七台河蓝天瓦斯发电有限责任公司瓦斯发电项目审定 …...格式：CCERP0306R01 （Rev.0.0 20130527-2/78）审定项目名称：七台河蓝天瓦斯发电有限责任公司瓦斯发电项目

CC1L 人I正公司 L1JE黝 ffi日兵径衬：格式：CCERPO3O6RO1

报告编号：ECu1 (A) 2015084

七台河蓝天瓦斯发电有限责任公司瓦

斯发电项目审定报告

审定机构：中

报告批准人：

报告日期：

奋司

2016 年 6 月 13 日

(Rev.0.0 20130527一1/78)

格式：CCERP0306R01

（Rev.0.0 20130527-2/78）

审定项目名称：七台河蓝天瓦斯发电有限责任公司瓦斯发电项目

地址/地理坐标：

项目位于：黑龙江省七台河新兴区和桃山区新建、新兴、新立和桃山四

个煤矿矿区内

地理坐标：

新建矿瓦斯发电站：东经130°53′10″，北纬45°47′02″；

新兴矿瓦斯发电站：东经130°53′49″，北纬45°45′12″；

新立矿瓦斯发电站：东经130°54′25″，北纬45°47′48″；

桃山矿瓦斯发电站：东经130°57′31″，北纬45°46′23″。

项目委托方名称：环保桥(上海)环境技术有限公司

地址：上海市静安区延平路121号三和大厦19D

适用的方法学及工具:

《CM-003-V02 回收煤层气、煤矿瓦斯和通风瓦斯用于发电、动力、发电和/或通过

火炬或无焰氧化分解（第二版）

《投资分析工具》（第 06.0版）

《额外性论证与评价工具 (第 07.0.0 版)

《电力系统排放因子计算工具（第 05.0版）

《普遍性分析工具》（第 03.1版）

《化石燃料燃烧计算项目或泄漏 CO2排放的工具》（第 02 版）;

《电力消耗导致的基准线、项目和/或泄漏排放计算和电量监测工具》（第 02版）;

《燃烧项目排放工具》（第 02.0.0 版）

提交审定的项目设计文件:

日期：2015年 10月 28日

版本号：第 01版

最终版项目设计文件：

日期：2016年 06 月 07日

版本号：第 04版

审定结论：

中国船级社质量认证公司受环保桥(上海)环境技术有限公司的委托，对“七台河

蓝天瓦斯发电有限责任公司瓦斯发电项目”进行了审定。审定的依据为《温室气体自愿

减排交易管理暂行办法》、《温室气体自愿减排项目审定与核证指南》、CM-003-V02 回

收煤层气、煤矿瓦斯和通风瓦斯用于发电、动力、发电和/或通过火炬或无焰氧化分解（第

二版）、UNFCCC关于清洁发展机制项目的相关要求以及适用的法律法规要求。

审定是基于项目设计文件对项目活动是否符合温室气体自愿减排项目相关要求进行


（Rev.0.0 20130527-3/78）

的独立、客观和公正的第三方评审。审定过程包括合同签订、审定准备、项目设计文件

公示、文件评审、现场访问、审定报告的编写和内部评审、审定报告的交付共 7个步骤。

中国船级社质量认证公司审定组严格按照审定依据和公司制定的内部管理程序完成了对

该项目的审定。审定组通过文件评审和现场访问等方式，共提出了 2 个不符合、4 个澄

清要求、无进一步行动要求。项目业主对审核发现进行纠正或澄清，并对项目设计文件

的相应内容进行了修改。审定组确认所有不符合和澄清要求关闭后，完成了审定报告的

编写并通过公司内部技术评审。

七台河蓝天瓦斯发电有限责任公司瓦斯发电项目，由七台河蓝天瓦斯发电有限责任

公司投资，于2009年05月17日开工建设。七台河蓝天瓦斯发电有限责任公司瓦斯发电项

目利用四个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。

产生的电力并入东北区域电网。四个煤矿分别为新建矿、新兴矿、新立矿和桃山矿。该

项目是采用国家发展改革委备案的方法学CM-003-V02 回收煤层气、煤矿瓦斯和通风瓦斯

用于发电、动力、发电和/或通过火炬或无焰氧化分解（第二版）开发的减排项目，属于

第一类项目，项目类型为类型8，采矿/矿产品；类型10，燃料的逸散性排放（固体燃料、

石油和天然气）。经审定，中国船级社质量认证公司认为该项目：

1) 满足《温室气体自愿减排项目审定与核证指南》中所述温室气体自愿减排项目的

资格条件；

2) 项目设计文件描述完整、清晰，符合温室气体自愿减排项目设计文件模板（第 1.1

版）要求；

3) 符合经备案的方法学 CM-003-V02 回收煤层气、煤矿瓦斯和通风瓦斯用于发电、

动力、发电和/或通过火炬或无焰氧化分解（第二版）要求，且方法学使用正确；

4) 项目边界确定合理；

5) 基准线识别准确；

6) 额外性论证合理；

7) 减排量计算合理；

8) 监测计划完整并符合方法学要求。

综上所述，中国船级社质量认证公司认为该项目符合国家发展和改革委员会关于温

室气体自愿减排项目的相关规定；审定范围内所要求的内容已全部覆盖。因此，我公司

推荐该项目备案为中国温室气体自愿减排项目，在固定计入期（2013 年 01月 01日- 2022

年 12月 31日）内预计总减排量为 1,779,565 tCO2e，预计年均减排量为 177,956 tCO2e。


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□申请项目不符合《温室气体自愿减排项目审定与核证指南》要求，中国船级社质

量认证公司不予推荐该项目为中国温室气体自愿减排项目备案。

报告完成人马志玮、张晓军、王焕文技术评审人谭文斌、谢凤君

报告发放范围：国家发展和改革委员会、黑龙江省发展和改革委员会、环保桥(上海)环

境技术有限公司


（Rev.0.0 20130527-5/78）

术语简称

BM Build Margin 容量边际

CBM Coal Bed Methane煤层气

CCER China Certified Emission Reductions 国家核证自愿减排量

CCSC China Classification Society Certification 中国船级社质量认证公司

CDM Clean Development Mechanism 清洁发展机制

CM Combined Margin 组合边际

CMM Coal Mine Methane 煤矿瓦斯

EF Emission Factor 排放因子

GHG Green House Gas 温室气体

GS Gold Standard 黄金标准

IPCC Intergovernmental Panel on Climate Change 政府间气候变化委员会

OM Operational Margin 电量边际

PLF Plant Load Factor 电厂负荷因子

tCO2e Ton Carbon Dioxide Equivalent 吨二氧化碳当量

UNFCCC United Nations Framework Convention for Climate Change 联合国气候

变化框架公约

VAM Ventilation Air Methane 通风瓦斯

VCS Verified Carbon Standard 经核证的碳标准


（Rev.0.0 20130527-6/78）

目录

1．项目审定概述 ........................................................ 7

1.1 审定目的 ..................................................... 7

1.2 审定范围 ..................................................... 7

1.3 审定准则 ..................................................... 7

2．项目审定程序和步骤 .................................................. 8

2.1 审定组安排 ................................................... 8

2.2 文件评审 ..................................................... 9

2.3 现场访问 ..................................................... 9

2.4 审定报告的编写 .............................................. 10

2.5 审定报告的质量控制 ........................................... 11

3.审定发现 ............................................................ 11

3.1 项目资格条件 ................................................ 11

3.2 项目设计文件 ................................................ 12

3.3 项目描述 .................................................... 12

3.4 方法学选择 .................................................. 15

3.5 项目边界确定 ................................................ 17

3.6 基准线识别 .................................................. 19

3.7 额外性 ...................................................... 23

3.8 减排量计算 .................................................. 33

3.9 监测计划 .................................................... 45

3.10 环境影响 .................................................... 48

3.11利益相关方评价意见 .......................................... 49

4.审定结论 ............................................................ 52

附件 1：审定清单 ...................................................... 54

附件 2：不符合、澄清要求及进一步行动要求清单 .......................... 69

附件 3：参考文件清单 .................................................. 75


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1．项目审定概述

1.1 审定目的

中国船级社质量认证公司（以下简称“CCSC”），受环保桥(上海)环境技术有限

公司的委托，对“七台河蓝天瓦斯发电有限责任公司瓦斯发电项目”实施独立第三方

审定，审定目的如下：

确认该项目是否满足国家发展和改革委员会发布《温室气体自愿减排交易管理暂

行办法》、《温室气体自愿减排项目审定与核证指南》以及其他相关要求；

确认项目设计文件的格式是否符合要求；

确认项目描述是否完整和准确；

确认所选用的方法学是否为国家发改委备案的新方法学且适用于该项目活动；

确认项目边界的选择是否合理；

确认是否按照方法学或者工具规定的步骤识别项目的基准线；

确认该项目活动是否具有额外性；

确认项目排放、基准线排放、泄漏以及减排量的计算是否准确；

确认项目设计文件中的监测计划是否完整。

1.2 审定范围

审定范围包括对该项目活动及其项目设计文件和相关支持性文件进行独立、客观

地评审。通过文件评审、现场访问（或电话访问、电子邮件访问或者会议室访问）以

获取必要的客观证据来评审该项目是否符合要求。

本次审定未向项目参与方提供任何咨询服务。但在审定中提出的不符合、澄清要

求及进一步行动要求可能会给改进和完善项目设计文件提供帮助信息。

1.3 审定准则

中国船级社质量认证公司按照以下准则进行审核：

《温室气体自愿减排交易管理暂行办法》（发改办气候[2012]1668号）

《温室气体自愿减排项目审定与核证指南》（发改办气候[2012]2862号）

《CM-003-V02 回收煤层气、煤矿瓦斯和通风瓦斯用于发电、动力、发电和/或通

过火炬或无焰氧化分解（第二版）


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《投资分析工具》（第06.0版）

《普遍性分析工具》（第03.1版）

《电力系统排放因子计算工具（第05.0版）

《额外性论证与评价工具 (第07.0.0版)

《电力系统排放因子计算工具（第05.0版）

《普遍性分析工具》（第03.1版）

《化石燃料燃烧计算项目或泄漏CO2排放的工具》（第02版）;

《电力消耗导致的基准线、项目和/或泄漏排放计算和电量监测工具》（第02版）;

《燃烧项目排放工具》（第02.0.0版）

2．项目审定程序和步骤

按照《温室气体自愿减排项目审定与核证指南》的要求，CCSC实施审定活动所采

用主要阶段(步骤)包括：1.准备阶段（合同签订、审定准备）；2.实施阶段（项目设

计文件公示、文件评审、现场访问）；3.报告阶段（审定报告的编写及内部评审、报

告的交付）。CCSC审定组严格按照《温室气体自愿减排项目审定与核证指南》中规定

的要求和公司制定的内部管理程序完成了对该项目的审定。

按照《温室气体自愿减排项目审定与核证指南》的要求，审定组应对以下问题提

出不符合：

（1）存在影响减排项目活动实现真实的、可测量的、额外的减排能力的错误；

（2）不满足审定备案的要求；

（3）存在减排量不能被监测或计算的风险。

如果信息不充分，或者不清晰以至于不能够确定减排项目是否符合要求时，审定

组应提出澄清要求。

对于与项目实施有关的、需要在第一个核证周期内评审的突出问题，审定组应在

审定过程中提出进一步行动要求。

只有在项目业主对提出的所有不符合和澄清要求实施纠正措施或提供进一步证

据之后，CCSC核证组才能关闭不符合和澄清要求。“不符合、澄清要求及进一步行动

要求清单” 的详细情况，见本报告附件2。

2.1 审定组安排

CCSC按照内部管理程序在考虑项目的技术特点、复杂程度、技术风险、设施的规


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模与位置以及审定员的专业背景和实践经验等方面的因素后，选派了具备相应能力的

审定组长和审定人员组成审定组，同时也任命了技术评审人员对项目进行复核。该项

目审定活动人员见表1:

表1 审定活动成员表

姓名职责及分工专业范围是否进行现场访问？

马志玮审定组长 1/4/13 是

张晓军审定组员 1/4/8/10 是

王焕文实习审定员 -- 是

谭文斌技术评审人员 1/8 否

谢凤君技术评审人员 1/13 否

2.2 文件评审

CCSC审定组收到项目设计文件后对格式及完整性进行了评审，在确保其符合完整

性要求的情况下，CCSC通过国家发改委的专用网站对该项目设计文件（第01版）进

行了14天的公示（2015年11月03-2015年11月16日），在公示期间该项目未收到任何意

见。

审定组于2015年11月17日完成了对该项目的的项目设计文件、可行性研究报告、

环境影响评价表及其他相关支持性材料的文件评审，审核了项目设计文件中的数据和

信息的准确性和可靠性，并对项目设计文件中提供的数据和信息与其他可获得的信息

来源进行了交叉核对，初步判断了项目设计的合理性，并识别了后续访问的重点。审

定过程过的评审文件资料详见附件3“参考文件清单”。

2.3 现场访问

按照《温室气体自愿减排项目审定与核证指南》的要求，CCSC审定组于2015年12

月07日至10日对该项目实施了现场访问，通过现场观察项目的建设环境、设备安装,

调阅文件记录以及与当地利益相关方会谈，进一步判断和确认项目的设计是否符合审

定准则的要求并能够产生真实的、可测量的、额外的减排量。受访对象包括项目业主、

当地利益相关方、项目咨询方代表等，本次访问的主要内容如表2所示：


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表2 访谈主要内容

日期: 2015年 12 月 07日至 10日

访谈内容访谈组织及对象

- 企业及项目基本情况介绍；

- 项目开工时间及运行情况；

- 项目边界情况；

- 项目批准情况；

- 环境影响；

- 利益相关方的意见；

- 本地瓦斯利用项目情况及有关瓦斯利用项

目相关国家/行业政策；

- 监测计划。

七台河蓝天瓦斯发电有限责任公司

(项目业主)：

1) 尹文波，经理；

2) 王宗海，科长

- 本地瓦斯利用情况及有关瓦斯利用项目相

关国家/行业政策；

- 项目批准情况，包括环评批复及项目批复；

- 电网联接情况；

- 售电情况；

- 该项目的社会及环境影响；

- 其他意见。

当地政府：

1）侯彦峰，七台河市环保局

2）李莉萍，七台河市发展和改革局

访谈项目周围的村民，确认：

- 该项目对他们生活的影响

- 确认他们对该项目的态度

- 公众参与过程及他们提出的意见

- 确认该项目对可持续发展的贡献

居民：

1)王彦峰桃东街道

2)于德东新付村

- 项目资格条件；

- 方法学选择；

- 额外性；

- 基准线识别；

- 减排量计算；

环保桥(上海)环境技术有限公司（咨

询方/委托方）:

1)薛瀚深，项目经理

2.4 审定报告的编写

项目设计文件（第01版）完成公示后，CCSC审定组基于文件评审、现场访问（或

电话访问、电子邮件访问或者会议室访问）的结果，提出了2个不符合、4个澄清要求，

没有开具进一步行动要求，并在规定时间内提交审定委托方。为解决审定组提出的不

符合和澄清要求，委托方提供了进一步的信息或证据，并提交了修改后的项目设计文

件（第04版）。

在确认所有不符合和澄清要求关闭之后，CCSC审定组编写了审定报告，并按照

CCSC内部管理程序提交进行技术评审、批准。


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2.5 审定报告的质量控制

CCSC按照《温室气体自愿减排项目审定与核证指南》的要求和相关内部管理程序

对审定组和审定过程进行了下列质量控制措施：

在签订审定合同前，对拟签订的项目进行申请评审，并确定CCSC具有该备案的专

业领域并且有能力、独立公正地审定该项目；

选派审定组员时已充分考虑其能力和公正性；

审定组所实施的审定工作和编写的审定报告均严格按照CCSC内部管理程序执行。

审定报告在交付审定委托方之前需通过内部技术评审。技术评审由CCSC任命的具

有温室气体自愿减排项目技术评审资格的人员执行，且技术评审人员未参加该项目的

审定工作。审定组长对技术评审提出的相关问题进行整改后，形成最终的审定报告并

交付审定委托方。在得到审定委托方的确认后，CCSC在规定的时间内将经批准的审定

报告上传至国家发展和改革委员会指定的专门网站（仅限于出具无条件正面结论的审

定报告）。

3.审定发现

3.1 项目资格条件

CCSC审定组通过审阅项目开工令，并现场访问相关工作人员，确认该项目开始日

期为2009年05月17日。CCSC审定组基于以上审定过程确认该项目满足“2005年02月16

日之后开工建设”的项目资格条件。

CCSC审定组通过查阅中国清洁发展机制网和UNFCCC网站，发现七台河蓝天瓦斯发

电有限责任公司瓦斯发电项目获得国家发展和改革委员会批准作为CDM项目/22/，但

未注册成为CDM项目的信息。此外，CCSC审定组对七台河蓝天瓦斯发电有限责任公司

提供的2015年12月30发布的《七台河蓝天瓦斯发电有限责任公司瓦斯发电项目声明》

进行了文件评审，声明中阐述该项目为CCER类别二项目，未在任何国际、国内减排机

制注册，审定组交叉检验了VCS、GS等相关网站，确认“七台河蓝天瓦斯发电有限责

任公司瓦斯发电项目”确未在联合国清洁发展机制以及其他国际、国内减排机制下注

册。

值得注意的是，在2009年07月15日由国家发展和改革委员会批复的LoA的项目名

称比项目设计文件（PDD）中的名称多了地域“黑龙江”。审定组证实七台河蓝天瓦

斯发电有限责任公司瓦斯发电项目的地域就是在“黑龙江”；并且所有四个矿的项目

实施与可研报告的论述基本保持一致。因此审定组能够确认“七台河蓝天瓦斯发电有


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限责任公司瓦斯发电项目”就是发展和改革委员会批复的黑龙江七台河蓝天瓦斯发电

有限责任公司瓦斯发电项目。

综上所述，CCSC审定组确认该项目满足《温室气体自愿减排项目审定与核证指南》

中关于类别二项目，即“获得国家发展改革委批准作为清洁发展机制项目，但未在联

合国清洁发展机制执行理事会注册的项目”的资格条件。

3.2 项目设计文件

CCSC审定组通过比对国家发改委网站公布的项目设计文件最新模板和该项目设

计文件，确认：

项目设计文件使用国家发改委网站公布的最新项目设计文件模板，即《温室气体

自愿减排项目设计文件模板》（第1.1版）；

项目设计文件内容完整，按照填写指南编写，格式符合要求。

3.3 项目描述

七台河蓝天瓦斯发电有限责任公司系七台河精煤（集团）有限责任公司为了开发

煤层气发电项目独立成立的子公司；七台河蓝天瓦斯发电有限责任公司独立结算。

七台河蓝天瓦斯发电有限责任公司瓦斯发电项目是煤矿瓦斯气发电项目，主要目

的是：1）收集利用四个煤矿（新建矿、新兴矿、新立矿和桃山矿）排空（基准线情

景）的抽采瓦斯气（甲烷浓度9-17%）（CMM），不包括煤层瓦斯（CBM）和通风瓦斯（VAM）；

2）利用收集到的瓦斯进行发电并将电力输送到东北区域电网。

项目位于黑龙江省七台河市新兴区和桃山区,地理坐标为：

新建矿瓦斯发电站：东经130°53′10″，北纬45°47′02″；

新兴矿瓦斯发电站：东经130°53′49″，北纬45°45′12″；

新立矿瓦斯发电站：东经130°54′25″，北纬45°47′48″；

桃山矿瓦斯发电站：东经130°57′31″，北纬45°46′23″

CCSC审定组通过现场审核，确认项目的地理位置描述准确、无误。

审定组发现项目设计文件A.3部分（项目活动及技术说明）中描述项目计划总装

机容量为9MW（18台500kW发电机组），但实际安装容量为8MW(16台500kW发电机组)。

另外，安装的发动机部分是淄博柴油机总公司的煤层气发电机，且未说明每个电站

的实际安装发电机组的种类和数量、以及技术参数，因此，提出澄清要求1，要求项

目委托方进行解释并提供相关证据。


（Rev.0.0 20130527-13/78）

项目委托方在修改后的项目设计文件中，已经根据实际情况在更新的项目设计文

件中进行了详细说明。并提供了相应证据。因此澄清要求1予以关闭，详见附件2。

审定组发现该项目并网调度时间与项目设计文件（第01版）不一致，且桃山矿比

可研报告中少安装两台发电机组，且新建矿和新兴矿实际安装的发电机组与可研报告

中不一致，因此，提出澄清要求2，要求项目委托方进行解释并提供相关证据。

项目委托方在更新后的项目设计文件中修改了项目发电时间，解释了少装发电机

组的原因以及安装低浓度瓦斯发电机组的原因。并提供了相应证据。因此澄清要求2

予以关闭，详见附件2。

该项目计划安装18台500kW的发电机组，实际已经安装了16台500kW的发电机组

（其中山东胜动机械公司11台，淄博柴油机总公司5台）；分别为桃山矿2台500kW（山

东胜动），新立矿6台500kW（山东胜动），新建矿5台（山东胜动：3台；淄博柴油机：

2台）500kW和新兴矿3台500kW（淄博柴油机）。如表3。

表3 四个煤矿的主要参数及建设的瓦斯电站情况

四个煤矿

参数新建矿新兴矿新立矿桃山矿

建设日期 1958 1958 1974 1960

可采储量（万

吨）

3,514.5 709.6 1,721.8 3,700

设计年产量

（万吨）

220 100 120 160

瓦斯浓度（%） 14 17 14 9

抽采年限 38 24 25 20

瓦斯发电站

参数新建矿新兴矿新立矿桃山矿

计

划

型号胜动500GF1-3RW 胜动

500GF1-3RW

胜动

500GF1-3RW

胜动

500GF1-3RW

装机台数 4 4 6 4

实

际

型号胜动

500GF1-3P

W

淄柴

500GFW

d

淄柴500GFWd 胜动

500GF1-3PW

胜动

500GF1-3PW


（Rev.0.0 20130527-14/78）

装机台数 3 2 3 6 2

调整装机的原因，取决于各煤矿实际的煤层气的供气量的变化，该装机的调整从

2010-2014年的煤层气量和发电量统计得到证实。审定组确认淄柴500GFWd和胜动

500GF1-3PW的装机相同，见表3。由此对项目设计/运行不会产生影响。

项目业主预计，将于2017年07月01日前安装剩余的1MW机组，并于2017年07月01

日进行发电。

该项目由七台河蓝天瓦斯发电有限责任公司投资建设，项目于2009年05月17日开

工建设，CCSC审定组通过现场走访，确认项目于2010年01月01日正式运行，并于01月

05日并网。

CCSC审定组通过评审瓦斯发电机组购买合同及现场走访查看设备铭牌，确认项目

设计文件（第04版）A.3部分中所列出的技术参数与项目安装设备的技术参数一致，

是真实、准确的。具体技术参数列于表4：

表4 瓦斯发电机组技术参数

参数数值

型号 500GF1-3PW

额定功率（kW） 500

额定转速（r/min） 1,000

额定电流（A） 901A

额定电压（V） 400

额定频率（Hz） 50

相数与接法 Y-O

数量（台） 11

预计寿命（年） 10

生产厂家山东胜利油田动力机械集团有限公司

参数数值

型号 500GFWd


电流（A） 57.3

电压（kV） 6.3

转速（r/min） 500

数量（台） 5


生产厂家淄博淄柴新能源有限公司


（Rev.0.0 20130527-15/78）

在基准线情景下，四个煤矿（新建矿、新兴矿、新立矿和桃山矿）的抽排瓦斯（甲

烷浓度为9-17%）全部排空。项目利用收集的煤矿瓦斯进行发电。

因此，该项目的减排量有两部分构成： 1）煤矿瓦斯摧毁产生的排放；2）减少

等量从东北区域电网购买的电量产生的排放。

预计该项目在业主自行选择的固定计入期10年内（2013年01月01日- 2022年12月

31日），总计实现减排1,779,565 tCO2e，年平均减排量可达177,956 tCO2e。

基于以上审定结果，CCSC审定组确认该项目设计文件（第04版）清晰、完整、准

确地描述了项目活动，满足《温室气体自愿减排项目审定与核证指南》中关于项目描

述的要求。

3.4 方法学选择

该项目采用了国家发改委备案方法学CM-003-V02 回收煤层气、煤矿瓦斯和通风

瓦斯用于发电、动力、发电和/或通过火炬或无焰氧化分解（第二版），为项目公示

时使用中最新有效版本。

CCSC审定组评审了包含在项目设计文件（第04版）中的相关信息以及在现场访问

期间获取的证据，并与备案方法学CM-003-V02 回收煤层气、煤矿瓦斯和通风瓦斯用

于发电、动力、发电和/或通过火炬或无焰氧化分解（第二版）中列出的适用条件进

行了对比。

该项目适于用备案方法学CM-003-V02 回收煤层气、煤矿瓦斯和通风瓦斯用于发

电、动力、发电和/或通过火炬或无焰氧化分解（第二版），主要基于如下审定结果

如表5。

表 5 该项目条件与方法学使用条件对比

方法学使用条件项目情景

该方法学适用于下述任何一种项目活动：

利用地面钻井收集与采煤活动相关的煤层气；

利用井下钻孔收集采前煤矿瓦斯；

利用采空区地面钻井、井下钻孔、瓦斯抽排巷道或其

他瓦斯（包括密封区瓦斯）收集技术，收集采后煤矿

瓦斯；

正常通风排放的通风瓦斯。

通过现场走访和访谈，确

认该项目活动包含利用井

下钻孔收集采前煤矿瓦斯

和利用采空区井下钻孔、

抽排巷道、抽取密封区瓦

斯等技术。

该项目不包括 VAM 和 CBM

的收集和利用。

该方法学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，其基准线是煤层气部分或


认该项目活动所涉及的七


（Rev.0.0 20130527-16/78）

全部释放到大气中，项目活动采用下述方法处理收集到

气体：

收集的煤层气通过燃烧消除；

收集的煤层气通过无焰氧化消除；

收集的煤层气通过生产电力、动力、热力方式消除，

由替代其他能源所产生的减排量可以考虑也可以不

作考虑；

考虑安全的原因，上述生产活动剩余的煤层气仍需经

稀释后排空；

台河蓝天瓦斯发电有限责

任公司的四个煤矿（新建

矿、新兴矿、新立矿和桃

山矿）为现役煤矿，其基

准线为抽采的 CMM 全部释

放到大气中。该项目活动

收集的煤层气通过发电方

式全部利用和消除，产生

减排量。

对于露天煤矿，方法学限制如下：

在项目开始前，煤矿必须有至少三年的生产开采许

可；

只有从开采区域内矿井事前抽取的 CBM/CMM 认为是

符合计入的要求；

事前抽取 CBM/CMM 矿井年限可以计入到实际开采时

间或开采许可签发时间中比较晚的时间，但是不能超

过 10 年；

对于露天煤矿，抽取甲烷避免的排放只能计入通过影

响矿井带或分离应力带开采矿层的年份。


认七台河蓝天瓦斯发电有

限责任公司的四个煤矿

（新建矿、新兴矿、新立

矿和桃山矿）不属于露天

煤矿。

使用该方法学，项目参与方须拥有足够的数据供事前预

测煤矿瓦斯的需求量正如方法学基准线排放和泄漏部分

描述一样。

项目可行性研究报告中，

考虑煤矿生产情况、瓦斯

蕴藏量、瓦斯抽取情况和

瓦斯利用等因素，为项目

参与方提供了足够的数据

供事前预测煤矿瓦斯的需

求量。

该方法学适用于新煤矿和已有的煤矿。

七台河蓝天瓦斯发电有限

责任公司的四个煤矿（新

建矿、新兴矿、新立矿和

桃山矿）是现有的煤矿，

开采活动正在进行。

该方法学不适用于以下项目活动：

收集废弃煤矿、退役煤矿的煤层气；

收集利用原始煤层气，例如从与采煤毫不相干的煤层

中抽取高浓度煤层气；

在采煤开始前，使用 CO2 或其他任何流体/气体加大

煤层气抽取量。


认该项目活动不具备所列

出的这些特征。

由于国家发改委尚未公布国内自愿减排的工具体系，因此该项目选用了备案方法


（Rev.0.0 20130527-17/78）

学CM-003-V02 回收煤层气、煤矿瓦斯和通风瓦斯用于发电、动力、发电和/或通过火

炬或无焰氧化分解（第二版）所参照的CDM方法学ACM0008对应的工具，即“电力系统

排放因子计算工具（第05.0版）和“额外性论证与评价工具”（第07.0.0版），以及

普遍性分析工具”（第03.1版）。在评审项目设计文件（第04版）、国家发改委网站

和UNFCCC网站后，CCSC审定组确认该项目设计文件（第04版）所选用的备案方法学

和工具适用于该项目，且在项目公示时为最新有效版本。项目设计文件（第04版）中

关于方法学的适用条件的描述符合《温室气体自愿减排项目审定与核证指南》的要求。

3.5 项目边界确定

该项目是收集和利用CMM（不涉及CBM和VAM的收集和利用）气体用于发电的项目，

因此，参考方法学CM-003-V02 回收煤层气、煤矿瓦斯和通风瓦斯用于发电、动力、

发电和/或通过火炬或无焰氧化分解（第二版），

项目的边界空间范围包括：

本项所有同煤层气收集、预处理；发电相关的设备和系统；

该项目活动发电上网，替代东北区域电网同等电力。根据中国国家DNA对电

网边界的划分，该项目活动边界还包含与东北区域电网所连接的所有电厂。

为了确定项目活动排放种类，应包括以下排放源：

发电燃烧煤层气产生的CO2排放；

如果非甲烷碳氢化合物的体积浓度大于煤矿瓦斯1%时，非甲烷碳氢化合物

（NMHC）燃烧排放的CO2；

未燃煤层气逃逸排放。

为了确定基准线排放种类，应包括以下排放源：

项目情景将会收集的气体直接排空引起的CH4排放；

项目活动替代电能生产所产生的CO2排放。

煤矿瓦斯抽放泵站，作为保障煤矿生产安全必不可少的配置，但与该项目活动

的存在与否没有必然联系，因此该项目的投资分析和基准线计算都不涉及该部分。

CCSC审定组通过对项目《可行性研究报告》及批复的评审，以及现场访问和与项

目业主的访谈，确认了该项目所选定的项目边界合理。CCSC审定组进一步审阅国家发

展和改革委员会发布的《中国区域电网基准线排放因子》中电网边界的划分，确认项

目设计文件（第04版）中描述的项目所在区域电网的信息与国家发展和改革委员会发

布的《中国区域电网基准线排放因子》中东北区域电网边界保持一致。由此，CCSC审


（Rev.0.0 20130527-18/78）

定组确认项目设计文件（第04版）中定义的项目边界符合备案方法学CM-003-V02 回

收煤层气、煤矿瓦斯和通风瓦斯用于发电、动力、发电和/或通过火炬或无焰氧化分

解（第二版）的条款。

包含在项目边界内的温室气体排放源是来源于项目活动收集和利用的CMM气体减

少甲烷排放，同时替代化石燃料发电所产生的二氧化碳排放。项目边界内的温室气体

种类及排放源如下表6所示：

表 6 项目边界内温室气体种类及排放源

排放源温室气

体种类

是否

包括说明理由/解释

基准线排放

排空产生的甲烷

排放

CH4 是主要排放源，该项目煤矿所抽取的 CMM

在基准线情景中，全部排放

基准线消除甲烷

产生的排放

CO2 否基准线情景中，该项目所抽取的 CMM 没

有被销毁

CH4 否为了简单化排除，这是保守的

N2O 否为了简单化排除，这是保守的

电网电力生产

（向电网供电）

CO2 是主要排放源，只计入等量电力产生的 CO2

排放

CH4 否为了简单化排除，这是保守的

N2O 否为了简单化排除，这是保守的

自备电力、热能

和车用燃料使用

CO2 否基准线情景中不涉及这些活动

CH4 否为了简化排除，这是保守的

N2O 否为了简化排除，这是保守的

项

目

排

放

继续排空产生的

CH4 CH4 否只有 CMM排放变化才会考虑

现场由于项目活

动消耗燃料产生

的排放，包括气

体运输

CO2 是除 CMM发电机组外,项目现场其它设备运

行消耗燃料和电力产生的 CO2排放

CH4 否为了简单化排除，这个排放源假定非常

小

N2O 否为了简单化排除，这个排放源假定非常

小

甲烷消除产生的

排放 CO2 是来自甲烷在发电过程中的燃烧

NMHC 消除产生的

排放 CO2 是

来自发电燃烧的 NMHC，如果它们的量超

过抽取煤矿瓦斯气体体积的 1%

未燃尽的甲烷产

生的逃逸排放 CH4 是在发电过程中少量甲烷未燃烧

现场设备逃逸甲

烷产生的排放 CH4 否

为了简单化排除，这个排放源假定非常

小


（Rev.0.0 20130527-19/78）

气体供应管道或

交通工具使用逃

逸甲烷产生的排

放

CH4 否为了简单化排除，但是在其他潜在泄露

影响中考虑（见泄露部分）

意外甲烷排放 CH4 否为了简单化排除，这个排放源假定非常

小

该项目不会产生除方法学CM-003-V02 回收煤层气、煤矿瓦斯和通风瓦斯用于发

电、动力、发电和/或通过火炬或无焰氧化分解（第二版）描述的排放源之外的温室

气体排放，且未发现由项目活动的实施引起的，超过总预期减排量1%的温室气体排放

源，因此无需申请方法学的澄清、修订或偏移。

综上所述，CCSC审定组确认项目设计文件（第04版）中描述的项目边界合理，正

确识别了排放源及产生的温室气体，符合《温室气体自愿减排项目审定与核证指南》

和备案方法学的相关要求。

3.6 基准线识别

根据方法学CM-003-V02 回收煤层气、煤矿瓦斯和通风瓦斯用于发电、动力、发

电和/或通过火炬或无焰氧化分解（第二版）的要求，该项目的基准线确认为“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”。CCSC审定组认为基

准线情景的确定过程符合方法学CM-003-V02 回收煤层气、煤矿瓦斯和通风瓦斯用于

发电、动力、发电和/或通过火炬或无焰氧化分解（第二版）的要求。

该项目利用的煤矿瓦斯，不涉及CBM和VAM的收集和利用，因此仅限于CMM的论述。

步骤1：确定技术上可行的收集和/或利用CMM的选项

步骤1a：CMM的抽采选项

基准线情景包括所有技术上可行并符合安全规范的处理CMM选项，这些选项包括：

A．采前CMM抽取；

B．采后CMM抽取；

C．选项A、B规定气体相应比例的可能组合。

步骤1b：抽取CMM处理选项

基准线情景应包括所有可能的技术上可行的利用CMM的选项，这些选项包括：

i. 排空；

ii. 通过火炬进行焚烧；

iii. 用于并网发电，即拟议项目不作为自愿减排项目实施的情景；

iv. 用于自备发电；


（Rev.0.0 20130527-20/78）

v. 用于供热；

vi. 进入煤气管网，用于交通工具燃料或者发电/发电；

vii. 上述方案的可能组合。

步骤1c（i）：能源生产选项（发电）

P1. 继续由东北区域电网提供等量的电力，即延续目前的情景；

P2. 建设可提供等量电力的自备化石燃料电厂；

P3. 煤矿瓦斯发电，即拟议项目不作为CCER项目实施；

P4. 可再生能源电厂；

步骤2：排除与法律法规不相符的基准线情景

任何不满足当地法律或法规要求的处理和利用CMM的基准线选项都应被排除。

a. 排除CMM抽采的选项——步骤1a中选项A和B被排除

CCSC审定组查阅了该项目可行性研究报告，确认七台河蓝天瓦斯发电有限责任公

司的四个煤矿（新建矿、新兴矿、新立矿和桃山矿）为高瓦斯矿井。根据《煤矿安全

规程》中规定，“采区回风巷、采掘工作面回风巷风流中瓦斯浓度不得超过1%。对于

矿井绝对瓦斯涌出量大于或等于40m3/min的矿井，或开采有煤与瓦斯突出危险煤层的

矿井，必须建立地面永久抽放瓦斯系统或井下临时抽放瓦斯系统”。因此，该项目涉

及到的采前和采后煤矿瓦斯的抽放以使甲烷浓度保持在1%以下能确保煤矿作业安全。

单一进行采前煤矿瓦斯抽放（选择A）或进行采后煤矿瓦斯抽放（选择B）都不足以确

保煤矿的安全操作。因此步骤1a中的选项A和选项B被排除，选项C是所剩唯一在技术

上可行而且能保证符合法定安全要求的CMM抽放选项。

b. 排除抽取CMM的处理选项

CCSC审定组审阅了项目《可行性研究报告》，确认该项目抽取利用的CMM系低浓

度瓦斯，甲烷浓度为9-17%。依据《煤矿安全规程》，“抽采的瓦斯浓度≤30%时，不

得作为燃气直接燃烧。因此步骤1b 中的选项ii（通过火炬进行焚烧）不符合当前规

定。

因此，在步骤1b的选项中，煤矿瓦斯排空选项（ii）被排除。

步骤1b选项(i)、(iii)、(iv)、(v) 、(vi)、以及(vii)是所剩符合法律法规要

求的选项。

c. 排除能源生产（发电）

《国务院办公厅关于严格禁止违规建设13.5万千瓦及以下火电机组的通知》（国

办发明电（2002）6号），确认条款规定“未经国家批准，各地区、各部门不得违反


（Rev.0.0 20130527-21/78）

建设程序，擅自审批和开工建设燃煤火电项目，尤其要严格禁止违规建设13.5万千瓦

及以下的火电机组”。因此，步骤1c中的选项P2由此被排除。

步骤3：对于基准线情景可行途径的简单陈述

根据步骤1和步骤2的分析后，技术和法律法规上可行的基准线情景选项的组合，

列于下表7。

表7 项目基准线情景组合列表

序

号

情景组合 CMM的

抽采

CMM的

处理

能源产生组合的可行性

1 C+i+P1 采前和采

后抽取排空东北电网提供电力可行


后抽取排空煤矿瓦斯发电，不做为

CCER项目实施

不可行，CMM排空与利用相矛盾。


后抽取排空可在生能源发电可行

4 C+iii+P1 采前和采

后抽取用于并网发

电

东北电网提供电力不可行，发电上网与从网上用电矛盾。



电煤矿瓦斯发电，不做为

CCER项目实施

可行



电可在生能源发电不可行，并网发电与利用可再生能源发电矛盾。

7 C+iv+P1 采前和采

后抽取用于自备发

电东北电网提供电力不可行，自备发电与从网上用电矛盾。




CCER项目实施

可行



电可在生能源发电不可行，自备发电与利用可再生能源发电矛盾。

10 C+vi+P1 采前和采

后抽取进入煤气管

网东北电网提供电力可行



网煤矿瓦斯发电，不做为

CCER项目实施

不可行，煤气进入管网，与煤气利用发电矛盾。



网可在生能源发电可行

13 C+vii+P1 采前和采

后抽取 i,

iii,iv,vi的

可能组和

东北电网提供电力 13，14和15选项，以包含在1-12情境中。不单独作

为选项讨论。


后抽取 i,

iii,iv,vi的

可能组和

煤矿瓦斯发电，不做为

CCER项目实施


后抽取 i,

iii,iv,vi的

可能组和

可在生能源发电

表8中剔除不可行的选项后得到的可能选项列于表8，

表8 可能的基准线选项

序

号

可能的基

准线选项

CMM的

抽采

CMM的

处理

能源产生对该选项的评论


后抽取排空东北电网提供电力项目实施前的实际状况


后抽取排空可再生能源发电由新建可再生能源发电提供电力




CCER项目实施

项目实施，但不做为CCER项目的状况




CCER项目实施

等同于情景5



网东北电网提供电力由东北电网提供电力



网可再生能源发电由新建可再生能源发电提供电力

审定组发现项目设计文件（第01版）中，第16页的情景8，应等同于情景5，而不


（Rev.0.0 20130527-22/78）

是情景3；第17页的情景12中，情景2和情景5，应改为情景3和情景10，因此，提出不

符合1，要求项目委托方进行修改。

项目委托方在修改后的项目设计文件中，已经对描述不准确的地方进行了修改因

此，不符合1关闭，详见附件2。

步骤4：排除面临不可克服的障碍的基准线情景

情境1：项目实施前的实际情景，没有任何障碍。

情境3：查阅环境影响评价表和可研报告，在项目所在区域，缺少水力资源、地

热资源和生物质能资源，虽然具有一定的风力资源和太阳能资源，但目前国内风电和

光伏发电项目同样选择寻求CDM或CCER等温室气体减排机制资金的支持；并且该项目

所在地为煤矿采空区，地质结构不稳定，不适合建设风力发电项目和光伏发电项目，

因此在此区域可再生能源发电从技术和经济上不可行。

情境5 （情境8）：此情景选项不存在技术障碍。

情境10：将煤层气送入燃气管网需满足的前提是煤层气含甲烷浓度95%，但该项

目四个煤矿煤层气的浓度为9-17%。

情境12：理由同情景10。

步骤4论述后的结果列于表9。

表9 最终的基准线组合

序

号

可能的基

准线选项

CMM的

抽采

CMM的

处理


1 C+i+P1 采前和

采后抽

取

排空东北电网提

供电力

项目实施前的实际状况

5 C+iii+P3 采前和

采后抽

取

用于

并网

发电

煤矿瓦斯发

电，不做为

CCER 项目实

施

项目实施，但不做为CCER项目

的状况

由以上分析可以得到结论为：情景1和情景5成为可行的基准线情景。

CCSC审定组在评审项目设计文件（第04版）和可行性研究报告后，通过交叉校核

对项目设计文件（第04版）中提供的信息，确认所有的替代方案都被考虑到了，并且

没有合理的替代方案被排除在外。因此确认该项目对基准线的识别准确，且识别过程

符合备案方法学CM-003-V02 回收煤层气、煤矿瓦斯和通风瓦斯用于发电、动力、发

电和/或通过火炬或无焰氧化分解（第二版）的要求。


（Rev.0.0 20130527-23/78）

步骤5：识别最具有经济吸引力的基准线情景

采用自有资金的内部收益率作为经济指标对该选项的经济性进行分析。情景1是

目前现状的延续；而情景5的自有资金的内部收益率5.72%，低于基准收益率（10%）。

因此情景1：目前情景的延续更具经济吸引力，是最可行的基准线情景。

3.7 额外性

项目业主或委托方按照温室气体自愿减排项目审定与核证指南》的要求进行了额

外性论证，并提供了相关数据、文件及其它证明材料。具体评审步骤如下：

3.7.1 评审“事先考虑减排机制可能带来的效益”

项目环境影响评价表由七台河市环境保护科学研究所于2008年02月编制/6/，并

于2009年02月27日获得七台河市环境保护局的批准。项目的可行性研究报告由独立的

第三方机构山东胜动燃气发电工程设计咨询有限公司于2008年03月编写完成，并于

2009年03月10日获得七台河市发展和改革委员会对该项目核准的批复。由于该项目在

《固定资产投资项目节能评估和审查暂行办法》发布（2010年11月01日）前已经备案

（2009年03月10日获七台河市发展和改革委员会批准），该项目不需要编制《固定资

产投资项目节能登记表》。

CCSC审定组查看了该项目的主要设备购买合同（2009年05月06日），《项目开工

令》（2009年05月17日），确认项目采购设备合同的签署日期2009年05月06日为该项

目活动的最早实质性开始日期。在项目活动实质性开始日期（2009年05月06日）前董

事会（2008年09月02日）对项目的经济状况进行了充分的分析并决定考虑CDM作为项

目的收入的补充，因此业主在项目投资决策中认真考虑了减排机制带来的收入。

该项目有关事先考虑的主要事件的时间表如表10所示：

表10 项目活动时间表

时间事件

2008年 02月完成环境影响评价表

2008年 03月完成可行性研究报告

2008年 09月 02 日董事会决议将该项目开发为 CDM项目

2008年 10月 13 日与 CDM买家签订 ERPA

2009年 02月 27 日获得七台河市环境保护局对环评的批复

2009年 03月 10 日获得七台河市发展和改革委员会的核准批复，七发改工业备

案[2009]1号

2009年 05月 06 日项目采购设备合同（项目开始时间）

2009年 05月 17 日项目开工建设《项目开工令》


（Rev.0.0 20130527-24/78）

2010年 01月 01 日项目正式发电

2010年 1月 5日正式并网的事件

2011年 04月 25 日由于买家项目开发进度缓慢，董事会决定终止与CDM买家的

ERPA

2012年01月05日董事会关于继续申报CDM项目的决议

2013年12月20日董事会关于暂停申报CDM项目，转而申请CCER项目的决议

2014年 05月 15 日 CCER 咨询合同

2015年 11月 03 日 CCER项目设计文件（第 01版）在国家发改委网站公示

CCSC审定组通过评审表10中的所有文件，特别是可行性研究报告以及决定寻求减

排机制收益的董事会决议。该项目的可行性研究报告中对项目的收益情况作了分析，

认为该项目收益率较低，从而面临财务障碍；而如能获得温室气体减排机制的额外收

益后提高项目的经济吸引力。考虑温室气体减排收益可改善收益率，因此董事会将该

项目开发为CDM项目(2008年09月02日)，之后才正式项目的落实和实施（2009年05月

17日）。因此审定组认为温室气体减排收益在该项目的投资决策中起到了决定性作用。

2014年05月15日，七台河蓝天瓦斯发电有限责任公司与环保桥(上海)环境技术有

限公司签署了CCER 咨询合同，该项目的项目设计文件（第01版）于2015年11月03日

在自愿减排信息交易平台公示。

3.7.2 符合现行法律法规的项目活动替代方案的识别

该项目活动是瓦斯发电项目。根据3.6步骤5的结论，基准线情景（“采前和采后

CMM抽取，所抽取的CMM全部排放；由东北区域电网购入等量电力”）和项目情景（项

目实施，但不做为CCER项目）均是符合法律法规的替代方案。

因此,CCSC审定组确认该项目设计文件（第04版）中基准线识别和描述符合《温

室气体自愿减排项目审定与核证指南》以及所适用方法学的要求，详细分析见本报告

的3.6部分。

3.7.3 评审“投资分析”

（I）确定合适的投资分析方法

依据《额外性论证与评价工具》（第07.0.0版）选用了投资分析来论证该项目的

额外性。有三个选型：选项 I/简单成本分析法；选项 II/投资比较分析法；和选项

III/基准分析法。

（II）应用投资比较分析方法(选项II)

对于该项目的投资分析论述，项目设计文件选用了基准分析法（选项III），主


（Rev.0.0 20130527-25/78）

要是因为：

由于该项目的收入来源除可能的CCER收入之外，还可以通过售电来获取财物或经

济上的收益，所以简单成本分析（选项I）并不适用；

投资比较分析（选项II）也不适用于该项目。因为这选项仅适用于可选方案也是

投资项目的情形，然后该项目的基准线情景却是继续使用东北区域电网提供相

同的电量而不是可比较的投资项目，故这个项目不是一个恰当的选择。

鉴于项目活动的财务数据以及资本金内部收益率的基准可以获得，CCSC审定组认

为选择基准分析（选项III）进行投资分析是适用于该项目的。

（II）确定基准收益率

项目全投资或者资本金内部收益率（IRR）是在国内常见使用的用于评审投资项

目的经济或财务可行性的财务指标，政府部门也使用该财务指标来确定建设项目的投

资门槛或基准。

CCSC审定组查阅中华人民共和国水利部发布的《电力工程技术改造项目经济评价

暂行办法》，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%，因此CCSC审定组确认项目设计文件中使用的税后资本金内部收益率10%的基准值

适用于该项目。

（III）内部收益率的审定

根据有资质的独立第三方山东胜动燃气发电工程设计咨询有限公司编写的《可行

性研究报告》，在不考虑温室气体减排产生的收益时，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%。

表11列出了主要的财务数据, CCSC审定组对这些参数进行了审定，具体评价过程

如下：

表 11 主要财务参数取值及审定过程表

序

号参数取值审定过程

1. 总装机容量

计划 9MW

（实际

8MW）

该项目计划安装 18台 500kW 的发电机组，实际已

经安装了 16台 500kW 的发电机组（其中山东胜动

机械公司 11台，淄博柴油机总公司 5台）；分别为

桃山矿 2台 500kW（山东胜动），新立矿 6台 500kW

（山东胜动），新建矿 5 台（山东胜动：3 台；淄

博柴油机：2 台）500kW 和新兴矿 3 台 500kW（淄

博柴油机）。

2. 项目静态总投

资

5,934.68

万元

黑龙江利丰资产评估有限公司2012年年07月22日

给出的七台河蓝天瓦斯发电有限责任公司资产评


（Rev.0.0 20130527-26/78）

估报告中的机器设备（4,757.48万元）与房屋建筑

物（1,518.95万元）之和为6,276.43万元，大于项

目可行性研究报告中的静态总投资额（5,934.68

万元）。

因此，CCSC审定组确认项目静态总投资是合理的。

3. 自用电量 4.5 %

该参数取值来源于项目可行性研究报告。可行性研

究报告中自用电率采用的4.5%是同类项目的经验

值。

4. 年上网电量 51,990.

2MWh

该参数取值来源于项目可行性研究报告。可行性研

究报告中年发电量为54,440MWh （=9MW*6044h），

在确定年发电量和自用电量基础上：

年上网电量 = 年发电量*（1-自用电量）

CCSC审定组确认该数据源于可行性研究报告。

5. 瓦斯价格 0.2元/立

方米

根据备案的方法学 CM-003-V02 回收煤层气、煤矿

瓦斯和通风瓦斯用于发电、动力、发电和/或通过

火炬或无焰氧化分解（第二版）中的要求，该部分

的瓦斯气应该视作废气，不能算作项目成本；但审

定组通过以下几点确认，对于该项目瓦斯不能作为

废气处理，使用瓦斯气存在成本，且为 0.2元/立

方米：

a. 通过审定组现场审核确认，项目业主（用气方）

和煤矿（供气方）独立结算，并签署有相关的

协议；根据双方签署的《煤层气使用协议》，其

中约定煤层气（瓦斯）价格为 0.2元/立方米，

由煤矿向项目业主提供，每三个月进行结算。

审定组进一步查阅了黑龙江龙煤七台河分公司

开具的发票，确认项目业主按照 0.2元/立方米

的价格向其购买煤层气；

b. 七台河蓝天瓦斯发电有限责任公司（项目业主）

中的股东为七台河矿业精煤（集团）有限责任

公司和多个自然人股东。黑龙江龙煤七台河矿

业有限责任公司（煤矿）由黑龙江龙煤矿业集

团股份有限公司 100%持有。黑龙江龙煤矿业集

团股份有限公司的股东为多个企业其中包含了

七台河矿业精煤（集团）有限责任公司，因此

投资方和气源方有共同的法人：七台河矿业精

煤（集团）有限责任公司。但审定组查阅了网

上公开的企业信息，确认七台河矿业精煤（集

团）有限责任公司是七台河蓝天瓦斯发电有限

责任公司最大的股东；但对于黑龙江龙煤矿业

集团股份有限公司（注册资本 653,453万）中

的股份占比（七台河矿业精煤（集团）有限责

任公司实际缴纳 500万）非常小，因此审定组

认为即便投资方和气源方有共同的法人，但是

该法人在气源方中股份占比几乎忽略不计

（0.07%），为了保护其他绝大部分股东的利益，


（Rev.0.0 20130527-27/78）

不可能免费将煤层气提供给项目业主。

c. 如果不考虑该部分煤层气作为项目的成本，则

需要在投资分析中考虑气源方为了提供煤层气

进行改造所需的投资；该部分的具体数值并未

在可行性研究报告中体现，但根据审定组的经

验和以往的项目情况，该部分的投资将影响项

目的额外性。同时根据该项目的可行性研究报

告，该项目预估的瓦斯价格也是 0.2 元/立方

米。

基于以上原因，审定组确认该项目采用 0.2元/立

方米的瓦斯价格是合理的。

6. 瓦斯用量 1,814.4万

m3

该参数取值来源于项目可行性研究报告，该项目全

部投产运行后预计每年煤矿瓦斯用量为1,814.4万

m3，同时审定组查阅了2010-2014年年度煤层气量

和发电量统计，确认实际的用气量即便在考虑少安

装2台发电机组的的情况下，依然小于预估值。因

此审定组认为该项目的取值是保守的。

7. 电价（含增值

税）

0.52元

/kWh

根据国家发展改革委印发关于利用煤层气(煤矿瓦

斯)发电工作实施意见的通知（发改能源[2007]721

号），规定煤层气 (煤矿瓦斯 )电厂上网电价，比

照国家发展改革委制定生物质发电项目上网电价

执行，根据现有的政策，生物质上网电价为0.75

元/kWh。但审定组根据以下因素判断该项目的实际

电价为0.52元/kWh

a. 该项目上网电价被已经由《国家发展改革委关

于调整东北电网电价的通知》 (发改价格

[2009]2920 号)确定，其中规定了该项目的上

网电价为 0.52元/kWh 。

b. 由于项目已经实际发电，审定组查阅了 2015

年 07月 31日的售电发票和计算单证实七台河

蓝天瓦斯发电有限责任公司售电价格为

0.444444444 元/kWh (扣除税率 17%后)。

因此，CCSC 审定组确认项目上网电价为 0.52 元

/kWh 是真实的、准确的，用于该项目额外性分析

是合理的。

8. 所得税率 25 %

该项目所得税的取值来源于项目可行性研究报告。

CCSC审定组审阅了《中华人民共和国企业所得税

法》，确认可行性研究报告中企业所得税取值合理。

9. 增值税率 17 %

该项目增值税的取值来源于项目可行性研究报告。

CCSC 审定组审阅了《中华人民共和国增值税暂行

条例》确认企业增值税取值合理。

10. 城市维护建设

税

5%（占比增

值税）

该项目城市维护建设税的取值来源于项目可行性

研究报告。

CCSC审定组审阅了《中华人民共和国城市维护建设

税暂行条例》，确认城市建设税税率取增值税的5%

合理。


（Rev.0.0 20130527-28/78）

11. 教育费附加 3%（占比增

值税）

该项目教育费附加的取值来源于项目可行性研究

报告。确认该项目教育附加税为3%。由此，CCSC

审定组确认该项目教育费附加取值3%是合理的。

12. 折旧年限 10年

根据项目可行性研究报告中的信息，该项目运行时

间为10年，是同类项目的经验值。

CCSC审定组审阅《中华人民共和国企业所得税法实

施条例》第六十条，确定该项目生产设备折旧年限

确定为10年是合理的。

13. 残值率 5%

该项目残值率取5%。

CCSC审定组审阅了《中华人民共和国企业所得税法

实施条例》（中华人民共和国国务院令第512号），

规定“企业应当根据固定资产的性质和使用情况，

合理确定固定资产的预计净残值。固定资产的预计

净残值一经确定，不得变更”。因此，项目残值率

取5%满足《中华人民共和国企业所得税法实施条

例》要求。

14. 年运行成本

1,446.07

万元（含瓦

斯成本）

1,233.06

万元（不含

瓦斯成本）

根据项目的可行性研究报告，项目年运行成本由维

修费（5%）、工资及福利（60人，基本工资30,000

元/人，福利系数为54%）、保险费(0.25%)、材料费

（150元/kW）、其他运行费用(60元/MWh)、瓦斯费

用（0.2元/m3）和销售费用(600,000元/年)组成。

这些取值是合理的。

2012年国富浩华会计师事务所（Crowe Horwath

China Certified Public Accountants, LLP）提

供的审计报告，给出了2011和2012年的实际经营成

本。

实际经营成本（元）

（16台发电机组）

2011 15,592,107.78

2012 12,098,495.72

2011和2012的实际经营成本是16台机组机组的实

际经营成本。如考虑项目计划安装18台机组，则

2011年度的年运行成本已超出了可行性研究报告

中的数值；2012年的年度的年运行成本非常接近可

行性研究报告中的数值。

基于以上分析，CCSC审定组确定该项目的年度运行

成本合理。

15. 项目运行时间 10年

根据项目可行性研究报告中的信息，该项目运行时

间为10年，是同类项目的经验值。

CCSC审定组审阅《中华人民共和国企业所得税法实

施条例》第六十条，确定该项目运行时间确定为10

年合理。

16. 碳减排量价格 20元/tCO2e

该数据为项目开发方针对交易市场的估值。CCSC

审定组参考现有试点城市配额交易价格作为参比，

确认该估值合理。

另外根据《财政部关于煤层气 (瓦斯 )开发利用补贴的实施意见》，规定针对煤


（Rev.0.0 20130527-29/78）

层气用作民用燃气、化工原料，中央财政按0.2元/立方米 (折纯 )进行补贴，并且在

中央财政补贴的基础上，地方财政可根据当地煤层气开发利用情况对煤层气开发利用

给予适当补贴。审定组查阅了相关的文件，确认煤层气发电不在补贴范围内，因此该

项目没有享受该项补贴。

审定组发现项目业主提供的部分合同签署方是七台河精煤（集团）有限公司，因

此，提出澄清要求3，要求说明七台河精煤（集团）有限公司与七台河蓝天瓦斯发电

有限责任公司的关系。此外，要求项目委托方充分内说明在财务计算中瓦斯费用（瓦

斯价格和用量）作为成本费用的理由，同时提供客观证据。

项目委托方在更新后的项目设计文件中补充了说明，并提供了成本的证据，因此，

澄清要求3予以关闭，详见附件2。

该项目于2010年01月01日正式并网发电，至2014年05月15日签署CCER开发协议有

4年多的时间差距。审定组提出澄清要求4，要求项目业主进一步说明在没有碳减排收

益的情况下，项目如何克服收益差（低于基准收益率10%）的障碍，运行了4年多。此

外项目参与方还应提供实际发生的财务参数以证明项目的额外性。如：

1、实际运行经济参数，如电价、实际投资、实际经营成本与可研报告中参数

的对比；

2、2010-2014各年度的年度财务决算/审计结果。

项目委托方提供了相关证据，并在更新后的项目设计文件中补充了说明，因此，

澄清要求4予以关闭，详见附件2。

（IV）敏感性分析

按照清洁发展机制的《投资分析工具》（第06.0版）的规定，在进行敏感些分析

时只应考虑那些占项目总成本或者总收益20%以上的参数。对于该项目选取如下四个

参数作为敏感性分析指标，即

静态总投资

年上网电量

年运行成本

上网电价（含税）

在项目设计文件中，通过考察项目静态总投资、年上网电量、年运行成本、上网

电价这四个变量在-10%～+10%范围内变化时，项目内部收益率的变化情况来进一步论

证项目额外性。具体结果见表12：

表12 敏感性分析表


（Rev.0.0 20130527-30/78）

资本金IRR -10% -5% 0% +5% +10%

静态总投资 7.99% 6.81% 5.72% 4.71% 3.77%

年上网电量 1.39% 3.61% 5.72% 7.76% 9.72%

年运行成本 8.39% 7.07% 5.72% 4.35% 2.94%

上网电价 1.39% 3.61% 5.72% 7.76% 9.72%

变化单一参数，考察静态总投资、年上网电量、年运行成本、上网电价这四个变

量的分别变化分别超出临界值的数值如表13。

表13 临界点分析

假定的

项目 IRR

静态总投资

单独所需变化

年上网电量

单独所需变化

年运行成本

单独所需变化

上网电价

单独所需变化

基准 10% -17.60% 10.73% -16.10% 10.73%

不能导致IRR达到基准值的原因分析，如下：

静态总投资：项目的固定资产投资降低17.60%，项目收益率将达到基准值。黑龙

江利丰资产评估有限公司2012年年07月22日给出的七台河蓝天瓦斯发电有限责任公

司资产评估报告中的机器设备（4,757.48万元）与房屋建筑物（1,518.95万元）之和

为6,276.43万元，大于项目可行性研究报告中的静态总投资额（5,934.68万元）。

基于以上分析，CCSC审定组确认项目固定资产投资降低17.60%是不可实现的。

年上网电量：年发电量增长10.73%时，项目收益率将达到基准。该项目发电量是

由项目的装机容量和年有效运行时间两个因素决定。在该项目核准批复中，项目总装

机容量已经确定，因此输出电量由年发电小时数与有效功率因数共同决定。若使项目

满负荷有效运行时间提升10.73%，即项目的运行时间需要达到6692h（=6044h*

（1+10.73%））。单考虑到 1）抽采的CMM甲烷浓度和气量不稳定；2）煤矿自身的停

采检修；3）发电设备的停机维护。CCSC审定组认为无论是设备实际运行，还是煤矿

瓦斯气源供给，年运行时间增加10.73%的可能性都很小。此外2010-2014年的年发电

统计情况（下表）也说明了年运行时间不能增加10.73% (达到6692h)。

年份 2010 2011 2012 2013 2014

发电量 (MWh) 31416 36327 26800 33267 35104

发电小时数(=发电量/8MW) 3927 4540 3350 4158 4388

年运行成本：年运行成本降低 16.10%时，该项目收益率可达到基准。实际经营成

本：项目可行性研究报告中项目的年经营成本为 14,460,707 元。经查阅项目 2012 年

的审计报告，可知，该项目 2012年的实际经营成本为 12,098,495.72 元，2011年的


（Rev.0.0 20130527-31/78）

实际经营成本为 15,592,107.78 元。考虑到项目实际只安装了 16 台机组（计划安装

18台），如果考虑该因素后，2012年的经营成本接近可行性研究报告中的取值，2011

年则超过了可行性研究报告中的取值。

基于以上分析，CCSC审定组确认项目年运行成本即使按最保守的情景估计，也不

可能达到降低16.10%的临界点。因此，CCSC审定组确认项目年运行成本降低16.10%是

不可实现的。

上网电价：电价上涨10.73%，该项目收益率可达到基准。在我国，项目的电价由

政府严格监管，而非市场机制确定。该项目上网电价被已经由《国家发展改革委关于

调整东北电网电价的通知》(发改价格[2009]2920号)，该项目的上网电价根据实际发

票为0.52元/kWh，因此电价上升10.73%是不可实现的。

（V）投资分析的结论

基于《投资分析工具》（第 06.0版）和上述步骤的评审，CCSC审定组检查了相关

计算的准确性后得出关于 IRR计算以及投资分析的结论：

CCSC审定组通过交叉核对项目设计文件、IRR计算表、可行性研究报告及其批复后，

确认输入的参数和数值的可信性和准确性，并满足《温室气体自愿减排项目审定

与核证指南》的要求；

CCSC审定组确认用于财务计算的参数选取是适当的；

CCSC审定组确认基于参数的数据分析过程是恰当且准确的，IRR计算表是透明、可

视的。

CCSC审定组详细检查了 IRR计算表的计算过程并评审了计算结果的准确性，最终

确认计算过程可以重复演算，计算结果是准确的。计算符合《投资分析工具》（第 06.0

版）的要求。针对该项目的投资分析，包括敏感些分析的内容已表明无 CCER 收益时

该项目不具备财务上的吸引。

3.7.4 评审“障碍分析”

该项目未使用障碍分析。

3.7.5 评审“普遍性实践分析”

该项目是瓦斯发电项目，符合《额外性论证与评价工具》（第07.0.0版）中关于

“措施”的定义的第(ⅱ)种情景，因此根据《额外性论证与评价工具》（第07.0.0版）

的要求，该项目采用清洁发展机制的《普遍性分析工具》（第03.1版）中的步骤进行

论述，具体如下：

步骤1 计算该项目活动设计产出或容量的+/-50%作为可适用产出范围


（Rev.0.0 20130527-32/78）

该项目装机容量为9MW，因此确定装机容量范围为4.5MW-13.5MW作为可适用产出

范围。

步骤2 识别满足以下所有条件的类似项目

（a）项目位于适用的地理区域；

对于（a）；类似项目及该项目合理适用的地理区域为黑龙江省。依据《普遍

性分析工具》，默认的地理区域为全国，但中国的每个省的收益水平、投资环境、

工业发展水平、科技发展水平、交通便利状况、并网电价、劳动和服务的成本、

煤矿瓦斯资源等等因素都不尽相同，因此审定组确认该项目选择黑龙江省作为地

理区域是合理的。

（b）项目应用于拟议项目相同的技术；

对(b)：类似项目识别为煤层气/煤矿瓦斯发电并网项目;

（c）对于技术转换项目，项目采用与拟议项目相同的能源；

对(c) ：不适用或不涉及,该项目活动不是技改项目;

（d）项目生产的产品或提供的服务与拟议项目在质量、性能及适用范围方面具

有可比性；

对(d) ：类似项目应识别为与东北电网并网可调度的黑龙江省煤矿瓦斯燃气电

厂。

（e）项目规模在第一步中计算的范围内；

对(e)：该项目装机规模9MW,类似项目功率的范围应该是4.5MW~13.5MW；

（f）项目开始商业运行的时间在拟议项目文件公示或拟议项目开始日期之前，

以较早的时间为准

对于（f）：考虑到2002年电力体制改革,“厂网分开、竞价上网”, 使得电力投

资和运行环境以及电价政策发生重大变化, 因而作为分界线。该项目的开始日期

是 2009年 05月 06日，因此该项目的类似项目为黑龙江省内装机容量为

4.5MW-13.5MW的在2002年02月之后在2009年05月06日之前已投产发电的煤矿瓦斯

发电项目。

步骤3：从步骤2识别出的项目中，除去那些已注册为CDM项目活动的项目活动，已提

交注册的项目活动，正在审定的项目活动，并记录其数量为Nall

该项目是一个新建煤矿瓦斯发电项目，综合考虑上述b)、c)、d)、e)和f)要求，

所确定的类似项目为位于黑龙江省的装机容量介于4.5MW- 13.5MW且已经在2002年02


（Rev.0.0 20130527-33/78）

月之后和2009年05月06日之前开始商业化运营的煤矿瓦斯CMM发电项目。CCSC审定组

通过查阅Global Methane International Coal Mine Methane Projects Database，

中国清洁发展机制网和UNFCCC-CDM官网项目数据库，确认在2002年02月之后和2009年

05月06日之前已投产发电的煤矿瓦斯发电项目均已成功注册为减排机制项目或正在

审定中，因此 Nall=0。

步骤4：从步骤3 中识别出的类似项目活动中，识别出那些采用不同于拟议项目活动

的技术的项目活动，并记录其数量为Ndiff

根据步骤三的结论，Nall=0，因此Ndiff=0。

步骤5：计算系数F=1-Ndiff/ Nall，表示所使用措施/技术与拟议项目活动类似，且提供

与拟议项目活动相同产出或容量的类似项目的份额（措施/技术的普及率）。如果系

数F大于0.2和Nall与Ndiff 的差值是大于3，在该适用地区的一个部门内，拟议的项目活

动是一个“普遍的做法”。

因为Nall= Ndiff，则Ndiff/Nall =1，那么F=1-Ndiff/Nall=1-1=0<0.2，且Nall-Ndiff=0 < 3。

因此，审定组确定该项目在黑龙江省内不具有普遍性。

该项目通过了《额外性论证与评价工具》（第07.0.0版）的所有步骤，因此具有

额外性。

3.8 减排量计算

依照方法学CM-003-V02 回收煤层气、煤矿瓦斯和通风瓦斯用于发电、动力、发

电和/或通过火炬或无焰氧化分解（第二版）中减排量计算的过程中，仅审定适用于

CMM的内容。具体计算过程如下。

3.8.1 项目排放

项目排放由以下公式确定：

PEy = PEME + PEMD + PEUM （1）

式中：

PEy = y 年项目的排放量（tCO2e）；

PEME = 收集和利用甲烷所使用的能源导致的项目排放量（tCO2e）；

PEMD = 消除甲烷导致的项目排放量（tCO2e）；

PEUM = 未燃尽煤层气的项目排放（tCO2e）。

收集和利用CMM所需额外能源导致的燃烧排放量（PEME）


（Rev.0.0 20130527-34/78）

在项目活动正常运行时，项目活动收集和利用煤矿瓦斯所需的额外电力消耗由项

目自身供发电供给；仅当项目停运或运行异常时会有少量下网电量。无化石燃料备用

发电机。因此，方法学中涉及捕集和利用CMM所需额外能源产生的排放计算可简化为

如下：

PEME= CONS ELEC,PJ × EFELEC （2）

其中：

PEME = 捕集和利用甲烷所使用的能源导致的项目排放量（tCO2e）；

CONSELEC,PJ = 收集和利用或消除煤矿瓦斯所需的额外电消耗（MWh）；

EFELEC = 项目所需额外电量的排放因子（tCO2/MWh）

利用收集的煤矿瓦斯导致的燃烧排放量（PEMD）

PEMD = (MDFL+ MDOX+ MDELEC+ MDHEAT+ MDGAS) ×(CEFCH4 +r×CEFNMHC) (3)

并有

r = PCNMHC / PCCH4 （4）

式中：

由于该项目不包括火炬燃烧、无焰氧化、供热，以及输入燃气输配管网或作为交

通工具燃料，因此MDFL、MDOX、 MDHEAT、MDGAS均为0。另外，按照方法学，如果非甲烷碳

氢化合物（NMHC）占所抽采CMM体积的1%以下，这些气体的燃烧排放不纳入计算。CCSC

PEMD = 销毁CMM导致的项目排放量（tCO2e）；

MDFL = 通过火炬燃烧摧毁的甲烷（tCH4）；

MDOX = 通过无焰氧化销毁的甲烷（tCH4）；

MDELEC = 通过发电销毁的甲烷（tCH4）；

MDHEAT = 通过供热消除的甲烷（tCH4）；

MDGAS = 通过输入燃气输配管网或作为交通工具燃料销毁的甲烷（tCH4）；

CEFCH4 = 燃烧甲烷的排放因子（2.75 tCO2e/tCH4）；

CEFNMHC = 非甲烷碳氢化合物(NMHC)燃烧的碳排放因子（tCO2e/tNMHC）;（因NMHC

浓度在变化，因此要对收集的煤矿瓦斯进行定期分析）；

r = NMHC与煤矿瓦斯的相对比例；

PCCH4 = 抽取的煤矿瓦斯中甲烷的质量浓度（要进行湿式测量），%；

PCNMHC = 抽取的煤矿瓦斯中NMHC的质量浓度（%）。


（Rev.0.0 20130527-35/78）

审定组审阅了七台河蓝天瓦斯发电有限责任公司出具的《七台河蓝天瓦斯发电有限责

任公司的四个煤矿（新建矿、新兴矿、新立矿和桃山矿）气体检测报告》，针对煤矿

瓦斯成分抽样分析。根据该报告，审定组确认该项目收集和利用的瓦斯中NMHC浓度小

于1%，因此此处事前计算预设其为0。因此，公式（4）简化为：

PEMD = MDELEC × CEFCH4 （5）

其中

MDELEC = MMELEC × EffELEC （6）

其中：

MDELEC =通过发电消除的煤层气（tCH4）；

MMELEC =测量的送往电厂的煤层气量（tCH4）；

EffELEC =发电厂煤层气消除/氧化效率（根据IPCC，取99.5%）。

因此，PEMD计算公式为：

PEMD = MMELEC * EffELEC * CEFCH4 （7）

燃烧中未燃烧的煤层气产生的项目排放

依照方法学，并非所有火炬燃烧，无焰氧化燃烧或用于发电发电的甲烷都能燃烧，

因此，会有一小部分逸散到大气中。这些排放量要根据下面的公式计算：

44 )]1([PE CHOXflareii

i

CHUM GWPPEPEEffMMGWP (8)

其中：

由于项目仅收集和利用瓦斯进行发电，同时，项目本身不涉及无焰氧化和火炬。

因此，计算公式中PEflare和PEox为0，因此：

PEUM= GWPCH4* MMELEC * (1-EffELEC) （9）

其中：

PEUM = 未燃尽煤层气的项目排放量（tCO2e）

GWPCH4 = 2013年以后，甲烷的全球变暖潜势（25）；

i = 煤层气的利用方式（发电、热能利用、导入燃气输配管网进行各种终

端利用燃烧），该项目只涉及发电的甲烷的销毁。 i=ELEC

MMi = 测量的送往终端方式i的煤层气量（tCH4）

Effi = 用途i消除煤层气的效率（%）

PEflare = 残余气体火炬燃烧时未燃烧的甲烷导致的项目排放（tCO2e）

PEOX = VAM 无焰氧化时未氧化的甲烷导致的项目排放（tCH4）


（Rev.0.0 20130527-36/78）

3.8.2 基准线排放

依照方法学CM-003-V02 回收煤层气、煤矿瓦斯和通风瓦斯用于发电、动力、发

电和/或通过火炬或无焰氧化分解（第二版），基准线排放计算公式如下：

BEy = BEMD,y + BEMR,y + BEUse,y （10）

其中：

甲烷消除的基准线排放（BEMD,y）

该项目的基准线情景中无甲烷销毁，因此BEMD,y为零。

甲烷排空

BEMD,y是项目活动中CMM燃烧消除所避免的基准线情景下释放到大气中的甲烷。因

此方法学中的计算公式可以简化为：

yiBLyPJCHyMR CMMCMMGWP ,,,4,BE （11）

其中：

由于在基准线情景下，煤层气排空， CMMBL,i,y=0，公式（11）可简化为：

ElECCHyMR MMGWP 4,BE （12）

项目活动替代的发电/热能利用和做为交通工具燃料使用所导致的排放量

该项目包括煤层气发电和利用余热发电,因此 BEUse,y是项目活动替代发电/热能利

用所导致的基准线排放总量，按照方法学 CM-003-V02 回收煤层气、煤矿瓦斯和通风

瓦斯用于发电、动力、发电和/或通过火炬或无焰氧化分解（第二版）,由于该项目不

涉及 CBM和 VAM的利用，另外该项目只有发电一项。该项可简化为：

MMELEC = 测量的送往回转窑的甲烷量（tCH4）

EffELEC = 发电厂的煤矿瓦斯销毁的效率（99.5%）。

BEy = y年基准线排放量（tCO2e）；

BEMD,y = y年基准线情景下销毁甲烷所致的基准线排放（tCO2e），该项目的基准线

情景中无甲烷销毁，该项为零；

BEMR,y = y年项目活动避免甲烷释放到大气的排放量（tCO2e）；

BEUse,y = y年项目活动发电所替代的基准线排放（tCO2e）。

BEMR,y = 由于项目活动所避免的基准线下释放到大气中的甲烷的排放（tCO2e）；

GWPCH4 = 2013年以后，甲烷的全球变暖潜势（25）；

CMMPJ,y = y年项目活动收集、输送和消除的CMM量（tCH4）；

CMMBL,i,y = y年基准线情景下收集、输送和消除的CMM量（tCH4）；


（Rev.0.0 20130527-37/78）

BEUse,y= GENy×EFELEC （13）

式中：

BEUse,y = y年项目活动替代发电或发电所产生的潜在基准线排放总量（tCO2e）；

GENy = y年项目活动所替代的电网电量（MWh）；

EFELEC = 项目所替代电量的排放因子（tCO2/MWh）；

电网排放因子

项目活动基准线情景包括将由项目活动替代的电网供电，被替代电力的排放因子

按照“电力系统排放因子计算工具（第05.0版）”计算得出。根据“电力系统排放因

子计算工具（第05.0版）”，项目所替代电力的电网排放因子通过计算运行边际（OM），

容量边际（BM），以及组合边际（CM）得出。该项目项目设计文件中采用中国发改委

公布的数据。项目说明文件（第04版）中使用的为文件完成时间（2016年06月07日）

可得的中国家发展和改革委员会应对气候变化司最新发布《2014中国区域电网基准线

排放因子》。具体计算步骤如下：

步骤1：定义相关的电力系统

项目的电量输入东北区域电网，根据中国发改委划分的电网边界，该项目的电网

边界即为东北区域电网。东北区域电网是一个区域电网，包括辽宁省、黑龙江省和吉

林省。

步骤2：确定是否包含离网电厂

项目参与方应当从以下两种情景中选择适用于该项目计算电量边际排放因子和

运行边际排放因子的情景

情景1：只有包含并网电厂

情景2：并网电厂和离网电厂都包含在内。

该项目属于第一种情景，即只包含并网电厂，因此采用情景1。

步骤3：选择电量边际（OM）计算方法

“电力系统排放因子计算工具（第05.0版）”提供了4种计算电量边际(OM)方法，

由于华北区域电网的低成本/必须运行的资源在供电资源中的比例小于50%，按照国家

发展和改革委员会应对气候变化司最新发布的《2014中国区域电网基准线排放因子》，

计算电量边际排放因子（OM）采用步骤 3(a)“简单OM”方法中选项B，即根据电力系

统中所有电厂的总净上网电量、燃料类型及燃料总消耗量计算。

该项目EFgrid,CM,y为事先确定，即：基于在提交用于审定的项目设计文件时最新可获

得的3年发电数据的平均值，在计入期内没有要求被监测和重新计算排放因子。


（Rev.0.0 20130527-38/78）

步骤4：计算电量边际排放因子

根据方法（a），简单OM排放因子为服务于该系统的所有发电资源按照发电量加

权平均的单位发电量CO2排放量（tCO2/MWh），不包括低运行成本/必须运行电厂/机组，

可以通过以下方法来计算：

基于每一个电厂/机组的燃料消耗量和供电量数据（选项A）；或者，

基于服务于该电力系统的所有发电厂的供电量、燃料种类和燃料消耗量数据（选

项B）

对该项目而言，电力系统中每一个电厂/机组的燃料消耗量、供电量和平均发电

效率数据不可得，所以选项A不能采用；然而电力系统中的供电量、燃料种类和燃料

消耗量数据可得，而且核电和可再生能源发电作为低成本/必须运行资源，其供电量

数据也可知。另外步骤2选择了情景1（不包括离网系统）。所以该项目采用选项B。

根据选项B，简单OM排放因子可由服务于电力系统的所有发电厂的供电量、燃料

种类和燃料消耗量数据计算得到，不包括低成本/必须运行资源公式如下：

, , 2, ,

, ,

i y i y CO i y

igrid OMsimple y

y

FC NCV EF

EFEG

(14)

其中：

EFgrid,OMsimple,y = 为第y年的简单电量边际CO2排放因子（tCO2/MWh）；

FCi,y = 为第y年项目所在电力系统燃料i的消耗量（质量或体积单位）；

NCVi,y = 为第y年燃料i的净热值（能源含量，GJ/质量或体积单位）；

EFCO2,i,y = 为第y年燃料i的CO2排放因子（tCO2/GJ）；

EGy = 为电力系统第y年向电网提供的电量（MWh），不包括低成本/必须

运行电厂/机组；

i = 为第y年电力系统消耗的所有化石燃料种类；

y = 为提交项目设计文件时可获得数据的最近三年（事先计算）

另外，在电网存在净调入的情况下，采用调出电力电网的简单电量边际排放因子。

OM计算中供电量和燃料消耗量的数据选择遵循了保守原则，计算过程详见国家发改委

公布的《2014中国区域电网基准线排放因子》。

根据计算，EFgrid,OM,y= 1.1281 tCO2/MWh

步骤5：计算容量边际排放因子

根据“电力系统排放因子计算工具（第05.0版）”，BM 可按m个样本机组排放因

子的发电量加权平均求得，公式如下：


（Rev.0.0 20130527-39/78）

m

ym

m

ymELym

yBMgridEG

EFEG

EF,

,,,

,,

*

(15)

其中：

EFgrid,BM,y = 为第y年的容量边际排放因子（tCO2/MWh）；

EGm,y = 为第m个样本机组在第y年的净上网电量（MWh）；

FEEL,m,y = 为第m个样本机组在第y年的排放因子（tCO2/ MWh）；

m = 为容量边际中的发电机组；

y = 为发电数据最新可得的历史年份。

其中第m个机组的排放因子FEEL,m,y是根据“电力系统排放因子计算工具（第05.0

版）”的步骤4(a)中的简单OM中的选项A2计算。

“电力系统排放因子计算工具（第05.0版）”提供了计算BM的两种选择：

1）在第一个计入期，基于PDD 提交时可得的最新数据事前计算；在第二个计入

期，基于计入期更新时可得的最新数据更新；第三个计入期沿用第二个计入期的排放

因子。

2）依据直至项目活动注册年止建造的机组、或者如果不能得到这些信息，则依

据可得到的近年来建造机组的最新信息，在第一计入期内逐年事后更新BM；在第二个

计入期内按选择1）的方法事前计算BM；第三个计入期沿用第二个计入期的排放因子。

由于数据可得性的原因，该项目设计文件（第04版）采用了CDM EB同意的变通办

法，即首先计算新增装机容量及其中各种发电技术的组成，然后计算各发电技术的新

增装机权重，最后利用各种技术商业化的最优效率水平计算排放因子。

由于现有统计数据中无法从火电中分离出燃煤、燃油和燃气的各种发电技术容

量，因此采用如下方法：首先，利用最近一年可得的能源平衡表数据，计算出发电用

固体、液体和气体燃料对应的CO2排放量在总排放量中的比重；其次以此比重为权重，

以商业化最优效率技术水平对应的排放因子为基础，计算出对应于各电网的火电排放

因子；最后，用此火电排放因子再乘以火电在该电网新增的20%容量中的比重，结果

即为该电网的BM排放因子。此BM排放因子近似计算过程遵循了保守性原则。

具体步骤和公式如下：

子步骤5a，计算发电用固体、液体和气体燃料对应的CO2排放量在总排放量中的比

重。


（Rev.0.0 20130527-40/78）

ji

yjiCOyiyji

jCOALi

yjiCOyiyji

yCoalEFNCVF

EFNCVF

,

,,,,,,

,

,,,,,,

,

2

2

(16)

ji

yjiCOyiyji

jOILi

yjiCOyiyji

yOilEFNCVF

EFNCVF

,

,,,,,,

,

,,,,,,

,

2

2

(17)

ji

yjiCOyiyji

jGASi

yjiCOyiyji

yGasEFNCVF

EFNCVF

,

,,,,,,

,

,,,,,,

,

2

2

(18)

其中：

FCi,j,y = 为第j个省份在第y年的燃料i消耗量（质量或体积单位，其中固

定河液体燃料为吨，气体燃料为立方米）；

NCVi,j,y = 为燃料i在第y年的净热值（固体和液体燃料为GJ/t，气体燃料为

GJ/m3）；

EFCO2,I,j,y = 为燃料i的排放因子（tCO2/GJ）；

COAL OIL GAS = 为机组样本脚标；

y = 为可以获得的最近的发电量数据的年份。

子步骤5b，计算对应的火电排放因子。

, , , , , , , , , ,Thermal y Coal y Coal Adv y Oil y Oil Adv y Gas y Gas Adv yEF EF EF EF (19)

其中EFCoal,Adv,y，EFOil,Adv,y和EFGas,Adv,y分别对应于商业化最优有效率的燃煤、燃油和燃

气发电技术所对应的排放因子。具体参数及其计算参见国家发改委公布的《2014中国

区域电网基准线排放因子》。

子步骤5c，计算电网的容量边际排放因子EFgrid,BM,y :

,

, , ,

,

Thermal y

grid BM y Thermal y

Total y

CAPEF EF

CAP

(20)

其中：

CAPTotal,y为超过现有容量20%的新增容量，CAPThermal,y为新增火电容量。

根据计算得：EFgrid,BM,y = 0.5537 tCO2/MWh

步骤6：计算组合边际排放因子（EFgrid,CM,y）

组合边际排放因子是电量边际OM和容量边际BM的加权平均：


（Rev.0.0 20130527-41/78）

EFgrid,CM,y = ωOM×EFgrid,OM,y+ωBM×EFgrid,BM,y (21)

其中ωOM和ωBM的权重各为50%。

EFgrid,CM,y =1.1281×50% +0.5537×50%= 0.8409 tCO2/MWh (22)

3.8.3 泄漏

鉴于该项目基准线情景不包括热能利用，泄漏的算式如下：

LEy = LEo,y (23)

其中：

LEy = y年泄漏排放量（tCO2e）；

LEo,y = y年其他不确定情况产生的泄漏排放（tCO2e）。

该项目活动的泄漏不会由以下原因导致：

CCER 项目活动对煤碳产量的影响——该项目活动并非为影响进行中的产煤而设

计，瓦斯抽取和通风系统都是基准线情景的组成部分，所以没有来自于此的泄漏；

CCER 项目活动对煤价和市场动态的影响——根据方法学 CM-003-V02 回收煤层

气、煤矿瓦斯和通风瓦斯用于发电、动力、发电和/或通过火炬或无焰氧化分解（第

二版），该项目被认为事前对煤价和市场动态没有影响。

因此，LEy=0。

3.8.4 减排量

该项目活动在给定第 y年的减排量 ERy为基准线排放（BEy）减去项目排放（PEy）：

ERy=BEy-PEy-LEy (24)

式中：

ERy = 项目活动在第 y年的减排量（tCO2e）；

BEy = 第 y年的基准线排放（tCO2e）；

PEy = y年的项目排放（tCO2e）；

LEy = y年的泄漏排放（tCO2e）。

该项目的固定计入期 10年，2013 年 01月 01日- 2022年 12月 31日。预计计入

期年均减排量为 177,956 tCO2e，具体减排量计算如下表 16。

表 16 年度减排量计算结果


（Rev.0.0 20130527-42/78）

年份基准线排放

(tCO2e)

项目排放

(tCO2e)

泄漏

(tCO2e)

减排量

(tCO2e)

2013-01-01 至 2013-12-311 213,564 21,240 0 192,324

2014-01-01 至 2014-12-312 222,980 22,141 0 200,839

2015-01-01 至 2015-12-313 208,019 20,863 0 187,156

2016-01-01 至 2016-12-31 309,004 30,918 0 278,086

2017-01-01 至 2017-12-314 328,317 32,851 0 295,466

2018-01-01 至 2018-12-31 347,630 34,783 0 312,847

2019-01-01 至 2019-12-315 347,630 34,783 0 312,847

2020-01-01 至 2020-12-31 0 0 0 0

2021-01-01 至 2021-12-31 0 0 0 0

2022-01-01 至 2022-12-31 0 0 0 0

合计 1,977,145 197,580 0

1,779,565

计入期时间合计 10 年

计入期内年均值 197,714 19,758 0 177,956

通过针对涉及减排量计算参数以及计算过程的审定，CCSC 审定组确认项目设计文

件（第 04版）中计入期的减排量计算合理。

CCSC审定组将项目设计文件（第 04版）中减排量的整个计算过程，与所引用的

数据来源、备案方法学及相关工具进行交叉核对。根据所评审的信息，CCSC审定组确

认项目设计文件（第 04 版）中所使用的数据来源均正确引用和翻译，整个计算过程

完整且可复现，减排量计算结果合理且准确。

预先确定的参数和数据

根据《温室气体自愿减排项目审定与核证指南》中要求，就该项目减排量计算涉

及的数据和参数选择的审定过程及结果进行汇总。 CCSC审定组具体审定过程参见如

下表 17。

1 根据2013年实际发电量（33,267MW），实际气量（11,080,000 m3 CH4）估算

2 根据2014年实际发电量（35,104MW），实际产气量（11,550,000 m3 CH4）估算

3 根据2015年实际发电量（30,591MW），实际产气量（10,883,393 m3 CH4）估算

4 根据项目业主预计，将于2017年07月01日前按照剩余的1MW机组，并于2017年07月01日进行发电，因此2017年减排量前半

年根据根据8MW进行了预估，后半年根据9MW进行了预估。

5 项目与2010年01月01日正式发电，项目运行寿命为10年。因此到2020年时，项目将不产生减排量。


（Rev.0.0 20130527-43/78）

表 17 项目事先确定参数

参数参数取

值参数单位参数描述数据来源审定过程

CMMBL,i,y+

PMMBL,i,y

0 tCH4 y 年基准线

情景下收集、

利用和消除

的

CMM/PMM量

项目业主提供基准线情景下，消除的CMM/PMM在基准线情景下排空。

CCSC审定组通过现场访问与项目业主、CMM供应方七台河精煤（集团）

有限公司代表沟通确认，查阅《开发利用七台河精煤（集团）有限公

司煤矿瓦斯的协议书》，确认该项目建设前，CMM/PMM在基准线情景下

排空。因此，CCSC审定组确认该事前确定参数取值是适宜的。

EffELEC 99.5 % 在电厂中煤

矿瓦斯消除

的效率

根据方法学

CM-003-V02（第二

版），引自IPCC

CCSC审定组查阅方法学CM-003-V02 回收煤层气、煤矿瓦斯和通风瓦斯

用于发电、动力、发电和/或通过火炬或无焰氧化分解（第二版），确

认该数据取值源自于方法学确定数据。审定组确认项目设计文件中该

事前确定数据的引用是适宜的。

DCH4 0.00067 tCH4/m3 在正常温度

和压力下甲

烷的密度

IPCC参考值 CCSC审定组查阅《2006 年IPCC 国家温室气体清单指南》，确认项目设

计文件中该事前确定数据的引用是适宜的。

CEFCH4 2.75 tCO2e/tCH4 燃烧甲烷的

排放因子

根据方法学

CM-003-V02（第二

版）

CCSC审定组查阅方法学CM-003-V02 回收煤层气、煤矿瓦斯和通风瓦斯

用于发电、动力、发电和/或通过火炬或无焰氧化分解（第二版），确

认项目设计文件中该事前确定数据的引用是适宜的。

GWPCH4 25（2013

年后）

无单位量

纲

甲烷的全球

变暖潜势

CM-003-V02（第二

版）

CCSC审定组查阅了CM-003-V02 回收煤层气、煤矿瓦斯和通风瓦斯用于

发电、动力、发电和/或通过火炬或无焰氧化分解（第二版），并进一

步查阅IPCC 第四次评估报告，确认项目设计文件中该事前确定数据的

引用是适宜的。

EFELEC 0.8409 tCO2/MWh 东北区域电

网CO2基准线

排放因子

国家发改委发布的

《2014中国区域电

网基准线排放因子》

CCSC审定组查阅中国清洁发展机制网公布的《2014中国区域电网基准

线排放因子》，确认项目设计文件中该事前确定数据的引用是适宜的。

EFgrid,OM,y 1.1281 tCO2/MWh 东北区域电国家发改委发布的 CCSC审定组查阅中国清洁发展机制网公布的《2014中国区域电网基准


（Rev.0.0 20130527-44/78）

网电量边际

CO2排放因子




EFgrid,BM,y 0.5537 tCO2/MWh 东北区域电

网容量边际

CO2排放因子

国家发改委发布的



CCSC审定组查阅中国清洁发展机制网公布的《2014中国区域电网基准


审定组通过文件审核，确定项目事先确定参数的数据源和假设是适宜的、计算是正确的、适用于项目活动，并且能保守地估算减排量。


（Rev.0.0 20130527-45/78）

3.9 监测计划

3.9.1 监测参数

根据备案方法学CM-003-V02 回收煤层气、煤矿瓦斯和通风瓦斯用于发电、动

力、发电和/或通过火炬或无焰氧化分解（第二版），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，如表18。

表 18 需要监测的参数

参数描述测量方法和程序与方法学的符合性

CONSELEC,PJ

收集、利用或

消除煤矿瓦

斯消耗的额

外电量（即下

网电量

现场消耗的额外电量将由

计量电表连续监测，并且每

月记录。相关的数据将在整

个计入期及其后两年内保

存。

CCSC审定组查阅该项目选择

的备案的方法学，确认该参

数满足方法学中的针对数据

来源“项目现场”和监测频

率“连续”的要求。

MMELEC

输送到电厂

的甲烷量

由现场实时监测并记录的

甲烷浓度、流量、压力、温

度及相应的甲烷密度（根据

IPCC）计算得出。相关的数

据将在整个计入期及其后

两年内保存。




来源“监测”和监测频率“连

续监测”的要求。

GENy

项目的上网

电量

将由计量电表持续监测，并

且每月记录。相关的数据将

在整个计入期及其后两年

内保存。




监测频率“连续”的要求。

CEFNMHC

燃烧的（各

种）NMHC 的

碳排放因子

每年对煤矿瓦斯进行监测

和分析，当 NMHC 体积在抽

取的煤矿瓦斯（CMM）体积

中大于 1%时，将需要考虑

各种 NMHC的碳排放因子。




“通过对收集的部分煤层气

进行定期成分分析来获得”

的要求。

PCCH4

抽取煤层气

中煤层气的

质量浓度，湿

基测量

实时监测并记录，相关的数


两年内保存。




来源“浓度计”和监测频率

“每小时/每天”的要求。

PCNMHC

抽采煤层气

中的 NMHC

浓度，湿基测

量


和分析，相关的数据将在整


存。




来源“浓度计”和监测频率

“每年”的要求。


（Rev.0.0 20130527-46/78）

上述内容已准确描述在项目设计文件（第 04版）B.7.1 部分，经 CCSC审定组

审定后确认其符合备案方法学 CM-003-V02 回收煤层气、煤矿瓦斯和通风瓦斯用于

发电、动力、发电和/或通过火炬或无焰氧化分解（第二版）的要求。

审定组发现项目设计文件（第 01 版）B.7.3部分（监测计划其它内容）中，

虽给出了监测仪表（流量计 F/T/P;甲烷浓度 C和 GENy以及 CONSELEC,PJ）的大致描述，

但基于该项目已运行 5年（2010年 01 月 05日并网发电），项目参与方需列表提供

四个矿区安装的各类仪表相应类型、精度，特别是各仪表的校准周期要求，因此，

提出不符合 2。

项目委托方提供了相关证据，并在更新后的项目设计文件中补充了说明，因此，

不符合 2 予以关闭，详见附件 2。

3.9.2 监测安排

审定组查看了该项目的监测计划并通过现场走访的方式，确认该项目制定 CCER

项目负责人，并同时设有监测人员和内审人员的监测管理机制。CCER项目负责人

由项目业主指定专人担任，并为项目监测制定了相应的工作手册；监测人员负责监

测数据的计量和存档；内审人员负责检查监测工作，核实相关的计算结果以及相关

CCER核证的相关工作。

该项目的监测系统示意图如下：

该项目监测仪表安装位置示意图如下图1所示：

图 1 监测系统示意图

CCSC审定组确认监测安排合理可信，且与已批准的方法学一致。

3.9.2 数据管理和质量控制

煤矿瓦斯抽

放站东北电网 CMM

F/T/P M 预处理

系统

发电

机组

C

M 电表，监测项目的上网电量和下网电量

流量计，监测煤矿瓦斯流量(含压力和温度传感器)

C 甲烷浓度计，监测甲烷浓度

煤矿瓦斯

电量

F/T/P

热力


（Rev.0.0 20130527-47/78）

关于监测计划的职责和权限已在项目设计文件（第 04版）B.7.3部分中。

表 19 监测仪表及 QA/QC汇总表

电站检测物设备名称型号精度

新立站

甲烷浓度矿用红外甲烷传感

器 GJG100H(B) 1.0%

流量 V 锥流量传感器 FFM61S300C10RFN2N 0.5级

压力压力变送器 PMC71-1AA1E1RAAAA ±0.05%

温度温度变送器 TR61-CBEA1CDSBG7A 0.02(℃)

电量

CONSELEC,PJ

GENy

电表精度均为 1.0。

安装需符合《电能计量装置技术管理规程》

(DL/T448-2000)。项目运行期间应定期校准以

保证准确性，校准频率需符合《电能计量装置

技术管理规程》(DL/T448-2000)，项目业主将

保存好校正记录以便日后的核证。

CEFNMHC

PCNMHC

外委

煤矿瓦斯中的非甲烷碳氢化合物将通过每年定

期抽样送往具有相关资质的当地单位进行化验

分析。项目业主将保存好仪表校验记录和非甲

烷碳氢化合物分析结果，与监测数据资料共同

保存，以便日后的核证。


新建站 1/

新建站 2

甲烷浓度 CH4分析仪 MGA3000 1.0%




电量

CONSELEC,PJ

GENy







CEFNMHC

PCNMHC

外委







新兴站

甲烷浓度 CH4分析仪 S3648-1 1.0%





（Rev.0.0 20130527-48/78）

电量

CONSELEC,PJ

GENy







CEFNMHC

PCNMHC

外委







桃山站

甲烷浓度 CH4分析仪 MGA3000 1.0%




电量

CONSELEC,PJ

GENy







CEFNMHC

PCNMHC

外委






综上所述，CCSC审定组确认项目设计文件（第 04版）中关于监测计划的描述

符合备案方法学的要求，清晰地描述了方法学规定的所有必需的参数，监测方式符

合方法学的要求，其设计具有可操作性，数据管理、质量保证和质量控制程序足以

保证项目活动产生的减排量能事后报告并且是可核证的。

3.10 环境影响

该项目的《环境影响评价表》于 2008 年 02月由七台河市环境保护科学研究所

完成，并于 2009 年 02 月 27 日获得七台河市环境保护局批复。批复指出，该项目

属国家产业政策鼓励项目，属于资源再利用、有力于污染减排的项目。报告表对项

目建设内容和项目所在区域周围的环境状况叙述清楚，对项目可能带来的环境问题

分析比较明确，提出的污染防治措施可行，评价可信，可以作为工程实施和环境管


（Rev.0.0 20130527-49/78）

理的依据。

在《环境影响评价表》中，针对每个可能造成的环境影响，都提出了具体的应

对措施。通过文件评审，审定组确认该项目导致的环境影响及其防治措施都已在项

目设计文件（第 04 版）中 D 部分写明，施工期的主要环境影响有噪声、废气、固

体废弃物和废水污染；运营期主要是废水、废气、固体废物和噪声及噪声等方面的。

该报告表通过了地方政府环境保护主管部门的评审并获得批准，因此报告中采取的

相应措施的正确性、合理性也得到了确认。

经过现场访问、文件评审以及与相关方访谈，CCSC 审定组确认通过采取《环

境影响评价表》中所描述的相关应对措施，该项目不会对当地环境产生重大的影响。

通过文件评审以及现场访问利益相关方，审定组确认项目参与方针对该项目的环境

影响进行了充分的分析和评价，符合国家相关政策。

3.11 利益相关方评价意见

为了收集关于该项目的公众意见，项目业主通过与相关方的非正式讨论、走访

附近就职员工等方式征求了利益相关方的意见。2008 年 11 月 20 日业主通过调查

问卷的形式收集了有关代表们对于该项目的意见。调查问卷一共发出 50 份，收回

50 份，通过查阅所有调查问卷，CCSC 审定组确认调查问卷发放人群性别、年龄和

职业比例以及受教育水平合理。利益相关方问卷调查答卷人统计如下表 20。

表 20利益相关方问卷调查答卷人的统计情况

分项数量（人）百分比（%）

性别男 26 52

女 24 48

文化程度初中及以下 19 38

高中 21 42

大专及以上 10 20

年龄 25以下 11 22

25~45 34 68

45~55 3 6

55以上 2 4

职业农民 32 64


（Rev.0.0 20130527-50/78）

职工 7 14

企业管理人员 3 6

公务员 2 4

未说明 6 12

具体调查结果如表 21所示：

表 21 利益相关方问卷调查答卷结果统计

序号分项态度和看法人数百分比（%）

1 对项目的了解情况

很了解 10 20

听说过 34 68

没听说过 6 12

2 对项目建设的态度

赞成 34 68

反对 0 0

不关心 16 31

3 该项目对环境的影

响（可多选）

无不利影响 21 42

空气污染 3 6

水污染 0 0

噪音污染 9 18

周围动植物 0 0

不了解 20 40

4 该项目建成运行是

否利大于弊

是 50 100

否 0 0

利弊差不多 0 0

5 是否愿意参与项目

建设或运行工作

愿意 22 44

不愿意 12 24

无所谓 16 32

6 该项目对个人和家

庭带来的影响

正面 4 8

不变 46 92

负面 0 0

7 该项目运行对煤矿

生产安全的影响

正面 6 12

无 44 88

负面 0 0


（Rev.0.0 20130527-51/78）

8

该项

目对

当地

带来

的影

响

就业

正面 50 100

不变 0 0

负面 0 0

经济

正面 47 94

不变 3 6

负面 0 0

电力

正面 50 100

不变 0 0

负面 0 0

9 其他

评价

变废为宝，越早运行越好

希望到项目业主公司工作

建议组织推广此类项目，向大众普及知识

本次调查表明， 88%受调查人员积极支持该项目的建设。

环境影响方面，42%的受访者认为项目不会产生任何的环境影响，40%的受访

者不清楚该项目是否会污染环境，少数几位受访者对噪声污染和空气污染有些担

忧。

对个人与家庭的影响，8%的受访者认可了该项目带来的正面影响，92%的受访

者没有感觉到明显的区别，没有人认为项目将对当地带来负面的影响。

根据对调查问卷的抽查和信息汇总，CCSC 审定组发现利益相关方的问题主要

集中在噪声和空气污染两方面，通过现场与项目业主和相关利益方的访谈，了解到

项目在建设和实施过程中针对这两方面的影响进行了积极的前期考虑和运行维护

措施。通过与利益相关方的确认，CCSC 审定组确认措施实施后的效果能够满足相

关利益方的预期。因此，CCSC 审定组确认项目业主针对以上问题所采取的相应考

虑获得了利益相关方的接受。

通过文件评审以及现场访问利益相关方，审定组确认该项目充分征求了利益相

关方的意见并在建设过程中得以考虑，符合国内自愿减排项目的相关要求。


（Rev.0.0 20130527-52/78）

4.审定结论

中国船级社质量认证公司受环保桥(上海)环境技术有限公司的委托，对“七台

河蓝天瓦斯发电有限责任公司瓦斯发电项目”进行了审定。审定的依据为《温室气

体自愿减排交易管理暂行办法》、《温室气体自愿减排项目审定与核证指南》、

CM-003-V02 回收煤层气、煤矿瓦斯和通风瓦斯用于发电、动力、发电和/或通过火

炬或无焰氧化分解（第二版）、UNFCCC 关于清洁发展机制项目的相关要求以及适

用的法律法规要求。

审定是基于项目设计文件对项目活动是否符合温室气体自愿减排项目相关要

求进行的独立、客观和公正的第三方评审。审定过程包括合同签订、审定准备、项

目设计文件公示、文件评审、现场访问、审定报告的编写和内部评审、审定报告的

交付共 7个步骤。中国船级社质量认证公司审定组严格按照审定依据和公司制定的

内部管理程序完成了对该项目的审定。审定组通过文件评审和现场访问等方式，共

提出了 2个不符合、4个澄清要求、无进一步行动要求。项目业主对审核发现进行

纠正或澄清，并对项目设计文件的相应内容进行了修改。审定组确认所有不符合和

澄清要求关闭后，完成了审定报告的编写并通过公司内部技术评审。

七台河蓝天瓦斯发电有限责任公司瓦斯发电项目，由七台河蓝天瓦斯发电有限

责任公司投资，于2009年05月17日开工建设。七台河蓝天瓦斯发电有限责任公司瓦

斯发电项目利用四个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。产生的电力并入东北区域电网。四个煤矿分别为新建矿、新兴矿、

新立矿和桃山矿。该项目是采用国家发展改革委备案的方法学CM-003-V02 回收煤

层气、煤矿瓦斯和通风瓦斯用于发电、动力、发电和/或通过火炬或无焰氧化分解

（第二版）开发的减排项目，属于第一类项目，项目类型为类型8，采矿/矿产品；

类型10，燃料的逸散性排放（固体燃料、石油和天然气）。经审定，中国船级社质

量认证公司认为该项目：

1) 满足《温室气体自愿减排项目审定与核证指南》中所述温室气体自愿减排

项目的资格条件；

2) 项目设计文件描述完整、清晰，符合温室气体自愿减排项目设计文件模板

（第 1.1 版）要求；

3) 符合经备案的方法学 CM-003-V02 回收煤层气、煤矿瓦斯和通风瓦斯用于


（Rev.0.0 20130527-53/78）

发电、动力、发电和/或通过火炬或无焰氧化分解（第二版）要求，且方法

学使用正确；

4) 项目边界确定合理；

5) 基准线识别准确；

6) 额外性论证合理；

7) 减排量计算合理；

8) 监测计划完整并符合方法学要求。

综上所述，中国船级社质量认证公司认为该项目符合国家发展和改革委员会关

于温室气体自愿减排项目的相关规定；审定范围内所要求的内容已全部覆盖。因此，

我公司推荐该项目备案为中国温室气体自愿减排项目，在固定计入期（2013 年 01

月 01 日- 2022 年 12 月 31 日）内预计总减排量为 1,779,565 tCO2e，预计年均减

排量为 177,956 tCO2e。


（Rev.0.0 20130527-54/78）

附件 1：审定清单

审定要求审定发现审定结论

1 项目合格性

1.1 项目与《温室气体自愿碳减排交易管理暂行

办法》第十三条的符合性

CCSC审定组查看了该项目的主要设备购买合同（2009 年 05月 06日），《项目开工令》（2009 年 05月

17 日）以及董事会决议（2008 年 09月 02日）/24/，确认项目采购设备合同的签署日期 2009 年 05月

06 日为该项目活动的最早实质性开始日期。在项目活动实质性开始日期（2009 年 05 月 06 日）前董事

会（2008 年 09月 02日）对项目的经济状况进行了充分的分析并决定考虑 CDM 作为项目的收入的补充，

因此业主在项目投资决策中认真考虑了减排机制带来的收入。项目采用经国家发改委备案的方法学

“CM-003-V02 回收煤层气、煤矿瓦斯和通风瓦斯用于发电、动力、发电和/或通过火炬或无焰氧化分解

（第二版）”开发的自愿减排项目。因此符合《温室气体自愿碳减排交易管理暂行办法》的第十三条规

定。

符合

1.2 审定委托方是否声明所审定的项目没有

在联合国清洁发展机制之外的其他国际国内减

排机制已经注册

审定组通过审阅《七台河蓝天瓦斯发电有限责任公司瓦斯发电项目声明》，委托方已声明所审定的项目

没有在任何国际国内减排机制已经注册。审定组进一步通过查阅清洁发展机制网和UNFCCC网站，发现七

台河蓝天瓦斯发电有限责任公司瓦斯发电项目获得国家发展和改革委员会批准作为CDM项目，但未注册成

为CDM项目的信息。

符合

2 项目设计文件

2.1 项目是否依据经过国家发展和改革委员

会批准的格式和指南编制

审定组确认该项目的项目设计文件是按照国家发展和改革委员会批准和发布的“中国温室气体自愿减排

项目设计文件表格（F-CCER-PDD）”第1.1版编制完成的。

符合

2.2 项目设计文件内容是否完整清晰七台河蓝天瓦斯发电有限责任公司瓦斯发电项目是煤矿瓦斯气发电项目，主要目的是：收集利用四个煤矿

（新建矿、新兴矿、新立矿和桃山矿）排空（基准线情景）的抽采瓦斯气,不包括煤层瓦斯（CBM）和通风

瓦斯（VAM）利用; 利用收集到的瓦斯进行发电并将电力输送到东北区域电网。

符合

3 项目描述


（Rev.0.0 20130527-55/78）

3.1 项目设计文件是否清楚地描述了项目活

动以使读者能够清楚的理解项目本质

项目设计文件中已经清楚地描述了该项目活动的目的、地址，所应用的技术，装机容量，项目建设进展

情况，额外性、年预计发电量以及产生的减排量等，能够让读者清楚地理解项目本质。

七台河蓝天瓦斯发电有限责任公司系七台河精煤（集团）有限责任公司为了开发煤层气发电项目独立

成立的子公司；七台河蓝天瓦斯发电有限责任公司独立结算。

该项目由七台河蓝天瓦斯发电有限责任公司投资建设，项目于2009年05月17日开工建设，CCSC审定组

通过现场走访，确认项目于2010年01月01日正式运行。

3.2 项目设计文件是否清楚地描述了项目活

动应用的主要技术和其执行情况

CCSC审定组通过评审瓦斯发电机组购买合同及现场走访查看设备铭牌，确认项目设计文件（第04版）

A.3部分中所列出的技术参数与项目安装设备的技术参数一致，是真实、准确的。具体技术参数列于表3：

表3 项目主要设备参数

参数数值

型号 500GF1-3PW






相数与接法 Y-O

数量（台） 11


生产厂家山东胜利油田动力机

械集团有限公司

参数数值

型号 500GFWd


电流（A） 57.3

电压（kV） 6.3

澄清要求2

符合


（Rev.0.0 20130527-56/78）


数量（台） 5


生产厂家淄博淄柴新能源有限

公司

澄清要求2

1、查并入七台河电网调度协议的签约时间为 2010年 01 月 05日，与项目设计文件（PDD）中提出的 2010

年 01月 01日已正式并网发电有冲突，项目参与方需要给出澄清说明；

2、桃山矿少安装两台发电机组的原因；

3、原计划所有机组均采用山东胜利油田动力机械集团有限公司的500GF1-3PW发电机组，而实际在新建矿

和新兴矿安装了淄柴的低浓度瓦斯发电机组。

项目委托方在更新后的项目设计文件中修改了项目发电时间，解释了少装发电机组的原因以及安装低浓

度瓦斯发电机组的原因。并提供了相应证据。澄清要求2关闭，详见附件2。

3.3 是否描述了项目活动的规模类型澄清要求1

项目设计文件A.3部分（项目活动及技术说明）中描述项目计划总装机容量为9MW（18台500kW发电机组），

但实际安装容量为8MW(16台500kW发电机组)。另外，安装的发动机部分是淄博柴油机总公司的煤层气

发电机。项目参与方需进一步说明每个电站的实际安装发电机组的种类和数量、以及技术参数。

项目委托方在修改后的项目设计文件中，已经根据实际情况在更新的项目设计文件中进行了详细说明。

并提供了相应证据。澄清要求1关闭，详见附件2。

澄清要求 1

符合

3.4 项目活动属于新建项目还是在现有项目上

实施

经现场访问并查看了该项目的可行性研究报告，确认该项目属于新建项目。符合

4 方法学选择

4.1 项目选用的基准线和监测方法学是否在

国家发展和改革委员会备案的新方法学

是，该项目使用在国家发展和改革委员会备案的新方法学《CM-003-V02 回收煤层气、煤矿瓦斯和通风瓦斯

用于发电、动力、发电和/或通过火炬或无焰氧化分解（第二版）》。

符合

4.2 方法学的适用条件是否得到满足该项目为瓦斯发电项目，满足方法学的适用条件。详见报告3.4部分。

方法学使用条件项目情景

符合


（Rev.0.0 20130527-57/78）

该方法学适用于下述任何一种项目活动：

利用地面钻井收集与采煤活动相关的煤层

气；

利用井下钻孔收集采前煤矿瓦斯；

利用采空区地面钻井、井下钻孔、瓦斯抽排

巷道或其他瓦斯（包括密封区瓦斯）收集技术，收集

采后煤矿瓦斯；

正常通风排放的通风瓦斯。

通过现场走访和访

谈，确认该项目活动包含

利用井下钻孔收集采前煤

矿瓦斯和利用采空区井下

钻孔、抽排巷道、抽取密

封区瓦斯等技术。

该项目不包括VAM和

CBM的收集和利用。

该方法学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，其基准线是煤层气部分

或全部释放到大气中，项目活动采用下述方法处理收集到

气体：

收集的煤层气通过燃烧消除；

收集的煤层气通过无焰氧化消除；

收集的煤层气通过生产电力、动力、热力方

式消除，由替代其他能源所产生的减排量可以考虑也

可以不作考虑；

考虑安全的原因，上述生产活动剩余的煤层

气仍需经稀释后排空；

项目活动收集的煤矿瓦斯和通风瓦斯应全

部利用或者全部消除，不能排空。


谈，确认该项目活动所涉

及的七台河蓝天瓦斯发电

有限责任公司的四个煤矿


矿和桃山矿）为现役煤矿，

其基准线为抽采的CMM全

部释放到大气中。该项目

活动收集的煤层气通过发

电方式消除产生减排量。

对于露天煤矿，方法学限制如下：

在项目开始前，煤矿必须有至少三年的生产

开采许可；

只有从开采区域内矿井事前抽取的

CBM/CMM 认为是符合计入的要求；


谈，确认七台河蓝天瓦斯

发电有限责任公司的四个

煤矿（新建矿、新兴矿、

新立矿和桃山矿）不属于


（Rev.0.0 20130527-58/78）

事前抽取 CBM/CMM 矿井年限可以计入到实

际开采时间或开采许可签发时间中比较晚的时间，但

是不能超过 10 年；

对于露天煤矿，抽取甲烷避免的排放只能计

入通过影响矿井带或分离应力带开采矿层的年份。

露天煤矿。

使用该方法学，项目参与方须拥有足够的数据供事前

预测煤矿瓦斯的需求量正如方法学基准线排放和泄漏部

分描述一样。

项目可行性研究报告

中，考虑煤矿生产情况、

瓦斯蕴藏量、瓦斯抽取情

况和瓦斯利用等因素，为

项目参与方提供了足够的

数据供事前预测煤矿瓦斯

的需求量。

该方法学适用于新煤矿和已有的煤矿。

七台河蓝天瓦斯发电

有限责任公司的四个煤矿


矿和桃山矿）是现有的煤

矿，开采活动正在进行。

该方法学不适用于以下项目活动：

收集废弃煤矿、退役煤矿的煤层气；

收集利用原始煤层气，例如从与采煤毫不相

干的煤层中抽取高浓度煤层气；

在采煤开始前，使用CO2或其他任何流体/

气体加大煤层气抽取量。


谈，确认该项目活动不具

备所列出的这些特征。

4.3 项目活动是否期望产生方法学规定以外的

减排量

通过审阅项目设计文件并现场检查，审定组未发现项目活动期望产生方法学规定以外的减排量。符合

4.4 是否需要向国家发展和改革委员会提出修

订或偏移

所采用的方法学完全适用该项目，不需要做修订或偏移。符合


（Rev.0.0 20130527-59/78）

5 项目边界确定

5.1 项目边界是否正确描述该项目边界的空间范围包括项目发电厂以及与该项目接入的东北区域电网相连的所有电厂。项目的边

界空间范围包括：

项目的边界空间范围包括：

该项目所安装和使用的CMM输送设备、发电厂设施；

该项目活动发电并网，替代东北区域电网同等电力。根据中国国家DNA对电网边界的划分，该项

目活动边界还包含与东北区域电网所连接的所有电厂。

为了确定项目活动排放种类，应包括以下排放源：

发电燃烧煤层气产生的CO2排放；

如果非甲烷碳氢化合物的体积浓度大于煤矿瓦斯1%时，非甲烷碳氢化合物（NMHC）燃烧排放的CO2；

由于项目活动从东北区域电网购电相应的CO2排放；

未燃煤层气逃逸排放。

为了确定基准线排放种类，应包括以下排放源：

项目情景将会收集的直接排空引起的CH4排放；

基准线情景中消除CMM产生的CO2排放

项目活动替代电能生产所产生的CO2排放。

煤矿瓦斯抽放泵站，作为保障煤矿生产安全必不可少的配置，但与该项目活动的存在与否没有必然联

系，因此该项目的投资分析和基准线计算都不涉及该部分。

符合

5.2 包括在项目边界内的拟议项目活动的物理

特征是否清楚地描述

通过查看该项目的《可行性研究报告》以及现场走访，审定组确认包括在项目边界内的该项目活动的物

理特征已经清楚地被描述，且符合方法学的要求。项目边界详细情况参见5.1部分描述。

符合

5.3 是否存在由项目活动引起的但未在方法学

中说明的排放源

不存在。符合

6 基准线识别

6.1 项目设计文件识别的项目基准线是否适宜根据方法学CM-003-V02 回收煤层气、煤矿瓦斯和通风瓦斯用于发电、动力、发电和/或通过火炬或无焰氧

化分解（第二版）的要求，该项目的基准线确认为“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”。CCSC审定组认为基准线情景的确定过程符合方法学CM-003-V02 回收煤层气、煤矿瓦斯

和通风瓦斯用于发电、动力、发电和/或通过火炬或无焰氧化分解（第二版）的要求。

符合


（Rev.0.0 20130527-60/78）

6.2 方法学中规定的识别的最合理的基准线情

景的步骤是否正确使用

序

号

情景组合 CMM的

抽采

CMM的处

理

能源产生组合的可行性

1 C+i+P1 采前和

采后抽

取

排空东北电网提供电

力

可行

2 C+i+P3 采前和

采后抽

取

排空煤矿瓦斯发电，

不做为CCER项目

实施

不可行，CMM排空与利用相矛

盾。

3 C+i+P4 采前和

采后抽

取

排空可在生能源发电可行


采后抽

取

用于并

网发电

东北电网提供电

力

不可行，发电上网与从网上用

电矛盾。


采后抽

取

用于并

网发电

煤矿瓦斯发电，

不做为CCER项目

实施

可行


采后抽

取

用于并

网发电

可在生能源发电不可行，并网发电与利用可再

生能源发电矛盾。

7 C+iv+P1 采前和

采后抽

取

用于自

备发电


力

不可行，自备发电与从网上用

电矛盾。

8 C+iv+P3 采前和用于自煤矿瓦斯发电，可行

不符合1

符合


（Rev.0.0 20130527-61/78）

采后抽

取

备发电不做为CCER项目

实施

9 C+iv+P4 采前和

采后抽

取

用于自

备发电

可在生能源发电不可行，自备发电与利用可再

生能源发电矛盾。

10 C+vi+P1 采前和

采后抽

取

进入煤

气管网


力

可行


采后抽

取

进入煤

气管网


不做为CCER项目

实施

不可行，煤气进入管网，与煤

气利用发电矛盾。


采后抽

取

进入煤

气管网

可在生能源发电可行

13 C+vii+P1 采前和

采后抽

取

i,

iii,iv,

vi 的可

能组和


力

13，14和15选项，以包含在

1-12情境中。不单独作为选项

讨论。


采后抽

取

i,

iii,iv,

vi 的可

能组和


不做为CCER项目

实施


采后抽

取

i,

iii,iv,

vi 的可

能组和

可在生能源发电

不符合1


（Rev.0.0 20130527-62/78）

1、项目设计文件第16页的情景8，应等同于情景5，而不是情景3；

2、项目设计文件第17页的情景12中，情景2和情景5，应改为情景3和情景10。

项目委托方在修改后的项目设计文件中，已经对描述不准确的地方进行了修改因此，不符合1关闭，详见

附件2。

6.3 是否所有的替代方案都被考虑到了，并且没

有合理的

替代方案被排除在外

可行的基准线情景

序

号

可能的基准

线选项

CMM的

抽采

CMM的处

理


1 C+i+P1 采前和

采后抽

取

排空东北电网提供电

力

项目实施前的实际状况

3 C+i+P4 采前和

采后抽

取

排空可在生能源发电由新建可再生能源发电提供

电力


采后抽

取

用于并

网发电


不做为CCER项目

实施

项目实施，但不做为CCER项

目的状况

8 C+iv+P3 采前和

采后抽

取

用于自

备发电


不做为CCER项目

实施

等同于情景5


采后抽

取

进入煤

气管网


力

由东北电网提供电力


采后抽

取

进入煤

气管网

可在生能源发电由新建可再生能源发电提供

电力

符合


（Rev.0.0 20130527-63/78）

情景1和情景5成为可行的基准线情景。

7 额外性

7.1 项目业主如何事先考虑减排机制的 CCSC审定组查看了该项目的主要设备购买合同（2009年05月06日），《项目开工令》（2009年05月

17日）以及董事会决议（2008年09月02日），确认项目采购设备合同的签署日期2009年05月06日为该项

目活动的最早实质性开始日期。在项目活动实质性开始日期（2009年05月06日）前董事会（2008年09月

02日）对项目的经济状况进行了充分的分析并决定考虑CDM作为项目的收入的补充，因此业主在项目投

资决策中认真考虑了减排机制带来的收入。

符合

7.2 用于支持额外性论证所有数据、基本原理、

假设、论证和文件是否是可靠和可信的

用于支持额外性论证的所有数据、基本原理、假设、论证和文件都已经在项目设计文件B.5部分进行描述。

通过检查这些数据、基本原理、假设、论证和文件，并且与审定组掌握的资料进行交叉验证，审定组确

定用于支持额外性论证所有数据、基本原理、假设、论证和文件是可靠和可信的。详见本报告3.7部分。

评审“投资分析”

（I）确定合适的投资分析方法

依据《额外性论证与评价工具》（第07.0.0版）选用了投资分析来论证该项目的额外性。有三个选型：

选项 I/简单成本分析法；选项 II/投资比较分析法；和选项 III/基准分析法。

（II）应用投资比较分析方法(选项II)

由于项目为改造项目，基准线情景是投资项目，所以项目采用投资比较分析法（选项II-适用于可选方

案也是投资项目的情形）。

（III）财务指标计算和比较

财务数据出自独立第三方山东胜动燃气发电工程设计咨询有限公司编写的《可行性研究报告》。CCSC

审定组查阅了采购合同和实际支出，对《可行性研究报告》给出的财务参数假定，进行了验证。该项目成

本包括原辅料、燃料及动力费、大修费、维护费、工资福利费及其它费用。

董事会将该项目开发为 CDM 项目(2008 年 09 月 02 日)，之后才正式项目的落实和实施（2009 年 05 月 17

日。5年后的 2014年 05月 15日签订 CCER咨询合同。

符合

7.3 项目设计文件是否识别了项目活动可信的

替代方案

审定组确认委托方已按照额外性论证与评价工具（第07.0.0版）的规定，对项目的可信替代方案已进行

了充分的识别。

符合

7.4 投资分析是否用于论证项目的额外性，如何澄清要求 3 澄清要求3


（Rev.0.0 20130527-64/78）

论证的该项目采用投资分析论证额外性。根据“额外性论证与评价工具（第 07.0.0版）”。

说明七台河精煤（集团）有限公司与七台河蓝天瓦斯发电有限责任公司的关系。并充分内说明在财务计算

中瓦斯费用（瓦斯价格和用量）作为成本费用的理由，同时提供客观证据。

项目委托方提供了相关证据，并在更新后的项目设计文件中补充了说明，因此，澄清要求3关闭，详见附

件2。

董事会将该项目开发为 CDM 项目(2008 年 09 月 02 日)，之后才正式项目的落实和实施（2009 年 05 月 17

日/21/。5年后的 2014年 05月 15日签订 CCER咨询合同。

澄清要求 4

项目于 2010年 01月 01日正式并网发电，至 2014年 05月 15日签署 CCER开发协议有 4年多的时间差距。

项目参与方需进一步说明在没有碳减排收益的情况下，项目如何克服收益差（低于基准收益率 10%）的障

碍，运行了 4年多。

此外项目参与方还应提供实际发生的财务参数以证明项目的额外性。如：

1、实际运行经济参数，如电价、实际投资、实际经营成本与可研报告中参数的对比；

2、2010-2014各年度的年度财务决算/审计结果。

项目委托方提供了相关证据，并在更新后的项目设计文件中补充了说明，因此，澄清要求4关闭，详见附

件2。

澄清要求4

符合

7.5 障碍分析是否用于论证项目的额外性，如何

论证的

未使用符合

7.6 申请项目是否属于普遍实践，如何论证的该项目的普遍性分析依据 CDM EB发布的“额外性论证与评价工具” （第07.0.0版）和“普遍性分析工

具”（第 04.0版）来论证。通过论证，确认该项目具有额外性。

符合

8 减排量计算

8.1 项目排放所采取的步骤和应用的计算公

式是否符合方法学，计算是否正确，所用到的参

数包括哪些

审定组确认该项目排放计算严格按照按照备案方法学CM-003-V02回收煤层气、煤矿瓦斯和通风瓦斯用于

发电、动力、发电和/或通过火炬或无焰氧化分解（第二版）进行，所涉及项目排放参数包括预先确定的

参数和数据（DCH4；CEFCH4；GWPCH4；EFgrid,OM,y；EFgrid,BM,y），以及需要监测的参数和数据（CONSELEC,PJ；MMELEC；

CEFNMHC；PCCH4；PCNMHC），项目排放计算过程正确。

符合


（Rev.0.0 20130527-65/78）

8.2 基准线排放所采取的步骤和应用的计算

公式是否符合方法学，计算是否正确，所用到的

参数包括哪些

审定组确认该项目排放计算严格按照按照备案方法学CM-003-V02回收煤层气、煤矿瓦斯和通风瓦斯用于

发电、动力、发电和/或通过火炬或无焰氧化分解（第二版）进行，所涉及项目排放参数包括预先确定的

参数和数据（CMMBL,i,y；PMMBL,i,y；GWPCH4；EFHEAT；EFgrid,OM,y；EFgrid,BM,y），以及需要监测的参数和数据（CONSELEC,PJ

MMHEAT HEATy GENy PCCH4），项目排放计算过程正确。

需要监测的参数

参数描述测量方法和程序与方法学的符合性

CONS

ELEC,PJ

收集、利用或消除煤

矿瓦斯消耗的额外电

量（即下网电量

现场消耗的额外电量将由

计量电表连续监测，并且每

月记录。相关的数据将在整


存。

CCSC审定组查阅该项目选

择的备案的方法学，确认

该参数满足方法学中的针

对数据来源“项目现场”

和监测频率“连续”的要

求。

MMELE

C

输送到电厂的甲烷量由现场实时监测并记录的

甲烷浓度、流量、压力、温

度及相应的甲烷密度（根据

IPCC）计算得出。相关的数


两年内保存。




对数据来源“监测”和监

测频率“连续监测”的要

求。

GENy

项目的上网电量

将由计量电表持续监测，并

且每月记录。相关的数据将

在整个计入期及其后两年

内保存。




对数据监测频率“连续”

的要求。

CEFNM

HC

燃烧的（各种）NMHC

的碳排放因子


和分析，当 NMHC 体积在抽



符合


（Rev.0.0 20130527-66/78）

取的煤矿瓦斯（CMM）体积

中大于 1%时，将需要考虑各

种 NMHC的碳排放因子。


对数据 “通过对收集的部

分煤层气进行定期成分分

析来获得”的要求。

PCCH4

抽取煤层气中煤层气

的质量浓度，湿基测

量

实时监测并记录，相关的数


两年内保存。




对数据来源“浓度计”和

监测频率“每小时/每天”

的要求。

PCNMH

C

抽采煤层气中的

NMHC浓度，湿基测量


和分析，相关的数据将在整


存。




对数据来源“浓度计”和

监测频率“每年”的要求。

8.3 泄漏所采取的步骤和应用的计算公式

是否符合方法学，计算是否正确，所用到的参

数包括哪些

审定组确认该项目不涉及项目泄露，因此泄露为零。符合

8.4 哪些数据和参数在项目活动的整个计入

期内事先确定并保持不变，这些数据和参数的

数据源和假设是否是适宜的、计算是否是正确

的

在项目减排量计算过程中，在项目活动的整个计入期内事先确定并保持不变的参数为：CMMBL,i,y；PMMBL,i,y；

DCH4；CEFCH4；GWPCH4；EFELEC；EFgrid,OM,y；EFgrid,BM,y，审定组通过审阅项目设计文件及相关的证明资料，确认计

算所采用数据和参数的数据源和假设适宜、计算结果正确。

符合

8.5 哪些数据和参数在项目活动实施过程中

将被监测，这些数据和参数的预先估计是否是合

理的

在项目减排量计算过程中，在项目活动实施过程中将被监测的数据为CONSELEC,PJ；MMELEC；GENy；CEFNMHC；PCCH4；

PCNMHC。审定组通过审阅项目设计文件及相关的证明资料，审定组确认这些数据预估值合理，详见本报告

3.9部分。

符合

8.6 减排量的计入期采用的方式是可更新的，该项目减排量选择的是10年固定计入期。符合


（Rev.0.0 20130527-67/78）

还是固定的

9 监测计划

9.1 项目设计文件是否包括一个完整的监测计

划

不符合2

项目设计文件B.7.3部分（监测计划其它内容）中，虽给出了监测仪表（流量计F/T/P;甲烷浓度C和GENy

以及CONSELEC,PJ）的大致描述，但基于该项目已运行5年（2010年01月05日并网发电），项目参与方需列

表提供四个矿区安装的各类仪表相应类型、精度，特别是各仪表的校准周期要求。

项目委托方提供了相关证据，并在更新后的项目设计文件中补充了说明，因此，不符合2关闭，详见附件

2。

除了上述微小问题外，审定组确认项目设计文件中包括一个完整的监测计划，即包括了监测参数、执行

监测计划的组织结构、监测系统图、监测设备的维护和校准、监测数据的收集过程以及监测数据的管理

系统等内容。

不符合2

符合

9.2 监测计划中是否包含了所有需要监测的

参数，参数的描述是否正确

该项目活动实施过程中监测的参数包括在CONSELEC,PJ；MMELEC；GENy；CEFNMHC；PCCH4；PCNMHC。审定组确认这些

监测参数的描述正确合理，详见本报告3.9部分。

符合

9.3 各个参数的监测方法是否具有可操作性，

是否符合方法学的要求，监测设备的校准和精度

是否符合要求

通过评审项目设计文件和审定组现场访问，确认各个参数的监测方法具有可操作性且符合方法学的要求，

各仪器仪表按照按照国家相关法律法规进行定期校验，符合相关行业标准和方法学的要求。

符合

9.4 项目是否设计了合理的 QA/QC 程序确

保项目产生的减排量能事后报告并是可核证的

如项目设计文件中所描述的，项目设计了包括合理的QA/QC程序和数据管理系统足以确保项目产生的减排

量能事后报告并是可核证的。

符合

10 环评影响

10.1 根据相关法规和政策，该项目是否要求做

环境影响评价

是，根据国家环境保护法的要求，该项目需要进行环境影响评价。符合

10.2 如果该项目要求做环境影响评价，项目业

主是否提供了环境影响评价的相关文件

该项目的环境影响评价表于2008年02月由七台河市环境保护科学研究所完成，并2009年02月27日获得七

台河市环境保护局对环评的批复。所有相关文件已经提交给审定组。

符合

10.3 在项目设计文件中，是否对项目的环境影

响做了简要描述，该项目是否有负面的环境影响

项目设计文件D.1部分根据环境影响评价表的内容对该项目的环境影响做了简要描述，审定组查阅了利益

相关方调查问卷，通过与项目业主确认项目实施和运营维护过程中采取的环保措施，同时与利益相关方

符合


（Rev.0.0 20130527-68/78）

并且采取了相关减轻措施交流确认，项目业主环保措施实施后的效果能够满足相关利益方的预期。CCSC审定组确认项目业主针对

以上问题所采取的相应考虑获得了利益相关方的接受。

10.4 该项目活动是否符合国家环境法规的要

求

是符合

11 利益相关方的评价意见

11.1 该项目活动是否已经征询了利益相关方的

意见

是，项目业主于2008年11月20日进行了利益相关方调查。符合

11.2 该项目在收集利益相关方意见的过程中采

取了哪些方式

项目业主通过访附近居民并进行讨论等方式征求了利益相关方的意见，并采用了问卷调查方式记录并汇

总了所调查的利益相关方意见。

符合

11.3 项目设计文件中是否对征询利益相关方意

见的过程和结果做了总结

是，项目设计文件中对收到的利益相关方的调查结果进行了汇总。

在项目设计文件E部分，发放50份项目调查表，回收率为100%.

符合

11.4 业主是否对收到的利益相关方意见给予了

相应的考虑

通过文件评审以及现场访问利益相关方，审定组确认利益相关方没有对该项目提出明显的负面意见，均

表示支持该项目建设。在当地环保部门管理及监督下，该项目对当地环境及居民生活产生的影响可以被

有效地控制或避免。因此，根据这些意见无需对项目计划进行改动。

符合


（Rev.0.0 20130527-69/78）

附件 2：不符合、澄清要求及进一步行动要求清单

序号不符合、澄清要求及进一步行动要求项目业主原因分析及回复审定结论

不符

合1

1、项目设计文件第 16 页的情景 8，应等

同于情景 5，而不是情景 3；

2、项目设计文件第 17页的情景 12 中，情

景 2 和情景 5，应改为情景 3和情景 10。

已经在更新的项目设计文件中进行了更新，详见项目设计文

件。审定组对更新的项目设计文件进

行了审核，确认描述不准确的地

方都已改正，因此，不符合1 经

验证关闭。

不符

合 2 项目设计文件 B.7.3 部分（监测计划其它

内容）中，虽给出了监测仪表（流量计

F/T/P;甲烷浓度 C和 GENy以及 CONSELEC,PJ）

的大致描述，但基于该项目已运行 5 年

（2010 年 01 月日并网发电），项目参与

方需列表提供四个矿区安装的各类仪表相

应类型、精度，特别是各仪表的校准周期

要求。

已经根据实际情况在更新的项目设计文件中进行了更新，项

目共设有四个矿区，安装五套监测仪表系统，具体信息如下：


新立站

甲烷浓

度

矿用红外甲

烷传感器 GJG100H(B) 1.0%

流量 V 锥流量传感

器 FFM61S300C10RFN2N 0.5 级




新建站

1

甲烷浓

度 CH4分析仪 MGA3000 1.0%




审定组对更新后的项目设计文件

进行了审核，并通过现场观察，

确认四个矿区的五套监测仪表系

统的监测参数准确，更新后的项

目设计文件描述符合实际情况。

因此，不符合2 经验证关闭。


（Rev.0.0 20130527-70/78）



新建站

2

甲烷浓







新兴站

甲烷浓

度甲烷分析仪 S3648-1 1.0%






桃山站

甲烷浓






项目的电量均有精度为 1.0的电表进行连续监测。


（Rev.0.0 20130527-71/78）

监测系统中的各个监测仪表将根据国家相关规定进行校验。

澄清

要求

1

项目设计文件 A.3 部分（项目活动及技术

说明）中描述项目计划总装机容量为 9MW

（18 台 500kW发电机组），但实际安装容

量为 8MW(16台500kW发电机组)。另外，安

装的发动机部分是淄博柴油机总公司的煤

层气发电机。项目参与方需进一步说明每

个电站的实际安装发电机组的种类和数

量、以及技术参数。

该项目计划安装 18 台 500kW 的发电机组，实际已经安装了

16台 500kW的发电机组（其中山东胜动机械公司 11台，淄

博柴油机总公司 5台）；分别为桃山矿 2台 500kW（山东胜

动），新立矿 6台 500kW（山东胜动），新建矿 5 台（山东

胜动：3台；淄博柴油机：2台）500kW和新兴矿 3 台 500kW

（淄博柴油机）。其中机组参数分别如下：

参数数值

型号 500GF1-3PW






相数与接法 Y-O

数量（台） 11


生产厂家山东胜利油田动力

机械集团有限公司

参数数值

型号 500GFWd


已经根据实际情况在更新的项目

设计文件中进行了详细说明。并

提供了相应证据。澄清要求1 经验证关闭。


（Rev.0.0 20130527-72/78）

电流（A） 57.3

电压（kV） 6.3


数量（台） 5


生产厂家淄博淄柴新能源有

限公司

澄清

要求

2

1、查并入七台河电网调度协议的签约时间

为 2010 年 01 月 05 日，与项目设计文件

（PDD）中提出的 2010 年 01 月 01 日已正

式并网发电有冲突，项目参与方需要给出

澄清说明；

2、桃山矿少安装两台发电机组的原因；

3、原计划所有机组均采用山东胜利油田动

力机械集团有限公司的 500GF1-3PW 发电

机组，而实际在新建矿和新兴矿安装了淄

柴的低浓度瓦斯发电机组。

1、项目虽然于 2010 年 01 月 01 日正式发电，但与电网的

协议签署时间为 2010 年 01 月 05 日，因此项目正式并网发

电时间为 2010年 01 月 05日。但业主选择 2013年 01月 01

日作为计入期开始时间。由于计入期开始时间的变更，项目

的减排量也产生了变化。

2、项目安装的机组数量和位置均与可行性研究报告中不完

全相符合，这是项目业主根据项目矿区实际产气量进行的调

整。由于矿区产气量达不到或者超过了预期的估算，因此项

目安装的机组数量和位置均与可行性研究报告中预估不完

全一致。

3、项目原计划采用山东胜动机械公司的 500GF1-3PW 发电

机组，但在实际安装建设过程中还采用了淄博淄柴新能源有

限公司的发电机组；淄博淄柴新能源有限公司的发电机组装

机与 500GF1-3PW 发电机组的参数一致。因此发电机组性质

并没有实际改变。

1 计入期开始时间为2013年01月

01日，符合实际情况；

2 项目业主根据项目矿区实际产

气量调整安装的机组数量是切实

可行的；

3 经查淄博淄柴新能源有限公司

的发电机组装机与项目原计划采

用的山东胜动机械公司的

500GF1-3PW发电机组发电机组的

参数一致。

澄清要求2 经验证关闭。

澄清

要求

3

介绍七台河精煤（集团）有限责任公司与

七台河蓝天瓦斯发电有限责任公司的关

系。并充分内说明在财务计算中瓦斯费用

七台河蓝天瓦斯发电有限责任公司系七台河精煤（集团）有

限责任公司为了开发煤层气发电项目独立成立的子公司；七

台河蓝天瓦斯发电有限责任公司独立结算。

1 证实七台河蓝天瓦斯发电有限

责任公司系七台河精煤（集团）

有限责任公司为了开发煤层气发


（Rev.0.0 20130527-73/78）

（瓦斯价格和用量）作为成本费用的理由，

同时客观证据。

根据煤层气使用协议，项目瓦斯气价格为 0.2元/立方米。

瓦斯用量请见 2010 年至 2014年发电情况统计表。

上述材料都已经提供。

电项目独立成立的子公司，但在

财务上是独立结算；

2 提供的煤层气使用协议，证实

瓦斯气价格为0.2元/立方米；

澄清要求3 经验证关闭。澄清

要求

4

董事会将该项目开发为 CDM 项目(2008 年

09月 02日)，之后才正式项目的落实和实

施（2009 年 05 月 17 日。5 年后的 2014

年 05 月 15日签订 CCER咨询合同。

项目于 2010年 01月 01日正式并网发电，

至 2014 年 05 月 15 日签署 CCER 开发协议

有 4 年多的时间差距。项目参与方需进一

步说明在没有碳减排收益的情况下，项目

如何克服收益差（低于基准收益率 10%）

的障碍，运行了 4年多。

此外项目参与方还应提供实际发生的财务

参数以证明项目的额外性。如：

1、实际运行经济参数，如电价、实际

投资、实际经营成本与可研报告中

参数的对比；

2、 2010-2014 各年度的年度财务决

算/审计结果。

本项目可行性研究报告（2008年 03月）对本项目的情况作

了分析，认为本项目符合申请 CDM的要求；为了改善项目收

益率，业主于 2008年 09月召开公司会议，决定进行 CDM减

排机制项目申请以获得额外的资金支持，并于 2008 年 10月

13 日正式与 CDM 买家签订了 ERPA（减排量购买协议），并

于 2009 年 07 月 15 日获得了国家发展改革和委员会的清洁

发展机制批准函。

但由于项目的开发迟迟没有进展，2011 年 04 月 25 日项目

业主召开会议，决定终止与 CDM买家的 ERPA；2012 年 01月

05日，项目业主再次召开会议，确认项目的 ERPA 已经终止，

并决定继续寻找机构将项目开发为 CDM项目；

2011 年 10 月 29 日，国家发展改革委正式发布了《关于开

展碳排放权交易试点工作的通知》，批准北京市、天津市、

上海市、重庆市、湖北省、广东省及深圳市开展碳排放权交

易试点。2012年 06 月 13日，国家发展改革委正式印发《温

室气体自愿减排交易管理暂行办法》，这为国内温室气体自

愿减排项目产生的减排量进行交易提供了政策和机制保障。

随着五市两省碳交易试点方案的陆续出台，国内温室气体自

愿减排项目产生的减排量均被允许用于冲抵一定比例的碳

配额，这为国内温室气体自愿减排量提供了交易的条件和市

场。

1 参与方提供了2010年01月01日

正式并网发电至2014年05月15日

签署CCER开发协议之间的其他证

据，如2011年04月25日项目业主

召开会议，决定终止与CDM买家的

ERPA；2012年01月05日，项目业

主再次召开会议，确认项目的

ERPA已经终止，并决定继续寻找

机构将项目开发为CDM项目。能够

说明项目业主一直在寻求外部资

金的帮助。 2 提供了2012年国富浩华会计师

事务所（Crowe Horwath China

Certified Public Accountants,

LLP）的审计报告，给出了2011

和2012年的实际经营成本。实际经营成本（元）

（16台发电机组）

2011 15,592,107.78

2012 12,098,495.72


（Rev.0.0 20130527-74/78）

在获悉这些信息后，业主于 2013 年 12 月 20 日召开了公司

会议，决定寻找开发机构，将项目开发为国内自愿减排项目

（CCER）；并于 2014 年 05 月 15 日签署了咨询合同，启动

了项目 CCER 的开发。综上所述，项目业主事前认真考虑了

碳减排收益对项目投资的影响，并在碳减排收益的支持下决

定投资本项目。项目业主一直在寻求碳收益，增强项目的经

济性。

项目的经济性分析中的各个参数如下：

电价：项目的电价是根据可行性研究报告中的取值为 0.52

元/千瓦时，与项目的现行电价一致，已提供发票和结算单

论证项目现行电价。

实际经营成本：项目可行性研究报告中项目的年经营成本为

14,460,707元。经查阅项目 2012年的审计报告，可知，本

项目 2012年的实际经营成本为 12,098,495.72元，2011年

的实际经营成本为 15,592,107.78 元。考虑到项目实际只安

装了 16台机组（计划安装 18台），如果考虑该因素后，2012

年的经营成本接近可行性研究报告中的取值，2011 年则超

过了可行性研究报告中的取值。

实际投资：根据黑龙江利丰资产评估有限公司于 2012 年 07

月 22 日出具的七台河蓝天瓦斯发电有限责任公司资产评估

报告书中非流动资产账面价值为 6,276.43 万元，大于项目

可行性研究报告中的数值。

2011和2012的实际经营成本是16

台机组机组的实际经营成本。如

考虑项目计划安装18台机组，则

2011年度的年运行成本已超出了

可行性研究报告中的数值；2012

年的年度的年运行成本非常接近

可行性研究报告中的数值。

黑龙江利丰资产评估有限公司

2012年年07月22日给出的七台河

蓝天瓦斯发电有限责任公司资产

评估报告中的机器设备

（4,757.48万元）与房屋建筑物

（ 1,518.95 万元）之和为

6,276.43万元，大于项目可行性

研究报告中的静态总投资额

（5,934.68万元）。

澄清要求4 经验证关闭。


（Rev.0.0 20130527-75/78）

附件 3：参考文件清单

/1/ 项目设计文件（第 01版，2015 年 10月 28日）

/2/ 项目设计文件 (第 03版) 2016 年 03月 05日

/3/ 项目设计文件（第 04版，2016 年 06月 07日）

/4/ 项目减排量计算表

/5/ 项目内部收益率计算表

/6/ 环境影响评价表，七台河市环境保护科学研究所编写，2008年 02月

/7/ 环境影响评价表批复，七台河市环境保护局，七环函[2009]25号，

2009年 02月 27日

/8/ 可行性研究报告，山东胜动燃气发电工程设计咨询有限公司编写，

2008年 03月

/9/ 项目备案确认，七台河市发展和改革委员会，七发改工业备案[2009]1

号，2009 年 03月 10日

/10/ 中国气候变化信息网，煤层气利用

http://www.ccchina.gov.cn/Detail.aspx?newsId=28827&TId=63

/11/ 中华人民共和国国家发展和改革委员会，《国家发展改革委关于调整东

北电网电价的通知》(发改价格[2009]2920号) 2009 年 11月 18日

/12/ 黑龙江省国家税务局发票，收取七台河蓝天瓦斯发电有限责任公司电

费，单价 0.52元/kWh (含税), 2010-2015

/13/ 七台河蓝天瓦斯发电有限责任公司与七台河电业局并网调度协议，

2010年 01月 05日

/14/ 七台河蓝天瓦斯发电有限责任公司营业执照，有效期 2008年 11月 17

日到 2028 年 11月 16日

/15/ 七台河蓝天瓦斯发电有限责任公司和山东胜利油田动力机械集团有限

公司，桃山站低浓度瓦斯发电机组采购合同，2009 年 05月 06日

/16/ 山东胜动动力机械销售有限公司与七台河蓝天瓦斯发电有限责任公

司，500GF1-3PW发电机组技术协议，2009年

/17/ 开发利用龙煤七台河分公司煤矿瓦斯的协议书

/18/ 龙煤七台河分公司与七台河蓝天瓦斯发电有限责任公司，煤层气使用

协议，2009年 12月 16日

/19/ 煤层气发票，龙煤七台河分公司

/20/ 企业信息查询：http://gsxt.saic.gov.cn/

/21/ 项目开工令，七台河市鼎盛建设监理有限公司，2009 年 05月 17日


（Rev.0.0 20130527-76/78）

/22/ 国家发展和改革委员会，LoA, 同意黑龙江七台河蓝天瓦斯发电有限责

任公司瓦斯发电项目作为清洁发展机制项目的批复，2009年 07月 15日

/23/ 七台河蓝天瓦斯发电有限责任公司瓦斯发电项目声明，2015年 12月 30

日

/24/ 七台河蓝天瓦斯发电有限责任公司董事会决议，2008 年 09月 02日

/25/ 与 CDM 买家（Carbon Capital Management, Inc. Japan）签订 ERPA, 2008

年 10月 13日

/26/ 与 CDM 买家（Carbon Capital Management, Inc. Japan）终止 ERPA协

议的决定， 2011年 04月 25 日

/27/ 董事会关于继续申报 CDM项目的决议，2012年 01月 05日

/28/ 董事会关于暂停申报 CDM项目，转而申请 CCER项目的决议，2013年 12

月 20日

/29/ 七台河蓝天瓦斯发电有限责任公司和环保桥(上海)环境技术有限公

司，CCER 开发合作协议，2014 年 05月 15日

/30/ 发电机组铭牌照片

/31/ 淄博淄柴新能源有限公司, 设备质量证明书

/32/ 监测设备仪表照片

/33/ 项目电气一次系统图

/34/ 七台河市七台河蓝天瓦斯发电有限责任公司新建矿、新兴矿、新立

矿、桃山矿气体检测报告，2008 年 11月 06日

/35/ 公众调查表，2008年 11月 20 日

/36/ 七台河蓝天瓦斯发电有限责任公司股权构成说明

/37/ 国富浩华会计师事务所（Crowe Horwath China Certified Public

Accountants, LLP）关于七台河蓝天瓦斯发电有限责任公司 2102年度

财务报表之审计报告

/38/ 七台河蓝天瓦斯发电有限责任公司，2010-2014年年度煤层气量和发电

量统计

/39/ 黑龙江龙煤七台河矿业有限责任公司（电力部），售电发票，2015年

07月 31 日

/40/ 黑龙江利丰资产评估有限公司，七台河蓝天瓦斯发电有限责任公司资

产评估报告书，2012年 07月 22日

/41/ 固定资产投资项目节能评估和审查暂行办法

/42/ 电力工程技术改造项目经济评价暂行办法

/43/ 中华人民共和国企业所得税法


（Rev.0.0 20130527-77/78）

/44/ 中华人民共和国企业所得税法实施条例

/45/ 中华人民共和国增值税暂行条例

/46/ 中华人民共和国城市维护建设税暂行条例

/47/ 征收教育费附加的暂行规定

/48/ 关于统一地方教育附加政策有关问题的通知

/49/ 国家发展改革委印发关于利用煤层气(煤矿瓦斯)发电工作实施意见的

通知（发改能源[2007]721号）

/50/ 国家发展改革委关于印发可再生能源发电价格和费用分摊管理试行办

法的通知（发改价格[2006]7 号）

/51/ 《财政部关于煤层气 (瓦斯 )开发利用补贴的实施意见》

/52/ 《煤矿安全规程》

http://www.chinasafety.gov.cn/newpage/Contents/Channel_5330/2

010/0126/83595/content_83595.htm

http://www.chinasafety.gov.cn/files/2005-03/17/F_a40852441d81

4e24b7e26265bd0053a6_mkaqgc-all(wszt).doc

/53/ 煤层气利用：

http://www.ccchina.gov.cn/Detail.aspx?newsId=28827&TId=63

/54/ 国务院办公厅关于严格禁止违规建设 13.5万千瓦及以下火电机组的通

知

http://www.gov.cn/gongbao/content/2002/content_61480.htm

/55/ Global Methane International Coal Mine Methane Projects Database:

http://www2.ergweb.com/cmm/projects/ProjectFind.aspx

/56/ 中国清洁发展机制网

http://cdm.ccchina.gov.cn/

/57/ UNFCCC 网站信息：

http://cdm.unfccc.int/

/58/ CM-003-V02 回收煤层气、煤矿瓦斯和通风瓦斯用于发电、动力、发电

和/或通过火炬或无焰氧化分解（第二版）

/59/ 额外性论证与评价工具 (第 07.0.0 版)

/60/ 普遍性分析工具”（第 03.1 版）

/61/ 电力系统排放因子计算工具（第 05.0版）

/62/ 投资分析工具（第 06.0版）

/63/ 《化石燃料燃烧计算项目或泄漏 CO2排放的工具》（第 02版）

http://www.chinasafety.gov.cn/newpage/Contents/Channel_5330/2010/0126/83595/content_83595.htm

http://www.chinasafety.gov.cn/newpage/Contents/Channel_5330/2010/0126/83595/content_83595.htm

http://cdm.unfccc.int/


（Rev.0.0 20130527-78/78）

/64/ 《电力消耗导致的基准线、项目和/或泄漏排放计算和电量监测工具》

（第 02版）

/65/ 《燃烧项目排放工具》（第 02.0.0版）

/66/ 温室气体自愿减排交易管理暂行办法

/67/ 温室气体自愿减排项目审定与核证指南

/68/ 2014 中国区域电网基准线排放因子

http://cdm.ccchina.gov.cn/Detail.aspx?newsId=41386&TId=3

/69/ 2006 年 IPCC 国家温室气体清单指南

/70/ 电能计量装置技术管理规程（DL/T448-2000）

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七台河蓝天瓦斯发电有限责任公司瓦 斯发电项目审定 …...格式：CCERP0306R01 （Rev.0.0 20130527-2/78） 审定项目 名称：七台河蓝天瓦斯发电有限责任公司瓦斯发电项目

七台河蓝天瓦斯发电有限责任公司瓦斯发电项目审定 …...格式：CCERP0306R01 （Rev.0.0 20130527-2/78）审定项目名称：七台河蓝天瓦斯发电有限责任公司瓦斯发电项目