附件6项目设计文件风电场

201616///1：能源工业（可再生能源）方法学CM-001-V012包括四种：（一）采用国家发展委备案的方法学开发的减排项目；（二）获得国家发展 楚雄州大姚县风电场项目(以下简称“本项目”）建设的主要目的是利用当地风能资源进行发电，满足日益增长的用电需求。项目的运行可替代部分电力，从而减少以化石为主的的温室网的电力供需，改善能源结构。镇村一带的白龙山山脊，由中广核楚雄大姚风力发电负责开40.5MW271,500kW的风力发电机组，年平均上网电量为78,945MWh，通过220kV保顶山汇流站并入。本项目于2015年4月27日实现了首批5台风电机组的并网发20154281122015430日，预计第一个计入期内年平均减排量约为62,990tCO2e，第一个计入期内减排量共为440,929tCO2e。本项目实施前情景是接入电网的相应电量由提供。本项目与南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提供与本项目相同的上网电量。因此项目基准线情景20052162014本项目未在2012年3月1日获得固定资产投资项目节能登记表（2012年6月15日获得：云南省环境保护厅关于大姚县风电场报告表的（云环审[2012]149号）；2014年4月17日获得核准：云南省发展和关于楚雄州大姚县风电场项目核准的（云发改能源[2014]470号）。本项目位于楚雄州大姚县赵家店镇村一带的白龙山山脊。项目中心地理坐标为东经101°26′57.82″，北纬25°43′38.91″。本项目的地理位置如40.5MW271.5MW的风力发电机，年平均上网电量预计为78,945MWh。经云南省电力设计院论证，该项目年运行小时数为1,949小时，其负荷2所示：单机容量数量（台733运行(年额定功率数量（台7.B.1.的方法学名 电为主要来源的，项目的发电量将部分取代产生的电量。额外性论证与评价工具（07.0.0版）包含在该方法学中，因此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CM-001-V01的要求，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。本项目接入的电网为，南方电网覆盖省市包括4：省、广西壮族、云南省、省、海南 温室气体包括由于项目活动被替是否代的化石火厂发电产生的否否否否CM-001-V01，如果项目活动是建设新的可再生能源并网发“电力系统排放因子计算工具”里组合边际排放因子（CM）的计算过程中的本项目活动为新建风力发电项目，所发电力并入，所以基准线情景为由所有并网发电厂及其新增发电源替产。0.91830.4367国家发改委：《2014年关于确定中国0.797978,945--本项目获得云南省环境保护厅-----的核准（云发改能源[2014]470号-----可以看出，在项目活动开始（20131126日）之前，项目业主就已B.4进行了论述，项目是建设新的5业主基于可研报告的财务分析内容作了申请CCER的决定后，在等待项目核准文件的同时，开始201473日，在拿到项目核准文件（2014417日）之后，所以并不存在未批先建的情况。6 项I)、投资比较分析方法(选项II)和基准分析方法(选项III)。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，只有项II)。准分析方法(选项III)进行投资分析。根据国家电力公司的《电力工程技术改造项目经济评价暂行办B-3所示，数据均来自云南省其资质编号为工咨甲23020070002，有效期为2012年8月15日至2017B-3h上网电价（含税元万元/人万元/6%元%%2元流动%5年率%%5%5%元/预计市场价格年比较本项目IRR 8%，财务上不可行。考虑碳表B-5B-2项目从以上表B6和图B2可以看出，项目RR要达到基准收益率8%，均需求上述主要参数有较大幅度的变化。更进一步的临界点分析（表B-6）显示，要项目RR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、电量的空气密度、尾流损失、风机负荷损失、叶片污染损失、功率曲线损失、厂用电等损失都已经考虑在内，编制该可研的设计院拥有甲级资质证的，上网电量不太可能在将来增加11.77%。此外，根据云南省最近几十年来的实际风速研究结果，由于最近几十年气候变化的影响，1960~2010年云南省平均风速变化幅度较大，整体以-0.037m/s/10a的速率呈显著的减少趋势9，8《 年运行成本的变化对本项目的RR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44.38%，RR才能达到8%，考虑到近年来材料价格指数、CI指数及当地职工平均工资指数上涨0，年运行成本降低4.38%是不可能发生的。要达到基准的收益率，含税电价需要上涨11.77%，达到0.682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和地方规定的，不随市场变动。根据发改价格[2009]1906号《国家发展委关于完善风力发电上网电价政策》11以及发改价格[2014]3008号《国家发展改革委关于适当调整陆上风电标杆上网电价》12，项目所在地为四级风目额外性分析，因此不采用分析。围本项目的装机容量为40.5MW，因此±50%和非碳减排项目）：11 12 13CDM，GSVCS项目开始商业运行的时间在拟议项目文件或拟议项目开始日期之换为电能输出电力上网，因此只有风力发电项目才定义为本项目的类似项适用的开始时间：2002年电力行业具有标志性的一年，直属发电企业划分成五大发电和两大电网公司14，打破了电力市场，引入了竞争机制，在同年年底实行了“厂网分开、竞价上网”15。因此，2002年因此，选定云南省所有的装机容量在20.25MW~60.75MW的风力发电项目，并且是在2002年之后和（本项目的开始时间）之前开始归为Nall：14 15 根据可获的《中国电力年鉴》的数据以及CDM执行理事会网站，中国清洁发展机制信息，GS和VCS信息以及中国自愿减排，云南省2002年~2013年11月26日之间投产运营的装机容量在20.25MW~60.75MW的风力发电项目均已作为清洁发展机制项目或者自愿减Ndiff第五步：计算F=1-Ndiff/Nall，表示所使用措施/技术与拟议项目活动类普及率）。如果系数F大于0.2且Nall与Ndiff的差值是大于3，在该适用地区的Nall-Ndiff=03，系数F=1-NdiffNall1-1=00.2。根据自愿减排项目方法学CM-001-V01，本项目作为一个风力发电项PEy=根据方法学CM-001-V01，本项目基准线排放为被项目替代的由BEy= 根据方法学CM-001-V01，对于新建可再生能源项目：EGPJ,y=EGfacility,y 区域电网基准线排放因子》，项目所在的排放因子EFgrid,CM,y按以下本项目活动所产生的电力将并入。根据中国国家发展和委边界即为，覆盖省市包括：省、广西、云南省、省、海南省。有从华中电网净调入电量，所以华中电网定简单OM根据国家发改委公布的《2014中国区域电网基准线排放因子》，采用简单OM方法计算电量边际排放因子。B所定义的方法进行计算，计算如下：FCi,yNCVi,yEFCO2,i,EFgrid,OMsimple,y

=第y =第y年i的CO2排放因子=y年向电网提供的电量（MWh），不包i=y=本项目采用简单OM方法基于事前在项目设计文件提交第机构审核时能获得的最近3年的统计数据计算电量边际排放因子。 EGm,yEFEL,m,y

EGm,y yBM排放因子 my=m=y=由于数据可得性的原因，本计算根据EB同意的变通办法“一些项AM0005的澄清要求”16，首先计算新增装机容量及其衡表数据，计算出发电用固体、液体和气体对应的CO2排放量在总排放量中的；其次，以此为权重，以商业化最优效率技术水平对应的排放因子为基础，计算出的火电排放因子；最后，用此火电排放因子乘以火电在新增的20%容量中的，即为BM排放因子。此BM排放因子近似计算过程是遵循了保守原则。16CLAR iCoal,

Fi,j,yNCVi,yEFCO,i,j,

Coal, F 2i,j, i, CO2,i,j,22i,2 iOil,

Fi,j,yNCVi,yEFCO,i,j,

F 2i,j, i, CO2,i,j,2i, iGas,

Fi,j,yNCVi,yEFCO,i,j,

F i,j, i, CO2,i,j,i, 第j个省份在第y年的i消耗量（质量或体积单 Coal,Oil和Gas分别为固体、液体和气体的脚标集合EFThermal,yCoal,yEFCoal,Adv,yOil,yEFOil,Adv,yGas,yEFGas,Adv, CAPThermal,y grid,BM,

Thermal,CAPTotal,y为超过现有容量20%的新增容量，CAPThermal,y为新增火电容组合边际排放因子EFgrid,CM,y的计算采用EFgrid,OM,y和EFgrid,BM,y的平EFgrid,CM,yEFgrid,OM,ywOMEFgrid,BM,y

wOM和wBM的权重各为75%和25%。LEy=ERy=BEy ===--%项目而言，在第一计入期内，wOM75%。-%--根据B.6.1PEyBEy=其中EGPJ,yEGfacility,y78,945根据国家发改委公布的《2014中国区域电网基准线排放因子》，南方电网的电量边际排放因子EFgrid,OM,y=0.9183tCO2/MWh，容量边际排放因子EFgrid,BM,y=0.4367tCO2/MWh，所以EFgrid,CM,y=75%×EFgrid,OM,y+25%×EFgrid,BM,y=0.7979BEy=EGfacility,y×EFgrid,CM,y=78,945MWh×0.7979tCO2e/MWh=62,990tCO2eLEy=ERy=BEy =62,990tCO22015430日-2015123100201611日-2016123100201711日-2017123100201811日-2018123100201911日-2019123100202011日-2020123100202111日-2021123100202211日-20224290000700-0-即EGfacility,y=EGexport,y-EGimport,y-- -- ---------- 本项目设计文件..1列举的参数都将根据方法学的要求进行监测。监测电网的排放因子事先确定，用于计算减排量的项目净上网电量faciiyy是本项目监测的内容，而净上网电会根据以下计算得出。本项目与凉风坳风电场项目19共用升压站和关口结算表，监测设备示意图如下图B4，的安装以及校准、运行管理都必须符合电力行业标准DT4482000本项目有两条35kv输电线，在每条输电线侧各安装1块（在此称M1和M2）来监测本项目的上网电量（EGexport,M1和EGexport,M2）表（在此称为M3和M4）来监测其上网电量（EGexport,M3和EGexport,M4）和下网电量（EGimport,M3和EGimport,M4）。位于220kV保顶山汇流站侧的双回路结算表（EGtotal,import,y）。M1、M2、M3、M4以及结算表M主和M备的精度均为EGexport,y=[EGtotal,export,y/(EGexport,M1+EGexport,M2+EGexport,M3+EGexport,M4)]*(EGexport,M1+EGexport,M2)；EGimport,y=[EGtotal,import,y/(EGimport,M1+EGimport,M2+EGimport,M3+EGimport,M4)]*(EGimport,M1+EGimport,M2) B-4电网公司向项目业主提供实际上网和下网电量数值：上网电量由项目业主向电网公司提供销售记录，下网电量由电网公司向业主提供销售记项目业主向核查机构的核查人员提供读数记录及电量销售记录复印件，项目运行日志和检定校验记录等主要文件。测量仪表装置的校准和测量将按照进行，校准至少一年进行一急情况导致都无法正常工作， .20D部分