南網儲能-公司研究報告-A股最大抽蓄運營標的發展可期-230130（31頁）.pdf

1、 免責聲明和披露以及分析師聲明是報告的一部分，請務必一起閱讀。1 證券研究報告 南網儲能南網儲能(600995 CH)A 股最大抽蓄運營標的，發展可期股最大抽蓄運營標的，發展可期 華泰研究華泰研究 首次覆蓋首次覆蓋 投資評級投資評級(首評首評):):買入買入 目標價目標價(人民幣人民幣):):17.24 2023 年 1 月 30 日中國內地 發電發電 A 股最大抽蓄運營標的股最大抽蓄運營標的，看好長期成長性，看好長期成長性 截至 2022 年 9 月末，公司累計在運裝機規模合計 1234 萬千瓦，其中抽蓄/調峰水電/電網側獨立儲能電站裝機容量分別為 1028/203/3 萬千瓦，為全國第二大

2、抽蓄運營商，A 股最大抽蓄運營標的。抽蓄和電網側獨立儲能為公司未來主要發展方向，我們測算公司 2021-2035 年抽蓄/電網側獨立儲能裝機 CAGR 將高達 12%/58%。與全國最大抽蓄運營商國網新源比，公司抽 蓄 業 務 盈 利 能 力 突 出。我 們 預 計 公 司 2022-2024 年 歸 母 凈 利16.6/17.2/18.9 億元，對應 2022-2024 年 EPS 為 0.52/0.54/0.59 元。參考可比公司 2023 年 Wind 一致預期 21x，考慮公司抽蓄及電網側獨立儲能業務成長性高，且電力現貨市場深入推行后上述業務盈利能力或進一步提升，給予公司 32x 20

3、23E PE，目標價 17.24 元，“買入”評級。南網旗下唯一抽蓄運營主體，看好長期成長性南網旗下唯一抽蓄運營主體，看好長期成長性 公司為南網旗下唯一抽蓄運營主體，其預計 2021-2035 年新增抽蓄裝機3600 萬千瓦。公司抽蓄電站盈利能力優異，其 2020/2021 年毛利率和單位裝機凈利潤均高于國網新源；我們測算在無電力現貨市場機制下（且暫不考慮電量電費/電網分成），當能量轉換效率自 75%（一般水平）提升至80%（公司近兩年平均 79.4%）時，NPV 增長 24%，資本金 IRR 增加 1.7個百分點。發改委 633 號文執行將對公司抽蓄電站容量電費重新核定，根據公司測算，存量五

4、座抽蓄電站（不含 2022 年新投產機組）總容量電費向上空間為（3%-8%），向下空間為（-6%至-1%），總體可控。電網側儲能電站高規劃，盈利能力存在提升空間電網側儲能電站高規劃，盈利能力存在提升空間 電網側儲能具有高靈活性、高響應速度和低環境資源要求等優勢，技術進步空間及政策助力較大，預計將有廣闊應用前景。截至 2022 年 9 月，公司電網側儲能裝機達 30MW/62MWh，公司預計十四五/十五五/十六五期間分別新增投產電網側獨立儲能 200/300/500 萬千瓦，于 2035 年實現規模效應。目前電網側獨立儲能電站主要盈利來源為收取租賃費用，未來隨著電力現貨市場規則完善及輔助服務市場

5、的不斷推出，公司獨立儲能項目的盈利模式或將不斷豐富且盈利能力存在提升空間。目標價目標價 17.24 元，首次覆蓋給予“買入”評級元，首次覆蓋給予“買入”評級 參考可比公司 2023 年 Wind 一致預期 21x，給予公司 32x 2023E PE，目標價 17.24 元，首次覆蓋給予“買入”評級。風險提示：容量電費增長不及預期，抽蓄/電網側獨立儲能電站投產不及預期，財務費用管控不及預期。研究員 王瑋嘉王瑋嘉 SAC No.S0570517050002 SFC No.BEB090 +(86)21 2897 2079 研究員 黃波黃波 SAC No.S0570519090003 SFC No.B

6、QR122 +(86)755 8249 3570 聯系人 李雅琳李雅琳 SAC No.S0570121040031 SFC No.BTC420 +(86)21 2897 2228 聯系人 胡知胡知 SAC No.S0570121120004 +(86)21 2897 2228 基本數據基本數據 目標價(人民幣)17.24 收盤價(人民幣 截至 1 月 20 日)14.74 市值(人民幣百萬)47,109 6 個月平均日成交額(人民幣百萬)192.55 52 周價格范圍(人民幣)11.05-19.17 BVPS(人民幣)3.63 股價走勢圖股價走勢圖 資料來源：Wind 經營預測指標與估值經營預

7、測指標與估值 會計年度會計年度 2020 2021 2022E 2023E 2024E 營業收入(人民幣百萬)1,881 2,164 6,487 6,834 7,695+/-%(18.88)15.00 199.80 5.36 12.60 歸屬母公司凈利潤(人民幣百萬)110.72 15.76 1,662 1,721 1,885+/-%(66.66)(85.77)10,449 3.56 9.50 EPS(人民幣，最新攤薄)0.03 0.00 0.52 0.54 0.59 ROE(%)5.05 0.74 20.45 17.48 16.06 PE(倍)425.47 2,990 28.34 27.37

8、 24.99 PB(倍)21.49 22.04 5.80 4.78 4.01 EV EBITDA(倍)134.74 164.28 15.95 14.68 13.45 資料來源：公司公告、華泰研究預測 (10)(5)161105101520Jan-22May-22Sep-22Jan-23(%)(人民幣)南網儲能相對滬深300 免責聲明和披露以及分析師聲明是報告的一部分，請務必一起閱讀。2 南網儲能南網儲能(600995 CH)正文目錄正文目錄 投資概覽投資概覽.3 區別于市場觀點.3 重大資產重組，打造抽蓄運營上市龍頭重大資產重組，打造抽蓄運營上市龍頭.4 南網內部資產重組，公司成為南網旗下唯一

9、抽蓄上市公司.4 公司整體業務穩定，迎接新政策機遇.7 深耕抽蓄電站運營，發展優勢顯著深耕抽蓄電站運營，發展優勢顯著.9 抽水蓄能需求將至，行業發展空間廣闊.9 全國第二大抽水蓄能運營商，盈利能力優異.12 容量電價保障最低盈利，現貨市場推行為抽蓄電站盈利增加提供潛能.15 電網側儲能行業有力競爭者，新能源風口機遇眾多電網側儲能行業有力競爭者，新能源風口機遇眾多.19 儲能行業騰飛在即，為電力系統轉型保駕護航.19 背靠南方電網，電網側儲能規模發展可期.21 預計預計 2022 年業績同年業績同比大幅增長，下個高增窗口須待新抽蓄投產比大幅增長，下個高增窗口須待新抽蓄投產.22 2022/202

10、3/2024 年公司營收有望同比增長 35.7%/5.4%/12.6%.22 2022/2023/2024 年公司歸母凈利有望同比+68.5%/+3.6%/+9.5%.26 目標價 17.24 元，首次覆蓋給予“買入”評級.26 風險提示.27 lVkZoYtVgYcVeZcZqV8Z8OdN7NmOpPmOpMjMoOnMjMmPoP9PnNxOuOmPsONZtPvN 免責聲明和披露以及分析師聲明是報告的一部分，請務必一起閱讀。3 南網儲能南網儲能(600995 CH)投資概覽投資概覽 抽蓄及電網側獨立電站抽蓄及電網側獨立電站裝機裝機成長性可觀。成長性可觀。公司 2022 年完成重大資產重

11、組及募集配套資金，置入南方電網旗下唯一抽蓄發展主體南方電網調峰調頻公司 100%股權。截至 2022 年 9月末，公司累計在運裝機規模合計 1234 萬千瓦，其中抽蓄/調峰水電/電網側獨立儲能電站裝機容量分別為 1028/203/3 萬千瓦。抽蓄和電網側獨立儲能為公司未來主要發展方向，截至 2022 年 10 月底公司在建及開展前期工作的抽蓄/新型儲能電站達 1860/37.5 萬千瓦。公司預計十四五/十五五/十六五各新增抽蓄裝機 600/1500/1500 萬千瓦，未來十五年增長4.6 倍；并規劃十四五/十五五/十六五期間分別新增投產電網側獨立儲能 200/300/500 萬千瓦，到 203

12、5 年達成 1000 萬千瓦以上，實現規模效應。抽蓄抽蓄電站歷史期盈利能力優異，電站歷史期盈利能力優異，633 號文實施將對其容量電費收入帶來變化。號文實施將對其容量電費收入帶來變化。截至 2022年 12 月 16 日，公司抽蓄裝機市占率為 23%，僅次于國家電網旗下國網新源（未上市）的59%，已為我國第二大抽蓄運營商和第一大抽蓄運營上市公司。與國網新源對比，公司抽蓄業務 2021 年毛利率領先于國網新源 23 個百分點，2020/2021 年單位裝機凈利潤為94/109 元/千瓦，均高于國網新源的 82/104 元/千瓦。在現貨市場交易未深入推行背景下，抽蓄電站主要收益來自容量電費。發改委

13、 633 號文執行將對公司抽蓄電站容量電費重新核定，根據公司進行的 5 個電站（不含 2022 年新投產梅蓄一期和陽蓄一期）在 2023-2025年度監管周期內總容量電費的敏感性測算，公司總容量電費向上空間為（3%-8%），向下空間為（-6%至-1%）。區別于市場觀點區別于市場觀點 市場認為公司抽蓄電站盈利提升空間有限，我們認為公司抽蓄電站盈利仍具較大提升潛力。市場認為公司抽蓄電站盈利提升空間有限，我們認為公司抽蓄電站盈利仍具較大提升潛力。1）從公司自身規劃出發，公司背靠南網集團，存量及未來抽蓄電站布局集中于南方五省，目前在運、在建及在手項目主要集中于廣東和廣西地區。區域集中有利于形成規模效益

14、，有效降低公司抽蓄電站運維成本。2）哪怕在不考慮現貨市場機制下，抽水蓄能電站整體 NPV 或資本金 IRR 與其能量轉換效率成正比。一般情況下，抽蓄電站的能量轉換效率為 75%，而 2020/2021 年公司抽蓄電站能量轉換效率分別為 78.28%/80.54%，均顯著高于一般水平。我們測算在無電力現貨市場機制下（暫不考慮與電網的電量收益分成），抽水蓄能電站整體 NPV 或 IRR 在能量轉換效率為 75%時與僅存在容量電價補償時相同，即 NPV=1.6 元/W，資本金 IRR=容量電價保障資本金 IRR=6.5%，當能量轉換效率提升至 80%時，NPV 增長 24%至 2.0 元/W，資本金

15、 IRR 增加 1.7 個百分點至 8.2%。若公司繼續提升抽蓄電站的能量轉換效率，其抽蓄電站收益率和價值均有增長空間。3）在考慮電力現貨市場機制下，電量電價部分收益有望較大幅度提升。隨著現貨市場推進，哪怕短期內抽蓄電站直接參與現貨市場的概率不大，但在現貨交易推行進展較快及經濟發達的省份如廣東省，不排除抽蓄電站的上網電價和抽水電價價差或一定程度參考現貨市場用電高峰和低谷電價差值。我們統計了近兩個月廣東省現貨市場交易最高電價和最低電價價差，不同口徑均值均高于 400 元/MWh，顯著高于廣東燃煤基準電價的 25%（115.5 元/兆瓦時）。4）雖然 633 號文中提出收益分享機制，但我們認為并不

16、能完全抑制現貨機制為抽蓄電站帶來盈利能力提升。我們認為該措施主要是為了調動抽水蓄能電站和電網參與電價市場化改革的積極性并逐步推動抽蓄電站能夠自負盈虧。若抽蓄電站上網電價和抽水電價價差在參考現貨市場交易高低價差或抽蓄電站直接參與現貨市場的情況下，其電量電費收益將顯著高于現行階段，也將在后續監管周期中逐步實現電量電費收益覆蓋容量電費收益。免責聲明和披露以及分析師聲明是報告的一部分，請務必一起閱讀。4 南網儲能南網儲能(600995 CH)重大資產重組，打造重大資產重組，打造抽蓄運營抽蓄運營上市龍頭上市龍頭 南網儲能前身文山電力為南方電網旗下位于云南省的發供電企業，主營水力發電、供電業務，并經營文山

17、州地方電網。2022 年 9 月，文山電力置入南方電網調峰調頻公司 100%股權，同時剝離原有購售電、電力設計及配售電業務，并改名為南網儲能，自此公司主營業務轉變為抽水蓄能、調峰水電和電網側儲能業務。公司為南方電網旗下唯一抽水蓄能發展主體，截至 2022 年 9 月末，公司累計在運裝機規模合計 1234 萬千瓦；截至 2022 年 10月底公司在建及開展前期工作的抽蓄/新型儲能電站達 1860/37.5 萬千瓦。南網內部資產重組，公司成為南網內部資產重組，公司成為南網南網旗下唯一抽蓄上市公司旗下唯一抽蓄上市公司 公司原為南方電網旗下位于云南省發供電企業，負責文山州地區電網運營。公司原為南方電網

18、旗下位于云南省發供電企業，負責文山州地區電網運營。公司前身文山電力于 1997 年 12 月 29 日注冊成立，并于 2004 年 6 月 15 日在上海證券交易所掛牌上市，主營業務為水力發電和供電，并經營文山州地方電網。南方電網通過云南電網持有文山電力 30.66%股權。文山電力通文山電力通過重大資產重組過重大資產重組置入南方電網調峰調頻公司置入南方電網調峰調頻公司 100%股權，并更名為南網儲能股權，并更名為南網儲能。2022 年 9 月，文山電力置入南方電網持有的調峰調頻公司 100%股權，同時置出原有的直供電、躉售電相關資產和負債，以及文電設計公司和文電能投公司 100%的股權。文山電

19、力將上述置出資產直接與南方電網持有的調峰調頻公司 100%股權等值部分進行置換，且向南方電網發行股份購買注入資產與置出資產交易價格的差額（差額 135.9 億元，發行價格 6.51 元/股，發股數 20.9 億股）。重組后，文山電力更名為南網儲能，主營業務變更為抽水蓄能、調峰水電和電網側獨立儲能業務的投資開發和建設運營。2022 年 12 月 8 日，公司完成向 25 名發行對象以 12.69 元股價定向增發 6.3 億股并募集配套資金 80 億元。重大資產重組及定增完成后，南方電網合計持有公司 69.89%股權。圖表圖表1：公司重組前股權結構圖公司重組前股權結構圖 圖表圖表2：公司重大資產重

20、組及募集配套資金完成后股權結構圖公司重大資產重組及募集配套資金完成后股權結構圖 資料來源：Wind，華泰研究 注：截至 2022 年 12 月 6 日股權結構 資料來源：公司公告、華泰研究 抽蓄資產注入帶動文山電力股價大幅上漲，超額收益顯著。抽蓄資產注入帶動文山電力股價大幅上漲，超額收益顯著。我們復盤了 2021 年至今公司的股價和相對收益表現。2021 年 10 月以前，公司作為一家運營文山縣當地電網和小水電的企業，股價表現較為平淡，相對上證指數收益率也基本處于負值狀態。公司股價和相對收益的兩次拉升主要來自：1）抽蓄資產注入。2021 年 9 月 27 日，公司發布“關于籌劃重大資產重組事項

21、的停牌公告”。2021 年 10 月 16 日，公司股票復牌及發布重大資產重組預案，投資者當時對南方電網調峰調頻公司資產注入預期開始帶動公司股價大幅上漲，超額收益率最高達到 150%以上。2）作為調峰成本較低的靈活性電源之一受到投資者關注。2022 年 7 月開始，全國來水偏枯及高溫干旱背景下，缺電較為嚴重，投資者認識到靈活性電源的重要性，而火電靈活性改造及抽水蓄能是目前調峰成本較低的兩種靈活性電源。因此公司股價及超額收益也于 2022 年 7-8 月再次出現一波小高峰，期間最高超額收益率約 140%。免責聲明和披露以及分析師聲明是報告的一部分，請務必一起閱讀。5 南網儲能南網儲能(60099

22、5 CH)抽蓄高規劃抽蓄高規劃隱含的隱含的業績提升及電網側獨立儲能發展或業績提升及電網側獨立儲能發展或將推動公司將推動公司長期長期價值提升。價值提升。2023 年 1月 20 日，公司收盤價 14.74 元，市值 471 億元，對應 2022E/2023E PE 28.3x/27.4x（基于華泰預期 2022E/2023E 歸母凈利潤）。我們認為公司未來價值提升主要來自兩方面：1）抽蓄高規劃帶來業績提升。公司預計 2021-2035 年新增抽蓄裝機 3600 萬千瓦，截至2022 年 10 月底公司在建及開展前期工作的抽蓄電站規模達 1860 萬千瓦，十四五期間公司預計投產抽蓄裝機 600 萬

23、千瓦，我們測算公司十四五抽蓄裝機容量/營收/歸母凈利潤CAGR 將分別達到 12%/15%/22%。2）電網側獨立儲能規模增長及盈利模式變化。公司規劃至 2035 年電網側獨立儲能規模達到 1000 萬千瓦以上，其中十四五期間新增 200 萬千瓦。電網側獨立儲能當前盈利模式多為租賃費，公司電網側獨立儲能 2020 和 2021 年單位千瓦/千瓦時收入均為 21.86/9.94 元。若持續租賃費模式，我們測算公司電網側獨立儲能業務十四五裝機容量/收入/歸母凈利潤CAGR 將高達 189%/161%/185%。2022 年 10 月，南方能源監管局發布第三方獨立主體參與南方區域電力輔助服務市場交易

24、相關實施細則印發征求意見，若公司電網側獨立儲能未來參與調頻輔助服務市場，隨著現貨機制的完善，公司電網側獨立儲能收益將更加市場化，或更充分得益于高峰谷價差帶來盈利提升。圖表圖表3：2021 年至今公司股價及相對上證指數收益率走勢年至今公司股價及相對上證指數收益率走勢 注釋：相對收益=公司股價收益率-上證指數收益率，收益率計算基準日為 2021 年 1 月 4 日 資料來源：Wind，華泰研究 公司為南方電網旗下唯一抽水蓄能發展主體，抽蓄裝機容量可觀。公司為南方電網旗下唯一抽水蓄能發展主體，抽蓄裝機容量可觀。截至 2022 年 9 月末，公司累計在運裝機規模合計 1234 萬千瓦，其中抽蓄/調峰水

25、電/電網側獨立儲能電站裝機容量分別為 1028/203/3 萬千瓦。公司在運抽蓄電站 7 座，其中梅蓄一期和陽蓄一期為 2022年新增投運項目；公司調峰水電站分別為天生橋二級電站、魯布革水電站及文山小水電，裝機容量分別為 132/60/11 萬千瓦；公司在運電網側獨立儲能電站四座，分別為10/10/5/5MW，22/20/10/10MWh。我們統計，截至 2022 年 12 月 16 日，我國抽蓄在運裝機規模達 4429 萬千瓦，作為南方電網旗下唯一抽蓄發展主體，公司抽蓄裝機市占率高達23%。0510152025-20%0%20%40%60%80%100%120%140%160%180%202

26、1-01-052021-02-052021-03-052021-04-052021-05-052021-06-052021-07-052021-08-052021-09-052021-10-052021-11-052021-12-052022-01-052022-02-052022-03-052022-04-052022-05-052022-06-052022-07-052022-08-052022-09-052022-10-052022-11-052022-12-052023-01-05（元/股）相對收益率股價 免責聲明和披露以及分析師聲明是報告的一部分，請務必一起閱讀。6 南網儲能南網儲能

27、(600995 CH)圖表圖表4：2020-3Q22 公司分電源裝機容量公司分電源裝機容量 注：梅蓄及陽蓄于 2021 年投產部分機組，但全部機組于 2022 年 6 月正式投產發電，因此 2022 年 6 月前未產生實際運營數據 資料來源：公司公告，華泰研究 公司公司抽蓄抽蓄項目儲備豐富，項目儲備豐富，主要集中在廣東主要集中在廣東/廣西等省份廣西等省份。截至 2022 年 10 月底在建及開展前期工作的抽蓄電站達 1860 萬千瓦，其中已開工項目 2 個梅州二期和南寧抽蓄項目，公司預計將于 2025 年年底前投產，已核準項目 2 個肇慶浪江和惠州中洞項目，公司預計于 2025 年年底前部分投

28、產，疊加 2022 年投產的梅州和陽江一期項目 240 萬千瓦，公司預計十四五累計新增抽蓄裝機 600 萬千瓦；此外，公司還有 1380 萬千瓦抽蓄項目處于可研和預可研階段，預計陸續于“十五五”“十六五”期間陸續投產。公司所有在建及開展前期工作的抽蓄電站中，位于廣東省和廣西省的裝機容量分別占 48%/52%。圖表圖表5：截至截至 2022 年年 10 月公司月公司在建及開展前期工作的抽水蓄能電站在建及開展前期工作的抽水蓄能電站 序號序號 項目名稱項目名稱 所屬省區所屬省區 預計裝機容量（萬千瓦）預計裝機容量（萬千瓦）最新進展（截至最新進展（截至 2022 年年 10 月）月）計劃投產時間計劃投

29、產時間 1 梅州（二期）抽水蓄能電站 廣東 120 主體工程已開工 2025 年年底前 2 肇慶浪江抽水蓄能電站 廣東 120 已核準 2025 年前部分投產 3 惠州中洞抽水蓄能電站 廣東 120 已核準 2025 年前部分投產 4 茂名電白抽水蓄能電站 廣東 120 項目前期-預可研 2027 年 5 江門鶴山抽水蓄能電站 廣東 60 項目前期-預可研 2028 年 6 清遠清新下坪抽水蓄能電站 廣東 120 項目前期-預可研 2031 年 7 韶關新豐抽水蓄能電站 廣東 120 項目前期-預可研 2032 年 8 潮州潮安青麻園抽水蓄能電站 廣東 120 項目前期-預可研 2032 年

30、9 南寧抽水蓄能電站 廣西 120 主體工程已開工 2025 年年底前 10 桂林灌陽抽水蓄能電站 廣西 120 項目前期-可研 2028 年 11 貴港抽水蓄能電站 廣西 120 項目前期-可研 2029 年 12 玉林福綿抽水蓄能電站 廣西 120 項目前期-預可研 2031 年 13 柳州鹿寨抽水蓄能電站 廣西 120 項目前期 2030 年 14 欽州靈山抽水蓄能電站 廣西 120 項目前期-預可研-15 防城港上思抽水蓄能電站 廣西 120 項目前期-預可研-16 南寧武鳴抽水蓄能電站 廣西 120 項目前期-預可研-合計 1860 資料來源：公司公告、華泰研究 調峰水電站方面暫無規

31、劃，新型儲能電站在建及開展前期工作項目為調峰水電站方面暫無規劃，新型儲能電站在建及開展前期工作項目為 37.5 萬千瓦。萬千瓦。截至2022 年 10 月底，公司廣東梅州五華獨立電池儲能電站（7 萬千瓦/14 萬千瓦時）和海南?？谒幑入姵貎δ茈娬荆?.5 萬千瓦/1 萬千瓦時）已開工建設，公司計劃于 2022 年內投產；公司廣東佛山南海獨立電池儲能電站（30 萬千瓦/60 萬千瓦時）項目正在開展初步設計工作，計劃 2023 年投產；此外，公司還儲備了一批新型儲能項目，待時機成熟時即可啟動建設。02004006008001,0001,2001,400202020213Q22（萬千瓦）抽水蓄能調峰

32、水電電網側獨立儲能 免責聲明和披露以及分析師聲明是報告的一部分，請務必一起閱讀。7 南網儲能南網儲能(600995 CH)圖表圖表6：截至截至 2022 年年 10 月公司月公司在建及開展前期工作的在建及開展前期工作的新型儲能電站新型儲能電站 序號序號 項目名稱項目名稱 所屬省區所屬省區 預計裝機容量（萬千瓦）預計裝機容量（萬千瓦）最新進展（截至最新進展（截至 2022 年年 10 月月 18 日）日）計劃投產時間計劃投產時間 1 廣東佛山南海獨立電池儲能電站 廣東 30 正在開展初步設計 2023 年 2 廣東梅州五華獨立電池儲能電站 廣東 7 已開工建設 2022 年 3 海南?？谒幑入姵?/p>

33、儲能電站 海南 0.5 已開工建設 2022 年 合計 37.5 資料來源：公司公告、華泰研究 公司公司整體業務穩定，迎接新政策機遇整體業務穩定，迎接新政策機遇 重要提示：本節所分析財務數據及指標均參考重組前南方電網調峰調頻公司數據。重要提示：本節所分析財務數據及指標均參考重組前南方電網調峰調頻公司數據。1Q22 毛利率毛利率和和凈利率凈利率顯著顯著提升提升，2022 年歸母凈利實現快速增長年歸母凈利實現快速增長。抽蓄及調峰水電業務為公司主要收入來源，其中 1Q22 公司抽蓄/調峰水電主營業務收入貢獻分別為68.42%/31.16%。2021 年，公司營業收入/歸母凈利潤為 47.79/9.8

34、6 億元，同比增長2.64%/8.40%。公司預計其 2022 年歸母凈利潤為 16.62 億元，主要系梅蓄、陽蓄電站2022 年全面投產，調峰水電站發電量同比增長約 33%，以及公司降本增效成果顯著。公司 2020/2021 年主營業務毛利率為 53.90%/54.88%，而 1Q22 公司主營業務毛利率顯著提升至 61.04%，主要系公司調峰水電所在流域來水偏豐導致調峰水電發電收入占比提升，以及調峰水電站的修理費集中于下半年計提。分業務類型看，公司抽蓄 2020/2021 年毛利率較為穩定，體現公司下屬抽蓄電站運營較為成熟的特點；調峰水電由于成本較為固定，毛利率主要受來水波動影響；隨著寶清

35、電化學儲能電站經營成本趨于穩定，公司 2021 年電網側獨立儲能業務毛利率同比提升 3.12 個百分點。圖表圖表7：1Q22 公司主營業務收入構成公司主營業務收入構成 注：以上期限內公司財務數據均為重組前南方電網調峰調頻公司數據 資料來源：公司公告，華泰研究 圖表圖表8：2020-1Q22 公司營業收入及利潤情況公司營業收入及利潤情況 圖表圖表9：2020-1Q22 公司主營業務毛利率情況公司主營業務毛利率情況 注：以上期限內公司財務數據均為重組前南方電網調峰調頻公司數據 資料來源：公司公告、華泰研究 注：以上期限內公司財務數據均為重組前南方電網調峰調頻公司數據 資料來源：公司公告、華泰研究

36、抽水蓄能68.42%調峰水電31.16%電網側獨立儲能0.42%01,0002,0003,0004,0005,0006,000202020211Q22（百萬元）營業收入歸母凈利潤0%10%20%30%40%50%60%70%80%202020211Q22抽水蓄能調峰水電電網側獨立儲能主營業務毛利率凈利潤率 免責聲明和披露以及分析師聲明是報告的一部分，請務必一起閱讀。8 南網儲能南網儲能(600995 CH)2021 年公司資本開支增加帶來資產負債率增長，但財務費用率下降。年公司資本開支增加帶來資產負債率增長，但財務費用率下降。2021 年，公司資本支出 36.77 億元，同比增長 58.41%

37、，主要用于建設儲能電站以及購置相關的運營機組設備；而公司資產負債率也因在建項目資本性投資較大從 2020 年的 53.59%上升至 2021 年的 56.74%；2021 年公司財務費用率同比下降 1.78 個百分點至 7.59%，主要系借款平均利率水平下降。1Q22 公司財務費用率較 2021 年提升 3.9 個百分點至 11.49%，主要系當期資本化利息減少導致利息支出增加。圖表圖表10：2020-1Q22 公司資本支出公司資本支出 圖表圖表11：2020-1Q22 公司資產負債率及財務費用率公司資產負債率及財務費用率 注：1）以上期限內公司財務數據均為重組前南方電網調峰調頻公司數據；2）

38、以上資本開支數據為公司公告列示購建固定資產、無形資產和其他長期資產支付的現金 資料來源：公司公告、華泰研究 注：以上期限內公司財務數據均為重組前南方電網調峰調頻公司數據 資料來源：公司公告、華泰研究 公司公司 2021 年經營現金流同比大幅年經營現金流同比大幅增長，與增長，與關聯方主要客戶業務穩定關聯方主要客戶業務穩定。公司 2021 年經營現金流凈額 48.02 億元，同比大幅增長 100.62%，主要系公司解除向南方電網的資金歸集。公司前四大客戶（廣東電網/南方電網超高壓輸電公司/海南電網和云南電網）均為關聯方電網公司，中長期履約能力強，業務整體較為穩定。2020/2021/1Q22 公司

39、向南方電網公司的主營業務銷售額為 43.75/45.00/12.44 億元，占當期營業收入的比重分別為93.95%/94.15%/95.96%。圖表圖表12：2020-1Q22 公司經營活動現金凈流量公司經營活動現金凈流量 注：以上期限內公司財務數據均為重組前南方電網調峰調頻公司數據 資料來源：公司公告，華泰研究 05001,0001,5002,0002,5003,0003,5004,000202020211Q22（百萬元）0%10%20%30%40%50%60%70%202020211Q22資產負債率財務費用率01,0002,0003,0004,0005,0006,000202020211Q

40、22（百萬元）免責聲明和披露以及分析師聲明是報告的一部分，請務必一起閱讀。9 南網儲能南網儲能(600995 CH)深耕抽蓄電站運營，發展優勢顯著深耕抽蓄電站運營，發展優勢顯著 截至 2022 年 9 月末，公司抽水蓄能裝機容量 1028 萬千瓦，為我國第二大抽蓄運營商，最大抽蓄上市公司。與我國目前最大抽蓄運營商國網新源對比，公司抽蓄業務毛利率及單位裝機凈利潤均具有優勢。隨著新型電力系統建設對調峰電源的需求逐步增加，抽蓄行業將迎來廣闊發展空間，抽蓄行業集中度也將降低。南網預計“十四五”新增抽蓄裝機 600 萬千瓦，“十五五”“十六五”各新增抽蓄裝機 1500 萬千瓦。在發改委 633 號文 2

41、023 年實施后，公司 5 座電站容量電價將重新核定，我們認為隨著電力現貨市場的深入推進，抽蓄電站或將受益于電量電價收益端的更高的抽發電價差。抽水蓄能抽水蓄能需求將至，需求將至，行業行業發展發展空間廣闊空間廣闊 抽水蓄能機組包含水泵水輪機與發電電動機，通過可逆性運轉達成蓄能與釋能工作周期。抽水蓄能機組包含水泵水輪機與發電電動機，通過可逆性運轉達成蓄能與釋能工作周期。在用電低谷時，位于下游的機組抽水至高海拔水庫，將所連通電網中多余的電能轉化為重力勢能存儲；而在用電高峰時，上水庫開閘放水推動下游輪機發電，將重力勢能轉化為電能并輸出至電力網絡。抽水蓄能電站在發電工況下效率通常為 75%上下，被簡稱為

42、“抽四發三”。圖表圖表13：抽水電站工作原理抽水電站工作原理 資料來源：新一代小型水電站和抽水電站：發展與未來挑戰（作者：G.Ardizzon,G.Cavazzini,G.Pavesi；出版日期：2014年 1 月 22 日）、華泰研究 抽水蓄能目前在各靈活儲能方式中具有較大優勢。抽水蓄能目前在各靈活儲能方式中具有較大優勢。抽蓄電站系重要的調峰調頻電源之一，能夠進行削峰填谷、系統調頻調相、應急與黑啟動等應用。在我國現有主要儲能手段中，抽蓄具有技術成熟、容量大、應用廣、成本低等優勢。據國際水力協會統計，全球范圍內抽水儲能占總儲能量比例高達 94%以上。文賢馗等著大容量電力儲能調峰調頻性能綜述（2

43、018年 12 月 31 日）中指出目前火電一次調頻性能受鍋爐蓄熱等問題限制，且電力清潔化要求控制火電廠體量，限制了火電改造的收益；新型靈活性提供方法大部分尚未成熟，超導儲能等高新方案甚至尚處于示范階段。在新型儲能完成實用性突破前，抽水蓄能仍將是靈活性資源的主要來源。圖表圖表14：主要儲能手段對比主要儲能手段對比 儲能方式儲能方式 使用壽命使用壽命 優點優點 缺點缺點 發展現狀發展現狀 抽水蓄能 50 年 技術成熟、容量大、運行穩定、儲能周期長、啟?？?、單位裝機成本低、環保節能 響應速度（相對新型儲能）較慢、建設周期長、選址與施工要求高、成本下降潛力小 占據主導地位 火電靈活化改造 30 年

44、技術成熟、成本最低、可利用現有火電站 環保性不佳、調峰能力較差 產業化應用 壓縮空氣蓄能 25 年 儲能容量大 轉換效率低、響應速度慢、建設周期長 產業化應用 飛輪儲能 20 年左右 功率密度高、響應速度快、壽命長 儲能量過低（秒級）產業化應用 超導儲能 循環數百萬次 響應速度快、功率密度較高 儲能容量過低（秒級）、技術不成熟 示范應用 超級電容器 10 年左右 功率密度大、循環壽命長 儲能量過低（秒級）、自放電率高 產業化應用 電池（鋰、鉛酸等）5-20 年 視具體電池種類不同 視具體電池種類而變 產業化應用 資料來源：各種儲能方式對比分析及抽水蓄能技術發展趨勢探討（作者：梁廷婷、崔繼國；日

45、期：2018 年 11 月 14 日）、華泰研究 免責聲明和披露以及分析師聲明是報告的一部分，請務必一起閱讀。10 南網儲能南網儲能(600995 CH)圍繞新能源布局，未來十年抽蓄規模將大幅躍升。圍繞新能源布局，未來十年抽蓄規模將大幅躍升。雙碳背景下，新能源將迎來快速發展，我們測算 2021-2030 年，我國風電/光伏裝機 CAGR 將達到 14%/18%。作為出力穩定性較差的電源，風電/光伏的大量并網消納對電網靈活性調節能力提出更高要求。而抽蓄作為當前調峰成本較低，單機規模較大的重要靈活性電源之一，也將迎來躍升式發展。2021 年以來，國家發改委、國家能源局等發布了一系列推動抽水蓄能建設

46、及完善抽水蓄能價格形成機制的政策，為抽蓄蓄能行業大力發展創造了良好條件。圖表圖表15：2021 年以來抽水蓄能相關政策年以來抽水蓄能相關政策 時間時間 發布主體發布主體 政策政策 相關內容相關內容 2022 年 5 月 國家發改委 國家能源局 關于促進新時代新能源高質量發展的實施方案 完善調峰調頻電源補償機制，加大煤電機組靈活性改造、水電擴機、抽水蓄能和太陽能熱發電項目建設力度，推動新型儲能快速發展 2022 年 3 月 國家能源局 2022 年能源工作指導意見 推動制定各省抽水蓄能中長期規劃實施方案和“十四五”項目核準工作計劃，加快推動一批抽水蓄能電站建設 2022 年 1 月 國家發改委

47、國家能源局 關于完善能源綠色低碳轉型體制機制和政策措施的意見 加快建設抽水蓄能電站，探索中小型抽水蓄能技術應用，推行梯級水電儲能 2021 年 9 月 國家能源局 抽水蓄能中長期發展規劃（2021-2035 年）加快發展抽水蓄能，是構建以新能源為主體的新型電力系統的迫切要求，是保障電力系統安全穩定運行的重要支撐，是可再生能源大規模發展的重要保障 2021 年 8 月 國家發改委 對十三屆全國人大四次會議第 3436 號建議的答復 關于完善抽水蓄能價格形成機制一是適應電力市場建設發展優化了電量電價機制，二是完善容量電價核定和容量電費回收機制；建立合理的投資模式；建立合理的回報機制 2021 年

48、8 月 國家發改委 國家能源局 關于鼓勵可再生能源發電企業自建或購買調峰能力增加并網規模的通知 鼓勵發電企業通過自建或購買調峰儲能能力的方式，增加可再生能源發電裝機并網規模 2021 年 7 月 國家發改委 關于做好 2021 年能源迎峰度夏工作的通知 要加大力度推動抽水蓄能和新型儲能加快發展，不斷健全市場化運行機制，全力提升電源側、電網側、用戶側儲能調峰能力 2021 年 7 月 國家能源局 關于 2021 年風電、光伏發電開發建設有關事項的通知 對于保障性并網范圍以外仍有意愿并網的項目，可通過自建、合建共享或購買服務等市場化方式落實并網條件后，由電網企業予以并網。并網條件主要包括配套新增的

49、抽水蓄能、儲熱型光熱發電、火電調峰、新型儲能、可調節負荷等靈活調節能力 2021 年 5 月 國家發改委 關于“十四五”時期深化價格機制改革行動方案的通知 完善風電、光伏發電、抽水蓄能價格形成機制，建立新型儲能價格機制 2021 年 5 月 國家發改委 國家發改委關于進一步完善抽水蓄能價格形成機制的意見 現階段，要堅持以兩部電價政策為主體，進一步完善抽水蓄能價格形成機制，以競爭性方式形成電量電價，將容量電價納入輸配電價回收，同時強化與電力市場建設發展的銜接，逐步推動抽水蓄能電站進入市場 2021 年 3 月 全國人大 中華人民共和國國民經濟和社會發展第十四個五年規劃和 2035 年遠景目標綱要

50、 加快抽水蓄能電站建設和新型儲能技術規?；瘧?資料來源：公司公告、華泰研究 免責聲明和披露以及分析師聲明是報告的一部分，請務必一起閱讀。11 南網儲能南網儲能(600995 CH)我們測算我們測算截至截至 2021 年底，我國抽水蓄能裝機規模已領跑全球，年底，我國抽水蓄能裝機規模已領跑全球，2025/2030 年末將增至年末將增至62GW+/120GW 左右。左右。根據 2022 年 6 月 24 日水電水利規劃設計總院、中國水力發電工程學會抽水蓄能行業分會聯合發布的抽水蓄能產業發展報告 2021，截至 2021 年底，我國抽水蓄能已建成規模居世界首位，達到 3639 萬千瓦；核準在建總規模

51、為 6153 萬千瓦。2021 年 9 月 17 日，國家能源局發布抽水蓄能中長期發展規劃（2021-2035 年），提出我國抽蓄投產容量將在 2025 年/2030 年分別達到 62GW 以上/120GW 左右，為截至 2021年底裝機水平的 1.7x 和 3.3x。報告還提出我國中長期規劃布局中抽水蓄能重點實施項目達 340 個，總裝機容量約 421GW；儲備項目 247 個，總裝機規模約 305GW；合計726GW。我國已建成抽蓄電站主要分布在廣東、華東、華北和華中地區，在建機組主要分布于華東、我國已建成抽蓄電站主要分布在廣東、華東、華北和華中地區，在建機組主要分布于華東、華北等地區。華

52、北等地區。根據抽水蓄能產業發展報告 2021，截至 2021 年底，我國已建成抽蓄電站裝機容量中，廣東省所占份額最大，高達 22%；其次為華東地區的浙江、安徽、江蘇，華北的河北、山東等，以及華中的河南、湖北等。截至 2021 年底的在建規模中，歸屬于華東電網、華北電網的規模占比最大，分別為 30%/24%，其次為華中電網和東北電網的14%和 13%。據國家能源局抽水蓄能中長期發展規劃（2021-2035 年）指出，為服務新能源大規模發展和電力外送需要，圍繞新能源基地及負荷中心合理布局，要重點布局東北、華北和西北地區。值得注意的是，盡管目前西部地區重點實施以及儲備項目較其他地區少，風光大基地建設

53、將對抽蓄電站配套服務有更強的需求。圖表圖表16：截至截至 2021 年底，各省份已建成抽蓄容量份額年底，各省份已建成抽蓄容量份額 圖表圖表17：截至截至 2021 年底，我國在建抽蓄電站于各電網分布情況年底，我國在建抽蓄電站于各電網分布情況 資料來源：抽水蓄能產業發展報告 2021、華泰研究 資料來源：抽水蓄能產業發展報告 2021、華泰研究 圖表圖表18：截至截至 2021 年底，我國已建、在建抽水蓄能電站分布年底，我國已建、在建抽水蓄能電站分布情況（單位：萬千瓦）情況（單位：萬千瓦）資料來源：抽水蓄能產業發展報告 2021、華泰研究 廣東22%浙江15%安徽10%江蘇7%河北5%山東4%福

54、建4%吉林4%河南4%湖北3%山西3%內蒙古3%遼寧3%江西3%湖南3%北京2%海南2%黑龍江1%西藏0%東北電網13%華北電網24%西北電網8%西南電網4%南方電網7%華中電網14%華東電網30%免責聲明和披露以及分析師聲明是報告的一部分，請務必一起閱讀。12 南網儲能南網儲能(600995 CH)圖表圖表19：抽水蓄能中長期發展規劃重點布局省份及服務對象抽水蓄能中長期發展規劃重點布局省份及服務對象 地區地區 重點布局省份重點布局省份 服務對象服務對象 華北地區 河北、山東等省 服務新能源大規模發展需要 東北地區 遼寧、黑龍江、吉林等省 服務核電和新能源大規模發展需要 華東地區 浙江、安徽等

55、省 服務新能源電力發展等需要 南方地區 廣東和廣西 服務中部城市群經濟建設發展需要 華中地區 河南、湖南、湖北等省 服務新能源大規模發展和電力外送需要 資料來源：抽水蓄能中長期發展規劃（2021-2035 年）、華泰研究 全國第二大抽水蓄能運營商，全國第二大抽水蓄能運營商，盈利能力優異盈利能力優異 公司公司系系全國第二大抽蓄電站運營商全國第二大抽蓄電站運營商，最大抽蓄上市主體，最大抽蓄上市主體。我們統計，截至 2022 年 12 月16 日，公司抽蓄裝機市占率為 23%，僅次于國家電網旗下國網新源（未上市）的 59%。過去我國抽蓄電站運營格局較為集中，截至 2022 年 12 月 16 日，國

56、家電網和南方電網合計抽蓄裝機占我國總裝機的 85%，而其余非南網/國網控股抽蓄裝機市占率合計僅為 15%。圖表圖表20：截至截至 2022 年年 12 月月 16 日在運抽水蓄能電站市占率（裝機容量）日在運抽水蓄能電站市占率（裝機容量）資料來源：南方電網技術情報中心、水電學會抽水蓄能行業分會、華泰研究 國家電網62.2%南網儲能23.2%江蘇國信3.6%蒙西電網2.7%三峽集團4.7%華電集團2.7%寧波地方國企0.2%福建投資集團0.7%免責聲明和披露以及分析師聲明是報告的一部分，請務必一起閱讀。13 南網儲能南網儲能(600995 CH)圖表圖表21：截至截至 2022 年年 12 月月

57、16 日在運抽水蓄能電站情況日在運抽水蓄能電站情況 公司公司 電站所在地區電站所在地區 電站電站 裝機容量（萬千瓦）裝機容量（萬千瓦）總計總計 國網 國網新源 北京 十三陵 80 2,753 河北南網 張河灣 100 河北北網 潘家口 27 豐寧 210 山西 西龍池 120 吉林 白山 30 敦化 140 江蘇 宜興 100 浙江 天荒坪 180 華東桐柏 120 仙居 150 安徽 響洪甸 8 響水澗 100 瑯琊山 60 績溪 180 金寨 60 福建 仙游 120 江西 洪屏 120 山東 泰山 100 沂蒙 120 河南 南陽回龍 12 寶泉 120 湖北 白蓮河 120 湖南 黑麋

58、峰 120 黑龍江 荒溝 120 國網遼寧公司 遼寧 蒲石河 120 國網湖北公司 湖北 天堂 7 國網西藏公司 西藏 羊湖 9 南網 南網儲能 廣東 廣州 240 1028 惠州 240 清遠 128 深圳 120 梅州一期 120 陽江一期 120 海南 瓊中 60 江蘇國信 江蘇 溧陽沙河 10 160 溧陽 150 蒙西電網 蒙西 呼和浩特 120 120 三峽集團 浙江 長龍山 210 210 華電集團 福建 周寧 120 120 寧波地方國企 浙江 寧波溪口 8 8 福建投資集團 福建 永泰 30 30 合計合計 4,429 資料來源：南方電網技術情報中心、水電學會抽水蓄能行業分會

59、、華泰研究 圖表圖表22：截至截至 2022 年年 12 月月 16 日，各集團正開展抽蓄項目裝機容量統計（不完全）日，各集團正開展抽蓄項目裝機容量統計（不完全）資料來源：各集團官網、北極星電力網、華泰研究 國家電網16%三峽集團11%中電建集團9%華電集團5%中核集團5%南方電網5%中國能建集團5%國家能源集團5%國電投集團3%華能集團3%華灝控股2%中廣核1%大唐集團1%廣東能源集團1%其他28%免責聲明和披露以及分析師聲明是報告的一部分，請務必一起閱讀。14 南網儲能南網儲能(600995 CH)未來我國抽蓄電站運營主體將往多元化發展，未來我國抽蓄電站運營主體將往多元化發展，兩網兩網/中

60、國電建中國電建/主要發電集團具有一定優勢主要發電集團具有一定優勢。據我們不完全統計，截至 2022 年 12 月 16 日，公開可查詢到的我國規劃中的未投產抽蓄項目裝機合計 474.73GW，其中國家電網/三峽集團規劃未投產容量 74.14/54.3GW，占比分別為 16%/11%，暫顯著高于其他集團；中國電建（43.4GW）憑借抽蓄電站建造優勢占比 為 9%，排名第三；華電集團/中核集團/南方電網/中國能建/國家能源集團（23.97/23.5/22.6/22.16/21.15GW）占比均在 5%左右。公司未來裝機增長規劃明確，預計公司未來裝機增長規劃明確，預計 2021-2035 年的十五年

61、內新增年的十五年內新增 3600 萬千瓦抽蓄裝機。萬千瓦抽蓄裝機。公司為南方電網唯一抽蓄發展主體，南方電網印發的關于公司推動綠色低碳發展轉型的意見提出，“十四五”新增抽蓄裝機 600 萬千瓦，“十五五”“十六五”各新增抽蓄裝機1500 萬千瓦，未來十五年增長 4.6 倍。根據抽水蓄能產業發展報告 2021，截至 2021年底，國網在建抽蓄規模為 4578 萬千瓦，根據國網新源 2021 年社會責任報告，截至2021 年底，國網旗下抽蓄主體國網新源開展可研及預可研抽水蓄能電站約 3000 萬千瓦，合計 7578 萬千瓦。與國網新源對比，與國網新源對比，公司公司抽蓄業務抽蓄業務盈利能力更強。盈利能

62、力更強。2021 年，國網新源營收/凈利潤為153.84/24.76 億元，高于公司抽蓄業務的 33.11/13.51 億元，主要系公司抽蓄裝機規模小于國網新源。但公司抽蓄業務 2021 年毛利率領先于國網新源 23 個百分點；1Q22 差距進一步擴大至 34 個百分點。單位裝機凈利潤方面，我們測算公司 2020/2021 年單位裝機凈利潤為 94/109 元/千瓦，均高于國網新源的 82/104 元/千瓦。圖表圖表23：2020-1Q22 公司與國網新源抽水蓄能盈利水平對比公司與國網新源抽水蓄能盈利水平對比 注：此處南網儲能毛利率系抽水儲蓄業務毛利率 資料來源：公司公告、華泰研究 我們認為公

63、司盈利能力強于國網新源主要系：我們認為公司盈利能力強于國網新源主要系：1）發電效率較高：公司 2020/2021 年抽蓄機組發電效率（上網電量/抽水電量）分別為 78.28%/80.54%，領先于國網新源 0.16/1.49個百分點，顯著高于抽蓄電站普遍的“抽四發三”（75%）效率水平。2）公司抽蓄電站主要集中于廣東省，而國網新源抽蓄電站分布較為分散，裝機分布集中度高可為公司運營帶來一定規模效應，或降低運維成本從而提升毛利率。3）公司房屋及建筑物折舊年限相比國網新源較高：公司房屋及建筑物折舊年限為 30-45 年（年折舊率 2.11-3.17%）；國網新源房屋及建筑物折舊年限為 5-45 年（

64、年折舊率 2.11-19.00%）。折舊年限與年折舊費用成反比，考慮到房屋及建筑物在固定資產中占比較高，公司低平均年折舊率或一定程度提升利潤水平。0%10%20%30%40%50%60%020406080100120202020211Q22（元/千瓦）單位裝機凈利潤 南網儲能單位裝機凈利潤 國網新源毛利率 南網儲能毛利率 國網新源 免責聲明和披露以及分析師聲明是報告的一部分，請務必一起閱讀。15 南網儲能南網儲能(600995 CH)圖表圖表24：2020-1Q22 發電效率（上網電量發電效率（上網電量/抽水電量）對比抽水電量）對比 資料來源：公司公告、華泰研究 容量電價保障最低盈利，現貨市場

65、推行為抽蓄電站盈利增加提供潛能容量電價保障最低盈利，現貨市場推行為抽蓄電站盈利增加提供潛能 近年來抽蓄電價制度經歷數次改動，近年來抽蓄電價制度經歷數次改動，2021 年發改委的最新意見為兩部制電價。年發改委的最新意見為兩部制電價。過往抽蓄電站曾采用固定租賃費制度與單一容量制度，電網所付年租金或電費與具體用電量不關聯，電站獎勵機制基本空白；2014 年，發改委正式采取兩部制電價，且允許抽蓄電站將容量電費和抽發損耗納入電網運行費用統一核算并納入終端電費考量；然而，國家于 2019 年將抽蓄電站成本移出輸配電的定價成本，并于 2020 年將抽蓄電站移出可計提收益，對行業造成一定打擊。直到 2021

66、年 4 月 30 日，國家發改委發布發改價格2021633 號文關于進一步完善抽水蓄能價格形成機制的意見（2023 年開始實施），指出要“以兩部制電價政策為主體，進一步完善抽水蓄能價格形成機制，以競爭性方式形成電量電價，將容量電價納入輸配電價回收，同時強化與電力市場建設發展的銜接，逐步推動抽水蓄能電站進入市場”。兩部制電價兩部制電價=容量電價容量電價+電量電價。電量電價。容量電費回收除抽發運行成本外的綜合性成本。電量電價用于回收抽水、發電的運行成本，以體現抽水蓄能電站提供調峰服務的價值。抽蓄電站執行電量電價的收入來源于提供調峰調頻等服務，成本來源于電能轉換為勢能時所消耗的電量。根據電力現貨市場

67、運行與否，抽水電價及上網電價所執行的電價政策不同。電力現貨市場運行機制下，電量電價盈利主要取決于峰谷價差大小，峰谷價差越大，盈利越好。圖表圖表25：抽水蓄能電站電量電價執行辦法抽水蓄能電站電量電價執行辦法 電力現貨市場運行電力現貨市場運行 電力現貨市場尚未運行電力現貨市場尚未運行 抽水抽水 上網上網 抽水抽水 上網上網 按現貨市場價格及規則結算 按現貨市場價格及規則結算 抽水電量可由電網企業提供，抽水電價按燃煤發電基準價的75%執行 鼓勵委托電網企業通過競爭性招標方式采購，抽水電價按中標電價執行，因調度等因素未使用的中標電量按燃煤發電基準價執行 上網電量由電網企業收購，上網電價按燃煤發電基準價

68、執行 注：抽水蓄能電站抽水電量不執行輸配電價、不承擔政府性基金及附加 資料來源：國家發改委發布發改價格2021633 號文關于進一步完善抽水蓄能價格形成機制的意見、華泰研究 公司抽蓄電站目前收入來源仍以容量電價為主，公司抽蓄電站目前收入來源仍以容量電價為主，633 號文號文將將影響影響公司多數抽蓄電站收入公司多數抽蓄電站收入。2020-1Q22，公司抽水蓄能業務收入結構中容量電費收入占比超過 97%。633 號文執行后，公司清蓄、深蓄、海蓄、廣蓄電站二期、惠蓄電站 5 個抽蓄電站容量電價均將重新核定；同時，廣蓄電站二期和惠蓄電站電價模式將從單一容量電價變為兩部制電價。76%77%78%79%8

69、0%81%202020211Q22南網儲能國網新源 免責聲明和披露以及分析師聲明是報告的一部分，請務必一起閱讀。16 南網儲能南網儲能(600995 CH)圖表圖表26：633 號文電價政策對公司抽蓄電站電價的影響號文電價政策對公司抽蓄電站電價的影響 項目項目 電價政策變化的影響電價政策變化的影響 電量電價 清蓄電站 電量電費不受新政策影響，仍為兩部制電價 深蓄電站 海蓄電站 廣蓄電站二期 從單一容量制變為兩部制電價 惠蓄電站 容量電價 清蓄電站 根據抽水蓄能容量電價核定辦法重新核定，截至 2022 年 7 月 30 日，成本監審工作尚未結束，政府部門核價工作尚未開始，政府主管部門對抽水蓄能電

70、站容量電價的關鍵核價因素尚未確定，容量電價的變化取決于最終核定價格 深蓄電站 海蓄電站 廣蓄電站二期 惠蓄電站 廣蓄電站一期 協商定價，單一容量電價模式，非 633 號文定價范圍，不發生變化 資料來源：公司公告，華泰研究 據云南文山電力股份有限公司重大資產置換及發行股份購買資產并募集配套資金暨關聯交易報告書中對發改委 633 號文實施后公司 5 個電站在 2023-2025 年度監管周期內總容量電費的敏感性測算，其他重要參數保持 633 號文實施之前政府認定的水平不變，1）在行業先進、平均運維費率為 2.5%、3%/3%、3.5%/3.5%、4%/4%、4.5%情況下，公司總計容量電費為28.

71、20/29.55/30.89/32.24 億元，分別較現行容量電費-5.77%/-1.27%/+3.24%/+7.74%；2）在 核 定 電 站 投 資 金 額-5%/-2.5%/+2.5%/+5%情 況 下，公 司 總 計 容 量 電 費 為28.48/29.20/30.65/31.88 億元,分別較現行容量電費-4.85%/-2.42%/+2.43%/+4.85%；3）在貸款利率-10%/-5%/+5%/+10%情況下，公司總計容量電費為 29.02/29.47/30.39/30.87億元,分別較現行容量電費-3.04%/-1.54%/+1.57%/+3.16%。圖表圖表27：抽蓄電站容量

72、電費運維費率敏感度測算（億元）抽蓄電站容量電費運維費率敏感度測算（億元）項目項目 運維費率（行業先進平均水平、全行業平均水平）運維費率（行業先進平均水平、全行業平均水平）2.50%、3.00%3.00%、3.50%3.50%、4.00%4.00%、4.50%重新核價后的總計容量電費 28.20 29.55 30.89 32.24 現行總容量電費 29.93 29.93 29.93 29.93 總容量電費變化率-5.77%-1.27%3.24%7.74%資料來源：公司公告，華泰研究 圖表圖表28：抽蓄電站容量電費電站投資金額敏感度測算（億元）抽蓄電站容量電費電站投資金額敏感度測算（億元）項目項目

73、 核定的電站投資金額上升（或下降）幅度核定的電站投資金額上升（或下降）幅度-5.00%-2.50%2.50%5.00%重新核價后的總計容量電費 28.48 29.20 30.65 31.38 現行總容量電費 29.93 29.93 29.93 29.93 總容量電費變化率-4.85%-2.42%2.43%4.85%資料來源：公司公告，華泰研究 圖表圖表29：抽蓄電站容量電費貸款利率敏感度測算（億元）抽蓄電站容量電費貸款利率敏感度測算（億元）項目項目 核定的貸款利率上升（或下降）幅度核定的貸款利率上升（或下降）幅度-10.00%-5.00%5.00%10.00%重新核價后的總計容量電費 29.0

74、2 29.47 30.39 30.87 現行總容量電費 29.93 29.93 29.93 29.93 總容量電費變化率-3.04%-1.54%1.57%3.16%資料來源：公司公告，華泰研究 免責聲明和披露以及分析師聲明是報告的一部分，請務必一起閱讀。17 南網儲能南網儲能(600995 CH)對于新建抽蓄機組，暫不考慮現貨市場機制，我們進行了對于新建抽蓄機組，暫不考慮現貨市場機制，我們進行了容量電價測算：容量電價測算：根據發改價格2021633 號文所規定的容量電價計算機制，按 6.5%核定經營期內部收益率；年凈現金流=年現金流入年現金流出（均不含稅），其中年現金流入為實現累計凈現金流折現

75、值為零時的年平均收入水平，包括固定資產殘值收入（僅經營期最后一年計入）；年現金流出=資本金投入+償還的貸款本金+利息支出+運行維護費+稅金及附加?；谖覀兊暮诵募僭O，使用 excel 單變量求解得到抽蓄電站容量電價為抽蓄電站容量電價為 0.574 元元/W。同時，我們測算抽蓄電我們測算抽蓄電站的調峰成本（運維站的調峰成本（運維+折舊折舊+利息利息+抽放電抽放電 25%損耗帶來的成本）在電站投產首年為損耗帶來的成本）在電站投產首年為 0.389元元/千瓦時，后千瓦時，后續續年度隨利息支付下降而每年降年度隨利息支付下降而每年降低，利息支付完成后為低，利息支付完成后為 0.271 元元/千瓦時千瓦時

76、。圖表圖表30：抽水蓄能電站盈利測算核心假設抽水蓄能電站盈利測算核心假設 容量電價部分容量電價部分指標指標 假設值假設值 備注備注 抽蓄電站建設單位綜合成本*6 元/W 電站運營年限（折舊年限）40 年 根據發改委 633 號文 資本金比例 20%根據發改委 633 號文 固定資產殘值率 5%一般殘值率 0%-10%，取中間值 造價中繳納增值稅部分成本占比 75%若采購方、施工單位不具有一般納稅人資格，其增值稅不能抵扣進項稅，保守考慮為造價的 75%所得稅率 15%三年免稅，三年減半 運維費用率 2.5%基于基于全壽命周期成本的儲能成本分析（傅旭、李富春等，2020年），每年運費用占造價比例約

77、為 2.5%貸款期限 25 年 根據發改委 633 號文 還款方式 等額本金 貸款利率*4.4%5 年期以上貸款基準利率 4.9%，假設較基準利率下浮 10%經營期內部收益率 6.5%根據發改委 633 號文 電量電價部分電量電價部分指標指標 假設值假設值 備注備注 是否有現貨市場*無 年有效利用小時數*1800 小時 參考 2021 年開始陸續投產的豐寧抽蓄電站設計利用小時約 1837 小時 基準電價（放電電價）*0.463 元/千瓦時 取任意一省份基準電價（由于假設無現貨市場，不影響容量電價測算結果，但會影響調峰成本）抽水電價 0.347 元/千瓦時 由于“抽四發三”，基準電價的 75%注

78、：“*”代表關鍵假設 資料來源：國家發改委官網、基于全壽命周期成本的儲能成本分析（傅旭、李富春等，2020 年）、華泰研究預測 抽水蓄能電站的造價及貸款利率是影響容量電價的關鍵因素。抽水蓄能電站的造價及貸款利率是影響容量電價的關鍵因素。我們進行了有關抽蓄電站造價與借貸利率的容量電價敏感性分析，在 4.2%-4.8%的借貸利率、5-7 元/W 的造價的不同情景下，抽蓄電站的容量電價約為 0.474-0.683 元/W。圖表圖表31：關于造價及借貸利率的容量電價（元關于造價及借貸利率的容量電價（元/千瓦時，含稅）敏感性分析千瓦時，含稅）敏感性分析 借貸利率借貸利率 4.2%4.4%4.6%4.8%

79、造價（元/W）5 0.474 0.479 0.483 0.488 5.5 0.521 0.526 0.531 0.537 6 0.569 0.574 0.580 0.586 6.5 0.615 0.622 0.628 0.634 7 0.663 0.670 0.676 0.683 資料來源：華泰研究預測 抽蓄電站的度電調峰成本受發電量、抽水電價、運維成本、利息及折舊的影響。抽蓄電站的度電調峰成本受發電量、抽水電價、運維成本、利息及折舊的影響。無現貨市場交易機制下的抽水電價一般等于基準電價的 75%，利用小時決定發電量，故我們進行了關于基準電價及利用小時數的抽水蓄能電站調峰成本敏感性分析，在 0

80、.4207-0.463 元/千瓦時的基準電價，1700-2000 的利用小時情景下，抽蓄電站的度電調峰成本在首年為0.351-0.405 元/千瓦時，在還貸完成后為 0.245-0.281 元/千瓦時。免責聲明和披露以及分析師聲明是報告的一部分，請務必一起閱讀。18 南網儲能南網儲能(600995 CH)圖表圖表32：關于基準電價及利用小時數的抽水蓄能電站首年調峰成本（元關于基準電價及利用小時數的抽水蓄能電站首年調峰成本（元/千瓦時）敏感性分析千瓦時）敏感性分析 利用小時數（小時）利用小時數（小時）1700 1800 1900 2000 基準電價（元/kWh）海南 0.4298 0.397 0

81、.381 0.366 0.353 廣西 0.4207 0.395 0.378 0.364 0.351 廣東 0.463 0.405 0.389 0.375 0.362 資料來源：華泰研究預測 圖表圖表33：關于基準電價及利用小時數的抽水蓄能電站還貸完成后調峰成本（元關于基準電價及利用小時數的抽水蓄能電站還貸完成后調峰成本（元/千瓦時）敏感性分析千瓦時）敏感性分析 利用小時數（小時）利用小時數（小時）1700 1800 1900 2000 基準電價（元/kWh）海南 0.4298 0.272 0.263 0.255 0.248 廣西 0.4207 0.270 0.261 0.253 0.245

82、廣東 0.463 0.281 0.271 0.263 0.256 資料來源：華泰研究預測 抽水蓄能電站整體抽水蓄能電站整體 NPV 或資本金或資本金 IRR 與其能量轉換效率成正比。與其能量轉換效率成正比。抽蓄電站的能量轉換效率（上網電量/抽水電量）一般為 75%，因此在無電力現貨機制下，633 號文規定抽水電價=基準電價*75%，上網電價=基準電價。我們測算在無電力現貨市場機制下（暫不考慮電量收益與電網分成），抽水蓄能電站整體 NPV 或 IRR 在能量轉換效率為 75%時與僅存在容量電價補償時相同，即 NPV=1.6 元/W，資本金 IRR=容量電價保障資本金 IRR=6.5%，當能量轉換

83、效率分別提升至 80%和 85%時，NPV 分別增長至 2.0 和 2.3 元/W，資本金IRR 分別增加至 8.2%/9.8%。圖表圖表34：NPV/資本金資本金 IRR 與能量轉換效率敏感性分析與能量轉換效率敏感性分析 能量轉換率能量轉換率 75%80%85%NPV（元/W）1.6 2.0 2.3 資本金 IRR 6.5%8.2%9.8%資料來源：華泰研究預測 電力現電力現貨市場深入推進或為公司抽蓄電站盈利增長提供潛力。貨市場深入推進或為公司抽蓄電站盈利增長提供潛力。前文提到抽蓄電站一般抽水電量和上網電量的轉換效率為 75%，在無現貨市場情況下，抽蓄電站上網電價為本省燃煤基準電價，抽水電價

84、為燃煤基準電價的 75%，價差部分覆蓋能量轉換損耗，若不考慮投產前幾年的增值稅抵扣作用，發電效率為 75%的抽蓄電站在電量電價層面幾乎沒有盈利。我們認為雖然抽蓄電站主要參與調峰交易或“兩個細則”（并網發電廠輔助服務管理實施細則、發電廠并網運行管理實施細則）考核，短期來看直接參與現貨市場的概率并不大，但在現貨交易推行較快的省份，為鼓勵抽蓄電站建設運營，不排除抽蓄電站的上網電價和抽水電價價差或一定程度參考現貨市場用電高峰和低谷電價差值。我們統計了近兩個月廣東省現貨市場日前交易和實時交易最高電價和最低電價價差情況，實時交易下三種口徑價差均遠高于日前交易，但即便日前交易三種口徑價差也均高于廣東燃煤基準

85、電價的 25%（115.5 元/兆瓦時）。633 號文中提出收益分享機制，但我們認為并不能完全抑制現貨機制為抽蓄電站帶來盈利號文中提出收益分享機制，但我們認為并不能完全抑制現貨機制為抽蓄電站帶來盈利能力提升。能力提升。633 號文收益分享機制為：3 年為一個監管周期，上一監管周期內形成的電量電價收益，在抽水蓄能電站和電網間進行二八比例分成，80%的部分在下一監管周期核定電站容量電價時相應扣減。我們認為該措施主要是為了調動抽水蓄能電站和電網參與電價市場化改革的積極性并逐步推動抽蓄電站能夠自負盈虧。若抽蓄電站上網電價和抽水電價價差在參考現貨市場交易高低價差或抽蓄電站直接參與現貨市場的情況下，其電量

86、電費收益將顯著高于現行階段，也將在后續監管周期中逐步實現電量電費收益覆蓋容量電費收益。圖表圖表35：2022 年年 10 月月 12 日日-2022 年年 12 月月 12 日廣東現貨交易日廣東現貨交易最高電價和最低電價價差情況最高電價和最低電價價差情況 日前交易日前交易 實時交易實時交易 發電側（含核電）價差（元/兆瓦時）502 796 燃煤平均價差（元/兆瓦時）471 800 燃氣平均價差（元/兆瓦時）424 741 資料來源：廣東電力交易中心、華泰研究 免責聲明和披露以及分析師聲明是報告的一部分，請務必一起閱讀。19 南網儲能南網儲能(600995 CH)電網側儲能行業有力競爭者，新能源

87、風口機遇眾多電網側儲能行業有力競爭者，新能源風口機遇眾多 電網側獨立儲能為直接接入公用電網的獨立儲能設施，通常采用電化學儲能技術儲存電力。目前主要盈利來源為收取租賃費用，未來隨著現貨市場規則完善及輔助服務市場的不斷推出，公司獨立儲能項目的盈利模式或將不斷豐富。電網側儲能具有高靈活性、高響應速度和低環境資源要求等優勢，技術進步空間及政策助力較大，預計將有廣闊應用前景。電網側儲能為公司未來重要發展方向之一。截至 2022 年 9 月，公司電網側儲能裝機達30MW/62MWh，公司預計十四五/十五五/十六五期間分別新增投產電網側獨立儲能200/300/500 萬千瓦，于 2035 年實現規模效應。儲

88、能行業騰飛在即，為電力系統轉型保駕護航儲能行業騰飛在即，為電力系統轉型保駕護航 電網側獨立儲能為直接接入公用電網的獨立儲能設施，電網側獨立儲能為直接接入公用電網的獨立儲能設施，目前目前通常采用電化學儲能技術。通常采用電化學儲能技術。電網側儲能可向電力系統提供調峰調頻等輔助調節服務，同時擔任電力系統的大容量“充電寶”，在用電低谷時段吸納富余電力，并在用電高峰時段釋放電力供給電網。近年，電化學儲能實現快速增長。據 CNESA 統計，2021 年全球電化學儲能裝機規模達 24GW，同比增長 71%；國內方面，截至 2021 年底，中國電化學儲能累計裝機為 5.5GW，同比增長 68%。圖表圖表36：

89、2018-2021 年全球及中國電化學儲能累計裝機情況年全球及中國電化學儲能累計裝機情況 資料來源：公司公告，華泰研究 經歷往年周期性發展后，我國電網側獨立儲能行業實現高增。經歷往年周期性發展后，我國電網側獨立儲能行業實現高增。我國的電網側獨立儲能行業受政策影響較明顯，2017 年電力市場化和 2019 年電儲能設施成本不得計入輸配電價的政策分別使得電網側獨立儲能行業增速大幅上升和回落。2020 年起，碳中和等一系列電力改革政策的推進使得各類儲能踏入快速發展期，其中電網側獨立儲能增量最為顯著：據 CNESA 統計，2020 年我國新增投運的電化學儲能項目中，電網側儲能/集中式新能源+儲能/電源

90、側輔助服務/用戶側儲能/分布式及微網儲能分別新增 296.4/259.4/201.5/15.9/12MW。圖表圖表37：2020 年我國新增電化學儲能分布年我國新增電化學儲能分布 資料來源：CNESA，華泰研究 0%10%20%30%40%50%60%70%80%90%100%0510152025302018201920202021（吉瓦）全球電化學儲能累計裝機規模中國電化學儲能累計裝機規模全球裝機yoy中國裝機yoy電網側儲能38%集中式新能源+儲能33%電源側輔助服務26%用戶側儲能2%分布式及微網儲能1%免責聲明和披露以及分析師聲明是報告的一部分，請務必一起閱讀。20 南網儲能南網儲能(

91、600995 CH)圖表圖表38：我國儲能相關政策我國儲能相關政策 政策名稱政策名稱 發布時間發布時間 政策要點政策要點 關于進一步推動新型儲能參與電力市場和調度運用的通知 2022 年 5 月 建立完善適應儲能參與的市場機制，鼓勵新型儲能自主選擇參與電力市場，堅持以市場化方式形成價格，持續完善調度運行機制“十四五”現代能源體系規劃 2022 年 1 月 加快新型儲能技術規?；瘧?，優化布局電網側儲能，發揮儲能消納新能源、削峰填谷、增強電網穩定性和應急供電等多重作用“十四五”新型儲能發展實施方案 2022 年 1 月 到 2025 年，新型儲能由商業化初期步入規?；l展階段，具備大規模商業化應

92、用條件。電化學儲能技術性能進一步提升，系統成本降低 30%以上 關于加快推動湖南省電化學儲能發展的實施意見 2021 年 10 月 以發展電網側獨立儲能為重點，集中規劃建設一批電網側儲能電站，力爭到 2023 年建成電化學儲能電站 150 萬千瓦/300 萬千瓦時以上 關于印發新型儲能項目管理規范（暫行）的通知 2021 年 9 月 新型儲能項目管理堅持安全第一、規范管理、積極穩妥原則，包括規劃布局、備案要求、項目建設、調度運行、監測監督等環節管理 關于鼓勵可再生能源發電企業自建或購買調峰能力增加并網規模的通知 2021 年 8 月 允許發電企業購買儲能或調峰能力增加并網規模；鼓勵多渠道增加調

93、峰資源 關于加快推動新型儲能發展的指導意見 2021 年 7 月 積極推動電網側儲能合理化布局，在電網末端及偏遠地區建設電網側儲能或風光儲電站；圍繞重要負荷用戶需求建設一批移動式或固定式儲能，提升應急供電保障能力或延緩輸變電升級改造需求 關于組織申報科技創新（儲能）試點示范項目的通知 2020 年 7 月 促進先進儲能技術裝備與系統集成創新，建立健全相關技術標準與工程規范，培育具有市場競爭力的商業模式，推動出臺支持儲能發展的相關政策法規 2020 年能源工作指導意見 2020 年 6 月 研究實施促進儲能技術與產業發展的政策，開展儲能示范項目征集與評選，積極探索儲能于可再生能源消納、電力輔助服

94、務、分布式電力和微電網等技術模式和商業模式的應用，建立健全儲能標準體系和信息化平臺 儲能技術專業學科發展行動計劃 2020-2024 2020 年 1 月 増設若干儲能技術本科專業、二級學科和交叉學科，推動建設若干儲能技術學院（研究院），建設一批儲能技術產教融合創新平臺，形成一批重點技術規范和標準 關于印發貫徹落實關于促進儲能技術與產業發展的指導意見2019-2020 年行動計劃 2019 年 6 月 提出未來兩年推動我國儲能產業發展和技術應用的工作任務，明確六大項十六小項具體工作任務 關于創新和完善促進綠色發展價格機制的意見 2018 年 7 月 完善峰谷電價形成機制，加大峰谷電價實施力度，

95、運用價格信號引導電力削峰填谷；利用峰谷電價差、輔助服務補償等市場化機制促進儲能發展 關于提升電力系統調節能力的指導意見 2018 年 3 月 加快新型儲能技術研發創新，重點在大容量液流、鋰離子、鈉硫、鉛炭電池等電化學儲能電池、壓縮空氣儲能等方面開展創新和推廣。在調峰調頻需求較大、棄風棄光突出的地區建設一批裝機容量 1 萬千瓦以上的集中式新型儲能電站，在“三北”地區部署 5 個百兆瓦級電化學儲能電站示范工程 完善電力輔助服務補償（市場）機制工作方案 2017 年 11 月 鼓勵采用競爭方式確定電力輔助服務承擔機制，按需擴大電力輔助服務提供主體，鼓勵儲能設備、需求側資源參與提供電力輔助服務，允許第

96、三方參與提供電力輔助服務；確立在2019 到 2020 年配合現貨交易試點開展電力輔助服務市場建設 關于促進儲能技術與產業發展的指導意見 2017 年 10 月 集中攻關一批具有關鍵核心意義的儲能技術和材料。重點包括變速抽水蓄能技術、大規模新型壓縮空氣儲能技術、化學儲電的各種新材料制備技術、高溫超導磁儲能技術、相變儲熱材料與高溫儲熱技術、儲能系統集成技術、能量管理技術等 電力需求側管理辦法（修訂版）2017 年 9 月 通過深化推進電力需求側管理，積極發展儲能和電能替代等關鍵技術；鼓勵電力用戶采用電蓄熱、電蓄冷、儲能等成熟的電能替代技術 能源技術革命創新行動計劃 2016-2030 年 201

97、6 年 4 月 將先進儲能技術創新列入重點任務之一，要求研究面向可再生能源并網、分布式及微電網應用的儲能技術，掌握儲能技術各環節的關鍵核心技術，完成示范驗證，整體技術達到國際領先水平，引領國際儲能技術與產業發展 資料來源：公司公告，華泰研究 電化學儲能需求將電化學儲能需求將近，近，十四五期間我國電網側獨立儲能總需求或高達十四五期間我國電網側獨立儲能總需求或高達 55005500 萬千瓦萬千瓦。國家發改委、國家能源局于 2022 年 5 月發布的關于促進新時代新能源高質量發展的實施方案提出，到 2030 年我國風電、太陽能發電總裝機容量將達到 12 億千瓦以上。新能源發電波動性較大，大量新能源的

98、接入將帶來更高電力調節需求。電化學儲能相對不受地理位置限制、建設周期短且配置靈活，在轉化效率和響應速度等方面具有一定優勢，可有效消納棄風棄光，平緩電力供給，預計將有廣闊市場空間。根據 2022 年 8 月電規總院發布的電網側新型儲能發展需求分析，截至 2021 年底，我國電網側新型儲能超過 120 萬千瓦，占我國新型儲能裝機總規模的近 1/3，十四五我國電網側新型儲能總需求規模預計約 5500萬千瓦，時長 2-4 小時，我們測算 2022-2025 年電網側新型儲能裝機容量 CAGR 或將高達 160%。免責聲明和披露以及分析師聲明是報告的一部分，請務必一起閱讀。21 南網儲能南網儲能(600

99、995 CH)國家及地方政府已為電網側獨立儲能出臺一系列鼓勵政策。國家及地方政府已為電網側獨立儲能出臺一系列鼓勵政策。2021 年 7 月，國家發改委、國家能源局出臺關于加快推動新型儲能發展的指導意見(發改能源規20211051 號)，確立了 2025 年新型儲能累計裝機規模達 30GW 的目標。湖南省發展改革委員會于 2021年 10 月發布的關于加快推動湖南省電化學儲能發展的實施意見提出力爭于 2023 年建成電化學儲能電站 1500MW/3000MWh 以上。此外，大量政策從市場機制、技術攻關、人才培養、監督管理等角度為行業提供助力。背靠南方電網，電網側儲能規模發展可期背靠南方電網，電網

100、側儲能規模發展可期 公司擁有四座電網側儲能電站。公司擁有四座電網側儲能電站。公司建有國內首個兆瓦級電池儲能站深圳寶清電池儲能站。截至 2022 年 9 月，公司已投運深圳寶清電池儲能站、東莞楊屋電池儲能站、東莞黎貝電池儲能電站和廣州芙蓉電池儲能電站 4 座電網側電池獨立儲能電站，共計30MW/62MWh。電網側獨立儲能行業內其他主要企業包括平高集團、國網綜能（國家電網全資子公司）以及內蒙古電力集團等。公司專注于電網側儲能業務，南方電網旗下其他公司還涉及用戶側及電源側儲能業務。公司專注于電網側儲能業務，南方電網旗下其他公司還涉及用戶側及電源側儲能業務。用戶側儲能方面，南網旗下上市公司南網能源參與

101、深圳市比克動力電池有限公司 7.27MWh梯次動力鋰電池儲能電站項目；南網產業投資集團投資有全國單體容量最大的用戶側磷酸鐵鋰電化學儲能項目：藍思科技（東莞）有限公司用戶側智慧用能項目，其儲能總容量為53MW/105MWh，于 2022 年 9 月 20 日投產；廣州供電局投資建設從化萬力輪胎儲能項目（6MW/36MWh）；同時各省級電網公司亦參與用戶側儲能。電源側儲能方面，南網旗下上市公司南網科技參與坪石、靖海等 4 個電源側儲能項目；南網下屬廣東、廣西、云南等省級電網對電源側儲能業務亦有參與。公司電網側獨立儲能業務遠期規公司電網側獨立儲能業務遠期規劃劃 2035 年裝機容量達到年裝機容量達到

102、 1000 萬千瓦。新型儲能電站在萬千瓦。新型儲能電站在建及開展前期工作項目為建及開展前期工作項目為 37.5 萬千瓦，萬千瓦，將于 2022 年和 2023 年陸續建成投產。其中梅州五華電化學儲能項目裝機 70MW/140MWh，可滿足梅州地區光伏集中發展對優質調頻調峰輔助電源的需求；佛山南海電化學儲能項目裝機 300MW/600MWh，可在項目近區電力需求快速增長的情況下緩解電網調峰壓力，為當地電力系統提供靈活性。公司規劃十四五/十五五/十六五期間分別新增投產電網側獨立儲能 200/300/500 萬千瓦，到 2035 年達成1000 萬千瓦以上，實現規模效應。電網側獨立儲能當前盈利模式電

103、網側獨立儲能當前盈利模式多多為租賃費，為租賃費，后續或向市場化定價演變。后續或向市場化定價演變。公司存量電網側獨立儲能電站盈利模式為收取租賃費，2020 和 2021 年單位千瓦/千瓦時收入均為 21.86/9.94元。2022 年 10 月，南方能源監管局發布第三方獨立主體參與南方區域電力輔助服務市場交易相關實施細則印發征求意見，若公司電網側獨立儲能未來參與調頻輔助服務市場，隨著現貨機制的完善，公司電網側獨立儲能收益將更加多元化和市場化，或更充分得益于高峰谷價差帶來盈利提升。免責聲明和披露以及分析師聲明是報告的一部分，請務必一起閱讀。22 南網儲能南網儲能(600995 CH)預計預計 20

104、22 年業績同比大幅增長，下個高增窗口須待新抽蓄投產年業績同比大幅增長，下個高增窗口須待新抽蓄投產 2022 年，調峰水電來水同比偏豐及梅蓄一期/陽蓄一期投運將推動公司歸母凈利潤同比大幅增長 86.2%（基數為重組前南方電網調峰調頻公司 2021 年歸母凈利潤），我們預計公司2022-2024 年歸母凈利 16.6/17.2/18.9 億元。我們選取水電上市公司華能水電、長江電力，參與用戶側儲能電站的南網能源作為公司可比公司，基于公司 2022-2024 年 EPS 為0.52/0.54/0.59 元，參考可比公司 2023 年 Wind 一致預期 21x，考慮公司抽蓄及電網側獨立儲能業務成長

105、性高，且現貨市場推行后上述業務盈利能力或進一步提升，給予公司 32x 2023E PE，目標價 17.24 元，首次覆蓋給予“買入”評級。2022/2023/2024 年公司營收有望同比年公司營收有望同比增長增長 35.7%/5.4%/12.6%重要提示：重要提示：由于重大資產重組后，原文山電力除自有小水電外大多數資產置出，文山電力歷史財務/經營數據均與未來盈利預測數據不可比，本章所有盈利預測表 2020 和 2021 年數據均采用重大資產重組前南方電網調峰調頻公司數據口徑。抽蓄及調峰水電為公司主要收入來源，抽蓄及調峰水電為公司主要收入來源，2022 年調峰水電站來水偏豐將帶動年調峰水電站來水

106、偏豐將帶動 2022 年年業績業績同同比比高增高增。2020-2021 年，抽蓄及調峰水電業務分別貢獻公司營收的 70%/28%左右。2022年，梅州一期和陽江一期抽蓄項目全部投運將帶動公司抽蓄業務收入同比增長 32.5%至43.9 億元，考慮上述新增項目成本或較存量項目偏高且 2022 年暫執行臨時電價，我們預計 2022 年抽蓄業務毛利率同比下滑 3.9 個百分點至 51%。2023-2024 年我們預計公司無新增抽蓄裝機，抽蓄業務收入將較為平穩，2023 年的營收增長主要來自發改委 6333 號文電價政策變化帶來容量電費收入變化，因此 2023 年公司抽蓄業務毛利率或同比提升 3.3個百

107、分點至 54%，2024 年維持該水平。公司調峰水電 2022 年來水同比大幅偏豐，我們預計其 2022 年營收將同比大幅增長 52.6%至 20.7 億元，由于水電站經營可變成本少，其2022 年調峰水電毛利率有望大幅提升 12.7 個百分點至 69%，但我們認為來水同比大幅偏豐現象在 2023-2024 年或不具有可持續性。公司電網側獨立儲能主要收入來源為租賃費，2022-2024 年業績增長將主要由裝機增長推動。我們預計 2022-2024 年公司營收將同比增長 35.7%/5.4%/12.6%，毛利率分別為 56%/55%/53%。圖表圖表39：我們測算公司我們測算公司 2022/20

108、23/2024 年年營收營收同比增長同比增長 35.7%/5.4%/12.6%2020 2021 2022E 2023E 2024E 營業收入（百萬元）營業收入（百萬元）4,656 4,779 6,487 6,834 7,695 yoy（%）2.6 35.7 5.4 12.6 抽水蓄能 3,245 3,311 4,386 4,698 4,698 yoy（%）2.0 32.5 7.1 0.0 調峰水電 1,305 1,358 2,072 1,664 1,664 yoy（%）4.1 52.6-19.7 0.0 電網側獨立儲能 22 22 28 472 1,333 yoy（%）0.0 30.3 15

109、58.1 182.3 營業成本（百萬元）營業成本（百萬元）2,108 2,117 2,830 3,098 3,589 yoy（%）0.4 33.7 9.5 15.8 抽水蓄能 1,549 1,509 2,170 2,170 2,170 調峰水電 545 594 643 659 659 電網側獨立儲能 14 14 16 269 760 毛利率（毛利率（%）55 56 56 55 53 變動（pct）1.0 0.7-1.7-1.3 抽水蓄能 52 54 51 54 54 變動（pct）2.1-3.9 3.3 0.0 調峰水電 58 56 69 60 60 變動（pct）-2.0 12.7-8.6

110、0.0 電網側獨立儲能 35 38 43 43 43 變動（pct）3.1 5.0 0.0 0.0 注：2022E 營收增速與首頁表格不一致主要系上表 2021 年營收采用重組前南方電網調峰調頻公司數據口徑，而首頁表格采用重組前文山電力數據口徑 資料來源：公司公告、華泰研究預測 免責聲明和披露以及分析師聲明是報告的一部分，請務必一起閱讀。23 南網儲能南網儲能(600995 CH)抽蓄業務預測抽蓄業務預測：公司目前在運抽蓄電站 7 座，其中僅海蓄位于海南，其他均位于廣東省。我們將公司抽蓄業務營收預測分為電量電費/容量電費/廣蓄期三部分。單獨將廣蓄期拆出主要系其后續仍將采用單一容量電價模式，不受

111、 633 號文管控，且廣蓄電站建廠時間較久，主要的生產設備已全額計提完折舊，僅余下 3%-5%的殘值。電量電費電量電費=電價收入電價收入-抽水成本。抽水成本。我們假設 2022-2024 年公司存量 5 座電站上網電量和能量轉換效率（上網電量/抽水電量）均較 2021 年持平；考慮梅蓄一期和陽蓄一期 2022 年 6月全部投產運行，其 2022 年上網電量均取可研上網電量的一半，2023 年/2024 完整運行年度取可研上網電量，能力轉換效率均保守假設為 75%（實際公司存量 5 座電站能量轉換效率均高于該值）。上網電價和抽水電價分別取各抽蓄電站所在地的燃煤基準電價及該值的 75%。需要注意的

112、是公司所有在運電站均存在抽水成本，但 2022 年具有電價收入的僅含清蓄、深蓄、海蓄、梅蓄一期和陽蓄一期，2023 年 633 號文執行后將新增廣蓄期和惠蓄。我們測算 2022-2024 年公司電量電費分別為 0.8/1.6/1.6 億元。圖表圖表40：我們預計公司抽蓄業務我們預計公司抽蓄業務 2022-2024 年營收分別為年營收分別為 43.9/47/4743.9/47/47 億元億元 2020 2021 2022E 2023E 2024E 營業收入（百萬元）營業收入（百萬元）3,245 3,311 4,386 4,698 4,698 電量電費（百萬元）電量電費（百萬元）70 80 80

113、164 164 電價收入（百萬元）1,349 1,295 1,850 3,845 3,845 上網電量（萬千瓦時）廣東 323,797 305,470 443,970 941,477 941,477 海南 13,282 18,512 18,512 18,512 18,512 上網電價（含稅，元/千瓦時）廣東 0.453 0.453 0.453 0.453 0.453 海南 0.430 0.430 0.430 0.430 0.430 抽水成本（百萬元）抽水成本（百萬元）1,278 1,215 1,770 3,681 3,681 抽水電量（萬千瓦時）廣東 410,714 383,414 568,0

114、81 1,203,405 1,203,405 海南 15,164 21,905 21,905 21,905 21,905 抽水電價（含稅，元/千瓦時）廣東 0.340 0.340 0.340 0.340 0.340 海南 0.322 0.322 0.322 0.322 0.322 容量電價收入（百萬元）容量電價收入（百萬元）2,937 2,993 4,068 4,297 4,297 平均容量電價（不含稅，元/千瓦）440 448 448 473 473 廣蓄廣蓄 I 收入（百萬元）收入（百萬元）238 238 238 238 238 營業成本（百萬元）營業成本（百萬元）1,549 1,509

115、2,170 2,170 2,170 除廣蓄單位裝機營業成本（元/千瓦）283 275 275 275 275 除廣蓄有效裝機容量（萬千瓦）548 548 788 788 788 裝機容量（萬千瓦）裝機容量（萬千瓦）788 788 1,028 1,028 1,028 廣蓄 240 240 240 240 240 惠蓄 240 240 240 240 240 清蓄 128 128 128 128 128 深蓄 120 120 120 120 120 海蓄（海南）60 60 60 60 60 梅蓄一期 120 120 120 陽蓄一期 120 120 120 注：1）梅蓄一期及陽蓄一期 2021 年

116、底分別有 30/40 萬千瓦投產裝機，但由于未完全投產，并未產生經營數據，故我們未于上表列示上述兩座電站于 2021 年裝機容量；2）由于廣東省現行市場化交易規則中燃煤基準為 0.463 元（我們認為系 2021 年 10 月電改后將 0.01 元/度的超低排放電價納入其中，由于無法確認公司抽蓄電價參考基準電價時否改變，謹慎起見取較低值）資料來源：公司公告、華泰研究預測 免責聲明和披露以及分析師聲明是報告的一部分，請務必一起閱讀。24 南網儲能南網儲能(600995 CH)容量電費容量電費：2021 年公司容量電費收入約 29.9 億元，扣除廣蓄期裝機容量測算公司其余機組 2021 年平均容量

117、電價每年為 448 元/千瓦（不含稅），假設 2022 年平均容量電價不變，2023 年 633 號文實行，參考我們圖表 28 的測算，我們假設新規下公司除廣蓄期和期外其余抽蓄機組容量電價每年為 513 元/千瓦（不含稅）。單獨考慮廣蓄期主要系廣蓄1998 年投產，現已基本沒有折舊和財務費用，容量電價應該只需要覆蓋運維費用，我們測算其容量電價每年約 210 元/千瓦（不含稅）。加權平均測算得到 2023-2024 年公司抽蓄平均容量電價均為每年 473 元/千瓦（不含稅）。我們預計 2022-2024 年公司容量電費分別為 40.7/43.0/43.0 億元。廣蓄期：廣蓄期：廣蓄期 2021

118、年收入=當年抽蓄總營收-電量電費-容量電費=2.38 億元，預計未來維持該水平。綜上，我們預計公司抽蓄業務綜上，我們預計公司抽蓄業務 2022-2024 年 營收分別同比年 營收分別同比+32.5%/7.1%/持平持平至至43.9/47/47 億元。億元。對公司抽蓄營業成本的 2022-2024 年預期基于除廣蓄外單位裝機營業成本維持 2021 年的 275 元/千瓦不變。因此，我們測算公司抽蓄業務 2022-2024 年營業成本分別 21.7/21.7/21.7 億元。調峰水電業務預測：調峰水電業務預測：文山小水電為重大資產重組前文山電力自有水電站，不納入2020/2021 年公司財務數據范

119、圍，由于文山小水電拆分經營數據來源不完整，我們假設其上網電價與同位于云南省的魯布革水電站相同。根據公司 3Q22 經營數據公告，1-9M22，公司天生橋二級/魯布革/文山小水電發電量分別為 60.7/21.4/4.7 億千瓦時，參考同在云南省的華能水電 4Q21 發電量占全年的 20%左右，我們大致預期公司天生橋二級/魯布革/文山小水電 2022 年合計發電量將同比大幅增長 51.1%。由于水電站來水具有不確認性，2023 年我們假設天生橋二級/魯布革/文山小水電的利用小時數為前三年平均值，2024 年同比持平。1-9M22，公司水電平均售電價格為 0.19 元/千瓦時，我們假設公司 2022

120、-2024年上網電價均為 0.193 元/千瓦時。免責聲明和披露以及分析師聲明是報告的一部分，請務必一起閱讀。25 南網儲能南網儲能(600995 CH)圖表圖表41：我們預計公司調峰水電我們預計公司調峰水電業務業務 2022-2024 年營收分別年營收分別為為 20.7/16.6/16.6 億元億元 2020 2021 2022E 2023E 2024E 營業收入（百萬元）營業收入（百萬元）1,305 1,358 2,072 1,664 1,664 天生橋二級 973 1,034 1,527 1,198 1,198 魯布革 332 324 447 375 375 文山小水電-98 91 91

121、 裝機容量（萬千瓦）裝機容量（萬千瓦）192 192 203 203 203 天生橋二級 132 132 132 132 132 魯布革 60 60 60 60 60 文山小水電 11 11 11 發電量（萬千瓦時）發電量（萬千瓦時）714,608 717,637 1,084,129 873,204 873,204 yoy（%）0.4 51.1-19.5 0.0 天生橋二級 505,476 520,121 757,721 594,439 594,439 魯布革 209,132 197,516 268,316 224,988 224,988 文山小水電 58,092 53,776 53,776

122、上網電量（萬千瓦時）上網電量（萬千瓦時）706,363 709,722 1,072,901 864,169 864,169 yoy（%）0.5 51.2-19.5 0.0 天生橋二級 500,431 515,286 750,677 588,913 588,913 魯布革 205,932 194,436 264,132 221,480 221,480 文山小水電 58,092 53,776 53,776 利用小時（小時）利用小時（小時）3,738 5,341 4,301 4,301 天生橋二級 3,829 3,940 5,740 4,503 4,503 魯布革 3,486 3,292 4,472

123、 3,750 3,750 文山小水電 5,281 4,889 4,889 上網電價（元上網電價（元/千瓦時，不含稅）千瓦時，不含稅）0.172 0.179 0.193 0.193 0.193 yoy（%）4.0 8.1-0.3 0.0 天生橋二級 0.194 0.201 0.203 0.203 0.203 魯布革 0.161 0.167 0.169 0.169 0.169 文山小水電 0.169 0.169 0.169 毛利率（毛利率（%）58%56%69%60%60%天生橋二級 56%57%72%62%62%魯布革 64%55%65%61%61%文山小水電 45%41%41%資料來源：公司公

124、告、華泰研究預測 電網側獨立儲能業務電網側獨立儲能業務預測：預測：公司新型儲能電站在建及開展前期工作項目為 37.5 萬千瓦，其中 7.5 萬千瓦公司預計 2022 年投產，30 萬千瓦的佛山南海電化學儲能項目預計 2023年建成。十四五期間，公司預計新增 200 萬千瓦電網側獨立儲能電站，我們預計 2022-2024 年公司將分別新增 9.5/39.5/51 萬千瓦。當前公司獨立儲能電站收入來源為租賃費，我們測算 2020 和 2021 年公司 2.2 萬千瓦時裝機的單位裝機收入均為 994 元/千瓦時，暫預計 2022-2024 年維持該水平，公司該業務營收將通過新增裝機投產推動。其中有效

125、裝機考慮當年新投產機組實際運行時間。圖表圖表42：我們預計公司電網側儲能我們預計公司電網側儲能業務業務 2022-2024 年營收分別年營收分別為為 0.3/4.7/13.3 億元億元 2020 2021 2022E 2023E 2024E 營業收入（百萬元）22 22 28 472 1,333 單位裝機收入（元/千瓦時）994 994 994 994 994 有效裝機（MWh）22 22 29 475 1,342 裝機容量（MW）10 10 105 500 1010 新增 95 395 510 裝機容量（MWh）22 22 212 1002 2022 新增 190 790 1020 資料來源

126、：公司公告、華泰研究預測 免責聲明和披露以及分析師聲明是報告的一部分，請務必一起閱讀。26 南網儲能南網儲能(600995 CH)2022/2023/2024 年公司歸母凈年公司歸母凈利有望同比利有望同比+68.5%/+3.6%/+9.5%期 間 費 用 率 預 期：期 間 費 用 率 預 期：根 據 1-9M22 公 司 營 業 費 用 率/管 理 費 用 率/研 發 費 用 率0.06%/5.78%/0.3%，我們預計公司營業費用、管理費用、研發費用主要隨收入變動而變動，因 此 假 設 2022-2024 年 公 司 營 業 費 用 率/管 理 費 用 率/研 發 費 用 率 均 為0.0

127、6%/5.8%/0.3%。1-9M22 公司產生財務費用 4.9 億元，我們預計 2022 年財務費用率7.9%；考慮公司 2022 年 12 月完成定增，預計 2023 年-2024 年公司財務費用率將有所下降，因此我們預計公司 2022-2024 年財務費用率分別為 8.1%/7.0%/6.8%。我們測算我們測算 2022-2024 年公司歸母凈利將同比年公司歸母凈利將同比+68.5%/+3.6%/+9.5%至至 16.6/17.2/18.9 億元。億元。我們假設 2023 年來水同比下滑帶來公司調峰水電業務歸母凈利潤同比下降 35.6%，2023年公司抽蓄及電網側獨立儲能業務將繼續保持增

128、長。2024 年抽蓄業務歸母凈利小幅下滑主要系我們使用公司歸母凈利潤總值-調峰水電和電網側獨立儲能歸母凈利潤得到公司抽蓄業務歸母凈利預期，公司主要財務費用等考慮在抽蓄業務中。圖表圖表43：我們測算我們測算 2022-2024 年公司歸母凈利將同比年公司歸母凈利將同比+68.5%/+3.6%/+9.5%2020 2021 2022E 2023E 2024E 營業費用率（%）0.00 0.00 0.06 0.06 0.06 管理費用率（%）7.9 8.7 5.8 5.8 5.8 研發費用率（%）0.4 0.7 0.3 0.3 0.3 財務費用率（%）9.4 7.6 8.1 7.0 6.8 凈利潤（

129、百萬元）1,251 1,351 2,103 2,178 2,385 歸母凈利潤（百萬元）歸母凈利潤（百萬元）910 986 1,662 1,721 1,885 yoy（%）8.4 68.5 3.6 9.5 抽水蓄能 490 589 798 1,061 1,026 yoy（%）20.3 35.4 32.9-3.3 占比(%)53.8 59.7 48.0 61.6 54.4 歸母凈利潤率(%)15.1 17.8 18.2 22.6 21.8 調峰水電 417 393 858 552 552 yoy（%）-5.7 118.1-35.6 0.0 占比(%)45.8 39.9 51.6 32.1 29.

130、3 歸母凈利潤率(%)31.9 28.9 41.4 33.2 33.2 電網側獨立儲能 3 4 7 109 307 yoy（%）20.9 66.5 1558.1 182.3 占比(%)0.4 0.4 0.4 6.3 16.3 歸母凈利潤率(%)14.9 18.0 23.0 23.0 23.0 注：2022E 歸母凈利增速與首頁表格不一致主要系上表 2021 年歸母凈利采用重組前南方電網調峰調頻公司數據口徑，而首頁表格采用重組前文山電力數據口徑 資料來源：華泰研究預測 目標目標價價 17.24 元，首次覆蓋給予“買入”評級元，首次覆蓋給予“買入”評級 由于 A 股和 H 股中目前除公司外均無以抽

131、蓄電站運營為主營業務的上市公司，考慮公司調峰水電業務也為公司重要業務之一，且抽蓄電站盈利較為穩定的特性與水電相似，同時考慮電網側獨立儲能業務為公司未來重要發展方向，我們選取水電上市公司華能水電、長江電力，參與用戶側儲能電站的南網能源作為公司可比公司，基于公司 2022-2024 年 EPS為 0.52/0.54/0.59 元，參考可比公司 2023 年 Wind 一致預期 21x，考慮公司抽蓄及電網側獨立儲能業務成長性高，且現貨市場推行后上述業務盈利能力或進一步提升，給予公司32x 2023E PE，目標價 17.24 元，首次覆蓋給予“買入”評級。圖表圖表44：可比公司估值表可比公司估值表

132、股價（元股價（元/股）股）市值市值(mn)市盈率市盈率(x)市凈率市凈率(x)ROE(%)公司名稱公司名稱 股票代碼股票代碼 2023/1/20 2023/1/20 22E 23E 22E 23E 22E 23E 華能水電 600025 CH 6.96 125,280 18 16 1.8 1.7 10%11%長江電力 600900 CH 21.03 478,261 18 16 2.5 2.3 14%14%南網能源 003035 CH 6.51 24,659 39 31 3.8 3.3 10%11%平均值平均值 25 21 2.7 2.5 11%12%南網儲能 600995 CH 14.74 4

133、7,109 28 27 5.8 4.8 20%17%資料來源：Wind，華泰研究預測 免責聲明和披露以及分析師聲明是報告的一部分，請務必一起閱讀。27 南網儲能南網儲能(600995 CH)風險提示風險提示 1 1）容容量電費增長不及預期。量電費增長不及預期。我們預期 633 號文實行后，公司除廣蓄外平均容量電價自2021 年的每年 448 元/千瓦提升至 2023 年的 473 元/千瓦，但由于不同電站成本存在差異，最終核算電價存在不及預期可能。2）抽蓄抽蓄/電網側獨立儲能電站投產不及預期。電網側獨立儲能電站投產不及預期。十四五以來，五大四小發電集團也躋身抽蓄行業，項目爭取較為激烈。同時，抽

134、蓄電站建設周期較長，受外部環境擾動因素較大，存在投產進度不及預期可能。獨立儲能項目同樣競爭激烈，且當前儲能建造成本較高，預可研或可研項目或存在盈利不及預期而需放棄可能。3）財務費用管控不及預期。財務費用管控不及預期?？紤]公司 2022 年底已募集配套資金，我們預期公司 2023 年-2024 年財務費用率下行，但由于項目獲取和開發存在一定不可測性，不排除 2023 年-2024 年資本開支進一步擴大帶來財務費用下行不及預期。圖表圖表45：南網儲能南網儲能 PE-Bands 圖表圖表46：南網儲能南網儲能 PB-Bands 資料來源：Wind、華泰研究 資料來源：Wind、華泰研究 (8)081

135、52330Feb 20Jul 20Dec 20May 21Oct 21Mar 22Aug 22Jan 23(人民幣)南網儲能5x10 x15x20 x25x0255075100Feb 20Jul 20Dec 20May 21Oct 21Mar 22Aug 22Jan 23(人民幣)南網儲能1.3x5.9x10.4x15.0 x19.6x 免責聲明和披露以及分析師聲明是報告的一部分，請務必一起閱讀。28 南網儲能南網儲能(600995 CH)盈利預測盈利預測 資產負債表資產負債表 利潤表利潤表 會計年度會計年度(人民幣百萬人民幣百萬)2020 2021 2022E 2023E 2024E 會計年

136、度會計年度(人民幣百萬人民幣百萬)2020 2021 2022E 2023E 2024E 流動資產流動資產 423.22 593.49 1,848 2,353 4,514 營業收入營業收入 1,881 2,164 6,487 6,834 7,695 現金 155.94 196.89 644.65 1,074 3,073 營業成本 1,651 1,915 2,830 3,098 3,589 應收賬款 200.25 281.16 402.04 452.86 509.75 營業稅金及附加 15.12 14.10 104.43 110.03 123.90 其他應收賬款 6.84 3.37 293.00

137、 334.78 372.10 營業費用 5.02 5.72 3.89 4.10 4.62 預付賬款 2.71 7.54 23.19 33.26 39.30 管理費用 104.91 219.09 376.22 396.39 446.33 存貨 8.33 17.14 215.03 187.98 250.35 財務費用 5.67 5.69 522.62 479.84 521.37 其他流動資產 49.16 87.38 270.02 270.00 270.02 資產減值損失 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 非流動資產非流動資產 2,448 2,603 33,653 34,937 37

138、,343 公允價值變動收益 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 長期投資 188.89 75.31 167.31 259.31 351.31 投資凈收益 21.52 24.80 12.00 12.00 12.00 固定投資 1,980 2,140 29,392 30,701 32,682 營業利潤營業利潤 123.68 38.46 2,665 2,760 3,022 無形資產 65.66 59.20 853.86 849.01 845.52 營業外收入 21.36 1.34 3.50 3.50 3.50 其他非流動資產 213.67 328.63 3,240 3,128 3,46

139、5 營業外支出 12.85 3.18 6.50 6.50 6.50 資產總計資產總計 2,871 3,196 35,501 37,291 41,857 利潤總額利潤總額 132.19 36.61 2,662 2,757 3,019 流動負債流動負債 538.11 820.93 5,153 5,015 6,399 所得稅 21.47 20.85 559.07 578.98 633.99 短期借款 90.09 190.18 300.00 300.00 300.00 凈利潤凈利潤 110.72 15.76 2,103 2,178 2,385 應付賬款 178.16 195.23 1,542 1,47

140、0 2,019 少數股東損益 0.00 0.00 440.91 456.61 499.99 其他流動負債 269.85 435.53 3,311 3,245 4,080 歸屬母公司凈利潤 110.72 15.76 1,662 1,721 1,885 非流動負債非流動負債 140.94 237.94 21,779 21,528 22,326 EBITDA 350.18 288.10 4,381 4,745 5,135 長期借款 79.50 77.50 17,813 17,562 18,360 EPS(人民幣，基本)0.23 0.03 0.52 0.54 0.59 其他非流動負債 61.44 16

141、0.44 3,966 3,966 3,966 負債合計負債合計 679.05 1,059 26,932 26,543 28,725 主要財務比率主要財務比率 少數股東權益 0.00 0.00 440.91 897.52 1,398 會計年度會計年度(%)2020 2021 2022E 2023E 2024E 股本 478.53 478.53 3,196 3,196 3,196 成長能力成長能力 資本公積 155.61 118.72 3,817 3,817 3,817 營業收入(18.88)15.00 199.80 5.36 12.60 留存公積 1,558 1,540 3,643 5,821

142、8,206 營業利潤(68.87)(68.90)6,830 3.56 9.49 歸屬母公司股東權益 2,192 2,137 8,129 9,850 11,735 歸屬母公司凈利潤(66.66)(85.77)10,449 3.56 9.50 負債和股東權益負債和股東權益 2,871 3,196 35,501 37,291 41,857 獲利能力獲利能力(%)毛利率 12.23 11.49 56.38 54.66 53.36 現金流量表現金流量表 凈利率 5.88 0.73 32.42 31.87 30.99 會計年度會計年度(人民幣百萬人民幣百萬)2020 2021 2022E 2023E 20

143、24E ROE 5.05 0.74 20.45 17.48 16.06 經營活動現金經營活動現金 299.29 343.97 6,535 3,967 5,750 ROIC 5.58 0.79 7.59 8.10 8.51 凈利潤 110.72 15.76 2,103 2,178 2,385 償債能力償債能力 折舊攤銷 212.41 246.21 1,507 1,576 1,733 資產負債率(%)23.65 33.13 75.86 71.18 68.62 財務費用 5.67 5.69 522.62 479.84 521.37 凈負債比率(%)3.37 10.36 260.29 201.54 1

144、56.51 投資損失(21.52)(24.80)(12.00)(12.00)(12.00)流動比率 0.79 0.72 0.36 0.47 0.71 營運資金變動(12.09)97.47 2,486(246.44)1,131 速動比率 0.74 0.68 0.26 0.37 0.62 其他經營現金 4.10 3.65(72.26)(9.00)(9.00)營運能力營運能力 投資活動現金投資活動現金(233.56)(361.86)(32,426)(2,842)(4,121)總資產周轉率 0.67 0.71 0.34 0.19 0.19 資本支出(250.31)(382.78)(31,930)(2,

145、766)(4,044)應收賬款周轉率 9.17 8.99 18.99 15.99 15.99 長期投資 0.00 16.75(92.00)(92.00)(92.00)應付賬款周轉率 11.06 10.26 3.26 2.06 2.06 其他投資現金 16.75 4.17(404.42)15.66 15.05 每股指標每股指標(人民幣人民幣)籌資活動現金籌資活動現金(72.74)58.84 26,339(694.92)369.99 每股收益(最新攤薄)0.03 0.00 0.52 0.54 0.59 短期借款 90.09 100.08 109.82 0.00 0.00 每股經營現金流(最新攤薄)

146、0.09 0.11 2.04 1.24 1.80 長期借款 79.50(2.00)17,736(251.21)798.11 每股凈資產(最新攤薄)0.69 0.67 2.54 3.08 3.67 普通股增加 0.00 0.00 630.58 0.00 0.00 估值比率估值比率 資本公積增加 0.00(36.88)3,699 0.00 0.00 PE(倍)425.47 2,990 28.34 27.37 24.99 其他籌資現金(242.33)(2.36)4,164(443.71)(428.12)PB(倍)21.49 22.04 5.80 4.78 4.01 現金凈增加額(7.00)40.95

147、 447.75 429.49 1,999 EV EBITDA(倍)134.74 164.28 15.95 14.68 13.45 資料來源：公司公告、華泰研究預測 免責聲明和披露以及分析師聲明是報告的一部分，請務必一起閱讀。29 南網儲能南網儲能(600995 CH)免責免責聲明聲明 分析師聲明分析師聲明 本人，王瑋嘉、黃波，茲證明本報告所表達的觀點準確地反映了分析師對標的證券或發行人的個人意見；彼以往、現在或未來并無就其研究報告所提供的具體建議或所表迖的意見直接或間接收取任何報酬。一般聲明及披露一般聲明及披露 本報告由華泰證券股份有限公司（已具備中國證監會批準的證券投資咨詢業務資格，以下簡稱

148、“本公司”）制作。本報告所載資料是僅供接收人的嚴格保密資料。本公司不因接收人收到本報告而視其為客戶。本報告基于本公司認為可靠的、已公開的信息編制，但本公司及其關聯機構(以下統稱為“華泰”)對該等信息的準確性及完整性不作任何保證。本報告所載的意見、評估及預測僅反映報告發布當日的觀點和判斷。在不同時期，華泰可能會發出與本報告所載意見、評估及預測不一致的研究報告。同時，本報告所指的證券或投資標的的價格、價值及投資收入可能會波動。以往表現并不能指引未來，未來回報并不能得到保證，并存在損失本金的可能。華泰不保證本報告所含信息保持在最新狀態。華泰對本報告所含信息可在不發出通知的情形下做出修改，投資者應當自

149、行關注相應的更新或修改。本公司不是 FINRA 的注冊會員，其研究分析師亦沒有注冊為 FINRA 的研究分析師/不具有 FINRA 分析師的注冊資格。華泰力求報告內容客觀、公正，但本報告所載的觀點、結論和建議僅供參考，不構成購買或出售所述證券的要約或招攬。該等觀點、建議并未考慮到個別投資者的具體投資目的、財務狀況以及特定需求，在任何時候均不構成對客戶私人投資建議。投資者應當充分考慮自身特定狀況，并完整理解和使用本報告內容，不應視本報告為做出投資決策的唯一因素。對依據或者使用本報告所造成的一切后果，華泰及作者均不承擔任何法律責任。任何形式的分享證券投資收益或者分擔證券投資損失的書面或口頭承諾均為

150、無效。除非另行說明，本報告中所引用的關于業績的數據代表過往表現，過往的業績表現不應作為日后回報的預示。華泰不承諾也不保證任何預示的回報會得以實現，分析中所做的預測可能是基于相應的假設，任何假設的變化可能會顯著影響所預測的回報。華泰及作者在自身所知情的范圍內，與本報告所指的證券或投資標的不存在法律禁止的利害關系。在法律許可的情況下，華泰可能會持有報告中提到的公司所發行的證券頭寸并進行交易，為該公司提供投資銀行、財務顧問或者金融產品等相關服務或向該公司招攬業務。華泰的銷售人員、交易人員或其他專業人士可能會依據不同假設和標準、采用不同的分析方法而口頭或書面發表與本報告意見及建議不一致的市場評論和/或

151、交易觀點。華泰沒有將此意見及建議向報告所有接收者進行更新的義務。華泰的資產管理部門、自營部門以及其他投資業務部門可能獨立做出與本報告中的意見或建議不一致的投資決策。投資者應當考慮到華泰及/或其相關人員可能存在影響本報告觀點客觀性的潛在利益沖突。投資者請勿將本報告視為投資或其他決定的唯一信賴依據。有關該方面的具體披露請參照本報告尾部。本報告并非意圖發送、發布給在當地法律或監管規則下不允許向其發送、發布的機構或人員，也并非意圖發送、發布給因可得到、使用本報告的行為而使華泰違反或受制于當地法律或監管規則的機構或人員。本報告版權僅為本公司所有。未經本公司書面許可，任何機構或個人不得以翻版、復制、發表、

152、引用或再次分發他人(無論整份或部分)等任何形式侵犯本公司版權。如征得本公司同意進行引用、刊發的，需在允許的范圍內使用，并需在使用前獲取獨立的法律意見，以確定該引用、刊發符合當地適用法規的要求，同時注明出處為“華泰證券研究所”，且不得對本報告進行任何有悖原意的引用、刪節和修改。本公司保留追究相關責任的權利。所有本報告中使用的商標、服務標記及標記均為本公司的商標、服務標記及標記。中國香港中國香港 本報告由華泰證券股份有限公司制作,在香港由華泰金融控股（香港）有限公司向符合證券及期貨條例及其附屬法律規定的機構投資者和專業投資者的客戶進行分發。華泰金融控股（香港）有限公司受香港證券及期貨事務監察委員會

153、監管，是華泰國際金融控股有限公司的全資子公司，后者為華泰證券股份有限公司的全資子公司。在香港獲得本報告的人員若有任何有關本報告的問題,請與華泰金融控股（香港）有限公司聯系。免責聲明和披露以及分析師聲明是報告的一部分，請務必一起閱讀。30 南網儲能南網儲能(600995 CH)香港香港-重要監管披露重要監管披露 華泰金融控股（香港）有限公司的雇員或其關聯人士沒有擔任本報告中提及的公司或發行人的高級人員。有關重要的披露信息，請參華泰金融控股（香港）有限公司的網頁 https:/.hk/stock_disclosure 其他信息請參見下方“美國“美國-重要監管披露”重要監管披露”。美國美國 在美國本

154、報告由華泰證券（美國）有限公司向符合美國監管規定的機構投資者進行發表與分發。華泰證券（美國）有限公司是美國注冊經紀商和美國金融業監管局（FINRA）的注冊會員。對于其在美國分發的研究報告，華泰證券（美國）有限公司根據1934 年證券交易法（修訂版）第 15a-6 條規定以及美國證券交易委員會人員解釋，對本研究報告內容負責。華泰證券（美國）有限公司聯營公司的分析師不具有美國金融監管（FINRA）分析師的注冊資格，可能不屬于華泰證券（美國）有限公司的關聯人員，因此可能不受 FINRA 關于分析師與標的公司溝通、公開露面和所持交易證券的限制。華泰證券（美國）有限公司是華泰國際金融控股有限公司的全資子

155、公司，后者為華泰證券股份有限公司的全資子公司。任何直接從華泰證券（美國）有限公司收到此報告并希望就本報告所述任何證券進行交易的人士，應通過華泰證券（美國）有限公司進行交易。美國美國-重要監管披露重要監管披露 分析師王瑋嘉、黃波本人及相關人士并不擔任本報告所提及的標的證券或發行人的高級人員、董事或顧問。分析師及相關人士與本報告所提及的標的證券或發行人并無任何相關財務利益。本披露中所提及的“相關人士”包括FINRA 定義下分析師的家庭成員。分析師根據華泰證券的整體收入和盈利能力獲得薪酬，包括源自公司投資銀行業務的收入。華泰證券股份有限公司、其子公司和/或其聯營公司,及/或不時會以自身或代理形式向客

156、戶出售及購買華泰證券研究所覆蓋公司的證券/衍生工具，包括股票及債券（包括衍生品）華泰證券研究所覆蓋公司的證券/衍生工具，包括股票及債券（包括衍生品）。華泰證券股份有限公司、其子公司和/或其聯營公司,及/或其高級管理層、董事和雇員可能會持有本報告中所提到的任何證券（或任何相關投資）頭寸，并可能不時進行增持或減持該證券（或投資）。因此，投資者應該意識到可能存在利益沖突。本報告所載的觀點、結論和建議僅供參考，不構成購買或出售所述證券的要約或招攬，亦不試圖促進購買或銷售該等證券。如任何投資者為美國公民、取得美國永久居留權的外國人、根據美國法律所設立的實體（包括外國實體在美國的分支機構）、任何位于美國的

157、個人，該等投資者應當充分考慮自身特定狀況，不以任何形式直接或間接地投資本報告涉及的投資者所在國相關適用的法律法規所限制的企業的公開交易的證券、其衍生證券及用于為該等證券提供投資機會的證券的任何交易。該等投資者對依據或者使用本報告內容所造成的一切后果，華泰證券股份有限公司、華泰金融控股（香港）有限公司、華泰證券（美國）有限公司及作者均不承擔任何法律責任。評級說明評級說明 投資評級基于分析師對報告發布日后 6 至 12 個月內行業或公司回報潛力（含此期間的股息回報）相對基準表現的預期（A 股市場基準為滬深 300 指數，香港市場基準為恒生指數，美國市場基準為標普 500 指數），具體如下：行業評級

158、行業評級 增持：增持：預計行業股票指數超越基準 中性：中性：預計行業股票指數基本與基準持平 減持：減持：預計行業股票指數明顯弱于基準 公司評級公司評級 買入：買入：預計股價超越基準 15%以上 增持：增持：預計股價超越基準 5%15%持有：持有：預計股價相對基準波動在-15%5%之間 賣出：賣出：預計股價弱于基準 15%以上 暫停評級：暫停評級：已暫停評級、目標價及預測，以遵守適用法規及/或公司政策 無評級：無評級：股票不在常規研究覆蓋范圍內。投資者不應期待華泰提供該等證券及/或公司相關的持續或補充信息 免責聲明和披露以及分析師聲明是報告的一部分，請務必一起閱讀。31 南網儲能南網儲能(600

159、995 CH)法律實體法律實體披露披露 中國中國：華泰證券股份有限公司具有中國證監會核準的“證券投資咨詢”業務資格，經營許可證編號為：91320000704041011J 香港香港：華泰金融控股（香港）有限公司具有香港證監會核準的“就證券提供意見”業務資格，經營許可證編號為：AOK809 美國美國：華泰證券（美國）有限公司為美國金融業監管局（FINRA）成員，具有在美國開展經紀交易商業務的資格，經營業務許可編號為：CRD#:298809/SEC#:8-70231 華泰證券股份有限公司華泰證券股份有限公司 南京南京 北京北京 南京市建鄴區江東中路 228號華泰證券廣場 1號樓/郵政編碼：2100

160、19 北京市西城區太平橋大街豐盛胡同 28號太平洋保險大廈 A座 18層/郵政編碼：100032 電話：86 25 83389999/傳真：86 25 83387521 電話：86 10 63211166/傳真：86 10 63211275 電子郵件：ht- 電子郵件：ht- 深圳深圳 上海上海 深圳市福田區益田路 5999號基金大廈 10樓/郵政編碼：518017 上海市浦東新區東方路 18號保利廣場 E棟 23樓/郵政編碼：200120 電話：86 755 82493932/傳真：86 755 82492062 電話：86 21 28972098/傳真：86 21 28972068 電子郵件：ht- 電子郵件：ht- 華泰金融控股（香港）有限公司華泰金融控股（香港）有限公司 香港中環皇后大道中 99 號中環中心 58 樓 5808-12 室 電話：+852-3658-6000/傳真：+852-2169-0770 電子郵件： http:/.hk 華泰證券華泰證券（美國美國）有限公司有限公司 美國紐約哈德遜城市廣場 10 號 41 樓（紐約 10001）電話：+212-763-8160/傳真：+917-725-9702 電子郵件:Huataihtsc- http:/www.htsc- 版權所有2023年華泰證券股份有限公司