赤峰翁牛特旗风电项目.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 赤峰翁牛特旗风电项目 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 不适用 项目设计文件完成日期 不适用 项目补充说明文件版本 第 四 版 项目 补充说明 文件完成日期 2015 年 09 月 09 日 清洁发展机制 注册号 和 注册日期 9242 2012 年 12 月 31 日 申请项目备案的企业法人 中电投东北新能源 发展 有限公司 项目 业主 中电投东北新能源 发展 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 )； 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 （第一版） 预计的温室气体 年均 减排量 96,110tCO2e3 补充计入期： 2011 年 02月 03日 - 2012 年 12 月 31 日 4（含首末两 天，共计 698 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 。 3本项目为项目类别（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，总减排量为 183,793tCO2，起止时间为 2011 年 2月 3日至 2012 年 12月 31日，共计 698天，因此，按照一年 365天计，本项目 预计的温室气体年均减排量为 183,793/698*365=96,110tCO2 . 4 CDM 计入期为： 2013 年 01 月 01 – 2019 年 12 月 31 日 ,本项目的 补充 计入期和 CDM 计入期不重合。 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 赤峰翁牛特旗风电项目 （以下简称本项目）的主要目的是利用当地丰富 的风力资源进行发电，满足 东 北电网日益增长的用电需求。项目的运行可替 代 东北 电网部分电力，从而减少化石燃料为主的 东北 电网的温室气体排放。 本项目有利于当地的可持续发展，主要的贡献如下：  本项目充分利用 当地 的风能资源，所发电量将替代 东北 电网内部分 电力，节约了化石燃料的使用，既具有显著的温室气体减排效应， 又能减少 SO2、粉尘等主要污染物的排放，具有良好的环境效益。  本项目可以增强地区供电的稳定性，缓减地区的供电需求矛盾。  本项目的投资与建设能为当地增加就业机会，有助于提高当地人民 的生活水平，促进当地可再生能源工业发展。 A.1.2 项目活动 概述 本项目位于 内蒙古自治区 赤峰市瓮牛特旗亿合公乡内。 在本项目实施之前，项目所在地所需电力由连接到 东北 电网的化石燃料 电厂产生，而上述情景也是本项目的基准线情景。 本项目安装了 33 台 1,500kW 的风力发电机组，总装机容量 49.5MW，每 年的 上网 电量为 108,405MWh， 年运行约 2190 小时， PLF 为 25%。本项目所 发电量送入 东北 电网，年均减排量约为 96,110吨 CO2。本项目的补充计入期 为 2011 年 02月 03 日至 2012 年 12月 31日 ，此计入期内减排总量为 183,793吨 CO2。 根据《温室 气体自愿减排交易项目审定及核证指南》（以下简称《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 2010年 04月 1日签署风塔设备购买合同（项目活动开始日期）， 2010年 08月 29日开工建设， 2011年 02月 03日首台机组发电，并于 2011年 12月 24日全部投 产运营。 项 目补充计入期 (2011 年 2月 3日至 2012 年 12月 31日 ) 内的实际发电 量 1619005MWh。 其它机组的投产时间见表 A.1.1。 A.1.1：本项目 投产时间表 序号 时间 投产台 数（台） 1 2011 年 2 月 3 日 1 2 2011 年 2 月 20 日 8 5该 值仅为参考值，实际减排量计算以核证后的数据为准。 中国温室气体自愿减排项目设计文件 第 3 页 3 2011 年 3 月 27 日 18 4 2011 年 5 月 8 日 32 5 2011 年 12 月 24 日 33 本项目已于 2011年 7月 12日获得 国家发展和改革委员会的批准函（ LoA） 并于 2012 年 12月 31日在联合国清洁发展机制执行理事会注册成功，注册号 为 9242，满足《指南》中第三类资格条件要求。本项目 没有 在联合国清洁发 展机制执行理事会 申请过签发 。此外，本项目未在联合国清洁发展机制执行 理事会以外的其他国际或国内减排机制注册。 A.1.3 项目 相关 批复 情况 项目核准批复： 内蒙古自治区 发展和改革委员会 《 中电投 东北能源 发展 有限公司 赤峰翁牛特旗风电项目 核准的批复 》（ 内发改能源字 [2009]2691号） 2009年 12月 08日。 环评批复： 内蒙古自治区环境保护厅 关于对 《 赤峰翁牛特旗风电项目 环 境影响报告表 》 的 审批意见 （ （内环 审 2009]97号） ， 2009年 03月 24日。 节能评估批复：由于项目 开始时 间（ 2010年 4月 01日 ） 早 于 《内蒙古自 治区固定资产投资项目节能评估和审查实施办法（暂行）》 （ 2013年 10月 9 日） 6，故没有节能评估报告和审查文件。 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 赤峰 市 A.2.3. 项目地理位置 本项目位于中国 内蒙古自治区赤峰市翁牛特旗亿合公镇兴隆洼村 ，项 目 厂区范围平均海拔高度 1120~1220m。开发 面积 约为 12km2，项目地理坐标 见 下表 : 6 http://fgj.zge.gov.cn/zwgk/gzdt/201312/t20131203_1015378.html 中国温室气体自愿减排项目设计文件 第 4 页 A: 东经 118°17′04″ ， 北纬 42°44′32″ B: 东经 118°17′02″， 北纬 42°42′34″ C: 东经 118°17′02″，北 纬 42°32′38″ D: 东经 118°19′43″，北 纬 42°43′04″ E: 东经 118°24′20″，北 纬 42°43′02″ F: 东经 118°24′41″，北 纬 42°43′42″ G:东经 118°22′04″，北 纬 42°44′29″ 本项目具体地理位置见下图。 A.3. 项目活动的技术说明 本项目利用无污染、零排放的风力发电技术，将可再生的风力转化为电 能，预计年上网电量为 108,405MWh。项目上网 本项目安装 33 台单机装机容 量为 1,500kW 的风力发电机组，总装机容量为 49.5MW，预计年上网电量为 108,405MWh,年等效满负荷小时数 2190小时，项目容量系数为 0.257。 本项目使用的风力发电机组的技术参数见下表： 7负荷 因子 =2190 小时 /8760 小时 ×100%=0.25；运行小时数据来自于本项目可研报告 . 内蒙古 本项目所在地 赤峰市 本项目风场范围 中国温室气体自愿减排项目设计文件 第 5 页 表 A.3.1 风力发电机组采用的主要技术参数 参数名称（单位） 参数 来源 1 风机型号 FD82B-1500 风机合同 2 单机容量（ kW） 1,500 风机合同 3 发电机数量（台） 33 风机合同 4 额定功率（ kW） 1,500 风机合同 5 叶片数 3 风机合同 6 风轮直径（ m） 82 风机合同 7 切入风速（ m/s） 3 风机合同 8 切出风速（ m/s） 25 风机合同 9 额定风速（ m/s） 11 风机合同 10 轮毂高度（ m） 70 风机合同 11 额定电压（ V） 690 风机合同 12 设计运行年限（年） 20 风机合同 13 生产商 东方电气集团东方 汽轮机有限公司 风机合同 本项目风力发电机组出口变压器升压至 35kV，后汇接至 220kv 变电站， 由此接入 到 蒙东 电网 并 最终并入 东北电网。 本项目只采用国内设备和技术， 因此不涉及技术转让问题。 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 中电投东北新能源 发 展 有限公司 中电投东北新能源发展有 限公司 国家 发展和改革委员 会 A.5. 项目活动打捆情况 不适用，本项目不是打捆项目。 A.6. 项目活动拆分情况 不适用，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 6 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 本项目活动使用以下经批准的方法学： CM-001-V01 可再生能源发电并网项目的整合基准线方法学（第一版） 来源： http://cdm.ccchina.gov.cn/Detail.aspx?newsId=39531&TId=21 涉及到的方法学工具： “额外性论证与评价工具”（第 07.0.0版） “电力系统排放因子计算工具”（第 04.0版） 来源： http://cdm.unfccc.int/methodologies/PAmethodologies/tools.html B.2. 方法学适用性 在本项目实施之前，项目所在地没有可再生能源发电项目运行，本项目 属于在项目所在地新建并网型可再生发电项目，符合方法学 CM-001-V01 （第一版）的所有适用条件： 方法学描述 项目活动 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）； 符合，该项目为新建风力发电厂， 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。 或（ b）增加装机容量； 不属于此类型 或（ c）改造现有发电厂； 不属于此类型 或（ d）替代现有发电厂 不属于此类型 本方法学适用于以下条件： 方法学描述 项目活动 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； 符合，本项目活动是 建设风力发电厂。 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 EGPJ,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 本项目是新建风力发 电项目， 而不是扩 容、改造或者替代项 目，因此本条对项目 不适用。 中国温室气体自愿减排项目设计文件 第 7 页 实施前这段时间内发电厂没有进行 扩容或者改造。 对水力发电厂的额外适用条件必须符合下列条件之 一： ●在现有的一个或者多个水库上实施项目活动，但 不改变任何水库的库容；或者 ●在现有的一个或者多个水库上实施项目活动，使 任何一个水库的库容增加，且每个水库的功率密度 （在项目排放部分进行了定义）都大于 4W/m2 ；或 者 ●由于项目活动的实施，必须新建一个或者多个水 库，且每个水库的功率密度（在项目排放部分进行 了定义）都大于 4W/m2 。 如果水力发电厂使用多个水库，并且其中任何一个 水库的功率密度低于 4W/m2 ，那么必须符合以下所 有条件： ●用公式 5 计算出的整个项目活动的功率密度大于 4W/m2； ●多个水库和水力发电厂位于同一条河流，并且它 们被设计作为一个项目，共同构成发电厂的发电容 量； ●不被其他水力发电机组使用的多个水库之间的水 流不能算做项目活动的一部分； ●用功率密度低于 4W/m2 的水库的水来驱动的发电 机组的总装机容量低于 15MW； ●用功率密度低于 4W/m2 的水库的水来驱动的发电 机组的总装机容量低于用多个水库进行发电的项目 活动的总装机容量的 10%。 本项目不是水力发电 厂，因此本条对项目 不适用。 本项目符合上述方法学所列适用性。 本方法学不适用于以下条件： 方法学描述 项目活动 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； 本项目为新建风力发 电项目，不涉及可再 生能源燃料替代化石 燃料，因此本项目不 属于该条所列情景。 生物质直燃发电厂； 本项目为风力发电项 目，不属于该条所列 中国温室气体自愿减排项目设计文件 第 8 页 情景。 水力发电厂需要新建一个水库或者增加一个现有水 库的库容，并且这个现有水库的功率密度低于 4W/m2。 本项目为风力发电项 目，不属于该条所列 情景。 对于改造、替代或者扩容项目，只有在经过基准线 情景识别后，确定的最合理的基准线情景是“维持 现状，也就是使用在项目活动实施之前就已经投入 运行的所有的发电设备并且一切照常运行维护”的 情况下，此方法学才适用。 本项目是新建项目， 而不是扩容、改造或 者替代项目，不属于 该条所列情景。 本项目不属于上述方法学所不适用情景。 综上所述，本项目满足该方法学的适用条件，且不包含在该方法学不适 用的情景中，因此该方法学适用于本项目。 额外性论证与评价工具包含在该方法学中，因此本项目适用该方法学时， 该工具自动适用该项目。 电力系统排放因子计算工具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，本项目为新建风力项 目，将提供一定量的上网电能，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。 B.3. 项目边界 根据方法学 CM-001-V01（第一版），项目边界的空间范围包括项目发 电厂以及与本项目接入同一电网的所有电厂。 本项目所发电量将被输送至东北电网。因此，根据“电力系统排放因子 计算工具”（第 04.0 版），本项目电力系统可定义为通过输配电线路与本项 目物理连接的且无显著调度限制的东北电网。项目边界包含所有与东北电网 物理连接的电厂以及本项目电厂。 在项目边界内包括和排出的温室气体及排放源见下表： 表 B.3-1 项目边界内包括和排出的温室气体排放源 排放源 温室气体种类 包括否？ 说明理由 /解释 基准 线 由于项目活动被替代 的东北电网内化石燃 料火电厂发电产生的 CO2 排放 . CO2 是 主要排放源 CH4 否 次要排放源 N2O 否 次要排放源 项目 本项目的排放 CO2 否 根据方法学 ，忽 中国温室气体自愿减排项目设计文件 第 9 页 活动 略 不计 CH4 否 根据方法学 ，忽略 不计 N2O 否 根据方法学 ，忽略 不计 本项目风力发电机组出口变压器升压至 35kV，后汇接至 220kv 变电站， 由此接入 蒙东 电网并最终并入 东北电网。本项目只采用国内设备和技术，因 此不涉及技术转让问题。 本项目边界 及基准线边界 下图 所示： 图 B.3.1-项目边界及基准线边界图 B.4. 基准线情景的识别和描述 根据方法学 CM-001-V01 描述： “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” 由于本项目是新建的风力发电并网电厂，项目并入东北电网，因此项目 的基准线情景是由东北电网提供项目等同电量。 按照“电力系统排放因子计算工具”，组合边际排放因子（ CM）由电 量边际排放因子（ OM）和容量边际排放因子（ BM）加权平均计算而得。其 权重分为别 0.75 和 0.25。 B.5. 额外性论证 中国温室气体自愿减排项目设计文件 第 10 页 本项目属于类别三，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 CDM注册时，额外性论证如下： 本项目业主有丰富的 CDM项目开发经验，在项目建设初期就事先考虑了 CDM的低碳收益对本项目的重要作用。 项目主要的时间线见下表： 表 B.5-1 项目时间表 时间 项目里程碑 备注 2009年 03月 12日 环评报告编制完成 2009年 03月 24日 项目环评报告获得 内蒙古自治区环境保护厅 批复 2009年 11月 可行性研究报告完成 2009年 12月 08日 项目获得 内蒙古自治区 发展和改革委员会 核准 2010年 03月 12日 董事会投资决议 关于该项目考虑申请 CDM项目 2010年 04月 01日 风塔设备合同签署 项目开始日期 2010年 04月 23日 利益相关方调查会议 对此前利益相关方调查进行会议讨论和汇总 2010年 05月 09日 CDM咨询协议签署 2010年 05月 20日 风机设备合同签署 2010年 08月 29日 获得开工令 2010年 09月 08日 UNFCCC 秘书处收到本项目事先考虑 CDM 的意向函 2010年 12月 03日 ERPA签署 2011年 02月 03日 首台机组发电 2011年 02月 23日 CDM项目在 EB网上公示 2011年 07月 12日 取得中国（ 东道国） 国家 发展和改革委员会的批准函 （ LoA） 2012年 12月 31日 项目注册成 CDM项目 中国温室气体自愿减排项目设计文件 第 11 页 2013年 10月 29日 董事会决议 关于该项目申请 CCER项目 2014年 10月 20日 与咨询公司签订开发 CCER项目的意向书 2015年 3月 13日 项目设计文件在中国自愿减排交易信息平台公示 步骤 0 论证该项目是否为类别首例 本项目活动不是类别首例，因此步骤 0不适用 步骤 1识别符合现行法律法规的替代方案 根据方法学 CM-001-V01，由于本项目为利用可再生风力资源发电的新 建风电项目，所以本项目的基准线情景为：由本项目所在的东北电网提供与 本项目年上网电量相同的电量。 步骤 2 投资分析 子步骤 2a 确定合适的分析方法 根据额外性论证与评价工具（第 07.0.0 版），进行投资分析可以选用以 下三种方法的任意一种：简单成本分析（选项 I）、投资比较分析（选项 II） 和基准率分析（选项 III）。 本项目除有减排收入外还有售电收入，因此选项 I 不适用；此外，本项 目基准线情景中涉及的为现有的东北电网，不是新建投资项目，不存在可比 较的项目，因此选项 II 也不适用。 在本项目中，可以找到一个公开且被广为接受的基准率。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 采用选项 III基准分析方法 中国电力行业全投资财务基准收益率（税后）为 8%8。 这一标准广泛应 用于电力项目投资的可行性研究报告中。本项目的项目业主在投资决策过程 中也采用这一基准数字。因此，本项目采用全投资内部收益率（税后）（以 下简称内部收益率或者 IRR）。 当项目的内部收益率高于基准收益率 8%时，项目被认为经济上可行。 8 《电力工程技术改造项目经济评价暂行 规定 》， 国家电力公司，北京，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 12 页 子步骤 2c 财务指标的计算和比较 （ 1） 计算财务指标的基本参数 根据 ―额外性论证评价工具 ‖的要求计算并比较本项目的财务指标。本项 目的可行性研究报告由 中国电力建设工程咨询公司 编制，并已获得 内蒙古自 治区 发展和改革委员会核准。 中国电力建设工程咨询公司 具有 电力行业 甲级 设计资质。因此，由该院编制并获得政府批准的可行性研究报告是进行本项 目投资分析的可靠数据来源。根据本项目的可行性研究报告，用于计算本项 目财务指标的基本参数如下： 表 B.5-2 财务指标计算的基本参数 参数 单位 数值 数据来源 装机 MW 49.5 可研 年上网电量 MWh 108,405 项目寿命 年 20 静态总投资 万 41,495 贷款利率 / 5.94%9 电价（含增值税） 元 /kWh 0.54 10 增值税 / 17% 所得税 / 25% 城市维护建设税 / 5% 教育附加税 / 3% 流动资金 万 150 残值率 / 5% 折旧年限 年 15 运营维护 万 1,065.87 CCER价格 元 /tCO2e 5011 市场参考价格 （ 2） 比较本项目活动与财务指标基准的内部收益率 应用基准分析方法（选项 III）时，如果本项目活动的关键财务指标，例 如全投资内部收益率低于行业基准收益率，可以认为本项目不具有财务吸引 力。 9 中国人民银行贷款利率文件 10 物价局电价批复 11 http://www.tanpaifang.com/ 中国温室气体自愿减排项目设计文件 第 13 页 表 B.5-3 全部投资内部收益率 全投资内部收益率 不考虑 CCER销售收入 6.97% 考虑 CCER销售收入 8.84% 表 4 显示本项目在不考虑来自碳减排收入的情况下，全部投资内部收益 率为 6.97%，低于 8%的基准值，反映本项目活动在经济或者财务方面不具有 吸引力。 在考虑来自碳减排收入的情况下，碳减排收入已经明显改善了项目的财 务吸引力。 子步骤 2d 敏感性分析 敏感性分析的主要目的是考虑关键因素假设发生合理变化时，财务吸引 力是否发生变化。就本项目，选取以下四个基本参数作为敏感性要素进行分 析： （ 1） 上网电价（含增值税）； （ 2） 年上网电量 （ 3） 年运营成本； （ 4） 静态总 投资。 表 B.5-4 敏感性分析 -10% -5% 0 5% 10% 上网电价（含增值税） 5.14% 6.08% 6.97% 7.55% 8.42% 年上网电量 5.14% 6.08% 6.97% 7.55% 8.42% 年运营成本 7.37% 7.17% 6.97% 6.78% 6.58% 静态总投资 8.66% 7.78% 6.97% 6.22% 5.51% 基于敏感性分析，使本项目达到财务基准值（即全投资内部收益率达到 8%）需要满足以下条件之一：  静态总投资至少降低 6.30%；  年经营成本至少降低 26.97%；  上网电价至少提高 7.57%；  年 上网 电量至少提高 7.57%； 但是，基于以下原因这些条件都不能被满足： ·静态总投资： 本项目投资的 数据来自可行性研究报告的评估，本项目的单位投资为 中国温室气体自愿减排项目设计文件 第 14 页 8382.8 元 /kW, 和 当时本项目注册时 该地区 申请 CDM风电项目的单位投资范 围在 7,656.4— 11,719.2元 /kW，平均单位装机投资达到 9734.01 元 /kW ， 因此 本项目的可研的投资分析是合理且保守的 。 另 项目建设投资主要包括风机相 关设备的购买，施工的投资等，目前本项目已投产，所有的设备购 买合同和 施工合同已经签订 ，金额已达到 43,070万元 ，已经超过了可研报告中预计的 设计数值 41,495万元，因此不可能降低到 6.30%的水平。 ·年经营成本： 本项目的每度电的单位运营成本为 0.11 元 /kWh,该地区其他类似项目 0.07 元 /kWh~ 0.17 元 /kWh 本项目的单位运营成本在这个范围内 ，因此本项目的 可行性研究报告关于运营成本的估算是合理的 。 由项目的相关参数资料可知， 项目的年均运营成本包含材料费，工人工资和福利费用，年维修费，保险等。 根据中国统计局出版的《 2013 年中国统计年鉴》 12， 我国工业生产者购进价 格指数 2007年至 2012年分别为 104.4, 110.5, 92.1, 109.6, 109.1， 98.2，始终处 于高位运行状态且平均上涨了 3.98% ，因此不可能降低 26.97%。 ·年上网电量： 项目的年上网电量，是通过对风场的风资源情况以及 国家的相关要求标 准计算出来的，是一个科学合理的数值，它是以风电场 50年的风资源做为计 算依据 13，具有十分的稳定性。 根据 本项目 实际 发电量情况 14， 年上网电量 远 低于 预测值。 因此不可能再增长 7.57% ·上网电价： 上网电价是 中国政府有关部门规定的，风电项目电价是不可能自行决定 显著上升或下降的。根据国家发改委 2009 年 7 月 20 日发布的《关于完善风力 发电上网电价政策的通知》， 内蒙古自治区赤峰地区属于第二类地区， 赤峰 地区风电项目标杆电价为 0.54元 /kWh（含税）。 因此根据该政策，本项目未 来运营期内，也将使用该电价。 因此，它不可能自行实现至少 7.57%的上涨。 因此通过敏感性分析可知，本项目不具备财务吸引力。 基于上述分析，可以看出不确定性因素的变动不能使本项目达到财务基 准要求。因此本项目不具有商业可行性。 步骤 3 障碍性分析 本项目不适用。 步骤 4 普遍性分析 根据“ 额外性论证与评价工具” (第 07.0.0 版本 ) ，项目属于基于可再 生能源的风力发电项目，所以根据 “ 普遍性分析指南” ( 第 02.0 版本 )来进 12 http://www.stats.gov.cn/tjsj/ndsj/2013/indexch.htm 13可行性研究报告 14项目补充计入期 (2011 年 2 月 3 日至 2012 年 12 月 31 日 ) 内的实际发电量 161,900MWh， 年发电量 =161,900/698*365=84,661MWh。 中国温室气体自愿减排项目设计文件 第 15 页 行普遍性分析。 子步骤 4a 分析与本项目类似的其他项目活动 子步骤 4a. 与本项目类似的其它活动 第一步：计算本项目装机规模± 50%之间的适用的项目规模 本项目的总装机容量是 49.5MW，因此确定产出范围为 24.75MW 到 74.25MW。 第二步：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） 与拟议项目活动采取相同措施的项目； （ 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），已经开始商业化运营的项目； 不同地区的风力并网发电项目各不相同。国家发改委授权省级政府对风 力发电项目进行管理，因此，同一省内风电项目的投资环境、电价、土地政 策、法规等通常类似。风电项目的可行性研究报告通常由省级发改委负责核 准，环境影响评价报告通常由省级环境保护主管部门批复。本项目位于 内蒙 古自治区 ，因此 内蒙古自治区 被选择作本项目普遍性分析的地理范围。 本项目开始时间为 2010年 04月 01日，因此，只有在 2010年 04月 01日前 投入商业运行的项目才被纳入考虑范围。 已经注册的 CDM项目或各种类型的自愿减排项目以及正在审定的 CDM 或各种 类型的自愿减排项目（包括且不仅限于 CDM项目， GS项目， VCS项 目和 CCER项目）不被纳入考虑范围，此类别项目在下文以“非额外类项目” 代称。 第三步：在第二步所列出的项目中，识别 Nall（ 不包括已经注册、在 UNFCCC申请 注册 以及审定中的 清洁发展机制 项目 ） 因此，在 内蒙古自治区 内，所有装机容量在 24.75MW 至 74.25MW之间， 且在 2010年 04月 01日之前投入商业运行的“非额外类项目”被定义为 Nall。 根据 2011年中国电力年鉴、 2007-2010中国风电装机统计、中国清洁发展 机制网和中国自愿减排交易信息平台、 GS、 VCS以及 UNFCCC等相关网站、 内蒙古自治区 装机范围 在 24.75MW 至 74.25MW之间 ， 2002年以后开始的未 进行 CDM项目 、 GS项目 、 VCS项目和 CCER开发的同类风电项目见下表： 中国温室气体自愿减排项目设计文件 第 16 页 内蒙古与本项目类似的项目 风电场名称 装机容量 (MW) 备注 内蒙古 克什克腾旗达里 III风电场 31.2 国债专项资金项目 15 1个项目被识别出来， Nall,wind= 1。 第四步：在第三步所找出的项目中（ Nall），识别与本项目所用技术不同的 项目（ Ndiff） 在普遍性分析的背景下，不同的技术指的是如下所列几点至少有一点不 同，但是输出相同的项目。 （ a） 能源 /燃料 （ b） 原料 （ c） 装机容量 /输出 (d） 投资决定时的投资气候 （ e） 其他方面 上述未申请 CDM、 CCER的项目具有明显优于本项目的优势以保障其正 常运营： 内蒙古克什克腾旗达里 III风电场 获得了第四期国债专项资金的资 助，获得了国家资助。因此， Ndiff=1。 第五步：计算因子 F=1- Ndiff/Nall 表示类似项目所占份额（技术的渗透率）采 用与本项目类似的技术且能提供与本项目活动相同的产量或生产能力。 对于本项目 Nall= 1， Ndiff =1， 所以， Nall – Ndiff =1-1=0 ＜ 3； F=1- Ndiff/Nall =0 ＜ 0.2 ； 因此，本项目在适当的地理区域内的特定行业中不具有普遍性。 综上所述，本项目 满足“额外性论证与评价工具”中的 额外性要求， 具 有额外性。 B.6. 减排量 B.6.1. 计算 方法的说明 减排量 减排量的计算方法如下： ERy=BEy-PEy (1) 其中： ERy=在 y 年的减排量 (tCO2/yr) ； 15 http://news.eastday.com/eastday/node545/node12905/u1a153684.html 中国温室气体自愿减排项目设计文件 第 17 页 BEy=在 y 年的基准线排放 (tCO2/yr) ； PEy=在 y 年的项目排放 (tCO2/yr) 。 1.基准线排放 根据基准线方法学 CM-001-V01（第一版），基准线排放量为项目活动 所替代 东北 电网中等量电量，因此基准线排放量项目为： BEy=EGpj,y×EFgrid,CM,y 其中： EGpj,y=在 y 年，由于自愿减排项目活动的实施所产生的净上网电量。 MWh/yr) ； EFgrid,CM,y= 在 y 年，利用 ―电力系统排放因子计算工具 ‖所计算的并网发电 的组合边际 CO2排放因子 (tCO2/MWh) 。 项目活动是一个新建可再生能源并网发电厂项目，并且，在项目活动实 施之前，在项目所在地点没有投入运行的可再生能源电厂，则： EGpj,y=EGfacility,y 其中 ： EGpj,y=在 y 年，由于自愿减排项目活动的实施所产生的净上网电量。 (MWh/yr) ； EGfacility,y= 在 y 年，发电厂 /发电机组的净上网电量 (MWh/yr) ； EFgrid,CM,y计算 根据 ―电力系统排放因子计算工具 ‖，按以下六个步骤计算 EFgrid,CM,y。 步骤 1. 识别相关电力系统 步骤 2. 确定电力系统中是否包含非并网电厂（可选项） 步骤 3. 选择计算电量边际排放因子的方法 步骤 4. 根据所选择的方法计算电量边际排放因子 步骤 5. 计算容量边际排放因子 步骤 6. 计算组合排放因子 步骤 1.识别相关电力系统 中国减排国家主管机构已经公布了中国电力系统的划分。根据该电力系 统划分，本项目所属的电力系统为东北电网。东北电网内各省电网间的电力 传输量是极大的，而东北电网与其它电网间的电力传输就显得十分微小。净 调入电量的二氧化碳排放因子计算可以选择如下四种方式： 0 tCO2/MWh； (a) 输出电网的加权平均电量边际排放率； 中国温室气体自愿减排项目设计文件 第 18 页 (b) 输出电网的简单电量边际排放率； (c) 输出电网的简单调整电量边际排放率。 本项目采用方式 (b)计算净调入电量的二氧化碳排放因子。 步骤 2. 确定电力系统中是否