引 言
2022年资产重组后公司主营业务转为抽水蓄能、调峰水电和新型储能，装机增长空间较大，且伴随电力市场化改革盈利能力有望不断提升，长期成长可期。
摘要
2022年完成重大资产重组，主营业务转为抽水蓄能、调峰水电和新型储能。截至2024年6月底，公司在运抽水蓄能1028万千瓦、新型储能42.38万千瓦、调峰水电203万千瓦。2024年前三季度，公司实现营收45.19亿元，同比+11.12%；归母净利润10.45亿元，同比+27.62%，主要受益于调峰水电厂来水同比增加带来发电量增长，以及宝塘储能电站投产带来储能收入增加。
抽蓄和新型储能装机增长空间可观，随市场化推进盈利能力有望提升。1）抽水蓄能：抽水蓄能为目前技术最成熟、经济性最优的大规模储能调节电源，近年来我国逐步建立了抽蓄的两部制电价。截至2024年6月底，公司在运抽水蓄能电站7座，装机容量1028万千瓦，规模位居行业前列。除了在建抽水蓄能电站9座1080万千瓦外，还有开展前期项目7个共860万千瓦，储备项目20个共2750万千瓦，在全国占有较大份额。截至2024年6月，公司执行新的容量电价已满一年，政策影响逐步消退，并且受益于更规范的项目审批，公司在获取站址资源方面的竞争压力有望减轻。2）新型储能：电网侧独立储能为电化学储能在电网侧的应用，主要参与电力辅助服务，包括调峰调频、延缓电网阻塞等，以维护电力输送过程的安全和稳定。公司背靠南方电网，独立储能相关技术储备充足，目前投运的新型储能站资本金内部收益率约为5%，收益相对可靠稳定。预计到2035年装机超1000万千瓦。随着我国电力市场交易机制不断完善，公司独立储能电站有望在现货市场和辅助服务市场获取更加合理的投资回报。
盈利预测与估值。公司为南网下属唯一抽蓄+新型储能运营标的，装机增长空间可观，且伴随电力市场化改革盈利能力有望不断提升，长期成长可期。（…具体请见招商研究小程序）
风险提示：抽蓄/新型储能项目投产进度不及预期、电力现货市场推进不及预期、下游电力需求增长不及预期、来水不及预期。
一
A股最大抽蓄运营标的，营收业绩稳定增长
1、重大资产重组后，主营业务转为抽水蓄能和新型储能
2022年公司进行重大资产重组，置入抽蓄、调峰水电和独立储能资产。公司的前身为云南文山电力股份有限公司，成立于1997年。2004年6月，文山电力于上交所上市，成为文山壮族苗族自治州第一家上市公司、云南省第一家电力上市公司。文山电力主要负责文山州内文山、砚山、丘北、富宁和西畴等五个市县的直供电服务，并受云南电网公司委托，对文山州内马关、麻栗坡、广南三家县级供电局的资产和业务进行管理。同时，公司开展对广西电网百色供电局、广西德保、那坡两县的趸售电服务，并经营装机约11万千瓦的小水电发电业。电力设计方面，公司通过全资子公司文电设计公司和文电能投公司开展电力设计、勘察、增量配售电、综合能源服务等业务。2022年，公司进行重大资产重组，将主要从事购售电、电力设计及配售电业务的相关资产负债置出，置入南方电网持有的调峰调频公司100%的股权，并更名为南方电网储能股份有限公司。资产重组后，公司主营业务转变为抽水蓄能、调峰水电和新型储能。
截至2024年6月底，公司在运机组总装机容量1273.38万千瓦。其中，抽水蓄能1028万千瓦、新型储能42.38万千瓦、调峰水电203万千瓦。在建及已核准抽水蓄能电站9座，总装机容量1080万千瓦，开展前期项目7个共860万千瓦，储备项目20个共2750万千瓦。
2、装机规模扩张，营收业绩稳定增长
项目持续投产，推动营收和业绩增长。2020-2022年，公司营业收入由71.81亿元增长至82.61亿元，年均增速为7.26%；归母净利润由9.45亿元增长至16.63亿元，年均增速为32.66%。2023年，公司实现营收56.30亿元，同比-31.85%；归母净利润10.14亿元，同比-39.05%。营收和业绩下滑主要系2022年9月完成资产置换后，已无置出资产相关收入，同时西部调峰水电厂来水同比偏枯，加上抽蓄电站政策性减收影响所致。2024年前三季度，公司实现营收45.19亿元，同比+11.12%；归母净利润10.45亿元，同比+27.62%。其中，3Q24 实现营业收入16.08亿元，同比+33.33%；归母净利润4.19亿元，同比+231.49%。营收和业绩增长主要是受益于西部调峰水电厂来水同比增加带来发电量增长，以及佛山宝塘储能电站投产带来储能收入增加。
拆分收业务类型来看，抽蓄为公司营收和利润的主要来源。公司抽蓄业务营收和毛利占公司总营收和毛利的比重均稳定在70%左右，是主要的营收和利润来源。新型储能收入和毛利占比逐年上升，2024H1实现营收1.38亿元，占比4.8%，毛利3878.33万元，占比2.7%。随着公司新型储能电站陆续投产，有望为公司贡献更多收入和利润。
二
抽蓄和新型储能装机增长空间可观，随市场化推进盈利能力有望提升
1、抽水蓄能：A 股最大抽蓄运营标的，逐步参与市场交易改善盈利
抽水蓄能为目前技术最成熟、经济性最优的大规模储能调节电源。其本质是通过势能和电能的转换，实现电能的时移。与其他储能方式相比，抽水蓄能具有使用寿命长、转换效率高、建设成本低、可提供转动惯量等优势。在新能源快速发展、火电等传统化石能源受限、新型电力系统建设的背景下，抽水蓄能是最优的电源选择之一。
我国抽蓄资源主要分布在西北、南方、华东、华中区域。截至2023年底，我国已纳入规划的抽水蓄能站点资源总量约为8.23亿千瓦。从地区分布来看，西北地区已纳规站点资源量最多，为1.59亿千瓦，随后是南方及华中区域，分别为1.38亿千瓦和1.25亿千瓦。截至2023年底，我国抽水蓄能电站投产装机达到5094万千瓦，华东区域已投产规模最大，为1791万千瓦，华北、南方区域次之；核准在建总装机容量1.79亿千瓦，华中区域规模最大，为4009.6万千瓦，其次为华东、西北区域。
由于抽水蓄能站点资源稀缺，工程资金投入大经济带动效应明显，电站建设运营收益有电价保障，各类投资主体竞相布局抽水蓄能，地方政府积极推动项目核准、开工，部分地区抽水蓄能开发超出合理范围。2023年4月，国家能源局明确指出，部分地区抽水蓄能发展存在前期论证不够、工作不深、需求不清、项目申报过热等情况。 我国抽水蓄能电站电价发展经历过单一电价制、租赁制等，经过一段时期的摸索，逐步建立和完善了抽水蓄能两部制电价。2021年国家发改委发布《关于进一步完善抽水蓄能价格形成机制的意见》，提出抽水蓄能电站通过电量电价回收抽水、发电的运行成本，通过容量电价回收抽发运行成本外的其他成本并获得合理收益。同时，制定了《抽水蓄能容量电价核定办法》。明确在成本调查基础上合理确定核价参数，按经营期核定抽水蓄能容量电价。2023年5月15日，国家发展改革委发布《关于抽水蓄能电站容量电价及有关事项的通知》，公布了在运及2025年底前拟投运的48座抽水蓄能电站容量电价。该电价自2023年6月1日起执行，电站核价结果较部分电站公开的在执行电价有不同程度的下调。偏紧的核价结果叠加需求论证的要求，将有利于给此前抽水蓄能投资过热的情绪“降温”，促进行业长期规范化健康发展。
2、新型储能：收益相对稳定，装机规模扩大有望贡献主要业绩增量
我国新型储能发展步入快车道。新型储能是除抽水蓄能以外，以输出电力为主要形式的储能技术，对促进能源高质量发展，推动能源结构转型与电力系统优化发挥重要作用。据 CNESA统计，截至2024年6月底，中国已投运电力储能项目累计装机规模103.3GW，同比增长47%。其中新型储能累计装机首次超过百吉瓦时，达到48.18GW/107.86GWh，功率规模同比增长129%，能量规模同比增长142%。2024上半年新型储能新增投运装机规模13.67GW/33.41GWh，功率规模和能量规模同比均增长71%。新型储能项目数量（含规划、建设中和投运）超1000个，较去年同期增长67%。下半年将继续保持快速增长态势，预计2024年全年新增装机30-41GW。截至2024年6月底，全国已发布约2160余项与储能直接和间接相关的政策，广东、浙江、山东、安徽等地储能政策最为集中。目前全国已有26个省市制定了2025年底的新型储能装机目标，总规模达86.6GW。20余个地区提出的2025年产值/营收目标超500亿元，总规模目标近3万亿元，新型储能发展步入快车道。
电化学储能已经实现规模化应用，在新型储能中占比超过96%。新型储能主要包括储电（电化学储能、机械储能、电磁储能）、储氢、储热三大类技术路径。其中，电化学储能是应用最广泛的新型储能技术，具有能量密度较高，响应速度适中，适用范围广的特点，且更易于量产、安装和运维，具有大规模推广的潜力。截至2024年6月底，我国已投运的新型储能中，锂离子电池储能占比达到96.4%，已经实现规模化应用。
独立储能成为电网侧储能装机主力。电网侧独立储能为电化学储能在电网侧的应用，主要参与电力辅助服务，包括调峰调频、延缓电网阻塞等，以维护电力输送过程的安全和稳定。2017年国家发改委、能源局出台《关于促进储能技术与产业发展的指导意见》，加之国内电力体制改革市场化推进释放政策红利，促使2018年电网侧独立储能快速增长，当年国内新增电化学储能643.9MW，同比增长432.6%。2019年国家发改委明确电储能设施成本不得计入输配电价，电网侧独立储能成本回收受阻，投资积极性回落导致当年电化学储能增速放缓。2020年起随着一系列政策出台和碳中和目标的高导向性，“储能+”模式在多个应用场景实现扩张，叠加磷酸铁锂技术进步带动的成本下探，储能进入快速发展期。2023年，我国独立储能容量租赁、参与电力市场的相关政策频出，商业模式的加速完善使得独立储能成为电网侧装机主力。据中电联统计，2024H1，电网侧独立储能新增装机 6.85GW，同比增长100%以上，占新增总装机的66%。截至2024年6月底，电源侧、电网侧、用户侧电化学储能装机占比分别为44.27%、53.64%、2.09%。
公司主要经营电网侧独立储能业务，相关技术储备充足，预计到2035年装机超1000万千瓦。电网侧独立储能行业集中度较高，储能电站投资主体主要为国家电网、南方电网下属公司。调峰调频公司早在2010年就建成投运了国内首个兆瓦级锂离子电池储能站——深圳宝清电池储能站，标志着我国在大容量电池储能核心技术和设备国产化上取得重大突破。2024年上半年，公司新投产电化学储能电站2座，分别为佛山宝塘储能站（300MW / 600MWh）、梅州粤智储能站（12.8MW / 12.8MWh）。3个项目纳入国家能源局新型储能试点示范项目清单，1个项目纳入云南省新型储能试点示范项目。积极开展钠离子电池、液流电池、压缩空气和重力等储能技术研究，完成10MWh级钠离子电池储能电站系统集成技术研发服务。截至2024年6月底，公司新型储能电站累计建成投产装机规模423.8MW/832MWh。公司规划十四五/十五五/十六五期间分别新增投产新型储能200/300/500 万千瓦，到2035年达成1000万千瓦以上，实现规模效应。
独立储能电站有望在现货和辅助服务市场获取更高盈利。目前公司大部分储能电站的盈利模式为收取电网公司的租赁费。2023年投产的梅州宝湖储能站是全国率先试点以“报量报价”方式参与现货市场交易，于2023年10月1日起参与广东电力现货市场交易，日等效充放电循环次数最高可达到“两充两放”。公司目前投运的新型储能站资本金内部收益率约为 5%，收益相对可靠稳定。随着我国电力市场交易机制不断完善，公司独立储能电站有望在现货市场和辅助服务市场获取更加合理的投资回报。
3、调峰水电：今年来水偏丰，收入有望实现较高增长
今年二、三季度来水偏丰，公司调峰水电电量大幅增长，增厚收入。目前公司在运调峰水电机组装机总规模203万千瓦，其中天生桥二级水电站装机132万千瓦，是西电东送南路工程第一个电源点，所发电力外送至广东、广西等地；鲁布革水电站装机60万千瓦，位于十三大水电基地之一的南盘江红水河水电基地；文山地区小水电装机11万千瓦。2024年前三季度，公司调峰水电总发电量62.13亿千瓦时，同比+43.85%，其中天生桥二级/鲁布革/文山小水电的发电量分别同比增长44.06%/58.64%/1.50%。电量增长带动调峰水电收入同比增长37.56%至11.99亿元，全年收入有望实现较高增长。
三
盈利预测
公司为南网下属唯一抽蓄+新型储能运营商，装机增长空间可观。2022年公司进行重大资产重组，置入抽蓄、调峰水电和独立储能资产。截至2024年6月底，公司在运抽水蓄能 1028 万千瓦、新型储能 42.38万千瓦、调峰水电203万千瓦。在建及已核准抽水蓄能电站9座，总装机容量1080万千瓦，开展前期项目7个共860万千瓦，储备项目20个共2750万千瓦。2024年前三季度，公司实现营收45.19亿元，同比+11.12%；归母净利润10.45亿元，同比+27.62%。公司抽蓄业务营收和毛利占公司总营收和毛利的比重均稳定在70%左右，是主要的营收和利润来源。截至2024年6月，公司执行新的容量电价已满一年，政策带来的负面影响逐步消退，并且受益于更规范的项目审批，公司在获取站址资源方面的竞争压力有望减轻。装机规模持续增长有望带来业绩稳步提升，并且随着抽蓄逐步参与市场交易有望进一步改善盈利。此外，公司规划十四五/十五五/十六五期间分别新增投产新型储能 200/300/500 万千瓦，到2035年达成1000万千瓦以上，新型储能规模装机规模扩大有望贡献重要业绩增量。关键假设如下：
抽水蓄能：根据公司公告，当前在建抽水蓄能电站9座，合计装机1080万千瓦。假设2024-2026年公司抽蓄装机容量分别为1028、1508、1508万千瓦。电价方面，随着电力现货市场不断完善，公司抽蓄电站有望在现货市场中获取更高的电量电价，整体上网电价呈上升趋势。
新型储能：截至2024H1，公司已投产的新型储能装机为42.38万千瓦。公司规划十四五/十五五期间分别新增投产新型储能200/300万千瓦，因此预计2024-2026年公司储能电站装机分别达到92.38、192.38、212.38万千瓦。
四
风险提示
我们认为公司未来面临的主要风险包括抽蓄/新型储能项目投产进度不及预期、电力现货市场推进不及预期、下游电力需求增长不及预期、来水不及预期。
1、抽蓄/新型储能项目投产进度不及预期。公司当前规划的抽蓄和新型储能装机规模较大，是未来业绩增长的重要推动力。当前行业竞争较为激烈，且储能建造成本依然相对较高，若新项目投产进度不及预期，将对公司业绩产生负面影响。
2、电力现货市场推进不及预期。当前抽水蓄能和独立储能还未能大规模进入现货市场交易，其调节价值未能充分体现，若后续电力现货市场推进进程不及预期，将对电站盈利水平带来负面影响。
3、下游电力需求增长不及预期。公司所处的行业为电力行业，若受到宏观经济因素等影响，导致下游电力需求增速放缓，将对公司经营情况产生不利影响。
4、来水不及预期。当前公司有十四座调峰水电站，2024H1调峰水电收入占公司总收入的比重接近25%。若受到来水波动影响，水电发电量下滑，将对该部分业务产生不利影响。
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