包头市达茂旗百万千瓦级风电基地巴音2号20万千瓦风电项目PDD.doc

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 包头市达茂旗百万千瓦级风电基地巴音 2 号 20 万千瓦风电项目 项目类别 2 （一）：采用国家发展改革委备案的方法学开发的减排项目 项目设计文件版本 03 项目设计文件完成日期 2016 年 5 月 9 日 项目补充说明文件版本 / 项目补充说明文件完成日期 / CDM 注册号和注册日期 / 申请项目备案的企业法人 内蒙古能源发电投资集团新能源有限公司 项目业主 内蒙古能源发电投资集团新能源有限公司 项目类型和选择的方法学 项目类别：类型 1，能源工业（可 再生能源/不可再生能源）- 风力发 电； 方法学：CM-001-V02 可再生能源 并网发电方法学（第二版） 预计的温室气体年均减排量 440,051tCO2e 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 包头市达茂旗百万千瓦级风电基地巴音 2 号 20 万千瓦风电项目（以下 简称“ 本项目” ）建设的主要目的是利用当地丰富的风力资源进行发电，满足 包头地区和华北电网日益增长的用电需求。本项目产生的电力通过蒙西电网 并入华北电网。由于华北电网中化石燃料占主导地位，项目的运行可替代华 北电网部分电力，从而减少以化石燃料为主的华北电网的温室气体排放。 本项目利用清洁的可再生能源发电，从而促进当地的可持续发展：  项目为华北电网提供无污染，无排放的清洁能源，有利于缓解华北电 网的电力供需矛盾，改善能源结构。  项目所发电力将部分替代燃煤机组所发电力，从而可减少燃煤给当地 带来的环境污染。  项目建设和运行期间可为当地提供就业机会，项目运行后可提供约 30 余个长期的就业机会。 A.1.2 项目活动概述 本项目位于内蒙古自治区包头市达茂旗的荒漠草原上，由内蒙古能源发 电投资集团新能源有限公司负责开发运行。本项目装机容量为 201MW，由 134 台 1.5MW 的风力发电机组组成，年利用小时数为 2,460 小时，负荷因子 为 28.083%，年平均上网电量为 494,384MWh。项目首台机组于 2015 年 12 月 31 日实现并网发电，每台机组的并网发电时间如下表所示。本项目的计 入期开始时间选取为 2016 年 1 月 1 日，预计第一个计入期内年平均减排量 约为 440,051tCO2e，第一个计入期内减排量共为 3,080,356 tCO2e。 表 A-1 本项目各台风机并网发电时间 风机编号 单机容量 并网时间 41# 1.5MW 2015 年 12 月 31 日 40#，42# 1.5MW 2016 年 1 月 1 日 39# 1.5MW 2016 年 1 月 3 日 38# 1.5MW 2016 年 1 月 6 日 3 负荷因子=年利用小时数/全年小时数，即 2460/8760×100%=28.08% 中国温室气体自愿减排项目设计文件 第 3 页 34# 1.5MW 2016 年 1 月 8 日 37# 1.5MW 2016 年 1 月 9 日 35# 1.5MW 2016 年 1 月 12 日 33# 1.5MW 2016 年 1 月 13 日 16#，36# 1.5MW 2016 年 1 月 14 日 6# 1.5MW 2016 年 1 月 15 日 51# 1.5MW 2016 年 1 月 18 日 5#，32# 1.5MW 2016 年 1 月 19 日 24# 1.5MW 2016 年 1 月 22 日 31# 1.5MW 2016 年 1 月 27 日 60# 1.5MW 2016 年 1 月 28 日 27# 1.5MW 2016 年 2 月 29 日 26# 1.5MW 2016 年 3 月 2 日 28# 1.5MW 2016 年 3 月 3 日 30# 1.5MW 2016 年 3 月 9 日 25# 1.5MW 2016 年 3 月 17 日 52# 1.5MW 2016 年 3 月 24 日 59# 1.5MW 2016 年 3 月 25 日 44# 1.5MW 2016 年 3 月 28 日 50# 1.5MW 2016 年 3 月 31 日 46# 1.5MW 2016 年 4 月 1 日 12# 1.5MW 2016 年 4 月 4 日 88#，93#，95# 1.5MW 2016 年 4 月 8 日 29#，99# 1.5MW 2016 年 4 月 9 日 111#，112#，113# 1.5MW 2016 年 4 月 10 日 110# 1.5MW 2016 年 4 月 13 日 94#，114#，116# 1.5MW 2016 年 4 月 16 日 118#，119#，120# 1.5MW 2016 年 4 月 18 日 53#，54#，58#，83# 1.5MW 2016 年 4 月 22 日 81#，92#，43#，47#，8 2# 1.5MW 2016 年 4 月 25 日 80# 1.5MW 2016 年 4 月 28 日 62#，65#，76#，77#，7 9#，117# 1.5MW 2016 年 4 月 30 日 66#，67#，68#，69#，7 0# 1.5MW 2016 年 5 月 2 日 63#，64#，71#，75# 1.5MW 2016 年 5 月 6 日 中国温室气体自愿减排项目设计文件 第 4 页 57#，56# 1.5MW 2016 年 5 月 7 日 18#，55#，72#，73#，7 4#，86# 1.5MW 2016 年 5 月 9 日 14#，90#，91# 1.5MW 2016 年 5 月 11 日 15#，123#，124#，125# 1.5MW 2016 年 5 月 13 日 84#，85#，89#，121#， 122# 1.5MW 2016 年 5 月 15 日 45#，87#，97#，98#，1 15#，133#，134# 1.5MW 2016 年 5 月 16 日 126#，127#，128#，129 #，130#，131#，132# 1.5MW 2016 年 5 月 18 日 96#，100#，101#，102# ，103#，104#，105#，1 06# 1.5MW 2016 年 5 月 19 日 19#，61#，78#，48#，1 07#，108#，109# 1.5MW 2016 年 5 月 20 日 10#，17#，20#，21#，2 2#，23# 1.5MW 2016 年 5 月 21 日 7#，8#，9#，11#，13# 1.5MW 2016 年 5 月 22 日 1#，2#，3#，4#，49# 1.5MW 2016 年 5 月 25 日 本项目实施前情景是接入电网的相应电量由华北电网提供。本项目与华 北电网相连，根据下文 B.4 部分的分析，在无本项目的情况下，最可行的基 准线情景是由华北电网提供与本项目相同的上网电量。因此项目基准线情景 与本项目实施前的情景一致。 根据《温室气体自愿减排项目审定与核证指南》（以下称：《指南》） 要求，自愿减排项目须在 2005 年 2 月 16 日之后开工建设，本项目于 2015 年 4 月 10 日开工，满足《指南》对自愿减排项目开工时间的要求。本项目 是采用国家发展改革委员会备案的方法学开发的减排项目，满足《指南》中 第一类资格条件要求。 本项目未在联合国清洁发展机制执行理事会或其他国际国内减排机制注 册。 A.1.3 项目相关批复情况 本项目于2012年4月20日获得国家发展和改革委员会对本项目节能评估报 告的审查意见（发改办环资[2012]974号）。 中国温室气体自愿减排项目设计文件 第 5 页 本项目于2012年8月15日获得内蒙古自治区环境保护厅的审核意见（内环 函【2012】176号）。 本项目于2012年9月26日获得国家发展和改革委员会的项目核准批复（发 改能源【2012】3045号）；2014年12月26日，获得包头市发展和改革委员会 的项目延期和业主变更为内蒙古能源发电投资集团新能源有限公司的批复 （包发改能源函[2014]47号）。 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 包头市达茂旗 A.2.3. 项目地理位置 本项目场址位于内蒙古自治区包头市达茂旗的荒漠草原上，场址中心位 于白云鄂博矿区西南约 16 公里处。项目中心地理坐标约在东经 109°46′00′′， 北纬 41°41′00″。 中国温室气体自愿减排项目设计文件 第 6 页 图 A-1 项目活动所在地 项目所在地 中国温室气体自愿减排项目设计文件 第 7 页 A.3. 项目活动的技术说明 1. 项目活动实施开始以前现有情景 华北电网供电。 2. 项目活动所采用的技术 本项目总装机容量为 201MW，共安装 134 台 1.5MW 的风力发电机组。 风力发电机组经一机一变的单元接线方式，以 35kV 电压等级汇集后接入风 电场新建 220kV 升压站，然后以一回 220kV 线路接入华能巴音风电场 220 千伏汇集站，最后送入华北电网。 根据可研报告，本项目预计年上网电量为 494,384MWh，年运行小时数 为 2,460 小时，负荷因子为 28.08%。本项目负荷因子经过有资质的第三方设 计单位论证，是合理可行的。 风机具体技术参数如下表所示： 表 A-1 风力发电机组技术参数 4 参数 数值 制造厂家 华锐风电科技（集团）股份有限公司 型号 SL1500/90 额定功率(kW) 1,500 额定电压 (V) 690 数量（台） 134 叶轮直径 (m) 90 切入风速 (m/s) 3 额定风速 (m/s) 10 切出风速 (m/s) 22 轮毂高度 70 运行寿命 (年) 20 项目所发电力将经过现场升压至 220kV 后接入华能巴音风电场 220 千伏 汇集站，最终并入华北电网。 4 数据来源于风力发电机组技术协议 中国温室气体自愿减排项目设计文件 第 8 页 3. 基准线情景： 基准线情景与项目活动实施开始以前现有情景一致，即华北电网供电。 4. 采用的环境安全和无害技术： 风能是一种清洁无污染的能源，项目利用风能进行发电不会产生项目排 放，对环境没有显著的不利影响。 5. 技术转移： 本项目拟采用的主要设备均由国内厂家提供，因此本项目不存在任何形 式的国际技术转移。 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 负责备案受理的 发改委 内蒙古能源发电投资集 团新能源有限公司 内蒙古能源发电投资集 团新能源有限公司 内蒙古自治区发展和 改革委员会 A.5. 项目活动打捆情况 本项目不涉及打捆情况，故不适用。 A.6. 项目活动拆分情况 本项目不涉及拆分情况，故不适用。 中国温室气体自愿减排项目设计文件 第 9 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 应用于本项目活动的方法学和参考文献如下： 本项目应用中国温室气体自愿减排方法学：CM-001-V02可再生能源并 网发电方法学（第二版）有关方法学的详细信息可见： http://cdm.ccchina.gov.cn/archiver/cdmcn/UpFile/Files/Default/201603030935166 86376.pdf 应用了EB 批准的工具： “额外性论证与评价工具”（第07.0.0版）有关应用工具的详细信息可 见：http://cdm.unfccc.int/methodologies/PAmethodologies/tools/am-tool-01- v7.0.0.pdf “电力系统排放因子计算工具”（第05.0版）有关应用工具的详细信息 可见： http://cdm.unfccc.int/methodologies/PAmethodologies/tools/am-tool-07- v5.0.pdf “普遍性分析工具”（第03.1版）有关应用工具的详细信息可见： https://cdm.unfccc.int/methodologies/PAmethodologies/tools/am-tool-24-v1.pdf “投资分析工具”（第06.0版）有关应用工具的详细信息可见： http://cdm.unfccc.int/methodologies/PAmethodologies/tools/am-tool-27-v1.pdf B.2. 方法学适用性 本项目活动是风力发电并网，其条件符合自愿减排方法学CM-001- V02：“可再生能源并网发电方法学”（第二版），原因如下：  本项目是新建风力发电厂项目，新发电厂所在地在项目活动实施前 没有可再生能源发电厂；  本项目不涉及已有电厂增容、改造或替换；  本项目不属于生物质直燃发电厂，也不属于水力发电厂；  本项目不涉及可再生能源燃料替代化石燃料；  本项目所并网的电网边界明确，建成后所发电力全部并入以化石燃 料发电为主要来源的华北电网，项目的发电量将部分取代华北电网 产生的电量。 中国温室气体自愿减排项目设计文件 第 10 页 额外性论证与评价工具（第 07.0.0 版）包含在该方法学中，因此本项目 使用该方法学时，该工具自动适用于该项目。 电力系统排放因子计算工具（第 05.0 版）适用于计算提供上网电能或可 以节约下网电能项目的基准线排放的电网 OM、BM 和 CM 排放因子，本项 目为新建风电项目，将提供一定量的上网电量，需要利用该工具计算电网 OM、BM 和 CM 排放因子，因此该工具适用本项目。 综上所述，本项目满足该方法学和工具的适用条件，并且不包含不适用 该方法学和工具的情景，因此该方法学和工具适用于本项目。 B.3. 项目边界 根据方法学CM-001-V02“可再生能源并网发电方法学”（第二版）的原则， 发电项目的项目边界空间范围包括本项目电厂以及与本项目接入的电网中的 所有电厂。本项目接入的电网是华北电网，根据国家发改委对电网边界的划 分，华北电网包括北京市、天津市、河北省、山西省、山东省和内蒙古自治 区 5。 项目边界详情如下图 B-1 所示： 图 B-1 本项目边界示意图 项目边界内的排放源以及主要排放的温室气体种类请见表 B-1： 5国家发展和改革委员会应对气候变化司，《2014中国区域电网基准线排放因子》 http://cdm.ccchina.gov.cn/zyDetail.aspx?newsId=52505&TId=161 中国温室气体自愿减排项目设计文件 第 11 页 表 B-1 项目边界内包括或不包括的排放源 排放源 温室气体种类 包括否？ 说明理由/解释 CO2 是 主要排放源 CH4 否 次要排放源 基准线情景 由于项目活动被替 代的化石燃料火电 厂发电产生的 CO2 排放 N2O 否 次要排放源 CO2 否 CH4 否 项目情景 本项目活动 N2O 否 按照方法学的要求，风力 发电项目生产运行不会产 生显著的温室气体排放， 因此项目排放可忽略。 B.4. 基准线情景的识别和描述 根据方法学 CM-001-V02，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。 本项目活动为新建风电项目，所发电力并入华北电网，所以基准线情景 为由华北电网所有并网发电厂及其新增发电源替代生产。 本项目设计文件的电力系统排放因子计算采用国家发改委公布的最新数 据，计算项目基准线排放的主要变量如下表所示： 表 B-2 计算项目基准线排放的主要变量 变量 数值 数据来源 电量边际 OM 排放 因子 （华北电网） 1.0580 tCO2e/MWh 国家发改委：《2014 年关于确定中 国电网基准线排放因子的公告》 容量边际 BM 排放 因子 （华北电网） 0.5410 tCO2e/MWh 国家发改委：《2014 年关于确定中 国电网基准线排放因子的公告》 组合边际 CM 排放 因子 （华北电网） 0.9287 tCO2e/MWh 国家发改委：《2014 年中国区域电 网基准线排放因子》的电量边际和容 量边际加权平均 中国温室气体自愿减排项目设计文件 第 12 页 项目净上网电量 ,faciltyEG494,384MWh /年 项目可行性研究报告 B.5. 额外性论证 根据《温室气体自愿减排项目审定与核证指南》的要求，额外性的论证 应包括如下内容： 1. 事先考虑减排机制可能带来的效益 项目业主很早就考虑到减排收益对项目的影响。本项目可行性研究报告 由独立的第三方进行编写完成。根据项目可行性研究报告，本项目全投资内 部收益率低于基准值，项目不具有财务吸引力，通过分析得知考虑到碳减排 收益时本项目的财务指标将大大改善（见下文投资分析的详述内容）。 2012 年 9 月 20 日，项目的原业主，内蒙古国电新能源有限公司，了解 到 CDM 这一减排机制能为项目建设提供支持，于是决定通过将此项目申请 CDM 以克服融资障碍。然而，随后由于内蒙古自治区政府对其母公司内蒙 古国电能源投资有限公司进行战略重组工作，项目申请 CDM 的开发工作受 到影响，随之推迟。2014 年 7 月内蒙古自治区政府对内蒙古国电能源投资有 限公司战略重组的工作完成，成立了内蒙古能源发电投资集团有限公司 6（ 重组后的业主的母公司）后，项目才开始真正的启动。由于考虑到国际碳市 场价格低迷，而国内自愿减排项目开发进入实施阶段，五市两省碳交易试点 方案陆续出台，均为国内温室气体自愿减排项目产生的减排量进行交易提供 了政策和机制保障。2015 年 1 月重组后现业主开始转向寻求国内减排机制的 支持。因此，由项目实施时间表可以看出，项目业主采取了真实和连续的行 动以寻求减排机制的支持。 本项目重要事件时间列表，见表 B-3： 表 B-3 项目实施时间表 时间 项目实施过程中的重要事件 2011 年 7 月 完成环境影响报告表 2012 年 2 月 完成项目可行性研究报告 2012 年 4 月 20 日 获得国家发展和改革委员会对本项目节能评估报 告的审查意见（发改办环资[2012]974 号） 6 内蒙古能源发电投资集团有限公司（现业主母公司）是重组原由内蒙古自治区人民政府与中国国电集团公 司按 50%∶50%股比的原内蒙古国电能源投资有限公司（原业主），在经过股权调整后重新成为自治区国 有独资的大型综合性能源投资集团企业，于 2014 年 7 月 25 日正式挂牌运营。 中国温室气体自愿减排项目设计文件 第 13 页 2012 年 8 月 15 日 环境影响报告表获得内蒙古自治区环境保护厅的审核意见（内环函【2012】176 号） 2012 年 9 月 26 日 获得国家发展和改革委员会的项目核准批复（发改能源【2012】3045 号） 2012 年 9 月 29 日 内蒙古国电新能源有限公司（原业主）决议将项 目开发成 CDM 项目 2013 年 3 月 1 日 签订清洁发展机制项目咨询协议 2013 年 3 月 4~6 日 开展温室气体减排项目利益相关方调查 2014 年 7 月 25 日 内蒙古能源发电投资集团有限公司正式挂牌运营 2014 年 9 月 11 日 内蒙古能源发电投资集团新能源有限公司成立 （现业主，即内蒙古能源发电投资集团有限公司 的子公司 ） 2014 年 12 月 26 日 获得包头市发展和改革委员会的项目延期和业主 变更为内蒙古能源发电投资集团新能源有限公司 的批复（包发改能源函[2014]47 号） 2015 年 1 月 6 日 内蒙古能源发电投资集团新能源有限公司决定转向寻求国内减排机制（CCER）的资金支持 2015 年 4 月 10 日 项目开工建设（项目活动开始时间） 2015 年 5 月 20 日 签订 CCER 开发和买卖协议 2015 年 6 月 23 日 签订风机设备采购合同 2015 年 12 月 31 日 项目首台机组并网发电 2016 年 3 月 16 日~29 日 项目在中国自愿减排交易信息平台公示 7 2016 年 5 月 25 日 项目全部机组并网发电（预计） 2. 额外性分析 根据“额外性论证与评价工具” 的要求，对项目是否具有额外性进行分析： 步骤1：基准线的识别 本项目的基准线的识别和描述已经在B.4进行了论述，项目是建设新的 可再生能源并网发电项目，基准线情景为：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，因而基准线排放就是本项目的年上网电 量乘以华北电网的排放因子。由于本项目采用的方法学指定了基准线情景， 不需要再分析替代情景，只需要考虑没有碳减排收益情况下的项目情景。 步骤2：投资分析 7 http://cdm.ccchina.gov.cn/archiver/cdmcn/UpFile/Files/Default/20160315170053248819.pdf 中国温室气体自愿减排项目设计文件 第 14 页 判断本项目： （1）财务上是否最有吸引力； （2）没有碳减排收益时是否财务可行。 为了作以上判断，展开了以下步骤的投资分析： 子步骤 2a：选择分析方法 “额外性论证与评价工具” 提供了三种分析方法：简单成本分析方法 (选项 I)、投资比较分析方法( 选项II) 和基准分析方法 (选项III)。 考虑到本项目除碳减排收入以外，还可以实现售电收入，因此简单成本 分析方法(选项 I)不适用。 投资比较分析方法(选项II) 适用于替代方案也是投资项目的情况，只有这 样才能进行投资比较分析，但是本项目的基准线替代方案是从现有的华北电 网下电，不是新建的可替代投资项目，因此不适用于投资比较分析方法(选项 II)。电力行业的基准全投资内部收益率数据可以获得，因此，本项目采用基 准分析方法( 选项III) 进行投资分析。 子步骤 2b：选项 III 基准分析方法 结合中国风电、火电、输变电项目财务评价中所使用的基准收益率水平， 电力工程项目的税后全投资内部收益率（IRR ）不应低于8% 8。目前，中国的 电力工程项目通常采用此基准收益率。因此，该项目采用8%作为基准收益率 是合理的。 子步骤 2c：计算并对比财务参数 根据本项目的可行性研究报告最终版（以下简称可行性研究报告），用 于本项目投资分析的主要参数列于下表B-4。 表B-4 投资分析计算需要的主要参数 参 数 名 称 单 位 数 值 来 源 装 机 容 量 MW 201 可行性研究报 告 预 计 年 上 网 电 量 MWh 494,384 可行性研究报 告 总 投 资 万 元 204,384 可行性研究报 告 静 态 投 资 万 元 191,265.2 可行性研究报 告 建 设 期 利 息 万 元 13,118.5 可行性研究报 告 流 动 资 金 万 元 603 可行性研究报 告 可 抵 扣 增 值 税 万 元 22,232.5 可行性研究报 告 上 网 电 价 （ 含 税 ） 元 /kWh 0.51 发改价格【2009】 8国家电力公司 《电力工程技术改造项目经济评价暂行办法（试行）》,中国电力出版社，2003。 中国温室气体自愿减排项目设计文件 第 15 页 参 数 名 称 单 位 数 值 来 源 1906 号 运 行 成 本 万 元 /年 4,689.7 可行性研究报 告 其 中 ： 维 修 费 万 元 2,958.1 可行性研究报 告 工 资 及 福 利 万 元 235.5 可行性研究报 告 保 险 费 万 元 591.6 可行性研究报 告 材 料 费 万 元 301.5 可行性研究报 告 其 他 费 用 万 元 603.0 可行性研究报 告 折 旧 年 限 年 15 可行性研究报 告 残 值 率 % 5 可行性研究报 告 增 值 税 率 % 179 可行性研究报 告 所 得 税 % 2510 可行性研究报 告 城 市 建 设 维 护 税 % 5 可行性研究报 告 教 育 费 附 加 % 5 可行性研究报 告 长 期 贷 款 利 率 % 7.05 可行性研究报 告 短 期 贷 款 利 率 % 6.56 可行性研究报 告 CCER期 望 价 格 元 /tCO2e 50 预 估 11 项 目 寿 命 年 20 可行性研究报 告 表B-5比较了本项目在不考虑碳减排收益和考虑碳减排收益时，财务指 标的计算结果。 表B-5 考虑及不考虑碳减排收益时的财务指标比较 项目 不考虑碳减排收益 基准收益率 考虑碳减排收益 全投资内部收益率 6.48% 8% 7.76% 不考虑碳减排收益的情况下，本项目的全投资内部收益率为6.48%，低于 中国的电力工程项目通常采用的基准收益率8%，财务上不可行。考虑碳减排 9即征即退 50% 10享受“三免三减半”优惠政策 http://www.chinatax.gov.cn/n8136506/n8136593/n8137537/n8138502/8315882.html 11 根据碳排放价格测绘，2012 年的碳排放二级市场价格在 7 欧元左右，折合人民币约 56 元。本项目的投资 决策时间在 2012 年，并且当时国内没有碳交易价格可以参考，因此参考 2012 年的价格预测 CCER 期望价格 在 50 元是合理的。此外，在新业主做 CCER 决策的时候，根据国内七个碳交易试点交易，配额价格基本在 20 元/吨至 70 元/吨浮动，因此假设 CCER 价格为 50 元/吨是合理的。 中国温室气体自愿减排项目设计文件 第 16 页 收益时，本项目的财务指标将达到7.76%，说明碳减排收益能显著改善财务 指标。 子步骤 2d：敏感性分析 敏感性分析将显示有关财务吸引力的结论在关键假设条件的合理变化范 围内，是否依然有效，能否有较强的抗风险的能力。根据构成总投资费用或 总项目收益20%以上的变量的原则，针对本项目选择如下四个主要参数作为 敏感性指标，通过敏感性分析检验项目的财务可行性：  静态总投资  年上网电量  年运行成本  上网电价（含税） 假定其他条件不变，以上四个主要参数分别在±10%的范围内变动，项目 全投资内部收益率IRR的影响如下表B-6和图 B-2所示，IRR 随着静态总投资和 年运行成本的升高而降低，随着年上网电量和上网电价的增加而上升。其中 年运行成本的变化对IRR的影响最小： 表B-6 敏感性分析表 变化区间 90% 95% 100% 105% 110% 静态总投资 7.85% 7.14% 6.48% 5.88% 5.32% 年上网发电量 5.13% 5.82% 6.48% 7.14% 7.78% 年运行成本 6.74% 6.61% 6.48% 6.35% 6.22% 上网电价（含税） 5.13% 5.82% 6.48% 7.14% 7.78% 中国温室气体自愿减排项目设计文件 第 17 页 图 B-2 敏感性分析示意图 12 假定其他条件不变，若要使项目IRR等于基准收益率，以上四个主要参 数分别所需的变化如表B-7所示，都超出现实可及的范围： 表B-7 临界点分析 假定的 项目 IRR 静态总投资 单独所需变化 年上网电量 单独所需变化 年运行成本 单独所需变化 上网电价 单独所需变化 基准 8% –11.04% +11.76% -60.55% +11.76% 从以上表B-6和图B-2可以看出，上述主要参数变化±10%，项目IRR 都低 于基准收益率8%。更进一步的临界点分析（表B-7）显示，要项目IRR提高 到基准收益率，任何一个主要参数所需的变化，都超出了现实所能达到的程 度。具体分析如下： 静态总投资 本项目IRR要达到基准，静态总投资需降低11.04%，即约170,147.9万元。 本项目的静态投资金额由具有专业资质的第三方机构内蒙古电力勘测设计院 编算而来，静态总投资主要为设备购置费、安装工程费用及建筑工程费用， 从固定资产投资价格指数、CPI指数及当地职工平均工资指数等指标看来， 内蒙古自治区近年来的固定资产投资价格指数一直稳定在100左右（2012- 2014年的价格指数（上年=100）分别为101.6，99.6.1和99.8） 13。因此，本项 目静态总投资不可能有大幅减少的情况发生。 截至本项目设计文件完稿时，项目已实现部分机组并网发电，仍有部分 工程处于建设阶段，虽然还有投资尚未产生，但目前实际发生的投资已达到 171,327.4万元，已经超过了临界值170,147.9万元，因此，本项目静态总投资 不可能减少11.04%以上。 年上网电量 当年上网电量增加11.76%以上时，项目IRR才能达到基准，但是这种情况 不太可能发生。年上网电量是由年总的发电量减去能量损失得到的，年发电 量是由内蒙古电力勘测设计院根据多年历史平均数据得到，同时考虑到如空 气密度可利用率、风电机组可利用率、叶片污染可利用率等修正系数和折减 系数进行调整，经综合折减率调整后的电量即年上网电量。这种计算发电量 的方法得到了设计院及当地主管部门的认可，并且广泛的应用于中国风场设 计领域；同时，到目前为止，内蒙古类似风电项目的平均运行小时数在 12图 B-2 中，年上网电量和年上网电价曲线走势一致，因此图中上网电价的曲线图即为上网电量的曲线图 13 http://data.stats.gov.cn/easyquery.htm?cn=E0103 中国温室气体自愿减排项目设计文件 第 18 页 2,159h~2,828h范围变化，本项目年运行小时数为2,460h，在正常变化范围区 间内。加之内蒙古弃风率较高 14，综上所述，本项目年上网电量增加11.76% 以上的可能性很小。 年运行成本 年运行成本的变化对本项目的IRR影响较小，由临界点分析可知，只有本 项目的年运行成本降低60.55 %，IRR才能达到 8%。年运行成本主要包括人员 工资福利，维修费、材料费用、保险费和其他费用，所有的输入值均来自可 行性研究报告并按相关的评价规范或设计院多年经验数据进行取值，考虑到 近年来材料价格指数、CPI指数及当地职工平均工资指数上涨，因此所计算 出的年运行成本是合理的。 上网电价 要达到基准的收益率，含税上网电价需要上涨8.46%，达到0.569元 /kWh，然而这种情况几乎是不可能发生的，因为中国的电价是由中央和地方 政府规定的，不随市场变动。并且，基于国家发改委过去几年发布的内蒙地 区的风电电价可以看出，项目区域内的电价呈下降趋势。 时间 文件 含税电价（元/kWh） 2009 年 7 月 20 日 发改价格 [2009] 1906 号 0.5115 2014 年 12 月 31 日 发改价格 [2014] 3008 号 0.4916 综合以上分析，如果不考虑碳减排收益的情况下，以上四个主要参数在 ±10%的范围变动时，本项目在财务上仍不具有吸引力而难以实施，因此本 项目具有额外性。 步骤 3. 障碍分析 项目额外性可采用投资分析或障碍分析，而本项目采用投资分析进行项 目额外性分析，因此不采用障碍分析。 步骤 4：普遍性分析 采用“普遍性分析工具” （第03.1版）的步骤做如下的分析： 第一步：计算拟议项目活动设计产出或容量的 +/-50%作为可适用产出范 围 14 http://www.nea.gov.cn/2016-02/02/c_135066586.htm 15 http://www.gov.cn/zwgk/2009-07/27/content_1376064.htm 16 http://www.sdpc.gov.cn/zcfb/zcfbtz/201501/t20150109_659876.html 中国温室气体自愿减排项目设计文件 第 19 页 本项目的装机为201MW，因此±50%的装机变化范围应该是100.5MW 至 301.5MW。 第二步：定义满足下列条件与拟议项目类似的项目（碳减排项目 17和非 碳减排项目） ： (a) 项目位于适用的地理区域； (b) 项目应用与拟议项目相同的技术； (c) 对于技术转换项目，项目采用与拟议项目相同的能源； (d) 项目生产的产品或提供的服务与拟议项目在质量、性能及适用范围方 面具有可比性； (e) 项目规模在第一步中计算的范围内； (f) 项目开始商业运行的时间在拟议项目文件公示或拟议项目开始日期之 前，以较早的时间为准 考虑以上条件，本项目对比分析对象需符合以下条件： 适用的地理区域：考虑到中国区域广阔，省与省之间地理学上的差异 （比如，地理，气候，自然资源等）以及社会经济上的差异（比如规管架构， 基础设施，经济发展水平，经济结构，科技水平，融资能力，电价水平等） 较大，因此将本项目适用的地理区域定义为