CDM – Meth Panel
UNFCCC/CCNUCC
ACM0002 / Version 04 Sectoral Scope: 1
28 November, 2005
第一步: 基于以下4种方法之一计算电量边际排放因子(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4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(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:
EFOM,simple,y?F?COEF??GENi,j,yi,jj,yji,j (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5,
? ? ?
从IPCC指南1996修正版(IPCC1996 Revised Guidelines)以及IPCC范例指南(IPCC Good
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);
技术设备提供者的标称电厂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, 工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
4. 计算值, 对于简单OM和平均OM, 运用汇总的发电和燃料消耗数据, 一旦细分的数据无法获得的话; 4
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. 5
据以上描述, 从联网电力系统输入的电力应看作一种电力资源今j.
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COEFi,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 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:
COEFi?NCVi?EFCO2,i?OXIDi
(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:
EFOM,simpleadjusted,y??1??y?F?COEF???GENi,j,yi,jj,yji,j??y?F?COEF??GENi,k,ji,kk,yki,k (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
?y?%???
Number of hours per year for which low-cost/must-run sources are on the margin8760 hours per year年份y,低成本/必须运行资源处于边际时的年运行小时数年8760小时(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).
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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(λ)计算说明
步骤 i: 画负荷持续曲线LDC交点MW步骤 iii: 用低成本/必须运行的发电量(MWh)填充曲线下的面积λ = X / 8760步骤 iv: 估计低成本/必须运行的发电资源处于边际的小时数X 小时0Hours8760
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(EFOM,Dispatch Data,y)简述如下:
EFOM,DispatchData,y?EOM,yEGy (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:
EOM,y??EG?EFhhDD,h (7)
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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)。
EFDD,h?F?COEF??GENi,n,hi,nn,hni,n (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:
EFBM,y?F?COEF??GENi,m,yi,mm,ymi,m (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。
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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:
EFy?wOM?EFOM,y?wBM?EFBM,y (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6。
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:
ERy?BEy?PEy?Ly (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: BEy?(EGy?EGbaseline)*EFy (12)
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就其它可能的加权办法, 有必要做更多的分析, 并可在此分析基础上修改这个方法学。有这样的需要就不同情形提出不同的权重因子。
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