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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 UPC黄岩风电场工程项目类别 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 2.0 项目设计文件完成日期 2015年 6月 3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台州市黄岩优能风电有限公司项目业主台州市黄岩优能风电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-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 65,516 tCO 2 e 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 UPC黄岩风电场工程（以下简称“本项目”）拟建设一个总装机容量为 42MW 的风电场，本项目的目的是利用可再生的风能资源发电，产生的电力并入华东区域电网。由于华东区域电网中化石燃料发电厂占主导地位，本项目活动将通过替代华东区域电网化石燃料的发电，从而实现温室气体（GHG）的减排。 A.1.2项目活动概述本项目位于浙江省台州市黄岩区西侧山脊，北西侧与仙居相邻，东南侧与永嘉搭界，由台州市黄岩优能风电有限公司投资开发。本项目为新建风力发电项目，装机容量42MW，拟共布置21台单机容量为2MW的风电机组。项目设计平均等效满发小时数为2003h，负荷因子为 22.9，建成后每年将向华东区域电网输送电量为84,140MWh。本项目开始时间为2014年8月21日（与河北省电力建设第一公司施工总承包合同签订日期）。本项目实施前，电力需求的供电情形是由华东电网提供与本项目相同的上网电量。本项目所发电力输入华东电网，因此本项目的基准线情形与本项目实施前的供电情形一致，即由华东电网提供与本项目相同的上网电量。本项目将通过替代华东电网的部分电力，避免与所替代的电力相对应的发电过程的CO 2 排放，从而实现温室气体减排，预计年均减排量为65,516 tCO 2 e。本项目在生产可再生能源电力的同时，还能从以下几方面支持项目所在地的可持续发展  提供电力满足当地日益增长的能源需求，促进当地经济发展；中国温室气体自愿减排项目设计文件第 3 页  与常规情景相比，本项目的开发建设在减少温室气体排放的同时，还能减少当地由煤电厂引起的其它污染物排放；  本项目符合中国能源产业发展的优先领域，有助于多样化华东区域电网的电力构成，增加可再生能源所占份额；  项目建设和运行过程中给当地居民创造大量短期就业机会和多个长期就业机会。 A.1.3 项目相关批复情况工程建设批准情况省发改委关于 UPC 黄岩风电场项目核准的通知（浙发改能源 [2013]633号）浙江省发展和改革委员会，2013年 6月 17日。项目核准变更情况省发改委关于同意变更 UPC黄岩风电场工程项目核准内容的函（浙发改函[2015]4号）浙江省发展和改革委员会，2015年 1月 9日。环境评价批准情况风电场工程建设项目环境影响报告表审批意见（黄环管[2013]24 号）台州市黄岩区环境保护局，2013年 3月 25日。关于 UPC黄岩风电场工程项目建设单位变更的复函（黄环 [2015]27 号）台州市黄岩区环境保护局，2015年 5月 7日。节能审查登记备案情况 UPC 黄岩风电场工程项目固定资产投资项目节能登记表黄岩区节能减排工作领导小组节能降耗办公室，2012年 11月 23日 3 。 A.2. 项目活动地点 A.2.1. 省/直辖市/自治区，等 3 由于项目节能评估登记表申报时间早于可研和环评批复时间，经黄岩区发改局确认不需要更换新的节能评估表。中国温室气体自愿减排项目设计文件第 4 页浙江省 A.2.2. 市/县/乡镇/村，等台州市 A.2.3. 项目地理位置本项目位于浙江省台州市黄岩区西侧山脊，北西侧与仙居相邻，东南侧与永嘉搭界，场区距离台州市区直线距离45km左右。风电场场址中心点坐标为东经120°48 ′0 ″，北纬28°34 ′5 ″，项目所在地地理位置如图1所示。中国温室气体自愿减排项目设计文件第 5 页图1. 本项目地理位置示意图 A.3. 项目活动的技术说明本项目总装机容量为 42MW，共装设 21台单机容量为 2MW的风力发电机组，配套建设一座 110kV 升压站，设计年上网电量 84,140MWh，装机利用小时数为 2003h，负荷因子 22.9 4 。本项目使用的风力发电机组的技术参数见表 1。表 1. 项目主要技术设备参数参数名称数值数据来源型号 GAMESA- 2.0 MW G97 IIA 浙江台州黄岩风电场风电机组及其附属设备采购合同设备制造商歌美飒技术集团股份有限公司数量（台） 21 单机容量（kW） 2000 使用寿命（年） 20 轮毂高度（m） 78 4 该负荷因子是根据本项目的可行性研究报告得来的，而本项目可研是由浙江省水电顾问集团华东勘测设计的，该单位是国家综合甲级勘测设计单位，具有很高的资质，该单位编制的可研具有很高的可靠性。本项目负荷因子为2003小时/365天*24小时22.9 中国温室气体自愿减排项目设计文件第 6 页风机涡轮机风轮直径（m） 97 切入风速（m/s） 3 切出风速（m/s） 25 额定风速（m/s） 10.5 发电机发电机型式双馈感应发电机（DFIM）额定功率（kW） 2070 额定电压（V） 690 本项目产生的上网电量和下网电量通过安装在项目所在地 110kV 线路上的电表进行监测。监测设备包括 2 台双向监测电表（M1主表，M2副表），精度均不低于 0.5s。 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台州市黄岩优能风电有限公司台州市黄岩优能风电有限公司浙江省发展和改革委员会 A.5. 项目活动打捆情况项目活动不存在打捆情况 A.6. 项目活动拆分情况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） http//www.ccchina.gov.cn/archiver/cdmcn/UpFile/Files/Default/20130311164212571089.pdf 工具 1、电力系统排放因子计算工具（第 04.0版）； http//cdm.unfccc.int/methodologies/PAmethodologies/tools/am-tool-07-v4.0.pdf 2、额外性论证与评价工具（第 07.0.0版）。 http//cdm.unfccc.int/methodologies/PAmethodologies/tools/am-tool-01-v7.0.0.pdf B.2. 方法学适用性风力发电是替代化石燃料发电的一种可再生能源发电技术选择，因此本项目采用方法学 CM-001-V01 来确定本项目的基准线以及计算所实现的温室气体减排量。本项目活动满足方法学 CM-001-V01 的适用条件，即序号适用条件解释 1 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；（d）替代现有发电厂。本项目活动属于 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。项目活动是对以下类型之一的发电厂或发电机本项目是新建一个风中国温室气体自愿减排项目设计文件第 8 页 2 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。力发电厂。 3 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本项目不属于扩容、改造或替代项目，因此不用考虑该适用条件。 4 对于水力发电厂项目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/m 2 ；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/m 2 。本项目不是水力发电厂项目。中国温室气体自愿减排项目设计文件第 9 页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/m 2 ，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/m 2 ； ·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/m 2 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/m 2 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。 5 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； · 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/m 2 。本项目是新建一个风力发电厂，因此 1. 本项目活动场地不涉及将化石燃料转变成可再生能源燃料的项目活动。 2. 本项目不是生物质燃烧发电项目。 3. 本项目不属于水电项目。中国温室气体自愿减排项目设计文件第 10 页 6 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。本项目不是改造、更换或容量增加情形，所以不必考虑此适用条件。对于“额外性论与证评价工具”版本07.0.0和“电力系统排放因子计算工具”版本04.0，本项目也符合适用条件 “额外性论证与评价工具”适用条件说明如果项目参与方提交了新的方法学，则 “额外性论证与评价工具”的使用不是强制性的，项目参与方可以采用其他的论证额外性的方法，本项目使用已有的方法学，并且使用“额外性论证与评价工具”论证项目的额外性。如果方法学中包括了“额外性论证与评价工具”，则项目参与方必须使用本工具。依照本项目方法学中的要求，应使用“额外性论证与评价工具”论述项目的额外性。 “电力系统排放因子计算工具”适用条件说明在计算项目的基准线排放时，如果项目是替代电网供电或是导致了电量需求侧的节约，则使用本工具计算 OM、BM和/或 CM的数值本项目替代电网供电，可使用本工具计算 OM、BM 和/ 或 CM的数值使用本工具时，项目所连接的电力系统的排放因子可以采用如下计算1）仅包括联网电厂；或者 2）可包括离网电厂。使用第 2）种方法时，应满足“附件 2离网电厂的相关步骤”的规定。即，离网电厂的总装机容量至少应达到电网系统总装机容量的 10；或离网电厂的总发电量至少应达到电网系统总发电量的 10；而对电网可靠性和稳定性造成负面影响的因素主要是因为发电限制而非其他原因（如输电限制等）。本项目采用第 1）种方法，仅包括联网电厂的方法计算。本工具不适用于电网系统有一部分或者全部本项目电网系统全部位于中中国温室气体自愿减排项目设计文件第 11 页位于附件一国家的项目。国国内，没有位于附件一国家的部分在本工具下生物燃料的 CO 2 排放因子为 0。生物燃料的 CO 2 排放因子取值为 0。综上所述，本项目满足方法学CM-001-V01（第一版）和“额外性论证与评价工具”版本07.0.0以及“电力系统排放因子计算工具”版本04.0的所有适用条件，适用于本方法学及相关工具。因此，本项目符合方法学的要求。 B.3. 项目边界本项目边界的空间范围包括项目发电厂以及与本项目接入的电网中的所有电厂。本项目所发电量并入华东电网，华东电网包括上海市、江苏省、浙江省、安徽省和福建省的电网范围。同时，华中电网和华北电网也向华东电网供电，因此联网电力系统还包括华中电网和华北电网。本项目边界内所包括的排放源和温室气体种类如表 2所示，项目边界图如图 2所示。表 2. 项目边界内所包括的排放源和温室气体种类排放源温室气体种类包括否说明理由/解释基准线华东区域电网化石燃料发电排放 CO 2 是主要排放源 CH 4 否次要排放源 N 2 O 否次要排放源项目活动本项目排放 CO 2 否根据方法学，不考虑项目排放 CH 4 否根据方法学，不考虑项目排放 N 2 O 否根据方法学，不考虑项目排放中国温室气体自愿减排项目设计文件第 12 页图 2 项目边界图 B.4. 基准线情景的识别和描述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。本项目的基准线边界为华东电网，因此将计算基准线电量边际排放因子 EF OM 和容量边际排放因子 EF BM 的项目边界限制在华东电网。 B.5. 额外性论证本项目投资主体开始是北京优普欧能投资管理有限公司，后续为更方便管理 UPC黄岩风电场工程，北京优普欧能投资管理有限公司于 2013年 4月成立了全资子公司台州市黄岩优能风电有限公司，由其负责 UPC黄岩风电场工程的运营与日常管理。 2013年 8月项目业主召开董事会决议，决定将本项目注册为 CDM项目，并于 2013年 10月召开项目利益相关方会议。由于国际碳市场的低迷和核证减排量（CER）价格的持续下跌，并且 2013年起我国新注册的 CDM项目的核证碳减排（CERs）无法纳入欧盟碳交易系统，因此公司意识到项目开发 CDM没有太大实际意义。同时随着国家发展和改革委员会正式发布的关于开展碳排放权交易试点工作的通知以及 2012年 6月 13日温室气体自愿减排交易管理暂行办法的正式出台，为国内自愿风机 1 风机 2 风机 21 35/110KV 变电所华东电网华中电网华北电网 CO 2 CO 2 CO 2 M 1 /M 2 安装在变电所的主表和附表中国温室气体自愿减排项目设计文件第 13 页减排碳交易提供了政策和机制的保障，公司转而投向中国自愿减排市场，决定将本项目开发为中国自愿减排（CCER）项目，以获取温室气体减排的资金支持。因此，项目业主于 2014年 6月召开董事会决议决定将项目开发为 CCER项目。2014年 8月业主和河北省电力建设第一公司签订了项目施工总承包合同，标志着项目活动的开始。由于项目业主购买风机时发现，在市场上无法购得可研报告中规划的风机机型，为了保证工程施工进度，以及减小对项目所在地环境的破坏， 2014年 10月业主董事会决议调整项目风机机型，由原有的 28台单机容量为 1.5MW风机变为 21台单机容量为 2MW风机，降低风机机组数量，项目总装机规模不变，年利用小时数不变。项目可行性调整报告于 2014年 11月获得原可研单位中国水电顾问集团华东勘测设计研究院批准。有关事前考虑减排机制和项目开发的重要历史事件如下表表 3. 项目活动进展时间表时间事件 2012年11月23日项目节能评估登记表获得黄岩区节能减排工作领导小组节能降耗办公室审批 2013年3月项目环境影响报告表完成 2013年3月25日项目环境影响报告表获得台州市黄岩区环境保护局审批 2013年5月项目可行性研究总报告完成 2013年6月17日项目可行性研究报告获得浙江省发展和改革委员会审批 2013年8月14日业主召开董事会，决定将本项目开发为CDM项目 2013年10月13日业主召开项目的利益相关方会议 2013年11月业主和杭州超腾环境工程有限公司签订有关项目的CDM开发协议 2014年6月21日业主召开董事会，决定将本项目开发为CCER项目 2014年8月21日业主和河北省电力建设第一公司签订了项目施工总承包合同，标志了项目活动的开始 2014年9月26日项目开工令中的项目施工日期 2014年10月业主召开内部决议调整项目风机机型 2014年11月20日项目可行性调整报告完成 2015年1月9日项目内容更改获得浙江省发展和改革委员会审批中国温室气体自愿减排项目设计文件第 14 页 2015年2月4日业主与歌美飒技术集团股份有限公司签订设备合同 2015年3月业主和杭州超腾碳资产管理股份有限公司签订有关项目的 CCER项目开发协议 2015年4月18日- 2015年5月1日项目在中国自愿减排交易信息平台网公示期 2015年5月7日项目业主变更获得台州市黄岩环保局批准依据“额外性论证和评估工具”（版本 07.0.0），应用下列步骤证明项目的额外性。步骤 1识别符合当前法律法规的发电项目的可替代的基准线情景步骤 1a. 明确项目的可替代的基准线情景本项目活动的替代方案如下替代方案（1）拟议的项目活动本身，但不作为 CCER项目活动；替代方案（2）不建设本项目，由当地电网提供与本项目年上网电量相同的电量。步骤 1b.符合强制的法律法规上述替代方案（1）和（2）均均符合现行法律法规的要求。步骤 2.投资分析子步骤 2a确定合适的分析方法 “额外性论证评价工具方法”（第 07.0.0 版）为提供了三种分析方法，即简单成本分析方法（选项 I）、投资比较分析方法（选项 II）和基准分析方法（选项 III）。本项目除 CCER收入以外，还可以实现售电收入，因此简单成本分析方法不适用。投资比较分析方法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由现有的华东电网提供等量的电量供应，而不是新建的可替代投资项目，因此中国温室气体自愿减排项目设计文件第 15 页不适用于投资比较分析方法。鉴于电力行业的基准全投资内部收益率数据可以获得，本项目采用基准分析方法进行投资分析。步骤 2b选项Ⅲ.应用基准分析法国家发改委办公厅关于印发风电场工程前期工作有关规定的通知发改办能源[2005]899 号附件三风电场工程可行性研究报告编制办法中规定风电项目全投资基准收益率为 8.00（税后）。考虑到国家发改委办公厅关于印发风电场工程前期工作有关规定的通知是目前中国风电项目设计的官方指南，因此，取本项目全投资基准收益率为 8.00。根据上述基准，进行子步骤 2c 的财务指标计算和比较。子步骤 2c. 财务指标计算和比较计算财务指标基本参数表 4. 财务指标基本参数 5 参数名称单位数值来源装机容量 MW 42 可研报告总投资万元 38,424 可研报告静态总投资万元 37,345 可研报告年上网电量万 kWh 8,414 可研报告项目建设期年 1 可研报告折旧率 6.33 可研报告残值率 5 可研报告年运行成本万元 1,321 可研报告上网电价（含税）元/kWh 0.61 可研报告增值税率 17 可研报告城乡建设维护税 5 可研报告教育附加费率 5 可研报告所得税率 25 可研报告贷款利率 6.55 可研报告 5 本项目所有财务指标参数均来自浙江省发展和改革委员会批复的可研报告。本项目年利用小时数根据当地年（ 28 1983- 年）的风资源数据及 2010 2009年月 3 至年月年全年的测风数据的基础上，利用专业软件计算得出的 2010 2 ，因此年利用小时数不发生变化。项目总装机规模不变，风电机组由台 28 单机容量1.5MW调整为台 21 单机容量2MW，故项目发电量不发生改变，并且项目建设地点以及投资概算与可研报告中的均不发生改变。中国温室气体自愿减排项目设计文件第 16 页 CCER价格元/吨 70 深圳碳排放交易所 2014年 3月至 7月 CCER价格表 5. UPC风电场项目 IRR 本项目内部收益率为 6.34，而风力发电基准收益率为 8。因此，在不考虑 CCER 收益时本项目不具有财务吸引力，有了 CCER 收益，本项目的全投资 IRR明显改善且超过基准，所以本项目具有额外性。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。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；  年运行成本；  年上网电量  电价假定其他条件不变，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 6 和图 3 所示，IRR 随着总投资和年运行成本的升高而降低，随着上网电价和年上网电量的增加而上升，但推算所得的 IRR都达不到基准收益率 8 表 6. 敏感性分析表项目 IRR---无 CCERs -10 -5 0 5 10 静态总投资 7.79 7.04 6.34 5.70 5.11 年运行成本 6.75 6.55 6.34 6.14 5.92 年上网电量 4.85 5.62 6.34 7.02 7.65 电价 4.85 5.62 6.34 7.02 7.65 IRR 全投资内部收益率，基准8 没有 CCER 收益 6.34 有 CCER 收益 8.11 中国温室气体自愿减排项目设计文件第 17 页图 3 敏感性分析图从表 6 及图 3 可以看出，在不考虑 CCER 收益的情况下，当总投资、年运行成本、年上网电量和电价在±10范围内变化时，本项目的 IRR 始终低于 8的基准收益率。因此，本项目经济上不具有吸引力的结论始终成立。假定其他条件不变，在无 CCER收入时项目 IRR等于比较基准时，以上四个主要参数分别所需的变化程度如表 7所示表 7. 临界点分析表假定的项目 IRR 静态总投资单独所需变化年运行成本单独所需变化年上网电量单独所需变化电价单独所需变化基准 8 -11.3 -42.4 12.9 12.9 从表 6和图 3可以看出，项目 IRR随着总投资和年运行成本的升高而降低，随着上网电价和年上网电量的增加而上升。不论上述哪个主要参数在 ±10内变化，项目 IRR 都无法达到基准收益率 8。更进一步的临界点分析（表 7）显示，要项目 IRR 提高到基准收益率，任一主要参数所需的变化，都超出了现实所能达到的程度。静态总投资当静态总投资降低11.3时，项目的全投资IRR会达到8中国温室气体自愿减排项目设计文件第 18 页的基准线。考虑到近年来钢材、水泥等原材料价格以及人工成本一直在持续上涨，按照国家统计局公布的数据，这就意味着近年来固定资产的投资物价指数一直处于增长状态。此外，根据本项目已完成的施工总承包合同，金额为18952万元；风力发电机组购买合同，金额为16711万元，共计35,663万元，已占项目静态总投资95.5，考虑到还未签订的塔筒、箱变采购合同，项目投资只会增加，不会减少。因此，项目静态总投资减少11.3的可能性为零。年运营成本年运行费用主要包括维护费用、保险费用、材料费用、工资、福利和杂项费用。考虑到中国经济的不断发展，建设期原材料价格上涨以及人工成本不断上涨等因素，员工工资和材料的价格有增加的倾向 6 ，因此，年运行成本是几乎不可能降低 42.4的。年上网电量当年上网电量增加 12.9时，项目的全投资 IRR 会达到 8的基准线。本项目的电力产出不会发生明显的上升，由于项目的年上网电量数据为可研设计单位（中国水电顾问集团华东勘测设计研究院）在 28 年（1983-2010年）的风资源数据及 2009年 3月-2010年 2月全年的测风数据的基础上，利用专业软件计算得出的。华东勘测设计研究院具有电力设计甲级资质，且该设计值经过可研审查专家论证，具有较强的权威性和科学性。因此项目年上网电量不可能增长 12.9。电价一直以来，考虑到社会的发展和安定，我国政府对于电价的控制使其一直处在稳定的状态。根据国家发展与改革委员会于 2009 年 7 月 20 日发布的国家发改委关于完善风力发电上网电价政策的通知（发改价格 [2009]1906 号）的规定对于 2009 年 8 月 1 日后开始运行，位于第 IV 四类地区的风电项目，上网电价为 0.61 元/千瓦时，其余三类地区的上网电价分别为 0.51 元、0.54 元和 0.58 元/千瓦时。本项目位于浙江省境内，属于第 IV 6 http//www.stats.gov.cn/tjsj/ndsj/2013/indexch.htm 中国温室气体自愿减排项目设计文件第 19 页四类地区。项目的可研报告于 2011 年 8 月 24 日获得浙江省发展和改革委员会核准，因此本项目的发电上网电价为 0.61元/千瓦时（含税）。此外，根据国家发展与改革委员会于 2014年 12月 31日发布的国家发改委关于适当调整陆上风电标杆上网电价的通知（发改价格[2014]3008 号）/41/的规定将第 I 类、II 类和 III 类资源区风电标杆上网电价每千瓦时降低 2分钱，调整后的标杆上网电价分别为每千瓦时 0.49元、0.52元和 0.56 元；第 IV 类资源区风电标杆上网电价维持现行每千瓦时 0.61 元不变。因此电价上涨 12.9是不可能的。通过敏感性分析，在财务指标在±10的变化范围内，本项目如果不能获得 CCER收入则不具备经济可行性。因此，本项目的基准线情景不是一种可行的替代方案。四个参数在合理范围内变化时不会对本项目具有额外性的结论带来影响。综上所述，可以得出的结论是本项目如果不注册为自愿减排项目，在财务上是不可行的。本项目具有额外性。步骤 3障碍分析步骤 2投资分析已经被选用来说明项目的额外性，该步骤省略。步骤 4普遍性分析根据 CDM-EB 的“额外性论证和评价工具（07.0.0 版）”有关普遍性分析的规定，如果项目属于以下四种类型，需要使用 CDM-EB的“普遍性分析指南（02.0版）”对项目的普遍性进行论述 a 燃料和原料的转换 b 改变/不改变能源的技术转换 c 甲烷的消除 d 避免产生甲烷本项目属于以上 b）类项目，所以根据指南普遍性分析步骤如下中国温室气体自愿减排项目设计文件第 20 页第 1步计算适用的功率或者项目设计功率或产量的/-50范围值。本项目的设计装机容量为 42MW，适用的功率范围为 21MW63MW。第 2 步判定符合以下所有条件的类似项目（减排机制项目和非减排机制项目）指南要求本项目情况类似项目要位于合理的地理区域内因为我国各省的电价，燃料原材料价格以及经济发展程度不同，所以各省之间的投资环境相差较大。故选择本项目所在地浙江省作为合理的地理区域。类似项目和自愿减排项目属于一样的技术类似项目和本项目都应该属于改变/ 不改变能源的技术转换类型的项目。如果自愿减排项目属于 b）类项目，类似项目应该和自愿减排项目使用相同的能源/燃料和原料。本项目为 b）类项目。类似项目应该也使用风力作为能源。类似项目实施的工厂生产的产品和服务应该和自愿减排项目生产的产品和服务有着可比较的质量，性质和使用区域。本项目产生电能。类似项目应该也是发电项目，且电力应发送到华东电网。类似项目的功率或产量应该在步骤 1 中所确定的功率或产量的范围内类似项目的装机容量应该在 21MW63MW。类似项目开始商业运行的时间应该在自愿减排项目开始时间或项目设计文件开始公示时间之前。选择两者中较早的一个。本项目开始时间为 2014 年 8 月 21 日，而项目设计文件公示的时间在 2015 年 4 月 18 日。所以类似项目开始商业运行的时间应该在 2014 年 8月 21日之前。在浙江省范围内商业运行的时间在2014年8月21日之前的风力发电项目，且装机容量在21MW到63MW之间的项目列为与本项目活动类似的项目，从所有可公开获得的信息中，找到满足以上所列条件的项目的信息如下项目名称装机容量（MW）中国温室气体自愿减排项目设计文件第 21 页浙江慈溪风电场项目 49.5 浙江衢山风电场项目 40.8 浙江舟山岑港风电项目 45 浙江温岭东海塘风电项目 40 浙江大陈岛风电场一期工程 25.5 浙江舟山金塘一期风电项目 25.5 第 3 步在第 2 步确定的类似项目内，判定非减排机制注册项目和没有在任何减排机制下提交备案/注册或正在进行审定的项目，并记录其数量为 N all 根据中国电力年鉴 2008-2014以及 UNFCCC 网站、VCS 网站、GS 网站以及中国自愿减排项目信息平台网站等的信息所得信息，以上项目均已注册为 CDM项目，因此在浙江省范围内没有满足上述条件的类似项目。 N all 0 第 4 步在第 3 步确定的类似项目内，判定采用了与自愿减排项目使用了不同技术的项目，并记录其数量为 N diff 。 N diff 0 第 5步计算 F1- N diff /N all N diff N all 0，F0 当因数 F大于 0.2且 N all -N diff 大于 3时，项目具有普遍性。本项目的 F小于 0.2且 N all N diff 等于 0小于 3。因此项目不具有普遍性。综上所述，根据以上 4 个步骤的分析，可以得出结论本项目是具有额外性的。中国温室气体自愿减排项目设计文件第 22 页 B.6. 减排量 B.6.1. 计算方法的说明 1.项目排放根据方法学 CM-001-V01，项目排放按照以下公式计算 PE y PE FF,y PE GP,y PE HP,y 其中 PE y 在 y年的项目排放tCO 2 e/yr。 PE FF,y 在 y年，由化石燃料燃烧所产生的项目排放 tCO 2 /yr。 PE GP,y 在 y年，在地热发电厂的运行过程中，由不凝性气体的释放所产生的项目排放tCO 2 e/yr 。 PE HP,y 在 y年，水力发电厂的水库所产生的项目排放tCO 2 e/yr 。本项目为风力发电工程，没有化石燃料的燃烧排放，不存在不凝性气体的释放所产生的项目排放，也没有水库所产生的项目排放，因此 PE y 0 2.基准线排放基准线排放等于基准线情景下的电量 EG PJ,y ，即可再生能源发电机组的发电量（单位 MWh）乘以电网排放因子。 BE y EG PJ,y * EF grid,CM ,y 其中 BE y 在 y 年的基准线排放t CO 2 EG PJ,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