國能龍江生物質熱電聯產工程項目設計文件 (PDD).pdf

中國溫室氣體自愿減排項目設計文件 第1 頁中國溫室氣體自愿減排項目設計文件表格 F-CCER-PDD1第1.1版項目設計文件 PDD項目活動名稱 國能龍江生物質熱電聯產工程項目項目類別2（二）獲得國家發展改革委員會批準但未在聯合國清潔發展機制執行理事會或者其他國際國內減排機制下注冊的項目項目設計文件版本 01項目設計文件完成日期 2015年01月08號項目補充說明文件版本 項目補充說明文件完成日期 CDM注冊號和注冊日期 申請項目備案的企業法人 國能龍江生物發電有限公司項目業主 國能龍江生物發電有限公司項目類型和選擇的方法學項目類型能源工業（可再生能源/不可再生能源）生物質發電；方法學CM-092-V01純發電廠利用生物廢棄物發電（第一版）預計的溫室氣體年均減排量 156,303tCO2e1該模板僅適用于一般減排項目，不適用于碳匯項目，碳匯項目請采用其它相應模板。2包括四種（一）采用國家發展改革委備案的方法學開發的減排項目；（二）獲得國家發展改革委員會批準但未在聯合國清潔發展機制執行理事會或者其他國際國內減排機制下注冊的項目；（三）在聯合國清潔發展機制執行理事會注冊前就已經產生減排量的項目；（四）在聯合國清潔發展機制執行理事會注冊但未獲得簽發的項目。中國溫室氣體自愿減排項目設計文件 第2 頁項目活動描述A.1. 項目活動的目的和概述A.1.1 項目活動的目的國能龍江生物質熱電聯產工程項目（以下簡稱本項目）位于中國黑龍江省齊齊哈爾市龍江縣，由國能龍江生物發電有限公司投資建設并運營。本項目將收集和利用在當地廢棄的生物質玉米秸稈/稻殼/林木廢棄物/蘆葦桿進行發電，所發電力并入東北電網。在項目實施前，當地每年產生的大量生物質廢棄物因無法得到利用，被隨意無控焚燒或丟棄腐爛；本項目所提供的電力由以燃煤火力發電為主的東北電網供給。以上情況同時也是項目的基準線情景。本項目活動利用可再生的生物質能進行電力生產，具有良好的社會、經濟和環境效益，并將從以下方面促進當地的可持續發展1、與常規火電項目相比，本項目的實施將減少CO2以及其他大氣污染物的排放；2、本項目在日常運行和維護中可以提供就業機會，同時生物質的收集、儲存和運輸也可以創造一定的就業機會；3、減少生物質無控焚燒或丟棄腐爛所造成的環境污染，改善當地環境；4、當地農民通過銷售多余的生物質能增加收入，并且鍋爐灰渣作為肥料可以直接還田，有益于當地的農業生產。A.1.2項目活動概述本項目總裝機容量為30MW，新建1臺130t/h生物質鍋爐配1臺單機容量為30MW的汽輪發電機組，年運行時間6,900 小時，電站負荷因子為78.73，預計年凈上網電量190,440MWh，所發電力輸入東北電網。本項目主要使用當地玉米秸稈/稻殼/林木廢棄物/蘆葦桿作為燃料，預計年消耗生物質29萬噸。本項目通過采用可再生能源發電替代以燃煤火電為主的東北電網中的同等電量，來減少二氧化碳的排放。本項目開始運行日期為2010年08月243負荷因子年運行小時數/8,760,年運行小時數為6,900小時,來源于可研報告,6,900/8,76078.7。根據EB48次會議附件11，負荷因子是經過第三方山東魯能電力設計研究院論證，合理可行。中國溫室氣體自愿減排項目設計文件 第3 頁日，預計每年能實現減排溫室氣體156,303CO2e。項目采用7年3可更新計入期間，第一計入期內可實現溫室氣體減排總量為 1,094,121tCO2e 。根據溫室氣體自愿減排交易項目審定及核證指南（以下稱指南）要求，自愿減排項目須在2005年2月16日之后開工建設，本項目于2009年03月簽訂建筑施工合同，開工令于2009年04月01號下達，滿足指南對自愿減排項目開工時間的要求。本項目已于2007年08月26號獲得國家發展改革委員會批準函發改氣候[2007]2337號, 但由于國際市場上CER價格持續走低，本項目決定終止清潔發展機制項目開發進程。隨著國內碳交易試點啟動后，項目業主于2014年12月與芬碳公司簽訂CCER出售協議,開始進行自愿減排項目開發。所以，本項目滿足指南中第二類資格條件要求，即獲得國家發展改革委員會批準但未在聯合國清潔發展機制執行理事會或者其他國際國內減排機制下注冊的項目。除申請國內自愿減排項目外，項目業主放棄在其它國際或國內減排機制注冊。A.1.3 項目相關批復情況項目環評報告于2006年10月19日由黑龍江省環境保護局批準（黑環審[2006]331號；黑龍江省發展和改革委員會于2006年11月23日以“黑發改能源[2006]1060號”文件對本項目進行了核準。固定資產投資項目節能評估和審查暫行辦法的發布時間為 2010年9月 17 日，本項目于2006年11月23日獲得核準，故未進行節能評估審查，因此沒有節能評估報告及批復。本項目已于2007年08月26號獲得中國國家發展改革委員會LoA（發改氣候[2007]2337號）, 項目未在清潔發展機制下注冊，屬于第二類。A.2. 項目活動地點A.2.1. 省/直轄市/自治區，等中華人民共和國黑龍江省A.2.2. 市/縣/鄉鎮/村，等中國溫室氣體自愿減排項目設計文件 第4 頁齊齊哈爾市龍江縣A.2.3. 項目地理位置本項目位于中國黑龍江省齊齊哈爾市龍江縣。本項目所在地中心地理位置為東經123°12′09′′，北緯47°19′25′′。本項目的地理位置如下圖A1所示圖A1 項目地理位置示意圖中國溫室氣體自愿減排項目設計文件 第5 頁A.3. 項目活動的技術說明本項目所使用的生物質廢棄物玉米秸稈/稻殼/林木廢棄物/蘆葦桿由農民收集后通過汽車直接運至項目電廠內，生物質的處理過程和儲存都在項目電廠內進行。生物質由電廠上料系統送至鍋爐燃燒產生蒸汽推動汽輪發電機進行發電，電廠的輔助設備及日常運行中也會消耗部分電力和柴油從而產生二氧化碳排放。本項目活動采用1臺130t/h高溫高壓生物質燃燒鍋爐配1臺單機容量為30MW凝汽式汽輪發電機組。本項目年利用小時數為6,900小時，電站負荷因子為78.7，預計年凈上網電量 190,440MWh，電廠并網電壓為110kV，廠內110kV升壓站通過110kV雅電甲線接至雅魯河變電所，繼而連接到作為東北電網一部分的黑龍江電網。在本項目實施前，項目地點不存在發電設施，電力由以火電為主的東北電網提供；生物質廢棄物被丟棄，在好氧條件下自然腐化,不做任何能量利用。本項目的技術流程示意圖如圖A2所示。圖A2項目技術流程示意圖本項目主要設備的技術參數如表A1所示表A1 主要設備的技術參數1. 鍋爐型號 YG-130/9.2-T1設備制造商 濟南鍋爐集團有限公司額定蒸發量（t/h） 130壽命（年） 30中國溫室氣體自愿減排項目設計文件 第6 頁主蒸汽壓力（MPa） 9.2主蒸汽溫度（0C） 540進水溫度（0C） 220鍋爐效率 ≥872. 汽輪機型號 N30-8.83設備制造商 青島捷能汽輪機集團股份有限公司額定功率（MW） 30轉速（轉/分鐘） 3000效率 ≥90壽命（年） 303.發電機型號 QF-30-2設備制造商 山東濟南發電設備廠額定功率（MW） 30額定電壓（kV） 10.5轉速（轉/分鐘） 3000效率 ≥97.6壽命（年） 30A.4. 項目業主及備案法人項目業主名稱 申請項目備案的企業法人 受理備案申請的發展改革部門國能龍江生物發電有限公司國能龍江生物發電有限公司國家發展和改革委員會A.5. 項目活動打捆情況本項目不存在打捆情況。A.6. 項目活動拆分情況本項目不存在拆分情況。中國溫室氣體自愿減排項目設計文件 第7 頁B部分. 基準線和監測方法學的應用B.1. 引用的方法學名稱本項目使用方法學為國家溫室氣體自愿減排項目方法學 CM-092-V01“純發電廠利用生物廢棄物發電”（第一版）；有關方法學的詳細內容請見如下鏈接http// ）“電力系統排放因子計算工具”第04.0版（http//cdm.unfccc.int/ologies/PAologies/tools/am-tool-07-v4.0.pdf ）；“公路貨運導致的項目和泄漏排放計算工具”第01.1.0版（http//cdm.unfccc.int/ologies/PAologies/tools/am-tool-12-v1.1.0.pdf）。B.2. 方法學適用性本項目為新建生物質發電廠，不涉及供熱，項目建設地點以前不存在發電項目，項目活動所使用的生物質來自項目地點的附近區域，滿足方法學CM-092-V01的適用條件，具體分析詳見下表。方法學CM-092-V01適用條件 項目活動項目電廠僅使用本方法學定義的生物質廢棄物本項目利用的生物質廢棄物只包括玉米秸稈/稻殼/林木廢棄物/蘆葦桿，所有生物質都由當地農民提供。項目電廠可以混燃化石燃料，但化石燃料占燃料總量的比重不能超過80。本項目不混燒化石燃料。中國溫室氣體自愿減排項目設計文件 第8 頁若項目使用的生物質廢棄物源自生產工藝（例如生產糖或木質展板），不能因項目實施導致生產原材料（如糖、原木等）的增加或使生產工藝發生其他實質性的變化（如產品的改變）玉米秸稈/稻殼/蘆葦桿來自農作物，林木廢棄物來自林業，因此項目利用的生物質不是來自生產工藝過程產生的。項目活動中利用的生物質廢棄物存儲時間不會超過1年。生物質燃料長期存放會造成熱值損失，項目料場燃燒生物質燃料遵循“先進-先燒”的原則，存儲生物質燃料一般不會超過6個月。項目所適用的生物質廢棄物在燃燒前不能經過化學加工（如酯化、發酵、水解、熱解、生物降解或化學降解等），但可以進行物理加工如烘干、制粒、粉碎、壓塊等。本項目只會在燃燒前對生物質進行簡單的機械處理，不會進行化學過程處理。計入期內項目活動所在地不會有熱電廠運行。目前本項目所在地沒有熱電廠運行，計入期內也不會有熱電廠運行。若在計入期內或項目活動實施前，現場供熱設備或與項目現場連接的場外供熱設備所產生的熱量不是全部用于發電（如從鍋爐或從母管抽取熱量輸往生產工藝的熱負荷），須滿足下列條件a 項目活動的實施沒有直接或間接影響供熱設備的運行，即在項目活動實施前后供熱設備運行方式不變；b 供熱設備沒有直接或間接影響項目電廠的運行（如沒有將供熱設備所使用的燃料轉移至項目電廠）；以及c 能夠監測供熱設備使用的燃料數量并與項目活動的燃料用量完全區分開。在項目活動實施前和計入期內，項目現場供熱設備或與項目現場連接的場外供熱設備所產生的的熱量全部用于發電。中國溫室氣體自愿減排項目設計文件 第9 頁對于燃料替代類的項目活動，唯有在下列方面進行資本投資后，才能使項目從技術上實現對生物質的使用或與基準線相比提高了生物質的使用量l 現有供熱設備或鍋爐的改造或更換；l 安裝新的供熱設備或鍋爐；l 專門為項目活動建立一條新的生物質廢棄物供應鏈（如收集和清潔通過新來源獲得的被污染的生物質廢棄物，這些生物質廢棄物原本不會用作能源）；或l 生物質廢棄物的處理和上料設備；本項目是新建生物質發電項目，不涉及燃料替代。如B.4部分分析，發電的基準線情景是P5，生物質使用的基準線情景是B1，都符合方法學CM-092-V01的適用條件，可以應用該方法學。B.3. 項目邊界本項目是一個裝機為30MW的新建生物質電廠。在本項目實施前，項目所在地沒有電廠，本項目提供的電力由以燃煤火電為主的東北電網提供。本項目不要求避免生物質無控燃燒或腐化產生的減排。根據方法學CM-092-V01和本項目具體情況，本項目邊界包括本項目活動電廠；與東北電網并網的所有電廠；本項目所發電量將會輸入黑龍江電網，根據2013中國區域電網基準線排放因子，黑龍江電網屬于東北電網。東北電網包括黑龍江省、遼寧省、吉林省電網；運輸生物質的車輛；生物質廢棄物可能腐爛或棄置的地點。表B1和圖B1說明了在項目邊界內，為了確定基準線和項目排放計入和排除的排放源。圖B1中還表明了監測參數和監測位置。中國溫室氣體自愿減排項目設計文件 第10 頁表B1. 項目邊界內計入和排除的排放源概述排放源 溫室氣體種類 包括否 說明理由/解釋基準線電網發電過程排放CO2 包括 主要的排放來源CH4 排除 為了簡化而排除，這是保守的N2O 排除 為了簡化而排除，這是保守的生物質腐化或者無控燃燒排放CO2 排除 假定多余的生物質廢棄物的CO2 排放不會導致LULUCF 碳匯的變化。CH4 排除 情景B1被認為是本項目的基準線情景，項目參與方決定不要求此部分排放。N2O 排除 為了簡化而排除，這是保守的項目活動現場化石燃料消耗CO2 包括 重要的排放來源CH4 排除 為了簡化而排除N2O 排除 為了簡化而排除生物質運輸和處理產生的排放CO2 包括 重要的排放來源CH4 排除 為了簡化而排除N2O 排除 為了簡化而排除生物質燃燒發電的排放CO2 排除 假定多余的生物質廢棄物的CO2 排放不會導致LULUCF 碳匯的變化。CH4 排除 由于基準線中項目參與方不要求此部分排放，因此項目排放中不包含該排放源。N2O 排除 為了簡化而排除生物質儲存的排放CO2 排除 假定多余的生物質廢棄物的CO2 排放不會導致LULUCF 碳匯的變化。CH4 排除 為了簡化而排除N2O 排除 為了簡化而排除生物質處理產生的廢水產生的排放CO2 排除 假定多余的生物質廢棄物的CO2 排放不會導致LULUCF 碳匯的變化。CH4 排除 本項目生物質處理不會產生廢水N2O 排除 為了簡化而排除中國溫室氣體自愿減排項目設計文件 第11 頁圖B1項目邊界和監測參數示意圖B.4. 基準線情景的識別和描述根據方法學CM-092-V01給出的步驟和要求來識別本項目的基準線，在識別基準線的同時也對本項目是否具有額外性做出了論證。步驟1.識別基準線替代方案步驟1的目的是通過如下子步驟，確定本項目活動的實際的和可行的基準線替代方案。子步驟 1a. 確定項目活動的替代方案為確定所有項目業主可獲得的、并能和本項目提供類似服務和應用地域的基準線情景替代方案，本項目將從以下兩個方面分別考慮本項目活動的所有替代方案l 如果沒有擬議的本項目活動，如何發電；l 如果沒有擬議的本項目活動，生物質廢棄物如何理；1、識別電力生產可能的基準線情景替代方案方法學CM-092-V01列舉了電力生產所有可能的基準線情景替代方案，包括P1擬議的本項目活動，但不作為自愿減排項目活動實施；P2如果適用，繼續由項目地點的燃燒生物質廢棄物或化石燃料或混燃的現有電廠發電，現有電廠的運行工況（如裝機容量、平均負荷系數、能效、燃料成分和設備配置）與項目活動開始日期前三年內的情況保持一致；中國溫室氣體自愿減排項目設計文件 第12 頁P3如果適用，繼續由項目地點的燃燒生物質廢棄物或化石燃料或混燃的現有電廠發電，現有電廠的運行工況不同于（如裝機容量、平均負荷系數、能效、燃料成分和設備配置）項目活動開始日期前三年內；P4如果適用，改造項目所在地的燃燒生物質廢棄物或化石燃料或混燃的現有發電廠，改造活動可改變或不改變燃料的成分；P5電網供電；P6在項目所在地新建一個以生物質廢棄物或化石燃料或混合燃料的發電廠，使用和P1相同或者較少數量的生物質廢棄物；P7在項目所在地新建一個以生物質廢棄物或化石燃料或混合燃料的發電廠，使用和P1相同或者較多數量的生物質廢棄物；本項目是一個新建生物質發電廠，根據CM-092-V01，電力生產的替代方案只需要考慮P1和P5。2、識別生物質廢棄物處理可能的基準線情景替代方案根據方法學CM-092-V01，需要對每一種生物質廢棄物來確定基準線方案，因此需要先確定本項目涉及生物質廢棄物的種類。根據可行性研究報告，本項目具體分析如下表B2表B2生物質廢棄物類別生物質廢棄物類別生物質廢棄物來源沒有本項目活動時生物質廢棄物如何處理在本項目中生物質廢棄物的用途生物質廢棄物的數量（噸-濕基）玉米秸稈 當地農戶 丟棄 發電 145,000稻殼 當地農戶 丟棄 發電 26,100林木廢棄物 當地農戶 丟棄 發電 95,700蘆葦 當地農戶 丟棄 發電 23,200方法學CM-092-V01列舉了生物質廢棄物可能的基準線情景替代方案，包括B1生物質廢棄物被丟棄，在好氧條件下自然腐化；B2生物質廢棄物在厭氧條件下棄置或腐爛。例如倒入深度超過5 米的填埋場，而非堆放或棄置在田地中；B3生物質廢棄物隨意焚燒，不被作為能源利用；B4生物質廢棄物用于項目所在地的新建或已有電廠發電；B5生物質廢棄物用于在別的地點的已有或新建的熱電廠發電或者供熱；B6生物質廢棄物用于其他能源用途，例如作為生物燃料；B7生物質廢棄物用于非能源用途，例如作為紙漿和造紙工業；中國溫室氣體自愿減排項目設計文件 第13 頁B8生物質廢棄物的來源和/或生物質廢棄物在沒有本項目活動下處理方式無法清晰確定?；鶞示€情景替代方案選擇的具體分析如下選項 替代方案 是否包括理由B1 生物質廢棄物被丟棄，在好氧條件下自然腐化；是 在沒有項目活動時，本選項符合中國當地法律法規，是普遍的處理方式。B2 生物質廢棄物在厭氧條件下棄置或腐爛。例如倒入深度超過5 米的填埋場，而非堆放或棄置在田地中；否 項目地點及附近沒有生物質收集和填埋處理的設備，因此B2不是可行的基準線替代方案。B3 生物質廢棄物隨意焚燒，不被作為能源利用；是 根據秸稈禁燒和綜合利用管理辦法的通知（環發[1999]98）號文件，此選項不符合中國法律法規，該情景不是可行的替代方案。B4 生物質廢棄物在項目所在地新建或已有電廠中用于發電；是 不作為自愿減排項目。B5 生物質廢棄物在別的地點，在已有或新建的電廠被用于發電或者供熱；否 在項目活動附近沒有使用生物質為燃料的電廠或熱電廠?？紤]到生物質的收集、運輸和保存成本，本項目所利用的生物質不會用在項目附近的其他已有電廠或熱電廠，因此B5不是可行的替代方案。B6 生物質廢棄物用于其他能源用途，例如作為生物燃料；否 項目所在地生物質沒有用于其他能源用途，并且國內將生物質廢棄物作為生物質燃料的技術并不成熟且成本較高，因此B6不是可行的替代方案。B7 生物質廢棄物用于非能源用途，例如作為紙漿和造紙工業；否 在沒有本項目時，生物質大多是被棄置或任其腐爛，而不會用于用作紙漿和造紙等工業用途，因此，B7不是可行的替代方案。中國溫室氣體自愿減排項目設計文件 第14 頁B8 生物質廢棄物的來源和/或生物質廢棄物在沒有本項目活動下被如何處理不能識別。否 根據可研和當地的生物質資源調查報告，生物質來源于當地農民。在沒有本項目時，生物質是被棄置或任其腐爛。因此，在沒有本項目時，生物質的來源或生物質廢棄物處理是能清晰的識別。因此B8不是可行的替代方案。根據方法學CM-092-V01，對于每一種生物質廢棄物，需要通過以下兩種選項中任一種來證明替代方案B1/B4是可能的基準線情景替代方案a 證明在項目活動區域內該種類生物質廢棄物的未利用數量是充足剩余的。為此，需要證明該種類生物質廢棄物的可獲得量比利用量，包括在本項目中的利用量，要至少大于25；b 證明在本項目所利用生物質廢棄物的來源地，這些生物質廢棄物在未被本項目利用之前都是在當地丟棄腐爛、填埋或者焚燒。這選項只適用于生物質廢棄物的來源地能被清晰識別。本項目選擇選項a來證明。本項目所利用的生物質在項目電廠周邊50公里收集范圍內的資源和利用情況如下生物質廢棄物種類年可獲得量（噸）年已利用量、不包括本項目（噸）本項目年利用量（噸）年可獲得量/年總利用量玉米秸稈 1,500,00 1,500,000 1,500,00 297稻殼 500,000 500,000 500,000 269林木廢棄物 950,000 950,000 950,000 292蘆葦桿 360,000 360,000 360,000 270從上表可見，本項目滿足選項a的條件，因此替代方案B1可以是可能的基準線情景替代方案步驟1.a的結論綜上所述，本項目電力生產的替代方案為P1和P5；生物質處理可能的基準線情景替代方案為B1和B4。子步驟 1b.遵循強制性的法律和法規的情況此步驟的目的是要排除不符合中國強制性的法律和法規的替代方案。中國溫室氣體自愿減排項目設計文件 第15 頁根據國家環境保護總局發布的關于生物質禁燒和綜合利用管理辦法（環發[1999]98號）的通知4，通知禁止生物質隨意燃燒，因此B3不是可行的基準線替代情景。本項目電力生產的替代方案P1和P5，生物質處理可能的基準線情景替代方案為B1和B4 都符合中國強制性的法律和法規。步驟1.b的結論經過該步驟，得出本項目的兩組基準線替代情景組合如下情景組合 電力生產 生物質處理1 P1 B42 P5 B1步驟2障礙分析對于情景組合P1和B4以及情景組合P5，B1的實施并不存在相關的障礙，因此兩個基準線情景都將在步驟3中繼續進行討論。步驟 3. 投資分析該步驟的目的是對步驟2后剩下的基準線情景替代方案進行經濟分析來比較各替代方案的經濟性。最具有經濟吸引力的替代方案即為基準線情景。情景組合1中的生物質處理替代方案B4也就是電力生產替代方案P1。情景組合2中的生物質處理替代方案B1 為當地生物質的實際處理現狀。因此，為確定基準線情景，只需要對情景組合1中的電力生產替代方案P1和情景組合2中的電力生產替代方案P5進行比較。電力生產替代方案P5不需要項目業主進行任何投資，根據方法學CM-092-V01，可以在IRR或NPV中任選一個作為經濟性比較的經濟指標，本項目選取NPV（財務凈現值）作為經濟指標。根據國家電力公司電力工程技術改造項目經濟評價暫行辦法，當財務凈現值大于零或等于零時，認為項目在財務上可行。對于情景組合1（P1＆B4），根據本項目的可行性研究報告，用于計算NPV的基本參數如下邊B3所示。本項目的可行性研究報告于2006年09月由山東魯能電力設計院編制完成，并于2006年11月23日由黑龍江省發改委核準（黑發改能源[2006]1060號）。4 http// 第16 頁表B3經濟計算基本參數參數 數值 單位 來源裝機容量 30 MW 可研報告年發電量 20,700 10000kWh 可研報告年上網電量 19,044 10000kWh 可研報告電價 含稅 0.587 RMB/kWh 可研報告電價 不含稅 0.502 RMB/kWh 可研報告建設期 1 年 可研報告運營期 20 年 可研報告工程總投資 26,609.16 10000元 可研報告工程靜態總投資 25,860.00 10000元 可研報告-其中設備投資 12,000.00 10000元 可研報告- 設備投資增值稅抵扣 1743.59 10000元 可研報告自籌資金 5,172.0 10000元 可研報告自籌資金/貸款比例 20/80 - 可研報告長期貸款利息 6.84 - 可研報告建設期利息 749.16 10000元 可研報告流動資金 928.0 10000元 可研報告流動資金（自籌） 278.40 10000元 可研報告自籌資金/貸款比例 30/70 - 可研報告流動資金利率 6.12 - 可研報告流動資金利息 39.76 10000元 可研報告還款期限 14 年 可研報告定員 80 人 可研報告人員工資 2 10000元 可研報告人員福利 60 人員工資 可研報告保險費 0.25 固定資產投資 可研報告材料費 不含稅 6.0 元/MWh 可研報告維修費 2.50 - 可研報告維修費抵扣稅率 11.90 - 可研報告秸稈消耗量 290,000 噸/年 可研報告秸稈單價 不含稅 280 元/噸 可研報告秸稈采購抵扣增值稅率 13 - 可研報告用水量 90 10000噸/年可研報告水價 不含稅 1.50 元/噸 可研報告水費抵扣稅率 6 - 可研報告其他費用 12 元/MWh 可研報告殘值率 3 - 可研報告折舊年限 15 年 可研報告折舊率 6.47 - 可研報告增值稅 17 - 可研報告城市維護建設稅 5 增值稅 可研報告教育費附加 3 增值稅 可研報告企業所得稅率 33 - 可研報告預計減排量 160,000 噸CO2/年 可研報告中國溫室氣體自愿減排項目設計文件 第17 頁預計減排量單價 70.00 元/噸CO2e 可研報告計算的NPV為-22,799萬元對情景組合2（P5＆B1），由于不涉及項目參與者的投資，NPV視作0。根據上述數據計算得到本項目在不考慮來自自愿減排的收入的情況下的NPV為-22,799萬元，低于替代方案P5。根據方法學CM-092-V01，還需進行敏感性分析，以進一步論證。針對本項目，采用如下財務指標作為不確定性因素進行有關財務吸引力的敏感性分析·靜態總投資；·年運行維護費用；·年上網電量；·電價；·秸稈價格；假定該六項指標在-1010的范圍內變動，相應的對本項目凈現值的影響結果如表B4和圖B2所示。表B4/圖B2. 本項目財務指標敏感性分析基于上述分析，即使不確定性因素的變動范圍達到10，情景組合1中國溫室氣體自愿減排項目設計文件 第18 頁（P1＆B4）的NPV仍然是負值。若考慮以下因素之一能達到的話，情景組合1（P1＆B4）的NPV可以變得有經濟吸引力靜態總投資至少降低77.52；年運行維護費用至少降低28.48；年上網電量至少增加28.56；電價至少增加28.56；秸稈價格至少降低33.53；以下將對上述條件逐一進行分析（1）總投資項目已于2010年8月開始運行，根據所有已簽訂的合同統計，合同金額為24,841.55萬元，比可研中項目總投資25,860萬元低3.94，因此對本項目來說，項目總投資降低77.52是不可能實現的。（2）年運行成本年運行成本主要包括工資和福利、秸稈購買費用，燃料費用、水費、維修費、保險費及其他費用。這些費用的計算基礎為行業經驗，而且中國的原材料和人力成本一直是上漲的趨勢5，因此年運行成本不可能降低高達28.48。年運行成本中的秸稈采購費用項占主要部分，秸稈價格對NPV的影響在以下第五點論述。（3）年上網電量若NPV變得有經濟吸引力，需要年運行小時至少增加28.56，本項目可研報告由具有資質的第三方電力設計院出具，負荷因子及自用電率的設計值準確合理，且與其他同類型生物質直燃發電項目相比較，都在合理范圍內。因此發電量增加28.56是不可能實現的。（4）電價電價數據來源于項目可研及項目電價批復。根據可再生能源發電價格和費用分攤管理試行辦法（發改能源【2006】.7）,生物質直燃發電項目電價由政府確定。電價由黑龍江省火電電價和電價補貼（0.25RMB/kWh）組成6，2005年黑龍江省火電價格為0.337RMB/kWh7，因此5 http// http// 第19 頁本項目電價為0.587RMB/kWh, 第17年至21年電價為0.337RMB/kWh?？裳兄胁捎萌\營期電價0.587RMB/kWh是保守的。2010年7月18號，國家發改委規定生物質發電項目上網電價為0.75元/度含增值稅8，使用此電價進行項目NPV計算，結果為-551.63萬元，仍為負值。電價受國家管理控制不可能增加28.56（即0.755RMB/kWh,含稅）。（5）秸稈價格根據現場收集的生物質采購銷售收據，實際的生物質購買價格比項目設計文件估計的價格280RMB/t（不含增值稅）要高。因此生物質價格不可能下降33.53。步驟3的結論綜上所述，本項目的基準線情景總結如下表B5表B5. 項目情景和基準線情景情景組合電力生產 生物質處理2 P5電網供電 B1生物質被丟棄，在好氧條件下自然腐化步驟 4. 普遍性分析普遍性分析步驟如下子步驟4a. 與本項目類似的其他項目活動l 第一步計算本項目裝機規?！?0之間的適用的項目規模本項目的裝機規模為30MW, ±50的裝機規模為15MW至45MW的生物質發電項目。l 第二步找出地理邊界內，第一步所定義的適用范圍內，所有在項目開始時間之前已經投入運行的項目（Nall）,不包括已經注冊和已經在UNFCCC公示的項目的CDM的項目，也不包括在中國自愿減排交易信息平臺備案和公示的CCER項目。7國家發改委就東北電網實施煤電價格聯動有關問題的通知http// 5其中,,BLELyEF 基準線電力生產的排放因子tCO2e/MWh,,BLBRyEG 基準線里在項目所在地由生物質電廠生產的電力（MWh）,,BLFFyEG 基準線里在項目所在地由化石燃料電廠生產的電力（MWh）,,BLgridyEG 基準線里由電網提供的最小電力（MWh）,/,BLFFgridyEG 基準線里可能由電網提供或由項目所在地化石燃料電廠生產的電力（MWh）,,gridCMyEF 并網電力生產的組合邊際排放因子tCO2e/MWh,,BLFFyEF 基準線里在項目所在地由化石燃料電廠電力生產的排放因子tCO2e/MWh接下來要根據項目的具體情況和基準線情景來確定三種方式生產電力的數量（電網、化石燃料和生物質）和確定各排放因子（ ,,gridCMyEF ，,,BLFFyEF ）。步驟1.3 確定 ,,BLBRyEG中國溫室氣體自愿減排項目設計文件 第24 頁本項目屬于基準情景中在項目所在地沒有使用生物質來發電，因此,,BLBRyEG 0。步驟1.4 確定 ,,BLFFyEG本項目屬于基準情景中在項目所在地沒有使用化石燃料來發電，因此,,BLFFyEG 0。步驟1.5 確定 ,,BLgridyEG本項目屬于在基準情景中在項目所在地沒有電力生產，本項目所提供電力全部替代的是網電，因此 ,,,BLgridyPJyEGEG步驟1.6 確定 ,/,BLFFgridyEG根據方法學CM-092-V01， ,/,BLFFgridyEG 的計算如下,/,,, , ,,BLFFgridyPJyBLBRyBLFFyBLgridyEGEGEGEGEG??? （6）其中,/,BLFFgridyEG 基準線里可能由電網提供或由項目所在地化石燃料電廠生產的電力（MWh）,PJyEG 第y年本項目的凈發電量（MWh）,,BLBRyEG 基準線里在項目所在地由生物質電廠生產的電力（MWh）,,BLFFyEG 基準線里在項目所在地由化石燃料電廠生產的電力（MWh）,,BLgridyEG 基準線里由電網提供的最小電力（MWh）根據步驟1.3、1.4和1.5， ,,BLBRyEG 0， ,,BLFFyEG 0， ,,,BLgridyPJyEGEG ，因此 ,/,BLFFgridyEG 0。步驟1.7 確定 ,,BLFFyEF本項目為新建生物質電廠，在本項目執行之前項目所在地沒有化石燃料電廠，因此對于本項目不涉及參數 ,,BLFFyEF 。步驟1.8 確定 ,,gridCMyEF根據方法學CM-092-V01，本項目采用“電力系統排放因子計算工具”來中國溫室氣體自愿減排項目設計文件 第25 頁計算 ,,gridCMyEF ?；谑虑皵祿嬎闩欧乓蜃?，在固定計入期內不再計算排放因子。首先計算電量邊際排放因子 yOMgridEF ,, 和容量邊際排放因子 yBMgridEF ,, ，然后根據電量邊際排放因子 yOMgridEF ,, 和容量邊際排放因子 yBMgridEF ,, ，計算得到基準線組合排放因子 yCMgridEF ,, 。第1步. 確認本項目的電力系統根據CCER項目設計文件的要求，本項目電網排放因子參考2013中國區域電網基準線排放因子。本項目所發電力與黑龍江省電網實現并網銷售，根據2013中國區域電網基準線排放因子，黑龍江省電網屬于東北電網；本項目的電網系統邊界是東北電網，由遼寧省、黑龍江省、吉林省的電網組成。第2步. 選擇是否將離網電廠包括在項目電力系統內選擇“電力系統排放因子計算工具”給出的選項I（即只將聯網電廠包含在計算中）計算電量邊際排放因子和容量邊際排放因子。第3步 選擇計算電量邊際排放因子的方法根據“電力系統排放因子計算工具”，可以采用如下四種計算方法中的一種計算電量邊際排放因子 ,,gridOMyEF a 簡單電量邊際排放因子方法；b 經調整的簡單電量邊際排放因子方法；c 調度數據分析電量邊際排放因子方法；d 平均電量邊際排放因子方法。參考2013中國區域電網基準線排放因子，本項目采用方法a計算電量邊際排放因子。簡單電量邊際排放因子方法的適用條件是低運行成本/必須運行的電廠在電網發電構成中低于50。本項目所在的東北電網的發電總量中低運行成本/必須運行的電廠在2007 年占29.35、2008 年占23.27、2009 年占22.42，2010 年占21.8，2011 年占24.96，保持低于5010，符合方法a的適用條件。第4步根據第3步選擇的方法計算電量邊際排放因子10中國電力年鑒2008-2012中國溫室氣體自愿減排項目設計文件 第26 頁東北電網內單個電廠的燃料消耗量、凈發電量、燃料類型和平均發電效率數據不可得。根據2013中國區域電網基準線排放因子，核電和可再生能源電廠屬于低運行成本/必須運行的電廠，且這些電廠的供電量數據可得，因此根據“電力系統排放因子計算工具”，采用方法C計算簡單，簡單電量邊際排放因子 yOMsimplegridEF ,, 的計算公式如下yyiCOyiiyiyOMsimplegrid EGEFNCVFCEF,,2,,,,∑（7）其中yOMsimplegridEF ,, 第y年的簡單電量邊際排放因子tCO2e/MWhyiFC , 第y年本項目所屬電力系統消耗的化石燃料i的數量質量或體積單位yiNCV , 單位質量或體積的化石燃料i的凈熱值GJ/質量或體積單位，采用國家特定值；yiCOEF ,,2 第y年化石燃料i的CO2排放系數tCO2e/GJ；yEG 第y年本項目所屬電力系統內所有機組向電網提供的電量MWh，不包括低成本/必須運行的電廠；i 第y年在本項目所屬電力系統內作為燃料使用的所有化石燃料類型；y 項目設計文件提交時可得的最近3年數據所對應的年份。計算電量邊際排放因子（ yOMgridEF ,, ）所需的發電量和廠用電率等數據來源為20102012年