南网储能 2026年3月6日电话会议纪要关键要点 一、 涉及的行业与公司 * 行业：抽水蓄能行业、新型储能行业、电力市场 * 公司：南网储能（南方电网旗下储能业务平台）[1] 二、 核心政策影响分析（114号文/14号文） 1. 对抽水蓄能的影响 * 政策将抽蓄电站分为三类，影响各异 [3][11] * **存量电站（第一类）**：在2021年633号文前开工的电站，公司有7座，继续沿用633号文框架，影响不大 [3][11] * **增量电站（第二、三类）**：2021年633号文后开工的电站，容量电费可能下降，但电量电费占比可能提升，整体收益率需待各省统一容量电价出台及电站实际运行后重估 [2][3] * 新政策（14号文）发布后的新开工项目分类，需各省进一步界定 [11] 2. 对新型储能的影响 * 114号文首次从国家层面明确容量补偿机制，释放支持信号 [3] * 具体补偿标准由各省确定，预计省际差异明显，业绩影响尚难精确判断 [3] * 政策整体偏积极，电网侧独立储能可获容量电价，但细则需待各省明确 [11] 三、 公司业务发展现状与规划 1. 抽水蓄能业务 * **在建规模**：8座电站，装机容量接近1,000万千瓦 [2][5] * **投产节奏**：2026-2027年进入投产高峰，"十五五"期间（含2026年）预计约900多万千瓦装机逐步投产，规划每年至少有机组投产 [2][5] * 肇庆浪江：2026年底前首台，2027年上半年全投 [5] * 惠州中洞：2027年投产 [5] * 茂名电白：2027年底前首台，2028年上半年全投 [5] * 桂林灌阳：2028年底前首台，2029年上半年全投 [5] * 广西贵港、钦州、玉林：预计2029年底前全投 [5] * 云南西畴：计划2031年前后全投 [5] * **储备规模**：超过1,000万千瓦 [2][5][7] * **区域布局**：主要面向南方五省区，在内蒙古参股3个项目 [7] 2. 新型储能业务 * **资源储备**：规模约为500万至600万千瓦 [2][6] * **装机规划**：因各省容量补偿细则未出，"十五五"新增装机暂无明确数值 [6][7][12] * **建设周期**：相对较短，通常约半年可建成一座 [6] * **技术路线**：现阶段以锂电为主（占市场90%以上），同时推进液流储能等多技术路线示范项目 [6] * **重点布局区域**：优先在南方五省区及西北等新能源富集区布局 [2][4] * **项目定位**：聚焦电网侧"大储"，暂未涉及工商业及户用储能 [9] 四、 电力市场参与策略 * **总体方向**：聚焦电力现货市场 [8] * **参与节奏**：是否及何时参与电能量与辅助服务市场，决定权在省级主管部门，公司将"分步、分批推进" [4] * **现货市场**：已设立专门团队，构建自主报价策略模型，并计划引入AI辅助优化 [2][8] * **中长期市场**：已进入市场的电站基本不涉及，部分区域（如云南）政策允许新型储能参与 [8] * **辅助服务市场**：定位为补充性策略，市场容量不大，公司正在研究推进进入广东调频市场 [2][8][12] 五、 财务与成本 * **新型储能成本**：2025年10月宁夏中卫项目EPC单位成本约为0.7-0.8元/Wh [2][9] * **成本对比**：抽水蓄能单位造价高，但按调节时长与能力折算后，其全生命周期单位成本低于新型储能 [9] * **投资回报要求**：项目决策底线是"不能亏损"，2025年宁夏中卫项目IRR约4% [2][12] * **分红政策**：坚持"持续、稳定、可预期"策略，分红比例原则上不低于30%，一年分红两次，现有现金流规划可支撑"十五五"期间分红目标 [2][8] 六、 其他重要信息 * **南方电网内部调整**：对公司储能板块无直接影响，公司是南网系统内唯一投资运营电网侧储能的单位 [6] * **清单制管理**：根据14号文，电网投资将实行清单制管理，公司项目能否纳入清单取决于各省政策制定结果 [9][10] * **电价波动预判**：114号文涉及的系统运行费等费用可能影响市场主体报价意愿，导致电力市场价格波动存在拉大的可能性 [8]