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南網(wǎng)儲能：抽水蓄能儲備項目35GW，新型儲能儲備7GW | 電化學儲能成本2.5元/Wh，抽蓄投資成本6.7元/W

時間：2023-07-27 來源： 瀏覽：

南網(wǎng)儲能：抽水蓄能儲備項目35GW，新型儲能儲備7GW | 電化學儲能成本2.5元/Wh，抽蓄投資成本6.7元/W

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傳播國家2030年碳達峰/2060年碳中和的政策、知識、技術與優(yōu)良做法

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近日， 南網(wǎng)儲能發(fā)布公告稱廣東粵澳合作發(fā)展基金、廣東恒闊投資、廣東恒健資產(chǎn)、開源證券于2023年7月18日調研了公司，對投資者關心的 抽蓄核價對公司產(chǎn)生的影響、抽蓄電站建設成本；新型儲能電站參與電力市場情況、項目規(guī)劃、調用情況 等核心問題進行了回答。
南網(wǎng)儲能在回答投資問題中表示： 2022年正在推進前期工作的大型抽水蓄能項目靜態(tài)投資一般在 5000～7000元/kW之間；抽蓄 儲備項目規(guī)模超過3500萬千瓦； 電化學儲能 采用電網(wǎng)租賃模式運營， 項目資本金內部收益率大約為 5%， 部分省份已經(jīng)有電化學參與輔助調頻服務市場的政策； 新型儲能項目儲備達到700萬千瓦以上。
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抽水蓄能
1.抽蓄核價對公司的影響：
2023年5月，國家發(fā)展改革委根據(jù)633號文核定了2025年前投產(chǎn)的48座抽蓄電站容量電價，印發(fā)了533號文。5月16日，南網(wǎng)儲能發(fā)布公告， 本次核價針對公司已投產(chǎn)的7座抽蓄電站，預計減少公司2023年預算收入4.96億元 。本次核價結果出臺，對公司短期經(jīng)營帶來不利影響；但從長期來看，是在實踐層面對633號文的落實，有利于抽水蓄能發(fā)展，公司加快發(fā)展抽水蓄能業(yè)務的戰(zhàn)略沒有變。
南網(wǎng)儲能還表示，公司將在基建投資成本、運維成本、資金成本等方面采取成本控制措施。
(根據(jù)633號文規(guī)定的核價原則，抽蓄容量電價按照經(jīng)營期定價法核定，即基于彌補成本、合理收益原則，按照資本金內部收益率對電站經(jīng)營期內年度凈現(xiàn)金流進行折現(xiàn)，以實現(xiàn)整個經(jīng)營期內凈現(xiàn)金流收支平衡為目標，核定電站容量電價。其中納入核價的抽蓄電站均對標行業(yè)先進水平確定核價參數(shù)標準，經(jīng)營期按40年核定，經(jīng)營期內資本金內部收益率按6.5%核定。)
2.建設成本及成本構成：
根據(jù)水電水利規(guī)劃設計總院發(fā)布的《抽水蓄能產(chǎn)業(yè)發(fā)展報告2022》，2022年核準的抽水蓄能電站平均單位千瓦 靜態(tài)投資5492元/kW ，電站建設投資主要集中在建筑工程，占比約35%，其次是機電設備及安裝工程，占比約23%，此外，還有獨立費用、基本預備費、施工輔助工程等費用。 2022年正在推進前期工作的大型抽水蓄能項目單位千瓦靜態(tài)投資一般在5000～7000元/kW之間。
3. 裝機進度及規(guī)劃
目前在建的抽水蓄能有廣西南寧、梅州二期、惠州中洞、肇慶浪江4個項目，裝機共480萬千瓦，力爭在2025年投產(chǎn)360萬千瓦。
十五五和十六五期間，公司規(guī)劃抽水蓄能分別投產(chǎn)1500萬千瓦和1500萬千瓦。目前正在開展前期工作的項目有12個， 儲備項目規(guī)模超過3500萬千瓦 （含正在開展前期的項目）。
4.研發(fā)情況：
抽水蓄能機組出口成套開關設備研發(fā) ，已實現(xiàn)在梅蓄電站示范應用；開展了海水抽水蓄能電站前瞻技術研究，形成了成套技術成果；
多種類型巡檢機器人的研發(fā) ，包括電站廠房巡檢、機房巡檢和水下智能巡檢，在多個場景下實現(xiàn)了應用；
抽水蓄能電站多維度智能巡維、抽水蓄能電站群設備狀態(tài)大數(shù)據(jù)智能分析系統(tǒng)等技術研究 ，并已經(jīng)應用于公司生產(chǎn)運行業(yè)務；
此外，公司也正在聯(lián)合相關單位開展可變速抽蓄機組的攻關任務，相關研究成果將示范應用于公司在建抽蓄電站。
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新型儲能
1.收益率：
公司投產(chǎn)的電化學儲能示范項目參照抽蓄電價機制， 采用電網(wǎng)租賃模式運營，項目資本金內部收益率大約為5% 。 部分省份已經(jīng)有電化學參與輔助調頻服務市場的政策。
2.項目投產(chǎn)規(guī)劃：
新型儲能項目儲備達到700萬千瓦以上 ，目前政策和市場環(huán)境均持續(xù)向好，公司緊密跟蹤政策出臺情況，一旦具有可行的投資回報模式，就將加快推進項目落地建設。佛山南海電池儲能項目正在建設中，計劃2023年底前投產(chǎn)。
3.調用情況：
已投運的電化學儲能站主要是解決屬地變壓器過載、新能源消納等問題，并作為事故應急備用電源，目前各儲能電站均按照調度下達的計劃曲線運行，啟動頻次及出力吻合屬地負荷變化情況，實現(xiàn)了其設計功能。
4.研發(fā)情況：
高壓級聯(lián)電池儲能系統(tǒng) 、面向吉瓦時應用的中高壓電化學儲能集成技術、電池儲能型不間斷電源裝置、 鋰離子電池儲能系統(tǒng)全壽命周期應用安全技術 、鈉離子電池儲能安全應用技術、 規(guī)?；瘍δ芟到y(tǒng)集群智能協(xié)同控制關鍵技術、電池儲能聯(lián)合抽水蓄能經(jīng)濟應用及火災防控關鍵技術等研究 ，部分研究成果已實現(xiàn)了示范應用。
5.電化學儲能是否參與虛擬電廠
電化學儲能參與虛擬電廠在實踐中已有先例。南網(wǎng)儲能認為， 電化學儲能參與虛擬電廠是重要的一種商業(yè)模式 ，將積極跟蹤研究。
6.南方電網(wǎng)對南網(wǎng)儲能的定位
南網(wǎng)儲能于2022年通過原文山電力重大資產(chǎn)重組實現(xiàn)更名上市，主營業(yè)務為抽水蓄能、新型儲能和調峰水電，公司定位是 打造儲能領域旗艦型龍頭上市公司。
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南網(wǎng)儲能：電化學儲能成本2.5元/Wh，抽水蓄能投資成本6.7元/W

近日，南網(wǎng)儲能參加“中國南方電網(wǎng)有限責任公司控股上市公司2022年度集體業(yè)績說明會的公告”，對投資者關心的抽水蓄能、新型儲能裝機規(guī)劃、建設成本、盈利模式等核心問題進行了回答。
南網(wǎng)儲能在回答投資問題中表示：南網(wǎng)儲能抽水蓄能電站投資成本約在 6.7元/W ；電化學儲能建設成本約 2.5元/Wh， 資本金內部收益率約 5%，2023年將擴大新型儲能投產(chǎn)規(guī)模 ，貢獻新的利潤。
一、抽水蓄能
1.裝機規(guī)劃及進度 十四五、十五五分別新增投產(chǎn)抽蓄 600萬千瓦、1500萬千瓦 。
2021-2022年已經(jīng)新增投產(chǎn)240萬千瓦； 截至2022年底，抽水蓄能儲備達2800萬千瓦 ；接下來的360萬千瓦將力爭在2025年投產(chǎn)。
2.業(yè)績情況： 2022年，公司抽水蓄能9.76億，占比58.73%。
3.混合式抽蓄、小型抽蓄規(guī)劃： 目前正在開展混合式抽蓄選點；目前抽水蓄能還是以建設大型項目為主，今后公司會結合電力系統(tǒng)建設和新能源發(fā)展需求，因地制宜規(guī)劃建設中小型抽水蓄能電站。
4.投資成本: 以120萬千瓦裝機抽蓄電站為例，目前的動態(tài)總投資約80億元人民幣， 單位千瓦投資約6700元 。
抽水蓄能電站單位千瓦投資成本與選址開發(fā)難度、原材料市場價格、工程建設周期、征地移民條件、開發(fā)建設技術水平等關系密切，未來造價變化受多因素綜合影響。
5.電量電價收益情況： 據(jù)633號文，在電力現(xiàn)貨市場運行的地方，抽水蓄能電站的抽水電價、上網(wǎng)電價按現(xiàn)貨市場價格及規(guī)則結算。但目前抽蓄尚未進入電力現(xiàn)貨市場，抽水電價按燃煤發(fā)電基準價的75%執(zhí)行，上網(wǎng)電價按燃煤發(fā)電基準價執(zhí)行。因此， 如果電站效率高于75%的話，電量電價是可以帶來收益的 ，由于這部分收益與容量電價相比占比較小，所以總的來說 電量電價在電站收益中占比較小 。
6.項目運營： 目前公司抽蓄電站一般分別在上午和下午用電高峰時段啟動發(fā)電工況運行，晚上用電低谷時段啟動抽水工況運行。抽水蓄能電站每天開機次數(shù)隨電網(wǎng)需求變化。
抽水蓄能主要是為電網(wǎng)提供調節(jié)服務，在電網(wǎng)的統(tǒng)一調度下，發(fā)揮抽水蓄能服務清潔能源消納的功能。在南方區(qū)域，抽水蓄能是為整個電網(wǎng)服務的，沒有作為市場化并網(wǎng)項目的配套儲能。
二、新型儲能
1.裝機規(guī)劃及進度： 十四五、十五五分別新增投產(chǎn)新型儲能 200萬千瓦、300萬千瓦。
截至2022年底， 新型儲能項目儲備達700萬千瓦以上 ，規(guī)劃2023-2025年均有項目建成投產(chǎn)。
2.業(yè)績情況： 2022年，電化學儲能為0.07億元，占比0.43%。
3.建設成本： 電化學儲能站的造價 大約是2.5元/Wh ，長期來看單位成本可能存在變化。目前，梅州五華儲能項目（70MW/140MWh）已投產(chǎn)，預估結算價約為2.42元/Wh，佛山南海儲能項目（300MW/600MWh）初步設計概算造價約為2.47元/Wh。
同時南網(wǎng)儲能認為，在行業(yè)技術裝備水平提升、電芯原材料價格下降的情況下，設備采購價格會下降，同時公司會不斷總結儲能建設管理經(jīng)驗，提升管理水平，未來公司儲能建設項目建設成本有望進一步降低。
4.收益率： 目前建成的幾個示范項目，按照全生命周期核定 5%左右的資本金內部收益率 。
5.收益機制和商業(yè)模式： 目前建設了幾個電化學儲能電站示范項目，主要是通過示范項目掌握電化學儲能的運行特性。 示范項目參照抽水蓄能電站的電價機制，按照項目全生命周期資本金內部收益率5%測算容量電價 （租賃費）。
市場化方面，2023年3月，南網(wǎng)總調發(fā)布《獨立儲能參與南方區(qū)域調頻市場的模擬試運行方案》，在模擬試運行后，獨立儲能參與調頻市場政策將有望正式出臺。同月，廣東電力交易中心印發(fā)《關于發(fā)布南方（以廣東起步）電力現(xiàn)貨市場試運行關鍵配套實施細則的通知》，廣東能源局和南方能監(jiān)局也聯(lián)合發(fā)布了《廣東省新型儲能參與電力市場交易實施方案》，這兩份文件均明確提出獨立儲能可作為獨立市場主體參與廣東電力中長期和現(xiàn)貨電能量市場交易，并提出了交易和結算的基本規(guī)則， 但目前獨立儲能暫不具備市場注冊和交易條件，儲能真正參與電能量市場還需專項交易實施細則的出臺。 公司將積極推動儲能電站試點參與電能量市場交易，為后續(xù)儲能電站項目參與市場積累經(jīng)驗。
6.獨立儲能調用情況： 公司已投運的電化學儲能站主要是解決屬地變壓器過載、新能源消納等問題，并作為事故應急備用電源，目前各儲能電站均按照調度下達的計劃曲線運行，啟動頻次及出力吻合屬地負荷變化情況，實現(xiàn)了其設計功能，有效滿足了電網(wǎng)需求。
南網(wǎng)儲能提出，2023年沒有新增抽蓄投產(chǎn)， 將努力擴大新型儲能投產(chǎn)規(guī)模，貢獻新的利潤。 此外將積極推動抽水蓄能和新型儲能創(chuàng)新技術產(chǎn)品孵化和成果轉化，預計短期內對公司收入、利潤不會產(chǎn)生明顯影響。

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