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透露目前，公司抽水蓄能和新型儲能項目均沒有通過南方區(qū)域電力輔助服務(wù)獲得收入。新型儲能目前的收益機(jī)制主要為容量電價（租賃費）。
南網(wǎng)儲能認(rèn)為，發(fā)揮不同作用的儲能收益機(jī)制也會有所不同，未來總體上還是以市場化為主，形成租賃收入、調(diào)峰、輔助服務(wù)等多種收益模式疊加的商業(yè)模式。
3月份國家能源局南方監(jiān)管局正式發(fā)布《獨立儲能參與南方區(qū)域調(diào)頻市場的模擬試運(yùn)行方案》，在模擬試運(yùn)行后，新型儲能參與調(diào)頻市場政策將有望正式出臺。
上半年公司抽水蓄能、調(diào)峰水電、新型儲能毛利率分別為52.04%、56.10%、26.78%。需要提醒的是，受抽蓄核價、調(diào)峰電廠來水波動等因素影響，全年的業(yè)務(wù)毛利率情況與上半年可能會有所差異，具體請關(guān)注公司后續(xù)披露數(shù)據(jù)。
問：抽蓄核價的具體考慮標(biāo)準(zhǔn)或者因素是什么？核價的周期是多久？
答：根據(jù)633號文附件《抽水蓄能容量電價核定辦法》，按照40年經(jīng)營期、6.5%資本金內(nèi)部收益率、工程總投資、資本金投入、貸款利率以及運(yùn)維費率等各種參數(shù)核定容量電價。633號文明確，政府核定的抽水蓄能容量電價與輸配電價核價周期保持銜接，因此，我們理解，本次核價后若無新的政策變化，執(zhí)行期將與省級電網(wǎng)輸配電價第三監(jiān)管周期保持一致。
問：抽水蓄能、新型儲能規(guī)劃目標(biāo)落實情況？
答：抽水蓄能方面：公司按十四五新增裝機(jī)600萬千瓦的規(guī)劃目標(biāo)推進(jìn)落實，截至2022年底已經(jīng)投產(chǎn)了240萬千瓦，目前還有4座在建抽蓄項目裝機(jī)容量480萬千瓦，力爭2025年底前投產(chǎn)360萬千瓦。同時，公司圍繞十五五投產(chǎn)目標(biāo)，正在抓緊開展一批抽水蓄能電站前期工作，將在項目取得核準(zhǔn)后開工建設(shè)。新型儲能方面：公司電化學(xué)儲能已投運(yùn)裝機(jī)規(guī)111MW/219.2MWh。在建的佛山南海新型儲能站容量300MW/600MWh，計劃今年底前投產(chǎn)，力爭提前。公司新型儲能項目儲備超700萬千瓦，目前政策和市場環(huán)境均持續(xù)向好，公司將緊密跟蹤政策出臺情況，一旦具有可行的投資回報模式，就會加快推進(jìn)項目落地建設(shè)，目前規(guī)劃2023-2025年均有項目建成投產(chǎn)，具體到每年的投產(chǎn)進(jìn)度，還要看相關(guān)政策的落地情況。
問：新型儲能目前的IRR是多少？未來的收益機(jī)制怎樣？
答：公司目前建設(shè)了幾個電化學(xué)儲能電站示范項目，參照抽水蓄能電站的電價機(jī)制，按照項目全生命周期資本金內(nèi)部收益率5%測算容量電價（租賃費）。我們認(rèn)為，發(fā)揮不同作用的儲能收益機(jī)制也會有所不同，未來總體上還是以市場化為主，形成租賃收入、調(diào)峰、輔助服務(wù)等多種收益模式疊加的商業(yè)模式。具體還要看新型儲能電價機(jī)制的出臺情況。
問：為何北方的新型儲能市場發(fā)展比南方區(qū)域要快？
答：目前廣東的風(fēng)、光等新能源占比相對北方某些地區(qū)偏低，而且廣東自身的電網(wǎng)結(jié)構(gòu)比價穩(wěn)定，電網(wǎng)自身調(diào)節(jié)能力比較強(qiáng)，因此，對于新型儲能的需求相對不如北方某些省份迫切，市場發(fā)展也相對稍慢。今年以來，廣東新型儲能市場發(fā)展速度加快。3月份國家能源局南方監(jiān)管局正式發(fā)布《獨立儲能參與南方區(qū)域調(diào)頻市場的模擬試運(yùn)行方案》，在模擬試運(yùn)行后，新型儲能參與調(diào)頻市場政策將有望正式出臺。
問：目前電化學(xué)儲能的調(diào)度情況如何？
答：公司已投運(yùn)的電化學(xué)儲能站目前均按照調(diào)度下達(dá)的計劃曲線運(yùn)行，啟動頻次及出力吻合屬地負(fù)荷變化情況，實現(xiàn)了其設(shè)計功能，有效滿足了電網(wǎng)需求。
問：公司新型儲能方面是否有考慮氫能項目？
答：除了電化學(xué)儲能，公司一直在積極關(guān)注和跟蹤其他新型儲能技術(shù)發(fā)展，并將在相關(guān)技術(shù)路線較為成熟時，選擇合適的場景開展新技術(shù)應(yīng)用示范。
問：今年上半年來水偏枯，下半年來水是否會好轉(zhuǎn)，是否會影響年度經(jīng)營目標(biāo)？
答：與歷史情況相比，7、8月份來水基本正常，但全年來水依然存在不確定性，這也導(dǎo)致發(fā)電量和公司經(jīng)營業(yè)績存在一定的不確定性。
問：輔助服務(wù)給公司帶來的收入貢獻(xiàn)有多大？是否會根據(jù)不同電源區(qū)別定價？
答：目前，公司抽水蓄能和新型儲能項目均沒有通過南方區(qū)域電力輔助服務(wù)獲得收入。不同電源的定價問題，需要由相關(guān)政策作出規(guī)定。
問：當(dāng)前各抽蓄電站具體的轉(zhuǎn)換效率及抽水、發(fā)電電價水平如何？是否執(zhí)行峰谷電價？
答：公司抽蓄電站的能量轉(zhuǎn)換效率普遍高于75%。能量轉(zhuǎn)換效率主要是機(jī)組性能決定的，另外與上水庫天然來水量也有關(guān)系。公司建設(shè)的抽蓄電站主要在南方五省區(qū)，上水庫天然來水條件一般較好，加之隨著科技進(jìn)步，機(jī)組性能改善，公司后續(xù)新建抽蓄的能量轉(zhuǎn)換效率應(yīng)該能夠保持甚至高于當(dāng)前的水平。目前公司抽蓄電站電量電價的抽水電價按燃煤發(fā)電基準(zhǔn)價的75%執(zhí)行，上網(wǎng)電價按燃煤發(fā)電基準(zhǔn)價執(zhí)行，不執(zhí)行峰谷電價。
問：抽水蓄能參與電力現(xiàn)貨后，電站的電量電費收入比3%會增加還是降低，大致會變化多少？
答：目前，南方區(qū)域抽蓄參與電力現(xiàn)貨市場的規(guī)則并未出臺，暫時無法測算抽水蓄能參與現(xiàn)貨市場的電量收入及其占比。
問：下一周期核定時，公司電站折舊后運(yùn)營成本將進(jìn)一步降低，是不是意味著容量電價將進(jìn)一步降低、大概會降低多少？
答：根據(jù)633號文，抽水蓄能容量電價按經(jīng)營期定價法核定，即基于彌補(bǔ)成本、合理收益原則，按照資本金內(nèi)部收益率對電站經(jīng)營期內(nèi)年度凈現(xiàn)金流進(jìn)行折現(xiàn)，以實現(xiàn)整個經(jīng)營期現(xiàn)金流收支平衡為目標(biāo)，核定容量電價。其中，年現(xiàn)金流出中的運(yùn)行維護(hù)費包括材料費、修理費、人工費和其他運(yùn)營費用，不包括折舊。所以容量電價不會因電站各年度折舊的變化而變化。
問：當(dāng)前融資成本較低，新建抽蓄實際IRR情況？
答：抽蓄電站IRR指標(biāo)是基于40年經(jīng)營期全生命周期現(xiàn)金流測算指標(biāo)，各電站在運(yùn)營期間無法準(zhǔn)確測算40年經(jīng)營期實際IRR。
問：新建抽蓄電站多久能貢獻(xiàn)利潤？投資回收期大概多久？
答：從公司實踐來看，新建抽蓄電站投產(chǎn)當(dāng)年或次年即可實現(xiàn)盈利；電站全部投產(chǎn)后靜態(tài)收回期大約15-20年。
問：公司是否會運(yùn)營虛擬電廠？
答：虛擬電廠與公司的業(yè)務(wù)高度關(guān)聯(lián)，未來前景廣闊，公司將密切關(guān)注并積極參與虛擬電廠相關(guān)工作。
問：兩次業(yè)績預(yù)告均與實際利潤存在差值：例如，22年報扣非歸母凈利潤3.97億元，比業(yè)績預(yù)告的4.18億元差了2100萬；23中報預(yù)計歸母7.12億，實際6.93億元，也是差了2000萬，差在哪里？
答：公司業(yè)績預(yù)告金額與定期報告金額不存在重大差異。以上差異金額為計提的所得稅費用。
問：上半年公司三大主營業(yè)務(wù)毛利率情況？
答：上半年公司抽水蓄能、調(diào)峰水電、新型儲能毛利率分別為52.04%、56.10%、26.78%。需要提醒的是，受抽蓄核價、調(diào)峰電廠來水波動等因素影響，全年的業(yè)務(wù)毛利率情況與上半年可能會有所差異，具體請關(guān)注公司后續(xù)披露數(shù)據(jù)。
問：公司近兩年無抽蓄投產(chǎn)，后續(xù)有無其他新業(yè)務(wù)增長規(guī)劃？
答：公司一方面將加快抽水蓄能和新型儲能建設(shè)，力爭早日建成投產(chǎn)，擴(kuò)大公司營收規(guī)模；另一方面積極研究沿產(chǎn)業(yè)鏈拓展業(yè)務(wù)，提高公司在市場競爭中的靈活性和韌性，創(chuàng)造公司新的利潤增長點。
原標(biāo)題：南方區(qū)域獨立儲能參與調(diào)頻市場政策將有望正式出臺
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