CN112396262A - 余热利用自愿减排项目可行性评估方法及装置 - Google Patents
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Abstract
本发明公开了余热利用自愿减排项目可行性评估方法及装置，其中所述方法包括：构建包括有多个废能使用替代方案和多个热力生产替代方案的替代方案库数据库，以及，包括多个全投资内部收益率计算模型和多个资本金内部收益率计算模型的收益模型库；构建基准线情景，所述预选基准线情景的数量包括一个以上；计算各基准线情景下的项目减排量；计算各基准线情景下的经济效益；通过判断内部收益率、基准收益率和经济效益值是否符合预设规则确定目标自愿减排项目是否成立。本发明可以提高对于自愿减排项目认定结果判断的确定性，减少项目投资失败和项目亏损的几率。
Description
技术领域
本发明涉及石化设备领域，特别是涉及余热利用自愿减排项目可行性评估方法及装置。
背景技术
清洁发展机制(Clean Development Mechanism，CDM)的核心是允许发达国家和发展中国家进行项目级的减排量抵销额的转让与获得，由于发达国家减排温室气体的成本是发展中国家的几倍甚至几十倍。发达国家通过在发展中国家实施具有温室气体减排效果的项目，把项目所产生的温室气体减少的排放量作为履行京都议定书所规定的一部分义务。一方面，对发达国家而言，给予其一些履约的灵活性，使其得以较低成本履行义务；另一方面，对发展中国家而言，协助发达国家能够利用减排成本低的优势从发达国家获得资金和技术，促进其可持续发展；对世界而言，可以使全球在实现共同减排目标的前提下，减少总的减排成本。
CDM中规定，对温室气体减排项目的核查由基准线方法学和监测方法学两部分组成，为温室气体项目及其产生的减排效果提供了标准的量化、监测和报告方式。参照CDM的规则和方法，中国建立了国内自愿减排交易的规则和市场。中国的自愿减排机制规定了自愿减排项目的审定和核查。它包括确定减排项目的基准线情景、减排项目活动的额外性及对项目活动进行监测、量化和报告的原则和要求，提供了进行温室气体项目审定和核查的基础
在评价实际减排项目的减排效果时，与减排项目进行排放比较的对象是一种假想的情形，即假定该减排项目不存在时出现的基准线情景。为了使减排结果是可信的且未被高估，有必要证实对基准线情景的规定符合，尤其是符合保守性和准确性原则；此外，减排项目的运行需要额外的资金支持，减排项目的额外性对于自愿减排项目的认定也很重要。
充分利用工业生产装置的余热进行工业和民用的供热是目前正在大力推广的减排节能技术，也是目前自愿减排项目实施的重要部分，发明人经过研究发现，由于现有技术中减排项目核查的原则和要求仅包括各种温室气体减排项目的通用框架，缺少标准化的核算和判定，因此，减排项目的业主在实施自愿减排性的精确依据不足，从而容易造成项目的投资失败，建成后项目亏损的情况，进而也就降低了投资者对于余热回收利用相关项目的投入热情。
发明内容
针对现有技术的不足，本发明提供余热利用自愿减排项目可行性评估方法及装置。本发明可以提高对于自愿减排项目认定结果判断的确定性，减少项目投资失败和项目亏损的几率。
本发明提供一种余热利用自愿减排项目可行性评估方法，包括：
S11、构建数据库，所述数据库包括有多个废能使用替代方案和多个热力生产替代方案的替代方案库，以及，包括多个全投资内部收益率计算模型和多个资本金内部收益率计算模型的收益模型库；
S12、构建基准线情景，包括：针对目标自愿减排项目，从所述替代方案库中确定的属于本地普遍情景且属于法律法规所允许的替代方案为预选替代方案；根据所述预选替代方案中的废能使用替代方案和热力生产替代方案，构建所述目标自愿减排项目的预选基准线情景；所述预选基准线情景的数量包括一个以上；
S13、计算各基准线情景下的项目减排量，包括：根据第一排放量计算模型计算每个所述预选基准线情景时的余热排放量；根据第二排放量计算模型计算在所述目标自愿减排项目情景时的余热排放量；根据每个所述预选基准线情景时的余热排放量和所述目标自愿减排项目情景时的余热排放量的差值，获取所述目标自愿减排项目在各预选基准线情景时的项目减排量；
S14、计算各基准线情景下的经济效益，包括：根据各预选基准线情景分别从所述收益模型库中确定额外性评估模型所需的全投资内部收益率计算模型和资本金内部收益率计算模型，并根据所述额外性评估模型计算所述目标自愿减排项目各预选基准线情景时的项目基准收益率；根据预设的经济效益判断模型计算所述目标自愿减排项目各预选基准线情景时的经济效益值；
S15、判断各基准线情景下的自愿减排项目是否成立，包括：通过判断所述内部收益率、所述基准收益率和所述经济效益值是否符合预设规则确定所述目标自愿减排项目是否成立。
优选的，本发明中，所述废能使用替代方案包括：废能作为能量源出售；废能得到收集，用于满足用户的能源需求；部分废能得到收集，并用于外部蒸汽生产，剩余部分被排空；部分废能得到收集，并用于外部电力生产，剩余部分被排空；部分废能得到收集，并用于外部机械能生产，剩余部分被排空；
所述热力生产替代方案包括：现场化石燃料燃烧直接供热；燃煤、燃油、燃气供热锅炉；可再生能源或者其它废能供热；特定热力生产技术；现场或者非现场现有的燃煤、燃油和燃气热电联产厂；现场或非现场现有的可再生能源热电厂；区域集中供热。
优选的，本发明中，所述从所述替代方案库中确定属于法律法规所允许的替代方案，包括：
S21、预设包括与环境相关的法律法规的法条数据库；
S22、确定所述替代方案的关键字，并根据所述关键字从所述法条数据库中获取所述替代方案的关联法条；
S23、对所述替代方案进行语义识别，并判断每个所述替代方案是否违反了所述关联法条中的任一法条。
优选的，本发明中，所述第一排放量计算模型包括用于外部蒸汽生产的热量计算模型，和，用于外部电力或机械能生产的热量计算模型；
所述用于外部蒸汽生产的热量计算模型包括：
部分用于外部电力或机械能生产的热量计算模型：
其中：
BETher，y为基准线情景的排放量，以tCO2计；
HGj，y为年度由项目活动供给接收设施j的净热量(焓)，以TJ计；
HGB，i，y为项目运行前三年部分利用识别的废能媒介生产的能量；
EFc，j，y为化石燃料单位热值含碳量，以C/TJ计；
δc，j，y为化石燃料燃烧过程中的碳氧化率，数值范围：90～100％；
ηfh，j，y为燃料生产蒸汽的效率，蒸汽的数值范围：80～92％；
ηfa，j，y为燃料发电或生产机械能的效率，发电的数值范围：7～45％；
优选的，本发明中，所述第二排放量计算模型包括：
PEy＝∑ECPJ，j，y×EFEL，j，y×(1+TDLj，y)+∑FCj，y×EFc，j，y×NCVj，y×δc，j，y×44/12；
其中，电网电力排放因子：
EFEL，j，y＝0.5×(EFOM，y+EFBM，y)；
自备电厂排放因子：
EFEL，j，y＝(∑n∑iFCn，i，t×NCVi，t×EFC，i，t×δc，j，y×44/12)/∑nEGn，t；
PEy为项目情景的排放量；
ECPJ，j，y为年度项目活动消耗的电量，以MWh计；
FCj，y为年度项目燃烧的燃料j的数量，以m3、t计；
NCVj，y：项目燃烧化石燃料的单位热值，以TJ/m3、TJ/t计；
EFc，j，y为项目燃烧化石燃料的单位热值含碳量，以C/TJ计；
EFOM，y为年度电网电量边际排放因子，数值范围：0.8～1.2tCO2/MWh；
EFBM，y为年度电网容量边际排放因子，数值范围：0.3～0.6tCO2/MWh；
TDLj，y为年度项目活动电网供电的线损率，数值范围：0～20％；
δc，j，y为项目使用化石燃料燃烧过程中的碳氧化率，数值范围：90～100％。
FCn，i，t：为年度自备电厂燃烧的类型i的化石燃料的量(质量或体积单位)；
NCVi，t：为年度自备电厂使用类型i化石燃料的平均净热值(GJ/质量)；
EFC，i，t：为年度自备电厂使用类型i化石燃料的平均C排放因子(tC/GJ)；
EGn，t：为年度自备电厂n的发电量(MWh)。
优选的，本发明中，所述全投资内部收益率计算模型包括：
Rt＝Mst/(η×NCV)×Pener×(1+Ry)+WC+C0×Rrv
Ct＝C0×(1+Rfm)+WC+CFuel+Cw+Cele+Ccm+Chuman×(1+Rfh)×(1+Rmanage)+Mst/(η×NCV)×Pener×(1+Ry)(Roperation+Rresource)+VAT×Rextrachange
VAT＝Mst/(η×NCV)×Pener×Ravt，st-C0×Ravt，equ-Cw×Ravt，w-Cfuel×Ravt，fuel-Cst×Ravt，st-Cele×Ravt，ele-Ccm×Ravt，cm
所述资本金内部收益率计算模型包括：
Rt＝Mst/(η×NCV)×Pener×(1+Ry)+WC+(C0+Cloan)×Rrv
Ct＝C0+WC+CFuel+Cw+Cele+Ccm+Chuman×(1+Rfh)×(1+Rmanage)+(C0+Cloan)×Rfm+Ms1/(η×NCV)×Pener×(1+Ry)×(Roperation+Rresource)+VAT×Rextrachange+Ai+Rtotal×Tincome
VAT＝Mst/(η×NCV)×Pener×Ravt，st-C0×Ravt，equ-Cw×Ravt，w-Cfuel×Ravt，fuel-Cele×Ravt，ele-Ccm×Ravt，cm
Ai＝Cloan(1+Rint×tinstruc)×(Rint×(1+Rint)^n)/((1+Rint)^n-1)
Rtotal＝Mst/(η×NCV)×Pener-VAT×Rextrachange-CFuel+Ccm-Chuman×(1+Rfh)×(1+Rmanage)-(C0+Cloan)×Rfm-Mst/(η×NCV)×Pener×(1+Ry)×(Roperation+Rresource)
其中，
IRR为内部收益率，以％计；
Rt为项目第t年的收益，以万元计；
Ct为项目第t年的成本，以万元计；
C0为项目投资资本金，以万元计；
Cloan为项目贷款金额，以万元计；
Mst为蒸汽热值，以TJ计；如果直接节省蒸汽，那么η数值为100％，如果节省了燃料，那么η为蒸汽发生装置相应的数值；
NCV为燃料净热值，以MJ/t计，蒸汽的数值为0.0024TJ/t；
η为蒸汽生产设备效率，数值范围：80～100％；
Pener为节省能源价格，以万元/m3或万元/t计；
Ry为年收益波动率，数值范围：0～50％；
WC为流动资金，以万元计；
CFuel为燃料动力费，以万元计；
Ccm为材料费，以万元计；
Cst为蒸汽成本，以万元计；
Cw为用水成本，以万元计；
Cele为用电成本，以万元计；
VAT为增值税，以万元计；
Chuman为人力工资成本，以万元计；
Rfh为员工福利费率，数值范围10～14％；
Rfm为设备设施维修费率，数值范围3～6.7％；
Roperation为营业费率，数值范围1～5％；
Rmanage为管理费率，数值范围10～75％；
Rrv为固定资产残值率，数值范围3～5％；
Rresource为资源税率，数值范围：0～3％；
Rextrachange为附加费率，数值范围：7％～13％；
Ravt，w为水增值税率，数值范围：6～13％；
Ravt，fuel为燃料增值税率，数值范围：11～13％；
Ravt，st为蒸汽增值税率，数值范围：11～13％；
Ravt，ele为电增值税率，数值范围：9～17％；
Ravt，cm为化工材料增值税率，数值范围：13～17％；
Ravt，equ为设备增值税率，数值范围：15～17％；
Tincome为所得税率，数值范围：10～25％；
TD为折旧年限，数值范围：5～20；
Rtotal为年度利润，以万元计；
Ai为每年的还本付息额，以万元计；
tinstruc为项目建设期时间，以年计；
n为贷款方要求的借款偿还年数，以年计；
Rint为贷款年利率。
优选的，本发明中，所述经济效益判断模型包括：
PER＝10×ER×Rinstruc×Pcarbon-Pconsul-Pvalid-Pverif×Nverif
其中经济效益参数集合包括：
PER为自愿减排项目的收益，以万元计；
ER为自愿减排项目的年减排量，以t计；
Rinstruc为建设项目的生产效率，数值范围：60～100％；
Pcarbon为碳价：0.002～0.01万元/tCO2；
Pvalid为自愿减排审定服务费用，数值范围：2-6万元；
Pverif为自愿减排量核证服务费用，数值范围：2-6万元；
Pconsul为自愿减排项目咨询服务费用，数值范围：0-10万元。
Nverif为减排量核证次数，数值范围2-10次。
优选的，本发明中，所述通过判断所述经济效益值是否符合预设规则确定所述目标自愿减排项目是否成立，包括：
PER>50万元，则目标自愿减排项目成立，PER≦50万元，则目标自愿减排项目不成立。
优选的，本发明中，所述特定热力生产技术包括：
热泵或太阳能。
在本发明的另一面，还提供了一种余热利用自愿减排项目可行性评估装置，包括：
数据库，包括有多个废能使用替代方案和多个热力生产替代方案的替代方案库，以及，包括多个全投资内部收益率计算模型和多个资本金内部收益率计算模型的收益模型库；
基准构建模块，用于构建基准线情景，包括：针对目标自愿减排项目，从所述替代方案库中确定的属于本地普遍情景且属于法律法规所允许的替代方案为预选替代方案；根据所述预选替代方案中的废能使用替代方案和热力生产替代方案，构建所述目标自愿减排项目的预选基准线情景；所述预选基准线情景的数量包括一个以上；
减排计算模块，用于计算各基准线情景下的项目减排量，包括：根据第一排放量计算模型计算每个所述预选基准线情景时的余热排放量；根据第二排放量计算模型计算在所述目标自愿减排项目情景时的余热排放量；根据每个所述预选基准线情景时的余热排放量和所述目标自愿减排项目情景时的余热排放量的差值，获取所述目标自愿减排项目在各预选基准线情景时的项目减排量；
效益计算模块，用于计算各基准线情景下的经济效益，包括：根据各预选基准线情景分别从所述收益模型库中确定额外性评估模型所需的全投资内部收益率计算模型和资本金内部收益率计算模型，并根据所述额外性评估模型计算所述目标自愿减排项目各预选基准线情景时的项目基准收益率；根据预设的经济效益判断模型计算所述目标自愿减排项目各预选基准线情景时的经济效益值；
判断模块，用于判断各基准线情景下的自愿减排项目是否成立，包括：通过判断所述内部收益率、所述基准收益率和所述经济效益值是否符合预设规则确定所述目标自愿减排项目是否成立。
有益效果
本发明中，首先构建了包括替代方案库和收益模型库的数据库；其中，替代方案库中包括了各种有可能用于余热利用自愿减排项目的废能使用替代方案和热力生产替代方案；收益模型库中包括了各种有可能用于余热利用自愿减排项目的全投资内部收益率计算模型和资本金内部收益率计算模型；在对某一自愿减排项目进行评估时，首先要根据目标自愿减排项目的实际所需进行筛选，从替代方案库选出属于本地普遍情景且属于法律法规所允许的替代方案为预选替代方案；然后根据预选替代方案中的放空甲烷替代方案和天然气基础设施替代方案，构建目标自愿减排项目的多个预选基准线情景；接着，通过计算每个预选基准线情景的项目减排量和项目基准收益率，进一步的得出目标自愿减排项目各预选基准线情景时的经济效益值；最后，通过分别判断各预选基准线情景的经济效益值是否包括符合预设规则，来确定目标自愿减排项目是否成立。
本发明通过获得多个预选基准线情景的方式，可以获得所有有可能的基准线情景；然后根据每个预选基准线情景进行目标自愿减排项目的内部收益率、基准收益率以及经济效益值的计算；这样，当目标自愿减排项目在每个预选基准线情景下的内部收益率、基准收益率以及经济效益值均符合预设规则时，可以确保自愿减排项目的基准线情景的符合对于自愿减排项目认定的相关规定，尤其是符合保守性和准确性原则。接着，本发明通过从收益模型库中的额外性评估模型来构建，可以明确对于额外性评估综合性和标准化的标准判定，从而有效的减少自愿减排项目额外性判断时的随意性。
由上可知，本发明通过减少可以提高对于自愿减排项目认定结果判断的确定性，减少项目投资失败和项目亏损的几率，进而也就提高了投资者对于余热回收利用相关项目的投入热情，有利于余热回收利用项目的发展和进步。
上述说明仅为本发明技术方案的概述，为了能够更清楚地了解本发明的技术手段并可依据说明书的内容予以实施，同时为了使本发明的上述和其他目的、技术特征以及优点更加易懂，以下列举一个或多个优选实施例，并配合附图详细说明如下。
附图说明
为了更清楚地说明本发明实施例或现有技术中的技术方案，下面将对实施例或现有技术描述中所需要使用的附图作简单地介绍，显而易见地，下面描述中的附图仅仅是本发明中记载的一些实施例，对于本领域技术人员来讲，在不付出创造性劳动的前提下，还可以根据这些附图获得其他的附图。
图1为本发明中所述余热利用自愿减排项目可行性评估方法的步骤示意图；
图2为本发明中所述余热利用自愿减排项目可行性评估装置的结构示意图。
具体实施方式
下面结合附图，对本发明的具体实施方式进行详细描述，但应当理解本发明的保护范围并不受具体实施方式的限制。
除非另有其他明确表示，否则在整个说明书和权利要求书中，术语“包括”或其变换如“包含”或“包括有”等等将被理解为包括所陈述的元件或组成部分，而并未排除其他元件或其他组成部分。
在本文中，术语“第一”、“第二”等是用以区别两个不同的元件或部位，并不是用以限定特定的位置或相对关系。换言之，在一些实施例中，术语“第一”、“第二”等也可以彼此互换。
为了提高对于自愿减排项目认定结果的判断的确定性，减少项目投资失败和项目亏损的几率，如图1所示，本发明提供一种余热利用自愿减排项目可行性评估方法，包括步骤：
S11、构建数据库，所述数据库包括有多个废能使用替代方案和多个热力生产替代方案的替代方案库，以及，包括多个全投资内部收益率计算模型和多个资本金内部收益率计算模型的收益模型库；
对于投资人来说，如果其实施的减排项目能够被认定为符合自愿减排项目的标准，将会为投资人带来收益；如果实施的减排项目被认定为不符合自愿减排项目的标准，则会造成投资人的损失；因此，通过对自愿减排项目进行可行性评估，可以为投资人的投资决策(是否投资实施某一减排项目)提供依据。
中国的自愿减排机制制定了自愿减排项目的审定和核查的相关规定；虽然在规定中包括了确定项目的基准线情景、项目活动的额外性及对项目活动进行监测、量化和报告的原则和要求；但是，现有技术中对于减排项目的具体的情况还缺少综合性和标准化的标准判定，以减少减排项目的基准线情景的设定以及额外性判断的随意性。也就是说，由于现有技术中投资方在对自愿减排项目进行可行性评估时存在很大的不确定性，从而造成自愿减排项目的业主在实施自愿减排性的依据不足，容易造成项目的投资失败和建成后项目出现亏损的情况。
在本发明实施例中，为了减少减排项目的基准线情景的设定以及额外性判断的随意性，首先预设了包括全部的废能使用替代方案和热力生产替代方案的替代方案库，以及，包括全部的全投资内部收益率计算模型和全部的资本金内部收益率计算模型的收益模型库。
在实际应用中，所述废能使用替代方案具体可以包括：
1，废能作为能量源出售；
2，废能得到收集，用于满足用户的能源需求；
3，部分废能得到收集，并用于外部蒸汽生产，剩余部分被排空；
4，部分废能得到收集，并用于外部电力生产，剩余部分被排空；
5，部分废能得到收集，并用于外部机械能生产，剩余部分被排空；
所述热力生产替代方案具体可以包括：
1，现场化石燃料燃烧直接供热；
2，燃煤、燃油、燃气供热锅炉；
3，可再生能源或者其它废能供热；
4，特定热力生产技术；具体来说，特定热力生产技术可以是热泵或太阳能。
5，现场或者非现场现有的燃煤、燃油和燃气热电联产厂；
6，现场或非现场现有的可再生能源热电厂；
7，区域集中供热。
所述全投资内部收益率计算模型包括：
Rt＝Mst/(η×NCV)×Pener×(1+Ry)+WC+C0×Rrv
Ct＝C0×(1+Rfm)+WC+CFuel+Cw+Cele+Ccm+Chuman×(1+Rfh)×(1+Rmanage)+Mst/(η×NCV)×Pener×(1+Ry)(Roperation+Rresource)+VAT×Rextrachange
VAT＝Mst/(η×NCV)×Pener×Ravt，st-C0×Ravt，equ-Cw×Ravt，w-Cfuel×Ravt，fuel-Cst×Ravt，st-Cele×Ravt，ele-Ccm×Ravt，cm
所述资本金内部收益率计算模型包括：
Rt＝Mst/(η×NCV)×Pener×(1+Ry)+WC+(C0+Cloan)×Rrv
Ct＝C0+WC+CFuel+Cw+Cele+Ccm+Chuman×(1+Rfh)×(1+Rmanage)+(C0+Cloan)×Rfm+Mst/(η×NCV)×Pener×(1+Ry)×(Roperation+Rresource)+VAT×Rextrachange+Ai+Rtotal×Tincome
VAT＝Mst/(η×NCV)×Pener×Ravt，st-C0×Ravt，equ-Cw×Ravt，w-Cfuel×Ravt，fuel-Cele×Ravt，ele-Ccm×Ravt，cm
Ai＝Cloan(1+Rint×tinstruc)×(Rint×(1+Rint)^n)/((1+Rint)^n-1)
Rtotal＝Mst/(η×NCV)×Pener-VAT×Rextrachange-CFuel+Ccm-Chuman×(1+Rfh)×(1+Rmanage)-(C0+Cloan)×Rfm-Mst/(η×NCV)×Pener×(1+Ry)×(Roperation+Rresource)
其中，
IRR为内部收益率，以％计；
Rt为项目第t年的收益，以万元计；
Ct为项目第t年的成本，以万元计；
C0为项目投资资本金，以万元计；
Cloan为项目贷款金额，以万元计；
Mst为蒸汽热值，以TJ计；如果直接节省蒸汽，那么η数值为100％，如果节省了燃料，那么η为蒸汽发生装置相应的数值；
NCV为燃料净热值，以MJ/t计，蒸汽的数值为0.0024TJ/t；
η为蒸汽生产设备效率，数值范围：80～100％；
Pener为节省能源价格，以万元/m3或万元/t计；
Ry为年收益波动率，数值范围：0～50％；
WC为流动资金，以万元计；
CFuel为燃料动力费，以万元计；
Ccm为材料费，以万元计；
Cst为蒸汽成本，以万元计；
Cw为用水成本，以万元计；
Cele为用电成本，以万元计；
VAT为增值税，以万元计；
Chuman为人力工资成本，以万元计；
Rfh为员工福利费率，数值范围10～14％；
Rfm为设备设施维修费率，数值范围3～6.7％；
Roperation为营业费率，数值范围1～5％；
Rmanage为管理费率，数值范围10～75％；
Rrv为固定资产残值率，数值范围3～5％；
Rresource为资源税率，数值范围：0～3％；
Rextrachange为附加费率，数值范围：7％～13％；
Ravt，w为水增值税率，数值范围：6～13％；
Ravt，fuel为燃料增值税率，数值范围：11～13％；
Ravt，st为蒸汽增值税率，数值范围：11～13％；
Ravt，ele为电增值税率，数值范围：9～17％；
Ravt，cm为化工材料增值税率，数值范围：13～17％；
Ravt，equ为设备增值税率，数值范围：15～17％；
Tincome为所得税率，数值范围：10～25％；
TD为折旧年限，数值范围：5～20；
Rtotal为年度利润，以万元计；
Ai为每年的还本付息额，以万元计；
tinstruc为项目建设期时间，以年计；
n为贷款方要求的借款偿还年数，以年计；
Rint为贷款年利率。
S12、构建基准线情景，包括：针对目标自愿减排项目，从所述替代方案库中确定的属于本地普遍情景且属于法律法规所允许的替代方案为预选替代方案；根据所述预选替代方案中的废能使用替代方案和热力生产替代方案，构建所述目标自愿减排项目的预选基准线情景；所述预选基准线情景的数量包括一个以上；
在预设了替代方案库和收益模型库后，当需要评估某一减排项目(即目标自愿减排项目)是否符合自愿减排项目时，可以针对该目标自愿减排项目从替代方案库和收益模型库中进行替代方案的确定；比如，在确定标自愿减排项目的替代方案时，要同时进行本地普遍情景的判定和法律法规的合规判定，具体来说，一方面，要判断哪些替代方案是属于本地普遍情景，另一方面，还要判断哪些替代方案数据法律法规所允许的替代方案，从而可以确定出该目标自愿减排项目预选替代方案；需要说明的是，预选替代方案中可以包括多个替代方案；比如，预选替代方案中可以包括一个以上的放空甲烷替代方案和一个以上的天然气基础设施替代方案。
在实际应用中，从替代方案库中确定属于法律法规所允许的替代方案，具体方法可以包括：
S21、预设包括与环境相关的法律法规的法条数据库；
在实际应用中，法条数据库中的与环境相关的法律法规，还需要根据现行法律法规的变化进行更新，如，加入新生效的法条和规定，删除失效的法条和规定，以及，更新法条和法规的生效区域等。
需要说明的是，本发明实施例中的与环境相关的法律法规，既包括国家制定的法条和规定，也包括各地区自行制定的有一定的管辖区域的规定和制度。
S22、确定替代方案的关键字，并根据关键字从法条数据库中获取替代方案的关联法条；
为了提高对替代方案合规判断的效率和效果，减少人工判断的遗漏，在本发明实施例中，还从替代方案的文案中设定了相应的关键字(关键字可以有多个)，从而可以根据关键字从法条数据库中获取替代方案的关联法条，进而获得所有有可能对替代方案产生影响的法条和规定。
S23、对替代方案进行语义识别，并判断每个替代方案是否违反了关联法条中的任一法条。
在本发明实施例中，还可以通过对替代方案进行语义识别，从而可以将关联法条中的每个法条和规定来与替代方案进行合规性判断。
此外，为了能够确保基准线情景符合自愿减排项目审核是关于保守性和准确性原则的需求，在本发明实施例中，根据预选替代方案中的废能使用替代方案和热力生产替代方案，构建出了所有有可能的预选基准线情景，也就是说，通过多个不同的废能使用替代方案和热力生产替代方案之间的组合，本发明实施例中的预选基准线情景不一定是一个，还有可能是多个。
S13、计算各基准线情景下的项目减排量，包括：根据第一排放量计算模型计算每个所述预选基准线情景时的余热排放量；根据第二排放量计算模型计算在所述目标自愿减排项目情景时的余热排放量；根据每个所述预选基准线情景时的余热排放量和所述目标自愿减排项目情景时的余热排放量的差值，获取所述目标自愿减排项目在各预选基准线情景时的项目减排量；
在本发明实施例中，可以依据每个预选基准线情景，分别进行项目减排量的计算；具体来说，包括第一排放量计算模型计算每个预选基准线情景时的余热排放量；根据第二排放量计算模型计算在目标自愿减排项目情景时的余热排放量；这样根据，每个所述预选基准线情景时的余热排放量和目标自愿减排项目情景时的余热排放量的差值，可以获取目标自愿减排项目在各预选基准线情景时的项目减排量。
在实际应用中，所述第一排放量计算模型包括用于外部蒸汽生产的热量计算模型，和，用于外部电力或机械能生产的热量计算模型；
所述用于外部蒸汽生产的热量计算模型包括：
用于外部电力或机械能生产的热量计算模型：
其中：
BETher，y为基准线情景的排放量，以tCO2计；
HGj，y为年度由项目活动供给接收设施j的净热量(焓)，以TJ计；
HGB，i，y为项目运行前三年部分利用识别的废能媒介生产的能量；
EFc，j，y为化石燃料单位热值含碳量，以C/TJ计；
δc，j，y为化石燃料燃烧过程中的碳氧化率，数值范围：90～100％；
ηfh，j，y为燃料生产蒸汽的效率，蒸汽的数值范围：80～92％；
ηfa，j，y为燃料发电或生产机械能的效率，发电的数值范围：7～45％；
表1中，给出了以y年的某一基准线情景下获得的各参数的数值为例，通过上述模型得出的该基准线情景年排放量的计算结果：
表1
核算后，基准线情景年排放量为12979.4tCO2。
接着，本发明实施例中的第二排放量计算模型(即目标自愿减排项目的余热排放量计算模型)具体可以包括：
PEy＝∑ECPJ，j，y×EFEL，j，y×(1+TDLj，y)+∑FCj，y×EFc，j，y×NCVj，y×δc，j，y×44/12；
其中，电网电力排放因子：
EFEL，j，y＝0.5×(EFOM，y+EFEM，y)；
自备电厂排放因子：
EFEL，j，y＝(∑n∑iFCn，i，t×NCVi，t×EFC，i，t×δc，j，y×44/12)/∑nEGn，t；
PEy为项目情景的排放量；
ECPJ，j，y为年度项目活动消耗的电量，以MWh计；
FCj，y为年度项目燃烧的燃料j的数量，以m3、t计；
NCVj，y：项目燃烧化石燃料的单位热值，以TJ/m3、TJ/t计；
EFc，j，y为项目燃烧化石燃料的单位热值含碳量，以C/TJ计；
EFOM，y为年度电网电量边际排放因子，数值范围：0.8～1.2tCO2/MWh；
EFBM，y为年度电网容量边际排放因子，数值范围：0.3～0.6tCO2/MWh；
TDLj，y为年度项目活动电网供电的线损率，数值范围：0～20％；
δc，j，y为项目使用化石燃料燃烧过程中的碳氧化率，数值范围：90～100％。
FCn，i，t：为年度自备电厂燃烧的类型i的化石燃料的量(质量或体积单位)；
NCVi，t：为年度自备电厂使用类型i化石燃料的平均净热值(GJ/质量)；
EFC，i，t：为年度自备电厂使用类型i化石燃料的平均C排放因子(tC/GJ)；
EGn，t：为年度自备电厂n的发电量(MWh)。
下面的表2中，给出了以y年的自愿减排项目中各参数的数值为例，通过上述模型得出的该自愿减排项目年排放量的计算结果：
表2
项目情景排放参数表
| 参数 | 描述 | 数值 | 单位 |
| EC<sub>PJ,j,y</sub> | 年消耗电量 | 604.8 | MWh |
| EF<sub>OM，y</sub> | 电量边际排放因子 | 0.9457 | tCO<sub>2</sub>/MWh |
| EF<sub>BM，y</sub> | 容量边际排放因子 | 0.3162 | tCO<sub>2</sub>/MWh |
| TDL | 供电的平均输电和配电损耗率 | 20 | ％ |
核算后，该自愿减排项目的年排放量为458tCO2。然后，通过差值计算可得，以表1中基准线情景为参考时，自愿减排项目的年减排量为12521.4tCO2。
接着，分别以各个基准线情景为参考，可以获得每个基准线情景下自愿减排项目的年减排量。
S14、计算各基准线情景下的经济效益，包括：根据各预选基准线情景分别从所述收益模型库中确定额外性评估模型所需的全投资内部收益率计算模型和资本金内部收益率计算模型，并根据所述额外性评估模型计算所述目标自愿减排项目各预选基准线情景时的项目基准收益率；根据预设的经济效益判断模型计算所述目标自愿减排项目各预选基准线情景时的经济效益值；
在计算目标自愿减排项目各预选基准线情景时的项目基准收益率时，首先要确定额外性评估模型所需的全投资内部收益率计算模型和资本金内部收益率计算模型，本发明实施例中的额外性评估模型中的全投资内部收益率计算模型和资本金内部收益率计算模型可以从收益模型库中确定，以避免额外性评估模型的不确定性。
所述全投资内部收益率计算模型包括：
Rt＝Mst/(η×NCV)×Pener×(1+Ry)+WC+C0×Rrv
Ct＝C0×(1+Rfm)+WC+CFuel+Cw+Cele+Ccm+Chuman×(1+Rfh)×(1+Rmanage)+Mst/(η×NCV)×Pener×(1+Ry)(Roperation+Rresource)+VAT×Rextrachange
VAT＝Mst/(η×NCV)×Pener×Ravt，st-C0×Ravt，equ-Cw×Ravt，w-Cfuel×Ravt，fuel-Cst×Ravt，st-Cele×Ravt，ele-Ccm×Ravt，cm
所述资本金内部收益率计算模型包括：
Rt＝Mst/(η×NCV)×Pener×(1+Ry)+WC+(C0+Cloan)×Rrv
Ct＝C0+WC+CFuel+Cw+Cele+Ccm+Chuman×(1+Rfh)×(1+Rmanage)+(C0+Cloan)×Rfm+Mst/(η×NCV)×Pener×(1+Ry)×(Roperation+Rresource)+VAT×Rextrachange+Ai+Rtotal×Tincome
VAT＝Mst/(η×NCV)×Pener×Ravt，st-C0×Ravt，equ-Cw×Ravt，w-Cfuel×Ravt，fuel-Cele×Ravt，ele-Ccm×Ravt，cm
Ai＝Cloan(1+Rint×tinstruc)×(Rint×(1+Rint)^n)/((1+Rint)^n-1)
Rtotal＝Mst/(η×NCV)×Pener-VAT×Rextrachange-CFuel+Ccm-Chuman×(1+Rfh)×(1+Rmanage)-(C0+Cloan)×Rfm-Mst/(η×NCV)×Pener×(1+Ry)×(Roperation+Rresource)
其中，
IRR为内部收益率，以％计；
Rt为项目第t年的收益，以万元计；
Ct为项目第t年的成本，以万元计；
C0为项目投资资本金，以万元计；
Cloan为项目贷款金额，以万元计；
Mst为蒸汽热值，以TJ计；如果直接节省蒸汽，那么η数值为100％，如果节省了燃料，那么η为蒸汽发生装置相应的数值；
NCV为燃料净热值，以MJ/t计，蒸汽的数值为0.0024TJ/t；
η为蒸汽生产设备效率，数值范围：80～100％；
Pener为节省能源价格，以万元/m3或万元/t计；
Ry为年收益波动率，数值范围：0～50％；
WC为流动资金，以万元计；
CFuel为燃料动力费，以万元计；
Ccm为材料费，以万元计；
Cst为蒸汽成本，以万元计；
Cw为用水成本，以万元计；
Cele为用电成本，以万元计；
VAT为增值税，以万元计；
Chuman为人力工资成本，以万元计；
Rfh为员工福利费率，数值范围10～14％；
Rfm为设备设施维修费率，数值范围3～6.7％；
Roperation为营业费率，数值范围1～5％；
Rmanage为管理费率，数值范围10～75％；
Rrv为固定资产残值率，数值范围3～5％；
Rresource为资源税率，数值范围：0～3％；
Rextrachange为附加费率，数值范围：7％～13％；
Ravt，w为水增值税率，数值范围：6～13％；
Ravt，fuel为燃料增值税率，数值范围：11～13％；
Ravt，st为蒸汽增值税率，数值范围：11～13％；
Ravt，ele为电增值税率，数值范围：9～17％；
Ravt，cm为化工材料增值税率，数值范围：13～17％；
Ravt，equ为设备增值税率，数值范围：15～17％；
Tincome为所得税率，数值范围：10～25％；
TD为折旧年限，数值范围：5～20；
Rtotal为年度利润，以万元计；
Ai为每年的还本付息额，以万元计；
tinstruc为项目建设期时间，以年计；
n为贷款方要求的借款偿还年数，以年计；
Rint为贷款年利率。
所述经济效益判断模型包括：
PER＝10×ER×Rinstruc×Pcarbon-Pconsul-Pvalid-Pverif×Nverif
其中经济效益参数集合包括：
PER为自愿减排项目的收益，以万元计；
ER为自愿减排项目的年减排量，以t计；
Rinstruc为建设项目的生产效率，数值范围：60～100％；
Pcarbon为碳价：0.002～0.01万元/tCO2；
Pvalid为自愿减排审定服务费用，数值范围：2-6万元；
Pverif为自愿减排量核证服务费用，数值范围：2-6万元；
Pconsul为自愿减排项目咨询服务费用，数值范围：0-10万元。
Nverif为减排量核证次数，数值范围2-10次。
S15、判断各基准线情景下的自愿减排项目是否成立，包括：通过判断所述内部收益率、所述基准收益率和所述经济效益值是否符合预设规则确定所述目标自愿减排项目是否成立。
在获得了目标自愿减排项目在每个预选基准线情景下的内部收益率、基准收益率和经济效益值后，就可以分别以每个预选基准线情景为基准线情景来进行自愿减排项目的评估了，即分别评估每个预选基准线情景下目标自愿减排项目是否成立。
在实际应用中，通过判断所述经济效益值是否符合预设规则确定所述目标自愿减排项目是否成立，可以包括：
PER＞50万元，则目标自愿减排项目成立，PER≤50万元，则目标自愿减排项目不成立。
此外，还包括，年收益波动率为30％的项目，如果其内部收益率≤基准收益率，则目标自愿减排项目可成立。年收益波动率为30％的项目，如果其内部收益率>基准收益率，则目标自愿减排项目不成立。
这样，当所有的每个预选基准线情景为基准线情景进行自愿减排项目的评估结果均为项目成立的时候，可以确定该目标自愿减排项目为成立；由此也可以看出，通过本发明实施例，包括了每个能够有可能作为基准线情景的情况并进行了相应的评估，从而使得本发明实施例中的评估能够符合对于自愿减排项目认定时保守性和准确性原则的要求。
项目额外性参数表
核算项目的财务内部收益率为12.74％。
项目投资来自项目业主的自有资金，为石油开采行业，逻辑判断项目基准收益率为石油行业的全投资税前基准收益率，为13％。
核算项目的财务内部收益率为12.74％，低于石化行业基准收益率13％，因此自愿减排项目成立。
自愿减排项目经济效益核算
PER＝10×ER×Rinstruc×Pcarbon–Pconsul-Pvalid-Pverif×Nverif
自愿减排项目经济效益参数表
| 参数 | 项目 | 数值 | 单位 |
| ER | 年减排量 | 12521.4 | 吨 |
| R<sub>instruc</sub> | 生产效率 | 60 | ％ |
| P<sub>carbon</sub> | 碳价 | 0.003 | 万元 |
| P<sub>consul</sub> | 项目咨询费 | 10 | 万元 |
| P<sub>valid</sub> | 项目审定费 | 5 | 万元 |
| P<sub>verif</sub> | 减排量核证费 | 5 | 万元 |
| N<sub>verif</sub> | 核证次数 | 3 | - |
核算项目的益率为195万元，高于50万元，因此自愿减排项目成立。
综上所述，本发明实施例首先构建了包括替代方案库和收益模型库的数据库；其中，替代方案库中包括了各种有可能用于余热利用自愿减排项目的废能使用替代方案和热力生产替代方案；收益模型库中包括了各种有可能用于余热利用自愿减排项目的全投资内部收益率计算模型和资本金内部收益率计算模型；在对某一自愿减排项目进行评估时，首先要根据目标自愿减排项目的实际所需进行筛选，从替代方案库选出属于本地普遍情景且属于法律法规所允许的替代方案为预选替代方案；然后根据预选替代方案中的放空甲烷替代方案和天然气基础设施替代方案，构建目标自愿减排项目的多个预选基准线情景；接着，通过计算每个预选基准线情景的项目减排量和项目基准收益率，进一步的得出目标自愿减排项目各预选基准线情景时的经济效益值；最后，通过分别判断各预选基准线情景的经济效益值是否包括符合预设规则，来确定目标自愿减排项目是否成立。
本发明通过获得多个预选基准线情景的方式，可以获得所有有可能的基准线情景；然后根据每个预选基准线情景进行目标自愿减排项目的内部收益率、基准收益率以及经济效益值的计算；这样，当目标自愿减排项目在每个预选基准线情景下的内部收益率、基准收益率以及经济效益值均符合预设规则时，可以确保自愿减排项目的基准线情景的符合对于自愿减排项目认定的相关规定，尤其是符合保守性和准确性原则。接着，本发明通过从收益模型库中的额外性评估模型来构建，可以明确对于额外性评估综合性和标准化的标准判定，从而有效的减少自愿减排项目额外性判断时的随意性。
由上可知，本发明通过减少可以提高对于自愿减排项目认定结果判断的确定性，减少项目投资失败和项目亏损的几率，进而也就提高了投资者对于余热回收利用相关项目的投入热情，有利于余热回收利用项目的发展和进步。
在本发明实施例的另一方面，还提供了一种余热利用自愿减排项目可行性评估装置，如图2所示，包括：
数据库01包括有多个废能使用替代方案和多个热力生产替代方案的替代方案库，以及，包括多个全投资内部收益率计算模型和多个资本金内部收益率计算模型的收益模型库；
基准构建模块02用于构建基准线情景，包括：针对目标自愿减排项目，从所述替代方案库中确定的属于本地普遍情景且属于法律法规所允许的替代方案为预选替代方案；根据所述预选替代方案中的废能使用替代方案和热力生产替代方案，构建所述目标自愿减排项目的预选基准线情景；所述预选基准线情景的数量包括一个以上；
减排计算模块03用于计算各基准线情景下的项目减排量，包括：根据第一排放量计算模型计算每个所述预选基准线情景时的余热排放量；根据第二排放量计算模型计算在所述目标自愿减排项目情景时的余热排放量；根据每个所述预选基准线情景时的余热排放量和所述目标自愿减排项目情景时的余热排放量的差值，获取所述目标自愿减排项目在各预选基准线情景时的项目减排量；
效益计算模块04用于计算各基准线情景下的经济效益，包括：根据各预选基准线情景分别从所述收益模型库中确定额外性评估模型所需的全投资内部收益率计算模型和资本金内部收益率计算模型，并根据所述额外性评估模型计算所述目标自愿减排项目各预选基准线情景时的项目基准收益率；根据预设的经济效益判断模型计算所述目标自愿减排项目各预选基准线情景时的经济效益值；
判断模块05，用于判断各基准线情景下的自愿减排项目是否成立，包括：通过判断所述内部收益率、所述基准收益率和所述经济效益值是否符合预设规则确定所述目标自愿减排项目是否成立。
由于本发明实施例中余热利用自愿减排项目可行性评估装置的工作原理和有益效果已经在实施例1中的余热利用自愿减排项目可行性评估方法中也进行了记载和说明，因此可以相互参照，在此就不再赘述。
需要说明的是，本发明实施例可以通过软件程序的方式来实现，即，通过编写用于实现图1所对应的余热利用自愿减排项目可行性评估方法中的各个步骤的软件程序(及指令集)，所述软件程序存储于存储器中，存储器设于计算机设备中，从而可以由计算机设备的处理器调用该软件程序以实现本发明实施例的目的。
在本发明所提供的几个实施例中，应该理解到，所揭露的系统，装置和方法，可以通过其它的方式实现。例如，以上所描述的装置实施例仅仅是示意性的，例如，所述单元的划分，仅仅为一种逻辑功能划分，实际实现时可以有另外的划分方式，例如多个单元或组件可以结合或者可以集成到另一个系统，或一些特征可以忽略，或不执行。另一点，所显示或讨论的相互之间的耦合或直接耦合或通信连接可以是通过一些接口，装置或单元的间接耦合或通信连接，可以是电性，机械或其它的形式。
所述作为分离部件说明的单元可以是或者也可以不是物理上分开的，作为单元显示的部件可以是或者也可以不是物理单元，即可以位于一个地方，或者也可以分布到多个网络单元上。可以根据实际的需要选择其中的部分或者全部单元来实现本实施例方案的目的。
另外，在本发明各个实施例中的各功能单元可以集成在一个处理单元中，也可以是各个单元单独物理存在，也可以两个或两个以上单元集成在一个单元中。上述集成的单元既可以采用硬件的形式实现，也可以采用软件功能单元的形式实现。
所述集成的单元如果以软件功能单元的形式实现并作为独立的产品销售或使用时，可以存储在一个计算机可读取存储介质中。基于这样的理解，本发明的技术方案本质上或者说对现有技术做出贡献的部分或者该技术方案的全部或部分可以以软件产品的形式体现出来，该计算机软件产品存储在一个存储器中，包括若干指令用以使得一台计算机设备(可以是个人计算机，服务器，或者网络设备等)执行本发明各个实施例所述方法的全部或部分步骤。而前述的存储器包括：U盘、移动硬盘、只读存储器(ROM，Read-Only Memory)、随机存取存储器(RAM，Random Access Memory)、ReRAM、MRAM、PCM、NAND Flash，NOR Flash，Memristor、磁碟或者光盘等各种可以存储程序代码的介质。
以上所述，以上实施例仅用以说明本发明的技术方案，而非对其限制；尽管参照前述实施例对本发明进行了详细的说明，本领域的技术人员应当理解：其依然可以对前述各实施例所记载的技术方案进行修改，或者对其中部分技术特征进行等同替换；而这些修改或者替换，并不使相应技术方案的本质脱离本发明各实施例技术方案的精神和范围。
Claims (10)
1.一种余热利用自愿减排项目可行性评估方法，其特征在于，包括：
S11、构建数据库，所述数据库包括有多个废能使用替代方案和多个热力生产替代方案的替代方案库，以及，包括多个全投资内部收益率计算模型和多个资本金内部收益率计算模型的收益模型库；
S12、构建基准线情景，包括：针对目标自愿减排项目，从所述替代方案库中确定的属于本地普遍情景且属于法律法规所允许的替代方案为预选替代方案；根据所述预选替代方案中的废能使用替代方案和热力生产替代方案，构建所述目标自愿减排项目的预选基准线情景；所述预选基准线情景的数量包括一个以上；
S13、计算各基准线情景下的项目减排量，包括：根据第一排放量计算模型计算每个所述预选基准线情景时的余热排放量；根据第二排放量计算模型计算在所述目标自愿减排项目情景时的余热排放量；根据每个所述预选基准线情景时的余热排放量和所述目标自愿减排项目情景时的余热排放量的差值，获取所述目标自愿减排项目在各预选基准线情景时的项目减排量；
S14、计算各基准线情景下的经济效益，包括：根据各预选基准线情景分别从所述收益模型库中确定额外性评估模型所需的全投资内部收益率计算模型和资本金内部收益率计算模型，并根据所述额外性评估模型计算所述目标自愿减排项目各预选基准线情景时的项目基准收益率；根据预设的经济效益判断模型计算所述目标自愿减排项目各预选基准线情景时的经济效益值；
S15、判断各基准线情景下的自愿减排项目是否成立，包括：通过判断所述内部收益率、所述基准收益率和所述经济效益值是否符合预设规则确定所述目标自愿减排项目是否成立。
2.根据权利要求1中所述余热利用自愿减排项目可行性评估方法，其特征在于，
所述废能使用替代方案包括：废能作为能量源出售；废能得到收集，用于满足用户的能源需求；部分废能得到收集，并用于外部蒸汽生产，剩余部分被排空；部分废能得到收集，并用于外部电力生产，剩余部分被排空；部分废能得到收集，并用于外部机械能生产，剩余部分被排空；
所述热力生产替代方案包括：现场化石燃料燃烧直接供热；燃煤、燃油、燃气供热锅炉；可再生能源或者其它废能供热；特定热力生产技术；现场或者非现场现有的燃煤、燃油和燃气热电联产厂；现场或非现场现有的可再生能源热电厂；区域集中供热。
3.根据权利要求1中所述余热利用自愿减排项目可行性评估方法，其特征在于，所述从所述替代方案库中确定属于法律法规所允许的替代方案，包括：
S21、预设包括与环境相关的法律法规的法条数据库；
S22、确定所述替代方案的关键字，并根据所述关键字从所述法条数据库中获取所述替代方案的关联法条；
S23、对所述替代方案进行语义识别，并判断每个所述替代方案是否违反了所述关联法条中的任一法条。
4.根据权利要求3中所述余热利用自愿减排项目可行性评估方法，其特征在于，所述第一排放量计算模型包括用于外部蒸汽生产的热量计算模型，和，用于外部电力或机械能生产的热量计算模型；
所述用于外部蒸汽生产的热量计算模型包括：
部分用于外部电力或机械能生产的热量计算模型包括：
其中：
BETher，y为基准线情景的排放量，以tCO2计；
HGj，y为年度由项目活动供给接收设施j的净热量(焓)，以TJ计；
HGB，i，y为项目运行前三年部分利用识别的废能媒介生产的能量；
EFc，j，y为化石燃料单位热值含碳量，以C/TJ计；
δc，j，y为化石燃料燃烧过程中的碳氧化率，数值范围：90～100％；
ηfh，j，y为燃料生产蒸汽的效率，蒸汽的数值范围：80～92％；
ηfa，j，y为燃料发电或生产机械能的效率，发电的数值范围：7～45％。
5.根据权利要求3中所述余热利用自愿减排项目可行性评估方法，其特征在于，所述第二排放量计算模型包括：
PEy＝∑ECPJ，j，y×EFEL，j，y×(1+TDLj，y)+∑FCj，y×EFc，j，y×NCVj,y×δc，j，y×44/12；
其中，电网电力排放因子：
EFEL，j，y＝0.5×(EFOM，y+EFBM，y)；
自备电厂排放因子：
EFEL，j，y＝(∑n∑iFCn，i，t×NCVi，t×EFC，i，t×δc，j，y×44/12)/∑nEGn，t；
FEy为项目情景的排放量；
ECPJ，j，y为年度项目活动消耗的电量，以MWh计；
FCj，y为年度项目燃烧的燃料j的数量，以m3、t计；
NCVj，y：项目燃烧化石燃料的单位热值，以TJ/m3、TJ/t计；
EFc，j，y为项目燃烧化石燃料的单位热值含碳量，以C/TJ计；
EFOM，y为年度电网电量边际排放因子，数值范围：0.8～1.2tCO2/MWh；
EFBM，y为年度电网容量边际排放因子，数值范围：0.3～0.6tCO2/MWh；
TDLj，y为年度项目活动电网供电的线损率，数值范围：0～20％；
δc，j，y为项目使用化石燃料燃烧过程中的碳氧化率，数值范围：90～100％；
FCn，i，t：为年度自备电厂燃烧的类型i的化石燃料的量(质量或体积单位)；
NCVi，t：为年度自备电厂使用类型i化石燃料的平均净热值(GJ/质量)；
EFC，i，t：为年度自备电厂使用类型i化石燃料的平均C排放因子(tC/GJ)；
EGn，t：为年度自备电厂n的发电量(MWh)。
6.根据权利要求4中所述余热利用自愿减排项目可行性评估方法，其特征在于，所述全投资内部收益率计算模型包括：
Rt＝Mst/(η×NCV)×Pener×(1+Ry)+WC+C0×Rrv
Ct＝C0×(1+Rfm)+WC+CFuel+Cw+Cele+Ccm+Chuman×(1+Rfh)×(1+Rmanage)+Mst/(η×NCV)×Pener×(1+Ry)(Roperation+Rresource)+VAT×Rextrachange
VAT＝Mst/(η×NCV)×Pener×Ravt，st-C0×Ravt，equ-Cw×Ravt，w-Cfuel×Ravt，fuel-Cst×Ravt，st-Cele×Ravt，ele-Ccm×Ravt，cm；
所述资本金内部收益率计算模型包括：
Rt＝Mst/(η×NCV)×Pener×(1+Ry)+WC+(C0+Cloan)×Rrv
Ct＝C0+WC+CFuel+Cw+Cele+Ccm+Chuman×(1+Rfh)×(1+Rmanage)+(C0+Cloan)×Rfm+Mst/(η×NCV)×Pener×(1+Ry)×(Roperation+Rresource)+VAT×Rextrachange+Ai+Rtotal×Tincome
VAT＝Mst/(η×NCV)×Pener×Ravt，st-C0×Ravt，equ-Cw×Ravt，w-Cfuel×Ravt，fuel-Cele×Ravt，ele-Ccm×Ravt，cm
Ai＝Cloan(1+Rint×tinstruc)×(Rint×(1+Rint)^n)/((1+Rint)^n-1)
Rtotal＝Mst/(η×NCV)×Pener–VAT×Rextrachange-CFuel+Ccm-Chuman×(1+Rfh)×(1+Rmanage)-(C0+Cloan)×Rfm-Mst/(η×NCV)×Pener×(1+Ry)×(Roperation+Rresource)；
其中，
IRR为内部收益率，以％计；
Rt为项目第t年的收益，以万元计；
Ct为项目第t年的成本，以万元计；
C0为项目投资资本金，以万元计；
Cloan为项目贷款金额，以万元计；
Mst为蒸汽热值，以TJ计；如果直接节省蒸汽，那么η数值为100％，如果节省了燃料，那么η为蒸汽发生装置相应的数值；
NCV为燃料净热值，以MJ/t计，蒸汽的数值为0.0024TJ/t；
η为蒸汽生产设备效率，数值范围：80～100％；
Pener为节省能源价格，以万元/m3或万元/t计；
Ry为年收益波动率，数值范围：0～50％；
WC为流动资金，以万元计；
CFuel为燃料动力费，以万元计；
Ccm为材料费，以万元计；
Cst为蒸汽成本，以万元计；
Cw为用水成本，以万元计；
Cele为用电成本，以万元计；
VAT为增值税，以万元计；
Chuman为人力工资成本，以万元计；
Rfh为员工福利费率，数值范围10～14％；
Rfm为设备设施维修费率，数值范围3～6.7％；
Roperation为营业费率，数值范围1～5％；
Rmanage为管理费率，数值范围10～75％；
Rrv为固定资产残值率，数值范围3～5％；
Rresource为资源税率，数值范围：0～3％；
Rextrachange为附加费率，数值范围：7％～13％；
Ravt，w为水增值税率，数值范围：6～13％；
Ravt，fuel为燃料增值税率，数值范围：11～13％；
Ravt，st为蒸汽增值税率，数值范围：11～13％；
Ravt，ele为电增值税率，数值范围：9～17％；
Ravt，cm为化工材料增值税率，数值范围：13～17％；
Ravt，equ为设备增值税率，数值范围：15～17％；
Tincome为所得税率，数值范围：10～25％；
TD为折旧年限，数值范围：5～20；
Rtotal为年度利润，以万元计；
Ai为每年的还本付息额，以万元计；
tinstrue为项目建设期时间，以年计；
n为贷款方要求的借款偿还年数，以年计；
Rint为贷款年利率。
7.根据权利要求1中所述余热利用自愿减排项目可行性评估方法，其特征在于，所述经济效益判断模型包括：
PER＝10×ER×Rinstruc×Pcarbon–Pconsul-Pvalid-Pverif×Nverif
其中经济效益参数集合包括：
PER为自愿减排项目的收益，以万元计；
ER为自愿减排项目的年减排量，以t计；
Rinstruc为建设项目的生产效率，数值范围：60～100％；
Pcarbon为碳价：0.002～0.01万元/tCO2；
Pvalid为自愿减排审定服务费用，数值范围：2-6万元；
Pverif为自愿减排量核证服务费用，数值范围：2-6万元；
Pconsul为自愿减排项目咨询服务费用，数值范围：0-10万元；
Nverif为减排量核证次数，数值范围2-10次。
8.根据权利要求7中所述余热利用自愿减排项目可行性评估方法，其特征在于，所述通过判断所述经济效益值是否符合预设规则确定所述目标自愿减排项目是否成立，包括：
PER>50万元，则目标自愿减排项目成立，PER≦50万元，则目标自愿减排项目不成立。
9.根据权利要求2中所述余热利用自愿减排项目可行性评估方法，其特征在于，所述特定热力生产技术包括：
热泵或太阳能。
10.一种余热利用自愿减排项目可行性评估装置，其特征在于，包括：
数据库，包括有多个废能使用替代方案和多个热力生产替代方案的替代方案库，以及，包括多个全投资内部收益率计算模型和多个资本金内部收益率计算模型的收益模型库；
基准构建模块，用于构建基准线情景，包括：针对目标自愿减排项目，从所述替代方案库中确定的属于本地普遍情景且属于法律法规所允许的替代方案为预选替代方案；根据所述预选替代方案中的废能使用替代方案和热力生产替代方案，构建所述目标自愿减排项目的预选基准线情景；所述预选基准线情景的数量包括一个以上；
减排计算模块，用于计算各基准线情景下的项目减排量，包括：根据第一排放量计算模型计算每个所述预选基准线情景时的余热排放量；根据第二排放量计算模型计算在所述目标自愿减排项目情景时的余热排放量；根据每个所述预选基准线情景时的余热排放量和所述目标自愿减排项目情景时的余热排放量的差值，获取所述目标自愿减排项目在各预选基准线情景时的项目减排量；
效益计算模块，用于计算各基准线情景下的经济效益，包括：根据各预选基准线情景分别从所述收益模型库中确定额外性评估模型所需的全投资内部收益率计算模型和资本金内部收益率计算模型，并根据所述额外性评估模型计算所述目标自愿减排项目各预选基准线情景时的项目基准收益率；根据预设的经济效益判断模型计算所述目标自愿减排项目各预选基准线情景时的经济效益值；
判断模块，用于判断各基准线情景下的自愿减排项目是否成立，包括：通过判断所述内部收益率、所述基准收益率和所述经济效益值是否符合预设规则确定所述目标自愿减排项目是否成立。
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