🌍 කාබන් වාර්තාකරණය — GHG ඉන්වෙන්ටරිය සහ අඩු කිරීමේ සැලැස්ම සජීවී ආකෘතිය

පදනම — සංඛ්‍යා පිටුපස ඇති ආකෘතිය

සිමියුලේටරය භාවිත කරන සෑම සම්බන්ධතාවයක්ම, එහි මූලාශ්‍රය සමඟ. උපකල්පන ලෙස සලකුණු කළ නියත නිදර්ශන ක්‍රමාංකන වේ.

විෂය පථය 1 — සමාගම පුලුස්සන ඉන්ධනවලින් සෘජු විමෝචන: ක්‍රියාකාරකම × විමෝචන සාධකය (ස්වාභාවික ගෑස් සහ ඩීසල් සඳහා IPCC පෙරනිමි).

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

විෂය පථය 2 දෙවරක් වාර්තා කෙරේ: ස්ථාන පදනම් ව ජාල සාමාන්‍ය සාධකයෙන්, වෙළඳපොළ පදනම් ව සැබවින්ම කොන්ත්‍රාත් කළ විදුලියේ සාධකවලින් — සහතිකවලින් ආවරණය වූ විදුලිය සඳහා බිංදුව, ඉතිරිය සඳහා ඉතිරි මිශ්‍රය.

S2_location = MWh × EF_grid; S2_market = MWh × (1 − certificate share) × EF_residual[2][9]උපකල්පනය: ජාල සහ ඉතිරි මිශ්‍ර සාධක, ආදාන–ප්‍රතිදාන සාධකය, අවිනිශ්චිතතා පරාස, පළමු ඉන්වෙන්ටරියේ හිඩැස්, සැපයුම්කරුවන්ගේ ප්‍රතිචාරය, පිරිවැය, මිල සහ ව්‍යාපෘති ප්‍රමාණ සාමාන්‍ය සමාගමක් සඳහා නිදර්ශන අගයන් ය; ගිණුම්කරණ නීති, IPCC ඉන්ධන සාධක, අවිනිශ්චිතතා ප්‍රචාරණය සහ 4.2 % මාර්ග අනුපාතය ප්‍රකාශිත ඒවා ය.

විෂය පථය 3 මිලදී ගත් භාණ්ඩ — මිශ්‍ර ක්‍රමය: සැපයුම්කරුවන් ලබා දෙන තැන සැපයුම්කරු-විශේෂිත දත්ත, වෙනත් තැන වියදම × ආදාන–ප්‍රතිදාන සාමාන්‍ය සාධකය.

S3 = Σ engaged spend × supplier intensity + Σ other spend × EEIO factor (0.40 kg/€)[3][4]උපකල්පනය: ජාල සහ ඉතිරි මිශ්‍ර සාධක, ආදාන–ප්‍රතිදාන සාධකය, අවිනිශ්චිතතා පරාස, පළමු ඉන්වෙන්ටරියේ හිඩැස්, සැපයුම්කරුවන්ගේ ප්‍රතිචාරය, පිරිවැය, මිල සහ ව්‍යාපෘති ප්‍රමාණ සාමාන්‍ය සමාගමක් සඳහා නිදර්ශන අගයන් ය; ගිණුම්කරණ නීති, IPCC ඉන්ධන සාධක, අවිනිශ්චිතතා ප්‍රචාරණය සහ 4.2 % මාර්ග අනුපාතය ප්‍රකාශිත ඒවා ය.

පළමු ඉන්වෙන්ටරියක ඇස්තමේන්තු කළ ක්‍රියාකාරකම් දත්ත අඩවි සහ ඉන්වොයිස් මඟ හරියි; සම්පූර්ණ වන්නේ මනින ලද කොටස පමණි.

reported activity = true × (1 − (1 − q_metered) × gap), gap ~ N(μ, 0.04) per source[1]උපකල්පනය: ජාල සහ ඉතිරි මිශ්‍ර සාධක, ආදාන–ප්‍රතිදාන සාධකය, අවිනිශ්චිතතා පරාස, පළමු ඉන්වෙන්ටරියේ හිඩැස්, සැපයුම්කරුවන්ගේ ප්‍රතිචාරය, පිරිවැය, මිල සහ ව්‍යාපෘති ප්‍රමාණ සාමාන්‍ය සමාගමක් සඳහා නිදර්ශන අගයන් ය; ගිණුම්කරණ නීති, IPCC ඉන්ධන සාධක, අවිනිශ්චිතතා ප්‍රචාරණය සහ 4.2 % මාර්ග අනුපාතය ප්‍රකාශිත ඒවා ය.

අවිනිශ්චිතතා IPCC මාර්ගෝපදේශවල මෙන් ඒකාබද්ධ වේ: ගුණිතයක් (ක්‍රියාකාරකම × සාධකය) සඳහා චතුරස්‍ර ලෙස, මූලාශ්‍ර එකතුවක් සඳහා ප්‍රමාණයෙන් බර කළ.

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

වඩා හොඳ ක්‍රමයක් හෝ සහතික කිරීමෙන් සොයාගත් දෝෂයක් පාදක වර්ෂය 5 % ක් හෝ ඊට වඩා වෙනස් කරන විට එය නැවත ගණනය කෙරේ, එවිට සෑම වර්ෂයක්ම සමාන පදනමක් මත සංසන්දනය වේ.

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

නිරපේක්ෂ අඩු කිරීමේ මාර්ගය: අවසර ලත් ප්‍රමාණය සෑම වසරකම පාදක වර්ෂයෙන් 4.2 % කින් අඩු වේ. පරතරය අවසන් මාස දොළහ එම ප්‍රමාණය සමඟ සසඳයි, පාදක වර්ෂය සහ කවුළුව යන දෙකම අද ක්‍රමයෙන් කියවමින් (සමාන සමඟ සමාන).

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]

ඉලක්ක මනිනු ලබන්නේ දළ විමෝචන මත ය. කාබන් ක්‍රෙඩිට් වෙන වෙනම හෙළිදරව් කෙරෙන අතර කිසිවිටෙක අඩු කිරීම් ලෙස ගණන් නොගනී.

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

ව්‍යාපෘතියක ආන්තික අඩු කිරීමේ පිරිවැය: වාර්ෂික ප්‍රාග්ධන පිරිවැයෙන් වාර්ෂික බලශක්ති ඉතිරිකිරීම් අඩු කර, වළක්වා ගත් ටොනයකට. සෘණ අගයක් යනු ව්‍යාපෘතිය මුදල් ඉතිරි කරන බවයි — කඩදාසි මත.

MAC = (capex × CRF(8 %, 15 y) − annual energy savings) / annual t abated; CRF = r(1+r)ⁿ/((1+r)ⁿ − 1)[10][11]උපකල්පනය: ජාල සහ ඉතිරි මිශ්‍ර සාධක, ආදාන–ප්‍රතිදාන සාධකය, අවිනිශ්චිතතා පරාස, පළමු ඉන්වෙන්ටරියේ හිඩැස්, සැපයුම්කරුවන්ගේ ප්‍රතිචාරය, පිරිවැය, මිල සහ ව්‍යාපෘති ප්‍රමාණ සාමාන්‍ය සමාගමක් සඳහා නිදර්ශන අගයන් ය; ගිණුම්කරණ නීති, IPCC ඉන්ධන සාධක, අවිනිශ්චිතතා ප්‍රචාරණය සහ 4.2 % මාර්ග අනුපාතය ප්‍රකාශිත ඒවා ය.

සෑම අඩු කිරීමේ ව්‍යාපෘතියක්ම ක්‍රියාකාරකම් දත්තවල වෙනස් කරන දේ.

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]උපකල්පනය: ජාල සහ ඉතිරි මිශ්‍ර සාධක, ආදාන–ප්‍රතිදාන සාධකය, අවිනිශ්චිතතා පරාස, පළමු ඉන්වෙන්ටරියේ හිඩැස්, සැපයුම්කරුවන්ගේ ප්‍රතිචාරය, පිරිවැය, මිල සහ ව්‍යාපෘති ප්‍රමාණ සාමාන්‍ය සමාගමක් සඳහා නිදර්ශන අගයන් ය; ගිණුම්කරණ නීති, IPCC ඉන්ධන සාධක, අවිනිශ්චිතතා ප්‍රචාරණය සහ 4.2 % මාර්ග අනුපාතය ප්‍රකාශිත ඒවා ය.

ආකෘතිය භාවිතා කරන වෙනත් මෙහෙයුම් නියත.

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 % seasonalඋපකල්පනය: ජාල සහ ඉතිරි මිශ්‍ර සාධක, ආදාන–ප්‍රතිදාන සාධකය, අවිනිශ්චිතතා පරාස, පළමු ඉන්වෙන්ටරියේ හිඩැස්, සැපයුම්කරුවන්ගේ ප්‍රතිචාරය, පිරිවැය, මිල සහ ව්‍යාපෘති ප්‍රමාණ සාමාන්‍ය සමාගමක් සඳහා නිදර්ශන අගයන් ය; ගිණුම්කරණ නීති, IPCC ඉන්ධන සාධක, අවිනිශ්චිතතා ප්‍රචාරණය සහ 4.2 % මාර්ග අනුපාතය ප්‍රකාශිත ඒවා ය.

අහඹුබව: බීජ සහිත mulberry32 උත්පාදකයක්; භාවිත කළ ව්‍යාප්ති — ඒකාකාර, ඝාතීය (ප්‍රතිලෝම CDF), සාමාන්‍ය (Box–Muller), පොයිසන් (Knuth). බීජය පෙන්වන අතර බෙදාගත හැකිය.

මූලාශ්‍ර

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