1、 证券研究报告证券研究报告 请务必阅读正文之后请务必阅读正文之后第第 23 页起的免责条款和声明页起的免责条款和声明 南网储能南网储能拟拟证券化证券化，转型高转型高增增稀缺储能标的稀缺储能标的 文山电力（600995.SH）投资价值分析报告2022.7.28 中信证券研究部中信证券研究部 核心观点核心观点 李想李想 公用环保行业首席分析师 S02 华鹏伟华鹏伟 电力设备与新能源行业首席分析师 S07 南方电网拟向公司置入抽水蓄能、调峰水电及独立储能资产，若资产置换顺利南方电网拟向公司置入抽水蓄能、调峰水电及独立储能资产，若资产置换顺利完成，完成，公司

2、有望成为市场稀缺的优质储能运营标的。公司有望成为市场稀缺的优质储能运营标的。国内国内新能源大规模新能源大规模开发相开发相应应需要配套需要配套抽蓄跨越式发展抽蓄跨越式发展，两部制电价两部制电价即将即将全面覆盖以及电全面覆盖以及电力现货市场逐步力现货市场逐步启动启动推动推动抽蓄项目回报抽蓄项目回报提升可期提升可期，叠加南网积极的抽蓄发展计划和丰富的项目叠加南网积极的抽蓄发展计划和丰富的项目储备，未来重组完成后公司抽蓄业务储备，未来重组完成后公司抽蓄业务快速发展可期快速发展可期。预计公司。预计公司 20222024 年年归母净利润分别为归母净利润分别为 1.3/1.7/2.0 亿元，当前股价对应动态

3、亿元，当前股价对应动态 PE 为为 61/47/40 倍，首倍，首次覆盖，给予“买入”评级，目标价次覆盖，给予“买入”评级，目标价 19.80 元。元。云南文山州供电企业，拟置入南网储能资产谋转型。云南文山州供电企业，拟置入南网储能资产谋转型。公司目前主业为在云南省文山州从事购购电、发电、电力设计及配售电业务，控股股东为云南电网，持有公司 30.66%股权，实际控制人为南方电网。公司正在推进资产置换重组事项，根据公司公告，南方电网拟向公司注入其旗下的南网调峰调频公司 100%股权。若资产置换顺利完成，南网旗下的抽水蓄能、调峰水电及独立储能资产将全部置入公司，推动公司转型为南网旗下的优质储能开发

4、、投资、建设及运营上市平台。储能回报机制逐步完善，配套新能源成长空间广阔储能回报机制逐步完善，配套新能源成长空间广阔。从国际经验看目前国内灵活性电源规模偏小，新能源大规模开发对发展灵活性电源以提升电网调节能力提出要求。抽蓄具有启停快、出力灵活、单位成本低、储能容量大的有点，同时国情决定抽蓄电站将是国内灵活性电源的重要组成。国家能源局提出2025/2030 年末我国抽蓄装机规模分别达到 62/120GW 的发展目标，对应“十四五”、“十五五”期间 CAGR 为 15.4%/14.1%，抽蓄行业发展驶入快车道。两部制电价即将全面覆盖、电力现货市场与辅助服务市场逐步启动等因素推动下，抽蓄项目回报提升

5、可期，正吸引资本大规模进入。拟置入资产盈利能力优秀，项目储备拟置入资产盈利能力优秀，项目储备增强增强成长确定性成长确定性。拟置入资产包含 1,148万千瓦的在运&在建&筹建抽水蓄能项目，192 万千瓦的在运调峰水电项目，以及 500MW/1,002MWh 的在运&筹建电网侧独立储能项目，此外正开展前期工作的 11 座抽蓄项目装机容量合计 1,260 万千瓦也将同时置入，项目储备丰富为中长期成长提供保障。拟置入资产过往盈利能力突出，若交易顺利完成，公司 2021年对应摊薄 ROE 将达到 8.92%，较交易前 0.74%显著改善。根据南网抽蓄规划目标、储备项目及建设节奏看，我们预计南网调峰调频公

6、司抽蓄装机规模在2025/2030 年末分别达到 1,388/2,948 万千瓦，抽蓄业务呈现快速发展态势。风险因素：风险因素：售电区域用电需求不及预期；购售电价价差不及预期；资产置换交易进度不及预期；电力现货市场建设进度不及预期；项目所在区域辅助服务需求不及预期；新项目建设进度不及预期。盈利预测、估值与评级：盈利预测、估值与评级：考虑资产注入尚未完成，我们仍以现有配售电业务为基础进行财务预测，我们预计公司20222024年营业收入分别为24.1/25.2/26.3亿元，归母净利润分别为 1.3/1.7/2.0 亿元，折算 EPS 预测 0.27/0.35/0.41 元，当前股价对应动态 PE

7、 为 61/47/40 倍。如资产置换顺利完成，预计公司将成为稀缺的储能运营平台，以抽蓄为主业也将带动公司 ROE 改善及成长性提速，因此我们认为公司相比水电及风光运营商应享受一定估值溢价，参考 2022 年可比公司 PB 均值并给予 100%估值溢价，对应 2022 年 4.2 倍 PB 和目标价 19.80元，首次覆盖，给予“买入”评级。文山电力文山电力 600995.SH 评级评级 买入（首次）买入（首次）当前价 16.57元 目标价 19.80元 总股本 479百万股 流通股本 479百万股 总市值 79亿元 近三月日均成交额 288百万元 52周最高/最低价 21.5/6.54元 近

8、1月绝对涨幅 14.91%近6月绝对涨幅-2.75%近12月绝对涨幅 145.65%文山电力（文山电力（600995.SH）投资价值分析报告投资价值分析报告2022.7.28 请务必阅读正文之后的免责条款和声明 2 项目项目/年度年度 2020 2021 2022E 2023E 2024E 营业收入(百万元)1,881 2,164 2,409 2,519 2,630 营业收入增长率 YoY-19%15%11%5%4%净利润(百万元)111 16 127 166 198 净利润增长率 YoY-67%-86%708%31%19%每股收益 EPS(基本)(元)0.23 0.03 0.27 0.35

9、0.41 净资产收益率 ROE 5.1%0.7%5.6%7.0%7.8%每股净资产（元）4.58 4.47 4.72 4.99 5.30 PE 72.0 552.3 61.4 47.3 40.4 PB 3.6 3.7 3.5 3.3 3.1 EV/EBITDA 23.4 28.5 20.8 17.9 16.0 资料来源：Wind，中信证券研究部预测 注：股价为 2022 年 7 月 25 日收盘价 WY4WVW5WDVSZFZ5Z6M8Q6MsQrRmOsQjMmMsNiNpNvM7NoOyQuOpMtRMYpNoN 文山电力（文山电力（600995.SH）投资价值分析报告投资价值分析报告20

10、22.7.28 请务必阅读正文之后的免责条款和声明 3 目录目录 云南文山州供电企业，拟置入南网储能资产谋转型云南文山州供电企业，拟置入南网储能资产谋转型.5 文山州发输配售一体化企业，营收数据持续稳健.5 正实施资产置换，如交易顺利完成将转变为南网储能平台.7 储能回报机制逐步完善，配套新能源成长空间广阔储能回报机制逐步完善，配套新能源成长空间广阔.8 我国灵活调节电源发展滞后，价格机制逐步理顺助力发展.8 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.10 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.12 拟置入资产盈利能力优秀，项目储备增强成长确

11、定性拟置入资产盈利能力优秀，项目储备增强成长确定性.15 拟置入资产装机超千万千瓦，以抽蓄为主.15 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.16 定位转为南网储能平台，抽蓄发力打开长期空间.18 风险提示风险提示.19 首次覆盖，给予公司首次覆盖，给予公司“买入买入”评级评级.19 盈利预测关键假设.19 给予公司“买入”评级，目标价 19.80 元.20 文山电力（文山电力（600995.SH）投资价值分析报告投资价值分析报告2022.7.28 请务必阅读正文之后的免责条款和声明 4 插图目录插图目录 图 1：20152021 年公司外购与自发电量及合计增速（亿千瓦时）.5

12、图 2：20152021 年公司售电量结构及合计增速（亿千瓦时）.5 图 3：20152021 年公司购电与售电价格及其价差（元/千瓦时）.6 图 4：20152021 年公司在运小水电利用小时数与云南省均值对比（h）.6 图 5：20151Q2022 年公司营业收入及增速.6 图 6：20151Q2022 年公司归母净利润及增速.6 图 7：截至 2020 年末拟置出业务归母净资产在公司整体中占比（亿元）.8 图 8：拟置出业务 2020 年归母净利润在公司整体中占比（亿元）.8 图 9：2020 年末各国灵活调节电源与风光装机规模占比情况.9 图 10：20102030 我国抽水蓄能装机规

13、模及预测（万千瓦）.11 图 11：2022 年 M17 南方电力现货市场日前交易发电侧最高与最低电价及价差情况（元/兆瓦时）.14 图 12：2021 年南网调峰调频公司营业收入结构（亿元）.16 图 13：2021 年南网调峰调频公司毛利润结构（亿元）.16 图 14：拟置入抽水蓄能项目 20202021 年抽水利用小时数（h）.17 图 15：拟置入资产及其主要子公司 20202021 年 ROE 情况.17 图 16：20152030 年南网调峰调频公司投运抽水蓄能装机规模及增速预测.18 表格目录表格目录 表 1：公司资产置换和发行股份购买并募集配套资金方案.7 表 2：公司发行股份

14、及募集配套资金前后股权架构对比.8 表 3：近年我国储能电站运营相关政策.9 表 4：抽水蓄能电站主要功能.10 表 5：目前储能技术的主要类型及优缺点.11 表 6：我国抽水蓄能电站电价机制变化.12 表 7：两部制定价模式下抽水蓄能电站的主要现金流入与流入构成.13 表 8：模拟抽水蓄能电站项目投融资及建设运营成本假设.14 表 9：模拟抽水蓄能电站项目运营数据假设及权益 IRR 测算结果.15 表 10：权益 IRR 对项目利用小时和购售电价差的敏感性分析.15 表 11：南网调峰调频公司在运&在建&筹建抽水蓄能及调峰水电项目情况.15 表 12：南网调峰调频公司在运&筹建电网侧独立储能

15、项目情况.16 表 13：考虑本次交易前后公司 2021 年盈利情况及盈利能力对比.17 表 14：盈利预测关键假设.20 表 15：盈利预测及估值.21 表 16：可比公司盈利预测及估值.21 文山电力（文山电力（600995.SH）投资价值分析报告投资价值分析报告2022.7.28 请务必阅读正文之后的免责条款和声明 5 云南文山州供电企业，拟置入南网储能资产谋转型云南文山州供电企业，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

16、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

17、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%。20152019 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。图 1：20152

18、021 年公司外购与自发电量及合计增速（亿千瓦时）图 2：20152021 年公司售电量结构及合计增速（亿千瓦时）资料来源：公司公告，中信证券研究部 资料来源：公司公告，中信证券研究部 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 20152016 年的 0.10元/千瓦时左右提升至 20172021 年的 0.170.20 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

19、 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-25%-15%-5%5%15%25%0.020.040.060.080.02015 2016 2017 2018 2019 2020 2021自发电量外购省网电量外购地方小水电量%合计增速 右轴-25%-15%-5%5%15%25%020406080200021直售电量趸售电量%合计增速 右轴 文山电力（文山电力（600995.SH）投资价值分析报告投资价值分析报告2022.7.28 请务必阅读正文之后的免责条款和声明 6 受利用

20、小时数影响，20152019 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；20202021 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。图 3：20152021 年公司购电与售电价格及其价差（元/千瓦时）图 4：20152021 年公司在运小水电利用小时数与云南省均值对比（h）资料来源：公司公告，中信证券研究部 资料来源：公司公告，中信证券研究部 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，20152019 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，20

21、20 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，20152019 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。图 5：20151Q2022 年公司营业收入及增速 图 6：201

22、51Q2022 年公司归母净利润及增速 资料来源：公司公告，中信证券研究部 资料来源：公司公告，中信证券研究部 0.000.050.100.150.200.250.000.100.200.300.402015 2016 2017 2018 2019 2020 2021购电价格售电价格（不含税）价差 右轴01,0002,0003,0004,0005,0006,0007,000200021公司在运水电利用小时数云南省水电平均利用小时数-30%-15%0%15%30%055200Q2022营

23、业收入 亿元%增长 右轴-100%-50%0%50%100%0.01.02.03.04.05.02000211Q2022归母净利润 亿元%增长 右轴 文山电力（文山电力（600995.SH）投资价值分析报告投资价值分析报告2022.7.28 请务必阅读正文之后的免责条款和声明 7 正实施资产置换，正实施资产置换，如交易顺利完成如交易顺利完成将转变为南网储能平台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

24、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：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

25、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：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：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。表 1：公司资产置换和发行股份购买并募集配套资金方案 主要内容介绍主要内容介绍 置出资产 资产明细 直供电业务：云南文山州内文山、砚山、丘北、富宁和西畴等五个市县的直供电服务 配售电业

26、务：广西电网百色供电局、广西德保、那坡两县的趸售电服务 子公司股权：文电设计公司、文电能投公司 资产价格 资产基础法评估为 21.04 亿元，收益法评估为 20.09 亿元，最终作价 21.04 亿元 置入资产 资产明细 抽水蓄能业务：在运/在建/筹建抽水蓄能电站 5/2/1 座，装机容量分别为788/240/120 万千瓦，合计 1,148 万千瓦 调峰水电业务：在运可调峰调频水电站 2 座，装机容量合计 192 万千瓦 独立储能业务：合计 30MW/62MWh 的电网侧独立储能电站 资产价格 资产基础法评估为 156.90 亿元，收益法评估为 153.97 亿元，最终作价 156.90 亿

27、元 发行股份 发行方案 发行价格 6.52 元/股，预计发行 20.83 亿股，总额共计 135.86 亿元用于补足置入置出资产价差 配套募资 增发方案 拟非公开发行募资不超过 93.00 亿元，其中 82.0 亿元用于 3 个抽蓄项目、2 个电化学储能项目投资 资料来源：公司公告，中信证券研究部 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。文山电力（文山电力（600995.SH）投资价值分析报告投资价值分析报告2022.7.

28、28 请务必阅读正文之后的免责条款和声明 8 表 2：公司发行股份及募集配套资金前后股权架构对比 序号序号 股东名称股东名称 本次交易前本次交易前 本次交易后本次交易后 持股数量（万股）持股数量（万股）持股比例（持股比例（%）持股数量（万股）持股数量（万股）持股比例（持股比例（%）1 云南电网 14,671.9 30.7%14,671.9 5.7%2 南方电网-208,370.3 81.3%3 公众股东 33,180.7 69.3%33,180.7 12.9%合计合计 47,852.6 100.0%256,223.0 100.0%资料来源：公司公告，中信证券研究部 目前公布的目前公布的资产置换

29、资产置换草案草案中中，公司公司拟拟置出置出目前持有的绝大部分资产及负债，仅保留在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，运小水电站等小部分业务，交易交易完成后将推动公司从供电企业到储能平台的转型。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

30、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。图 7：截至 2020 年末拟置出业务归母净资产在公司整体中占比（亿元）图 8：拟置出业务 2020 年归母净利润在公司整体中占比（亿元）资料来源：公司公告，中信证券研究部 资料来源：公司公告，中信证券研究部 储能回报机制逐步完善，配套新能源成长空间广阔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。现阶段我国灵活调节资源不足，新能源大规模接入后电力

31、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

32、平，国内灵活调节资源明显不足。19.36,84%0.67,3%0.48,2%2.56,11%供电业务文电设计文电能投非置出资产0.94,80%0.03,2%0.05,4%0.16,14%供电业务文电设计文电能投非置出资产 文山电力（文山电力（600995.SH）投资价值分析报告投资价值分析报告2022.7.28 请务必阅读正文之后的免责条款和声明 9 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。图 9：2020 年末各国灵活调节

33、电源与风光装机规模占比情况 资料来源：IRENA，EIA，BNEF，BEIS，IEA，中电联，国家统计局，中信证券研究部 近年来近年来，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，有望提高提高抽抽水蓄能、新型储能等灵活调节电源投资主体的积极性。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

34、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。表 3：近年我国储能电站运营相关政策 时间时间 部门部门 文件文件 内容内容 2017/9/22 国家发改委 关于促进储能技术与产业发展的指导意见 建立健全储能参与辅助服务市场机制，允许储能系统与机组联合或作为独立主体参与辅助服务交易；参考抽水蓄

35、能相关政策参考抽水蓄能相关政策，探索建立储能容量电费和储能参与容量市场的规则机制 2021/2/25 国家发改委、能源局 关于推动电力源网荷储一体化和多能互补发展的指导意见 负荷侧充分调节能力，进一步加强源网荷储多向互动，通过虚拟电厂等一体化聚合模式；电源侧强化调节作用，充分发挥流域梯级水电站、具有较强调节性能水电站、火电机组、储能设施的调节能力超前谋划好远期电力接续；推进风光储、风光水储、风光火储一体化项目建设 2021/4/30 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、抽水蓄能容量电价核定办法 坚持以两部制电价政策为主体：以竞争性方式形成电量电价，以竞争性方式形成电量电价，现

36、货市场尚未运行的地方抽水电价按燃煤发电基准价的 75%执行，上网电价按燃煤发电基准价执行，监管周期内电量电价收益 20%由抽水电站分享，剩余部分在下一监管周期核定容量电价时相应扣；将容量电价纳入输配电价回收，将容量电价纳入输配电价回收，根据经营期 6.5%的内部收益率核定，在核定省级电网输配电价时统筹考虑未来三年新投产抽水蓄能电站容量电费 2021/7/15 国家发改委、能源局 关于加快推进新型储能发展的意见 2025 年新型储能从商业化初期向规模化发展转变，装机规模达 3000 万千瓦以上；2030 年新型储能全面市场化发展，核心技术装备自主可控，技术创新和产业水平稳居全球前列；明确新型储能

37、独立市场主体地位，健全新型储能价格机制，建立电网侧独立储能电站容量电价机制，完善峰谷电价政策建立电网侧独立储能电站容量电价机制，完善峰谷电价政策 39.4%38.3%30.4%14.0%5.9%12.8%39.2%45.6%21.7%24.3%0.00.51.01.52.02.53.03.50.0%10.0%20.0%30.0%40.0%50.0%美国英国西班牙法国中国灵活调节电源装机规模占比风光装机规模占比灵活调节电源/风光装机 文山电力（文山电力（600995.SH）投资价值分析报告投资价值分析报告2022.7.28 请务必阅读正文之后的免责条款和声明 10 时间时间 部门部门 文件文件

38、内容内容 2021/7/16 国家发改委 关于进一步完善分时电价机制的通知 完善目录分时电价机制，更好引导用户削峰填谷、改善电力供需状况、促进新能源消纳。要求上年或当年预计最大系统峰谷差率超过要求上年或当年预计最大系统峰谷差率超过 40%的地方，峰谷电价的地方，峰谷电价价差原则上不低于价差原则上不低于 4：1；其他地方原则上不低于；其他地方原则上不低于 3：1，且分时电价机制执行范围扩大到除电气化铁路牵引用电外的执行工商业电价的电力用户 2021/9/17 国家能源局 抽水蓄能中长期发展规划（2021-2035 年）全国抽水蓄能投产装机容量 2025 年末达到年末达到 6,200 万千瓦以上，

39、万千瓦以上，2030 年末达到年末达到12,000 万千瓦万千瓦；布局 340 个中长期项目合计装机 4.21 亿千瓦，储备 247 个项目合计装机 3.05 亿千瓦；积极推进河北丰宁、山东文登、辽宁清原等在建抽水蓄能电站建设 2021/11/22 国家电网 省间电力现货交易规则（试行）省间现货交易由国调中心及网调负责，初期在国网及蒙网覆盖范围内展开试点，采取集中集中竞价的出清方式，输电价格及网损为顺序链接形成交易路径的各跨省区交直流输电通道和各省内相关输电通道的输电价格和网损之和；优先鼓励有绿色电力需求的用户与新能源发电企业参与交易 2021/12/21 国家能源局 电力并网运行管理规定、电

40、力辅助服务管理办法（两个细则）扩大电力辅助服务新主体，新增了对新能源、新型储能、负荷侧并网主体等并网技术指导及管理要求；丰富电力辅助服务新品种，新增了转动惯量、爬坡、稳定切机、稳定切负荷等辅助服务品种；完善用户分担共享新机制，按照完善用户分担共享新机制，按照“谁受谁受益、谁承担益、谁承担”的原则，进一步完善辅助服务考核补偿机制的原则，进一步完善辅助服务考核补偿机制，明确跨省跨区发电机组参与辅助服务的责任义务、参与方式和补偿分摊原则，建立用户参与的分担共享机制；健全市场形成价格新机制，在现阶段以调峰辅助服务市场化交易为主的基础上，持续推进各类辅助服务形成市场价格，降低系统辅助服务成本 2022/

41、1/30 国家发改委、能源局 关于加快建设全国统一电力市场体系的指导意见 健全多层次统一电力市场体系，统一交易规则和技术标准等新要求，要求到到2025 年全国统一电力市场体系初步建成，到年全国统一电力市场体系初步建成，到 2030 年全国统一电力市场体系基年全国统一电力市场体系基本建成本建成，推进电力中长期市场、现货市场、辅助服务市场建设，完善电价市场化形成机制与传导机制，鼓励抽水蓄能、新型储能等调节电源的投资建设 2022/3/22 国家发改委、能源局 “十四五”现代能源体系规划 能源系统效率大幅提高，电力协调运行能力不断加强，到到 2025 年灵活调节电年灵活调节电源占比达到源占比达到 2

42、4%左右左右；推进桐城、磐安、泰安二期、浑源等抽水蓄能电站建设，开工多个抽蓄项目，开展黄河上游梯级电站大型储能项目研究 资料来源：国家发改委，国家能源局，中信证券研究部 抽水蓄能发展有望提速，国内规划抽水蓄能发展有望提速，国内规划 2030 年末装机超过年末装机超过 1.2 亿千瓦亿千瓦 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

43、能够发挥大容量优势承担快速启动与事故备用功能。表 4：抽水蓄能电站主要功能 功能类型功能类型 主要作用主要作用 调峰 用电高峰发电、用电低谷抽水填谷，改善其他发电机组运行条件，减少弃风弃光，保证电网稳定运行 调频 电网频率要求 500.2Hz，因此需要快速灵敏的机组调频，抽水蓄能具有迅速、灵敏、启停快的性能，适宜于调整出力，能够很好地满足电网负荷急剧变化的要求 调相 交流电路中有做功的有功功率和不做功而用于维持磁场的无功功率，无功功率不足时会造成系统电压下降。抽蓄电站能够通过发电工况、抽水工况快速调相，服务与电力系统无功平衡 储能 电力系统中发电出力大于负荷时，抽蓄电站能够从下水库向上水库抽水

44、，将电能转化为势能储存，在负荷高峰时将势能转化为电能 紧急事故备用 电网发生故障或负荷快速增长时，抽蓄机组能够作为快速响应电源承担紧急事故内用和负荷调整功能 黑启动 电力系统因故障停运后，系统处于全“黑”状态，抽蓄机组能够作为启动电源，在没有外界帮助的情况下迅速自启动，带动系统内其他机组，加快供电能力恢复速度 资料来源：水电水利规划设计总院，中信证券研究部 文山电力（文山电力（600995.SH）投资价值分析报告投资价值分析报告2022.7.28 请务必阅读正文之后的免责条款和声明 11 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。抽水蓄能成本与容量等优势突出，适宜充当大规

45、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。表 5：目前储能技术的主要类型及优缺点 类型类型 优点优点 缺点缺点 应用场景应用场景 电化学储能 技术成熟，能量和功率密度高，响应时间短 发热缺陷，安全性不足，寿命短 电力系统储能电站、动力电池、电

46、子设备、微电网等 机械储能 抽水蓄能 技术成熟，储能容量大，使用寿命长 选址严格，投资成本高 电力系统调峰调频 压缩空气储能 技术成熟，储能容量大 选址严格 电力系统调峰调频、不间断电源系统 飞轮储能 经济性高，使用寿命长，效率高，响应时间短 存在电损耗，能量密度低 不间断电源系统、石油钻井行业、轨道交通行业 电磁储能 超级电容器 使用寿命长，能量转换效率高 储能水平有限，能量密度低 军用、不间断供电、轨道交通 短导储能 使用寿命长，能量转换效率高，响应速度极快 超导材料昂贵，能量密度低 不常用 热储能 储存量大 应用场合受限，需要高温条件与工质 不常用 化学储能 储存量大 效率低 不常用 资

47、料来源：公司公告，中信证券研究部“十四五”与“十五五”“十四五”与“十五五”期间我国期间我国有望新增抽水蓄能装机有望新增抽水蓄能装机 31.7/58.0GW，年复合增速，年复合增速提升明显。提升明显。国内抽水蓄能已经有一定规模的存量装机，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

48、”、“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。图 10：20102030 我国抽水蓄能装机规模及预测（万千瓦）文山电力（文山电力（600995.SH）投资价值分析报告投资价值分析报告2022.7.28 请

49、务必阅读正文之后的免责条款和声明 12 资料来源：IRENA，国家统计局，国家能源局，人民日报，中信证券研究部预测 两部制电价有望显著改善抽水蓄能项目收益率，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

50、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

51、行两部制电价。表 6：我国抽水蓄能电站电价机制变化 时间时间 部门部门 政策政策 内容内容 2004 年 国家发改委 关于抽水蓄能电站建设管理有关问题的通知 抽水蓄能电站原则上由电网经营企业建设和管理，具体规模、投资与建设条件由国务院投资主管部门审批，建设和运行成本纳入电网运行费用统一核定建设和运行成本纳入电网运行费用统一核定 2007 年 国家发改委 关于桐柏、泰安抽水蓄能电站电价问题的通知 2004 年文件下发前下审批但未定价的抽蓄电站由电网企业租赁经营，租赁费（容量电费）由国务院价格主管部门按照补偿固定成本和合理收益的原则核定。租赁费原则上由电网企业消化租赁费原则上由电网企业消化 50%

52、，发电企业和用户各承担，发电企业和用户各承担 25%。发电企业承担的部分通过电网企业在用电低谷招标采购用电低谷招标采购抽水电量解决；用户承担的部分纳入销售电价调整销售电价调整方案统筹解决 2014 年 国家发改委 关于完善抽水蓄能电站价格形成机制有关问题的通知 电力市场形成前，抽水蓄能电站实行两部制电价：两部制电价：容量电价纳入省级电网运行费用统一核算并作为销售电价调整因素统筹考虑，电量电价按当地燃煤机组标杆上网电价执行。准许收益按无风险收益率准许收益按无风险收益率(长期国债利率长期国债利率)加加 1%-3%的的风险收益率核定风险收益率核定 2016 年 国家发改委 省级电网输配电价定价办法（

53、试行）抽水蓄能电站是与省内共用网络输配电业务无关的固定资产，不得纳入可计不得纳入可计提收益的固定资产范围，提收益的固定资产范围，作为省级电网输配电价的定价依据之一 2019 年 国家发改委、输配电定价成本监审办法 抽水蓄能电站、电储能设施、电网所属且已单独核定上网电价的电厂的成本0.0%0.5%1.0%1.5%2.0%2.5%3.0%02,0004,0006,0008,00010,00012,00014,00020000022E2023E2024E2025E2026E2027E2028E2029E2030E

54、抽水蓄能装机容量 万千瓦占总装机容量%文山电力（文山电力（600995.SH）投资价值分析报告投资价值分析报告2022.7.28 请务必阅读正文之后的免责条款和声明 13 时间时间 部门部门 政策政策 内容内容 能源局 费用不得计入输配电定价成本不得计入输配电定价成本 2021 年 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、抽水蓄能容量电价核定办法 坚持以两部制电价政策为主体：以竞争性方式形成电量电价，以竞争性方式形成电量电价，现货市场尚未运行的地方抽水电价按燃煤发电基准价的 75%执行，上网电价按燃煤发电基准价执行，监管周期内电量电价收益 20%由抽水电站分享，剩余部分在下一监管

55、周期核定容量电价时相应扣；将容量电价纳入输配电价回收，将容量电价纳入输配电价回收，根据经营期 6.5%的内部收益率核定，在核定省级电网输配电价时统筹考虑未来三年新投产抽水蓄能电站容量电费 资料来源：国家发改委，国家能源局，中信证券研究部 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

56、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。表 7：两部制定价模式下抽水蓄能电站的主要现金流入与流入构成 现金流出现金流出 现金流入现

57、金流入 固定成本固定成本 投资成本：投资成本：资本金+贷款本金 利息成本：利息成本：利息支出 电量电价净收入电量电价净收入 电量电价净收入中80%纳入容量电价核定 现货市场运行地区：现货市场运行地区：售电价格发电量-购电价格抽水电量 现货市场未运行地区：现货市场未运行地区：燃煤标杆电价发电量-燃煤标杆电价抽水电量75%可变成本可变成本 材料费：材料费：自行组织检修、抢修、大修材料消耗 修理费：修理费：外包修理活动所产生的检修费用 人工费：人工费：职工薪酬、福利费等 容量电价收入容量电价收入 根据项目成本给予合理的收益率发放容量根据项目成本给予合理的收益率发放容量电费，测算条件包括：电费，测算条

58、件包括：经营期 40 年，资本金内部收益率 6.5%，资本金比率 20%，运行维护按成本行业中位数，贷款利率按电站/同期市场报价利率较低者确定，还款期限 25 年 辅助服务收入辅助服务收入 南网区域抽水蓄能电站适用：南网区域抽水蓄能电站适用：在抽水利用小时数1500h，且抽发利用小时数大于1700h 的情况下，参与调频、调相、黑启动等辅助服务获取的额外收入 资料来源：国家发改委，国家能源局南方监管局，中信证券研究部 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 文山电力（文

59、山电力（600995.SH）投资价值分析报告投资价值分析报告2022.7.28 请务必阅读正文之后的免责条款和声明 14 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。图 11：2022 年 M17 南方电力现货市场日前交易发电侧最高与最

60、低电价及价差情况（元/兆瓦时）资料来源：广东电力交易中心，中信证券研究部注：2022M7 为截止 7 月 24 日数据 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

61、项目权益 IRR 等回报情况。表 8：模拟抽水蓄能电站项目投融资及建设运营成本假设 项目投融资数据假设：项目投融资数据假设：项目建造运营成本假设：项目建造运营成本假设：项目投资总额 亿元 70.0 项目单位投资 元/kW 5,833.3 资本金比例%20.0%材料费 元/kW 0.1 贷款比例%80.0%检修费 元/kW 54.2 融资成本%4.0%人工费 元/kW 83.3 还款期限 年 25.0 库区基金 元/kW 2.3 等额本金偿还金额 亿元-3.6 其他费用 元/kW 40.4 增值税率%13.0%市场回报率假设：所得税率%25.0%无风险利率%3.0%税金及附加%1.0%容量电价经

62、营期资本金回报率%6.5%资料来源：公司公告，中信证券研究部测算 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。02004006008001,0001,2002022M12022M22022M32022M42022M52022M62022M7最高价最低价价差 右轴 文山电力（文山电力（600995.SH）投资价值分析报告投资价值分析报告2022.7.28 请务必阅读正文之后的免责条款和声明

63、 15 表 9：模拟抽水蓄能电站项目运营数据假设及权益 IRR 测算结果 项目运营数据假设：项目运营数据假设：测算结果：测算结果：装机容量 万 kW 120.0 不含税容量电价 元/kW 195.4 购售电价差 元/kWh 0.4 NPV 亿元 37.3 发电效率%80.0%回收期 年 9.9 发电利用小时 小时 1,200.0 权益 IRR%11.8%折旧年限 年 40.0 固定资产残值率%5.0%资料来源：公司公告，中信证券研究部测算 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

64、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 0.50.7 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。表 10：权益 IRR 对项目利用小时和购售电价差的敏感性分析 购售电价差（元购售电价差（元/kWh）0.10 0.20 0.30 0.40 0.50 0.60 0.70 900.0 6.8%8

65、.0%9.2%10.4%11.7%13.2%14.5%1,000.0 6.8%8.1%9.5%10.9%12.6%13.9%15.3%1,100.0 6.9%8.2%9.7%11.3%13.1%14.7%16.5%利用小时数利用小时数 1,200.0 6.9%8.4%10.1%11.8%13.7%15.6%17.5%1,300.0 6.9%8.6%10.3%12.3%14.3%16.2%18.2%1,400.0 7.0%8.9%10.5%12.8%14.9%17.1%19.5%1,500.0 7.0%9.1%10.8%13.3%15.6%18.1%20.7%资料来源：中信证券研究部测算 拟置入

66、资产盈利能力优秀，项目储备拟置入资产盈利能力优秀，项目储备增强增强成长确定性成长确定性 拟置入资产装机超千万千瓦，以抽蓄为主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

67、 2035年以前陆续建成投产。表 11：南网调峰调频公司在运&在建&筹建抽水蓄能及调峰水电项目情况 所在地所在地 类型类型 状态状态 装机规模装机规模(万千瓦万千瓦)装机构成装机构成(万千瓦万千瓦)(预计预计)投产时间投产时间 当前定价政策当前定价政策 广蓄一期电站 广东广州 抽水蓄能 在运 120 430 1994 年 12 月 单一容量电价 广蓄二期电站 广东广州 抽水蓄能 在运 120 430 2000 年 6 月 单一容量电价 文山电力（文山电力（600995.SH）投资价值分析报告投资价值分析报告2022.7.28 请务必阅读正文之后的免责条款和声明 16 所在地所在地 类型类型 状

68、态状态 装机规模装机规模(万千瓦万千瓦)装机构成装机构成(万千瓦万千瓦)(预计预计)投产时间投产时间 当前定价政策当前定价政策 惠蓄电站 广东惠州 抽水蓄能 在运 240 830 2011 年 5 月 单一容量电价 清蓄电站 广东清远 抽水蓄能 在运 128 432 2016 年 8 月 两部制电价 深蓄电站 广东深圳 抽水蓄能 在运 120 430 2018 年 9 月 两部制电价 海蓄电站 海南琼中 抽水蓄能 在运 60 320 2018 年 7 月 两部制电价 阳蓄电站一期 广东阳江 抽水蓄能 在建 120 340 2022 年 5 月-梅蓄电站一期 广东梅州 抽水蓄能 在建 120 4

69、30 2022 年 5 月-南宁抽蓄电站 广西南宁 抽水蓄能 筹建 120 430 2025 年-合计合计 1,148 天生桥二级电站 广西隆林 调峰水电 在运 132 622 2000 年 12 月 政府核定电价 鲁布革水电站 云南罗平 调峰水电 在运 60 415 1990 年 12 月 政府核定电价 合计合计 192 资料来源：公司公告，国家能源局，中信证券研究部 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。

70、表 12：南网调峰调频公司在运&筹建电网侧独立储能项目情况 所在地所在地 类型类型 状态状态 电池功率电池功率(MW)电池容量电池容量(MWh)(预计预计)投产时间投产时间 当前定价政策当前定价政策 深圳宝清电池储能站 广东深圳 独立储能 在运 10 22 2011 年 1 月 单一容量电价 东莞杨屋电池储能站 广东东莞 独立储能 在运 10 20 2021 年 12 月 单一容量电价 东莞黎贝电池储能电站 广东东莞 独立储能 在运 5 10 2022 年 2 月 单一容量电价 广州芙蓉电池储能电站 广东广州 独立储能 在运 5 10 2021 年 12 月 单一容量电价 梅州五华电化学储能电

71、站 广东梅州 独立储能 筹建 70 140 2022 年 12 月-佛山南海电化学储能电站 广东佛山 独立储能 筹建 300 600 2023 年-海口药谷电化学储能电站 海南海口 独立储能 筹建 100 200 2023 年-合计合计 500 1,002 资料来源：公司公告，北极星电力新闻网，南网调峰调频公司官网，中信证券研究部 拟置入资产盈利能力突出，拟置入资产盈利能力突出，交易交易完成后完成后望望有效提升股东回报有效提升股东回报 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

72、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。图 12：2021 年南网调峰调频公司营业收入结构（亿元）图 13：2021 年南网调峰调频公司毛利润结构（亿元）文山电力（文山电力（600995.SH）投资价值分析报告投资价值分析报告2022.7.28 请务必阅读正文之后的免责条

73、款和声明 17 资料来源：公司公告，中信证券研究部 资料来源：公司公告，中信证券研究部 拟置入资产盈利能力优秀，拟置入资产盈利能力优秀，交易交易完成后有望显著改善公司股东回报。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 257/36

74、6 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，20202021 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。图 14：拟置入抽水蓄能项目 20202021 年抽水利用小时数（h）图 15：拟置入资产及其主要子公司 20202021 年 ROE 情况 资料来源：公司公告，中信证券研究部 资料

75、来源：公司公告，中信证券研究部 表 13：考虑本次交易前后公司 2021 年盈利情况及盈利能力对比 交易对价交易对价（亿元）（亿元）净资产净资产（亿元）（亿元）归母净利润归母净利润（亿元）（亿元）ROE 静态静态 P/B 静态静态 P/E 拟置出资产 21.04 18.06 0.00 0.00%1.16 -拟置入资产 156.90 114.15 9.86 8.64%1.37 15.91 33.11,71%13.58,29%0.22,0%抽水蓄能调峰水电独立储能18.01,70%7.65,30%0.08,0%抽水蓄能调峰水电独立储能04008000广蓄惠蓄清蓄深蓄海蓄公司平

76、均全国平均202020210.0%4.0%8.0%12.0%16.0%20.0%天二公司广蓄公司惠蓄公司置入资产整体20202021 文山电力（文山电力（600995.SH）投资价值分析报告投资价值分析报告2022.7.28 请务必阅读正文之后的免责条款和声明 18 交易对价交易对价（亿元）（亿元）净资产净资产（亿元）（亿元）归母净利润归母净利润（亿元）（亿元）ROE 静态静态 P/B 静态静态 P/E 文山电力（交易前）21.37 0.16 0.74%文山电力（交易后备考）117.53 10.49 8.92%资料来源：公司公告，中信证券研究部 定位转为南网储能平台，抽蓄发力打开长期空间定位转

77、为南网储能平台，抽蓄发力打开长期空间 南方电网南方电网拟加速拟加速抽水蓄能开发抽水蓄能开发。如果交易完成。如果交易完成，公司作为，公司作为储能上市储能上市平台有望平台有望受益受益，借借助助 A 股股融资平台融资平台实现实现装机规模装机规模快速扩张。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

78、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

79、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 57 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%。图 16：20152030 年南网调峰调频公司投运抽水蓄能装机规模及增速预测 资料来源：公司公告，北极星电力新闻网，中信证券

80、研究部预测 0040002000212022E2023E2024E2025E2026E2027E2028E2029E2030E投运抽水蓄能装机容量 万千瓦10.4%12.0%16.3%文山电力（文山电力（600995.SH）投资价值分析报告投资价值分析报告2022.7.28 请务必阅读正文之后的免责条款和声明 19 风险提示风险提示 售电区域用电需求不及预期：售电区域用电需求不及预期：公司负责文山州内多个市县的直供电服务，并开展对广西百色供电局、德保、那坡的趸售电服务，若疫情反复等因素影响下，售电区域用电需求不及预期，则可能导致

81、公司售电量低于预期，影响公司营收和业绩。购售电价价差不及预期：购售电价价差不及预期：公司直供电与配售电业务主要通过赚取购电价格与售电价格之间的价差实现盈利，近年来随着云南省市场化交易规模扩大，公司购售电价价差出现明显抬升。若后续省内市场化交易供需形势改变，则可能导致公司购售价差收窄，影响公司利润与现金流创造能力。资产置换交易进度不及预期：资产置换交易进度不及预期：目前公司资产置换交易方案已获得股东大会审议通过，并已得到国务院国有资产监督管理委员会批复同意，仍在等待证监会核准，能否实施以及实施时间尚存在不确定性。若本次资产置换交易进度不及预期，则可能影响配套资金募集，进而延缓置入资产中在建及筹建

82、项目的建设进度。电力现货市场建设进度不及预期：电力现货市场建设进度不及预期：两部制电价下，抽水蓄能项目能够通过电力现货市场中购售电价差的扩大实现盈利扩张。若拟置入抽水蓄能电站所在区域电力现货市场建设不及预期，则无法通过较大的峰谷价差实现盈利增长，导致拟置入公司业绩不及预期。项目所在区域辅助服务需求不及预期：项目所在区域辅助服务需求不及预期：随着辅助服务市场逐步完善，拟置入资产中抽水蓄能、调峰水电、电网侧独立储能项目的调频、调相、黑启动等辅助服务成本均能通过辅助服务市场向发电侧及用户侧分摊。若拟置入公司项目所在区域辅助服务需求不及预期，则可能影响项目营收与业绩增速。新项目建设进度不及预期：新项目

83、建设进度不及预期：南方电网计划以公司为基础打造优质储能上市平台，在“十四五”期间加速抽水蓄能及电网侧独立储能项目建设，但项目建设进度可能受土地审批、设备招投标、工程施工等环节影响，若拟置入公司在建及筹建项目受上述因素影响，可能导致装机增速低于预期，进而影响拟置入公司业绩增速。首次覆盖，给予公司“买入”评级首次覆盖，给予公司“买入”评级 盈利预测关键假设盈利预测关键假设 公司售电量包含直供文山州内的直供电量，以及向广西百色供电局、德保、那坡供应的趸售电量两部分。随着公司直供及趸售电区域的电石、水泥、铁合金等主要大工业用户用电需求逐步恢复，公司直供电量与趸售电量有望持续回升，我们预计 202220

84、24 年公司售电量分别达到 61.4/64.3/67.2 亿千瓦时，对应同比增速分别为 4.9%/4.7%/4.6%，其中直供电量分别达到 51.9/54.4/56.9亿千瓦时，趸售电量分别达到 9.5/9.9/10.4亿千瓦时。随着公司直供及趸售区域用电需求的恢复，公司购电量将伴随售电量增长而同步增长，我们预计 20222024 年公司购电量分别达到 58.3/61.4/64.4 亿千瓦时，对应同比增速分别 文山电力（文山电力（600995.SH）投资价值分析报告投资价值分析报告2022.7.28 请务必阅读正文之后的免责条款和声明 20 为 4.0%/5.2%/5.0%，其中外购省网电量分

85、别达到 38.4/40.4/42.5 亿千瓦时，外购地方小水电电量分别达到 19.9/20.9/22.0 亿千瓦时。目前公司控股南汀河、格雷一二级等中小水电装机规模合计 11.0 万千瓦，我们预计20222024 年公司控股中小水电装机规模保持不变。考虑到云南省来水形势改善，叠加省内用电及外送需求旺盛，我们预计公司控股水电利用小时回升，预计 20222024 年控股水电综合利用小时数均达到 5,504 小时，推动公司控股装机发电量均达到 6.04 亿千瓦时。云南省市场化交易电价呈现上涨趋势，我们预计公司平均售电价格与购电价格都将随市场化电价上涨而提升，公司有望凭借丰富的市场化交易经验将购售电价

86、差维持在合理水平，我们预计 20222024 年公司平均购电价格均为 0.197 元/kWh，售电价格均为 0.380元/kWh，对应购售电价差均为 0.183 元/kWh。表 14：盈利预测关键假设 2019 2020 2021 2022E 2023E 2024E 售电量合计 亿千瓦时 66.15 54.42 58.52 61.40 64.29 67.21%增长%15.7%-17.7%7.5%4.9%4.7%4.6%其中：直供电量 亿千瓦时 49.23 44.43 49.49 51.93 54.37 56.85 其中：趸售电量 亿千瓦时 16.92 10.00 9.03 9.47 9.92

87、10.37 购电量合计 亿千瓦时 62.98 51.82 56.08 58.33 61.35 64.42%增长%18.7%-17.7%8.2%4.0%5.2%5.0%其中：外购省网电量 亿千瓦时 38.54 35.42 36.96 38.44 40.44 42.46 其中：外购地方小水电 亿千瓦时 24.44 16.40 19.12 19.89 20.92 21.97 控股装机容量合计 万千瓦 11.0 11.0 11.0 11.0 11.0 11.0%增长%0.0%0.0%0.0%0.0%0.0%0.0%控股装机发电量合计 亿千瓦时 6.55 5.30 5.03 6.04 6.04 6.04

88、%增长%-3.4%-19.1%-5.0%20.0%0.0%0.0%控股装机综合利用小时 小时 5,971 4,828 4,584 5,504 5,504 5,504%增长%-3.4%-19.1%-5.0%20.0%0.0%0.0%平均购电价格_不含税 元/kWh 0.150 0.162 0.174 0.197 0.197 0.197 平均售电价格_不含税 元/kWh 0.343 0.337 0.357 0.380 0.380 0.380 资料来源：公司公告，中信证券研究部预测 给予公司“买入”评级，目标价给予公司“买入”评级，目标价 19.80 元元 考虑资产注入工作尚未完成，我们仍以公司现有

89、主业为基础进行业绩测算。在上述假设基础上，我们预计公司 20222024 年营业收入分别为 24.1/25.2/26.3 亿元，同比增长11.4%/4.6%/4.4%；预计公司 20222024 年归母净利润分别为 1.3/1.7/2.0 亿元，同比增长 707.8%/30.5%/19.1%；折算 EPS 预测 0.27/0.35/0.41 元。公司当前 A 股股价对应20222024 年 PE 分别为 61/47/40 倍。我们认为公司核心看点如下：1）国内灵活性电源规模偏小且抽蓄电站将是国内灵活性电源重要组成，在政策助推抽蓄行业正进入快速发展阶段；2）蓄价格机制理顺叠加国内各省市电力现货市

90、场已经陆续启动，未来抽水蓄能电站有望通过现货市场扩大购售电价差并实现较高的电量电价净收入，抽水蓄能行业回报率有望迎来普遍改善；3）南网拟将 文山电力（文山电力（600995.SH）投资价值分析报告投资价值分析报告2022.7.28 请务必阅读正文之后的免责条款和声明 21 公司打造为优质储能上市平台，“十四五”期间抽水蓄能开发建设加速，重组完成后的公司盈利增长空间广阔且具有较强标的稀缺性；4）南网拟将公司打造为优质储能上市平台，“十四五”期间抽水蓄能开发建设加速，如若重组完成后，公司盈利增长空间广阔。若资产置换顺利完成，我们认为公司可以通过盈利的高成长性叠加抽水蓄能资产的稀缺性享受较高的估值溢

91、价，参考 2022 年可比公司 PB 均值并给予 100%估值溢价，对应2022 年 4.2 倍 PB，对应目标价 19.80 元，首次覆盖，给予“买入”评级。表 15：盈利预测及估值 项目项目/年度年度 2020 2021 2022E 2023E 2024E 营业收入(百万元)1,881 2,164 2,409 2,519 2,630 营业收入增长率 YoY-19%15%11.4%4.6%4.4%净利润(百万元)111 16 127 166 198 净利润增长率 YoY-67%-86%707.8%30.5%19.1%每股收益 EPS(基本)(元)0.23 0.03 0.27 0.35 0.4

92、1 毛利率 12%11%13%15%16%净资产收益率 ROE 5.1%0.7%5.6%7.0%7.8%每股净资产（元）4.58 4.47 4.72 4.99 5.30 PE 72 552 61 47 40 PB 3.6 3.7 3.5 3.3 3.1 EV/EBITDA 23.4 28.5 20.8 17.9 16.0 资料来源：Wind，公司公告，中信证券研究部预测；注：股价为 2022 年 7 月 25 日收盘价 表 16：可比公司盈利预测及估值 股价股价 市值市值 EPS P/E P/B EV/EBITDA ROE 股息率股息率 亿元 2022E 2023E 2024E 2022E 2

93、023E 2024E 2022E 2022E 2022E 2022E 三峡能源 6.25 1,789 0.29 0.36 0.42 21 18 15 2.3 13.3 10.9%0.7%龙源电力 20.96 1,757 0.93 1.11 1.36 23 19 15 2.5 10.8 11.0%0.9%国投电力 10.68 796 0.80 0.89 0.96 13 12 11 1.5 9.3 11.1%3.4%川投能源 12.93 570 0.83 0.91 0.94 16 14 14 1.7 15.1 10.9%3.1%长江电力 24.10 5,481 1.31 1.38 1.44 18

94、17 17 2.8 12.0 15.2%3.6%华能水电 7.00 1,260 0.40 0.43 0.48 18 16 15 1.9 11.8 10.8%3.0%平均 18 16 14 2.1 12.0 11.6%2.4%资料来源：Wind 一致预期，各公司公告，中信证券研究部；注：股价为 2022 年 7 月 25 日收盘价 文山电力（文山电力（600995.SH）投资价值分析报告投资价值分析报告2022.7.28 请务必阅读正文之后的免责条款和声明 22 利润表（百万元）指标名称指标名称 2020 2021 2022E 2023E 2024E 营业收入 1,881 2,164 2,409

95、 2,519 2,630 营业成本 1,651 1,915 2,089 2,149 2,210 毛利率 12.23%11.49%13.28%14.68%15.99%税金及附加 15 14 20 19 20 销售费用 5 6 22 12 14 销售费用率 0.27%0.26%0.89%0.47%0.54%管理费用 105 219 133 139 145 管理费用率 5.58%10.13%5.50%5.50%5.50%财务费用 6 6 9 8 7 财务费用率 0.30%0.26%0.37%0.32%0.26%研发费用 0.01 0.00 0.03 0.01 0.02 研发费用率 0.00%0.00

96、%0.00%0.00%0.00%投资收益 22 25 30 25 27 EBITDA 350 288 395 459 514 营业利润 124 38 168 219 263 营业利润率 6.57%1.78%6.97%8.68%10.00%营业外收入 21 1 8 10 7 营业外支出 13 3 6 8 6 利润总额 132 37 170 222 264 所得税 21 21 42 55 66 所得税率 16.24%56.96%25.00%25.00%25.00%少数股东损益 0 0 0 0 0 归属于母公司股东的净利润 111 16 127 166 198 净利率 5.88%0.73%5.28%

97、6.60%7.52%资产负债表（百万元）指标名称指标名称 2020 2021 2022E 2023E 2024E 货币资金 156 197 196 214 351 存货 8 17 14 15 17 应收账款 200 281 263 290 310 其他流动资产 59 98 68 85 92 流动资产 423 593 541 604 770 固定资产 1,980 2,140 2,153 2,153 2,140 长期股权投资 189 75 75 75 75 无形资产 66 59 79 99 119 其他长期资产 214 329 349 369 389 非流动资产 2,448 2,603 2,656

98、 2,696 2,723 资产总计 2,871 3,196 3,197 3,300 3,494 短期借款 90 190 141 30 0 应付账款 178 195 197 218 219 其他流动负债 270 436 302 308 323 流动负债 538 821 640 555 542 长期借款 80 78 138 198 258 其他长期负债 61 160 160 160 160 非流动性负债 141 238 298 358 418 负债合计 679 1,059 937 913 959 股本 479 479 479 479 479 资本公积 156 119 119 119 119 归属于

99、母公司所有者权益合计 2,192 2,137 2,260 2,387 2,534 少数股东权益 0 0 0 0 0 股东权益合计 2,192 2,137 2,260 2,387 2,534 负债股东权益总计 2,871 3,196 3,197 3,300 3,494 现金流量表（百万元）指标名称指标名称 2020 2021 2022E 2023E 2024E 税后利润 111 16 127 166 198 折旧和摊销 212 240 217 230 243 营运资金的变化-12 97-80-18-14 其他经营现金流-12-9-21-17-20 经营现金流合计 299 344 242 361

100、407 资本支出-250-383-270-270-270 投资收益 22 25 30 25 27 其他投资现金流-5-4 0 0 0 投资现金流合计-234-362-240-245-243 权益变化 0 0 0 0 0 负债变化 39 98 10-51 30 股利支出-105-33-5-39-51 其他融资现金流-6-6-9-8-7 融资现金流合计-73 59-3-98-27 现金及现金等价物净增加额-7 41-1 18 137 主要财务指标 指标名称指标名称 2020 2021 2022E 2023E 2024E 增长率（增长率（%）营业收入-18.88%15.00%11.35%4.55%4

101、.42%营业利润-68.87%-68.90%336.44%30.28%20.21%净利润-66.66%-85.77%707.77%30.53%19.10%利润率（利润率（%）毛利率 12.23%11.49%13.28%14.68%15.99%EBITDA Margin 18.61%13.32%16.41%18.24%19.54%净利率 5.88%0.73%5.28%6.60%7.52%回报率（回报率（%）净资产收益率 5.05%0.74%5.63%6.96%7.81%总资产收益率 3.86%0.49%3.98%5.03%5.66%其他（其他（%）资产负债率 23.65%33.13%29.32%

102、27.67%27.46%所得税率 16.24%56.96%25.00%25.00%25.00%股利支付率 30.25%30.37%30.77%30.46%30.53%资料来源：公司公告，中信证券研究部预测 23 分析师声明分析师声明 主要负责撰写本研究报告全部或部分内容的分析师在此声明：（i）本研究报告所表述的任何观点均精准地反映了上述每位分析师个人对标的证券和发行人的看法；（ii）该分析师所得报酬的任何组成部分无论是在过去、现在及将来均不会直接或间接地与研究报告所表述的具体建议或观点相联系。一般性声明一般性声明 本研究报告由中信证券股份有限公司或其附属机构制作。中信证券股份有限公司及其全球的

103、附属机构、分支机构及联营机构（仅就本研究报告免责条款而言，不含 CLSA group of companies），统称为“中信证券”。本研究报告对于收件人而言属高度机密，只有收件人才能使用。本研究报告并非意图发送、发布给在当地法律或监管规则下不允许向其发送、发布该研究报告的人员。本研究报告仅为参考之用，在任何地区均不应被视为买卖任何证券、金融工具的要约或要约邀请。中信证券并不因收件人收到本报告而视其为中信证券的客户。本报告所包含的观点及建议并未考虑个别客户的特殊状况、目标或需要，不应被视为对特定客户关于特定证券或金融工具的建议或策略。对于本报告中提及的任何证券或金融工具，本报告的收件人须保持自

104、身的独立判断并自行承担投资风险。本报告所载资料的来源被认为是可靠的，但中信证券不保证其准确性或完整性。中信证券并不对使用本报告或其所包含的内容产生的任何直接或间接损失或与此有关的其他损失承担任何责任。本报告提及的任何证券或金融工具均可能含有重大的风险，可能不易变卖以及不适合所有投资者。本报告所提及的证券或金融工具的价格、价值及收益可跌可升。过往的业绩并不能代表未来的表现。本报告所载的资料、观点及预测均反映了中信证券在最初发布该报告日期当日分析师的判断，可以在不发出通知的情况下做出更改，亦可因使用不同假设和标准、采用不同观点和分析方法而与中信证券其它业务部门、单位或附属机构在制作类似的其他材料时

105、所给出的意见不同或者相反。中信证券并不承担提示本报告的收件人注意该等材料的责任。中信证券通过信息隔离墙控制中信证券内部一个或多个领域的信息向中信证券其他领域、单位、集团及其他附属机构的流动。负责撰写本报告的分析师的薪酬由研究部门管理层和中信证券高级管理层全权决定。分析师的薪酬不是基于中信证券投资银行收入而定，但是，分析师的薪酬可能与投行整体收入有关，其中包括投资银行、销售与交易业务。若中信证券以外的金融机构发送本报告，则由该金融机构为此发送行为承担全部责任。该机构的客户应联系该机构以交易本报告中提及的证券或要求获悉更详细信息。本报告不构成中信证券向发送本报告金融机构之客户提供的投资建议，中信证

106、券以及中信证券的各个高级职员、董事和员工亦不为（前述金融机构之客户）因使用本报告或报告载明的内容产生的直接或间接损失承担任何责任。评级说明评级说明 投资建议的评级投资建议的评级标准标准 评级评级 说明说明 报告中投资建议所涉及的评级分为股票评级和行业评级（另有说明的除外）。评级标准为报告发布日后 6 到 12 个月内的相对市场表现，也即：以报告发布日后的 6 到 12 个月内的公司股价（或行业指数）相对同期相关证券市场代表性指数的涨跌幅作为基准。其中：A 股市场以沪深 300指数为基准，新三板市场以三板成指（针对协议转让标的）或三板做市指数（针对做市转让标的）为基准；香港市场以摩根士丹利中国指

107、数为基准；美国市场以纳斯达克综合指数或标普 500 指数为基准；韩国市场以科斯达克指数或韩国综合股价指数为基准。股票评级股票评级 买入 相对同期相关证券市场代表性指数涨幅 20%以上 增持 相对同期相关证券市场代表性指数涨幅介于 5%20%之间 持有 相对同期相关证券市场代表性指数涨幅介于-10%5%之间 卖出 相对同期相关证券市场代表性指数跌幅 10%以上 行业评级行业评级 强于大市 相对同期相关证券市场代表性指数涨幅 10%以上 中性 相对同期相关证券市场代表性指数涨幅介于-10%10%之间 弱于大市 相对同期相关证券市场代表性指数跌幅 10%以上 24 特别声明特别声明 在法律许可的情况

108、下，中信证券可能（1）与本研究报告所提到的公司建立或保持顾问、投资银行或证券服务关系，（2）参与或投资本报告所提到的 公 司 的 金 融 交易，及/或 持 有其 证 券 或 其 衍 生品 或 进 行 证券或 其 衍 生 品 交 易。本 研 究 报告涉 及 具 体 公 司 的披 露 信 息，请访 问https:/ 本研究报告在中华人民共和国（香港、澳门、台湾除外）由中信证券股份有限公司（受中国证券监督管理委员会监管，经营证券业务许可证编号：Z20374000）分发。本研究报告由下列机构代表中信证券在相应地区分发：在中国香港由 CLSA Limited（于中国香港注册成立的有限公司）分发；在中国台

109、湾由 CL Securities Taiwan Co.,Ltd.分发；在澳大利亚由 CLSA Australia Pty Ltd.（商业编号：53 139 992 331/金融服务牌照编号：350159）分发；在美国由 CLSA（CLSA Americas,LLC 除外）分发；在新加坡由 CLSA Singapore Pte Ltd.（公司注册编号：198703750W）分发；在欧洲经济区由 CLSA Europe BV 分发；在英国由 CLSA（UK）分发；在印度由 CLSA India Private Limited 分发（地址：8/F,Dalamal House,Nariman Poin

110、t,Mumbai 400021；电话：+91-22-66505050；传真：+91-22-22840271；公司识别号：U67120MH1994PLC083118）；在印度尼西亚由 PT CLSA Sekuritas Indonesia分发；在日本由 CLSA Securities Japan Co.,Ltd.分发；在韩国由 CLSA Securities Korea Ltd.分发；在马来西亚由 CLSA Securities Malaysia Sdn Bhd分发；在菲律宾由 CLSA Philippines Inc.（菲律宾证券交易所及证券投资者保护基金会员）分发；在泰国由 CLSA Sec

111、urities(Thailand)Limited 分发。针对不同司法管辖区的声明针对不同司法管辖区的声明 中国大陆：中国大陆：根据中国证券监督管理委员会核发的经营证券业务许可，中信证券股份有限公司的经营范围包括证券投资咨询业务。中国香港：中国香港：本研究报告由报告由 CLSA Limited 分发。本研究报告在香港仅分发给专业投资者（证券及期货条例（香港法例第 571 章）及其下颁布的任何规则界定的），不得分发给零售投资者。就分析或报告引起的或与分析或报告有关的任何事宜，CLSA 客户应联系 CLSA Limited 的罗鼎，电话：+852 2600 7233。美国：美国：本研究报告由中信证券

112、制由中信证券制作。本研究报告在美国由 CLSA（CLSA Americas,LLC 除外）仅向符合美国1934 年证券年证券交易法下 15a-6 规则界定且 CLSA Americas,LLC 提供服务的“主要美国机构投资者”分发。对身在美国的任何人士发送本研究报告将不被视为对本报告中所评论的证券进行交易的建议或对本报告中所述任何观点的背书。任何从中信证券与 CLSA 获得本研究报告的接收者如果希望在美国交易本报告中提及的任何证券应当联系CLSA Americas,LLC（在美国证券交易委员会注册的经纪交易商），以及 CLSA 的附属公司。新加坡：新加坡：本研究报告在新加坡由 CLSA Sin

113、gapore Pte Ltd.，仅向（新加坡财务顾问规例界定的）“机构投资者、认可投资者及专业投资者”分发。就分析或报告引起的或与分析或报告有关的任何事宜，新加坡的报告收件人应联系CLSA Singapore Pte Ltd，地址，地址：80 Raffles Place,#18-01,UOB Plaza 1,Singapore 048624，电话：+65 6416 7888。因您作为机构投资者、认可投资者或专业投资者的身份，就 CLSA Singapore Pte Ltd.可能向您提供的任何财务顾问服务，CLSA Singapore Pte Ltd 豁免遵守财务顾问法（第 110 章）、财务顾

114、问规例以及其下的相关通知和指引（CLSA 业务条款的新加坡附件中证券交易服务 C 部分所披露）的某些要求。MCI（P）085/11/2021。加拿大：加拿大：本研究报告由中信证券制作。对身在加拿大的任何人士发送本研究报告将不被视为对本报告中所评论的证券进行交易的建议或对本报告中所载告中所评论的证券进行交易的建议或对本报告中所载任何观点的背书。任何观点的背书。英国：本研究报告归属于营销文件，其不英国：本研究报告归属于营销文件，其不是按照旨在提升研究报告独立性的法律要件而撰写，亦不受任何禁止在投资研究报告发布前进行交易的限制。本研究报告在英国由 CLSA（UK）分发，且针对由相应本地监管规定所界定

115、的在投资方面具有专业经验的人士。涉及到的任何投资活动仅针对此类人士。若您不具备投资的专业经验，请勿依赖本研究报告。欧洲经济区：本研究报告由荷兰金融市场管理局授权并管理的 CLSA Europe BV 分发。澳大利亚：CLSA Australia Pty Ltd(“CAPL”)(商业编号：53 139 992 331/金融服务牌照编号：350159)受澳大利亚证券与投资委员会监管，且为澳大利亚证券交易所及 CHI-X 的市场参与主体。本研究报告在澳大利亚由 CAPL 仅向“批发客户”发布及分发。本研究报告未考虑收件人的具体投资目标、财务状况或特定需求。未经 CAPL 事先书面同意，本研究报告的收

116、件人不得将其分发给任何第三方。本段所称的“批发客户”适用于 公司法（2001）第 761G 条的规定。CAPL 研究覆盖范围包括研究部门管理层不时认为与投资者相关的 ASX All Ordinaries 指数成分股、离岸市场上市证券、未上市发行人及投资产品。CAPL 寻求覆盖各个行业中与其国内及国际投资者相关的公司。印度：CLSA India Private Limited，成立于 1994 年 11 月，为全球机构投资者、养老基金和企业提供股票经纪服务（印度证券交易委员会注册编号：INZ000001735）、研究服务（印度证券交易委员会注册编号：INH000001113）和商人银行服务（印度证券交易委员会注册编号：INM000010619）。CLSA 及其关联方可能持有标的公司的债务。此外，CLSA 及其关联方在过去 12 个月内可能已从标的公司收取了非投资银行服务和/或非证券相关服务的报酬。如需了解 CLSA India“关联方”的更多详情，请联系 Compliance-I。未经中信证券事先书面授权，任何人不得以任何目的复制、发送或销售本报告。中信证券 2022 版权所有。保留一切权利。