南网储能研究报告A股最大抽蓄运营标的，发展可期

（报告出品方/作者华泰证券，王玮嘉，黄波，李雅琳，胡知）

投资概览

抽蓄及电网侧独立电站装机成长性可观。公司 2022 年完成重大资产重组及募集配套资金， 置入南方电网旗下唯一抽蓄发展主体南方电网调峰调频公司 100%股权。截至 2022 年 9 月末，公司累计在运装机规模合计 1234 万千瓦，其中抽蓄/调峰水电/电网侧独立储能电站 装机容量分别为 1028/203/3 万千瓦。抽蓄和电网侧独立储能为公司未来主要发展方向， 截至 2022 年 10 月底公司在建及开展前期工作的抽蓄/新型储能电站达 1860/37.5 万千瓦。 公司预计十四五/十五五/十六五各新增抽蓄装机 600/1500/1500 万千瓦，未来十五年增长 4.6 倍；并规划十四五/十五五/十六五期间分别新增投产电网侧独立储能 200/300/500 万千 瓦，到 2035 年达成 1000 万千瓦以上，实现规模效应。

抽蓄电站历史期盈利能力优异，633 号文实施将对其容量电费收入带来变化。截至 2022 年 12 月 16 日，公司抽蓄装机市占率为 23%，仅次于国家电网旗下国网新源（未上市）的 59%，已为我国第二大抽蓄运营商和第一大抽蓄运营上市公司。与国网新源对比，公司抽 蓄业务 2021 年毛利率领先于国网新源 23 个百分点，2020/2021 年单位装机净利润为 94/109 元/千瓦，均高于国网新源的 82/104 元/千瓦。在现货市场交易未深入推行背景下， 抽蓄电站主要收益来自容量电费。发改委 633 号文执行将对公司抽蓄电站容量电费重新核 定，根据公司进行的 5 个电站（不含 2022 年新投产梅蓄一期和阳蓄一期）在 2023-2025 年度监管周期内总容量电费的敏感性测算，公司总容量电费向上空间为（3%-8%），向下 空间为（-6%至-1%）。

区别于市场观点

市场认为公司抽蓄电站盈利提升空间有限，我们认为公司抽蓄电站盈利仍具较大提升潜力。 1）从公司自身规划出发，公司背靠南网集团，存量及未来抽蓄电站布局集中于南方五省， 目前在运、在建及在手项目主要集中于广东和广西地区。区域集中有利于形成规模效益， 有效降低公司抽蓄电站运维成本。

2）哪怕在不考虑现货市场机制下，抽水蓄能电站整体 NPV 或资本金 IRR 与其能量转换效 率成正比。一般情况下，抽蓄电站的能量转换效率为 75%，而 2020/2021 年公司抽蓄电 站能量转换效率分别为 78.28%/80.54%，均显著高于一般水平。我们测算在无电力现货市 场机制下（暂不考虑与电网的电量收益分成），抽水蓄能电站整体 NPV 或 IRR 在能量转换 效率为 75%时与仅存在容量电价补偿时相同，即 NPV=1.6 元/W，资本金 IRR=容量电价 保障资本金 IRR=6.5%，当能量转换效率提升至 80%时，NPV 增长 24%至 2.0 元/W，资 本金 IRR 增加 1.7 个百分点至 8.2%。若公司继续提升抽蓄电站的能量转换效率，其抽蓄 电站收益率和价值均有增长空间。

3）在考虑电力现货市场机制下，电量电价部分收益有望较大幅度提升。随着现货市场推 进，哪怕短期内抽蓄电站直接参与现货市场的概率不大，但在现货交易推行进展较快及经 济发达的省份如广东省，不排除抽蓄电站的上网电价和抽水电价价差或一定程度参考现货 市场用电高峰和低谷电价差值。我们统计了近两个月广东省现货市场交易最高电价和最低 电价价差，不同口径均值均高于 400 元/MWh，显著高于广东燃煤基准电价的 25%。

4）虽然 633 号文中提出收益分享机制，但我们认为并不能完全抑制现货机制为抽蓄电站 带来盈利能力提升。我们认为该措施主要是为了调动抽水蓄能电站和电网参与电价市场化 改革的积极性并逐步推动抽蓄电站能够自负盈亏。若抽蓄电站上网电价和抽水电价价差在 参考现货市场交易高低价差或抽蓄电站直接参与现货市场的情况下，其电量电费收益将显 著高于现行阶段，也将在后续监管周期中逐步实现电量电费收益覆盖容量电费收益。

重大资产重组，打造抽蓄运营上市龙头

南网储能前身文山电力为南方电网旗下位于云南省的发供电企业，主营水力发电、供电业 务，并经营文山州地方电网。2022 年 9 月，文山电力置入南方电网调峰调频公司 100%股 权，同时剥离原有购售电、电力设计及配售电业务，并改名为南网储能，自此公司主营业 务转变为抽水蓄能、调峰水电和电网侧储能业务。公司为南方电网旗下唯一抽水蓄能发展 主体，截至 2022 年 9 月末，公司累计在运装机规模合计 1234 万千瓦；截至 2022 年 10 月底公司在建及开展前期工作的抽蓄/新型储能电站达 1860/37.5 万千瓦。

南网内部资产重组，公司成为南网旗下唯一抽蓄上市公司

公司原为南方电网旗下位于云南省发供电企业，负责文山州地区电网运营。公司前身文山 电力于 1997 年 12 月 29 日注册成立，并于 2004 年 6 月 15 日在上海证券交易所挂牌上市， 主营业务为水力发电和供电，并经营文山州地方电网。南方电网通过云南电网持有文山电 力 30.66%股权。

文山电力通过重大资产重组置入南方电网调峰调频公司 100%股权，并更名为南网储能。 2022 年 9 月，文山电力置入南方电网持有的调峰调频公司 100%股权，同时置出原有的直 供电、趸售电相关资产和负债，以及文电设计公司和文电能投公司 100%的股权。文山电 力将上述置出资产直接与南方电网持有的调峰调频公司 100%股权等值部分进行置换，且 向南方电网发行股份购买注入资产与置出资产交易价格的差额（差额 135.9 亿元，发行价 格 6.51 元/股，发股数 20.9 亿股）。重组后，文山电力更名为南网储能，主营业务变更为 抽水蓄能、调峰水电和电网侧独立储能业务的投资开发和建设运营。2022 年 12 月 8 日， 公司完成向 25 名发行对象以 12.69 元股价定向增发 6.3 亿股并募集配套资金 80 亿元。重 大资产重组及定增完成后，南方电网合计持有公司 69.89%股权。

抽蓄资产注入带动文山电力股价大幅上涨，超额收益显著。我们复盘了 2021 年至今公司 的股价和相对收益表现。2021 年 10 月以前，公司作为一家运营文山县当地电网和小水电 的企业，股价表现较为平淡，相对上证指数收益率也基本处于负值状态。公司股价和相对 收益的两次拉升主要来自1）抽蓄资产注入。2021 年 9 月 27 日，公司发布“关于筹划 重大资产重组事项的停牌公告”。2021 年 10 月 16 日，公司股票复牌及发布重大资产重组 预案，投资者当时对南方电网调峰调频公司资产注入预期开始带动公司股价大幅上涨，超 额收益率最高达到 150%以上。

2）作为调峰成本较低的灵活性电源之一受到投资者关注。 2022 年 7 月开始，全国来水偏枯及高温干旱背景下，缺电较为严重，投资者认识到灵活 性电源的重要性，而火电灵活性改造及抽水蓄能是目前调峰成本较低的两种灵活性电源。 因此公司股价及超额收益也于 2022 年 7-8 月再次出现一波小高峰，期间最高超额收益率 约 140%。

抽蓄高规划隐含的业绩提升及电网侧独立储能发展或将推动公司长期价值提升。2023 年 1 月 20 日，公司收盘价 14.74 元，市值 471 亿元，对应 2022E/2023E PE 28.3x/27.4x（基 于华泰预期 2022E/2023E 归母净利润）。我们认为公司未来价值提升主要来自两方面 1）抽蓄高规划带来业绩提升。公司预计 2021-2035 年新增抽蓄装机 3600 万千瓦，截至 2022 年 10 月底公司在建及开展前期工作的抽蓄电站规模达 1860 万千瓦，十四五期间公 司预计投产抽蓄装机 600 万千瓦，我们测算公司十四五抽蓄装机容量/营收/归母净利润 CAGR 将分别达到 12%/15%/22%。

2）电网侧独立储能规模增长及盈利模式变化。公司规划至 2035 年电网侧独立储能规模达 到 1000 万千瓦以上，其中十四五期间新增 200 万千瓦。电网侧独立储能当前盈利模式多 为租赁费，公司电网侧独立储能 2020 和 2021 年单位千瓦/千瓦时收入均为 21.86/9.94 元。 若持续租赁费模式，我们测算公司电网侧独立储能业务十四五装机容量/收入/归母净利润 CAGR 将高达 189%/161%/185%。2022 年 10 月，南方能源监管局发布《第三方独立主 体参与南方区域电力辅助服务市场交易相关实施细则印发征求意见》，若公司电网侧独立 储能未来参与调频辅助服务市场，随着现货机制的完善，公司电网侧独立储能收益将更加 市场化，或更充分得益于高峰谷价差带来盈利提升。

公司为南方电网旗下唯一抽水蓄能发展主体，抽蓄装机容量可观。截至 2022 年 9 月末， 公司累计在运装机规模合计 1234 万千瓦，其中抽蓄/调峰水电/电网侧独立储能电站装机容 量分别为 1028/203/3 万千瓦。公司在运抽蓄电站 7 座，其中梅蓄一期和阳蓄一期为 2022 年新增投运项目；公司调峰水电站分别为天生桥二级电站、鲁布革水电站及文山小水电， 装机容量分别为 132/60/11 万千瓦；公司在运电网侧独立储能电站四座，分别为 10/10/5/5MW，22/20/10/10MWh。我们统计，截至 2022 年 12 月 16 日，我国抽蓄在运装 机规模达 4429 万千瓦，作为南方电网旗下唯一抽蓄发展主体，公司抽蓄装机市占率高达 23%。

公司抽蓄项目储备丰富，主要集中在广东/广西等省份。截至 2022 年 10 月底在建及开展 前期工作的抽蓄电站达 1860 万千瓦，其中已开工项目 2 个——梅州二期和南宁抽蓄项目， 公司预计将于 2025 年年底前投产，已核准项目 2 个——肇庆浪江和惠州中洞项目，公司 预计于 2025 年年底前部分投产，叠加 2022 年投产的梅州和阳江一期项目 240 万千瓦， 公司预计十四五累计新增抽蓄装机 600 万千瓦；此外，公司还有 1380 万千瓦抽蓄项目处 于可研和预可研阶段，预计陆续于“十五五”—“十六五”期间陆续投产。公司所有在建 及开展前期工作的抽蓄电站中，位于广东省和广西省的装机容量分别占 48%/52%。

调峰水电站方面暂无规划，新型储能电站在建及开展前期工作项目为 37.5 万千瓦。截至 2022 年 10 月底，公司广东梅州五华独立电池储能电站（7 万千瓦/14 万千瓦时）和海南海 口药谷电池储能电站（0.5 万千瓦/1 万千瓦时）已开工建设，公司计划于 2022 年内投产； 公司广东佛山南海独立电池储能电站（30 万千瓦/60 万千瓦时）项目正在开展初步设计工 作，计划 2023 年投产；此外，公司还储备了一批新型储能项目，待时机成熟时即可启动 建设。

公司整体业务稳定，迎接新政策机遇

1Q22 毛利率和净利率显著提升，2022 年归母净利实现快速增长。抽蓄及调峰水电业务为 公司主要收入来源，其中 1Q22 公司抽蓄 / 调峰水电主营业务收入贡献分别为 68.42%/31.16%。2021 年，公司营业收入/归母净利润为 47.79/9.86 亿元，同比增长 2.64%/8.40%。公司预计其 2022 年归母净利润为 16.62 亿元，主要系梅蓄、阳蓄电站 2022 年全面投产，调峰水电站发电量同比增长约 33%，以及公司降本增效成果显著。公 司 2020/2021 年主营业务毛利率为 53.90%/54.88%，而 1Q22 公司主营业务毛利率显著 提升至 61.04%，主要系公司调峰水电所在流域来水偏丰导致调峰水电发电收入占比提升， 以及调峰水电站的修理费集中于下半年计提。

分业务类型看，公司抽蓄 2020/2021 年毛利 率较为稳定，体现公司下属抽蓄电站运营较为成熟的特点；调峰水电由于成本较为固定， 毛利率主要受来水波动影响；随着宝清电化学储能电站经营成本趋于稳定，公司 2021 年 电网侧独立储能业务毛利率同比提升 3.12 个百分点。

2021 年公司资本开支增加带来资产负债率增长，但财务费用率下降。2021 年，公司资本 支出 36.77 亿元，同比增长 58.41%，主要用于建设储能电站以及购置相关的运营机组设 备；而公司资产负债率也因在建项目资本性投资较大从 2020 年的 53.59%上升至 2021 年 的 56.74%；2021 年公司财务费用率同比下降 1.78 个百分点至 7.59%，主要系借款平均 利率水平下降。1Q22 公司财务费用率较 2021 年提升 3.9 个百分点至 11.49%，主要系当 期资本化利息减少导致利息支出增加。

公司 2021 年经营现金流同比大幅增长，与关联方主要客户业务稳定。公司 2021 年经营 现金流净额 48.02 亿元，同比大幅增长 100.62%，主要系公司解除向南方电网的资金归集。 公司前四大客户（广东电网/南方电网超高压输电公司/海南电网和云南电网）均为关联方 电网公司，中长期履约能力强，业务整体较为稳定。2020/2021/1Q22 公司向南方电网公 司 的 主 营 业 务 销 售 额 为 43.75/45.00/12.44 亿 元 ， 占 当 期 营 业 收 入 的 比 重 分 别 为 93.95%/94.15%/95.96%。

深耕抽蓄电站运营，发展优势显著

截至 2022 年 9 月末，公司抽水蓄能装机容量 1028 万千瓦，为我国第二大抽蓄运营商，最 大抽蓄上市公司。与我国目前最大抽蓄运营商国网新源对比，公司抽蓄业务毛利率及单位 装机净利润均具有优势。随着新型电力系统建设对调峰电源的需求逐步增加，抽蓄行业将 迎来广阔发展空间，抽蓄行业集中度也将降低。南网预计“十四五”新增抽蓄装机 600 万 千瓦，“十五五”“十六五”各新增抽蓄装机 1500 万千瓦。在发改委 633 号文 2023 年 实施后，公司 5 座电站容量电价将重新核定，我们认为随着电力现货市场的深入推进，抽 蓄电站或将受益于电量电价收益端的更高的抽发电价差。

抽水蓄能需求将至，行业发展空间广阔

抽水蓄能机组包含水泵水轮机与发电电动机，通过可逆性运转达成蓄能与释能工作周期。在 用电低谷时，位于下游的机组抽水至高海拔水库，将所连通电网中多余的电能转化为重力势 能存储；而在用电高峰时，上水库开闸放水推动下游轮机发电，将重力势能转化为电能并输 出至电力网络。抽水蓄能电站在发电工况下效率通常为 75%上下，被简称为“抽四发三”。

抽水蓄能目前在各灵活储能方式中具有较大优势。抽蓄电站系重要的调峰调频电源之一，能 够进行削峰填谷、系统调频调相、应急与黑启动等应用。在我国现有主要储能手段中，抽蓄 具有技术成熟、容量大、应用广、成本低等优势。据国际水力协会统计，全球范围内抽水储 能占总储能量比例高达 94%以上。文贤馗等著《大容量电力储能调峰调频性能综述》（2018 年 12 月 31 日）中指出目前火电一次调频性能受锅炉蓄热等问题限制，且电力清洁化要求控 制火电厂体量，限制了火电改造的收益；新型灵活性提供方法大部分尚未成熟，超导储能等 高新方案甚至尚处于示范阶段。在新型储能完成实用性突破前，抽水蓄能仍将是灵活性资源 的主要来源。

围绕新能源布局，未来十年抽蓄规模将大幅跃升。双碳背景下，新能源将迎来快速发展， 我们测算 2021-2030 年，我国风电/光伏装机 CAGR 将达到 14%/18%。作为出力稳定性较 差的电源，风电/光伏的大量并网消纳对电网灵活性调节能力提出更高要求。而抽蓄作为当 前调峰成本较低，单机规模较大的重要灵活性电源之一，也将迎来跃升式发展。2021 年 以来，国家发改委、国家能源局等发布了一系列推动抽水蓄能建设及完善抽水蓄能价格形 成机制的政策，为抽蓄蓄能行业大力发展创造了良好条件。

我们测算截至 2021 年底，我国抽水蓄能装机规模已领跑全球，2025/2030 年末将增至 62GW+/120GW 左右。根据 2022 年 6 月 24 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联合发布的《抽水蓄能产业发展报告 2021》，截至 2021 年底， 我国抽水蓄能已建成规模居世界首位，达到 3639 万千瓦；核准在建总规模为 6153 万千瓦。 2021 年 9 月 17 日，国家能源局发布《抽水蓄能中长期发展规划（2021-2035 年）》，提出 我国抽蓄投产容量将在 2025 年/2030 年分别达到 62GW 以上/120GW 左右，为截至 2021 年底装机水平的 1.7x 和 3.3x。报告还提出我国中长期规划布局中抽水蓄能重点实施项目 达 340 个，总装机容量约 421GW；储备项目 247 个，总装机规模约 305GW；合计 726GW。

我国已建成抽蓄电站主要分布在广东、华东、华北和华中地区，在建机组主要分布于华东、 华北等地区。根据《抽水蓄能产业发展报告 2021》，截至 2021 年底，我国已建成抽蓄电 站装机容量中，广东省所占份额最大，高达 22%；其次为华东地区的浙江、安徽、江苏， 华北的河北、山东等，以及华中的河南、湖北等。截至 2021 年底的在建规模中，归属于 华东电网、华北电网的规模占比最大，分别为 30%/24%，其次为华中电网和东北电网的 14%和 13%。据国家能源局《抽水蓄能中长期发展规划 （2021-2035 年）》指出，为服务 新能源大规模发展和电力外送需要，围绕新能源基地及负荷中心合理布局，要重点布局东 北、华北和西北地区。值得注意的是，尽管目前西部地区重点实施以及储备项目较其他地 区少，风光大基地建设将对抽蓄电站配套服务有更强的需求。

全国第二大抽水蓄能运营商，盈利能力优异

公司系全国第二大抽蓄电站运营商，最大抽蓄上市主体。我们统计，截至 2022 年 12 月 16 日，公司抽蓄装机市占率为 23%，仅次于国家电网旗下国网新源（未上市）的 59%。 过去我国抽蓄电站运营格局较为集中，截至 2022 年 12 月 16 日，国家电网和南方电网合 计抽蓄装机占我国总装机的 85%，而其余非南网/国网控股抽蓄装机市占率合计仅为 15%。

未来我国抽蓄电站运营主体将往多元化发展，两网/中国电建/主要发电集团具有一定优势。 据我们不完全统计，截至 2022 年 12 月 16 日，公开可查询到的我国规划中的未投产抽蓄 项目装机合计 474.73GW，其中国家电网/三峡集团规划未投产容量 74.14/54.3GW，占比 分别为 16%/11%，暂显著高于其他集团；中国电建（43.4GW）凭借抽蓄电站建造优势占 比 为 9% ， 排 名 第 三 ； 华 电 集 团 / 中 核 集 团 / 南方电网 / 中国能建 / 国家能源集团 （23.97/23.5/22.6/22.16/21.15GW）占比均在 5%左右。

公司未来装机增长规划明确，预计 2021-2035 年的十五年内新增 3600 万千瓦抽蓄装机。 公司为南方电网唯一抽蓄发展主体，南方电网印发的《关于公司推动绿色低碳发展转型的 意见》提出，“十四五”新增抽蓄装机 600 万千瓦，“十五五”“十六五”各新增抽蓄装机 1500 万千瓦，未来十五年增长 4.6 倍。根据《抽水蓄能产业发展报告 2021》，截至 2021 年底，国网在建抽蓄规模为 4578 万千瓦，根据国网新源 2021 年社会责任报告，截至 2021 年底，国网旗下抽蓄主体国网新源开展可研及预可研抽水蓄能电站约 3000 万千瓦， 合计 7578 万千瓦。

与国网新源对比，公司抽蓄业务盈利能力更强。2021 年，国网新源营收/净利润为 153.84/24.76 亿元，高于公司抽蓄业务的 33.11/13.51 亿元，主要系公司抽蓄装机规模小 于国网新源。但公司抽蓄业务 2021 年毛利率领先于国网新源 23 个百分点；1Q22 差距进 一步扩大至 34 个百分点。单位装机净利润方面，我们测算公司 2020/2021 年单位装机净 利润为 94/109 元/千瓦，均高于国网新源的 82/104 元/千瓦。

我们认为公司盈利能力强于国网新源主要系1）发电效率较高公司 2020/2021 年抽蓄 机组发电效率（上网电量/抽水电量）分别为 78.28%/80.54%，领先于国网新源 0.16/1.49 个百分点，显著高于抽蓄电站普遍的“抽四发三”（75%）效率水平。2）公司抽蓄电站主 要集中于广东省，而国网新源抽蓄电站分布较为分散，装机分布集中度高可为公司运营带 来一定规模效应，或降低运维成本从而提升毛利率。3）公司房屋及建筑物折旧年限相比 国网新源较高公司房屋及建筑物折旧年限为 30-45 年（年折旧率 2.11-3.17%）；国网新 源房屋及建筑物折旧年限为 5-45 年（年折旧率 2.11-19.00%）。折旧年限与年折旧费用成 反比，考虑到房屋及建筑物在固定资产中占比较高，公司低平均年折旧率或一定程度提升 利润水平。

容量电价保障最低盈利，现货市场推行为抽蓄电站盈利增加提供潜能

近年来抽蓄电价制度经历数次改动，2021 年发改委的最新意见为两部制电价。过往抽蓄电 站曾采用固定租赁费制度与单一容量制度，电网所付年租金或电费与具体用电量不关联， 电站奖励机制基本空白；2014 年，发改委正式采取两部制电价，且允许抽蓄电站将容量电 费和抽发损耗纳入电网运行费用统一核算并纳入终端电费考量；然而，国家于 2019 年将抽 蓄电站成本移出输配电的定价成本，并于 2020 年将抽蓄电站移出可计提收益，对行业造成 一定打击。直到 2021 年 4 月 30 日指出要“以两部制电价政策 为主体，进一步完善抽水蓄能价格形成机制，以竞争性方式形成电量电价，将容量电价纳 入输配电价回收，同时强化与电力市场建设发展的衔接，逐步推动抽水蓄能电站进入市场”。

两部制电价=容量电价+电量电价。容量电费回收除抽发运行成本外的综合性成本。电量电 价用于回收抽水、发电的运行成本，以体现抽水蓄能电站提供调峰服务的价值。抽蓄电站 执行电量电价的收入来源于提供调峰调频等服务，成本来源于电能转换为势能时所消耗的 电量。根据电力现货市场运行与否，抽水电价及上网电价所执行的电价政策不同。电力现 货市场运行机制下，电量电价盈利主要取决于峰谷价差大小，峰谷价差越大，盈利越好。

对于新建抽蓄机组，暂不考虑现货市场机制，我们进行了容量电价测算根据发改价格 〔2021〕633 号文所规定的容量电价计算机制，按 6.5%核定经营期内部收益率；年净现 金流=年现金流入－年现金流出（均不含税），其中年现金流入为实现累计净现金流折现值 为零时的年平均收入水平，包括固定资产残值收入（仅经营期最后一年计入）；年现金流 出=资本金投入+偿还的贷款本金+利息支出+运行维护费+税金及附加。基于我们的核心假 设，使用 excel 单变量求解得到抽蓄电站容量电价为 0.574 元/W。同时，我们测算抽蓄电 站的调峰成本（运维+折旧+利息+抽放电 25%损耗带来的成本）在电站投产首年为 0.389 元/千瓦时，后续年度随利息支付下降而每年降低，利息支付完成后为 0.271 元/千瓦时。

抽水蓄能电站整体 NPV 或资本金 IRR 与其能量转换效率成正比。抽蓄电站的能量转换效 率（上网电量/抽水电量）一般为 75%，因此在无电力现货机制下，633 号文规定抽水电价 =基准电价*75%，上网电价=基准电价。我们测算在无电力现货市场机制下（暂不考虑电 量收益与电网分成），抽水蓄能电站整体 NPV 或 IRR 在能量转换效率为 75%时与仅存在 容量电价补偿时相同，即 NPV=1.6 元/W，资本金 IRR=容量电价保障资本金 IRR=6.5%， 当能量转换效率分别提升至 80%和 85%时，NPV 分别增长至 2.0 和 2.3 元/W，资本金 IRR 分别增加至 8.2%/9.8%。

电力现货市场深入推进或为公司抽蓄电站盈利增长提供潜力。前文提到抽蓄电站一般抽水 电量和上网电量的转换效率为 75%，在无现货市场情况下，抽蓄电站上网电价为本省燃煤 基准电价，抽水电价为燃煤基准电价的 75%，价差部分覆盖能量转换损耗，若不考虑投产前几年的增值税抵扣作用，发电效率为 75%的抽蓄电站在电量电价层面几乎没有盈利。我们认为虽然抽蓄电站主要参与调峰交易或“两个细则”考核，短期来看直接参与现货市场的概率并不大，但 在现货交易推行较快的省份，为鼓励抽蓄电站建设运营，不排除抽蓄电站的上网电价和抽 水电价价差或一定程度参考现货市场用电高峰和低谷电价差值。我们统计了近两个月广东 省现货市场日前交易和实时交易最高电价和最低电价价差情况，实时交易下三种口径价差 均远高于日前交易，但即便日前交易三种口径价差也均高于广东燃煤基准电价的 25% 。

633 号文中提出收益分享机制，但我们认为并不能完全抑制现货机制为抽蓄电站带来盈利 能力提升。633 号文收益分享机制为3 年为一个监管周期，上一监管周期内形成的电量 电价收益，在抽水蓄能电站和电网间进行二八比例分成，80%的部分在下一监管周期核定 电站容量电价时相应扣减。我们认为该措施主要是为了调动抽水蓄能电站和电网参与电价 市场化改革的积极性并逐步推动抽蓄电站能够自负盈亏。若抽蓄电站上网电价和抽水电价 价差在参考现货市场交易高低价差或抽蓄电站直接参与现货市场的情况下，其电量电费收 益将显著高于现行阶段，也将在后续监管周期中逐步实现电量电费收益覆盖容量电费收益。

电网侧储能行业有力竞争者，新能源风口机遇众多

电网侧独立储能为直接接入公用电网的独立储能设施，通常采用电化学储能技术储存电力。 目前主要盈利来源为收取租赁费用，未来随着现货市场规则完善及辅助服务市场的不断推 出，公司独立储能项目的盈利模式或将不断丰富。电网侧储能具有高灵活性、高响应速度 和低环境资源要求等优势，技术进步空间及政策助力较大，预计将有广阔应用前景。电网 侧储能为公司未来重要发展方向之一。截至 2022 年 9 月，公司电网侧储能装机达 30MW/62MWh，公司预计十四五/十五五/十六五期间分别新增投产电网侧独立储能 200/300/500 万千瓦，于 2035 年实现规模效应。

储能行业腾飞在即，为电力系统转型保驾护航

电网侧独立储能为直接接入公用电网的独立储能设施，目前通常采用电化学储能技术。电 网侧储能可向电力系统提供调峰调频等辅助调节服务，同时担任电力系统的大容量“充电 宝”，在用电低谷时段吸纳富余电力，并在用电高峰时段释放电力供给电网。近年，电化 学储能实现快速增长。据 CNESA 统计，2021 年全球电化学储能装机规模达 24GW，同比增 长 71%；国内方面，截至 2021 年底，中国电化学储能累计装机为 5.5GW，同比增长 68%。

经历往年周期性发展后，我国电网侧独立储能行业实现高增。我国的电网侧独立储能行业 受政策影响较明显，2017 年电力市场化和 2019 年电储能设施成本不得计入输配电价的政 策分别使得电网侧独立储能行业增速大幅上升和回落。2020 年起，碳中和等一系列电力改 革政策的推进使得各类储能踏入快速发展期，其中电网侧独立储能增量最为显著据 CNESA 统计，2020 年我国新增投运的电化学储能项目中，电网侧储能/集中式新能源+储能 /电源侧辅助服务/用户侧储能/分布式及微网储能分别新增 296.4/259.4/201.5/15.9/12MW。

电化学储能需求将近，十四五期间我国电网侧独立储能总需求或高达 5500 万千瓦。国家 发改委、国家能源局于 2022 年 5 月发布的《关于促进新时代新能源高质量发展的实施方 案》提出，到 2030 年我国风电、太阳能发电总装机容量将达到 12 亿千瓦以上。新能源发 电波动性较大，大量新能源的接入将带来更高电力调节需求。电化学储能相对不受地理位 置限制、建设周期短且配置灵活，在转化效率和响应速度等方面具有一定优势，可有效消 纳弃风弃光，平缓电力供给，预计将有广阔市场空间。根据 2022 年 8 月电规总院发布的 《电网侧新型储能发展需求分析》，截至 2021 年底，我国电网侧新型储能超过 120 万千瓦， 占我国新型储能装机总规模的近 1/3，十四五我国电网侧新型储能总需求规模预计约 5500 万千瓦，时长 2-4 小时，我们测算 2022-2025 年电网侧新型储能装机容量 CAGR 或将高 达 160%。

国家及地方政府已为电网侧独立储能出台一系列鼓励政策。2021 年 7 月，国家发改委、 国家能源局出台《关于加快推动新型储能发展的指导意见(发改能源规〔2021〕1051 号)》， 确立了 2025 年新型储能累计装机规模达 30GW 的目标。湖南省发展改革委员会于 2021 年 10 月发布的《关于加快推动湖南省电化学储能发展的实施意见》提出力争于 2023 年建 成电化学储能电站 1500MW/3000MWh 以上。此外，大量政策从市场机制、技术攻关、人 才培养、监督管理等角度为行业提供助力。

背靠南方电网，电网侧储能规模发展可期

公司拥有四座电网侧储能电站。公司建有国内首个兆瓦级电池储能站——深圳宝清电池储 能站。截至 2022 年 9 月，公司已投运深圳宝清电池储能站、东莞杨屋电池储能站、东莞 黎贝电池储能电站和广州芙蓉电池储能电站 4 座电网侧电池独立储能电站，共计 30MW/62MWh。电网侧独立储能行业内其他主要企业包括平高集团、国网综能（国家电 网全资子公司）以及内蒙古电力集团等。

公司专注于电网侧储能业务，南方电网旗下其他公司还涉及用户侧及电源侧储能业务。用 户侧储能方面，南网旗下上市公司南网能源参与深圳市比克动力电池有限公司 7.27MWh 梯次动力锂电池储能电站项目；南网产业投资集团投资有全国单体容量最大的用户侧磷酸 铁锂电化学储能项目蓝思科技（东莞）有限公司用户侧智慧用能项目，其储能总容量为 53MW/105MWh，于 2022 年 9 月 20 日投产；广州供电局投资建设从化万力轮胎储能项 目（6MW/36MWh）；同时各省级电网公司亦参与用户侧储能。电源侧储能方面，南网旗 下上市公司南网科技参与坪石、靖海等 4 个电源侧储能项目；南网下属广东、广西、云南 等省级电网对电源侧储能业务亦有参与。

公司电网侧独立储能业务远期规划 2035 年装机容量达到 1000 万千瓦。新型储能电站在 建及开展前期工作项目为 37.5 万千瓦，将于 2022 年和 2023 年陆续建成投产。其中梅州 五华电化学储能项目装机 70MW/140MWh，可满足梅州地区光伏集中发展对优质调频调峰 辅助电源的需求；佛山南海电化学储能项目装机 300MW/600MWh，可在项目近区电力需 求快速增长的情况下缓解电网调峰压力，为当地电力系统提供灵活性。公司规划十四五/十 五五/十六五期间分别新增投产电网侧独立储能 200/300/500 万千瓦，到 2035 年达成 1000 万千瓦以上，实现规模效应。

电网侧独立储能当前盈利模式多为租赁费，后续或向市场化定价演变。公司存量电网侧独 立储能电站盈利模式为收取租赁费，2020 和 2021 年单位千瓦/千瓦时收入均为 21.86/9.94 元。2022 年 10 月，南方能源监管局发布《第三方独立主体参与南方区域电力辅助服务市 场交易相关实施细则印发征求意见》，若公司电网侧独立储能未来参与调频辅助服务市场， 随着现货机制的完善，公司电网侧独立储能收益将更加多元化和市场化，或更充分得益于 高峰谷价差带来盈利提升。

预计2022年业绩同比大幅增长，下个高增窗口须待新抽蓄投产

2022 年，调峰水电来水同比偏丰及梅蓄一期/阳蓄一期投运将推动公司归母净利润同比大 幅增长 86.2%（基数为重组前南方电网调峰调频公司 2021 年归母净利润），我们预计公司 2022-2024 年归母净利 16.6/17.2/18.9 亿元。我们选取水电上市公司华能水电、长江电力， 参与用户侧储能电站的南网能源作为公司可比公司，基于公司 2022-2024 年 EPS 为 0.52/0.54/0.59 元，参考可比公司 2023 年 Wind 一致预期 21x，考虑公司抽蓄及电网侧独 立储能业务成长性高，且现货市场推行后上述业务盈利能力或进一步提升，给予公司 32x 2023E PE，目标价 17.24 元。

2022/2023/2024年公司营收有望同比增长35.7%/5.4%/12.6%

抽蓄及调峰水电为公司主要收入来源，2022 年调峰水电站来水偏丰将带动 2022 年业绩同 比高增。2020-2021 年，抽蓄及调峰水电业务分别贡献公司营收的 70%/28%左右。2022 年，梅州一期和阳江一期抽蓄项目全部投运将带动公司抽蓄业务收入同比增长 32.5%至 43.9 亿元，考虑上述新增项目成本或较存量项目偏高且 2022 年暂执行临时电价，我们预 计 2022 年抽蓄业务毛利率同比下滑 3.9 个百分点至 51%。2023-2024 年我们预计公司无 新增抽蓄装机，抽蓄业务收入将较为平稳，2023 年的营收增长主要来自发改委 6333 号文 电价政策变化带来容量电费收入变化，因此 2023 年公司抽蓄业务毛利率或同比提升 3.3 个百分点至 54%，2024 年维持该水平。

公司调峰水电 2022 年来水同比大幅偏丰，我们预 计其 2022 年营收将同比大幅增长 52.6%至 20.7 亿元，由于水电站经营可变成本少，其 2022 年调峰水电毛利率有望大幅提升 12.7 个百分点至 69%，但我们认为来水同比大幅偏 丰现象在 2023-2024 年或不具有可持续性。公司电网侧独立储能主要收入来源为租赁费， 2022-2024 年业绩增长将主要由装机增长推动。我们预计 2022-2024 年公司营收将同比增 长 35.7%/5.4%/12.6%，毛利率分别为 56%/55%/53%。

抽蓄业务预测公司目前在运抽蓄电站 7 座，其中仅海蓄位于海南，其他均位于广东省。 我们将公司抽蓄业务营收预测分为电量电费/容量电费/广蓄Ⅰ期三部分。单独将广蓄Ⅰ期 拆出主要系其后续仍将采用单一容量电价模式，不受 633 号文管控，且广蓄电站建厂时间 较久，主要的生产设备已全额计提完折旧，仅余下 3%-5%的残值。

电量电费=电价收入-抽水成本。我们假设 2022-2024 年公司存量 5 座电站上网电量和能量 转换效率（上网电量/抽水电量）均较 2021 年持平；考虑梅蓄一期和阳蓄一期 2022 年 6 月全部投产运行，其 2022 年上网电量均取可研上网电量的一半，2023 年/2024 完整运行 年度取可研上网电量，能力转换效率均保守假设为 75%（实际公司存量 5 座电站能量转换 效率均高于该值）。上网电价和抽水电价分别取各抽蓄电站所在地的燃煤基准电价及该值 的 75%。需要注意的是公司所有在运电站均存在抽水成本，但 2022 年具有电价收入的仅 含清蓄、深蓄、海蓄、梅蓄一期和阳蓄一期，2023 年 633 号文执行后将新增广蓄Ⅱ期和 惠蓄。我们测算 2022-2024 年公司电量电费分别为 0.8/1.6/1.6 亿元。

容量电费 2021 年公司容量电费收入约 29.9 亿元，扣除广蓄Ⅰ期装机容量测算公司其余 机组 2021 年平均容量电价每年为 448 元/千瓦（不含税），假设 2022 年平均容量电价不变， 2023 年 633 号文实行，参考我们图表 28 的测算，我们假设新规下公司除广蓄Ⅰ期和Ⅱ期 外其余抽蓄机组容量电价每年为 513 元/千瓦（不含税）。单独考虑广蓄Ⅱ期主要系广蓄 1998 年投产，现已基本没有折旧和财务费用，容量电价应该只需要覆盖运维费用，我们 测算其容量电价每年约 210 元/千瓦（不含税）。加权平均测算得到 2023-2024 年公司抽蓄 平均容量电价均为每年 473 元/千瓦（不含税）。我们预计 2022-2024 年公司容量电费分别 为 40.7/43.0/43.0 亿元。

广蓄Ⅰ期广蓄Ⅰ期 2021 年收入=当年抽蓄总营收-电量电费-容量电费=2.38 亿元，预计 未来维持该水平。 综 上 ， 我 们 预 计 公 司 抽 蓄 业 务 2022-2024 年 营 收 分 别 同 比 +32.5%/7.1%/ 持 平 至 43.9/47/47 亿元。对公司抽蓄营业成本的 2022-2024 年预期基于除广蓄外单位装机营业成 本维持 2021 年的 275 元/千瓦不变。因此，我们测算公司抽蓄业务 2022-2024 年营业成本 分别 21.7/21.7/21.7 亿元。

调峰水电业务预测文山小水电为重大资产重组前文山电力自有水电站，不纳入 2020/2021 年公司财务数据范围，由于文山小水电拆分经营数据来源不完整，我们假设其 上网电价与同位于云南省的鲁布革水电站相同。根据公司 3Q22 经营数据公告，1-9M22， 公司天生桥二级/鲁布革/文山小水电发电量分别为 60.7/21.4/4.7 亿千瓦时，参考同在云南 省的华能水电 4Q21 发电量占全年的 20%左右，我们大致预期公司天生桥二级/鲁布革/文 山小水电 2022 年合计发电量将同比大幅增长 51.1%。由于水电站来水具有不确认性， 2023 年我们假设天生桥二级/鲁布革/文山小水电的利用小时数为前三年平均值，2024 年 同比持平。1-9M22，公司水电平均售电价格为 0.19 元/千瓦时，我们假设公司 2022-2024 年上网电价均为 0.193 元/千瓦时。

电网侧独立储能业务预测公司新型储能电站在建及开展前期工作项目为 37.5 万千瓦， 其中 7.5 万千瓦公司预计 2022 年投产，30 万千瓦的佛山南海电化学储能项目预计 2023 年建成。十四五期间，公司预计新增 200 万千瓦电网侧独立储能电站，我们预计 2022- 2024 年公司将分别新增 9.5/39.5/51 万千瓦。当前公司独立储能电站收入来源为租赁费， 我们测算 2020 和 2021 年公司 2.2 万千瓦时装机的单位装机收入均为 994 元/千瓦时，暂 预计 2022-2024 年维持该水平，公司该业务营收将通过新增装机投产推动。其中有效装机 考虑当年新投产机组实际运行时间。

2022/2023/2024年公司归母净利有望同比+68.5%/+3.6%/+9.5%

期 间 费 用 率 预 期 根 据 1-9M22 公司营业费用率 / 管理费用率 / 研发费用率 0.06%/5.78%/0.3%，我们预计公司营业费用、管理费用、研发费用主要随收入变动而变 动 ， 因 此 假 设 2022-2024 年 公 司 营 业 费 用 率 / 管 理 费 用 率 / 研 发 费 用 率 均 为 0.06%/5.8%/0.3%。1-9M22 公司产生财务费用 4.9 亿元，我们预计 2022 年财务费用率 7.9%；考虑公司 2022 年 12 月完成定增，预计 2023 年-2024 年公司财务费用率将有所下 降，因此我们预计公司 2022-2024 年财务费用率分别为 8.1%/7.0%/6.8%。

我们测算 2022-2024 年公司归母净利将同比+68.5%/+3.6%/+9.5%至 16.6/17.2/18.9 亿元。 我们假设 2023 年来水同比下滑带来公司调峰水电业务归母净利润同比下降 35.6%，2023 年公司抽蓄及电网侧独立储能业务将继续保持增长。2024 年抽蓄业务归母净利小幅下滑 主要系我们使用公司归母净利润总值-调峰水电和电网侧独立储能归母净利润得到公司抽蓄 业务归母净利预期，公司主要财务费用等考虑在抽蓄业务中。

（本文仅供参考，不代表我们的任何投资建议。如需使用相关息，请参阅报告原文。）

详见报告原文。   

精选报告来源【未来智库】