公司装机规模与规划 - 目前已投产抽水蓄能装机容量达1028万千瓦，规划“十四五”“十五五”“十六五”期间，新增投产抽水蓄能分别为600万千瓦、1500万千瓦、1500万千瓦 [2] - 目前已投产装机容量达1242.1万千瓦，包括1028万千瓦抽水蓄能、203万千瓦调峰水电、11.1万千瓦新型储能 [3] 成本与电价 - 抽水蓄能和新型储能业务成本主要是投资成本和运维成本，抽水蓄能收入主要是容量电价，新型储能核定固定租赁费，电力系统支付成本基本固定，随机组利用小时数变化较小，抽蓄电站成本受降雨影响较小 [3] 电量供应 - 理论上用电高峰期已投产装机容量都可满发，但需根据调度要求运行 [3] 建设周期与资本开支 - 抽水蓄能电站建设周期从开展前期工作到首台机组投产，以前需8 - 10年甚至更长，目前已缩短至5 - 6年，如梅蓄（一期）项目创造国内同类电站最短工期纪录 [4] - 2022年核准的抽水蓄能电站平均单位千瓦静态投资5492元，正在推进前期工作的大型抽水蓄能项目单位千瓦静态投资一般在5000 - 7000元之间，公司投资的抽蓄电站一般按静态投资总额的20%投入资本金 [4] 调峰优势 - 与火电调峰相比，抽蓄和新型储能具有调峰、填谷双向调节功能，调节能力更强，具备储能功能，可支撑新能源消纳，且更加清洁环保，响应速度更灵敏 [4][5] 储能配置要求 - 内蒙古、甘肃、青海等地区要求光伏、风电配建储能比例不低于15%，广东、江西、江苏、四川等地要求光伏、风电配建储能比例不低于10%，其他各省要求不完全一致 [5] 新型储能调度与回报率 - 已投运电化学储能电站按调度下达的计划曲线运行，启动频次及出力吻合负荷变化趋势，已投产新型储能电站资本金内部收益率为5%，梅州宝湖储能站2023年10月1日起以“报量报价”方式参与电力现货市场结算 [5] 储能调度顺序 - 抽水蓄能和新型储能调度主要根据电网需求进行 [5]