河南利源焦炉煤气联合循环发电工程

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1、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中国温室气体自愿减排 项目设计文件表格项目设计文件表格 (F-自愿减排自愿减排-PDD) 1 第第 1.1 版版 项目设计文件（项目设计文件（PDD） 项目设计文件项目设计文件 (PDD)项目活动名称项目活动名称 河南利源焦炉煤气联合循环发电工程 项目类别项目类别2 （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 项目设计文件版本项目设计文件版本 1.0 项目设计文件完成日期项目设计文件完成日期 2015 年 5 月 7 日 项目项目补充说明补充说明文件版本文件版本 / 项

2、目项目补充说明补充说明文件完成日期文件完成日期 / CDM 注册号注册号和和注册日期注册日期 / 申请项目备案的企业法人申请项目备案的企业法人 河南利源煤焦集团有限公司 项目项目业主业主 河南利源煤焦集团有限公司 项目项目类型类型和选择的方法学和选择的方法学 项目类别：能源工业（可再生能源/不可再生能源），制造业 方法学：CM-005-V01 通过废能回收减排温室气体（第一版） 预计的温室气体预计的温室气体年均年均减排量减排量 年均减排量：214,653tCO2e 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

3、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部分部分. 项目活动描述项目活动描述 A.1. 项目活动的目的和项目活动的目的和概述概述 A.1.1 项目活动的目的 河南利源焦炉煤气联合循环发电工程(以下称“本项目”)位于河南省安阳市铜冶镇，由河南利源煤焦集团有限公司（原河南利源焦化有限公司，项目业主）投资建设和运营。 河南利源煤焦集团有限公司 25

4、5 孔 5.5 米捣固焦项目年产干全焦炭 110万吨，年剩余焦炉煤气量为 1.98 亿 Nm3/年。在本项目实施前，这些焦炉煤气被点天灯，没有被回收利用；本项目所在地电网属于华中电网，项目活动前，项目业主使用华中电网电能。项目活动实施后，项目所产生的电量都送入华中电网。 A.1.2 项目活动概述 本项目回收利用捣固焦炉尾气进行发电供热，铭牌装机容量 72MW，有效装机容量 55MW，预计年供电量 297,000MWh。本项目实施后可替代华中电网的部分火电，替代燃煤锅炉提供的同等热量，从而减少温室气体的排放。为保守和简化，本项目的减排量仅计算发电产生的减排量，预计每年能实现温室气体减排 214,

5、653tCO2e。 本项目的开发建设符合中国资源综合利用和节能的优先发展领域，有利于削减以煤为主的电力生产和蒸汽生产所引起的温室气体排放。本项目还能从以下几方面促进当地的可持续发展： 减少因化石燃料燃烧而导致的温室气体排放； 促进蒸汽燃气联合循环发电技术的发展； 在项目的建设、运行中为项目所在地创造 140 个就业机会； 促进资源的综合利用，减少能源浪费。 A.1.3 项目相关批复情况 表 A.1 项目相关批复 事件 时间 可行性研究报告获得安阳市发展和改革委员会批准（豫安市域源200900307） 2009 年 9 月 11 日 环境影响报告表获得安阳市环境保护局批复2009 年 12 月

6、10 日 中国温室气体自愿减排项目设计文件 第 3 页 （安 环建表2009239 号） 作为 CDM项目获得获得国家发改委批复（发改气候2011633 号 2011 年 3 月 22 日 备注：固定资产投资项目节能评估和审查暂行办法的实施日期是 2010年 11 月 1 日，本项目于 2009 年 9 月 11 日获得安阳市发展和改革委批准，因此不需要进行节能评估和审查。 A.2. 项项目活动地点目活动地点 A.2.1. 省省/直辖直辖市市/自治区自治区，等，等 河南省 A.2.2. 市市/县县/乡乡(镇镇)/村村，等，等 安阳市 铜冶镇 A.2.3. 项目地理位置项目地理位置 本项目位于河

7、南省安阳市铜冶镇，地理位置坐标为北纬 36 0938，东经 114 0618。河南省地理位置示意图及本项目场址地理位置示意图见下图A.1。 河南省 中国温室气体自愿减排项目设计文件 第 4 页 图 A.1 项目位置图 A.3. 项目活动的技术说明项目活动的技术说明 本项目采用 CCPP（燃机蒸汽联合循环发电）技术，回收河南利源煤焦集团有限公司 255 孔 5.5米捣固焦炉废气发电并供热。主要设备包括 2 台功率 30MW 级燃气轮机发电机组，2 台双压余热锅炉，1 台 12MW抽汽凝汽铜冶镇 安阳市 中国温室气体自愿减排项目设计文件 第 5 页 式汽轮发电机组。本项目所发电量经过变电站与河南电

8、网相连接，送入华中电网。 本项目主要设备的技术参数如下： 表 A.2 主要设备技术参数 燃气轮机发电机组 参数 数值 数据来源 型号 LM2500 铭牌 数量 2 台 / 燃料 COG/轻柴油 可行性研究报告 铭牌功率 34588kVA 铭牌 功率因数 0.85 铭牌 额定热耗 10804kJ/kWh 技术协议 排气温度 458.8 技术协议 排气流量 286.354t/h 技术协议 燃机转速 3000r/min 技术协议 供货商 美国通用电气 技术协议 双压余热锅炉 参数 数值 数据来源 型号 Q 237/504-35.4/3.5-3.5(1.1) /440(220) 铭牌 数量 2 台 /

9、 额定中压蒸发量 35.4t/h 铭牌 额定中压蒸汽压力 3.5MPa 铭牌 额定中压蒸汽温度 440 铭牌 额定低压蒸发量 3.5t/h 铭牌 额定低压蒸汽压力 1.1MPa 铭牌 额定低压蒸汽温度 220 铭牌 进口烟气流量 298.8 t/h 铭牌 进口烟气温度 504 铭牌 锅炉给水温度 25 可行性研究报告 供货商 南京奥能锅炉有限公司 铭牌 抽汽凝汽式汽轮机 参数 数值 数据来源 型号 C12-3.43/0.981 铭牌 数量 1 台 / 铭牌功率 12MW 铭牌 中国温室气体自愿减排项目设计文件 第 6 页 额定转速 3000r/min 铭牌 进汽参数 3.43MPa-435 铭

10、牌 额定进汽量 65t/h 技术协议 抽气参数 0.981MPa-25 t/h 铭牌 排汽压力 0.0065MPa 铭牌 供货商 青岛捷能汽轮机集团股份有限公司 铭牌 发电机 参数 数值 数据来源 型号 QF-15-2 铭牌 数量 1 台 / 铭牌功率 15MW 铭牌 额定转速 3000r/min 铭牌 功率因数 0.8 铭牌 供货商 青岛捷能汽轮机集团股份有限公司 铭牌 下面两个图表示的是拟建项目实施前后的基本情景。项目活动前后，企业焦化生产环节不发生改变。 图 A.2 项目活动实施前的情景 蒸汽 华中电网 河南利源煤焦集团有限公司 生产用电 燃煤锅炉 焦炉煤气点燃放散 中国温室气体自愿减排

11、项目设计文件 第 7 页 图 A.3 项目活动实施后的情景 A.4. 项目项目业主及备案法人业主及备案法人 项项目业主名称目业主名称 申请项目备案的申请项目备案的 企业法人企业法人 受理受理备案备案申请申请的的 发展改革部门发展改革部门 河南利源煤焦集团有限公司 河南利源煤焦集团有限公司 河南省发展和改革委员会 A.5. 项目活动打捆情况项目活动打捆情况 该项目不是打捆项目 A.6. 项目活动拆分情况项目活动拆分情况 本项目不存在拆分情况 B部分部分. 基准线和监测方法学的应用基准线和监测方法学的应用 B.1. 引用的引用的方法学方法学名称名称 双压余热锅炉 燃气轮机 生产用电 河南利源煤焦集

12、团有限公司 抽凝式汽轮机 华中电网 发电机 项目输出的电项目输出的电量量 焦炉煤气 蒸汽 EGi,j,y；ECPJ,y 中国温室气体自愿减排项目设计文件 第 8 页 本项目采用的方法学是 CM-005-V01 通过废能回收减排温室气体（第一版）3。 本项目引用的工具有，额外性论证与评价工具（第 07.0.0 版）4，电力系统排放因子计算工具（第 04.0 版）5，设备剩余寿命确定工具（第 01 版）6 电力消耗的基准线、项目和或泄漏排放计算工具（01版）7，化石燃料消耗引起的项目或泄露计算工具（02版）8 B.2. 方法学适用性方法学适用性 方法学适用条件 项目情况 是 否适用 本方法学适用于

13、在已建或者新建设施上利用废能生产有用能源的项目活动。废能媒介可以作为下述方式的能量源： 发电； 热电联产； 直接作为过程热； 元过程的热能生产； 产生机械能提供反应热（有或者没有工艺加热） 本项目利用全部捣固焦炉废能进行热电联产，且废气在本项目实施前没有进行利用，属于类型 1 ， 符合方法学的适用条件要求。 适用 没有本项目时，废能媒介流， (a) 不被回收，点天灯、直接放散，或者在已建或者新建设施中被闲置； (b) 部分回收，剩余部分点天灯、直接放散，或者在已建或者新建设施中被闲置。 项目实施前，废能（COG）不被回收，点天灯。 适用 项目活动提高废能媒介的回收效率，通过 (i) 相对于历史

14、情景或者参考废能设施，捕获和使用更多量的本项目不是能效提高项目。 与 本项 目无关 3 http:/ 4 http:/cdm.unfccc.int/methodologies/PAmethodologies/tools/am-tool-01-v7.0.0.pdf 5 http:/cdm.unfccc.int/methodologies/PAmethodologies/tools/am-tool-07-v4.0.pdf 6 http:/cdm.unfccc.int/methodologies/PAmethodologies/tools/am-tool-10-v1.pdf 7 http:/cdm.

15、unfccc.int/methodologies/PAmethodologies/tools/am-tool-05-v1.pdf 8 http:/cdm.unfccc.int/methodologies/PAmethodologies/tools/am-tool-03-v2.pdf 中国温室气体自愿减排项目设计文件 第 9 页 废能媒介流， (ii) 通过应用更有效率的设备替 代、改建、扩建废能回收设施或者废能应用比废能产生参考设施更有效率的设施。 对于回收余压的项目活动，余压只用于生产电力，并且利用余压的所发电量可以监测； 本项目不属于余压项目 与 本项 目无关 项目实施前，法律法规不要求项

16、目设施回收利用废能 焦化项目投产时，没有法律法规要求回收项目废能。 适用 适用于新建和现有废能产生设施。如果因为项目活动导致项目设施的生产规模扩大，增加的容量必须按新建设施处理。 本项目仅包括已有的年产 110 万吨的焦炉。焦炉没有扩产计划，因此没有扩产容量作为新建设施。 适用 非正常情况下（如紧急事故、关闭）释放的废能不计入项目减排计算。 遇到故障，废能会进入火炬点燃排到大气中，记录故障时间，这些不计入减排量。 适用 如果项目设施有多种废气流，并且可交互使用于各种工序，那么不能因为自愿减排项目活动的实施而减少自愿减排项目活动之前部分或者全部回收的各种废气流的量。 项目没有多种废气流 与 本项

17、 目无关 如果没有自愿减排项目时，废能媒介流部分回收用于提供反应热，自愿减排项目活动下增加回收废能媒介流用于替代化石燃料提供反应热。本方法学不适用于这种情景。 项目前没有回收废能的活动 与 本项 目无关 本方法学不适用于单循环发电厂回收废气/废热用于发电的情景。但是，从单循环电厂和/或联合循环电厂回收废能供热的情景适用于本方法学。 本项目不是单循环发电 与 本项 目无关 减排量可以申请到废能产生设施的使用寿命结束期。设备剩余寿命应该按照最新版的“设备设备寿命按照最新版的“设备剩余寿命确定工具（01 版）”确定。焦炉剩余寿命大于 10 年，能够覆盖适用 中国温室气体自愿减排项目设计文件 第 10

18、 页 剩余寿命确定工具”确定。 减排量的固定计入期，因此本项目减排量可以申请到废能产生设施的使用寿命结束期。 在没有自愿减排项目活动的情况下废能产生设施的废能的使用程度将根据附件 1（新建项目设施）和 2（现有项目设施）提供的程序确定。 废能产生设施属于已有设备，因此本项目采用附件 2 证明项目实施前的废能使用情况。 方法学 CM-005-V01（第一版）附件 2 的方法 2，可以用能量平衡表证明项目活动实施前废能没有作为能源。 根据本项目的能量平衡表，焦炉产生的煤气只有一部分被焦炉自身用于加热，其余的焦炉煤气（1.98 亿Nm3/a）排空，没有经过回收利用。 综上，项目实施前没有废能回收利用

19、设备。 适用 B.3. 项目边界项目边界 本项目边界包括： 废气利用设备：燃气蒸汽联合循环发电机组及配套设施； 废气来源：255 孔 5.5 米捣固焦炉及配套设施； 本项目产生热量的使用方：利源集团生产及生活自用； 本项目发电量送入的华中电网。 排放源排放源 温室气体温室气体种类种类 包括否？包括否？ 说明理由说明理由/解释解释 基准线基准线 电力生产，电网或者自备 CO2 是 主要排放源，来自华中电网。 CH4 否 为简化而排除。这是保守的。 N2O 否 为简化而排除。这是保守的。 供热工艺的化石燃料消耗 CO2 否 主要排放源。本项目不计算，这是保守的。 中国温室气体自愿减排项目设计文件

20、第 11 页 CH4 否 为简化而排除。这是保守的。 N2O 否 为简化而排除。这是保守的。 热电联产电厂的化石燃料消 耗 CO2 否 本项目的基准线不是热电联产 CH4 否 本项目的基准线不是热电联产 N2O 否 本项目的基准线不是热电联产 点火过程使用的蒸汽的生产，如果有 CO2 否 本项目不涉及蒸汽点火 CH4 否 本项目不涉及蒸汽点火 N2O 否 本项目不涉及蒸汽点火 提供过程热/反应热的化石燃 料消耗 CO2 否 本项目不涉及过程热/反应热 的化石燃料消耗 CH4 否 本项目不涉及过程热/反应热的化石燃料消耗 N2O 否 本项目不涉及过程热/反应热的化石燃料消耗 项目项目活动活动 补

21、充的化石燃料消耗 CO2 是 项目活动时，燃气轮机启动消耗一些化石燃料。 CH4 否 不需要化石燃料 N2O 否 不需要化石燃料 补充的电力消耗 CO2 是 主要排放源 CH4 否 为简化而排除 N2O 否 为简化而排除 替代在没有本项目情况下利用废能生产的自备电的电力输入 CO2 否 本项目不替代废能生产的自备电 CH4 否 本项目不替代废能生产的自备电 N2O 否 本项目不替代废能生产的自备电 废气净化的能源消耗 CO2 是 主要排放源，但是已经包含在项目补充的电力消耗中 CH4 否 为简化而排除 N2O 否 为简化而排除 中国温室气体自愿减排项目设计文件 第 12 页 B.4. 基准线情

22、景的识别和描述基准线情景的识别和描述 根据方法学，项目活动可能的替代方案取决于： a) 没有本项目时，废能的使用； b) 如果项目中有为某用户提供电力，那么没有本项目时，供给该用户的电力生产； c) 如果项目中有为某用户提供热，那么没有本项目时，供给该用户的热力生产（过程热/反应热）； d) 如果项目中有为某用户提供机械能，那么没有本项目时，供给该用户的机械能生产。 本项目是焦炉煤气热电项目，涉及废能利用方式（a）、发电基准线情景分析（b）和供热情景（c） 。 步骤 1：利用以下基准线选项或是组合来确定最可能的热力、电力生产的基准线情景 表表 B.4.1 废能使用的废能使用的可能的替代方案可能

23、的替代方案 可能的替代方案 是 否适 用本 项目 论证 W1 废能媒介未经燃烧直接排空； 否 根据中国的焦炉空气污染排放规定（GB16171-1996），多余焦炉煤气不得直接排放大气，必须点燃排空9。因此，该方案不能成为基准线情景 W2 废能媒介排空（比如燃烧后）或者余热排空或者余压未得到利用； 是 焦炉煤气普遍做法是燃烧后排空。本项目实施前，焦炉煤气是点火炬，因此 W2 是项可能的基准线情景。 W3 废能作为能量源出售 否 本项目周围没有燃气管网输送,远距离运输投资较大；因此情景 W3 不是基准线情景。因此，该方案不能成为基准线情景。 W4 废能用于满足用户的能源需求 是 既然 COG 不能

24、供民用，对于业主来说，可能的利用方式就是发电（不考虑自愿减排）。COG 发电从技术上来说可行，而且符合国家法律法规， 9工业企业煤气安全规程 GB6222-2005 中国温室气体自愿减排项目设计文件 第 13 页 因此该方案是可能的基准线情景。 W5 部分废能媒介被回收用于热力/电力/ 机 械 能 生产，而剩余部分则被点火/放空/未使用 否 由于回收焦炉煤气没有财务吸引力，因此该地区没有焦炉煤气发电自用项目（焦炭厂不会消耗很多电）。因此回收部分焦炉煤气发电不是可能的情景。 W6 所有废能得到收集，并用于外部电力或蒸汽生产 是 该项即为实施项目但不考虑自愿减排项目，该项与 W4 类似。因此是可能

25、的基准线情景。 表表 B.4.2 电力生产的电力生产的可能可能的的替代方案替代方案 电力生产的替代方案 是否适用本项目 论证 P1 拟议的项目活动不作为自愿减排项目实施； 是 本项目利用 COG发电，符合法律法规，因此是可能的基准线情景。 P2 现场或者非现场现有的化石能源热电联产厂； 否 本项目区及周围没有化石能源热电联产厂，因此，该方案不能成为基准线。 P3 现场或者非现场新建的化石能源热电联产厂； 否 同 P2 P4 现场或者非现场现有的可再生能源热电联产厂； 否 同 P2 P5 现场或者非现场新建的可再生能源热电联产厂； 否 同 P2 P6 现场或者非现场现有的化石能源自备电厂； 否

26、厂内外没有现有的化石燃料自备电厂，因此该方案不能成为基准线情景。 P7 现场或者非现场现有的可再生能源或者其他废否 厂内外没有可再生能源或废能自备电厂，因此该方案不能成为基准线中国温室气体自愿减排项目设计文件 第 14 页 能自备电厂； 情景。 P8 现场或者非现场新建的化石能源自备电厂； 否 根据中国电力法规，禁止新建低于135MW的热电厂10。本项目装机为72MW， 因此该方案不能成为基准线情景。 P9 现场或者非现场新建的可再生能源或者其他废能自备电厂； 否 河南省风力资源有限，项目所在地的年平均风功率密度11小于50W/m2；生物质发电投资大，运行成本高；太阳能发电成本高，难以推广12

27、。因此，该方案不是可能的基准线情景。 P10 联网的电厂； 是 项目实施前，电量来自华中电网相连的燃煤电厂，因此是可能的基准线情景。 P11 现有的废能自备电厂（如果项目活动同是废能自备电厂，此情景代表较低的效率或是回收率； 否 厂内没有利用废能的自备电厂，因此该方案不是可能的基准线情景。 P12 现有的废能热电联产，但是较低效率或者回收率。 否 同 P2 表表 B.4.3 热力生产的可能的替代方案热力生产的可能的替代方案 热力生产的替代方案 是否适用本项目 论证 H1 项目活动不作为自愿减排项目活动实施； 是 本项目不作为自愿减排项目实施，符合现行国家/行业法律法规，H1 是可行的基准线情景

28、。 H2 现场或者非现场现有的化石燃料热电联产厂； 否 厂内外没有化石燃料热电联产厂。 10 国办发明电20026 号 11 http:/ 12 http:/ 中国温室气体自愿减排项目设计文件 第 15 页 H3 现场或者非现场新建的化石燃料热电联产厂； 否 新建化石燃料热电联产电厂的电价低13，成本高，投资风险大14，不是可行的基准线情景。 H4 现场或者非现场现有的可再生能源热电联产厂； 否 厂内外没有可再生能源热电联产电厂 H5 现场或者非现场新建的可再生能源热电联产厂； 否 同 P5 H6 现有的基于化石燃料的元过程； 是 项目产生的同等热量在项目实施前由化石燃料提供，因此 H6 是可

29、行的基准线情景。 H7 新建的基于化石燃料的元过程； 否 已经有化石燃料锅炉，不打算建新的化石燃料锅炉。 H8 现有的可再生能源或者其它废能供热； 否 项目业主没有利用可再生能源或者其它废能供热的锅炉，因此不是可能的基准线情景。 H9 新建的可再生能源或者其它废能供热； 否 新建可再生能源锅炉成本高，投资风险大，因此不是可能的基准线情景。项目区没有其它废能，因此也不是可能的基准线情景。 H10 其他来源，比如区域供热； 否 本项目周围无热力管网，也没有地区供热的热源，因此不是可能的基准线情景。 H11 其他热力生产技术（比如热泵或者太阳能）； 否 使用热泵或太阳能投资大，投资成本高，不具有经济

30、可行性，因此不是可能的基准线情景。 H12 利用废能生产蒸汽或者过程热，但是效率或者回收率较否 本项目可研通过设备选型优化，力求效率最大化， 13 http:/ 14 http:/ 中国温室气体自愿减排项目设计文件 第 16 页 低； 若选用效率低的设备，则项目收益减少，经济性差；并且落后设备的生产厂家大多已停止生产，购买落后设备的成本及运行的维护可能成本更高，将面临更大的经济障碍，因此，排除 H12。 H13 废能热电联产，但是效率或者回收率较低； 否 同 H13 H14 现场化石燃料消耗供热； 否 现场没有化石燃料供热，因此 H14 不是可能的基准线情景。 通过以上分析，有可能的废气利用的

31、替代方案包括 W2（废气点燃后排空）和 W4/W6（满足某种能源需求)；有可能的发电的代替方案包括 P1（拟议项目活动本身，但不作为自愿减排项目活动)和 P10（剩余焦炉煤气排空，项目产生的同等电量来自华中电网），H1（项目活动不作为自愿减排项目活动实施）、H6（现有的基于化石燃料的元过程)。 总之，有可能成为基准线的方案包括如下表组合： 表表 B.4.3 可能的基准线情景可能的基准线情景 替代方案 基准线选择 情景描述 废气利用 发电 供热 1 W2 P10 H6 剩余焦炉煤气点燃放散，由华中电网提供等量电量，热能由燃煤锅炉提供。 2 W4/W6 P1 H1 回收剩余焦炉煤气进行热电联产，但

32、不作为自愿减排项目活动。 步骤步骤 2: 利用额外性论证利用额外性论证与与评价工具的最新版步骤评价工具的最新版步骤 2 和或者步骤和或者步骤 3 确定最合确定最合适的基准线情景，排除不可行选项（也就是排除有不可克服的障碍的选项或适的基准线情景，排除不可行选项（也就是排除有不可克服的障碍的选项或者明确的无经济吸引力选项）者明确的无经济吸引力选项） 根据 B.5第二步， 替代方案 2“回收剩余焦炉煤气进行热电联产，但不作为自愿减排项目活动”的 IRR为 4.4%，低于行业基准收益率 8%，因此方案 2 不是可能的基准线情景。 中国温室气体自愿减排项目设计文件 第 17 页 替代方案 1“剩余焦炉煤

33、气点燃放散，由华中电网提供等量电量，热量由燃煤锅炉提供”没有面临其他障碍，是 可能的基准线情景。 步骤步骤 3:如果存如果存在多于一种的可能的基准线情景，取最低排放的作为基准线在多于一种的可能的基准线情景，取最低排放的作为基准线情景情景 经过以上分析，只剩下一种可能的替代方案，因此该步骤不需要。 从以上分析可以看出，W2，P10 和 H6（剩余焦炉煤气点燃放散，由华中电网提供等量电量，热量由燃煤锅炉提供，即方法学中的基准线情景 1）是最可能的、最有经济吸引力的方案。根据方法学，该方案是项目的基准线情景。 B.5. 额外性论证额外性论证 CDM 决策过程决策过程 公司于 2009 年 2 月与

34、CDM 咨询公司开始接触洽谈 CDM 开发申请事宜，股东于 2009 年 4 月召开了董事会，讨论并一致同意申请 CDM。随后签署 CDM开发协议、完成可研、环评，签订设备购买合同，项目作为 CDM项目获得国家发改委批准。后来随着国际市场的变化和国内自愿减排项目的兴起，项目业主决定开发自愿减排项目。项目活动重要事项的时间见表B.5.1。 表 B.5.1 项目活动时间表 事件 时间 与 CDM 咨询公司开始接触洽谈 CDM 开发申请事宜 2009 年 2 月 董事会 CDM 相关决议 2009 年 4 月 CDM开发咨询协议签署 2009 年 6 月 完成项目可行性研究报告 2009 年 9 月

35、 签订土建承包合同(项目开始日期) 2009 年 9 月 7 日 可研批复(备案)（豫安市域源200900307） 2009 年 9 月 11 日 完成项目环境影响报告表 2009 年 10 月 26 日 环评批复（安环建表2009239 号） 2009 年 12 月 10 日 项目开工 2010 年 9 月 15 日 作为清洁发展机制项目获得国家发改委批准 LOA 2011 年 3 月 22 日 项目投产 2011 年 12 月 5 日 中国温室气体自愿减排项目设计文件 第 18 页 本项目采用“额外性论证与评价工具(第 07.0.0 版)”来论证项目的额外性。具体步骤如下： 步骤步骤 1.

36、 识别符合目前中国法律法规要求的项目的替代方案识别符合目前中国法律法规要求的项目的替代方案 子步骤子步骤 1a. 确定该项目活动的替代方案确定该项目活动的替代方案 根据B.4.部分的描述，该项目活动有两种替代方案 替代方案 基准线选择 情景描述 废气利用 发电 供热 1 W2 P10 H6 剩余焦炉煤气点燃放散，由华中电网提供等量电量，热能由燃煤锅炉提供。 2 W4/W6 P1 H1 回收剩余焦炉煤气进行热电联产，但不作为自愿减排项目活动。 子步骤子步骤 1b. 适用法律和法规的实施情况适用法律和法规的实施情况 国家发改委于2005年12月2日颁布的“中华人民共和国国家发展和改革委员会第40号

37、产业结构调整指导目录（2005年本）”，该文件中鼓励焦炉煤气回收及综合利用，并非强制性文件。B.4的替代方案1不违反当时国家相关强制性规定，根据EB22次会议的附件315，本项目不需要考虑产业结构调整指导目录（2005年本）的要求，因此方案1和方案2都是可行的替代方案。 步骤步骤 2投资分析投资分析 投资分析的目的是为了确认本项目是否： （a）在经济上或财务上是最不具有吸引力的； （b）在无自愿减排销售收入条件下是经济上或财务上不可行的。 投资分析步骤如下 子步骤子步骤 2a. 确定合适的分析方法确定合适的分析方法 “额外性论证与评价工具（第 07.0.0 版）”为此步骤提供了三种可供选择的分

38、析方法，即“简单成本分析方法（选项 I）”、“投资比较分析方法（选项 II）”以及“基准分析方法（选项 III）”。 15 http:/cdm.unfccc.int/EB/022/eb22_repan3.pdf 中国温室气体自愿减排项目设计文件 第 19 页 本项目拥有除自愿减排销售收入以外的售电收益，因而不宜采用简单成本分析法（选项 I）。考虑到由步骤 1 确认的替代方案 1（剩余焦炉煤气点燃放散，由华中电网提供等量电量，热量由燃煤锅炉提供）不是一个投资项目，因此在投资比较分析法(选项 II)与基准分析方法(选项 III)中选择采用基准分析方法(选项 III)进行投资分析。 子步骤子步骤 2

39、b. 选项选项 III.应用基准分析方法应用基准分析方法 本项目通过对比没有自愿减排收益时项目的内部收益率（税后 IRR）和行业基准财务收益率来确定实施本项目或者维持现有状态（即替代方案1）。本项目选用了 8%作为项目财务基准收益率进行分析，选择原因如下： 根据国家发改委、建设部发布的建设项目经济评价方法与参数（第三版），其中列举了 24 个行业和 94 个细分行业，该焦炉煤气发电项目所发电力扣除辅助设备自用后均上网，因此属于电力行业中的“火力发电”行业，该行业的全投资税前基准收益率为 8%；因此，我们选用了火力发电行业的 8%的财务基准收益率作为该项目的评价基准。 财务指标计算和比较详见子步

40、骤 2c。 子步骤子步骤 2c. 财务指标计算和比较财务指标计算和比较 (适用于选项适用于选项 III) 表 B.5.2 列出了本项目不考虑自愿减排时的收益率为 4.4%，低于行业内部收益率 8%。因此不具有经济吸引力。 表表B.5.2 考虑考虑自愿减排自愿减排与不考虑与不考虑自愿减排自愿减排的财务分析的财务分析 不考虑自愿减排的收益率 4.4% 考虑自愿减排的收益率 8.62% 表表B.5.3 计算关键财务指标所需要的基本参数计算关键财务指标所需要的基本参数 基本参数 数值 来源 有效装机容量（MW） 55 可行性研究报告 供电量（MWh） 297,000 所得税 25% 增值税 17%（电

41、力） 蒸汽（13%） 上网电价（元/MWh） 0.33（含税） 项目总投资（万元） 25,000 贷款（万元） 15,000 贷款利率（%） 5.76 中国温室气体自愿减排项目设计文件 第 20 页 年运营成本（元） 74,080,614 城市维护建设税 5% 教育附加税 3% 折旧 建筑物20年，设备15年 残值 5% 自愿减排 价格 （元/tCO2e） 60 预计 子步骤子步骤 2d.敏感性分析敏感性分析 敏感性分析关注有关财务吸引力的结论是否在关键假设发生合理变化时仍然充分成立。就拟议的项目活动，选取以下四个基本参数作为敏感性要素进行分析： 1）上网电价 2）蒸汽价格 3) 固定资产投资

42、 4）COG成本 表表B.5.4 全全投资内部收益率投资内部收益率IRR敏感性分析敏感性分析 参数 -10% 0% 10% 上网电价 0.29% 4.40% 7.85% 蒸汽价格 3.67% 4.40% 5.09% 固定资产投资 5.13% 4.40% 3.84% COG成本 6.70% 4.40% 1.80% 基准收益率 8% 从表 B.5.4 可以看出，当电价、蒸汽价格、固定资产投资、COG成本在 10%范围内变化时（不考虑自愿减排收益），项目 IRR也随之变化，但都低于行业基准收益率 8%。 表 B.5.5 显示各参数达到 8%基准收益率时的变化率 表表 B.5.5 项目项目 IRR 达

43、到行业基准收益率的条件分析达到行业基准收益率的条件分析 参数 各参数的变化率 上网电价 +11% 蒸汽价格 +54% 固定资产投资 -33% COG成本 -16% 中国温室气体自愿减排项目设计文件 第 21 页 实际上，以上参数都不可能达到这些变化，因为： 上网上网电价：电价：电价由地方发改委公布定价，且电价为是关系到经济稳定的重要因素，波动不应过大。本项目电价是利源煤焦集团与供电公司签订的固定价格，不会有变化。因此， 本项目的电价不可能增加 11%，项目收益率也不可能达到 8%。 蒸汽价格蒸汽价格：蒸汽价格 参照市场价格，市场价格的变化取决于当地物价部门的定价，价格变化相对较为稳定，因此不可

44、能增长 54%。 固定资产投资：固定资产投资：通过经济发展规律及统计年鉴可以看出，中国原材料价格（如钢铁、水泥）一直在升高。因此，固定资产投资不可能减少 33% 。 COG 成本成本：COG净化成本主要包括原材料和人力成本。通过这几年的物价规律及统计年鉴可以看出，河南省原材料价格和人力成本一直在增长，因此，降低 16%是不可能的。 通过以上财务分析，该项目活动在不考虑来自自愿减排收益的情况下，项目活动缺乏财务吸引力。根据敏感性分析，无论经电价、蒸汽价格、固定资产投资、COG 成本如何变化，都不可能使该项目具有经济吸引力。因此本项目在不考虑自愿减排收入时不具有经济吸引力。因此方案 2 不是可行的

45、替代方案。 自愿减排能够帮助项目克服经济和财务障碍，提高项目收益率。此外，自愿减排还能为项目带来许多其它效益，如提高业主的可持续发展的观念。 步骤步骤3. 障碍分析障碍分析 不适用 步骤步骤 4. 普遍性分析普遍性分析 根据“额外性论证评价工具（第 07.0.0 版）”对该项目进行普遍性分析。 该工具定义了 4 种技术类型： （i） 燃料和原料转换； （ii） 包括或不包括能源改变的技术转换，包括能效提高及新能源； （iii） 甲烷消除； （iv） 避免甲烷转化 本项目属于回收废弃能源，替代了燃煤锅炉供热及化石燃料发电，属于（i） 中国温室气体自愿减排项目设计文件 第 22 页 步骤步骤 4a

46、. 计算拟议项目活动设计产出或容量的计算拟议项目活动设计产出或容量的+/-50%作为可适用产出范作为可适用产出范 围围 本项目的设计装机规模为 72MW，因此计算输出范围则为 36 MW 至108MW。 子步骤子步骤 4b. 在选定的地理范围根据子步骤在选定的地理范围根据子步骤 4a 计算的输出范围确定在该项目计算的输出范围确定在该项目 活动开始日期之前的项目活动数量活动开始日期之前的项目活动数量 Nall,其中已经注册为清洁发展机制的项其中已经注册为清洁发展机制的项目和正在挂网公示的项目不在此范围内目和正在挂网公示的项目不在此范围内 同一个省的废能热电联产项目的投资环境、电价、土地政策、法规

47、等通常类似。本项目位于河南省，因此河南省被选择作为本项目普及性分析的地理范围。 本项目活动的开始日期为 2010 年 9 月 7 日，因此与本项目相类似的项目定义范围为在河南省境内开始日期在 2010 年 9 月 7 日之前装机规模为 36 MW 至 108MW。 在河南省存在的废能热电联产项目均是已经注册的项目或正在挂网公示。因此 Nall=0 子步骤子步骤 4c. 根据子步骤根据子步骤 4b，识别项目所采用技术与本项目活动不同的项目活，识别项目所采用技术与本项目活动不同的项目活动，并标注数量动，并标注数量 Ndiff Ndiff=0 子步骤子步骤 4d：计算因子：计算因子 F=1- Ndi

48、ff/Nall 由子步骤 4b 和 4c得出的结论可知 Nall= Ndiff =0 Nall-Ndiff=0 根据 “额外性论证评价工具（第 07.0.0 版）”当 F0.2 ，Nall-Ndiff3 则认为本项目具有“普遍性”。 而本 项目 Nall-Ndiff=0，因此本项目不具有普遍性，本项目具有额外性。 B.6. 减排量减排量 B.6.1. 计算计算方法的说明方法的说明 第第 1 步步 基准线排放基准线排放 本项目活动属于 CM-005-V01（第一版）中的基准线情景 1，如 B.4所述，项目的基准线情景为，剩余焦炉煤气点燃后排空，由华中电网提供同等电量，由燃煤锅炉提供同等热量。 中

49、国温室气体自愿减排项目设计文件 第 23 页 第 y年基准线排放量的计算公式为： BEy= BEEn,y+BEflst,y (1) 其中， BEy 第y年总的基准线排放量（tCO2） BEEn,y 第y年项目能源生产的基准线排放量（tCO2） BEflst,y 在没有项目活动的情景下化石燃料燃烧的基准线排放量(tCO2)，化石燃料或者是直接用于废气燃烧或者是生产蒸汽用于废气燃烧。这部分适用于基准情景下有蒸汽用于废气燃烧的情况。 本项目实施前，不需要用化石燃料点燃焦炉煤气，因此BEflst,y=0 BEEn,y 的计算取决于项目类型和适用的方法学表 2 中的基准线情景。 本项目的基准线情景是 W

50、2（剩余焦炉煤气点燃放散），P10（由华中电网提供等量电量），H6（热量由燃煤锅炉提供），属于表 2 中的基准线情景 1。根据方法学 CM-005-V01，在没有自愿减排项目时，不回收废能媒介，情景 1的基准线排放计算公式为： BEEn,y=BEElec,y+BETher,y (2) BEElec,y 第 y年电力基准线排放量（tCO2） BETher,y 第 y 年热能基准线排放量 (tCO2)。本项目的减排量仅计算发电部分的减排量，因此 BETher,y=0 本项目属于类型 1 项目，因此基准线的排放量计算公式为： jiyj,i,Elec,yj,i,Elec)EF*(EG*BEwcmcap

51、yff (3) 其中， EGi,j,y 第y年电厂提供给电力接受方j的电量，无项目活动前此部分电量由华中电网提供(MWh)； EFElec,i,j,y 由本项目替代的供电方i第y年的CO2排放因子，本项目所发电量替代华中电网同等电量，因此等于华中电网排放因子EFgrid,CM,y (tCO2/MWh)。排放因子采用发改委公布的2014年中国区域电网基准线排放因子；见附件 2； fwcm 本项目活动利用废能的发电量占总发电量的比例。若全部用废能发电，则fwcm=1。本项目发电全部是利用废能，不需要辅助燃料，因此fwcm = 1； fcap 第y年项目活动利用基准线情景下的废气理论上可产生的能量中

52、国温室气体自愿减排项目设计文件 第 24 页 相对于第y年项目活动利用废气或余热总产能的比例。若在第y年产生的废能等于或小于历史水平，则该系数为fcap=1 排放量的限制因子（排放量的限制因子（fcap） 该方法学要求，无论是因计划或非计划的实际产量的增加、还是因运行参数或运行实践改变或者燃料的类型和数量发生改变所引起的废能的增加，均应通过参数fcap为基准线排放设置一个上限。方法学提供三种计算参数fcap的方法：（i）如果数据可得，按方法1估算fcap；（ii）新建项目，或者现有设施的数据不可得，按方法2估算fcap；（iii）如果项目参与者证明对余热/余压进行直接监测术不可行，则按方法三估

53、算fcap。 方法1：如果有关于废能载体所释放能量的历史数据，则根据项目活动开始前三年在正常工况下排空废能的最大值确定基准线排放的上限。 由于该项目的废气来源设备运行不足三年，无历史数据可查，因此，该方法不可行。 方法2：如果无法获得三年的历史数据，则应采用制造商提供的设备技术参数来估算单位“产品”所产生的废能量。这里的“产品”是废能产生的过程（部分生产过程，或者项目的整个生产过程）得到的。如果项目参与者对设备进行了改造，或者设备制造商的技术参数不可得，则应由独立的有资质的专家，比如特许工程师，保守的评估单位产品产生的废能量。 该项目无法提供使用说明文件中的相关数据，也无法找到符合要求的独立第

54、三方专家提供相关数据；另外，对COG热量的监测非常复杂，首先需要安装高精度高质量的仪表监测COG的成分、温度、体积，而且COG对仪表有强腐蚀作用，容易造成仪表准确度降低甚至报废，即使得到了准确的监测数据，也需要非常复杂的热力学公式来计算混合气体COG的热值。因此，从实践角度讲该方法不可行。 方法3： 如果直接测量废能载体所含的废能（例如热、显热、反应热、燃烧热等）、废能载体的热焓或压力存在技术上的障碍，而且单位产品的废能媒介产量也不可得，此时则需要基于间接信息来估算废能量的参数，这些参数应该与废能可以回收的设施的产品或者副产品的性质有关（比如水泥厂熟料生产过程中熟料的热能可以用空气回收形成废能

55、媒介）。方法3又针对两种情况给出不同的测量途径。 情景1：回收废能媒介中的能量，并通过余热回收设施转化为最终能源。例如，化学反应热产生的废能可以生产有用能源比如蒸汽。此时，fcap应表示为余热回收设备可回收能量的理论最大值与项目活动在y年实际回收能中国温室气体自愿减排项目设计文件 第 25 页 量的比值。根据主产品或者副产品的信息估算该设备理论上可回收的废能量。对于已建的设施，这些可以通过历史信息获得，对于新建设施，可以使用设备商的技术参数进行评估。 情景2：先通过中间介质在中间废能回收设备中回收废能载体中的能量，然后中间介质中的能量在终端余热回收设备中生产出最终能源。例如，用于置换最初废能载

56、体中的能量的中间介质可以是水、油或空气，他们将化学反应热或固体显热置换出来，然后再用于生产最终的输出能量等。此时，fcap可表示为自愿减排项目活动中余热回收系统回收的最大能量与中间介质在y年实际回收的能量的比值。根据主产品或者副产品的信息估算该设备理论上可回收的废能量。对于已建的设施，这些可以通过历史信息获得，对于新建设施，可以使用设备商的技术参数进行评估。 计算公式如下： (4) 其中： QOE,BL 可以产生的最终/中间能量，基于没有自愿减排项目时，排空（ 或者点天灯或者废气能量）的废热媒介能够回收的 最大的能量（MWh）。 QOE,y 第y年实际回收的最终/中间能量（MWh）； 本PDD

57、中事前计算中假设fcap为1。在项目建成后的计入期内每年将对该参数进行监测。若实际数值大于等于1，则取值为1。若监测值小于1，则取实际计算值用于当年的减排量计算。 项目活动第y年生产的热量的基准线排放计算公式如下： jkyjheatkturmechturyjkwcmyjnnynwcmcapyTherEFMGfHGffBE,)/*( （5） 由于本项目只考虑发电引起的减排量，因此BETher,y=0 电网排放因子的计算电网排放因子的计算 项目产生的电量替代了华中电网，因此电网排放因子(EFelec,gr,i,y) 应该按照“电力系统排放因子工具（第04.0版）”计算。 根据“电力系统排放因子计算

58、工具”，本项目所有计算出的数据都是基于可获得的华中电网的数据。基准线排放因子(EFy)来自于混和边际(CM)的计算，包括运行边际(OM)因子和建设边际(BM)因子的加权。OM和BM通过如下步骤来确定： 中国温室气体自愿减排项目设计文件 第 26 页 步骤步骤1. 确定本项目的电力系统确定本项目的电力系统 本项目所发电量并入河南省电网，河南省电网属于华中电网，因此本项目的电网系统边界是华中电网。 步骤步骤 2. 选择是否将离网电厂包括在项目电力系统内选择是否将离网电厂包括在项目电力系统内 项目参与方可以从以下两种方案中选择一种计算电量边际排放因子和容量边际排放因子。 选项 I：只包括联网电厂 选

59、项 II：联网电厂和离网电厂都包括在计算范围内。 本项目选择选项 I（即只将联网电厂包含在计算中）计算电量边际排放因子和容量边际排放因子。 步骤步骤 3. 选择计算电量边际排放因子的方法选择计算电量边际排放因子的方法 根据“电力系统排放因子计算工具（第 04.0版）”，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。 以上方案中，选择 a)计算电量边际排放因子，因为华中电网低运行成本或必须运行的电源少于定

60、义里要求的 50%的总发电量，符合方式（a）。 步骤步骤 4. 根据第根据第 3 步选择的方法计算电量边际排放因子步选择的方法计算电量边际排放因子 电力系统排放因子计算工具（第 04.0 版）提供了三种选择计算EFgrid,OM,simple,y 选项 A：基于单个电厂的供电量和 CO2排放因子 选项 B：基于电网系统内所有电厂的总供电量、燃料类型和燃料总消耗量。 华中电网单个电厂的数据不可得，因此不能用选项 A。只有核电和可再生能源电量被认为是低成本/必须运行电量，供给华中电网的核电和可再生能源电量的数据是可知的，因此选用选项 B 计算电量边际排放因子。 yiyiCOyiyiysimpleO

61、MgridEGEFNCVFCEF,2 （6） 其中 ysimpleOMgridEF, 第 y年的简单电量边际排放因子(tCO2e /MWh) 中国温室气体自愿减排项目设计文件 第 27 页 FCi,y 第 y年本项目所属电力系统消耗的化石燃料 i 的数量(质量或体积单位) NCVi,y 单位质量或体积的化石燃料 i 的净热值(GJ/质量或体积单位)，采用国家特定值； EFCO2,i,y 第 y年化石燃料 i 的 CO2排放系数(tCO2e /GJ)； EGi 第 y年本项目所属电力系统内所有机组向电网提供的电量(MWh)，不包括低成本/必须运行的电厂； i 第 y年在本项目所属电力系统内作为燃

62、料使用的所有化石燃料类型； y 步骤 3 确定的可获得数据的年份。 根据 2012 年实际数据计算华中电网电量边际排放因子(EFg rid,OM,y )为0.9724tCO2/MWh。 具体计算过程见附件 2 步骤步骤 5 计算容量边界排放因计算容量边界排放因子子 （EFgrid,BM,y） 根据“电力系统排放因子计算工具（04.0 版）”，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： mymmymELymyBMgridEGEFEGEF, （7） 其中： EFgrid,BM,y 第 y年的 BM排放因子（tCO2/MWh）； EFEL,m,y 第 m个样本机组在第 y年的排放

63、因子（tCO2/MWh）； EGm,y 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）。 其中第 m个机组的排放因子 EFEL,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(04.0 版)”提供了计算 BM的两种数据时间选择： 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

64、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。 中国温室气体自愿减排项目设计文件 第 28 页 本项目采用选项 1)，基于项目设计文件提交时可得的最近数据事前计算，不需要事后的监测和更新。 由于数据可得性的原因，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、燃煤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

65、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 BM排放因子。 具体步骤和公式如下： 子步骤子步骤 5a. 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。 jiyjiCOyiyjijCOALiyjicoyiyjiyCoalEFNCVFCEFNCVFC,22 （8） jiyjiCOyiyjijOILiyjicoyiyjiyOilEFNCVFCEFNCVFC,22 （9） jiyjiCOyiyjijGASi

66、yjicoyiyjiyGasEFNCVFCEFNCVFC,22 （10） 其中： FCi,j,y 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）； NCVi,y 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/m3）； EFCO2,i,j,y 燃料 i 的排放因子（tCO2/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。 中国温室气体自愿减排项目设计文件 第 29 页 子步骤子步骤 5b. 计算对应的火电排放因子。 AdvGasGasAdvOilOilAdvCoalC

67、oalAdvThermalEFEFEFEF, （11） 其中 EFi,Adv 商业化最优效率的燃煤、燃煤和燃气发电技术所对应的排放因子 Coal, Oil, Gas 固体燃料、液体燃料和气体燃料的脚标集合 i 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。 子步骤子步骤 5c. 计算电网的 BM yThermalyTotalyThermalyBMgridEFCAPCAPEF, （12） 其中， CAPTotal,y 为超过现有容量 20%的新增总容量 CAPThermal,y 为新增火电容量。 根据 2012 年实际数据计算华中电网容量边际排放因子( EFgrid,BM,y

68、 )为0.4737tCO2/MWh，具体计算过程见附件 2 步骤步骤 6. 计算电网排放因子（计算电网排放因子（EFgrid,CM,y） BMyBMgridOMyOMgridyCMgridwEFwEFEF, （13） 此处，权重 OM默认为 0.50，BM默认为 0.50。根据公式，计算得到基准线排放因子为 0.72305tCO2/MWh。 第第 2 步步 项目排放项目排放(PEy) 根据方法学，本项目排放包括辅助燃料燃烧的排放以及净化尾气耗电量的排放。其计算公式为： PEy = PEAF, y + PEEL, y (14) 其中： PEAF, y 第 y年辅助燃料燃烧产生的排放量(tCO2)

69、； PEEL, y 第 y年尾气净化设备耗电产生的排放量(tCO2)。 项目活动消耗化石燃料引起的排放项目活动消耗化石燃料引起的排放 中国温室气体自愿减排项目设计文件 第 30 页 项目活动消耗化石燃料的排放仅在以下两种情况下计算：（1）化石燃料用于补充废能，而输出的能源不能区分哪些是化石燃料产生的，哪些是废能 产生。（2）由于技术条件限制（如气体监测和气体质量的限制），很难计算 fwcm。除此以外的所有情况下，如果 fwcm的计算已经考虑了化石燃料，则计算项目排放时不必再考虑。 化石燃料排放采用“化石燃料消耗引起的项目或泄露计算工具（02版）”。 PEAF,y = (FFi,y NCVi E

70、FCO2,i) (15) FFi,y 第 y年消耗的化石燃料( 燃机启动及停机、锅炉启动的时候需要使用柴油作为燃料，在事前估算中按年消耗 40 吨柴油估算。事后进行监测) NCVi 化石燃料的净热值（根据中国能源统计年鉴 2013，该值为0.042652 TJ/t） EFCO2,i 化石燃料的二氧化碳排放因子(根据中国能源统计年鉴 2013该值为 72.6tCO2/TJ) 净化煤气或者其它辅助耗电引起的项目排放净化煤气或者其它辅助耗电引起的项目排放 电力消耗的排放采用“电力消耗的基准线、项目和或泄露排放计算工具（1.0版）”，根据该工具，净化煤气或者其它辅助耗电引起的项目排放计算公式如下 PE

71、EL,y= ECPJ,y EFCO2,EL,y （1+TDLj,y） (16) 其中： ECPJ,y 项目活动第 y年耗电量（MWh）； EFCO2,EL,y 项目活动耗电排放因子，即华中电网排放因子（tCO2/MWh）； TDLj,y 电力传输和输送过程中损失，根据电力消耗的基准线、项目和或泄露排放计算工具(1.0版)，TDLj,y 缺省值为20% 本项目消耗电力事前估算为 0，事后进行监测。因此，事前估算中，PEEL,y=0 第第 3 步步 项目泄漏项目泄漏(LEy) 根据方法学，项目不考虑泄漏。 中国温室气体自愿减排项目设计文件 第 31 页 第第 4 步步 项目活动减排量项目活动减排量

72、(ERy) 本项目减排计入期内的年减排量为： ERy=BEy-PEy (17) 其中， ERy y年项目活动减排量； BEy y年基准线排放量； PEy y年项目排放量。 B.6.2. 预先确定预先确定的参数和数据的参数和数据 数据数据/参数：参数： QOE,BL 单位： MWh/a 描述： 基于没有自愿减排项目时，排空（或者点天灯或者废气能量）的废热媒介能够回收的最大的能量。 所使用数据的来源： 可研 所应用的数据值： 330,000 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： 该数据来自可研，可研由有资质的设计院提供 数据用途: 计算fcap 评价意见： - 数据数据/参数：

73、参数： fWCM 单位： % 描述： 本项目活动利用废能的发电量占总发电量的比例。若全部用废能发电，则fwcm=1。 所使用数据的来源： 项目设计文件及实际情况 所应用的数据值： 100% 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： 若项目掺烧化石燃料，则该参数视实际情况修改 中国温室气体自愿减排项目设计文件 第 32 页 数据用途: 计算基准线排放 评价意见： - 数据数据/参数：参数： FCi,y 数据单位： 万吨，108m3 数据描述： 华中电网中燃料i 在第y 年的消耗量 所使用数据的来源： 中国能源统计年鉴(2011-2013 年) 所应用的数据值： 具体数据值请参见附

74、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： 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 数据用途： 计算电网排放因子 评价： - 数据数据/参数：参数： NCVi,y 数据单位： MJ/t, km3 数据描述： 燃料i 单位质量或体积的净热值 所使用数据的来源： 中国能源统计年鉴(2011-2013年) 所应用的数据值： 具体数据值请参见附件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： 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 数据用途： 计算电网排放因子 评价： - 数据数据/参数：

75、参数： EFCO2,i,y 数据单位： tCO2e/TJ 数据描述： 在y年，发电燃料i的排放因子 所使用数据的来源： IPCC2006年国家温室气体排放清单指南，第二 卷第一章 所应用的数据值： 具体数据请参见附件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： 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 数据用途： 计算电网排放因子 中国温室气体自愿减排项目设计文件 第 33 页 评价： - 数据数据/参数：参数： EGy 数据单位： MWh 数据描述： 在y年，华中电网的净发电量或总供电量 所使用数据的来源： 中国电力年鉴（2011-2013

76、） 所应用的数据值： 具体数据请参见附件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： 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 数据用途： 计算电网排放因子 评价： - 数据数据/参数：参数： ECRy 数据单位： % 数据描述： 第y年，华中电网相连电厂的厂耗电率 所使用数据的来源： 中国电力年鉴（2011-2013） 所应用的数据值： 具体数据请参见附件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： 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 数据用途： 计算电网排放因子 评价： - 数

77、据数据/参数：参数： EFCoal,Adv,y/ EFOil,Adv,y/ EFGas,Adv,y 数据单位： % 数据描述： 商业最优效率技术下燃煤机组/燃油机组/燃气机组的供电效率 所使用数据的来源： 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 所应用的数据值： 具体数据请参见附件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： 采用国家发展和改革委员会应对气候变化司发布的数据，来源可靠。 数据用途： 计算电网排放因子 评价： - 中国温室气体自愿减排项目设计文件 第 34 页 数据数据/参数：参数： CAPm,j,y 数据单位： MW 数据描

78、述： 第y年，华中电网m省份电力资源j的装机容量 所使用数据的来源： 中国电力年鉴（2011-2013年） 所应用的数据值： 具体数据请参见附件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： 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 数据用途： 计算电网排放因子 评价： - B.6.3. 减排量事前计算减排量事前计算 如 B.6.1 所述，本项目计入期内的减排量的事前计算如下： 1. 基准线排放基准线排放 基准线排放计算： BEy=BEEn,y +BEflst,y BEflst,y=0 BEEn,y =BEElec,y+BETher,y BEE

79、lec,y= yjiElecyjiwcmcapEFEGff, 根据 B.6.1 fcap=1 fwcm=1 BEelec,y=EGi,j,y*EFgrid,CM,y= 297,000 0.72305 =214,746tCO2 本项目不考虑供热产生的减排量，因此 BETher,y=0 tCO2 BEy=BEEn,y+BETher,y=214,746+0=214,746tCO2 2. 项目排放项目排放（PEy） PEy = PEAF, y + PEEL, y PEAF,y = (FFi,y NCVi EFCO2,i) =30*0.042652TJ/t72.6tCO2/TJ=93tCO2 项目消耗的

80、电力在事前估算中为 0，PEEL, y =0 PEy=93tCO2 3. 项目项目泄漏泄漏(LEy) 根据方法学，项目不考虑泄漏。 中国温室气体自愿减排项目设计文件 第 35 页 4. 项目活动减排量项目活动减排量(ERy) ERy=BEy-PEy=214,746 tCO2e -93 tCO2e =214,653tCO2e B.6.4. 事前估算减排量概要事前估算减排量概要 年份年份 基准线排放基准线排放 (tCO2e) 项目排放项目排放 (tCO2e) 减排量减排量 (tCO2e) 2013 年 1 月 1 日至 2013 年12 月 31 日 214,746 93 214,653 2014

81、 年 1 月 1 日至 2014 年12 月 31 日 214,746 93 214,653 2015 年 1 月 1 日至 2015 年12 月 31 日 214,746 93 214,653 2016 年 1 月 1 日至 2016 年12 月 31 日 214,746 93 214,653 2017 年 1 月 1 日至 2017 年12 月 31 日 214,746 93 214,653 2018 年 1 月 1 日至 2018 年12 月 31 日 214,746 93 214,653 2019 年 1 月 1 日至 2019 年12 月 31 日 214,746 93 214,65

82、3 2020 年 1 月 1 日至 2020 年12 月 31 日 214,746 93 214,653 2021 年 1 月 1 日至 2021 年12 月 31 日 214,746 93 214,653 2022 年 1 月 1 日至 2022 年12 月 31 日 214,746 93 214,653 合计合计 2,147,460 930 2,146,530 计入期时间合计计入期时间合计 10 年 计入期内年均值计入期内年均值 214,746 93 214,653 B.7. 监测计划监测计划 B.7.1. 需要需要监测监测的参数和数据的参数和数据 数据数据/参数：参数： EGi,j,y

83、单位： MWh 中国温室气体自愿减排项目设计文件 第 36 页 描述： 第 y年供给接收方 j的电量，即，供给华中电网的电量。 所使用数据的来源： 电表计量 数据值： 297,000 测量方法和程序: 在电厂出口安装双向电表进行连续测量：每月记录一次。 监测频率： 连续监测，每月记录 QA/QC程序: 电表将按照国家标准进行检定。数据记录或电力结算单将用于交叉核对。 数据用途： 计算基准线排放 评价： / 数据数据/参数：参数： ECPJ,y 单位： MWh 描述： 第 y年项目消耗的电量 所使用数据的来源： 电表计量 数据值： 0 测量方法和程序: 在电厂出口安装双向电表进行连续测量：每月记

84、录一次。 监测频率： 连续监测，每月记录 QA/QC程序: 电表将按照国家标准进行检定。数据记录或电力结算单将用于交叉核对。 数据用途： 计算基准线排放 评价： / 数据数据/参数：参数： QOE,y 单位： MWh 描述： 项目在第 y年的实际发电量 所使用数据的来源： 发电机出口端安装电表监测。 数据值： 330,000 测量方法和程序: 电表连续监测，每月记录一次。 监测频率： 连续监测，每月记录 QA/QC程序: 电表按照国家标准进行检定。 数据用途： 计算 fcap 评价： / 数据/参数： FFy 中国温室气体自愿减排项目设计文件 第 37 页 数据单位： ton 描述： 在第y年

85、项目活动消耗的柴油量 数据来源： 由地衡称重监测 为在B.6节计算预期减排量所使用的数值： 30 将要应用的测量方法和程序的描述： 由地衡称量 将 要 应 用 的 QA/QC 程序： 根据相关规定对监测设备进行定期维护和校准。 任何评价： B.7.2. 数据数据抽样抽样计划计划 本项目中的数据不涉及抽样 B.7.3. 监测计划其它监测计划其它内容内容 本监测计划的目的是确保在计入期内项目活动减排量监测的顺利实施，由项目业主主要负责。 1. 监测机构监测机构 公司成立专门碳资产部门，并由公司总经理指定一名碳资产项目经理、几名监测负责人。碳资产部门负责监督、证实整个计量与记录过程，并收集数据（如仪

86、表读数、结算凭证等）以及准备监测报告，具体结构见下图： 碳资产经理负责对监测负责人进行监测知识的培训，使之认识到数据精确测量、数据收集的重要性。 中国温室气体自愿减排项目设计文件 第 38 页 2. 监测参数监测参数 需要对以下数据进行监测： EGi,j,y 第y年项目供给华中电网的电量 QOE,y 第y年的项目发电量 ECPJ,y 第y年项目活动消耗的电量（MWh） FFi,j 第y年用于项目启动的轻质柴油的量（t） 3. 监测设备及安装监测设备及安装 根据方法学，本项目要在电厂出口安装电表监测发电上网量（EGi,j,y）和项目活动耗电量（ECPJ,y） 发电机出口安装电表监测项目发电量（Q

87、OE,y） 电表失灵时（如电表不显示读数或读数有明显偏差），需要通过电力结算单、发电记录或其他电表进行交叉核对。 电表安装时符合国家/当地标准。电表信息（型号、厂家、检定证）妥善保存。 4. 数据收集数据收集、控制和存档、控制和存档 （1）相关电表连续监测，每月记录一次 （2）项目业主和电网公司确认电量交易 （3）获取电表记录和售电结算凭证 （4）文件存档直到计入期结束后两年 5. 质量控制质量控制 图B.7.1 监测组织机构 碳资产项目经理 内部审核评议 监测负责人 测量的核实； 数据收集； 减排量的计算； 编写监测报告等 公司总经理 中国温室气体自愿减排项目设计文件 第 39 页 本项目中

88、的数据精确度通过监测系统进行控制，该系统包括数据的交叉核对、员工培训、仪表检定、检定单位要求有检定资质、符合相关法律法规。 所有电表按照国家/行业法律法规进行安装，监测设备按照相关要求进行检定，由检定单位出具检定报告。 C部分部分. 项目活动期限和减排计入期项目活动期限和减排计入期 C.1. 项目活动期限项目活动期限 C.1.1. 项目活动开始日期项目活动开始日期 本项目开始于 2010 年 9 月 7 日 C.1.2. 预计的项目活动运行寿命预计的项目活动运行寿命 15 年 0 月 C.2. 项目活动减排计入期项目活动减排计入期 C.2.1. 计入期类型计入期类型 固定计入期 C.2.2.

89、计入期开始日期计入期开始日期 2013 年 1 月 1 日 C.2.3. 计入期长度计入期长度 10 年 D部分部分. 环境影响环境影响 D.1. 环境影响分析环境影响分析 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。本项目的环境影响评估(EIA)，已于 2009 年 12 月 10 日通过河南省安阳市 环境保护局审批（安环建表2009239 号）。主要环境影响如下： 施工期施工期环境影响分析环境影响分析 （1）扬尘环境影响分析 建设单位在组织施工过程中采取如下措施，减轻施工扬尘对周围环境的影响： 中国温室气体自

90、愿减排项目设计文件 第 40 页 在现场周围设围障，将施工场地与现有各建筑物隔开。 施工中土方挖掘及堆放、施工垃圾的清理等扬尘较多的工序应尽量选择在无大风的天气进行，黄沙、水泥等粉料应堆放在库房内。 遇到连续的晴好天气又起风的情况下，对弃土表面及产生扬尘较大的工序可采取洒水方式减少尘量。 工程承包者按照弃土处理计划，及时运走弃土，并在装运过程中采取有效遮盖。 车辆驶出工地前将轮子的泥土去除干净，防止沿程弃土满地，一旦有弃土、建材洒落，及时清扫。 （2）噪声环境影响分析 本项目周围最近的村庄位于施工场地边界外约 1000 米，经距离衰减后，本项目施工噪声不会对周围居民造成影响。 （3）固废环境影

91、响分析 施工期固体废弃物主要来源于施工人员日常生活产生的生活垃圾及废建筑材料。上述固废分类收集，综合利用或同一处置。废建筑材料外运送建筑垃圾填埋场卫生填埋。 运营期运营期环境影响分析环境影响分析 （1）大气环境影响分析 本项目外排废气主要为焦炉煤气燃烧发点后的尾气。为减少烟气中氮氧化物，企业安装低排放环保型燃机，并采取注水措施，尽量降低外排烟气中氮氧化物的含量。 （2）污水环境影响分析 本项目生活污水排放量很小，排入利源捣固焦配套污水处理设施内进行处理。生产废水主要为化水系统反渗透水、锅炉排污水和少量含油污水。统一排入焦化厂内生化处理池，处理后送至焦化厂回用。 （3）废气和扬尘环境影响分析 运

92、营期废气主要为焦炉煤气燃烧发电后的尾气，通过安装低排放环保型燃机，采取注水措施等，外排烟气能够达到要求，且排放时对周围环境影响不大。 （4）声环境影响分析 本项目高噪声设备主要为引风机、水泵、锅炉、燃气轮机、发电机和冷却塔，通过安装消声器、建隔音室、车间内壁布置吸声材料等措施，减少噪中国温室气体自愿减排项目设计文件 第 41 页 声污染，满足 GB12348-2008工业企业厂界环境噪声排放标准的要求。且距离本项目最近的声环境保护目标位于施工场地边界外约 1000 米，静距离衰减后，不会对周围村民造成影响。 （5）固体废弃物环境影响分析 对本项目在施工过程中产生的生活及建筑垃圾，将加以分类收集

93、，综合利用或统一处置，废气建筑材料运至建筑垃圾填埋场卫生填埋。 综上所述，通过采取污染防治措施，本项目不会影响区域环境。 D.2. 环境影响环境影响评价评价 项目参与方和东道国缔约方均认为此项目对环境的负面影响很小。 E部分部分. 利益相关方的评价意见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 为充分了解各利益相关方对该工程的意见和建议，切实保护可能受影响地区的群众利益和生活环境，本项目业主于 2009 年 10 月在当地发放居民调查问卷表，就回收焦炉煤气热电联产相关设施建设对当地社会、经

94、济、生活等各方面的影响广泛征求各利益相关方的意见。 利益相关方调查问卷的发放范围为河南省安阳县铜冶镇的政府工作人员 和居民。利益相关方调查共发放调查问卷 30 份，回收 30 份，回收率100%。被调查人员的基本情况如表 12 所示。 性别构成 性别 人数 比例 男 18 60% 女 12 40% 文化程度构成 文化程度 人数 比例 本科 3 10% 高中 21 70% 初中 6 20% 年龄构成 年龄 人数 比例 2030 16 53.3% 中国温室气体自愿减排项目设计文件 第 42 页 3140 6 20% 4150 5 16.7% 5160 3 10% 职业构成 职业构成 人数 比例 农

95、民 16 53.3% 工人 6 20% 干部 8 26.7% 利益相关方调查主要针对以下问题： （1） 利益相关方对捣固焦炉煤气发电项目了解程度如何； （2） 利益相关方认为建设本项目对当地人民生活带来哪些影响； （3） 利益相关方认为本项目的建设和运行能给当地环境带来哪些正面 影响； （4） 利益相关方认为本项目的建设和运行能给当地经济带来哪些负面 影响。 （5） 利益相关方是否支持本项目申请 CDM 项目。 E.2. 收到的评价意见的汇总收到的评价意见的汇总 调查问卷回收 100% (发出 30，回收 30 份)。调查结果如下： 30 人（100%）了解或者非常了解本项目 28 人（93.

96、3%）认为本项目会对当地环境具有有利影响； 26 人（86.7%）认为本项目有利于增加当地就业和提高收入水平； 25 人（83.3%）认为本项目有利于当地经济的发展； 30 人（100%）支持本项目的建设。 E.3. 对所收到的评价意对所收到的评价意见如何给予相应考虑的报告见如何给予相应考虑的报告 根据问卷调查的统计结果，本项目所在地的利益相关方普遍了解并支持本项目的建设。根据所收到的利益相关方评价意见，目前没有必要对本项目的设计、施工和运营方式进行调整。 对于被调查者担心的产生问题分析如下： 本项目在施工过程中仅产生极少量的建筑垃圾。本项目所产生的建筑垃圾将运至建筑垃圾填埋场进行填埋处理，不

97、会对周围环境造成污染。随着建设期的结束，建筑垃圾的问题将不复存在。 中国温室气体自愿减排项目设计文件 第 43 页 附件附件 1: 申请项目备案的企业法人联系信息申请项目备案的企业法人联系信息 企业法人名称：企业法人名称： 河南利源煤焦集团有限公司 地址： 河南省安阳县铜冶镇 邮政编码： 455141 电话： 0372-5612222 传真： 0372- 5612222 电子邮件： 网址： / 授权代表：授权代表： / 姓名： 梁庆祥 职务： 经理 部门： / 手机： / 传真： 0372- 5612222 电话： 0372- 5612222 电子邮件： 中国温室气体自愿减排项目设计文件

98、第 44 页 附件附件 2: 事前事前减排量减排量计算计算补充补充信息信息 表1. 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 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 中国温室气体自愿减

99、排项目设计文件 第 45 页 表2. 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 155.262 15,526,260 来源：2011年电力工业统计资料汇编 表3. 2012年电网间电量交换情况

100、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 中国温室气体自愿减排项目设计文件 第 46 页 表 4. 2010年华中电网运行边际排放因子计算表 燃料分类 单位

101、 江西省 河南省 湖北省 湖南省 重庆市 四川省 小计小计 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,m3） L=G J K/100000 （质量单位） A B C D E F G=A+B+C+D+E+F H I J K L=G J K/10000 (体积单位) 原煤 万吨 2648.31 9925.73 3474.75 3318.57 1542.19 2667.82 23577.37 25.8 100 87,300 20,908 430,350,284 洗精煤 万吨 331.4 331.4 25.8

102、100 87,300 26,344 7,621,641 其它洗煤 万吨 205.66 145.37 116.96 467.99 25.8 100 87,300 8,363 3,416,748 型煤 万吨 1.82 1.82 26.6 100 87,300 20,908 33,220 焦炭 万吨 0 29.2 100 95,700 28,435 0 煤矸石 万吨 48.8 256.37 78.86 36.85 237.58 658.46 25.8 100 87,300 8363 4,807,350 焦炉煤气 亿立方米 0.3 3.76 0.07 0.19 1.12 5.44 12.1 100 3

103、7,300 16726 339,391 高炉煤气 亿立方米 45.81 61.58 131.21 46.32 7.19 292.11 70.8 100 219,000 3763 24,072,697 转炉煤气 亿立方米 1.49 4.42 0.18 6.09 46.9 100 145,000 7945 701,583 其它煤气 亿立方米 0.02 0.13 0.15 12.1 100 37,300 5,227 2,925 原油 万吨 0.08 0.08 20 100 71,100 41,816 2,378 汽油 万吨 0.01 0.01 18.9 100 67,500 43,070 291 柴

104、油 万吨 0.65 31.41 1.2 0.91 1.12 35.29 20.2 100 72,600 42,652 1,092,767 燃料油 万吨 0.06 1.14 0.27 1.86 0.05 1.51 4.89 21.1 100 75,500 41,816 154,383 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 72200 42945

105、0 石油焦 万吨 5.82 5.82 26.6 100 82900 31947 154137 液化石油气 万吨 0 17.2 100 61600 50179 0 炼厂干气 万吨 0.15 1.45 1.05 1.11 3.76 15.7 100 48200 46055 83466 天然气 亿立方米 13.76 0.15 0.05 11.97 25.93 15.3 100 54300 38931 5481481 其它石油制品 万吨 2.75 2.75 20 100 72200 41816 83026 其它焦化产品 万吨 0 25.8 100 95700 28435 0 其它能源 万吨标煤 41.

106、43 266.07 8.12 2.4 318.02 0 0 0 0 小计小计 478,397,767 数据来源：中国能源统计年鉴2011 中国温室气体自愿减排项目设计文件 第 47 页 表 5. 2011年华中电网运行边际排放因子计算表 燃料分类 单位 北京 市 天津 市 河北 省 山西 省 内蒙 古 山东 省 小计小计 含碳量 碳氧化率 燃料排放因子 平均低位发热量 CO2排放量排放量 （tCO2e） （tc/TJ） （%） (kgCO2/TJ) （MJ/t,km3） L=G J K/100000 （质量单位）（质量单位） A B C D E F G=A+B+C+D+E+F H I J K

107、L=G J K/10000 (体积单位体积单位) 原煤 万吨 3080.51 12081.67 4076.95 4204.7 1780.22 2783.89 28007.94 25.8 100 87,300 20,908 511,220,078 洗精煤 万吨 30.51 30.51 25.8 100 87,300 26,344 701,678 其他洗煤 万吨 129.5 154.05 118.68 402.23 25.8 100 87,300 8,363 2,936,641 型煤 万吨 0 26.6 100 87,300 20,908 0 焦炭 万吨 0 29.2 100 95,700 28,

108、435 0 煤矸石 万吨 40.79 299.59 54.56 57.15 255.32 79.66 787.07 25.8 100 87,300 8,363 5,746,319 焦炉煤气 亿立方米 0.55 6.08 0.02 0.15 1.38 5.11 13.29 12.1 100 37,300 16,726 829,136 高炉煤气 亿立方米 11.89 29.6 147.59 53.35 42.53 50.76 335.72 70.8 100 219,000 3,763 27,666,584 转炉煤气 亿立方米 1.82 2.98 0.33 6.85 11.98 46.9 100 1

109、45,000 7,945 1,380,126 其他煤气 亿立方米 0.06 0.06 12.1 100 37,300 5,227 1,170 原油 万吨 0.04 0.04 20 100 71,100 41,816 1,189 汽油 万吨 0 18.9 100 67,500 43,070 0 柴油 万吨 0.5 1.67 1.04 0.78 0.69 1.01 5.69 20.2 100 72,600 42,652 176,193 燃料油 万吨 1.82 0.22 0.91 2.95 21.1 100 75,500 41,816 93,135 石脑油 万吨 0 20.2 100 72,600

110、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 5.58 5.58 26.6 100 82,900 31,947 147,781 液化石油气 万吨 0 17.2 100 61,600 50,179 0 炼厂干气 万吨 1.15 0.88 0.77 2.8 15.7 100 48,200 46,055 62,156 天然气 亿立方米 0.38 13.93 1.

111、75 0.02 0.71 16.79 15.3 100 54,300 38,931 3,549,328 其他石油制品 万吨 5.01 5.01 20 100 72,200 41,816 151,258 其他焦化产品 万吨 0 25.8 100 95,700 28,435 0 其它能源 万吨标煤 69.79 47.07 16.14 2.08 135.08 0 0 0 0 0 小计小计 554,662,771 数据来源：中国能源统计年鉴2012 中国温室气体自愿减排项目设计文件 第 48 页 表 6. 2012年华中电网运行边际排放因子计算表 燃料分类 单位 北京 市 天津 市 河北 省 山西 省

112、 内蒙 古 山东 省 小计小计 含碳量 碳氧化率 燃料排放因子 平均低位发热量 CO2排放量排放量 （tCO2e） （tc/TJ） （%） (kgCO2/TJ) （MJ/t,km3） L=G J K/100000 （质量单位）（质量单位） A B C D E F G=A+B+C+D+E+F H I J K L=G J K/10000 (体积单位体积单位) 原煤 万吨 2649.47 11393.35 3454.97 3233.93 1408.27 2549.04 24689.03 25.8 100 87,300 20,908 450,641,063 洗精煤 万吨 22.71 22.71 25.

113、8 100 87,300 26,344 522,292 其他洗煤 万吨 126.8 138.05 93.58 358.43 25.8 100 87,300 8,363 2,616,861 型煤 万吨 0 26.6 100 87,300 20,908 0 煤矸石 万吨 66.29 234.49 60.51 85.62 215.65 207.23 869.79 25.8 100 87,300 8,363 6,350,249 焦炭 万吨 0.49 0.49 29.2 100 95,700 28,435 13,334 焦炉煤气 亿立方米 0.37 4.23 0.03 0.15 1.59 4.57 10

114、.94 12.1 100 37,300 16,726 682,525 高炉煤气 亿立方米 17.39 72.19 124.33 65.88 61.12 52.07 392.98 70.8 100 219,000 3,763 32,385,364 转炉煤气 亿立方米 2.58 1.51 3.19 0.71 8.38 16.37 46.9 100 145,000 7,945 1,885,865 其他煤气 亿立方米 0.11 0.32 0.43 12.1 100 37,300 5,227 8,384 其他焦化产品 万吨 0 25.8 100 95,700 28,435 0 原油 万吨 0.03 0.

115、03 20 100 71,100 41,816 892 汽油 万吨 0 18.9 100 67,500 43,070 0 煤油 万吨 0 19.6 100 71,900 43070 0 柴油 万吨 0.33 1.35 0.85 0.63 0.85 1.59 5.6 20.2 100 72,600 42,652 173,406 燃料油 万吨 0.82 0.25 1.03 2.1 21.1 100 75,500 41,816 66,299 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

116、 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 5.71 2.22 7.93 26.6 100 82,900 31,947 210,019 液化石油气 万吨 0 17.2 100 61,600 50,179 0 炼厂干气 万吨 0.74 0.85 0.34 1.93 15.7 100 48,200 46,055 42,843 其他石油制品 万吨 0 20 100 72,200 41,816 0 天然气 亿立方米 0.11 10.01 1.71 0.05 0.21 1

117、2.09 15.3 100 54,300 38,931 2,555,770 小计小计 498,155,164 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 49 页 表7. 2010年华中电网火力发电量 省名称 发电量 发电量 厂用电率 供电量 （亿 kWh) （MWh) （%） （MWh) 江西省 537 53,700,000 6 50,478,000 2010年华中从西北净进口电量MWh 12,386,810 河南省 2198 219,800,000 623 206,106,460 西北电网简单 OM 0.9853 湖北省 771 77,100,000 6.3

118、72,242,700 华中从华北净进口电量 MWh 2,684,680 湖南省 725 72,500,000 6.27 67,954,250 华北电网简单 OM 1.0333 重庆市 331 33,100,000 33,100,000 总排放量 tCO2 493,376,271 四川省 565 56,500,000 7.52 52,251,200 总供电量 MWh 497,204,100 总计 482,132,610 排放因子 0.9923 数据来源：中国电力年鉴2011 表8. 2011年华中电网火力发电量 省名称 发电量 发电量 厂用电率 供电量 （亿 kWh) （MWh) （%） （MW

119、h) 江西省 665 66,500,000 5.6 62,776,000 2011年华中从西北净进口电量 MWh 15,526,260 河南省 2498 249,800,000 5.9 235,061,800 西北电网简单 OM 0.9404 湖北省 933 93,300,000 5.8 87,888,600 华中从华北净进口电量 MWh 4,154,580 湖南省 899 89,900,000 6 84,506,000 华北电网简单 OM 1.0798 重庆市 387 38,700,000 38,700,000 总排放量 tCO2 573,748,948 四川省 596 59,600,000

120、 7.3 总供电量 MWh 583,862,440 总计 597,800,000 564,181,600 排放因子 0.9827 数据来源：中国电力年鉴2012 中国温室气体自愿减排项目设计文件 第 50 页 表9. 2012年华中电网火力发电量 省名称 发电量 发电量 厂用电率 供电量 （亿 kWh) （MWh) （%） （MWh) 江西省 610 61,000,000 5.4 57,706,000 2012年 河南省 2465 246,500,000 6 231,710,000 华中从西北净进口电量 MWh 15,965,910 湖北省 863 86,300,000 5.4 81,639,

121、800 西北电网简单 OM 0.9546 湖南省 765 76,500,000 6 71,910,000 华中从华北净进口电量 MWh 5,673,710 重庆市 336 33,600,000 8 30,912,000 华北电网简单 OM 1.0583 四川省 584 58400000 6 54896000 总排放量 tCO2 519,400,160 总计 562,300,000 528,773,800 总供电量 MWh 550,413,420 排放因子 0.9437 数据来源：中国电力年鉴2013 表10. 华中电网平均OM排放因子计算 年份 2010年 2011年 2012年 CO2总排放

122、量 (tCO2e) 493,376,271 573,748,948 519,400,160 总上网电量 (MWh) 497,204,100 583,862,440 550,413,420 加权平均 OM排放因子 2012年 EFgrid,OM,y=550413420583862440497204100519400160573748948493376271=0.9724tCO2/MWh 中国温室气体自愿减排项目设计文件 第 51 页 步骤步骤 5a.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。 表 11. 各燃料的低位发热值、氧化率及潜在排放系数参数表 燃料品种 含碳量

123、 （tc/TJ） 碳氧化率 （%） IPCC燃料CO2排放因子的95%置信区间下限(kgCO2/TJ) 均低位发热量 （MJ/t,km3） 原煤 25.8 100 87,300 20,908 洗精煤 25.8 100 87,300 26,344 其它洗煤 25.8 100 87,300 8,363 型煤 26.6 100 87,300 20,908 焦炭 29.2 100 95,700 28,435 煤矸石 25.8 100 87,300 8,363* 焦炉煤气 12.1 100 37,300 16,726* 高炉煤气 70.8 100 219,000 3,763* 转炉煤气 46.9 100

124、 145,000 7,945* 其它煤气 12.2 100 37,300 5,227 原油 20 100 71,100 41,816 汽油 18.9 100 67,500 43,070 柴油 20.2 100 72,600 42,652 燃料油 21.1 100 75,500 41,816 石油焦 26.6 100 82,900 31,947* 液化石油气 17.2 100 61,600 50,179 液化天然气 15.3 100 54,300 51,434* 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

125、72,200 41816 其它焦化产品 25.8 100 95,700 28435 其它能源 0 0 0 0 数据来源：中国能源统计年鉴2009。2006 IPCC Guidelines for National Greenhouse Gas Inventories” Volume 2 Energy,Volume 2 Energy，第一章1.21-1.24页的表1.3和表1.4。 *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 中国温室气体自愿减排项目设计文件 第 52 页 表12. 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

126、重 江西 河南 湖北 湖南 重庆 四川 合计 热值 排放因子 氧化率 排放 燃料品种 单位 A B C D E F G=A+F H I J K=G H I J/100,000 原煤 万吨 2649.47 11393.35 3453.97 3233.93 1,408.27 2,549.04 24,689.03 20,908 87,300 1 450,641,063 洗精煤 万吨 0 22.71 0 0 0 0 22.71 26,344 87,300 1 522,292 其他洗煤 万吨 0 126.80 0 0 138.05 93.58 358.43 8,363 87,300 1 2,616,86

127、1 型煤 万吨 0 0 0 0 0 0 0 20,908 87,300 1 0 煤矸石 万吨 66.29 234.49 60.51 85.62 215.65 207.23 869.79 8,363 87,300 1 6,350,249 焦炭 万吨 0 0 0.49 0 0 0 0 28,435 95,700 1 13334 其他焦化产品 万吨 0 0 0 0 0 0 0 28,435 95,700 1 0 合计 460,143,799 原油 万吨 0 0.03 0 0 0 0 0.03 41,816 71,100 1 892 汽油 万吨 0 0 0 0 0 0 0 43,070 67,500

128、1 0 柴油 万吨 0.33 1.35 0.85 0.63 0.85 1.59 5.6 42,652 72,600 1 176,406 燃料油 万吨 0 0.82 0.25 1.03 0 0 2.1 41,816 75,500 1 66,299 石油焦 万吨 0 5.71 0 2.22 0 0 7.93 31,947 82,900 1 210,019 其他石油制品 万吨 0 0 0 0 0 0 5.01 41,816 72,200 1 0 合计 450,616 天然气 千万 m3 1.10 100.10 17.10 0 0.50 2.10 120.9 38,931 54,300 1 2,555

129、,770 液化天然气 万吨 0 0 0 0 0 0 0 51,434 54,300 1 0 焦炉煤气 千万 m3 3.70 42.30 0.30 1.50 15.90 45.70 109.4 16,726 37,300 1 682,525 高炉煤气 千万 m3 173.90 721.90 1243.30 658.80 611.20 520.70 3929.8 3,763 219,000 1 32,385,865 转炉煤气 千万 m3 25.80 15.10 0 31.90 7.10 83.80 163.7 7,945 145,000 1 1,885,865 其他煤气 千万 m3 0 1.10

130、0 0 3.20 0 4.3 5,227 37,300 1 8384 液化石油气 万吨 0 0 0 0 0 0 0 50,179 61,600 1 0 炼厂干气 万吨 0 0.74 0.85 0.34 0 0 1.93 46,055 48,200 1 42,843 合计 37,560,750 其它能源 万吨标煤 0 135.21 182.66 0.17 26.28 0 344.32 0 0 0 0 总计 498,155,164 数据来源：中国能源统计年鉴2013 由以上表格及公式(8)，(9)和(10)，2011年发电用固体、液体和气体燃料对应的 CO2排放量在总排放量中的比重：Coal,y

131、=92.37%，Oil,y =0.09%，Gas,y =7.54% 中国温室气体自愿减排项目设计文件 第 53 页 表13. 煤电、油电、气电的CO2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) A B C D=3.6/A/1,000,000 B C 燃煤电厂 EFCoal,Adv,y 40.03 87,300 1 0.7851 燃煤电厂 EFOil,Adv,y 52.9 75,500 1 0.5138 燃气电厂 EFGas,Adv,y 52.9 54,300 1 0.3695 步骤步骤5b. 计算对应的火电排放因子。计算对应的火

132、电排放因子。 yAdvGasEFEFEFEFyGasyAdvOilyOilyAdvCoalyCoalyThermal, =0.75353tCO2/MWh 步骤步骤 5c. 计算电网的计算电网的 BM 表 14. 华中电网 2012年装机容量 装机容量 单位 江西 河南 湖北 湖南 重庆 四川 合计 火电 MW 15,050 53,550 21,740 19,060 7,240 14,930 131,570 水电 MW 4,200 3,950 35,950 13,720 6,110 39,640 103,570 核电 MW 0 风电及其他 MW 216 150 182 189 50 20 807

133、 合计 MW 19,466 57,650 57,872 32,969 13,400 54,590 235,947 数据来源：中国电力年鉴2013 中国温室气体自愿减排项目设计文件 第 54 页 表 15.华中电网 2011年装机容量 装机容量 单位 江西 河南 湖北 湖南 重庆 四川 合计 火电 MW 13,820 49,190 19,180 17,650 6,940 14,440 121,220 水电 MW 4,110 3,950 33,860 13,370 5,980 33,420 94,690 核电 MW 0 0 0 0 0 0 0 风电及其他 MW 137 110 103 106 50

134、 20 526 合计 MW 18,067 53,250 53,143 31,126 12,970 47,880 216,436 数据来源：中国电力年鉴2012 表 16. 华中电网 2010年装机容量 装机容量 单位 江西 河南 湖北 湖南 重庆 四川 合计 火电 MW 12,940 46,870 18,150 16,090 6,740 12,580 113,370 水电 MW 4,040 3,650 30,850 12,990 4,880 30,700 87,110 核电 MW 0 0 0 0 0 0 0 风电及其他 MW 82 50 63 38 50 0 283 合计 MW 17,062

135、50,570 49,063 29,118 11,670 43,280 200,763 数据来源：中国电力年鉴2011 表 17. 华中电网 2009年装机容量 装机容量 单位 江西 河南 湖北 湖南 重庆 四川 合计 火电 MW 11,500 43,100 15,670 15,900 6,800 12,270 105,240 水电 MW 3,770 3,650 30,010 11,460 4,530 25,810 79,230 核电 MW 0 0 0 0 0 0 0 风电及其他 MW 60 50 10 2 10 0 132 合计 MW 15,330 46,800 45,690 27,362 1

136、1,340 38,080 184,602 数据来源：中国电力年鉴2010 中国温室气体自愿减排项目设计文件 第 55 页 表18. 华中电网BM 计算表 单位：MW 2009年装机 2010年装机 2011年装机 2012年装机 2009-2012 新增装机1 2010-2012 新增装机2 2009-2012年 占新增装机比重 A B C D E F 火电 105,240 113,370 121,220 131570 34725 22612 62.86% 水电 79,230 87,110 94,690 103570 19840 16160 35.92% 核电 0 0 0 0 0 0 0.00

137、% 风电及其他 132 283 526 807 675 524 1.22% 合计 184,602 200,763 216,436 235,947 55240 39296 100.00% 占 2012年装机百分比 23.41% 16.65% 注1、 注 2：是考虑装机容量、关停机组容量后计算的新增装机容量。 2012年 BM：EFgrid,BM,y=0.75353*62.86%=0.4737tCO2/MWh 根据“电力系统排放因子计算工具（第04.0 版）”，默认的权重为WOM = 0.5；WBM = 0.5： 表19. 华中电网加权组合边际排放因子 加权OM (tCO2/MWh) 0.9724 加权BM (tCO2/MWh) 0.4737 加权CM (tCO2/MWh) 0.72305 中国温室气体自愿减排项目设计文件 第 56 页 附件附件 3: 监测计划监测计划补充信息补充信息 监测计划的描述详见 B.7.3 节。无其他附加信息。 - - - - -