搜索
中国CDM商业机会能力建设CDM培训小水电案例分析清华大学全球气候变化研究所周胜2006/11/29目录•一、我国小水电CDM潜力分析•二、小水电CDM项目开发现状•三、项目开发流程及注意事项•四、ACM0002方法学介绍•五、小水电典型案例分析•六、问题讨论和交流1.1、我国小水电资源•在我国，小水电指总装机容量在50MW及以下电站。可分为径流水电站、调节水电站、与供水灌溉相结合电站。•小水电资源丰富，可开发量为1.28亿kW，位居世界首位。分布广泛，分布在全国1600多个山区县。•各地小水电资源差别很大。四川、西藏和云南小水电资源丰富，其资源量分别为2166万kW、2000万kW、1205万kW。而北京、天津、江苏、山东、宁夏资源量均不到200万kW，宁夏仅为13万kW。•东部小水电开发率较高，广东、福建、浙江开发率分别达到了75.0%、59.3%、53.0%。西部地区开发率较低，云南、四川、新疆、青海、西藏分别为23.4%、21.1%、8.2%、4.5%、0.8%。1.2、小水电开发现状•到2004年底，小水电总装机容量为3466万kW，占小水电资源的27%左右。•2004年小水电共发电97.79TWh，相当于替代3706万tce(2004年供电煤耗379gce/kWh)。从而避免燃煤发电8381万吨CO2。•小水电资源如果得到充分开发(1.28亿kW，年运行小时3000h)，每年可产生384TWh电力，节省1.46亿tce。•近20年小水电开发成加速趋势。“九五”、“十五”期间(1995～2005年)，平均每年新增装机容量在200万kW左右，2005年新增装机容量超过500万kW。年新增装机容量（万kW）0100200300400500600198019851990199520002005•历年新增小水电装机容量(1980～2005)1.3、小水电开发中存在的障碍(1)小水电自身存在的问题•生产规模小，缺乏规模效应，很难得到当地主管部门的重视。•所处位置较为偏僻，经济相对落后，当地电力消费水平有限，电力输出成本较高。•电力供应不稳定，存在丰枯及峰谷矛盾。大多数小水电调节能力有限，丰水期往往造成系统电力有余；而枯水期造成电网缺电。小水电的出力与电网的负荷需求不一致。因此大电网对小水电的上网没有积极性。•尽管小水电技术成熟，但运行和管理方式水平较低，无法根据负荷需求进行优化运行，实际发电很难达到设计水平。1.3、小水电开发中存在的障碍（续）(2)外部性效益没有得到体现•清洁的可再生能源，没有煤电所造成的三废环境污染，但这部分外部性效益目前没有反映到小水电的成本或者收益中。社会效益、扶贫效益和生态保护效益更无法得到体现。(3)与大电网存在利益冲突•尽管小水电占有全国可再生能源总发电量的97%，但与占全国总发电量94%以上的常规电力相比，小水电的规模偏小。在电力工业领域内，小水电属于弱势产业。(4)政策障碍•小水电政策扶持十分有限。即使新出台的《可再生能源法》及其配套政策，对小水电的上网电价和上网电量等问题没有明显的改善和解决。（5）上网电价偏低，但当地电价接受水平有限•小水电的电价普遍低于当地火电电价。2004年，全国上网电价平均为0.346元/kWh(含税)。其中火电0.36元/kWh，水电0.27元/kWh。小水电主要供应对象是经济相对落后的农村偏远地区，当地居民收入不高，可接受电价不可能太高，仍然高于农村偏远地区可接受的电价。1.4、小水电供电成本将逐渐增加•小水电是可再生资源，但是从长期看，随着小水电开发率的增加，开采品位更低，位置更远，更难输送的小水电资源，必将导致其成本和价格随时间上涨。•人们总是先开发资源相对较好的小水电，而随着小水电资源开发率的提高，小水电成本越来越高，必将对小水电竞争力的产生影响。•据调查，“十五”期间，与“九五”相比，小水电的发电成本增长率接近成本的自然增长率(随着地质条件变化和开发难度的增加，使生产成本自然增加)，年增幅为3%。•据估计当小水电的开发率为25%时，相当于2003年的开发水平，其供电成本为0.249元/kWh。当开发率增加到60%时，其供电成本将增加到0.504元/kWh。当开发率增加到90%时，其供电成本将增加到1.003元/kWh。0.00.20.40.60.81.01.21.420253035404550556065707580859095100开发率(%)供电成本(元/kWh)•图3小水电的供电成本随开发率的变化曲线1.5、小水电CDM潜力估计基本参数：•2012年前，平均每年新增装机容量300万kW(小于50MW)，其中70％开发成CDM项目，•50MW～100MW的新增装机容量假设也为300万kW，其中30％的开发成CDM项目，•总计每年大约300万kW新增水电装机容量开发成CDM项目。•年运行时间以3000h(2004年全国平均2821小时)，则年发电量为90亿kWh。•以0.90kgCO2/kWh(全国平均水平)计算，•则新增水电年减排量为810万tCO2e•以10美元/tCO2e计算，则CERs收益约为8100万美元。2.1、小水电CDM项目开发现状目前国际现状：截至11月24号•注册成功441个，平均年减排量1.04亿tCO2。•等待注册61个，平均年减排量2000万tCO2。•中国注册成功32个(7.79%)，4595万tCO2(44.20%)。2.1、小水电CDM项目开发现状（续）注册项目中：大项目219，小项目192按部门分：•能源工业(可再生能源/非可再生能源)268•废物处理139，其他342.2、中国小水电CDM项目开发现状•注册时间，项目名称方法学年减排量(tCO2e)•13Nov06二龙山水电项目(甘肃)ACM0002，134811•23Oct065MW可再生能源项目(甘肃)AMS-I.D，19272•23Oct069.6MW小河水电站(甘肃)AMS-I.D.，41589•15Oct06坎峰15MW水电站项目(甘肃)AMS-I.D.48071•30Sep06鹿儿台12.2MW水电站(甘肃)AMS-I.D.40942•11Aug06小孤山水电工程(甘肃ACM0002，312891•18Dec05渔仔口小水电项目(湖南)AMS-I.D.40480•共7个小水电项目，总计63.8万tCO2e，其中二龙山和小孤山项目为大项目，总计44.7万tCO2e，其他均为小规模项目。•除了渔仔口小水电项目位于湖南外，其他都是甘肃省的水电项目。3.1、CDM项目开发流程3.2、CDM项目开发注意事项（1）•CDM项目：基于GHG减排的国际合作项目。•Baseline：代表一种在没有该CDM项目时会出现的温室气体排放的情景。小水电来说，GHG包括：CO2、CH4。•Additionality:项目本身在技术或者资金方面没有商业竞争优势，但又能带来真实的、可测量的和长期的温室气体减排效果。CDM主要针对这类项目进行技术或者资金支持，使其具有商业竞争力，并最终达到减排GHG的环境效益。•一个项目是否能够成为合格的CDM项目，由DOE负责核实，并由CDM执行理事会审核并正式批准。3.2、CDM项目开发注意事项（2）•参与时机：在完成普通项目审批程序后，开工或者投入运行之前。•交易成本：指的是在CDM项目开发中，项目业主和CERs购买方所花费的与CDM相关的费用总和。主要包括PDD开发、项目申请、DOE核实、项目监测等成本开支。•项目规模：必须达到一定的减排规模才有吸引力，因为各种减排规模的申请程序和交易成本差别不大。小项目有一定程度的简化。•可能收益：目前国际CERs为10美元/tCO2左右，折合到小水电项目，相当于每度电CERs收益为7分左右。对小水电的财务指标有很大的改善作用。4.1、ACM0002应用条件小水电是中国CDM项目开发优先领域。方法学名称：ACM0002（第6版）：经批准的可再生能源发电并网项目整合基准线方法学。方法学适用范围:•径流水电站;现有水库上建水电站,水库容量并不增加;•新建带水库的水电项目,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。•项目活动不存在由化石燃料到可再生能源的燃料替代,因为这种情况下基准线可能是在该地继续使用化石燃料;•相关电网地理和系统边界可清晰界定;•与ACM0002监测方法学联合应用。4.2、新建水库小水电项目•对于带水库的水电站，由于水库淹没会带来植被生物有机质腐败引起的CO2和甲烷排放。而这种水库的GHG排放在科学上存在不确定性，准确估计和监测具有很大的难度。•第6版以前的ACM0002方法学的适用范围中将水电仅限于径流水电站和在现有水库上建水电站，回避水库带来的排放不确定性，但大量带水库的水电站排斥在外。•根据一些水电丰富国家调查结果,EB23次会议上提出一种简单的解决方案,即以功率密度(W/m2)值作为阈值,用来确定水电站是否适用ACM0002。功率密度ω定义为装机发电容量除以(水库满水位)淹没表面积。而该阈值设定如下：–当ω≤4W/m2,不能应用ACM0002;–当4W/m2≤ω≤10W/m2,能应用ACM0002,但要计入项目水库的排放,其排放因子为90gCO2e/kWh;–当ω≥10W/m2,应用ACM0002，并且可忽略来自水库的项目排放量。4.3项目边界•包括项目活动地点以及CDM项目所并电网中所有电厂。•由于在电网管理方面各国国家差别很大,一旦应用ACM0002无法确定清晰的电网边界:–(a)采用东道国DNA提供的有关电网边界的描述;–(b)如果没有DNA的指导意见,采用物理上连接，没有明显传输障碍的电网系统作为电网边界，（不好界定）–（c）对中国来说，优先考虑地区电网，并考虑电力输入和调出。（DNA定义，详细讨论）4.4、电网排放因子•小水电一般在50MW以内，即使中型水电，一般也限制在150MW以内。该规模相对电网容量讲规模比较小,所以它的基准线不太可能是建一个同等规模的煤电厂,因为不符合中国的电力政策法规。•因此,小水电项目通常是代替电网中的一部分发电量和/或新建电源,并由此避免这部分电网电量引起的排放量,所以并网的电网就是构建基准线的基础。当水电项目并网时,它对电网的影响可以有两种方式:•一种是影响电网发电和运行调度（OM）。被该项目发电替代的电网发电量是属于电网系统调度中被替代的的那些电厂的发电量，该部分电力直译为运行边际(OperationMargin)，根据中国习惯称为电量边际。显然,电网中低运行成本处于基荷的和必须运行的电厂,比如水电和核电,不会受影响,因此应当被排除在运行边际之外。•另一种是影响电网的容量建设（BM）,即推迟、改变或取消某些电厂装机容量的建设计划。受到影响的容量是电网装机容量的边际部分,该部分直译为建设边际(BuildMargin)，根据中国习惯为容量边际。4.4.1电量边际排放因子OM计算4种方法:•(a)简单OM：最近5年，低成本/必须运行电力高于50％,•(b)经调整的简单OM,•(c)调度数据OM,•(d)平均OM：低于50％。简单OM可以使用如下两种方式计算：–事前确定(ex-ante):PDD提交时能获得最近3年的统计数据,对电网供电加权平均值,或者–基于事后(ex-post)监测。•对电网调入电力进行合理的估计:•(a)0tCO2/MWh,(b)调入电力的那个特定电厂的排放因子，(c)调出电力的电网的平均排放系数,当并且只当净调入不超过该项目电力系统总发电量20％，(d)调出电力的电网的排放因子,由简单OM方式确定,当净调入超过该项目电力系统总发电量的20%时。4.4.2BM计算和CM计算•BM计算：根据方法学ACM0002，BM可按m个样本电厂排放因子的发电量加权平均求得，方法学提供了计算BM的两种选择：1）基于PDD提交时最近三年的可得数据事前计算，2）在第一计入期内按实际发电量和减排量逐年事后更新BM，在其它计入期采用同选择1的事前计算方法。•CM计算：CM＝0.5×OM+0.5×BM•至于选择事前确定