江西电化学储能项目建议书参考范文.docx
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1、泓域咨询/江西电化学储能项目建议书目录第一章 项目建设背景及必要性分析7一、 电化学储能为主流7二、 短期内储能发展需跟踪新型电力系统转型步伐7三、 成熟商业模式支撑稳健发展8四、 着力畅通经济循环9五、 对接融入国家战略10第二章 市场分析12一、 压缩空气储能值得期待12二、 储能成新能源标配于争议中坚定前行15三、 “双碳”目标衍生政策东风,储能迎来高光时刻16第三章 项目绪论18一、 项目概述18二、 项目提出的理由19三、 项目总投资及资金构成21四、 资金筹措方案21五、 项目预期经济效益规划目标22六、 项目建设进度规划22七、 环境影响22八、 报告编制依据和原则23九、 研究
2、范围24十、 研究结论24十一、 主要经济指标一览表24主要经济指标一览表24第四章 建筑工程说明27一、 项目工程设计总体要求27二、 建设方案28三、 建筑工程建设指标29建筑工程投资一览表29第五章 选址方案分析31一、 项目选址原则31二、 建设区基本情况31三、 大力推进以科技创新为核心的全面创新34四、 项目选址综合评价38第六章 法人治理结构39一、 股东权利及义务39二、 董事42三、 高级管理人员47四、 监事49第七章 发展规划52一、 公司发展规划52二、 保障措施53第八章 环保分析55一、 编制依据55二、 环境影响合理性分析56三、 建设期大气环境影响分析56四、
3、建设期水环境影响分析59五、 建设期固体废弃物环境影响分析60六、 建设期声环境影响分析60七、 环境管理分析62八、 结论及建议63第九章 技术方案65一、 企业技术研发分析65二、 项目技术工艺分析67三、 质量管理68四、 设备选型方案69主要设备购置一览表70第十章 项目节能方案72一、 项目节能概述72二、 能源消费种类和数量分析73能耗分析一览表74三、 项目节能措施74四、 节能综合评价75第十一章 原辅材料供应77一、 项目建设期原辅材料供应情况77二、 项目运营期原辅材料供应及质量管理77第十二章 投资计划方案78一、 编制说明78二、 建设投资78建筑工程投资一览表79主要
4、设备购置一览表80建设投资估算表81三、 建设期利息82建设期利息估算表82固定资产投资估算表83四、 流动资金84流动资金估算表85五、 项目总投资86总投资及构成一览表86六、 资金筹措与投资计划87项目投资计划与资金筹措一览表87第十三章 经济收益分析89一、 经济评价财务测算89营业收入、税金及附加和增值税估算表89综合总成本费用估算表90固定资产折旧费估算表91无形资产和其他资产摊销估算表92利润及利润分配表94二、 项目盈利能力分析94项目投资现金流量表96三、 偿债能力分析97借款还本付息计划表98第十四章 招投标方案100一、 项目招标依据100二、 项目招标范围100三、 招
5、标要求100四、 招标组织方式102五、 招标信息发布104第十五章 风险风险及应对措施105一、 项目风险分析105二、 项目风险对策107第十六章 项目总结分析110第十七章 附表附录112营业收入、税金及附加和增值税估算表112综合总成本费用估算表112固定资产折旧费估算表113无形资产和其他资产摊销估算表114利润及利润分配表115项目投资现金流量表116借款还本付息计划表117建设投资估算表118建设投资估算表118建设期利息估算表119固定资产投资估算表120流动资金估算表121总投资及构成一览表122项目投资计划与资金筹措一览表123本期项目是基于公开的产业信息、市场分析、技术方
6、案等信息,并依托行业分析模型而进行的模板化设计,其数据参数符合行业基本情况。本报告仅作为投资参考或作为学习参考模板用途。第一章 项目建设背景及必要性分析一、 电化学储能为主流储能技术按能量的转化机制不同,可分为物理储能(抽水蓄能、压缩空气储能、飞轮储能)、电化学储能(锂离子电池、钠硫电池、铅蓄电池和液流电池等)、电磁储能(超级电容器、超导储能)和光热储能(熔盐储能)四类。抽水蓄能技术成熟,电化学储能等新型储能技术不甘落后。多个储能技术中抽水蓄能技术最为成熟,在我国已投运储能项目累计装机规模中占比最大,根据CNESA数据,截至2020年底占比为89.30%。回顾近年各储能技术装机量占比,抽水蓄能
7、占比其实有所下降,根据CNESA数据,截至2015年,抽水蓄能占比高达99.5%,至2020年降幅高达约10pct,反映出我国新型储能技术商业化应用加速发展。截至2020年底,电化学储能投运项目累计占比约为9.2%,其中锂离子电池约为88.8%;熔盐储能规模进一步扩大,占比达1.5%;液流电池储能、超级电容储能、压缩空气储能项目规模占比较2019年有所下滑,主要受市场热拥电化学储能赛道挤占该部分储能项目投资资源所致。二、 短期内储能发展需跟踪新型电力系统转型步伐“双碳”目标实现需要大规模新能源建设,而新能源废弃率与新能源发电的不稳定性和间歇性问题增加了电网输配容量、电频波动控制等方面的要求,“
8、风光水火储一体化”、“源网荷储一体化”使得储能在新型电力系统中的刚性需求地位确立。储能在新型电力系统的发电侧、输配电侧、用户侧三大场景中充分发挥价值。当前储能行业与电力系统转型深度绑定,短期可跟踪指标有:(1)发电侧:看新能源配储比例、新能源在能源消耗系统中占比、新能源装机数量。2021年储能发展主靠发电侧配储改革推动,配储比例普遍在10%-20%左右,未来随着配储模式推行,配储比例仍有提升空间,而新能源比重与装机数量的提升则增加了配储量。(2)输配电侧:重点关注电网灵活性水平,看调频、备用、转动惯量、爬坡等电力辅助服务市场化进程。(3)用户侧:看峰谷价差需求,需求越大,削峰填谷的空间与利润更
9、大。三、 成熟商业模式支撑稳健发展政策只能作为行业初步发展的推动力,储能参与主体应当借助政策与市场机制改革之风,探索建立成熟商业模式, 实现真正的主体独立性并在储能服务市场中取得议价权才能保障行业稳健发展。当前,我国储能企业已在发电侧、输配侧、用户侧开拓多种盈利模式,主要有削峰填谷收益、调峰调频等电网辅助服务、配套储能租赁、共享储能、能源合同管理等模式。对比英国电力市场,国内储能收益来源较单一。英国电力市场自由化程度高,这为储能获得更多收益提供了可能性。从收益渠道来看,英国电力市场的储能收益来源广泛,包括从价值相对较高的调频服务市场及备用市场,到价值相对不高的能量市场,储能可获得的收益来源超过
10、 10 种。目前国内多数大型储能电站主要参与调频服务或调峰服务,用户侧储能主要开展峰谷套利服务,收益来源较为单一。储能在建立稳定商业模式同时,作为独立市场主体可参与多个细分市场实现效益叠加。四、 着力畅通经济循环找准江西在新发展格局中的坐标定位和比较优势,全面融入国内统一大市场,更好利用国内国际两个市场两种资源,畅通生产、分配、流通、消费各环节,促进经济良性循环。助力畅通国内大循环。围绕服务国内大市场,把需求牵引和供给创造有机结合起来,不断提高供给体系对国内需求的适配性。立足我省毗邻长珠闽、产业门类齐全、资源要素丰富等优势,主动承接沿海发达地区产业转移,打造制造业转移集聚区,为把产业链关键环节
11、留在国内作出积极贡献。切实发挥“四面逢源”区位交通优势,实施交通物流枢纽建设行动,加强高铁货运、航空货运和水运能力建设,大力发展水陆空“无缝对接”多式联运模式,加快完善现代集疏运体系,打造中部地区陆路物流枢纽、长江中游综合航运中心、“一带一路”航空货运重要基地。进一步强化标准对接、信息交换、监管互认等建设,破除生产要素和商品服务流通障碍,确保国内大循环在江西畅通无阻。促进国内国际双循环。立足国内大循环,发挥比较优势,促进内需和外需、进口和出口、引进外资和对外投资协调发展。建立健全与国际市场规则相衔接的政策法规体系,推进内外贸相关法规、监管体制、经营资质、质量标准、检验检疫、认证认可等相衔接,实
12、现内外销产品同线同标同质。进一步扩大双向贸易和投资,支持企业设立海外原材料保供基地、海外仓,并购关键技术、布局营销网络,努力进入国际产业分工关键环节。五、 对接融入国家战略进一步抢抓机遇,精准对接,更加主动地服务和融入国家发展战略。深度融入“一带一路”建设。构建面向发达经济体、新兴市场的统筹开放体系,拓展国际合作新空间。探索国际产能合作新机制,积极开展第三方市场合作,构筑互利共赢的产业链供应链合作体系。全面推进陆海空网战略通道建设,推动赣欧班列高质量运行。依托南昌、赣州“一带一路”节点城市和景德镇文化节点城市等建设,务实推进对外友好往来。全面深化对内开放合作。抓住促进中部地区崛起战略机遇,积极
13、参与长江经济带建设,支持大南昌都市圈协同武汉城市圈、长株潭城市群共建长江中游城市群,推动长江中游城市群上升为国家战略。全面对接粤港澳大湾区、长三角一体化、京津冀协同发展等国家重大区域发展战略,推动与成渝地区双城经济圈等联动发展。深化省际合作,推动赣浙边际合作(衢饶)示范区、赣湘边区域合作示范区、赣粤产业合作试验区等建设取得更大实效。第二章 市场分析一、 压缩空气储能值得期待20世纪70年代后期,全球第一座压缩空气储能电站在德国建成,美国、日本等国家在此领域的发展速度也在不断加快。现阶段,全球商业化运行的压缩空气储能电站共有两座,分别位于德国、美国。我国压缩空气储能技术研究起步较晚,2005年才
14、开始发展,但进步迅速,2016年建立示范工程项目,技术已进入全球先进水平。2021年9月23日,山东肥城压缩空气储能调峰电站项目正式实现并网发电,这标志着国际首个盐穴先进压缩空气储能电站已进入正式商业运行状态。2021年以来,全国有多个已签约待建项目,项目密度较往年有所提升。新型压缩空气储能攻克传统储能瓶颈,具规模化应用潜能。压缩空气储能分为传统与新型两大技术路线。传统压缩空气储能系统(CAES)是基于燃气轮机技术开发的一种储能系统。在用电低谷,将空气压缩并存于储气室中,使电能转化为空气的内能存储起来;在用电高峰,高压空气从储气室释放,进入燃气轮机燃烧室同燃料一起燃烧,然后驱动透平发电。目前已
15、在德国(Huntorf290MW)和美国(McIntosh110MW)得到了规模化商业应用,在日本、以色列、芬兰和南非等国家也有相关研究和在建项目。但传统压缩空气储能技术依赖储气洞穴与化石燃料,系统效率低下,存储与转换过程会带来新污染。新型压缩空气储能则拥有三大技术进步,提高了压缩空气储能广泛适用度:绝热压缩空气储能:蓄热回热技术回收再利用气体压缩过程所产生的压缩热,在压缩空气发电时不需再燃烧化石燃料,即非补燃式的压缩空气储能技术。我国江苏金坛非补燃式压缩空气储能电站为世界首个非补燃压缩空气储能电站。液态空气储能:采用压缩空气液化储存或高压气态储能于储气装置中,摆脱对储气洞穴的依赖。2021年
16、10月,我国首套10兆瓦先进压缩空气储能系统在贵州毕节并网发电,该套系统可在夜间电网负荷低谷时通过压缩机将空气压缩并存入集气装置存储,白天用电高峰时将高压空气释放驱动膨胀机带动发电机发电。超临界压缩空气储能:通过压缩、膨胀、超临界蓄热及换热,系统集成优化,整体提高系统效率,同时解决传统压缩空气储能所有技术瓶颈。先进压缩储能技术优势多,为极具发展潜力的长时大规模储能技术。对比各类新型储能技术,先进压缩空气储能技术具有规模大、成本低、寿命长、清洁无污染、储能周期不受限制、不依赖化石燃料及地理条件等优势,是极具发展潜力的长时大规模储能技术,广泛应用于电力系统调峰、调频、调相、旋转备用、黑启动等,在提
17、高电力系统效率、安全性和经济性等方面具有广阔发展空间和强劲竞争力。2021年12月,中储国能表示从目前已建成和在建的项目来看,兆瓦级的系统效率可达52.1%,10兆瓦的系统效率可达60.2%,百兆瓦级别以上的系统设计效率可以达到70%,先进压缩空气储能系统效率能够逼近75%。系统规模增加后,单位投资成本也持续下降,系统规模每提高一个数量级,单位成本下降可达30%左右。储能大规模应用大势所趋,技术成熟前提下,对经济性敏感度或将使压缩空气储能成为继电化学储能后第二波新型储能商业化与规模化应用浪潮的主角。中储国能是中国科学院工程热物理研究所100MW先进压缩空气储能技术的产业化公司,专注于压缩空气储
18、能技术的推广应用,产业化进程已进入新阶段。2020年中储国能获得中科创星、株洲高科领投的1.6亿元天使轮投资,2021年资本继续加码,由招银国际领投,中科创星追投,联想之星、普华资本、华控基金、南京麒麟等机构跟投,融资金额达1.8亿元。2022年初,高盛集团旗下的高盛资产管理公司计划向总部位于加拿大安大略省的先进压缩空气储能(A-CAES)开发商Hydrostor公司投资2.5亿美元。Hydrostor正在将其专有的压缩空气储能技术商业化,打造具有成本效益的长时储能解决方案。公司目前有一个正在商业运营的项目,储能规模2.2MW/10MWh+,于2019年在加拿大安大略省正式上线运行,并在澳大利
19、亚和美国的加利福尼亚州拥有1.1GW/8.7GWh的待建项目。二、 储能成新能源标配于争议中坚定前行中国储能市场发展起始于2010年,历经十余年发展,技术已得到验证,示范应用项目成功推行,商业模式在探索中有所改进。2020年,“双碳”目标下,可再生能源的开发得到前所未有重视,高比例不稳定的可再生能源消纳压力下,多省地方政府及电网公司提出集中式“新能源+储能”配套发展政策,储能技术对新能源大规模普及的价值充分体现并成共识,“风光水火储一体化”、“源网荷储一体化”推动储能市场与“风光”发电新能源市场繁荣共进。2020年以来储能行业的高景气源于新能源强配储能措施的推行,更多是要归功于政策面的利好,而
20、未来储能行业能否欣欣向荣,则有赖于成熟有效商业模式的搭建。据中国新闻周刊记者不完全统计,2020年全国先后约17个省市区出台了“新能源+储能”相关政策。自2021年初至2021年11月,有20个省市区提出了“风光储一体化”,各省区的储能配置比例基本都在520之间,一般要求储能时长为2小时。新能源势在必行,储能配备大势所趋背景下,各大央企、国企,以及部分民企纷纷布局,强配储政策引导效果显著,根据CNESA数据,2020年中国电化学储能装机增速跳跃至91%,而2019年装机增速只有59%。三、 “双碳”目标衍生政策东风,储能迎来高光时刻2021年7月15日,国家发改委、国家能源局关于加快推动新型储
21、能发展的指导意见中首次明确了储能作为碳达峰、碳中和的关键支撑技术,明确了储能的发展目标与重点任务,2025年新型储能装机规模达3000万千瓦以上,接近2021年装机规模的10倍,极大提振行业信心,为储能长期发展奠定了基础。2021年7月29日,国家发改委发布关于进一步完善分时电价机制的通知推动电价市场化改革,通过峰谷电价、尖峰电价等价格信号,激励市场成员自发配置储能或调峰资源。经济利益可驱动市场成员自发实现分散与集中相互协同的储能设施配置方案,为储能设施商业价值的实现提供空间。峰谷价差拉大,将催生出更多应用新模式。2021年8月24日电化学储能电站安全管理暂行办法(征求意见稿)1和2021年9
22、月24日新型储能项目管理规范(暂行)2的出台,将促进形成储能全生命周期、全流程的管理体系,为储能可持续发展保驾护航。2021年12月24日国家能源局发布新版“两个细则”3,新增新型储能为市场主体;新增转动惯量、爬坡、调相等辅助服务品种;分摊机制由并网电厂内分摊变为发电企业与电力用户共同分摊,进一步优化现有电力辅助服务补偿与分摊机制,为储能开拓了市场获益空间。第三章 项目绪论一、 项目概述(一)项目基本情况1、项目名称:江西电化学储能项目2、承办单位名称:xx有限责任公司3、项目性质:新建4、项目建设地点:xx(以选址意见书为准)5、项目联系人:姜xx(二)主办单位基本情况公司坚持提升企业素质,
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