会议要点

1、经营业绩与未来展望

· 2023年公司规模净利润为10.114亿元，较2022年大幅下降，主要受测试性能、核价因素和西部电厂来水最少的一年影响。

· 2024年经营计划为收入62.17亿元，净利润11.03亿元，基于公司2023年底已投产机组的装机现实情况测算。

· 2024年处理性能和强风水电无新的增长，主要因政策限制。信息储能和战略性新兴业务可能成为增长点。

2、抽水蓄能市场与政策

· 抽水蓄能参与现货市场非新概念，广东提出探索抽蓄参与现货市场试点，公司正在研究规则。

· 公司希望容量电价保持稳定，通过现货市场增加电量电价弹性，但参与现货市场存在风险。

· 政策远期方向是市场化方式获得收益，除电能量现货市场外，还有辅助服务市场和未来可能的容量市场。

· 抽水蓄能建设存在局部过热现象，但国家已在规范建设程序，未来大规模过剩可能性不大。

3、电化学储能与调峰水电站

· 电化学储能是实现碳达峰、碳中和的关键环节，与抽水蓄能互补发展。

· 电化学储能全生命周期度电成本高于抽水蓄能约50%，但有独特的应用场景和价值。

· 调峰水电站受天气影响，来水预测准确性有限，但公司正在积极应对。

4、抽水蓄能项目与成本

· 抽水蓄能项目采用定速机组，正在试点可变速机组，以科技创新角度探索新调节功能。

· 抽水蓄能项目建设周期长，招投标节奏根据项目核准和设计文件确定后开始。

· 公司抽水蓄能投资节奏未放缓，计划到2025年投产240万千瓦，十五五期间新增1500万千瓦。

5、抽蓄容量电价与政策调整

· 国家发改委每三年重新核定抽蓄容量电价，去年调整后对公司业绩有影响，预计今年上半年业绩仍受影响。

· 再次核价不太可能有大幅度波动，除非633号文核价原则有大的调整。

Q&A

Q：公司未来在储能业务和战略性新兴业务方面的增长预期是什么？

A：今年公司的储能业务和强风水电业务没有新的增长，因为受到政策性限制。但是，信息储能业务如果落实得好，可能会有所增长。同时，公司正在谋划和布局战略性新兴业务，具体成果将取决于接下来的落实情况。

Q：关于抽水蓄能参与现货市场的情况及其对公司业务的影响是什么？

A：抽水蓄能参与现货市场不是新概念，在633号文中已有政策空间，但近两年未落实。广东去年的文件提到了抽水蓄能参与现货市场的试点。公司正在积极研究相关规则，并希望容量电价能保留，通过现货市场进行电量电价的交易，以增加电量电价的弹性。目前，容量电价占公司收入的95%以上，电量电价占比较小。参与现货市场可能会增加收入规模，但也存在风险，因为现货交易可能导致收益减少。公司有信心应对这些挑战，因为其在行业中处于龙头地位，且经验丰富。

Q：国家对于市场化方式获取收益的政策方向是怎样的？

A：国家的政策方向是希望抽水蓄能能在一定程度上通过市场化方式获得收益。除了电能量现货市场，还有辅助服务市场，未来可能还会有容量市场。这些市场的建设旨在确保电力系统中有足够的发电容量和调节容量，用户将为容量买单。目前，容量电费是由所有用户分担的，但未来可能会走向谁需要服务谁付费的模式。

Q：关于抽水蓄能建设是否存在过热现象，以及国家对此的规划是怎样的？

A：抽水蓄能建设的局部过热现象确实存在，主要是由于地方政府在核准项目时未充分考虑电网需求和建设条件。但是，国家已经注意到这个问题，并在逐步规范抽水蓄能的规划建设程序。随着新能源的大规模接入电网，调节需求将增加，而抽水蓄能的总量是有限的。因此，未来抽水蓄能大规模过剩的情况不太可能出现，需求正在增长。

Q：公司的产能利用率如何，以及在电网调度和现货市场参与方面的潜力？

A：公司在年报中披露了电站的利用小时数，2023年为3207小时，同比上升11.6%，特别是在广东地区上升了12.3%。而海南地区略有下降。全年总小时数为8760小时，目前的利用时间还未达到一半。考虑到检修时间，实际可用时间会有所减少。

Q：电化学储能的利用率和备用电源的作用是什么？

A：电化学储能作为一种备用电源，即使在不运行的时间也在保持可用状态，发挥作用以保证随时能够为电网所调度。虽然其利用率在运行时可能不高，但在非运行时仍具有重要作用，保证电网的稳定性和调节能力。

Q：电化学储能在电网侧的终局情况和盈利模式是什么？

A：电化学储能是实现碳达峰、碳中和的关键环节，尤其在新能源大规模接入电网的情况下。虽然目前电化学储能的经济性还达不到抽水蓄能的标准，但其在调频等需要迅速反应的场合具有不可替代的作用。公司正在探索共享储能的盈利模式，预计随着电化学储能价格的降低和性能的提高，其在未来的应用场景和作用将越来越大。

Q：电化学储能和抽水蓄能的经济性和应用场景如何？

A：电化学储能在局部调节和毫秒级反应的场合具有独特优势，而抽水蓄能适合大规模调节。目前电化学储能的全生命周期度电成本比抽水蓄能高出约50%，但由于其独特的应用场景和价值，电化学储能仍然具有重要地位。未来，随着成本降低和性能提升，电化学储能的作用和应用场景可能会进一步扩大。

Q：电化学储能的度电成本和利用率情况如何？

A：电化学储能站的全生命周期度电成本目前高于抽水蓄能电站约50%，设计满发一般为2到4小时，而抽水蓄能电站满发小时数可达6小时或更高。电化学储能的固定成本大约是抽水蓄能的一倍，抽水蓄能的度电成本大约在三四毛，电化学储能可能在七八毛左右。需要注意的是，度电成本受充电和放电电价的影响，因此具体的全生命周期度电成本难以精确估计。

Q：抽水蓄能的成本和新型储能（电化学储能）的成本比较如何？

A：抽水蓄能的成本目前大约是6000元/千瓦，但如果按千瓦时计算，由于可以持续6个小时以上，每千瓦时的成本可以降低到1000元。换算成瓦时，成本大约是1毛钱到1块钱。而新型储能（电化学储能）的综合造价，包括电站投产、送变电站系统和土建工程等，目前大约是抽水蓄能的50%。不过，由于今年以来电芯价格下降较快，这个比例可能有所变化，现在可能只是1.几倍的水平。

Q：关于调峰水电站的情况，去年是最枯水的一年，今年一季度来水情况如何？未来水电站的周期性变化趋势如何？

A：天气和来水预测是具有挑战性的，南方电网调度系统会根据气象资料和大数据分析发布来水预测，但准确性有限。去年确实是一个非常枯水的年份，但从历史周期来看，有的年份风水，有的年份枯水。近年来，受厄尔尼诺现象等气候因素的影响，这些规律可能变得更加不稳定。今年虽然降雨量有所改善，但由于土地过于干燥，对水库来水量的贡献有限。因此，很难给出一个明确的答案关于未来水电站的周期性变化趋势。

Q：关于抽水蓄能项目调峰能力的疑问，以及公司如何看待国内技术水平和实际调控作用？

A：抽水蓄能在发电工况下可以随时调节，具有调节范围，虽然在抽水时只能满负荷运行，但仍具备调控作用。目前，公司正在试点可变速机组技术，以科技创新的角度探索未来的新调节功能。国内技术水平正在发展中，但现有的调控作用已经发挥良好，只是在出水时调节范围有限。

Q：抽水蓄能项目建设和招投标的节奏是怎样的？

A：招投标通常在项目核准且设计文件确定后开始，以确保主机厂能安排生产供货。具体的建设工期和招投标进度因项目而异，需要根据实际情况来确定。

Q：关于公司抽水蓄能项目产能和投资节奏放缓的问题，以及与国际经验相比的缺口？

A：公司并没有放缓抽水蓄能项目的发展速度。由于项目建设周期较长，目前看起来没有新项目投产，但实际上公司正在加速推进。到2025年计划投产240万千瓦，十四五期间将新增1500万千瓦的规模。与发达国家相比，国内抽水蓄能的比例确实偏低，但公司正在努力缩小这一缺口。

Q：一个G瓦的抽水蓄能项目在调峰方面能支持多少G瓦的风电和光伏？

A：一个G瓦的抽水蓄能项目可以为十个G瓦的新能源提供调峰服务。这与国内一些省份出台的新能源强制配储比例相呼应，表明抽水蓄能是新能源调峰的重要手段。

Q：国家发改委对抽蓄容量电价的调整对公司上半年业绩的影响有哪些？

A：由于国家发改委去年对抽蓄容量电价进行了调整，公司今年上半年的业绩肯定会受到一定影响。具体数据尚未公布，但可以参考去年发布的公告，从6月1日开始执行新电价对全年收入的影响约为4.96亿。根据现行政策，预计到2026年还会有新一轮的核定。去年7月1日开始执行的新政策没有明确终止日期，但根据633号文的规定，预计与收费电价相衔接，因此可以推算出影响。如果633号文的核价原则不做大幅度调整，未来再次核价出现大幅度波动的可能性不大。

Q：投资者如何理解国家对抽水蓄能电站核定规则的未来变化？

A：根据现行政策，633号文件规定初始蓄能电站的成本建设与核价与输配电价核价成本监审周期保持一致。上一轮新价格从2023年开始执行，预计到2026年会进行新一轮核定。去年7月1日起执行的新政策没有明确终止日期，但预计与收费电价相衔接。因此，投资者可以关注政策文件的执行周期和可能的终止时间，以便更好地理解未来的变化。

Q：公司未来的业绩预期和资本开支计划是怎样的？

A：公司预计，如果633号文的核价原则不做大幅度调整，未来再次核价时不会出现很大幅度的调整。核价主要依据初始资本金投入、运维费率和还本付息的利息水平，这些因素在未来不会有大的变化。因此，公司对未来的业绩预期保持稳定，资本开支计划也将根据这些核价参数进行合理安排。