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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 项目活动名称安徽省龙源全椒县大山风电场项目项目类别 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 04.1 项目设计文件完成日期 2015年 10月 13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龙源全椒风力发电有限公司项目业主龙源全椒风力发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 75144tCO 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 项目活动的目的安徽省龙源全椒县大山风电场项目（以下称本项目）拟建设一个总装机容量为 48.3MW 的风电场，本项目的目的是利用可再生的风能资源发电，产生的电力将通过安徽省电网并入华东区域电网。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中国安徽省滁州全椒县马厂镇和石沛镇，由龙源全椒风力发电有限公司负责投资开发。本项目为新建风力发电项目，装机容量 48.3MW，将安装和运行 23台单机容量为 2100kW 的风力发电机。本项目利用当地的风能资源发电，所发电力输送到华东电网，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。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。本项目设计年等效满负荷运行小时数为 1999h，负荷因子为 22.82，建成后每年将向华东区域电网输送电量 96552MWh。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 75144tCO 2 e。本项目各台机组投产时间如下表所示，首台机组并网时间为 2015 年 03 月 31 日 2228，全部机组并网时间为 2015 年 04 月 03 日 0316，截止 2015 年09月30日，项目已发电量为4088.1304万kWh。中国温室气体自愿减排项目设计文件第 3 页序号风机编号首次并网时间序号风机编号首次并网时间 1 A1 2015.04.02 2340 13 A13 2015.04.01 1916 2 A2 2015.04.03 0009 14 A14 2015.04.01 1845 3 A3 2015.04.03 0316 15 A15 2015.04.01 1845 4 A4 2015.04.02 2351 16 A16 2015.04.01 1920 5 A5 2015.04.01 0719 17 A17 2015.04.01 1902 6 A6 2015.04.01 0655 18 A18 2015.04.01 1913 7 A7 2015.03.31 2228 19 A19 2015.04.01 0709 8 A8 2015.04.01 1845 20 A20 2015.04.01 1920 9 A9 2015.04.01 0716 21 A21 2015.04.01 0824 10 A10 2015.04.01 0552 22 A22 2015.04.01 0904 11 A11 2015.04.01 0552 23 A23 2015.04.01 2030 12 A12 2015.04.01 0700 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（1）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；（2）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；（3）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；（4）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 项目相关批复情况本项目的节能评估报告表于 2013 年 8 月 14 日获得安徽省发展和该给委员会的批复，批复文件全名安徽省发展和改革委员会关于安徽全椒大中国温室气体自愿减排项目设计文件第 4 页山 48.3 兆瓦风电项目节能评估报告表的审查意见（皖发改能评 [2013]56 号）。本项目于 2013年 9月 4日获得安徽省环境保护厅的批复，批复文件全名安徽省环保厅关于安徽全椒大山 48.3MW 风电项目环境影响报告表审批意见的函（皖环函[2013]989号）。本项目于 2013年 10月 31日获得安徽省发展改革委员会的批复，批复文件全名安徽省发展改革委关于龙源全椒县大山风电场项目核准的批复（皖发改能源[2013]819号）。 A.2. 项目活动地点 A.2.1. 省/直辖市/自治区，等安徽省 A.2.2. 市/县/乡镇/村，等滁州市全椒县 A.2.3. 项目地理位置本项目位于中国安徽省滁州全椒县马厂镇和石沛镇，距全椒县城 20km，风电场场址中心点坐标为东经 118°03 ′51 ″，北纬 32°08 ′02 ″，项目所在地地理位置如图 1和图 2所示。中国温室气体自愿减排项目设计文件第 5 页图 1安徽省及全椒县位置图图 2 本项目地理位置图 A.3. 项目活动的技术说明安徽省全椒县中国温室气体自愿减排项目设计文件第 6 页本项目总装机容量为 48.3MW，共装设 23台单机容量为 2100kW的风力发电机组，预计年上网电量 96552MWh，负荷因子为 22.82，年等效满负荷运行小时数 1999h 3 ，计划采用联合动力提供的 2100kW风机。 23 台风力发电机组分为 2 组，经 2 回 35kV 场内汇流线路，接入与项目同期建设的 110kV升压站的开关柜，110kV升压站以一回 110kV线路送入电网。本项目风力发电机组计算机监控系统采由各风力发电机组现地监控系统和主控级计算机系统以及通信网络构成。升压站总上网电量计量点设在升压站 110kV 出口处，并安装两块电能计量表（一主一备），通过拨号方式上送电能信息到当地调度中心。同时，本项目风电场的减排量监测电表设在属于本项目的 2条 35kV线路上。本项目所用的风机及发电机的技术参数如表 1所示表 1 风机参数参数名称数值数据来源单机容量（kW） 2100 风机合同风轮直径（m） 110 叶片数量 3 额定风速（m/s） 12 切入风速（m/s） 3 切出风速（m/s） 20 安全风速（m/s） 52.5 风轮扫风面积（m 2 ） 9498 本项目使用国内的设备和技术，没有来自国外的技术转移。 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受理备案申请的发展改革部门龙源全椒风力发电有限公司龙源全椒风力发电有限公司国家发展和改革委员会 3 风电场负荷因子和年运行小时数来源于可行性研究报告，为与项目业主签有协议的第三方设计院提供，该数据也是本项目向当地发展和改革委员会申请项目核准时采用的数据。中国温室气体自愿减排项目设计文件第 7 页 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 8 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应用中国温室气体自愿减排方法学 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）。有关方法学的详细信息可见 http//www.ccchina.gov.cn/archiver/cdmcn/UpFile/Files/Default/2013031116 4212571089.pdf 本项目还应用了 EB批准的“额外性论证与评价工具”（版本 07.0.0）论证项目的额外性，应用 EB批准的“电力系统排放因子计算工具”（版本 04.0）计算所替代电力系统的基准线排放因子。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 http//cdm.unfccc.int/methodologies/PAmethodologies/tools/am-tool-07- v4.0.pdf B.2. 方法学适用性本项目属于在项目所在地新建并网型可再生发电项目，符合中国温室气体自愿减排方法学 CM-001-V01（第一版）的所有适用条件方法学适用性条件说明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。本项目为风电项目，属于可再生能源并网发电项目活动（a）建设一个新发电厂，且在项目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；本项目为新建风力发电厂中国温室气体自愿减排项目设计文件第 9 页对于扩容、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。本项目不属于扩容、改造或者替代项目对于水力发电厂项目. 必须符合下列条件之一. o 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. o 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. o 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 。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 BL PJ BL PJ A A Cap Cap PD    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。本项目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本项目是一个新建风力发电项目，不中国温室气体自愿减排项目设计文件第 10 页燃料，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 。. 涉及燃料替代活动，不属于生物质直燃发电和水力发电对于改造、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。本项目是一个新建风力发电项目，不属于改造、替代或者扩容项目对于“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本项目采用第 1）种方法，仅包括联网电厂的方法计算。中国温室气体自愿减排项目设计文件第 11 页发电限制而非其他原因（如输电限制等）。本工具不适用于电网系统有一部分或者全部位于附件一国家的项目。本项目电网系统全部位于中国国内，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。 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。本项目接入的电力系统是华东区域电网，包括上海市、江苏省、浙江省、安徽省和福建省的电网范围。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，不考虑项目排放项目边界如图 3所示如下中国温室气体自愿减排项目设计文件第 12 页图 3 项目边界示意图 B.4. 基准线情景的识别和描述根据方法学 CM-001-V01（第一版）中的规定，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。本项目为新建的可再生能源并网发电，本项目的基准线情景为由华东区域电网所连接的并网电厂及其新增发电源替代提供同等电量。其基本信息如表 2所示表 2 华东区域电网排放因子数据表电量边际排放因子EF grid,OM,y tCO 2 /MWh 容量边际排放因子EF grid,BM,y tCO 2 /MWh 组合排放因子 EF grid,CM,y tCO 2 /MWh 华东区域电网 4 0.8095 0.6861 0.77865 4 http//cdm.ccchina.gov.cn/Detail.aspxnewsId51650TId19 中国温室气体自愿减排项目设计文件第 13 页 B.5. 额外性论证项目开工前考虑减排机制的证明本项目的可研报告于 2013年 9月编制完成，可行性研究报告对本项目的收益情况作了分析，认为本项目收益率较低，从而面临财务障碍；而如能获得温室气体减排机制的额外收益后会克服财务障碍，使项目具有经济吸引力。本项目于 2013 年 9 月 26 日获得了安徽省发展和改革委员会的核准，在核准批复中，也建议进行温室气体减排机制项目的开发。鉴于此，项目业主决定进行减排机制项目申请以获得额外的资金支持。 2013年 12月 10日，本项目投资方召开投资方会议，正式决定将本项目开发为自愿减排类项目，并随之与咨询公司签署了咨询合同。 2014 年 1 月 3 日，本项目签署了道路施工合同，并随后签署了其他合同。本项目已经于 2014年 2月 10日开工建设，并于 2015年 3月 31日一次性并网试运行。本项目实施的重要阶段的时间列表如表 3所示表 3 项目实施时间节点列表序号时间实施事件 1 2013年9月可研报告完成 2 2011年9月4日环评批复 3 2013年9月26日核准批复 4 2013年12月10日董事会决议 5 2013年12月18日 C CER咨询合同签订 6 2013年12月20日调查问卷 7 2013年12月20日利益相关方会议 8 2014年1月3日道路施工合同签署 9 2014年2月10日道路开工 10 2015年3月31日并网试运行根据方法学 CM-001-V01（第一版），项目的额外性可以用我国自愿减排项目“额外性论证与评价工具”来论证和评价项目活动的额外性，也可以参考使用 CDM方法学工具“额外性论证与评价工具”。本项目使用 CDM方法学“额外性论证与评价工具”（07.0.0版）来论证额外性。步骤 0. 拟议项目活动是否是首例中国温室气体自愿减排项目设计文件第 14 页本项目活动非首例，不选择步骤 0。步骤 1. 确定符合现行法律法规的可以替代本项目活动的方案根据方法学 CM-001-V01（第一版），本项目属于建设新的可再生能源并网发电厂，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。本项目为风力发电项目，在未建设本项目之前，当地的电力供应即由电网提供，符合方法学 CM-001-V01（第一版）中的描述，因此依据方法学确定的本项目的基准线情景是符合我国法律法规要求的做法。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的收入，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与评价工具（第 07.0.0版）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可能的 CCER收入之外，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东区域电网提供相同的电量而不是具体投资的项目。因此，选项 II也并不适用。由于本项目是新建风电项目，而电力行业的全投资内部收益率（IRR）数据是可得的，因此本项目可适用基准分析（选项 III）的方法。因此，本项目使用基于全投资 IRR的基准分析。子步骤 2b.应用基准分析（选项 III）根据原国家电力公司颁布的电力工程技术改造项目的经济评价的暂行办法，中国电力产业的全部投资内部收益率（IRR）应为 8％（所得税后），只有当拟建项目的全部投资内部收益率高于或等于该基准值时，项目才具有财务可行性。这在中国电力项目的可行性研究中被广泛使用。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。中国温室气体自愿减排项目设计文件第 15 页 1 计算财务指标的基本参数基于本项目的可研报告，计算本项目全投资内部收益率（IRR）所需的的基本参数如表 4所示表4本项目基本参数指标数据数据来源装机容量 48.3MW 可行性研究报告年上网电量 96552MWh 可行性研究报告项目寿命 21年（1年建设期和 20年运行期）可行性研究报告静态总投资 43065万元可行性研究报告折旧率 6.33 可行性研究报告折旧年限 15 年可行性研究报告残值率 5 可行性研究报告上网电价 0.61元/kWh（含增值税）可行性研究报告运营成本 1359万元增值税 17 可行性研究报告增值税返还 50（即征即退）所得税 25 城建税 5 教育附加税 4 计入期 73年 CCER价格 60元/tCO 2 e 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。表 5显示本项目的 IRR在没有 CCER收益下的情形。没有 CCER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。表5.IRR（全部投资内部收益率，基准8）没有 CCER收益有 CCER收益 IRR 6.86 8.34 子步骤 2d. 敏感性分析（只适用于选项 II和选项 III）中国温室气体自愿减排项目设计文件第 16 页按照“投资分析指南”（第 05版）的规定，只需要对占项目总投资或总收益 20以上的因素进行敏感性分析即可。对于本项目，占项目总投资或总收益 20以上的因素包括以下四项静态总投资、年上网电量、上网电价和年运行成本。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表 6所示。表6. 参数敏感性分析结果参数 -10 -5 0 5 10 临界值静态总投资 8.42 7.61 6.86 6.16 5.50 -7.42 年运行成本 7.25 7.06 6.86 6.67 6.47 -29.5 上网电价 5.22 6.06 6.86 7.64 8.39 7.4 年上网电量 5.22 6.06 6.86 7.64 8.39 7.4 图4. 参数敏感性分析图按照“投资分析评价指南”（第 05 版）的规定，对相关指标应在-10 到 10的范围内进行分析。当上述四个指标在-10到 10之间变化，本项目的全投资 IRR在如表 6和图 4所示的区间内变化。从图 4中可以看出，指标在±10的范围内变化，静态总投资、上网电价及年上网电量分别在-7.42， 7.4和 7.4达到临界值，根据下文的论证，这三个参数发生这样的变化是不可能出现的。同时，年运行成本在±10的范围内变化不能达到 8的基准收益率。可见，四个参数的变化时对全投资 IRR 不构成根本性影响，因此也不影响额外性评价结论。静态总投资中国温室气体自愿减排项目设计文件第 17 页静态总投资主要包括设备成本，建筑安装成本和其他成本，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，我国固定资产投资价格指数 2010 年为 103.6，2011 年为 106.6，2012 年为 101.1，始终处于增长状态 5 ，因此静态总投资项不可能降低。根据可研报告中的投资概算，项目投资包括机电设备及安装工程、建筑工程及建设用地费、建设管理费等其它费用组成。根据本项目已经签署的风机采购合同，塔筒供货合同等主要合同，确认合同中的金额为 40511.83 万元（不包括建设用地费、环保及水保等费用），如下表合同名称合同金额（万元）道路施工合同 2325.27 场区配电施工合同 505.51 风机基础施工合同 3166.66 风机采购合同 23184 升压站土建合同 1490 风机吊装合同 1270 塔筒采购合同 4993.99 主变压器采购合同 775 箱变采购合同 818.4 电缆采购合同 1983 合计 40511.83 当静态总投资降低 7.42以上时，项目 IRR 才能达到基准。相对于可研中的静态总投资（43065 万元），仅仅主要设备采购及土建安装的费用合同额已经达到 40511.83 万元，超过临界值（39869.58 万元），所以要投资下降 7.42，是不可能的。同时，参考本省同等装机规模（24.15MW72.45MW）的已经注册成为 CDM项目的风电项目，单位千瓦静态投资（8514.55元/kW9052.53元/kW）不等，本项目的单位千瓦静态投资为 8916.15元/kW，处于上述单位千瓦静态投资范围内，因此是合理的。年运行成本 5 http//data.stats.gov.cn/workspace/indexmhgnd 中国温室气体自愿减排项目设计文件第 18 页年运营成本主要包括维修费、保险、工资、职工福利、材料费用、其他费用，所有的输入值均来自可研并按相关的评价规范或设计院多年经验数据进行取值，因此所计算出年的运营成本是合理的。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，我国工业生产者购进价格指数 2010年为 109.6，2011年为 109.1，2012年为 98.2 6 ，始终处于高位运行状态且该指数自 2006 年以来从未低于 90，因此年运行成本不可能降低 29.5。同时参考本省同等装机规模（24.15MW72.45MW）已经注册成为 CDM 项目的风电项目，单位千瓦年运营成本从 242.63元/kW291.06元/kW不等，本项目单位千瓦年运营成本为 281.37 元/kW，处于上述范围内，因此是合理的。年上网电量当年上网电量增加 7.4时，项目的全投资 IRR 会达到 8的基准线。由于项目的年上网电量数据为可研设计单位在 30 年（19822012 年）的风资源数据及 20102011 年的测风数据的基础上，利用专业的专业软件计算得出的。中国福霖风能工程有限公司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。因此发电量不可能增加到 7.4的幅度。同时参考本省同等装机规模（24.15MW72.45MW）的已经注册成为 CDM 项目的风电场项目，其年等效满负荷小时数从 1901 小时2010 小时不等，本项目年等效满负荷小时数 1999 小时，处于上述范围内，因此是合理的。上网电价当电价增加 7.4时，项目的全投资 IRR 会达到 8的基准线。按照国家发改委电价批文“发改价格[2009]1906”，本项目所在的安徽省的标杆电价为 0.61元/kWh（含税）。同时根据由国家发展改革委建设部于 2006 年 8 月 6 http//data.stats.gov.cn/normalpgsrc/lastestpub/quickSearch/y/year11.htmlh800 中国温室气体自愿减排项目设计文件第 19 页发布的建设项目经济评价方法与参数第三版 P85 页“对运营期的投入物和产出物价格，由于运营期比较长，在前期研究阶段对将来的物价上涨水平较难预测，预测结果的可靠性也难以保证，因此一般只预测到经营期初价格。运营期各年采用同一的不变价格”。本项目整个寿命期会执行已批复的电价。因此本项目财务计算时采用的上网电价数值是合理的。电价也不可能增加 7.4。同时参考本省同等装机规模（24.15MW72.45MW）的已经注册成为 CDM 项目的风电场项目，上网电价均为 0.61 元/kWh，本项目上网电价为 0.61 元/kWh，处于上述范围内，因此是合理的。其他关键参数表 6 其他关键参数合理性分析参数名称项目设计文件的取值数据来源合理性分析增值税 17，其中 50即征即退可行性研究报告根据中华人民共和国增值税暂行条例中华人民共和国国务院令第 538 号，增值率为 17 7 。根据财政部、国家税务总局出台关于资源综合利用及其他产品增值税政策的通知（财税[2008]156 号），风电项目增值税实行即征即退 50的政策 8 。根据财政部、国家税务总局发布的关于全国实施增值税转型改革若干问题的通知（财税[2008]170 号），增值税销项税可以由主要设备投资的进项税进行抵扣 9 。城市维护建设税 5 可行性研究报告中华人民共和国城市维护建设税暂行条例（国发[1985]19 号） 10 教育附加税 4 可行性研究报告根据国务院教育费附加的暂行规定中华人民共和国国务院令第 448 号，教育附加税为 3 11 。根据安徽省地方教育附加征收和使用管理暂行办法，安徽省加收 1的地方附加税 12 。总教育附加税率为 4。所得税 25 可行性研究报告根据 2008 年 1 月 1 日起实施的企业所得税法，企业所得税税率为 25 13 。风力发电项目属于公共基础设施项目企业所得税优惠的项目，根据国税发[2009]80 号国家税务总局关于实施国家重点扶持的公共基础设施项目企业所得税优惠问题的通知 14 ，其投资经营的所得，自该项目取得第一笔生产经营收入所属纳税年度起，第一年至第三年免征企业所得税，第四年至第六年减半征收企业所得税（12.5），六年后所得税按照 25征收。 7 http//www.gov.cn/zwgk/2008-11/14/content_1149516.htm 8 http//www.csj.sh.gov.cn/pub/xxgk/zcfg/zzs/200903/t20090305_287999.html 9 http//www.chinatax.gov.cn/n2226/n2271/n2272/c129684/content.html 10 http//www.gov.cn/banshi/2005-08/19/content_24817.htm 11 http//www.gov.cn/gongbao/content/2005/content_91662.htm 12 http//www.hefei.gov.cn/n1105/n32739/n281325/n283331/n283545/1298151.html 13 http//www.gov.cn/flfg/2007-03/19/content_554243.htm 14 http//www.cfoclass.com/show.phpcontentid5139 中国温室气体自愿减排项目设计文件第 20 页残值率 5 可行性研究报告中华人民共和国企业所得税暂行条例及实施细则第三十一条残值比例在原价的 5以内，由企业自行确定 15 。折旧率 6.33 可行性研究报告 6.33的折旧率和 0的残值率意味着折旧期为 15 年。15 年折旧期是在中国电力项目中广泛采用的，在相关的指南和工程书籍 16 中建议的数值。因此，本项目取 6.33的折旧率是合理的。通过敏感性分析，本项目不具备经济可行性。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。步骤 3. 障碍分析此项目不涉及障碍分析。步骤 4.普遍性分析本项目的普遍性分析依据 CDM EB 发布的“额外性论证与评价工具” （07.0.0版）和“普遍性分析指南”（第 02.0版）来论证。步骤如下步骤 1计算适用的容量或产出, 范围为拟议项目活动总设计容量或产出的/-50。本项目装机容量为 48.3MW，因此确定装机容量范围范围为 24.15MW72.45MW。步骤 2识别满足以下所有条件的类似项目（包括 CDM 项目和非 CDM 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；（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； 15 http//www.hb-n-tax.gov.cn/art/2012/12/24/art_21446_326540.html 16 张力,陈立新.电力工程技术经济知识.中国电力出版社,2007年,P164 中国电力工程顾问集团公司. 参考火电工程限额设计参考造价指标2010电规科[2011]70,P392