涉及的行业与公司 * 行业为抽水蓄能、新型储能及调峰水电行业[1] * 公司为南网储能公司[1] 项目投产规划 * 南宁梅圩抽水蓄能项目总装机240万千瓦 2025年底全面投产 已有两台机组投产 剩余两台预计年底前投运 2026年1月进入商业运行[2] * 肇庆浪江和惠州中洞项目计划2026年底前首台机组投产 2027年上半年全部投产[2] * 茂名电白项目预计2027年底前首台机组投产 2028年上半年全部投产[6] * 桂林灌阳项目预计2028年底首台机组投产 2029年上半年全部投产[6] * 贵港、钦州和玉林三个项目预计2029年底前全部机组投产发电[6] * 云南西畴项目可能要到十四五期间再进行[6] 现货市场交易与影响 * 梅墟抽水蓄能电站进入现货市场后容量电价机制未变 电量电费增加 但总体收入仍以容量电费为主[2] * 现货市场收益贡献约为千万元级别 相较于容量电费几亿元的比例较小 对利润贡献不显著[2][7] * 广东现货市场价差较低 不到两毛钱[7] * 公司正推进会序、清序、申序等多个项目进入现货市场 具体进度取决于电力市场建设及技术指标达成情况[2][8] 业务收入与利润构成 * 公司前三季度营业收入53.2亿元 同比增长17.7% 归母净利润14.33亿元 同比增长37%[4] * 前三季度抽水蓄能业务收入30.83亿元 占比62%[2][9] * 调峰水电竞争收入16.5亿元 占比31%[2][9] * 新型储能收入2.67亿元 占比5.02%[2][9] * 抽水蓄能和新型储能业务贡献利润总额90%以上[2][10] * 因集约化管理成本 难以明确拆分各项业务的具体盈利情况[2][10] 电价机制与核价周期 * 下一个三年核价周期内 容量电价和电量电费的扣减将分三年进行 以避免对利润产生过大影响[2][12] * 已投产并竣工结算的电站继续按633号文执行 资本金内部收益率为6.5%[3][12] * 容量电费和电量电费是分开计算的两部制电价体系[13] * 新型储能定价机制参照抽水蓄能 包括容量补偿、电量费用及市场化交易收入[4][15] * 国家发改委正制定全国统一原则性规定 各省细化政策 宁夏、甘肃、云南等地已发布征求意见稿[4][15] 新型储能发展规划与技术 * 公司计划到2035年实现新能源装机36亿千瓦[4] * 十四五期间计划新增新型储能200万千瓦 十五五期间新增300万千瓦 到十六五末达到1,000万千瓦[4][14] * 在建新型储能项目包括宁夏中卫项目和丽江华坪全钒液流储能项目[4][14] * 宁夏项目综合造价约为每瓦时不到0.8元[4][17] * 云南丽江华坪全钒液流电池建设成本约为每瓦时1.7-1.8元 租赁按三倍容量计算[4][17] * 除锂离子和全钒液流电池外 公司在丘北项目引入钠离子电池 并跟踪重力储能、压缩空气储能等新兴技术[4][18] 其他重要信息 * 公司2025年前三季度业绩增长主要得益于桥巩水电站来水增加[4] * 今年来水偏丰 明年情况难准确判断但主观推测可能不会太差[11] * 新型储能业务因其规模及成熟度相对较低 盈利模式尚未完全成熟[10] * 对于尚未竣工决算的项目 如梅旭和杨旭 需要进一步确认其资本金投入金额[12]