目有所了解，同时提高公众对当地经济与环境协调发展的参与意识以及项目建设方更好的广泛地听取公众意见，本项目业主于2013年12月在项目所在地采用了项目公众参与调查问卷和利益相关方代表座谈会的方式进行利益相关调查。1）利益相关方代表座谈会为了使本项目涉及区域内的广大群众对本项目有所了解，同时提高公众对当地经济与环境协调发展的参与意识以及项目建设方更好地广泛地听取公众意见，2013年12月20日，项目业主在全椒县召开了一次利益相关者座谈会，与会的利益相关者代表共10人，分别来自县发改委、县环境保护局等政府部门以及部分当地居民代表等。项目业主介绍了本项目的具体情况，并征询了利益相关方代表有关本项目活动对经济和环境影响的意见，内容主要围绕以下5方面展开，即：（1）对本项目建设的经济方面的评价，包括对当地经济、收入和就业等方面的影响；（2）对本项目建设的环境影响方面的评价，包括生态环境、大气、噪声和水土流失等方面的影响；（3）本项目建设对可持续发展的影响；（4）对本项目建设的建议和意见；（5）对本项目建设的态度，是否支持本项目的建设。2）调查问卷2013年12月20日，项目业主以实地走访的形式在项目所在地周边乡镇进行了调查问卷，调查问卷的调查内容主要围绕以下6方面展开，即：（1）项目建设对当地经济发展的影响；（2）项目建设对当地生态环境的影响；（3）项目建设对当地就业的影响；中国温室气体自愿减排项目设计文件第49页（4）项目建设对当地可能产生的负面影响；（5）被调查者对项目建设的总体态度；（6）其它意见或建议。本次调查共发放调查问卷30份，回收有效问卷30份，回收率100%。被调查人基本情况统计如下：表7被调查人基本情况统计项目被调查者基本情况统计性别男人数比例％女人数比例％2273.3%826.7%年龄≤3030-4041-50>50011136学历初中以下初中及以上1515E.2.收到的评价意见的汇总>>本次调查问卷的统计结果如下：所有被调查者都支持本项目的建设。所有被调查者都认为本项目建设对当地经济发展有积极影响；24名（80%）被调查者认为本项目建设对当地经济发展有积极影响；6名（20%）被调查者认为本项目的建设对当地经济发展影响一般；无反对意见。26名（86.7%）被调查者认为本项目建设对当地就业有促进作用；4名（13.3%）被调查者认为本项目的建设对当地就业影响一般；无反对意见。20名（66.7%）被调查者认为本项目的建设对当地生态环境有积极影响；10名（33.3%）被调查者认为本项目的建设对当地生态环境的影响一般；无反对意见。29名（96.7%）被调查者认为本项目的运行对当地生态环境有积极影响；1名（3.3%）被调查者认为本项目的运行对当地生态环境影响一般；无反对意见。中国温室气体自愿减排项目设计文件第50页23名（76.7%）被调查者认为本项目将会减少当地停电现象，7名（23.3%）被调查者认为本项目没有影响；无反对意见。没有被调查者对本项目建设产生的负面影响提出意见。调查结果表明，本项目得到了当地居民的普遍支持，他们认为项目的建设将给他们的生活带来多方面的积极影响。综上所述，本项目活动的实施对当地的经济、环境和社会都有积极的影响。所以，当地政府和居民均支持本项目的建设。E.3.对所收到的评价意见如何给予相应考虑的报告>>本项目的项目业主对这些评价和建议给予了充分重视，并在项目的建设和运行中严格按照《环境影响报告表》中的环境影响减免措施予以实施，以实现本项目的环境、社会和经济效益。综上所述，当地居民十分支持本项目。项目业主在项目实施过程中已经充分考虑到了相关利益各方的意见和建议，并且还将在项目建设和运行过程中持续保持与公众的沟通。-----中国温室气体自愿减排项目设计文件第51页附件1:申请项目备案的企业法人联系信息企业法人名称：龙源全椒风力发电有限公司地址：合肥市黄山路659号西环商贸中心12号楼23层邮政编码：电话：传真：电子邮件：网址：www.clypg.com.cn授权代表：张念武姓名：张念武职务：部门经理部门：手机：传真：010-66090010电话：010-66091527电子邮件：cdm@clypg.com.cn中国温室气体自愿减排项目设计文件第52页附件2:事前减排量计算补充信息本项目采用中国国家发展和改革委员会公布的《2014中国区域电网基准线排放因子》中公布的华东电网电量边际排放因子和容量边际排放因子数据。以下几张表格总结了本项目根据已批准的“电力系统排放因子计算工具”（第04.0.0版）提供的计算公式计算华东电网电量边际排放因子和容量边际排放因子的数据、数据来源和计算过程。表A12010年电网间电量交换情况亿千瓦时MWh华东从华中净进口电量401.136740,113,670阳城送江苏(华东从华北净进口)165.475216,547,520来源：《2010年电力工业统计资料汇编》表A22011年电网间电量交换情况亿千瓦时MWh华东从华中净进口电量337.925533,792,550阳城送江苏(华东从华北净进口)157.695415,769,540来源：《2011年电力工业统计资料汇编》表32012年电网间电量交换情况亿千瓦时MWh华东从华中净进口电量522.872452,287,240阳城送江苏(华东从华北净进口)169.803316,980,330来源：《2012年电力工业统计资料汇编》中国温室气体自愿减排项目设计文件第53页表A4热值及参数表含碳量碳氧化率IPCC燃料CO2排放因子的95%置信区间下限平均低位发热量（tc/TJ）（%）HI(kgCO2/TJ)（MJ/t,km3）原煤25.810087,30020908洗精煤25.810087,30026344其它洗煤25.810087,3008363型煤26.610087,30020908焦炭29.210095,70028435煤矸石25.810087,3008363焦炉煤气12.110037,30016726高炉煤气70.8100219,0003763转炉煤气46.9100145,0007945其它煤气12.210037,3005227原油2010071,10041816汽油18.910067,50043070柴油20.210072,60042652燃料油21.110075,50041816石油焦26.610082,90031947液化石油气17.210061,60050179液化天然气15.310054,30051434炼厂干气15.710048,20046055天然气15.310054,30038931其它石油制品2010072,20041816其它焦化产品25.810095,70028435其它能源0000数据来源：(1)各燃料的热值来自于《中国能源统计年鉴2012》p353页。(2)各燃料的潜在排放因子来源于“2006IPCCGuidelinesforNationalGreenhouseGasInventories”Volume2Energy,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。中国温室气体自愿减排项目设计文件第54页表A5.2010年华东电网电量边际排放因子计算表燃料分类单位上海市江苏省浙江省安徽省福建省小计含碳量碳氧化率燃料排放因子平均低位发热量CO2排放量（tCO2e）（tc/TJ）（%）(kgCO2/TJ)（MJ/t,km3）K=F×I×J/100000（质量单位）ABCDEF=A+B+C+D+EGHIJK=F×I×J/10000(体积单位)原煤万吨3421.212612.928254.085230.093371.1132889.425.810087,30020,908600,319,825洗精煤万吨025.810087,30026,3440其它洗煤万吨230.142.251301.821534.2125.810087,3008,36311,201,112焦炭万吨029.210095,70028,4350煤矸石万吨20.691.04236.3334.67292.7325.810087,30083632,137,192焦炉煤气亿立方米0.6710.80.265.280.1917.212.110037,300167261,073,073高炉煤气亿立方米106.03108.9514.1976.226.21311.670.8100219,000376325,678,863转炉煤气亿立方米12.194.310.951.090.461946.9100145,00079452,188,848其它煤气亿立方米012.110037,3005,2270原油万吨3.233.232010071,10041,81696,032汽油万吨018.910067,50043,0700柴油万吨0.91.981.043.197.1120.210072,60042,652220,164燃料油万吨17.530.065.140.7323.4621.110075,50041,816740,658石脑油万吨020.210072,60043,9060润滑油万吨02010071,90041,3980石蜡万吨02010072,20039,9340溶剂油万吨02010072,20042,9450石油沥青万吨02110069,30038,9310中国温室气体自愿减排项目设计文件第55页燃料分类单位上海市江苏省浙江省安徽省福建省小计含碳量碳氧化率燃料排放因子平均低位发热量CO2排放量（tCO2e）（tc/TJ）（%）(kgCO2/TJ)（MJ/t,km3）K=F×I×J/100000（质量单位）ABCDEF=A+B+C+D+EGHIJK=F×I×J/10000(体积单位)石油焦万吨23.4937.560.9926.610082,900319471,615,263液化石油气万吨017.210061,60050,1790炼厂干气万吨0.760.161.1842.1744.2715.710048,20046,055982,728液化天然气万吨2.762.7615.310054,3005143477,083天然气亿立方米7.4724.3917.5319.0968.4815.310054,30038,93114,476,352其它石油制品万吨0.051.221.272010072,20041,81638,343其它焦化产品万吨025.810095,70028,4350其它能源万吨标煤15.59112.6849.3328.771.1207.4700000小计660,845,535数据来源：《中国能源统计年鉴20》11中国温室气体自愿减排项目设计文件第56页表A6.2011年华东电网电量边际排放因子计算表燃料分类单位上海市江苏省浙江省安徽省福建省小计含碳量碳氧化率燃料排放因子平均低位发热量CO2排放量（tCO2e）(tc/TJ)（%）(kgCO2/TJ)（MJ/t,km3）K=F×I×J/100000(质量单位)ABCDEF=A+B+C+D+EGHIJK=F×I×J/10000(体积单位)原煤万吨3667.615074.219033.565690.22516038625.5925.810087,30020,908705,020,689洗精煤万吨025.810087,30026,3440其他洗煤万吨192.291555.031747.3225.810087,3008,36312,757,007焦炭万吨029.210095,70028,4350煤矸石万吨186.461185.19372.6525.810087,3008,3632,720,680焦炉煤气亿立方米0.7710.490.345.730.1917.5212.110037,30016,7261,093,037高炉煤气亿立方米25.327.2932.6170.8100219,0003,7632,687,380转炉煤气亿立方米1.160.441.646.9100145,0007,945184,324其他煤气亿立方米32.1832.1812.110037,3005,227627,404原油万吨2.032.032010071,10041,81660,354汽油万吨018.910067,50043,0700柴油万吨0.872.21.010.311.285.6720.210072,60042,652175,574燃料油万吨14.150.27.050.4421.8421.110075,50041,816689,512石脑油万吨020.210072,60043,9060润滑油万吨02010071,90041,3980石蜡万吨02010072,20039,9340溶剂油万吨02010072,20042,9450中国温室气体自愿减排项目设计文件第57页燃料分类单位上海市江苏省浙江省安徽省福建省小计含碳量碳氧化率燃料排放因子平均低位发热量CO2排放量（tCO2e）(tc/TJ)（%）(kgCO2/TJ)（MJ/t,km3）K=F×I×J/100000(质量单位)ABCDEF=A+B+C+D+EGHIJK=F×I×J/10000(体积单位)石油沥青万吨02110069,30038,9310石油焦万吨21.221.2940.7763.2826.610082,90031,9471,675,912液化天然气万吨1.651.6515.310054,30051,43446,082液化石油气万吨017.210061,60050,1790炼厂干气万吨0.460.211.241.5543.4215.710048,20046,055963,859天然气亿立方米10.2435.9625.4922.3994.0815.310054,30038,93119,888,073其他石油制品万吨0.051.141.192010072,20041,81635,927其他焦化产品万吨025.810095,70028,4350其他能源万吨标煤16.34122.6674.06213.741.28428.0800000小计748,625,815数据来源：《中国能源统计年鉴20》12中国温室气体自愿减排项目设计文件第58页表A7.2012年华东电网电量边际排放因子计算表燃料分类单位上海市江苏省浙江省安徽省福建省小计含碳量碳氧化率燃料排放因子平均低位发热量CO2排放量（tCO2e）（tc/TJ）（%）(kgCO2/TJ)（MJ/t,km3）K=F×I×J/100000（质量单位）ABCDEF=A+B+C+D+EGHIJK=F×I×J/10000(体积单位)原煤万吨3397.3115723.658633.737539.894501.9839796.5625.810087,30020,908726,394,034洗精煤万吨025.810087,30026,3440其它洗煤万吨242.09298.74540.8325.810087,3008,3633,948,545型煤万吨026.610087,30020,9080煤矸石万吨22.080.80297.08319.9625.810087,3008,3632,335,996焦炭万吨029.210095,70028,4350焦炉煤气亿立方米1.1810.380.695.560.2818.0912.110037,30016,7261,128,599高炉煤气亿立方米33.1918.249.6761.170.8100219,0003,7635,035,233转炉煤气亿立方米1.523.471.116.146.9100145,0007,945702,735其它煤气亿立方米25.7025.712.110037,3005,227501,065其他焦化产品万吨025.810095,70028,4350原油万吨2.252.252010071,10041,81666,895汽油万吨018.910067,50043,0700煤油万吨019.610071,90043,7070柴油万吨0.751.700.860.411.024.7420.210072,60042,652146,776燃料油万吨7.580.191.290.629.6821.110075,50041,816305,608石脑油万吨020.210072,60043,9060润滑油万吨02010071,90041,3980中国温室气体自愿减排项目设计文件第59页石蜡万吨02010072,20039,9340溶剂油万吨02010072,20042,9450石油沥青万吨02110069,30038,9310石油焦万吨17.840.2736.1554.2626.610082,90031,9471,437,025液化石油气万吨017.210061,60050,1790炼厂干气万吨0.440.440.9942.0243.8915.710048,20046,055974,293其他石油制品万吨0.021.111.132010072,20041,81634,116天然气亿立方米14.5443.9525.3121.41105.2115.310054,30038,93122,240,903液化天然气万吨0.030.0315.310054,30051,434838其它能源万吨标煤18.97185.5760.95210.580.67476.7400000小计765,252,660数据来源：《中国能源统计年鉴2013》中国温室气体自愿减排项目设计文件第60页表A82010年华东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)上海市94294,200,0004.9889,508,840江苏省3305330,500,0005.27313,082,650浙江省2082208,200,0005.34197,082,120安徽省1426142,600,0005.37134,942,380福建省89189,100,0005.1784,493,530总计864,600,000819,109,520《中国电力年鉴2011》表A92010年调入电量及排放因子计算参数单位数值A华东从华北净调入（山西阳城送华东）MWh16,547,520B华北简单OMtCO2/MWh1.0333C华东从华中净调入MWh40,113,670D华中简单OMtCO2/MWh0.9923E总供电量MWh875,770,710F总排放量tCO2717,748,199G排放因子tCO2/MWh0.8196表A102011年华东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)上海市1022102,200,0004.697,498,800江苏省3731373,100,0005.1354,071,900浙江省2343234,300,0004.9222,819,300安徽省1624162,400,0005154,280,000福建省1272127,200,0004.7121,221,600总计999,200,000949,891,600《中国电力年鉴2012》《2011年电力工业统计资料汇编》中国温室气体自愿减排项目设计文件第61页表A112011年调入电量及排放因子计算参数单位数值A华东从华北净调入（山西阳城送华东）MWh15,769,540B华北简单OMtCO2/MWh1.0798C华东从华中净调入MWh33,792,550D华中简单OMtCO2/MWh0.9827E总供电量MWh999,453,690F总排放量tCO2798,860,382G排放因子tCO2/MWh0.7993表A122012年华东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)上海市96796,700,0004.592,348,500江苏省3943394,300,0005374,585,000浙江省2273227,300,0004.9216,162,300安徽省1767176,700,0004.9168,041,700福建省1118111,800,0004.7106,545,400总计1,006,800,000957,682,900《中国电力年鉴2013》表A132012年调入电量及排放因子计算参数单位数值A山西阳城送华东MWh16,980,330B阳城排放因子tCO2/MWh1.0583C华东从华中净调入MWh52,287,240D华中简单OMtCO2/MWh0.9437E总供电量MWh1,026,950,470F总排放量tCO2832,566,412G排放因子tCO2/MWh0.8107中国温室气体自愿减排项目设计文件第62页表A14三年加权平均排放因子单位2010年2011年2012年总计总排放量tCO2717,748,199798,860,382832,566,4122,349,174,993总供电量MWh875,770,710999,453,6901,026,950,4702,902,174,870OM排放因子tCO2/MWh0.8095表A15.中国商业化最优效率水平的火力发电技术的排放因子变量供电效率(%)燃料排放因子(kgCO2/TJ)氧化率排放因子(tCO2/MWh)ABCD=3.6/A/10,000×B×C燃煤电厂EFCoal,Adv,y40.0387,30010.7851燃油电厂EFOil,Adv,y52.975,50010.5138燃气电厂EFGas,Adv,y52.954,30010.3695中国温室气体自愿减排项目设计文件第63页表A162012年华东电网火电排放因子计算所需数据燃料分类单位上海市江苏省浙江省安徽省福建省小计平均低位发热量燃料排放因子氧化率CO2排放量（tCO2e）（MJ/t,km3）(kgCO2/TJ)K=F×I×J/100000ABCDEF=A+B+C+D+EGHI原煤万吨3397.3115723.658633.737539.894501.9839796.5620,90887,3001726,394,034洗精煤万吨026,34487,30010其他洗煤万吨242.09298.74540.838,36387,30013,948,545型煤万吨020,90887,30010煤矸石万吨22.080.80297.08319.968,36387,30012,335,996焦炭万吨028,43595,70010其他焦化产品万吨028,43595,70010合计732,,678,575原油万吨2.252.2541,81671,100166,895汽油万吨043,07067,50010煤油43,0700柴油万吨0.751.70.860.411.024.7442,65272,6001146,776燃料油万吨7.580.191.290.629.6841,81675,5001305,608石油焦万吨17.840.2736.1554.2631,94782,90011,437,025其他石油制品万吨0.021.111.1341,81672,200134,116合计1,990,420天然气千万立方米145.40439.50253.10214.101052.138,93154,300122,240,903液化天然气万吨0.030.0351,43454,3001838中国温室气体自愿减排项目设计文件第64页燃料分类单位上海市江苏省浙江省安徽省福建省小计平均低位发热量燃料排放因子氧化率CO2排放量（tCO2e）（MJ/t,km3）(kgCO2/TJ)K=F×I×J/100000ABCDEF=A+B+C+D+EGHI焦炉煤气千万立方米11.8103.86.955.62.8180.916,72637,30011,128,599高炉煤气千万立方米331.9182.496.76113,763219,00015,035,233转炉煤气千万立方米15.234.711.1617,945145,0001702,735其他煤气千万立方米2572575,22737,3001501,065液化石油气万吨050,17961,60010炼厂干气万吨0.440.440.9942.0243.8946,05548,2001974,293合计30,583,665其他能源万吨标煤16.34122.6674.06213.741.28428.080010小计765,252,660数据来源：《中国能源统计年鉴2012》根据以上公式及表格，计算得到λCoal,y=95.74%λOil,y=0.26%λGas,y=4.00%7678.0,,,AdvGasGasAdvOilOilAdvCoalCoalThermalEFEFEFEF中国温室气体自愿减排项目设计文件第65页表A17华东电网2012年装机容量装机容量单位上海江苏浙江安徽福建合计火电MW21,18069,82047,05032,23026,320196,600水电MW01,1409,8402,78011,40025,160核电MW02,1204,330006,450风电及其他MW2852,3604123191,1314,507合计MW21,46575,44061,63235,32938,851232,717数据来源：《中国电力年鉴2013》表A18华东电网2011年装机容量装机容量单位上海江苏浙江安徽福建合计火电MW19,43064,80046,26029,59025,100185,180水电MW01,1409,7102,00011,25024,100核电MW02,1204,330006,450风电及其他MW2241,9763282048203,552合计MW19,65470,03660,62831,79437,170219,282数据来源：《中国电力年鉴2012》表A19华东电网2010年装机容量装机容量单位上海江苏浙江安徽福建合计火电MW18,43059,98043,60027,63023,070172,710水电MW01,1409,6901,69011,11023,630核电MW02,1203,670005,790风电及其他MW1541,46025705502,421合计MW18,58464,70057,21729,32034,730204,551数据来源：《中国电力年鉴2011》中国温室气体自愿减排项目设计文件第66页表A20华东电网2009年装机容量装机容量单位上海江苏浙江安徽福建合计火电MW16,54052,42043,30026,79018,920157,970水电MW01,1409,5601,62010,98023,300核电MW02,1203,010005,130风电及其他MW4295323404601,689合计MW16,58256,63356,10428,41030,360188,089数据来源：《中国电力年鉴2010》表21华东电网新增装机容量计算表格（MW）2009年装机2010年装机2011年装机2012年装机2009-2012年新增装机12010-2012年新增装机22011-2012年新增装机32009-2012年占新增装机比重火电157,970172,710185,180196,60048,29227,73211,42089.36%水电23,30023,63024,10025,1601,6101,2801,0602.98%核电5,1305,7906,4506,4501,32066002.44%风电及其他1,6892,4213,5524,5072,8182,0869555.21%合计188,089204,551219,282232,71754,04031,75813,435100.00%占2011年装机百分比23.22%13.65%5.77%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。BM排放因子=0.7678×89.36%=0.6861tCO2/MWhOM(tCO2/MWh)0.8095BM(tCO2/MWh)0.6861CM(tCO2/MWh)CM=0.75×OM+0.25×BM0.77865中国温室气体自愿减排项目设计文件第67页附件3:监测计划补充信息无-----