CDM项目减排量的计算方法

编者按：上期的CDM(清洁发展机制)方法学系列我们推出了额外性论证专题，回答CDM项目的合格性问题，本期我们试图尽量通俗地讲解CDM项目减排量的计算方法，下一期，我们将讲解在减排量交易中，作为卖方如何控制法律风险，保护自身利益。作为一个与政治无关的技术问题，我们相信温室气体减排量的计算方法学只会因为科研的进步而发展。而不管政治家们如何讨价还价，只要在全球解决气候变化的方案架构当中存在市场化的机制，了解交易对手的法律思维，并灵活应甬某些原则和技巧，这一课对于中国业主来说就不会过时。

CDM项目中，买卖双方交易的内容是经核证的温室气体减排量。项目温室气体减排量的计算步骤如下：核实监测报告中的实际排放数据，然后用基准线情形下的排放量减去项目的实际排放量，并且根据泄漏进行调整。这个看似简单的计算过程，实际上涉及到了CDM方法学大量复杂的内容，包括建立基准线的方法学、监测的方法学、确定项目边界和泄漏估算的方法学等。下面我们将对这个计算过程进行分步解析。

计算基准线情形下的排放量

在设计阶段中完成项目设计文件的时候，项目开发者需要计算项目的基准线。CDM项目的基准线是合理地代表一种在没有拟议的CDM项目活动时会出现的温室气体源人为排放量的情景。基准线研究和核准是CDM项目实施的关键环节。对于每一个项目来说，计算基准线所采用的方法学必须得到执行理事会的批准，而且，基准线需要得到指定经营实体的核实。获得批准最简单的方式就是项目建议者采用一个已经批准的方法学。在这种情况下，剩下的工作就是只需要证明这个方法学适用于这个项目。经执行理事会批准的基准线方法连同相关指导意见，在《气候变化框架公约》清洁发展机制(UNFCCCCDM)网站(http://unfccc.int/cdm)上可以查到。

对于不同的项目，适用的方法学是不同的。例如，对于提高能效项目来说，基准线的计算需要对现有设备的性能进行测量；对于可再生能源项目来说，基准线计算可以参照项目所处地区最有可能的替代项目的排放量。

项目参与者也可以提出一种以透明和保守的方式建立的新的基准线方法。在制订一种新的基准线方法时，第一步是找出最适合该项目活动的基准线设定途径，然后确定一种适用的基准线方法。基准线设定途径是基准线方法学的出发点，由执行理事会商定，有三种设定途径：现有真实的或历史排放量，视可应用的情况而定；在考虑了投资障碍的情况下，一种代表有经济吸引／竞争力的主流技术的排放量；过去五年在类似社会、经济、环境和技术状况下开展的、其绩效在同一类别位居前20％的类似项目活动的平均排放量。

确定了适用的基准线设定途径，项目参与者就可以向CDM执行理事会指定的经营实体提出新方法建议，具体做法是将所建议的方法写入项目设计书(CDM-PDD)草案，包括描述该项目活动和列明项目参与者。所建议的新方法将按以下方式处理：如果指定的经营实体认定这是一种新的方法，则不做进一步分析，即将该文件转交执行理事会。执行理事会应当迅速地，如有可能在其下届会议上，但最迟不晚于四个月，审议所建议的方法。一旦获得执行理事会的批准，这一方法学就成为适用于该类项目的标准方法学名单中的一个。指定的经营实体随后可继续进行该项目活动合格性的确认过程，并提交项目设计书以供登记。

监测实际排放量

计算出基准线以后，项目建议者需要测量项目实际的排放量。项目参与者应用的监测方法学和监测计划需要在项目的设计阶段确定，而真正的测量则发生在项目的实际实施阶段。所有与项目相关的温室气体排放都需要精确且持续地测量并且记录下来。排放监测将检验项目是否真的实现了温室气体减排，是指定经营实体核查项目减排量的基础。

同基准线方法学一样，监测计划中所应用的监测方法学必须经过执行理事会的批准，并且要符合以下两点：(a)由指定经营实体确定为适合拟议项目活动的情况，并在别处曾经成功地适用；(b)体现适用于项目活动类型的良好的监测方法。

监测方法学的选择程序与基准线方法学选择的程序大致相同。首先，执行理事会将建立一个可以供项目建议者选择的已批准方法学的清单。同样，项目建议者也可以选择建立一个全新的方法学，而这个方法学必须提交给执行理事会批准。

新的基准线和监测方法学必须同时提交和获得批准，也必须同时匹配使用。如果项目建议者想采用不同的基准线和监测方法学的组合，他们需要向执行理事会提出申请并且获得批准。同时，项目监测必须严格根据经过批准的项目设计文件中所包含的监测计划进行。

如果项目参与方认为有必要对监测计划进行修改，则应该提出修改的理由，并说明修订可以提高信息的准确性和／或完整性，然后报指定经营实体审定和批准。同样，如果指定经营实体认为对监测计划的修改有助于提高信息的正确性和完整性，它也可以向项目参与者提出修改建议。

应用已经登记的监测计划或者经过核证的修订的监测计划对项目进行监测，是指定经营实体核查和核证项目减排量，从而签发CERs的一个必要条件。

监测计划除了应包括关于数据测量的建议以外，必须说明如何保证这些数据在用户和检查者之间保持一致。监测计划还必须说明如何保证数据监测、收集、汇编和报告的质量，以及在项目的整个运行期和减排量计人期内如何进行质量控制。

项目边界界定和泄漏估算

泄漏定义为项目边界之外出现的并且是可测量的和可归因于清洁发展机制项目活动的温室气体(GHG)源入为排放量的净变化。对泄漏进行计算也是必要的。在最终的计算中，泄漏将会从项目获得的减排量中减去。例如，已批准的针对垃圾填埋气收集与燃烧项目的基准线方法学中，泄漏被定义为收集垃圾填埋气体所需的额外设备消费的电力对应的排放。

泄漏与项目边界的定义相关，项目的边界就是项目活动的外围界限。CDM项目都需要明确项目的边界，如果在边界内存在化石燃料的燃烧，则项目必然产生温室气体的排放。从相关规定的角度来讲，凡是可以归因于项目活动的排放量，只要能够测量，原则上都应当划入项目边界内。如果是生物质项目，或者是其他类型，只要在项目的运行过程中掺杂使用煤、石油、天然气等化石燃料，项目就将产生温室气体排放。国内曾有一个生物质发电项目，由于大量掺杂煤的使用，结果造成了项目非但不减排二氧化碳，反而产生了净排放量。这就是一个典型的“泄漏”量大于减排量的例子。

合理的项目边界设定对于准确地测量CDM项目活动的减排效益和

减少泄漏是至关重要的。泄漏可以因活动转移而产生，比如当人员(或资本)挪动，由运输过程产生排放；产品价格变化；项目生命周期中的排放转移，例如CDM项目引起上游或下游排放增加；以及GHG通量因周围地区生态系统水平的改变而变化。

泄漏项可以用各种手段减轻或避免。譬如业主可以考虑到尽可能就近采购，例如江苏的项目就不宜到华北甚至东北去采购，这不仅是从成本的角度来考虑，也是从减排量最大化的角度来考虑。如果是地热项目，在钻井过程中排放的C02或者地下甲烷量也算是项目本身的温室气体排放，即泄漏。如果是水电项目，则应当注意最好是梯级开发项目，即不建设水坝的项目为宜。国际上一些学者、专家和组织对于水坝项目存在很大争议，所以大规模水电项目设计CDM获批准可能会遇到新的困难。如果是在已有水坝的基础上增加装机容量的项目，则应该注意现有的水库容量不得增加。

减排量的核证与计入期

用基准线排放量减实际排放量再减去泄漏，得出的数值就是该项目的温室气体减排量。这个减排量必须经核证才能进行交易。核证即指由CDM执行理事会指定的经营实体提出的书面保证，即在一个具体时期内(项目活动的计人期)某项目活动所实现的温室气体源人为减排量已被核实。一般来说，项目参与者应当将计人期起始日期选定在CDM项目活动产生首次减排量的日期之后。计人期不应当超出该项目活动的运行寿期。

项目参与者可从CDM模式界定的两个备选的计人期期限中选择其中之一：固定计入期和可更新的计人期。在固定计入期方案中，项目活动的减排额计人期期限和起始日期只能一次性确定，即一旦该项目活动完成登记后不能更新或延长。在这种情况下，一项拟议的CDM项目活动的计人期最长可为十年。在可更新计入期方案中，一个单一的计入期最长可为七年。这一计人期最多可更新两次(即最长为21年)，条件是，每次更新时指定的经营实体确认原项目基准线仍然有效或者已经根据适用的新数据加以更新，并通知执行理事会。第一个计入期的起始日期和期限须在项目登记之前确定。

(整理：何佳艳)

链接：减排量计算实例

下面我们以小型水电CDM项目(不建设水坝，泄漏为零)为例来说明减排量的计算方法和流程。需要特别指出的是，为方便理解，本案例作了大量简化。实际情况会复杂得多!

发电厂CO₂实际排放量公式：

COO₂排放量=年发电量*排放因子

其中年发电量=装机功率容量*发电利用率，排放因子根据电厂特定条件(燃料、技术)计算。

减排量计算程序：

A、首先计算项目CO₂排放量，并考虑到泄漏因素。

B、确定基准线情景。当一个可再生能源发电项目并网时，它对电网的影响可以有两种方式：

运行边际(或电量边际Operating margin)：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”的那些电厂的发电量的一部分。这部分处于边际状态的电厂群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运行边际基准线。电网中低运行成本处于基荷的和必须运行的电厂(水电／核电)不会受影响，因此应被排除在运行边际之外。

建设边际(或容量边际Buildmargm)：因为CDM项目而推迟或改变或取消某些电厂装机容量的建设计划。这是整个电网装机容量发展的边际部分，它们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。

计算基准线情景排放量

基准线排放量=(运行边际排放量+建设边际排放量)／2

其中，运行边际排放量和建设边际排放量的排放因子均根据特定条件计算。

(a)运行边际排放因子计算

假定一电网排除零排放发电厂后由下列发电机组构成：

柴油发电机组(199.3GWh/Yr)，每年耗油72,236Million liters；

天然气燃气轮机(420.5GWh/Yr)

则：

柴油排放因子=1.19 kgCO₂/kWh(32.16％)

天然气排放因子=0.690kgCO₂/kWh(67.84％)

加权平均排放因子=0.851kgCO₂/kWh

(b)建设边际排放因子计算

电网中最近在建的新发电厂的合并统计结果：

天然气燃气轮机组(718.32 GWh)

水电(883.01 GWh)

则：

天然气排放因子　0.69 kgCO₂/kWh (44.85％)

水电排放因子

0.kgCO₂/kWh (55.15％)

加权平均排放因子　0.31　kgCO₂/kWh

(c)基准线排放因子计算

基准线排放因子=(0.851+0.31)/2=0.58 kgCO₂/kWh

c、计算减排量

项目减排量计算

假定新建一水电厂，装机容量40MW，发电效率65％，则

年发电量=40MW*65％*365*24=227,760MWh

项目年CO₂排放量=年发电量*水电排放因子

=227,760 MWh*0 tCO₂e/MWh

=0tCO₂e(零排放项目)

计算基准线排放量

年度基准线排放量=年发电量*基准线排放因子

=227,760 MWh*0.58 tCO₂e/MWh

=132,101 tCO₂e

年度减排量=基准线排放量-项目排放量=132,101 tCO₂e

7年信用期间总减排量=7*132,101=924,707 tCO₂e

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