北方龙源灰腾梁风电项目.pdf

中国温室气体自愿减排项目设计文件 第 1 页 中国温室气体自愿减排 项目设计文件表格 F-CCER-PDD 1 第 1.1版 项目设计文件（PDD） 项目活动名称 北方龙源灰腾梁风电项目 项目类别 2 （三）在联合国清洁发展机制执行 理事会注册前就已经产生减排量的 项目 项目设计文件版本 - 项目设计文件完成日期 - 项目补充说明文件版本 05 项目补充说明文件完成日期 2015年 8月 8日 CDM注册号和注册日期 注册号3005 注册日期2010年 08月 24日 申请项目备案的企业法人 内蒙古北方龙源风力发电有限责任 公司 项目业主 内蒙古北方龙源风力发电有限责任 公司 项目类型和选择的方法学 项目类别能源工业（可再生能源 /不可再生能源）风力发电 方法学CM-001-V01 可再生能 源发电并网项目的整合基准线方法 学 预计的温室气体年均减排量 补充计入期年均减排量 748,831tCO 2 e /年； 补充计入期内减排量合计 1,286,349tCO 2 e ； 补充计入期2008 年 12 月 05 日- 2010年 08月 23日，共计 627天； 1 该模板仅适用于一般减排项目，不适用于碳汇项目，碳汇项目请采用其它相应模板。 2 包括四种（一）采用国家发展改革委备案的方法学开发的减排项目；（二）获得国家发展改革委员会批 准但未在联合国清洁发展机制执行理事会或者其他国际国内减排机制下注册的项目；（三）在联合国清洁 发展机制执行理事会注册前就已经产生减排量的项目；（四）在联合国清洁发展机制执行理事会注册但未 获得签发的项目。 中国温室气体自愿减排项目设计文件 第 2 页 A部分. 项目活动描述 A.1. 项目活动的目的和概述 A.1.1. 项目活动的目的 北方龙源灰腾梁风电项目（以下称“本项目”）建设了一个总装机容量 为 300MW 的风电场，产生的电力销售到作为华北电网一部分的内蒙古自治 区电网。在华北电网中，化石燃料电厂并网发电占据主导地位。本项目活动 将通过替代华北电网化石燃料的发电来实现温室气体（GHG）的减排。 A.1.2. 项目活动概述 本项目位于中华人民共和国内蒙古自治区锡林郭勒盟阿巴嘎旗东南部与 锡林浩特市南部的交界区域，由内蒙古北方龙源风力发电有限公司投资建设 运营。本项目安装了 200 台单机容量为 1,500kW 的风力发电机组，总装机容 量为 300MW。本项目于 2007年 6月 28日开工建设，并于 2008年 12月 5日 正式投产并网发电。本项目预计平均每年可向华北电网输送电量约 833,000MWh。本项目于 2010 年 08 月 24 日在联合国清洁发展机制执行理事 会注册为清洁发展机制项目。本项目申请的补充计入期为 2008年 12月 5日- 2010年 08月 23日（包括首尾两日，共计 627天），补充计入期内向华北电 网输送电量预计为 1,430,934.25MWh，总预估减排量为 1,286,349tCO 2 e。 本项目实施之前，项目所在地所需电力由华北电网提供，而并网的化石 燃料电厂在华北电网中占主导地位。因此，本项目的基准线情景是由华北电 网提供同等电量，与本项目实施前的情景相同。 本项目对当地可持续发展的贡献主要表现在 1、减少温室气体排放。 2、促进中国风力发电产业进步。 3、在风机安装、调试及风场运行时为当地提供了就业机会。 4、减少了化石燃料燃烧引起的 SO x 、NO x 及粉尘等污染物的排放。 A.1.3. 项目相关批复情况 中华人民共和国发展和改革委员会于 2007 年 2 月 25 日对本项目的可行 性研究报告做出了批复（发改能源 [2007]410号）； 中国温室气体自愿减排项目设计文件 第 3 页 内蒙古自治区环保局于 2006 年 10 月 13 日批准了建设项目环境影响报 告。 项目于 2007年 6月 28日开始开工建设，于 2008年 12月 05日正式投产 并网发电。 2010 年 11 月，国家发改委依据节能法制定并发布了固定资产投资项 目节能评估和审查暂行办法，将节能评估和审查作为项目审批、核准以及 开工建设的前置条件。本项目于 2007 年 2 月 25 日获得国家发展和改革委员 会的核准批复，因此，本项目在核准前未进行节能评估和审查。 本项目于 2010年 08月 24日在联合国清洁发展机制执行理事会注册，项 目注册号为 3005。本项目除在联合国清洁发展机制注册外，未在其他国际或 国内减排机制下注册。目前，本项目申请过 3次 CER签发，已签发 2次，签 发时间段为 2010年 8月 24日到 2012年 3月 20日，签发减排量为 421,952吨 CO 2 e，第 3 次签发正在进行之中，监测时间段为 2012 年 3 月 21 到 2012 年 12月 31日，预计签发减排量 302,771吨 CO 2 e。 A.2. 项目活动地点 A.2.1. 省/直辖市/自治区，等 内蒙古自治区 A.2.2. 市/县/乡镇/村，等 锡林郭勒盟阿巴嘎旗 A.2.3. 项目地理位置 本项目位于中华人民共和国内蒙古自治区锡林郭勒盟阿巴嘎旗东南部和 锡林浩特市南部的交界区域，场址中心点的坐标为东经 1160959和北纬 432701。图 1和图 2显示出项目的具体地理位置。 中国温室气体自愿减排项目设计文件 第 4 页 图 1 本项目在中国地图上的位置 图 2 本项目在内蒙古自治区锡林郭勒盟阿巴嘎旗地图上的位置 中国温室气体自愿减排项目设计文件 第 5 页 A.3. 项目活动的技术说明 本项目位于中华人民共和国内蒙古自治区锡林郭勒盟阿巴嘎旗境内，利 用风力发电，是一个并网发电的可再生能源项目。 在本项目实施前，项目所在地没有发电厂，所需电力由华北电网提供。 本项目的基准线情景是由华北电网提供同等电量，与项目实施前的情景相 同。 本项目活动将通过替代华北电网化石燃料的发电来实现温室气体 （GHG）的减排。根据方法学，本项目是一个零排放的发电活动。 本项目安装了 200 台单机容量 1,500kW 的风机，总装机容量为 300MW。根据可行性研究报告，本项目年等效满负荷小时数为 2,777 小时， 容量系数（PLF）为 31.7，预期年上网电量为 833,000MWh。本项目采用华 锐风电科技有限公司生产的型号为 SL-1500 的风力发电机组，具体技术参数 如下表所示 参数 单位 参数 数据来源 额定功率 kW 1,500 风机购买合同 叶片数 片 3 叶轮直径 m 70.4 额定风速 m/s 12 切入风速 m/s 3 切出风速 m/s 25 发电机额定功率 kW 1,520 发电机额定电压 V 690 设备寿命期 年 20 风场内建造 1座 220kV升压变电站，220kV出线 1回，连接风场至灰腾 梁 220KV 升压站，通过该升压站，项目发电输入内蒙古电网。项目所发电 量，将通过位于风场升压站内安装在高压侧的双向电表监测。发电数据还可 以通过现场控制系统进行监测和记录。 中国温室气体自愿减排项目设计文件 第 6 页 A.4. 项目业主及备案法人 项目业主名称 申请项目备案的 企业法人 受理备案申请的 发展改革部门 内蒙古北方龙源风力发 电有限责任公司 内蒙古北方龙源风力发 电有限责任公司 内蒙古自治区发展和 改革委员会 A.5. 项目活动打捆情况 本项目不是打捆项目。 A.6. 项目活动拆分情况 本项目不存在拆分情况。中国温室气体自愿减排项目设计文件 第 7 页 B部分. 基准线和监测方法学的应用 B.1. 引用的方法学名称 本项目在申请中国自愿减排项目备案时采用 CM-001-V01“可再生能 源发电并网项目的整合基准线方法学”。 关于本方法学的更多信息，请参考 http//www.ccchina.gov.cn/archiver/cdmcn/UpFile/Files/Default/2013031116 4212571089.pdf. B.2. 方法学适用性  本方法学适用于可再生能源并网发电项目活动（a）建设一个新发电 厂，新发电厂所在地在项目活动实施之前没有可再生能源发电厂（新建 电厂）；（b）增加装机容量；（c）改造现有发电厂；或者d替代现有 发电厂。 本项目是建设一个新的风力发电厂，新发电厂所在地在项目活动实施之 前没有可再生能源发电厂，符合（a）的描述。本项目不属于增加装机容 量、改造现有发电厂和替代现有发电厂项目。  项目活动是对以下类型之一的发电厂或发电机组进行建设、扩容、改造 或替代水力发电厂/发电机组（附带一个径流式水库或者一个蓄水式水 库），风力发电厂/发电机组，地热发电厂/发电机组，太阳能发电厂/发电 机组，波浪发电厂/发电机组，或者潮汐发电厂/发电机组； 本项目是建设一个新的风力发电厂，属于建设风力发电厂/发电机组的类 型。  对于扩容、改造或者替代项目（不包含风能、太阳能、波浪能或者潮汐 能的扩容项目，这些项目使用第 9页的选项 2来计算参数 EG PJ,y ）现有 发电厂在为期五年的最短历史参考期之前就已经开始商业运行（用于计 算基准线排放量，基准线排放部分对此进行了定义），并且在最短历史 参考期及项目活动实施前这段时间内发电厂没有进行扩容或者改造。 本项目是一个新建项目，不属于上述描述的类型。  对于水力发电厂项目 中国温室气体自愿减排项目设计文件 第 8 页 本项目是建设一个新的风力发电厂，不是水力发电项目。  本方法学不适用于以下条件  在项目活动地项目活动涉及可再生能源燃料替代化石燃料，因 为在这种情况下，基准线可能是在项目地继续使用化石燃料；  生物质直燃发电厂；. 本项目是建设一个新的风力发电厂，属于新建项目，不涉及在项目活动 地用可再生能源燃料替代化石燃料。 B.3. 项目边界 本项目的边界包括本项目的物理边界和地理边界以及与本项目连接的华 北电网的所有发电厂。本项目边界在华北电网内，而华北电网包括北京市电 网、天津市电网、河北省电网、山西省电网、内蒙古自治区电网和山东省电 网。 排放源 温室气体 种类 包括 否 说明理由/解释 基准线 情景 华北电 网发电 CO 2 是 主要排放源 CH 4 否 为简化而排除，符合保守原则 N 2 O 否 为简化而排除，符合保守原则 项目情 景 风电场 项目 CO 2 否 风电项目不排放 CO 2 CH 4 否 根据方法学可忽略 N 2 O 否 根据方法学可忽略 本项目的边界、监测系统及排放源的示意图如下 中国温室气体自愿减排项目设计文件 第 9 页 B.4. 基准线情景的识别和描述 根据方法学 CM-001-V01，如果项目活动是建设新的可再生能源并网发 电厂/发电机组，那么基准线情景如下  项目活动生产的上网电量可由并网发电厂及其新增发电源替代生产，与 “电力系统排放因子计算工具”里组合边际排放因子（CM）的计算过程中 的描述相同。 本项目是建设一个新的风力发电厂，属于可再生能源并网发电。因此， 根据方法学，本项目的基准线情景为由华北电网提供同等电量。 B.5. 额外性论证 项目开工前考虑减排机制 本项目在编写可行性研究报告阶段即考虑到申请减排项目的支持（例 如，清洁发展机制项目等）以克服影响项目建设的各种障碍，可行性研究报 告中给出了很详细的论述。 项目开发时间表 日期 项目活动 2006年 8月 可行性研究报告的编制完成 中国温室气体自愿减排项目设计文件 第 10 页 2006年 8月 16日 国家发改委组织招标会，内蒙古北方龙源风力发电有 限责任公司获得项目开发权 2007年 02月 25日 项目获得批复 2007年 2月 27日 董事会会议正式确定寻求减排机制收益的支持 2007年 4月 项目业主收到减排量买家的购买意向 2007年 5月 12 项目业主收到咨询公司的项目开发意向合同 2007年 6月 28日 项目建设启动项目开始日期 2007年 12月 26日 风机购买合同签署 2007年 12月 26日 项目设计文件第一版完成 2008年 2月 内蒙古北方龙源风力发电有限责任公司与内蒙古发改 委签署项目专营权开发合同 2008年 4月 升压站开工建设 2008年 4月 22日 项目获得国家发改委批复（LoA） 2008年 8月 第一台风机交付 2008年 12月 5日 项目投产发电 2010年 8月 24日 项目注册成清洁发展机制项目，编号 3005 2011年 11月 10日 项目减排量第一次签发 2012年 12月 14日 项目减排量第二次签发 2013年 8月 28日 项目减排量第三次签发申请（公示的监测报告完成日 期） 2014年 11月 13日 业主完成 CCER项目补充说明文件第一版（公示版） 的开发 2014年 11月 21日 本项目补充文件在中国自愿减排交易信息平台审定公 示 从以上项目开发时间表可以看出，本项目在项目开始之前就认真考虑了 申请减排项目（例如，清洁发展机制项目）以克服项目在经济上的障碍。 目前，受到全球金融危机的影响，欧盟碳交易市场持续低迷，CER 价格 很低。因此，业主考虑将本项目投产日至清洁发展机制项目注册日之间产生 的减排量开发成国内自愿减排项目，以增加本项目的财务收益。2014 年 11 月 13 日，业主完成 CCER 项目补充说明文件的开发。2014 年 11 月 21 日， 本项目补充文件在中国自愿减排交易信息平台审定公示。 本项目的额外性是通过额外性论证和评价工具完成的，包括以下步骤 步骤 1. 就项目活动而言, 识别符合现行法律法规的替代方案 中国温室气体自愿减排项目设计文件 第 11 页 现实和可行的本项目的替代方案，通过如下步骤确定 子步骤 1a.确定本项目活动的替代方案 在没有本项目存在的情形下，现实和可行的替代方案包括 1 实施本项目，但不作为减排项目（例如，CCER 项目）进行开 发； 2 由华北电网提供同等电量。 子步骤 1b.别替代方案是否符合强制性的法律和法规 方案 1） 符合中国现行法律法规要求，但根据步骤 2 的分析，本方案不 具有财务上的吸引力和可行性。 方案 2） 符合强制性的法律法规要求且没有任何经济/财务障碍。因此根 据方法学 CM-001-V01， 方 案 2） 即由华北电网供电提供等量电量，为最现 实可信的替代方案。 步骤 2. 投资分析 本步骤的目的是来确定本项目如果没有额外的收入或融资，比如来自 CCER 项目等减排收入，是否会在经济或财务上缺少吸引力。投资分析有如 下步骤 子步骤 2a.确定合适的分析方法 额外性论证和评价工具提议了三种分析手段简单成本分析（选项 I），投资比较分析（选项 II）和基准分析（选项 III）。由于本项目的收入 来源除减排收益（例如，CCER 项目收益）之外，还有售电收入，所以简单 成本分析并不适用。本项目的基准线情形是华北电网提供同等的供电量而不 是具体投资的项目。因此，选项 II 也并不适用。本项目将使用基于全投资 IRR的基准分析。 子步骤 2b.应用基准分析 （选项 III） 根据国家发改委和建设部联合发布的建设项目经济评价方法与参数 要求，中国电力产业全投资的 IRR 应为 8％，这在中国电力项目的可研中被 广泛使用。 中国温室气体自愿减排项目设计文件 第 12 页 子步骤 2c.技术并比较财务指标 基于上面提到的基准，在子步骤 2c中对财务的指标进行计算和比较。 1 计算财务指标的基本参数 基于本项目的可研报告，计算的基本财务指标如下表所示 指标 数据 数据来源 装机容量 300MW 可行性研究报告 年上网电量 833,000MWh 可行性研究报告 项目寿命 25年 可行性研究报告 静态总投资 268,947万元 可行性研究报告 折旧年限 12.5年 可行性研究报告 电价（含税） 0.42元/kWh 可行性研究报告 残值率 5 可行性研究报告 增值税率 8.5 可行性研究报告 所得税率 33 可行性研究报告 2 比较本项目的 IRR与财务基准 根据基准分析（选项 III），如果项目的财务指标（例如 IRR）低于基 准，那么本项目就认为不具备财务吸引力。 下表是本项目的 IRR 在有减排收益和没有减排收益下的情形。没有减排 收益，全投资 IRR 低于 8％的基准。因此，本项目不具备财务吸引力。有了 减排收益的支持，本项目的全投资 IRR 明显的改善并且超过了基准。因此， 本项目在获得减排收益后，将被认为对投资者是有吸引力的。 IRR 全投资，基准8 没有减排收益 6.44 有减排收益 10.73 子步骤 2d. 敏感性分析（只适用于选项 II和选项 III） 对于本项目，决定财务吸引力的并用来进行敏感性分析的四个参数是 静态总投资、年上网电量、电价和年运营成本。以下是针对这些参数对本项 目的全投资 IRR 的影响分析。这四个指标的敏感性分析结果如下表及下图所 示 中国温室气体自愿减排项目设计文件 第 13 页 参数 变化范围 -10 -5 0 5 10 静态总投资 7.98 7.18 6.44 5.77 5.15 年运营成本 6.78 6.61 6.44 6.27 6.10 电价 4.64 5.56 6.44 7.30 8.11 年上网电量 4.64 5.56 6.44 7.30 8.11 静态总投资 当静态总投资降低 10时，项目的全投资 IRR 等于 7.98，仍低于基准 值 8.截止到 2009 年 12 月，已签订合同的总金额已经达到可研报告中总投 资的 90.04，所以总投资不可能降低 10。另外，还有很大一部分的建设 与安装工作没有完成，比如 35KV 的电缆购买和建设，道路修筑等，将来投 资还会有很大一部分的增加。最后，考虑到中国经济的不断发展以及建设期 原材料价格上涨的因素 3 ，静态总投资不可能降低到超过基准收益率。 年运营成本 运营成本是由材料费、修理费、工资及福利、保险费以及其他费用等五 个部分组成。除修理费以外，其他四项费用在项目寿命期内基本会保持比较 固定。修理费用的波动，会直接导致运行成本的变化。修理费用一般占据运 营成本中最大的部分，比例约在 54至 70。 根据项目可研报告，修理费是固定资产投资乘以修理费比例得到。当项 目在五年后完全投入运行之后，修理费率是 1。从那时起，修理费率每年 增加 0.05。在项目运行的最后一年，达到 2。本项目的固定资产投资是 3 中国统计年鉴 中国温室气体自愿减排项目设计文件 第 14 页 27.9517 亿元，因此年修理费用的范围是 2,795 万元到 5,590 万元。随着风机 使用年限的增加，修理费的这种变化是正常的 4 。 即使按照最低 1的比例来考虑年运营成本，项目投资收益率达到 6.91，依旧小于基准收益率 8的值。 另外，根据丹麦风能协会的数据 5 ，修理费用一般占到风机设备投资的 1.5到 2。对于本项目，项目运行期内的修理费是 3,767万元，设备投资为 225,863万元。因此，修理费占设备投资费用的 1.67，在 1.5到 2之间。 因此，基于以上分析，本项目年运行费用是保守且合理的。 年上网电量 当本项目的年上网电量增加 10，项目收益率达到 8.11，略高于基准 值。可研报告中的上网电量是基于对当地风力资源的监测数据，计算数据是 全世界通用的，而且经过国家发改委专家的评估。计算得到的上网电量是项 目周期内的平均数据，已经考虑到了年度波动。因此，年度上网电量不可能 超过 10。 本项目年净上网电量为 833,000MWh，年运行小时数为 2,777 小时，可 计算得到项目负荷系数为 31.7。同内蒙古地区其他已经注册的类似项目相 比，本项目的负荷系数已经高于平均值。请见下表。 负荷系数的比较 平均负荷系数（PLF） 常规风电项目 27.4 装机容量高的特许权项目 29.8 本项目 31.7 经由上表可见，本项目的负荷系数高于常规风电项目，也高于同类型的 特许权项目。因此，本项目的上网电量是合理的。 电价（含税） 4 http//www.talentfactory.dk/en/tour/econ/oandm.htm 5 中国电力统计年鉴 2007, P637 中国温室气体自愿减排项目设计文件 第 15 页 当电价增加 10时，项目的全投资 IRR 等于 8.11，略高于基准值 8。然而，本项目采用固定电价，很难再上涨。详细的分析如下 1. 项目上网电价的确定 本项目位于内蒙古自治区，走的是风电项目也许经营权招标程序。下面 表格显示了上网电价的确定过程。 项目上网电价确定的过程 日期 事件节点 备注 2006年 8月 16 风电特许权项目在 北京开标 6 等效满负荷小时数 30,000 以内电价 上网电价被确定为 0.42 元/KWh（含 税），风电机组本地化率为 79 （发改委规定要求是 70） 2007年 2月 25 国家发改委核准项 目 核准批复进一步明确，前 30,000 小 时的上网含税电价为 0.42 元/KWh， 30,000 小时以后的价格执行当地电 力市场平均上网电价。 2007年 6月 28 项目开始 项目开工日期在 2007 年 6 月 28 日，风电机组的购买合同于 2007 年 12月 26日。因此，本项目清洁发展 机制的开始日期就定为 2007 年 6 月 28日 2008年 2月 业主与内蒙古自治 区发改委签署特许 权协议 核准批复再次明确，前 30,000 小时 的上网含税电价为 0.42 元/KWh， 30,000 小时以后的价格执行当地电 力市场平均上网电价。 本项目 30,000小时以后的预期电价是根据如下办法来确定的。 可研编制于 2006年 8月，此时当地平均上网电价是 0.2144元/KWh（税 后）。考虑到当地平均上网电价的上涨趋势，本项目 30,000 小时以后（2020 6 http//www.nmgjw.gov.cn/nr.aspid3357 中国温室气体自愿减排项目设计文件 第 16 页 年）的上网电价被确定为 0.32 元/KWh（税后），这算成税前电价为 0.3472 元/KWh。这个电价比 2006年当地平均上网电价高 49，这是保守的。 根据以上分析得到，电价的确定是透明，合理且保守的。 2. 本项目于当地其他类似项目的对比 根据国家发改委关于风电建设管理有关要求的通知，中国的风电开 发分为两级批复 7 ， a 装机容量小于 50MW的项目，由省级发改委批复； b 装机容量在 50MW 及以上的特许权风电项目由国家发改委批复。特许权 项目的上网电价，通过招标的方式确定。 本项目是内蒙古自治区的装机容量为 300MW 的特许权项目。特许权项 目同常规风电项目有很大的区别，比如特许权项目的装机容量一般要超过 50MW 8 ，在常规项目的装机容量一般小于 50MW。 为了提升风机设备的国产化率和规划化水平，特许权项目和常规风电项 目在基本头上存在明显的差距。见下表 特许权项目和常规项目的基础数值比较 9 特许权项目 常规项目 装机容量（MW） 100-300 50 平均单位投资 （RMB/KW） 8510 11750 平均单位运行成本 （RMB/KW） 188 211 平均负载系数 29.8 27.4 上表显示，特许权项目和单位投资和年运行成本比常规项目要低很多。 由于特许权项目装机容量一般较大，具有规模化优势。比如，变压器投资， 7 http//www.ndrc.gov.cn/zcfb/zcfbtz/zcfbtz2005/t20050810_39031.htm 8 一般来说，特许权项目的装机容量要大于 50MW，实际上，这些项目的装机容量往往最低都是 100MW。 9 参考资料已注册的内蒙古地区的风电项目 中国温室气体自愿减排项目设计文件 第 17 页 传输线路成本，人员总工资等都可以大幅度降低。特许权项目的设备及建设 都要经过招标程序，这也会降低项目成本。另外，特许权项目一般都位于风 力资源比较丰富的地区。因此，特许权项目的负荷系数往往比普通项目要 高。 因此，基于以上差别。本项目的上网电价只能与内蒙古地区的其他特许 权项目进行比较。在本项目开始之前，有 4 个已注册的特许权项目投入运 行。下表列出了这些项目的上网电价。 编号 项目名称 项目开 始日期 电价确 定日期 装机容 量 （MW） 上网电价（含 税） （RMB/KWh） 注册号 初始 30,000 小时 30,000 小时以 后 1 内蒙古辉 腾锡勒京 能 100MW 风电项目 2005- 08-01 2004- 09-01 100 0.3823 0.3823 870 2 华电内蒙 古辉腾锡 勒 100.25MW 风电项目 2005- 10-15 2004- 09-01 100.25 0.382 0.38 823 3 中广核内 蒙古灰腾 梁 300MW 风电项目 2007- 03-05 2006- 08-16 300 0.4199 0.379972113 4 内蒙古包 头八音风 电项目 2007- 04-01 2006- 08-16 201 0.4656 0.35 2153 5 本项目 2007- 06-28 2006- 08-16 300 0.42 0.3472 3005 中国温室气体自愿减排项目设计文件 第 18 页 在以上全部 4 个类似项目中，项目 4 的上网电价最高，初始 30000 小时 的电价为 0.4656 元/KWh（含税）。把此上网电价带入本项目计算，项目收 益率为 7.82，依旧低于 8。因此，无论考虑其他任何一个类似项目的电 价，本项目的收益率都会低于基准值。因此，即使采用内蒙古地区的最高电 价，本项目的收益率依旧低于基准值。 3. 单位投资与上网电价的关系 本项目初始 30,000 小时的上网电价是 0.42 元/KWh，之后为 0.3472 元 /KWh，低于内蒙古地区常规项目 0.54元/KWh的上网电价。这是因为特许权 项目的单位投资会低于常规项目，而且特许权项目一般位于风力资源较好的 地区，风场负荷系数比较高。上表中显示的较低运营成本，也是本项目上网 电价比较低的一个原因。基于保守考虑，不计入运行成本对电价的影响，这 是保守的。主要数据见下表。 本项目于内蒙古地区常规项目的比较 本项目 常规项目 （平均值） 比较 A B CB-A/A 装机容量 （MW） 300 50 - 单位投资（元 /KW） 8,965 11,750 31.06 项目负荷系数 31.7 27.4 -13.56 上网电价（元 /KWh,含税） 0.42 0.54 28.57 以下直方图更直观显示本项目于内蒙古地区常规项目在主要数据上的区 别。 中国温室气体自愿减排项目设计文件 第 19 页 本项目的单位投资比常规项目的平均投资低 31.6。假设，本项目和常 规项目有同样的单位投资，在初始 30,000 小时的上网电价是 0.54 元/KWh 的 最高电价，项目收益率为 5.49（下表中的情景 2），低于 8的基准值。即 使，最高上网电价应用于项目全程，收益率是 7.35（情景 3），依旧低于 基准值。 另外，当平均单位投资和项目负荷系数同常规项目的最高电价一起，带 入到本项目参与计算，项目收益率为 5.41（情景 4），依旧低于 8的基 准。因此，四个情景之下的项目收益率都低于基准值。 四种不同情景下的内部收益率比较 情景 1（实际 情况） 情景 2 情景 3 情景 4 单位投资（元 /KW） 8,965 11,750 11,750 11,750 项目负荷系数 31.7 31.7 31.7 27.4 上网电价（元 /KWh，含 税） 0.42 （初始 30,000小时） 0.3472 （30,000小时 0.54 （初始 30,000小时） 0.3472 （30,000小时 0.54 （项目全 周期） 0.54 （项目全 周期） 中国温室气体自愿减排项目设计文件 第 20 页 以后） 以后） 内部收益率 （IRR） 6.44 5.49 7.35 5.41 4. 进一步论述和计算参考电价 为了进一步论述特许权项目和常规项目的关系，这里计算出一个参考电 价，以考虑成本降低对项目收益率的影响。 假设，投资增加 31.6（见表 7），项目收益率从 6.44降低到 2.95。 因此，为了使得收益率重新升到 6.44，电价必须上升 27.7。因此，考虑 到成本降低而计算得到的参考电价是 0.4227 元 /KWh （0.54/127.70.4277）。因此，参考电价反映的是单位成本从 11,750 元 /KW，降低到 8,965 元/KW，电价也会更低一些，只是比本项目的实际电价 略高。请见下表。 参考电价的计算过程 情景 1（实际 情况） 情景 2 情景 3 参考电价 单位投资（元 /KW） 8,965 11,750 11,750 0.54/ （127.7） 0.4227 内部收益率 （IRR） 6.44 2.95 6.44 上网电价（元 /KWh ，含 税） 0.42 （初始 30,000小时） 0.3472 （30,000 小时 以后） 同情景 1 电价必须上升 27.7 到 0.5363 元 /KWh, 以抵消 单位投资的增 长 把参考电价作为初始 30,000 小时的上网电价，计算得到项目收益率为 6.53，即使把参考电价应用到整个项目寿命期，项目内部收益率为 7.43，低于基准值。 中国温室气体自愿减排项目设计文件 第 21 页 因此，基于全部上述分析，本项目的上网电价的确定是合适及透明和保 守的。即使把类似项目的最高电价及计算得出的参考电价应用到本项目，项 目内部收益率依旧不会超过基准值。 因此，替代方案 1）在关键参数合理变化范围内缺乏财务吸引力的结论 依然有效，因此具备额外性条件。 步骤 3. 障碍分析 此项目不涉及障碍分析。 步骤 4. 普遍实践分析 本项目是利用风能发电，属于可再生能源应用，根据“额外性论证与评 价工具（7.0.0版）”和“普遍性分析指南（第 02.0版）”，本项目普遍实践 分析如下 步骤 1）.设定产出范围即本项目产出或装机在 50上下浮动的范围 本项目装机 300MW，相应的产出范围为 150MW到 450MW。 步骤 2）识别满足以下所有条件的类似项目 （a）位于所适用的地理区域内的项目； （b）所采取措施与拟议项目活动相同的项目，这里的措施主要指相关 技术或能源来源，包括提高能源效率，以及利用可再生能源（例如提高能 源效率，基于可再生能源发电）； （c）所采用的能量来源/燃料和原料与拟议项目活动相同的项目，如果 拟议项目活动采用了技术转换措施； （d）项目实施所在的工厂， 所生产的产品或服务与拟议项目工厂所生 产的产品或服务具有可比质量，属性和应用区域（例如，熟料）； （e）项目的容量或产出在步骤1计算得出的适用的容量或产出范围内； （f）拟议项目活动的项目设计文件公示之前或拟议项目活动开始之前 （两者中较早者），已经开始商业运营的项目； 对于（a）选择内蒙古为适用的地理区域，原因详述如下 在中国，有关风电项目的规章制度和投资环境仅在同省或者同自治区内 进行相似性比较。风电项目由所在省发改委负责审批，项目环境评估报告由 所在省环保厅（局）负责审批。因此，本项目的普遍性分析将覆盖内蒙古自 治区所有相似项目。 中国温室气体自愿减排项目设计文件 第 22 页 对于（b）本项目技术措施为可再生能源风力发电，因此只有风电项 目才考虑为类似技术项目； 对于（c）本项目是新建风力发电项目，不是技改项目，故不考虑 （c）； 对于（d）该项目是一个风力发电并网项目，电力服务受电网的统一 调度管理，因此类似项目也是风力发电并网项目； 对于（e）这些风力发电项目，将选择装机容量24.75MW-74.25MW之间 的项目； 对于（f）2002 年 4 月，中国颁发了电力体制改革方案，该政策 旨在在中国建立一个更具商业化的发电市场。因此，发电项目投资将会有更 多的商业考虑，项目的投资回报也会成为重要的考虑因素。自 2002年 4月以 来，中国的风力发电市场发生了重大的改变，因此，普遍性分析将以 2002 年 4月以后的项目为准。 本项目的开始日期是 2007 年 6 月 28 日。因此，本项目的普遍性分析范 围将是位于内蒙古自治区，自 2002年 4月到 2007年 6月 28日期间投产运行 的且装机范围在 150MW到 450MW的项目。 根据中国风能协会2006 年中国风电场装机容量统计和中国清洁发展 机制网 10 的官方信息，内蒙古自治区内内没有符合上述条件的项目。 步骤3）从步骤2 识别出的项目中，除去那些已注册为CDM 项目活动 的项目活动，已提交注册的项目活动，正在审定的项目活动，并记录其数量 为N all 。 由步骤 2可知，N all 0 。 步骤 4）从步骤 3 中识别出的项目中，识别出那些与拟建项目活动采 用不同技术的项目，并记录其数量为 N diff 。 根据额外性论证工具（7.0.0 版），差异技术指的是在以下几个方面与本 项目不同 1） 燃料 2） 原料 10 http//cdm.ccchina.gov.cn http//www.windpower.org.cn/rule/fd4.jsp; 中国风能协会发布的2006年中国风电装机容量统计