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最近收盘市值(亿元)
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15.20
众问真实估值(倍)
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你好 👋, 这是调取相关机构调研会议后，结合网站相关观点框架做的总结，仅供您参考：
2025-09-29 公告，特定对象调研
接待于2025-09-25
- 抽蓄现货市场收益：梅蓄一期电站自2024年10月1日起进入现货市场交易，容量电费保持不变，电量电费根据现货市场价格结算，2025年上半年电量电费收入较去年同期有所上升。目前抽蓄收入中容量电费还是占主要部分。
- 在建抽蓄项目投产节奏：公司目前在建抽蓄项目10座，装机容量1200万千瓦，根据建设计划，其中南宁、梅州(二期)2个项目预计2025年底前全面投产发电；肇庆浪江和惠州中洞2个项目预计2026年底前首台机组投产发电、2027年上半年全部机组投产发电；茂名电白项目预计2027年底前首台机组投产发电、2028年上半年全部机组投产发电；桂林灌阳项目预计2028年底前首台机组投产发电、2029年上半年全部机组投产发电；贵港、钦州和玉林3个项目预计2029年底前全部机组投产发电；云南西畴项目预计十六五初期全部投产。
- 新型储能在运在建规模：目前公司新型储能已投运装机规模65.42万千瓦/129.83万千瓦时。拟建设宁夏中卫项目(规划装机72万千瓦/144万千瓦时)、云南丽江华坪项目(规划装机10万千瓦/40万千瓦时)，正在开展前期工作。
- 宁夏中卫储能项目收益率与收入：中卫电池储能项目预期资本金内部收益率不低于4.31%。收入主要包括容量补偿和现货交易收益。
- 国际业务发展与规划：公司积极与南网国际公司、南网澜湄国际公司合作，参与开展了乌兹别克斯坦、柬埔寨、格鲁吉亚抽蓄项目，以及马来西亚、沙特新型储能项目的前期工作。公司国际业务目前尚处于起步阶段，接下来，公司将把国际业务作为打造”第二增长曲线”的重要方向，纳入”十五五”规划。
- 债务融资成本：公司在2024年年度报告中披露，长期借款利率为1.65%~3.2%。
2025-09-25 公告，券商策略会
接待于2025-09-23
- 新型储能业务收入占比：2025年上半年，公司营业收入中新型储能业务收入占比约5.4%
- 现有新型储能项目收益情况：云南丘北宝池储能站收入包括租赁收入和参与现货市场交易的收入；此前投运的新型储能示范项目收取固定租赁费，资本金内部收益率约为5%；梅州宝湖储能站参与现货市场，但租赁费仍是主要收入
- 新型储能规划：新型储能电价机制和商业模式还不够健全，对公司新型储能业务大规模发展形成制约；公司动态调整新型储能建设投产计划；公司”十五五”规划还在制定中
- 抽蓄电站下一次核价时间：新一轮抽蓄核价与输配电价核价周期一致；具体抽蓄核价时间以政府相关部门工作安排为准
- 电价政策调整：适时降低政府核定容量电价覆盖电站机组设计容量的比例；未来抽蓄电站容量电费收入和电量电费收入占比结构可能发生变化；抽蓄电站收益预计将更多取决于其市场化竞争能力
- 梅蓄一期参与现货收益情况：2025年上半年梅蓄一期电量电费收入占比超过10%，较去年同期有所上升
- 后续推动更多抽蓄电站参与现货市场：公司将积极配合能源监管部门，在梅蓄一期电站参与现货市场交易基础上，逐步推动更多抽蓄电站参与市场交易
- 抽蓄建设造价成本：2024年核准的抽水蓄能电站平均单位千瓦静态投资5767元/kW、平均单位千瓦总投资6884元/kW；公司在建抽水蓄能项目造价与此大致相当
- 抽水蓄能和新型储能业务冲突：抽水蓄能和新型储能作为电力系统的重要调节资源，均具有良好的发展前景；二者各有特点，在电力系统中的应用场景有所不同
- 调用优先级：各地区应研究提出各类调节资源的合理调用序位表；在电力现货市场连续运行地区，遵循市场交易结果调用各类调节资源
2025-09-19 公告，“我是股东”走进南网储能
接待于2025-09-16
- 一、”我是股东”走进南网储能活动安排如下:
- 投资者现场参观丘北宝池储能站
- 公司与投资者互动交流
- 二、投资者提问与公司回复情况整理披露如下:
- 公司主营业务有抽水蓄能、新型储能、调峰水电三大板块,另外,还有与三大板块业务相关的技术服务业务。2025年上半年,公司抽水蓄能毛利率49.29%、调峰水电毛利率67.6%、新型储能毛利率30.72%、技术服务毛利率9.07%
- 丘北宝池储能站于2025年3月份全容量并网运行,收入主要包括租赁电费收入和电量电费收入,该电站参与市场交易,投产至今处于盈利状态,收益率受电力市场现货价差、充放次数等因素影响
- 《新型储能规模化建设专项行动方案(2025-2027年)》明确了2027年底新型储能装机达到1.8亿千瓦以上的发展目标,并提出推动新型储能发展的五方面举措
- 抽水蓄能电站按照《关于进一步完善抽水蓄能价格形成机制的意见》(发改价格〔2021〕633号)执行两部制电价,包括容量电价和电量电价,其中容量电价由政府核定
- 抽水蓄能和新型储能作为电力系统的重要调节资源,均具有良好的发展前景,但二者各有特点,在电力系统中的应用场景有所不同
2025-09-11 公告，特定对象调研
接待于2025-09-09
- 公司发展定位: 构建新型电力系统生力军、维护电网安全稳定主力军、抽水蓄能行业引领者、新型储能产业领跑者
- 调峰水电装机: 203万千瓦，无扩大计划
- 抽水蓄能电价机制: 按发改价格〔2021〕633号执行两部制电价（容量电价+电量电价）
- 液流储能技术研究: 积极关注并跟踪开展液流、压缩空气、重力等新型储能技术研究
- 抽蓄在建项目: 10个（共1200万千瓦），储备项目丰富
- 融资方式: 通过多种方式筹措资金，如需资本市场融资将按规定履行程序
- 输配电价政策影响: 抽水蓄能/新型储能/调峰水电成本不计入输配电定价成本，无直接影响
2025-09-08 公告，业绩说明会
接待于2025-09-05
- 梅蓄一期：电量电费收入占比超过10%，较去年同期有所上升；现货市场收益全额计入当年利润
- 新型储能：现有项目处于盈利状态；动态调整建设投产计划；电价机制和商业模式不够健全
- 技术创新：承担国家科技攻关任务；深化关键核心技术攻关；人工智能+赋能业务发展
- 丘北储能电站：收入包括租赁电费收入和电量电费收入；收益率受现货价差等因素影响
- 股价表现：受多种因素影响；加强经营管理做优基本面；研究用好市值管理工具
- 惠州中洞抽蓄：预计2026年底前首台机组投产；2027年上半年全部机组投产；建设周期较长存在不确定性
- 抽蓄与新型储能：抽蓄提供大规模中长时调节；新型储能布局灵活毫秒级响应；利用率随新能源渗透率提升增加
- 虚拟电厂：已完成平台建设；具备规模化负荷接入能力；推进五省区和宁夏资源接入
- 国际业务：参与境外抽蓄项目开发；配合开展乌兹别克斯坦、柬埔寨、格鲁吉亚项目前期工作；处于起步阶段
- 资本支出：2025年拟安排固定资产投资99亿元；电源基建投资90.89亿元；用于抽蓄及电化学储能电站开发建设
- 抽蓄装机预测：2030年我国抽蓄投产装机达1.2亿千瓦；2035年达4亿千瓦；公司积极有序推进项目建设
2025-09-05 公告，券商策略会
接待于2025-09-03
- 抽水蓄能下一轮核价：公司已投产抽蓄电站执行633号文，新投产电站容量电费以国家有关部门核定为准
- 抽蓄建设造价成本：2024年核准抽蓄电站平均单位千瓦静态投资5767元/kW、总投资6884元/kW，公司在建项目造价大致相当
- 新型储能装机进展：当前装机65万千瓦，与”十四五”末200万千瓦目标存在缺口；因电价机制和商业模式不健全制约发展，但储备项目充足
- 资金需求与融资：2025年拟安排固定资产投资99亿元，未来资本开支动态调整；研究多种筹资方式，需资本市场融资时将履行审议披露程序
2025-09-02 公告，特定对象调研
接待于2025-09-01
- 抽水蓄能投产计划: 南宁、梅州(二期)2个项目计划2025年底前全面投产; 肇庆浪江和惠州中洞2个项目预计2026年底前首台机组投产
- 新型储能投产计划: 宁夏中卫电池储能项目计划2025年内开工建设,2026年中投产
- 宁夏中卫项目投资因素: 积极拓展南方区域外市场; 宁夏地区新能源高速发展,电力系统需要充足的调节资源
- 项目收益率: 预期资本金内部收益率不低于4.31%
- 抽蓄毛利率增长原因: 梅蓄(一期)进入现货市场后电量电费收益同比有所增加; 持续深化提质增效工作,有效压降抽蓄营业成本
- 广东现货市场价差: 独立储能及抽水蓄能电力现货平均价差略低于0.2元/kWh
- 抽蓄参与现货市场变化: 售电电费计列收入、购电电费计列成本,营业收入和营业成本增加
- 新型储能项目投资考虑: 优先投资建设电力系统亟需、经济效益较好的项目
- 收益率要求: 不能低于资金成本
- 2025年上半年毛利率: 抽水蓄能毛利率49.29%; 调峰水电毛利率67.60%; 新型储能毛利率30.72%; 技术服务毛利率9.07%
- 技术服务业务范围: 境内外抽蓄项目建设咨询、检修技术服务、生产运维咨询服务、储能系统仿真、集成技术服务等
- 技术服务毛利率较低原因: 还处于起步阶段,当前的主要发展策略是加快开拓市场
- 海外项目参与情况: 参与乌兹别克斯坦、柬埔寨、格鲁吉亚抽蓄项目,以及马来西亚、沙特新型储能项目前期工作
- 海外资产持有情况: 目前暂未持有资产
- 抽蓄参与现货市场计划: 逐步扩大抽蓄电站参与市场交易的规模
- 2025年资本开支安排: 拟安排固定资产投资99亿元,其中电源基建投资90.89亿元
