解读CCER项目设计文件汇总——第二期

项目基本情况与合规手续

乌拉特光热电站位于内蒙古巴彦淖尔市乌拉特中旗新忽热苏木，采用槽式太阳能热发电技术，总装机100MW，占地约7300亩，按35年寿命期设计建设。项目年发电量352,774,000度，年利用小时数3,527小时，负荷系数40.24%。

项目于2018年6月20日开工，2020年11月23日全部投产并网发电，预计项目结束时间为2055年11月22日。项目业主为内蒙古中核龙腾新能源有限公司，项目设计文件完成日期为2024年9月3日。

合规手续方面，项目已获得备案通知、环评批复、建设用地批复和并网批准，可行性研究报告和节能评估报告等均已编制完成。项目未向任何其它国际、国内减排机制提出申请或注册，具有唯一性。

采用的方法学及适用条件

项目采用《温室气体自愿减排项目方法学 并网光热发电》（CCER-01-001-V01）进行开发。该方法学引用了GB 17167-2006用能单位能源计量器具配备和管理通则、GB/T 21446-2008天然气流量测量标准、JJG 596-2012电子式交流电能表检定规程等六项标准规范。

适用性论证显示，本项目为独立的并网光热发电项目，与蒙西电网签订并网协议并安装独立电能表，上网电量可单独计量。项目通过了备案、环评、开工批复、土地批复和并网批准，符合法律法规和行业发展政策要求。

这意味着项目不需要额外进行额外性论证，简化了开发流程。

项目边界与基准线情景

项目边界包括本项目发电及配套设施，以及华北区域电网中所有发电设施。华北区域电网涵盖北京、天津、河北、山西、山东、内蒙古六个省区市。项目替代的华北电网其他并网发电厂发电产生的CO2是主要排放源，CH4和N2O按照保守性原则不计。

基准线情景为本项目上网电量由华北电网的其他并网发电厂（包括可能的新建发电厂）进行替代生产。本项目为新建槽式光热电站，不涉及现有设备更换和项目改造。

项目自身排放源包括防凝导致的化石燃料消耗、运维电力消耗和运维车辆使用化石燃料产生的排放。其中运维车辆排放量小，为降低管理成本计为0。

减排量计算的核心参数

基准线排放量等于项目净上网电量乘以组合边际排放因子。组合边际排放因子由电量边际排放因子和容量边际排放因子按各0.5的权重加权计算。设计阶段采用的参数依据是2021年华北电网基准线排放因子，电量边际排放因子为0.9714 tCO2/MWh，容量边际排放因子为0.4701 tCO2/MWh，加权后为0.7208 tCO2/MWh。

但B.6.3节减排量估算时，因采用2023年最新发布的数据，实际取用的电量和容量边际排放因子分别更新为0.9350和0.3020，组合边际排放因子变为0.6185 tCO2/MWh。

项目排放方面，天然气平均低位发热量取389.31 GJ/万Nm3，单位热值含碳量0.01532 tC/GJ，碳氧化率0.99，计算得到CO2排放系数为21.6502 tCO2/万Nm3。

减排量估算结果与逐年分布

根据可研报告，光热电站年上网电量设计值为322,113MWh。按组合边际排放因子0.6185计算，年度基准线排放量为199,227吨二氧化碳当量。项目以LNG补热，设计天然气年消耗量175万Nm3，年项目排放量为3,789吨二氧化碳当量。

年均减排量 = 基准线排放 - 项目排放 = 199,227 - 3,789 = 195,438吨二氧化碳当量。计入期10年，理论上合计减排约195.4万吨。

但从减排量估算汇总表看，2021年基准线排放为232,163吨、减排量228,374吨，2022年为214,737吨和210,948吨，2023年起稳定在199,227吨和195,438吨。汇总表合计减排量为2,002,827吨，与年均值简单乘以10年的结果存在差异，原因是2021年和2022年采用了不同的排放因子或上网电量假设。

监测计划与数据管理要求

项目需监测的核心数据为净上网电量和天然气补热数据。净上网电量等于上网电量减去下网电量，通过安装在110kV变电站的双向电表连续监测，每月记录一次，电表精度不低于0.5S级，配备一主一备两块电表。

天然气消耗量通过安装在LNG管道接入场站入口的差压式流量计监测，准确度等级1.5级，专业人员每日巡检并每小时人工读取流量表数据，汇总形成年度天然气用量报告。

数据缺失或异常时，按照保守性原则对计量结果进行调整：上网电量异常时乘以（1-误差绝对值），下网电量和天然气消耗量异常时乘以（1+误差绝对值）。所有监测数据需保存至计入期结束后至少10年，确保可追溯、可核查。

环境影响与可持续发展贡献

施工期环境影响主要包括扬尘、施工废水和噪声。项目厂区周边200米范围内无居民，施工活动满足《建筑施工场界环境噪声排放标准》要求。生态恢复方面，管线开挖后土方全部回填，场地平整后采用本土耐旱耐寒草种进行植被恢复。

运营期光污染影响较小，集热装置反射光线绝大部分汇集到吸热器中，与最近道路相距500米，与最近居民相距260米。工业废水经处理后回用，生活污水经地埋式处理系统处理后用于绿化和道路冲洗，全厂实现废水零排放。

废导热油属于国家危废名录中的HW09类，储存于厂内危废暂存间，定期由有资质单位回收处理。项目对当地可持续发展的贡献包括满足电力需求、减少化石燃料消耗、创造长期稳定就业机会，以及增加固定资产投资和税收规模。

这组数据展示了项目减排量估算的核心参数。年发电量3.53亿度与年上网电量32.2万MWh之间的差异，主要来自厂用电消耗。组合边际排放因子0.6185 tCO2/MWh是计算基准线排放量的关键参数，它由2023年最新发布的电量和容量边际排放因子加权得出。 天然气年消耗量175万Nm3对应年排放量3,789吨二氧化碳当量，仅占年均减排量的不到2%。年均减排量195,438吨和计入期减排量2,283,742吨来自A.1.1节，但后者与B.6.3节汇总表的数据存在差异，实际以减排量计算文件为准。

逐年减排量汇总表显示了基准线排放和减排量的时间分布特征。2021年和2022年基准线排放较高，分别为232,163吨和214,737吨，对应减排量228,374吨和210,948吨。2023年至2030年基准线排放稳定在199,227吨，减排量稳定在195,438吨。 汇总表10年合计减排量为2,002,827吨，而正文A.1.1节提到的计入期减排量预计2,283,742吨，两者相差约28万吨。这种差异可能源于项目不同开发阶段采用了不同的排放因子假设，实际减排量以最终核证结果为准。表中所列年均值为232,163吨基准线排放和228,374吨减排量，与2021年数据相同，这一标注方式需要留意。

监测设备的技术参数直接关系到减排量数据的可信度。电能表准确度等级不低于0.5S级，流量计准确度等级为1.5级，均满足方法学引用标准的要求。 监测点布置方面，上网电量主表位于110kV变压站入口处，下网电量主表位于35kV变压站出口处，均配备并联安装的备用电表。天然气监测采用每小时人工读取流量表的方式，最终形成年度用量报告。电表和流量计每年检验一次，委托具备资质的第三方计量技术机构进行校准。