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本公司董事會及全體董事保證本公告內(nèi)容不存在任何虛假記載、誤導(dǎo)性陳述或者重大遺漏，并對其內(nèi)容的真實性、準確性和完整性承擔(dān)法律責(zé)任。

2023年1月，南方電網(wǎng)儲能股份有限公司（以下簡稱“公司”）通過現(xiàn)場或視頻語音方式共接待機構(gòu)投資者調(diào)研5場次，現(xiàn)將調(diào)研情況公告如下：

一、調(diào)研時間與機構(gòu)

二、主要交流內(nèi)容

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(guī)劃情況，另外，公司目前規(guī)劃的容量是否還有提升的可能？

答：公司規(guī)劃十四五、十五五、十六五分別新增投產(chǎn)抽蓄600萬千瓦、1500萬千瓦和1500萬千瓦，分別新增投產(chǎn)新型儲能200萬千瓦、300萬千瓦和500萬千瓦。目前公司投產(chǎn)抽蓄總裝機容量為1028萬千瓦，接下來會繼續(xù)朝著規(guī)劃目標努力，力爭到2025年再投產(chǎn)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(chǎn)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(guī)劃建設(shè)規(guī)模是否提升，主要取決于電力系統(tǒng)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(fā)展。

2、未來新能源上量后，如何看待抽水蓄能和電化學(xué)儲能各自的發(fā)展和關(guān)系？

答：在積極穩(wěn)妥推進碳達峰碳中和、構(gòu)建新能源占比逐漸提高的新型電力系統(tǒng)背景下，電力系統(tǒng)形態(tài)逐步由“源網(wǎng)荷”三要素向“源網(wǎng)荷儲”四要素轉(zhuǎn)變，儲能成為新型電力系統(tǒng)的第四大要素，抽水蓄能、新型儲能（含電化學(xué)儲能）都面臨廣闊的發(fā)展前景。抽水蓄能、新型儲能有著不同的應(yīng)用場景，可以共同發(fā)展。抽水蓄能是目前最成熟、應(yīng)用最廣泛、規(guī)模最大、全生命周期成本最低的電力儲能，反應(yīng)較為靈敏，達到分鐘級，主要用于電網(wǎng)大規(guī)模調(diào)節(jié)。電化學(xué)儲能的單站規(guī)模、存儲電量遠不及抽水蓄能，目前的經(jīng)濟性也比抽水蓄能低，但其調(diào)節(jié)性能好，響應(yīng)速度達到毫秒級，加上選址靈活、建設(shè)周期短等優(yōu)點，在區(qū)域調(diào)峰、調(diào)頻、調(diào)壓、緩解輸電線路阻塞、應(yīng)急備用等應(yīng)用場景可發(fā)揮較大作用。公司將根據(jù)電網(wǎng)和市場需求，利用不同儲能技術(shù)的各自優(yōu)勢，在抽水蓄能和包括電化學(xué)儲能在內(nèi)的新型儲能兩條賽道上同時發(fā)力，加快發(fā)展。

3、抽水蓄能電站的投資建設(shè)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(fù)雜，電站建設(shè)周期確實較長，從開展前期工作開始到首臺機組投產(chǎn)，以前需要8-10年甚至更長，目前公司經(jīng)過持續(xù)優(yōu)化，項目建設(shè)工期已經(jīng)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(xù)開工興建。隨著“十四五”、“十五五”、“十六五”抽水蓄能項目的陸續(xù)投產(chǎn)，預(yù)計可以較好地服務(wù)新能源消納。

4、公司有無其他方向業(yè)務(wù)拓展規(guī)劃？

答：公司目前主營業(yè)務(wù)是抽水蓄能、調(diào)峰水電以及新型儲能的投資、建設(shè)與運營。今后如有業(yè)務(wù)范圍調(diào)整，公司將按有關(guān)規(guī)定進行公告。

5、公司調(diào)峰水電和常規(guī)水電站在盈利模式或者結(jié)算方式上有什么明顯的差異嗎？是否有對應(yīng)輔助服務(wù)費用？

答：調(diào)峰水電盈利模式或者結(jié)算方式與常規(guī)水電沒有明顯的差異，收入主要是發(fā)電銷售收入，電價由政府核定。目前輔助服務(wù)按照南方能監(jiān)局發(fā)布的兩個細則執(zhí)行。

6、2022年公司調(diào)峰水電來水同比大幅偏豐推動公司業(yè)績增長，2023年這種來水趨勢具有持續(xù)性嗎？如果調(diào)峰水電來水2023年不能持續(xù)今年的好態(tài)勢，公司有考慮過從其他方面彌補這部分業(yè)績差異嗎？

答：來水情況是自然現(xiàn)象，不好準確判斷2023年的來水情況。公司始終把穩(wěn)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(chǎn)，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(fā)展，新投產(chǎn)的項目可以增加部分收入；另外公司將持續(xù)開展提質(zhì)增效，加強成本費用管控。

7、對于新投產(chǎn)的梅蓄一期和陽蓄一期項目，目前是執(zhí)行的臨時電價還是正式電價？和633號文執(zhí)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(zhí)行的是臨時容量電價。政府價格主管部門核價結(jié)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(jù)633號文的抽蓄電站成本核查工作進行如何了？現(xiàn)在已經(jīng)進入2023年了，公司抽蓄電站預(yù)計何時開始執(zhí)行633號文電價機制，后續(xù)是否會追溯從2023年1月1日開始執(zhí)行？

答：抽蓄電站成本監(jiān)審的現(xiàn)場工作已經(jīng)完成，監(jiān)審結(jié)果尚未公布。633號文規(guī)定，“本意見印發(fā)之日前已投產(chǎn)的電站，執(zhí)行單一容量制電價的，繼續(xù)按現(xiàn)行標準執(zhí)行至2022年底，2023年起按本意見規(guī)定的電價機制執(zhí)行；執(zhí)行兩部制電價的，電量電價按本意見規(guī)定電價機制執(zhí)行，容量電價按現(xiàn)規(guī)定標準執(zhí)行至2022年底，2023年起按本意見規(guī)定電價機制執(zhí)行；執(zhí)行單一電量制電價的，繼續(xù)按現(xiàn)行電價水平執(zhí)行至2022年底，2023年起按本意見規(guī)定電價機制執(zhí)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(jù)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(jù)633號文，收益分享機制是指電站參與輔助服務(wù)市場或者輔助服務(wù)補償機制，上一監(jiān)管周期內(nèi)形成的相應(yīng)收益，以及執(zhí)行抽水電價、上網(wǎng)電價形成的收益，20%由抽水蓄能電站分享，80%在下一監(jiān)管周期核定電站容量電價時相應(yīng)扣減，形成的虧損由電站承擔(dān)。

10、抽水蓄能電站能量轉(zhuǎn)換效率的主要決定因素有哪些，公司后續(xù)的新增抽蓄電站是否能夠維持當前較高的能量轉(zhuǎn)換效率水平？抽蓄電站利用小時數(shù)今后會增加嗎？

答：抽蓄電站的能量轉(zhuǎn)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(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，加之隨著科技進步，機組性能改善，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前的水平。

抽水蓄能的主要功能是保證電力系統(tǒng)安全可靠運行，利用小時數(shù)根據(jù)電網(wǎng)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(fā)展優(yōu)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(fā)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(fā)展的前景很好，是朝陽產(chǎn)業(yè)。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(yè)的發(fā)展。

公司的優(yōu)勢可以從三個方面來看。首先是先發(fā)優(yōu)勢。公司是國內(nèi)最早進入抽水蓄能行業(yè)的公司，廣蓄電廠首臺機組1993年投產(chǎn)至今已經(jīng)30年了，30年來，我們在抽水蓄能電站的建設(shè)、運營中積累了較為豐富的技術(shù)與管理優(yōu)勢，這些優(yōu)勢將為公司未來發(fā)展提供有力支撐。其次是規(guī)模優(yōu)勢。目前南方五省區(qū)投產(chǎn)的1028萬千瓦抽水蓄能全部是公司投資建設(shè)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(fā)展規(guī)模，公司對項目建設(shè)、運營采取集約化、專業(yè)化管理模式，可以有效提升建設(shè)、運營管理效率，發(fā)揮規(guī)模效應(yīng)。第三，體制機制優(yōu)勢。公司是上市公司，可以充分利用資本市場服務(wù)企業(yè)發(fā)展和優(yōu)化資源配置的功能，為公司發(fā)展賦能。

12、抽水蓄能的IRR會受到哪些因素影響？

答：根據(jù)633號文對抽蓄容量電價、電量電價計算方式的規(guī)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(yè)嗎，可以租賃給電力用戶或售電公司嗎？

答：633號文規(guī)定，“根據(jù)項目核準文件，抽水蓄能電站明確同時服務(wù)于特定電源和電力系統(tǒng)的，應(yīng)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(tǒng)之間進行分攤”?！秶野l(fā)展改革委國家能源局關(guān)于鼓勵可再生能源發(fā)電企業(yè)自建或購買調(diào)峰能力增加并網(wǎng)規(guī)模的通知》（發(fā)改運行[2021]1138號）明確，允許發(fā)電企業(yè)購買儲能或調(diào)峰能力增加并網(wǎng)規(guī)模。因此，從政策上來看，抽水蓄能是可以租賃給新能源企業(yè)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(wǎng)，在電網(wǎng)中發(fā)揮調(diào)節(jié)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(shù)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(zhí)行，收入和利潤在公司系統(tǒng)的占比較小。

15、公司電網(wǎng)側(cè)儲能的租賃費標準是怎樣確定的？對于公司后續(xù)不同量級或地區(qū)的新項目，租賃費標準是否會有較大差異？

答：目前電網(wǎng)側(cè)新型儲能尚無明確的電價政策，公司建設(shè)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(xù)將緊密跟進政府相關(guān)價格政策的出臺。

16、目前公司電化學(xué)儲能站的造價水平是多少？

答：公司電化學(xué)儲能站的綜合建設(shè)成本（含配套工程）在2.3-2.5元/瓦時左右，處于行業(yè)合理水平。

17、電化學(xué)儲能可以進入現(xiàn)貨市場嗎？預(yù)計未來收益如何？

答：2022年8月，南方能監(jiān)局發(fā)布了《南方區(qū)域新型儲能并網(wǎng)運行及輔助服務(wù)管理實施細則》；10月，對第三方獨立主體參與南方區(qū)域電力輔助服務(wù)市場交易相關(guān)實施細則征求意見。因此，電化學(xué)儲能進入現(xiàn)貨市場交易的政策呼之欲出。公司將及時跟蹤政策動態(tài)，積極推動電化學(xué)儲能參與現(xiàn)貨市場交易。未來公司將結(jié)合項目實際，以效益最大化為目標，采取多種商業(yè)模式。由于相關(guān)政策尚未最終落地，進入現(xiàn)貨市場的收益暫不能預(yù)計。

特此公告。 原標題：南方電網(wǎng)儲能股份有限公司 關(guān)于機構(gòu)投資者調(diào)研情況的公告