北極星智能電網在線訊:2023年1月，南方電網儲能股份有限公司（以下簡稱“公司”）通過現場或視頻語音方式共接待機構投資者調研5場次，現將調研情況公告如下：
公司參加人員回答了投資者提問，主要情況如下：
1、請介紹一下公司抽水蓄能和新型儲能規劃情況，另外，公司目前規劃的容量是否還有提升的可能？
(資料圖片僅供參考)
答：公司規劃十四五、十五五、十六五分別新增投產抽蓄600萬千瓦、1500萬千瓦和1500萬千瓦，分別新增投產新型儲能200萬千瓦、300萬千瓦和500萬千瓦。目前公司投產抽蓄總裝機容量為1028萬千瓦，接下來會繼續朝著規劃目標努力，力爭到2025年再投產360萬千瓦，目前儲備容量達到2800萬千瓦左右。新型儲能方面，目前建成裝機（包括投產和投入試運行裝機）11.1萬千瓦/22.0萬千瓦時，在建30萬千瓦/60萬千瓦時，項目儲備達到700萬千瓦。
未來規劃建設規模是否提升，主要取決于電力系統對抽水蓄能和新型儲能的需求，如果需求擴大，公司將積極爭取更大的發展。
2、未來新能源上量后，如何看待抽水蓄能和電化學儲能各自的發展和關系？
答：在積極穩妥推進碳達峰碳中和、構建新能源占比逐漸提高的新型電力系統背景下，電力系統形態逐步由“源網荷”三要素向“源網荷儲”四要素轉變，儲能成為新型電力系統的第四大要素，抽水蓄能、新型儲能（含電化學儲能）都面臨廣闊的發展前景。抽水蓄能、新型儲能有著不同的應用場景，可以共同發展。抽水蓄能是目前最成熟、應用最廣泛、規模最大、全生命周期成本最低的電力儲能，反應較為靈敏，達到分鐘級，主要用于電網大規模調節。電化學儲能的單站規模、存儲電量遠不及抽水蓄能，目前的經濟性也比抽水蓄能低，但其調節性能好，響應速度達到毫秒級，加上選址靈活、建設周期短等優點，在區域調峰、調頻、調壓、緩解輸電線路阻塞、應急備用等應用場景可發揮較大作用。公司將根據電網和市場需求，利用不同儲能技術的各自優勢，在抽水蓄能和包括電化學儲能在內的新型儲能兩條賽道上同時發力，加快發展。
3、抽水蓄能電站的投資建設周期較長，是否能滿足新能源消納的需求？
答：抽水蓄能電站大部分主體工程都在山體里，洞室群錯綜復雜，電站建設周期確實較長，從開展前期工作開始到首臺機組投產，以前需要8-10年甚至更長，目前公司經過持續優化，項目建設工期已經縮短至5-6年。就公司情況來說，目前在建4個電站，總裝機容量480萬千瓦，另有10多個項目在開展前期工作，將陸續開工興建。隨著“十四五”、“十五五”、“十六五”抽水蓄能項目的陸續投產，預計可以較好地服務新能源消納。
4、公司有無其他方向業務拓展規劃？
答：公司目前主營業務是抽水蓄能、調峰水電以及新型儲能的投資、建設與運營。今后如有業務范圍調整，公司將按有關規定進行公告。
5、公司調峰水電和常規水電站在盈利模式或者結算方式上有什么明顯的差異嗎？是否有對應輔助服務費用？
答：調峰水電盈利模式或者結算方式與常規水電沒有明顯的差異，收入主要是發電銷售收入，電價由政府核定。目前輔助服務按照南方能監局發布的兩個細則執行。
6、2022年公司調峰水電來水同比大幅偏豐推動公司業績增長，2023年這種來水趨勢具有持續性嗎？如果調峰水電來水2023年不能持續今年的好態勢，公司有考慮過從其他方面彌補這部分業績差異嗎？
答：來水情況是自然現象，不好準確判斷2023年的來水情況。公司始終把穩增長放在重要位置加以謀劃。去年上半年公司梅蓄、陽蓄全面投產，下半年取得全額容量電費收入，今年可以全年取得全額容量電費收入；公司今年將進一步加快新型儲能發展，新投產的項目可以增加部分收入；另外公司將持續開展提質增效，加強成本費用管控。
7、對于新投產的梅蓄一期和陽蓄一期項目，目前是執行的臨時電價還是正式電價？和633號文執行后的容量電價是否也會有差異？
答：梅蓄一期、陽蓄一期兩座電站目前執行的是臨時容量電價。政府價格主管部門核價結果尚未出臺，正式電價與臨時電價是否有差異，目前不好作出判斷。
8、根據633號文的抽蓄電站成本核查工作進行如何了？現在已經進入2023年了，公司抽蓄電站預計何時開始執行633號文電價機制，后續是否會追溯從2023年1月1日開始執行？
答：抽蓄電站成本監審的現場工作已經完成，監審結果尚未公布。633號文規定，“本意見印發之日前已投產的電站，執行單一容量制電價的，繼續按現行標準執行至2022年底，2023年起按本意見規定的電價機制執行；執行兩部制電價的，電量電價按本意見規定電價機制執行，容量電價按現規定標準執行至2022年底，2023年起按本意見規定電價機制執行；執行單一電量制電價的，繼續按現行電價水平執行至2022年底，2023年起按本意見規定電價機制執行”。
9、如何看633號文中的收益分享機制對公司抽蓄電站盈利的影響？具體分享機制是怎么測算的？
答：根據633號文，抽水蓄能電站的主要收入來源于容量電價，這部分收入沒有收益分享機制，全部歸電站所有；存在收益分享機制的是電量電價，這部分電價在抽水蓄能電站收入中占比很小。所以，總的來說，收益分享機制對公司抽蓄電站盈利影響很小。
根據633號文，收益分享機制是指電站參與輔助服務市場或者輔助服務補償機制，上一監管周期內形成的相應收益，以及執行抽水電價、上網電價形成的收益，20%由抽水蓄能電站分享，80%在下一監管周期核定電站容量電價時相應扣減，形成的虧損由電站承擔。
10、抽水蓄能電站能量轉換效率的主要決定因素有哪些，公司后續的新增抽蓄電站是否能夠維持當前較高的能量轉換效率水平？抽蓄電站利用小時數今后會增加嗎？
答：抽蓄電站的能量轉換效率主要是機組性能決定的，另外與上水庫天然來水量也有關系。公司建設的抽蓄電站主要在南方五省區，上水庫天然來水條件一般較好，加之隨著科技進步，機組性能改善，公司后續新建抽蓄的能量轉換效率應該能夠保持甚至高于當前的水平。
抽水蓄能的主要功能是保證電力系統安全可靠運行，利用小時數根據電網需要而定。
11、公司如何看待十四五期間其他投資主體開始躋身抽蓄市場？未來公司的發展優勢是什么？
答：隨著雙碳目標的提出以及633號文的出臺，抽水蓄能迎來了爆發式增長的大好機遇。其他投資者紛紛進軍抽水蓄能，正說明抽水蓄能發展的前景很好，是朝陽產業。我們認為，存在良性競爭的市場更加健康，大家可以在競爭中相互促進提升，有利于整個行業的發展。
公司的優勢可以從三個方面來看。首先是先發優勢。公司是國內最早進入抽水蓄能行業的公司，廣蓄電廠首臺機組1993年投產至今已經30年了，30年來，我們在抽水蓄能電站的建設、運營中積累了較為豐富的技術與管理優勢，這些優勢將為公司未來發展提供有力支撐。其次是規模優勢。目前南方五省區投產的1028萬千瓦抽水蓄能全部是公司投資建設并運營的，在建以及儲備的項目中，公司也占有較大份額。基于發展規模，公司對項目建設、運營采取集約化、專業化管理模式，可以有效提升建設、運營管理效率，發揮規模效應。第三，體制機制優勢。公司是上市公司，可以充分利用資本市場服務企業發展和優化資源配置的功能，為公司發展賦能。
12、抽水蓄能的IRR會受到哪些因素影響？
答：根據633號文對抽蓄容量電價、電量電價計算方式的規定，影響IRR的因素包括投資、貸款、運行維護費等。
13、如果抽蓄進入市場，抽水蓄能可以租賃給新能源企業嗎，可以租賃給電力用戶或售電公司嗎？
答：633號文規定，“根據項目核準文件，抽水蓄能電站明確同時服務于特定電源和電力系統的，應明確機組容量分攤比例，容量電費按容量分攤比例在特定電源和電力系統之間進行分攤”。《國家發展改革委國家能源局關于鼓勵可再生能源發電企業自建或購買調峰能力增加并網規模的通知》（發改運行[2021]1138號）明確，允許發電企業購買儲能或調峰能力增加并網規模。因此，從政策上來看，抽水蓄能是可以租賃給新能源企業的。
由于抽水蓄能電站容量大，一般通過500千伏或220千伏線路接入電網，在電網中發揮調節作用，目前來看，電站直接租賃給電力用戶或售電公司既沒有政策支撐，也不具有技術上的可行性。
14、原文山電力保留下來的文山小水電的電價水平和盈利水平如何？
答：小水電電價水平按地方政府部門核定的電價執行，收入和利潤在公司系統的占比較小。
15、公司電網側儲能的租賃費標準是怎樣確定的？對于公司后續不同量級或地區的新項目，租賃費標準是否會有較大差異？
答：目前電網側新型儲能尚無明確的電價政策，公司建設的項目屬于示范項目，采用租賃制，參考抽蓄電價機制。公司后續將緊密跟進政府相關價格政策的出臺。
16、目前公司電化學儲能站的造價水平是多少？
答：公司電化學儲能站的綜合建設成本（含配套工程）在2.3-2.5元/瓦時左右，處于行業合理水平。
17、電化學儲能可以進入現貨市場嗎？預計未來收益如何？
答：2022年8月，南方能監局發布了《南方區域新型儲能并網運行及輔助服務管理實施細則》；10月，對第三方獨立主體參與南方區域電力輔助服務市場交易相關實施細則征求意見。因此，電化學儲能進入現貨市場交易的政策呼之欲出。公司將及時跟蹤政策動態，積極推動電化學儲能參與現貨市場交易。未來公司將結合項目實際，以效益最大化為目標，采取多種商業模式。由于相關政策尚未最終落地，進入現貨市場的收益暫不能預計。
