海南重点项目抽水蓄能电站项目可行性研究报告.docx
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海南重点项目抽水蓄能电站项目可行性研究报告
抽水蓄能电站项目
可行性研究报告
项目编制单位:
北京智博睿投资咨询有限公司
作为目前经济、清洁的大规模储能方式,抽水蓄能电站(以下简称抽蓄电站)启停灵活、反应迅速,具有调峰填谷、调频、调相、紧急事故备用和黑启动等多种功能。
做好抽蓄电站建设和调度运行,有利于更好地利用新能源资源,有利于提升电力系统综合效益。
进入“十三五”以来,我国抽蓄电站发展一改“十二五”时期缓慢态势,新开工步伐加快,但能否实现“十三五”目标尚待观察。
一、发展现状
(一)开发进展
1.常规抽蓄电站
随着由国家电网公司投资建设的6座抽蓄电站12月22日开工,我国抽蓄电站在运规模2849万千瓦,在建规模达3871万千瓦,在建和在运装机容量均居世界第一。
2017年,国家电网公司开建了河北易县、内蒙古芝瑞、浙江宁海、浙江缙云、河南洛宁、湖南平江6座总装机840万千瓦的抽蓄电站;由江苏省国信集团投资、总装机容量为150万千瓦的江苏溧阳抽蓄电站全面投产;此外,南方电网公司深圳抽蓄和海南琼中抽蓄电站均实现首台机组投产,广东阳江和梅州抽蓄电站按照建设进度完成节点。
2.海水抽蓄电站
目前,我国初步查清全国海水抽蓄电站资源,并筛选出典型站点。
2017年4月5日,国家能源局发布海水抽蓄电站资源普查成果显示,我国海水抽蓄资源站点达238个,总装机容量可达4208.3万千瓦。
其中,位于浙江舟山、广东汕头、福建宁德等8个建设条件相对较好的典型站点将作为下一步研究重点。
(二)投资主体
过去,由于抽蓄电站主要服务于电网安全稳定运行,由电网企业负责开发,抽蓄电站的盈利与整个电网运营利润进行捆绑式计算,其他企业建设抽蓄电站的积极性并不高。
抽蓄电站目前以电网经营企业独资或控股投资建设为主,逐步建立引入社会资本的多元市场化投资体制机制。
在具备条件的地区,鼓励采用招标、市场竞价等方式确定抽蓄电站项目业主。
目前,国家电网公司所属国网新源控股有限公司是我国最大的抽蓄电站开发建设单位。
截至2017年底,该公司运行抽蓄电站达到20座,装机容量1907万千瓦,占全国抽蓄运行容量的66%。
(三)电价机制
目前,我国抽蓄电站主要实行三种价格机制——单一容量电价、单一电量电价、两部制电价。
按照2014年国家发展改革委《关于完善抽蓄电站价格形成机制有关问题的通知》,在形成竞争性电力市场以前,对抽蓄电站实行两部制电价。
其中,容量电价弥补固定成本及准许收益,并按无风险收益率(长期国债利率)加1个百分点至3个百分点的风险收益率确定收益,电量电价弥补抽发电损耗等变动成本;逐步对新投产抽蓄电站实行标杆容量电价;电站容量电价和损耗纳入当地省级电网运行费用统一核算,并作为销售电价调整因素统筹考虑。
当时已核定电价的抽蓄电站逐步实行两部制上网电价。
(四)建造成本与收益
抽蓄电站前期建设周期长,一个项目从预可行研究到建成投产正常情况下需要8至10年时间,每千瓦成本7000元左右。
国家电网公司去年底开工的6座抽蓄电站总装机容量840万千瓦,总投资524亿元,平均每千瓦投资6200余元。
6座电站计划全部于2026年竣工投产。
去年全面投产的江苏溧阳抽蓄电站于2008年12月开工,总投资89亿元、总装机容量为150万千瓦,每千瓦投资近6000元。
以目前的电价,抽蓄电站最好的运行情况也只能是保本微利。
国家能源局2015年发布的《华北华东区域抽蓄电站运营情况监管报告》显示,2014年1~9月份区域内实施单一容量电价的抽蓄电站发电利用小时数为518.8小时,抽水利用小时数为642.5小时。
此外,在大多数情况下,抽蓄电站调峰填谷、调频、调相,安全备用保障电网安全稳定运行所产生的辅助功能效益难以准确计算。
与常规抽蓄电站相比,海水抽蓄电站有利用海洋作为下水库、占地面积小、水源充足等优点,但也有其独有特性和技术难度。
海水抽蓄电站相对较小,单位造价更高,经济指标可能更差。
二、存在问题
目前,我国抽蓄电站总体上存在发展慢、电价机制待完善、电站作用未充分发挥、投资主体单一等问题,导致部分机组利用率较低、顶峰发电能力未能充分发挥。
从根本上看,还是在于认识差异和经济吸引力不够,企业投资积极性不高。
(一)建设速度低于预期,装机比重占比较低
“十二五”期间,全国规划新开工抽蓄电站4000万千瓦、投产1324万千瓦,2015年底装机容量达到3000万千瓦,但实际开工2090万千瓦、投产732万千瓦,2015年底装机容量仅2303万千瓦,分别完成“十二五”规划目标的52%、55%和77%。
进入“十三五”,抽蓄电站建设明显加快,前两年新开工规模约1900万千瓦。
目前,我国抽蓄电站装机在电力装机中占比还不到2%,而西方发达国家普遍重视抽蓄电站建设,装机容量通常占电力系统总装机的5%~10%。
其中,美国抽蓄电站占比达7%~8%,日本达14%。
我国调峰能力不足已开始影响电力系统运行,部分地区时段性影响严重。
(二)市场化电价未形成,投资效益不高
电价形成机制未理顺是抽蓄发展的核心问题。
2014年《关于完善抽蓄电站价格形成机制有关问题的通知》对抽蓄电站电价政策是原则性规定,没有实施细则,两部制电价政策并未得到全面落实。
据了解,抽蓄电站年容量电费分配是电网50%、用户25%通过销售电价疏导落实,发电企业25%通过招标解决。
在现有电价机制下,抽蓄电站的建设成本只能全部进入输配电成本并通过调整销售电价进行疏导,由电网和用户承担,受益电源并未补偿抽蓄电站。
国家能源局2015年发布的《华北华东区域抽蓄电站运营情况监管报告》指出,抽蓄电站的相关招标竞价方式、电价测算方法、工作时间节点、各方职责等尚未明确,两部制电价推进工作无实质性进展。
再如,我国首个由发电企业投资建设的抽蓄电站黑麋峰电站,2009年投运后持续亏损,不得已于2013年转卖给电网企业。
发电企业无意承担25%电站容量电费,理由之一即是火电本身具有一定调峰能力,并不一定需要抽蓄电站。
(三)电力供需形势与体制机制也存制约
在个别业界专家看来,抽蓄电站建设缓慢归根结底是当前全国电力产能严重过剩造成的。
近几年来,随着我国经济由高速增长阶段转向高质量发展,单位GDP能耗下降,电力需求增速降低,而且火电机组出现过剩。
这一观点认为,抽蓄电站最主要的作用就是参与可再生能源调峰,目前电力产能过剩,普遍存在弃风、弃光现象。
可再生能源规模上不去,抽蓄自然也就跟着受影响。
同时,抽蓄部分调峰任务被大量过剩火电机组所替代,抽蓄电站的经济效益无法保证,大大降低了企业投资建设的积极性。
三、发展前景与建议
(一)抽蓄电站将加速发展
从全球范围看技术较成熟的抽蓄仍是储能主力。
根据国际可再生能源署去年底发布的“电力储存与可再生能源——2030年的成本与市场”报告,到2017年中,全球储能装机容量为176吉瓦,其中169吉瓦抽蓄(占96%);3.3吉瓦热能储存(1.9%);1.9吉瓦电池储能(1.1%);1.6吉瓦机械储能(0.9%)。
而且,与发达国家抽蓄电站占电力总装机的比重相比,我国的比重偏低,专家认为我国抽水蓄能的合理比例应保持在10%以上。
非水可再生能源快速发展需要。
《水电发展“十三五”规划》明确,“十三五”将加快抽蓄电站建设,以适应新能源大规模开发需要,保障电力系统安全运行。
我国未来能源革命电力转型中,间歇性的非水可再生能源将是主力,其发电能力超过电网的最低负荷是必然的趋势。
2017年,我国非化石能源发展已经领跑全球,新增装机规模占全球增量40%左右。
我国非化石能源发电装机占比已达38.1%,比2012年提高9.6个百分点,是历史上增长最快的时期。
2017年,我国可再生能源发电装机容量达到约6.56亿千瓦,风电和光伏发电建设成本分别下降20%和60%。
(二)发展目标设定应更加科学
按照我国规划,“十三五”全国新开工抽蓄电站6000万千瓦左右,到2020年抽蓄电站装机容量达到4000万千瓦,预计2025年全国抽蓄电站约9000万千瓦。
按照目前的开工规模,意味着未来三年至少还要新开工4100万千瓦抽蓄机组才能完成既定规划目标。
这个规划目标完成难度较大。
要滚动调整抽蓄规划,适时启动新一轮选点规划工作。
统筹考虑区域电力系统调峰填谷需要、安全稳定运行要求和站址建设条件,对尚未开展选点规划的地区适时启动规划工作;对部分已有选点规划,经论证有增补、调整站点必要的地区进行滚动调整,充分论证系统需求,分析研究抽蓄电站的合理建设规模和布局,优选确定规划站点。
为适应长远需要,考虑到抽蓄电站建设的合理工期,有必要组织新一轮的选点规划工作。
(三)深化电改完善利益补偿机制
抽蓄电站的属性导致其不追求直接的经济效益,而其间接经济和社会效益难以计算,需要借助电改将其间接效益量化出来。
应实行“优质优价”,鼓励电力系统优化电源结构,将煤电、核电等受益电源的增量效益部分用于对抽蓄电站的补偿,体现“谁受益、谁分担”的原则。
通过电源侧峰谷电价、辅助服务补偿等方式,合理反映抽蓄电站的效益。
同时,完善和落实两部制电价政策,扩大峰谷电价差。
以美国加州电力交易中心为例,不同时段电价差异很大,最高电价与最低电价相差52倍。
抽蓄电站可以在电力市场高抛低吸,获得效益,有足够生存空间。
(四)做好分类管理利用
由于电源结构、负荷特性、电力供需状况和电力保障需求的实际情况存在差异,不同电网抽蓄电站实际发挥的作用应该有所侧重,抽蓄的作用不能一概而论,需要分类管理利用。
目前看,华东电网规模大,系统峰谷差较大,系统内火电比重较高,核电和区外来电比重也逐年增加,对电能质量要求高。
因此,抽蓄功能以调峰填谷为主,辅以调频调相和备用;湖南、湖北电力系统内小水电比重大,且远离负荷中心,负荷中心缺乏快速反应电源,因此抽蓄以承担调频调相、事故备用功能为主,辅以调峰填谷功能;东北、西北电网新能源发展迅速,电网规模小,消纳能力有限,要保证远距离外送,配置抽蓄更多发挥其储能作用,辅以调峰调频、事故备用等功能。
(五)促进投资建设市场化
目前,“鼓励采用招标、市场竞价等方式确定抽蓄电站项目业主”的政策效果尚未显现。
从长远看,抽蓄电站走市场化道路或许是最优选择。
建立多元化的投资机制,鼓励社会资本投资,促进抽蓄电站投资建设市场化。
研究推行抽蓄电站和核电、风电等项目协调配套投资及运营管理模式,实现项目联合优化运行,促进优势互补、良性互动,减少资源浪费。
第一章项目总论
1.1项目概述
1.1.1项目名称
海南省XXX抽水蓄能电站项目项目项目
1.1.2项目选址
XX市XX区
1.1.3项目编制单位
北京智博睿投资咨询有限公司
1.2可行性研究依据与范围
1.2.1报告编制依据
(1)国家、市、区《国民经济和社会发展第十二个五年规划纲要》;
(2)《全国土地利用总体规划纲要(2006-2020年)》;
(3)2017年政府工作报告;
(4)《产业结构调整目录》(2011年);
(5)《建设项目经济评价方法与参数》第三版;
(6)《投资项目可行性研究报告编制指南》;
(7)有关技术标准、规范及规定;
(8)权威期刊杂志相关统计资料;
(9)同行业商家调研资料;
(10)项目承担单位提供的基础数据。
1.2.2报告研究范围
(1)根据国家有关政策,结合当地发展实际情况,分析项目提出的背景及建设必要性;
(2)规划并确定项目的建设内容及规模;
(3)项目建设地点及项目建设的有利条件;
(4)项目建设方案;
(5)项目环境保护、劳动安全及节能;
(6)企业组织及劳动定员;
(7)工程实施进度安排及招标;
(8)投资估算和资金筹措;
(9)经济效益和社会效益评价。
4.2.1抽水蓄能电站项目项目发展现状
抽水蓄能电站是一种运行灵活、功能多样的特殊电源。
随着我国经济社会发展,电力负荷将持续增长,峰谷差将逐步加大;同时受节能减排和能源结构调整影响,风电、光伏发电等具有随机性、间歇性出力特点的清洁能源将大规模发展,这些因素需要电力系统配置相应规模的具有一定经济性的运行方式灵活的调节电源。
从各类电源开发建设的技术可行性和经济合理性来看,抽水蓄能电站仍将是今后一段时期现实可行的调节电源。
作为我国抽水蓄能电站建设的绝对主力,截至2018年底,国家电网投资建成抽水蓄能电站1923万千瓦,占全国2999万千瓦总装机的约2/3;在建规模3015万千瓦,占全国4320万千瓦总在建规模的约70%。
今年年初,国家电网更是一口气同时开工建设包括河北抚宁、吉林蛟河、浙江衢江、山东潍坊、新疆哈密抽水蓄能电站工程在内的5座电站。
5座电站总投资386.87亿元,合计装机容量600万千瓦,抽水蓄能行业发展因此呈现了鲜见的向好发展势头。
静态功能是指抽水蓄能电站在低谷时段利用电网多余的电力和电量抽水,在高峰时段利用低谷所抽的水量发电,起到了削峰填谷的作用。
若抽水电量是由汛期的水电站提供,可以减少水电站的弃水,提高水电站的利用率和利用小时数;同时,又降低了电网高峰时段的运行成本,缓解了电网调峰的困难。
若抽水电量由火电机组或核电机组提供,可以使这部分机组以较平稳的出力运行,缓解这些机组低谷时段深度压负荷、频繁调整负荷、启停调峰的困难,降低由于调峰运行对机组设备带来的不利影响,由此增加了这部分机组的负荷率、年利用小时数、发电量,延长了机组的寿命,降低了相应电厂的燃料运行费用、检修维护费用、厂用电率等,给这部分电厂带来经济上的效益。
动态功能是指其运行灵活、易调节、易转换的特点,可快速爬坡,跟踪负荷变化,调节频率;可利用其空闲容量及备用水量作系统的旋转备用;也可作发电调相、抽水调相运行,稳定系统电压。
由于蓄能电站具有以上功能,在电网中运行提高了电力系统供电的安全性、可靠性、经济性,减少了系统的停电损失,为电网和用户都带来了巨大的经济效益。
抽水蓄能电站可利用低谷电能(即剩余电能)抽水,在尖峰时发电,既可调峰,又可填谷,还可调频和事故备用,故实质上在电力系统中起到了一种能量储存转换和改善优化的功能。
在当前我国电力工业发展中,一些电网中水电比重日益下降,对抽水蓄能的需要日感迫切。
抽水蓄能与煤电和油电、天然气电比,跟踪负荷性能好、开停机灵活,并可节煤节油,调峰灵活;与常规水电比,由于还具有填谷功能,因此它对电网的调节功能优于常规水电。
当前,加强电网建设和优化电源结构成为电力工业战略性调整的重要措施,从而给水电的发展带来了新的机遇,建设一批有调节库容的大水电站和抽水蓄能电站成为改善和提高电能质量的必由之路。
第一章项目总论1
1.1项目概述1
1.1.1项目名称1
1.1.2项目选址1
1.1.3项目编制单位1
1.2可行性研究依据与范围1
1.2.1报告编制依据1
1.2.2报告研究范围2
1.3抽水蓄能电站项目项目项目基本情况2
1.3.1抽水蓄能电站项目项目项目建设目标及定位2
1.3.2建设内容及规模3
1.3.3投资估算与资金筹措3
1.3.4抽水蓄能电站项目项目项目建设期限4
1.3.5抽水蓄能电站项目项目项目效益4
1.3.6主要技术经济指标4
1.4可行性研究结论、问题及建议5
1.4.1研究结论5
1.4.2问题及建议6
第二章项目背景与建设的必要性7
2.1抽水蓄能电站项目项目项目提出的背景7
2.1.1政策背景7
2.1.2区域及行业的发展规划14
2.1.3抽水蓄能电站项目项目项目提出理由14
2.2抽水蓄能电站项目项目项目建设的必要性15
2.2.1项目的建设符合国家和地方相关政策15
2.2.2项目的建设有利于保障当地建设的需要15
2.2.3有利于提升产业科技含量16
2.2.4是加速产业化的重要战略举措17
第三章抽水蓄能电站项目项目项目建设地址和建设条件19
3.1抽水蓄能电站项目项目项目选址19
3.1.1选址原则19
3.1.2场址选择19
3.2建设条件20
3.2.1地理位置20
3.2.2自然气候条件21
3.2.3外部交通条件22
3.2.4配套设施条件23
3.2.5产业概况24
3.2.6项目施工条件24
第四章抽水蓄能电站项目项目项目市场分析25
4.1一体化发展宏观展望25
4.2抽水蓄能电站项目项目前景25
4.2.1抽水蓄能电站项目项目发展现状25
4.2.2XXX地区抽水蓄能电站项目项目中存在的问题25
4.2.3抽水蓄能电站项目项目发展中的前景26
4.3抽水蓄能电站项目项目项目定位分析28
4.3.1抽水蓄能电站项目项目项目整体目标28
4.3.2抽水蓄能电站项目项目项目服务群体28
4.3.3抽水蓄能电站项目项目项目辐射商圈28
4.4抽水蓄能电站项目项目项目SWOT分析28
4.4.1项目优势-S28
4.4.2项目劣势-W29
4.4.3项目机会-O29
4.4.4项目威胁-T29
第五章抽水蓄能电站项目项目项目建设方案31
5.1建设原则31
5.2规划方案32
5.2.1发展思路32
5.2.2产业业态规划32
5.2.3用地及建设工程规划32
5.3工程设计33
5.3.1建筑设计33
5.3.2结构设计34
5.4总图布置37
5.4.1总图布置原则37
5.4.2总平面布置37
5.4.3给排水工程38
5.4.4电气工程40
5.4.5暖通工程44
5.4.6消防设施47
5.4.7道路系统49
5.4.8绿化系统50
第六章环保、劳动安全与节能52
6.1环境保护52
6.1.1建设地点环境现状52
6.1.2主要污染源及污染物52
6.1.3环境保护标准52
6.1.4施工期主要污染源及治理措施52
6.1.5运营期主要污染源及治理方案54
6.1.5环境保护结论56
6.2劳动安全卫生56
6.2.1设计依据56
6.2.2职业安全卫生主要措施56
6.3节能57
6.3.1设计依据57
6.3.2设计原则57
6.3.3能源消耗与能耗分析57
6.3.4节能措施59
6.3.5节水措施67
第七章组织机构与人力资源配置69
7.1组织机构69
7.2人力资源配置与管理70
7.2.1人力资源配置70
7.2.2人员培训70
第八章建设项目管理、实施进度及招标71
8.1建设项目管理71
8.1.1实施原则与步骤71
8.1.2组织机构与分工72
8.2建设项目实施进度72
8.2.1施工进度安排73
8.2.2建设与运营的衔接73
8.3招标方案73
8.3.1概述73
8.3.2招标组织形式74
8.3.3招标方式74
8.3.4招标范围75
第九章投资估算与资金筹措76
9.1投资估算76
9.1.1投资估算依据和范围76
9.1.2投资估算构成分析76
9.1.3项目投资估算81
9.2资金筹措81
9.3资金投入计划81
第十章财务分析及社会评价82
10.1财务分析82
10.1.1财务评价依据82
10.1.2财务评价基础数据选取82
10.1.3销售收入估算83
10.1.4总成本费用估算84
10.1.5利润估算85
10.1.6财务效益分析85
10.1.7不确定分析87
10.1.8财务评价结论89
10.2社会评价89
第十一章抽水蓄能电站项目项目项目风险和对策分析91
11.1项目面临的主要风险91
11.2风险程度分析93
11.3风险防范措施93
第十二章抽水蓄能电站项目项目结论和建议96
12.1结论96
12.2建议96
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