吴忠市储能项目可行性研究报告Word文档下载推荐.docx
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随着改革的深化，新型工业化、城镇化、信息化、农业现代化的推进，以及“大众创业、万众创新”、《中国制造2025》、“互联网+”、“一带一路”等重大战略举措的加速实施，企业发展基本面向好的势头更加巩固。
公司将把握国内外发展形势，利用好国际国内两个市场、两种资源，抓住发展机遇，转变发展方式，提高发展质量，依靠创业创新开辟发展新路径，赢得发展主动权，实现发展新突破。
企业履行社会责任，既是实现经济、环境、社会可持续发展的必由之路，也是实现企业自身可持续发展的必然选择；
既是顺应经济社会发展趋势的外在要求，也是提升企业可持续发展能力的内在需求；
既是企业转变发展方式、实现科学发展的重要途径，也是企业国际化发展的战略需要。
遵循“奉献能源、创造和谐”的企业宗旨，公司积极履行社会责任，依法经营、诚实守信，节约资源、保护环境，以人为本、构建和谐企业，回馈社会、实现价值共享，致力于实现经济、环境和社会三大责任的有机统一。
公司把建立健全社会责任管理机制作为社会责任管理推进工作的基础，从制度建设、组织架构和能力建设等方面着手，建立了一套较为完善的社会责任管理机制。
公司自成立以来，坚持“品牌化、规模化、专业化”的发展道路。
以人为本，强调服务，一直秉承“追求客户最大满意度”的原则。
多年来公司坚持不懈推进战略转型和管理变革，实现了企业持续、健康、快速发展。
未来我司将继续以“客户第一，质量第一，信誉第一”为原则，在产品质量上精益求精，追求完美，对客户以诚相待，互动双赢。
公司不断推动企业品牌建设，实施品牌战略，增强品牌意识，提升品牌管理能力，实现从产品服务经营向品牌经营转变。
公司积极申报注册国家及本区域著名商标等，加强品牌策划与设计，丰富品牌内涵，不断提高自主品牌产品和服务市场份额。
推进区域品牌建设，提高区域内企业影响力。
（三）项目建设选址及用地规模
本期项目选址位于xx（以选址意见书为准），占地面积约80.00亩。
项目拟定建设区域地理位置优越，交通便利，规划电力、给排水、通讯等公用设施条件完备，非常适宜本期项目建设。
（四）产品规划方案
根据项目建设规划，达产年产品规划设计方案为：
xx套储能设备/年。
二、项目提出的理由
以“揭榜挂帅”等方式加强关键技术装备研发，分类开展示范应用。
加快推动商业模式和体制机制创新，在重点地区先行先试。
推动技术革新、产业升级、成本下降，有效支撑新型储能产业市场化可持续发展。
三、项目总投资及资金构成
本期项目总投资包括建设投资、建设期利息和流动资金。
四、资金筹措方案
（一）项目资本金筹措方案
项目总投资27259.75万元，根据资金筹措方案，xx投资管理公司计划自筹资金（资本金）18539.59万元。
（二）申请银行借款方案
根据谨慎财务测算，本期工程项目申请银行借款总额8720.16万元。
五、项目预期经济效益规划目标
1、项目达产年预期营业收入（SP）：
58700.00万元。
2、年综合总成本费用（TC）：
50302.01万元。
3、项目达产年净利润（NP）：
6117.09万元。
4、财务内部收益率（FIRR）：
13.44%。
5、全部投资回收期（Pt）：
7.02年（含建设期24个月）。
6、达产年盈亏平衡点（BEP）：
28677.11万元（产值）。
六、原辅材料、设备
（一）项目主要原辅材料
该项目主要原辅材料包括xx、xx、xxx。
（二）主要设备
主要设备包括：
xx、xx、xxx等。
七、项目建设进度规划
项目计划从可行性研究报告的编制到工程竣工验收、投产运营共需24个月的时间。
八、项目实施的可行性
（一）长期的技术积累为项目的实施奠定了坚实基础
目前，公司已具备产品大批量生产的技术条件，并已获得了下游客户的普遍认可，为项目的实施奠定了坚实的基础。
（二）国家政策支持国内产业的发展
近年来，我国政府出台了一系列政策鼓励、规范产业发展。
在国家政策的助推下，本产业已成为我国具有国际竞争优势的战略性新兴产业，伴随着提质增效等长效机制政策的引导，本产业将进入持续健康发展的快车道，项目产品亦随之快速升级发展。
九、环境影响
本项目选址合理，符合相关规划和产业政策，通过采取有效的污染防治措施，污染物可做到达标排放，对周边环境的影响在可承受范围内，因此，在切实落实评价提出的污染控制措施和严格执行“三同时”制度的基础上，从环境影响的角度，本项目的建设是可行的。
十、报告编制依据和原则
（一）编制依据
1、承办单位关于编制本项目报告的委托；
2、国家和地方有关政策、法规、规划；
3、现行有关技术规范、标准和规定；
4、相关产业发展规划、政策；
5、项目承办单位提供的基础资料。
（二）编制原则
为实现产业高质量发展的目标，报告确定按如下原则编制：
1、认真贯彻国家和地方产业发展的总体思路：
资源综合利用、节约能源、提高社会效益和经济效益。
2、严格执行国家、地方及主管部门制定的环保、职业安全卫生、消防和节能设计规定、规范及标准。
3、积极采用新工艺、新技术，在保证产品质量的同时，力求节能降耗。
4、坚持可持续发展原则。
十一、研究范围
按照项目建设公司的发展规划，依据有关规定，就本项目提出的背景及建设的必要性、建设条件、市场供需状况与销售方案、建设方案、环境影响、项目组织与管理、投资估算与资金筹措、财务分析、社会效益等内容进行分析研究，并提出研究结论。
十二、研究结论
项目产品应用领域广泛，市场发展空间大。
本项目的建立投资合理，回收快，市场销售好，无环境污染，经济效益和社会效益良好，这也奠定了公司可持续发展的基础。
十三、主要经济指标一览表
主要经济指标一览表
序号
项目
单位
指标
备注
1
占地面积
㎡
53333.00
约80.00亩
1.1
总建筑面积
86106.31
容积率1.61
1.2
基底面积
31999.80
建筑系数60.00%
1.3
投资强度
万元/亩
246.32
2
总投资
万元
27259.75
2.1
建设投资
20363.09
2.1.1
工程费用
17852.60
2.1.2
其他费用
2035.98
2.1.3
预备费
474.51
2.2
建设期利息
427.29
2.3
流动资金
6469.37
3
资金筹措
3.1
自筹资金
18539.59
3.2
银行贷款
8720.16
4
营业收入
58700.00
正常运营年份
5
总成本费用
50302.01
"
6
利润总额
8156.12
7
净利润
6117.09
8
所得税
2039.03
9
增值税
2015.52
10
税金及附加
241.87
11
纳税总额
4296.42
12
工业增加值
14682.01
13
盈亏平衡点
28677.11
产值
14
回收期
年
7.02
15
内部收益率
13.44%
所得税后
16
财务净现值
435.04
第二章行业发展分析
一、推动规模化发展，支撑构建新型电力系统
持续优化建设布局，促进新型储能与电力系统各环节融合发展，支撑新型电力系统建设。
推动新型储能与新能源、常规电源协同优化运行，充分挖掘常规电源储能潜力，提高系统调节能力和容量支撑能力。
合理布局电网侧新型储能，着力提升电力安全保障水平和系统综合效率。
实现用户侧新型储能灵活多样发展，探索储能融合发展新场景，拓展新型储能应用领域和应用模式。
（一）加大力度发展电源侧新型储能
推动系统友好型新能源电站建设。
在新能源资源富集地区，如内蒙古、新疆、甘肃、青海等，以及其他新能源高渗透率地区，重点布局一批配置合理新型储能的系统友好型新能源电站，推动高精度长时间尺度功率预测、智能调度控制等创新技术应用，保障新能源高效消纳利用，提升新能源并网友好性和容量支撑能力。
支撑高比例可再生能源基地外送。
依托存量和“十四五”新增跨省跨区输电通道，在东北、华北、西北、西南等地区充分发挥大规模新型储能作用，通过“风光水火储一体化”多能互补模式，促进大规模新能源跨省区外送消纳，提升通道利用率和可再生能源电量占比。
促进沙漠戈壁荒漠大型风电光伏基地开发消纳。
配合沙漠、戈壁、荒漠等地区大型风电光伏基地开发，研究新型储能的配置技术、合理规模和运行方式，探索利用可再生能源制氢，支撑大规模新能源外送。
促进大规模海上风电开发消纳。
结合广东、福建、江苏、浙江、山东等地区大规模海上风电基地开发，开展海上风电配置新型储能研究，降低海上风电汇集输电通道的容量需求，提升海上风电消纳利用水平和容量支撑能力。
提升常规电源调节能力。
推动煤电合理配置新型储能，开展抽汽蓄能示范，提升运行特性和整体效益。
探索开展新型储能配合核电调峰调频及多场景应用。
探索利用退役火电机组既有厂址和输变电设施建设新型储能或风光储设施。
（二）因地制宜发展电网侧新型储能
提高电网安全稳定运行水平。
在负荷密集接入、大规模新能源汇集、大容量直流馈入、调峰调频困难和电压支撑能力不足的关键电网节点合理布局新型储能，充分发挥其调峰、调频、调压、事故备用、爬坡、黑启动等多种功能，作为提升系统抵御突发事件和故障后恢复能力的重要措施。
增强电网薄弱区域供电保障能力。
在供电能力不足的偏远地区，如新疆、内蒙古、西藏等地区的电网末端，合理布局电网侧新型储能或风光储电站，提高供电保障能力。
在电网未覆盖地区，通过新型储能支撑太阳能、风能等可再生能源开发利用，满足当地用能需求。
延缓和替代输变电设施投资。
在输电走廊资源和变电站站址资源紧张地区，如负荷中心地区、临时性负荷增加地区、阶段性供电可靠性需求提高地区等，支持电网侧新型储能建设，延缓或替代输变电设施升级改造，降低电网基础设施综合建设成本。
提升系统应急保障能力。
围绕政府、医院、数据中心等重要电力用户，在安全可靠前提下，建设一批移动式或固定式新型储能作为应急备用电源，研究极端情况下对包括电动汽车在内的储能设施集中调用机制，提升系统应急供电保障能力。
（三）灵活多样发展用户侧新型储能
支撑分布式供能系统建设。
围绕大数据中心、5G基站、工业园区、公路服务区等终端用户，以及具备条件的农村用户，依托分布式新能源、微电网、增量配网等配置新型储能，探索电动汽车在分布式供能系统中应用，提高用能质量，降低用能成本。
提供定制化用能服务。
针对工业、通信、金融、互联网等用电量大且对供电可靠性、电能质量要求高的电力用户，根据优化商业模式和系统运行模式需要配置新型储能，支撑高品质用电，提高综合用能效率效益。
提升用户灵活调节能力。
积极推动不间断电源、充换电设施等用户侧分散式储能设施建设，探索推广电动汽车、智慧用电设施等双向互动智能充放电技术应用，提升用户灵活调节能力和智能高效用电水平。
（四）开展新型储能多元化应用
推进源网荷储一体化协同发展。
通过优化整合本地电源侧、电网侧、用户侧资源，合理配置各类储能，探索不同技术路径和发展模式，鼓励源网荷储一体化项目开展内部联合调度。
加快跨领域融合发展。
结合国家新型基础设施建设，积极推动新型储能与智慧城市、乡村振兴、智慧交通等领域的跨界融合，不断拓展新型储能应用模式。
拓展多种储能形式应用。
结合各地区资源条件，以及对不同形式能源需求，推动长时间电储能、氢储能、热（冷）储能等新型储能项目建设，促进多种形式储能发展，支撑综合智慧能源系统建设。
二、产业发展基本原则及发展目标
贯彻新发展理念，深入落实“四个革命、一个合作”能源安全新战略，以碳达峰碳中和为目标，坚持以技术创新为内生动力、以市场机制为根本依托、以政策环境为有力保障，积极开创技术、市场、政策多轮驱动良好局面，以稳中求进的思路推动新型储能高质量、规模化发展，为加快构建清洁低碳、安全高效的能源体系提供有力支撑。
（一）基本原则
统筹规划，因地制宜。
强化顶层设计，突出科学引领作用，加强与能源相关规划衔接，统筹新型储能产业上下游发展。
针对各类应用场景，因地制宜多元化发展，优化新型储能建设布局。
创新引领，示范先行。
市场主导，有序发展。
明确新型储能独立市场地位，充分发挥市场在资源配置中的决定性作用，更好发挥政府作用，完善市场化交易机制，丰富新型储能参与的交易品种，健全配套市场规则和监督规范，推动新型储能有序发展。
立足安全，规范管理。
加强新型储能安全风险防范，明确新型储能产业链各环节安全责任主体，建立健全新型储能技术标准、管理、监测、评估体系，保障新型储能项目建设运行的全过程安全。
（二）发展目标
到2025年，新型储能由商业化初期步入规模化发展阶段，具备大规模商业化应用条件。
新型储能技术创新能力显著提高，核心技术装备自主可控水平大幅提升，标准体系基本完善，产业体系日趋完备，市场环境和商业模式基本成熟。
其中，电化学储能技术性能进一步提升，系统成本降低30%以上；
火电与核电机组抽汽蓄能等依托常规电源的新型储能技术、百兆瓦级压缩空气储能技术实现工程化应用；
兆瓦级飞轮储能等机械储能技术逐步成熟；
氢储能、热（冷）储能等长时间尺度储能技术取得突破。
到2030年，新型储能全面市场化发展。
新型储能核心技术装备自主可控，技术创新和产业水平稳居全球前列，市场机制、商业模式、标准体系成熟健全，与电力系统各环节深度融合发展，基本满足构建新型电力系统需求，全面支撑能源领域碳达峰目标如期实现。
第三章项目投资背景分析
一、积极试点示范，稳妥推进新型储能产业化进程
聚焦各类应用场景，关注多元化技术路线，以稳步推进、分批实施的原则开展新型储能试点示范，加强示范项目跟踪评估。
加快重点区域试点示范，鼓励各地先行先试。
通过示范应用带动新型储能技术进步和产业升级，完善产业链，增强产业竞争力。
（一）加快多元化技术示范应用
加快重大技术创新示范。
积极开展首台（套）重大技术装备示范、科技创新（储能）试点示范。
加强试点示范项目的跟踪监测与分析评估，为新技术、新产品、新方案实际应用效果提供科学数据支撑，为国家制定产业政策和技术标准提供科学依据。
推动国家级新型储能实证基地建设，为各类新型储能设备研发、标准制定、运行管理、效益分析等提供验证平台。
开展不同技术路线分类试点示范。
重点建设更大容量的液流电池、飞轮、压缩空气等储能技术试点示范项目，推动火电机组抽汽蓄能等试点示范，研究开展钠离子电池、固态锂离子电池等新一代高能量密度储能技术试点示范。
拓展氢（氨）储能、热（冷）储能等应用领域，开展依托可再生能源制氢（氨）的氢（氨）储能、利用废弃矿坑储能等试点示范。
结合系统需求推动多种储能技术联合应用，开展复合型储能试点示范。
推动多时间尺度新型储能技术试点示范。
针对负荷跟踪、系统调频、惯量支撑、爬坡、无功支持及机械能回收等秒级和分钟级应用需求，推动短时高频储能技术示范。
针对新能源消纳和系统调峰问题，推动大容量、中长时间尺度储能技术示范。
重点试点示范压缩空气、液流电池、高效储热等日到周、周到季时间尺度储能技术，以及可再生能源制氢、制氨等更长周期储能技术，满足多时间尺度应用需求。
（二）推进不同场景及区域试点示范
深化不同应用场景试点示范。
聚焦新型储能在电源侧、电网侧、用户侧各类应用场景，遴选一批新型储能示范试点项目，结合不同应用场景制定差异化支持政策。
结合试点示范项目，深化不同应用场景下储能装备、系统集成、规划设计、调度运行、安全防护、测试评价等方面的关键技术研究。
加快重点区域试点示范。
积极开展区域性储能示范区建设，鼓励各地因地制宜开展新型储能政策机制改革试点，推动重点区域新型储能试点示范项目建设。
结合以沙漠、戈壁、荒漠地区为重点的大型风电光伏基地建设开展新型储能试点示范；
加快青海省国家储能发展先行示范区建设；
加强河北、广东、福建、江苏等地首批科技创新（储能）试点示范项目跟踪评估；
统筹推进张家口可再生能源示范区新型储能发展。
鼓励各地在具备先进技术、人才队伍和资金支持的前提下，大胆先行先试，开展技术创新、模式创新以及体制机制创新试点示范和应用。
（三）发展壮大新型储能产业
完善上下游产业链条。
培育和延伸新型储能上下游产业，依托具有自主知识产权和核心竞争力骨干企业，积极推动新型储能全产业链发展。
吸引更多人才、技术、信息等高端要素向新型储能产业集聚，着力培育和打造储能战略性新兴产业集群。
建设高新技术产业基地。
结合资源禀赋、技术优势、产业基础、人力资源等条件，推动建设一批国家储能高新技术产业化基地，促进新型储能产业实现规模化、市场化高质量发展。
二、强化技术攻关，构建新型储能创新体系
发挥政府引导和市场能动双重作用，加强储能技术创新战略性布局和系统性谋划，积极开展新型储能关键技术研发，采用“揭榜挂帅”机制开展储能新材料、新技术、新装备攻关，加速实现核心技术自主化，推动产学研用各环节有机融合，加快创新成果转化，提升新型储能领域创新能力。
（一）加大关键技术装备研发力度
推动多元化技术开发。
开展钠离子电池、新型锂离子电池、铅炭电池、液流电池、压缩空气、氢（氨）储能、热（冷）储能等关键核心技术、装备和集成优化设计研究，集中攻关超导、超级电容等储能技术，研发储备液态金属电池、固态锂离子电池、金属空气电池等新一代高能量密度储能技术。
突破全过程安全技术。
突破电池本质安全控制、电化学储能系统安全预警、系统多级防护结构及关键材料、高效灭火及防复燃、储能电站整体安全性设计等关键技术，支撑大规模储能电站安全运行。
突破储能电池循环寿命快速检测和老化状态评价技术，研发退役电池健康评估、分选、修复等梯次利用相关技术，研究多元新型储能接入电网系统的控制保护与安全防御技术。
创新智慧调控技术。
集中攻关规模化储能系统集群智能协同控制关键技术，开展分布式储能系统协同聚合研究，着力破解高比例新能源接入带来的电网控制难题。
依托大数据、云计算、人工智能、区块链等技术，开展储能多功能复用、需求侧响应、虚拟电厂、云储能、市场化交易等领域关键技术研究。
（二）积极推动产学研用融合发展
支持产学研用体系和平台建设。
支持以“揭榜挂帅”等方式调动企业、高校及科研院所等各方面力量，推进国家级储能重点实验室以及国家储能技术产教融合创新平台建设，促进教育链、人才链和产业链的有机衔接和深度融合。
鼓励地方政府、企业、金融机构、技术机构等联合组建新型储能发展基金和创新联盟，优化创新资源分配，推动技术和商业模式创新。
加强学科建设和人才培养。
落实《储能技术专业学科发展行动计划（2020-2024）》要求，完善新型储能技术人才培养专业学科体系，深化新型储能专业人才和复合人才培养。
支持依托新型储能研发创新平台，申报国家或省部级科技项目，培养优秀新型储能科研人才。
（三）健全技术创新体系
加快建立以企业为主体、市场为导向、产学研用相结合的绿色储能技术创新体系，强化新型储能研发创新平台的跟踪和管理。
支持相关企业、科研机构、高等院校等持续开展新型储能技术创新、应用布局、商业模式、政策机制、标准体系等方面的研究工作，加强对新型储能行业发展的科学决策支撑。
三、完善体制机制，加快新型储能市场化步伐
加快推进电力市场体系建设，明确新型储能独立市场主体地位，营造良好市场环境。
研究建立新型储能价格机制，研究合理的成本分摊和疏导机制。
创新新型储能商业模式，探索共享储能、云储能、储能聚合等商业模式应用。
（一）营造良好市场环境
推动新型储能参与各类电力市场。
加快推进电力中长期交易市场、电力现货市场、辅助服务市场等建设进度，推动储能作为独立主体参与各类电力市场。
研究新型储能参与电力市场的准入条件、交易机制和技术标准，明确相关交易、调度、结算细则。
完善适合新型储能的辅助服务市场机制。
推动新型储能以独立电站、储能聚合商、虚拟电厂等多种形式参与辅助服务，因地制宜完善“按效果付费”的电力辅助服务补偿机制，丰富辅助服务交易品种，研究开展备用、爬坡等辅助服务交易。
（二）合理疏导新型储能成本
加大“新能源+储能”支持力度。
在新能源装机占比高、系统调峰运行压力大的地区，积极引导新能源电站以市场化方式配置新型储能。
对于配套建设新型储能或以共享模式落实新型储能的新能源发电项目，结合储能技术水平和系统效益，可在竞争性配置、项目核准、并网时序、保障利用小时数、电力服务补偿考核等方面优先考虑。
完善电网侧储能价格疏导机制。
以支撑系统安全稳定高效运行为原则，合理确定电网侧储能的发展规模。
建立电网侧独立储能电站容量电价机制，逐步推动储能电站参与电力市场。
科学评估新型储能输变电设施投资替代效益，探索将电网替代性储能设施成本收益纳入输配电价回收。
完善鼓励用户侧储能发展的价格机制。
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