🌍 碳報告——溫室氣體盤查與減量計畫 即時模型

依據：數字背後的模型

模擬器使用的每一個關係式及其來源。標示為假設的常數是示意校準值。

範疇 1——公司燃燒燃料產生的直接排放：活動量 × 排放係數（天然氣與柴油採用 IPCC 預設值）。

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

範疇 2 要報告兩次：地點基準使用電網平均係數，市場基準使用實際簽約電力的係數——憑證涵蓋的電力為零，其餘使用剩餘組合。

S2_location = MWh × EF_grid; S2_market = MWh × (1 − certificate share) × EF_residual[2][9]假設：電網與剩餘組合係數、投入產出係數、不確定度範圍、首次盤查的缺漏、供應商回應、成本、價格與專案規模，都是一般公司的示意數值；會計規則、IPCC 燃料係數、不確定度傳遞，以及每年 4.2 % 的路徑減量率，則是已發表的內容。

範疇 3 採購商品——混合法：供應商提供資料時使用供應商特定數據，其他部分使用支出 × 投入產出平均係數。

S3 = Σ engaged spend × supplier intensity + Σ other spend × EEIO factor (0.40 kg/€)[3][4]假設：電網與剩餘組合係數、投入產出係數、不確定度範圍、首次盤查的缺漏、供應商回應、成本、價格與專案規模，都是一般公司的示意數值；會計規則、IPCC 燃料係數、不確定度傳遞，以及每年 4.2 % 的路徑減量率，則是已發表的內容。

首次盤查中估算的活動數據會遺漏據點與發票；只有有計量的部分才是完整的。

reported activity = true × (1 − (1 − q_metered) × gap), gap ~ N(μ, 0.04) per source[1]假設：電網與剩餘組合係數、投入產出係數、不確定度範圍、首次盤查的缺漏、供應商回應、成本、價格與專案規模，都是一般公司的示意數值；會計規則、IPCC 燃料係數、不確定度傳遞，以及每年 4.2 % 的路徑減量率，則是已發表的內容。

不確定度依 IPCC 指引合成：乘積（活動量 × 係數）以方和根合成，各排放源之和則依規模加權。

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

當更好的方法或查證發現的錯誤使基準年變動 5 % 或以上時，基準年就要重新計算，讓每一年都能以相同基礎比較。

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

絕對減量路徑：允許排放量每年減少基準年的 4.2 %。差距是將最近十二個月與該允許量比較，基準年與該期間都以現行方法計算（以相同基礎比較）。

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]

目標是依總排放量衡量。碳權另行揭露，絕不計為減量。

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

專案的邊際減量成本：每年資本成本減去每年節省的能源費用，再除以避免的公噸數。負值表示這個專案能省錢——帳面上而言。

MAC = (capex × CRF(8 %, 15 y) − annual energy savings) / annual t abated; CRF = r(1+r)ⁿ/((1+r)ⁿ − 1)[10][11]假設：電網與剩餘組合係數、投入產出係數、不確定度範圍、首次盤查的缺漏、供應商回應、成本、價格與專案規模，都是一般公司的示意數值；會計規則、IPCC 燃料係數、不確定度傳遞，以及每年 4.2 % 的路徑減量率，則是已發表的內容。

每個減量專案對活動數據造成的改變。

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]假設：電網與剩餘組合係數、投入產出係數、不確定度範圍、首次盤查的缺漏、供應商回應、成本、價格與專案規模，都是一般公司的示意數值；會計規則、IPCC 燃料係數、不確定度傳遞，以及每年 4.2 % 的路徑減量率，則是已發表的內容。

模型使用的其他運轉常數。

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 % seasonal假設：電網與剩餘組合係數、投入產出係數、不確定度範圍、首次盤查的缺漏、供應商回應、成本、價格與專案規模，都是一般公司的示意數值；會計規則、IPCC 燃料係數、不確定度傳遞，以及每年 4.2 % 的路徑減量率，則是已發表的內容。

隨機性：帶種子的 mulberry32 產生器；使用的分布包括均勻分布、指數分布（反 CDF）、常態分布（Box–Muller）與卜瓦松分布（Knuth）。種子會顯示出來，並且可以分享。

來源

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