南网储能：抽水蓄能储备项目35GW，新型储能储备7GW | 电化学储能成本2.5元/Wh，抽蓄投资成本6.7元/W

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近日， 南网储能发布公告称广东粤澳合作发展基金、广东恒阔投资、广东恒健资产、开源证券于2023年7月18日调研了公司，对投资者关心的 抽蓄核价对公司产生的影响、抽蓄电站建设成本；新型储能电站参与电力市场情况、项目规划、调用情况 等核心问题进行了回答。

南网储能在回答投资问题中表示： 2022年正在推进前期工作的大型抽水蓄能项目静态投资一般在 5000～7000元/kW之间；抽蓄 储备项目规模超过3500万千瓦； 电化学储能 采用电网租赁模式运营， 项目资本金内部收益率大约为 5%， 部分省份已经有电化学参与辅助调频服务市场的政策； 新型储能项目储备达到700万千瓦以上。

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抽水蓄能

1.抽蓄核价对公司的影响：

2023年5月，国家发展改革委根据633号文核定了2025年前投产的48座抽蓄电站容量电价，印发了533号文。5月16日，南网储能发布公告， 本次核价针对公司已投产的7座抽蓄电站，预计减少公司2023年预算收入4.96亿元 。本次核价结果出台，对公司短期经营带来不利影响；但从长期来看，是在实践层面对633号文的落实，有利于抽水蓄能发展，公司加快发展抽水蓄能业务的战略没有变。

南网储能还表示，公司将在基建投资成本、运维成本、资金成本等方面采取成本控制措施。

(根据633号文规定的核价原则，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。其中纳入核价的抽蓄电站均对标行业先进水平确定核价参数标准，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。)

2.建设成本及成本构成：

根据水电水利规划设计总院发布的《抽水蓄能产业发展报告2022》，2022年核准的抽水蓄能电站平均单位千瓦 静态投资5492元/kW ，电站建设投资主要集中在建筑工程，占比约35%，其次是机电设备及安装工程，占比约23%，此外，还有独立费用、基本预备费、施工辅助工程等费用。 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/kW之间。

3. 装机进度及规划

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。

十五五和十六五期间，公司规划抽水蓄能分别投产1500万千瓦和1500万千瓦。目前正在开展前期工作的项目有12个， 储备项目规模超过3500万千瓦 （含正在开展前期的项目）。

4.研发情况：

抽水蓄能机组出口成套开关设备研发 ，已实现在梅蓄电站示范应用；开展了海水抽水蓄能电站前瞻技术研究，形成了成套技术成果；

多种类型巡检机器人的研发 ，包括电站厂房巡检、机房巡检和水下智能巡检，在多个场景下实现了应用；

抽水蓄能电站多维度智能巡维、抽水蓄能电站群设备状态大数据智能分析系统等技术研究 ，并已经应用于公司生产运行业务；

此外，公司也正在联合相关单位开展可变速抽蓄机组的攻关任务，相关研究成果将示范应用于公司在建抽蓄电站。

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新型储能

1.收益率：

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% 。 部分省份已经有电化学参与辅助调频服务市场的政策。

2.项目投产规划：

新型储能项目储备达到700万千瓦以上 ，目前政策和市场环境均持续向好，公司紧密跟踪政策出台情况，一旦具有可行的投资回报模式，就将加快推进项目落地建设。佛山南海电池储能项目正在建设中，计划2023年底前投产。

3.调用情况：

已投运的电化学储能站主要是解决属地变压器过载、新能源消纳等问题，并作为事故应急备用电源，目前各储能电站均按照调度下达的计划曲线运行，启动频次及出力吻合属地负荷变化情况，实现了其设计功能。

4.研发情况：

高压级联电池储能系统 、面向吉瓦时应用的中高压电化学储能集成技术、电池储能型不间断电源装置、 锂离子电池储能系统全寿命周期应用安全技术 、钠离子电池储能安全应用技术、 规模化储能系统集群智能协同控制关键技术、电池储能联合抽水蓄能经济应用及火灾防控关键技术等研究 ，部分研究成果已实现了示范应用。

5.电化学储能是否参与虚拟电厂

电化学储能参与虚拟电厂在实践中已有先例。南网储能认为， 电化学储能参与虚拟电厂是重要的一种商业模式 ，将积极跟踪研究。

6.南方电网对南网储能的定位

南网储能于2022年通过原文山电力重大资产重组实现更名上市，主营业务为抽水蓄能、新型储能和调峰水电，公司定位是 打造储能领域旗舰型龙头上市公司。

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南网储能：电化学储能成本2.5元/Wh，抽水蓄能投资成本6.7元/W

近日，南网储能参加“中国南方电网有限责任公司控股上市公司2022年度集体业绩说明会的公告”，对投资者关心的抽水蓄能、新型储能装机规划、建设成本、盈利模式等核心问题进行了回答。

南网储能在回答投资问题中表示：南网储能抽水蓄能电站投资成本约在 6.7元/W ；电化学储能建设成本约 2.5元/Wh， 资本金内部收益率约 5%，2023年将扩大新型储能投产规模 ，贡献新的利润。

一、抽水蓄能

1.装机规划及进度 十四五、十五五分别新增投产抽蓄 600万千瓦、1500万千瓦 。

2021-2022年已经新增投产240万千瓦； 截至2022年底，抽水蓄能储备达2800万千瓦 ；接下来的360万千瓦将力争在2025年投产。

2.业绩情况： 2022年，公司抽水蓄能9.76亿，占比58.73%。

3.混合式抽蓄、小型抽蓄规划： 目前正在开展混合式抽蓄选点；目前抽水蓄能还是以建设大型项目为主，今后公司会结合电力系统建设和新能源发展需求，因地制宜规划建设中小型抽水蓄能电站。

4.投资成本: 以120万千瓦装机抽蓄电站为例，目前的动态总投资约80亿元人民币， 单位千瓦投资约6700元 。

抽水蓄能电站单位千瓦投资成本与选址开发难度、原材料市场价格、工程建设周期、征地移民条件、开发建设技术水平等关系密切，未来造价变化受多因素综合影响。

5.电量电价收益情况： 据633号文，在电力现货市场运行的地方，抽水蓄能电站的抽水电价、上网电价按现货市场价格及规则结算。但目前抽蓄尚未进入电力现货市场，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。因此， 如果电站效率高于75%的话，电量电价是可以带来收益的 ，由于这部分收益与容量电价相比占比较小，所以总的来说 电量电价在电站收益中占比较小 。

6.项目运营： 目前公司抽蓄电站一般分别在上午和下午用电高峰时段启动发电工况运行，晚上用电低谷时段启动抽水工况运行。抽水蓄能电站每天开机次数随电网需求变化。

抽水蓄能主要是为电网提供调节服务，在电网的统一调度下，发挥抽水蓄能服务清洁能源消纳的功能。在南方区域，抽水蓄能是为整个电网服务的，没有作为市场化并网项目的配套储能。

二、新型储能

1.装机规划及进度： 十四五、十五五分别新增投产新型储能 200万千瓦、300万千瓦。

截至2022年底， 新型储能项目储备达700万千瓦以上 ，规划2023-2025年均有项目建成投产。

2.业绩情况： 2022年，电化学储能为0.07亿元，占比0.43%。

3.建设成本： 电化学储能站的造价 大约是2.5元/Wh ，长期来看单位成本可能存在变化。目前，梅州五华储能项目（70MW/140MWh）已投产，预估结算价约为2.42元/Wh，佛山南海储能项目（300MW/600MWh）初步设计概算造价约为2.47元/Wh。

同时南网储能认为，在行业技术装备水平提升、电芯原材料价格下降的情况下，设备采购价格会下降，同时公司会不断总结储能建设管理经验，提升管理水平，未来公司储能建设项目建设成本有望进一步降低。

4.收益率： 目前建成的几个示范项目，按照全生命周期核定 5%左右的资本金内部收益率 。

5.收益机制和商业模式： 目前建设了几个电化学储能电站示范项目，主要是通过示范项目掌握电化学储能的运行特性。 示范项目参照抽水蓄能电站的电价机制，按照项目全生命周期资本金内部收益率5%测算容量电价 （租赁费）。

市场化方面，2023年3月，南网总调发布《独立储能参与南方区域调频市场的模拟试运行方案》，在模拟试运行后，独立储能参与调频市场政策将有望正式出台。同月，广东电力交易中心印发《关于发布南方（以广东起步）电力现货市场试运行关键配套实施细则的通知》，广东能源局和南方能监局也联合发布了《广东省新型储能参与电力市场交易实施方案》，这两份文件均明确提出独立储能可作为独立市场主体参与广东电力中长期和现货电能量市场交易，并提出了交易和结算的基本规则， 但目前独立储能暂不具备市场注册和交易条件，储能真正参与电能量市场还需专项交易实施细则的出台。 公司将积极推动储能电站试点参与电能量市场交易，为后续储能电站项目参与市场积累经验。

6.独立储能调用情况： 公司已投运的电化学储能站主要是解决属地变压器过载、新能源消纳等问题，并作为事故应急备用电源，目前各储能电站均按照调度下达的计划曲线运行，启动频次及出力吻合属地负荷变化情况，实现了其设计功能，有效满足了电网需求。

南网储能提出，2023年没有新增抽蓄投产， 将努力扩大新型储能投产规模，贡献新的利润。 此外将积极推动抽水蓄能和新型储能创新技术产品孵化和成果转化，预计短期内对公司收入、利润不会产生明显影响。

能源电力说综合整理

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