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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 项目活动名称北京天润新能石首桃花山风电场工程项目项目类别 2 类别（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 2015年 07月 20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北京天润新能投资有限公司项目业主北京天润新能投资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” 预计的温室气体年均减排量 81,566 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 项目活动的目的北京天润新能石首桃花山风电场工程项目由北京天润新能投资有限公司投资开发，位于中华人民共和国湖北省石首市桃花山镇。本项目建设一个总装机容量为 49.5MW的风电场，设计年净上网电量为 95,050MWh。利用风能发电，产生的电力将销售到湖北电网，最终送到华中电网。在华中电网中，并网型化石燃料电厂占主导地位。本项目活动通过替代华中电网的发电来实现温室气体（GHG）的减排。 A.1.2项目活动概述北京天润新能石首桃花山风电场工程项目（以下简称本项目）位于中华人民共和国湖北省石首市桃花山镇，由北京天润新能投资有限公司建设投资。本项目安装 24台单机容量 2000 kW的风机与 1台单机容量为 1500kW的风机，总装机容量为 49.5MW，本项目属于大规模项目，项目建成后每年向华中电网年输送净上网电量为 95,050MWh 3 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，本项目开工时间为 2014年 5 月 20日，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。。在华中电网中，并网型化石燃料电厂占主导地位。本项目活动通过替代华中电网的发电来实现温室气体（GHG）的减排。本项目预计于 2014年 12月底第一台风机并网发电。预计第一个计入期内年平均减排量为 81,566tCO 2 e，第一个计入期内减排量共为 570,962tCO 2 e。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电网的发电，在华中电网中，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 3 根据本项目核准文件（鄂发改审批[2012]562号），项目将安装 33台单机容量 1500 kW的风机，总装机容量为 49.5MW，年上网电量为 9398万 kWh 。但由于项目所在地的地形特点、资源禀赋和鄂、湘两省交界区域的影响，本项目风机台数调整为 24台 2000kW与 1台 1500kW的风机，总装机容量不变，根据调整后可行性研究报告，年上网电量为 95,050MWh。由于风机台数调整，湖北省发展和改革委员会于 2014年 9 月 4日，对本项目做出了核准的变更（鄂发改审批服务[2014]206号），同意了本项目的装机变更。中国温室气体自愿减排项目设计文件第 3 页室气体（CO 2 ）的排放。经过核算，本项目每年可减少 81,566tCO 2 e 的排放。 2、减少污染物排放本项目将取代华中电网的发电，在华中电网中，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 SO x 、NO x 及粉尘等污染物的排放。根据本项目的节能评估报告，项目建成后，年均可减排 SO 2 618.42t、 CO 2 1,409.78t、烟尘量 169.17t、灰渣量 11,226.57t。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，本项目定员 12 人，在运营期间，将提供至少 12个就业机会。 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，根据本项目可研报告，本项目在整个运营期间产生的所得税将为 6,497.93万元。 A.1.3 项目相关批复情况湖北省发展和改革委员会于 2012年 4月 20日发布了同意本项目开展前期工作的函（鄂发改准[2012]51号）；湖北省发展和改革委员会于 2012年 9月 20日通过了对本项目节能评估报告的审查（鄂发改审批[2012]228号）；荆州市环境保护局于 2012年 11月 13日批准了建设项目环境影响报表（荆环保审文[2012]177号）；湖北省发展和改革委员会于 2012年 12月 26日对工程建设项目的可行性研究报告做出了核准批复（鄂发改审批[2012]562号），批复中本项目将安装 33台单机容量为 1500kW的风机，总装机 49.5MW；由于受桃花山地形特点、资源禀赋及鄂、湘两省交界区域影响，风机台数与单机容量发生变更，湖北省发展和改革委员会 2014年 9月 4日出具了关于本项目核准变更的批复（鄂发改审批服务[2014]206号），同意了本项目风机台数和单机容量的变更为 24台单机容量 2000kW的风机和 1台单机容量 1500kW的风机；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.2. 项目活动地点 A.2.1. 省/直辖市/自治区，等中国温室气体自愿减排项目设计文件第 4 页湖北省 A.2.2. 市/县/乡镇/村，等石首市/桃花山镇 A.2.3. 项目地理位置项目位于中华人民共和国湖北省石首市桃花山镇。风电场场址地理坐标范围为风电场中心位置为东经 112º40′39“，北纬 29º36′51“。下图 A1，A2 显示出项目的具体地理位置。中国温室气体自愿减排项目设计文件第 5 页图A 1 . 本项目在中国地图上的位置图A 2 . 本项目在湖北省和石首市地图上的位置石首市本项目所在地中国温室气体自愿减排项目设计文件第 6 页 A.3. 项目活动的技术说明本项目位于中华人民共和国湖北省石首市桃花山镇，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 24台单机容量 2000 kW的风机与 1台单机容量为 1500kW 的风机，年等效满负荷小时数为 1,920小时，电厂负荷因子（PLF）为 21.92 4 。本项目拟定的 2000kW风机型号是GW115/2000型，1500kW的风机型号为GW93/1500kW型。两种型号的风机具体技术参数如下表所示表A.1 单机容量为2000kW 的风机技术参数参数数值生产商新疆金风科技股份有限公司运行寿期（年） 20 风机组型号 GW115/2000 风机台数 24台机组直径m 115 额定功率kW 2000 切入风速m/s 2.5 额定风速m/s 9 切出风速m/s 19 发电机额定功率kW 2120 额定电压V 720 表A.2 单机容量为1500kW的风机技术参数参数数值生产商新疆金风科技股份有限公司运行寿期（年） 20 风机组型号 GW93/1500kW 风机台数 1台机组直径m 93 额定功率kW 1500 切入风速m/s 2.5 4 预计年上网电量和年等效满负荷小时数 h的数据均来自变更版可行性研究报告，电厂负荷因子 1,920/8,76021.92，该变更版可行性研究报告由具有甲级设计资质的第三方机构，湖北省电力勘测设计院编制。中国温室气体自愿减排项目设计文件第 7 页额定风速m/s 9.5 切出风速m/s 19 发电机额定功率kW 1650 额定电压V 720 本项目建设的一座 110kV 升压站，由一回 110kV 线路送至伯牙变电站，由此上网最终与华中电网一部分的湖北电网相连。本项目的上网电量与从电网的购电量将通过安装于伯牙变电站的双向关口表进行监测，具体参见 B7.3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北京天润新能投资有限公司北京天润新能投资有限公司湖北省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拆分情况，因此不适用。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. 引用的方法学名称可再生能源发电并网项目的整合基准线方法学（CM-001-V01）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属于在项目所在地新建并网型可再生发电项目，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，理由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 9 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 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。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/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 。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。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 10 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/m 2 。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中电网内的所有电厂。由于本项目所发电量将供给华中电网，替代华中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中电网。根据我国国家发展和改革委员会对华中电网的边界划分，华中电网包含河南省、湖南省、湖北省、江西省、四川省和重庆市电网。中国温室气体自愿减排项目设计文件第 11 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 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项目现场的化石燃料消耗/项目自身电力消耗 CO 2 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，此项目排放可忽略。 CH 4 否 N 2 O 否本项目的项目边界图如下所示中国温室气体自愿减排项目设计文件第 12 页 B.4. 基准线情景的识别和描述根据方法学CM-001-V01（第一版），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，项目接入华中电网，因此本项目基准线情景为华中电网的并网发电厂及其新增发电源替代本项目的所提供的等量电力。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.事前考虑减排机制本项目的可研报告（初始版可研报告）已于2012年4月由湖北省电力勘测设计院编制完成，并于2012年12月26日获得湖北省发展和改革委员会的核准。但由于受到项目所在地的地形特点、资源禀赋和鄂、湘两省交界区域的影响，本项目的实际装机台数与单机容量发生变化，湖北省电力勘测设计院于2013年7月对该变更情况进行了可行性论证分析（变更版可研报告）。根据变更版可研报告，该项目收益率仍低于行业基准收益率，面临财务障碍，建议项目业主及时开展申请减排机制收益的措施，提升该项目的经济吸引力，而且本项目属于清洁能源利用和开发，符合国家能源产业政策，同时符合国内减排机制开发的要求。在考虑碳减排收益可明显改善项目收益率的情况下，本项目的业主北京天润新能投资有限公司于2013年7月24日在变更版可研报告的基础上进行投资决策，召开了总经理办公室会议，对项目的内部收益率和CCER开发可行性进行了讨论，最终决定建设该项目并积极开发为 CCER项目。项目业主于2014年2月18日签署厂区道路及吊装平台工程施工合同，为本项目施工和设备购买合同中签署最早的合同，标志着项目正式开始。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中国温室气体自愿减排项目设计文件第 13 页日期事件 2012年8月项目环境影响评价报告编制完成 2012年11月13日荆州市环境保护局对本项目环境影响报告书批复 2012年4月项目可行性研究报告编制完成，可研报告建议开展减排机制（初始版可研报告） 2012年9月20日湖北省发展和改革委员会通过对本项目的节能评估报告审查 2012年12月26日湖北省发展和改革委员会核准本项目 2013年7月变更版可行性研究报告编制完成（变更版可研报告），变更版可研报告建议开展减排机制 2013年7月24日项目业主召开总经理办公室会议，做出投资决策，会议一致决定该项目申报减排机制 2014年2月18日厂区道路及吊装平台工程施工合同（项目开始） 2014年5月20日项目开工（工程开工报审表） 2014年9月4日湖北省发展和改革委员会出具了关于本项目核准变更的批复 2014年10月风机采购合同 2014年10月21日- 2014年11月3日项目在中国自愿减排交易信息平台上进行公示 Note根据本项目初始版可研报告和核准文件（鄂发改审批[2012]562号），项目将安装33台单机容量1500 kW的风机，总装机容量为49.5MW 。但由于项目所在地的地形特点、资源禀赋和鄂、湘两省交界区域的影响，本项目风机台数调整为24台2000kW与1台1500kW的风机，总装机容量不变仍为49.5MW。由于本项目风机台数和单机容量发生变化，相应的投资和上网电量发生了变化，2013年7月湖北省电力勘测设计院完成了项目的变更版可研报告。由于项目装机情况发生变更，湖北省发展和改革委员会于2014年9月4日，对本项目做出了核准的变更（鄂发改审批服务 [2014]206号），同意了本项目的风机台数和单机容量变更。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，该项目的现实中国温室气体自愿减排项目设计文件第 14 页可行的替代方案有 P1该项目不开发成为国内自愿减排项目；或 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替代方案是由现有的华中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 基准分析方法根据原国家电力公司颁布的电力工程技术改造项目经济评价暂行办法，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为了详细说明本项目的财务情况，初始版可研报告和变更版可研报告中的主要财务参数列于下表B-2与B-3 表B-2 33台1500kW装机主要参数参数单位值来源年上网电量 MWh 93,985.5 初始版可研报告装机容量 MW 49.5 初始版可研报告中国温室气体自愿减排项目设计文件第 15 页静态总投资万元 40, 810.87 初始版可研报告项目寿命期年 21（运行期20 年，建设期1 年）初始版可研报告年经营成本万元 1467.29 初始版可研报告预计上网电价（含增值税）元/KWh 0.61 初始版可研报告增值税率 17（返还50 初始版可研报告所得税率 25 初始版可研报告教育费附加率 5 初始版可研报告城市建设维护税率 5 初始版可研报告贷款利率 7.05 初始版可研报告表B-3 24台2000kW风机与1台1500kW主要参数参数单位值来源年上网电量 MWh 95,050 变更版可研报告装机容量 MW 49.5 变更版可研报告静态总投资万元 41, 399.34 变更版可研报告自由资金比例 20 变更版可研报告贷款比例 80 变更版可研报告残值率 5 变更版可研报告折旧年限年 15 变更版可研报告项目寿命期年 21（运行期20年，建设期1年）变更版可研报告年经营成本万元 1473.28 变更版可研报告年经营成本含工资与福利万元 147.84 变更版可研报告材料费万元 123.75 变更版可研报告其他费用万元 173.25 变更版可研报告维修费万元 934.95 变更版可研报告保险费万元 93.49 变更版可研报告上网电价（含增值税）元/KWh 0.61 变更版可研报告增值税率 17（返还50 变更版可研报告所得税率 25 变更版可研报告中国温室气体自愿减排项目设计文件第 16 页教育费附加率 5 变更版可研报告城市建设维护税率 5 变更版可研报告贷款利率 6.55 变更版可研报告 CCER价格元 60 根据市场配额价格估算根据表B-2和B-3数据发现装机变更后上网电量从93,985.5MWh运行小时数为1899h增加到95,050MWh（运行小时数为1920h），投资增加了1.4。根据初始版可研报告计算得IRR为6.74，变更版可研报告得到IRR 为 6.75。变更后项目收益率仍低于行业基准收益率。变更版可研报告建议及时开展申请减排机制收益的措施，提升该项目的经济吸引力，项目业主于 2013年7月24日在变更版可研报告的基础上进行投资决策将本项目开发为 CCER项目，因此对本项目的投资分析评价基于变更版可研报告的参数。各参数取值的合理性分析如下主要参数合理性分析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，是有资质的设计院根据陆上风电场工程设计概算编制规定及费用标准、陆上风电场工程概算定额编制的，投资数据在湖北省发展和改革委员会的核准批复文件中得到了批复。同时，根据对湖北省内已经注册的风电类清洁发展机制项目的统计，其平均单位千瓦投资范围为10,19311,720元/kW；本项目的单位千瓦投资为8,364元/kW，低于该区间的下限，较为保守。同时，项目业主提供了部分已签署的合同，其合同金额与静态总投资相比已达93.32，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建设项目经济评价方法与参数（第三版）和进行的编制。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。湖北省装机容量在24.75-74.25MW之间的风电项目，运行成本占静态总投资的比重在2.72到3.74之间，本项目的此项值为3.56，本项目的年经营成本处于此范围内，所以本项目年运营成本是合理的。年上网电量合理性判断本项目的年上网电量数据为可研设计单位（湖北省电力勘测设计院）在 20年风资源数据（1992年-2011年）的基础上和一年测风塔2011年1月1日- 2011年12月31日完整的测风数据基础上，利用专业的软件计算出来的。本项中国温室气体自愿减排项目设计文件第 17 页目可研报告经过湖北省省发展和改革委员会评估和核准，包括可研内部的发电量估算。在可研报告中，同时考虑到如尾流、气候等对理论发电量的影响，利用综合折减率进行调整，经综合折减率调整后的电量即年上网电量。湖北省电力勘测设计院是有设计甲级资质，且该设计值经过可研审查专家论证，是合理可信的数值。因此本项目的上网电量是合理的。表B-4 本项目其他财务参数的合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上网电价（含税） 0.61元/kW 变更版可研报告电价批复函发改价格 [2009]1906，号增值税率 17 变更版可研报告 2008年11月10日颁布的中华人民共和国增值税暂行条例城市建设维护税率（增值税率的） 5 变更版可研报告国发[1985]19 号中华人民共和国城市维护建设税暂行条例教育附加税率（增值税率的） 5 变更版可研报告中华人民共和国国务院令第448 号文件国务院关于修改的决定计算教育费附加；财政部财综[2010]98 号财政部关于统一地方教育附加政策有关问题的通知计算地方教育费附加；所得税率（） 25 变更版可研报告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 15 变更版可研报告工业企业财务制度 5 残值率 5 变更版可研报告工业企业财务制度表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。由计算结果可以看出，在无CCER收入时，项目的全投资IRR 为6.75，低于基准值。在考虑CCER收益后，全投资IRR为8.06, 表 B-5 无碳减排收益时的项目全投资内部收益率 5 按照工业企业财务制度，工业项目的残值率取 3-5，电力设备的折旧年限取 12-20年，本项目的取值符合国家规定，因此是合理和可信的。 http//www.chinaacc.com/new/63/64/80/1992/12/ad5954010111032129912620.htm 中国温室气体自愿减排项目设计文件第 18 页 IRR 行业基准收益率为8 无CCER收入 6.75 有CCER收入 8.06 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全投资内部收益率（IRR）的影响。假定该四项指标在-10～10的范围内变动，相应的对项目全投资内部收益率的影响结果如表B-6和图B.2所示。表 B-6 敏感性分析 -10.0 -5.0 0.0 5.0 10.0 静态总投资 8.22 7.46 6.75 6.10 5.50 年经营成本 7.27 7.01 6.75 6.49 6.23 上网电价 5.07 5.94 6.75 7.49 8.17 年上网电量 5.07 5.94 6.75 7.49 8.17 图B.2 敏感性分析示意图中国温室气体自愿减排项目设计文件第 19 页表B-7 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运营成本电价年上网电量临界点 -8.60 -24.50 8.70 8.70 从以上表B-5和图B.2可以看出，项目IRR随着全投资和年运行成本的升高而降低，随着上网电价和上网电量的增加而上升。静态总投资当项目静态总投资降低 8.60时，项目 IRR为 8，达到基准值。静态总投资主要包括设备与安装费用、建筑施工费用和其他成本。由于目前水泥、钢材等原材料一直在上涨，因此总投资不可能降低。参考湖北省内已经注册清洁发展机制项目的单位静态投资，单位千瓦静态投资范围为 10,19311,720元/kW。本项目的单位静态投资为 8,364元/kW，低于上述范围的最低值，因此本项目静态投资数据较为保守。同时，项目业主提供了部分已签署合同，其合同金额与静态总投资相比已达 93.32，因此，本项目不可能通过降低静态总投资 8.60以达到项目 IRR基准值。年运行成本若年运行成本降低 10，IRR上升为 7.27。若项目IRR达到 8，则需要年运行成本降低 24.50。但是若在现实中大幅度降低年运行成本，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 6 ，根据由中国统计局发布中国统计年鉴 2013，我国工业生产者购进价格指数 2010-2012年分别是 109.6、109.1和98.2，始终处于高位运行状态且该指数自 2006年以来从未低于 90；同时，根据UNFCCC网站，湖北省装机容量在 24.75-74.25MW之间的风电项目，运行成本占静态总投资的比重在 2.72到 3.74之间，本项目的此项值为 3.56，在此范围内，本项目的年运行成本是合理的，通过降低年运行成本实现项目IRR达到基准值是不可能的。上网电价当含税上网电价上涨8.70时，达到项目IRR的基准值8，此时含税电价达到0.66307元/kWh。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IV类风资源区，标杆上网电价为0.61元/MWh。因此，通过降低电价使项目IRR达到基准值是不可能的。年上网电量 6 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 20 页当上网电量上涨8.70时，项目IRR达到基准值。由于本项目的年上网电量数据为可研设计单位（湖北省电力勘测设计院）在20年风资源数据（1992 年-2011年）的基础上和一年测风塔2011年1月1日-2011年12月31日完整的测风数据基础上，利用专业的软件计算出来的，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。考虑到如尾流、气候等对理论发电量的影响，利用综合折减率进行调整。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政府的批准，并且广泛的应用于中国风能领域。因此，年上网电量不可能增加到8.70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。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 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识别满足以下所有条件的类似项目（清洁发展机制和非清洁发展机制项目）（a）位于所适用的地理地域范围内的项目；（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的质量、属性和应用区域（如熟料）；（e）项目的产出或容量在步骤1计算得出的适用的产出或容量范围内；（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；