f-cdm-pdd: project design document form for cdm project...

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)

项目活动名称宁夏太阳山风电场京能一期

49.5MW工程

项目类别2（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

项目设计文件版本 -

项目设计文件完成日期 -

项目补充说明文件版本 04

项目补充说明文件完成日期 2014年 04月 29日

CDM注册号和注册日期注册号：5163注册日期：2011年 12月 23日

申请项目备案的企业法人宁夏京能新能源有限公司

项目业主宁夏京能新能源有限公司

项目类型和选择的方法学

项目类别：可再生能源

方法学：《CM-001-V01可再生能源发电并网项目的整合基准线方法

学》

预计的温室气体年均减排量

71,050 tCO2e（补充计入期为：2011年 02月 05日-2011年 12月 22日）

1该模板仅适用于一般减排项目，不适用于碳汇项目，碳汇项目请采用其它相应模板。2包括四种：（一）采用国家发展改革委备案的方法学开发的减排项目；（二）获得国家发展改革委员会批

准但未在联合国清洁发展机制执行理事会或者其他国际国内减排机制下注册的项目；（三）在联合国清洁

发展机制执行理事会注册前就已经产生减排量的项目；（四）在联合国清洁发展机制执行理事会注册但未

获得签发的项目。


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

>>本项目利用可再生能源发电并网，取代目前西北电网以火电为主的相应

发电量，从而减少温室气体源人为排放量。

A.1.2项目活动概述>>宁夏太阳山风电场京能一期 49.5MW工程（以下称：本项目）位于宁夏

回族自治区吴忠市太阳山开发区红墩子村，由宁夏京能新能源有限公司负责

建设和运营。项目总装机容量 49.5MW，设计年上网电量 94,292MWh。

本项目选用 33台单机装机容量为 1,500kW的风电机组。本项目所发电量以一回 110kV线路接入 330kV变电站 110kV侧，继而接入宁夏电网，最终并入西北电网。

本项目利用可再生能源发电并网，取代目前西北电网以火电为主的相应

发电量，从而减少温室气体源人为排放量。本项目于 2011年 01月 28日开始试运行，2011年 02月 05日首台风机正式投产并网发电，2011年 05月 25日全部风机投产并网发电，2011年 12月 23日成功注册为 CDM项目。从项目正式投产并网发电至注册成功，共计 321天，本项目补充计入期内减排量为71,050 tCO2e。

风力发电是一种可再生的、不消耗化石燃料的能源项目，本项目的开发

建设符合中国能源产业发展目标，有利于能源行业，特别是电力行业的可持

续发展。本项目对可持续发展的主要贡献包括：

--使得电网结构多元化，减少对化石燃料的依赖，保护生态环境；--减少因化石燃料燃烧而导致的污染物排放；--给当地带来生产和生活用电；--将增加就业岗位，提高居民收入、改善当地居民生活水平。

A.1.3项目相关批复情况>>宁夏回族自治区发展和改革委员会于 2010年 6月 12日针对本项目可行

性研究报告做出批复。批文号（宁发改审发[2010]210号）。宁夏回族自治区


环境保护厅于 2010年 5月 26日针对本项目环境影响做出评价批复。批文号（宁环表[2010]43号）。

本项目于 2011年 12月 23日在联合国清洁发展机制执行理事会注册，项目注册号为 5163。本项目除在联合国 CDM注册外，未在其他国际或国内减排机制注册。

A.2.项目活动地点

A.2.1.省/直辖市/自治区，等>>宁夏回族自治区

A.2.2.市/县/乡(镇)/村，等>>吴忠市太阳山开发区红墩子村

A.2.3.项目地理位置>>本项目位于宁夏吴忠市太阳山开发区惠安堡镇红墩子村附近。项目地理

位置坐标为东经 106°33′01″-106°33′34″，北纬 37°28′05″-37°28′52″。下图 1、图 2显示出项目的具体地理位置。


图 1.本项目在中国地图上的位置

图 2.本项目在吴忠市地图上的位置

项目地


A.3.项目活动的技术说明>>本项目选用 33台单机装机容量为 1500kW的风电机组。本项目所发电量

以一回 110kV线路接入 330kV变电站 110kV侧，继而接入宁夏电网，最终并入西北电网。

本项目利用可再生能源发电并网，取代目前西北电网以火电为主的相应

发电量，从而减少温室气体源人为排放量，补充计入期内减排量为 71,050tCO2e。

表 A.1主要风机关键技术参数技术参数数值来源

叶片

类型 GW87/1500kW

设备

购买

合同

数量 33

制造商北京金风科创风电设备

有限公司

塔筒高度 75m叶片数量 3叶片直径 88.34m扫风面积 6,112m2额定风速 9.9m/s运行寿命 20年

风机

类型 GW87/1500kW数量 33

制造商北京金风科创风电设备

有限公司

额定功率 1.58MW额定电压 690V额定频率 50Hz运行寿命 20年

年利用小时数 1,905小时可研

报告

负荷因子 21.75% 可研

报告


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

宁夏京能新能源有限公

司

宁夏京能新能源有限公

司

宁夏回族自治区发展

和改革委员会

A.5.项目活动打捆情况>>本项目不是打捆项目。

A.6.项目活动拆分情况>>本项目不存在拆分情况。


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>>本项目在申请中国自愿减排项目备案时采用CM-001第1版——“可再生

能源发电并网项目的整合基准线方法学”。关于本方法学的更多信息，请参

考：

http://www.ccchina.gov.cn/archiver/cdmcn/UpFile/Files/Default/20130311164212571089.pdf

与该方法学一起应用于本项目中的还有以下工具和方法学：

额外性论证和评价工具（第05.2版）电力系统排放因子计算工具（第02.2.1版）

B.2.方法学适用性>> 本方法学适用于可再生能源并网发电项目活动：（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。

本项目是建设一个新的风力发电厂，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，符合（a）的描述。本项目不属于增加装机容量、改造现有发电厂和替代现有发电厂项目。

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；

本项目是建设一个新的风力发电厂，属于建设风力发电厂/发电机组的类型。

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。


本项目是一个新建项目，不符合上述描述。

对于水力发电厂项目：

必须符合下列条件之一：

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

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

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。

本项目是建设一个新的风力发电厂，不是水力发电项目。

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 5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 1，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%。

本项目是建设一个新的风力发电厂，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。

本项目是建设一个新的风力发电厂，属于新建项目，不涉及在项目活动

地用可再生能源燃料替代化石燃料。

B.3.项目边界>>本项目的边界包括本项目的物理边界和地理边界以及与本项目连接的西

北电网的所有发电厂。西北电网是一个区域电网，由陕西省电网、甘肃省电

网、青海省电网、宁夏回族自治区电网和新疆维吾尔自治区电网组成。

排放源温室气体

种类包括否？说明理由/解释

基准线

情景

西北电

网发电

CO2 是主要排放源

CH4 否为简化而排除，符合保

守原则

N2O 否为简化而排除，符合保

守原则

项目情

景

风电场

项目

CO2 否风电项目不排放 CO2

CH4 否根据方法学可忽略

N2O 否根据方法学可忽略


图 3项目流程图

B.4.基准线情景的识别和描述>>根据方法学 CM-001-V01，如果项目活动是建设新的可再生能源并网发

电厂/发电机组，那么基准线情景如下：

项目活动生产的上网电量可由并网发电厂及其新增发电源替代生产，与“电力系统排放因子计算工具”里组合边际排放因子（CM）的计算过程中的描述相同。

本项目是建设一个新的风力发电厂，属于可再生能源并网发电。因此，

根据方法学，本项目的基准线情景为由西北电网提供同等电量。

B.5.额外性论证>>项目开工前考虑 CDM的证明

本项目在编写可行性研究报告阶段即考虑到申请减排项目的支持（例

如，CDM项目等）以克服影响项目建设的各种障碍，可行性研究报告中给出了很详细的论述。

项目开发时间表：


日期项目活动

2010年 03月可行性研究报告由北京国庄国际经济技术咨

询有限公司完成

2010年 04月 06日召开董事会会议，决定将此项目开发成减排

项目（例如，CDM项目）2010年 05月 10日与咨询公司签订 CDM开发合同2010年 06月 02日签订施工合同

2010年 06月 12日本项目获得宁夏自治区发改委核准

2010年 07月 21日本项目开始施工建设

2011年 02月 05日本项目首台风机投产并网发电

2011年 02月 15日本项目获得国家发改委的 LoA2011年 12月 23日本项目注册成为 CDM项目

本项目可行性研究报告完成于 2010年 03月。根据可行性研究报告，如果没有其它收益，本项目的全投资内部收益率将远低于 8%的行业基准线，项目因此不具备财务上的可行性。项目业主因此于 2010年 04月 06日召开董事会议，决定将本项目开发成减排项目（例如，CDM项目）以获得额外的收益，保证项目建设能够顺利进行。本项目于 2010年 06月 02日签订了施工合同，该时间作为本项目的开始时间。

从以上项目开发时间表可以看出，本项目在项目开始之前就认真考虑了

申请减排项目（例如，CDM项目）以克服项目在经济上的障碍。目前，受到全球金融危机的影响，欧盟碳交易市场持续低迷，CER价格很低。因此，业主考虑将本项目投产日至 CDM项目注册日之间产生的减排量开发成国内自愿减排项目，以增加本项目的财务收益。

本项目的额外性是通过额外性论证和评价工具完成的，包括以下步骤：

步骤 1.就项目活动而言,识别符合现行法律法规的替代方案

现实和可行的本项目的替代方案，通过如下步骤确定：

子步骤 1a.确定本项目活动的替代方案

在没有本项目存在的情形下，现实和可行的替代方案包括：

1) 实施本项目，但不作为减排项目（例如，CDM项目）进行开发；


2) 由西北电网提供同等电量。

子步骤 1b.别替代方案是否符合强制性的法律和法规

方案 1和方案 2符合现行的法律法规，但不是法律强制要求执行的。

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

CDM项目的收入，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

额外性论证和评价工具提议了三种分析手段：简单成本分析（选择

I），投资比较分析（选择 II）和基准分析（选择 III）。由于本项目的收入来源除减排收益（例如，CDM项目收益）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西北电网提供同等的供电量而不

是具体投资的项目。因此，选择 II也并不适用。本项目将使用基于全投资IRR的基准分析。

子步骤 2b.应用基准分析（选择 III）

根据《电力工程项目的经济评价的暂行办法》要求，中国电力产业全投

资的 IRR应为 8％（所得税后），这在中国电力项目的可研中被广泛使用。

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。

(1)计算财务指标的基本参数

基于本项目的可研报告，计算的基本财务指标如下：

指标数据数据来源

装机容量 49.5MW 可行性研究报告

年上网电量 94,292MWh 可行性研究报告

静态总投资 43,533万元3 可行性研究报告

长期贷款利率 5.94% 可行性研究报告

3根据可研报告，本项目补充说明文件中所述静态总投资包括两部分，即概算总投资 42,133万元及接入系统投资 1,400万元。


电价（含税） 0.58元/kWh 可行性研究报告

增值税率 17% 可行性研究报告

城建税率 5% 可行性研究报告

教育附加费率 3% 可行性研究报告

所得税率 25% 可行性研究报告

残值率 5% 可行性研究报告

年运营成本 1,195.51万元可行性研究报告

运营年限 20年可行性研究报告

减排收益 10.5欧元/吨预计值

(2)比较本项目的 IRR与财务基准

根据基准分析（选择 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 1是本项目的 IRR在有减排收益和没有减排收益下的情形。没有减排收益，全投资 IRR低于 8％的基准。因此，本项目不具备财务吸引力。有了减排收益的支持，本项目的全投资 IRR明显的改善并且超过了基准。因此，本项目在获得减排收益后，将被认为对投资者是有吸引力的。

表 1本项目的财务指标IRR (全投资，基准=8%)

没有减排收益 6.21%有减排收益 8.76%

子步骤 2d.敏感性分析（只适用于选择 II和选择 III）

对于本项目，决定财务吸引力的并用来进行敏感性分析的四个参数是：

静态总投资、年上网电量、电价和年运营成本。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 2所示。

表2不同财务指标的全投资IRR的敏感性

参数变化范围

-10% -5% 0 5% 10%静态总投资 7.61% 6.90% 6.21% 5.53% 4.88%年运营成本 6.55% 6.38% 6.21% 6.04% 5.86%电价（含税） 4.62% 5.45% 6.21% 6.91% 7.55%


年上网电量 4.62% 5.45% 6.21% 6.91% 7.55%

图4不同财务指标的全投资IRR的敏感性分析

表3不同财务指标的全投资IRR的临界点分析参数静态总投资年运营成本电价（含税）年上网电量

临界点 -13.40% -58.20% 13.80% 13.80%

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 2和图 4所示的区间内变化。从图表中可以看出，四个指标在±10%的范围内变化，全投资 IRR都没有超过基准线，说明静态总投资、年运营成本、电价（含税）及年上网电量四个参数不影响额外性评价结论。

静态总投资

当静态总投资降低 10%时，项目的全投资 IRR等于 7.61%，仍低于基准值 8%；只有当静态总投资降低 13.40%时，项目的全投资 IRR会达到 8%的基准线。本项目已经签订的施工合同、设备购买合同以及接入系统施工合同

的总额已经达到 41,618.82万元，远超过可研报告中估算的 37,980万元；另外，考虑到中国经济的不断发展以及建设期原材料价格上涨的因素4，静态总

投资不可能降低 13.40%。

4中国统计年鉴


年运营成本

当年运营成本降低 10%时，项目的全投资 IRR等于 6.55%，仍低于基准值 8%；当运营成本降低 58.20%时，项目的全投资 IRR会达到 8%的基准线。运营成本是由材料费、修理费、工资及福利、以及杂费组成。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，

年运营成本不可能降低 58.20%。

年上网电量

当年上网电量增加 10%时，项目的全投资 IRR等于 7.55%，仍低于基准值 8%；当年供电量增加 13.80%时，项目的全投资会达到 8%的基准线。考虑可行性研究报告中的运行小时数是基于 30年（1977年~2006年）当地的风资源数据以及实际测量的数据计算出来的，因此年供电量不可能增加到

13.80%的幅度。

电价

当电价增加 10%时，项目的全投资 IRR等于 7.55%，仍低于基准值8%；当电价增加 13.80%时，项目的全投资 IRR会达到 8%的基准线。按照国家发改委 2009年 7月 20日批复的电价5，项目所在地属于 III类资源区，标杆上网电价为 0.58元/千瓦时（含税）。本项目整个寿命期会执行已批复的电价。因此，电价也不可能增加 13.80%。

通过敏感性分析，在财务指标在±10%的变化范围内，本项目如果不进行减排项目开发则不具备经济可行性。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.通常惯例分析

子步骤 4a.分析其他类似本项目的活动

对于中国的风电项目来说，风资源、电价、投资环境只在省际范围具有

可比性。因此，该普遍性分析选取省作为比较范围，即将该项目与宁夏回族

自治区境内的其他项目进行比较。

5 http://www.sdpc.gov.cn/zcfb/zcfbtz/2009tz/t20090727_292827.htm


2002年 4月，中国开始实施“电网分离，竞价上网”政策。此项电力改革旨在建立一个更商业化的电力市场。电力工程投资环境更加商业化，更加

关注投资回报。风电项目所处的市场条件从 2002年 4月起有重要改变，因此该普遍性分析只分析 2002年 4月后的项目。

另外，装机容量在 15MW以内的风电项目在清洁发展机制下被定义为小规模清洁发展机制项目，即装机容量小于或等于 15MW的风电项目和大项目相比规模较小。因此，该普遍性分析将拟分析项目的装机容量下限设为

15MW。

根据“额外性评价和论证工具”，普遍性分析不包括清洁发展机制项目

活动（已注册的项目以及正在申请 CDM的项目）。

根据《2007年中国风电装机容量统计》6《2008年中国风电装机容量统计》7、《2009年中国风电装机容量统计》8和 UNFCCC网站9，宁夏回族自

治区境内的所有风力发电项目均已进行了 CDM项目开发。

子步骤 4b.讨论正在出现的其他方案

在子步骤 4a中已经阐述，宁夏回族自治区的风电项目都在进行 CDM项目开发，并且面临着与本项目活动相似的困难。如果不开发 CDM项目，包括本项目在内的宁夏回族自治区新建风电项目都很有可能无法开发，因为这

些项目都会遇到投资障碍，原因主要是投标价格体系和招投标体系中的低电

价。

总之，宁夏回族自治区类似的风电项目都有 CDM的资金支持。因此，本项目不属于本地区的通常惯例。

综上所述，本项目具有额外性，且减排收益在使本项目具有经济可行性

方面占据重要的作用。在项目实施决定中已认真地考虑了要进行减排项目开

发。

B.6.减排量B.6.1.计算方法的说明>>项目排放

6《2007年中国风电装机容量统计》，史鹏飞，中国风能协会7《2008年中国风电装机容量统计》，史鹏飞，中国风能协会8《2009年中国风电装机容量统计》，史鹏飞，中国风能协会9 https://cdm.unfccc.int


按照《可再生能源发电并网项目的整合基准线方法学》（CM-001-V01），本项目在项目边界内的温室气体排放是零： PEy = 0

基准线排放

由于本项目基准线情景为西北电网提供同等电量。基准线排放量计算公

式如下：

yCMgridyPJy EFEGBE ,,,

其中：EGPJ , y = 第 y年因本项目的实施而产生的净上网电量（MWh/yr）EFgrid ,CM ,y = 第 y年西北电网的组合边际基准线排放因子

本项目是一个新建的可再生能源发电上网项目，并且项目实施前项目所

在地没有已运行的可再生能源电厂，因此：

yfacilityyPJ EGEG ,,

其中：EGfacility,y = 第 y年本项目的净上网电量（MWh）

按照方法学 CM-001-V01，依据“电力系统排放因子计算方法”（第04.0版），按以下七个步骤计算西北电网排放因子：

第一步，识别相关的电力系统

第二步，选择电力系统中是否包括离网型电站（可选择）

第三步，选择计算电量边际排放因子（EFgrid ,OM ,y）的方法

第四步，根据简单电量边际排放因子方法计算电量边际排放因子

第五步，识别容量边际中的发电机组群

第六步，计算容量边际排放因子（EFgrid ,BM ,y）

第七步，计算组合边际基准线排放因子（EFgrid ,CM ,y）

具体计算步骤如下：

第一步，识别相关的电力系统

由于国家发改委对项目电力系统及并网电力系统划分明确，因此本项目

电力系统和并网电力系统采用国家发改委公布的划分方式。本项目所发电量

将通过宁夏电网输送到西北电网。西北电网由陕西省电网、甘肃省电网、青

海省电网、宁夏回族自治区电网和新疆维吾尔自治区电网组成。


本项目选择西北电网计算项目的基准线排放因子。

第二步，选择电力系统中是否包括离网型电站（可选择）

“电力系统排放因子计算工具”（第 04.0版）提供以下两种选择来计算EFgrid ,OM ,y和 EFgrid ,BM ,y：

方法一：计算过程中只涵盖并网型电站；

方法二：并网型电站和离网型电站都涵盖在计算当中。

本计算选择方法一。

第三步，选择计算电量边际排放因子（ EFgrid,OM,y）的方法

“电力系统排放因子计算工具”（第 04.0 版）提供了以下四种EFgrid ,OM ,y的计算方法：

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。

2007-2011年，西北电网总的年发电构成中水电和其它低成本/必须运行资源的年发电量占总发电量比例分别为： 2007年为 23.151%，2008 年为21.820%，2009年为 24.405%，2010年为 24.014%，2011年为 21.664%，均低于 50%。因此可用简单 OM 方法计算本项目的电量边际排放因子（EFgrid ,OM ,y）。

电量边际排放因子（EFgrid ,OM ,y）采用事前估算的方法，根据可得的最近

三年（2009-2011年）的数据计算出相应的电量边际排放因子，并对其按照上网电量进行加权平均，得到电量边际排放因子。

第四步，根据简单电量边际排放因子方法计算电量边际排放因子

简单电量边际排放因子为西北电网所有电厂的净发电量的电量加权平均

CO2排放因子，不考虑低成本/必须运行资源。计算工具提供了计算电量边际排放因子（EFgrid ,OM ,y）的三种选项：

A.根据每个电厂/发电机组燃料消耗量及其上网电量计算；

B.根据每个发电机组的上网电量、发电机组的平均效率及其使用的燃料


类型计算；

C.根据电力系统中所有电厂/发电机组的总净上网电量，燃料类型及燃料

总消耗量计算。

根据“电力系统排放因子计算工具（第 04.0版）”，如果每个电厂/发电机组的燃料消耗量可得，则选项 A应该是首先选择的方法，但在中国目前的情况下，无法获得每个电厂/每个发电机组的相关数据，因此选项 A与选项 B不可行。同时由于低成本/必须运行的电力资源只包含核电和可再生能源发电，且低成本/必须运行的电力资源上网电量的数据可得，因此利用选项C适用于计算电量边际排放因子（EFgrid ,OM ,y）。其计算公式如下所示：

y

iyiCOyiyi

yOMgrid EG

EFNCVFCEF

simple

,,,,

,,

2

其中：FCi , y = 第 y年消耗的燃料 i的数量（按质量或体积单位）NCVi , y = 第 y年燃料 i单位质量或体积的净热值（能源含量）EFCO2 ,i , y = 第 y年燃料 i的 CO2排放因子，取 IPCC缺省值EGy = 第 y年除低成本/必须运行发电电厂/发电机组外，系统

中所有电力资源的净上网电量（MWh）

此外，西北电网不存在来自其他电网的调入电量。

依据国家发展和改革委员会国家气候变化对策协调小组办公室更新的

《关于公布 2013年中国区域电网基准线排放因子的公告》中的《2013中国区域电网基准线 OM计算过程》计算得到，西北电网的电量边际排放因子为0.9720 tCO2e/MWh。

第五步，识别容量边际中的发电机组群

针对用于计算容量边际的发电机组样本 m而言，可以选择以下两种方案：

最近建成的 5个电厂；电力系统新增电厂装机容量,构成该系统发电量（单位：MWh）

的 20%,并且是最近建成的。

取年发电量较大者作为样本群 m。


由于数据可得性原因，计算采用变通办法，即首先计算构成电力系统装

机容量 20%的新增装机容量，以确定样本 m，并计算其中各种发电技术组成，然后计算各发电技术新增装机容量的权重，最后利用各种技术商业化的

最优效率水平计算排放因子。

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，基于向审核员提交项目设计文件时可获得的样本群m的最新信息，对 BM排放因子进行事前计算；在第二个计入期，基于向审核员提交更新计入期请求时可获得的样本群 m的最新信息，更新 BM排放因子；在第三个计入期，使用第二个计入期的 BM排放因子。此项选择不要求在计入期内对排放因子进行监测。

2)在第一个计入期，容量边际排放因子 EFgrid ,BM ,y必须事后（ex-post）年度更新，需要包括项目注册之前建成的电厂，如果无法获得项目注册之前

的电厂信息，则包括可以获得最近一年的信息。对于随后的计入期，

EFgrid,BM,y应事先计算，如上面选择 1）所述。

本项目容量边际排放因子的计算是基于计算工具提供的选择 1)的事前计算。

第六步，计算容量边际排放因子（EFgrid,BM,,y）

根据“电力系统排放因子计算工具（第 04.0版）”，容量边际排放因子（EFgrid ,BM ,y）可按 m个样本电厂排放因子的发电量加权平均求得，其计算公式如公式如下所示：

mym

mymELym

yBMgrid EG

EFEGEF

,

,,,

,,

其中：EGm ,y = 第 m个样本电厂在第 y年向电网提供的电量，即净上网

电量（MWh）EFEL,m,y = 第 m 个样本电厂在第 y 年的 CO2 排放因子

（tCO2e/MWh）

由于数据可得性的原因，计算采用变通方法，即通过计算构成电力系统

装机容量 20%的新增装机容量确定样本 m。


在现有统计数据中，无法从火电中分离出燃煤、燃油和燃气的各种发电

技术容量，因此采用如下方法：首先，利用最近一年可得的能源平衡表数

据，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；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，计算出对应于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 20%装机容量中的比重，结果即为该电网的 BM排放因子。

具体步骤和公式如下：

步骤 1:计算发电所用固体、液体和气体燃料对应的 CO2排放量在总排放量中的比重

其中：FCi,m,y = 电力系统所有电厂 m在第 y年的燃料 i消耗量（按质量

或体积单位）NCVi ,y = 第 y年燃料 i的净热值（GJ/质量或体积单位）EFCO2,i , y = 第 y年燃料 i的 CO2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。

步骤 2：计算对应的火电排放因子

其中：

EFCoal,Adv，EFOil,Adv，EFGas,Adv分别对应于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。


商业化最优效率的燃煤电厂的供电效率为 39.84%；商业化最优效率的燃机电厂（包括燃油与燃气）的供电效率为 52.50%。

步骤 3：计算电网的 BM

其中：

CAPTotal为总的新增容量，CAPThermal为新增火电容量。容量边际排放因

子（EFgrid ,BM ,y）根据国家发改委更新数据计算而得。

依据国家发展和改革委员会国家气候变化对策协调小组办公室更新的

《关于确定 2013中国区域电网基准线排放因子的公告》中的《2013中国区域电网基准线 BM 计算过程》计算得到，西北电网容量边际排放因子为

0.5115 tCO2e/MWh。

计算 EFgrid ,OM ,y和 EFgrid ,BM ,y所需的装机容量、发电量和厂用电率数据来

源于《中国电力年鉴》2008-2012年和《中国能源统计年鉴 2012》的相应数据；发电燃料消耗以及发电燃料的低位发热值等数据来源于《中国能源统计

年鉴》2010-2012年的相应数据；分燃料品种的燃料排放因子来源于“2006IPCC Guidelines for National Greenhouse Gas Inventories”，第二卷、第一章1.23-1.24页表 1.4。

第七步，计算组合边际基准线排放因子（ EFgrid ,CM ,y）

采用电量边际和容量边际的加权平均值，算出组合边际基准线排放因子

（EFgrid ,CM ,y），计算公式如下。

yBMgridBMyOMgridOMyCMgrid EFEFEF ,,,,,,

依据国家发展和改革委员会国家气候变化对策协调小组办公室更新的《关于

确定 2013中国区域电网基准线排放因子的公告》计算得到，西北电网的电量边际排放因子为 0.9720 tCO2e/MWh ，容量边际排放因子为 0.5115tCO2e/MWh。

根据“电力系统排放因子计算工具（第 04.0版）”，本项目的权重 wOM

和 wBM分别为 75%和 25%（即 wOM = 0.75，wBM = 0.25），获得基准线排放因子（EFgrid ,CM ,y）为 0.8568 tCO2e/MWh。

泄露


按照《可再生能源发电并网项目的整合基准线方法学》（CM-001-V01），泄漏排放不予考虑。

项目活动减排量

项目活动第 y年减排量计算公式如下：

ERy = BEy - PEy

B.6.2.预先确定的参数和数据>>数据/参数： FCi,y

单位： tonnes或 m3

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)

所使用数据的来源：中国能源统计年鉴（2010～2012）所应用的数据值：详见附件 2证明数据选用的合理

性或说明实际应用的

测量方法和程序步

骤:

官方统计数据

数据用途：计算基准线排放

评价: -

数据/参数： NCVi,y

单位： kJ/kg或 kJ/m3

描述：在西北电网中第 y年消耗的化石燃料类型 i的净热值

所使用数据的来源：中国能源统计年鉴（2010~2012）所应用的数据值：详见附件 2证明数据选用的合理



骤:

官方统计数据


评价: -

数据/参数： EFCO2,i,y

单位： tc/TJ


描述：在西北电网中第 y年消耗的化石燃料类型 i的 CO2排放因子

所使用数据的来源： 2006 IPCC指南所应用的数据值：详见附件 2证明数据选用的合理



骤:

IPCC默认值


评价: -

数据/参数：装机容量

单位： MW描述：在 y年西北电网中电厂的装机容量所使用数据的来源：中国电力年鉴（2010~2012）所应用的数据值：详见附件 2证明数据选用的合理



骤:

官方统计数据


评价: -

数据/参数：发电量

单位： MWh描述：在 y年西北电网中的电厂的发电量所使用数据的来源：中国电力年鉴（2010~2012）所应用的数据值：详见附件 2证明数据选用的合理



骤:

官方统计数据


评价: -

数据/参数：厂用电率

单位： -


描述：电厂的发电量中电厂自用电所占的比率

所使用数据的来源：中国电力年鉴（2010～2012）所应用的数据值：详见附件 2证明数据选用的合理



骤:

官方统计数据


评价: -

数据/参数： GENE best,coal

单位： %描述：最商业化最优效率燃煤发电技术电厂的供电效率

所使用数据的来源：中国国家发展和改革委员会发布的确定电网排放因

子的公告中的值

所应用的数据值： 39.84%证明数据选用的合理



骤:

国家发改委公布的数据


评价: -

数据/参数： GENE best,gas/oil

单位： %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

所使用数据的来源：中国国家发展和改革委员会发布的确定电网排放因

子的公告中的值

所应用的数据值： 52.50%证明数据选用的合理



骤:

国家发改委公布的数据


评价: -


B.6.3.减排量事前计算>>

基准线排放

根据国家发改委相关要求，本项目采用了国家发改委公布的 2013年排放因子。

西北电网排放因子计算结果如下：

EFgrid,OM,y =0.9720 tCO2e/MWh

EFgrid,BM,y =0.5115 tCO2e/MWh

根据上述数据，本项目补充计入期事先预估的基准线排放因子为：

0.8568 tCO2e/MWh，计算方式如下：

EFgrid,CM,y =0.9720 tCO2e/MWh×0.75 + 0.5115 tCO2e/MWh×0.25

=0.8568 tCO2e/MWh

年均基准线排放量为：80,789 tCO2e，具体计算方式如下：

BEy = 94,292 MWh× 0.8568 tCO2e/MWh = 80,789 tCO2e

项目排放

按照《可再生能源发电并网项目的整合基准线方法学》（CM-001-V01），本项目在项目边界内的温室气体排放是零：

PEy = 0

泄漏

按照《可再生能源发电并网项目的整合基准线方法学》（CM-001-V01），泄漏排放不予考虑。因此，本项目活动的泄漏为零：

LEy = 0

减排量

减排量的计算公式如下：

减排量＝基准线排放－项目排放－泄漏

本项目年均减排量为 80,789 tCO2e。


B.6.4.事前估算减排量概要>>根据项目可行性研究报告中风能资源描述，宁夏地区风速有明显的季节

性变化，一般春季最大，冬夏次之，秋季最小。全区月平均最大风速，宁夏

平原大多出现在春季 4月，宁南山区出现在 5月。本项目风能资源的分析则是根据项目场地的 1#测风塔 70米处，2009年 2月 1日~2010年 1月 31日连续一年的测风数据。风电场 70m高度处代表年年平均风速为 7.1m/s，年平均风功率密度为 348.1W/m2。在连续一年的测风数据中，2、4、5、6、7、11、12月份的风速均高于年平均风速（7.1m/s）。每月的风功率密度也呈现出相似的变化趋势。具体如下图所示：

图 5 1#测风塔 70米处的风速与风功率密度数据

本项目于 2011年 1月 28日开始试运行，2011年 2月 5日首台风机正式投产并网发电，2011年 05月 25日全部风机投产并网发电，2011年 12月 23日成功注册为 CDM项目。本项目补充计入期为 2011年 2月 5日至 2011年12月 22日，共计 321天。

由于一月份风速、风功率密度较小，补充计入期的截止日期临近 2011年 12月 31日。因此本项目在补充计入期内的预计发电量按照可行性研究报告中的年发电量除以 365天后与补充计入期的天数的积来计算，其发电量的数值为（94,292MWh/365*321= 82,925MWh，则在本项目补充计入期内，项目预计减排量为（82,925MWh*0.8568 = 71,050 tCO2e）。


年份基准线

排放(tCO2e)

项目排放(tCO2e)

泄漏(tCO2e)

减排量(tCO2e)

2011年 02月 05日-2011年 12月 22日 71,050 0 0 71,050

合计 71,050 0 0 71,050计入期时间合计 321天计入期内年均值 80,789 0 0 80,789

B.7.监测计划B.7.1.需要监测的参数和数据

>>数据/参数： EGs,y

单位： MWh描述：第 y年的上网电量所使用数据的来源：现场测量并通过计算得到，具体见 B.7.3。数据值： 94,292测量方法和程序: 电表读数采用连续监测、按月记录的方式。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 0.5，电表将根据《电能计量装置技术管理规程》（DL/T448-2000）进行校验。

监测频率：连续监测，按月记录

QA/QC程序: 电厂的电力输入将通过现场控制中心的计算机系统

进行监测和记录。操作员负责记录一系列的数据。

售电发票或凭据将作为重复核对的依据。

数据用途：计算基准线排放量

评价：无

数据/参数： PRg,y

单位： MWh描述：第 y年的下网电量所使用数据的来源：现场测量并通过计算得到，具体见 B.7.3。数据值： 0测量方法和程序: 电表读数采用连续监测、按月记录的方式。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 0.5，电表将根据《电能计量装置技术


管理规程》（DL/T448-2000）进行校验。监测频率：连续监测，按月记录



购电发票或凭据将作为重复核对的依据。


评价：无

数据/参数： EGfacility,y

单位： MWh描述：第 y年的净上网电量所使用数据的来源：通过计算得到，具体见 B.7.3。数据值： 94,292测量方法和程序: 通过上网电量与下网电量计算得到，公式如下：

ygysyfacility PREGEG ,,,

监测频率：连续监测，按月记录



购售电发票或凭据将作为重复核对的依据。


评价：无

B.7.2.数据抽样计划>>本项目无数据抽样计划。

B.7.3.监测计划其它内容>>为了确保完整、连续、清晰、精确的项目监测和项目计入期减排量的准

确计算，特制定此监测计划。监测计划的执行主要由项目业主负责，并由电

网公司辅助进行。

1．监测对象

监测的主要数据为项目产生的上网电量和下网电量，由此计算上网净电

量，以用来计算项目的减排量。

2．实施监测计划的组织机构


项目业主在公司内部任命一名 CCER项目经理。电厂运行监测负责人、技术负责人和财务负责人负责收集监测计划要求的信息和数据。收集到的数

据将被存档并按月报送给项目业主公司的 CCER项目经理。CCER项目经理负责执行监测计划并向公司总经理汇报。公司总经理对监测事项，数据计算

和报告进行确认。

工作分工管理结构图在下表中：

3．监测程序及设备

本项目（项目 A）将与本公司其他风电项目共用变电站及电表，因此，在监测过程中需要与其他风电项目进行分摊电量。

双向电表 M0和 M1安装在项目变压站出口侧（其中，M0为主表，M1为备表），用于监测本项目与其他风电项目的总上网电量（M0a）和总下网电量（M0b）。电表M0和M1的精度均不低于 0.5。

双向电表M2, M3, M4和M5分别安装在本项目 4条 35kV回路上，用来监测本项目的发电量。电表M6, M7, M7, ..., Mn分别安装在其他风电项目的35kV回路上，用来监测其他风电项目的发电量。电表M2, ..., Mn的精度均不低于 0.5。

电表示意图如下：

公司总经理

公司 CCER项目经理

技术负责人财务负责人电厂运行监测负责人


（1）当其他风电项目未投产时，本项目的净上网电量（EGfacility,y）由电

表M0（或备表M1）直接监测，计算公式如下：

bMaMPREGEG ygysyfacility 00,,,

（2）当其他风电项目投产后，本项目的净上网电量（EGfacility,y）将按照

以下方式来监测：

上网电量（EGs,y）

电表 M2, M3, M4和 M5用来监测本项目的发电量 M2a, M3a, M4a 和M5a；电表 M6, M7, M8, ..., Mn用来监测其他风电项目的发电量 M6a, M7a,M8a, ..., Mna；电表 M0（或备表 M1）用来监测本项目与其他风电项目的总上网电量M0a。

本项目的上网电量（EGs,y）采用如下公式进行计算：

下网电量（PRg,y）


为保守起见，用电表M0（或备表M1）监测的本项目与其他风电项目的总下网电量（M0a）作为本项目的下网电量，即：

PRg,y=M0b

净上网电量（EGfacility,y）

由此可得，当其他风电项目投产后，本项目的净上网电量（EGfacility,y）的计算公式如下：

bMMnaaMaMaMaMaMaMaM

aMaMaMaMaMaMaMaMaMMIN

PREGEG ygysyfacility

0))8765432(

)5432(0,5432(

,,,

4．数据的收集

只要主表 M0和回路上的电表 M2,..., Mn的误差在可忽略的范围内，项目减排核查就应使用主电表和回路上的电表M2,..., Mn的监测记录。数据收集主要过程如下:

Ⅰ根据购售电协议要求，项目业主和电网公司要定期对主表M0（及备表M1）和回路上的电表M2,..., Mn进行读数，并检查电表是否正常。

Ⅱ项目业主向电网公司供电，并向电网公司提供电力销售的发票。发票

副本连同电网公司的付款记录由项目业主保存。

Ⅲ当项目发电不足需要从电网购电时，电网公司供电给项目业主。电网

公司向项目业主提供电力销售发票，发票由项目业主进行保存。

Ⅳ项目业主负责记录项目的供电量和购电量，并由此计算本项目的上网

净电量。

Ⅴ项目业主妥善保存主电表的读数记录，以供审查员核查时参考。

如果主表M0的误差超过允许范围或者在某个时间段不能正常工作，则将由以下几种方法解决：

Ⅰ除非有任一方测试出仪器不准确，否则读数以备表M1为准；

Ⅱ如果备表M1精确度不在可接受范围内或者不能正常工作，项目业主和电网公司须共同准备一个新的正确读数协议；


Ⅲ如果项目业主和电网公司没能达成关于正确读数的协议，此事要据协

议程序申请裁决。

如果回路上的电表M2, ..., Mn中有任何一块电表的误差超过允许范围或者在某个时间段不能正常工作，则业主将放弃该时间段产生的减排量。

5．设备的校验

监测设备每年要进行合理校验和检查以保精确。项目业主和电网公司之

间应签订协议规定监测安排和质量控制程序。项目业主采取后备措施来处理

电表发生的任何错误。电网公司的校验记录要提供给项目业主，由项目业主

和指定第三方保存。

在发生以下情况的十天之内，项目业主和电网公司应共同授权一家有资

质的检测机构，对所安装的电表进行校验检查：

Ⅰ发现主表和备表的差别超出可忽略范围；

II 发现回路上的某一或某几块电表的误差超过允许范围；

III由于错误操作所造成的仪器失常。

所有校验测试记录要妥善保管以备核查。

6．数据管理系统

为对监测过程中所收集的数据记录进行妥善保存，本项目将建立完整的

监测数据管理系统。

以纸质文件形式记录从信息来源到最终数据计算的全过程。项目业主有

责任提供额外必要数据和信息以满足相关审核员核查的要求。具体文件，例

如纸质地图，图表和环评将在项目地点，与本监测计划一起进行比较。所有

纸质信息由项目方储存并至少保留一份副件。

监测数据在每个月底要用电子表格做统计并保存在电脑硬盘或磁盘上。

同时，纸质打印文件也应存档。项目业主将对监测到的上网电量数据与向电

网公司的销售数据进行反复核对。在每一个监测期结束后，项目业主要编制

监测报告，监测报告包括监测结果和相关证据。

7．监测报告


监测数据由 CCER项目经理负责收集整理后，由项目业主编制监测报告。项目业主应保证监测报告的格式和内容符合项目设计文件中确定的监测方法

学。


C部分.项目活动期限和减排计入期C.1.项目活动期限

C.1.1.项目活动开始日期>>2010年 06月 02日（施工合同签订日期）

C.1.2.预计的项目活动运行寿命>>20年 0个月

C.2.项目活动减排计入期C.2.1.计入期类型>>补充计入期

C.2.2.第一计入期开始日期>>2011年 02月 05日

C.2.3.第一计入期长度>>321天


D部分.环境影响D.1.环境影响分析>>宁夏回族自治区环境保护厅于 2010年 05月 26日批准了建设项目环境影

响报告书。报告内容总结如下：

空气影响

施工期对环境空气的影响，除由施工机械产生少量废气外，主要为粉尘

污染。通过对施工作业面及运输路线适当洒水，并对临时堆填的土石利用土

布工艺等作适当掩护等措施，从而减少扬尘对施工人员和环境空气的影响。

噪音影响

风电场运行时有一定噪声。做好风机噪声影响防护工作，在风电机、升

压站外不满足标准范围内划定噪声隔离区，禁止建设居民住宅、学校、医院

等噪声敏感设施。

电磁影响

项目运行过程中会产生一定的电磁辐射污染，但本项目选用的风力发电

机组在设计时考虑了防磁、防辐射等方面的要求，在选材时使用了防磁、防

辐射材料，所以项目产生的电磁辐射可以忽略。

固体废弃物影响

固体废弃物主要是施工弃渣和施工人员生活垃圾。施工过程中的土方开

挖量部分用于回填，其余用于就近选凹地铺平和施工道路修建，不产生最终

弃渣；施工生活区设垃圾桶，垃圾经收集后送到垃圾填埋场，因此对周围环

境产生的影响较小。

废水影响

落实生活污水、升压站事故油池、油水处理处置措施，做好废旧铅蓄电

池回收工作。因此项目产生的废水对环境影响较小。

生态影响

风电机组要控制有效使用面积。风机位置避开野生动物繁殖栖息地。为

减少对周围植被的影响，要标明施工活动区，禁止施工人员随意到施工区活

动。施工车必须沿规定的运输路线行驶，不可随意停车和开道、碾压农田。


风电场所在地不属侯鸟迁徙通道，因此，建设本项目对鸟类迁徙的影响

不大。

D.2.环境影响评价>>本项目对环境没有重大影响。


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>>按照当地政府的要求，项目业主对风电项目的实施通过与相关方的非正

式讨论、听取走访附近居民等方式征求了意见，以确保项目的成功完成符合

相关方的意愿。

项目业主组织当地政府相关部门于 2010年 07月对本项目所在地附近的村民进行了问卷调查，以征求附近村民对本项目建设的意见和建议。本次问

卷调查共发放 50份，回收 50份，回收率 100％。被调查者中妇女占 30%，66%的被调查者具有初中及以下学历、34%被调查者具有高中及以上学历，所有被调查者的年龄都在 20周岁以上。问卷调查主要包括以下几个问题：

1 当地居民日常取暖和做饭所使用的主要燃料是什么？

2 本项目是否会对当地居民产生负面影响？

3本项目的施工建设是否会产生污染？当地居民是否认为

由本项目产生的噪音无法忍受？这种噪音是否影响当地

居民的正常生活？

4 本项目是否会对鸟类的栖息带来负面影响？本项目所在

地是否在候鸟迁徙的主要路线上？

5 本项目是否会对当地的生态环境带来负面影响？

6 本项目的建设是否会提升当地的通讯条件？

7 本项目能否为当地居民提供任何利益？

8 当地居民是否支持 CDM项目？9 当地居民是否同意本项目施工？

E.2.收到的评价意见的汇总>>调查问卷的统计结果如下：

60%被调查者使用木柴来取暖和做饭，其他的 40%被调查者使用燃气或煤来取暖和做饭；

86%被调查者认为风电场能够给他们的生活带来益处，其他被调查者认为风电场不会对他们的生活造成任何影响；


100%被调查者认为风电场的建设对他们的生活不会产生负面影响；

100%被调查者认为风电场的建设不会对环境产生负面影响； 100%被调查者认为风电场不会产生噪音污染； 100%被调查这认为本项目所在地不在候鸟迁徙的主要路线上； 76%被调查者认为本项目的施工建设会提升当地的交通和通讯条

件；

100%被调查者同意本项目进行 CDM项目开发； 100%被调查者同意本项目的施工建设。

E.3.对所收到的评价意见如何给予相应考虑的报告>>公众参与调查收到的绝大多数是对项目的正面意见，当地群众对本工程

的建设表示出了大力的支持。当地群众对工程的环境影响关注主要包括电磁

干扰和噪声影响。本项目的环境影响报告中对上述问题均做出了详细的分析

并给出了具体的控制环境影响的方案。项目将严格按照国家相关标准控制噪

音。项目建设单位将严格执行有关的环保法律、法规，做好生态环境功能的

恢复，尽可能不影响当地环境质量和居民居住环境。

通过很好的贯彻执行这些方案，并在当地环保部门管理及监督下，本项

目对当地环境及居民生活产生的影响可以被有效地控制或避免。因此，根据

这些意见无需对项目计划进行改动。

- - - - -


附件 1:申请项目备案的企业法人联系信息

企业法人名称：宁夏京能新能源有限公司

地址：北京市朝阳区西坝河路 6号 921室邮政编码： 100028电话：

传真：

电子邮件：

网址：

授权代表：刘云波

姓名：刘云波

职务：

部门：

手机： 186 1112 9716传真： 010-6339 7486电话： 010-6452 2591电子邮件： [email protected]


附件 2:事前减排量计算补充信息

运行边际（OM）计算：

表A1. 2009年西北电网运行简单边际排放因子计算表

燃料分类单位陕西省甘肃省青海省宁夏新疆小计

含碳量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）

A B C D E F=A+B+C+D+E G I J K=F×I×J/10000 (体积

单位)原煤万吨 3949.22 2060 467.05 2350.13 2380 11206.4 25.8 87,300 20,908 204,546,878洗精煤万吨 0 25.8 87,300 26,344 0其它洗煤万吨 8.34 56.01 6.66 71.01 25.8 87,300 8,363 518,437型煤万吨 0 26.6 87,300 20,908 0焦炭万吨 0 29.2 95,700 28,435 0焦炉煤气亿立方米 0.49 0.8 0.12 1.41 12.1 37,300 16,726 87,967其它煤气亿立方米 18.37 0.44 18.81 12.1 37,300 5,227 366,733原油万吨 0 20 71,100 41,816 0汽油万吨 0.02 0.02 18.9 67,500 43,070 581柴油万吨 0.6 0.52 0.2 0.07 0.7 2.09 20.2 72,600 42,652 64,718燃料油万吨 0.25 0.08 0.06 0.39 21.1 75,500 41,816 12,313液化石油气万吨 0.02 0.02 17.2 61,600 50,179 618炼厂干气万吨 8.56 8.56 15.7 48,200 46,055 190,019天然气亿立方米 0.91 0.07 3.93 7.83 12,74 15.3 54,300 38,931 2,693,177

其它石油制品万吨 0 20 72,200 41,816 0其它焦化产品万吨 0 25.8 95,700 28,435 0其它能源万吨标煤 73.76 18.52 18.08 110.36 0 0 0 0


小计 208,481,441

《中国能源统计年鉴2010》

表A2. 2009年西北电网火力发电

省名称发电量（MWh) 厂用电率（%）供电量（MWh)

陕西省 77,400,000 7.24 71,796,240甘肃省 44,100,000 6.88 41,065,920青海省 10,700,000 7.01 9,949,930宁夏 44,700,000 7.76 41,231,280新疆 45,200,000 5.16 42,867,680总计 222,100,000 206,9111,050

《中国电力年鉴2010》

表A3. 西北电网2009年排放因子

参数单位数值来源

A 西北总供电量 MWh 206,911,050 《中国电力年鉴 2010》

B 西北电网总排放量 tCO2e 208,481,441 根据《中国能源统计年鉴》和

《中国电力年鉴》计算得到

C 西北电网排放因子 tCO2e/MWh 1.0076 C=B/A


燃料分类单位陕西省甘肃省青海省宁夏新疆小计含碳量燃料排放因子平均低位发热量 CO2排放量（tCO2e）




单位)原煤万吨 4850.49 2771.89 483.72 2916.46 2494.9 13517.46 25.8 87,300 20,908 246,729,926洗精煤万吨 1.05 1.05 25.8 87,300 26,344 24,148其它洗煤万吨 11.01 42.96 6.82 60.79 25.8 87,300 8,363 443,822型煤万吨 0 26.6 87,300 20,908 0焦炭万吨 0 29.2 95,700 28,435 0煤矸石万吨 355.13 37.86 163.58 2.85 559.42 25.8 87,300 8626 4,084,269焦炉煤气亿立方米 1.97 0.89 0.7 3.56 12.1 37,300 16,726 222,101高炉煤气亿立方米 18.24 4.06 5.28 27.58 70.8 219,000 3763 2,272,860转炉煤气亿立方米 0.31 0.31 46.9 145,000 7945 35,713其它煤气亿立方米 0 12.1 37,300 5,227 0原油万吨 0 20 71,100 41,816 0汽油万吨 0.01 0.03 0.01 0.05 18.9 67,500 43,070 1,454柴油万吨 0.67 0.42 0.21 0.23 0.39 1.92 20.2 72,600 42,652 59,453燃料油万吨 0.17 0.09 0.1 0.7 1.06 21.1 75,500 41,816 33,465石脑油万吨 0 20.2 72,600 43,906 0润滑油万吨 0 20 71,900 41,398 0石蜡万吨 0 20 72,200 39,934 0溶剂油万吨 0 20 72,200 42,945 0石油沥青万吨 0 21 69,300 38,931 0石油焦万吨 0 26.6 82,900 31,947 0液化石油气万吨 0 17.2 61,600 50,179 0炼厂干气万吨 12.2 12.2 15.7 48,200 46,055 270,822天然气亿立方米 0.87 2.48 0.3 8.54 12.19 15.3 54,300 38,931 2,576,909

其它石油制品万吨 0.01 0.01 20 72,200 41,816 302其它焦化产品万吨 0 25.8 95,700 28,435 0其它能源万吨标煤 1.76 2.68 4.44 0 0 0 0

小计 256,755,243


《中国能源统计年鉴 2011》

表A5. 2010年西北电网火力发电量


陕西省 95,800,000 7.23 88,873,660甘肃省 59,100,000 6.73 55,122,570青海省 10,900,000 6.58 10,182,780宁夏 57,200,000 57,200,000新疆 53,900,000 8.7 49,210,700总计 276,900,000 260,589,710

《中国电力年鉴 2011》








燃料分类单位陕西省甘肃省青海省宁夏新疆小计

含碳量燃料排放因子平均低位发热量 CO2排放量（tCO2e）




单位)原煤万吨 4107.56 3427.4 556.68 5051.73 3358.94 16502.31 25.8 87,300 20,908 301,211,450洗精煤万吨 0 25.8 87,300 26,344 0其它洗煤万吨 1473.38 42.36 9.62 1525.36 25.8 87,300 8,363 11,136,499型煤万吨 0 26.6 87,300 20,908 0焦炭万吨 0 29.2 95,700 28,435 0煤矸石万吨 251.88 41.53 107.51 69.53 533.45 25.8 87,300 8626 3,894,665焦炉煤气亿立方米 6.35 0.66 0.05 1.38 8.44 12.1 37,300 16,726 526,555高炉煤气亿立方米 4.68 0.14 4.47 9.29 70.8 219,000 3763 765,586转炉煤气亿立方米 1.08 1.05 2.13 46.9 145,000 7945 245,381其它煤气亿立方米 0 12.1 37,300 5,227 0原油万吨 0 20 71,100 41,816 0汽油万吨 0 18.9 67,500 43,070 0柴油万吨 0.66 0.47 0.47 0.29 0.74 2.63 20.2 72,600 42,652 81,439燃料油万吨 0.15 0.08 0.47 0.06 0.76 21.1 75,500 41,816 23,994石脑油万吨 0 20.2 72,600 43,906 0润滑油万吨 0 20 71,900 41,398 0石蜡万吨 0 20 72,200 39,934 0溶剂油万吨 0 20 72,200 42,945 0石油沥青万吨 0 21 69,300 38,931 0石油焦万吨 0 26.6 82,900 31,947 0液化石油气万吨 0 17.2 61,600 50,179 0炼厂干气万吨 7.99 7.99 15.7 48,200 46,055 177,366天然气亿立方米 0.83 4.62 0.77 9.26 15.48 15.3 54,300 38,931 3,272,400

其它石油制品万吨 0 20 72,200 41,816 0其它焦化产品万吨 0 25.8 95,700 28,435 0其它能源万吨标煤 0.56 2.78 6.8 10.14 0 0 0 0

小计 321,335,334

《中国能源统计年鉴2012》


表A8. 2011年西北电网火力发电


陕西省 108,400,000 7.2 100,595,200甘肃省 71,400,000 6.8 66,544,800青海省 12,200,000 7.2 11,321,600宁夏 96,700,000 96,700,000新疆 72,500,000 8.2 66,555,000总计 361,200,000 341,716,600

《中国电力年鉴2012》







表A10. 西北电网的运行边际排放因子

2009年 2010年 2011年总计

A 排放量 (tCO2e/年) 208,481,441 256,755,243 321,335,334 786,572,018


B 供电量(MWh) 206,911,050 260,589,710 341,716,600 809,217,360

C 运行边际 CO2排放因子(tCO2e/MWh)

C = A/B 0.9720

建设边际（BM）计算:

步骤 1，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

2

2

, , , , ,,

,, , , , ,

,

i j y i y CO i yi COAL j

Coal yi j y i y CO i y

i j

F NCV EF

F NCV EF

2

2

, , , , ,,

,, , , , ,

,

i j y i y CO i yi OIL j

Oil yi j y i y CO i y

i j

F NCV EF

F NCV EF

2

2

, , , , ,,

,, , , , ,

,

i j y i y CO i yi GAS j

Gas yi j y i y CO i y

i j

F NCV EF

F NCV EF

其中：

Fi,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,j：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,y :燃料 i在第 y年的 CO2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。


根据《中国能源统计年鉴2012》计算出固体、液体和气体燃料在西北电网相应的比重： Coal =94.76%， Oil =0.12%， Gas =5.12%

步骤 2，计算对应的火电排放因子

AdvGasGasAdvOilOilAdvCoalCoalThermal EFEFEFEF ,,,

其中 EFCoal,Adv，EFOil,Adv和 EFGas，Adv分别对应于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，详见下表。

表A11. 最商业化最优效率的燃煤、燃油和燃气发电技术电厂的排放因子

变量供电效率燃料排放因子

(kgCO2e/TJ)氧化率

排放因子

(tCO2e/MWh)

A B C D=3.6/A/1,000,000×B×C

燃煤电厂 EFCoal,Adv 39.84% 87,300 1 0.7889

燃油电厂 EFOil,Adv 52.50% 75,500 1 0.5177

燃气电厂 EFGas,Adv 52.50% 54,300 1 0.3723

AdvGasGasAdvOilOilAdvCoalCoalThermal EFEFEFEF ,,, = 0.78236 (tCO2e/MWh)

步骤 3，计算电网的 BM


,, , ,

,

Thermal ygrid BM y Thermal y

Total y

CAPEF EF

CAP

其中，CAPTotal,y为接近但不超过现有容量20%的新增容量，CAPThermal,y为新增火电容量。

表 A12. 西北电网 2011年装机容量装机容量单位陕西省甘肃省青海省宁夏新疆合计

火电 MW 22,160 15,240 2,300 16,400 16,230 72,330水电 MW 2,320 6,550 10,960 430 3,270 23,530核电 MW 0 0 0 0 0 0

风电及其他 MW 120 5,661 958 1661 1,880 10,280合计 MW 24,600 27,451 14,218 18,491 21,380 106,140

数据来源：《中国电力年鉴 2012》

表A13. 西北电网2010年装机容量

装机容量单位陕西省甘肃省青海省宁夏新疆合计

火电 MW 21,370 13,240 1,930 12,710 11,270 60,970水电 MW 2,210 6,110 10,680 430 2,990 22,420核电 MW 0 0 0 0 0 0

风电及其他 MW 0 1,390 0 600 1,360 3,352合计 MW 23,580 20,740 12,610 13,740 16,070 86,742


表A14. 西北电网2009年装机容量

装机容量单位陕西省甘肃省青海省宁夏新疆合计

火电 MW 19,900 10,990 1,930 8,820 9,520 51,160


水电 MW 1,920 5,940 8,740 430 2,430 19,460核电 MW 0 0 0 0 0 0

风电及其他 MW 0 750 0 270.3 860 1,880合计 MW 21,820 17,680 10,670 9,520 12,810 72,500


表A15. 西北电网BM计算表格 (MW)

2009年装机 2010年装机 2011年装机 2009-2011新增装机* 2010-2011新增装机* 占新增装机比重

A B C D E火电 51,160 60,970 72,330 23,547 11,527 65.38%水电 19,460 22,420 23,530 4,070 1,110 11.30%核电 0 0 0 0 0 0.00%

风电及其他 1,880 3,352 10,280 8,400 6,928 23.32%合计 72,500 86,742 106,140 36,017 19,565 100.00%

占 2011年装机百分比

33.93% 18.43%

*考虑装机容量、关停机组容量、抽水蓄能装机容量后计算的新增装机容量。

EFgrid,BM,y =0.78236×65.38%=0.5115 tCO2/MWh

表A16. 西北电网的基准线排放因子

参数单位数量

A 运行边际排放因子 tCO2e/MWh 0.9720B 建设边际排放因子 tCO2e/MWh 0.5115


C 混合排放因子(C=0.75*A+0.25*B) tCO2e/MWh 0.8568

表A17. 发电部分的基准线排放

参数单位数量来源或等式

A 项目装机容量 MW 49.5 可研报告

B 年供电量 MWh 94,292 可研报告

C 基准线排放因子 tCO2e/MWh 0.8568 表 A16

D 发电部分的基准线排放 tCO2e/年 80,789 D=B×C


附件 3:监测计划补充信息

详见 B.7.3部分。

- - - - -

f-cdm-pdd: project design document form for cdm project...

Documents