经批准的可再生能源发电并网项目整合的基准线方法学(04修正版)

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1、经批准的可再生能源发电并网项目整合的基准线方法学(04修正版)经批准的可再生能源发电并网项目整合的基准线方法学(04修正版)要点分析 刘德顺清华大学核能与新能源技术研究院, 全球气候变化研究所1. 可再生能源: 风电, 太阳能, 生物质能, 生物沼气, 地热, 小水电等属于清洁能源, 温室气体排放可视为0或碳中性。2. 可再生能源发电项目一般在10-100MW左右, 相对中国电网容量讲规模比较小, 所以它的基准线不太可能是建一个同等规模的煤电厂, 因为不符合中国的电力政策法规, 况且两者年运行小时数、年发电量和供电质量也差别较大, 尤其对季节性强的风电和水电而言。因此, 可再生能源项目通常是发

2、电并网, 代替电网中的一部分发电量和/或新建电源, 并由此避免这部分电网电量引起的排放量, 所以并网的电网就是构建基准线的基础。3. 然而, 当可再生能源发电项目是对电网中某个现有电站设施进行更新改造或替代时, 比如将某个燃煤电厂改造为掺烧生物沼气的电厂, 或者将某个老煤电厂改建为秸秆或地热发电, 这时要计算两项减排量:首先将这个现有电站设施的历史平均年发电量和相应的排放水平作为可再生能源发电项目的基准线, 由此计算第一项减排量。该基准线可一直维持到该设施在没有CDM项目情况下原本应该被改造或退役之日。此后基准线和该项目活动 “并轨”, 就不再产生这项减排量; 其次, 该可再生能源发电项目规模

3、可以大于被更新改造或顶替的现有电站设施的规模, 于是超过部分的可再生能源年发电量可以视为并网顶替电网部分发电, 并以并网的电网为基准线计算第二项减排量。4. 当一个可再生能源发电项目并网时, 它对电网的影响可以有两种方式:4.1) 一种是影响电网的发电和运行调度。这时受到影响的, 也就是被CDM项目发电替代的电网发电量是属于电网系统调度顺序中被优先调度”下岗”的那些电厂的发电量的一部分, 它属于整个电网发电量的边际部分。对这部分处于边际状态的电厂群, 按年发电量加权平均的单位发电煤耗和单位发电排放水平就称为电量边际基准线. 英文称为: Operation Margin, 强调的是和电网运行调度

4、相关, 又称运行边际。显然, 电网中低运行成本处于基荷的和必须运行的电厂, 比如水电和核电, 不会受影响, 因此应当被排除在运行边际之外。4.2) 另一种是影响电网的容量建设, 即推迟或改变或取消某些电厂装机容量的建设计划。受到影响的容量是整个电网装机容量发展的边际部分, 这部分边际容量的加权平均单位发电煤耗和单位发电排放水平就称为容量边际基准线。英文称为: Build Margin, 强调的是和电网建设相关, 又称建设边际。5. 从直接表达英文原意来说, 运行边际和建设边际是直译法, 但从字面上难解其意,而电量边际和容量边际是意译法, 符合中国人习惯, 便于理解。6. 对电量边际基准线EFO

5、M,y而言, 最直接的计算办法是根据CDM项目并网后电网系统的负荷调度记录, 称之调度数据分析OM基准线。严格说, 凡是因为该项目 “上岗”同时被顶替调度 “下岗” 的一些电厂的发电量及其相应的燃耗和排放量, 就是该项目的电量边际基准线。而从电网实际运行来讲, 根据各电厂的运行成本和其它技术条件, 电网对并网的电厂上岗有一个系统调度优先顺序, 原则上, 燃料成本较高的电厂上岗优先顺序较低(或者说下岗优先顺序较高), 一般仅用于调峰负荷, 因而最易受到CDM项目上岗的影响, 而成为其基准线的组成部分. 而燃料成本较低, 处于基荷的和必须运行的电厂, 如水电和核电, 则不易受到影响, 不易进入基准

6、线。但是一般事先不知道, 电网中具体哪个电厂在哪个小时被调度下来, 而且方法学中发电量数据一般是按年份统计的, 因此调度数据分析OM基准线方法分三步做: i) 近似地认为在一年8760小时的年持续运行小时负荷曲线的任一小时内(记为第h小时)取处于电网系统调度顺序前10%的一组电厂(n) 作为该小时h的基准线。具体讲, 就是该h小时内按该n组各厂发电量加权平均的单位发电排放因子, 记为EFDD,h (tCO2/ MWh);ii) 然后推广到第y年的整个8760小时, 按各小时h 的CDM项目发电量EGh与基于小时调度数据的单位发电排放因子EFDD,h再相乘求和, 求得y年与电量边际OM有关的基准

7、线排放量EOM.y (tCO2); iii) 将y年基于电网调度数据OM分析的基准线排放量EOM.y除以y年CDM项目的发电量EGy (单位MWh),就得出y年调度数据分析的电量边际基准线排放因子EFOM,Dispatch Data,y (tCO2/ MWh). ( EMBED Equation.3 )7. 如何确定电网系统调度顺序前10%的一组电厂(n)及其在小时h的平均单位发电排放因子EFDD,h: 首先要从电网调度中心获得: a)系统中每个电厂运行的调度顺序, b)在CDM项目发电运行的每一小时期间(比如风电年发电仅2000-3000小时), 系统所有电厂被调度的发电量(GENh in

8、MWh) (注: GENh 并不是该h 小时CDM项目的发电量EGh)。在每个小时h, 将每个电厂的发电量(GENh)按照优先顺序堆栈起来。该组电厂(n)就由处于堆栈顶部的那些电厂(即最低优先)构成, 它们联合发电量(GEN,h)组成那个小时全部电厂总发电量的10% (包括被调度的那部分调入电量)。在小时h内对这组(n)中各电厂的单位发电量排放因子按小时发电量加权平均就得到该小时h的平均单位发电排放因子EFDD,h (tCO2/MWh), 也就是CDM项目在该小时h的电量边际基准线排放因子。如下图所示: 这里请注意两个问题:7.1) 一般讲, 在我国, 电网和电网中的电厂是不会“和盘托出”其上

9、述运行调度数据的, 因此调度数据分析OM基准线方法仅仅具有理论意义, 没有实际应用的可操作性; SHAPE * MERGEFORMAT 图示: 调度数据分析OM方法中每小时h的平均单位发电排放因子EFDD,h 7.2) 当电力供应紧张, 存在较大缺口, 没有被顶替的电厂, 怎么处理? 当电网长年处于供电紧张的状态, 所有备用机组都投入运行, 还有很大缺口, 则高峰期间不得不拉闸限电或停止部分用户开工, 这时可再生能源发电上网不会出现让其它电厂被优先调度下岗, 而只是缓解供电紧张, 换言之减少部分边际电量缺口。 边际缺口是在电网所有电厂容量都发电还不够的情况下出现的, 理应由电网所有电厂容量超出

10、力来弥补, 因此这时可再生能源发电上网的电量缺口边际基准线应当是整个电网发电构成的平均单位发电煤耗和平均单位发电的排放因子。(要注意不同燃料品种的排放系数不同) 。因此可以近似采用下述的平均OM基准线。 8. 如上指出的, 对中国电网而言, 对规模不大的可再生能源发电上网项目, 要获得电网详细的系统调度数据是很难的。这时有三种 “退而求其次”的替代方案建立电量边际基准线: 8.1 简单OM. 只能用在低运行成本/必须运行的电力资源, (如水电, 地热, 风能, 低成本生物质, 核能和太阳能发电), 在总的电网发电构成中少于50%的情形, 这符合中国大多数电网的发电构成, 这时所建议的CDM项目

11、上网不至于影响那些电力资源的发电, 所以简单OM电量边际基准线就是服务于该系统的所有发电资源按年发电量加权平均的单位发电量排放因子EFOM,y (tCO2/MWh), 不包括低运行成本/必须运行电厂。数据来源则取自过去三年的平均数或者是项目投运发电年的数据, 如果按事后监测进行更新的话。ACM0002 的脚注4提到: “典型的低运行成本和必须运行的资源通常包括水电、地热、风能、低成本生物质、核能和太阳能发电。如果煤电也明显属于必须运行的, 它也应该属于此列, 即从这组(被替代)电厂排除出。” 而所谓的50% 是该方法学所规定的一个阈值用以区分简单OM方法和平均OM方法的应用条件。上述的“如果煤

12、电也明显属于必须运行的” 是一种原则性的大概说法, 因此对于许多以煤电为主的中国电网, 自然会提出这样的问题, 即 “这些电网中有多大百分比的煤电厂可认为是必须运行的电力资源?” 这取决于多少煤电厂处于基荷运行, 其年运行小时数大约为一年8760 小时的80-90%, 其余为停机维护时间。而基荷煤电厂的总装机容量和发电量又取决于电网的年负荷持续曲线, 如果电力需求长年旺盛, 那么有相当多的煤电厂进入基荷运行状态, 于是必须运行的电力资源总量很容易超过50%, 则就使用平均OM 基准线方法。反之, 如果电力需求长年疲软, 进入基荷运行状态的煤电厂大量减少, 于是必须运行的电力资源总量很可能小于5

13、0%, 于是就使用简单OM 基准线方法。当然,最终回答具体的百分比数有赖于当地电网提供充分的信息和运行经验。 8.2 调整的简单OM。不考虑低运行成本/必须运行电厂作为基准线一部分是一种较单纯的简单OM方法, 实际上, 对有些电网, 低运行成本/必须运行电厂一年中, 特别在电网负荷曲线低谷时, 还是有一定小时数处于被调度的边际状态, 因此还有一定概率成为电量边际基准线的一部分。因此该方法对简单OM方法作如下调整: 即将电力资源(包括调入)分为两类: 低成本/必须运行的电力资源(k类)和其他电力资源(j类), 每类处于系统调度边际状态的概率分别为(y和1-(y。分别求出该类发电资源按年发电量加权

14、平均的单位发电量排放因子(tCO2/MWh), 然后求两者的概率权重平均值作为调整的简单OM电量边际基准线。其中j类就是上述的简单OM方法, 所以关键就是如何处理k类。正文所述的处理步骤i)-iv)解释如下:步骤i) 负荷持续曲线 (Load Duration Curve)是描述电网系统全年内从高峰负荷到低谷负荷排序按持续时间积累形成的负荷持续曲线Load(t)。该曲线下的面积就是该系统的年总发电量 EMBED Equation.3 . 见下图所示。步骤ii): 按发电资源分类收集数据, 并计算低成本/必须运行资源的总年发电量(即(k GENk,y)?;步骤iii): 按低成本/必须运行电力资

15、源的容量(MW)在纵坐标截一高度, 画一条横线和负荷持续曲线交于一点, 横线和交点左侧的曲线下面的面积即为它们的总年发电量(k GENk,y (以MWh计)。步骤iv): 这交点右侧说明在电网负荷降低到某个低谷点之后, 上述的低成本/必须运行电力资源的容量(MW)也会出现富裕, 也会进入被调度的边际状态。交点右侧的小时数x 就是处于被调度边际的小时数。所以k类资源被调度的概率(yx/8760。当然,在中国,一般说来, 电网和电厂不公开提供上述的年运行负荷持续曲线, 所以调整的简单OM方法多半也仅具有理论意义, 实际操作中就是退而求其次, 回到简单OM或者平均OM方法。 EMBED Excel.

16、Chart.8 s 备注: 步骤 ii 没有显示在图中, 它按资源分类组织数据。图1: 调整的简单OM方法的Lambda()计算说明8.3平均OM. 当低成本/必须运行电力资源(k类)大于总的电网发电的50%时, 这时在电网低谷负荷, 甚至在腰荷时, 有更多低成本/必须运行电力资源会处于被调度的边际状态, 且处于被调度边际的小时数会明显增加。所以k类资源被调度的概率(y和j类资源的概率(1-(y)会相差不大, 因而再分为两类似无必要。更何况上述调整的简单OM方法所需的电网负荷持续曲线的详细信息很难获得, 这时就可采用将k类和j类不加区别的平均OM方法。另外当调度数据分析OM方法所需的详细数据难

17、以获得时, 退而求其次, 也可以用平均OM方法。9. 对容量边际基准线, 不同于电量边际基准线是对电网运行的模拟, 它是对电网容量建设的模拟。时间上最接近的模拟是那些处于电网容量建设边际部分的电厂, 即刚刚建成的电厂。因此该整合方法学提出合理的办法来i) 选择电厂样本群m, 并在提交PDD时按过去三年的数据, 事先(ex post)对该样本群m按发电量加权平均求BM 的单位发电的排放因子EFBM,y (tCO2/MWh), 以后在每一个可更新计入期开始时如法炮制更新。或者ii)在CDM项目建成发电减排时, 事后(ex post)按当时最新的电网容量建设信息逐年更新EFBM,y。10.计算基准线

18、排放因子EFy:自然而言, 它应当是电量边际排放因子(EFOM,y)和容量边际排放因子(EFBM,y)的加权平均, 又称组合边际CM, 权重wOM 和wBM默认值为50%。根据电网具体情况, 可以应用不同的权重系数, 只要保证wOM + wBM = 1, 并且提供合理的证据。11. 减排量计算: 一般不考虑泄漏排放和CDM项目自身的排放, 除了地热项目外, 详见下述。12. 事先估算和事后年度监测基准线数据: 对于可再生能源、垃圾填埋气和需求侧节能项目发电并网而言, 发电容量规模较之整个电网容量相对很小, 以致可认为项目并网后的电网与基准线电网几无差别, 因此对并网电网的事后监测可以相当准确地

19、模拟事前的基准线电网。因此ACM0002方法学允许两种可互相替代的办法, 即或者在项目合格性确认前在PDD文本中采用上述经批准的整合方法学事先(ex-ante)估算第一计入期的OM和BM基准线和减排量, 作为合格性确认的依据, 并在后续的计入期开始时如法炮制,事先更新; 或者在项目实施时事后(ex-post) 年度监测更新OM和BM基准线和减排量。考虑到在中国很难获得电网及其并网电厂的相关详细数据, 而且综合的电力统计数据也往往要滞后1-2年才公布, 因此建议尽量采用第一种事先估算的OM和BM基准线方法, 并相应地, 在监测计划中避免写入事后(ex-post) 年度监测更新OM和BM基准线和减

20、排量的监测措施, 以免进行减排量核实时被DOE “对号入座”, 陷入无法提供事后年度监测的电网的OM和BM基准线数据的困境。13. 电网基准线数据要求和退而求其次的办法:根据ACM0002方法学, 用于计算电量边际和容量边际电网基准线的数据要求基本上分为两类, 一类是涉及电网及其上网电厂的负荷调度运行的数据, 细到电厂一级和运行小时一级(用于经调整的简单OM方法或调度数据分析OM方法); 另一类是涉及电网电厂一级的年发/供电量、燃耗量、燃料类型、燃料排放因子等(用于简单OM方法或平均OM方法以及BM方法)。但是这些数据的获得往往很难, 因此ACM0002方法学提供一系列“退而求其次”的数据获得

21、优先序如下:13.1)直接获得: 从电网调度中心或者发电厂商处, 如果可获的话; 或者13.2)可获但可能不公开, 如果每个电厂的燃料类型, 燃料排放因子, 燃料投入和电力产出数据都可以获得的话; 如果使用的是从相关的东道国电力主管部门得到的保密数据, 则项目参与者所做的OM和BM计算必须由DOE予以核实, 于是CDM-PDD就可以只显示碳排放因子的计算结果和相应的电厂名单。13.3)不完全可获, 其中缺乏燃料特性和/或电厂效率数据, 则可采用如下数据来源, 例如: 从IPCC指南1996修正版(IPCC1996 Revised Guidelines)以及IPCC范例指南(IPCC Good

22、Practice Guidance)获得燃料净热值(net calorific values)和碳排放因子的IPCC默认值, 而不是特定电厂的值(注意IPCC范例指南包含一些来自IPCC指南1996修正版的更新);技术设备提供者的电厂铭牌标称效率或者官方来源有案可据的期望能源效率(不是从燃料消费和电力产出计算得到)。这可能是种保守的估计, 因为在实际运行工况下, 电厂相对于铭牌标称性能来说通常效率低些, 因而排放高些；基于电厂的技术, 规模和投运日期由专家判断的电厂效率的保守估计; 或13.4)缺乏电网电厂一级的数据, 对于简单OM和平均OM来说, 可以采用汇总的发电和燃料消耗数据; 这时可以

23、从国家电力统计年鉴和国家能源统计年鉴等公开出版资料中找到电网发电燃料构成的汇总数据, 但是要注意不同数据来源的统计口径是否一致以及变通处理时的保守性原则。 经批准的可再生能源发电并网项目整合的基准线方法学(04修正版) (ACM0002/第4版, 部门范围代码: 1) CDM EB 批准, 2005年11月28日来源: 此方法学是基于以下经批准的基准线方法学建议的要素整合而成。NM0001rev: 巴西Vale do Rosario的甘蔗渣热电联产(VRBC)项目, 该项目的基准线研究, 监测和核实计划以及项目PDD设计文件由Econergy国际公司开发;NM00012-rev: 牙买加Wig

24、ton的风电项目, 该项目基准线研究, 监测和核实计划, 设计文件PDD由EcoSecurities 咨询公司开发;NM0023: 墨西哥El Gallo的水电项目, 该项目基准线研究, 监测和核实计划以及PDD设计文件由世界银行的试点碳基金 (PCF)开发 (2004年5月14日经EB批准);NM0024-rev: 哥伦比亚Jepirachi的风电项目, 该项目基准线研究, 监测和核实计划以及PDD设计文件由世界银行的试点碳基金 (PCF)开发;NM0030-rev: 印度Haidergarh的甘蔗渣的热电联产项目, 该项目基准线研究, 监测和核实计划以及PDD设计文件由Balrampur

25、Chini Mills公司的Haidergarh子公司提交;NM0036: 埃及Zafarana的风电项目, 该项目基准线研究, 监测和核实计划以及PDD设计文件由三菱Mitsubishi Securities开发;NM0043: 巴拿马Bayano水电扩建和升级项目, 该项目基准线研究, 监测和核实计划和PDD设计文件由Econergy国际公司开发;NM0055: 印度尼西亚Darajat三号地热工程(Unit III), 该项目基准线研究, 监测和核实计划和PDD设计文件由URS公司和Amoseas印尼公司共同开发。如果想了解更多关于该方法学建议以及执行理事会EB审议的信息, 可登录网站:

26、 适用范围:该方法适用于在如下条件下的可再生能源发电并网项目活动: 应用于电力容量增加, 其来源于: 径流水电站; 现有水库上建水电站, 此处水库容量并不增加风能地热太阳能波浪和潮汐能该方法学不适用于在项目活动地点包括由化石燃料到可再生能源的燃料替代项目活动, 因为这种情况下基准线可能是在该地继续使用化石燃料;相关电网的地理和系统边界可以清晰地界定, 并且电网特性信息可得;以及与经批准的 “垃圾填埋气项目活动整合基准线方法学” (ACM0001)联合应用于垃圾填埋气收集发电并网。该基准线方法学应与经批准的监测方法学ACM0002 (可再生能源发电并网的整合监测方法学)联合应用。项目活动该项目活

27、动是可再生能源发电上网。这类项目有不同的规模和子类型(径流水电, 现有水库上建水电站,水库容量不增加, 风能, 地热能, 太阳能, 潮汐和波浪能)。所选择的方法途径 (由CDM模式和程序第48节提供的三种途径中)“48 a) 现有实际的或者历史的排放, 如果适用的话 (a *JimiSoft: Unregistered Software ONLY Convert Part Of File! Read Help To Know How To Register.* 替代的化石燃料火电厂发电产生的CO2排放.2) 项目边界的空间范围包括项目所在地以及和CDM项目所并的同一电网中所有上网的电厂。为了确

28、定容量边际(BM)和电量边际(OM) 的排放因子, 如下所述, 一个(地区的)项目电力系统可以定义为由那些在调度中不受显著传输限制的那些电厂所占的空间范围。类似地, 一个联网电力系统, 比如国家的或跨国的, 也可以定义为(地区的)电力系统(的一部分), 该系统通过输电线与该项目电力系统联网, 并且该系统中的电厂在调度中不受显著传输限制。为了确定项目电力系统, 项目参与者需要证明其假设的合理性。由于在电网管理政策方面存在具体国情差别, 一旦应用该方法学给不出清晰的电网边界时: 采用东道国DNA提供的有关电网边界的描述, 如果有的话; 或如果没有DNA的指导意见, 则采用如下的边界定义:在具有分级

29、调度体制 (例如, 州/省/地区/国家) 的大的国家, 应采用地区电网的定义。考虑到在州/省之间有大量的电力交易, 其间会直接或间接地受到CDM项目活动的影响, 采用州/省电网的定义在许多情况下确实是太狭义了些;在其它国家, 国家级(或其它最大的)电网的定义应当作为默认值采用。从联网电力系统到项目电力系统的电力传输定义为电力输入(调入), 反之, 即传输到联网电力系统的定义为电力输出(调出)。为了确定容量边际(BM)的排放因子, 如下所述, 空间范围局限在项目电力系统, 除非最近或者未来可能的传输容量增加能够显著增加电力调入。在这种情况下, 传输容量可被考虑为容量边际的一种来源, 至于电量边际

30、(OM)调入的排放因子如下所述。为了确定电量边际(OM)的排放因子, 如下所述, 用如下几种选择之一确定来自同一东道国内联网电力系统的净电力调入的CO2排放因子(COEFi,j,imports): (a) 0 tCO2/MWh, 或者(b)调入电力的那个特定电厂的排放因子, 当并且只当明确知道该特定电厂, 或者(c)调出电力的电网的平均排放率, 当并且只当净调入不超过该项目电力系统总发电量的20%, 或者(d)调出电力的电网的排放因子, 由下述的1, 2和3步骤决定, 当净调入超过该项目电力系统总发电量的20%时。对于从位于另一国家的联网电力系统的电力调入, 排放因子为0 tCO2/MWh.电

31、力调出不应该从用于计算和监测基准线排放率的发电数据中减去。基准线对于那些不对现有发电设备进行改造或者更新的项目活动, 基准线情景如下:由该项目输送到电网的电量, 如果没有此项目活动的话, 原本就会由其它并网电厂运行发电和由新增电源来提供, 就如下述的组合边际(CM)计算所体现的那样。对于那些对现有发电设备进行改造或者更新的项目活动, 基准线情景如下: 在没有该CDM项目活动时, 现有设备将会按历史平均水平(EGhistorical, 以MWh/年为单位)继续给电网供电(EGbaseline, 以MWh/年为单位), 直到该发电设备在没有CDM项目活动情况下被更换或者更新之日为止 (DATEBa

32、selineRetrofit)。从那个时刻起, 该基准线情景被视为等同于该项目活动，而基准线的发电量(EGbaseline)被视为等于项目发电量(EGy , 以MWh/年为单位), 并且认为没有减排量发生。EGbaseline = EGhistorical 直到DATEBaselineRetrofit EGbaseline = EGy 当DATEBaselineRetrofit时/之后 (1)其中, EGhistorical是该现有设备输送到电网的历史平均年供电量, 数据的时间跨度可从最近可获的年份(或月份、周或其他期间)算起, 到设施建设、更新或改造之日, 其改造规模应达到显著地影响产出的程

33、度(例如, 占其5%或更多), 以MWh/年来表示。如果是水电设备, 就需要至少5年(120个月)(排除季节反常年份)的历史发电数据。对于其他设备，需要至少3年的数据 。当5年的历史数据(或非水电项目活动情况下的三年历史数据)不能获取时例如，由于刚刚更新或如脚注2所描述的意外情况就必须建议一个新方法学或方法学的修订版。所有高于基准线水平(EGbaseline)的项目发电量则原本应由并网的发电厂运行发电和由新增电源来提供，如下面所描述的组合边际(CM)计算所反映的那样。为了估计在没有该项目活动情况下,何时(DATEBaselineRetrofit)该现有设备会需要更换，项目参与者可以考虑如下的做

34、法:确定此类型设备的典型平均技术寿命并存档备案, 要考虑到部门和国家的通常惯例，例如基于工业调查、统计资料、技术文献等。评价负责设备更换时间计划表的主管公司的惯常做法并存档备案, 例如基于对类似设备更换的历史纪录。在没有该项目活动情况下,对该现有设备何时会需要更换的时间点应该以一种保守的方式来选择，即,如果时间范围能确定，则应选择最早的日期。基准线排放因子(EFy)也可以按组合边际(CM)方法计算, 该方法是电量边际(OM)和容量边际(BM)排放因子的组合, 按以下3个步骤计算。这组合边际的计算必须基于官方的资料来源(可获得的) , 并且是公开的。第一步: 基于以下4种方法之一计算电量边际排放

35、因子(EFOM,y): (a) 简单OM (Simple OM), 或(b) 经调整的简单OM(Simple adjusted OM), 或(c) 调度数据分析OM(Dispatch Data Analysis OM), 或(d) 平均OM(Average OM).每种方法描述如下: 调度数据分析应该作为第一方法选择。不选择这一方法时, 项目参与者应该根据下述的条款论证为什么并且可以运用简单OM, 经调整的简单OM, 或者平均排放率方法。简单OM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: 这指1)最近5年的平均值, 或者2)基于长期的正常值, 对于水电来讲

36、。平均排放率方法(d)只能够用于低成本/必须运行资源大于总的电网发电的50%, 以及应用方法(b)所需的详细数据无法获得, 或者应用方法(c)所需的详细数据难以获得。(a) 简单OM. 简单OM排放因子(EFOM,simple,y)是服务于该系统的所有发电资源的按发电量加权平均的单位发电量排放(tCO2/MWh), 不包括低运行成本/必须运行电厂: EMBED Equation.3 (2)此处: Fi ,j, y 是相应电力资源j在y年份消耗的燃料i的数量(按质量或体积单位), j 指的是发电并网的电力资源脚标, 不包括低运行成本/必须运行电厂, 但包括电网的网外输入 ,COEFi,j y 是

37、燃料i的CO2排放系数(tCO2/燃料质量或体积单位), 考虑到年份y相关电力资源j使用的燃料的含碳量和燃料氧化率, 和GENj,y 是由资源j向电网提供的电力(MWh)。CO2排放系数COEFi 由下式获得: EMBED Equation.3 (3)此处: NCVi是燃料i单位质量或体积的净热值 (能源含量),OXIDi是燃料的氧化率(见IPCC指南1996修正版1.29页的默认值),EFCO2,i 是燃料i每单位能量的CO2排放因子,可能的情况下, 应该使用NCVi 和EFCO2,i的当地值。如果不可得, 国家特定值(例如见IPCC范例指南)比IPCC世界默认值要更好。计算y年份的简单OM

38、排放因子时可以用以下的任何一种年份时期的数据: 3年平均, 基于PDD提交时最新可得的统计数据, 或者项目开始发电的那一年, 如果EFOM,y是根据事后监测进行更新的话.(b) 调整的简单OM。排放因子(EFOM,simple adjusted,y)是前述方法的变种, 即将电力资源(包括调入)按低成本/必须运行的电力资源(k)和其他电力资源(j)区分开: EMBED Equation.3 (4)此处, 对于k类电厂, Fi,k,y, COEFi,k 和 GENk 类似于前面简单OM方法中所述的变量。年份 y 可以反映前面简单OM方法中两个时间区间的任何一个, 以及 EMBED Equation

39、.3 (5)此处lambda (y )应该如下方法计算: (见下图):步骤i) 画出负荷持续曲线(Load Duration Curve)。按时间顺序, 收集一年中每小时的负荷数据(一般以MW为单位)。将负荷数据由最高到最低MW水平排序。对应一年8760小时(x轴)并以MW为y轴, 以递减的顺序, 画出的MW的负荷持续曲线。步骤ii) 按发电资源分类组织数据。收集数据, 并计算低成本/必须运行资源的总年发电量(单位MWh) (即(k GENk,y). 步骤iii) 填充负荷持续曲线。画一条水平线与负荷持续曲线交叉使得交点左侧曲线下面的面积(MW乘以Hours)等于低成本/必须运行电力资源的总发

40、电量(单位MWh) (即(k GENk,y)。步骤iv) 确定 “年份y, 低成本/必须运行资源处于边际时的年运行小时数”。首先, 确定步骤iii)画的横线与步骤i)画的负荷持续曲线的交点。交点右侧的小时数(来自8760小时之中的)就是低成本/必须运行的电力资源处于边际的小时数。如果两条线不相交, 那就可以说低成本/必须运行的电力资源并不出现在边际状态, 则(y 为0。Lambda (y) 就是该小时数除以8760的计算结果。图1: 调整的简单OM方法的Lambda()计算说明 EMBED Excel.Chart.8 s 备注: 步骤 ii 没有显示在图中, 它按资源分类组织数据。(c) 调度

41、数据分析OM。调度数据OM的排放因子(EFOM,Dispatch?Data,y)简述如下: EMBED Equation.3 (6)此处 EGy 是年份y项目的发电量(单位MWh), EOM.y是与电量边际有关的排放(tCO2), 计算如下: EMBED Equation.3 (7)此处 EGh 是项目在每个小时h的发电量(单位MWh), EFDD,h 是在小时h期间内处于电网系统调度顺序前10%的一组电厂(n)按小时发电量加权平均的每单位发电量排放(tCO2/MWh)。 EMBED Equation.3 (8)此处, F, COEF和GEN类似于前面的简单OM方法中所述的变量, 但是针对处于

42、电网系统调度顺序前10%的一组电厂(n), 以小时为单位计算的。即Fi ,n, h 是该组电厂中电力资源n在h小时消耗的燃料i的数量(按质量或体积单位), COEFi,n是燃料i的CO2排放系数(tCO2/燃料质量或体积单位), 和GENn,h 是在第h小时由资源n向电网提供的电力(MWh)。为了确定这一组电厂(n), 要从国家调度中心获得: a)系统中每个电厂运行的电网系统调度顺序, 和b)项目发电运行的每一小时期间, 系统所有电厂被调度的发电量(GENh) (MWh)。在每个小时h, 将每个电厂的发电量(GENh), 按照优先顺序堆栈起来。该组电厂(n)就由处于堆栈顶部的那些电厂(即最低优

43、先)构成, 它们联合发电量(GENn,h)组成那个小时全部电厂总发电量的10% (包括被调度的那部分调入电量)。(d)平均OM. 平均电量边际OM排放因子(EFOM,average,y)为所有电厂的平均排放率, 用上述公式1计算, 但是包括低运行成本/必须运行的电厂。在简单OM方法(a)中描述的两种数据采集时间范围之任何一种都可以使用。第二步. 计算容量边际排放因子(EFBM,y), 为m个样本电厂的按发电量加权平均的排放因子(tCO2/MWh), 如下: EMBED Equation.3 (9)此处, Fi,m,y, COEFi,m和GENm,y类似于前面的简单OM方法中所述的变量, 但是针

44、对电厂样本m而言。项目参与者应该从以下两种方案选择其中之一: 方案1. 事先(ex ante)计算容量边际排放因子EFBM,y: 基于在提交PDD的时候所获得的有关已建电厂(或在建电厂)的最新信息来建立样本群m。这个样本群m包括以下二者之一: 最近建成的5个电厂, 或者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。项目参与者应该从以上两个选择中取年发电量较大者作为样本群。方案2. 在第一个计入期, 容量边际排放因子EFBM,y 必须事后(ex post)年度更新, 即对那些有实际项目发电并有相应减排量的年份。对于随后的计入期, EFBM,y 应该事

45、先计算, 如上面方案1所述。样本群m包括以下的二者之一:最近建成的5个电厂, 或者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。项目参与者应该从以上两个选择中取年发电量较大者作为样本群。已注册为CDM项目活动的新增电厂容量应排除在样本群m之外。第三步 计算基准线排放因子EFy , 即电量边际排放因子(EFOM,y)和容量边际排放因子(EFBM,y)的加权平均: EMBED Equation.3 (10)此处, 权重wOM 和wBM默认为50% (即wOM = wBM = 0.5), EFOM,y和EFBM,y由以上的第一步和第二步所述计算, 单位为

46、tCO2/MWh。可以应用不同的权重系数, 只要保证wOM + wBM = 1, 并且提供合理的证据证明采用替代的权重系数是合理的。这些证明要素有待CDM执行理事会EB评价 。项目参与者应用的加权平均应该在一个计入期固定, 可以在计入期更新时更改。泄漏在电力部门项目中潜在的引起泄漏的主要排放是由于诸如电厂建设, 燃料处理(开采, 加工, 运输)以及土地淹没(对水电项目, 见上面的应用条件)等活动引起的。项目参与者在应用该方法学时不需要考虑这些排放源。采用这一基准线方法学的项目活动也不能因为将这类排放减少到基准线情景以下而要求任何的减排信用额。减排量项目活动主要通过由可再生能源电力代替化石燃料电

47、厂产生的电网电力从而减排CO2。项目活动在一给定年份y的减排量ERy是基准线排放(BEy), 项目排放 (PEy)和由泄漏引起的排放(Ly)的差, 如下: EMBED Equation.3 (11)此处, 基准线排放(BEy, 单位tCO2)是第三步中计算的基准线排放因子(EFy,单位tCO2/MWh)与该项目活动供给电网的电量(EGy,单位MWh)减去存在设备更新改造情况下的供给电网的基准线电量(EGbaseline,单位MWh)之差的乘积, 如下: EMBED Equation.DSMT4 (12)对于大部分的可再生能源项目活动, PEy = 0。然而, 对于地热项目, 项目参与者应该考虑

48、如下的排放源 , 如果可适用的话:从所生产的蒸汽中不凝气体释放引起的CO2和甲烷的逸散性排放; 和地热电厂运行相关的化石燃料燃烧引起的CO2排放.需要收集的数据列在相关的监测方法学ACM0002中。项目排放应该计算如下 : a) 从所生产的蒸汽中不凝气体释放引起的CO2和甲烷的逸散性排放(PESy)。 EMBED Equation.3 (13)此处, PESy 是年份y 从生产蒸汽中释放的CO2和甲烷引起的项目排放, wMain,CO2 和wMain,CH4 是生产蒸汽中CO2和甲烷的平均质量比例, GWPCH4 是甲烷的全球变暖, 潜势, 以及MS,y是年份y产生的蒸汽数量。b) 地热电厂运

49、行相关的化石燃料燃烧引起的CO2排放(PEFFy): EMBED Equation.3 (14)此处, PEFFy 是由于地热电厂运行相关的化石燃料燃烧引起的项目CO2排放(吨CO2), Fi,y 是年份y燃料类型i的消耗, COEFi 是燃料类型i 的CO2排放因子。因此, 对于地热项目活动, PEy = PESy + PEFFy (15)合格性确认前的减排量估计项目参与者应准备一份在建议的计入期内可能的项目减排量估计, 作为PDD的一部分。这个估计大体上应该采用以上选择的同样的方法学(也就是电量边际方法1a, 1b, 1c or 1d)。当排放因子(EFy)在监测时事后决定时, 项目参与者

50、可以采用模型或者其他工具在合格性确认前事先估计减排量。 经批准的整合监测方法学ACM0002 (04修正版)“可再生能源零排放发电并网的整合监测方法学”来源:此监测方法学是基于以下所建议新的方法学的要素整合而成。NM0001rev:巴西的VRBC项目, 该项目基准线研究, 监测与核实计划以及项目设计文件PDD由Econergy国际公司提供;NM0012rev:牙买加Wigton (威格顿)风厂项目, 该项目基准线研究, 监测与核实计划以及项目设计文件PDD项目由生态安全EcoSecurities 咨询公司开发;NM0023:墨西哥El Gallo风电项目, 该项目基准线研究, 监测与核实计划以

51、及项目设计文件PDD由世界银行的试点碳基金 (PCF)开发(2004年4月由CDM执行委员会EB批准);NM0024-rev: 哥伦比亚: Jepirachi风电项目, 该项目基准线研究, 监测与核实计划以及项目设计文件PDD由世界银行的试点碳基金(PCF)开发;NM0030-rev: 印度的Haidergarh 的甘蔗渣的热电联产项目, 该项目基准线研究,监测与核实计划以及项目设计文件PDD由Balrampur Chini Mills公司的Haidergarh子公司开发;NM0036:埃及Zafarana的风电项目, 该项目基准线研究, 监测和核实计划以及项目设计文件PDD由三菱安全Mits

52、ubishi Securities开发;NM0043:NM0043: 巴拿马Bayano水电扩建和升级项目, 该项目基准线研究, 监测和核实计划和项目设计文件PDD由Econergy国际公司开发;NM0055: 印度尼西亚Darajat三号地热工程(Unit III), 该项目基准线研究, 监测和核实计划和项目设计文件PDD由URS公司和Amoseas印尼公司共同开发。如果想了解更多关于该方法学建议以及执行理事会EB审议的信息, 可登录网站: 适用范围:该方法适用于在如下条件下的可再生能源发电并网项目活动: 应用于电力容量增加, 其来源于: 径流水电站; 现有水库上建水电站, 此处水库容量并不

53、增加风能地热太阳能波浪和潮汐能该方法学不适用于在项目活动地点包括由化石燃料到可再生能源的燃料替代项目活动, 因为这种情况下基准线可能是在该地继续使用化石燃料;相关电网的地理和系统边界可以清晰地界定, 并且电网特性信息可得; 以及与经批准的 “垃圾填埋气项目活动整合基准线方法学” (ACM0001) 联合应用于垃圾填埋气收集发电并网。该监测方法学应与经批准的基准线方法学ACM0002 (可再生能源发电并网的整合基准线方法学)联合应用。监测方法学该方法学需要以下监测:所建议项目活动的发电量;重新计算电量边际排放因子所需要的数据, 如需要的话; 所需的数据要根据所选择的确定电量边际(OM)排放因子的

54、方法, 并与可再生能源发电并网项目的整合基准线方法学(ACM0002)相一致。重新计算容量边际排放因子(BM)所需要的数据, 如需要的话; 并与可再生能源发电并网项目的整合基准线方法学(ACM0002)相一致。对于地热发电项目, 计算CO2和甲烷的逸散性排放和地热电厂运行所需的化石燃料燃烧的CO2排放所需的数据的监测。项目边界1) 为与可再生能源发电并网项目的整合基准线方法学(ACM0002)相一致, 项目边界包括以下排放源:对于地热项目, 地热蒸汽中所含的不凝气中甲烷气和CO2的逸散性排放, 以及地热电厂运行所需化石燃料燃烧产生的CO2排放。 为确定基准线, 项目参与者只需考虑由于项目活动而

55、被替代的化石燃料火电厂发电产生的CO2排放。2) 项目边界的空间范围包括项目所在地以及和CDM项目所并的同一电网并网的所有电厂。基准线排放参数:第六列表明, 需要监测什么样的参数是取决于在 “可再生能源发电并网项目的整合基准线方法学(ACM0002)” 的步骤1中选择什么样的方法确定电量边际(OM)基准线。 “简单OM”方法在步骤1a中定义, “调整的简单OM”在步骤1b, “调度数据OM”在步骤1c, 以及“平均OM”在1d。而“BM”所需要的各项数据是为在步骤2中定义的容量边际基准线所用。注意, 对于项目参与者所选择的 “简单OM”、“调整的简单OM”和“平均OM”以及“BM”方法, 为能

56、与 “可再生能源发电并网项目的整合基准线方法学” (ACM0002)相一致, 需要事前(ex ante)监测若干年份的数据, 至少对EGy是如此, 并要求在计入期的每一次更新时, 需要所有参数, 以便使用基准线方法学中的步骤1-3, 重新计算组合边际基准线。 ID识别号数据类型数据变量单位测量(m)计算(c)估计(e)必须要求此参数的基准线方法记录频率被监测的数据比例数据存档方式 (电子/书面存档数据保存期限备注1. EGy (EGh, 如果使用调度数据OM法)电量项目上网的供电量MWh直接测量简单OM, 调整的简单OM, 调度数据OM, 平均OM, BM按小时测量按月记录100%电子计入期加

57、其后两年项目上网供电量, 按售电发票双重检查 1b. EGhistorical (只适用于更新改造项目)电量改造前上网年供电量GWh计算c简单OM, 调整的简单OM, 调度数据OM, 平均OM, BM一次性100%电子计入期加其后两年按照基准线方法学中所定义的. 2. EFy排放因子电网的CO2排放因子tCO2 /MWh计算c简单OM, 调整的简单OM, 调度数据OM, 平均OM, BM年度100%电子计入期加其后两年OM和BM排放因子加权求和计算3. EFOM,y排放因子电网的CO2电量边际排放因子tCO2 /MWh计算c简单OM, 调整的简单OM, 调度数据OM, 平均OM年度100%电子

58、计入期加其后两年按上面相关OM基准线方法所述计算4. EFBM,y排放因子电网的CO2容量边际放因子tCO2 /MWh计算cBM年度100%电子计入期加其后两年按下述公式 EMBED Equation.3 对基准线方法中所定义的新建电厂样本群求平均ID识别号数据类型数据变量单位测量(m)计算(c)估计(e)必须要求此参数的基准线方法记录频率被监测的数据比例数据存档方式 (电子/书面存档数据保存期限备注5. Fi.y燃料量每个电力资源/电厂消费的每种化石燃料的量质量或体积测量m简单OM, 调整的简单OM, 调度数据OM, 平均OM, BM年度100%电子计入期加其后两年从电力生产部门、调度中心或

59、最新的地方统计资料得到6. COEFi排放系数每种燃料i的CO2排放系数tCO2/质量或体积单位测量m简单OM, 调整的简单OM, 调度数据OM, 平均OM, BM年度100%电子计入期加其后两年用工厂或国家特定值计算COEF比IPCC缺省值更适合7. GENj/k/n, y电量每个电力资源/电厂(j, k或n)的年发电量MWh/a测量m简单OM, 调整的简单OM, 调度数据OM, 平均OM, BM年度100%电子计入期加其后两年从电力生产部门、调度中心或最新的地方统计资料得到8.厂名OM法的电力资源/电厂的识别符文字估计e简单OM, 调整的简单OM, 调度数据OM, 平均OM年度一组电厂的1

60、00%电子计入期加其后两年电厂识别脚标 (j, k, 或n)以计算电量边际OM排放因子9. 厂名BM法的电力资源/电厂的识别符文字估计eBM年度一组电厂的100%电子计入期加其后两年电厂识别脚标 (m)以计算容量边际BM排放因子10. (y参数低成本/必须运行资源处于边际的时间比例数字计算c调整的简单OM,年度100%电子计入期加其后两年用于计算低成本/必须运行资源处于边际时的年运行小时数的因子ID识别号数据类型数据变量单位测量(m)计算(c)估计(e)必须要求此参数的基准线方法记录频率被监测的数据比例数据存档方式 (电子/书面存档数据保存期限备注11.优先顺序有案为据的电厂调度的优先顺序文字测量m调度数据OM年度100%书面原件, 再加电子文档计入期加其后两年调度数据分析中需要按此优先序将电厂堆栈