CCER 项目减排效益测算系列8——风力发电

昨天和大家分享了CCER 项目减排效益测算系列的第七部分：CCER 的供需分析总结

今天和大家分享第八部分：风力发电

1、风力发电监测分析

以风力发电项目“仙居县广度风电场项目”为例，其主要采用的方法学为《可再生能源 并网发电方法学（第二版）》（CM-001-V02），其减排原理主要为通过新建可再生能源并网发 电项目来替代由化石能源占主导的电网产生的同等电量，实现温室气体的减排。

截止目前， 99%以上的风电 CCER 项目（装机容量超过 15MW 的大型项目）均采用《可再生能源并网发 电方法学》（第一版或第二版）进行开发，剩余的风电 CCER 项目（装机容量不超过 15MW 的小型项目）采用《联网的可再生能源发电（第一版）》（CMS-002-V01）。

1）项目边界确定

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。

根据国家发改委 2020 年发布的《2019 年度减排项目中国区域电网基准线排放因子》，中国区域电网包括华北区域电网、东北区域电网、华东区域电网、华 中区域电网、西北区域电网、南方区域电网，不同区域基准线排放因子不同。此外， 一般风电项目的项目边界包括的温室气体种类仅为二氧化碳。

仙居县广度风电场项目的项目边界为该项目发电厂以及与该项目接入的华东区域电网中所有电厂。

2）基准线识别

基准线情景即若不建设现有项目、但产生相同结果（例如产生相同发电量）或延续历史情形持续发展的情景，减排量就是基于基准线情景进行计算的。

在风电项目中基准线的识别方式包括三种，如果项目活动是建设新的可再生能源并网发电厂/发电机组，那么基准线情景为项目活动生产的上网电量由并网发电厂及其新增发电源替代生产，大部分项目都是新建项目。

仙居县广度风电场项目是新建可再生能源并网风力发电厂，因此基准情景为该项目活动生产的上网电量由华东区域电网中发电厂及其新增发电源替代生产。

3）额外性论证

证明项目具备额外性的重要环节包括投资分析、障碍性分析、普遍性分析等。

在论证额外性的过程中，较为重要的是投资分析，即确定项目活动是否：

1） 最具有经济吸引力。

2）没有碳减排收益（出售 CCER 带来收益）的情况下，不具备经济可行性。

《额外性论证与评价工具》提供了三种可选的投资分析方法。

针对新能源发电的新建项目，一般采用基准分析法。基准值一般选取《电力工程技术改造项目经济评价暂行办法》或《国家发改委办公厅关于印发风电场工程前期工作有关规定的通知》中规定的全投资税后财务内部收益率基准值 8%；需论证项目在不考虑减排收益前收益率低于基准值，但在考虑减排收益后财务效益有所改善。

另外，一般还需要对项目 IRR 进行敏感性分析，进一步论证其在极端情况下仍具备额外性，或让 IRR 达到基准值的情景是小概率事件。

此外，使用 CMS-002-V01 方法学的小型风电项目仍需要进行额外性分析，但证明步骤相对大型项目更简单。

经过计算，仙居县广度风电场项目全部投资内部收益率（IRR）为 6.89%，低于 8%的基准值。在考虑了适当的减排收益后，项目的 IRR 有所提高，达到了 8.05%，高于行业基准值。

4）减排量计算

根据方法学，风电项目减排量=基准线排放量-项目排放量-泄露量。

其中，电量边际排放因子、容量边际排放因子、年运行小时数（或负荷因子）、弃风率等参数与项目所在省份风速、政策有关。

仙居县广度风电场项目选择了可更新的计入期的类型，每个计入期 7 年，可更新 2 次，此次申请的减排量为第一计入期的减排量；通过审定预计总减排量为 30.81 万 tCO2e，年均减排量为 4.40 万 tCO2e。

5、监测

对于新建风电项目来说，监测方式较为简单，一般通过监测电表对上网及下网的电量进行监测。从而得出风电项目实际净上网电量，再通过减排量计算公式并带入更新的参数计算得出实际减排量。

仙居县广度风电场项目第一监测期内（2015 年 7 月 27 日至 2016 年 12 月 31 日）预计的减排量为 63,073 tCO2e，实际减排量为 63,150 tCO2e，两者相差不大。

2、风力发电项目效益测算

减排因子：

根据中国自愿减排交易信息平台中已备案的不同区域的 6 个项目进行测算， 同时根据 2019 年区域电网基准线排放因子参数进行调整，平均单位净上网电量碳减排量为 0.75 tCO2e/MWh。

我们从中国自愿减排交易信息平台中选择减排量已备案的 6 个不同区域并且装机规模均为 50MW 左右的风电项目进行分析，根据监测期内的装机容量、实际净上网电量、减排量数据进行统计分析得出平均单位净上网电量碳减排量约为 0.75 tCO2e/MWh（已根 据2019年区域电网基准线排放因子参数进行调整），平均年运行小时数为1788h，略低于2019 年国家能源局发布的全国风电平均利用小时数 2082h。

假设一个 50MW 装机容量的风电项目： 

弃风率：

根据国家能源局发布的风电并网运行情况分析，2021Q1 的弃风率为 4%，相较 于 2020 年的 3%弃风率略微提升，和 2019 年持平。 

平均利用小时数：

根据国家能源局发布的风电并网运行情况分析，2019 年的全国平均利 用小时数为 2082h。 

碳价：

假设碳价 30 元/吨，我们对此进行敏感性分析。

每上网一度电将增加收入约 0.0225 元，CCER 对风力发电项目收入的贡献约为 3.78%-6.81%。

情景分析中，我们假设悲观/中性/乐观的情形下对应的年运行小时数为 1666/2082/2498h，弃风率为 7%/4%/3%，单位上网电价为 0.37/0.42/0.47 元/kWh，CCER 碳价为 20/30/40 元/tCO2e。

以此测算一个 50MW 装机量的风电项目产生的 CCER 收入在悲 观/中性/乐观的情形下分别为 108.46/224.86/387.69 万元。

对碳价及平均减排量进行敏感性分析，当 CCER 碳价为 30 元/吨时，单位上网电量平均 减排量从 0.65 提升至 0.85tCO2e/MWh，CCER 对风电项目收入的贡献将从 4.64%提升至 6.07%。

当单位上网电量平均减排量为 0.75 tCO2e/MWh 时，CCER 碳价从 20 提升至 100 元/吨，CCER 对风电项目收入的贡献将从 3.57%提升至 17.86%。

CCER 项目减排效益测算系列的第八部分的内容就分享到这里，明天和大家分享第九部分的内容：光伏发电。

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