🌍 گزارش‌دهی کربن — فهرست انتشار GHG و برنامه کاهش مدل زنده

مبنا — مدل پشت اعداد

هر رابطه‌ای که شبیه‌ساز به کار می‌برد، با منبعش. ثابت‌هایی که به‌عنوان فرض علامت خورده‌اند کالیبراسیون‌های نمونه‌ای‌اند.

دامنه 1 — انتشار مستقیم از سوخت‌هایی که شرکت می‌سوزاند: فعالیت × ضریب انتشار (مقادیر پیش‌فرض IPCC برای گاز طبیعی و گازوئیل).

S1 = gas [TJ] × 56.1 t/TJ + diesel [TJ] × 74.1 t/TJ[5][1]

دامنه 2 دو بار گزارش می‌شود: مبتنی بر مکان با ضریب میانگین شبکه، و مبتنی بر بازار با ضریب‌های برقی که واقعاً قرارداد بسته شده — صفر برای برق پوشش‌داده‌شده با گواهی، ترکیب باقی‌مانده برای بقیه.

S2_location = MWh × EF_grid; S2_market = MWh × (1 − certificate share) × EF_residual[2][9]فرض: ضریب‌های شبکه و ترکیب باقی‌مانده، ضریب ورودی–خروجی، بازه‌های عدم‌قطعیت، شکاف‌های نخستین فهرست انتشار، واکنش تأمین‌کنندگان، هزینه‌ها، قیمت‌ها و اندازه پروژه‌ها مقادیری نمونه برای یک شرکت عمومی‌اند؛ قواعد حسابداری، ضریب‌های سوخت IPCC، انتشار عدم‌قطعیت و نرخ 4.2 % مسیر همان‌هایی‌اند که منتشر شده‌اند.

دامنه 3 کالاهای خریداری‌شده — روش ترکیبی: داده ویژه تأمین‌کننده جایی که تأمین‌کنندگان بدهند، و در جاهای دیگر هزینه × ضریب میانگین ورودی–خروجی.

S3 = Σ engaged spend × supplier intensity + Σ other spend × EEIO factor (0.40 kg/€)[3][4]فرض: ضریب‌های شبکه و ترکیب باقی‌مانده، ضریب ورودی–خروجی، بازه‌های عدم‌قطعیت، شکاف‌های نخستین فهرست انتشار، واکنش تأمین‌کنندگان، هزینه‌ها، قیمت‌ها و اندازه پروژه‌ها مقادیری نمونه برای یک شرکت عمومی‌اند؛ قواعد حسابداری، ضریب‌های سوخت IPCC، انتشار عدم‌قطعیت و نرخ 4.2 % مسیر همان‌هایی‌اند که منتشر شده‌اند.

داده‌های فعالیت برآوردی در نخستین فهرست انتشار سایت‌ها و فاکتورها را جا می‌اندازند؛ فقط سهم اندازه‌گیری‌شده کامل است.

reported activity = true × (1 − (1 − q_metered) × gap), gap ~ N(μ, 0.04) per source[1]فرض: ضریب‌های شبکه و ترکیب باقی‌مانده، ضریب ورودی–خروجی، بازه‌های عدم‌قطعیت، شکاف‌های نخستین فهرست انتشار، واکنش تأمین‌کنندگان، هزینه‌ها، قیمت‌ها و اندازه پروژه‌ها مقادیری نمونه برای یک شرکت عمومی‌اند؛ قواعد حسابداری، ضریب‌های سوخت IPCC، انتشار عدم‌قطعیت و نرخ 4.2 % مسیر همان‌هایی‌اند که منتشر شده‌اند.

عدم‌قطعیت‌ها مانند رهنمودهای IPCC ترکیب می‌شوند: برای حاصل‌ضرب (فعالیت × ضریب) به‌صورت مربعی، و برای مجموع منابع با وزن اندازه.

U_source = √(U_AD² + U_EF²) (Eq. 3.1); U_total = √Σ(Uᵢ·Eᵢ)² / ΣEᵢ (Eq. 3.2)[6]

سال پایه وقتی دوباره محاسبه می‌شود که روشی بهتر یا خطایی که اطمینان‌بخشی پیدا کند آن را 5 % یا بیشتر جابه‌جا کند، تا هر سال در شرایط یکسان مقایسه شود.

recalculate base year if |B_today’s method / B_published − 1| ≥ 5 % (annual close, assurance finding)[1][7]

مسیر کاهش مطلق: مقدار مجاز هر سال 4.2 % از سال پایه کم می‌شود. شکاف، دوازده ماه اخیر را با این مقدار مقایسه می‌کند و سال پایه و بازه هر دو با روش امروز خوانده می‌شوند (مقایسه هم‌ارز).

allowed(t) = B × (1 − 0.042 · years since base); gap = rolling 12-month gross / allowed − 1 (B and the window both read with today’s method)[8][7]

هدف‌ها روی انتشار ناخالص سنجیده می‌شوند. اعتبارهای کربن جداگانه افشا می‌شوند و هرگز کاهش به حساب نمی‌آیند.

gross = S1 + S2_market + S3 (targets); net = gross − credits retired (shown apart, never counted)[7][9]

هزینه نهایی کاهش یک پروژه: هزینه سرمایه سالانه منهای صرفه‌جویی سالانه انرژی، به ازای هر تن اجتناب‌شده. مقدار منفی یعنی پروژه پول صرفه‌جویی می‌کند — روی کاغذ.

MAC = (capex × CRF(8 %, 15 y) − annual energy savings) / annual t abated; CRF = r(1+r)ⁿ/((1+r)ⁿ − 1)[10][11]فرض: ضریب‌های شبکه و ترکیب باقی‌مانده، ضریب ورودی–خروجی، بازه‌های عدم‌قطعیت، شکاف‌های نخستین فهرست انتشار، واکنش تأمین‌کنندگان، هزینه‌ها، قیمت‌ها و اندازه پروژه‌ها مقادیری نمونه برای یک شرکت عمومی‌اند؛ قواعد حسابداری، ضریب‌های سوخت IPCC، انتشار عدم‌قطعیت و نرخ 4.2 % مسیر همان‌هایی‌اند که منتشر شده‌اند.

آنچه هر پروژه کاهش در داده‌های فعالیت تغییر می‌دهد.

efficiency −10 % electricity · heat pump −50 % gas → + gas × 0.9 × 277.8 / COP 3 MWh · rooftop PV −100 MWh/mo (±40 % seasonal) · fleet −80 % diesel → + diesel × 277.8 / 3 MWh[1]فرض: ضریب‌های شبکه و ترکیب باقی‌مانده، ضریب ورودی–خروجی، بازه‌های عدم‌قطعیت، شکاف‌های نخستین فهرست انتشار، واکنش تأمین‌کنندگان، هزینه‌ها، قیمت‌ها و اندازه پروژه‌ها مقادیری نمونه برای یک شرکت عمومی‌اند؛ قواعد حسابداری، ضریب‌های سوخت IPCC، انتشار عدم‌قطعیت و نرخ 4.2 % مسیر همان‌هایی‌اند که منتشر شده‌اند.

سایر ثابت‌های عملیاتی که مدل به کار می‌برد.

grid 0.35 t/MWh, residual mix 0.42 t/MWh · EEIO 0.40 kg/€ · U: metered 2 %, estimated 20 %, grid 10 %, spend-based 50 %, supplier data 15 % · metering → 95 % metered, τ = 3 mo, 10 k€/mo · supplier programme 4 + 50 × share k€/mo, data τ = 6 mo, targets in place after a further τ = 6 mo, then engaged suppliers cut ≈ N(10 %, 1 %)/yr · certificates 4 €/MWh · credits 15 €/t · capex: efficiency 250 k€ (2 mo), PV 1 000 k€ (6 mo), heat pump 2 000 k€ (9 mo), fleet 800 k€ (8 mo) · prices: electricity 150 €/MWh, gas 40 €/MWh, diesel 1.5 €/L · first-inventory gap of estimated data N(μ, 4 %) per source · assurance re-performs the base year with complete activity data · ±3 % monthly activity noise · gas ±20 % seasonalفرض: ضریب‌های شبکه و ترکیب باقی‌مانده، ضریب ورودی–خروجی، بازه‌های عدم‌قطعیت، شکاف‌های نخستین فهرست انتشار، واکنش تأمین‌کنندگان، هزینه‌ها، قیمت‌ها و اندازه پروژه‌ها مقادیری نمونه برای یک شرکت عمومی‌اند؛ قواعد حسابداری، ضریب‌های سوخت IPCC، انتشار عدم‌قطعیت و نرخ 4.2 % مسیر همان‌هایی‌اند که منتشر شده‌اند.

تصادفی‌بودن: یک مولد mulberry32 با seed؛ توزیع‌های به‌کاررفته — یکنواخت، نمایی (وارون CDF)، نرمال (Box–Muller)، پواسون (Knuth). seed نمایش داده می‌شود و قابل اشتراک است.

منابع

1. The Greenhouse Gas Protocol — A Corporate Accounting and Reporting Standard, Revised Edition (scopes; ch. 5 base-year recalculation for methodology changes and significant errors; ch. 7 inventory quality) — WRI / WBCSD, 2004
2. GHG Protocol Scope 2 Guidance — location-based and market-based methods, dual reporting, Scope 2 Quality Criteria, residual mix — WRI / WBCSD, 2015
3. Corporate Value Chain (Scope 3) Accounting and Reporting Standard — WRI / WBCSD, 2011
4. Technical Guidance for Calculating Scope 3 Emissions, ch. 1 Purchased goods and services (supplier-specific, hybrid, average-data and spend-based methods) — WRI / WBCSD, 2013
5. 2006 IPCC Guidelines for National Greenhouse Gas Inventories, Vol. 2 Energy, ch. 2 Stationary Combustion (Table 2.2: natural gas 56 100 kg CO₂/TJ, gas/diesel oil 74 100 kg CO₂/TJ) — IPCC / IGES, 2006
6. 2006 IPCC Guidelines, Vol. 1 General Guidance, ch. 3 Uncertainties (Approach 1: Eq. 3.1 products, Eq. 3.2 sums) — IPCC / IGES, 2006
7. SBTi Corporate Near-Term Criteria V5.3.1 (C8 one consistent scope 2 approach; C11 carbon credits not counted as reductions; 5 % significance threshold for recalculation) — Science Based Targets initiative, 2026
8. SBTi Corporate Net-Zero Standard V1.3.1 Method Appendix — linear annual reduction rates, minimum 4.2 % per year (absolute contraction, 1.5 °C) — Science Based Targets initiative, 2026
9. Commission Delegated Regulation (EU) 2023/2772 — ESRS E1 Climate change (E1-6 gross scopes 1, 2, 3 with scope 2 location- and market-based; E1-7 removals and carbon credits reported separately) — European Union, Official Journal, 2023
10. F. Kesicki, P. Ekins — Marginal abatement cost curves: a call for caution — Climate Policy 12(2), 219–236, 2012
11. Capital recovery factor A/P = r(1+r)ⁿ/((1+r)ⁿ − 1) — standard engineering-economics annuity factor (e.g. W. G. Sullivan et al., Engineering Economy) — Pearson, 2019