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]

南方电网重大能源工程建设进展 - 春节期间南方电网一批重大能源工程持续施工，超2000名建设者坚守岗位，以“开年即开跑”姿态冲刺 [1] - 一季度南方电网计划投资总额超30亿元，旨在扩大有效投资、增强发展后劲 [1] - 公司紧扣扩大有效投资、重大项目挑大梁的要求，全力推进重大工程建设，为经济社会高质量发展注入强劲电力动能 [1] 抽水蓄能电站项目推进情况 - 抽水蓄能建设多点发力，惠州中洞、肇庆浪江、茂名电白、桂林灌阳、钦州灵山等多座抽水蓄能电站同步推进 [1] - 作为国家“十四五”规划重点能源工程，桂林灌阳抽水蓄能电站已进入地下工程建设期 [1] - 桂林灌阳项目2376米自流排水洞节前实现全线贯通，当前正紧盯主厂房开挖、上下水库截流等关键节点稳步推进 [1] 藏粤直流特高压工程进展 - 世界首个四端特高压柔性直流工程——藏粤直流工程建设现场一派繁忙 [1] - 200余名建设者坚守广州小迳、深圳中部换流站，全力推进“三通一平”及土石方作业，抢抓雨季前建设黄金期，为11月主体工程开工赢得主动 [1] - 该“绿电天路”建成后，每年可将超430亿千瓦时藏东南清洁电能直送粤港澳大湾区 [1]

抽水蓄能电站项目进展与运营 - 南宁抽水蓄能电站于春节假期完成保供电“首秀”，每日启动约5次，调节电量达420万度，相当于70万居民用户一天的用电需求 [1] - 该电站历经1200多天建设，凝聚3000余名建设者努力，是广西首座抽水蓄能电站 [1] - 电站成功应用首台国产抽水蓄能电压源型静止变频器并一次性并网成功，标志着我国新型抽水蓄能变频器自主研制取得突破 [1] 广西抽水蓄能电站建设规模与规划 - 广西当前共有8座抽水蓄能电站先后开工建设，总规模达1000万千瓦，总投资超600亿元 [2] - 预计到“十六五”初实现全部投产，届时将推动广西抽水蓄能调节能力达到2000万千瓦，每年可消纳清洁能源近200亿千瓦时 [2] 广西新能源发展与电网挑战 - 广西新能源装机已突破6000万千瓦，约占电力总装机的一半 [1] - 新能源的波动性和间歇性特点对电网安全构成挑战 [1] - 抽水蓄能电站被喻为电力系统的“巨型调节器”，可在新能源富余时抽水储能，在供应不足时放水发电，助力新能源消纳 [1] 其他抽水蓄能电站项目具体进展 - 桂林灌阳抽水蓄能电站的自流排水洞（长2376米）已全面贯通，地下工程贯通总长过半，进入全面建设加速期，春节假期有300多名建设者同时推进7个工作面施工 [2] - 玉林福绵抽水蓄能电站的进厂交通洞（长1751米）历经近11个月开挖后实现贯通，电站总长3059米的地下厂房施工主要通道已全面建成 [2] - 钦州灵山抽水蓄能电站上水库有近400名工人正在加紧建设上下库连接道路，为今年水库工程快速推进打下基础 [2]

项目进展 - 国网新源河北抚宁抽水蓄能电站最后一台（4号）机组的座环蜗壳已完成吊装，标志着电站四台机组的核心过流部件已全部安装到位 [1][3] - 此次吊装的座环蜗壳重176吨，高2.5米，最大直径近12米，吊装过程要求误差不超过0.3毫米，最终实现“毫米级”精准安装 [1][2][3] - 电站已全面进入机电安装高峰期，上水库大坝填筑近80%，下水库大坝已填筑到顶，引水系统已全面贯通 [3] 项目概况与投资 - 该项目是国家能源局“十三五”规划重点项目，总投资80.59亿元，总装机容量120万千瓦 [3] - 电站计划于2027年实现首台机组投产发电，2028年四台机组全部并网发电 [3] 技术与功能 - 座环蜗壳是后续所有机组设备安装的基准和心脏，其作用是为高压水流提供稳定均匀的“高速跑道”，对机组运行稳定性及能量转换效率有重大影响 [3] - 电站建成后具有调峰、储能、系统备用和黑启动等多项功能 [4] 行业与市场影响 - 电站作为120万千瓦的“超级充电宝”，建成后将有效增强风电、光伏等新能源的消纳能力和区外来电的接纳能力，提高电力系统的安全可靠性和运行经济性 [3] - 电站每年可减少标准煤耗10.52万吨，减少二氧化碳排放24.9万吨，直接降低能源消耗和相应碳排放 [4]

公司近期重大资本运作 - 拟以现金86,393.15万元收购控股股东持有的福建永泰闽投抽水蓄能有限公司51%股权 交易旨在拓展抽水蓄能业务布局 已通过董事会审议 [2] - 标的公司永泰抽水蓄能电站总装机容量120万千瓦 2024年净利润2.30亿元 2025年1-8月净利润1.58亿元 [2] 公司治理与人事变动 - 公司副总经理鄢波因工作变动于2026年2月6日辞去职务 辞职后不再担任公司任何职务 [3] 股价表现与资金流向 - 2026年2月11日 股价盘中上涨2.02% 收盘报6.06元/股 主力资金净流入90.72万元 换手率0.40% [4] - 2026年以来股价累计上涨11.81% [4] - 2025年12月5日 公司股价因福建省政策利好单日上涨5.00% [4] 业务运营与项目进展 - 2026年1月5日 公司申报的3个光伏电站项目被列入福建省项目清单 合计规模250MW 有助于提升新能源装机规模 [5] - 2025年度公司累计发电量28.75亿千瓦时 同比减少4.41% [5] - 2025年前三季度营业收入10.80亿元 归母净利润3.28亿元 同比有所下降 [5] - 公司正推进老旧风场设备更新工作 以提升发电效率 [6] 长期战略规划 - 2025年12月12日 公司审议通过组建企业集团并修订《公司章程》的议案 拟以公司为母公司整合下属子公司 [6]

项目概况与核心数据 - 广西贵港抽水蓄能电站已全面开工建设，是西部地区首个建在城市中心的抽水蓄能电站 [1] - 电站将安装4台30万千瓦机组，总调节能力达240万千瓦 [1] - 电站预计于2029年底前全面建成投产 [2] 项目功能与战略意义 - 电站功能为保障城市电力稳定供应、清洁能源消纳及促进新型电力系统构建 [1] - 可近距离满足电力负荷中心的“削峰填谷”需求 [1] - 地处西电东送通道的重要枢纽位置，周边清洁能源资源丰富 [1] - 每年可消纳清洁能源25.2亿千瓦时，相应减少二氧化碳排放约220万吨 [2] - 可满足约115万居民用户一年的用电需求 [2] - 将保障广西南部800万千瓦风电、470万千瓦光伏、690万千瓦核电的稳定送出 [2] 项目选址与设计特点 - 选址于城市中心，选择了与中心城区具有420米高低落差的山顶洼地和山下河谷作为上下水库 [1] - 在充分勘察地形的基础上就地结合地貌建设 [1] - 占地超3000亩，需精准“嵌入”城市之中 [1] 环保措施与绿色施工 - 环保投资预计达到3.4亿元，超过工程总投资的4% [1] - 将推动余料利用、水土保持、排污处理、噪音控制、新能源重卡运输等成套绿色施工技术的实施应用 [1] - 水道厂房开挖和水库扩挖产生的土石料将直接用于大坝填筑和输水发电系统混凝土浇筑，实现建设过程中“挖”和“填”的有效平衡 [1] 行业趋势与模式创新 - 随着深圳、贵港等地示范项目的探索，把电站建在城市中心正成为我国抽水蓄能科学布局的新范式 [2] - 若能在地理位置、自然条件、技术方案、经济性等要素间做好精准评估和科学施策，未来会有更多抽蓄电站建在城市中心区域 [2]

项目概况与工程进展 - 项目为国家抽水蓄能中长期规划重点实施项目，位于广东省茂名市电白区，地下厂房位于地下百米深处 [1] - 工程于2月8日完成地下厂房开挖，标志着工程建设正式进入机电安装新阶段 [1] - 项目预计2028年上半年实现全部机组投产 [1] 技术参数与设计容量 - 地下厂房将安装4台单机容量为30万千瓦的机组，总装机容量为120万千瓦 [1] - 机组每小时可将126万立方米水能转化为120万度（即120万千瓦时）清洁电能 [1] - 工程建设中研发应用了三维可视化安全监测技术，以严格管控开挖技术参数和作业指标 [1] 项目功能与环境效益 - 电站投产后，每年可消纳清洁能源21.6亿千瓦时，保障粤西地区清洁电源的稳定送出 [1] - 项目每年的碳减排效果相当于种植12万棵树 [1] - 电站地处已建成的阳江核电站和在建的廉江核电站之间，周边风电等新能源资源丰富 [1] 区域战略与行业影响 - 项目位于粤西靠海的山区，将促进粤西地区的清洁能源发展 [1] - 作为抽水蓄能电站，其功能是促进新能源消纳和保障电网稳定，连接周边核电与风电资源 [1]

公司概况与股权结构 - 公司为国网新源山东泰山抽水蓄能有限公司，成立于1999年，注册资本为26.0081亿元人民币 [1] - 公司股权结构为国网新源集团持股50.29%、国网山东省电力公司持股43.39%、泰安市泰山投资有限公司持股6.32% [1] - 公司目前管理泰安一期和泰安二期两座抽水蓄能电站 [1] 泰安一期抽水蓄能电站运营详情 - 泰安一期电站为国家“十五”重点工程，总投资43亿元人民币，总装机容量为100万千瓦，四台机组于2007年6月全部投产发电 [1] - 电站投运后机组平均每年启动超过3000次，并在2021年9月14日创下单日启动47次的记录 [1] - 电站显著改善了山东电网运行条件，每年可为全省节约标准煤43.4万吨，节约燃油25.5万吨 [1] 泰安二期抽水蓄能电站建设与技术突破 - 泰安二期电站是山东省“十四五”重点项目，计划总投资107.48亿元人民币，计划总装机容量为180万千瓦 [2] - 电站包含2台国产变速机组，突破了“卡脖子”技术，开创了抽水蓄能变速机组国产化先河 [2] - 二期设计年发电量为18亿千瓦时，年抽水电量为24亿千瓦时 [2] - 工程建设中采用了小断面急转弯TBM“泰汶号”、定向钻与反井钻机等先进机械化施工技术，提高了作业水平 [2] - 公司针对变速机组进行了技术研发与优化，国家首台（套）“300MW级变速抽水蓄能机组成套设备”已进入全面生产阶段 [2] - 二期项目建成后，公司运营总容量将达280万千瓦，预计每年可为全省节约标准煤78.4万吨，减排二氧化碳130万吨、二氧化硫2.87万吨、氮氧化物0.33万吨 [2] 未来发展规划与项目储备 - 徂徕山抽水蓄能电站（三期）已纳入国家规划，计划总投资26亿元人民币，计划总装机容量为45万千瓦，预计在“十五五”期间核准开工，2033年竣工并网 [3] - 一个计划总投资5亿元人民币的50兆瓦压缩空气储能耦合抽水蓄能示范项目已同步提上日程，将利用现有隧洞提升发电效率 [3] - 公司致力于助力泰安市建设“千万千瓦级储能之都”和山东省建设“能源绿色低碳转型示范区”，服务于“碳达峰”“碳中和”目标 [3]

文章核心观点 - 国家发改委与能源局发布《关于完善发电侧容量电价机制的通知》，对抽水蓄能及电网侧独立新型储能的电价机制进行了重要完善与分类规定，标志着行业运营进一步市场化 [1] - 新政策将已投运及在建的抽水蓄能电站划分为三类，分别执行不同的容量电价形成机制与市场收益分享规则 [1][2] - 首次从国家层面为电网侧独立新型储能建立了容量电价机制，其电价水平以当地煤电容量电价为基准，根据顶峰能力按比例折算 [1] - 政策明确了电费结算方式，在现货市场连续运行地区，抽水蓄能和新型储能的充放电价将按市场规则或现货实时价格执行 [1][4] - 公司作为行业重要参与者，其旗下多个电站将直接适用新规，未来收入结构将发生变化，并需根据新政策优化发展策略 [2][4][6] 抽水蓄能容量电价新机制 - **第一类电站（633号文件前开工）**：容量电价继续实行政府定价，由省级价格主管部门按原办法核定或校核，经营期满后按弥补必要技改和运维成本原则重新核价 [1] - **第二类电站（633号文件后开工）**：省级价格主管部门每3-5年按经营期内弥补平均成本的原则制定统一的容量电价，满功率发电时长低于6小时的相应折减，电站可自主参与电能量和辅助服务市场，市场收益按比例由电站分享，其余部分冲减系统运行费用并由用户分享 [1] - **第三类电站（本《通知》出台后开工）**：在市场体系较健全的基础上，可统一执行可靠容量补偿机制并参与市场，市场收益全部由电站获得 [1] - 公司所属的广蓄二期、惠蓄、清蓄、深蓄、海蓄、梅蓄一期、阳蓄一期共7座已投运电站属于第一类电站 [2] - 公司所属的梅蓄二期、肇庆浪江、惠州中洞、茂名电白、南宁、灌阳、钦州、贵港、玉林共9座电站（其中2座已投产，其余在建）属于第二类电站 [2] - 对于《通知》出台后开工的电站，是执行第二类还是第三类电价政策，有待相关部门在项目实施过程中明确 [2] 电网侧独立新型储能容量电价机制 - 对服务于电力系统安全运行、未参与配储的电网侧独立新型储能电站，各地可给予容量电价 [1] - 容量电价水平以当地煤电容量电价标准为基础，根据顶峰能力按一定比例折算，折算比例为满功率连续放电时长除以全年最长净负荷高峰持续时长，最高不超过1 [1] - 电价还需考虑电力市场建设进展、电力系统需求等因素确定 [1] - 此类电站实行清单制管理，管理要求由国家能源局另行明确，具体清单由省级能源主管部门会同价格主管部门制定 [1] - 《通知》出台前公司已建成投产的新型储能站，是维持原商业模式还是执行新政策有待明确 [4] - 《通知》出台后公司建设的电网侧独立新型储能，预计将执行项目所在省区容量电价政策，获取容量电费收入，同时参与电力市场交易获取收入 [4] 电费结算政策 - **现货市场连续运行地区**：抽水蓄能抽发、电网侧独立新型储能充放电价按市场规则或现货实时价格执行 [1][4] - **现货市场未连续运行地区**：抽水（充电）价格执行电网代理工商业用户购电价格，发电（放电）价格形成方式由省级价格主管部门统筹确定 [1] - 抽水蓄能、电网侧独立新型储能在抽水（充电）时视作用户，需缴纳上网环节线损费用和系统运行费用，暂按单一电量制用户执行输配电价 [1][4] - 发电（放电）电量可相应退减输配电费 [1][4] - 按比例由抽水蓄能电站分享的市场收益，统一按月结算、按年清算 [1] - 公司电站在广东（现货市场连续运行）的充放电价预计将按市场规则或现货实时价格执行 [4] - 公司在广西、云南、海南、宁夏（现货市场处于连续试运行阶段）的电站，电价如何执行有待明确，预计后续转入正式连续运行后将执行市场规则或现货实时价格 [4] 对公司业务的影响与布局 - 公司目前在运和在建的抽水蓄能、电网侧独立新型储能电站分布在广东、广西、云南、海南、宁夏五省区 [4] - 新政策实施后，抽水蓄能电站运营进一步市场化，电站收入、利润的不确定性将增加 [5] - 电网侧独立新型储能容量电价政策的出台，预计将有利于推动该业务板块的发展 [5] - 公司将把握“双碳”战略机遇，根据新的电价政策，结合新能源发展进程，进一步优化完善抽水蓄能和新型储能发展策略 [6] - 公司将充分发挥在抽水蓄能和新型储能领域规划、投资、建设和运营方面的优势，持续提升市场化条件下的价值创造能力 [6]

国家电价政策调整核心内容 - 国家发改委和能源局发布《关于完善发电侧容量电价机制的通知》，进一步明确了抽水蓄能及电网侧独立新型储能的电价政策 [1] 抽水蓄能容量电价机制 - **第一类电站**：在633号文件出台前开工的电站，容量电价继续实行政府定价，由省级价格主管部门按633号文件办法核定或校核，经营期满后按弥补必要技改和运维成本原则重新核价 [1] - **第二类电站**：在633号文件出台后开工的电站，由省级价格主管部门每3-5年按经营期内弥补平均成本的原则制定省级统一的容量电价，满功率发电时长低于6小时的相应折减，同时电站可自主参与电能量和辅助服务市场，市场收益按比例由电站分享，分享比例由省级价格主管部门确定 [1] - **第三类电站**：在市场体系较为健全的基础上，对《通知》出台后开工的电站，可统一执行可靠容量补偿机制并参与电能量和辅助服务等市场，市场收益全部由电站获得 [1] 电网侧独立新型储能容量电价机制 - 对服务于电力系统安全运行、未参与配储的电网侧独立新型储能电站，各地可给予容量电价 [1] - 容量电价水平以当地煤电容量电价标准为基础，根据顶峰能力按一定比例折算，折算比例为满功率连续放电时长除以全年最长净负荷高峰持续时长，最高不超过1 [1] - 电网侧独立新型储能电站实行清单制管理，项目具体清单由省级能源主管部门会同价格主管部门制定 [1] 电费结算政策 - 在现货市场连续运行地区，抽水蓄能抽发、电网侧独立新型储能充放电价按市场规则或现货实时价格执行 [2] - 在现货市场未连续运行地区，抽水（充电）价格执行电网代理工商业用户购电价格，发电（放电）价格形成方式由省级价格主管部门统筹确定 [2] - 抽水蓄能、电网侧独立新型储能在抽水（充电）时视作用户，缴纳上网环节线损费用和系统运行费用，暂按单一电量制用户执行输配电价；发电（放电）电量相应退减输配电费 [2] - 按比例由抽水蓄能电站分享的市场收益，统一按月结算、按年清算 [2] 政策对公司现有及在建抽水蓄能电站的分类影响 - 公司所属的广蓄二期、惠蓄、清蓄、深蓄、海蓄、梅蓄一期、阳蓄一期7座已投运抽蓄电站属于**第一类电站** [4] - 公司所属梅蓄二期、肇庆浪江、惠州中洞、茂名电白、南宁、灌阳、钦州、贵港、玉林9座抽蓄电站（其中梅蓄二期、南宁项目已投产，其它在建）属于**第二类电站** [4] - 公司在《通知》出台后开工建设的电站，是执行第二类还是第三类电站的电价政策，有待后续在项目实施过程中由相关部门明确 [4] 政策对公司新型储能业务的影响 - 《通知》出台前公司已建成投产的新型储能站，是维持原商业模式还是执行新电价政策，有待相关部门明确 [4] - 《通知》出台后公司建设的电网侧独立新型储能，预计将执行项目所在省区容量电价政策，获取容量电费收入，同时参与电力市场交易获取收入 [4] 公司业务分布与电价执行预期 - 公司目前在运和在建抽水蓄能、电网侧独立新型储能电站分布在广东、广西、云南、海南、宁夏五省区 [5] - 广东电力现货市场连续运行，预计广东抽水蓄能抽发、电网侧独立新型储能充放电价将按市场规则或现货实时价格执行 [5] - 广西、云南、海南、宁夏现货市场处于连续试运行阶段，《通知》实施后电价如何执行有待相关部门明确，预计后续转入正式连续运行后将执行市场规则或现货实时价格 [5] 公司后续策略 - 公司将把握“双碳”战略机遇，根据新的电价政策，结合新能源发展进程，进一步优化完善抽水蓄能和新型储能发展策略 [7] - 公司将充分发挥在抽水蓄能和新型储能领域规划、投资、建设和运营方面的优势，持续提升市场化条件下的价值创造能力 [7]