财路哥（报告出品方/分析师：中原证券 马嶔琦）
1. 公司重大资产重组情况简介及股权结构
1.1. 公司重大资产重组情况简介
本次资产重组前，公司原名为云南文山电力股份有限公司，证券简称“文山电力”。文山电力成立于 1997 年，主要从事购售电、发电、电力设计及配售电业务。
本次重大资产重组交易包括重大资产置换、发行股份购买资产及募集配套资金三个部分。
2022年 9 月，公司完成了重大资产置换及发行股份购买资产，将主要从事购售电、电力设计及配售电业务的相关资产和负债置出，并与南方电网持有的南方电网调峰调频公司100%股权的等值部分进行置换；公司向交易对方以发行股份的方式购买拟置入资产与拟置出资产交易价格的差额部分。
置入资产为调峰调频公司100%股权。
置出资产主要包括公司在文山州内文山、砚山、丘北、富宁和西畴等五个市县的直供电服务和对广西电网百色供电局、广西德保、那坡两县的趸售电服务的相关资产和负债，及公司持有的文山文电设计有限公司和云南文电能源投资有限责任公司股权。
2022 年 9 月，公司更名为南方电网储能股份有限公司。公司证券简称由“文山电力”变更为“南网储能”。公司成为南方电网公司旗下唯一的抽水蓄能和电网侧独立储能运营平台。公司主营业务转变为抽水蓄能、调峰水电和电网侧独立储能业务的开发运营，业务范围覆盖广东、广西、云南、贵州和海南五省。
截至 2022 年 9 月末，公司已投运储能电源和水电装机规模合计装 1,234 万千瓦。其中抽水 蓄能装机 1,028 万千瓦，新能储能装机 3 万千瓦，常规调峰水电装机 203 万千瓦。
公司规划十四五/十五五/十六五期间，分别新增投产抽水蓄能 600/1500/1500 万千瓦，分别新增投产新型储能 200/300/500 万千瓦。到 2035 年，公司将实现抽水蓄能及储能业务投产总装机容量的快速发展。
公司相关电站先后获得“菲迪克（FIDIC）工程项目优秀奖”、“中国土木工程詹天佑奖”、“中国电力优质工程”、“国家优质工程”、“国家水土保持示范工程”等多项高规格荣誉。
1.2. 股权结构
本次重大资产重组前，公司总股本为 478,526,400 股，控股股东为云南电网公司。2022 年 9 月，公司发行股份数量合计 2,086,904,162 股，公司总股本增加至 2,565,430,562 股，控股 股东为南方电网公司。
2022 年 12 月，公司完成募集配套资金非公开发行股票，新增 630,575,243 股，公司总股 本增加至 3,196,005,805 股，控股股东为南方电网公司，持股比例为 65.30%。至此，本次重大资产重组的三个部分全部完成。
重组完成后，公司的股权结构变化如下：
2. 抽水蓄能：调峰调频背景下市场前景广阔，电价制度调整提振盈利能力
2.1. 抽蓄电站技术成熟，占据现有储能主要市场份额
抽水蓄能电站是利用电力负荷低谷时的电能抽水至上水库，在电力负荷高峰期再放水至下水库发电的一种具备储能技术的水电站。
抽水蓄能电站建设周期通常为 6 至 8 年，由上水库、下水库、输水道、厂房及开关站等部分组成，利用水作为储能介质，通过电能与势能相互转化，实现电能的储存和管理。
它可将电网负荷低时的多余电能，转变为电网高峰时期的高价值电能，还可用于调频、调相，稳定电力系统的周波和电压，且适合事故备用，从而保证电网稳定运行。
因此，抽蓄电站是具有多种作用的特殊电力装置，是电力系统蓄能管理的重要工具。抽蓄电站已有 100 多年的发展历史，世界上最早的抽蓄电站为 1879 年建于瑞士的苏黎世电站。
我国抽水蓄能电站建设起步较晚，1968 年河北岗南水库安装 1.1 万千瓦的进口抽水蓄能机 组。1993 年建成投产的广州抽水蓄能电站，是国内第一座高水头、大容量抽水蓄能电站。我国近年建设的几座大型抽水蓄能电站技术已处于世界先进水平，我国抽水蓄能占当前储能市场总装机量比例接近 90%。
储能技术主要分为储电技术和储热技术，其中储电技术主要包括机械储能、电化学储能和电磁储能。
在我国机械储能中以抽水蓄能技术运用最为广泛，因为抽水蓄能具备可靠、经济和使用寿命长等特点，是解决新能源消纳最为成熟的手段。
可靠性方面，抽水蓄能的装机容量大，能达到 GW 级别，且相比其他储能技术，具有更长 的可持续放电的时间和更广的调节范围，因此抽水蓄能电站能够有效提高电力系统的稳定性。
经济性方面，抽水蓄能作为技术较为成熟的储能方式，其能源转化效率达 75%-83%、度电成本 0.21-0.25 元/KWh，成本优势较为明显。
寿命周期方面，抽水蓄能设备整体周期可达 40 年， 相比其他储能方式优势明显。
根据 CNESA 统计，截至 2021 年底，中国已投运储能项目累计装机规模 46.10GW，占全球市场总规模 22.0%。
在国内已投运储能项目中，抽水蓄能的累计装机规模最大，占比为 86.3%。
根据中电联数据，截至 2022 年底，我国抽水蓄能装机容量已达到 4,579 万千瓦。2023 年我国将加快抽水蓄能电站建设及改造，因地制宜建设中小型抽水蓄能电站。
2.2. 可再生能源占比预期大幅提升，抽蓄迎政策和市场红利
可再生能源占比预期大幅提升。2020 年 12 月，气候雄心峰会上宣布：到 2030 年中国风电、太阳能发电总装机容量将达到 12 亿千瓦以上。
风光新能源发电由于波动性明显产生弃风弃光的问题，而随着新能源装机比例提升，大力发展需要建设大量储能等灵活性资源作为支撑，通过储能系统可以提高风电和光伏发电的利用率。《“十四五”可再生能源发展规划》明确提出，到 2025 年，可再生能源消费总量达到 10 亿吨标准煤左右，电量达到 3.3 万亿千瓦时左右。
“十四五”期间，可再生能源在一次能源消费增量中占比超过 50%，在全社会用电量增量中的占比超过 50%，风电和太阳能发电量实现翻倍。
抽水蓄能迎政策和市场红利，发展空间较大。
抽水蓄能电站是今后一段时期满足电力系统调节需求的关键方式，对保障电力系统安全、促进新能源规模发展和消纳利用具有重要作用。
《中华人民共和国国民经济和社会发展第十四个五年规划和 2035 年远景目标纲要》提出，要提升清洁能源消纳和存储能力，加快抽水蓄能电站建设和新型储能技术规模化应用。
根据国家能源局发布的《抽水蓄能中长期发展规划（2021-2035 年）》，加快发展抽水蓄能，是构建以新能源为主体的新型电力系统的迫切要求，是保障电力系统安全稳定运行的重要支撑，是可再生能源大规模发展的重要保障，到 2025 年，抽水蓄能投产总规模 6,200 万千瓦以上；到 2030 年，投产总规模 1.2 亿千瓦左右，相较于 2022 年底的 4,579 万千瓦分别增长 35.40%、162.07%。
2022 年 6 月，中国电建所属水电水利规划设计总院联合中国水力发电工程学会抽水蓄能行业分会发布《抽水蓄能产业发展报告 2021》，截至 2021 年底，我国抽蓄电站在建总规模已达 6,153 万千瓦。
2021 年 5 月，发改委印发《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），对抽水蓄能电站两部制价格形成机制及回收渠道进一步完善和部署。
根据 633 号文，已投运的抽水蓄能电站，将于 2023 年起按照新的规定电价机制执行；633 号文印发之日起新投产的抽水蓄能电站，于发文之日即开始执行。
633 号文明确抽水蓄能执行两部制电价机制，即与容量对应的基本电价和与用电量对应的电量电价结合，共同决定电价的机制，并对容量电价的核定方法、电量电价的形成机制进一步完善，有望吸引更多市场化主体参与抽水蓄能电站开发投资。
2.3. 电价制度有望优化，推动产业进入加速阶段
我国多地更新峰谷电价政策，峰谷电价价差扩大有望提升抽蓄电站的盈利能力。2020 年 7 月，国家发改委发布《关于进一步完善分时电价机制的通知》，明确指出优化分时电价机制并强化执行，加强分时电价机制的实施保障，合理拉大峰谷电价差。
市场运营成熟后，抽水蓄能电站有望通过分时价差，获取调峰价值的收益。
为充分发挥电价信号在引导电力资源优化配置方面的作用，更好地服务以新能源为主体的新型电力系统建设，促进能源绿色低碳发展，提高电力系统运行效率，我国多地更新了峰谷电 价政策，峰谷价差进一步拉大。
2021年 8月，广东省发改委发布《关于进一步完善我省峰谷分时电价政策有关问题的通知》，拉大了峰谷比价，将峰平谷比价从现行的 1.65:1:0.5 调整为 1.7:1:0.38，并将尖峰电价在峰谷分时电价的峰段电价基础上上浮 25%。
2022年 12月,上海市发展改革委印发《关于进一步完善我市分时电价机制有关事项的通知》, 高峰时段电价在平段电价基础上最高可上浮 80%，低谷时段电价在平段电价基础上最低可下浮 60%。湖北、江西等地也在进行新一轮峰谷分时电价机制调整。
湖北夏季和冬季尖峰电价由上浮 80%调整为上浮 100%，低谷电价则由下浮 52%调整为下浮 55%。
江西高峰时段电价上浮 50%，低谷电价时段下浮 50%，较此前上下浮动幅度扩大了 20%； 尖峰时段电价在高峰时段电价基础上上浮 20%。
2022 年 12 月，国家发改委、国家能源局印发《关于做好 2023 年电力中长期合同签订履约 工作的通知》，指出各地应结合实际情况，制定同本地电力供需和市场建设情况相适应的中长期合同分时段价格形成机制，合理拉大峰谷价差。
尖峰电价和低谷电假价差合理拉大，为抽水蓄能、新型储能发展市场打开更多盈利空间。
2.4. 发电集团积极参与抽蓄电站建设，头部企业迎发展机遇
公司与国网新源占据我国抽蓄市场大部分装机份额。
我国已投运的抽蓄电站行业整体较为 集中，由国家电网公司下属的国网新源控股有限公司和南网储能占据主要份额。国网新源主要 负责开发建设和经营管理国家电网公司经营区域内的抽水蓄能电站和常规水电站。
根据公开数据，截至 2022 年底，国网新源抽水蓄能装机容量在国内市场占比超过 60%，南网储能在南方五省区已全部投产运营的抽水蓄能电站 7 座，装机容量合计为 1,028 万千瓦，在国内占比 22.45%。
此外，内蒙古电力（集团）有限责任公司以及江苏、浙江等地的部分企业也运营少量抽水蓄能电站。
随着抽水蓄能相关政策的进一步清晰，更多市场主体参与抽水蓄能市场，在建的抽水蓄能电站的投资主体呈现多元化趋势。
《抽水蓄能中长期发展规划（2021-2035 年）》，提出抽水蓄能储备项目 247 个，总装机规模约 3.05 亿千瓦。国内在建抽水蓄能电站项目的投资主体除了电网公司，发电集团也积极参与。中国核工业集团有限公司、中国华电集团有限公司、中国长江三峡集团有限公司分别投资建设福建云霄抽水蓄能电站、福建周宁抽水蓄能电站、浙江长龙山抽水蓄能电站。
根据《抽水蓄能产业发展报告 2021》，截至 2021 年底，我国正在开展预可研的抽蓄项目 123 个，装机容量合计 14,951.5 万千瓦。
《“十四五”可再生能源发展规划》提出要加快推进抽水蓄能电站建设，明确了“十四五”期间抽水蓄能电站开发建设重点项目，其中已批复电站 37 个，广东、广西等省份也出台相应政策，加快抽水蓄能电站建设。
3. 南网旗下唯一抽水蓄能和新型储能运营平台，具备长期成长性
3.1. 背靠南网强大央企股东背景，具备强大项目资源获取能力和融资能力
公司控股股东为南方电网，本次重大资产重组置入的调峰调频公司原为南方电网全资子公 司，为南方五省唯一抽水蓄能电站运营商，作为国内抽水蓄能行业龙头企业，与国内多家商业银行保持良好的合作关系，具有优质的融资信用，获得债务融资的渠道较为畅通。
公司规划十四五/十五五/十六五分别新增投产抽蓄 600/1500/1500 万千瓦，分别新增投产新型储能 200/300/500万千瓦。
截至2022年末，公司在抽水蓄能行业按装机容量口径市场占有率为22.45%。另外公司于2022 年 12 月通过募集配套资金融资约 80 亿元，均用于建设抽蓄和新型储能项目，资本实力进一步获得提升。
公司重组上市后，持续打通融资渠道，利用资本市场服务企业发展 和优化资源配置，带来持续的资本赋能。
3.2. 电价政策改革对公司收益产生积极影响
峰谷电价价差扩大，及两部制电价改革，为公司带来新的利润增长点。国家发改委发布完善分时电价的通知后，我国多地陆续执行新的峰谷电价政策。
广东省执行新的峰谷电价收费标 准后，峰谷电价比从原先的相差 2.3 倍提升到了 3.37 倍。
公司抽蓄电站通过高峰价格与低估价格的差价赚取利润，在用电低谷期以低谷价从电网购买电力进行消纳，在用电高峰期再以高峰或尖峰价格进行出售，当峰谷价差扩大，公司抽蓄业务收会相应得到提高。
自 633 号文件发布后，公司 2022 年建成投产的电站直接执行两部制电价，部分抽蓄电站 2023 年起从单一容量电费收入转变为容量电费和电量电费两部分收入。预计自 2023 年起公司 电量电费的收入比例将会提升。
3.3. 公司经营方面优势明显
公司主营业务收入稳健增长，22Q3 各项主营业务毛利率均有提升。
公司抽水蓄能业务 2020/2021/2022Q3 分别实现收入 32.45/33.11/30.75 亿元，占主营业务收入比例均接近 70%；调峰水电业务收入持续增长，2022Q3 实现收入 16.24 亿元，较 2020 和 2021 全年均大幅增长。
毛利率方面，2020/2021/2022Q3 公司抽水蓄能、调峰水电和独立储能均持续增长，而调峰水电 受来水情况影响表现突出，其 2022Q3 毛利率为 72.33%，较 2020 和 2021 年实现大幅增长。
公司 2022 年度预计实现归母净利润约 16.62 亿元，同比增长约 35%。一是 2022 年公司重 大资产重组完成后，主营业务发生重大变化；二是梅蓄、阳蓄电站 2022 年全面投产，天二电站、鲁布革电站来水情况较好，发电量同比增长约 33%；三是公司强化内部管理，加强成本管控，提升管理效益。
公司相较同行盈利能力更强。
公司与国家电网旗下的国网新源为抽蓄行业的两大龙头，截至 2022 年底，公司抽蓄电站装机容量 1,028 万千瓦，占全国装机容量比例为 22.45%；国网新源抽蓄装机容量占比为 61.28%。公司 2022Q1/2021/2020 营业收入分别为 12.96/47.79/46.56 亿元，均低于国网新源，主要是由于公司抽蓄装机容量小于国网新源。
公司 2022Q1/2021/2020 毛利率分别高于国网新源 37.86/23.17/24.86 个百分点，其中 2022Q1 差距进一步扩大。相比国网新能，公司经营活动产生的现金流量净额与营业收入的匹配度更高。另外，公司应收账款周转率 2022Q1/2021/2020 分别为 15.12/13.79/14.74，保持在较为稳定的水平。
4. 公司盈利预测
4.1. 盈利预测
公司作为抽水蓄能、电网侧独立储能和调峰水电站的运营商，中长期业绩增长一方面受益于丰富的储能电站项目储备，另一方面，公司经营方面的优势和电价政策改革是利润增长的重 要因素。
抽水蓄能方面：
2022 年 6 月，梅州抽蓄一期和阳蓄电站建成投产，公司抽水蓄能装机容量增加至 1,028 万千瓦。抽蓄电站建设周期较长，南宁抽蓄、肇庆抽蓄和梅州抽蓄二期最快计划 2025 年底投产，2022-2024 年，预计公司抽水蓄能装机容量均为 1,028 万千瓦。
基于 2023 年公司广蓄二期和惠蓄电站将由单一容量制变为两部制电价，预计 2023 年起公司将新增部分电量电费收入。
国家发改委 2023 年容量电费的核价结果还未公布，我们假设公司抽水蓄能电站 2022-2024 年容量电费收入分别为 45.71 万元/MW、46.35 万元/MW 和 46.35 万元/MW。
电网侧独立储能方面：
截至 2022Q3，公司装机规模为 3 万千瓦。公司 3 个电网侧百兆瓦级 独立储能站进入前期工作阶段，总装机规模 470MW/940MWh，将根据系统调节需要于 2022 年和 2023 年陆续建成投产。新型储能 2022 年预计装机达到 111MW，十四五末计划 2000MW。
因此，我们预测 2022-2024 年，公司电网侧独立储能装机分别为 11.1 万千瓦，50 万千瓦和 125 万千瓦。我们假设 2023 年新增装机于 2023 年年中建成，2024 年新增装机于 2024 年初建成。
调峰水电方面：
截至 2022 年末，公司调峰水电站装机规模为 203 万千瓦。由于水电站建设周期较长，预计 2022-2024 年，公司无新增调峰水电站装机规模。调峰水电的电价是执行政府核定的电价，公司调峰水电平均售电价格为 0.19元/千瓦时。
2022年公司天生桥二级水电站、鲁布革水电站来水情况较好，发电量同比增长约33%，我们推算2022年调峰水电发电量为100.53 亿千瓦时，由于来水量受天气等因素影响并不稳定，我们假设 2023-2024 年公司调峰水电上网电量为之前三年的平均数。
4.2. 估值
按照 2023 年 2 月 10 日公司二级市场 15.23 元/股收盘价计算，公司市值 487 亿元。
我们认为，公司作为南方电网公司抽水蓄能和电网侧独立储能投资建设唯一主体，一方面，中长期公司将充分受益于新能源发电消纳对储能电站行业的需求放量；另一方面，公司作为南方电网抽水蓄能和电化学储能唯一运营平台，具有丰富的项目储备；同时，公司的部分抽水蓄能电站也将执行两部制电价收费，公司成长预期较为良好，预计 2022-2024 年公司可实现归母净利润 16.62/18.79/19.81 亿元，对应 EPS 为 0.52/0.59/0.62 元。
根据可比上市公司市盈率情况，考虑到公司的行业地位和成长性，公司 2023 年 PE 处于合理估值区间。
5. 风险提示
（1）公司储备项目建设进度不及预期风险。（2）2023 年抽水蓄能容量电价核价结果不确定风险。（3）调峰水电站来水波动风险。（4）宏观经济复苏不及预期风险。（5）美联储货币政策不确定风险。
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报告来自【远瞻智库】
