基于实例的海上风电项目CCER 测算及经济性分析

王 玺， 李广洋

（中国能源建设集团江苏省电力设计院有限公司， 江苏 南京 210000）

0 引言

CCER 即中国核证减排量，旨在开发适合中国本土的温室气体自愿减排项目，并对项目的温室气体减排效果进行量化核证。核证后的温室气体减排量可在我国的自愿减排交易注册系统进行登记，CCER 作为碳市场配额机制下的一种补充，在经备案的机构内进行交易，是中国碳市场重要的政策工具之一。

2021 年1 月5 日，生态环境部发布了《碳排放权交易管理办法（试行）》[1]，明确规定了重点排放单位每年可以使用国家核证自愿减排量抵销碳排放配额的清缴。2023 年10 月19 日，生态环境部发布《温室气体自愿减排交易管理办法（试行）》[2]，标志着自愿减排市场自2017 年暂停以来的正式重启，其建设对于 “3060” 目标的实现具有重大意义，CCER 作为碳市场中用于调控的重要工具之一，是发展相关碳金融衍生品的重要载体[3]，具有极为广阔的发展前景。

海上风电作为可再生能源发电的前沿领域，具有不占用土地和适宜大规模开发的特点，同时受海洋环境复杂等因素影响，建造成本远高于陆上风电。因此，针对海上风电项目进行CCER 开发，可充分挖掘项目在碳市场层面的经济价值，提高项目的投资内部收益率，缩短投资回收期，促进相关项目落地。

1 某海上风电项目概况

1.1 电站概况

海上风电依托风能作为可再生能源，没有大气、水污染问题和废渣的堆放问题，是一种环保、低耗能、节约型的发电项目。本项目共布置有100 台单机容量为8.5 MW 的风电机组，分4 个风电场建设，其中一号海上风电场中心离岸距离约30 km，规划风场面积32 km2，场区地形高程整体较深，仅东部小部分海域地形高程较浅，高程在-18～-3 m（85 国家高程基准，下同）之间，布置24 台风电机组；二号海上风电场中心离岸距离约28 km，规划风场面积48.3 km2，场区地形高程总体较深，高程在-19～-10 m 之间，布置35 台风电机组；三号海上风电场中心离岸距离约40 km，规划风场面积23.9 km2，场区地形起伏较大，高程在-14～-3 m 之间，布置18 台风电机组；四号海上风电场中心离岸距离约37 km，规划风场面积32 km2，场区地形起伏较大，高程在-14～-1 m 之间，布置23 台风电机组。上述海上风电场内部采用35 kV 电缆连接风电机组与海上升压站，其中一号、二号风电场共用一座新建的海上升压站，三号利用已建的海上风电场项目的海上升压站，四号风电场新建一座海上升压站，分别通过四条220 kV 送出线（海缆）至陆上开关站。

1.2 项目建设内容

本项目建设主要包括100 台单机容量为8.5 MW风电机组、2 座海上升压站、风电场内部35 kV 电缆、4条送出线及架空线塔、开关站连接道路等。

风机采用水平轴、上风向式、三叶片、变速变桨风力机型，采用单机容量8.5 MW 风电机组，叶轮直径226.5 m，风电场风机轮毂高度为131.5～133.5 m。风机基础综合比较了结构特性、施工组织难易程度、工期、工程经济性等因素，采用单桩基础，与上部塔筒采用法兰连接。

风机之间连接以及每一回风机组至升压变电站之间连接的海缆全部采用35 kV 海底电缆，其形式为铜导体三芯交联聚乙烯绝缘分相铅护套粗钢丝铠装光纤复合海底电缆。

海上升压站主要包括35 kV 配电装置、220 kV 主变压器、220 kV GIS 配电装置、高压电抗器、二次屏柜等设备。变压器采用三相、铜绕组、自冷却型、油浸式、自然油循环、低损耗的有载调压电力分裂变压器，海缆采用钢丝铠装或者铜丝铠装海缆。海上升压站采用四桩导管架结构，导管架基础用4 根或4 根以上的钢管桩，并用导管架相连，导管架与海上升压站上部结构支架相连。

陆上开关站采用钢筋混凝土框架结构，设置有220 kV GIS 室、35 kV 配电装置及SVG 室、生产综合楼、辅助楼，其地基处理方式初步拟采用钢筋混凝土灌注桩。

1.3 技术经济指标

本项目装机规模850MW，年上网电量为287765.93万kW·h，平均单机年发电量为2 877.66 万kW·h，风电场年等效满负荷小时数为3 385.48 h，其主要技术经济指标见表1。

表1 主要技术经济指标

2 项目设计文件

2.1 温室气体自愿减排方法学

温室气体自愿减排方法学是该领域CCER 项目审定、减排量核算以及核查的重要导则和依据，主要包括项目的适用条件、项目边界、计入期、减排量核算方法及监测方法等内容。目前已发布的针对海上风电项目的方法学为《温室气体自愿减排项目方法学 并网海上风力发电》（CCER-01-002-V01），主要适用于并网海上风电项目，可为并网海上风电项目进行温室气体自愿减排量的开发提供指导。

2.2 项目边界

本海上风电项目的边界主要包括海上风电发电及其配套设施，以及本项目所在区域电网中的各项发电设施，项目边界如图1 所示。

图1 项目边界[4]

2.3 额外性论证

额外性指的是本项目若缺少额外支持，将会在财务、技术、融资以及实施等方面面临各种劣势和障碍，从而导致项目无法落实，使得项目的减排量在没有CCER 核证时无法产生。根据方法学要求，本项目属于并网海上风电项目，受海洋环境复杂等因素影响，建造成本远高于陆上风电，对技术要求较高，普遍存在技术障碍，额外性可免予论证。

2.4 基准线排放量

本项目的基准线排放量是指本项目所产生的所有上网电量由本项目所在区域电网的其他并网发电厂进行替代生产所产生的排放量，采用式1 计算本项目的基准线排放量。

式中：Ei为项目在第i年的基准线排放量，tCO2；GPJ，i为项目在第i年的净上网电量，MWh；Fgrid，CM，i为项目在第i年所在区域的电网的组合边际排放因子，tCO2/（MW·h）。

采用式2 计算本项目在第i年的净上网电量。

式中：Gex，i为项目在第i年输送至所在区域电网的上网电量，MW·h；Gim，i为区域电网在第i年输送至项目的下网电量，MW·h。

采用式3 计算本项目在第i年所在区域的组合边际排放因子。

式中：Ggrid，OM，i为项目在第i年所在区域电网的电量边际排放因子，tCO2/MW·h；Ggrid，BM，i为项目在第i年所在区域电网的容量边际排放因子，tCO2/MW·h；OM为电量边际排放因子的权重；BM为容量边际排放因子的权重。以上系数取值见表2。

表2 主要系数取值和基准排放量

2.5 排放量和泄漏量

本海上风电项目的温室气体排放量主要来自于运维船只和车辆、备用发电机等使用化石燃料产生的排放，相比较整体项目而言，排放量较小，可忽略不计。因此项目第i年的排放量Ei=0。

本海上风电项目的温室气体泄漏量主要来源于上游厂家在原材料开采、设备加工、大件运输等环节使用化石燃料产生的排放量，相比较整体项目而言，排放量较小，也可忽略不计。

2.6 减排量计算

采用式4 计算本项目的减排量。

式中：Ri为项目在第i年所产生的减排量，tCO2。

综上，本海上风电项目在第i年产生的减排量为1 696 524.04 tCO2。

2.7 数据监测方案

本项目目前处于设计阶段，计算使用的各项系数主要采用方法学确定的默认值及项目可行性研究报告中的预估值。待项目实施之后，项目第i年的上网电量需通过在并网协议中确定的上网计量点的电能表进行监测获得，并按照方法学的要求确定检定及校准要求。项目第i年的下网电量通过在并网协议中确定的下网计量点的电能表进行监测获得，并按照方法学的要求确定检定及校准要求。以上电能表需要定期校验和维护，从而确保数据质量。针对电量边际排放因子和容量边际排放因子，则需要及时跟踪生态环境部发布的最新数据。

3 项目经济性分析

参考北京市碳排放权电子交易平台发布的2023年CCER 平均交易价格（77.32 元/t），若本项目作为CCER 项目进行开发且并在相关碳市场平台进行交易，则本项目每年可出售CCER 获利13 117.5 万元。

本项目的投资财务内部收益率（所得税后）从5.14%提高到6.60%，资本金内部收益率从8.07%提高到12.49%，详见表3。

表3 本项目CCER 开发经济性分析

4 结语

通过选择合适的方法学，基于实例对某海上风电项目的CCER 开发过程进行研究，对项目排放量、基准线排放量及减排量进行了测算，结合目前最新的交易价格纳入项目总投资进行了经济性分析。结果表明，针对海上风电项目，开发CCER 将带来大幅的收益，可提高项目的投资内部收益率，缩短投资回收期。