（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
