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.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 10028.08 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， 82 1.5MW 2016 年 4 月 25 日 80 1.5MW 2016 年 4 月 28 日 62， 65， 76， 77， 79， 117 1.5MW 2016 年 4 月 30 日 66， 67， 68， 69， 70 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， 74， 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， 115， 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， 106 1.5MW 2016 年 5 月 19 日 19， 61， 78， 48， 107， 108， 109 1.5MW 2016 年 5 月 20 日 10， 17， 20， 21， 22， 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；  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.aspxnewsId52505TId161 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 CO2 是主要排放源 CH4 否次要排放源 N2O 否次要排放源项目情景本项目活动 CO2 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。 CH4 否 N2O 否 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 ,facility yEG 494,384MWh /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 46 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 88。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.htmcnE0103 中国温室气体自愿减排项目设计文件第 18 页 2,159h2,828h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