9月9日，南网储能披露投资者关系活动记录表显示，公司目前两小时的独立储能站综合造价为1.1-1.5元/Wh左右。目前公司已投运的9座电化学储能站资本金内部收益率约为5%。
详情如下：
1、公司三大板块业务未来增长预期如何？
答：目前公司主营业务有抽水蓄能、新型储能和调峰水电三大板块，未来将重点发展抽水蓄能和新型储能业务。目前没有扩大调峰水电项目布局的计划。
抽水蓄能方面，根据公司规划，到2025年投产装机达1268万千瓦，到2030年投产装机达到2900万千瓦左右，到2035年投产装机达4400万千瓦左右。
新型储能方面，根据公司规划，到2025年装机规模达200万千瓦，到2030年装机规模达500万千瓦，到2035年装机规模达1000万千瓦。
受国家政策、行业形势、公司战略调整、项目建设客观条件变化等因素影响，以上规划存在变动可能性。
2、目前公司建设的抽水蓄能和新型储能造价如何？
答：2024年8月30日，水电水利规划设计总院、中国水力
发电工程学会抽水蓄能行业分会发布了《抽水蓄能产业发展报告2023年度》，报告指出2023年核准的抽水蓄能电站平均单位千瓦静态投资5857元/kW。公司在建抽水蓄能静态投资造价与此大致相当。公司目前两小时的独立储能站综合造价为1.1-1.5元/Wh左右。
3、抽水蓄能建设成本包括哪几部分？占比情况如何？
答：根据水电水利规划设计总院、中国水力发电工程学会抽水蓄能行业分会发布的《抽水蓄能产业发展报告2023年度》，2023年核准的抽水蓄能电站造价中建筑工程占37.26%、机电设备工程及安装占22.6%，这两部分是主要的，其余还有施工辅助费、环境保护费、建设征地及移民安置补偿费等。
4、公司抽水蓄能盈利能力如何？
答：根据633号文，公司所属抽水蓄能电站执行两部制电价，包括容量电价和电量电价，容量电价按40年经营期、资本金内部收益率6.5%核定；在电力现货市场尚未运行的地方，电量电价按所在省区燃煤发电基准价的75%执行，上网电价按所在省区燃煤发电基准价执行；在电力现货市场运行的地方，抽水电价、上网电价按现货市场价格及规则结算。
5、新型储能建设成本各部分占比情况如何？
答：公司新型储能建设费用占比，因项目地理位置、规模、技术不同有所差异。以佛山宝塘300MW/600MWh磷酸铁锂项目为例(仅供参考)，动态总投资中，设备购置约占78%、建筑工程约占10%、安装工程约占3.4%、其他费用约占8.46%。
6、公司新型储能收益率多少？
答：目前公司已投运的9座电化学储能站资本金内部收益率约为5%。
7、公司新型储能进现货市场运营情况怎样？
答：公司梅州宝湖储能电站于2023年10月1日起参与广东电力现货市场交易。由于新型储能参与电能量市场交易尚处于试点阶段，目前宝湖储能站的收益模式没有发生根本变化，还是收取租赁费为主。
8、为何公司新型储能装机增长比抽水蓄能慢？
答：一是与二者装机容量特征有关，抽水蓄能项目单站装机一般都超百万千瓦，新型储能规模远小于此。二是与商业模式成熟度有关，根据国家发展改革委633号文，抽水蓄能有比较明确的定价机制，投产后有稳定可靠的收益；而新型储能目前商业模式仍在探索中，不够健全，投资收益存在不确定性，制约了新型储能发展。
9、除了锂离子电化学储能外，公司有开展其他技术路线新型储能项目么？
答：公司积极关注并跟踪研究其他技术路线的新型储能。例如，钠离子电池储能方面，完成10MWh级钠离子电池储能电站系统集成技术研发服务；全钒液流电池储能方面，公司计划在云南丽江开展项目试点建设；物理储能技术方面，积极开展大容量压缩空气储能、重力储能技术研究，将在相关技术路线较为成熟时，选择合适的场景开展示范应用。
10、公司公告成立了国际业务部，是如何考虑的？公司目前有国际业务么？
答：公司作为南方电网公司系统内负责抽水蓄能和新型储能的专业化公司，经过四十多年经验积累，从技术引进、消化吸收、产品自主，创优创新，现已形成抽水蓄能和新型储能开发、投资、建设和运营等方面核心优势和竞争力，具备拓展国际业务的专业实力。
为主动服务“一带一路”，积极“走出去”，公司成立了国际业务部，着力拓展国际业务。目前公司国际业务尚在研究探索阶段，短期内对公司收入、利润不会形成显著影响。
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