玉门地区利用风能资源发电，面临着重大的经济和财务阻力。同时由于我国低成本的煤炭资源非常丰富，建设和运行燃煤电厂的成本相对较低、技术成熟、风险低、收益高，使得燃煤电厂在中国一直处于主导地位。风电场的千瓦造价一般为火电的2 倍，并且目前世界风电市场由买方市场变为卖方市场，风机涨价及风机供应紧缺，高昂的初始投资和银行筹资增加了项目的财务风险。另外，由于玉门地区大部分风电机组从设计到生产主要依赖于进口，(现有95%以上的机组从国外进口),并且在风电项目的投资、建设和运行管理方面缺乏足够的运行、管理人才，容易导致设备故障和失修，这也加大了本项目的投资风险。没有CDM 的支持，拟议项目不能够顺利开展。因此玉门地区利用CDM 开展风电项目具有额外性。

(2) 玉门地区CDM 项目基准线情景识别

CDM 风电项目基准线是指在没有该CDM 项目的情况下，为了提供同样的服务，最可能建设的其他项目(即基准线项目)所带来的温室气体排放量。与基准线相比，CDM 项目减少的温室气体排放量就是该项目的减排效益[9]。基准线的设置应考虑东道国的政策和具体情况，同时体现透明和保守的原则，从而根据假设没有拟议的CDM 项目时温室气体源的排放量来确定CDM 项目的减排情况。

根据当前中国电力结构状况，识别出四种可能的基准线情景作为替代方案：

替代方案1：在没有CDM 支持情况下建设一个与本项目容量相当的可再生源发电厂;

替代方案2：建设一个与本项目年供电量相当的化石燃料电厂;

替代方案3：实施本项目，但没有CDM 支持;

替代方案4：由现存西北电网提供数量相当的电量。

项目所在地还存在的可以用来发电的可再生能源有水力和太阳能，其中太阳能发电由于造价昂贵而不具有商业运行的可能性;对于水力发电，由于大多数适合开发水电站的位置已经被利用，水电项目面临着与风电项目相似的投资回报，因此，方案1 不是可行的，应当被排除在外。根据国内的相关政策，装机容量在50 MW 及以下的小火电在关停之列，并且不允许在大电网可以覆盖到的区域开工建设135 MW 及以下燃煤电厂。低于135 MW 的化石燃料发电厂，无论是燃煤发电、柴油发电、天然气发电在类似西北电网这样的省级和地区电网中是不允许建设的。因此，方案2 也不是现实可信的基准线替代方案情景。

没有CDM 的支持，本项目的内部投资收益率缺乏商业竞争力，不能吸引投资者进行投资，不具有商业投资吸引力，因此方案3 也不是现实的基准线情景，应被排除。

方案4(由现存西北电网提供数量相当的电量)没有任何障碍，现实可行。因此，综合以上分析，方案4 是唯一现实的、可信的，且同当前法律法规相一致的项目活动基准线替代方案。

甘肃玉门地处西北地区，并且该地区利用风能开展CDM 项目活动本身不属于基准线，根据方案4 可以确定相应的基准线情景.

2.3 玉门地区发展CDM 风电项目的实践

随着《京都议定书》的正式生效，许多具有减排义务的国家表现出了对购买减排量的积极态度，这些国家通过CDM 项目购买承担国的温室气体排放量来履行其在京都议定书下的义务。在原甘肃计划委员会的大力支持下，2003 年9 月甘肃洁源风电公司就将风电场已建和在建的8.33 万kW 项目申请了CDM 项目资助，并通过国家审批，项目产生的温室气体减排量，从2008 年起陆续正式进行交易。此外，2005 年12 月8 日，甘肃大唐玉门风电有限公司和日本中部电力公司签署《甘肃大唐玉门49 MW 风电工程核证减排额购买主协议》。该项目已得到国家发改委批复同意作为清洁发展机制项目，并于2007 年7 月在CDM 执行理事会(EB)成功注册。玉门风电不但属于清洁能源，也属于议定书中规定的清洁机制的范围，通过发展清洁发展机制能够得到原高排放温室气体国家对CDM 项目的资助，这不仅扩大了玉门风电场的规模，更有利于环保。

3 基准线下的甘肃玉门CDM 风电项目效益分析

3.1 基准线排放因子计算

根据上述所识别的基准线替代方案，玉门地区风电项目所在的电力系统是中国西北电网，没有CDM 的支持，本项目产生的电量将由西北电网中的其它并网电厂或电网中的新增电源部分提供。因此，本项目基准线排放因子将是西北电网中的电量边际排放因子和容量边际排放因子的组合。

根据文献[10]中所提到的方法学ACM0002，有