2023-06-23 19:19:31 来源 : 储能
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）》的规定，6月1日，全新核定的抽水蓄能容量电价正式执行。
近日，南方电网储能股份有限公司（简称“南网储能”）发布投资者调研内容，回应了此次核价的影响、公司长期和短期的应对策略以及未来的业务布局。
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南网储能表示，新的容量电价调整将导致今年收入相较于预算少5亿左右，而电量电费收入仅占抽水蓄能收入的3%左右，将努力提升抽水蓄能电站电量电费和辅助服务收益。
短期来看，今明两年南网储能没有新增抽蓄项目投产，公司将加大力度发展新型储能，但公司加快发展抽水蓄能的战略不变。
参照抽水蓄能电价机制，目前南网储能投产的电化学储能示范项目采用电网租赁模式运营，项目资本金内部收益率大约为 5%。
1、容量电价调整对业绩的影响及改进措施
今年收入相较于预算少5亿左右。公司收入来源还包括调峰水电、新型储能、抽蓄电站电量电费收入等，将积极参与抽蓄进入电力市场研究，努力提升电量电费和辅助服务收益，降低容量电价下调带来的影响。
目前公司抽水蓄能电站的收入中电量电费收入占比3%左右。
5 月 15 日核价结果公告当晚，公司组织召开了投资者沟通交流会，公司总会计师介绍了公司制定的稳经营六项措施，这六项措施是经过公司管理层认真研究讨论的，兼顾了长期、短期，接下来公司将认真抓好六条措施落实，努力挖潜增效、增收节支。
2、此次容量电价调整的周期、核价过程
抽蓄容量电价核定与输配电价核价周期保持衔接。省级电网输配电价一个监管周期为3年，因此我们理解，此后3年内若无新的电价政策出台，本次核价结果执行期为3年。
抽蓄容量电价基于弥补成本、合理收益原则，按照资本金内部收益率对电站经营期内年度净现金流进行折现，以实现整个经营期内净现金流收支平衡为目标，核定电站容量电价。其中经营期按 40 年核定，经营期内资本金内部收益率按 6.5%核定。
本次抽蓄容量价格核定是统一按照 633 号文（《关于进一步完善抽水蓄能价格形成机制的意见》）的规定进行的，与此前的核价方法、参数取值标准存在一定差异。比如，清蓄、深蓄、海蓄原来的经营期按 30 年核定，本次按照 40 年核定。电站投入资本金、贷款利率、运行维护费率等参数也可能存在不同，具体数据以国家有关部门公布的为准。
3、抽蓄电站业务的长期展望
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，是出台 633 号文的目的。本次核价结果出台，是在实践层面对 633 号文的落实。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。公司加快发展抽水蓄能的战略不变。
公司目前在建的抽水蓄能有广西南宁、梅州二期、惠州中洞、肇庆浪江4个项目，装机共480万千瓦，力争在2025年投产360万千瓦。
4、新型储能业务的发展
长期而言，抽水蓄能和新型储能两条赛道都有良好的发展前景。短期来看，今明两年公司没有新增抽蓄项目投产，公司将加大力度发展新型储能。
佛山南海电池储能项目（300MW）已开工建设，计划2023年底前投产。
5、新型储能的商业模式、发展重点
目前公司投产的电化学储能示范项目参照抽蓄电价机制，采用电网租赁模式运营，项目资本金内部收益率大约为 5%。公司已投运电化学储能电站目前均按照调度下达的计划曲线运行，启动频次及出力吻合负荷变化趋势，实现了其设计功能，有效满足了电网调节需求。
独立储能可以紧密结合电源及网架规划建设，最大程度发挥调峰、调频和事故备用等各项功能，提高利用效率；并能够灵活参与电力市场，推动“分时复用”，开展商业模式创新，还可以与新能源企业协同，更好地保障新能源上网消纳。独立储能发展空间广阔，是公司目前重点发展的新型储能业务领域。
完整内容见下。
1、公司抽蓄容量电费核定后，今年收入相较于预算少 5 亿左右，具体是哪个电站不及预期？大概对公司利润影响多少？
答：国家发展改革委本次核定了公司 7 座已投产抽水蓄能电站容量电价，与 2022 年执行的电价相比，7 座电站容量电价均有所下调。利润是公司经营的综合成果，公司收入来源多元化，包括调峰水电、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，努力提升电量电费和辅助服务收益，降低容量电价下调带来的影响。
2、公司抽蓄电站容量电价是怎么核算出来的？
答：根据国家发展改革委 633 号文，抽蓄容量电价按照经营期定价法核定，即基于弥补成本、合理收益原则，按照资本金内部收益率对电站经营期内年度净现金流进行折现，以实现整个经营期内净现金流收支平衡为目标，核定电站容量电价。其中经营期按 40 年核定，经营期内资本金内部收益率按 6.5%核定。
3、此次抽蓄核价偏紧是否传递不支持抽蓄发展的信号？公司如何看待此次核价？
答：大家从 633 号文中可以看到，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，是出台 633 号文的目的。本次核价结果出台，是在实践层面对 633 号文的落实。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。在双碳背景以及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。
4、本次容量电价核定为何变严格了？核定周期多久？
答：本次抽蓄容量价格核定是统一按照 633 号文的规定进行的，与此前的核价方法、参数取值标准存在一定差异。比如，清蓄、深蓄、海蓄原来的经营期按 30 年核定，本次按照 40 年核定。电站投入资本金、贷款利率、运行维护费率等参数也可能存在不同，具体数据以国家有关部门公布的为准。633 号文规定，抽蓄容量电价核定与输配电价核价周期保持衔接。省级电网输配电价一个监管周期为 3 年，因此我们理解，此后3年内若无新的电价政策出台，本次核价结果执行期为3年。
5、两部制电价下，容量电价之外的辅助服务和电量电价收入如何展望？目前，公司电量电费收入大概占比多少？
答：根据现行南方（以广东起步）电力现货市场规则，抽水蓄能还不具备参与电力现货市场的主体资格（电力现货市场包括辅助服务市场和电能量市场）。我们将密切关注电力现货市场规则的政策变化，积极研究抽水蓄能电站参与电力现货市场策略。目前公司抽水蓄能电站的收入中电量电费收入占比3%左右。
6、投资者更关心业绩的持续增长，未来一两年之内增长预期如何？
答：5 月 15 日核价结果公告当晚，公司组织召开了投资者沟通交流会，公司总会计师介绍了公司制定的稳经营六项措施，这六项措施是经过公司管理层认真研究讨论的，兼顾了长期、短期，接下来公司将认真抓好六条措施落实，努力挖潜增效、增收节支。长期而言，抽水蓄能和新型储能两条赛道都有良好的发展前景。短期来看，今明两年公司没有新增抽蓄项目投产，公司将加大力度发展新型储能。
7、公告里说的收入比预算减少了 4.96 个亿，那么全年的收入预算是多少？
答：公司 2022 年度股东大会审议通过的公司 2023 年计划预 算提出 2023 年营业总收入为 66.8 亿元。详见公司在上交所网站 披露的 2022 年度股东大会材料。
8、公司近期也面临限售股份解禁，公司目前的股价已经低于去年定增发行价格，请问公司管理层是如何看待这个事情？
答：公司非常重视资本市场的价值实现和投资者回报。公司股价受多种因素影响，做优基本面是提升公司价值最坚实的基础，公司管理层始终勤勉尽责，加强公司经营管理和业务发展。目前公司生产经营工作一切正常，不存在可能对股价造成影响的 应披露而未披露的重大事项。在信息披露允许的范围内，我们将保持和投资者的充分沟通交流，真实准确传递公司价值。
9、能否对公司 2022 年抽蓄业务、水电业务、电化学业务收入及利润进行拆分？
答：2022 年，公司抽水蓄能、电化学储能和调峰水电营业收入分别为 46 亿元、0.3 亿元、19 亿元，各自贡献的归母净利润分别约为 9.76 亿元、0.07 亿元和 5.88 亿元。
10、抽水蓄能造价目前大致是什么水平，2025 年之前和 2025年之后的造价趋势怎么看？
答：根据中国水力发电工程学会抽水蓄能行业分会统计，2021 年我国核准的 11 座抽水蓄能电站平均单位千瓦静态投资5367元/千瓦；完成预可研工作的 14 个项目平均单位千瓦静态投资 5425 元/千瓦。2022 年正在推进前期工作的大型抽水蓄能项目单位千瓦静态投资一般在 5000～7000 元/千瓦之间。抽水蓄能单位造价受原材料市场价格、工程地质条件、电站装机容量、建设周期、征地移民、开发建设技术水平等因素影响，单个电站造价水平存在一定差异，未来造价变化情况难以进行准确预测。
11、公司在建几个抽蓄项目 2025 年前后的投产时间预期是怎么样的？
答：公司目前在建的抽水蓄能有广西南宁、梅州二期、惠州中洞、肇庆浪江 4 个项目，装机共 480 万千瓦，力争在 2025 年投产 360 万千瓦。
12、公司新型储能盈利机制和目前运行情况如何？
答：目前公司投产的电化学储能示范项目参照抽蓄电价机制，采用电网租赁模式运营，项目资本金内部收益率大约为 5%。公司已投运电化学储能电站目前均按照调度下达的计划曲线运行，启动频次及出力吻合负荷变化趋势，实现了其设计功能，有效满足了电网调节需求。
13、佛山南海30万装机容量的新型储能项目现在是什么进度？
答：佛山南海电池储能项目已开工建设，计划2023年底前投产。
14、对于不同储能技术路线的看法以及是否有其他种类的储能项目规划？
答：目前，储能技术呈现多元化，多种技术路线同台竞技，促进技术路线优胜劣汰，有利于新型储能产业健康发展。除了电化学储能，公司也在积极跟进新的储能技术。
15、如何看待不同商业模式下电化学储能的前景？比如独立储能和用户侧工商业储能？
答：独立储能主要是通过“共享”、容量补偿、参与辅助服务市场以及电能量市场等方式实现投资回报；峰谷价差、参与需求侧响应是当前用户侧储能应用较普遍的商业模式。独立储能可以紧密结合电源及网架规划建设，最大程度发挥调峰、调频和事故备用等各项功能，提高利用效率；并能够灵活参与电力市场，推动“分时复用”，开展商业模式创新，还可以与新能源企业协同，更好地保障新能源上网消纳。独立储能发展空间广阔，是公司目前重点发展的新型储能业务领域。
16、公司调峰水电业务规划，以及未来两年来水情况和盈利情况如何？
答：目前公司调峰水电装机容量为203万千瓦，没有进一步发展的规划。公司调峰水电已投产运行较长时间，折旧和财务费用等固定成本较低，收益情况主要受流域来水影响。根据有关方面预测，2023年公司天生桥二级电站、鲁布革电站总体来水较多年平均偏枯三成，较2022年来水偏枯一成。最终实际来水情况与预测可能存在差异。
17、多厂站集控中心等集约化运营管理是否可以提高人均创收？
答：对所属抽水蓄能电站建设、运行、检修等业务实行集约化、专业化管理，是公司的管理创新，建立多厂站集控中心是运行集约化、专业化管理的重要举措。该中心具备多厂站实时监视和控制功能，可实现一人多厂站值班模式，有效提升运行管理效率。
以上内容来源：南网储能6月16日发布的投资者关系活动记录表。
