1、 免责声明和披露以及分析师声明是报告的一部分，请务必一起阅读。1 证券研究报告 南网储能南网储能(600995 CH)A 股最大抽蓄运营标的，发展可期股最大抽蓄运营标的，发展可期 华泰研究华泰研究 首次覆盖首次覆盖 投资评级投资评级(首评首评):):买入买入 目标价目标价(人民币人民币):):17.24 2023 年 1 月 30 日中国内地 发电发电 A 股最大抽蓄运营标的股最大抽蓄运营标的，看好长期成长性，看好长期成长性 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，为全国第二大

2、抽蓄运营商，A 股最大抽蓄运营标的。抽蓄和电网侧独立储能为公司未来主要发展方向，我们测算公司 2021-2035 年抽蓄/电网侧独立储能装机 CAGR 将高达 12%/58%。与全国最大抽蓄运营商国网新源比，公司抽 蓄 业 务 盈 利 能 力 突 出。我 们 预 计 公 司 2022-2024 年 归 母 净 利16.6/17.2/18.9 亿元，对应 2022-2024 年 EPS 为 0.52/0.54/0.59 元。参考可比公司 2023 年 Wind 一致预期 21x，考虑公司抽蓄及电网侧独立储能业务成长性高，且电力现货市场深入推行后上述业务盈利能力或进一步提升，给予公司 32x 20

3、23E PE，目标价 17.24 元，“买入”评级。南网旗下唯一抽蓄运营主体，看好长期成长性南网旗下唯一抽蓄运营主体，看好长期成长性 公司为南网旗下唯一抽蓄运营主体，其预计 2021-2035 年新增抽蓄装机3600 万千瓦。公司抽蓄电站盈利能力优异，其 2020/2021 年毛利率和单位装机净利润均高于国网新源；我们测算在无电力现货市场机制下（且暂不考虑电量电费/电网分成），当能量转换效率自 75%（一般水平）提升至80%（公司近两年平均 79.4%）时，NPV 增长 24%，资本金 IRR 增加 1.7个百分点。发改委 633 号文执行将对公司抽蓄电站容量电费重新核定，根据公司测算，存量五

4、座抽蓄电站（不含 2022 年新投产机组）总容量电费向上空间为（3%-8%），向下空间为（-6%至-1%），总体可控。电网侧储能电站高规划，盈利能力存在提升空间电网侧储能电站高规划，盈利能力存在提升空间 电网侧储能具有高灵活性、高响应速度和低环境资源要求等优势，技术进步空间及政策助力较大，预计将有广阔应用前景。截至 2022 年 9 月，公司电网侧储能装机达 30MW/62MWh，公司预计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，于 2035 年实现规模效应。目前电网侧独立储能电站主要盈利来源为收取租赁费用，未来随着电力现货市场规则完善及辅助服务市场

5、的不断推出，公司独立储能项目的盈利模式或将不断丰富且盈利能力存在提升空间。目标价目标价 17.24 元，首次覆盖给予“买入”评级元，首次覆盖给予“买入”评级 参考可比公司 2023 年 Wind 一致预期 21x，给予公司 32x 2023E PE，目标价 17.24 元，首次覆盖给予“买入”评级。风险提示：容量电费增长不及预期，抽蓄/电网侧独立储能电站投产不及预期，财务费用管控不及预期。研究员 王玮嘉王玮嘉 SAC No.S0570517050002 SFC No.BEB090 +(86)21 2897 2079 研究员 黄波黄波 SAC No.S0570519090003 SFC No.B

6、QR122 +(86)755 8249 3570 联系人 李雅琳李雅琳 SAC No.S0570121040031 SFC No.BTC420 +(86)21 2897 2228 联系人 胡知胡知 SAC No.S0570121120004 +(86)21 2897 2228 基本数据基本数据 目标价(人民币)17.24 收盘价(人民币 截至 1 月 20 日)14.74 市值(人民币百万)47,109 6 个月平均日成交额(人民币百万)192.55 52 周价格范围(人民币)11.05-19.17 BVPS(人民币)3.63 股价走势图股价走势图 资料来源：Wind 经营预测指标与估值经营预

7、测指标与估值 会计年度会计年度 2020 2021 2022E 2023E 2024E 营业收入(人民币百万)1,881 2,164 6,487 6,834 7,695+/-%(18.88)15.00 199.80 5.36 12.60 归属母公司净利润(人民币百万)110.72 15.76 1,662 1,721 1,885+/-%(66.66)(85.77)10,449 3.56 9.50 EPS(人民币，最新摊薄)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 资料来源：公司公告、华泰研究预测 (10)(5)0Jan-22May-22Sep-22Jan-23(%)(人民币)南网储能相对沪深300 免责声明和披露以及分析师声明是报告的一部分，请务必一起阅读。2 南网储能南网储能(600995 CH)正文目录正文目录 投资概览投资概览.3 区别于市场观点.3 重大资产重组，打造抽蓄运营上市龙头重大资产重组，打造抽蓄运营上市龙头.4 南网内部资产重组，公司成为南网旗下唯一

9、抽蓄上市公司.4 公司整体业务稳定，迎接新政策机遇.7 深耕抽蓄电站运营，发展优势显著深耕抽蓄电站运营，发展优势显著.9 抽水蓄能需求将至，行业发展空间广阔.9 全国第二大抽水蓄能运营商，盈利能力优异.12 容量电价保障最低盈利，现货市场推行为抽蓄电站盈利增加提供潜能.15 电网侧储能行业有力竞争者，新能源风口机遇众多电网侧储能行业有力竞争者，新能源风口机遇众多.19 储能行业腾飞在即，为电力系统转型保驾护航.19 背靠南方电网，电网侧储能规模发展可期.21 预计预计 2022 年业绩同年业绩同比大幅增长，下个高增窗口须待新抽蓄投产比大幅增长，下个高增窗口须待新抽蓄投产.22 2022/202

10、3/2024 年公司营收有望同比增长 35.7%/5.4%/12.6%.22 2022/2023/2024 年公司归母净利有望同比+68.5%/+3.6%/+9.5%.26 目标价 17.24 元，首次覆盖给予“买入”评级.26 风险提示.27 lVkZoYtVgYcVeZcZqV8Z8OdN7NmOpPmOpMjMoOnMjMmPoP9PnNxOuOmPsONZtPvN 免责声明和披露以及分析师声明是报告的一部分，请务必一起阅读。3 南网储能南网储能(600995 CH)投资概览投资概览 抽蓄及电网侧独立电站抽蓄及电网侧独立电站装机装机成长性可观。成长性可观。公司 2022 年完成重大资产重

11、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 203

12、5 年达成 1000 万千瓦以上，实现规模效应。抽蓄抽蓄电站历史期盈利能力优异，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。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

13、 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。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

14、，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

15、 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%（115.5 元/兆瓦时）。4）虽然 633 号文中提出收益分享机制，但我们认为并不

16、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。免责声明和披露以及分析师声明是报告的一部分，请务必一起阅读。4 南网储能南网储能(600995 CH)重大资产重组，打造重大资产重组，打造抽蓄运营抽蓄运营上市龙头上市龙头 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

17、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，公司成为南网内部资产重组，公司成为南网南网旗下唯一抽蓄上市公司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。公司原为南方电网

18、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。文山电力通文山电力通过重大资产重组过重大资产重组置入南方电网调峰调频公司置入南方电网调峰调频公司 100%股权，并更名为南网储能股权，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

19、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。图表图表1：公司重组前股权结构图公司重组前股权结构图 图表图表2：公司重大资产重

20、组及募集配套资金完成后股权结构图公司重大资产重组及募集配套资金完成后股权结构图 资料来源：Wind，华泰研究 注：截至 2022 年 12 月 6 日股权结构 资料来源：公司公告、华泰研究 抽蓄资产注入带动文山电力股价大幅上涨，超额收益显著。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

21、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%。免责声明和披露以及分析师声明是报告的一部分，请务必一起阅读。5 南网储能南网储能(60099

22、5 CH)抽蓄高规划抽蓄高规划隐含的隐含的业绩提升及电网侧独立储能发展或业绩提升及电网侧独立储能发展或将推动公司将推动公司长期长期价值提升。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

23、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

24、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。图表图表3：2021 年至今公司股价及相对上证指数收益率走势年至今公司股价及相对上证指数收益率走势 注释：相对收益=公司股价收益率-上证指数收益率，收益率计算基准日为 2021 年 1 月 4 日 资料来源：Wind，华泰研究 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。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

25、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%。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）相对收益率股价 免责声明和披露以及分析师声明是报告的一部分，请务必一起阅读。6 南网储能南网储能

27、(600995 CH)图表图表4：2020-3Q22 公司分电源装机容量公司分电源装机容量 注：梅蓄及阳蓄于 2021 年投产部分机组，但全部机组于 2022 年 6 月正式投产发电，因此 2022 年 6 月前未产生实际运营数据 资料来源：公司公告，华泰研究 公司公司抽蓄抽蓄项目储备丰富，项目储备丰富，主要集中在广东主要集中在广东/广西等省份广西等省份。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

28、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%。图表图表5：截至截至 2022 年年 10 月公司月公司在建及开展前期工作的抽水蓄能电站在建及开展前期工作的抽水蓄能电站 序号序号 项目名称项目名称 所属省区所属省区 预计装机容量（万千瓦）预计装机容量（万千瓦）最新进展（截至最新进展（截至 2022 年年 10 月）月）计划投产时间计划投

29、产时间 1 梅州（二期）抽水蓄能电站 广东 120 主体工程已开工 2025 年年底前 2 肇庆浪江抽水蓄能电站 广东 120 已核准 2025 年前部分投产 3 惠州中洞抽水蓄能电站 广东 120 已核准 2025 年前部分投产 4 茂名电白抽水蓄能电站 广东 120 项目前期-预可研 2027 年 5 江门鹤山抽水蓄能电站 广东 60 项目前期-预可研 2028 年 6 清远清新下坪抽水蓄能电站 广东 120 项目前期-预可研 2031 年 7 韶关新丰抽水蓄能电站 广东 120 项目前期-预可研 2032 年 8 潮州潮安青麻园抽水蓄能电站 广东 120 项目前期-预可研 2032 年

30、9 南宁抽水蓄能电站 广西 120 主体工程已开工 2025 年年底前 10 桂林灌阳抽水蓄能电站 广西 120 项目前期-可研 2028 年 11 贵港抽水蓄能电站 广西 120 项目前期-可研 2029 年 12 玉林福绵抽水蓄能电站 广西 120 项目前期-预可研 2031 年 13 柳州鹿寨抽水蓄能电站 广西 120 项目前期 2030 年 14 钦州灵山抽水蓄能电站 广西 120 项目前期-预可研-15 防城港上思抽水蓄能电站 广西 120 项目前期-预可研-16 南宁武鸣抽水蓄能电站 广西 120 项目前期-预可研-合计 1860 资料来源：公司公告、华泰研究 调峰水电站方面暂无规

31、划，新型储能电站在建及开展前期工作项目为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。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。02004006008001,0001,2001,400202020213Q22（万千瓦）抽水蓄能调峰

32、水电电网侧独立储能 免责声明和披露以及分析师声明是报告的一部分，请务必一起阅读。7 南网储能南网储能(600995 CH)图表图表6：截至截至 2022 年年 10 月公司月公司在建及开展前期工作的在建及开展前期工作的新型储能电站新型储能电站 序号序号 项目名称项目名称 所属省区所属省区 预计装机容量（万千瓦）预计装机容量（万千瓦）最新进展（截至最新进展（截至 2022 年年 10 月月 18 日）日）计划投产时间计划投产时间 1 广东佛山南海独立电池储能电站 广东 30 正在开展初步设计 2023 年 2 广东梅州五华独立电池储能电站 广东 7 已开工建设 2022 年 3 海南海口药谷电池

33、储能电站 海南 0.5 已开工建设 2022 年 合计 37.5 资料来源：公司公告、华泰研究 公司公司整体业务稳定，迎接新政策机遇整体业务稳定，迎接新政策机遇 重要提示：本节所分析财务数据及指标均参考重组前南方电网调峰调频公司数据。重要提示：本节所分析财务数据及指标均参考重组前南方电网调峰调频公司数据。1Q22 毛利率毛利率和和净利率净利率显著显著提升提升，2022 年归母净利实现快速增长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来源，其中 1Q22 公司抽蓄/调峰水电主营业务收入贡献分别为68.42%/31.16%。2021 年，公司营业收入/归母净利润为 47.79/9.8

34、6 亿元，同比增长2.64%/8.40%。公司预计其 2022 年归母净利润为 16.62 亿元，主要系梅蓄、阳蓄电站2022 年全面投产，调峰水电站发电量同比增长约 33%，以及公司降本增效成果显著。公司 2020/2021 年主营业务毛利率为 53.90%/54.88%，而 1Q22 公司主营业务毛利率显著提升至 61.04%，主要系公司调峰水电所在流域来水偏丰导致调峰水电发电收入占比提升，以及调峰水电站的修理费集中于下半年计提。分业务类型看，公司抽蓄 2020/2021 年毛利率较为稳定，体现公司下属抽蓄电站运营较为成熟的特点；调峰水电由于成本较为固定，毛利率主要受来水波动影响；随着宝清

35、电化学储能电站经营成本趋于稳定，公司 2021 年电网侧独立储能业务毛利率同比提升 3.12 个百分点。图表图表7：1Q22 公司主营业务收入构成公司主营业务收入构成 注：以上期限内公司财务数据均为重组前南方电网调峰调频公司数据 资料来源：公司公告，华泰研究 图表图表8：2020-1Q22 公司营业收入及利润情况公司营业收入及利润情况 图表图表9：2020-1Q22 公司主营业务毛利率情况公司主营业务毛利率情况 注：以上期限内公司财务数据均为重组前南方电网调峰调频公司数据 资料来源：公司公告、华泰研究 注：以上期限内公司财务数据均为重组前南方电网调峰调频公司数据 资料来源：公司公告、华泰研究

36、抽水蓄能68.42%调峰水电31.16%电网侧独立储能0.42%01,0002,0003,0004,0005,0006,000202020211Q22（百万元）营业收入归母净利润0%10%20%30%40%50%60%70%80%202020211Q22抽水蓄能调峰水电电网侧独立储能主营业务毛利率净利润率 免责声明和披露以及分析师声明是报告的一部分，请务必一起阅读。8 南网储能南网储能(600995 CH)2021 年公司资本开支增加带来资产负债率增长，但财务费用率下降。年公司资本开支增加带来资产负债率增长，但财务费用率下降。2021 年，公司资本支出 36.77 亿元，同比增长 58.41%

37、，主要用于建设储能电站以及购置相关的运营机组设备；而公司资产负债率也因在建项目资本性投资较大从 2020 年的 53.59%上升至 2021 年的 56.74%；2021 年公司财务费用率同比下降 1.78 个百分点至 7.59%，主要系借款平均利率水平下降。1Q22 公司财务费用率较 2021 年提升 3.9 个百分点至 11.49%，主要系当期资本化利息减少导致利息支出增加。图表图表10：2020-1Q22 公司资本支出公司资本支出 图表图表11：2020-1Q22 公司资产负债率及财务费用率公司资产负债率及财务费用率 注：1）以上期限内公司财务数据均为重组前南方电网调峰调频公司数据；2）

38、以上资本开支数据为公司公告列示购建固定资产、无形资产和其他长期资产支付的现金 资料来源：公司公告、华泰研究 注：以上期限内公司财务数据均为重组前南方电网调峰调频公司数据 资料来源：公司公告、华泰研究 公司公司 2021 年经营现金流同比大幅年经营现金流同比大幅增长，与增长，与关联方主要客户业务稳定关联方主要客户业务稳定。公司 2021 年经营现金流净额 48.02 亿元，同比大幅增长 100.62%，主要系公司解除向南方电网的资金归集。公司前四大客户（广东电网/南方电网超高压输电公司/海南电网和云南电网）均为关联方电网公司，中长期履约能力强，业务整体较为稳定。2020/2021/1Q22 公司

39、向南方电网公司的主营业务销售额为 43.75/45.00/12.44 亿元，占当期营业收入的比重分别为93.95%/94.15%/95.96%。图表图表12：2020-1Q22 公司经营活动现金净流量公司经营活动现金净流量 注：以上期限内公司财务数据均为重组前南方电网调峰调频公司数据 资料来源：公司公告，华泰研究 05001,0001,5002,0002,5003,0003,5004,000202020211Q22（百万元）0%10%20%30%40%50%60%70%202020211Q22资产负债率财务费用率01,0002,0003,0004,0005,0006,000202020211Q

40、22（百万元）免责声明和披露以及分析师声明是报告的一部分，请务必一起阅读。9 南网储能南网储能(600995 CH)深耕抽蓄电站运营，发展优势显著深耕抽蓄电站运营，发展优势显著 截至 2022 年 9 月末，公司抽水蓄能装机容量 1028 万千瓦，为我国第二大抽蓄运营商，最大抽蓄上市公司。与我国目前最大抽蓄运营商国网新源对比，公司抽蓄业务毛利率及单位装机净利润均具有优势。随着新型电力系统建设对调峰电源的需求逐步增加，抽蓄行业将迎来广阔发展空间，抽蓄行业集中度也将降低。南网预计“十四五”新增抽蓄装机 600 万千瓦，“十五五”“十六五”各新增抽蓄装机 1500 万千瓦。在发改委 633 号文 2

41、023 年实施后，公司 5 座电站容量电价将重新核定，我们认为随着电力现货市场的深入推进，抽蓄电站或将受益于电量电价收益端的更高的抽发电价差。抽水蓄能抽水蓄能需求将至，需求将至，行业行业发展发展空间广阔空间广阔 抽水蓄能机组包含水泵水轮机与发电电动机，通过可逆性运转达成蓄能与释能工作周期。抽水蓄能机组包含水泵水轮机与发电电动机，通过可逆性运转达成蓄能与释能工作周期。在用电低谷时，位于下游的机组抽水至高海拔水库，将所连通电网中多余的电能转化为重力势能存储；而在用电高峰时，上水库开闸放水推动下游轮机发电，将重力势能转化为电能并输出至电力网络。抽水蓄能电站在发电工况下效率通常为 75%上下，被简称为

42、“抽四发三”。图表图表13：抽水电站工作原理抽水电站工作原理 资料来源：新一代小型水电站和抽水电站：发展与未来挑战（作者：G.Ardizzon,G.Cavazzini,G.Pavesi；出版日期：2014年 1 月 22 日）、华泰研究 抽水蓄能目前在各灵活储能方式中具有较大优势。抽水蓄能目前在各灵活储能方式中具有较大优势。抽蓄电站系重要的调峰调频电源之一，能够进行削峰填谷、系统调频调相、应急与黑启动等应用。在我国现有主要储能手段中，抽蓄具有技术成熟、容量大、应用广、成本低等优势。据国际水力协会统计，全球范围内抽水储能占总储能量比例高达 94%以上。文贤馗等著大容量电力储能调峰调频性能综述（2

43、018年 12 月 31 日）中指出目前火电一次调频性能受锅炉蓄热等问题限制，且电力清洁化要求控制火电厂体量，限制了火电改造的收益；新型灵活性提供方法大部分尚未成熟，超导储能等高新方案甚至尚处于示范阶段。在新型储能完成实用性突破前，抽水蓄能仍将是灵活性资源的主要来源。图表图表14：主要储能手段对比主要储能手段对比 储能方式储能方式 使用寿命使用寿命 优点优点 缺点缺点 发展现状发展现状 抽水蓄能 50 年 技术成熟、容量大、运行稳定、储能周期长、启停快、单位装机成本低、环保节能 响应速度（相对新型储能）较慢、建设周期长、选址与施工要求高、成本下降潜力小 占据主导地位 火电灵活化改造 30 年

44、技术成熟、成本最低、可利用现有火电站 环保性不佳、调峰能力较差 产业化应用 压缩空气蓄能 25 年 储能容量大 转换效率低、响应速度慢、建设周期长 产业化应用 飞轮储能 20 年左右 功率密度高、响应速度快、寿命长 储能量过低（秒级）产业化应用 超导储能 循环数百万次 响应速度快、功率密度较高 储能容量过低（秒级）、技术不成熟 示范应用 超级电容器 10 年左右 功率密度大、循环寿命长 储能量过低（秒级）、自放电率高 产业化应用 电池（锂、铅酸等）5-20 年 视具体电池种类不同 视具体电池种类而变 产业化应用 资料来源：各种储能方式对比分析及抽水蓄能技术发展趋势探讨（作者：梁廷婷、崔继国；日

45、期：2018 年 11 月 14 日）、华泰研究 免责声明和披露以及分析师声明是报告的一部分，请务必一起阅读。10 南网储能南网储能(600995 CH)围绕新能源布局，未来十年抽蓄规模将大幅跃升。围绕新能源布局，未来十年抽蓄规模将大幅跃升。双碳背景下，新能源将迎来快速发展，我们测算 2021-2030 年，我国风电/光伏装机 CAGR 将达到 14%/18%。作为出力稳定性较差的电源，风电/光伏的大量并网消纳对电网灵活性调节能力提出更高要求。而抽蓄作为当前调峰成本较低，单机规模较大的重要灵活性电源之一，也将迎来跃升式发展。2021 年以来，国家发改委、国家能源局等发布了一系列推动抽水蓄能建设

46、及完善抽水蓄能价格形成机制的政策，为抽蓄蓄能行业大力发展创造了良好条件。图表图表15：2021 年以来抽水蓄能相关政策年以来抽水蓄能相关政策 时间时间 发布主体发布主体 政策政策 相关内容相关内容 2022 年 5 月 国家发改委 国家能源局 关于促进新时代新能源高质量发展的实施方案 完善调峰调频电源补偿机制，加大煤电机组灵活性改造、水电扩机、抽水蓄能和太阳能热发电项目建设力度，推动新型储能快速发展 2022 年 3 月 国家能源局 2022 年能源工作指导意见 推动制定各省抽水蓄能中长期规划实施方案和“十四五”项目核准工作计划，加快推动一批抽水蓄能电站建设 2022 年 1 月 国家发改委

47、国家能源局 关于完善能源绿色低碳转型体制机制和政策措施的意见 加快建设抽水蓄能电站，探索中小型抽水蓄能技术应用，推行梯级水电储能 2021 年 9 月 国家能源局 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 2021 年 8 月 国家发改委 对十三届全国人大四次会议第 3436 号建议的答复 关于完善抽水蓄能价格形成机制一是适应电力市场建设发展优化了电量电价机制，二是完善容量电价核定和容量电费回收机制；建立合理的投资模式；建立合理的回报机制 2021 年

48、8 月 国家发改委 国家能源局 关于鼓励可再生能源发电企业自建或购买调峰能力增加并网规模的通知 鼓励发电企业通过自建或购买调峰储能能力的方式，增加可再生能源发电装机并网规模 2021 年 7 月 国家发改委 关于做好 2021 年能源迎峰度夏工作的通知 要加大力度推动抽水蓄能和新型储能加快发展，不断健全市场化运行机制，全力提升电源侧、电网侧、用户侧储能调峰能力 2021 年 7 月 国家能源局 关于 2021 年风电、光伏发电开发建设有关事项的通知 对于保障性并网范围以外仍有意愿并网的项目，可通过自建、合建共享或购买服务等市场化方式落实并网条件后，由电网企业予以并网。并网条件主要包括配套新增的

49、抽水蓄能、储热型光热发电、火电调峰、新型储能、可调节负荷等灵活调节能力 2021 年 5 月 国家发改委 关于“十四五”时期深化价格机制改革行动方案的通知 完善风电、光伏发电、抽水蓄能价格形成机制，建立新型储能价格机制 2021 年 5 月 国家发改委 国家发改委关于进一步完善抽水蓄能价格形成机制的意见 现阶段，要坚持以两部电价政策为主体，进一步完善抽水蓄能价格形成机制，以竞争性方式形成电量电价，将容量电价纳入输配电价回收，同时强化与电力市场建设发展的衔接，逐步推动抽水蓄能电站进入市场 2021 年 3 月 全国人大 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

50、 加快抽水蓄能电站建设和新型储能技术规模化应用 资料来源：公司公告、华泰研究 免责声明和披露以及分析师声明是报告的一部分，请务必一起阅读。11 南网储能南网储能(600995 CH)我们测算我们测算截至截至 2021 年底，我国抽水蓄能装机规模已领跑全球，年底，我国抽水蓄能装机规模已领跑全球，2025/2030 年末将增至年末将增至62GW+/120GW 左右。左右。根据 2022 年 6 月 24 日水电水利规划设计总院、中国水力发电工程学会抽水蓄能行业分会联合发布的抽水蓄能产业发展报告 2021，截至 2021 年底，我国抽水蓄能已建成规模居世界首位，达到 3639 万千瓦；核准在建总规模

51、为 6153 万千瓦。2021 年 9 月 17 日，国家能源局发布抽水蓄能中长期发展规划（2021-2035 年），提出我国抽蓄投产容量将在 2025 年/2030 年分别达到 62GW 以上/120GW 左右，为截至 2021年底装机水平的 1.7x 和 3.3x。报告还提出我国中长期规划布局中抽水蓄能重点实施项目达 340 个，总装机容量约 421GW；储备项目 247 个，总装机规模约 305GW；合计726GW。我国已建成抽蓄电站主要分布在广东、华东、华北和华中地区，在建机组主要分布于华东、我国已建成抽蓄电站主要分布在广东、华东、华北和华中地区，在建机组主要分布于华东、华北等地区。华

52、北等地区。根据抽水蓄能产业发展报告 2021，截至 2021 年底，我国已建成抽蓄电站装机容量中，广东省所占份额最大，高达 22%；其次为华东地区的浙江、安徽、江苏，华北的河北、山东等，以及华中的河南、湖北等。截至 2021 年底的在建规模中，归属于华东电网、华北电网的规模占比最大，分别为 30%/24%，其次为华中电网和东北电网的14%和 13%。据国家能源局抽水蓄能中长期发展规划（2021-2035 年）指出，为服务新能源大规模发展和电力外送需要，围绕新能源基地及负荷中心合理布局，要重点布局东北、华北和西北地区。值得注意的是，尽管目前西部地区重点实施以及储备项目较其他地区少，风光大基地建设

53、将对抽蓄电站配套服务有更强的需求。图表图表16：截至截至 2021 年底，各省份已建成抽蓄容量份额年底，各省份已建成抽蓄容量份额 图表图表17：截至截至 2021 年底，我国在建抽蓄电站于各电网分布情况年底，我国在建抽蓄电站于各电网分布情况 资料来源：抽水蓄能产业发展报告 2021、华泰研究 资料来源：抽水蓄能产业发展报告 2021、华泰研究 图表图表18：截至截至 2021 年底，我国已建、在建抽水蓄能电站分布年底，我国已建、在建抽水蓄能电站分布情况（单位：万千瓦）情况（单位：万千瓦）资料来源：抽水蓄能产业发展报告 2021、华泰研究 广东22%浙江15%安徽10%江苏7%河北5%山东4%福

54、建4%吉林4%河南4%湖北3%山西3%内蒙古3%辽宁3%江西3%湖南3%北京2%海南2%黑龙江1%西藏0%东北电网13%华北电网24%西北电网8%西南电网4%南方电网7%华中电网14%华东电网30%免责声明和披露以及分析师声明是报告的一部分，请务必一起阅读。12 南网储能南网储能(600995 CH)图表图表19：抽水蓄能中长期发展规划重点布局省份及服务对象抽水蓄能中长期发展规划重点布局省份及服务对象 地区地区 重点布局省份重点布局省份 服务对象服务对象 华北地区 河北、山东等省 服务新能源大规模发展需要 东北地区 辽宁、黑龙江、吉林等省 服务核电和新能源大规模发展需要 华东地区 浙江、安徽等

55、省 服务新能源电力发展等需要 南方地区 广东和广西 服务中部城市群经济建设发展需要 华中地区 河南、湖南、湖北等省 服务新能源大规模发展和电力外送需要 资料来源：抽水蓄能中长期发展规划（2021-2035 年）、华泰研究 全国第二大抽水蓄能运营商，全国第二大抽水蓄能运营商，盈利能力优异盈利能力优异 公司公司系系全国第二大抽蓄电站运营商全国第二大抽蓄电站运营商，最大抽蓄上市主体，最大抽蓄上市主体。我们统计，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%。过去我国抽蓄电站运营格局较为集中，截至 2022 年 12 月 16 日，国

56、家电网和南方电网合计抽蓄装机占我国总装机的 85%，而其余非南网/国网控股抽蓄装机市占率合计仅为 15%。图表图表20：截至截至 2022 年年 12 月月 16 日在运抽水蓄能电站市占率（装机容量）日在运抽水蓄能电站市占率（装机容量）资料来源：南方电网技术情报中心、水电学会抽水蓄能行业分会、华泰研究 国家电网62.2%南网储能23.2%江苏国信3.6%蒙西电网2.7%三峡集团4.7%华电集团2.7%宁波地方国企0.2%福建投资集团0.7%免责声明和披露以及分析师声明是报告的一部分，请务必一起阅读。13 南网储能南网储能(600995 CH)图表图表21：截至截至 2022 年年 12 月月

57、16 日在运抽水蓄能电站情况日在运抽水蓄能电站情况 公司公司 电站所在地区电站所在地区 电站电站 装机容量（万千瓦）装机容量（万千瓦）总计总计 国网 国网新源 北京 十三陵 80 2,753 河北南网 张河湾 100 河北北网 潘家口 27 丰宁 210 山西 西龙池 120 吉林 白山 30 敦化 140 江苏 宜兴 100 浙江 天荒坪 180 华东桐柏 120 仙居 150 安徽 响洪甸 8 响水涧 100 琅琊山 60 绩溪 180 金寨 60 福建 仙游 120 江西 洪屏 120 山东 泰山 100 沂蒙 120 河南 南阳回龙 12 宝泉 120 湖北 白莲河 120 湖南 黑麋

58、峰 120 黑龙江 荒沟 120 国网辽宁公司 辽宁 蒲石河 120 国网湖北公司 湖北 天堂 7 国网西藏公司 西藏 羊湖 9 南网 南网储能 广东 广州 240 1028 惠州 240 清远 128 深圳 120 梅州一期 120 阳江一期 120 海南 琼中 60 江苏国信 江苏 溧阳沙河 10 160 溧阳 150 蒙西电网 蒙西 呼和浩特 120 120 三峡集团 浙江 长龙山 210 210 华电集团 福建 周宁 120 120 宁波地方国企 浙江 宁波溪口 8 8 福建投资集团 福建 永泰 30 30 合计合计 4,429 资料来源：南方电网技术情报中心、水电学会抽水蓄能行业分会

59、、华泰研究 图表图表22：截至截至 2022 年年 12 月月 16 日，各集团正开展抽蓄项目装机容量统计（不完全）日，各集团正开展抽蓄项目装机容量统计（不完全）资料来源：各集团官网、北极星电力网、华泰研究 国家电网16%三峡集团11%中电建集团9%华电集团5%中核集团5%南方电网5%中国能建集团5%国家能源集团5%国电投集团3%华能集团3%华灏控股2%中广核1%大唐集团1%广东能源集团1%其他28%免责声明和披露以及分析师声明是报告的一部分，请务必一起阅读。14 南网储能南网储能(600995 CH)未来我国抽蓄电站运营主体将往多元化发展，未来我国抽蓄电站运营主体将往多元化发展，两网两网/中

60、国电建中国电建/主要发电集团具有一定优势主要发电集团具有一定优势。据我们不完全统计，截至 2022 年 12 月 16 日，公开可查询到的我国规划中的未投产抽蓄项目装机合计 474.73GW，其中国家电网/三峡集团规划未投产容量 74.14/54.3GW，占比分别为 16%/11%，暂显著高于其他集团；中国电建（43.4GW）凭借抽蓄电站建造优势占比 为 9%，排名第三；华电集团/中核集团/南方电网/中国能建/国家能源集团（23.97/23.5/22.6/22.16/21.15GW）占比均在 5%左右。公司未来装机增长规划明确，预计公司未来装机增长规划明确，预计 2021-2035 年的十五年

61、内新增年的十五年内新增 3600 万千瓦抽蓄装机。万千瓦抽蓄装机。公司为南方电网唯一抽蓄发展主体，南方电网印发的关于公司推动绿色低碳发展转型的意见提出，“十四五”新增抽蓄装机 600 万千瓦，“十五五”“十六五”各新增抽蓄装机1500 万千瓦，未来十五年增长 4.6 倍。根据抽水蓄能产业发展报告 2021，截至 2021年底，国网在建抽蓄规模为 4578 万千瓦，根据国网新源 2021 年社会责任报告，截至2021 年底，国网旗下抽蓄主体国网新源开展可研及预可研抽水蓄能电站约 3000 万千瓦，合计 7578 万千瓦。与国网新源对比，与国网新源对比，公司公司抽蓄业务抽蓄业务盈利能力更强。盈利能

62、力更强。2021 年，国网新源营收/净利润为153.84/24.76 亿元，高于公司抽蓄业务的 33.11/13.51 亿元，主要系公司抽蓄装机规模小于国网新源。但公司抽蓄业务 2021 年毛利率领先于国网新源 23 个百分点；1Q22 差距进一步扩大至 34 个百分点。单位装机净利润方面，我们测算公司 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。图表图表23：2020-1Q22 公司与国网新源抽水蓄能盈利水平对比公司与国网新源抽水蓄能盈利水平对比 注：此处南网储能毛利率系抽水储蓄业务毛利率 资料来源：公司公告、华泰研究 我们认为公

63、司盈利能力强于国网新源主要系：我们认为公司盈利能力强于国网新源主要系：1）发电效率较高：公司 2020/2021 年抽蓄机组发电效率（上网电量/抽水电量）分别为 78.28%/80.54%，领先于国网新源 0.16/1.49个百分点，显著高于抽蓄电站普遍的“抽四发三”（75%）效率水平。2）公司抽蓄电站主要集中于广东省，而国网新源抽蓄电站分布较为分散，装机分布集中度高可为公司运营带来一定规模效应，或降低运维成本从而提升毛利率。3）公司房屋及建筑物折旧年限相比国网新源较高：公司房屋及建筑物折旧年限为 30-45 年（年折旧率 2.11-3.17%）；国网新源房屋及建筑物折旧年限为 5-45 年（

64、年折旧率 2.11-19.00%）。折旧年限与年折旧费用成反比，考虑到房屋及建筑物在固定资产中占比较高，公司低平均年折旧率或一定程度提升利润水平。0%10%20%30%40%50%60%0204060800211Q22（元/千瓦）单位装机净利润 南网储能单位装机净利润 国网新源毛利率 南网储能毛利率 国网新源 免责声明和披露以及分析师声明是报告的一部分，请务必一起阅读。15 南网储能南网储能(600995 CH)图表图表24：2020-1Q22 发电效率（上网电量发电效率（上网电量/抽水电量）对比抽水电量）对比 资料来源：公司公告、华泰研究 容量电价保障最低盈利，现货市场

65、推行为抽蓄电站盈利增加提供潜能容量电价保障最低盈利，现货市场推行为抽蓄电站盈利增加提供潜能 近年来抽蓄电价制度经历数次改动，近年来抽蓄电价制度经历数次改动，2021 年发改委的最新意见为两部制电价。年发改委的最新意见为两部制电价。过往抽蓄电站曾采用固定租赁费制度与单一容量制度，电网所付年租金或电费与具体用电量不关联，电站奖励机制基本空白；2014 年，发改委正式采取两部制电价，且允许抽蓄电站将容量电费和抽发损耗纳入电网运行费用统一核算并纳入终端电费考量；然而，国家于 2019 年将抽蓄电站成本移出输配电的定价成本，并于 2020 年将抽蓄电站移出可计提收益，对行业造成一定打击。直到 2021

66、年 4 月 30 日，国家发改委发布发改价格2021633 号文关于进一步完善抽水蓄能价格形成机制的意见（2023 年开始实施），指出要“以两部制电价政策为主体，进一步完善抽水蓄能价格形成机制，以竞争性方式形成电量电价，将容量电价纳入输配电价回收，同时强化与电力市场建设发展的衔接，逐步推动抽水蓄能电站进入市场”。两部制电价两部制电价=容量电价容量电价+电量电价。电量电价。容量电费回收除抽发运行成本外的综合性成本。电量电价用于回收抽水、发电的运行成本，以体现抽水蓄能电站提供调峰服务的价值。抽蓄电站执行电量电价的收入来源于提供调峰调频等服务，成本来源于电能转换为势能时所消耗的电量。根据电力现货市场

67、运行与否，抽水电价及上网电价所执行的电价政策不同。电力现货市场运行机制下，电量电价盈利主要取决于峰谷价差大小，峰谷价差越大，盈利越好。图表图表25：抽水蓄能电站电量电价执行办法抽水蓄能电站电量电价执行办法 电力现货市场运行电力现货市场运行 电力现货市场尚未运行电力现货市场尚未运行 抽水抽水 上网上网 抽水抽水 上网上网 按现货市场价格及规则结算 按现货市场价格及规则结算 抽水电量可由电网企业提供，抽水电价按燃煤发电基准价的75%执行 鼓励委托电网企业通过竞争性招标方式采购，抽水电价按中标电价执行，因调度等因素未使用的中标电量按燃煤发电基准价执行 上网电量由电网企业收购，上网电价按燃煤发电基准价

68、执行 注：抽水蓄能电站抽水电量不执行输配电价、不承担政府性基金及附加 资料来源：国家发改委发布发改价格2021633 号文关于进一步完善抽水蓄能价格形成机制的意见、华泰研究 公司抽蓄电站目前收入来源仍以容量电价为主，公司抽蓄电站目前收入来源仍以容量电价为主，633 号文号文将将影响影响公司多数抽蓄电站收入公司多数抽蓄电站收入。2020-1Q22，公司抽水蓄能业务收入结构中容量电费收入占比超过 97%。633 号文执行后，公司清蓄、深蓄、海蓄、广蓄电站二期、惠蓄电站 5 个抽蓄电站容量电价均将重新核定；同时，广蓄电站二期和惠蓄电站电价模式将从单一容量电价变为两部制电价。76%77%78%79%8

69、0%81%202020211Q22南网储能国网新源 免责声明和披露以及分析师声明是报告的一部分，请务必一起阅读。16 南网储能南网储能(600995 CH)图表图表26：633 号文电价政策对公司抽蓄电站电价的影响号文电价政策对公司抽蓄电站电价的影响 项目项目 电价政策变化的影响电价政策变化的影响 电量电价 清蓄电站 电量电费不受新政策影响，仍为两部制电价 深蓄电站 海蓄电站 广蓄电站二期 从单一容量制变为两部制电价 惠蓄电站 容量电价 清蓄电站 根据抽水蓄能容量电价核定办法重新核定，截至 2022 年 7 月 30 日，成本监审工作尚未结束，政府部门核价工作尚未开始，政府主管部门对抽水蓄能电

70、站容量电价的关键核价因素尚未确定，容量电价的变化取决于最终核定价格 深蓄电站 海蓄电站 广蓄电站二期 惠蓄电站 广蓄电站一期 协商定价，单一容量电价模式，非 633 号文定价范围，不发生变化 资料来源：公司公告，华泰研究 据云南文山电力股份有限公司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中对发改委 633 号文实施后公司 5 个电站在 2023-2025 年度监管周期内总容量电费的敏感性测算，其他重要参数保持 633 号文实施之前政府认定的水平不变，1）在行业先进、平均运维费率为 2.5%、3%/3%、3.5%/3.5%、4%/4%、4.5%情况下，公司总计容量电费为28.

71、20/29.55/30.89/32.24 亿元，分别较现行容量电费-5.77%/-1.27%/+3.24%/+7.74%；2）在 核 定 电 站 投 资 金 额-5%/-2.5%/+2.5%/+5%情 况 下，公 司 总 计 容 量 电 费 为28.48/29.20/30.65/31.88 亿元,分别较现行容量电费-4.85%/-2.42%/+2.43%/+4.85%；3）在贷款利率-10%/-5%/+5%/+10%情况下，公司总计容量电费为 29.02/29.47/30.39/30.87亿元,分别较现行容量电费-3.04%/-1.54%/+1.57%/+3.16%。图表图表27：抽蓄电站容量

72、电费运维费率敏感度测算（亿元）抽蓄电站容量电费运维费率敏感度测算（亿元）项目项目 运维费率（行业先进平均水平、全行业平均水平）运维费率（行业先进平均水平、全行业平均水平）2.50%、3.00%3.00%、3.50%3.50%、4.00%4.00%、4.50%重新核价后的总计容量电费 28.20 29.55 30.89 32.24 现行总容量电费 29.93 29.93 29.93 29.93 总容量电费变化率-5.77%-1.27%3.24%7.74%资料来源：公司公告，华泰研究 图表图表28：抽蓄电站容量电费电站投资金额敏感度测算（亿元）抽蓄电站容量电费电站投资金额敏感度测算（亿元）项目项目

73、 核定的电站投资金额上升（或下降）幅度核定的电站投资金额上升（或下降）幅度-5.00%-2.50%2.50%5.00%重新核价后的总计容量电费 28.48 29.20 30.65 31.38 现行总容量电费 29.93 29.93 29.93 29.93 总容量电费变化率-4.85%-2.42%2.43%4.85%资料来源：公司公告，华泰研究 图表图表29：抽蓄电站容量电费贷款利率敏感度测算（亿元）抽蓄电站容量电费贷款利率敏感度测算（亿元）项目项目 核定的贷款利率上升（或下降）幅度核定的贷款利率上升（或下降）幅度-10.00%-5.00%5.00%10.00%重新核价后的总计容量电费 29.0

74、2 29.47 30.39 30.87 现行总容量电费 29.93 29.93 29.93 29.93 总容量电费变化率-3.04%-1.54%1.57%3.16%资料来源：公司公告，华泰研究 免责声明和披露以及分析师声明是报告的一部分，请务必一起阅读。17 南网储能南网储能(600995 CH)对于新建抽蓄机组，暂不考虑现货市场机制，我们进行了对于新建抽蓄机组，暂不考虑现货市场机制，我们进行了容量电价测算：容量电价测算：根据发改价格2021633 号文所规定的容量电价计算机制，按 6.5%核定经营期内部收益率；年净现金流=年现金流入年现金流出（均不含税），其中年现金流入为实现累计净现金流折现

75、值为零时的年平均收入水平，包括固定资产残值收入（仅经营期最后一年计入）；年现金流出=资本金投入+偿还的贷款本金+利息支出+运行维护费+税金及附加。基于我们的核心假设，使用 excel 单变量求解得到抽蓄电站容量电价为抽蓄电站容量电价为 0.574 元元/W。同时，我们测算抽蓄电我们测算抽蓄电站的调峰成本（运维站的调峰成本（运维+折旧折旧+利息利息+抽放电抽放电 25%损耗带来的成本）在电站投产首年为损耗带来的成本）在电站投产首年为 0.389元元/千瓦时，后千瓦时，后续续年度随利息支付下降而每年降年度随利息支付下降而每年降低，利息支付完成后为低，利息支付完成后为 0.271 元元/千瓦时千瓦时

76、。图表图表30：抽水蓄能电站盈利测算核心假设抽水蓄能电站盈利测算核心假设 容量电价部分容量电价部分指标指标 假设值假设值 备注备注 抽蓄电站建设单位综合成本*6 元/W 电站运营年限（折旧年限）40 年 根据发改委 633 号文 资本金比例 20%根据发改委 633 号文 固定资产残值率 5%一般残值率 0%-10%，取中间值 造价中缴纳增值税部分成本占比 75%若采购方、施工单位不具有一般纳税人资格，其增值税不能抵扣进项税，保守考虑为造价的 75%所得税率 15%三年免税，三年减半 运维费用率 2.5%基于基于全寿命周期成本的储能成本分析（傅旭、李富春等，2020年），每年运费用占造价比例约

77、为 2.5%贷款期限 25 年 根据发改委 633 号文 还款方式 等额本金 贷款利率*4.4%5 年期以上贷款基准利率 4.9%，假设较基准利率下浮 10%经营期内部收益率 6.5%根据发改委 633 号文 电量电价部分电量电价部分指标指标 假设值假设值 备注备注 是否有现货市场*无 年有效利用小时数*1800 小时 参考 2021 年开始陆续投产的丰宁抽蓄电站设计利用小时约 1837 小时 基准电价（放电电价）*0.463 元/千瓦时 取任意一省份基准电价（由于假设无现货市场，不影响容量电价测算结果，但会影响调峰成本）抽水电价 0.347 元/千瓦时 由于“抽四发三”，基准电价的 75%注

78、：“*”代表关键假设 资料来源：国家发改委官网、基于全寿命周期成本的储能成本分析（傅旭、李富春等，2020 年）、华泰研究预测 抽水蓄能电站的造价及贷款利率是影响容量电价的关键因素。抽水蓄能电站的造价及贷款利率是影响容量电价的关键因素。我们进行了有关抽蓄电站造价与借贷利率的容量电价敏感性分析，在 4.2%-4.8%的借贷利率、5-7 元/W 的造价的不同情景下，抽蓄电站的容量电价约为 0.474-0.683 元/W。图表图表31：关于造价及借贷利率的容量电价（元关于造价及借贷利率的容量电价（元/千瓦时，含税）敏感性分析千瓦时，含税）敏感性分析 借贷利率借贷利率 4.2%4.4%4.6%4.8%

79、造价（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 资料来源：华泰研究预测 抽蓄电站的度电调峰成本受发电量、抽水电价、运维成本、利息及折旧的影响。抽蓄电站的度电调峰成本受发电量、抽水电价、运维成本、利息及折旧的影响。无现货市场交易机制下的抽水电价一般等于基准电价的 75%，利用小时决定发电量，故我们进行了关于基准电价及利用小时数的抽水蓄能电站调峰成本敏感性分析，在 0

80、.4207-0.463 元/千瓦时的基准电价，1700-2000 的利用小时情景下，抽蓄电站的度电调峰成本在首年为0.351-0.405 元/千瓦时，在还贷完成后为 0.245-0.281 元/千瓦时。免责声明和披露以及分析师声明是报告的一部分，请务必一起阅读。18 南网储能南网储能(600995 CH)图表图表32：关于基准电价及利用小时数的抽水蓄能电站首年调峰成本（元关于基准电价及利用小时数的抽水蓄能电站首年调峰成本（元/千瓦时）敏感性分析千瓦时）敏感性分析 利用小时数（小时）利用小时数（小时）1700 1800 1900 2000 基准电价（元/kWh）海南 0.4298 0.397 0

81、.381 0.366 0.353 广西 0.4207 0.395 0.378 0.364 0.351 广东 0.463 0.405 0.389 0.375 0.362 资料来源：华泰研究预测 图表图表33：关于基准电价及利用小时数的抽水蓄能电站还贷完成后调峰成本（元关于基准电价及利用小时数的抽水蓄能电站还贷完成后调峰成本（元/千瓦时）敏感性分析千瓦时）敏感性分析 利用小时数（小时）利用小时数（小时）1700 1800 1900 2000 基准电价（元/kWh）海南 0.4298 0.272 0.263 0.255 0.248 广西 0.4207 0.270 0.261 0.253 0.245

82、广东 0.463 0.281 0.271 0.263 0.256 资料来源：华泰研究预测 抽水蓄能电站整体抽水蓄能电站整体 NPV 或资本金或资本金 IRR 与其能量转换效率成正比。与其能量转换效率成正比。抽蓄电站的能量转换效率（上网电量/抽水电量）一般为 75%，因此在无电力现货机制下，633 号文规定抽水电价=基准电价*75%，上网电价=基准电价。我们测算在无电力现货市场机制下（暂不考虑电量收益与电网分成），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

83、效率分别提升至 80%和 85%时，NPV 分别增长至 2.0 和 2.3 元/W，资本金IRR 分别增加至 8.2%/9.8%。图表图表34：NPV/资本金资本金 IRR 与能量转换效率敏感性分析与能量转换效率敏感性分析 能量转换率能量转换率 75%80%85%NPV（元/W）1.6 2.0 2.3 资本金 IRR 6.5%8.2%9.8%资料来源：华泰研究预测 电力现电力现货市场深入推进或为公司抽蓄电站盈利增长提供潜力。货市场深入推进或为公司抽蓄电站盈利增长提供潜力。前文提到抽蓄电站一般抽水电量和上网电量的转换效率为 75%，在无现货市场情况下，抽蓄电站上网电价为本省燃煤基准电价，抽水电价

84、为燃煤基准电价的 75%，价差部分覆盖能量转换损耗，若不考虑投产前几年的增值税抵扣作用，发电效率为 75%的抽蓄电站在电量电价层面几乎没有盈利。我们认为虽然抽蓄电站主要参与调峰交易或“两个细则”（并网发电厂辅助服务管理实施细则、发电厂并网运行管理实施细则）考核，短期来看直接参与现货市场的概率并不大，但在现货交易推行较快的省份，为鼓励抽蓄电站建设运营，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日前交易和实时交易最高电价和最低电价价差情况，实时交易下三种口径价差均远高于日前交易，但即便日前交易三种口径价差也均高于广东燃煤基准

85、电价的 25%（115.5 元/兆瓦时）。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。能力提升。633 号文收益分享机制为：3 年为一个监管周期，上一监管周期内形成的电量电价收益，在抽水蓄能电站和电网间进行二八比例分成，80%的部分在下一监管周期核定电站容量电价时相应扣减。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

86、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。图表图表35：2022 年年 10 月月 12 日日-2022 年年 12 月月 12 日广东现货交易日广东现货交易最高电价和最低电价价差情况最高电价和最低电价价差情况 日前交易日前交易 实时交易实时交易 发电侧（含核电）价差（元/兆瓦时）502 796 燃煤平均价差（元/兆瓦时）471 800 燃气平均价差（元/兆瓦时）424 741 资料来源：广东电力交易中心、华泰研究 免责声明和披露以及分析师声明是报告的一部分，请务必一起阅读。19 南网储能南网储能(600995 CH)电网侧储能行业有力竞争者，新能源

87、风口机遇众多电网侧储能行业有力竞争者，新能源风口机遇众多 电网侧独立储能为直接接入公用电网的独立储能设施，通常采用电化学储能技术储存电力。目前主要盈利来源为收取租赁费用，未来随着现货市场规则完善及辅助服务市场的不断推出，公司独立储能项目的盈利模式或将不断丰富。电网侧储能具有高灵活性、高响应速度和低环境资源要求等优势，技术进步空间及政策助力较大，预计将有广阔应用前景。电网侧储能为公司未来重要发展方向之一。截至 2022 年 9 月，公司电网侧储能装机达30MW/62MWh，公司预计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，于 2035 年实现规模效应。储

88、能行业腾飞在即，为电力系统转型保驾护航储能行业腾飞在即，为电力系统转型保驾护航 电网侧独立储能为直接接入公用电网的独立储能设施，电网侧独立储能为直接接入公用电网的独立储能设施，目前目前通常采用电化学储能技术。通常采用电化学储能技术。电网侧储能可向电力系统提供调峰调频等辅助调节服务，同时担任电力系统的大容量“充电宝”，在用电低谷时段吸纳富余电力，并在用电高峰时段释放电力供给电网。近年，电化学储能实现快速增长。据 CNESA 统计，2021 年全球电化学储能装机规模达 24GW，同比增长 71%；国内方面，截至 2021 年底，中国电化学储能累计装机为 5.5GW，同比增长 68%。图表图表36：

89、2018-2021 年全球及中国电化学储能累计装机情况年全球及中国电化学储能累计装机情况 资料来源：公司公告，华泰研究 经历往年周期性发展后，我国电网侧独立储能行业实现高增。经历往年周期性发展后，我国电网侧独立储能行业实现高增。我国的电网侧独立储能行业受政策影响较明显，2017 年电力市场化和 2019 年电储能设施成本不得计入输配电价的政策分别使得电网侧独立储能行业增速大幅上升和回落。2020 年起，碳中和等一系列电力改革政策的推进使得各类储能踏入快速发展期，其中电网侧独立储能增量最为显著：据 CNESA 统计，2020 年我国新增投运的电化学储能项目中，电网侧储能/集中式新能源+储能/电源

90、侧辅助服务/用户侧储能/分布式及微网储能分别新增 296.4/259.4/201.5/15.9/12MW。图表图表37：2020 年我国新增电化学储能分布年我国新增电化学储能分布 资料来源：CNESA，华泰研究 0%10%20%30%40%50%60%70%80%90%100%050021（吉瓦）全球电化学储能累计装机规模中国电化学储能累计装机规模全球装机yoy中国装机yoy电网侧储能38%集中式新能源+储能33%电源侧辅助服务26%用户侧储能2%分布式及微网储能1%免责声明和披露以及分析师声明是报告的一部分，请务必一起阅读。20 南网储能南网储能(

91、600995 CH)图表图表38：我国储能相关政策我国储能相关政策 政策名称政策名称 发布时间发布时间 政策要点政策要点 关于进一步推动新型储能参与电力市场和调度运用的通知 2022 年 5 月 建立完善适应储能参与的市场机制，鼓励新型储能自主选择参与电力市场，坚持以市场化方式形成价格，持续完善调度运行机制“十四五”现代能源体系规划 2022 年 1 月 加快新型储能技术规模化应用，优化布局电网侧储能，发挥储能消纳新能源、削峰填谷、增强电网稳定性和应急供电等多重作用“十四五”新型储能发展实施方案 2022 年 1 月 到 2025 年，新型储能由商业化初期步入规模化发展阶段，具备大规模商业化应

92、用条件。电化学储能技术性能进一步提升，系统成本降低 30%以上 关于加快推动湖南省电化学储能发展的实施意见 2021 年 10 月 以发展电网侧独立储能为重点，集中规划建设一批电网侧储能电站，力争到 2023 年建成电化学储能电站 150 万千瓦/300 万千瓦时以上 关于印发新型储能项目管理规范（暂行）的通知 2021 年 9 月 新型储能项目管理坚持安全第一、规范管理、积极稳妥原则，包括规划布局、备案要求、项目建设、调度运行、监测监督等环节管理 关于鼓励可再生能源发电企业自建或购买调峰能力增加并网规模的通知 2021 年 8 月 允许发电企业购买储能或调峰能力增加并网规模；鼓励多渠道增加调

93、峰资源 关于加快推动新型储能发展的指导意见 2021 年 7 月 积极推动电网侧储能合理化布局，在电网末端及偏远地区建设电网侧储能或风光储电站；围绕重要负荷用户需求建设一批移动式或固定式储能，提升应急供电保障能力或延缓输变电升级改造需求 关于组织申报科技创新（储能）试点示范项目的通知 2020 年 7 月 促进先进储能技术装备与系统集成创新，建立健全相关技术标准与工程规范，培育具有市场竞争力的商业模式，推动出台支持储能发展的相关政策法规 2020 年能源工作指导意见 2020 年 6 月 研究实施促进储能技术与产业发展的政策，开展储能示范项目征集与评选，积极探索储能于可再生能源消纳、电力辅助服

94、务、分布式电力和微电网等技术模式和商业模式的应用，建立健全储能标准体系和信息化平台 储能技术专业学科发展行动计划 2020-2024 2020 年 1 月 増设若干储能技术本科专业、二级学科和交叉学科，推动建设若干储能技术学院（研究院），建设一批储能技术产教融合创新平台，形成一批重点技术规范和标准 关于印发贯彻落实关于促进储能技术与产业发展的指导意见2019-2020 年行动计划 2019 年 6 月 提出未来两年推动我国储能产业发展和技术应用的工作任务，明确六大项十六小项具体工作任务 关于创新和完善促进绿色发展价格机制的意见 2018 年 7 月 完善峰谷电价形成机制，加大峰谷电价实施力度，

95、运用价格信号引导电力削峰填谷；利用峰谷电价差、辅助服务补偿等市场化机制促进储能发展 关于提升电力系统调节能力的指导意见 2018 年 3 月 加快新型储能技术研发创新，重点在大容量液流、锂离子、钠硫、铅炭电池等电化学储能电池、压缩空气储能等方面开展创新和推广。在调峰调频需求较大、弃风弃光突出的地区建设一批装机容量 1 万千瓦以上的集中式新型储能电站，在“三北”地区部署 5 个百兆瓦级电化学储能电站示范工程 完善电力辅助服务补偿（市场）机制工作方案 2017 年 11 月 鼓励采用竞争方式确定电力辅助服务承担机制，按需扩大电力辅助服务提供主体，鼓励储能设备、需求侧资源参与提供电力辅助服务，允许第

96、三方参与提供电力辅助服务；确立在2019 到 2020 年配合现货交易试点开展电力辅助服务市场建设 关于促进储能技术与产业发展的指导意见 2017 年 10 月 集中攻关一批具有关键核心意义的储能技术和材料。重点包括变速抽水蓄能技术、大规模新型压缩空气储能技术、化学储电的各种新材料制备技术、高温超导磁储能技术、相变储热材料与高温储热技术、储能系统集成技术、能量管理技术等 电力需求侧管理办法（修订版）2017 年 9 月 通过深化推进电力需求侧管理，积极发展储能和电能替代等关键技术；鼓励电力用户采用电蓄热、电蓄冷、储能等成熟的电能替代技术 能源技术革命创新行动计划 2016-2030 年 201

97、6 年 4 月 将先进储能技术创新列入重点任务之一，要求研究面向可再生能源并网、分布式及微电网应用的储能技术，掌握储能技术各环节的关键核心技术，完成示范验证，整体技术达到国际领先水平，引领国际储能技术与产业发展 资料来源：公司公告，华泰研究 电化学储能需求将电化学储能需求将近，近，十四五期间我国电网侧独立储能总需求或高达十四五期间我国电网侧独立储能总需求或高达 55005500 万千瓦万千瓦。国家发改委、国家能源局于 2022 年 5 月发布的关于促进新时代新能源高质量发展的实施方案提出，到 2030 年我国风电、太阳能发电总装机容量将达到 12 亿千瓦以上。新能源发电波动性较大，大量新能源的

98、接入将带来更高电力调节需求。电化学储能相对不受地理位置限制、建设周期短且配置灵活，在转化效率和响应速度等方面具有一定优势，可有效消纳弃风弃光，平缓电力供给，预计将有广阔市场空间。根据 2022 年 8 月电规总院发布的电网侧新型储能发展需求分析，截至 2021 年底，我国电网侧新型储能超过 120 万千瓦，占我国新型储能装机总规模的近 1/3，十四五我国电网侧新型储能总需求规模预计约 5500万千瓦，时长 2-4 小时，我们测算 2022-2025 年电网侧新型储能装机容量 CAGR 或将高达 160%。免责声明和披露以及分析师声明是报告的一部分，请务必一起阅读。21 南网储能南网储能(600

99、995 CH)国家及地方政府已为电网侧独立储能出台一系列鼓励政策。国家及地方政府已为电网侧独立储能出台一系列鼓励政策。2021 年 7 月，国家发改委、国家能源局出台关于加快推动新型储能发展的指导意见(发改能源规20211051 号)，确立了 2025 年新型储能累计装机规模达 30GW 的目标。湖南省发展改革委员会于 2021年 10 月发布的关于加快推动湖南省电化学储能发展的实施意见提出力争于 2023 年建成电化学储能电站 1500MW/3000MWh 以上。此外，大量政策从市场机制、技术攻关、人才培养、监督管理等角度为行业提供助力。背靠南方电网，电网侧储能规模发展可期背靠南方电网，电网

100、侧储能规模发展可期 公司拥有四座电网侧储能电站。公司拥有四座电网侧储能电站。公司建有国内首个兆瓦级电池储能站深圳宝清电池储能站。截至 2022 年 9 月，公司已投运深圳宝清电池储能站、东莞杨屋电池储能站、东莞黎贝电池储能电站和广州芙蓉电池储能电站 4 座电网侧电池独立储能电站，共计30MW/62MWh。电网侧独立储能行业内其他主要企业包括平高集团、国网综能（国家电网全资子公司）以及内蒙古电力集团等。公司专注于电网侧储能业务，南方电网旗下其他公司还涉及用户侧及电源侧储能业务。公司专注于电网侧储能业务，南方电网旗下其他公司还涉及用户侧及电源侧储能业务。用户侧储能方面，南网旗下上市公司南网能源参与

101、深圳市比克动力电池有限公司 7.27MWh梯次动力锂电池储能电站项目；南网产业投资集团投资有全国单体容量最大的用户侧磷酸铁锂电化学储能项目：蓝思科技（东莞）有限公司用户侧智慧用能项目，其储能总容量为53MW/105MWh，于 2022 年 9 月 20 日投产；广州供电局投资建设从化万力轮胎储能项目（6MW/36MWh）；同时各省级电网公司亦参与用户侧储能。电源侧储能方面，南网旗下上市公司南网科技参与坪石、靖海等 4 个电源侧储能项目；南网下属广东、广西、云南等省级电网对电源侧储能业务亦有参与。公司电网侧独立储能业务远期规公司电网侧独立储能业务远期规划划 2035 年装机容量达到年装机容量达到

102、 1000 万千瓦。新型储能电站在万千瓦。新型储能电站在建及开展前期工作项目为建及开展前期工作项目为 37.5 万千瓦，万千瓦，将于 2022 年和 2023 年陆续建成投产。其中梅州五华电化学储能项目装机 70MW/140MWh，可满足梅州地区光伏集中发展对优质调频调峰辅助电源的需求；佛山南海电化学储能项目装机 300MW/600MWh，可在项目近区电力需求快速增长的情况下缓解电网调峰压力，为当地电力系统提供灵活性。公司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。电网侧独立储能当前盈利模式电

103、网侧独立储能当前盈利模式多多为租赁费，为租赁费，后续或向市场化定价演变。后续或向市场化定价演变。公司存量电网侧独立储能电站盈利模式为收取租赁费，2020 和 2021 年单位千瓦/千瓦时收入均为 21.86/9.94元。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多元化和市场化，或更充分得益于高峰谷价差带来盈利提升。免责声明和披露以及分析师声明是报告的一部分，请务必一起阅读。22 南网储能南网储能(600995 CH)预计预计 20

104、22 年业绩同比大幅增长，下个高增窗口须待新抽蓄投产年业绩同比大幅增长，下个高增窗口须待新抽蓄投产 2022 年，调峰水电来水同比偏丰及梅蓄一期/阳蓄一期投运将推动公司归母净利润同比大幅增长 86.2%（基数为重组前南方电网调峰调频公司 2021 年归母净利润），我们预计公司2022-2024 年归母净利 16.6/17.2/18.9 亿元。我们选取水电上市公司华能水电、长江电力，参与用户侧储能电站的南网能源作为公司可比公司，基于公司 2022-2024 年 EPS 为0.52/0.54/0.59 元，参考可比公司 2023 年 Wind 一致预期 21x，考虑公司抽蓄及电网侧独立储能业务成长

105、性高，且现货市场推行后上述业务盈利能力或进一步提升，给予公司 32x 2023E PE，目标价 17.24 元，首次覆盖给予“买入”评级。2022/2023/2024 年公司营收有望同比年公司营收有望同比增长增长 35.7%/5.4%/12.6%重要提示：重要提示：由于重大资产重组后，原文山电力除自有小水电外大多数资产置出，文山电力历史财务/经营数据均与未来盈利预测数据不可比，本章所有盈利预测表 2020 和 2021 年数据均采用重大资产重组前南方电网调峰调频公司数据口径。抽蓄及调峰水电为公司主要收入来源，抽蓄及调峰水电为公司主要收入来源，2022 年调峰水电站来水偏丰将带动年调峰水电站来水

106、偏丰将带动 2022 年年业绩业绩同同比比高增高增。2020-2021 年，抽蓄及调峰水电业务分别贡献公司营收的 70%/28%左右。2022年，梅州一期和阳江一期抽蓄项目全部投运将带动公司抽蓄业务收入同比增长 32.5%至43.9 亿元，考虑上述新增项目成本或较存量项目偏高且 2022 年暂执行临时电价，我们预计 2022 年抽蓄业务毛利率同比下滑 3.9 个百分点至 51%。2023-2024 年我们预计公司无新增抽蓄装机，抽蓄业务收入将较为平稳，2023 年的营收增长主要来自发改委 6333 号文电价政策变化带来容量电费收入变化，因此 2023 年公司抽蓄业务毛利率或同比提升 3.3个百

107、分点至 54%，2024 年维持该水平。公司调峰水电 2022 年来水同比大幅偏丰，我们预计其 2022 年营收将同比大幅增长 52.6%至 20.7 亿元，由于水电站经营可变成本少，其2022 年调峰水电毛利率有望大幅提升 12.7 个百分点至 69%，但我们认为来水同比大幅偏丰现象在 2023-2024 年或不具有可持续性。公司电网侧独立储能主要收入来源为租赁费，2022-2024 年业绩增长将主要由装机增长推动。我们预计 2022-2024 年公司营收将同比增长 35.7%/5.4%/12.6%，毛利率分别为 56%/55%/53%。图表图表39：我们测算公司我们测算公司 2022/20

108、23/2024 年年营收营收同比增长同比增长 35.7%/5.4%/12.6%2020 2021 2022E 2023E 2024E 营业收入（百万元）营业收入（百万元）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 调峰水电 1,305 1,358 2,072 1,664 1,664 yoy（%）4.1 52.6-19.7 0.0 电网侧独立储能 22 22 28 472 1,333 yoy（%）0.0 30.3 15

109、58.1 182.3 营业成本（百万元）营业成本（百万元）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 调峰水电 545 594 643 659 659 电网侧独立储能 14 14 16 269 760 毛利率（毛利率（%）55 56 56 55 53 变动（pct）1.0 0.7-1.7-1.3 抽水蓄能 52 54 51 54 54 变动（pct）2.1-3.9 3.3 0.0 调峰水电 58 56 69 60 60 变动（pct）-2.0 12.7-8.6

110、0.0 电网侧独立储能 35 38 43 43 43 变动（pct）3.1 5.0 0.0 0.0 注：2022E 营收增速与上海品茶表格不一致主要系上表 2021 年营收采用重组前南方电网调峰调频公司数据口径，而上海品茶表格采用重组前文山电力数据口径 资料来源：公司公告、华泰研究预测 免责声明和披露以及分析师声明是报告的一部分，请务必一起阅读。23 南网储能南网储能(600995 CH)抽蓄业务预测抽蓄业务预测：公司目前在运抽蓄电站 7 座，其中仅海蓄位于海南，其他均位于广东省。我们将公司抽蓄业务营收预测分为电量电费/容量电费/广蓄期三部分。单独将广蓄期拆出主要系其后续仍将采用单一容量电价模式，不受

111、 633 号文管控，且广蓄电站建厂时间较久，主要的生产设备已全额计提完折旧，仅余下 3%-5%的残值。电量电费电量电费=电价收入电价收入-抽水成本。抽水成本。我们假设 2022-2024 年公司存量 5 座电站上网电量和能量转换效率（上网电量/抽水电量）均较 2021 年持平；考虑梅蓄一期和阳蓄一期 2022 年 6月全部投产运行，其 2022 年上网电量均取可研上网电量的一半，2023 年/2024 完整运行年度取可研上网电量，能力转换效率均保守假设为 75%（实际公司存量 5 座电站能量转换效率均高于该值）。上网电价和抽水电价分别取各抽蓄电站所在地的燃煤基准电价及该值的 75%。需要注意的

112、是公司所有在运电站均存在抽水成本，但 2022 年具有电价收入的仅含清蓄、深蓄、海蓄、梅蓄一期和阳蓄一期，2023 年 633 号文执行后将新增广蓄期和惠蓄。我们测算 2022-2024 年公司电量电费分别为 0.8/1.6/1.6 亿元。图表图表40：我们预计公司抽蓄业务我们预计公司抽蓄业务 2022-2024 年营收分别为年营收分别为 43.9/47/4743.9/47/47 亿元亿元 2020 2021 2022E 2023E 2024E 营业收入（百万元）营业收入（百万元）3,245 3,311 4,386 4,698 4,698 电量电费（百万元）电量电费（百万元）70 80 80

113、164 164 电价收入（百万元）1,349 1,295 1,850 3,845 3,845 上网电量（万千瓦时）广东 323,797 305,470 443,970 941,477 941,477 海南 13,282 18,512 18,512 18,512 18,512 上网电价（含税，元/千瓦时）广东 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（百万元）抽水成本（百万元）1,278 1,215 1,770 3,681 3,681 抽水电量（万千瓦时）广东 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 抽水电价（含税，元/千瓦时）广东 0.340 0.340 0.340 0.340 0.340 海南 0.322 0.322 0.322 0.322 0.322 容量电价收入（百万元）容量电价收入（百万元）2,937 2,993 4,068 4,297 4,297 平均容量电价（不含税，元/千瓦）440 448 448 473 473 广蓄广蓄 I 收入（百万元）收入（百万元）238 238 238 238 238 营业成本（百万元）营业成本（百万元）1,549 1,509

115、2,170 2,170 2,170 除广蓄单位装机营业成本（元/千瓦）283 275 275 275 275 除广蓄有效装机容量（万千瓦）548 548 788 788 788 装机容量（万千瓦）装机容量（万千瓦）788 788 1,028 1,028 1,028 广蓄 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 阳蓄一期 120 120 120 注：1）梅蓄一期及阳蓄一期 2021 年

116、底分别有 30/40 万千瓦投产装机，但由于未完全投产，并未产生经营数据，故我们未于上表列示上述两座电站于 2021 年装机容量；2）由于广东省现行市场化交易规则中燃煤基准为 0.463 元（我们认为系 2021 年 10 月电改后将 0.01 元/度的超低排放电价纳入其中，由于无法确认公司抽蓄电价参考基准电价时否改变，谨慎起见取较低值）资料来源：公司公告、华泰研究预测 免责声明和披露以及分析师声明是报告的一部分，请务必一起阅读。24 南网储能南网储能(600995 CH)容量电费容量电费：2021 年公司容量电费收入约 29.9 亿元，扣除广蓄期装机容量测算公司其余机组 2021 年平均容量

117、电价每年为 448 元/千瓦（不含税），假设 2022 年平均容量电价不变，2023 年 633 号文实行，参考我们图表 28 的测算，我们假设新规下公司除广蓄期和期外其余抽蓄机组容量电价每年为 513 元/千瓦（不含税）。单独考虑广蓄期主要系广蓄1998 年投产，现已基本没有折旧和财务费用，容量电价应该只需要覆盖运维费用，我们测算其容量电价每年约 210 元/千瓦（不含税）。加权平均测算得到 2023-2024 年公司抽蓄平均容量电价均为每年 473 元/千瓦（不含税）。我们预计 2022-2024 年公司容量电费分别为 40.7/43.0/43.0 亿元。广蓄期：广蓄期：广蓄期 2021

118、年收入=当年抽蓄总营收-电量电费-容量电费=2.38 亿元，预计未来维持该水平。综上，我们预计公司抽蓄业务综上，我们预计公司抽蓄业务 2022-2024 年 营收分别同比年 营收分别同比+32.5%/7.1%/持平持平至至43.9/47/47 亿元。亿元。对公司抽蓄营业成本的 2022-2024 年预期基于除广蓄外单位装机营业成本维持 2021 年的 275 元/千瓦不变。因此，我们测算公司抽蓄业务 2022-2024 年营业成本分别 21.7/21.7/21.7 亿元。调峰水电业务预测：调峰水电业务预测：文山小水电为重大资产重组前文山电力自有水电站，不纳入2020/2021 年公司财务数据范

119、围，由于文山小水电拆分经营数据来源不完整，我们假设其上网电价与同位于云南省的鲁布革水电站相同。根据公司 3Q22 经营数据公告，1-9M22，公司天生桥二级/鲁布革/文山小水电发电量分别为 60.7/21.4/4.7 亿千瓦时，参考同在云南省的华能水电 4Q21 发电量占全年的 20%左右，我们大致预期公司天生桥二级/鲁布革/文山小水电 2022 年合计发电量将同比大幅增长 51.1%。由于水电站来水具有不确认性，2023 年我们假设天生桥二级/鲁布革/文山小水电的利用小时数为前三年平均值，2024 年同比持平。1-9M22，公司水电平均售电价格为 0.19 元/千瓦时，我们假设公司 2022

120、-2024年上网电价均为 0.193 元/千瓦时。免责声明和披露以及分析师声明是报告的一部分，请务必一起阅读。25 南网储能南网储能(600995 CH)图表图表41：我们预计公司调峰水电我们预计公司调峰水电业务业务 2022-2024 年营收分别年营收分别为为 20.7/16.6/16.6 亿元亿元 2020 2021 2022E 2023E 2024E 营业收入（百万元）营业收入（百万元）1,305 1,358 2,072 1,664 1,664 天生桥二级 973 1,034 1,527 1,198 1,198 鲁布革 332 324 447 375 375 文山小水电-98 91 91

121、 装机容量（万千瓦）装机容量（万千瓦）192 192 203 203 203 天生桥二级 132 132 132 132 132 鲁布革 60 60 60 60 60 文山小水电 11 11 11 发电量（万千瓦时）发电量（万千瓦时）714,608 717,637 1,084,129 873,204 873,204 yoy（%）0.4 51.1-19.5 0.0 天生桥二级 505,476 520,121 757,721 594,439 594,439 鲁布革 209,132 197,516 268,316 224,988 224,988 文山小水电 58,092 53,776 53,776

122、上网电量（万千瓦时）上网电量（万千瓦时）706,363 709,722 1,072,901 864,169 864,169 yoy（%）0.5 51.2-19.5 0.0 天生桥二级 500,431 515,286 750,677 588,913 588,913 鲁布革 205,932 194,436 264,132 221,480 221,480 文山小水电 58,092 53,776 53,776 利用小时（小时）利用小时（小时）3,738 5,341 4,301 4,301 天生桥二级 3,829 3,940 5,740 4,503 4,503 鲁布革 3,486 3,292 4,472

123、 3,750 3,750 文山小水电 5,281 4,889 4,889 上网电价（元上网电价（元/千瓦时，不含税）千瓦时，不含税）0.172 0.179 0.193 0.193 0.193 yoy（%）4.0 8.1-0.3 0.0 天生桥二级 0.194 0.201 0.203 0.203 0.203 鲁布革 0.161 0.167 0.169 0.169 0.169 文山小水电 0.169 0.169 0.169 毛利率（毛利率（%）58%56%69%60%60%天生桥二级 56%57%72%62%62%鲁布革 64%55%65%61%61%文山小水电 45%41%41%资料来源：公司公

124、告、华泰研究预测 电网侧独立储能业务电网侧独立储能业务预测：预测：公司新型储能电站在建及开展前期工作项目为 37.5 万千瓦，其中 7.5 万千瓦公司预计 2022 年投产，30 万千瓦的佛山南海电化学储能项目预计 2023年建成。十四五期间，公司预计新增 200 万千瓦电网侧独立储能电站，我们预计 2022-2024 年公司将分别新增 9.5/39.5/51 万千瓦。当前公司独立储能电站收入来源为租赁费，我们测算 2020 和 2021 年公司 2.2 万千瓦时装机的单位装机收入均为 994 元/千瓦时，暂预计 2022-2024 年维持该水平，公司该业务营收将通过新增装机投产推动。其中有效

125、装机考虑当年新投产机组实际运行时间。图表图表42：我们预计公司电网侧储能我们预计公司电网侧储能业务业务 2022-2024 年营收分别年营收分别为为 0.3/4.7/13.3 亿元亿元 2020 2021 2022E 2023E 2024E 营业收入（百万元）22 22 28 472 1,333 单位装机收入（元/千瓦时）994 994 994 994 994 有效装机（MWh）22 22 29 475 1,342 装机容量（MW）10 10 105 500 1010 新增 95 395 510 装机容量（MWh）22 22 212 1002 2022 新增 190 790 1020 资料来源

126、：公司公告、华泰研究预测 免责声明和披露以及分析师声明是报告的一部分，请务必一起阅读。26 南网储能南网储能(600995 CH)2022/2023/2024 年公司归母净年公司归母净利有望同比利有望同比+68.5%/+3.6%/+9.5%期 间 费 用 率 预 期：期 间 费 用 率 预 期：根 据 1-9M22 公 司 营 业 费 用 率/管 理 费 用 率/研 发 费 用 率0.06%/5.78%/0.3%，我们预计公司营业费用、管理费用、研发费用主要随收入变动而变动，因 此 假 设 2022-2024 年 公 司 营 业 费 用 率/管 理 费 用 率/研 发 费 用 率 均 为0.0

127、6%/5.8%/0.3%。1-9M22 公司产生财务费用 4.9 亿元，我们预计 2022 年财务费用率7.9%；考虑公司 2022 年 12 月完成定增，预计 2023 年-2024 年公司财务费用率将有所下降，因此我们预计公司 2022-2024 年财务费用率分别为 8.1%/7.0%/6.8%。我们测算我们测算 2022-2024 年公司归母净利将同比年公司归母净利将同比+68.5%/+3.6%/+9.5%至至 16.6/17.2/18.9 亿元。亿元。我们假设 2023 年来水同比下滑带来公司调峰水电业务归母净利润同比下降 35.6%，2023年公司抽蓄及电网侧独立储能业务将继续保持增

128、长。2024 年抽蓄业务归母净利小幅下滑主要系我们使用公司归母净利润总值-调峰水电和电网侧独立储能归母净利润得到公司抽蓄业务归母净利预期，公司主要财务费用等考虑在抽蓄业务中。图表图表43：我们测算我们测算 2022-2024 年公司归母净利将同比年公司归母净利将同比+68.5%/+3.6%/+9.5%2020 2021 2022E 2023E 2024E 营业费用率（%）0.00 0.00 0.06 0.06 0.06 管理费用率（%）7.9 8.7 5.8 5.8 5.8 研发费用率（%）0.4 0.7 0.3 0.3 0.3 财务费用率（%）9.4 7.6 8.1 7.0 6.8 净利润（

129、百万元）1,251 1,351 2,103 2,178 2,385 归母净利润（百万元）归母净利润（百万元）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 归母净利润率(%)15.1 17.8 18.2 22.6 21.8 调峰水电 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 归母净利润率(%)31.9 28.9 41.4 33.2 33.2 电网侧独立储能 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 归母净利润率(%)14.9 18.0 23.0 23.0 23.0 注：2022E 归母净利增速与上海品茶表格不一致主要系上表 2021 年归母净利采用重组前南方电网调峰调频公司数据口径，而上海品茶表格采用重组前文山电力数据口径 资料来源：华泰研究预测 目标目标价价 17.24 元，首次覆盖给予“买入”评级元，首次覆盖给予“买入”评级 由于 A 股和 H 股中目前除公司外均无以抽

131、蓄电站运营为主营业务的上市公司，考虑公司调峰水电业务也为公司重要业务之一，且抽蓄电站盈利较为稳定的特性与水电相似，同时考虑电网侧独立储能业务为公司未来重要发展方向，我们选取水电上市公司华能水电、长江电力，参与用户侧储能电站的南网能源作为公司可比公司，基于公司 2022-2024 年 EPS为 0.52/0.54/0.59 元，参考可比公司 2023 年 Wind 一致预期 21x，考虑公司抽蓄及电网侧独立储能业务成长性高，且现货市场推行后上述业务盈利能力或进一步提升，给予公司32x 2023E PE，目标价 17.24 元，首次覆盖给予“买入”评级。图表图表44：可比公司估值表可比公司估值表

132、股价（元股价（元/股）股）市值市值(mn)市盈率市盈率(x)市净率市净率(x)ROE(%)公司名称公司名称 股票代码股票代码 2023/1/20 2023/1/20 22E 23E 22E 23E 22E 23E 华能水电 600025 CH 6.96 125,280 18 16 1.8 1.7 10%11%长江电力 600900 CH 21.03 478,261 18 16 2.5 2.3 14%14%南网能源 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%南网储能 600995 CH 14.74 4

133、7,109 28 27 5.8 4.8 20%17%资料来源：Wind，华泰研究预测 免责声明和披露以及分析师声明是报告的一部分，请务必一起阅读。27 南网储能南网储能(600995 CH)风险提示风险提示 1 1）容容量电费增长不及预期。量电费增长不及预期。我们预期 633 号文实行后，公司除广蓄外平均容量电价自2021 年的每年 448 元/千瓦提升至 2023 年的 473 元/千瓦，但由于不同电站成本存在差异，最终核算电价存在不及预期可能。2）抽蓄抽蓄/电网侧独立储能电站投产不及预期。电网侧独立储能电站投产不及预期。十四五以来，五大四小发电集团也跻身抽蓄行业，项目争取较为激烈。同时，抽

134、蓄电站建设周期较长，受外部环境扰动因素较大，存在投产进度不及预期可能。独立储能项目同样竞争激烈，且当前储能建造成本较高，预可研或可研项目或存在盈利不及预期而需放弃可能。3）财务费用管控不及预期。财务费用管控不及预期。考虑公司 2022 年底已募集配套资金，我们预期公司 2023 年-2024 年财务费用率下行，但由于项目获取和开发存在一定不可测性，不排除 2023 年-2024 年资本开支进一步扩大带来财务费用下行不及预期。图表图表45：南网储能南网储能 PE-Bands 图表图表46：南网储能南网储能 PB-Bands 资料来源：Wind、华泰研究 资料来源：Wind、华泰研究 (8)081

135、52330Feb 20Jul 20Dec 20May 21Oct 21Mar 22Aug 22Jan 23(人民币)南网储能5x10 x15x20 x25x0255075100Feb 20Jul 20Dec 20May 21Oct 21Mar 22Aug 22Jan 23(人民币)南网储能1.3x5.9x10.4x15.0 x19.6x 免责声明和披露以及分析师声明是报告的一部分，请务必一起阅读。28 南网储能南网储能(600995 CH)盈利预测盈利预测 资产负债表资产负债表 利润表利润表 会计年度会计年度(人民币百万人民币百万)2020 2021 2022E 2023E 2024E 会计年

136、度会计年度(人民币百万人民币百万)2020 2021 2022E 2023E 2024E 流动资产流动资产 423.22 593.49 1,848 2,353 4,514 营业收入营业收入 1,881 2,164 6,487 6,834 7,695 现金 155.94 196.89 644.65 1,074 3,073 营业成本 1,651 1,915 2,830 3,098 3,589 应收账款 200.25 281.16 402.04 452.86 509.75 营业税金及附加 15.12 14.10 104.43 110.03 123.90 其他应收账款 6.84 3.37 293.00

137、 334.78 372.10 营业费用 5.02 5.72 3.89 4.10 4.62 预付账款 2.71 7.54 23.19 33.26 39.30 管理费用 104.91 219.09 376.22 396.39 446.33 存货 8.33 17.14 215.03 187.98 250.35 财务费用 5.67 5.69 522.62 479.84 521.37 其他流动资产 49.16 87.38 270.02 270.00 270.02 资产减值损失 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 非流动资产非流动资产 2,448 2,603 33,653 34,937 37

138、,343 公允价值变动收益 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 长期投资 188.89 75.31 167.31 259.31 351.31 投资净收益 21.52 24.80 12.00 12.00 12.00 固定投资 1,980 2,140 29,392 30,701 32,682 营业利润营业利润 123.68 38.46 2,665 2,760 3,022 无形资产 65.66 59.20 853.86 849.01 845.52 营业外收入 21.36 1.34 3.50 3.50 3.50 其他非流动资产 213.67 328.63 3,240 3,128 3,46

139、5 营业外支出 12.85 3.18 6.50 6.50 6.50 资产总计资产总计 2,871 3,196 35,501 37,291 41,857 利润总额利润总额 132.19 36.61 2,662 2,757 3,019 流动负债流动负债 538.11 820.93 5,153 5,015 6,399 所得税 21.47 20.85 559.07 578.98 633.99 短期借款 90.09 190.18 300.00 300.00 300.00 净利润净利润 110.72 15.76 2,103 2,178 2,385 应付账款 178.16 195.23 1,542 1,47

140、0 2,019 少数股东损益 0.00 0.00 440.91 456.61 499.99 其他流动负债 269.85 435.53 3,311 3,245 4,080 归属母公司净利润 110.72 15.76 1,662 1,721 1,885 非流动负债非流动负债 140.94 237.94 21,779 21,528 22,326 EBITDA 350.18 288.10 4,381 4,745 5,135 长期借款 79.50 77.50 17,813 17,562 18,360 EPS(人民币，基本)0.23 0.03 0.52 0.54 0.59 其他非流动负债 61.44 16

141、0.44 3,966 3,966 3,966 负债合计负债合计 679.05 1,059 26,932 26,543 28,725 主要财务比率主要财务比率 少数股东权益 0.00 0.00 440.91 897.52 1,398 会计年度会计年度(%)2020 2021 2022E 2023E 2024E 股本 478.53 478.53 3,196 3,196 3,196 成长能力成长能力 资本公积 155.61 118.72 3,817 3,817 3,817 营业收入(18.88)15.00 199.80 5.36 12.60 留存公积 1,558 1,540 3,643 5,821

142、8,206 营业利润(68.87)(68.90)6,830 3.56 9.49 归属母公司股东权益 2,192 2,137 8,129 9,850 11,735 归属母公司净利润(66.66)(85.77)10,449 3.56 9.50 负债和股东权益负债和股东权益 2,871 3,196 35,501 37,291 41,857 获利能力获利能力(%)毛利率 12.23 11.49 56.38 54.66 53.36 现金流量表现金流量表 净利率 5.88 0.73 32.42 31.87 30.99 会计年度会计年度(人民币百万人民币百万)2020 2021 2022E 2023E 20

143、24E ROE 5.05 0.74 20.45 17.48 16.06 经营活动现金经营活动现金 299.29 343.97 6,535 3,967 5,750 ROIC 5.58 0.79 7.59 8.10 8.51 净利润 110.72 15.76 2,103 2,178 2,385 偿债能力偿债能力 折旧摊销 212.41 246.21 1,507 1,576 1,733 资产负债率(%)23.65 33.13 75.86 71.18 68.62 财务费用 5.67 5.69 522.62 479.84 521.37 净负债比率(%)3.37 10.36 260.29 201.54 1

144、56.51 投资损失(21.52)(24.80)(12.00)(12.00)(12.00)流动比率 0.79 0.72 0.36 0.47 0.71 营运资金变动(12.09)97.47 2,486(246.44)1,131 速动比率 0.74 0.68 0.26 0.37 0.62 其他经营现金 4.10 3.65(72.26)(9.00)(9.00)营运能力营运能力 投资活动现金投资活动现金(233.56)(361.86)(32,426)(2,842)(4,121)总资产周转率 0.67 0.71 0.34 0.19 0.19 资本支出(250.31)(382.78)(31,930)(2,

145、766)(4,044)应收账款周转率 9.17 8.99 18.99 15.99 15.99 长期投资 0.00 16.75(92.00)(92.00)(92.00)应付账款周转率 11.06 10.26 3.26 2.06 2.06 其他投资现金 16.75 4.17(404.42)15.66 15.05 每股指标每股指标(人民币人民币)筹资活动现金筹资活动现金(72.74)58.84 26,339(694.92)369.99 每股收益(最新摊薄)0.03 0.00 0.52 0.54 0.59 短期借款 90.09 100.08 109.82 0.00 0.00 每股经营现金流(最新摊薄)

146、0.09 0.11 2.04 1.24 1.80 长期借款 79.50(2.00)17,736(251.21)798.11 每股净资产(最新摊薄)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 资本公积增加 0.00(36.88)3,699 0.00 0.00 PE(倍)425.47 2,990 28.34 27.37 24.99 其他筹资现金(242.33)(2.36)4,164(443.71)(428.12)PB(倍)21.49 22.04 5.80 4.78 4.01 现金净增加额(7.00)40.95

147、 447.75 429.49 1,999 EV EBITDA(倍)134.74 164.28 15.95 14.68 13.45 资料来源：公司公告、华泰研究预测 免责声明和披露以及分析师声明是报告的一部分，请务必一起阅读。29 南网储能南网储能(600995 CH)免责免责声明声明 分析师声明分析师声明 本人，王玮嘉、黄波，兹证明本报告所表达的观点准确地反映了分析师对标的证券或发行人的个人意见；彼以往、现在或未来并无就其研究报告所提供的具体建议或所表迖的意见直接或间接收取任何报酬。一般声明及披露一般声明及披露 本报告由华泰证券股份有限公司（已具备中国证监会批准的证券投资咨询业务资格，以下简称

148、“本公司”）制作。本报告所载资料是仅供接收人的严格保密资料。本公司不因接收人收到本报告而视其为客户。本报告基于本公司认为可靠的、已公开的信息编制，但本公司及其关联机构(以下统称为“华泰”)对该等信息的准确性及完整性不作任何保证。本报告所载的意见、评估及预测仅反映报告发布当日的观点和判断。在不同时期，华泰可能会发出与本报告所载意见、评估及预测不一致的研究报告。同时，本报告所指的证券或投资标的的价格、价值及投资收入可能会波动。以往表现并不能指引未来，未来回报并不能得到保证，并存在损失本金的可能。华泰不保证本报告所含信息保持在最新状态。华泰对本报告所含信息可在不发出通知的情形下做出修改，投资者应当自

149、行关注相应的更新或修改。本公司不是 FINRA 的注册会员，其研究分析师亦没有注册为 FINRA 的研究分析师/不具有 FINRA 分析师的注册资格。华泰力求报告内容客观、公正，但本报告所载的观点、结论和建议仅供参考，不构成购买或出售所述证券的要约或招揽。该等观点、建议并未考虑到个别投资者的具体投资目的、财务状况以及特定需求，在任何时候均不构成对客户私人投资建议。投资者应当充分考虑自身特定状况，并完整理解和使用本报告内容，不应视本报告为做出投资决策的唯一因素。对依据或者使用本报告所造成的一切后果，华泰及作者均不承担任何法律责任。任何形式的分享证券投资收益或者分担证券投资损失的书面或口头承诺均为

150、无效。除非另行说明，本报告中所引用的关于业绩的数据代表过往表现，过往的业绩表现不应作为日后回报的预示。华泰不承诺也不保证任何预示的回报会得以实现，分析中所做的预测可能是基于相应的假设，任何假设的变化可能会显著影响所预测的回报。华泰及作者在自身所知情的范围内，与本报告所指的证券或投资标的不存在法律禁止的利害关系。在法律许可的情况下，华泰可能会持有报告中提到的公司所发行的证券头寸并进行交易，为该公司提供投资银行、财务顾问或者金融产品等相关服务或向该公司招揽业务。华泰的销售人员、交易人员或其他专业人士可能会依据不同假设和标准、采用不同的分析方法而口头或书面发表与本报告意见及建议不一致的市场评论和/或

151、交易观点。华泰没有将此意见及建议向报告所有接收者进行更新的义务。华泰的资产管理部门、自营部门以及其他投资业务部门可能独立做出与本报告中的意见或建议不一致的投资决策。投资者应当考虑到华泰及/或其相关人员可能存在影响本报告观点客观性的潜在利益冲突。投资者请勿将本报告视为投资或其他决定的唯一信赖依据。有关该方面的具体披露请参照本报告尾部。本报告并非意图发送、发布给在当地法律或监管规则下不允许向其发送、发布的机构或人员，也并非意图发送、发布给因可得到、使用本报告的行为而使华泰违反或受制于当地法律或监管规则的机构或人员。本报告版权仅为本公司所有。未经本公司书面许可，任何机构或个人不得以翻版、复制、发表、

152、引用或再次分发他人(无论整份或部分)等任何形式侵犯本公司版权。如征得本公司同意进行引用、刊发的，需在允许的范围内使用，并需在使用前获取独立的法律意见，以确定该引用、刊发符合当地适用法规的要求，同时注明出处为“华泰证券研究所”，且不得对本报告进行任何有悖原意的引用、删节和修改。本公司保留追究相关责任的权利。所有本报告中使用的商标、服务标记及标记均为本公司的商标、服务标记及标记。中国香港中国香港 本报告由华泰证券股份有限公司制作,在香港由华泰金融控股（香港）有限公司向符合证券及期货条例及其附属法律规定的机构投资者和专业投资者的客户进行分发。华泰金融控股（香港）有限公司受香港证券及期货事务监察委员会

153、监管，是华泰国际金融控股有限公司的全资子公司，后者为华泰证券股份有限公司的全资子公司。在香港获得本报告的人员若有任何有关本报告的问题,请与华泰金融控股（香港）有限公司联系。免责声明和披露以及分析师声明是报告的一部分，请务必一起阅读。30 南网储能南网储能(600995 CH)香港香港-重要监管披露重要监管披露 华泰金融控股（香港）有限公司的雇员或其关联人士没有担任本报告中提及的公司或发行人的高级人员。有关重要的披露信息，请参华泰金融控股（香港）有限公司的网页 https:/.hk/stock_disclosure 其他信息请参见下方“美国“美国-重要监管披露”重要监管披露”。美国美国 在美国本

154、报告由华泰证券（美国）有限公司向符合美国监管规定的机构投资者进行发表与分发。华泰证券（美国）有限公司是美国注册经纪商和美国金融业监管局（FINRA）的注册会员。对于其在美国分发的研究报告，华泰证券（美国）有限公司根据1934 年证券交易法（修订版）第 15a-6 条规定以及美国证券交易委员会人员解释，对本研究报告内容负责。华泰证券（美国）有限公司联营公司的分析师不具有美国金融监管（FINRA）分析师的注册资格，可能不属于华泰证券（美国）有限公司的关联人员，因此可能不受 FINRA 关于分析师与标的公司沟通、公开露面和所持交易证券的限制。华泰证券（美国）有限公司是华泰国际金融控股有限公司的全资子

155、公司，后者为华泰证券股份有限公司的全资子公司。任何直接从华泰证券（美国）有限公司收到此报告并希望就本报告所述任何证券进行交易的人士，应通过华泰证券（美国）有限公司进行交易。美国美国-重要监管披露重要监管披露 分析师王玮嘉、黄波本人及相关人士并不担任本报告所提及的标的证券或发行人的高级人员、董事或顾问。分析师及相关人士与本报告所提及的标的证券或发行人并无任何相关财务利益。本披露中所提及的“相关人士”包括FINRA 定义下分析师的家庭成员。分析师根据华泰证券的整体收入和盈利能力获得薪酬，包括源自公司投资银行业务的收入。华泰证券股份有限公司、其子公司和/或其联营公司,及/或不时会以自身或代理形式向客

156、户出售及购买华泰证券研究所覆盖公司的证券/衍生工具，包括股票及债券（包括衍生品）华泰证券研究所覆盖公司的证券/衍生工具，包括股票及债券（包括衍生品）。华泰证券股份有限公司、其子公司和/或其联营公司,及/或其高级管理层、董事和雇员可能会持有本报告中所提到的任何证券（或任何相关投资）头寸，并可能不时进行增持或减持该证券（或投资）。因此，投资者应该意识到可能存在利益冲突。本报告所载的观点、结论和建议仅供参考，不构成购买或出售所述证券的要约或招揽，亦不试图促进购买或销售该等证券。如任何投资者为美国公民、取得美国永久居留权的外国人、根据美国法律所设立的实体（包括外国实体在美国的分支机构）、任何位于美国的

157、个人，该等投资者应当充分考虑自身特定状况，不以任何形式直接或间接地投资本报告涉及的投资者所在国相关适用的法律法规所限制的企业的公开交易的证券、其衍生证券及用于为该等证券提供投资机会的证券的任何交易。该等投资者对依据或者使用本报告内容所造成的一切后果，华泰证券股份有限公司、华泰金融控股（香港）有限公司、华泰证券（美国）有限公司及作者均不承担任何法律责任。评级说明评级说明 投资评级基于分析师对报告发布日后 6 至 12 个月内行业或公司回报潜力（含此期间的股息回报）相对基准表现的预期（A 股市场基准为沪深 300 指数，香港市场基准为恒生指数，美国市场基准为标普 500 指数），具体如下：行业评级

158、行业评级 增持：增持：预计行业股票指数超越基准 中性：中性：预计行业股票指数基本与基准持平 减持：减持：预计行业股票指数明显弱于基准 公司评级公司评级 买入：买入：预计股价超越基准 15%以上 增持：增持：预计股价超越基准 5%15%持有：持有：预计股价相对基准波动在-15%5%之间 卖出：卖出：预计股价弱于基准 15%以上 暂停评级：暂停评级：已暂停评级、目标价及预测，以遵守适用法规及/或公司政策 无评级：无评级：股票不在常规研究覆盖范围内。投资者不应期待华泰提供该等证券及/或公司相关的持续或补充信息 免责声明和披露以及分析师声明是报告的一部分，请务必一起阅读。31 南网储能南网储能(600

159、995 CH)法律实体法律实体披露披露 中国中国：华泰证券股份有限公司具有中国证监会核准的“证券投资咨询”业务资格，经营许可证编号为：941011J 香港香港：华泰金融控股（香港）有限公司具有香港证监会核准的“就证券提供意见”业务资格，经营许可证编号为：AOK809 美国美国：华泰证券（美国）有限公司为美国金融业监管局（FINRA）成员，具有在美国开展经纪交易商业务的资格，经营业务许可编号为：CRD#:298809/SEC#:8-70231 华泰证券股份有限公司华泰证券股份有限公司 南京南京 北京北京 南京市建邺区江东中路 228号华泰证券广场 1号楼/邮政编码：2100

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