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CM-087-V01从煤或石油到天然气的燃料替代项目自愿减排方法学.pdf

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CM-087-V01从煤或石油到天然气的燃料替代项目自愿减排方法学.pdf

1/18 CM-087-V01 从煤或石油到天然气的燃料替代 (第一版) 一、来源和适用条件 1. 来源 本方法学参考 UNFCCC-EB 的整合的 CDM 项目方法学 ACM0009Consolidated baseline and monitoring methodology for fuel switching from coal or petroleum fuel to natural gas(第 04.0.0 版),可在以下网址查询 http//cdm.unfccc.int/methodologies/DB/49516CYT8X8LZ3F4YRXKSIHRXMOTR5 方法学主要修改说明 甲烷全球温升潜势值由 21 改为 25。 2. 适用条件 本方法学适用于一个或多个元过程1中从煤或石油到天然气的燃料替代项目活动。燃料替代应在产热过程进行,此产热过 程可以是位于一个非供热(即主要产出非热能)的工业生产过程并与之直接相 连,也可以是通过纯供热锅炉给集中供热系统供热。此外,还需满足如下条件 在项目活动实施前,元过程仅利用煤或石油作为燃料(不采用天然气作为燃料); 法规和政策不限制设备使用化石燃料; 政策不要求元过程必须使用天然气或其他燃料; 项目活动不会导致计入期内增加供热能力或元过程的寿命(即减排量只能计算至相关元过程的寿命期结束为止),并 且在项目计入期内也无扩展供热能力的规划; 拟议项目活动不会导致整体工艺的变化。 1“元过程”是指在工业设施或集中供热系统中某个单一设备里,为提供热能而进行的燃料燃烧(燃料燃烧不是为了发电、作为化学反应的氧化剂或作为原料)。例如通过锅炉生产蒸汽,或通过热风炉生产热风。每个元过程应主要使用一种燃料(而非多种能源)并产生一种输出(如蒸汽或热空气)。 对于每个元过程,能源效率是指元过程的有效(输出)能量(蒸汽 /水 /气体的焓乘以蒸汽 /水 /气体的数量)占其输入能量总量(燃料的净热值乘以燃料数量)之比。本方法学包括若干元过程的燃料替代,即项目参与方可以提交在一个工业设施中涉及若干个元过程燃料替代的 PDD。 2/18 二、基准线方法学 1. 项目边界 项目边界包含受燃料替代影响的每个元过程燃烧燃料引起的 CO2排放。项目边界同时适用于基准线排放和项目排放。 在确定项目活动排放时,项目参与方 须把每个元过程燃烧天然气产生的CO2排放都包括进来。 在确定基准线排放时,项目参与方须把项目活动不存在时,每个元过程燃烧煤或石油而产生的 CO2排放都包括进来。 项目边界的空间范围包括工业设施或集中供热系统所在的物理的、地理的位置。 表 1项目边界包含和不包含的排放源 排放源 温室气体种类 是否包括 解释或说明 基准线 基准线燃料燃烧 CO2是 主要排放源 CH4否 次要排放源 N2O 否 次要排放源 项目活动 天然气燃烧 CO2是 主要排放源 CH4否 次要排放源 N2O 否 次要排放源 2. 基准线情景 项目参与方须通过以下步骤确定真实可信的基准线情景。如果项目活动包括若干个元过程的燃料替代,则下列步骤应当应用于每个元过程。 步骤 1识别元过程燃料使用的所有真实可信的替代方案 项目参与方应至少考虑以下几种替代方案 继续使用煤或石油(现有实践); 将煤或石油转换为不同于天然气的其他燃料(如生物质); 3/18 拟议的项目活动,但不开发为自愿减排项目(从煤或石油转换到天然气); 在计入期内的某个时间点从煤或石油转换到天然气。 步骤 2排除不符合相关法律和规定的替代方案 排除不符合所有相关法律法规的替代方案。应用 EB 批准的最新版 “额外性论证与评价工具 ”子步骤 1b 进行排除。 步骤 3排除面临抑制障碍的替代方案 应用 EB 批准的最新版 “额外性论证与评价工具 ”步骤 3 排除面临不可克服障碍的替代方案。 步骤 4比较剩余方案的经济吸引力 在应用最新版 “额外性论证与评价工具 ”步骤 2 排除剩余的所有替代方案时,应比较其不含减排收入的经济吸引力。经济投资分析应使用净现值( NPV)分析法,并明确说明如下参数 投资需求(包括主设备投资、所需施工量和安装量); 国家和部门适用的贴现率(按照独立财务专家的观点,可运用政府债券利率(其会由于合适的风险溢价而增长)反映燃料替代项目中的私人投资); 每个元过程的效率,应考虑到不同燃料间的任何差异; 每种燃料的当前价格和期望的未来价格(可变成本); (注作为默认假设,当前的燃料价格可假设为未来的燃料价格。如果项目参与方拟使用不同于当前价格的未来价格,则必须通过政府或政府间机构发布的公共的、官方的通告证实未来价格); 每种燃料的运营成本(尤其是,煤的处置 /处理成本); 项目寿命,等于现有的产热设施的剩余寿命; 其他的运营和维护成本。 4/18 NPV 的计算应当考虑新设备在项目活动寿命期结束时的残值2并在 PDD 中提供所有假设。 比较不同情景的 NPV,选择成本效益最好的情景(即具有最高的 NPV值)作为基准线情景。应用最新版 “额外性论证与评价工具 ”子步骤 2d 进行敏感性分析。如果针对在合理范围内的任何假设变 化所进行敏感性分析都一致支持“成本效益最好的情景是基准线情景 ”这一结论,则认为投资分析得出的这个结论是有效的。如果敏感性分析无法得出一致的 结论,则可在根据投资分析和敏感性分析分别确定的最具经济吸引力的替代方 案中,选取排放量最少的(替代方案)作为基准线情景。 本方法学只适用于基准线情景是在计 入期内继续使用煤或石油的项目活动。 3. 额外性 额外性评价包括以下两步骤 步骤 1投资和敏感性分析 根据上述 “基准线情景识别 ”步骤 4,论证不作为自愿减排开发的拟议项目活动比最可能的基准线情景更缺少经济吸引力。还需根据最新版 “额外性论证与评价工具 ”子步骤 2d 进行敏感性分析,仅当针对在 合理范围内的任何假设变化所进行的敏感性分析都一致支持项目活动不可能是最具有经济吸引力的结论时,投资分析所得出的具有额外性的结论是有效的。 步骤 2普遍性分析 应用最新版 “额外性论证与评价工具 ”步骤 4 论证项目活动在相关的国家和部门内不是普遍实践。 如果满足以上两步骤的要求,则项目被认为具有额外性。 4. 基准线排放 基准线排放( BEy)包括在项目活动不存在时所有元过程 i 本应燃烧的煤或石油产生的 CO2排放。基准线排放是基于项目活动不存在时每个元过程 i 本应消耗的煤或石油数量、相应的净热值以及 CO2排放因子进行计算。项目活动不存在时元过程 i 本应消耗煤或石油数量( FFbaseline,i,y)是基于实际监测的该元过程所耗天然气量( FFproject,i,y)、项目活动(使用天然气 )与基准线情景中(使用煤或石油)的能源效率和净热值的相互关系进行计算。 2注净现值 NPV 可能为负。 5/18 ∑ii,2CO,FFi,FFy,i,baselineyEFNCVFFBE 1和 y,i,baselinei,FFi,projecty,NGy,i,projecty,i,baselineNCVNCVFFFFεε 2其中 yBE 第 y 年的基准线排放,以 tCO2e 计。 yibaselineFF,, 第 y 年项目活动不存在时元过程 i 本应消耗的煤或石油数量,以体积或质量单位计。 yiprojectFF,, 第 y 年元过程 i 所耗的天然气数量,以 m计3。 yNGNCV, 第 y 年所耗天然气的平均净热值,以 GJ/m计。 iFFNCV, 第 y 年项目活动不存在时元过程 i 本应消耗煤或石油的平均净热值,以 GJ/体积或质量单位计。 iCOFFEF,2, 项目活动不存在时元过程 i 本应消耗煤或石油的 CO2排放因子,以吨 CO2/GJ 计。 iproject,ε 以天然气为燃料的元过程 i 的能源效率 yibaseline ,,ε 分别以煤或石油为燃料的元过程 i 的能源效率 需注意,最可能的基准线情景可以是若干种燃料应用于不同的元过程或若干种燃料应用于同一个元过程。如果在项目活 动实施前若干种燃料应用于同一个元过程(包括定义明确的启动燃料4的情况),并且继续当前实践是最可能的基准线情景,则为保守起见,项目参与方应将 启动燃料从该元过程基准线排放的多种燃料清单中剔除,并且从元过程过去 3 年使用的燃料种类中选择具有最低 CO2排放因子的燃料,取其排放因子和净热值作为基准线排放因子( EFFF,CO2,i)和基准线净热值( NCVFF,i)。 确定排放因子和净热值时,在适当的情况下应当遵守最新版 IPCC 优良实践指南。项目参与方可以进行测量并使用测量值,也可以使用准确可靠的当地、国家数据(如果数据可得)。当数据不可得时,如果 IPCC 的默认排放因子(如果可得的话,应采用国家级特定数据) 被认为合理代表了当地水平,则可以使用 IPCC 默认值。所有数值的选择方式都应该是保守的(即在可能范围内选择较低的数值)并且所做的选择应该在 PDD 中进行论证和以文件证明。在3m是指标准温压条件下的体积。(全文同) 4如果一种燃料被定义为启动燃料,则这种燃料的比例不能超过该元过程所使用全部燃料的 3(以能量单位衡量)。 6/18 进行测量并使用测量值时,项目参与方可以在 PDD 中事先估算排放因子或净热值,在项目活动实施后应该在监测报告中说明其测量结果。 必须确定项目活动 εproject,i和基准线情景 εbaseline,i中每个元过程的能源效率。应该通过对元过程燃烧相关燃料进行测量 以确定其能源效率。项目活动的能源效率 εproject,i应该在整个计入期内按月测量,并且使用年平均值来计算排放量。 基准线能源效率( εbaseline,i)的计算如下 选项 A 使用 1 作为保守的默认值。 选项 B 使用产品手册中的默认保守值,选择最佳运行条件下的最高效率。 选项 C 在项目活动实施前的 6 个月内每月测量其能效,使用 6 个月的测量数据平均值计算排放量。 所有测量工作应该根据国家或国际标 准在典型负荷系数(或运行模式)下进行。如果典型负荷系数( 或运行模式)不能确定,测量工作应该分别在不同的负荷系数( 或运行模式)下进行,并且按这些负荷系数(或运行模式)各自 的典型运行时间进行加权。在确定 εproject,i和 εbaseline,i时,应该采用同一负荷系数(或运行模式)和加权因子。 选项 D如果项目参与方可以合理地论证元过程的效率不会由于燃料替代而改变或所有改变都是可忽略的(即, εproject,i- εbaseline,i( 2006 年 4 月 10 日) 12/18 yLE 第 y 年泄漏排放量,以 tCO2e 计。 8. 不需要监测的数据和参数 参数 EFFF,CO2,i数据单位 tCO2/GJ 描述 项目活动不存在时,元过程 i 本应消耗的煤或石油的 CO2排放因子 数据来源 如果满足相关条件,可以应用以下数据源 数据来源 应用条件 a 燃料供应商发票上的数值 优先选择此数据源 b 项目参与方的测量值 如果 a不可得 c 地区或国家默认值 如果 a不可得 这些数据源只能应用于液体燃料,并且应该是基于有文件充分证明的、可靠的来源(例如国家能源平衡表) d 2006 年 IPCC 国家温室气体清单指南 -第 2 册(能源) -第 1 章 -表 1.4提供的 95置信区间的默认值下限。 如果 a不可得 测量程序(如果有) 对于 a和 b,应该根据国家或国际燃料标准进行测量。 对于 a,如果燃料供应商在发票上提供了净热值和 CO2排放因子,并且这两个数值是基于对这种特定燃料进行测量得到的,则应当采用此 CO2排放因子。如果(燃料供应商提供的) CO2排放因子来自其他来源(即非测量得到)或(燃料供应商)没有提供 CO2排放因子,则应该采用选项 b、 c或 d。 备注 - 参数 GWPCH4 13/18 数据单位 tCO2e/tCH4描述 甲烷的全球温升潜势值 数据来源 IPCC 测量程序(如果有) 第二承诺期内默认值为 25 tCO2e/tCH4 备注 - 14/18 参数 NCVFF,i数据单位 GJ/质量或体积单位 描述 第 y 年项目活动不存在时,元过程 i 本应消耗的煤或石油的平均净热值。 数据来源 如果满足相关条件,可以应用以下数据源 数据来源 应用条件 a 燃料供应商发票上的数值 优先选择此数据源 b 项目参与方测量值 如果 a不可得 c 地区或国家默认值 如果 a不可得 这些数据源只能应用于液体燃料,并且应该是基于有文件充分证明的、可靠的来源(例如国家能源平衡表) d 2006 年 IPCC 国家温室气体清单指南 -第 2 册(能源) -第 1 章 -表 1.2提供的 95置信区间的默认值下限。如果 a不可得 测量程序(如果有) 对于 a和 b应该根据国家或国际燃料标准进行测量。 备注 需注意,净热值应该基于相同的燃料燃烧条件(相同温压条件)。 15/18 三、监测方法学 1. 一般监测规则 采用以下每个参数表的形式说明其监测程序。 2. 监测的数据和参数 数据 /参数 FFproject,i,y数据单位 m 描述 第 y 年元过程 i 所耗的天然气数量。 数据来源 现场测量 测量程序(如果有) 使用容积式流量计 监测频率 持续监测 QA/QA 程序 应该采用以购买量和储存量变化为基础编制的年能量平衡表对燃料消耗量的测量值进行交叉核对。如果可以明确识别出自愿减排项目的燃料采购发票,则还应该以采购发票对燃料消耗量的测量值进行交叉核对。 备注 - 数据 /参数 EFNG,CO2,y数据单位 tCO2/GJ 描述 第 y 年所有元过程所耗天然气的 CO2排放因子。 16/18 数据来源 如果满足相关条件,可以应用以下数据源 数据来源 适用条件 a 燃料供应商发票上提供的数值 优先选择此数据源 b 项目参与方测量值 如果 a不可得 c 地区或国家默认值 如果 a不可得 这些数据源只能应用于液体燃料,并且应该是基于有文件充分证明的、可靠的来源(例如国家能源平衡表) d 2006 年 IPCC 国家温室气体清单指南 -第 2 册(能源) -第 1 章 -表1.4 提供的 95置信区间的默认值下限。 如果 a不可得 测量程序(如果有) 对于 a和 b,应该根据国家或国际燃料标准进行测量。 对于 a,如果燃料供应商在发票上提供了净热值和 CO2排放因子,并且这两个数值是基于对这种特定燃料进行测量得到的,则应当采用此 CO2排放因子。如果(燃料供应商提供的) CO2排放因子来自其他来源(即非测量得到)或(燃料供应商)没有提供 CO2排放因子,则应该采用选项 b、 c或 d。 监测频率 每月测量 QA/QC 程序 - 备注 - 17/18 数据 /参数 NCVNG,y数据单位 GJ/m 描述 第 y年所耗天然气的平均净热值 数据来源 如果满足相关条件,可以应用以下数据源 数据来源 适用条件 a 燃料供应商发票上提供的数值 优先选择此数据源 b 项目参与方测量值 如果 a不可得 c 地区或国家默认值 如果 a不可得 这些数据源只能应用于液体燃料,并且应该是基于有文件充分证明的、可靠的来源(例如国家能源平衡表) d 2006 年 IPCC 国家温室气体清单指南 -第 2 册(能源) -第 1 章 -表1.2 提供的 95置信区间的默认值上限或下限两者中更保守的值8。 如果 a不可得 测量程序(如果有) 对于 a和 b应该根据国家或国际燃料标准进行测量。 8更保守的值是指导致项目活动总减排量更小的值。这也就意味着使用较高的值还是较低的值,取决于项目活动特定的构成。 18/18 监测频率 对于 a和 b应获得每次所供天然气的 NCV 值,并利用此数值计算年加权平均值。 对于 c每年检查数值的合理性。 对于 d应考虑今后 IPCC 指南任何可能的修改。 QA/QC 程序 核实 a、 b、 c的数值是否在 2006 年 IPCC 国家温室气体清单指南 -第 2册 -表 1.2 提供默认值的不确定性范围内。如果数值低于此范围,则应对测试实验室搜集额外的信息以证明结果是合理的或进行额外的测量工作。a、 b、 c所涉及的实验室应该有 ISO17025 的资质认可,或证明他们能够符合类似的质量标准。 备注 需注意,净热值应该基于相同的燃料燃烧条件(相同温压条件)。 数据 /参数 εproject,i,y 数据单位 - 描述 以天然气为燃料的元过程 i 的能源效率 数据来源 - 测量程序(如果有) 应该通过测量元过程燃烧相关燃料来确定能源效率。所有测量工作应该根据国家或国际标准在典型负荷系数(或运行模式)下进行。如果典型负荷系数(或运行模式)不能确定,测量工作应该分别在不同的负荷系数(或运行模式)下进行,并且按这些负荷系数(或运行模式)各自的典型运行时间进行加权。 监测频率 每月监测 QA/QC 程序 - 备注 -

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