包头达茂旗珠日和风电场天润4.95万千万风力发电项目.pdf-solarbe文库

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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 项目活动名称包头达茂旗珠日和风电场天润 4.95万千瓦风力发电项目项目类别 2 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 03 项目补充说明文件完成日期 2015 年 6 月 16 日 CDM 注册号和注册日期 CDM 注册号 7515；注册日期 2012 年 10 月 23 日申请项目备案的企业法人达茂旗天润风电有限公司项目业主达茂旗天润风电有限公司项目类型和选择的方法学本项目属于类型 1能源工业（可再生能源） /方法学采用 CM-001- V01“可再生能源发电并网项目的整合基准线方法学 ”（第一版）预计的温室气体年均减排量补充计入期 2012 年 7 月 1 日 - 2012 年 10 月 31 日（含首尾两天），共 123 天；补充计入期总减排量 32,422tCO2e；预计补充计入期内年平均减排量 96,212tCO2e3 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 32,422CO 2e*365（天） /123天 96,212 tCO2e。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达茂旗珠日和风电场天润 4.95 万千瓦风力发电项目（以下简称本项目）由达茂旗天润风电有限公司投资开发，位于中华人民共和国内蒙古包头市达茂旗。本项目利用风能发电，建设一个总装机容量为 49.5MW 的风电场，设计净上网电量为 105,200MWh，产生的电力将销售到内蒙古西部电网，最终送到华北电网。在华北电网中，并网型化石燃料电厂占主导地位。本项目活动通过替代华北电网的发电来实现温室气体（ GHG）的减排。 A.1.2 项目活动概述包头达茂旗珠日和风电场天润 4.95 万千瓦风力发电项目位于中华人民共和国内蒙古包头市达尔罕茂明安联合旗（以下全文简称达茂旗），由达茂旗天润风电有限公司建设运营。本项目包括安装 33 台单机容量 1500 kW 的风机，总装机容量为 49.5MW，大于 15MW，属于大规模项目，项目建成后每年向华北电网年输送净上网电量为 105,200MWh，年等效满负荷小时数为 2,125 小时，电厂负荷因子（ PLF）为 24.26。在华北电网中，并网型化石燃料电厂占主导地位。本项目活动通过替代华北电网的发电来实现温室气体（ GHG）的减排。本项目是利用可再生风力资源发电，代替以火电为主的华北电网所发出的同等电量，项目本身风力发电不产生温室气体排放。项目的开始日期为 2011 年 3 月 30 日（风机安装施工合同签署）， 2011 年 4 月 23 日项目建设开始施工（项目开工令）。首台风机于 2012 年 07 月 01 日并网发电，此后，风机相继并网试运行，项目于 2012 年 7 月 5 日全部投产。本项目在运行期间将和另外一个项目，即二期项目共用关口表，二期项目已于 2010 年 5 月 10 日并网发电。本项目 2012 年 10 月 23 日注册为 CDM 项目，注册号 7515 （ http//cdm.unfccc.int/Projects/DB/SGS-UKL1348821496.92/view）。 CDM 可更新计入期为 2012 年 11 月 01 日至 2019 年 10 月 31 日，本项目于 2013 年 6 月 24 日获得过一次 CDM 签发，签发量 21,555 tCO2e，核查期 2012 年 11 月 1 日 -2012 年 12 月 31 日。本项目未在联合国清洁发展机制之外的其他任何国际或者国内减排机制下注册，也未获得任何签发。中国温室气体自愿减排项目设计文件第 3 页预估本项目的补充计入期（ 2012 年 07 月 01 日 - 2012 年 10 月 31 日（含首尾两天），共计 123 天）的年均减排量为 96,212 tCO2e, 总减排量为 32,422 tCO2e。本项目对当地可持续发展的贡献主要表现在 1、减少温室气体排放本项目将取代华北电网的发电，在华北电网中，并网型化石燃料电厂占主导地位，因而减少了化石燃料的消耗，从而避免因化石燃料燃烧引起的温室气体（ CO2）的排放。 2、减少污染物排放本项目将取代华北电网的发电，在华北电网中，并网型化石燃料电厂占主导地位，因而减少了化石燃料的消耗，从而避免因化石燃料燃烧引起的 SOx、 NOx及粉尘等污染物的排放。因此，本项目的环境效益显著。 3、提供就业机会本项目在建设和运行期间将为当地创造就业机会。 4、促进地区经济发展新建的风电场将促进当地经济发展，并为当地政府增加税收。 A.1.3 项目相关批复情况同意开展前期工作的批复项目于 2005 年 12 月 16 日获得内蒙古自治区发展和改革委员会同意项目开展前期工作的批复；内蒙古自治区发展和改革委员会于 2010 年 12 月 30 日对工程建设了核准的批复（内发改能源字 [2010]2947 号）；内蒙古自治区环境保护局于 2007 年 12 月 29 日批准了建设项目环境影响报表（内环表 [2007]274 号）。节能评估审查包头市经济委员会于 2009年 07月 13日通过对本项目的节能评估报告的审查，并做出了批复（包经资环发 [2009]156 号），批复认为本项目工艺、设备选择符合国家产业和节能技术政策，同意该项目建设。国家发展改革委员会批准函项目于 2011 年 12 月 30 日获得国家发改委批准项目作为清洁发展机制项目的批复（发改气候 [2011]3151 号）。本项目在 2012 年 10 月 23 日注册成 CDM 项目，注册号为 7515，项目名称为 Inner Mongolia Goldwind Damao Wind Farm Phase III Projects （ http//cdm.unfccc.int/Projects/DB/SGS-UKL1348821496.92/view）截止目前本项目于 2013年 6月 24日获得过一笔 CER 签发，签发量为 21,555tCO2e，签发的监测期为 2012 年 11 月 01 日 -2012 年 12 月 31 日。本项目未在联合国清洁中国温室气体自愿减排项目设计文件第 4 页发展机制之外的其他任何国际或者国内减排机制下注册，也未获得任何签发。 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 A.2.3. 项目地理位置项目位于中华人民共和国内蒙古自治区包头市达茂旗境内，南距包头市约 130km。风电场场址中心点地理坐标范围为东经 109°33 12 ，北纬 41°44 06 。下图 A1， A2 显示出项目的具体地理位置。图 A1. 本项目在中国地图上的位置中国温室气体自愿减排项目设计文件第 5 页图 A2. 本项目在内蒙古自治区地图上的位置 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包头市达茂旗，利用风力发电，是一个并网发电的可再生能源项目。本项目将安装 33 台单机容量 1500kW 的风机，总装机容量为 49.5MW，预计年上网电量为 105,200MWh，年等效满负荷小时数为 2,125 小时，电厂负荷因子（ PLF）为 24.264。本项目拟定的风机型号是 GW77/1500 型，风机生产商为新疆金凤科技股份有限公司。风机的具体技术参数如下表所示科目单位参数额定功率 kW 1500 叶片数片 3 叶轮直径 m 77 切入风速 m/s 3.0 额定风速 m/s 12 切出风速 m/s 22.0 轮毂高度 m 65 发电机额定电压 V 690 使用寿命年 20 本项目建设一座 220kV 升压站，由一回 220kV 线路送至 220kV 万胜变电站，由此上网最终与华北电网一部分的内蒙古西部电网相连。本项目的上网电量将通过项目现场升压站出口 220kV 线路的关口表进行监测，本项目与 4预计上网电量和年等效满负荷小时数 h 的数据来自可行性研究报告 FSR，电厂负荷因子 2,125/876024.26 项目所在地中国温室气体自愿减排项目设计文件第 6 页内蒙古金风达茂风电场二期项目（以下全文简称二期项目）共用关口表与现场升压站，本项目出售给电网的电量和本项目来自电网的购电电量由双向关口表计量，具体见 B7 部分。 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达茂旗天润风电有限公司达茂旗天润风电有限公司内蒙古自治区发展和改革委员会国家发展改革委员会 A.5. 项目活动打捆情况本项目不涉及打捆情况，因此不适用。 A.6. 项目活动拆分情况本项目不涉及打捆情况，因此不适用。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. 引用的方法学名称可再生能源发电并网项目的整合基准线方法学（ CM-001-V01）（第一版）关于本方法学的更多信息，请参考 http//cdm.ccchina.gov.cn/Detail.aspxnewsId39531TId21 本项目应用 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；应用方法学工具 “电力系统排放因子计算工具 ”版本 04.0计算所替代电力的基准线排放因子。有关方法学工具的详细信息可参 http//cdm.unfccc.int/methodologies/PAmethodologies/approved.html B.2. 方法学适用性本项目活动满足自愿减排方法学 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）中所规定的适用范围，具体分析如下方法学描述项目活动（ 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）；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项目符合方法学所列（ a）活动。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、太阳本项目是新建风力发中国温室气体自愿减排项目设计文件第 8 页能、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实施前这段时间内发电厂没有进行扩容或者改造。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。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本项目为新建风力发电项目，不中国温室气体自愿减排项目设计文件第 9 页料替代化石燃料，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；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中关于项目边界的规定，本风电项目的项目边界包括项目本身的物理及地理边界，同时还包括本项目电厂所连接的华北电网内的所有电厂。由于本项目所发电量将供给华北电网，替代华北电网中部分化石燃料电厂的发电。因此本项目电厂所连接的电力系统应该为华北电网。根据我国国家发展和改革委员会对华北电网的边界划分，华北电网包含北京市、天津市、河北省、山西省、山东省和内蒙古自治区电网。中国温室气体自愿减排项目设计文件第 10 页排放源温室气体种类包括否说明理由 /解释基准线由项目活动所替代的化石燃料电厂发电产生的 CO2排放 CO2 是主要排放源 CH4 否次要排放源 N2O 否次要排放源项目活动项目现场的化石燃料消耗 /项目自身电力消耗 CO2 否按照方法学的要求，风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。 CH4 否 N2O 否本项目的项目边界图如下所示 B.4. 基准线情景的识别和描述根据方法学 CM-001-V01（第一版）描述中国温室气体自愿减排项目设计文件第 11 页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 ” 本项目为建设新的可再生能源并网发电项目，项目接入华北电网，因此基准线情景为拟议项目活动生产的上网电量可由华北区域电网范围内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（第 04.0 版）”里组合边际排放因子（ CM）的计算过程中的描述相同。根据 “电力系统排放因子计算工具 ”，项目所替代的电网组合边际排放因子（ CM），通过电量边际排放因子（ OM）和容量边际排放因子（ BM）的计算得出，其权重分为别 0.75和 0.25。 B.5. 额外性论证按照本方法学要求，本项目论证和评价额外性采用我国自愿减排项目 “额外性论证与评价工具 ”，同时参考清洁发展机制方法学 “额外性论证与评价工具 ”。 1.事前考虑减排机制经过可行性研究报告的分析，项目本身的预计收益率很低，项目业主公司于 2009年 11月 15日召开投资决策，开始寻求碳减排机制的资金支持。项目业主于 2011年 3月 30日签署风机安装施工合同，标志着项目正式开始。 2012 年 7月 1日项目开始发电运行，并于 2012年 10月 23日成功注册为 CDM项目。本项目主要事项如下表 B-1所示表 B-1 本项目主要事项时间表日期事件 2005年 12月 16日内蒙古自治区发展和改革委员会于 2005年 12 月 16日下发了同意本项目开展前期工作的通知 2007年 12月完成项目环境影响评价报告 2007年 12月 29日内蒙古自治区环境保护厅对本项目环境影响报告书批复 2009年 6月可研性研究报告完成 2009年 07月 13日包头市经济委员会通过对本项目的节能评估报告的审查， 2009年 11月 15日召开投资决策，本项目决定申请减排机制中国温室气体自愿减排项目设计文件第 12 页 2009年 11月 27日 CER 减排量购买协议签署 2010年 12月 30日内蒙古自治区发展改革委核准项目 2011年 3月 23日召开利益相关方调查座谈会 2011年 3月 30日风机安装施工合同签署（项目开始） 2011年 4月 4日风机购买合同签署 2011年 4月 23日项目开工（开工报告） 2011年 7月 14日联合国秘书处收到提前考虑本项目提前 CDM 的通知 2011年 7月 21日项目提前考虑 CDM的通报表送到国家发展和改革委员会 2011年 7月 25日国家发展和改革委员会对项目提前考虑 CDM 的通报表进行确认 2011年 12月 30日取得国家发改委批准函（ LOA） 2012年 7月 1日首台风机并网发电（开始产生减排） 2012年 10月 23日成功注册为 CDM项目，项目编号 7515 2013年 6月 24日获得第一笔 CER的核证签发，签发量 21,555tCO2e，核查期 2011年 11月 1日 -2012年 12月 31日 2014年 9月 4日申请中国自愿减排项目公示（公示期 2014 年 9月 5日 -2014年 9月 11日）根据方法学 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）的原则，按照 “额外性论证与评价工具 ”对项目是否具有额外性进行分析。步骤 1 识别发电项目真实可靠的可替代的基准线情景本项目的基准线的识别和描述已经在 B.4部分进行了论述，由于本项目采用的是方法学规定的基准线情景，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 投资分析子步骤 2a 选择分析方法本项目实施的最大障碍为投资障碍。 “额外性论证与评价工具 ”为该步骤建议了三种分析方法，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）。考虑到本项目除碳减排收益以外，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中国温室气体自愿减排项目设计文件第 13 页替代方案是由现有的华北电网提供等量的电量供应，而不是新建的可替代投资项目，因此不适用于投资比较分析方法（选项 II）。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（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。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定稿，用于本项目投资分析的主要参数列于下表 B-2 表 B-2 投资分析计算需要的主要参数参数单位值来源年上网电量 MWh 105,200 可研报告装机容量 MW 49.5 可研报告动态总投资万元 45047.01 可研报告静态总投资万元 43,984.44 可研报告项目寿命期年 21（其中建设期 1年，运营期 20年）可研报告年经营成本万元 1211.49 可研报告预计上网电价（含增值税）元 /KWh 0.51 可研报告增值税率 17（返还 505 可研报告所得税率 25 可研报告教育费附加率 3 可研报告城市建设维护税率 5 可研报告资本金比例 20 可研报告贷款比例 80 可研报告预计碳减排收益价格 /tCO2 50 参考各试点省市配额价格静态总投资的合理性判断静态总投资主要包括设备成本，建筑安装成本和其他成本，是有资质的 5 http//fina.shqp.gov.cn/gb/content/2010-09/17/content_341699.htm 中国温室气体自愿减排项目设计文件第 14 页设计院根据风电场工程可行性研究报告设计概算编制办法及计算标准、电力工业基本建设预算管理制度及规定、电力工程概算定额、内蒙古自治区电力建设工程装置性材料综合预算价格等本项目可研编制时可得的最新行业相关标准和规定编制的。同时，根据对内蒙古自治区已经注册的风电清洁发展机制项目的统计，其平均单位千瓦投资范围为 7,656 6– 11,720 元 /kW7；本项目的单位千瓦投资为 8,885.74 元 /kW，在合理范围内。因此本项目的静态总投资是合理的。年经营成本的合理性判断可研中年经营成本是根据风电场工程可行性研究报告设计概算编制办法及计算标准。年经营成本主要包括维修费、保险费、工资和福利、材料费和其他费用。考虑到本项目年经营成本与静态总投资的比例为 2.75，已注册的位于内蒙古自治区的 CDM项目该项比例最高的 4.128,高于本项目该值，因此本项目的年经营成本是合理并保守的。年上网电量合理性判断可研报告中的年上网电量是基于多年风资源评估和风力发电可研报告编制中常用的专业软件的基础上计算出来的。由于本项目的年上网电量数据为有资质的可研设计单位（内蒙古电力勘测设计院）在 36年风资源数据（ 1971 年 -2006年）的基础上和一年测风塔 2006年 1-12月完整的测风数据基础上，利用专业的软件计算出来的，内蒙古电力勘测设计院具有电力设计甲级资质，且该设计经过可研审查和专家论证，具有较强的权威性和科学性。在可研报告中，经过空气密度矫正后，每年理论发电量为 141,897MWh。考虑到各项折减系数 1）控制湍流可利用率 96； 2）机组可利用率 95； 3）叶片污染可利用率 97； 4）场用电、线损等能量损耗可利用率 96.75； 5）低温影响可利用率 97； 6）风电场间影响可利用率 94； 7）风电机组功率曲线保证率 95；年净上网电量计算为 141,897MWh*96*95*97*96.75*97*94*95 105,200MWh。因此本项目的上网电量是合理的。表 B-3 本项其他财务参数的和理性分析参数项目设计文件中所用数值数据来源合理性判断 6 CDM 项目 3777 Chifeng Sunjiaying Wind Power Project 7 CDM 项目 1629 Inner Mongolia Dali Phase V 49.5MW Wind Power Project 8 CDM 项目 3777 Chifeng Sunjiaying Wind Power Project 中国温室气体自愿减排项目设计文件第 15 页上网电价（含税） 0.51元 /kW 电价批复电价批复函发改价格 [2009]196 号增值税率 17 可研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）城市建设维护税率（增值税率的） 5 可研中华人民共和国城市维护建设税暂行条例国发 [1985]19 号教育附加税率（增值税率的） 3 可研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 号所得税率（） 25 可研中华人民共和国企业所得税法（中华人民共和国主席令第 63 号）折旧年限（年） 15 可研参考火电工程限额设计参考造价指标残值率（固定资产的） 5 可研参考火电工程限额设计参考造价指标表 B-4 有无碳减排收益时的项目全投资内部收益率比较 IRR 行业基准收益率为 8 无 CCER收入 5.94 有 CCER收入 7.49 子步骤 2d. 敏感性分析针对本项目，采用如下财务指标作为不确定因素进行有关财务吸引力的敏感性分析 1 静态总投资； 2 年经营成本； 3 上网电价； 4 年上网电量；考察静态总投资、年经营成本、上网电价和年上网电量对资本金内部收益率（ IRR）的影响。假定该四项指标在 -10～ 10的范围内变动，相应的对项目资本金内部收益率的影响结果如表 B-5和图 B.1所示。表 B-5 敏感性分析 -10.0 -5.0 0.0 5.0 10.0 静态总投资 7.34 6.61 5.94 5.32 4.75 年经营成本 6.35 6.15 5.94 5.74 5.33 上网电价 4.32 5.15 5.94 6.71 7.45 中国温室气体自愿减排项目设计文件第 16 页年上网电量 4.32 5.15 5.94 6.71 7.45 图 B.1.敏感性分析示意图表 B-6 不同财务指标的全投资 IRR的临界点分析参数静态总投资年经营成本电价（含税）年上网电量临界点 -14.15 -52. 50 13.85 13.85 从以上表 B-5和图 B.1可以看出，项目 IRR随着全投资和年经营成本的升高而降低，随着上网电价和上网电量的增加而上升。静态总投资当静态总投资降低 10时，项目 IRR为 7.34，低于 8。当项目静态总投资降低 14.15时，项目 IRR为 8，达到基准值。为了验证本项目的投资，提供了部分本项目的合同，合同金额已经达到静态总投资的 85.88，超过临界值，因此在可研预估基础上下降 14.15是不可能的。年经营成本若年经营成本降低 10， IRR仅上升为 6.35。若项目 IRR达到 8，则需要年经营成本降低 52.50。但是若在现实中大幅度降低年经营成本，便不可能确保生产质量，加之原材料、物价和劳动力成本的实际上涨趋势 9，根据由中国统计局发布中国统计年鉴 2012，员工工资指数从 2007-2011年分别是 121.5,119.7,114.2,117.3 和 126.8；而材料、燃料、动力的采购价格指数分别是 104.4、 110.5、 92.1、 109.6 和 109.1；这意味着员工工资和材料的价格有增加 9 http//www.stats.gov.cn/tjsj/ndsj/2012/indexch.htm 中国温室气体自愿减排项目设计文件第 17 页的倾向。因此，不可能通过降低年经营成本使 IRR达到基准收益率。因此，通过降低年经营成本实现项目 IRR达到基准值是不可能的。上网电价当上网电价增加 10时，项目 IRR值为 7.45。要达到项目 IRR的基准值 8，含税上网电价需要上涨 13.85，达到 0.580635元 /kWh，超过自治区内的最高电价 0.54元 /kWh10，这种情况几乎是不可能发生的。根据国家发展和改革委员会文件国家发展改革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），本项目所在地位于一类风资源区，标杆上网电价为 0.51元 /MWh,同时与电力公司签署的购售电合同中也明确了电价为 0.51元 /kWh。因此，通过电价上升 13.85使项目 IRR达到基准值是不可能的。年上网电量若年上网电量降低 10，项目 IRR为 7.45，低于基准值，要达到项目 IRR的基准值 8，年上网电量需要上涨 13.85。由于本项目的年上网电量数据为有资质的可研设计单位（内蒙古电力勘测设计院）在 36年风资源数据（ 1971年 -2006年）的基础上和一年测风塔 2006年 1-12月完整的测风数据基础上，利用专业的软件计算出来的，内蒙古电力勘测设计院具有电力设计甲级资质，且该设计经过可研审查和专家论证，具有较强的权威性和科学性。因此，发电量不可能增加到 13.85的幅度。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 2 的结论替代方案（ 1）在财务上不可行。步骤 3 障碍分析本项目不采用障碍分析。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，根据 “ 普遍性分析指南 ” 第 02.0 版本来进行普遍性分析。子步骤 4-1计算适用的产出或容量，范围为拟议项目总设计产出或容量的 /-50 10 根据 UNFCCC 发布的 Information Note on the Highest Tariffs Applied by the Executive Board in its decisions on Registration of Projects in the People’s Republic of China（ version 02），内蒙古自治区最高电价为 0.54 元 /kWh（含税）中国温室气体自愿减排项目设计文件第 18 页本项目装机容量 49.5MW，因此确定产出范围为 24.75MW74.25MW。子步骤 4-2在合适的地理范围内，识别容量范围在子步骤 4-1计算出的适用范围内，且在本项目开始日期之前投产的所有项目（ Nall）。已注册的减排机制项目以及正在审定的减排机制项目不包含在内。不同地区的风力并网发电项目各不相同。国家发展和改革委员会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