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-PDD)1第1.1版项目设计文件(PDD)项目活动名称UPC黄岩风电场工程项目类别2（一）采用国家发展改革委备案的方法学开发的减排项目项目设计文件版本2.0项目设计文件完成日期2015年6月3日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台州市黄岩优能风电有限公司项目业主台州市黄岩优能风电有限公司项目类型和选择的方法学项目类别：类型1：能源工业（可再生能源/不可再生能源），风力发电；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）预计的温室气体年均减排量65,516tCO2e1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A部分.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>>UPC黄岩风电场工程（以下简称“本项目”）拟建设一个总装机容量为42MW的风电场，本项目的目的是利用可再生的风能资源发电，产生的电力并入华东区域电网。由于华东区域电网中化石燃料发电厂占主导地位，本项目活动将通过替代华东区域电网化石燃料的发电，从而实现温室气体（GHG）的减排。A.1.2项目活动概述>>本项目位于浙江省台州市黄岩区西侧山脊，北西侧与仙居相邻，东南侧与永嘉搭界，由台州市黄岩优能风电有限公司投资开发。本项目为新建风力发电项目，装机容量42MW，拟共布置21台单机容量为2MW的风电机组。项目设计平均等效满发小时数为2003h，负荷因子为22.9%，建成后每年将向华东区域电网输送电量为84,140MWh。本项目开始时间为2014年8月21日（与河北省电力建设第一公司施工总承包合同签订日期）。本项目实施前，电力需求的供电情形是由华东电网提供与本项目相同的上网电量。本项目所发电力输入华东电网，因此本项目的基准线情形与本项目实施前的供电情形一致，即由华东电网提供与本项目相同的上网电量。本项目将通过替代华东电网的部分电力，避免与所替代的电力相对应的发电过程的CO2排放，从而实现温室气体减排，预计年均减排量为65,516tCO2e。本项目在生产可再生能源电力的同时，还能从以下几方面支持项目所在地的可持续发展：提供电力满足当地日益增长的能源需求，促进当地经济发展；中国温室气体自愿减排项目设计文件第3页与常规情景相比，本项目的开发建设在减少温室气体排放的同时，还能减少当地由煤电厂引起的其它污染物排放；本项目符合中国能源产业发展的优先领域，有助于多样化华东区域电网的电力构成，增加可再生能源所占份额；项目建设和运行过程中给当地居民创造大量短期就业机会和多个长期就业机会。A.1.3项目相关批复情况>>工程建设批准情况：《省发改委关于UPC黄岩风电场项目核准的通知》（浙发改能源[2013]633号）——浙江省发展和改革委员会，2013年6月17日。项目核准变更情况：《省发改委关于同意变更UPC黄岩风电场工程项目核准内容的函》（浙发改函[2015]4号）——浙江省发展和改革委员会，2015年1月9日。环境评价批准情况：《风电场工程建设项目环境影响报告表审批意见》（黄环管[2013]24号）——台州市黄岩区环境保护局，2013年3月25日。《关于UPC黄岩风电场工程项目建设单位变更的复函》（黄环[2015]27号）——台州市黄岩区环境保护局，2015年5月7日。节能审查登记备案情况：《UPC黄岩风电场工程项目固定资产投资项目节能登记表》——黄岩区节能减排工作领导小组节能降耗办公室，2012年11月23日3。A.2.项目活动地点A.2.1.省/直辖市/自治区，等>>3由于项目节能评估登记表申报时间早于可研和环评批复时间，经黄岩区发改局确认不需要更换新的节能评估表。中国温室气体自愿减排项目设计文件第4页浙江省A.2.2.市/县/乡(镇)/村，等>>台州市A.2.3.项目地理位置>>本项目位于浙江省台州市黄岩区西侧山脊，北西侧与仙居相邻，东南侧与永嘉搭界，场区距离台州市区直线距离45km左右。风电场场址中心点坐标为东经120°48′0″，北纬28°34′5″，项目所在地地理位置如图1所示。中国温室气体自愿减排项目设计文件第5页图1.本项目地理位置示意图A.3.项目活动的技术说明>>本项目总装机容量为42MW，共装设21台单机容量为2MW的风力发电机组，配套建设一座110kV升压站，设计年上网电量84,140MWh，装机利用小时数为2003h，负荷因子22.9%4。本项目使用的风力发电机组的技术参数见表1。表1.项目主要技术设备参数参数名称数值数据来源型号GAMESA-2.0MWG97IIA《浙江台州黄岩风电场风电机组及其附属设备采购合同》设备制造商歌美飒技术集团股份有限公司数量（台）21单机容量（kW）2000使用寿命（年）20轮毂高度（m）784该负荷因子是根据本项目的可行性研究报告得来的，而本项目可研是由浙江省水电顾问集团华东勘测设计的，该单位是国家综合甲级勘测设计单位，具有很高的资质，该单位编制的可研具有很高的可靠性。本项目负荷因子为：2003小时/(365天24小时)=22.9%中国温室气体自愿减排项目设计文件第6页风机涡轮机风轮直径（m）97切入风速（m/s）3切出风速（m/s）25额定风速（m/s）10.5发电机发电机型式双馈感应发电机（DFIM）额定功率（kW）2070额定电压（V）690本项目产生的上网电量和下网电量通过安装在项目所在地110kV线路上的电表进行监测。监测设备包括2台双向监测电表（M1主表，M2副表），精度均不低于0.5s。A.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台州市黄岩优能风电有限公司台州市黄岩优能风电有限公司浙江省发展和改革委员会A.5.项目活动打捆情况>>项目活动不存在打捆情况A.6.项目活动拆分情况>>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>>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）》http://www.ccchina.gov.cn/archiver/cdmcn/UpFile/Files/Default/20130311164212571089.pdf工具：1、电力系统排放因子计算工具（第04.0版）；http://cdm.unfccc.int/methodologies/PAmethodologies/tools/am-tool-07-v4.0.pdf2、额外性论证与评价工具（第07.0.0版）。http://cdm.unfccc.int/methodologies/PAmethodologies/tools/am-tool-01-v7.0.0.pdfB.2.方法学适用性>>风力发电是替代化石燃料发电的一种可再生能源发电技术选择，因此本项目采用方法学CM-001-V01来确定本项目的基准线以及计算所实现的温室气体减排量。本项目活动满足方法学CM-001-V01的适用条件，即：序号适用条件解释1本方法学适用于可再生能源并网发电项目活动：（a）建设一个新发电厂，新发电厂所在地在项目活动实施之前没有可再生能源发电厂（新建电厂）；（b）增加装机容量；（c）改造现有发电厂；（d）替代现有发电厂。本项目活动属于：(a)建设一个新发电厂，新发电厂所在地在项目活动实施之前没有可再生能源发电厂(新建电厂)。项目活动是对以下类型之一的发电厂或发电机本项目是新建一个风中国温室气体自愿减排项目设计文件第8页2组进行建设、扩容、改造或替代：水力发电厂/发电机组（附带一个径流式水库或者一个蓄水式水库），风力发电厂/发电机组，地热发电厂/发电机组，太阳能发电厂/发电机组，波浪发电厂/发电机组，或者潮汐发电厂/发电机组。力发电厂。3对于扩容、改造或者替代项目（不包含风能、太阳能、波浪能或者潮汐能的扩容项目，这些项目使用第9页的选项2来计算参数EGPJ,y）：现有发电厂在为期五年的最短历史参考期之前就已经开始商业运行（用于计算基准线排放量，基准线排放部分对此进行了定义），并且在最短历史参考期及项目活动实施前这段时间内发电厂没有进行扩容或本项目不属于扩容、改造或替代项目，因此不用考虑该适用条件。4对于水力发电厂项目：必须符合下列条件之一：·在现有的一个或者多个水库上实施项目活动，但不改变任何水库的库容；或者·在现有的一个或者多个水库上实施项目活动，使任何一个水库的库容增加，且每个水库的功率密度（在项目排放部分进行了定义）都大于4W/m2；或者·由于项目活动的实施，必须新建一个或者多个水库，且每个水库的功率密度（在项目排放部分进行了定义）都大于4W/m2。本项目不是水力发电厂项目。中国温室气体自愿减排项目设计文件第9页如果水力发电厂使用多个水库，并且其中任何一个水库的功率密度低于4W/m2，那么必须符合以下所有条件：·用公式5计算出的整个项目活动的功率密度大于4W/m2；·多个水库和水力发电厂位于同一条河流，并且它们被设计作为一个项目，共同构成发电厂的发电容量；·不被其他水力发电机组使用的多个水库之间的水流不能算做项目活动的一部分；·用功率密度低于4W/m2的水库的水来驱动的发电机组的总装机容量低于15MW；·用功率密度低于4W/m2的水库的水来驱动的发电机组的总装机容量低于用多个水库进行发电的项目活动的总装机容量的10%。5本方法学不适用于以下条件：·在项目活动地项目活动涉及可再生能源燃料替代化石燃料，因为在这种情况下，基准线可能是在项目地继续使用化石燃料；·生物质直燃发电厂；·水力发电厂需要新建一个水库或者增加一个现有水库的库容，并且这个现有水库的功率密度低于4W/m2。本项目是新建一个风力发电厂，因此：1.本项目活动场地不涉及将化石燃料转变成可再生能源燃料的项目活动。2.本项目不是生物质燃烧发电项目。3.本项目不属于水电项目。中国温室气体自愿减排项目设计文件第10页6对于改造、替代或者扩容项目，只有在经过基准线情景识别后，确定的最合理的基准线情景是“维持现状，也就是使用在项目活动实施之前就已经投入运行的所有的发电设备并且一切照常运行维护”的情况下，此方法学才适用。本项目不是改造、更换或容量增加情形，所以不必考虑此适用条件。对于“额外性论与证评价工具”(版本07.0.0)和“电力系统排放因子计算工具”(版本04.0)，本项目也符合适用条件：“额外性论证与评价工具”适用条件说明如果项目参与方提交了新的方法学，则“额外性论证与评价工具”的使用不是强制性的，项目参与方可以采用其他的论证额外性的方法，本项目使用已有的方法学，并且使用“额外性论证与评价工具”论证项目的额外性。如果方法学中包括了“额外性论证与评价工具”，则项目参与方必须使用本工具。依照本项目方法学中的要求，应使用“额外性论证与评价工具”论述项目的额外性。“电力系统排放因子计算工具”适用条件说明在计算项目的基准线排放时，如果项目是替代电网供电或是导致了电量需求侧的节约，则使用本工具计算OM、BM和/或CM的数值本项目替代电网供电，可使用本工具计算OM、BM和/或CM的数值使用本工具时，项目所连接的电力系统的排放因子可以采用如下计算：1）仅包括联网电厂；或者2）可包括离网电厂。使用第2）种方法时，应满足“附件2：离网电厂的相关步骤”的规定。即，离网电厂的总装机容量至少应达到电网系统总装机容量的10%；或离网电厂的总发电量至少应达到电网系统总发电量的10%；而对电网可靠性和稳定性造成负面影响的因素主要是因为发电限制而非其他原因（如输电限制等）。本项目采用第1）种方法，仅包括联网电厂的方法计算。本工具不适用于电网系统有一部分或者全部本项目电网系统全部位于中中国温室气体自愿减排项目设计文件第11页位于附件一国家的项目。国国内，没有位于附件一国家的部分在本工具下生物燃料的CO2排放因子为0。生物燃料的CO2排放因子取值为0。综上所述，本项目满足方法学CM-001-V01（第一版）和“额外性论证与评价工具”(版本07.0.0)以及“电力系统排放因子计算工具”(版本04.0)的所有适用条件，适用于本方法学及相关工具。因此，本项目符合方法学的要求。B.3.项目边界>>本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。本项目所发电量并入华东电网，华东电网包括上海市、江苏省、浙江省、安徽省和福建省的电网范围。同时，华中电网和华北电网也向华东电网供电，因此联网电力系统还包括华中电网和华北电网。本项目边界内所包括的排放源和温室气体种类如表2所示，项目边界图如图2所示。表2.项目边界内所包括的排放源和温室气体种类排放源温室气体种类包括否？说明理由/解释基准线华东区域电网化石燃料发电排放CO2是主要排放源CH4否次要排放源N2O否次要排放源项目活动本项目排放CO2否根据方法学，不考虑项目排放CH4否根据方法学，不考虑项目排放N2O否根据方法学，不考虑项目排放中国温室气体自愿减排项目设计文件第12页图2项目边界图B.4.基准线情景的识别和描述>>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代生产，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。本项目的基准线边界为华东电网，因此将计算基准线电量边际排放因子(EFOM)和容量边际排放因子(EFBM)的项目边界限制在华东电网。B.5.额外性论证>>本项目投资主体开始是北京优普欧能投资管理有限公司，后续为更方便管理UPC黄岩风电场工程，北京优普欧能投资管理有限公司于2013年4月成立了全资子公司——台州市黄岩优能风电有限公司，由其负责UPC黄岩风电场工程的运营与日常管理。2013年8月项目业主召开董事会决议，决定将本项目注册为CDM项目，并于2013年10月召开项目利益相关方会议。由于国际碳市场的低迷和核证减排量（CER）价格的持续下跌，并且2013年起我国新注册的CDM项目的核证碳减排（CERs）无法纳入欧盟碳交易系统，因此公司意识到项目开发CDM没有太大实际意义。同时随着国家发展和改革委员会正式发布的《关于开展碳排放权交易试点工作的通知》以及2012年6月13日《温室气体自愿减排交易管理暂行办法》的正式出台，为国内自愿风机1风机2风机21……35/110KV变电所华东电网华中电网华北电网CO2CO2CO2M1/M2：安装在变电所的主表和附表中国温室气体自愿减排项目设计文件第13页减排碳交易提供了政策和机制的保障，公司转而投向中国自愿减排市场，决定将本项目开发为中国自愿减排（CCER）项目，以获取温室气体减排的资金支持。因此，项目业主于2014年6月召开董事会决议决定将项目开发为CCER项目。2014年8月业主和河北省电力建设第一公司签订了项目施工总承包合同，标志着项目活动的开始。由于项目业主购买风机时发现，在市场上无法购得可研报告中规划的风机机型，为了保证工程施工进度，以及减小对项目所在地环境的破坏，2014年10月业主董事会决议调整项目风机机型，由原有的28台单机容量为1.5MW风机变为21台单机容量为2MW风机，降低风机机组数量，项目总装机规模不变，年利用小时数不变。项目可行性调整报告于2014年11月获得原可研单位中国水电顾问集团华东勘测设计研究院批准。有关事前考虑减排机制和项目开发的重要历史事件如下表：表3.项目活动进展时间表时间事件2012年11月23日项目节能评估登记表获得黄岩区节能减排工作领导小组节能降耗办公室审批2013年3月项目环境影响报告表完成2013年3月25日项目环境影响报告表获得台州市黄岩区环境保护局审批2013年5月项目可行性研究总报告完成2013年6月17日项目可行性研究报告获得浙江省发展和改革委员会审批2013年8月14日业主召开董事会，决定将本项目开发为CDM项目2013年10月13日业主召开项目的利益相关方会议2013年11月业主和杭州超腾环境工程有限公司签订有关项目的CDM开发协议2014年6月21日业主召开董事会，决定将本项目开发为CCER项目2014年8月21日业主和河北省电力建设第一公司签订了项目施工总承包合同，标志了项目活动的开始2014年9月26日项目开工令中的项目施工日期2014年10月业主召开内部决议调整项目风机机型2014年11月20日项目可行性调整报告完成2015年1月9日项目内容更改获得浙江省发展和改革委员会审批中国温室气体自愿减排项目设计文件第14页2015年2月4日业主与歌美飒技术集团股份有限公司签订设备合同2015年3月业主和杭州超腾碳资产管理股份有限公司签订有关项目的CCER项目开发协议2015年4月18日-2015年5月1日项目在中国自愿减排交易信息平台网公示期2015年5月7日项目业主变更获得台州市黄岩环保局批准依据“额外性论证和评估工具”（版本07.0.0），应用下列步骤证明项目的额外性。步骤1：识别符合当前法律法规的发电项目的可替代的基准线情景步骤1a.明确项目的可替代的基准线情景本项目活动的替代方案如下：替代方案（1）：拟议的项目活动本身，但不作为CCER项目活动；替代方案（2）：不建设本项目，由当地电网提供与本项目年上网电量相同的电量。步骤1b.符合强制的法律法规上述替代方案（1）和（2）均均符合现行法律法规的要求。步骤2.投资分析子步骤2a：确定合适的分析方法“额外性论证评价工具方法”（第07.0.0版）为提供了三种分析方法，即简单成本分析方法（选项I）、投资比较分析方法（选项II）和基准分析方法（选项III）。本项目除CCER收入以外，还可以实现售电收入，因此简单成本分析方法不适用。投资比较分析方法适用于替代方案也是投资项目的情况，只有这样才能进行投资比较分析，但是本项目的基准线替代方案是由现有的华东电网提供等量的电量供应，而不是新建的可替代投资项目，因此中国温室气体自愿减排项目设计文件第15页不适用于投资比较分析方法。鉴于电力行业的基准全投资内部收益率数据可以获得，本项目采用基准分析方法进行投资分析。步骤2b：选项Ⅲ.应用基准分析法《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》(发改办能源[2005]899号)附件三《风电场工程可行性研究报告编制办法》中规定风电项目全投资基准收益率为8.00%（税后）。考虑到《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》是目前中国风电项目设计的官方指南，因此，取本项目全投资基准收益率为8.00%。根据上述基准，进行子步骤2c的财务指标计算和比较。子步骤2c.财务指标计算和比较计算财务指标基本参数表4.财务指标基本参数5参数名称单位数值来源装机容量MW42可研报告总投资万元38,424可研报告静态总投资万元37,345可研报告年上网电量万kWh8,414可研报告项目建设期年1可研报告折旧率%6.33可研报告残值率%5可研报告年运行成本万元1,321可研报告上网电价（含税）元/kWh0.61可研报告增值税率%17可研报告城乡建设维护税%5可研报告教育附加费率%5可研报告所得税率%25可研报告贷款利率%6.55可研报告5本项目所有财务指标参数均来自浙江省发展和改革委员会批复的可研报告。本项目年利用小时数根据当地年（281983-年）的风资源数据及20102009年月3至年月年全年的测风数据的基础上，利用专业软件计算得出的20102，因此年利用小时数不发生变化。项目总装机规模不变，风电机组由台28单机容量1.5MW调整为台21单机容量2MW，故项目发电量不发生改变，并且项目建设地点以及投资概算与可研报告中的均不发生改变。中国温室气体自愿减排项目设计文件第16页CCER价格元/吨70深圳碳排放交易所2014年3月至7月CCER价格表5.UPC风电场项目IRR本项目内部收益率为6.34%，而风力发电基准收益率为8%。因此，在不考虑CCER收益时本项目不具有财务吸引力，有了CCER收益，本项目的全投资IRR明显改善且超过基准，所以本项目具有额外性。敏感性分析敏感性分析将显示有关财务吸引力的结论在关键假设条件的合理变化范围内，是否依然有效，能否有较强的抗风险的能力。针对本项目选择如下四个主要参数作为敏感性指标，通过敏感性分析检验项目的财务可行性：静态总投资；年运行成本；年上网电量电价假定其他条件不变，以上四个主要参数分别在±10%的范围内变动，项目全投资内部收益率IRR的影响如下表6和图3所示，IRR随着总投资和年运行成本的升高而降低，随着上网电价和年上网电量的增加而上升，但推算所得的IRR都达不到基准收益率8%：表6.敏感性分析表项目IRR---无CCERs-10%-5%0%5%10%静态总投资7.79%7.04%6.34%5.70%5.11%年运行成本6.75%6.55%6.34%6.14%5.92%年上网电量4.85%5.62%6.34%7.02%7.65%电价4.85%5.62%6.34%7.02%7.65%IRR(全投资内部收益率，基准=8%)没有CCER收益6.34%有CCER收益8.11%中国温室气体自愿减排项目设计文件第17页图3敏感性分析图从表6及图3可以看出，在不考虑CCER收益的情况下，当总投资、年运行成本、年上网电量和电价在±10%范围内变化时，本项目的IRR始终低于8%的基准收益率。因此，本项目经济上不具有吸引力的结论始终成立。假定其他条件不变，在无CCER收入时项目IRR等于比较基准时，以上四个主要参数分别所需的变化程度如表7所示：表7.临界点分析表假定的项目IRR静态总投资单独所需变化年运行成本单独所需变化年上网电量单独所需变化电价单独所需变化基准8%-11.3%-42.4%12.9%12.9%从表6和图3可以看出，项目IRR随着总投资和年运行成本的升高而降低，随着上网电价和年上网电量的增加而上升。不论上述哪个主要参数在±10%内变化，项目IRR都无法达到基准收益率8%。更进一步的临界点分析（表7）显示，要项目IRR提高到基准收益率，任一主要参数所需的变化，都超出了现实所能达到的程度。静态总投资：当静态总投资降低11.3%时，项目的全投资IRR会达到8%中国温室气体自愿减排项目设计文件第18页的基准线。考虑到近年来钢材、水泥等原材料价格以及人工成本一直在持续上涨，按照国家统计局公布的数据，这就意味着近年来固定资产的投资物价指数一直处于增长状态。此外，根据本项目已完成的施工总承包合同，金额为18952万元；风力发电机组购买合同，金额为16711万元，共计35,663万元，已占项目静态总投资95.5%，考虑到还未签订的塔筒、箱变采购合同，项目投资只会增加，不会减少。因此，项目静态总投资减少11.3%的可能性为零。年运营成本：年运行费用主要包括维护费用、保险费用、材料费用、工资、福利和杂项费用。考虑到中国经济的不断发展，建设期原材料价格上涨以及人工成本不断上涨等因素，员工工资和材料的价格有增加的倾向6，因此，年运行成本是几乎不可能降低42.4%的。年上网电量：当年上网电量增加12.9%时，项目的全投资IRR会达到8%的基准线。本项目的电力产出不会发生明显的上升，由于项目的年上网电量数据为可研设计单位（中国水电顾问集团华东勘测设计研究院）在28年（1983-2010年）的风资源数据及2009年3月-2010年2月全年的测风数据的基础上，利用专业软件计算得出的。华东勘测设计研究院具有电力设计甲级资质，且该设计值经过可研审查专家论证，具有较强的权威性和科学性。因此项目年上网电量不可能增长12.9%。电价：一直以来，考虑到社会的发展和安定，我国政府对于电价的控制使其一直处在稳定的状态。根据国家发展与改革委员会于2009年7月20日发布的《国家发改委关于完善风力发电上网电价政策的通知》（发改价格[2009]1906号）的规定：对于2009年8月1日后开始运行，位于第IV四类地区的风电项目，上网电价为0.61元/千瓦时，其余三类地区的上网电价分别为0.51元、0.54元和0.58元/千瓦时。本项目位于浙江省境内，属于第IV6http://www.stats.gov.cn/tjsj/ndsj/2013/indexch.htm中国温室气体自愿减排项目设计文件第19页四类地区。项目的可研报告于2011年8月24日获得浙江省发展和改革委员会核准，因此本项目的发电上网电价为0.61元/千瓦时（含税）。此外，根据国家发展与改革委员会于2014年12月31日发布的《国家发改委关于适当调整陆上风电标杆上网电价的通知》（发改价格[2014]3008号）/41/的规定：将第I类、II类和III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、0.52元和0.56元；第IV类资源区风电标杆上网电价维持现行每千瓦时0.61元不变。因此电价上涨12.9%是不可能的。通过敏感性分析，在财务指标在±10%的变化范围内，本项目如果不能获得CCER收入则不具备经济可行性。因此，本项目的基准线情景不是一种可行的替代方案。四个参数在合理范围内变化时不会对本项目具有额外性的结论带来影响。综上所述，可以得出的结论是本项目如果不注册为自愿减排项目，在财务上是不可行的。本项目具有额外性。步骤3：障碍分析步骤2投资分析已经被选用来说明项目的额外性，该步骤省略。步骤4：普遍性分析根据CDM-EB的“额外性论证和评价工具（07.0.0版）”有关普遍性分析的规定，如果项目属于以下四种类型，需要使用CDM-EB的“普遍性分析指南（02.0版）”对项目的普遍性进行论述：a)燃料和原料的转换b)改变/不改变能源的技术转换c)甲烷的消除d)避免产生甲烷本项目属于以上b）类项目，所以根据指南普遍性分析步骤如下：中国温室气体自愿减排项目设计文件第20页第1步：计算适用的功率或者项目设计功率或产量的+/-50%范围值。本项目的设计装机容量为42MW，适用的功率范围为21MW~63MW。第2步：判定符合以下所有条件的类似项目（减排机制项目和非减排机制项目）指南要求本项目情况类似项目要位于合理的地理区域内因为我国各省的电价，燃料原材料价格以及经济发展程度不同，所以各省之间的投资环境相差较大。故选择本项目所在地浙江省作为合理的地理区域。类似项目和自愿减排项目属于一样的技术类似项目和本项目都应该属于改变/不改变能源的技术转换类型的项目。如果自愿减排项目属于b）类项目，类似项目应该和自愿减排项目使用相同的能源/燃料和原料。本项目为b）类项目。类似项目应该也使用风力作为能源。类似项目实施的工厂生产的产品和服务应该和自愿减排项目生产的产品和服务有着可比较的质量，性质和使用区域。本项目产生电能。类似项目应该也是发电项目，且电力应发送到华东电网。类似项目的功率或产量应该在步骤1中所确定的功率或产量的范围内类似项目的装机容量应该在21MW~63MW。类似项目开始商业运行的时间应该在自愿减排项目开始时间或项目设计文件开始公示时间之前。选择两者中较早的一个。本项目开始时间为2014年8月21日，而项目设计文件公示的时间在2015年4月18日。所以类似项目开始商业运行的时间应该在2014年8月21日之前。在浙江省范围内商业运行的时间在2014年8月21日之前的风力发电项目，且装机容量在21MW到63MW之间的项目列为与本项目活动类似的项目，从所有可公开获得的信息中，找到满足以上所列条件的项目的信息如下：项目名称装机容量（MW）中国温室气体自愿减排项目设计文件第21页浙江慈溪风电场项目49.5浙江衢山风电场项目40.8浙江舟山岑港风电项目45浙江温岭东海塘风电项目40浙江大陈岛风电场一期工程25.5浙江舟山金塘一期风电项目25.5第3步：在第2步确定的类似项目内，判定非减排机制注册项目和没有在任何减排机制下提交备案/注册或正在进行审定的项目，并记录其数量为Nall根据中国电力年鉴2008-2014以及UNFCCC网站、VCS网站、GS网站以及中国自愿减排项目信息平台网站等的信息所得信息，以上项目均已注册为CDM项目，因此在浙江省范围内没有满足上述条件的类似项目。Nall=0第4步：在第3步确定的类似项目内，判定采用了与自愿减排项目使用了不同技术的项目，并记录其数量为Ndiff。Ndiff=0第5步：计算F=1-Ndiff/NallNdiff=Nall=0，F=0当因数F大于0.2且Nall-Ndiff大于3时，项目具有普遍性。本项目的F小于0.2且Nall=Ndiff等于0小于3。因此项目不具有普遍性。综上所述，根据以上4个步骤的分析，可以得出结论本项目是具有额外性的。中国温室气体自愿减排项目设计文件第22页B.6.减排量B.6.1.计算方法的说明>>1.项目排放根据方法学CM-001-V01，项目排放按照以下公式计算：PEy=PEFF,y+PEGP,y+PEHP,y其中：PEy=在y年的项目排放(tCO2e/yr)。PEFF,y=在y年，由化石燃料燃烧所产生的项目排放(tCO2/yr)。PEGP,y=在y年，在地热发电厂的运行过程中，由不凝性气体的释放所产生的项目排放(tCO2e/yr)。PEHP,y=在y年，水力发电厂的水库所产生的项目排放(tCO2e/yr)。本项目为风力发电工程，没有化石燃料的燃烧排放，不存在不凝性气体的释放所产生的项目排放，也没有水库所产生的项目排放，因此：PEy=02.基准线排放基准线排放等于基准线情景下的电量EGPJ,y，即可再生能源发电机组的发电量（单位MWh）乘以电网排放因子。BEy=EGPJ,yEFgrid,CM,y其中：BEy=在y年的基准线排放(tCO2)EGPJ,y=在y年，由于自愿减排项目活动的实施所产生的净上网电量(MWh/yr)中国温室气体自愿减排项目设计文件第23页EFgrid,CM,y=在y年，利用“电力系统排放因子计算工具”所计算的并网发电的组合边际CO2排放因子(tCO2/MWh)项目活动是一个新建可再生能源并网发电厂项目，并且，在项目活动实施之前，在项目所在地点没有投入运行的可再生能源电厂，则：EGPJ,y=EGfacility,y其中：EGPJ,y=在y年，由于项目活动的实施所产生净上网电量(MWh/yr)EGfacility,y=在y年，发电厂/发电机组的净上网电量(MWh/yr)根据“电力系统排放因子计算工具”，按以下六个步骤计算EFgrid,CM,y。步骤1.识别相关电力系统步骤2.确定电力系统中是否包含非并网电厂（可选项）步骤3.选择计算电量边际排放因子的方法步骤4.根据所选择的方法计算电量边际排放因子步骤5.计算容量边际排放因子步骤6.计算组合排放因子步骤1.识别相关电力系统本项目活动将并入华东电网。根据《2014中国区域电网基准线排放因子》，华东电网覆盖了上海市、江苏省、浙江省、安徽省和福建省。步骤2.确定电力系统中是否包含非并网的电厂（可选项）电量边际排放因子和容量边际排放因子可以采用以下方式进行计算:a)计算中仅包含并网的电厂，或b)计算中既包含并网电厂也包含非并网电厂。本项目设计文件选择方法(a)。步骤3.选择计算电量边际排放因子的方法计算电量边际排放因子（EFgrid,OM,y）可选择如下4种方法：中国温室气体自愿减排项目设计文件第24页(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。根据2009年至2013年的《中国电力年鉴》可知，华东电网近5年低成本/必须运行电厂站总电量的比例远低于总供电量50%的水平。因此，该项目采用“1）简单OM方法”计算华中电网的电量边际排放因子。本项目设计文件采用事前计算的方法，根据项目设计文件提交审核机构时所能获得的最近3年的数据计算简单电量边际排放因子。步骤4.根据所选择的方法计算电量边际排放因子根据“电力系统排放因子计算工具”（04.0版），计算电量边际排放因子（OM）采用“简单OM”方法中的选项B，即根据电力系统中所有电厂的净上网电量、燃料类型及燃料总消耗量计算。公式如下：其中：EFgrid,OMsimpley=第y年，简单电量边际CO2排放因子（tCO2/MWh）FCi,y=第y年，项目所在电力系统燃料i的消耗量（质量或体积单位）NCVi,y=第y年，燃料i的净热值（能量含量，GJ/质量或体积单位）EFCO2,i,y=第y年，燃料i的CO2排放因子（tCO2e/GJ）EGy=第y年，电力系统向电网提供的电力，不包括低成本/必须运行的电厂/机组（MWh）i=第y年，电力系统消耗的所有化石燃料类型y=提交项目设计文件时可获得数据的最近三年（事前计算）中国温室气体自愿减排项目设计文件第25页本项目EFgrid,OM,y采用国家发改委2015年5月11日公布的计算结果EFgrid,OM,y=0.8095tCO2/MWh。步骤5.计算容量边际排放因子“电力系统排放因子计算工具”（04.0版）提供了计算BM的两种选择：（1）在第一个计入期，基于项目设计文件提交时可得的最新数据事前计算；在第二个计入期，基于计入期更新时可得的最新数据更新；第三个计入期沿用第二个计入期的排放因子；（2）在第一个计入期内按项目活动注册年或注册年可得的最新信息逐年事后更新BM；在第二个计入期内按选择（1）的方法事前计算BM，第三个计入期沿用第二个计入期的排放因子。本项目BM计算基于选择（1）的事前计算，不需要事后的监测和更新。容量边际排放因子（EFgrid,BM,y）是发电机组m的排放因子（tCO2e/MWh）对发电量的加权平均，根据最近y年可得的发电数据计算。计算公式为：其中：EFgrid,BM,y=第y年的BM排放因子（tCO2/MWh）EGm,y=第m个样本机组在第y年向电网提供的上网电量（MWh）EFELm,y=第m个样本机组在第y年的CO2排放因子（tCO2/MWh）m=样本机组y=能够获得发电历史数据的最近年份中国温室气体自愿减排项目设计文件第26页根据“电力系统排放因子计算工具”（04.0版），应采用以下二者中年发电量较大的发电机组样本群m选择计算容量边际排放因子：（a）最近安装的五套发电机组；（b）电力系统内最近安装的新增装机容量，构成该系统发电量的20%。根据国家发展和改革委员会发布的《2014中国区域电网基准线排放因子》，在确定样本群时，采用EB同意的变通方法，即首先计算新增装机容量及其中各种发电计算组成，然后计算新增装机中各种发电技术的权重，最后利用各种发电计算商业化的最优效率水平计算排放因子。由于统计数据无法从火电中分离出燃煤、燃油和燃气的各种发电技术容量，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、液体和气体燃料对应的CO2排放量在总排放量中的比重；其次，以此比重为权重，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%容量中的比重，结构即为该电网的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。具体计算步骤如下：1）计算出发电用固体、液体和气体燃料对应的CO2排放量在总排放量中的比重。中国温室气体自愿减排项目设计文件第27页其中：Fi,j,y=第j个省份在第y年的燃料i的消耗量（质量或体积单位，其中固体和液体燃料为t，气体燃料为m3）NCVi,y=燃料i在第y年的净热值（固体和液体燃料为GJ/t，气体燃料为GJ/m3）EFCO2,i,j,y=燃料i的排放因子（tCO2/CJ）COAL、OIL和GAS分别是固体燃料、液体燃料和气体燃料的脚标集合。2）计算对应的火电排放因子。其中，EFCoal,Adv、EFOil,Adv和EFGas,Adv分别是商业化最优效率的燃煤、燃油和燃气发电技术所对应的排放因子，具体参数及计算详见附件2。3）计算电网BM其中，CAPTotal,y超过现有容量20%的新增总容量，CAPThermal,y新增火电容量。本项目EFgrid,BM,y采用国家发展和改革委员会2015年5月11日公布的修订版计算结果，EFgrid,BM,y=0.6861tCO2/MWh。具体计算见附件2。步骤6.计算组合排放因子组合排放因子（EFgrid,CM,y）是电量边际排放因子和容量边际排放因子的加权平均：中国温室气体自愿减排项目设计文件第28页其中：EFgrid,BM,y=第y年，容量边际CO2排放因子（tCO2/MWh）EFgrid,OM,y=第y年，电量边际CO2排放因子（tCO2/MWh）WOM=电量边际排放因子的权重值（%）WBM=容量边际排放因子的权重值（%）在第一计入期，根据排放因子工具，权重WOM默认值为0.75，WBM的默认值均为0.25。EFgrid,CM,y=0.80950.75+0.68610.25=0.778653.泄露根据方法学CM-001-V01，泄露排放不予考虑。在电力行业的项目活动中，有可能导致泄漏的活动包括电厂建设以及上游部门使用化石燃料（例如，提取，加工和运输）。这些排放源可以忽略不计。4.减排量减排量的计算方法如下：.ERy=BEy-PEy其中ERy=在y年的减排量(tCO2e/yr).BEy=在y年的基准线排放（tCO2/yr）PEy=在y年的项目排放（tCO2e/yr）B.6.2.预先确定的参数和数据>>数据/参数：EFgrid,OM,y单位：tCO2/MWh中国温室气体自愿减排项目设计文件第29页描述：在y年，利用“电力系统排放因子计算工具”所计算的并网发电的组合边际CO2排放因子所使用数据的来源：2014中国区域电网基准线排放因子所应用的数据值：0.8095证明数据选用的合理性或说明实际应用的测量方法和程序步骤:国家发改委发布的2014年华东电网基准线排放因子。其计算是依照“电力系统排放因子计算工具”。数据用途：计算基准线排放评价:排放因子在计入期内保持不变数据/参数：EFgrid,BM,y单位：tCO2/MWh描述：在y年，利用“电力系统排放因子计算工具”所计算的并网发电的组合边际CO2排放因子所使用数据的来源：2014中国区域电网基准线排放因子所应用的数据值：0.6861证明数据选用的合理性或说明实际应用的测量方法和程序步骤:国家发改委发布的2014年华东电网基准线排放因子。其计算是依照“电力系统排放因子计算工具”。数据用途：计算基准线排放评价:排放因子在计入期内保持不变数据/参数：wOM单位：描述：计算CM时电量边际（OM）的权重所使用数据的来源：“电力系统排放因子计算工具”(版本04.0)所应用的数据值：0.75证明数据选用的合理性或说明实际应用的测量方法和程序步骤:来自CDMEB公布的“电力系统排放因子计算工具”(版本04.0)数据用途：计算CM时电量边际（OM）的权重评价:中国温室气体自愿减排项目设计文件第30页数据/参数：wBM单位：描述：计算CM时电量边际（BM）的权重所使用数据的来源：“电力系统排放因子计算工具”(版本04.0)所应用的数据值：0.25证明数据选用的合理性或说明实际应用的测量方法和程序步骤:来自CDMEB公布的“电力系统排放因子计算工具”(版本04.0)数据用途：计算CM时电量边际（BM）的权重评价:数据/参数：EFgrid,CM,y单位：tCO2/MWh描述：在y年，利用“电力系统排放因子计算工具”所计算的并网发电的组合边际CO2排放因子所使用数据的来源：2014中国区域电网基准线排放因子所应用的数据值：0.77865证明数据选用的合理性或说明实际应用的测量方法和程序步骤:国家发改委发布的2014年华东电网基准线排放因子。其计算是依照“电力系统排放因子计算工具”。EFgrid,CM,y=EFgrid,OM,ywOM+EFgrid,BM,ywBM=0.80950.75+0.68610.25=0.77865数据用途：计算基准线排放评价:排放因子在计入期内保持不变B.6.3.减排量事前计算>>1.项目排放本项目为风电项目，根据方法学CM-001-V01（第一版），本项目不考虑项目排放；因此，PEy=0tCO2e。2.基准线排放依照国家发改委发布的2014中国区域电网基准线排放因子，华东电网的OM和BM排放因子分别为0.8095tCO2/MWh和0.6861tCO2/MWh。根据“电力系统排放因子计算工具”，华东电网的组合边际排放因子为：中国温室气体自愿减排项目设计文件第31页EFgrid,CM,y=0.77865tCO2/MWh根据可研报告，本项目预计年上网电量84,140MWh，截至到目前，本项目尚未并网发电。因此，本项目每年基准线排放量预计为:BEy=EGPJ,yEFgrid,CM,y=EGfacility,yEFgrid,CM,y=84,1400.77865=65,516tCO2具体项目每年基准线排量如下所示：年份净上网电量（MWh）排放因子（tCO2/MWh）基准线排放量（tCO2）01/09/2015-31/12/201528,12470.7786521,89901/01/2016-31/12/201684,14065,51601/01/2017-31/12/201784,14065,51601/01/2018-31/12/201884,14065,51601/01/2019-31/12/201984,14065,51601/01/2020-31/12/202084,14065,51601/01/2021-31/12/202184,14065,51601/01/2022-31/08/202256,016843,6173.泄漏按照方法学CM-001-V01（第一版），本项目不计泄漏：4.项目减排量ERy=BEy-PEy=65,516-0=65,516tCO2B.6.4.事前估算减排量概要年份基准线排放(tCO2e)项目排放(tCO2e)泄漏(tCO2e)减排量(tCO2e)01/09/2015-31/12/201521,8990-21,89901/01/2016-31/12/201665,5160-65,51672015年净上网电量按照当年剩余的天数折合全年上网电量所占比例计算得出，具体公式=122天/365天×84,140MWh=28,124MWh82022年净上网电量根据当年所含天数折合全年上网电量所占比例计算得出，具体公式=243天/365天×84,140MWh=56,016MWh中国温室气体自愿减排项目设计文件第32页01/01/2017-31/12/201765,5160-65,51601/01/2018-31/12/201865,5160-65,51601/01/2019-31/12/201965,5160-65,51601/01/2020-31/12/202065,5160-65,51601/01/2021-31/12/202165,5160-65,51601/01/2022-31/08/202243,6170-43,617合计458,6100-458,610计入期时间合计7年计入期内年均值65,5160-65,516B.7.监测计划B.7.1.需要监测的参数和数据>>数据/参数：EGfacility,y单位：MWh/年描述：本项目第y年净上网电量所使用数据的来源：电表，项目设计文件中所用数值来自于可研调整报告数据值：84,140测量方法和程序:对以下参数进行测量：(i)发电厂的上网电量；以及(ii)发电厂的下网电量监测频率：连续监测，每月记录一次QA/QC程序:电表按照技术规范至少每年校验一次。所得到的电力销售记录对测量结果进行交叉校验。所有记录将保存至计入期结束后两年数据用途：计算基准线排放评价：-B.7.2.数据抽样计划>>本项目监测活动不涉及抽样计划。中国温室气体自愿减排项目设计文件第33页B.7.3.监测计划其它内容>>1、监测对象由于基准线排放因子源于事前计算，因此监测的主要数据为项目活动的净上网电量，电站装机容量。2、监测管理结构及人员分工业主组建项目自愿减排监测小组。小组的主要成员及管理结构如下：图4监测小组管理结构表7.监测小组人员的分工职位监测任务监测小组经理负责整个小组的管理工作：包括人员的分配，培训，监测数据资料的整理以及与第三方核查机构或咨询机构的沟通联系。技术部门负责监测设备（电表）的维护和校验活动。同时对监测设备可能出现的故障情况进行报告。财务部门负责对电力销售凭证（如售电发票）的收集和存档。数据采集员属于技术部门，负责监测数据的记录和存档。数据核对员属于财务部门，负责交叉检查监测数据（如电量）和其相关财务记录，保证数据的可信度。3、监测设备与安装：本项目涉及的监测数据为电站的净上网电量和电站的装机容量。电站的装机容量根据现场核查确定；净上网电量通过安装的电表测量确定。监测小组经理财务部门数据采集员技术部门数据核对员中国温室气体自愿减排项目设计文件第34页本项目将在黄岩风电场所在地的变电站安装M1、M2两块双向电表（一主一备，M2是M1备表），精度不低于0.5s，用于测量项目的净输出电量以及电站的下网电量，具体参见图5。EGfacility,y为M1测得的上网电量和下网电量的差值。当电表M1出现故障时，电表M2测得的数据作为参考。当电表M1出现故障时，电表M2测得的数据作为参考。图5项目上、下网电量监测图4、数据监测和存档：净上网电量（上网电减下网电量）是核实减排量的依据。上网电量和下网电量监测步骤如下：(1)数据监测频率：连续监测，每月记录一次；(2)项目业主和电网公司共同读取上网和下网电表的数据并记录结果；(3)项目业主向审核机构人员提供电表读数记录及电力销售记录。5、全过程的质量控制QC与质量保障QA程序(1)从电力销售凭证（如售电发票、电力结算单）获得的上网电量和下网电量用来计算本项目活动的减排量；(2)为确保数据质量，监测数据要与售电发票及其它记录保持一致；(3)电站编制了电站运行维护规程和相关制度，严格按规程和制度操作。风机1华东电网变压器M1M2副表主表风机2风机21中国温室气体自愿减排项目设计文件第35页6、测量仪器的维护、检验和故障处理(1)测量仪器的维护和检验校准电表应符合DL/T448-2000《电能计量装置技术管理规程》的要求或后继标准的要求。为了保证仪器仪表监测数据的准确，项目业主和电网双方共同委托有电能计量检测资质的机构定期对监测的仪器仪表进行现场检验校准，以及负责故障排查，以保证测量的准确性。(2)测量仪器的故障处理程序当运行的计量装置发生故障时，发现故障的一方应及时告诉另一方，并通知检测机构立即派人对该计量装置进行检查、校验、测试和处理（包括维修或更换该计量装置），尽快恢复正常计量。当上网和下网电量计量表发生故障时，经双方确认后，除及时校验或更换该计量装置外，其上网和下网电量按以下方法进行确定：I．当M1发生故障时，可读取和记录M2的数据，M2具有与M1相同的精度。及时维修或更换M1，经验收合格后方可再次启用M1。II．M1、M2均不能正常工作时，业主和电网公司协商确定净上网电量。业主和电网公司协商不一致时，参照发电机出口处的电表记录，在考虑电站厂用电、线损的基础上，确定电站上网和下网电量，项目业主将以透明的、保守的方式提供利用此数据计算上网和下网电量的方法，并向审核机构说明该方法是合理的。Ⅲ.如果项目业主和电网公司没能达成关于电量正确读数的协议，可依据协议程序申请裁决。7、监测报告由监测小组经理负责收集整理，由项目业主编制监测报告。项目业主应保证监测报告内容符合自愿减排备案材料中明确的监测方法学。中国温室气体自愿减排项目设计文件第36页C部分.项目活动期限和减排计入期C.1.项目活动期限C.1.1.项目活动开始日期>>2014年8月21日9C.1.2.预计的项目活动运行寿命>>20年C.2.项目活动减排计入期C.2.1.计入期类型>>本项目选择可更新计入期，每个计入期7年，可更新2次，共计21年。C.2.2.第一计入期开始日期>>2015年9月1日10，或本项目备案日期，以时间较后者为主。C.2.3.第一计入期长度>>7年（2015年9月1日-2022年8月31日，含首尾2天）9项目开始时间的依据是项目业主跟河北省电力建设第一公司签订施工合同的时间。102015年9月1日为本项目预计发电时间。中国温室气体自愿减排项目设计文件第37页D部分.环境影响D.1.环境影响分析>>本项目的环境影响报告表由业主委托浙江省台州市环境科学设计研究院于2013年3月编写完成。项目的环境影响报告表于2013年3月25日在台州市黄岩区环境保护局得到审批（黄环管[2013]24号），报告内容总结如下：施工期环境影响总结及应对措施：（1）废气污染防治施工期项目废气主要为机械设备驱动排放的废气和运输车辆尾气以及土石方阶段产生的扬尘。可在施工工地周围设置硬质围挡，物料堆、渣土堆和裸地均设防尘布覆盖或喷涂凝固剂等防尘；施工场地定时洒水、开挖地面及时压实硬化等措施，并对运输车辆实施限速、物料密封运输。从而减少扬尘对施工人员和环境空气的影响。（）2废水污染防治废水主要产生于钻井污水、采输卤管道试压废水和生活污水，可在施工围墙（档）四周设置排水沟和排水管，道路及场地适当放坡以减少水土流失。施工人员生活废水相对集中设置。（3）固废污染防治固体废弃物主要包括地表开挖产生的渣土、施工过程产生的废弃包装材料、废砂浆、钢筋头、废木板等和职工生活垃圾。开挖的表土应就近堆放，设防雨布覆盖，完工后回填。生活垃圾经收集桶收集，定期送至当地环卫部门指定点，最终送至垃圾填埋场处理。（4）噪声污染防治针对本项目建设过程中出现的噪声，应合理选择施工站场，高噪声机械施工尽量远离居民点；合理安排工作时间，风机基础施工应避开22：00～次中国温室气体自愿减排项目设计文件第38页日6：00时段强噪声源的施工和施工运输；施工道路途经敏感区域限速、禁鸣；合理安排施工便道，硬化施工便道；选用低噪声设备，定期维修、养护，固定机械设备设置隔声屏障、消音器等，使厂界噪声满足《工业企业厂界环境噪声排放标准》（GB12348-2008）相关声环境功能区标准。（5）生态防护措施风电场场址将会永久性和临时性占用部分土地，对于施工在建设完成时将给予及时恢复，避免水土流失。主要的恢复措施包括土地填埋、植被恢复等。对于永久占地，可以在相邻地方采取生态补偿措施，减少对当地生态系统的影响。运营期环境影响总结及应对措施：运营期间，风电场场址周边无居民区等敏感目标，因而风力发电机组日常运行噪声对周围环境基本无影响。运营期间的生活废水收集后经化粪池或地埋式生活污水处理系统处理，处理后不外排，全部用于绿化。风电机组更换的废油和电子废弃物等危险废物交有资质的单位处置。D.2.环境影响评价>>UPC黄岩风电场工程建成投运后，对当地社会经济发展具有较大的促进作用，经济效益、社会效益和环境效益明显。工程建设对当地水环境、声环境、大气环境、生态环境影响较小，除工程占地造成土地利用状况不可逆转外，其他影响均可通过采取相应的环保及环境管理措施予以减缓，此处无需进行额外的说明。中国温室气体自愿减排项目设计文件第39页E部分.利益相关方的评价意见E.1.简要说明如何征求地方利益相关方的评价意见及如何汇总这些意见>>业主于2013年10月13日在项目所在地召开了利益相关方会议。所参会的利息相关方代表为项目周边村庄的居民。会议通过调查问卷的形式收集了有关代表们对于本项目的意见。调查问卷一共发出50份，收回50份。E.2.收到的评价意见的汇总>>调查问卷结果汇总如下表：表8.利益相关方问卷调查信息汇总项目编号内容意见结果统计数量比例（%）1您是否了解或听说过本项目了解4080听说过510没听过5102您认为本工程建设对对地区电力供应有无改善有4488不清楚612没有003您认为本工程对当地的环境产生怎样的影响有利3876有害24无影响10204对于个人最大的影响废水影响24粉尘影响816噪音3468电磁48其他245对于当地植被的影响较大00一般714较小43866项目建设是否加剧水土流失是714否43867项目带来的最大便利发展当地经济3774增加就业率1020其他36E.3.对所收到的评价意见如何给予相应考虑的报告>>从公众参与调查结果可见，本地区的公众参与程度较高。由于本工程的建设可缓解电力紧张、增加就业率等，因此公众支持度较高。公众参与过程中国温室气体自愿减排项目设计文件第40页中，公众对本项目主要关心和反映的问题包括：噪音污染及其他环境污染问题；施工扰民问题；当地群众利益问题；以及生态环境。针对上述意见和建议，建设单位及环评单位做出了积极响应，提出了相应的对策措施。-----中国温室气体自愿减排项目设计文件第41页附件1:申请项目备案的企业法人联系信息企业法人名称：台州市黄岩优能风电有限公司地址：台州市黄岩区大环家园2号楼2201室邮政编码：318020电话：0576-81108751传真：0576-81108651电子邮件：qibao.zhu@upcrenewables.com.cn网址：授权代表：朱启宝姓名：朱启宝职务：总经理部门：手机：13018901619传真：0576-81108651电话：0576-81108751电子邮件：qibao.zhu@upcrenewables.com.cn中国温室气体自愿减排项目设计文件第42页附件2:事前减排量计算补充信息排放因子计算详见国家发改委发布的《2014年关于确定中国电网基准线排放因子的公告》。附件3:监测计划补充信息无-----