国能龙江生物质热电联产工程项目设计文件 (PDD).pdf

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 国能龙江生物质热电联产工程项目项目类别2（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项目设计文件版本 01项目设计文件完成日期 2015年01月08号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 国能龙江生物发电有限公司项目业主 国能龙江生物发电有限公司项目类型和选择的方法学项目类型能源工业（可再生能源/不可再生能源）生物质发电；方法学CM-092-V01纯发电厂利用生物废弃物发电（第一版）预计的温室气体年均减排量 156,303tCO2e1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 项目活动的目的国能龙江生物质热电联产工程项目（以下简称本项目）位于中国黑龙江省齐齐哈尔市龙江县，由国能龙江生物发电有限公司投资建设并运营。本项目将收集和利用在当地废弃的生物质玉米秸秆/稻壳/林木废弃物/芦苇杆进行发电，所发电力并入东北电网。在项目实施前，当地每年产生的大量生物质废弃物因无法得到利用，被随意无控焚烧或丢弃腐烂；本项目所提供的电力由以燃煤火力发电为主的东北电网供给。以上情况同时也是项目的基准线情景。本项目活动利用可再生的生物质能进行电力生产，具有良好的社会、经济和环境效益，并将从以下方面促进当地的可持续发展1、与常规火电项目相比，本项目的实施将减少CO2以及其他大气污染物的排放；2、本项目在日常运行和维护中可以提供就业机会，同时生物质的收集、储存和运输也可以创造一定的就业机会；3、减少生物质无控焚烧或丢弃腐烂所造成的环境污染，改善当地环境；4、当地农民通过销售多余的生物质能增加收入，并且锅炉灰渣作为肥料可以直接还田，有益于当地的农业生产。A.1.2项目活动概述本项目总装机容量为30MW，新建1台130t/h生物质锅炉配1台单机容量为30MW的汽轮发电机组，年运行时间6,900 小时，电站负荷因子为78.73，预计年净上网电量190,440MWh，所发电力输入东北电网。本项目主要使用当地玉米秸秆/稻壳/林木废弃物/芦苇杆作为燃料，预计年消耗生物质29万吨。本项目通过采用可再生能源发电替代以燃煤火电为主的东北电网中的同等电量，来减少二氧化碳的排放。本项目开始运行日期为2010年08月243负荷因子年运行小时数/8,760,年运行小时数为6,900小时,来源于可研报告,6,900/8,76078.7。根据EB48次会议附件11，负荷因子是经过第三方山东鲁能电力设计研究院论证，合理可行。中国温室气体自愿减排项目设计文件 第3 页日，预计每年能实现减排温室气体156,303CO2e。项目采用7年3可更新计入期间，第一计入期内可实现温室气体减排总量为 1,094,121tCO2e 。根据温室气体自愿减排交易项目审定及核证指南（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，本项目于2009年03月签订建筑施工合同，开工令于2009年04月01号下达，满足指南对自愿减排项目开工时间的要求。本项目已于2007年08月26号获得国家发展改革委员会批准函发改气候[2007]2337号, 但由于国际市场上CER价格持续走低，本项目决定终止清洁发展机制项目开发进程。随着国内碳交易试点启动后，项目业主于2014年12月与芬碳公司签订CCER出售协议,开始进行自愿减排项目开发。所以，本项目满足指南中第二类资格条件要求，即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。除申请国内自愿减排项目外，项目业主放弃在其它国际或国内减排机制注册。A.1.3 项目相关批复情况项目环评报告于2006年10月19日由黑龙江省环境保护局批准（黑环审[2006]331号；黑龙江省发展和改革委员会于2006年11月23日以“黑发改能源[2006]1060号”文件对本项目进行了核准。固定资产投资项目节能评估和审查暂行办法的发布时间为 2010年9月 17 日，本项目于2006年11月23日获得核准，故未进行节能评估审查，因此没有节能评估报告及批复。本项目已于2007年08月26号获得中国国家发展改革委员会LoA（发改气候[2007]2337号）, 项目未在清洁发展机制下注册，属于第二类。A.2. 项目活动地点A.2.1. 省/直辖市/自治区，等中华人民共和国黑龙江省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 页齐齐哈尔市龙江县A.2.3. 项目地理位置本项目位于中国黑龙江省齐齐哈尔市龙江县。本项目所在地中心地理位置为东经123°12´09´´，北纬47°19´25´´。本项目的地理位置如下图A1所示图A1 项目地理位置示意图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所使用的生物质废弃物玉米秸秆/稻壳/林木废弃物/芦苇杆由农民收集后通过汽车直接运至项目电厂内，生物质的处理过程和储存都在项目电厂内进行。生物质由电厂上料系统送至锅炉燃烧产生蒸汽推动汽轮发电机进行发电，电厂的辅助设备及日常运行中也会消耗部分电力和柴油从而产生二氧化碳排放。本项目活动采用1台130t/h高温高压生物质燃烧锅炉配1台单机容量为30MW凝汽式汽轮发电机组。本项目年利用小时数为6,900小时，电站负荷因子为78.7，预计年净上网电量 190,440MWh，电厂并网电压为110kV，厂内110kV升压站通过110kV雅电甲线接至雅鲁河变电所，继而连接到作为东北电网一部分的黑龙江电网。在本项目实施前，项目地点不存在发电设施，电力由以火电为主的东北电网提供；生物质废弃物被丢弃，在好氧条件下自然腐化,不做任何能量利用。本项目的技术流程示意图如图A2所示。图A2项目技术流程示意图本项目主要设备的技术参数如表A1所示表A1 主要设备的技术参数1. 锅炉型号 YG-130/9.2-T1设备制造商 济南锅炉集团有限公司额定蒸发量（t/h） 130寿命（年） 30中国温室气体自愿减排项目设计文件 第6 页主蒸汽压力（MPa） 9.2主蒸汽温度（0C） 540进水温度（0C） 220锅炉效率 ≥872. 汽轮机型号 N30-8.83设备制造商 青岛捷能汽轮机集团股份有限公司额定功率（MW） 30转速（转/分钟） 3000效率 ≥90寿命（年） 303.发电机型号 QF-30-2设备制造商 山东济南发电设备厂额定功率（MW） 30额定电压（kV） 10.5转速（转/分钟） 3000效率 ≥97.6寿命（年） 30A.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能龙江生物发电有限公司国能龙江生物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存在打捆情况。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使用方法学为国家温室气体自愿减排项目方法学 CM-092-V01“纯发电厂利用生物废弃物发电”（第一版）；有关方法学的详细内容请见如下链接http// ）“电力系统排放因子计算工具”第04.0版（http//cdm.unfccc.int/ologies/PAologies/tools/am-tool-07-v4.0.pdf ）；“公路货运导致的项目和泄漏排放计算工具”第01.1.0版（http//cdm.unfccc.int/ologies/PAologies/tools/am-tool-12-v1.1.0.pdf）。B.2. 方法学适用性本项目为新建生物质发电厂，不涉及供热，项目建设地点以前不存在发电项目，项目活动所使用的生物质来自项目地点的附近区域，满足方法学CM-092-V01的适用条件，具体分析详见下表。方法学CM-092-V01适用条件 项目活动项目电厂仅使用本方法学定义的生物质废弃物本项目利用的生物质废弃物只包括玉米秸秆/稻壳/林木废弃物/芦苇杆，所有生物质都由当地农民提供。项目电厂可以混燃化石燃料，但化石燃料占燃料总量的比重不能超过80。本项目不混烧化石燃料。中国温室气体自愿减排项目设计文件 第8 页若项目使用的生物质废弃物源自生产工艺（例如生产糖或木质展板），不能因项目实施导致生产原材料（如糖、原木等）的增加或使生产工艺发生其他实质性的变化（如产品的改变）玉米秸秆/稻壳/芦苇杆来自农作物，林木废弃物来自林业，因此项目利用的生物质不是来自生产工艺过程产生的。项目活动中利用的生物质废弃物存储时间不会超过1年。生物质燃料长期存放会造成热值损失，项目料场燃烧生物质燃料遵循“先进-先烧”的原则，存储生物质燃料一般不会超过6个月。项目所适用的生物质废弃物在燃烧前不能经过化学加工（如酯化、发酵、水解、热解、生物降解或化学降解等），但可以进行物理加工如烘干、制粒、粉碎、压块等。本项目只会在燃烧前对生物质进行简单的机械处理，不会进行化学过程处理。计入期内项目活动所在地不会有热电厂运行。目前本项目所在地没有热电厂运行，计入期内也不会有热电厂运行。若在计入期内或项目活动实施前，现场供热设备或与项目现场连接的场外供热设备所产生的热量不是全部用于发电（如从锅炉或从母管抽取热量输往生产工艺的热负荷），须满足下列条件a 项目活动的实施没有直接或间接影响供热设备的运行，即在项目活动实施前后供热设备运行方式不变；b 供热设备没有直接或间接影响项目电厂的运行（如没有将供热设备所使用的燃料转移至项目电厂）；以及c 能够监测供热设备使用的燃料数量并与项目活动的燃料用量完全区分开。在项目活动实施前和计入期内，项目现场供热设备或与项目现场连接的场外供热设备所产生的的热量全部用于发电。中国温室气体自愿减排项目设计文件 第9 页对于燃料替代类的项目活动，唯有在下列方面进行资本投资后，才能使项目从技术上实现对生物质的使用或与基准线相比提高了生物质的使用量l 现有供热设备或锅炉的改造或更换；l 安装新的供热设备或锅炉；l 专门为项目活动建立一条新的生物质废弃物供应链（如收集和清洁通过新来源获得的被污染的生物质废弃物，这些生物质废弃物原本不会用作能源）；或l 生物质废弃物的处理和上料设备；本项目是新建生物质发电项目，不涉及燃料替代。如B.4部分分析，发电的基准线情景是P5，生物质使用的基准线情景是B1，都符合方法学CM-092-V01的适用条件，可以应用该方法学。B.3. 项目边界本项目是一个装机为30MW的新建生物质电厂。在本项目实施前，项目所在地没有电厂，本项目提供的电力由以燃煤火电为主的东北电网提供。本项目不要求避免生物质无控燃烧或腐化产生的减排。根据方法学CM-092-V01和本项目具体情况，本项目边界包括本项目活动电厂；与东北电网并网的所有电厂；本项目所发电量将会输入黑龙江电网，根据2013中国区域电网基准线排放因子，黑龙江电网属于东北电网。东北电网包括黑龙江省、辽宁省、吉林省电网；运输生物质的车辆；生物质废弃物可能腐烂或弃置的地点。表B1和图B1说明了在项目边界内，为了确定基准线和项目排放计入和排除的排放源。图B1中还表明了监测参数和监测位置。中国温室气体自愿减排项目设计文件 第10 页表B1. 项目边界内计入和排除的排放源概述排放源 温室气体种类 包括否 说明理由/解释基准线电网发电过程排放CO2 包括 主要的排放来源CH4 排除 为了简化而排除，这是保守的N2O 排除 为了简化而排除，这是保守的生物质腐化或者无控燃烧排放CO2 排除 假定多余的生物质废弃物的CO2 排放不会导致LULUCF 碳汇的变化。CH4 排除 情景B1被认为是本项目的基准线情景，项目参与方决定不要求此部分排放。N2O 排除 为了简化而排除，这是保守的项目活动现场化石燃料消耗CO2 包括 重要的排放来源CH4 排除 为了简化而排除N2O 排除 为了简化而排除生物质运输和处理产生的排放CO2 包括 重要的排放来源CH4 排除 为了简化而排除N2O 排除 为了简化而排除生物质燃烧发电的排放CO2 排除 假定多余的生物质废弃物的CO2 排放不会导致LULUCF 碳汇的变化。CH4 排除 由于基准线中项目参与方不要求此部分排放，因此项目排放中不包含该排放源。N2O 排除 为了简化而排除生物质储存的排放CO2 排除 假定多余的生物质废弃物的CO2 排放不会导致LULUCF 碳汇的变化。CH4 排除 为了简化而排除N2O 排除 为了简化而排除生物质处理产生的废水产生的排放CO2 排除 假定多余的生物质废弃物的CO2 排放不会导致LULUCF 碳汇的变化。CH4 排除 本项目生物质处理不会产生废水N2O 排除 为了简化而排除中国温室气体自愿减排项目设计文件 第11 页图B1项目边界和监测参数示意图B.4. 基准线情景的识别和描述根据方法学CM-092-V01给出的步骤和要求来识别本项目的基准线，在识别基准线的同时也对本项目是否具有额外性做出了论证。步骤1.识别基准线替代方案步骤1的目的是通过如下子步骤，确定本项目活动的实际的和可行的基准线替代方案。子步骤 1a. 确定项目活动的替代方案为确定所有项目业主可获得的、并能和本项目提供类似服务和应用地域的基准线情景替代方案，本项目将从以下两个方面分别考虑本项目活动的所有替代方案l 如果没有拟议的本项目活动，如何发电；l 如果没有拟议的本项目活动，生物质废弃物如何理；1、识别电力生产可能的基准线情景替代方案方法学CM-092-V01列举了电力生产所有可能的基准线情景替代方案，包括P1拟议的本项目活动，但不作为自愿减排项目活动实施；P2如果适用，继续由项目地点的燃烧生物质废弃物或化石燃料或混燃的现有电厂发电，现有电厂的运行工况（如装机容量、平均负荷系数、能效、燃料成分和设备配置）与项目活动开始日期前三年内的情况保持一致；中国温室气体自愿减排项目设计文件 第12 页P3如果适用，继续由项目地点的燃烧生物质废弃物或化石燃料或混燃的现有电厂发电，现有电厂的运行工况不同于（如装机容量、平均负荷系数、能效、燃料成分和设备配置）项目活动开始日期前三年内；P4如果适用，改造项目所在地的燃烧生物质废弃物或化石燃料或混燃的现有发电厂，改造活动可改变或不改变燃料的成分；P5电网供电；P6在项目所在地新建一个以生物质废弃物或化石燃料或混合燃料的发电厂，使用和P1相同或者较少数量的生物质废弃物；P7在项目所在地新建一个以生物质废弃物或化石燃料或混合燃料的发电厂，使用和P1相同或者较多数量的生物质废弃物；本项目是一个新建生物质发电厂，根据CM-092-V01，电力生产的替代方案只需要考虑P1和P5。2、识别生物质废弃物处理可能的基准线情景替代方案根据方法学CM-092-V01，需要对每一种生物质废弃物来确定基准线方案，因此需要先确定本项目涉及生物质废弃物的种类。根据可行性研究报告，本项目具体分析如下表B2表B2生物质废弃物类别生物质废弃物类别生物质废弃物来源没有本项目活动时生物质废弃物如何处理在本项目中生物质废弃物的用途生物质废弃物的数量（吨-湿基）玉米秸秆 当地农户 丢弃 发电 145,000稻壳 当地农户 丢弃 发电 26,100林木废弃物 当地农户 丢弃 发电 95,700芦苇 当地农户 丢弃 发电 23,200方法学CM-092-V01列举了生物质废弃物可能的基准线情景替代方案，包括B1生物质废弃物被丢弃，在好氧条件下自然腐化；B2生物质废弃物在厌氧条件下弃置或腐烂。例如倒入深度超过5 米的填埋场，而非堆放或弃置在田地中；B3生物质废弃物随意焚烧，不被作为能源利用；B4生物质废弃物用于项目所在地的新建或已有电厂发电；B5生物质废弃物用于在别的地点的已有或新建的热电厂发电或者供热；B6生物质废弃物用于其他能源用途，例如作为生物燃料；B7生物质废弃物用于非能源用途，例如作为纸浆和造纸工业；中国温室气体自愿减排项目设计文件 第13 页B8生物质废弃物的来源和/或生物质废弃物在没有本项目活动下处理方式无法清晰确定。基准线情景替代方案选择的具体分析如下选项 替代方案 是否包括理由B1 生物质废弃物被丢弃，在好氧条件下自然腐化；是 在没有项目活动时，本选项符合中国当地法律法规，是普遍的处理方式。B2 生物质废弃物在厌氧条件下弃置或腐烂。例如倒入深度超过5 米的填埋场，而非堆放或弃置在田地中；否 项目地点及附近没有生物质收集和填埋处理的设备，因此B2不是可行的基准线替代方案。B3 生物质废弃物随意焚烧，不被作为能源利用；是 根据秸秆禁烧和综合利用管理办法的通知（环发[1999]98）号文件，此选项不符合中国法律法规，该情景不是可行的替代方案。B4 生物质废弃物在项目所在地新建或已有电厂中用于发电；是 不作为自愿减排项目。B5 生物质废弃物在别的地点，在已有或新建的电厂被用于发电或者供热；否 在项目活动附近没有使用生物质为燃料的电厂或热电厂。考虑到生物质的收集、运输和保存成本，本项目所利用的生物质不会用在项目附近的其他已有电厂或热电厂，因此B5不是可行的替代方案。B6 生物质废弃物用于其他能源用途，例如作为生物燃料；否 项目所在地生物质没有用于其他能源用途，并且国内将生物质废弃物作为生物质燃料的技术并不成熟且成本较高，因此B6不是可行的替代方案。B7 生物质废弃物用于非能源用途，例如作为纸浆和造纸工业；否 在没有本项目时，生物质大多是被弃置或任其腐烂，而不会用于用作纸浆和造纸等工业用途，因此，B7不是可行的替代方案。中国温室气体自愿减排项目设计文件 第14 页B8 生物质废弃物的来源和/或生物质废弃物在没有本项目活动下被如何处理不能识别。否 根据可研和当地的生物质资源调查报告，生物质来源于当地农民。在没有本项目时，生物质是被弃置或任其腐烂。因此，在没有本项目时，生物质的来源或生物质废弃物处理是能清晰的识别。因此B8不是可行的替代方案。根据方法学CM-092-V01，对于每一种生物质废弃物，需要通过以下两种选项中任一种来证明替代方案B1/B4是可能的基准线情景替代方案a 证明在项目活动区域内该种类生物质废弃物的未利用数量是充足剩余的。为此，需要证明该种类生物质废弃物的可获得量比利用量，包括在本项目中的利用量，要至少大于25；b 证明在本项目所利用生物质废弃物的来源地，这些生物质废弃物在未被本项目利用之前都是在当地丢弃腐烂、填埋或者焚烧。这选项只适用于生物质废弃物的来源地能被清晰识别。本项目选择选项a来证明。本项目所利用的生物质在项目电厂周边50公里收集范围内的资源和利用情况如下生物质废弃物种类年可获得量（吨）年已利用量、不包括本项目（吨）本项目年利用量（吨）年可获得量/年总利用量玉米秸秆 1,500,00 1,500,000 1,500,00 297稻壳 500,000 500,000 500,000 269林木废弃物 950,000 950,000 950,000 292芦苇杆 360,000 360,000 360,000 270从上表可见，本项目满足选项a的条件，因此替代方案B1可以是可能的基准线情景替代方案步骤1.a的结论综上所述，本项目电力生产的替代方案为P1和P5；生物质处理可能的基准线情景替代方案为B1和B4。子步骤 1b.遵循强制性的法律和法规的情况此步骤的目的是要排除不符合中国强制性的法律和法规的替代方案。中国温室气体自愿减排项目设计文件 第15 页根据国家环境保护总局发布的关于生物质禁烧和综合利用管理办法（环发[1999]98号）的通知4，通知禁止生物质随意燃烧，因此B3不是可行的基准线替代情景。本项目电力生产的替代方案P1和P5，生物质处理可能的基准线情景替代方案为B1和B4 都符合中国强制性的法律和法规。步骤1.b的结论经过该步骤，得出本项目的两组基准线替代情景组合如下情景组合 电力生产 生物质处理1 P1 B42 P5 B1步骤2障碍分析对于情景组合P1和B4以及情景组合P5，B1的实施并不存在相关的障碍，因此两个基准线情景都将在步骤3中继续进行讨论。步骤 3. 投资分析该步骤的目的是对步骤2后剩下的基准线情景替代方案进行经济分析来比较各替代方案的经济性。最具有经济吸引力的替代方案即为基准线情景。情景组合1中的生物质处理替代方案B4也就是电力生产替代方案P1。情景组合2中的生物质处理替代方案B1 为当地生物质的实际处理现状。因此，为确定基准线情景，只需要对情景组合1中的电力生产替代方案P1和情景组合2中的电力生产替代方案P5进行比较。电力生产替代方案P5不需要项目业主进行任何投资，根据方法学CM-092-V01，可以在IRR或NPV中任选一个作为经济性比较的经济指标，本项目选取NPV（财务净现值）作为经济指标。根据国家电力公司电力工程技术改造项目经济评价暂行办法，当财务净现值大于零或等于零时，认为项目在财务上可行。对于情景组合1（P1＆B4），根据本项目的可行性研究报告，用于计算NPV的基本参数如下边B3所示。本项目的可行性研究报告于2006年09月由山东鲁能电力设计院编制完成，并于2006年11月23日由黑龙江省发改委核准（黑发改能源[2006]1060号）。4 http// 第16 页表B3经济计算基本参数参数 数值 单位 来源装机容量 30 MW 可研报告年发电量 20,700 10000kWh 可研报告年上网电量 19,044 10000kWh 可研报告电价 含税 0.587 RMB/kWh 可研报告电价 不含税 0.502 RMB/kWh 可研报告建设期 1 年 可研报告运营期 20 年 可研报告工程总投资 26,609.16 10000元 可研报告工程静态总投资 25,860.00 10000元 可研报告-其中设备投资 12,000.00 10000元 可研报告- 设备投资增值税抵扣 1743.59 10000元 可研报告自筹资金 5,172.0 10000元 可研报告自筹资金/贷款比例 20/80 - 可研报告长期贷款利息 6.84 - 可研报告建设期利息 749.16 10000元 可研报告流动资金 928.0 10000元 可研报告流动资金（自筹） 278.40 10000元 可研报告自筹资金/贷款比例 30/70 - 可研报告流动资金利率 6.12 - 可研报告流动资金利息 39.76 10000元 可研报告还款期限 14 年 可研报告定员 80 人 可研报告人员工资 2 10000元 可研报告人员福利 60 人员工资 可研报告保险费 0.25 固定资产投资 可研报告材料费 不含税 6.0 元/MWh 可研报告维修费 2.50 - 可研报告维修费抵扣税率 11.90 - 可研报告秸秆消耗量 290,000 吨/年 可研报告秸秆单价 不含税 280 元/吨 可研报告秸秆采购抵扣增值税率 13 - 可研报告用水量 90 10000吨/年可研报告水价 不含税 1.50 元/吨 可研报告水费抵扣税率 6 - 可研报告其他费用 12 元/MWh 可研报告残值率 3 - 可研报告折旧年限 15 年 可研报告折旧率 6.47 - 可研报告增值税 17 - 可研报告城市维护建设税 5 增值税 可研报告教育费附加 3 增值税 可研报告企业所得税率 33 - 可研报告预计减排量 160,000 吨CO2/年 可研报告中国温室气体自愿减排项目设计文件 第17 页预计减排量单价 70.00 元/吨CO2e 可研报告计算的NPV为-22,799万元对情景组合2（P5＆B1），由于不涉及项目参与者的投资，NPV视作0。根据上述数据计算得到本项目在不考虑来自自愿减排的收入的情况下的NPV为-22,799万元，低于替代方案P5。根据方法学CM-092-V01，还需进行敏感性分析，以进一步论证。针对本项目，采用如下财务指标作为不确定性因素进行有关财务吸引力的敏感性分析·静态总投资；·年运行维护费用；·年上网电量；·电价；·秸秆价格；假定该六项指标在-1010的范围内变动，相应的对本项目净现值的影响结果如表B4和图B2所示。表B4/图B2. 本项目财务指标敏感性分析基于上述分析，即使不确定性因素的变动范围达到10，情景组合1中国温室气体自愿减排项目设计文件 第18 页（P1＆B4）的NPV仍然是负值。若考虑以下因素之一能达到的话，情景组合1（P1＆B4）的NPV可以变得有经济吸引力静态总投资至少降低77.52；年运行维护费用至少降低28.48；年上网电量至少增加28.56；电价至少增加28.56；秸秆价格至少降低33.53；以下将对上述条件逐一进行分析（1）总投资项目已于2010年8月开始运行，根据所有已签订的合同统计，合同金额为24,841.55万元，比可研中项目总投资25,860万元低3.94，因此对本项目来说，项目总投资降低77.52是不可能实现的。（2）年运行成本年运行成本主要包括工资和福利、秸秆购买费用，燃料费用、水费、维修费、保险费及其他费用。这些费用的计算基础为行业经验，而且中国的原材料和人力成本一直是上涨的趋势5，因此年运行成本不可能降低高达28.48。年运行成本中的秸秆采购费用项占主要部分，秸秆价格对NPV的影响在以下第五点论述。（3）年上网电量若NPV变得有经济吸引力，需要年运行小时至少增加28.56，本项目可研报告由具有资质的第三方电力设计院出具，负荷因子及自用电率的设计值准确合理，且与其他同类型生物质直燃发电项目相比较，都在合理范围内。因此发电量增加28.56是不可能实现的。（4）电价电价数据来源于项目可研及项目电价批复。根据可再生能源发电价格和费用分摊管理试行办法（发改能源【2006】.7）,生物质直燃发电项目电价由政府确定。电价由黑龙江省火电电价和电价补贴（0.25RMB/kWh）组成6，2005年黑龙江省火电价格为0.337RMB/kWh7，因此5 http// http// 第19 页本项目电价为0.587RMB/kWh, 第17年至21年电价为0.337RMB/kWh。可研中采用全运营期电价0.587RMB/kWh是保守的。2010年7月18号，国家发改委规定生物质发电项目上网电价为0.75元/度含增值税8，使用此电价进行项目NPV计算，结果为-551.63万元，仍为负值。电价受国家管理控制不可能增加28.56（即0.755RMB/kWh,含税）。（5）秸秆价格根据现场收集的生物质采购销售收据，实际的生物质购买价格比项目设计文件估计的价格280RMB/t（不含增值税）要高。因此生物质价格不可能下降33.53。步骤3的结论综上所述，本项目的基准线情景总结如下表B5表B5. 项目情景和基准线情景情景组合电力生产 生物质处理2 P5电网供电 B1生物质被丢弃，在好氧条件下自然腐化步骤 4. 普遍性分析普遍性分析步骤如下子步骤4a. 与本项目类似的其他项目活动l 第一步计算本项目装机规模±50之间的适用的项目规模本项目的装机规模为30MW, ±50的装机规模为15MW至45MW的生物质发电项目。l 第二步找出地理边界内，第一步所定义的适用范围内，所有在项目开始时间之前已经投入运行的项目（Nall）,不包括已经注册和已经在UNFCCC公示的项目的CDM的项目，也不包括在中国自愿减排交易信息平台备案和公示的CCER项目。7国家发改委就东北电网实施煤电价格联动有关问题的通知http// 5其中,,BLELyEF 基准线电力生产的排放因子tCO2e/MWh,,BLBRyEG 基准线里在项目所在地由生物质电厂生产的电力（MWh）,,BLFFyEG 基准线里在项目所在地由化石燃料电厂生产的电力（MWh）,,BLgridyEG 基准线里由电网提供的最小电力（MWh）,/,BLFFgridyEG 基准线里可能由电网提供或由项目所在地化石燃料电厂生产的电力（MWh）,,gridCMyEF 并网电力生产的组合边际排放因子tCO2e/MWh,,BLFFyEF 基准线里在项目所在地由化石燃料电厂电力生产的排放因子tCO2e/MWh接下来要根据项目的具体情况和基准线情景来确定三种方式生产电力的数量（电网、化石燃料和生物质）和确定各排放因子（ ,,gridCMyEF ，,,BLFFyEF ）。步骤1.3 确定 ,,BLBRyEG中国温室气体自愿减排项目设计文件 第24 页本项目属于基准情景中在项目所在地没有使用生物质来发电，因此,,BLBRyEG 0。步骤1.4 确定 ,,BLFFyEG本项目属于基准情景中在项目所在地没有使用化石燃料来发电，因此,,BLFFyEG 0。步骤1.5 确定 ,,BLgridyEG本项目属于在基准情景中在项目所在地没有电力生产，本项目所提供电力全部替代的是网电，因此 ,,,BLgridyPJyEGEG步骤1.6 确定 ,/,BLFFgridyEG根据方法学CM-092-V01， ,/,BLFFgridyEG 的计算如下,/,,, , ,,BLFFgridyPJyBLBRyBLFFyBLgridyEGEGEGEGEG−−− （6）其中,/,BLFFgridyEG 基准线里可能由电网提供或由项目所在地化石燃料电厂生产的电力（MWh）,PJyEG 第y年本项目的净发电量（MWh）,,BLBRyEG 基准线里在项目所在地由生物质电厂生产的电力（MWh）,,BLFFyEG 基准线里在项目所在地由化石燃料电厂生产的电力（MWh）,,BLgridyEG 基准线里由电网提供的最小电力（MWh）根据步骤1.3、1.4和1.5， ,,BLBRyEG 0， ,,BLFFyEG 0， ,,,BLgridyPJyEGEG ，因此 ,/,BLFFgridyEG 0。步骤1.7 确定 ,,BLFFyEF本项目为新建生物质电厂，在本项目执行之前项目所在地没有化石燃料电厂，因此对于本项目不涉及参数 ,,BLFFyEF 。步骤1.8 确定 ,,gridCMyEF根据方法学CM-092-V01，本项目采用“电力系统排放因子计算工具”来中国温室气体自愿减排项目设计文件 第25 页计算 ,,gridCMyEF 。基于事前数据计算排放因子，在固定计入期内不再计算排放因子。首先计算电量边际排放因子 yOMgridEF ,, 和容量边际排放因子 yBMgridEF ,, ，然后根据电量边际排放因子 yOMgridEF ,, 和容量边际排放因子 yBMgridEF ,, ，计算得到基准线组合排放因子 yCMgridEF ,, 。第1步. 确认本项目的电力系统根据CCER项目设计文件的要求，本项目电网排放因子参考2013中国区域电网基准线排放因子。本项目所发电力与黑龙江省电网实现并网销售，根据2013中国区域电网基准线排放因子，黑龙江省电网属于东北电网；本项目的电网系统边界是东北电网，由辽宁省、黑龙江省、吉林省的电网组成。第2步. 选择是否将离网电厂包括在项目电力系统内选择“电力系统排放因子计算工具”给出的选项I（即只将联网电厂包含在计算中）计算电量边际排放因子和容量边际排放因子。第3步 选择计算电量边际排放因子的方法根据“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 ,,gridOMyEF 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2013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/必须运行的电厂在电网发电构成中低于50。本项目所在的东北电网的发电总量中低运行成本/必须运行的电厂在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的适用条件。第4步根据第3步选择的方法计算电量边际排放因子10中国电力年鉴2008-2012中国温室气体自愿减排项目设计文件 第26 页东北电网内单个电厂的燃料消耗量、净发电量、燃料类型和平均发电效率数据不可得。根据2013中国区域电网基准线排放因子，核电和可再生能源电厂属于低运行成本/必须运行的电厂，且这些电厂的供电量数据可得，因此根据“电力系统排放因子计算工具”，采用方法C计算简单，简单电量边际排放因子 yOMsimplegridEF ,, 的计算公式如下yyiCOyiiyiyOMsimplegrid EGEFNCVFCEF,,2,,,,∑（7）其中yOMsimplegridEF ,, 第y年的简单电量边际排放因子tCO2e/MWhyiFC , 第y年本项目所属电力系统消耗的化石燃料i的数量质量或体积单位yiNCV , 单位质量或体积的化石燃料i的净热值GJ/质量或体积单位，采用国家特定值；yiCOEF ,,2 第y年化石燃料i的CO2排放系数tCO2e/GJ；yEG 第y年本项目所属电力系统内所有机组向电网提供的电量MWh，不包括低成本/必须运行的电厂；i 第y年在本项目所属电力系统内作为燃料使用的所有化石燃料类型；y 项目设计文件提交时可得的最近3年数据所对应的年份。计算电量边际排放因子（ yOMgridEF ,, ）所需的发电量和厂用电率等数据来源为20102012年