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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 项目活动名称崇明北堡风电项目项目类别 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 01.3 项目设计文件完成日期 2016年 01月 21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电力集团（上海）风力发电有限公司项目业主龙源电力集团（上海）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 70,104tCO 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. 项目活动的目的崇明北堡风电项目（简称本项目）拟建设一个装机容量为 47.5MW的风电项目。本项目是利用当地可再生风能资源生产清洁电力，所产生的电力将通过上海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，因此本项目活动将通过替代华东区域电网化石燃料发电的同等电量，从而减少温室气体排放。 A.1.2. 项目活动概述本项目位于中国上海市崇明岛中北部，由龙源电力集团（上海）风力发电有限公司投资建设和运营。本项目为新建风力发电项目，拟安装 19台单机容量为 2.5MW的风力发电机，装机容量为 47.5MW。本项目预计年上网电量 90,032.5MWh，年等效满负荷运行小时数为 1,895h，负荷因子为 21.6 3 。本项目是利用当地可再生风能资源生产清洁电力，所产生的电力将通过上海电网并入华东区域电网。在本项目实施前这部分电力是由华东区域电网内的电源提供，这与本项目的基准线情景是一致的。因此本项目是可再生能源项目，通过替代基准线情景下华东区域电网化石燃料发电的同等电量，从而减少温室气体排放，预计温室气体年减排量为 70,104tCO 2 e。本项目选择可更新的计入期，每个计入期 7年，可更新 2次，共 21年，第一个计入期内总减排量为 490,728tCO 2 e。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 02 月 16 日之后开工建设。本项目于 2014 年 03月 31日签署工程监理合同，即项目活动开始日期；2014年 07月 07日开工建设，即项目活动开工日期；并于 2015年 04月 26日一次性并网试运行， 3 本项目年等效满负荷运行小时数和负荷因子来源于项目可行性研究报告。可研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 3 页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。本项目没有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有注册。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）提供的电力满足当地日益增长的能源需求，促进当地经济发展；（2）与常规发电方式相比，本项目的开发建设在减少温室气体排放的同时，还能减少当地由化石燃料发电引起的废水等其它污染物排放；（3）本项目可以促进中国可再生能源产业的发展，有助于多样化区域电网的电力构成，增加可再生能源所占份额；（4）本项目建设和运行过程中给当地居民创造多个短期和长期的就业机会。 A.1.3. 项目相关批复情况 2013年 10月 31日，本项目获得崇明县环境保护局颁发的关于崇明北堡风电项目环境影响报告表的审批意见（沪崇环保管[2013]285号）。 2013年 11月 11日，本项目获得崇明县发展和改革委员会批准的固定资产投资项目节能登记表。 2013年 12月 31日，本项目获得上海市发展和改革委员会颁发的上海市发展改革委关于崇明北堡风电项目核准的批复（沪发改能源[2013]262 号）。 A.2. 项目活动地点 A.2.1. 项目相关批复情况上海市 A.2.2. 市/县/乡镇/村，等中国温室气体自愿减排项目设计文件第 4 页崇明岛/县 A.2.3. 项目地理位置本项目位于中国上海市崇明岛中北部，西起北堡港，东至六滧港，北临长江北支，风机沿九八塘由北堡港往东顺序布置。本项目场区中心位置在东经 121°44 ′39 ″，北纬 31°37 ′22 ″，如下图所示。图 1 上海市崇明岛地理位置示意图图 2 本项目地理位置示意图上海市崇明岛中国温室气体自愿减排项目设计文件第 5 页 A.3. 项目活动的技术说明本项目拟安装 19 台单机容量为 2.5MW 的风力发电机，装机容量为 47.5MW，预计年上网电量 90,032.5MWh，年等效满负荷运行小时数为 1,895h，负荷因子为 21.6。本项目装机容量为 47.5MW，大于 15MW，属于大规模项目。本项目通过替代基准线情景下华东区域电网化石燃料发电的同等电量，从而减少温室气体排放，预计温室气体年减排量为 70,104tCO 2 e。本项目 19台风力发电机分为 3组，经 3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，送入本项目 110kV主变，110kV升压站以 1回 110kV线路送入 220kV堡北 220kV变电站的 110kV间隔。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。本项目风电场与本项目崇明北堡二期风电场分别使用两台主变，但共用一个 110kV变电站，二期项目业主同为本项目业主，即龙源电力集团（上海）风力发电有限公司。110kV升压站总上网电量计量点设在升压站 110kV出口线路处，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 110kV主变的高压侧。本项目使用国内的设备和技术，没有来自国外的技术转移，项目所用的风力发电机的技术参数如下表所示。表1 本项目所用的风力发电机技术参数表参数名称单位数值数据来源风机制造商 / / 新疆金风科技股份有限公司风机型号 / GW121-2500kW 风机采购合同单机容量 MW 2.5 风机技术参数表风轮直径 m 121 风机技术参数表叶片数量个 3 风机技术参数表轮毂高度 m 90 风机技术参数表切入风速 m/s 3 风机技术参数表切出风速 m/s 22 风机技术参数表极限风速 m/s 52.5 风机技术参数表中国温室气体自愿减排项目设计文件第 6 页扫风面积 m 2 11,595 风机技术参数表设计寿命年 20 风机技术参数表 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电力集团（上海）风力发电有限公司龙源电力集团（上海）风力发电有限公司国家发展和改革委员会 A.5. 项目活动打捆情况本项目不是打捆项目。 A.6. 项目活动拆分情况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 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参见 http//www.ccchina.gov.cn/archiver/cdmcn/UpFile/Files/Default/20130311164212571089.pdf 本项目应用 EB批准的“额外性论与证评价工具（07.0.0版）”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（04.0版）”计算所替代区域电网的基准线排放因子。有关应用工具的详细信息可参见 http//cdm.unfccc.int/methodologies/PAmethodologies/tools/am-tool-01-7.0.0.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的所有适用条件。表 2 项目活动的方法学适用性序号方法学适用条件说明 1 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。本项目属于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）。 2 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。本项目属于新建一个风力发电厂。 3 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，这些项目本项目不属于扩容、改造或者替代中国温室气体自愿减排项目设计文件第 8 页使用第 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。项目。 4 对于水力发电厂项目  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项目。 5 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；本项目是新建一个风力发电厂，因此本项目活动场地不涉及将化石燃料转变成可再生能中国温室气体自愿减排项目设计文件第 9 页  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 。源燃料的项目活动；本项目不是生物质直燃发电厂；本项目不是水力发电厂。 6 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。本项目属于新建一个风力发电厂，不属于扩容、改造或者替代项目。本项目同样符合“额外性论与证评价工具”和“电力系统排放因子计算工具”的所有适用条件。表 3 额外性论与证评价工具适用性序号额外性论与证评价工具适用条件说明 1 如果项目参与方提交了新的方法学，则“额外性论与证评价工具”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“额外性论证评价工具”论证项目的额外性。 2 如果方法学中包括了“额外性论证评价工具”，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“额外性论证评价工具”论述项目的额外性。表 4 电力系统排放因子计算工具适用性序号电力系统排放因子计算工具适用条件说明 1 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。 2 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 10 页 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发电限制而非其他原因（如输电限制等）。 3 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。 4 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，本项目符合方法学 CM-001-V01、“额外性论与证评价工具” 和“电力系统排放因子计算工具”的所有适用条件。 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区域电网中的所有电厂。本项目所生产的电力并入华东区域电网，根据中国国家发改委公布的2014年中国区域电网基准线排放因子，华东区域电网覆盖省市包括上海市、江苏省、浙江省、安徽省和福建省的电网范围。表 5 项目边界内包括和排除的温室气体排放源排放源温室气体种类包括否说明理由/解释基准线项目所在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下图所示。中国温室气体自愿减排项目设计文件第 11 页图 3 项目边界示意图 B.4. 基准线情景的识别和描述本项目属于新建一个风力发电厂，根据方法学 CM-001-V01，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，其基本信息如下表所示。表 5 华东区域电网排放因子数据表 4 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）组合边际排放因子 EF grid,CM,y （tCO 2 /MWh）华东区域电网 0.8095 0.6861 0.77865 4 http//cdm.ccchina.gov.cn/Detail.aspxnewsId51651TId3 中国温室气体自愿减排项目设计文件第 12 页 B.5. 额外性论证项目开工前考虑减排机制的证明 2013年 12月，本项目可行性研究报告编制完成。可研报告对本项目的收益情况作了分析，认为项目收益率较低，项目业主将面临财务障碍；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。 2013年 12月 31日，本项目获得上海市发展和改革委员会核准，在核准批复中允许了项目的建设实施。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。 2014年 01月 20日，本项目业主召开投资方会议，正式决定将本项目开发为自愿减排项目，并随之与咨询公司签署了咨询合同。 2014年 03月 31日，本项目签署了工程监理合同，并随后签署了其他合同。 2014年 07月 07日，本项目升压站土建开工建设，并于 2015年 04月 26 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下表所示。表 6 项目实施时间节点列表 5 序号时间节点事件 1 2012年 04月 22日完成环评报告 2 2013年 10月 31日获得环评批复 3 2013年 11月 11日获得固定资产投资节能登记表 4 2013年 12月完成可行性研究报告 5 2013年 12月 31日获得项目核准批复 6 2014年 01月 20日召开投资方决议 7 2014年 03月签署 CCER咨询合同 8 2014年 03月 20日召开利益相关方会议 9 2014年 03月 21日开展问卷调查 10 2014年 03月 31日签署工程监理合同（项目活动开始时间） 5 http//cdm.ccchina.gov.cn/Detail.aspxnewsId51651TId3 中国温室气体自愿减排项目设计文件第 13 页 11 2014年 07月 07日升压站土建施工开工报告（项目活动开工时间） 12 2015年 04月 26日项目并网试运行 13 2015年 09月 10日 2015年 09月 23日项目在中国自愿减排交易信息平台公示本项目根据 EB批准的“额外性论证与评价工具”来论证和评价项目活动的额外性。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本项目属于新建一个风力发电厂，根据方法学 CM-001-V01，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。本项目是可再生能源项目，在本项目实施前这部分电力是由区域电网内的电源提供，符合方法学 CM-001-V01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。步骤 2投资分析步骤 2目的是来确定本项目如果没有额外的收入或融资，是否会在经济或财务上缺少吸引力。子步骤 2a确定合适的分析方法 “额外性论证与评价工具”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（选项 I）并不适用。由于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，所以投资比较分析（选项 II）也并不适用。中国温室气体自愿减排项目设计文件第 14 页由于本项目是新建一个风电项目，而电力行业的全部投资财务内部收益率（IRR）基准值是可得的，因此本项目适用基准分析（选项 III）方法。因此，本项目使用基于全部投资财务内部收益率的基准分析法。子步骤 2b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，中国电力产业的所得税后全部投资财务内部收益率应为 8，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述基准值，在子步骤 2c中对本项目财务指标进行计算和比较。根据可行性研究报告，计算本项目全部投资财务内部收益率的基本参数如下表所示。表 7 项目计算财务收益率基本参数表参数名称数值数据来源装机容量 47.5MW 可行性研究报告年上网电量 90,032.5MWh 可行性研究报告项目运营期 20年可行性研究报告静态总投资 40,265万元 6 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 可行性研究报告所得税 25 可行性研究报告城建税 7 可行性研究报告教育附加税 5 可行性研究报告贷款比例 80 可行性研究报告 6 本项目单位千瓦投资在上海地区同类项目之间比较是最低的，在额外性计算中属于保守。在项目投资中风电机组的占比是最大，风机采购价格下降对项目总投资降低的贡献最大；本项目采用的风机单机容量为 2.5MW，在单位千瓦风电机组投资上要比 1.5MW的机组投资节省。另外，本项目风机共有 19台，相应的风机基础、塔筒、风机吊装、电缆、汇流线路等投资均有所下降。因此，本项目总投资比其他同类项目少是合理的。中国温室气体自愿减排项目设计文件第 15 页长期贷款利率 6.55 7 可行性研究报告年运营成本 1,313万元可行性研究报告 CCER预计价格 50元/tCO 2 e 中国碳交易网 8 根据上述数据进行计算，在不考虑 CCER收益的情况下，本项目的所得税后全部投资财务内部收益率为 6.83，低于行业基准收益率，因此本项目不具备财务吸引力。表 8 项目财务指标 IRR 没有 CCER 收益行业基准值含 CCER收益所得税后全部投资财务内部收益率 6.83 8 8.09 子步骤 2d敏感性分析（只适用于选项 II和选项 III）根据“投资分析指南”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，分析应在±10的范围内进行。对于本项目，占项目总投资或总收益 20以上的因素包括静态总投资、年上网电量、上网电价和年运营成本。针对这四个指标的敏感性分析结果如下表所示。表 9 敏感性分析结果参数 -10 -5 0 5 10 临界值静态总投资 8.41 7.59 6.83 6.13 5.46 -7.55 年上网电量 5.16 6.02 6.83 7.61 8.37 7.55 上网电价 5.16 6.02 6.83 7.61 8.37 7.55 年运营成本 7.22 7.03 6.83 6.63 6.43 -30.40 7 本项目可研报告完成日期为 2013年 12月，当时可得的长期人民币贷款利率为 2012年 07月 06日公布的 6.55，详细数值见网址 http//www.bankofchina.com/fimarkets/lilv/fd32/201207/t20120705_1887041.html 8 http//www.tanjiaoyi.com/ 中国温室气体自愿减排项目设计文件第 16 页图 4 敏感性分析图当上述四个指标在±10的范围内变化，本项目的所得税后全部投资财务内部收益率的变化趋势如上述图表所示。可见，静态总投资、年上网电量、上网电价的变化率分别为-7.55， 7.55和 7.55（即达到临界值）时，项目所得税后全部投资财务内部收益率达到基准值 8，通过下文的论述证明这三个参数发生这样的变化是不可能的。另外，年运行成本变化率在±10的范围内变化，项目所得税后全部投资财务内部收益率没有达到基准值 8，因此敏感性分析得出这四个参数的变化对项目所得税后全部投资财务内部收益率不构成根本性影响，不影响项目额外性评价结论。（1）静态总投资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按行业分新建固定资产投资数据，电力行业新建固定资产投资 2009 年为 7,387.42 亿元，2010 年为 8,070.10 亿元，7,557.54 亿元，8,222.43 亿元， 9,500.95亿元，始终处于增长状态 9 ，因此项目静态总投资不可能降低。 9 http//data.stats.gov.cn/easyquery.htmcnC01 4.00 4.50 5.00 5.50 6.00 6.50 7.00 7.50 8.00 8.50 ‐10 ‐5 0 5 10 静态总投资年上网电量上网电价运营成本中国温室气体自愿减排项目设计文件第 17 页并且根据可行性研究报告中的投资概算，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，确认合同中的总金额为 37,553万元（不包括建设用地费、环保及水保等费用）。表 10 项目已签署合同金额统计表合同名称合同金额（万元）风机采购合同 22,882.6 风机塔筒合同 3,941.4546 箱变合同 421.7 风机安装合同 646 风机基础施工合同 5,128.85 升压站土建合同 1,686.3 电力电缆采购合同 1,250.73 GIS采购 125.08 场区配电施工合同 346.24 升压站电气安装合同 154.16 工程监理合同 118 工程设计合同 298 场区道路一标段合同 375.6 场区道路二标段合同 177.957 合计 37,552.6716 当静态总投资降低 7.55以上时，项目所得税后全部投资财务内部收益率达到行业基准值 8。相对于本项目（可研报告中静态总投资 40,265万元），目前仅主要设备采购及土建安装的费用合同总金额已经达到 37,553万元，占投资估算的 93.3，不可能降低 7.55。（2）年上网电量当年上网电量增加 7.55时，项目所得税后全部投资财务内部收益率达到行业基准值 8。由于项目的年上网电量数据为第三方可行性研究报告设计单位在 30年（19822011年）的风资源数据及 2010年全年实际测风塔的测风数据的基础中国温室气体自愿减排项目设计文件第 18 页上，利用专业软件计算得出的；并且第三方设计单位具有较高的设计水平，且该设计值经过可研审查专家的论证，具有较强的权威性和科学性。本项目于 2015年 04月 26日一次性并网试运行，截止 2015年 12月 31日，项目已发电量为 61,338.184万 kWh，折合到全年发电量为 89,553.749万 kWh 10 ，是可研预计发电量的 99.5 11 。因此本项目年上网电量不可能增加 7.55。（3）上网电价当上网电价增加 7.55时，项目所得税后全部投资财务内部收益率达到行业基准值 8。按照“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） 12 ”的批示，本项目所在地的风力发电标杆含税上网电价为 0.61元/kWh。同时根据由国家发展改革委建设部于 2006 年 08 月发布的建设项目经济评价方法与参数第三版第 85 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。运营期各年采用统一的不变价格”。本项目整个寿命期会执行已批复的电价，因此本项目上网电价不可能增加 7.55。（4）年运营成本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，所有的参数指标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，因此所计算出的年运营成本是合理的。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，项目年运营成本不可能降低 30.4。通过敏感性分析，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，即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。 10 2015年 04月 26日至 2015年 12月 31日共 250天，61,338.184 / 250 * 365 89,553.749万 kWh 11 可研预计发电量为 90,032.5万 kWh，89,553.749 / 90.032.5 99.5 12 http//bgt.ndrc.gov.cn/zcfb/200907/t20090727_498912.html 中国温室气体自愿减排项目设计文件第 19 页步骤 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 EB批准的“额外性论与证评价工具（07.0.0 版）”和“普遍实践工具（03.1版）”来论证。子步骤 4a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 47.5MW，按照装机容量的±50，确定普遍性分析装机容量范围为 23.75MW71.25MW。子步骤 4b识别满足以下所有条件的类似项目（包括已注册为清洁发展机制项目和未注册为清洁发展机制项目）（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子步骤 4a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）本项目选择上海市为适用的地理区域，原因如下在中国每个地区影响风电项目经济性的要素是不同的，如投资环境、资源条件、上网电价，劳动和服务的成本和类型等。这些要素使得中国每个地区的风电项目经济性出现很大差异，因此选择上海市为适用的地理区域。对于（b）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）；中国温室气体自愿减排项目设计文件第 20 页对于（c）本项目是利用风能发电的项目，因此只考虑那些利用风能作为能量来源的项目；对于（d）该项目是一个发电项目，由项目生产的产品是电力，因此只考虑那些生产电力的项目；对于（e）将选择装机容量 23.75MW71.25MW之间的风电项目；对于（f）本项目开始时间为 2014年 03月 31日，根据“额外性论证与评价工具”，因此只考虑 2014年 03月 31日之前投产的风电项目。经清洁发展机制网（cdm.ccchina.gov.cn）、EB网站（cdm.unfccc.int）、黄金标准网站（www.goldstandard.org）、VCS 网站（www.v-c-s.org）、上海市发展和改革委员会网站（www.shdrc.gov.cn）、中国自愿减排交易信息平台（cdm.ccchina.gov.cn/ccer.aspx）进行数据查询，满足与本项目类似并已经成功开发的减排项目，如下表所示。序号 CDM 注册号 CDM 注册日期项目名称装机容量 1 6223 2012.05.24 上海崇明北沿风电项目 48 MW 2 6291 2012.06.01 华能上海崇明前卫风电场扩建项目 40 MW 3 7457 2012.09.26 上海青草沙风力发电项目 48 MW 子步骤 4c从子步骤 4b识别出的项目中，除去那些已注册为清洁发展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 N all 从 EB网站及国家清洁发展机制网站上查询可得，从子步骤 4b 所识别的所有项目均已成功注册为清洁发展机制项目 13 ，因此，N all ＝0 子步骤 4d从子步骤 4c 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 N diff 因为 N all ＝0，所以 N diff ＝0 13 http//cdm.unfccc.int/