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10-30MW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, 况且两者年运行小时数也差别较大, 两者年发电量不可比。

3. 可再生能源通常是发电并网. 因此原则上讲, 并网的电网就是构建基准线的基础. 当然一个可再生能源发电项目不可能影响整个电网, 它对电网的影响可以有两种方式.

4. 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, 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。

5. 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。

6. 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。

 

7. 对电量边际基准线EF_OM,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”同时被调度”下岗” 的一些电厂被顶替的发电量所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, 因此近似地认为在一年8760小时的第h小时期间内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, 该h小时内按该组各厂发电量加权平均的单位发电排放因子EF_DD,h (tCO₂/MWh)乘以该CDM项目在该小时h的发电量EG_h作为该小时h的基准线排放量。然后在第y年的8760小时内按各小时h该CDM项目发电量对基于小时的单位发电排放因子再加权平均求得y年年平均的单位发电排放因子(tCO₂/MWh), 这就是根据调度数据分析的电量边际基准线. (注: 文中EG_y 是年份y CDM项目的发电量, EG_h 是CDM项目在每个小时h的发电量, 所以应有:

)

8. 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EF_DD,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(GEN_h in MWh) (注: GEN_h 并不是该h 小时CDM项目的发电量EG_h)。在每个小时h, 将每个电厂的发电量(GEN_h)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(åGEN_,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EF_DD,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。

 

问题: 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。

 

9. 实际上, 尤其对中国电网而言, 对规模不大的可再生能源发电上网项目, 要获得该电网详细的系统调度数据是很难的。这时有三种替代方案建立电量边际基准线:

9.1 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(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年的(事后)监测数据。

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50%, 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。 

9.2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l_y和1-l_y。分别求出该类发电资源按年发电量加权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。下文所述的处理步骤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 . 见正文的图。

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å_k GEN_k,y) ;

步骤iii): 按低成本/必须运行电力资源的容量(MW)画一条横线和负荷持续曲线交于一点, 横线和交点右侧的曲线下面的面积即为总年发电量å_k GEN_k,y。

步骤iv): 这交点右侧说明在低谷负荷时期, 低成本/必须运行电力资源的容量(MW)有富裕, 也会处于被调度的边际状态。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l_y＝x/8760。

9.3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l_y和j类资源的概率(1-l_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以获得时, 退而求其次, 也可以用平均OM方法。

 

10. 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。最接近的模拟是处于电网容量建设边际部分的电厂, 即刚刚建成的电厂。因此该统一的方法学提出合理的办法来选择电厂样本群m, 然后对该样本群m按发电量加权平均求单位发电的排放因子EF_BM,y (tCO₂/MWh)。同时要求CDM项目建成发电减排时, 按当时年份(ex post)最新的电网容量发展信息进行更新。

 

11.计算基准线排放因子EF_y:自然而言, 它应当是电量边际排放因子(EF_OM,y)和容量边际排放因子(EF_BM,y)的加权平均, 又称组合边际CM, 权重w_OM 和w_BM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w_OM + w_BM = 1, 并且提供合理的证据。

 

12. 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.

 

13. 合格性确认前的减排量估计: 应当在PDD文本中采用上述已批准的统一方法学事先估算基准线和减排量, 作为合格性确认的依据。同时可在第一计入期开始监测时事后决定排放因子(EF_y), 并在后续的计入期开始时更新。能否在所有计入期内事后年度更新基准线, 需要查询CDM EB的有关指南.

经批准的可再生能源发电并网项目的统一基准线方法学

 (ACM0002/第一版 1, 部门范围代码: 1)

CDM EB 批准, 2004年9月3日

此方法学是基于以下经批准的基准线方法学建议的要素综合而成。

?　　　　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Wigton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 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上述方法学建议以及执行理事会EB考虑的信息, 可登录网站: http://cdm.ufccc.int/methodologies/approved.

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

·　　　　  与已批准的”垃圾填埋气项目的统一基准线方法学ACM0001”联合应用于垃圾填埋气收集发电上网.

 

该基准线方法学应与已批准的监测方法学ACM0002 (可再生能源发电并网的统一监测方法学)联合应用。

该项目活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)。

“48 a) 现有实际的或者历史的排放, 如果适用的话 (as applicable)

或者

“48 b) 一种有经济吸引/竞争力的主流技术或行动过程的排放量, (考虑投资方面的障碍因素后) “ 。

1) 项目参与者只应该计算项目活动的如下排放源:

·　　　　  对于地热项目, 地热蒸汽中所含的不凝气体中甲烷气和CO₂的逸散性排放, 以及运行地热电厂所需要的化石燃料燃烧产生的CO₂排放。

·　　　　  对于基准线的确定, 项目参与者只需考虑由于项目活动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。

 

为了确定容量边际(BM)和电量边际(OM)[2]的排放因子, 如下所述, 一个(地区的)项目电力系统可以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来定义。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), 该系统由传输线连接到该项目电力系统, 使得其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。

 

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(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(COEF_i,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。

 

基准线情景如下: 若没有CDM项目活动, 其电力将由其它并网电厂运营生产或者由新增电源提供。

 

对于改造或者更新现有发电设备的项目活动, EB08提供的指南应该予以考虑[3]。

 

基准线排放因子(EF_y)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)[4], 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因子(EF_OM,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[5]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。

 

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(EF_OM,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:

　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　(1)

此处:

F_{i ,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[6],

COEF_{i,j y} 是燃料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

GEN_j,y 是由资源j向电网提供的电力(MWh)。

 

CO₂排放系数COEF_i 由下式获得:

　　　　　　　　　　　　　　　　　　　 (2)

此处:

NCV_i是燃料i单位质量或体积的净热值 (能源含量),

OXID_i是燃料的氧化率(见IPCC指南1996修正版1.29页的默认值),

EF_CO2,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NCV_i 和EF_CO2,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EF_OM,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(EF_{OM,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:

 

　　　　(3)

此处, 对于k类电厂, F_i,k,y, COEF_i,k 和 GEN_k 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

(4)

此处lambda (l_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å_k GEN_k,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曲线下面的面积(MW乘以Hours)等于低成本/必须运行资源的总发电量(单位MWh) (即 å_k GEN_k,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/必须运行资源并不出现在边际状态, 则l_y 为0。Lambda (l_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(λ)计算说明

备注: 步骤 ii 没有显示在图中, 它按资源分类组织数据。

 

(c) 调度数据分析OM。调度数据OM的排放因子(EF_{OM,Dispatch Data,y})简述如下:

　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　(5)

此处 EG_y 是年份y项目的发电量(单位MWh), E_OM.y是与电量边际有关的排放(tCO₂), 计算如下:

　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　(6)

此处 EG_h 是项目在每个小时h的发电量(单位MWh), EF_DD,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)。

 

　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　 (7)

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

F_{i ,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),  COEF_i,n是燃料i的CO₂排放系数(tCO₂/燃料质量或体积单位), 和GEN_n,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(GEN_h) (MWh)。在每个小时h, 将每个电厂的发电量(GEN_h), 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(åGEN_,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(EF_OM,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(EF_BM,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:

　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　(8)

此处, F_i,m,y, COEF_i,m和GEN_m,y类似于前面的简单OM方法中所述的变量, 但是针对电厂样本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EF_BM,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:

项目参与者应该从以上两个选择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EF_BM,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, EF_BM,y 应该事先计算, 如上面方案1所述。样本群m包括以下的二者之一:

项目参与者应该从以上两个选择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EF_y , 即电量边际排放因子(EF_OM,y)和容量边际排放因子(EF_BM,y)的加权平均:

　　　　　　　　　　　　　　　　　　(9)

此处, 权重w_OM 和w_BM默认为50% (即w_OM = w_BM = 0.5), EF_OM,y和EF_BM,y由以上的第一步和第二步所述计算, 单位为tCO₂/MWh。可以应用不同的权重系数, 只要保证w_OM + w_BM = 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[7]。

 

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。

 

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。

 

项目活动主要通过由可再生能源电力代替化石燃料电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ER_y是基准线排放(BE_y), 项目排放 (PE_y)和由泄漏引起的排放(L_y)的差, 如下:

　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　(10)

此处, 基准线排放(BE_y , 单位tCO₂)是第三步中计算的基准线排放因子(EF_y,单位tCO₂/MWh)乘以该项目活动供给电网的电量(EG_y,单位MWh), 如下:

　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　(11)

对于大部分的可再生能源项目活动, PE_y = 0。然而, 对于地热项目, 项目参与者应该考虑如下的排放源[8], 如果可应用:

 

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(PES_y)。

　　　　　　　　　　　　(12)

 

此处, PES_y 是年份y 从生产蒸汽中释放的CO₂和甲烷引起的项目排放, w_Main,CO2 和w_Main,CH4 是生产蒸汽中CO₂和甲烷的平均质量比例, GWP_CH4 是甲烷的全球变暖, 潜势, 以及M_S,y是年份y产生的蒸汽数量。

b) 地热电厂运行相关的化石燃料燃烧引起的CO₂排放(PEFF_y):

　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　(13)

此处, PEFF_y 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), F_i,y 是年份y燃料类型i的消耗, COEF_i 是燃料类型i 的CO₂排放因子。

　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　

因此, 对于地热项目活动,

 

PE_y = PES_y + PEFF_y 　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　(14)

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(EF_y)在监测时事后决定时, 项目参与者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。

已经批准的统一监测方法学ACM0002

可再生能源零排放发电并网的统一监测方法学

 

此监测方法学是基于以下所建议新的方法学的要素综合而成。

?　　　　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;

?　　　　NM0012－rev: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Mitsubishi 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上述方法学建议以及执行理事会EB考虑的信息, 可登录网站: http://cdm.ufccc.int/methodologies/approved。

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

·　　　　  与已批准的 “垃圾填埋气项目的统一基准线方法学ACM0001”联合应用于垃圾填埋气收集发电上网.

 

该监测方法学应与已批准的基准线方法学ACM0002 (可再生能源发电并网的统一基准线方法学)联合应用。

 

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)排放因子的方法, 并与可再生能源发电并网项目的统一基准线方法学(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统一基准线方法学(ACM0002)相一致。

·　　　　  对于地热发电项目, 重新计算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排放的数据监测。

 

1) 为与可再生能源发电并网项目的统一基准线方法学(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。

 

 

第六行表明, 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统一基准线方法学(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”、 “调度数据OM”和 “平均OM”以及“BM”方法, 为能与”可再生能源发电并网项目的统一基准线方法学(ACM0002)”相一致, 需要事前(ex ante)监测若干年份的数据, 至少对EG_y是如此, 并要求在计入期的任一更新年, 更新所有的参数, 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。

 

 

从地热井排放的蒸汽量应使用文丘里流量计测量(或至少具有相同准确度的其他设备)。要求测量文丘里流量计上游的温度和压强以确定蒸汽特性。蒸汽量的计算应当连续进行, 并应基于国际标准。测量结果应在定期生产报告中透明地给予总结。

 

地热源中的不凝气(NCGs)一般主要由CO₂和H₂S组成, 同时也含有少量主成分为甲烷CH₄的碳氢化合物。在地热发电项目中, 不凝气流随同蒸汽进入电厂。一小部分CO₂在冷却水循环中被转化为碳酸盐和重碳酸盐。此外, 一部分不凝气被重新注入地热源。然而, 作为一个保守的做法, 此方法学假设所有进入电厂的不凝气都通过冷却塔排放到大气中。

 

不凝气取样应在生产井中并在蒸汽场－电厂分界面进行, 使用ASTM标准操作E1675法, 即供化学分析用的两相地热流体取样法 (只能应用于单相蒸汽取样)。CO₂和CH₄取样和分析程序包括从主蒸汽线用玻璃烧瓶收集不凝气样本, 加入氢氧化钠溶液和其他化学品以防止氧化。硫化氢(H₂S)和二氧化碳(CO₂)在溶剂中溶解, 而剩余的化合物仍保持气相。然后用气体色谱层析法分析该剩余部分以确定剩余物组分, 包括CH₄含量。所有烷烃浓度都按甲烷来报告。不凝气取样和分析应至少每三个月进行一次, 如果必要, 可以增加频度。

 

 

所有用来计算项目和基准线排放的变量, 除了一个和场外运输相关的变量外, 都要直接测量或是公开可获的官方数据。为确保数据的质量, 特别是那些测量的数据, 数据要对照商业数据进行双重检查。为该项目计划的质量控制(QC)及质量保障(QA)措施如下表格所述。