问：目前电化学储能的调度情况如何？

答：公司已投运的电化学储能站目前均按照调度下达的计划曲线运行，启动频次及出力吻合属地负荷变化情况，实现了其设计功能，有效满足了电网需求。

问：公司新型储能方面是否有考虑氢能项目？

答：除了电化学储能，公司一直在积极关注和跟踪其他新型储能技术发展，并将在相关技术路线较为成熟时，选择合适的场景开展新技术应用示范。

问：今年上半年来水偏枯，下半年来水是否会好转，是否会影响年度经营目标？

答：与历史情况相比，7、8月份来水基本正常，但全年来水依然存在不确定性，这也导致发电量和公司经营业绩存在一定的不确定性。

问：辅助服务给公司带来的收入贡献有多大？是否会根据不同电源区别定价？

答：目前，公司抽水蓄能和新型储能项目均没有通过南方区域电力辅助服务获得收入。不同电源的定价问题，需要由相关政策作出规定。

问：当前各抽蓄电站具体的转换效率及抽水、发电电价水平如何？是否执行峰谷电价？

答：公司抽蓄电站的能量转换效率普遍高于75%。能量转换效率主要是机组性能决定的，另外与上水库天然来水量也有关系。公司建设的抽蓄电站主要在南方五省区，上水库天然来水条件一般较好，加之随着科技进步，机组性能改善，公司后续新建抽蓄的能量转换效率应该能够保持甚至高于当前的水平。

目前公司抽蓄电站电量电价的抽水电价按燃煤发电基准价的75%执行，上网电价按燃煤发电基准价执行，不执行峰谷电价。

问：抽水蓄能参与电力现货后，电站的电量电费收入比3%会增加还是降低，大致会变化多少？

答：目前，南方区域抽蓄参与电力现货市场的规则并未出台，暂时无法测算抽水蓄能参与现货市场的电量收入及其占比。

问：下一周期核定时，公司电站折旧后运营成本将进一步降低，是不是意味着容量电价将进一步降低、大概会降低多少？

答：根据633号文，抽水蓄能容量电价按经营期定价法核定，即基于弥补成本、合理收益原则，按照资本金内部收益率对电站经营期内年度净现金流进行折现，以实现整个经营期现金流收支平衡为目标，核定容量电价。其中，年现金流出中的运行维护费包括材料费、修理费、人工费和其他运营费用，不包括折旧。所以容量电价不会因电站各年度折旧的变化而变化。

问：当前融资成本较低，新建抽蓄实际IRR情况？

答：抽蓄电站IRR指标是基于40年经营期全生命周期现金流测算指标，各电站在运营期间无法准确测算40年经营期实际IRR。

问：新建抽蓄电站多久能贡献利润？投资回收期大概多久？

答：从公司实践来看，新建抽蓄电站投产当年或次年即可实现盈利；电站全部投产后静态收期大约15-20年。