CCER 项目减排效益测算系列16——煤层气发电
昨天和大家分享了CCER 项目减排效益测算系列的第十五部分：沼气利用
今天和大家分享第十六部分：煤层气发电
1、煤层气发电监测分析
1）项目边界确定
2）基准线识别
3）额外性论证
4）减排量计算
5）监测
2、煤层气发电项目效益测算
1、煤层气发电监测分析
以煤层气发电项目“七台河蓝天瓦斯发电有限责任公司瓦斯发电项目”为例，其主要采 用的方法学为《回收煤层气、煤矿瓦斯和通风瓦斯用于发电、动力、供热和/或通过火炬或无焰氧化分解》（CM-003-V02），其适用于在现役煤矿中开展收集利用和消除煤矿瓦斯和通风瓦斯的项目活动，其主要原理为利用煤矿排空的抽采瓦斯进行发电避免了甲烷的排放，也减少了温室气体的排放，将产生的电力并入区域电网。
1）项目边界确定
七台河项目边界为项目所有同煤层气收集、预处理、发电相关的设备和系统；项目活动发电上网，替代东北区域电网同等电力。
2）基准线识别
基准线情景主要为煤层气部分或全部释放到大气中。七台河项目的基准线情景是采前和采后 CMM 抽取并全部排放，从东北区域电网购入等量的电力。
3）额外性论证
证明项目具备额外性的重要环节包括投资分析、障碍性分析、普遍实践分析等。
在论证额外性的过程中，较为重要的是投资分析，即确定项目活动是否：
A、具有经济吸引力。
B、没有碳减排收益（出售 CCER 带来收益）的情况下，不具备经济可行性。
《额外性论证与评价工具》提供了三种可选的投资分析方法。针对煤层气发电项目除 CCER 收益外还产生由售电带来的经济收入，且基准线情景不是一个可比较的投资项目，因此通常选用基准分析法进行投资分析。
一般采用基准分析法，基准值一般选取国家电网公司《电力工程技术改造项目经济评价暂行办法》中规定确认中国电力行业资本金内部收益率基准线为全部投资的8%或资本金的 10%，需论证项目在不考虑减排收益前收益率低于基准值，但在考虑减排收益后财务效益有所改善。
此外，一般还需要对项目静态总投资、年运营成本、电价、年上网电量 等重要参数进行敏感性分析进一步论证其在极端情况下仍具备额外性，或让 IRR 达到基准值的情景是小概率事件。
经过计算，在不考虑温室气体减排产生的收益时， 七台河项目财务内部收益率为 5.72%，在考虑温室气体减排产生的收益时，内部收 益率为 15.44%，高于行业基准值。
4）减排量计算
根据方法学，煤层气发电项目减排量=基准线排放量-项目排放量-泄露量。
其中，
基准线排放量=基准线情景下销毁甲烷所致的基准线排放+项目活动避免甲烷释放到大气的排放量+项目活动发电所替代的基准线排放
项目排放量=收集和利 用甲烷所使用的能源导致的项目排放量+消除甲烷导致的项目排放量+未燃尽煤层气的项目排放
泄露量=其他不确定情况产生的泄漏排放，取 0
七台河项目选用固定 计入期，计入期长度为 10 年。通过通过审定预计总减排量为 177.96 万 tCO2e，年 均减排量为 17.80 万 tCO2e。
5）监测
对于煤层气回收发电项目，需要监测的主要数据为项目活动发电量、用电量、 煤矿瓦斯用量、甲烷浓度以及所收集的瓦斯中非甲烷烃类的质量浓度等。
七台河项目监测期内（2013年1月1日至2016年6月30日）预计的减排量为719362 tCO2e， 实际减排量为 581803 tCO2e，两者相差 19%左右。
2、煤层气发电项目效益测算
每 上 网 一 度 电 将 增 加 收 入 0.0984 元 ， CCER 对 煤 层 气 发 电 收 入 的 贡 献 约 为 12.60%-25.20%。
根据对中国自愿减排交易信息平台中披露监测报告的煤层气发电项目的在监测期内的上网电量、减排量数据进行统计分析得，单位上网电量平均减排量约为 3.28 tCO2e/MWh。
假设项目总装机量 8MW，年运行时间 7200 小时，单位上网电价 0.52 元/kWh， 厂自用电比率 5%，假设悲观、中性、乐观条件下，利用效率分别为 60%/70%/80%，CCER 碳价分别为 20/30/40 元/吨。经测算，煤层气发电收入为 1707-2276 万元/年，CCER 收入 为 215-574 万元/年，CCER 对煤层气发电收入的贡献约为 12.60%-25.20%。
通过 CCER 碳价及单位上网电量碳减排量对煤层气发电项目业绩贡献的测算，当 CCER 碳价为 30 元/吨时，单位上网电量平均减排量从 1 提升至 7 tCO2e/MWh，CCER 对煤层气发 电收入的贡献将从 5.77%提升至 40.38%。
当单位上网电量平均减排量为 3 tCO2e/MWh 时， CCER 碳价从 20 提升至 100 元/吨，CCER 对煤层气发电收入的贡献将从 11.54%提升至 57.69%。
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