南网储能于9月18日发布投资者关系活动记录表，公司于2023年9月12日接受3家机构调研，机构类型为其他、证券公司。

透露目前，公司抽水蓄能和新型储能项目均没有通过南方区域电力辅助服务获得收入。新型储能目前的收益机制主要为容量电价（租赁费）。

南网储能认为，发挥不同作用的储能收益机制也会有所不同，未来总体上还是以市场化为主，形成租赁收入、调峰、辅助服务等多种收益模式叠加的商业模式。

3月份国家能源局南方监管局正式发布《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，新型储能参与调频市场政策将有望正式出台。

上半年公司抽水蓄能、调峰水电、新型储能毛利率分别为52.04%、56.10%、26.78%。需要提醒的是，受抽蓄核价、调峰电厂来水波动等因素影响，全年的业务毛利率情况与上半年可能会有所差异，具体请关注公司后续披露数据。

投资者关系活动主要内容介绍：

问：抽蓄核价的具体考虑标准或者因素是什么？核价的周期是多久？

答：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、工程总投资、资本金投入、贷款利率以及运维费率等各种参数核定容量电价。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，我们理解，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保持一致。

问：抽水蓄能、新型储能规划目标落实情况？

答：抽水蓄能方面：公司按十四五新增装机600万千瓦的规划目标推进落实，截至2022年底已经投产了240万千瓦，目前还有4座在建抽蓄项目装机容量480万千瓦，力争2025年底前投产360万千瓦。同时，公司围绕十五五投产目标，正在抓紧开展一批抽水蓄能电站前期工作，将在项目取得核准后开工建设。新型储能方面：公司电化学储能已投运装机规111MW/219.2MWh。在建的佛山南海新型储能站容量300MW/600MWh，计划今年底前投产，力争提前。公司新型储能项目储备超700万千瓦，目前政策和市场环境均持续向好，公司将紧密跟踪政策出台情况，一旦具有可行的投资回报模式，就会加快推进项目落地建设，目前规划2023-2025年均有项目建成投产，具体到每年的投产进度，还要看相关政策的落地情况。

问：新型储能目前的IRR是多少？未来的收益机制怎样？

答：公司目前建设了几个电化学储能电站示范项目，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）。我们认为，发挥不同作用的储能收益机制也会有所不同，未来总体上还是以市场化为主，形成租赁收入、调峰、辅助服务等多种收益模式叠加的商业模式。具体还要看新型储能电价机制的出台情况。

问：为何北方的新型储能市场发展比南方区域要快？

答：目前广东的风、光等新能源占比相对北方某些地区偏低，而且广东自身的电网结构比价稳定，电网自身调节能力比较强，因此，对于新型储能的需求相对不如北方某些省份迫切，市场发展也相对稍慢。今年以来，广东新型储能市场发展速度加快。3月份国家能源局南方监管局正式发布《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，新型储能参与调频市场政策将有望正式出台。

问：目前电化学储能的调度情况如何？

答：公司已投运的电化学储能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。

问：公司新型储能方面是否有考虑氢能项目？

答：除了电化学储能，公司一直在积极关注和跟踪其他新型储能技术发展，并将在相关技术路线较为成熟时，选择合适的场景开展新技术应用示范。

问：今年上半年来水偏枯，下半年来水是否会好转，是否会影响年度经营目标？

答：与历史情况相比，7、8月份来水基本正常，但全年来水依然存在不确定性，这也导致发电量和公司经营业绩存在一定的不确定性。

问：辅助服务给公司带来的收入贡献有多大？是否会根据不同电源区别定价？

答：目前，公司抽水蓄能和新型储能项目均没有通过南方区域电力辅助服务获得收入。不同电源的定价问题，需要由相关政策作出规定。

问：当前各抽蓄电站具体的转换效率及抽水、发电电价水平如何？是否执行峰谷电价？

答：公司抽蓄电站的能量转换效率普遍高于75%。能量转换效率主要是机组性能决定的，另外与上水库天然来水量也有关系。公司建设的抽蓄电站主要在南方五省区，上水库天然来水条件一般较好，加之随着科技进步，机组性能改善，公司后续新建抽蓄的能量转换效率应该能够保持甚至高于当前的水平。目前公司抽蓄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，不执行峰谷电价。

问：抽水蓄能参与电力现货后，电站的电量电费收入比3%会增加还是降低，大致会变化多少？

答：目前，南方区域抽蓄参与电力现货市场的规则并未出台，暂时无法测算抽水蓄能参与现货市场的电量收入及其占比。

问：下一周期核定时，公司电站折旧后运营成本将进一步降低，是不是意味着容量电价将进一步降低、大概会降低多少？

答：根据633号文，抽水蓄能容量电价按经营期定价法核定，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，以实现整个经营期现金流收支平衡为目标，核定容量电价。其中，年现金流出中的运行维护费包括材料费、修理费、人工费和其他运营费用，不包括折旧。所以容量电价不会因电站各年度折旧的变化而变化。

问：当前融资成本较低，新建抽蓄实际IRR情况？

答：抽蓄电站IRR指标是基于40年经营期全生命周期现金流测算指标，各电站在运营期间无法准确测算40年经营期实际IRR。

问：新建抽蓄电站多久能贡献利润？投资回收期大概多久？

答：从公司实践来看，新建抽蓄电站投产当年或次年即可实现盈利；电站全部投产后静态收回期大约15-20年。

问：公司是否会运营虚拟电厂？

答：虚拟电厂与公司的业务高度关联，未来前景广阔，公司将密切关注并积极参与虚拟电厂相关工作。

问：两次业绩预告均与实际利润存在差值：例如，22年报扣非归母净利润3.97亿元，比业绩预告的4.18亿元差了2100万；23中报预计归母7.12亿，实际6.93亿元，也是差了2000万，差在哪里？

答：公司业绩预告金额与定期报告金额不存在重大差异。以上差异金额为计提的所得税费用。

问：上半年公司三大主营业务毛利率情况？

答：上半年公司抽水蓄能、调峰水电、新型储能毛利率分别为52.04%、56.10%、26.78%。需要提醒的是，受抽蓄核价、调峰电厂来水波动等因素影响，全年的业务毛利率情况与上半年可能会有所差异，具体请关注公司后续披露数据。

问：公司近两年无抽蓄投产，后续有无其他新业务增长规划？

答：公司一方面将加快抽水蓄能和新型储能建设，力争早日建成投产，扩大公司营收规模；另一方面积极研究沿产业链拓展业务，提高公司在市场竞争中的灵活性和韧性，创造公司新的利润增长点。

原标题：南方区域独立储能参与调频市场政策将有望正式出台