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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-PDD1 第 1.1 版项目设计文件 PDD 项目活动名称国电电力新宁寨子背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 01 项目设计文件完成日期 2016 年 1 月 26 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国电电力湖南新能源开发有限公司项目业主国电电力湖南新能源开发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 76,464 tCO2e 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 项目活动的目的国电电力新宁寨子背风电场项目（以下称本项目）拟建设一个总装机容量为 50MW 的风电场，本项目的目的是利用可再生的风能资源发电，产生的电力将通过湖南省电网并入华中区域电网。由于华中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中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湖南省邵阳市新宁县黄金乡，由国电电力湖南新能源开发有限公司负责投资开发。本项目将安装和运行 25 台单机容量为 2,000kW 的风力发电机组，总装机容量为 50MW，设计年满负荷运行小时数为 1,804 小时，负荷因子为 20.6。建成后每年将向华中区域电网输送电量 90,200MWh。在本项目实施前，项目所在地没有发电厂，所需电力由华中区域电网提供，这也是本项目的基准线情景。因本项目是可再生能源项目，通过替代基准线情景下以火电为主的华中区域电网的同等电量，从而实现温室气体的减排。预计第一个计入期内年平均减排量可达 76,464tCO2e。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中区域电网的等量发电，在华中区域电网中，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。 2、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。 3、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 项目相关批复情况环评批复国电电力新宁寨子背风电场项目于 2011 年 9 月 19 日获得湖南省环境保护厅的批准（湘环评表【 2011】 105 号）。核准批复国电电力新宁寨子背风电场项目于 2014 年 8 月 15 日获得新宁县发展和改革局关于本项目的核准批复（新发改发【 2014】 98 号）。中国温室气体自愿减排项目设计文件第 3 页节能评估批复本项目节能评估报告书于 2011 年 8 月 12 日获得湖南省发展和改革委员会评审通过（湘发改环资【 2011】 1280 号）。 A.2. 项目活动地点 A.2.1. 省 /直辖市 /自治区，等湖南省 A.2.2. 市 /县 /乡镇 /村，等邵阳市新宁县黄金乡 A.2.3. 项目地理位置本项目位于湖南省邵阳市新宁县黄金乡，地处东经 110° 18′ 110° 28′ ，北纬 26° 15′ 26° 55′ 之间。项目所在地地理位置如图 1 所示。图 1 本项目所在的地理位置示意图中国温室气体自愿减排项目设计文件第 4 页 A.3. 项目活动的技术说明本项目位于湖南省邵阳市新宁县黄金乡，是一个利用风力并网发电的可再生能源项目。本项目装机容量 50MW，属于大型项目活动。根据本项目的可行性研究报告，本项目将安装 25 台单机容量为 2,000kW 的风力发电机组，总装机容量为 50MW，预计年上网电量为 90,200MWh，年利用小时数为 1,804 小时，负荷因子为 20.6。项目主要设备的参数如表 1 所示表 1 设备参数表参数数据设备生产商国电联合动力技术有限公司单台装机容量 2,000kW 风机数量 21 台 4 台轮毂高度 80m 96.448m 风力涡轮机叶轮直径 115.448m 115m 叶片数 3 片额定风速 10.4m/s 10.6m/s 切入风速 3m/s 4m/s 切出风速 20m/s 25m/s 使用寿命 20 年发电机额定功率 2080kW 额定电压 690V 本项目利用邻近的风雨殿风电场 110kV 升压站，经单回 110kV 架空线路接入 110kV 水庙变电站，并由此上网最终与华中区域电网相连。 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国电电力湖南新能源开发有限公司国电电力湖南新能源开发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 5 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/20130311164 212571089.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能源发电项目，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）现有发电厂在为本项目不属于扩容、改造或者替代项目中国温室气体自愿减排项目设计文件第 6 页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。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/m2；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/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 BLPJ BLPJ AA CapCapPD  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项目中国温室气体自愿减排项目设计文件第 7 页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/m2。 . 本项目是一个新建风力发电项目，不涉及燃料替代活动，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 “额外性论证与评价工具” 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 8 页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 CO2排放因子为 0。本项目是新建风力发电项目，不属于该条款所列情景。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中区域电网，包括湖北、河南、湖南、江西、四川省和重庆市的电网范围。排放源温室气体种类包括否说明理由 /解释基准线本项目活动替代的华中电网中化石燃料电厂所发电量产生的 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本项目排放 CO2 否根据方法学，不考虑项目排放 CH4 否根据方法学，不考虑项目排放 N2O 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 9 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中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 华中区域电网排放因子数据表电量边际排放因子 EFgrid,OM,y tCO2/MWh 容量边际排放因子 EFgrid,BM,y tCO2/MWh 华中区域电网 3 0.9724 0.4737 B.5. 额外性论证项目开工前考虑减排机制的证明 3http//cdm.ccchina.gov.cn/archiver/cdmcn/UpFile/Files/Default/20150204155537627092.pdf 25 台风力发电机风机箱式变压器 110kV 主变压器华中电网 CO2 排放中国温室气体自愿减排项目设计文件第 10 页本项目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。 2011年 10月 29日，国家发展改革委正式发布了关于开展碳排放权交易试点工作的通知，批准北京市、天津市、上海市、重庆市、湖北省、广东省及深圳市开展碳排放权交易试点。 2012年 6月 13日，国家发展改革委正式印发温室气体自愿减排交易管理暂行办法，这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。随着各五市两省碳交易试点方案的陆续出台，国内温室气体自愿减排项目产生的减排量均被允许用于冲抵一定比例的碳配额，这为国内温室气体自愿减排量提供了交易的条件和市场。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。可以看出，减排机制的收益在项目业主进行投资决策过程中起到了决定性作用。本项目关键事件时间详见下表表 3本项目关键性事件列表日期事件 2011 年 8 月环境影响评价报告完成 2011 年 9 月 19 日环境影响评价报告获得批准 2014 年 7 月可行性研究报告完成 2014 年 8 月 15 日本项目获得核准 2014 年 10 月 17 日召开董事会，决定为本项目寻求减排机制收益 2014 年 10 月 21 日利益相关方调查问卷 2015 年 4 月 30 日本项目工程施工合同（项目活动开始时间） 2015 年 11 月 10 日业主签订自愿核证减排量购买协议 2016 年 1 月本项目的项目设计文件完成并拟在国家自愿减排机制平台挂网公示根据方法学 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子步骤 1.1 确定该项目替代方案按照方法学及工具要求，该项目的现实可行的替代方案有 P1该项目不开发成为国内自愿减排项目；或中国温室气体自愿减排项目设计文件第 11 页 P2继续当前现实情景，即由华中区域电网范围内现存并网发电厂及其新增发电源进行电力供应。子步骤 1.2 符合法律法规的强制要求 P1国内自愿减排机制为自愿机制，没有任何法律法规强制要求该项目进行减排量的开发，也没有违反任何法律和法规，这是项目业主可以自由选择的且合法的； P2当前情景为目前华中区域电网的现状，因此完全符合国家法律法规的要求，且不存在任何财务收益障碍。因此替代方案 P1 和 P2 均符合现行的法律和法规。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销售收入之外，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中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，而电力行业的财务基准收益率数据是可得的，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内部收益率（ 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，中国电力产业的基准全投资内部收益率（ IRR）应为 8％（所得税后），该基准内部收益率是我国电力行业公认的行业标准，广泛应用于我国电力建设项目的经济评价。只有当拟建项目的全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研中被广泛使用。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。 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）所需的基本参数如表 4所示中国温室气体自愿减排项目设计文件第 12 页表 4本项目基本参数指标数据数据来源装机容量 50MW 可行性研究报告年上网电量 90,200MWh 可行性研究报告项目寿命 20 年可行性研究报告静态投资 41,358 万元可行性研究报告总投资 42,585 万元可行性研究报告年运行成本 1,245.99 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 5 CCER 价格 50元 /吨计入期 73年 2 比较本项目的 IRR与财务基准收益率根据基准分析（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在有 CCER收益和没有 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。有了 CCER收益的支持，本项目的全投资 IRR明显的改善并且超过了基准。因此，本项目在获得 CCER收益后，将被认为对投资者是有吸引力的。表 5. 国电电力新宁县寨子背风电场工程项目 IRR IRR 全投资内部收益率，基准 8 没有 CCER 收益 6.74 有 CCER 收益 8.05 子步骤 2d. 敏感性分析（只适用于选项 II 和选项 III）按照“投资分析工具 ”（第 06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、上网电价和中国温室气体自愿减排项目设计文件第 13 页年运行成本。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 静态总投资 8.11 7.44 6.74 6.06 5.41 年运行成本 7.10 6.92 6.74 6.57 6.38 上网电价 5.13 5.97 6.74 7.47 8.10 年上网电量 5.13 5.97 6.74 7.47 8.10 图 4. 参数敏感性分析图按照“投资分析工具 ”（第 06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。静态总投资当静态总投资降低 9.24时，项目的全投资 IRR会达到 8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，我国固定资产投资价格指数 2010年为 103.6， 2011年为 4.00 5.00 6.00 7.00 8.00 9.00 -10.00 -5.00 0.00 5.00 10.00 静态总投资年运行成本上网电价年上网电量中国温室气体自愿减排项目设计文件第 14 页 106.6， 2012年为 101.1， 2013年为 100.3， 2014年为 100.5，始终处于增长状态 4。因此总投资项不可能降低 9.24。年运行成本当年运行成本降低 37.70时，项目的全投资 IRR会达到 8的基准线。年运行成本是由原材料费，工资及福利，维护费以及杂费组成。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， 2013年为 98.0， 2014年为 97.85，始终处于高位运行状态且该指数自 2009年以来从未低于 90，因此年运行成本不可能降低 37.70。年上网电量当年上网电量增加 9.27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（ 1981-2010年）的风资源数据及 2010年 06月 2011年 05月的测风数据的基础上，利用专业软件计算得出的，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 9.27的幅度。上网电价当电价增加 9.27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” ，本项目所在的湖南省邵阳市的标杆电价为 0.61元 /千瓦时（含增值税）。本项目整个寿命期会执行已批复的电价。因此，电价也不可能增加 9.27。综合以上分析，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。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“普遍性分析工具 ”（第 03.1 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。 4http//data.stats.gov.cn/easyquery.htmcnC01 5http//data.stats.gov.cn/easyquery.htmcnC01 中国温室气体自愿减排项目设计文件第 15 页本项目装机容量为 50MW，因此确定装机容量范围为 25MW-75MW。步骤 2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）所采取措施与拟议项目活动相同的项目，这里的措施主要指相关技术或能源来源，包括提高能源效率，以及利用可再生能源（例如提高能源效率，基于可再生能源发电）；（ 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），已经开始商业运营的项目；对于（ a）本项目选择湖南省为适用的地理区域，原因如下在中国每个省影响风电项目经济性的要素是不同的，如投资环境、风能资源、风电电价，劳动和服务的成本和类型等。这些要素使得中国每个省的风电项目经济性出现很大差异，因此选择湖南省为适用的地理区域。对于（ b）本项目属于可再生能源发电，因此只有那些可再生能源发电的项目将予以考虑；对于（ c）本项目采用了技术转换措施，即利用风能发电，因此只有那些利用风能作为能量来源的项目将予以考虑；对于（ d）该项目是一个发电项目，由项目生产的产品是电力，因此，只有那些生产电力的项目，将被考虑；对于（ e）这些风力发电项目，将选择装机容量 25MW 到 75MW 之间的项目；对于（ f）本项目开始时间为 2015 年 4 月 30 日，根据“额外性论证与评价工具”（第 07.0.0 版），只需分析 2013 年 8 月 16 日之前投产的风电项目。步骤 3从步骤 2 识别出的项目中，除去那些已注册为减排机制项目活动的项目活动，已提交注册的项目活动，正在审定的项目活动，并记录其数量为 Nall。从 UNFCCC 网站及国家清洁发展机制网站上查询可得， Nall0 步骤 4从步骤 3 中识别出的类似项目活动中，识别出那些采用不同于拟议项目活动的技术的项目活动，并记录其数量为 Ndiff。因为 Nall0，所以 Ndiff0 中国温室气体自愿减排项目设计文件第 16 页步骤 5计算系数 F1-Ndiff/ Nall，表示所使用措施 /技术与拟议项目活动类似，且提供与拟议项目活动相同产出或容量的类似项目的份额（措施 /技术的普及率）。如果系数 F 大于 0.2 或 Nall与 Ndiff 的差值是大于 3，在该适用地区的一个部门内，拟议的项目活动是一个“普遍的做法”。 Nall– Ndiff 0-0 0 1、项目排放根据方法学 CM-001-V01（第一版），本项目是风力发电项目，不涉及水库排放以及凝性气体释放，也不使用化石燃料，因此，项目排放为 0， 0yPE tCO2e。 2、基准线排放根据方法学 CM-001-V01（第一版），本项目基准线排放仅包括由项目活动替代的化石燃料火电厂发电所产生的 CO2排放，基准线排放计算如下 yCMgridyPJy EFEGBE ,,,  （ 1）其中 yBE 在 y 年的基准线排放量 tCO2/yr . yPJEG, 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 . . yCMgridEF ,, 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 （ 1）计算项目净上网电量（ yPJEG, ）本项目是一个新建可再生能源并网发电项目，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，则根据方法学 CM- 001-V01（第一版），项目净上网电量为 ,,PJ y facility yEG EG （ 2）其中 yPJEG, 在 y 年，由于项目活动的实施所产生净上网电量 MWh/yr ,facility yEG 在 y 年，发电厂 /发电机组的净上网电量 MWh/yr （ 2）计算项目电力系统的排放因子（ yCMgridEF ,, ）中国温室气体自愿减排项目设计文件第 17 页本项目设计文件中的排放因子采用了国家发改委发布的 2014 年中国区域电网基准线排放因子中的数据，计算的具体步骤如下。第 1 步 . 确定与本项目有关的电力系统根据“电力系统排放因子计算工具”，本项目以中国政府对电网的描述为依据确定与本项目有关的电力系统的边界。本项目所发电量接入湖南省电网实现并网销售。根据 2014 年中国区域电网基准线排放因子，湖南省电网属于华中区域电网；与本项目有关的电力系统的边界是华中区域电网，由河南省、湖北省、湖南省、江西省、四川省和重庆市的电网组成。第 2 步 . 确定在项目的电力系统中是否包含离网电厂（可选）项目参与方决定使用“电力系统排放因子计算工具”中提供的选项 I （在计算过程中只包含并网电厂）来计算电量边际排放因子和容量边际排放因子。第 3 步 . 确定计算电量边际排放因子（ yOMgridEF ,, ）的方法根据“电力系统排放因子计算工具”，可以采用如下四种计算方法中的一种计算电量边际排放因子（ yOMgridEF ,, ） a 简单电量边际排放因子方法； b 经调整的简单电量边际排放因子方法； c 调度数据分析电量边际排放因子方法； d 平均电量边际排放因子方法。参考 2014 年中国区域电网基准线排放因子，本项目采用方法（ a）计算电量边际排放因子。简单电量边际排放因子方法的适用条件是低运行成本 /必须运行的发电资源在电网发电构成中低于 50。本项目所在的华中区域电网的发电总量中低运行成本 /必须运行的发电资源始终保持低于 506，符合方法（ a）的适用条件。对于简单电量边际排放因子，项目参与方可以选择下列两种方法中的一种进行计算 ·事前计算如果采用事前计算方法，那么在审定阶段确定排放因子，在计入期内不监测也不需要更新排放因子。对于并网电厂，基于项目设计文件提交审定时可获得的最新数据，使用最近 3 年发电量的加权平均计算排放因子；对于离网电厂，使用项目设计文件提交审定前最近 5 年中的某一年的数据进行计算； ·事后计算如果采用事后计算方法，那么根据项目活动替代电网电量的年份确定排放因子，并在监测期间每年更新排放因子；如果计算第 y 年排放因子的数据通常在第 y 年结束 6 个月后才能获得，那么可以使用第 y-1 年的排放因子；如果计算第 y 年排放因子的数据通常在第 y 年结束 18 个月后才 6根据国家统计局发布的区域发电量数据统计计算得出中国温室气体自愿减排项目设计文件第 18 页能获得，那么可以使用第 y-2 年的排放因子；要求在计入期内只能使用第 y 年、第 y-1 年或者第 y-2 年的数据来更新排放因子。本项目属于并网发电项目，在计算过程中只考虑并网电厂，采用事前数据（提交本项目设计文件时可以获得的最近 3 年数据）计算排放因子，在审定阶段确定排放因子，在计入期内不再监测和计算排放因子。第 4 步 . 采用选定的方法计算电量边际排放因子（ yOMgridEF ,, ）根据“电力系统排放因子计算工具”，步骤 3（ a）提供了计算电量边际排放因子（ yOMgridEF ,, ）的 A、 B 两个选项。选项 A基于单个电厂的净发电量及其 CO2排放因子进行计算；选项 B基于电网中所有电厂的总净上网电量、燃料类型以及燃料总消费量进行计算。因为华中区域电网内单个电厂的净发电量及 CO2 排放因子数据不可得，所以选项 A 不适用于本项目；因为华中区域电网的低运行成本 /必须运行的发电资源只有核能和可再生能源发电，这些电厂上网电量数据已知，且无离网电厂被纳入电力系统排放因子计算过程，所以采用选项 B 计算简单电量边际排放因子（ yOMsimplegridEF ,, ），计算公式如下 , , 2 , , ,, i y i y C O i y igr id O M s im ple y y FC N C V EFEF EG   （ 3）    j yjyjy rG E NEG ,, 1 （ 4）其中 yOMsimplegridEF ,, 是第 y 年简单电量边际 CO2排放因子（ tCO2/MWh）； yiFC, 是第 y 年华中区域电网燃料 i 的消耗量（质量或体积单位）； yiNCV, 是第 y 年燃料 i 的净热值（能源含量， GJ/质量或体积单位）； yiCOEF ,,2 是第 y 年燃料 i 的 CO2排放因子（ tCO2e/GJ）； yEG 是华中区