温室气体自愿减排项目方法学 并网光热发电

# 1 引言

并网光热发电项目兼具绿色发电、储能和调峰电源等多重功能，能够安全、高效、长时储存能量并且稳定供能，可为电力系统提供长周期调峰能力和转动惯量，是新能源安全可靠替代传统化石能源的有效手段，对推动实现碳达峰碳中和目标具有积极作用。并网光热发电项目将太阳能转换为热能以替代化石能源发电，避免了项目所在区域电网的其他并网发电厂（包括可能的新建发电厂）发电产生的温室气体排放。本方法学属于能源产业领域方法学。符合条件的并网光热发电项目可按照本文件要求，设计和审定温室气体自愿减排项目，以及核算和核查温室气体自愿减排项目的减排量。

# 2 适用条件

本文件适用于独立的并网光热发电项目，或者“光热++”一体化项目中的并网光热发电部分，且并网光热发电部分的上网电量应可单独计量。项目应符合法律、法规要求，符合行业发展政策。

# 3 规范性引用文件

本文件引用了下列文件或其中的条款。凡是注明日期的引用文件，仅注日期的版本适用于本文件。凡是未注日期的引用文件，其有效版本（包括所有的修改单）适用于本文件。
GB 17167 用能单位能源计量器具配备和管理通则
GB/T 21446 用标准孔板流量计测量天然气流量
JJG 596 电子式交流电能表检定规程
JJG 640 差压式流量计检定规程
DL/T 448 电能计量装置技术管理规程
DL/T 1664 电能计量装置现场检验规程

# 4 术语和定义

GB/T 26972和GB/T 31464 界定的以及下列术语和定义适用于本文件。

# 4.1 光热发电 solar thermal power

指太阳能热发电。将太阳能转换为热能，通过热功转换过程发电的系统。一般包括集热器、储热器和发电等几部分。
[来源：GB/T 26972 — 2011 ，5.1]

# 4.2 “光热++”一体化项目 integrated project of solar thermal power generation

指光热与风电、光伏等多能源组合的多能互补发电项目，包括“光热 风电”、“光热光伏”、“光热 风电 光伏”等组合形式。

# 4.3 集热场 collector field

指将太阳能聚集并转化为热能的系统，在聚光型太阳能热发电系统中一般由聚光场和吸热器组成。
[来源：GB/T 26972 26972—20112011，5.12]

# 4.4 储热系统 thermal energy storage system

指将吸热器输出的热量进行存储和利用的系统，通常由储热容器、储热介质、动力系统、压力保护系统、辅助加热器和保温系统等组成。
[来源：GB/T 26972 26972—20112011，5.18]

# 4.5 蒸汽发生器 steam generator

指太阳能热发电厂中的熔融盐、空气、导热油、液态金属、固体球等非水传热介质与水进行热交换产生蒸汽的装置。
[来源：GB/T 26972 26972—20112011，4.60]

# 4.6 并网 grid connection

从技术上指发电机组或发电厂（场、站）或直调用户与电网之间的物理连接。从管理上指其与电网调度机构建立调度关系。
[来源：GB/T 31464 31464—20222022，3.2.2]

# 5 项目边界、计入期和温室气体排放源

# 5.1 项目边界

并网光热发电项目边界包括光热发电项目发电及配套设施、与之相连的一体化项目发电及配套设施（若有），以及项目所在区域电网中的所有发电设施，如图1 所示。

# 5.2 项目计入期

# 5.2 1 项目寿命期限的开始时间为项目并网发电日期。项目寿命期限的结束时间应在项目正式退役之前。

# 5.2 2 项目计入期为可申请项目减排量登记的时间期限，从项目业主申请登记的项目减排量的产生时间开始，最长不超过10 年。项目计入期须在项目寿命期限范围之内。

# 5.3 温室气体排放源

并网光热发电项目边界内选择或不选择的温室气体种类以及排放源如表1 所示。

# 6 项目减排量核算方法

# 6.1 基准线情景识别

本文件规定的并网光热发电项目基准线情景为：并网光热发电项目的上网电量由项目所在区域电网的其他并网发电厂（包括可能的新建发电厂）进行替代生产的情景。

# 6.2 额外性论证

为实现长时储能和稳定供能，并网光热发电项目能量转换环节较多，投资建设成本及后期运维成本高。同时，由于并网光热发电项目仍处于产业发展初期，存在因技术和投资风险带来的投融资障碍。符合本文件适用条件的项目，其额外性免予论证。

# 6.3 基准线排放量计算

基准线排放量按照公式（$1$）计算：

$$BE_y=EG_{PJ,y}\times EF_{grid,CM,y} \tag{1}$$

式中：

$𝐵𝐸_y$ —— 第 $y$ 年的项目基准线排放量，单位为吨二氧化碳（$tCO_2$）；

$𝐸𝐺_{𝑃𝐽,𝑦}$ —— 第$y$ 年的项目净上网电量，单位为兆瓦时（$MW /h$）；

$𝐸𝐹_{𝑔𝑟𝑖𝑑,𝐶𝑀,𝑦}$ —— 第$y$ 年的项目所在区域电网的组合边际排放因子，单位为吨二氧化碳每兆瓦时（$tCO _2 /MW h$）。

项目第y 年的净上网电量$𝐸𝐺_{𝑃𝐽,𝑦}$ 按照公式（$2$）计算：

$$𝐸𝐺_{𝑃𝐽,𝑦}=𝐸𝐺_{𝑒𝑥𝑝𝑜𝑟𝑡,𝑦}-𝐸𝐺_{𝑖𝑚𝑝𝑜𝑟𝑡,𝑦} \tag{2}$$

式中：

$𝐸𝐺_{𝑃𝐽,𝑦}$ —— 第$y$ 年的项目净上网电量，单位为兆瓦时（$MW /h$）；

$𝐸𝐺_{𝑒𝑥𝑝𝑜𝑟𝑡,𝑦}$ —— 第$y$ 年的项目输送至区域电网的上网电量，单位为兆瓦时（$MW /h$）；

$𝐸𝐺_{𝑖𝑚𝑝𝑜𝑟𝑡,𝑦}$ —— 第$y$ 年的区域电网输送至项目的下网电量，单位为兆瓦时（$MW/h$）。

项目第$y$ 年所在区域电网的组合边际排放因子$𝐸𝐹_{𝑔𝑟𝑖𝑑,𝐶𝑀,𝑦}$ 按照公式（$3$）计算：

$$𝐸𝐹_{𝑔𝑟𝑖𝑑,𝐶𝑀,𝑦}=𝐸𝐹_{𝑔𝑟𝑖𝑑,𝑂𝑀,𝑦} \times \omega_{𝑂𝑀}\times 𝐸𝐹_{𝑔𝑟𝑖𝑑,𝐵𝑀,𝑦} \times \omega_{𝐵𝑀} \tag{3}$$

式中：

$𝐸𝐹_{𝑔𝑟𝑖𝑑,𝐶𝑀,𝑦}$ —— 第$y$ 年的项目所在区域电网的组合边际排放因子，单位为吨二氧化碳每兆瓦时（$tCO_2 /MWh$）；

$𝐸𝐹_{𝑔𝑟𝑖𝑑,𝑂𝑀,𝑦}$ —— 第$y$ 年的项目所在区域电网的电量边际排放因子，单位为吨二氧化碳每兆瓦时（$tCO_2 /MWh$）；

$𝐸𝐹_{𝑔𝑟𝑖𝑑,𝐵𝑀,𝑦}$ —— 第$y$ 年的项目所在区域电网的容量边际排放因子，单位为吨二氧化碳每兆瓦时（$tCO_2 /MWh$）；

$\omega_{𝑂𝑀}$ —— 电量边际排放因子的权重；

$\omega_{𝐵𝑀}$ —— 容量边际排放因子的权重。

# 6.4 项目排放量计算

项目排放量按照公式（$4$）计算：

$$PE_y=\sum_i 𝐹𝐶_{𝑖,𝑦} × 𝐶𝑂𝐸𝐹_{𝑖,𝑦} \tag{4}$$

式中：

$PE_y$ ——第y 年的项目排放量，单位为吨二氧化碳（$tCO_2$）；

$𝐹𝐶_{𝑖,𝑦}$——第y 年的项目第i 种化石燃料消耗量，单位为吨或万标准立方米（$t$ 或万$Nm ^3$）；

$𝐶𝑂𝐸𝐹_{𝑖,𝑦}$ ——第y 年的项目消耗第i 种化石燃料的CO 2 排放系数，单位为吨二氧化碳每吨或吨二氧化碳每万标准立方米（$tCO_2 /t$ 或$tCO_2/$万$Nm^3$）；

$i$——化石燃料种类，$i= 1,2,3\dots$，无量纲。

项目第$y$ 年消耗第$i$ 种化石燃料的$CO_2$ 排放系数$𝐶𝑂𝐸𝐹_{𝑖,𝑦}$ 按照公式（$5$）计算：

$$𝐶𝑂𝐸𝐹_{𝑖,𝑦}=𝑁𝐶𝑉_{𝑖,𝑦} \times 𝐶𝐶_{𝑖,𝑦} \times 𝑂𝐹_{𝑖,𝑦} \times \frac{44}{12} \tag{5}$$

式中：

$𝐶𝑂𝐸𝐹_{𝑖,𝑦}$——第$y$ 年的项目消耗第$i$ 种化石燃料的$CO_2$ 排放系数，单位为吨二氧化碳每吨或吨二氧化碳每万标准立方米（ $tCO_2 /t$ 或 $tCO_2/$万$Nm^3$ ）；

$𝑁𝐶𝑉_{𝑖,𝑦}$——第y 年的项目消耗第i 种化石燃料的平均低位发热量，单位为吉焦每吨或吉焦每万标准立方米（$GJ/t$ 或$GJ/$ 万$Nm^3$）；

$𝐶𝐶_{𝑖,𝑦}$——第$y$ 年的项目消耗第$i $种化石燃料的单位热值含碳量，单位为吨碳每吉焦（ $tC/GJ$）；

$𝑂𝐹_{𝑖,𝑦}$ ——第$y$ 年的项目消耗第$i $种化石燃料的碳氧化率，以 $\%$ 表示；

$\frac{44}{12}$——二氧化碳与碳的相对分子质量之比。

# 6.5 项目泄漏计算

并网光热发电项目有可能导致上游部门在开采、加工、运输等环节中使用化石燃料等情形，与项目减排量相比，其泄漏较小，忽略不计。

# 6.6 项目减排量核算

项目减排量按照公式（$6$）核算：

$$𝐸𝑅_y= 𝐵𝐸_𝑦-𝑃𝐸_𝑦 \tag{6}$$

式中：

$𝐸𝑅_y$——第y 年的项目减排量，单位为吨二氧化碳（$tCO_2$）；

$𝐵𝐸_𝑦$ ——第y 年的项目基准线排放量，单位为吨二氧化碳（$tCO_2$）；

$𝑃𝐸_𝑦$ ——第y 年的项目排放量，单位为吨二氧化碳（$tCO_2$）。

# 7 监测方法

# 7.1 项目设计阶段需确定的参数和数据

项目设计阶段需确定的参数和数据的技术内容和确定方法见表2—表6 。

# 7.2 项目实施阶段需监测和确定的参数和数据

项目实施阶段需监测和确定的参数和数据的技术内容和确定方法见表7—表11 。

# 7.3 项目实施及监测的数据管理要求

# 7.3 .1 一般要求

项目业主应采取以下措施，确保监测参数和数据的质量：

​ a） 遵循项目设计阶段确定的数据监测程序与方法要求，制定详细的监测方案；

​ b） 建立可信且透明的内部管理制度和质量保障体系；

​ c） 明确负责部门及其职责、具体工作要求、数据管理程序、工作时间节点等；

​ d） 指定专职人员负责上网电量、下网电量、化石燃料消耗量等数据的监测、收集、记录和交叉核对。

# 7.3.2 电能表与计量装置的检定、校准要求

7.3.2.1 项目使用的电能表在安装前应由国家法定计量检定机构或获得计量授权的计量技术机构按照JJG 596 等相关规程的要求进行检定。在电能表使用期间，项目业主应委托具备C NAS 或CMA 资质的第三方计量技术机构，按照DL/T 1664 等相关标准和规程的要求每年对电能表进行校准，并且出具报告。

7.3.2.2 项目使用的流量计等计量装置在安装前应由国家法定计量检定机构或获得计量授权的计量技术机构按照JJG 640 等相关规程的要求进行检定。在计量装置使用期间，项目业主应委托具备C NAS 或CMA 资质的第三方计量技术机构，按照GB/T 21446 等相关标准和规程的要求每年对计量装置进行校准，并且出具报告。

7.3.2.3 已安装的电能表出现以下情形时，项目业主应委托具备CNAS 或CMA 资质的第三方计量技术机构在30 天内对电能表进行校准，必要时更换新电能表，以确保监测数据的准确性：

​ a） 主表、备表的误差超出电能表的准确度范围；

​ b） 零部件故障问题导致电能表不能正常使用。

7.3.2.4 已安装的流量计等计量装置出现以下情形时，项目业主应委托具备CNAS 或CMA资质的第三方计量技术机构在30 天内对计量装置进行校准，必要时更换新的计量装置，以确保监测数据的准确性：

​ a） 流量计等计量装置的误差超出规定的准确度范围；

​ b） 零部件故障问题导致流量计等计量装置不能正常使用。

# 7.3.3 数据管理与归档要求

7.3.3.1 对于收集到的监测数据，项目业主应建立数据、信息等原始记录和台账管理制度，妥善保管监测数据、电量结算凭证、化石燃料购买凭证，以及计量装置的检定、校准相关报告和维护记录。台账应明确数据来源、数据获取时间及填报台账的相关责任人等信息。项目设计和实施阶段产生的所有数据、信息均应电子存档，在该温室气体自愿减排项目最后一期减排量登记后至少保存10 年，确保相关数据可被追溯。

7.3.3.2 项目业主应建立数据内部审核制度，定期对监测数据进行审核，电能表读数记录应与电量结算凭证或电网公司出具的电量证明进行交叉核对，化石燃料消耗量应与购买凭证进行交叉核对，确保数据记录的准确性、完整性符合要求。

# 7.3.4 数据精度控制与校正要求

电能表或者流量计等计量装置出现未校准、延迟校准或者准确度超过规定要求时，应对该时间段内的电量、化石燃料消耗量数据采用如下措施进行保守性处理：

​ a） 上网电量的处理方式：

​ ——及时校准，但准确度超过规定要求：计量结果 $\times (1-$ 实际基本误差的绝对值 $)$；

​ ——未校准：计量结果 $\times(1-$ 准确度等级对应的最大允许误差 $)$；

​ ——延迟校准：延迟的时间段内按未校准情形处理。

​ b） 下网电量的处理方式：

​ ——及时校准，但准确度超过规定要求：计量结果 $\times(1+$ 实际基本误差的绝对值$)$；

​ ——未校准：计量结果 $\times(1+$ 准确度等级对应的最大允许误差$)$；

​ ——延迟校准：延迟的时间段内按未校准情形处理。

​ c） 化石燃料消耗量的处理方式：

​ ——及时校准，但准确度超过规定要求：计量结果 $\times(1+$ 实际基本误差的绝对值$)$；

​ ——未校准：计量结果 $\times(1+$ 准确度等级对应的最大允许误差$)$；

​ ——延迟校准：延迟的时间段内按未校准情形处理。

# 8 项目审定与核查要点及方法

# 8.1 项目适用条件的审定与核查要点

# 8.1.1 审定与核查机构可通过查阅项目可行性研究报告及其批复（备案）文件、环境影响评价报告书（表）及其批复（备案）文件等，以及现场走访查看项目设施，确定项目是否采用了光热发电技术。对于“光热++”一体化项目，可通过重点查阅电力接线图、并网协议，以及现场走访查看电能表安装位置、项目生产系统，确定“光热++”一体化项目的光热发电部分是否单独计量。

# 8.1.2 审定与核查机构可通过查阅环境影响评价报告书（表）及其批复（备案）文件、竣工环境保护验收报告、环境监测报告、社会责任报告、环境社会与治理报告、可持续发展报告等，以及现场走访等形式评估项目是否符合可持续发展要求，是否对可持续发展各方面产生不利影响。

# 8.2 项目边界的审定与核查要点

审定与核查机构可通过查阅项目可行性研究报告及其批复（备案）文件、电力接线图、环境影响评价报告书（表）及其批复（备案）文件等，以及现场走访、使用北斗卫星导航系统（BDSBDS）、全球定位系统（GPSGPS）、地理信息系统（GISGIS）等方式确定项目业主是否正确地描述了项目地理边界和拐点经纬度坐标（以度表示，至少保留6 位小数）、项目设备设施。

# 8.3 项目监测计划的审定与核查要点

审定与核查机构通过查阅项目设计文件、减排量核算报告、电力接线图、监测计量点位图、计量装置检定（校准）报告等相关证据材料，以及现场走访查看电能表、流量计等计量装置的安装位置、准确度、个数等，确定项目设计文件、监测计划描述的准确性，核实项目业主是否按照监测计划实施监测。

# 8.4 参数的审定与核查要点及方法

参数的审定与核查要点及方法见表12 。

# 9 方法学编制单位

在本方法学编制工作中，中国广核新能源控股有限公司，以及清华大学能源环境经济研究所、电力规划设计总院能源政策与市场研究院、中国能源建设集团新疆电力设计院有限公司、中国电力科学研究院有限公司等单位作出积极贡献。