中国储能网讯：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。

  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。

  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。