近日，南方电网储能股份有限公司进行投资者沟通交流会。沟通交流会上，公司总会计师唐忠良就此次抽蓄电站核价情况进行说明，与会人员在信息披露允许的范围内就投资者普遍关注的问题进行了回答。一些关键点如下：
根据最新核定的抽水蓄能容量电价的结果，预计减少公司2023年收入预算4.96亿元。但也为未来抽水蓄能走向市场预留了政策空间。
公司加快发展抽水蓄能的战略不变。截至2022年底，公司投产抽水蓄能装机容量1028万千瓦，占全国已投产抽蓄装机容量的 22.5%。除了在建项目外，目前公司抽水蓄能储备容量约3000万千瓦。公司规划“十四五”末、“十五五”末、“十六五”末抽水蓄能投产装机分别达到1400万千瓦、2900万千瓦和4400万千瓦左右，持续保持行业领先地位。
(相关资料图)
着力加快新型储能发展，形成公司在新型储能市场的规模优势，扩大收入来源。围绕储能产业链，以公司核心竞争力为依托，积极寻找新的发展机遇。
投资者沟通交流会详情如下：
南网储能关于已投产抽蓄电站核价情况的说明
（一）公司抽水蓄能核价基本情况
根据《国家发展改革委关于抽水蓄能电站容量电价及有关事项的通知》（发改价格[2023]533 号），公司所属 7 座投运抽水蓄能电站容量电价（含增值税）分别为：广东广州抽水蓄能电站二期 338.34元/千瓦、广东惠州抽水蓄能电站 324.24元/千瓦、广东清远抽水蓄能电站 409.57元/千瓦、广东深圳抽水蓄能电站414.88元/千瓦、海南琼中抽水蓄能电站 648.76元/千瓦、广东梅州抽水蓄能电站一期 595.36元/千瓦、广东阳江抽水蓄能电站一期 643.98元/千瓦。上述核定容量电价自 2023年6 月1日起执行。根据本次核价结果，预计减少公司2023年收入预算4.96亿元。
（二）核价结果对抽水蓄能行业和公司发展的影响
抽水蓄能行业广阔的发展前景没有变。实现“碳达峰、碳中和”，能源是主战场，电力是主力军，构建以新能源为主体的新型电力系统是“双碳”的重要支撑。新型电力系统中风电、光伏等波动性、不稳定电源大规模高比例接入，迫切需要加快发展抽水蓄能等调节性电源，提升电力系统灵活性、经济性和安全性。为促进抽水蓄能电站加快发展，构建以新能源为主体的新型电力系统，国家发展改革委于 2021 年 4 月印发《关于进一步完善抽水蓄能价格形成机制的意见》（发改价格[2021]633 号，简称“633号文”），科学界定了抽水蓄能在电力系统中的功能定位，坚持并优化抽水蓄能两部制电价政策，完善了抽水蓄能电价形成机制和成本疏导机制。633 号文为抽水蓄能大规模快速发展、持续稳定经营奠定了坚实基础，提供了有力保障，也为未来抽水蓄能走向市场预留了政策空间。
在“双碳”目标背景下，在 633 号文规定的电价机制支持下，抽水蓄能的发展前景非常广阔。根据国家能源局《抽水蓄能中长期发展规划（2021-2035 年）》，到 2025 年，我国抽水蓄能投产总规模 6200 万千瓦以上；到 2030 年，投产总规模 1.2 亿千瓦左右；到 2035 年，形成满足新能源高比例大规模发展需求的，技术先进、管理优质、国际竞争力强的抽水蓄能现代化产业。
公司加快发展抽水蓄能业务的战略没有变。核价结果对公司经营短期造成一定负面影响，但在抽水蓄能长期向好趋势不变的情况下，公司加快发展抽水蓄能的战略不变。公司是国内最早进入抽水蓄能行业的企业之一，通过多年来的实践探索，形成了领先的投资开发建设能力、先进的资产运营能力、扎实的安全管理能力、持续的科技创新能力、高效的运营管理能力、优秀的干部人才团队等核心竞争力。截至 2022 年底，公司投产抽水蓄能装机容量 1028 万千瓦，占全国已投产抽蓄装机容量的 22.5%，处于行业领先地位。除了在建项目外，目前公司抽水蓄能储备容量约 3000 万千瓦。接下来，公司将继续强化核心竞争力，巩固领先优势，不断做强做优做大抽水蓄能业务板块。公司规划“十四五”末、“十五五”末、“十六五”末抽水蓄能投产装机分别达到 1400万千瓦、2900万千瓦和 4400万千瓦左右，持续保持行业领先地位。
（三）公司下一步工作安排
公司将立足于领跑抽水蓄能和新型储能两条赛道，以打造储能领域旗舰型龙头上市公司，建设世界一流企业为目标，积极做好提质增效、开源节流工作，确保公司经营平稳，持续提高上市公司质量。
一是充分发挥公司核心竞争力，获取更多的优质抽水蓄能、新型储能站点资源，巩固公司优势地位，并为将来抽水蓄能、新型储能走向市场抢占先机。
二是加快发展抽水蓄能。抢抓战略机遇，发挥集约化专业化规模化优势，安全优质高效推进抽水蓄能项目建设，做到早投产、早收益，并努力提升项目投产后的运营效益。
三是进一步加大新型储能发展力度。积极把握国家和各地方政府支持新型储能发展的大好机遇，着力加快新型储能发展，形成公司在新型储能市场的规模优势，扩大收入来源。
四是努力挖潜增效。加强设备运行维护，优化水库调度，确保西部调峰电厂稳发，最大限度用好水能资源。持续发挥公司集约化、专业化管理优势，实施成本精益管理，深挖利润潜力。
五是加强科技成果转化，推动公司在抽水蓄能建设、检修、试验等方面的技术、管理输出，培育并扩大新的利润增长点。
六是围绕储能产业链，以公司核心竞争力为依托，积极寻找新的发展机遇。
投资者提出的问题及回复情况
Q1：公司建设抽水蓄能电站，在技术、成本方面有什么优势呢？
答：公司是我国最早进入抽水蓄能行业的公司之一，目前已经投产了 7 座抽水蓄能电站，经过三十多年的发展，积累了丰富的规划建设和生产运维经验。公司基建、运行、修试、信通、供应链、财务等主要业务全面实现专业化、集约化管理。技术优势
主要体现在几个方面：一是在规划阶段，优选抽水蓄能站点；二是在建设阶段，对设计、设备制造、施工单位等产业链企业具有很强的整合能力，因地制宜优化设计，采用先进施工技术，主导主机设备安装调试等，保障工程安全、优质、高效建设；三是在电站运行阶段，不断提升自主检修能力水平，有力保障设备健康水平；四是通过数字化赋能，全面提升生产经营管理效能；五是深入开展技术创新，促进抽水蓄能产业国产化。成本优势主要体现在几个方面：一是加强基建全过程成本管控，有效控制工程造价；二是通过集约化专业化管理，开展设备状态检修，严控电站运维成本；三是依托集团公司融资平台，跟商业银行建立了良好的合作关系，可以取得较低的贷款利率，降低财务成本。
Q2：（1）本次核价从今年 6 月 1 日执行，预计减少公司今年收入预算 4.96 亿元，这么算是不是 2024 年全年会减少 8-10 亿？
（2）减少 4.96 亿元收入对利润的影响多大？
（3）国家发展改革委今天公布的第三监管周期各省电网输配电价中，广东各年度容量电费不变，而其他很多省都有变化，为什么呢？
（4）本次核价的资本金内部收益率是多少？
答：（1）2024 年公司各抽水蓄能电站容量电价将按照国家发展改革委核定的价格执行，抽水蓄能板块容量电费收入会下降。公司业务板块除了抽蓄外，还包括调峰水电和新型储能等，抽蓄板块不仅包括容量电费还有电量电费和辅助服务收入等，公司将全力以赴、多管齐下，加快发展其他业务板块，增加新的收入来源和利润增长点，努力减少抽水蓄能容量电费收入下降的影响。
（2）利润是公司经营的综合成果，公司收入来源多元化，如调峰水电、新型储能、抽蓄电站电量电费收入等，公司将多措并举稳增长、控成本，努力保持经营平稳。同时，公司将积极参与抽蓄进入电力市场研究，积极提升电量电费和辅助服务收益。
（3）我们理解，广东省 2023-2025 年没有新增全面投产的抽蓄电站，因此第三监管周期广东各年度容量电费不变。但 2025 年公司在广东将有电站的部分抽蓄机组投产，我们将及时按程序申请核定容量电价，取得电费收入。
（4）本次抽蓄容量价格核定是 633 号文出台后首次进行，根据 633 号文附件《抽水蓄能容量电价核定办法》，按照 40 年经营期、6.5%资本金内部收益率、资本金投入、贷款利率以及运维费率等各种参数，综合核定容量电价。
Q3：（1）能否具体拆分下这 7 个抽水蓄能电站电价的核价调整情况？
（2）公司后续通过新型储能等对收入和业绩的弥补的措施是怎样的？
答：（1）公司下属 7 座电站投产时间跨度较长，每个电站的核价标准不尽相同，以政府部门对外公布数据为准，公司按要求进行相关披露。
（2）关于收入和业绩提升，刚才唐忠良总会计师也说了，主要从这几个方面努力：一是加快发展抽水蓄能。公司加快发展抽水蓄能的战略是不变的，十四五、十五和十六五期间，公司规划抽水蓄能分别投产 600 万千瓦、1500 万千和 1500万千瓦。二是进一步加大新型储能发展力度。公司规划十四五投产 200 万千瓦、十五五投产 300 万千瓦、十六五投产 500 万千瓦。三是努力挖潜增效。四是加强科技成果转化，推动技术、管理输出。五是围绕储能产业链，以公司核心竞争力为依托，积极寻找新的发展机遇。
Q4：（1）本次核定的容量电价比以前低，核价考虑的具体指标有什么不一样吗？
（2）本次核价执行期间多长？
（3）本次核价资本金内部收益率能否达到 6.5%？
答：（1）本次抽蓄容量价格核定是 633 号文出台后的首次，根据 633 号文附件《抽水蓄能容量电价核定办法》，新的容量电价核定方法较以前的方法有所不同，相应对新核定容量电价产生了影响。具体指标的选取要以国家有关部门公布的为准。
（2）633 号文明确，政府核定的抽水蓄能容量电价与输配电价核价周期保持衔接。因此，本次核价后若无新的政策变化，执行期将与省级电网输配电价第三监管周期（2023-2025）保持一致。
（3）6.5%资本金内部收益率是 633 号文的规定，本次核价是据此进行的。
Q5：（1）按 40 年经营期、6.5%资本金内部收益率核定容量电价时，有无考虑电量电价？
（2）电量电价目前是按照现货市场执行还是按照燃煤发电基准价执行？
（3）抽水蓄能电站的利用小时数是服从调度安排还是公司自主决定？
（4）抽水蓄能电站容量电价三年一核，今后会不会继续下调？
答：（1）没有考虑电量电价。
（2）目前公司抽水蓄能电站电量电价的抽水电价按燃煤发电基准价的 75%执行，上网电价按燃煤发电基准价执行。
（3）目前公司抽水蓄能电站的利用小时数取决于调度，不是自主决定的。
（4）本次全国统一按 633 号文核定，与以前相比有所调整。633 号文明确，抽水蓄能电站通过容量电价回收抽发运行成本外的其他成本并获得合理收益，按6.5%的资本金内部收益率以及相关参数进行核价，在价格政策上明确支持抽蓄行业发展。我们理解，双碳目标下，抽蓄大规模发展的态势不会改变，价格政策的支持不会改变。
Q6：这次核价我发现对一些老电站的影响其实挺大的，原来那些老电站折旧完了应该会有一个好的收益，现在看来给它们核的价格很低是吧？
答：您说的折旧问题跟电站核价的关系不大，因为电站核价依据的是现金流。老电站也许核定的收入不高，但是它几乎没有折旧、财务费用了，成本很低，所以利润也不一定低，这个还是要看每个电站具体的经营情况。
Q7：2022 年抽水蓄能板块收入增长较大，是不是来自于梅蓄一期、阳蓄一期的投产呢？
答：是的，抽水蓄能板块收入包括容量电费和电量电费，2022年该板块收入增量最主要来源于梅蓄一期、阳蓄一期的投产。
Q8：（1）新型储能电价政策是什么，会不会像抽蓄一样核价？
（2）新型储能会不会先于抽蓄参与市场？
（3）刚才介绍说南网储能对抽蓄建设成本控制较好，如何转化为收益呢？从本次核价看是造价低的电站核定的电价也低。
答：（1）目前国家没有新型储能统一核价，从各地实践来看，新型储能的商业模式多样化。
（2）近期，广东、广西均发布了新型储能参与电力市场相关的政策，比如《独立储能参与南方区域调频市场的模拟试运行方案》、《广东省新型储能参与电力市场交易实施方案》、《关于加快推动广西新型储能示范项目建设的若干措施（试行）》等，提出独立储能可作为市场主体参与相关电力市场交易的基本规则，我们认为新型储能先于抽水蓄能参与市场的可能性较大。
（3）本次抽水蓄能核价都是根据 633号文，按核价办法中各种参数以及资本金内部收益率 6.5%核定，但对于单个电站来说，造价高的电站投产初期折旧成本和财务费用均较大，会给经营带来较大压力，投资运营管控好的电站在这方面是有优势的。另一方面，从长远看，抽水蓄能最终会走向市场竞争，同样的装机规模，工程造价越低越有竞争优势。
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关键词:【储能】【抽水蓄能】