🌍 การรายงานคาร์บอน — บัญชี GHG และแผนการลด โมเดลสด

พื้นฐาน — โมเดลเบื้องหลังตัวเลข

ทุกความสัมพันธ์ที่เครื่องจำลองใช้ พร้อมแหล่งที่มา ค่าคงที่ที่ระบุว่าเป็นสมมติฐานคือการปรับเทียบตัวอย่าง

ขอบเขต 1 — การปล่อยโดยตรงจากเชื้อเพลิงที่บริษัทเผา: กิจกรรม × ค่าสัมประสิทธิ์การปล่อย (ค่าเริ่มต้นของ IPCC สำหรับแก๊สธรรมชาติและดีเซล)

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

ขอบเขต 2 รายงานสองครั้ง: แบบตามที่ตั้งด้วยค่าสัมประสิทธิ์เฉลี่ยของโครงข่าย แบบตามตลาดด้วยค่าสัมประสิทธิ์ของไฟฟ้าที่ทำสัญญาซื้อจริง — เป็นศูนย์สำหรับไฟฟ้าที่ครอบคลุมด้วยใบรับรอง และใช้ residual mix สำหรับส่วนที่เหลือ

S2_location = MWh × EF_grid; S2_market = MWh × (1 − certificate share) × EF_residual[2][9]ข้อสมมติ: ค่าสัมประสิทธิ์ของโครงข่ายไฟฟ้าและ residual mix ค่าสัมประสิทธิ์อินพุต–เอาต์พุต ช่วงความไม่แน่นอน ช่องว่างในบัญชีครั้งแรก การตอบสนองของซัพพลายเออร์ ต้นทุน ราคา และขนาดโครงการ เป็นค่าตัวอย่างสำหรับบริษัททั่วไป ส่วนกฎการบัญชี ค่าเชื้อเพลิงของ IPCC การแพร่กระจายความไม่แน่นอน และอัตราเส้นทาง 4.2 % เป็นค่าที่เผยแพร่แล้ว

ขอบเขต 3 สินค้าที่ซื้อ — วิธีผสม: ข้อมูลเฉพาะซัพพลายเออร์เมื่อซัพพลายเออร์ให้ข้อมูล และค่าใช้จ่าย × ค่าสัมประสิทธิ์เฉลี่ยอินพุต–เอาต์พุตในส่วนอื่น

S3 = Σ engaged spend × supplier intensity + Σ other spend × EEIO factor (0.40 kg/€)[3][4]ข้อสมมติ: ค่าสัมประสิทธิ์ของโครงข่ายไฟฟ้าและ residual mix ค่าสัมประสิทธิ์อินพุต–เอาต์พุต ช่วงความไม่แน่นอน ช่องว่างในบัญชีครั้งแรก การตอบสนองของซัพพลายเออร์ ต้นทุน ราคา และขนาดโครงการ เป็นค่าตัวอย่างสำหรับบริษัททั่วไป ส่วนกฎการบัญชี ค่าเชื้อเพลิงของ IPCC การแพร่กระจายความไม่แน่นอน และอัตราเส้นทาง 4.2 % เป็นค่าที่เผยแพร่แล้ว

ข้อมูลกิจกรรมที่ประมาณการในบัญชีครั้งแรกตกหล่นไซต์และใบแจ้งหนี้ มีเพียงสัดส่วนที่วัดได้เท่านั้นที่สมบูรณ์

reported activity = true × (1 − (1 − q_metered) × gap), gap ~ N(μ, 0.04) per source[1]ข้อสมมติ: ค่าสัมประสิทธิ์ของโครงข่ายไฟฟ้าและ residual mix ค่าสัมประสิทธิ์อินพุต–เอาต์พุต ช่วงความไม่แน่นอน ช่องว่างในบัญชีครั้งแรก การตอบสนองของซัพพลายเออร์ ต้นทุน ราคา และขนาดโครงการ เป็นค่าตัวอย่างสำหรับบริษัททั่วไป ส่วนกฎการบัญชี ค่าเชื้อเพลิงของ IPCC การแพร่กระจายความไม่แน่นอน และอัตราเส้นทาง 4.2 % เป็นค่าที่เผยแพร่แล้ว

ความไม่แน่นอนรวมกันตามแนวปฏิบัติของ IPCC: แบบกำลังสองสำหรับผลคูณ (กิจกรรม × ค่าสัมประสิทธิ์) และถ่วงน้ำหนักตามขนาดสำหรับผลรวมของแหล่ง

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

ปีฐานจะถูกคำนวณใหม่เมื่อวิธีที่ดีกว่าหรือข้อผิดพลาดที่พบจากการรับรองทำให้ค่าเปลี่ยนไป 5 % หรือมากกว่า เพื่อให้ทุกปีเปรียบเทียบกันได้อย่างเท่าเทียม

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

เส้นทางการลดแบบสัมบูรณ์: ปริมาณที่อนุญาตลดลงปีละ 4.2 % ของปีฐาน ช่องว่างเปรียบเทียบสิบสองเดือนล่าสุดกับปริมาณที่อนุญาตนั้น โดยอ่านทั้งปีฐานและช่วงเวลาดังกล่าวด้วยวิธีปัจจุบัน (เทียบอย่างเท่าเทียม)

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]

เป้าหมายวัดจากการปล่อยรวม เครดิตคาร์บอนเปิดเผยแยกต่างหากและไม่เคยถูกนับเป็นการลดการปล่อย

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

ต้นทุนการลดการปล่อยส่วนเพิ่มของโครงการ: ต้นทุนเงินลงทุนต่อปีหักด้วยการประหยัดพลังงานต่อปี ต่อตันที่หลีกเลี่ยงได้ ค่าติดลบหมายความว่าโครงการประหยัดเงิน — บนกระดาษ

MAC = (capex × CRF(8 %, 15 y) − annual energy savings) / annual t abated; CRF = r(1+r)ⁿ/((1+r)ⁿ − 1)[10][11]ข้อสมมติ: ค่าสัมประสิทธิ์ของโครงข่ายไฟฟ้าและ residual mix ค่าสัมประสิทธิ์อินพุต–เอาต์พุต ช่วงความไม่แน่นอน ช่องว่างในบัญชีครั้งแรก การตอบสนองของซัพพลายเออร์ ต้นทุน ราคา และขนาดโครงการ เป็นค่าตัวอย่างสำหรับบริษัททั่วไป ส่วนกฎการบัญชี ค่าเชื้อเพลิงของ IPCC การแพร่กระจายความไม่แน่นอน และอัตราเส้นทาง 4.2 % เป็นค่าที่เผยแพร่แล้ว

สิ่งที่โครงการลดการปล่อยแต่ละโครงการเปลี่ยนในข้อมูลกิจกรรม

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]ข้อสมมติ: ค่าสัมประสิทธิ์ของโครงข่ายไฟฟ้าและ residual mix ค่าสัมประสิทธิ์อินพุต–เอาต์พุต ช่วงความไม่แน่นอน ช่องว่างในบัญชีครั้งแรก การตอบสนองของซัพพลายเออร์ ต้นทุน ราคา และขนาดโครงการ เป็นค่าตัวอย่างสำหรับบริษัททั่วไป ส่วนกฎการบัญชี ค่าเชื้อเพลิงของ IPCC การแพร่กระจายความไม่แน่นอน และอัตราเส้นทาง 4.2 % เป็นค่าที่เผยแพร่แล้ว

ค่าคงที่การทำงานอื่นๆ ที่แบบจำลองใช้

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 % seasonalข้อสมมติ: ค่าสัมประสิทธิ์ของโครงข่ายไฟฟ้าและ residual mix ค่าสัมประสิทธิ์อินพุต–เอาต์พุต ช่วงความไม่แน่นอน ช่องว่างในบัญชีครั้งแรก การตอบสนองของซัพพลายเออร์ ต้นทุน ราคา และขนาดโครงการ เป็นค่าตัวอย่างสำหรับบริษัททั่วไป ส่วนกฎการบัญชี ค่าเชื้อเพลิงของ IPCC การแพร่กระจายความไม่แน่นอน และอัตราเส้นทาง 4.2 % เป็นค่าที่เผยแพร่แล้ว

ความสุ่ม: ตัวสร้าง mulberry32 แบบมีซีด การแจกแจงที่ใช้ — สม่ำเสมอ เอ็กซ์โพเนนเชียล (CDF ผกผัน) ปกติ (Box–Muller) ปัวซง (Knuth) ซีดแสดงให้เห็นและแชร์ได้

แหล่งที่มา

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