2022年储能行业之文山电力研究报告 文山电力拟置入资产装机超千万千瓦

1.文山电力：文山州供电企业，拟置入南网储能资产谋转型

文山州发输配售一体化企业，营收数据持续稳健

公司最早设立于 1997 年，由文山州电力公司等 5 家公司共同组建成立，2004 年于上 交所上市。2006 年，文山州电力公司将公司股权转让给云南电网，云南电网成为公司控 股股东, 实控人仍为南方电网。截止 1Q2022，大股东云南电网持有公司 30.66%股权，目 前公司主要从事购售电、发电、电力设计及配售电业务。供电方面，公司负责文山州内文 山、砚山、丘北、富宁和西畴 5 市县的直供电服务，并代管马关、麻栗坡、广南 3 县供电 局资产与业务；配售电方面，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；水力发电方面，公司持有南汀河、格雷一二级、小河沟、落水洞及其他小水电 资产，截止 2021 年末装机规模达到 11.0 万千瓦。

公司售电量主要分为直供文山州内的直售电量，以及向广西百色供电局、德保、那坡 供应的趸售电量。公司购电量来源主要包含外购省网、外购地方小水电与自发水电三部分， 其中外购省网电量部分占比持续提升，2021 年公司购电及自发电量合计 61.1 亿千瓦时， 同比增长 7.0%，自发/外购省网/外购地方小水电占比分别为 8.2%/60.5%/31.3%。 2015~2019 年文山州内工商业用电及趸售用电需求增加推动公司总售电量持续提升；2020 年，疫情背景下电石、水泥、铁合金等主要大工业用户未能正常用电，直供电与趸售电需 求均显著降低；2021 年，供电区域内的用电需求恢复带动公司直供电量达到 49.5 亿千瓦 时，趸售电量恢复至 9.0 亿千瓦时。

公司目前业务模式为发输配售一体化，主要通过赚取购电价格与售电价格之间的价差 实现盈利。近年来，云南省市场化交易持续推进背景下，公司售电价格降幅低于购电价格 降幅，使得公司近年来的购售价差出现明显抬升，购售价差已经从 2015~2016 年的 0.10 元/千瓦时左右提升至 2017~2021 年的 0.17~0.20 元/千瓦时，提升了公司盈利。2021 年 公司平均购电与售电（不含税）价格分别为 0.174 与 0.357 元/千瓦时，价差 0.183 元/千 瓦时，同比扩大 4.7%。中小水电方面，公司持有小水电装机总规模基本不变，电量主要受利用小时数影响，2015~2019 公司在运小水电利用小时数在 5,400 小时以上，远高于省 内水电平均利用小时；2020~2021 年在运电站流域内来水偏枯，利用小时数分别降至 4,828/4,584 小时。

公司营收结构较为简单，2015 年以来，电力业务收入占比维持在 98%以上，营收主 要受售电价格与售电量影响，2015~2019 年随着直供及趸售地区用电需求增长，公司营收 呈现增长趋势，2020 年疫情影响下营收同比降低。2021 年公司实现营业收入 21.64 亿元， 同比增长 15.0%，售电量回升及售电电价提升对营收增长的推动作用显著。业绩方面， 2015~2019 年公司业绩在售电量增长与购售电价差扩大推动下增长显著，2019 年归母净 利润达到 3.3 亿元；2020 年受售电量降低影响净利润同比降低 66.7%至 1.1 亿元；2021 年公司实现归母净利润 0.2 亿元，同比降低 85.8%，主因是会计准则调整导致一次性计提 退休和内退人员相关费用 0.96 亿元，剔除此因素影响后 2021 年业绩同比基本持平。

正实施资产置换，如交易顺利完成将转变为南网储能平台

2021 年 10 月，公司发布重大资产置换方案，拟置入南方电网持有的抽水蓄能、调峰 水电和独立储能资产，公司正在积极推进直供电及趸售电资产与南网调峰调频公司的储能 资产置换工作。2022 年 5 月，公司资产置换及发行与增发方案获得国务院国资委批复同 意。若南网抽水蓄能、调峰水电及独立储能资产顺利置入，公司有望成为南网旗下的优质 储能开发、投资、建设及运营上市平台。借助 A 股融资渠道加速抽水蓄能等储能项目投资 建设，为新能源快速发展和“双碳”目标的实现奠定基础。 2022 年 5 月 7 日，公司发布《重大资产置换及发行股份购买资产并募集配套资金暨 关联交易报告书（草案）》公布，公布了资产置换、发行股份、募集配套资金三部分构成 的具体交易方案：重大资产置换：上市公司置出直供电、趸售电业务，以及文电设计公司、文电能 投公司 100%股权，作价为 21.04 亿元；置入南网调峰调频公司 100%股权，作 价为 156.90 亿元；置入资产作价超出置出资产 135.86 亿元； 发行股份购买资产：公司以 6.52 元/股的价格向南方电网发行 20.83 亿股，用于 支付拟置入资产与拟置出资产交易价格的差额部分； 募集配套资金：公司向不超过 35 名特定投资者非公开发行募集配套资金，募资 金额不超过 93.00 亿元，用于储能项目投资、补充流动资金和偿还债务。

若本次交易顺利完成，南方电网直接持有公司股份比例将提升至 81.3%，并通过云南 电网持股 5.7%，合计持股比例将达到 87.1%，公司股权结构集中度明显提升，控股股东 将由云南电网变更为南方电网，实控人不发生变化。

目前公布的资产置换草案中，公司拟置出目前持有的绝大部分资产及负债，仅保留在 运小水电站等小部分业务，交易完成后将推动公司从供电企业到储能平台的转型。根据公 司披露的重大资产置换草案，2020 年末公司拟置出的供电业务、文电设计公司、文电能 投公司合并口径归母净资产为 20.51 亿元，占公司整体净资产的 88.9%，归母净利润 1.02 亿元，占当期公司整体归母净利润的 86.2%。如果资产置换完成后，公司主营业务将由购 售电、发电、电力设计及配售电，转变为抽水蓄能、调峰水电和电网侧独立储能业务的开 发、投资、建设和运营，南方电网将以公司为基础打造优质储能上市平台。

2.储能回报机制逐步完善，配套新能源成长空间广阔

我国灵活调节电源发展滞后，价格机制逐步理顺助力发展

现阶段我国灵活调节资源不足，新能源大规模接入后电力系统面临较大调峰压力。过 去十年里，LCOE 持续下行及补贴发放推动新能源行业步入爆发式增长阶段，风光装机规 模在我国电源装机结构中的占比从 2012 年的 5.6%提升至 2021 年的 26.7%。从电网安全 性及保障新能源有效消纳等角度出发，新能源大规模发展的同时需要大力发展灵活性电源 以提升电网系统的调节能力。对比中国灵活性电源（气电、抽水蓄能）在整体电源中的装 机占比可以看出，2020 年末我国灵活调节电源占比仅为 5.9%，远低于法国/西班牙/英国/ 美国的 14.0%/30.4%/38.3%/39.4%，灵活调节电源与风光装机比值仅为 0.24，低于法国 （0.65）与西班牙（0.67）同期水平，国内灵活调节资源明显不足。

风光技术进步带来的降本红利有望推动装机规模维持高速增长态势，对电力系统的调 节能力提出了更高要求。在平价风光开发推进且以大规模基地形式开展比例提升的背景下， 国内大规模发展灵活性电源建设及储能电站具有必要性和紧迫性。

近年来，我国一系列电力市场化改革措施明确向下游用户疏导调峰成本，有望提高抽 水蓄能、新型储能等灵活调节电源投资主体的积极性。2021 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》，提出完善分时电价机制，加大用户的峰谷时段的购 电价差，储能电站作为电力用户可以凭借储能能力低价购入谷时电价、高价出售峰时电价， 实现超额电量电价收益；2021 年 11 月国家电网发布《省间电力现货交易规则（试行）》， 明确推动国网区域跨省跨区现货市场交易，有望进一步提升储能电站购售电价弹性；2021 年 12 月国家能源局发布新版“两个细则”，强调“谁受益、谁承担”的辅助服务成本分摊 机制，拟向下游用户疏导辅助服务成本，有利于储能行业长期发展。项目基本回报稳定、 增长空间广阔、成本疏导机制完善三大因素叠加下，储能电站投资有望提速。

抽水蓄能发展有望提速，国内规划 2030 年末装机超过 1.2 亿千瓦

抽水蓄能电站具备启停快、出力灵活、储能容量大的特点，在电力系统中能够发挥调 峰、调频、调相、储能、紧急事故备用、黑启动等功能。其中，调峰、调频、储能功能配 合风光机组运行，可达到平抑出力波动、调整出力曲线的作用，有助于降低新能源波动性 对电网的冲击，改善新能源消纳；在紧急事故备用、黑启动等辅助服务方面，抽水蓄能机 组能够发挥大容量优势承担快速启动与事故备用功能。

抽水蓄能成本与容量等优势突出，适宜充当大规模电网侧及发电侧储能。在各类储能 技术中，抽水蓄能具备容量大、寿命长、损耗小的特点，与电化学储能、电磁储能等新型 储能相比技术成熟且单位成本较低，适用于电力系统的大规模调度，如配合电网侧削峰填 谷促进新能源消纳。随着新能源装机规模快速提升，在国内需求大规模增加灵活性电源投 资但缺乏燃气资源禀赋的情况下，电网侧与大容量发电侧需要提高抽水蓄能的投资开发力 度，来应对平价风光持续接入带来的电力系统的调峰压力增长。

“十四五”与“十五五”期间我国有望新增抽水蓄能装机 31.7/58.0GW，年复合增速 提升明显。国内抽水蓄能已经有一定规模的存量装机，据 IRENA 统计，截止 2021 年末， 我国投产抽水蓄能累计装机容量 3,639 万千瓦。2021 年 9 月，国家能源局发布《抽水蓄 能中长期发展规划（2021-2035 年）》，提出全国抽水蓄能投产装机容量 2025 年末达到 6,200 万千瓦以上，2030 年末达到 12,000 万千瓦以上的总体发展目标，对应“十四五”、 “十五五”期间装机增量不低于 3,168/5,800 万千瓦，CAGR 不低于 15.4%/14.1%，远高 于“十二五”、“十三五”期间新增装机规模 610/846 万千瓦以及对应复合增速 6.3%/6.5%。 此外，“规划”还布局了 340 个中长期项目合计装机 4.21 亿千瓦，提出储备 247 个项目合 计装机 3.05 亿千瓦，旨在形成符合电力系统需求抽水蓄能体系，并通过持续项目开发和运 营培养出具备国际竞争力的抽水蓄能现代化产业。

两部制电价有望显著改善抽水蓄能项目收益率，提升投资方积极性

抽水蓄能电站的定价机制历经多次调整。2004 年发改委《关于抽水蓄能电站建设管 理有关问题的通知》明确抽蓄电站原则上由电网公司经营，成本纳入电网运行费用核定， 而在 2004 年前审核但未定价的抽蓄电站，则根据 2007 年发改委《关于桐柏、泰安抽水蓄 能电站电价问题的通知》确定为以租赁方式由电网公司代理，电网公司向电站投资方支付 一定的租赁费（后更名为容量电价）补偿固定成本与合理收益。单一容量电价模式下，抽 水蓄能电站的价值仅体现在提供调频、调压、紧急事故备用、黑启动等辅助服务方面，削 峰填谷的价值难以体现，无法弥补发电损耗中的变动成本。

2014 年发改委出台的《关于完善抽水蓄能电站价格形成机制有关问题的通知》首次 提出电力市场形成前抽水蓄能电站执行两部制电价，容量电价体现备用、调频、调相等辅 助服务价值，电量电价体现抽水蓄能电站的调峰填谷效益，两部制电价适用于新投产或已 投产未核定电价的项目，抽水蓄能电站的回报模式得到了极大优化。2021 年国家发改委 出台的《关于进一步完善抽水蓄能价格形成机制的意见》，明确已投产且执行单一容量制/ 电量制电价的抽水蓄能电站将于 2023 年开始全面执行两部制电价。

国家发改委发布的《抽水蓄能容量电价核定办法》规定了两部制电价模式下，抽水蓄 能电站电价的核定办法：

容量电价：容量电费收入用于回收抽水蓄能项目资金投入、利息支出、运行维护 费用等各项成本与费用。根据电站现金流出情况，按照经营期 40 年、资本金回 报率 6.5%的基准倒推出现金流入即为容量电费收入，分摊到单位装机容量后即 可得到容量电费。容量电费以每三年为一个监管周期，根据电站现金流情况动态 调整，确保了抽水蓄能电站在经营期内获得相对稳定可观的收益，深度体现防御 性资产属性。

电量电价：电量电费收入用于弥补抽水蓄能电站抽发电损耗等变动成本。在现货 市场运行地区，电站直接通过现货市场进行购售电，通过峰谷电价价差实现盈利； 在非现货市场运行地区，电站的售电价格为燃煤基准电价，购电价格为燃煤基准 电价的 75%，通过购售电价价差实现盈利。抽水蓄能电站通过电量电价获取的收 益中 20%由电站留存，剩余 80%纳入下一监管周期核定容量电价时扣减，鼓励 电站在参与调峰的同时控制项目收益率处在合理区间。

目前全国多省已启动电力现货市场试运行工作，其中南方电力现货市场于 2018 年 8 月开始试运行，以广东起步，逐步拓展至广西、云南、贵州、海南四省。从 2022 年南方电力现货市场的交易情况来看，日前交易发电侧最高价均值为 913 元/兆瓦时，最低价均值 为 128 元/兆瓦时，对应价差 785 元/兆瓦时。从月度变化情况来看，日前交易发电侧平均 最小价差和最大价差分别为 M1 的 522 元/兆瓦时和 M6 的 1,008 元/兆瓦时，显著高于广 东省非现货市场中抽水蓄能项目可获得的 113 元/兆瓦时左右的价差。现货市场启动有望显 著提高抽水蓄能电站从电量电价中获取的利润。

我们假设一个抽水蓄能模拟项目以测算最新定价机制下回报率情况。参考《抽水蓄能 容量电价核定办法》及南网调峰调频公司在运、在建项目运营与投资情况，假设项目装机 规模 120 万千瓦，对应投资总额 70.0 亿元，按照 20%资本金与 80%贷款进行投资，融资 成本为 4.0%，还款期限 25 年；单位装机每年的材料费、检修费、人工费、库区基金、其 他费用分别为 0.1/54.2/83.3/2.3/40.4 元/kW；市场无风险利率 3.0%，项目经营期资本金 回报率 6.5%。根据上述条件测算项目权益 IRR 等回报情况。

假设项目参与电力现货市场且加权平均购售电价差为 0.40 元/kWh，发电量效率为 80%，年发电利用小时数 1,200h，项目经营期 40 年。在上述假设基础上，我们测算出模 拟抽水蓄能项目权益 IRR 约为 11.8%，基本满足各类投资主体的回报率底线。

考虑到现货市场尚未全面启动，我们对购售电价差、发电利用小时数等条件的假设较 为保守，因此从权益回报角度对这两个因素进行敏感性分析，看电量电价收入对项目回报 的影响。我们测算发现，发电利用小时数变动 300h（±25%）时，权益 IRR 波动为 -1.4%~+1.5%，影响相对较小，但随着购售电价差扩大，利用小时数波动的影响也会被放 大。电力现货市场运行地区峰谷电价差较大，若平均购售电价差从 0.4 元/kWh 进一步扩大 至 0.5~0.7 元/kWh，对应权益 IRR 将达到 13.7%/15.6%/17.5%，项目回报率提升有望进 一步提升抽水蓄能项目对投资方的吸引力。

3.文山电力：拟置入资产盈利能力优秀

拟置入资产装机超千万千瓦，以抽蓄为主

本次资产置换草案中，南方电网拟向上市公司注入南网调峰调频公司 100%股权。截 止公告日，南网调峰调频公司持有的抽水蓄能及调峰水电资产包括：在运/在建/筹建抽水 蓄能项目 5/2/1 个，装机容量分别为 788/240/120 万千瓦，合计 1,148 万千瓦；在运调峰 水电项目 2 个，装机容量合计 192 万千瓦。此外，11 座进入前期工作阶段的抽水蓄能项 目也将与在运&在建&筹建项目同时置入，规划总装机容量达到 1,260 万千瓦，拟于 2035 年以前陆续建成投产。

电网侧独立储能方面，南网调峰调频公司在运独立储能项目 4 个，规模合计 30MW/62MWh，其中深圳宝清电池储能站是我国首个兆瓦级电池储能站，运行时间超过 10 年；筹建独立储能项目 3 个，规模合计 470MW/940MWh。

拟置入资产盈利能力突出，交易完成后望有效提升股东回报

2021 年南网调峰调频公司实现营业收入 47.79 亿元，同比增长 2.6%，毛利润 25.74 亿元，同比增长 4.5%。分业务来看，抽水蓄能业务是调峰调频公司主要业绩来源，2021 年营业收入和毛利润分别占主营业务的 70.6%/70.0%，毛利率达到 54.4%；调峰水电业务 亦有较大贡献，同期营业收入和毛利润占主营业务的 29.0%/29.7%，毛利润达到 56.3%； 电网侧独立储能业务尚在起步阶段，目前业绩贡献占比较小，随着东莞杨屋、东莞黎贝、 广州芙蓉等电站陆续建成投产，预计独立储能业务在营收毛利中的占比将明显提升。

拟置入资产盈利能力优秀，交易完成后有望显著改善公司股东回报。南网调峰调频公 司在运抽水蓄能项目中，广蓄、惠蓄暂采用单一容量制定价，项目建设较早，因此较低建 造成本带来的低折旧费用，在当前的电费下有效提升了项目 ROE，2021 年广蓄/惠蓄的摊 薄 ROE 分别达到 11.1%/9.6%，高于目前核定的回报水平。执行两部制电价的清远抽蓄、 深圳抽蓄项目积极参与广东省的调峰服务，具有较高的利用小时数，2021 年抽水利用小 时分别超出全国平均水平 257/366 小时，极大增厚电量电价收益。此外，本次交易拟置入 的调峰水电盈利能力突出，2020~2021 年天生桥二级水电项目的摊薄 ROE 高达 17.0%/16.1%，置入后预计将改善公司整体的盈利质量。根据资产置换报告模拟测算的置 入资产、置出资产、以及公司交易后备考的盈利情况，交易完成后公司 2021 年对应的摊 薄 ROE 为 8.92%，较交易前公司 2020、2021 年 5.05%/0.74%的回报率水平有显著改善。

定位转为南网储能平台，抽蓄发力打开长期空间

南方电网拟加速抽水蓄能开发。如果交易完成，公司作为储能上市平台有望受益，借 助 A 股融资平台实现装机规模快速扩张。南网调峰调频公司旗下在建、拟建项目储备丰富。 梅蓄一期（120 万千瓦）、阳蓄一期电站（120 万千瓦）已均于 2022 年 5 月末投产，推动 其 2022 年末的在运抽蓄装机规模将达到 1,028 万千瓦；根据南网调峰调频公司官网披露， 南宁抽蓄项目（120 万千瓦）于 2022 年 7 月 18 日开工并有望于 2025 年投产。除上述项 目外，根据本次重组报告披露，南网调峰调频公司目前已经在开展前期工作的 11 个抽蓄 项目装机合计高达 1,260 万千瓦，规模为其目前在运抽蓄装机规模一倍以上，这些拟建项 目有望在“十四五”至“十六五”期间陆续投产，其中在“十四五”期间有望投产的项目 有肇庆抽蓄项目（120 万千瓦）和惠州中洞抽蓄项目（120 万千瓦）。

随着新能源大规模接入后对电力系统调峰能力的要求提高，以及两部制电价下抽水蓄 能项目回报情况改善且成本重新计入输配电价，南方电网正计划加速其抽水蓄能业务发展 节奏。根据重大资产置换草案披露，南网提出投运抽水蓄能装机规模在 2025/2030/2035 末将分别达到 14/29/44GW 的目标。 作为南网储能业务的投资、建设及运营实施主体，南网加大抽蓄业务发展，为南网调 峰调频公司以及后续重组完成后的文山电力的未来抽蓄业务快速发展打开想象空间。考虑 到抽水蓄能项目的建设周期普遍为 5~7 年，我们预计若本次资产置换完成后，公司抽蓄业 务将呈现“十四五”期间提速并在“十五五”期间加速的特征，具体而言，我们预计 2025 年末公司抽蓄业务规模将达到 1,388 万千瓦，并在 2030 年达到 2,948 万千瓦，“十四五” 及“十五五”期间装机复合增速分别为 12.0%及 16.3%。

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