提交国发的材料-附件7项目审定报告

额外性论证与评价工具（第07.0.0版 期：2015年8月25日版本号：01 期：2015年9月21版本号：02一：采用国家发展委备案的方法学开发的减排项目。华测国际认证根据《温室气体自愿减排项目审定与核证指南》的要求，对该项目进行了审定。审定组对项目设计文件及相关支持性材料进行了独立和客观的评审，重点关注项目实施和减排量产生可能发生的重大风险，审定组认为： “玉溪市元江县羊岔街风电场项目”已正确采用经国家发展和备案的方法学：CM-001-V01，可再生能源发电并网项目的整合基准线方法学（第一版该项目装机容量为164MW，属于大规模项目，年均利用小时数为1,939小时，负荷因子为22.13%，预计年均净上网电量为318,000MWh；选择了可更201581日；第一计入期内项目预计年均253,732tCO2e1,776,124tCO2e4)该项目设计文件（第02版）中的项目资格条件确定、项目描述、方法学选均符合《温室气体自愿减排项目审定与核证指南》和所应用方法学CM-001-V01的要因此，华测国际认证认为该项目满家发展和关于温室气体自愿减排项目的所有要求，推荐“玉溪市元江县羊岔街风电场项目”备案为中国，范围： 项目审定概 审定目 审定范 审定准 项目审定程序和步 审定组安 文件评 现场 6审定报告的编 审定报告的质量控 审定发 项目资格条 项目设计文 项目描 方法学选 项目边界确 基准线识 额外 减排量计 监测计 评 利益相关方 32审定结 项目审定概华测国际认证（以下简称“CTI”）受中广核玉溪元江风力发电有限司委托对“玉溪市元江县羊岔街风电场项目”（以下简称“本项目”）进行温室气体自愿减排项目备案符合性的审定工作。依照《温室气体自愿减排管理暂行办法》/27/、《温室气体自愿减排项目审定与核证指南》/28/、备案的方法学/29/以及国家发展发布的温室气体自愿减排相的关要求 阐述了在审定过程中的所审定目审定的目的是通过独立的第机构对项目进行评估，以确认项目设计文件中述的项目资格条件、项目设计、方法学选择、基准线识别、额外性论证、减排量计算以及监测计划等是否符合已确定的相关准则。审定是保证项目符合国家发展和委员会关于温室气体自愿减排项目的相关要求的必要活动，将确保备案的温室气体自愿减排项目能够提供预期的减排量。审定范易管理暂行办法》、《温室气体自愿减排项目审定与核证指南》和备案的方法学，审定组对项目设计文件及相关支持性材料进行评审，重点关注项目实施和减排量产生可能发生的重大风险。审定活动未向项目参与方提供任何咨询服务，审定过程中不符合、澄清及审定准CTI在准备、执行和报告审定过程中，遵循“《温室气体自愿减排管理暂行办法》《温室气体自愿减排项目审定与核证指南》《可再生能源发电并网项目的整合基准线方法学》（CM-001-《电力系统排放因子计算工具》（04.0版《额外性论证与评价工具》（07.0.0版《普遍性分析工具》（03.1版其他适用的和标项目审定程序和步TI根据《温室气体自愿减排项目审定与核证指南》的要求，审定程序的主要步骤包括：合同签订、审定准备、项目设计文件、文件评审、现场、审定报告的编写及内部评审、和审定报告的交付。以下章节详细叙述了审定程序中的各主要步骤。审定组安根据《温室气体自愿减排项目审定与核证指南》的要求和CTI于对人员能力、专业领域和可用性的综合分析，CTI任命了本项目的审定组和技术评审。审定组人员构成情况已于审定合同签订的3日内告知了项目委托方，项目委托方未对1文件评审现场报告编文件评 现场报告编1文件评2015830日收到本项目的项目设计文件（01版）计文件的格式及完整性进行评审后，TI215831和请，家展和于2015年9月1日在中国自愿减排”了本项目的项目设计文件以征询利益相关方的意见，期为2015年9月1日-2015年9月14日35。期间未收到利益相关方的意见。审定组通过对申请项目的项目设计文件、可行性（以下简称“可研报告”）、报告书（以下简称“”）重点关注了项目资格条件、项目设计、方法学选择、基准线识别、额外性论证、减排量计算以及监测计划所涉及的数据和信息的可靠性，并对项目设计文件中提供的数据和信息与其它可获得的信息来源进行了交叉核对。在审定过程中评审及参阅的文件详附1：资料。现场依照《温室气体自愿减排项目审定与核证指南》的要求，审定组于日，对本项目进行了现场，并对访谈人员提供的信息进行交叉核对以确保信息的准确性和完整性。对象有项目业主、项目开发方和当地利益相关方的代表。审定201517 副-审定报告的编基于文件评审和现场的结果，审定组开具了1项不符合及6项澄清要求项2015918日提交给审定委托方。项目参与方采取了纠正措施和澄清，并提供了相应的文件。在所有不符合和澄清要求关闭后，审定组完成了审定报告的编审定报告的质量控审定报告在交付给项目业主并申请备案之前已经通过了CTICTI审定发项目资格条根据《温室气体自愿减排项目审定与核证指南》的要求，自愿减排项目须在216获得国家发展批准但未在清洁发展机制执行理事会或者其他国际国内减排机制册的项目；在清洁发展机制执行理事会前就已经产生减排量的项目在清洁发展机制执行理事会但未获得签发的项目工程开工报审表/11/2014111项目业主已出具《关于玉溪市元江县羊岔街风电场项目的》/20/，本项目除申请成为国内自愿减排项目外，没有在其它国际或国内减排机制。审定组核实了清洁发展机制（UNFCCCCDM）、黄金标准（GS）和自愿减排机制（VCS）等，确认该真实、有效。项目设计文审定组通过查看国家发展和公布的项目设计文件模板并对照本项目项目描申请项目由中广核玉溪元江风力发电投资建设和运营/4/，位于云南省玉溪市元江县西部山脊。项目中心地理坐标为北纬23°32′13.19″~23°40′23.52″101°42′39.96″~101°52′35.75′″，是一个新建的风力并网发电项目。审定组通过现场访谈项目的于 年月 年月 月日获得批准开工/11/。年月日，审定组通过实地、对项目业主的访谈以及查阅《羊岔街风场风机生产数据一览表》/12/，确认本项目所有风机已于年月日完成并网调试，正本项目设计安装82台单机容量为2W的风力发电机，总装机容量为164W。根据可研报告，项目年均利用小时数为1,939小时（电厂负荷因子为22.13%），预计年均净上网电量为318,000h。本项目分南北两个片区，每个片区各设置一座110k升压变电站，南片区采用4回、北片区采用3回35kV集电线路接入各自片区110kV升压站。南、北片区110kV升压站各出一回110kV线路，北片区110kV送出线路接入220kV元江变，南区110k送出线路“T”接110k元江安定线路，最终并入25。通过调阅运行记录和现场实地，审定组确认本项目的装机容量为164（2MW*82）；通过查阅本项目的并网调度协议/13/以及本项目电气线路接入图/25/，审3-歌美飒风电（）-G972.0MW台片3m3m年VA根据项目可研报告，本项目活动的预期为20年。项目选择可更新计入期（7期内年均减排量为253,732tCO2e，总减排量为1,776,124tCO2e/2/。审定组确认项目选审定组通过项目现场及查阅可研报告、评价报告等文件确认本项目的实施对当地的可持续发展有贡献，将会给当地带来社会、环境和经济效益。本项目通过替代由化石能源占主导的产生的同等电量，减少与所替代的电力相对应C2的发展，创造就业机会，带来地方的增加等。方法学选本项目使用了国家发展和备案的方法学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）。根据方法学CM-001-V01的要求，项目采用了经CDM-EB批准的的《电力系统排放因子计算工具》来计算电网排放因子和《额外性论证与评价工具》来论证项目的额外性。通过查阅可研报告和，以及项目实地和访谈，审定组确认本项目满足所使用的方法学及其工具的适用条本项目并入，的地理和系统边界清晰可得因此，审定组确认项目活动满足经备案的方法学及其工具的适用性条件，符项目边界确本项目的边界包括本项目的物理边界和地理边界以及与本项目相连接的的所有发电厂。包括省、广西壮族、云南省、省和海南省。是否否否否否项目设计文件清晰、准确地描述了包含在项目边界之内的、项目活动所涉及的物理设施、排放源及产生的温室气体种类。通过查阅可研报告及现场实地，审定组确认本项目不会产生由项目活动引起的但未在方法学中说明的排放源。基准线识本项目活动是新建一个风力并网发电厂，属于可再生能源并网发电，根据方法学CM-00101的规定，其基准线情景已明确识别，不需要额行论证，即：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。而计算本项目并网联入的的组合边际排放因子的数据可从国家发展和委公布的《2014年中国额外根据《温室气体自愿减排项目审定与核证指南》和方法学CM-001-V01本项目的额外性采用《额外性论证与评价工具》（第07.0.0版）/30/来论证。审定组通2014111日/11/现场访谈以及查阅本项目的合同台帐/16/2014111日获得开工报审表的批准，2014117日签订风电场道路、风机基础施工合同，2014年124日签订风电机组设备采购合同，因此，审定组认为本项目的开工报审表批准日期（本项目的开工日期）为本项目开展实质性活动的最早时间，作为项目活动开始时间是正确的，并且早于项目设计文件的时间（2015年9月1日）。审定组通过检查项目的可研报告，确认在项目的可行性研究阶段，项目业主就已经获知碳减排机制能够带来一定的收益，以确保项目实施的财务可行性。审定组查阅了项目申请中国自愿减排项目支持的决定19/以及对项目业主进行了访谈，确定项目业主在年月日召开了会议，一致通过决议将本项目开发成E项目来缓解本项目的财务。该决议早于项目活动开始时间年月日。因此，审定组认为时间 关于 - /8/（云环审[2014]221号年月-年月-查年月-年项目开工报审表获得批准/11/（项-年年全部风机完成并网调试，投产运行201591-示3.6部分“基准线识别”的论述，本项目活动是新建一个风力并网发电厂，属于可再生能源并网发电，根据方法学CM-001-V01的规定，其基准线情景已明确识继续当前现实情景，即由范围内现存并网发电厂及其新增发电源进行审定组确定以上两个替代情景都符合中国现有的，是本项目活动合法的项目设计文件选择了《额外性论证与评价工具》（第07.0.0版）/30/中的投资分析由于本项目除了减排销售收入外，还有售电收入，因此简单成本分析法不适用于本项目；而投资比较分析法适用于那些替代方案也是投资项目的情况，由于本项目替代情景是由范围内并网发电厂及其新增发电源供应电力，不是一个可比较的投资项目，投资比较分析方法因此也不适用；由于电力行业的基准全投资内部收益率根据国家电力公司2003年的《电力工程技术改造项目经济评价暂行办法/40/，我国电力行业项目全投资内部收益率的基准值为8%（税后）。审定组确认该基分析所采用的财务数据全部来自于该项目于年月日由云南省发展和委员会批准的可行性/5/。云南省发展和的可研由云南省电力设计（资质等级：电力行业甲级；编号：工咨甲23020070002）10/编制，编制完成时间为2014年9月。本项目的开始时间为，从可研报告完成到投资决策之间的时间间隔仅为2个月，审定组因此确认可研报告中的财务数据在投资决策时不会发生实质性的变化，可研报告作为项目投资决策的依据是合理的，满足《温室气体自愿减排项目审定与核证指南》的要求。依据《温室气体自愿减排项目审定与核证指南》的规定，审定组基于电力行业经验，对项目设计文件和计算表中的财务数据通过第或公开可获得的信息进行了评估，并对主要的财务指标进行横向的交叉核对。根据《额外性论证与评价工具》30/的要求，审定组本应选择云南省内装机容量在本项目装机容量50%区间（82MW~246MW）的备案/的CCER和CDM风力发电项目进行交叉核对，但是于云南省乃至整个中装机容量超过82MW的项目很少，因此审定组选取了云南省内所有备案/的CCER和CDM风力发电项目进行交叉核对，以确认本项目财务（元（元（元（元数据-19.65%-审定组通过检查项目可研报告/5/、项目核准/7/和风机设备采购合同/15/，确认项目装机容量为82台2,000kW风机，装机容量总计164MW。本项目在进行财务数据分析以评目/5//7/因子）1,939小时（负荷512012430日项目现场测风塔的实际测量数据，同时综合考虑尾流、行计算后得出的。该可研报告由第机构编制并得到了云南省发展和的批根据表6中对云南省类似风力发电项目的统计，其取数标准是依据《建设项目经济评价方法与参数》（第三版）/44/并结合相关评价规的规定，包括《中民企业所得税法实施条例》/45/、《风电场工程可研设计算编制办法及计算标准》/43/等。本项目的年运行成本各分项的数据分析如下维修费=（固定资产投资－可抵扣设备）×修理费率=（4322.0419元保险费=（固定资产投资－可抵扣设备）×费率=（工资福利=职工人数×年人均工资×(1+福利费系数)=35×6.5万元材料费装机容量×材料费系数16430元/10004,920,000装机容量×其他费用系数16435元/10005,740,0000.61元 年月日获得云南省发展和核准/7/，可研报告中的政策》(发改价格[2009]1906号)/41/，其中规定：以后开始运行的风20根据可研报告，本项目运行20年。经过现场审定，审定组查阅了项目已签署的风机合同/16/，确认风机的使用为20年，与可研报告一致。此外，根据审定组在风电根 年月日公布的《中民暂行条例》/47/(中民务院令第538号)，售电的税率为17%，当期销项税额可抵扣当期进项税额，且当《财政部、国家税务出台关于资源综合利用及其他产品政策》(财税[2008]156号)/53/有关规定，风电执行即征即退50%的政策。另外，根据《财政部、国家税务发布的关于实施 若干问题》/52/(财税[2008]170号)，销项税可以由购进或固定资产发生的进项税进行抵扣。审定组确认本项目采用的税率合理，并且设备采购的由售电进25%的企业所得税是依据《中民企业所得税法》/46/(中民令63号)的规定。根据《中民企业所得税法实施条例》第八十六条，以及《关于公布公共基础设施项目企业所得税(2008年版)》（财税[2008]116号/54/，该项目享受“三免三减半”所得税政策，即项目运营前三年不征收所得税，5%的城市建设费是依据《中民城市建设税暂行条例》/48/(国发号)的规定：所在地为县城、镇的，税率为5%。审定组通过现场实地和访谈相关人员，确认项目业主中广核玉溪元江风力发电的纳税地区为云南省玉溪市根据《教育费附加的暂行规定》/49/(中民令第448号)，教育加税为3%；另外，根据《财政部关于统一地方教育附加政策有关问题》/50/(财加征收政策》云财综[2011]46号/51/，自起，对云南省省行政区域内所有缴纳、消费税、营业税的单位和个人（包括外商投资企业、外国企业及外籍15依据《中民企业所得税法实施条例》45/的规定，“企业应当根据固定资产的性质和使用情况，合理确定固定资产的预计净残值”。审定组根据DM和ER项目的3%另外，根据《中民企业所得税实施条例》的规定，房屋、建筑物的最低折旧/本项目的利率来自于2014年9月编制的可研，本项目的投资决策时间为 年月日（项目开始时间），银行发布的金融机构基准利率表/57/，长期（五年以上）基准利率为6.55%，短期利率为6%。审定组确定在投65元吨 年月日决定将本项目开发成CCER目。审定组查阅了排放权所公布的数据/61/，排放权所从 年月 年月日期间，价在29元到76.79元之间波动。因此，审定组认为本IRR审定组了项目的RR计算表3/，项目在不考虑ER收益的情况下，其RR为6.73%，低于行业基准值8%。在考虑E的收益后，值变为8.01%，证明碳减排收益明显改善了项目的财务指标。审定组认为本项目财务分析中采用的数据合理，并正确运用于计算，计算结果准确。项目设计文件中确认了4个可能对项目财务状况产生较大影响的参数：静态总投资，年上网电量，年运行成本，上网电价，并对其进行了敏感性分析。审定组认为项目设计文件中敏感性分析采用的数据和假设合理。并产。根据项目已签订的风机设备合同/15/、工程施工合同等设备和工程施工等合同/16//17/，项目已签订的总合同金额为135,333.96万元，已超过可行性阶段预估的项目静态总投资132,529.746万元。因此，审定组确认本项目的静态总投资不可当年发电量增长9.18%时，R达到8%。本项目的上网电量数据由有资质第机构云南省电力设计院，基于项目当地气象站41年的气象资料，同时结合了2011年5月1日-年月日完整一年的风资源实测数据，利用专业软件测算获得，测算过程考虑了尾流、气候、厂用电、线损、风电机组可利用率等综合折减系数对上网发电量的影响。该发电量计算得到了得到了管部门以及行业专家的认可，并且获得了云南省发展与的核准。因此，本项目的年上网电量是合理、有效的，在整个项9.1%的可能性很小。当年运营成本减少37.75%时，IRR达到8%。运营成本主要包括维修费、费，工资福利、材料费和其它费用，根据中计局的《2013年中计年鉴》当上网电价增长9.18%时，IRR达到8%。根据国家发展与于2009年7月发布的《关于完善风力发电上网电价政策》/41/(发改价格[2009]1906)规定：2009年8月1日以后开始运行射阳县属于第四类资源区，其风电项目的标杆上网电价为0.61元/千瓦时（含税）2014年12月31日，国家发展与发布的《国家发展委关于适当调整上风电标杆上网电价》/42/(发改价格[2014]3008号)规定：2015年1月1日以后核准的陆上风电项目，以及2015年1月1日核准但201611日以后投运的陆上风电项目,I类、IIIII类资源区风电标杆上网电价每千瓦时降低2分钱，调整后的标杆上网电价分别为每千瓦时0.49元0.520.56IV0.61IV201410142015730日投产发电，因此，本项目的标杆上网电价应依据“发改价格[2009]1906号”文件的规定，为0.61元/千瓦时（含税）。因此，审定组认为上网电价增加9.18%的可能性很小。本项目没有使用分析论证项目的额外性本项目依照《额外性论证评价工具》（第07.0.0版）/30/和《普遍性分析工具》（本项目装机容量为164MW，因此确定适用的装机容量范围为82MW~246MW)选择云南省作为适用的地理区域。幅员辽)(c)(d))(f) 年月日，因此选取 年月日之前投产运营的类似项目。审定组查阅《中国风力发展报告》和《中国风力发展报告》/60/、中国电力年鉴/56/、清洁发展机制网/34/、中国自愿减排/33/、CDM/35/、黄金标准/37/及VCS/36/，确认云南省境内装机容量在82MW~246MW之间，并且在年月日之前投入商业运行的风力并网发电项目数量为。步骤3：根据第二步识别出来的项目，排除已经/备案的碳减排项目，或正在申请步骤2识别出的项目数量为0，因此Nall=0步骤4：根据步骤3根据步骤3识别出的Nall=0，因此项目活动相同产出或容量的类似项目的份额（措施/技术的普及率）。如果系数F0.2且Nall与Ndiff的差值大于3，在该适用地区的一个部门内，拟议的项目活动是一个“普4的识别结果，Nall=Ndiff=0，因此F=0，小于0.2综上所述，审定组认为项目设计文件中的额外性分析论据充分、假设合理、数据来源有效，满足《额外性论证评价工具》和《温室气体自愿减排项目审定与核证指南》中对项目额外性的要求减排量计本项目采用方法 CM-001-V01，项目活动的减排量由下面计算ERy=BEy-PEy- 基准线排放仅包括由项目活动替代的化石火电厂发电所产生的CO2排放，其计算如下：BEyEGPJ,y*EFgrid,CM,EGPJ,EFgrid,CM,

y年份本项目向供应的净电力y年份发电并网的组合边际CO2EGPJ,yEGfacility,EGPJ, y年份本项目向供应的净电力 按照《电力系统排放因子计算工具》（第04.0版）32及国家发展和发布的《2014中国区域电网基准线排放因子》30/，排放因子EFGrdMy的计算按如下六个步骤进行：1本项目所生产的电力并入，在没有本项目活动情况下，相应的电量将由内现有的电厂和可预见的将要建设的电厂提供等量的电量；本项目基准线情景涉及的电力系统为，其中包括省、广西壮族、云南省、省和海南省。步骤2：选择项目电力系统中是否包含离网电厂(可选项按照《2014中国区域电网基准线排放因子》以及其它公开可得的数据，目前的计步骤3由于最近5年内的低成本/必须运行的资源在发电资源中的比例小于50%，按照国家发展和发布的《2014中国区域电网基准线排放因子》，计算电量边际排放因子（OM）3a)“OM”B，即根据电力系统中所有电厂的总净上网电量、类型及总消耗量来计算，并采用3年排放因子步骤4步骤5量，本计算过程中采用如下方法：首先，利用最近一年的可得能源平衡表数据，计算出发电用固体、液体和气体对应的C2排放量在总放量中的；其次以为权重，以商业化最优效率技术水平对应的排放因子为基础，计算出各电网的火电排放因子；最后，用此火电排放因子乘以火电在该电网新增的20%容量中的，结果即为该电网的容量排放因子（BM）。BM的计算结果为0.4367tCO2/MWh。步骤6BM的权重分别是0.75和0.25。因此，计算得到组合边际排放因子（CM）的结果为0.7979tCO2/MWh。CM值为事先确定，在第一计入期内不变。审定组确认项目设计文件中CM的计算过程正确，计算结果与国家发展和公布的2014年排本项目预计年平均净上网电量为318,000MWh，因此项目的年基准线排放量为253,732tCO2e。项目排放本项目为新建风力发电项目，且项目不涉及化石的的燃烧，按照方法学“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）的要求，本项目的项目排放PEy=0。泄根据方法学CM-001-V01，本项目不考虑泄漏项目年均减排量：ERyBEy=253,7322015812022731日（ 年月00 年月00 年月00 年月00 年月00 年月00 年月000000700期间的减排量，计算为253,732/365×153=106,359tCO2e。同理，2022年1月日-2022年7月31日共计212天，期间的减排量计算为253,732/365×212147,373tCO2e审定组审核了项目设计文件和减排量计算表中基准线排放、项目排放和泄漏的计算过程，确认项目设计文件中的排放量计算和过程与所采用方法学CM-001V01和相关工具中的要求一致，减排量计算结果正确，减排量计算符合《温室气体自愿减排项目审定与核证指南》的要求。监测计织结构，监测、监测设备和安装要求、校验和测量要求，质量保证和质量控制以本项目是可再生能源风力并网发电项目，根据方法学CM-001V01及其工具的要求，在审定阶段需要预先确定的参数是电量边际排放因子、容量边际排放因子和组合边际排放因子。//的OM和BM的权重，计算所得审定组确认项目设计文件B6.2中列出的预先确定的参数和数据符合方法学CM-001-V01及其工具的要求。CM-001-V01EGfacility,y=EGexport,y-本项目现场分为北片区和南片区，两个片区的上网、下网电量通过两块不同的算进行算。北片区11’（一主一备）监测本项目风电场北片区上网电量EGexport,north,yEGimport,north,y2和2’主一备）EGexport,souh,y、下EGiport,south,y。本项目的上网电量EGexport,y是南北片区监测的上网电量EGexport,south,y、-根据项目业主与电网公司签订的购售电合同/14/，本项北片区的上网电量为主表M1直接测量而得。计量M1和M2读数采用连续监测、按月记录的方式。2年。所采用的计量精度均为0.2S，计量将根据进行校验。0本项目现场分为北片区和南片区，两个片区的上网、下网电量通过两块不同的结算进行结算。北片区11’（一主一备）监测本项目风电场北片区上网电量EGexport,north,yEGimport,north,y2和2’本项目风电场南片区上网电量EGexport,south,y、下网电量EGimport,souh,y。本项目的上网电量EGimport,y是南北片区监测的下网电量EGimport,south,y、0本项目南、北片区的下网电量为主表M1和M2的直接测量结果。计量读数采用连续监测、按月记录的方式。数据将存档保留直至计入期结束后2年。所采用的计量精度通过项目现场实地和项目业主的访谈，审定组确认本项目将安装82台单机容2,000kW110kV升压变电站，南片区采用4回、北片区采用3回35kV集电线路接入各自片区110kV升压站。南、北片区110kV升压站各出一回110kV线路，北片区110kV送出线路接入220kV110kV送出线路“T110kV元江-安定线路，最终并入南方本项目上网电量EGexport,y和下网电量EGimport,y的监测为安装在电网公司220kV元江变进线侧（M1M1’）110kV升压站高压出线侧（南片区：主表M2与备表M2’）的双向电能表，精度均为0.2S。的安装以及校准、运行管理都必须符合电力行业标准DL/T448-2000《电能本项目上网电量EGexport,y数值为主表M1和M2（EGexport,south,y）和北片区上网电量（EGexport,north,y）结果的加和，计算为下网电量EGexport,y数值为主表M1和M2测量分别监测南片区下网电量（EGimport,south,y）和北片区下网电量（EGimport,north,y）结果的加和，计算为根据项目业主与电网公司签订的购售电合同/14/，北片区上网电量为主表M1直接M20.5%线损，南、北片区的下网电量都为主表M1和M2的直接测量结果，不考虑线损。数据管理和质量保审定组通过现场实地和对项目参与方的访谈，确定项目设计文件中包含了一个完整的监测计划，清晰地描述了方法学规定的所有必需的参数。经审定，监测计划符合《温室气体自愿减排项目审定与核证指南》和所选择的方法学CM-001V01求，监测计划的设计具有可操作性。同时数据管理、质量保证和质量控制程序足以保证项目活动产生的减排量能事后报告并且是可核证的，从而能更好的保证监测数据的准确性。综上所述，审定组确认本项目设计文件清晰地描述方法学规定的所有必需的参数，监测方式符合方法学要求，设计具有可操作性，数据管理、质量保证和质量控制程序足以保证项目活动产生的减排量能事后报告并且是可核证的。评本项目的评价报告由云南省环境科学编写/6/，并已于 年月日获得云南省环境保护厅的/8/。通过查阅项目的评价报告，审定组确认本项目导致的都已经在项目设计文件中列出，针对每个环节可能造成的环境影响，也都提出了具体的应对措施。经过现场实地和与项目相关方访谈，审定组确认通过采取在报告中所描述的相关措施，本项目不会对当地环境产生重大的影利益相关方20141020日召开了项目的当地利益相关方会议/24/并现场了问卷/26/。问卷共30份，收回30份，回收率100%。通过审核上述问卷以及现场利益相关方，审定组确认利益按照报告书以及的环保要求，在项目施工以及运行期内严格执行环保措施，按照少占地、多植树的原则，积极恢复受施工影响的地表植被，减少水土流失，消除了对环境产生的影响。审定组认为本项目的利益相关的评价工作合理、有效。审定结华测国际认证严格按照《温室气体自愿减排管理暂行办法》本项目属于新建风力并网发电项目，通过替代由化石能源占主导的产生的同等电量，实现温室气体的减排。经，审定组确认本项目除申请成为国内自愿减排项目外，没有在其它国际或国内减排机制。项目开工日期为2014年11月1日，属于项目类型一：采用国家发展委备案的方法学开发的减排项目。本项目正确采用了国家发展和备案的方法学CM-001-V01，《可再生能（第02版）校核等方式，确认了项目设计文件中的项目资格条件确定、项目活动描述、方法学选择、项目边界确定、基准线识别、额外性论证、减排量计算、监测计划描述和计入期选取均符合《温室气体自愿减排项目审定与核证指南》和所采用方法学CM-001V01720151253,732tCO2e1,776,124tCO2e，减综上所述，审定组认为“玉溪市元江县羊岔街风电场项目”符合国家发展和发布的《温室气体自愿减排管理暂行办法》、《温室气体自愿减排项目审定与核证指南》以及方法学CM-001-V01的其他要求。因此，华测国际认证有限 ：审定组组 技术评2015年10月20 2015年10月201：资料 中广核玉溪元江风力发电：项目设计文件，第01版 年 第02版 年月 中广核玉溪元江风力发电：项目减排量计算表，第01版， 年月 年月日 年月日 电场项目核准的（云发改能源[2014]1349号） 告书的（云环审[2014]221号） 电场项目节能评估意见的函（云发改办资环[2014]208号） 级：甲级；编号：工咨甲23020070002 云南电网公司：并网调度协 云南电网公司：2015年购售电合 中广核玉溪元江风力发电和华测国际认证：CCER项目审 《温室气体自愿减排管理暂行办法》，发改办气候[2012]1668 《温室气体自愿减排项目审定与核证指南》，发改办气候[2012]2862 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 额外性论证与评价工具（第07.0.0版 普遍性分析工具（03.1版 电力系统排放因子计算工具（第04.0版 中国清洁发展机制 中国自愿减排 UNFCCC VCS GS 《电能计量装置技术管理规程》，DL/T448- 《关于完善风力发电上网电价政策》(发改价格 《国家发展委关于适当调整陆上风电标杆上网电价》(发改价【 《建设项目经济评价方法与参数（第三版）《中民企业所得税法实施条例《中民企业所得税法《中民企业暂行条例《中民企业城市建设税暂行条例《教育费附加的暂行规定云南省《关于调整地方教育附加征收政策》云财综[2011]46》》(财税[2008]156号《关于公布公共基础设施项目企业所得税(2008年版)》（[2008]116号中计局：《2013年中计年鉴中计局：《2014年中计年鉴《中国风力发展报 》《中国风力发展报 市排放权所：价格信 2：审定 项目与《温室气体自愿碳减排管理暂行限公司出具的工程项目开工报告，确定了本项目的开工日期为2014111本项目采用的方法学为国家发展备案的方法学001-V01，可再生能源发电并网项目的整合基准线方法学，第一办法》第十三条的有关规定，属于类型一：采用国家发展委 明》，本项目除申请成为国内自愿减排项目外，没有在其它国际或国内减排机制。审定组核实了清洁发展机制（UNFCCCCDM）、黄金标准（GS）和自愿减排机制（VCS） 的格式和指南编制。 澄清要求-由于项目已并网发电，需要在项目设计文件A.1.2中提供全部风 822,000kW容量为164MW。根据可研报告，项目年均利用小时1,939（电厂负荷因子为22.13%），预计年均净上网电量为318,000MWh。本项目分南北两个片区，每个片区各设置一座110kV升压变电站，南片区采用4回、北片区采用3回35kV集电线路接入各自片区110kV升压站。南、北片区110kV升压站各出一回110kV110kV220kV110kV送出线路“T”接110kV元江-安定线路，最终并入南方电不符合-项目设计文件B.7.3中数据记录和管理部分中“项目上网电量由电网公司根据共用结算的各项目发电量进行分摊计算得澄清要求-项目设计文件表A-1中未列出风机发电机型号和参数，需要补充。 的整合基准线方法学（第一版），该方法学属于在国家发展和 本项目并入，的地理和系统边界清晰可得。因此，审定组确认项目活动满足经备案的方法学及其工具的适 接的的所有发电厂。包括省、广西壮族自治区、云南省、省和海南省。 本项目不会产生除方法学CM-001-V01描述的排放源之外温室气体排放，且没有发现由项目活动引起的、超过总预期排量的1%的 本项目活动是新建一个风力并网发电厂，属于可再生能源并网发CM-001V01不需要额行论证。 本项目活动是新建一个风力并网发电厂，属于可再生能源并网发CM-001V01厂及其新增发电源替产。 目业主的访谈，确定项目业主在年月日召开了会议，一致通过决议将本项目开发成CCER项目来缓解本项目的财务。该决议早于项目活动开始时间年月日。因此，审定组认为碳 项目设计文件选择了《额外性论证与评价工具》（07.0.0版）中澄清要求-在额外性论证过程中，项目活动主要时间表（表B5-1）有关键时间点，需要进行补充 本项目活动是新建一个风力并网发电厂，属于可再生能源并网发CM-001-V01的规定，其基准线情景已明确识别，不需要额行论证。因此，项目识别出了以下两个替代情景： 澄清要求- 本项目没有使用分析论证项目的额外性 本项目依照《额外性论证评价工具》（第07.0.0版）和《普遍性分析工具》（第03.1版），进行普遍实践分析：82MW~246MW2：识别满足以下所有条件的类似项目（包括自愿减排项目和(a)选择云南省作为适用的地理区域。在中国幅员辽阔，各个省的经济发展水平、投资环境、风能资源、电价政策、开发条件、劳动和人工成本等存在较大差(b)项目采用与本项目一样的技(c)如果本项目活动涉及到能源转换，项目与本项目活动使用相同(d)项目电厂与本项目活动电厂(e)项目的容量范围与步骤1(f)项目开始商业运行的时间在议项目文件或拟议项目开始日 审定组查阅《中国风力发展报告2013》《中国风力发展报告易/33/、CDM/35/、黄金标准/37/及VCS/36/，确认云南省境内装机容量在82MW~246MW之间，并且在年11月1日之前投入商业运行的风力并网发电项目数量为0步骤3：根据第二步识别出来的项目，排除已经/备案的碳减排项目，或正在申请/备案碳减排的项目，以及正在碳减排审定步骤2识别出的项目数量为0，因此Nall=0根据步骤3识别出的Nall=0，因此（措施/技术的普及率）。如果系数F大于0.2且Nall与Ndiff的差值是4的识别结果，NallNdiff0F00.2。因 8.1项目排放所采取的步骤和应用的计算是项目采用方法 CM-001-V01，项目活动的减排量由计算ERy=BEy-PEy-放和泄漏的计算过程，确认项目设计文件中的排放量计算和过所采用方法学CM-001-V01和相关工具中的要求一致，减排量 厂，因此：EG