4基准线方法学的分析介绍

1.来源

ACM0002为可再生能源发电并网项目的统一基准线方法学，第6版由EB于2006年5月19日批准，该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。

（1）NM0001-rev：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。

（2）NM00012-rev：牙买加Wigton的风电项目。该项目基准线研究、监测和核实计划及设计文件PDD由Eco Securities咨询公司开发。

（3）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）。

（4）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。

（5）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。

（6）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。

（7）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。

（8）NM0055：印度尼西亚Darajat三号地热工程（UnitⅢ），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。

2.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：

（1）应用于电力容量增加，其来源于：

1）径流水电站，现有水库上建水电站，此处水库容量并不增加。

2）新建的带水库的水电项目，其功率密度（装机发电容量除以水库满水位时的淹没表面积）大于4W/m2（采用EB的此项指导意见并不妨碍项目参与者提交水电项目的新方法学，供方法学专家组Meth Panel审议，特别是水库的汇水区域没有显著的植被生物质的水电项目）。

3）风能。

4）地热。

5）太阳能。

6）波浪和潮汐能。

（2）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。

3.项目活动

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）。

4.额外性

项目活动的额外性应使用CDM执行理事会通过的最新版本的“额外性论证与评价工具”来进行论证与评价。

5.项目边界

（1）项目参与者只应该计算项目活动的如下排放源：

1）对于地热项目，地热蒸汽中所含的不凝气体中CH4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。

2）对于新建的带有水库的水电项目，项目边界包括发电厂以及库区的具体场所。

3）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中所有上网的电厂。

为了确定容量边际（也称建设边际，Build Margin，简称BM）和电量边际（也称运行边际，Operation Margin，简称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则采用东道国DNA提供的有关电网边界的描述。如果没有DNA的指导意见，则采用如下的边界定义：

1）在具有分级调度体制（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。

2）在其他国家，国家级（或其他最大的）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（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）：

1）0t CO2/（MW·h）。

2）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。

3）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%。

4）调出电力的电网的排放因子，由后面所述的步骤一、二、三决定，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0t CO2/（MW·h）。

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。

6.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，原本就会由其他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MW·h/a为单位）继续给电网供电（EGbaseline，以MW·h/a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（DATEBaselineRetrofit）。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MW·h/a为单位），并且认为没有减排量发生。

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得年份（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影响产出的程度（例如，占其5%或更多），以MW·h/a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（受诸如自然灾害、冲突、传输限制等异常情况影响的期间内的数据应予以排除）。

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法：

（1）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。

（2）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。

用于计算电量边际和容量边际排放因子的电厂排放因子应按如下优先次序获得：

（1）如果可获的话，直接从调度中心或者发电商处获得。

（2）计算值，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当局得到的保密数据，则项目参与者所做的计算必须由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。

（3）计算值采用估计的数据，例如：

1）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）。

2）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。

3）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。

（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，凡是已注册成为CDM项目活动的新增电厂容量应当被排除在下面所有计算之外。

基准线排放因子（EFy）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因子（EFOM，y）：

（1）简单OM（Simple OM）。

（2）经调整的简单OM（Simple Adjusted OM）。

（3）调度数据分析OM（Dispatch Data Analysis OM）。

（4）平均OM（Average OM）。

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方法只能用在低成本/必须运行（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）的资源在总的电网发电构成中少于50%的情形。对于水电来讲，这指最近5年的平均值或者基于长期的正常值。

平均OM方法只能够用于：

1）低成本/必须运行资源大于总的电网发电的50%，以及应用经调整的简单OM方法所需的详细数据无法获得的情况。

2）应用调度数据分析OM方法所需的详细数据难以获得的情况。

简单OM、经调整的简单OM和平均OM的排放因子可以使用如下两种年份y时期数据中的任一种来计算：

1）（事前：ex-ante）按PDD提交时能获得的最近3年的统计数据，对全部发电量的加权平均值，如果数据可获得话。

2）项目发电的年份，如果EFOM，y是基于事后（ex-post）监测进行更新的话。

至于是选择事前ex-ante还是事后ex-post时期的数据进行计算，应该在PDD中加以指定，而且在计入期内不能更改。

（1）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[t CO2/（MW·h）]，不包括低运行成本/必须运行电厂：

式中 Fi，j，y——相应电力资源j在y年消耗的燃料i的数量（按质量或体积单位）；

　　 j——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，从联网电力系统输入的电力应看做一种电力资源j；

　　 COEFi，j——燃料i的CO2排放系数（t CO2/燃料质量或体积单位），考虑到年份y相关电力资源j使用燃料的含碳量和燃料氧化率；

　　 GENj，y——由资源j向电网提供的电力（MW·h）；

　　 COEFi——CO2排放系数；(www.xing528.com)

　　 NCVi——燃料i单位质量或体积的净热值（能源含量）；

　　 OXIDi——燃料的氧化率（见IPCC指南1996修正版第1章第29页的默认值）；

（2）调整的简单OM。排放因子（EFOM，simpleadjusted，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：

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。

λy应该用如下方法计算（见图4.1）：

步骤一：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8760h（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。

步骤二：按发电资源分类组织数据（没有显示在图4.1中）。收集数据，并计算低成本/必须运行资源的总年发电量（单位MW·h）（即∑k GENk，y）。

步骤三：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·h）等于低成本/必须运行电力资源的总发电量（单位MW·h）（即∑k GENk，y）。

图4.1　调整的简单OM方法的（λy）计算说明

步骤四：确定“第y年的低成本或/和必须运行资源处于边际时的年运行小时数”。首先，确定步骤三画的横线与步骤一画的负荷持续曲线的交点。交点右侧的小时数（来自8760h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λy为0。λy就是该小时数除以8760的计算结果。

（3）调度数据分析OM。调度数据OM的排放因子（EF OM，Dispatch Data，y）为

式中 EGy——年份y项目的发电量（单位为MW·h）；

　　EOM，y——与电量边际有关的排放（t CO2），即

　　EGh——项目在每个小时的发电量（单位为MW·h）；

　　EFDD，h——在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[t CO2/（MW·h）]，即

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。Fi，n，h是该组电厂中电力资源n在h h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（t CO2/燃料质量或体积单位），和GENn，h是在第h h由资源n向电网提供的电力（MW·h）。

为了确定这一组电厂（n），要从国家调度中心获得：①系统中每个电厂运行的电网系统调度顺序；②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）（MW·h）。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）。

（4）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（1）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），即为m个样本电厂的按发电量加权平均的排放因子[t CO2/（MW·h）]。

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。在这两种方案中，是选择事前（ex-ante）计算EFBM，y还是事后（ex-post）年度更新EFBM，y，应该在PDD中加以指定，而且在计入期内不能更改。

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。

• 电力系统新增电厂装机容量，构成该系统发电量（单位为MW·h）的20%，并且是最近建成的（如果20%正好落在一个电厂容量的部分处，则这个电厂要全部纳入计算中）。

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应该事先计算，如上面方案1所述。

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。

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t CO2/（MW·h）。

对于风电和太阳能项目，默认权重值如下：WOM＝0.75和WBM＝0.25（由于它们的间歇性和非可调度性）。

可以应用其他的权重系数，只要保证WOM＋WBM＝1，并遵循下面所提供的指导意见，并且向EB提供合理性的证据，以便EB评估。

项目参与者所采用的加权平均值应该在一个计入期内固定不变，并可以在计入期更新时更改。

选择其他权重因子的指导意见表4.1。

表4.1　权重因子选择分析

表4.1　提供了一些针对特定项目和特定背景的因素，用于开发替代上述默认值的电量边际和容量边际权重。然而，这既非提供特定的算法将这些因素转换为量化的权重，也非处理确信会影响这些权重的所有因素。鉴于此，建议项目参与者提出具体的量化的方法，并举证说明与下面所提供的指导意见相一致。因为一个项目不太可能在第一计入期内专门地只影响OM或BM，这意味着第一计入期内无论哪一个权重都不会超过75%。

7.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。

8.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）与项目排放（PEy）和由泄漏引起的排放（Ly）的差。

基准线排放（BEy，单位为t CO2）是第三步中计算的基准线排放因子[EFy，单位为t CO2/（MW·h）]与该项目活动供给电网的电量（EGy，单位为MW·h）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，单位为MW·h）之差的乘积。

对于大部分的可再生能源项目活动，PEy＝0。然而，对于如下项目类型，项目排放需要加以估算。

（1）对于地热项目活动，项目参与者应该考虑如下的排放源：

1）从所生产的蒸汽中不凝气体释放引起的CO2和CH4的逸散性排放。

2）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：

1）从所生产的蒸汽中不凝气体释放引起的CO2和CH4的逸散性排放（PESy）。

式中 PESy——年份y从生产蒸汽中释放的CO2和CH4引起的项目排放；

　　MS，y——年份y产生的蒸汽数量。

2）地热电厂运行相关的化石燃料燃烧引起的CO2排放（PEFFy）：

式中 PEFFy——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，t CO2；

　　Fi，y——年份y燃料类型i的消耗；

　　COEFi——燃料类型i的CO2排放因子。

因此，对于地热项目活动

（2）对带有水库的新建水电项目而言，项目参与方需要考虑项目本身排放估算。

1）如果项目的功率密度大于4W/m2而且不大于10W/m2，则

式中 PEy——来自水库的排放，t CO2 e/年；

　　EFRes——来自水库排放的默认排放因子，根据EB23的规定，该默认值为90kg CO2 e/（MW·h）；

　　EGy——第y年水电项目所发的电量，以MW·h计。

2）如果项目的功率密度大于10W/m2，则PEy＝0。

3）如果项目的功率密度小于4W/m2，现阶段不能开发。

9.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。当排放因子（EFy）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。