🌍 ການລາຍງານຄາບອນ — ບັນຊີ GHG ແລະ ແຜນການຫຼຸດ ແບບຈຳລອງສົດ

ພື້ນຖານ — ແບບຈຳລອງທີ່ຢູ່ເບື້ອງຫຼັງຕົວເລກ

ທຸກຄວາມສຳພັນທີ່ຕົວຈຳລອງໃຊ້ ພ້ອມແຫຼ່ງທີ່ມາ. ຄ່າຄົງທີ່ທີ່ໝາຍເປັນຂໍ້ສົມມຸດແມ່ນການປັບຄ່າຕົວຢ່າງ.

Scope 1 — ການປ່ອຍໂດຍກົງຈາກເຊື້ອໄຟທີ່ບໍລິສັດເຜົາ: ກິດຈະກຳ × ປັດໄຈການປ່ອຍ (ຄ່າມາດຕະຖານ IPCC ສຳລັບແກ໊ດທຳມະຊາດ ແລະ ດີເຊວ).

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

Scope 2 ລາຍງານສອງຄັ້ງ: ອີງຕາມສະຖານທີ່ດ້ວຍປັດໄຈສະເລ່ຍຂອງເຄືອຂ່າຍ, ອີງຕາມຕະຫຼາດດ້ວຍປັດໄຈຂອງໄຟຟ້າທີ່ສັນຍາຈິງ — ສູນສຳລັບໄຟຟ້າທີ່ມີໃບຢັ້ງຢືນຄຸ້ມຄອງ, ສ່ວນປະສົມທີ່ເຫຼືອສຳລັບສ່ວນທີ່ເຫຼືອ.

S2_location = MWh × EF_grid; S2_market = MWh × (1 − certificate share) × EF_residual[2][9]ສົມມຸດຖານ: ປັດໄຈເຄືອຂ່າຍ ແລະ ສ່ວນປະສົມທີ່ເຫຼືອ, ປັດໄຈ input–output, ຊ່ວງຄວາມບໍ່ແນ່ນອນ, ຊ່ອງວ່າງຂອງບັນຊີທຳອິດ, ການຕອບສະໜອງຂອງຜູ້ສະໜອງ, ຄ່າໃຊ້ຈ່າຍ, ລາຄາ ແລະ ຂະໜາດໂຄງການ ແມ່ນຄ່າຕົວຢ່າງສຳລັບບໍລິສັດທົ່ວໄປ; ກົດການບັນຊີ, ປັດໄຈເຊື້ອໄຟ IPCC, ການແຜ່ກະຈາຍຄວາມບໍ່ແນ່ນອນ ແລະ ອັດຕາເສັ້ນທາງ 4.2 % ແມ່ນຕາມທີ່ເຜີຍແຜ່.

Scope 3 ສິນຄ້າທີ່ຈັດຊື້ — ວິທີປະສົມ: ຂໍ້ມູນສະເພາະຜູ້ສະໜອງເມື່ອຜູ້ສະໜອງໃຫ້ໄດ້, ສ່ວນບ່ອນອື່ນໃຊ້ ລາຍຈ່າຍ × ປັດໄຈສະເລ່ຍ input–output.

S3 = Σ engaged spend × supplier intensity + Σ other spend × EEIO factor (0.40 kg/€)[3][4]ສົມມຸດຖານ: ປັດໄຈເຄືອຂ່າຍ ແລະ ສ່ວນປະສົມທີ່ເຫຼືອ, ປັດໄຈ input–output, ຊ່ວງຄວາມບໍ່ແນ່ນອນ, ຊ່ອງວ່າງຂອງບັນຊີທຳອິດ, ການຕອບສະໜອງຂອງຜູ້ສະໜອງ, ຄ່າໃຊ້ຈ່າຍ, ລາຄາ ແລະ ຂະໜາດໂຄງການ ແມ່ນຄ່າຕົວຢ່າງສຳລັບບໍລິສັດທົ່ວໄປ; ກົດການບັນຊີ, ປັດໄຈເຊື້ອໄຟ IPCC, ການແຜ່ກະຈາຍຄວາມບໍ່ແນ່ນອນ ແລະ ອັດຕາເສັ້ນທາງ 4.2 % ແມ່ນຕາມທີ່ເຜີຍແຜ່.

ຂໍ້ມູນກິດຈະກຳທີ່ປະເມີນໃນບັນຊີທຳອິດຂາດບາງສະຖານທີ່ ແລະ ໃບແຈ້ງໜີ້; ມີແຕ່ສ່ວນທີ່ວັດແທກໄດ້ເທົ່ານັ້ນທີ່ຄົບ.

reported activity = true × (1 − (1 − q_metered) × gap), gap ~ N(μ, 0.04) per source[1]ສົມມຸດຖານ: ປັດໄຈເຄືອຂ່າຍ ແລະ ສ່ວນປະສົມທີ່ເຫຼືອ, ປັດໄຈ input–output, ຊ່ວງຄວາມບໍ່ແນ່ນອນ, ຊ່ອງວ່າງຂອງບັນຊີທຳອິດ, ການຕອບສະໜອງຂອງຜູ້ສະໜອງ, ຄ່າໃຊ້ຈ່າຍ, ລາຄາ ແລະ ຂະໜາດໂຄງການ ແມ່ນຄ່າຕົວຢ່າງສຳລັບບໍລິສັດທົ່ວໄປ; ກົດການບັນຊີ, ປັດໄຈເຊື້ອໄຟ IPCC, ການແຜ່ກະຈາຍຄວາມບໍ່ແນ່ນອນ ແລະ ອັດຕາເສັ້ນທາງ 4.2 % ແມ່ນຕາມທີ່ເຜີຍແຜ່.

ຄວາມບໍ່ແນ່ນອນລວມກັນຕາມຄຳແນະນຳ IPCC: ແບບກຳລັງສອງ (quadrature) ສຳລັບຜົນຄູນ (ກິດຈະກຳ × ປັດໄຈ), ຖ່ວງນ້ຳໜັກຕາມຂະໜາດສຳລັບຜົນບວກຂອງແຫຼ່ງ.

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

ປີຖານຖືກຄຳນວນຄືນໃໝ່ເມື່ອວິທີທີ່ດີກວ່າ ຫຼື ຂໍ້ຜິດພາດທີ່ພົບໃນການຮັບປະກັນເຮັດໃຫ້ມັນປ່ຽນ 5 % ຂຶ້ນໄປ ເພື່ອໃຫ້ທຸກປີຖືກປຽບທຽບເທິງພື້ນຖານດຽວກັນ.

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

ເສັ້ນທາງການຫຼຸດແບບສົມບູນ: ປະລິມານທີ່ອະນຸຍາດຫຼຸດລົງ 4.2 % ຂອງປີຖານທຸກໆປີ. ຊ່ອງຫວ່າງປຽບທຽບສິບສອງເດືອນຫຼ້າສຸດກັບປະລິມານທີ່ອະນຸຍາດນັ້ນ, ໂດຍທັງປີຖານ ແລະ ຊ່ວງເວລາຖືກອ່ານດ້ວຍວິທີຂອງມື້ນີ້ (ປຽບທຽບແບບດຽວກັນກັບແບບດຽວກັນ).

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]

ເປົ້າໝາຍວັດຈາກການປ່ອຍລວມ. ເຄຣດິດຄາບອນຖືກເປີດເຜີຍແຍກຕ່າງຫາກ ແລະ ບໍ່ເຄີຍນັບເປັນການຫຼຸດ.

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

ຕົ້ນທຶນການຫຼຸດສ່ວນເພີ່ມຂອງໂຄງການ: ຄ່າທຶນລາຍປີ ລົບ ການປະຢັດພະລັງງານລາຍປີ ຕໍ່ໂຕນທີ່ຫຼີກລ່ຽງໄດ້. ຄ່າລົບໝາຍຄວາມວ່າໂຄງການປະຢັດເງິນ — ໃນເຈ້ຍ.

MAC = (capex × CRF(8 %, 15 y) − annual energy savings) / annual t abated; CRF = r(1+r)ⁿ/((1+r)ⁿ − 1)[10][11]ສົມມຸດຖານ: ປັດໄຈເຄືອຂ່າຍ ແລະ ສ່ວນປະສົມທີ່ເຫຼືອ, ປັດໄຈ input–output, ຊ່ວງຄວາມບໍ່ແນ່ນອນ, ຊ່ອງວ່າງຂອງບັນຊີທຳອິດ, ການຕອບສະໜອງຂອງຜູ້ສະໜອງ, ຄ່າໃຊ້ຈ່າຍ, ລາຄາ ແລະ ຂະໜາດໂຄງການ ແມ່ນຄ່າຕົວຢ່າງສຳລັບບໍລິສັດທົ່ວໄປ; ກົດການບັນຊີ, ປັດໄຈເຊື້ອໄຟ IPCC, ການແຜ່ກະຈາຍຄວາມບໍ່ແນ່ນອນ ແລະ ອັດຕາເສັ້ນທາງ 4.2 % ແມ່ນຕາມທີ່ເຜີຍແຜ່.

ສິ່ງທີ່ແຕ່ລະໂຄງການຫຼຸດຜ່ອນປ່ຽນໃນຂໍ້ມູນກິດຈະກຳ.

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]ສົມມຸດຖານ: ປັດໄຈເຄືອຂ່າຍ ແລະ ສ່ວນປະສົມທີ່ເຫຼືອ, ປັດໄຈ input–output, ຊ່ວງຄວາມບໍ່ແນ່ນອນ, ຊ່ອງວ່າງຂອງບັນຊີທຳອິດ, ການຕອບສະໜອງຂອງຜູ້ສະໜອງ, ຄ່າໃຊ້ຈ່າຍ, ລາຄາ ແລະ ຂະໜາດໂຄງການ ແມ່ນຄ່າຕົວຢ່າງສຳລັບບໍລິສັດທົ່ວໄປ; ກົດການບັນຊີ, ປັດໄຈເຊື້ອໄຟ IPCC, ການແຜ່ກະຈາຍຄວາມບໍ່ແນ່ນອນ ແລະ ອັດຕາເສັ້ນທາງ 4.2 % ແມ່ນຕາມທີ່ເຜີຍແຜ່.

ຄ່າຄົງທີ່ການເດີນເຄື່ອງອື່ນໆທີ່ແບບຈຳລອງໃຊ້.

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 % seasonalສົມມຸດຖານ: ປັດໄຈເຄືອຂ່າຍ ແລະ ສ່ວນປະສົມທີ່ເຫຼືອ, ປັດໄຈ input–output, ຊ່ວງຄວາມບໍ່ແນ່ນອນ, ຊ່ອງວ່າງຂອງບັນຊີທຳອິດ, ການຕອບສະໜອງຂອງຜູ້ສະໜອງ, ຄ່າໃຊ້ຈ່າຍ, ລາຄາ ແລະ ຂະໜາດໂຄງການ ແມ່ນຄ່າຕົວຢ່າງສຳລັບບໍລິສັດທົ່ວໄປ; ກົດການບັນຊີ, ປັດໄຈເຊື້ອໄຟ IPCC, ການແຜ່ກະຈາຍຄວາມບໍ່ແນ່ນອນ ແລະ ອັດຕາເສັ້ນທາງ 4.2 % ແມ່ນຕາມທີ່ເຜີຍແຜ່.

ຄວາມສຸ່ມ: ຕົວສ້າງ mulberry32 ທີ່ມີແກ່ນ; ການກະຈາຍທີ່ໃຊ້ — ເອກະພາບ ເລກກຳລັງ (CDF ກັບຄືນ) ປົກກະຕິ (Box–Muller) Poisson (Knuth). ແກ່ນຖືກສະແດງ ແລະແບ່ງປັນໄດ້.

ແຫຼ່ງທີ່ມາ

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