（报告出品方/作者：天风证券，郭丽丽）

1.拟注入南网储能资产，打造优质储能运营平台

1.1.文山电力：南网旗下发配售一体化电网公司

云南文山电力（集团）股份有限公司成立于年，于年在上交所上市，主要从事购售电、发电、电力设计及配售电业务。电网方面，公司负责文山州内文山、砚山、丘北、富宁和西畴等五个市县的直供电服务，同时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。此外，受云南电网有限责任公司委托，对文山州内马关、麻栗坡、广南三家县级供电局的资产业务进行管理。

电力设计方面，公司全资子公司文电设计和文电能投开展电力设计，勘察，增量配售电、综合能源服务等其他业务。电力业务是公司主要营收来源。年，公司电力业务实现营收18.47亿元，占总营收的98.2%；设计业务实现营收0.43亿元，占比2.3%。

年9月27日，公司公告重大资产重组计划，若重组顺利完成，公司业务将由目前的购售电、发电、电力设计及配售电转变为抽水蓄能、调峰水电和电网独立侧储能业务。南网旗下电网上市公司，实控人为国务院国资委。年公司发生股权转让暨控股权发生变更，云南电网公司持有文山电力37.41%股权，成为文山电力控股股东。云南电网公司为南方电网公司全资子公司，国务院国资委为实际控制人。截至年三季报，云南电网公司实际控股比例为30.66%。

年受到疫情影响，社会用电需求下降，公司全年售电量同比减少17.73%。年全年公司实现营业收入18.81亿元，同比减少18.9%；归母净利1.11亿元，同比减少66.7%。年前三季度，公司实现营业收入15.36亿元，同比增加10.63%；实现归母净利1.53亿元，同比减少39.1%。

1.2.重大资产重组，拟置入调峰调频业务资产

年9月27日，公司发布重大资产重组计划公告，拟通过重大资产置换、发行股份购买和募集配套资金的形式，与交易对方南方电网持有标的调峰调频发电有限公司%股权等值部分进行置换，主营业务也将从目前的购售电、发电、电力设计及配售电转变为抽水蓄能、调峰水电和电网独立侧储能业务。

1.2.1.资产重组具体方案梳理

本次交易方案包括重大资产置换、发行股份购买资产及募集配套资金三个部分。

首先是重大资产置换。公司拟置出的资产涉及的业务主要包括三类，一是直供电服务，包括文山州内文山、砚山、丘北、富宁和西畴等五个市县在内的直供电服务相关资产和负债；二是趸售电服务，包括广西电网百色供电局、广西德保、那坡两县趸售电服务的相关资产负债；三是电力设计业务，主要包括公司持有的文电设计公司和文电能投公司%的股权。拟置入资产为南方电网调峰调频发电有限公司%股权。此外，在交易完成前，调峰调频公司将剥离其气电业务相关资产负债和持有的绿色能源混改基金约3%的合伙份额。

此次交易公司发行股份有两类用途，一是购买资产，二是募集配套资金。公司向南方电网公司非公开发行股份购买资产将与资产置换同时进行，用于支付资产置换过程中产生的差额。募集的资金用途较广，不仅用于支付并购交易税费等并购整合费用，还可用于公司后续的发展经营，例如支持置入资产的在建项目建设，补充公司的流动资金以及偿还债务等。此外，募集配套资金以重大资产置换、发行股份购买资产的成功实施为前提，但募集配套资金成功与否不会影响重大资产置换与发行股份进行资产购买的进行。

1.2.2.抽蓄+新型储能全方位布局，调峰调频公司先发优势强

拟置入资产调峰调频公司是南方电网公司的全资子公司，实际控制人为国务院国资委，共有9家控股子公司和4家参股公司。主营业务为抽水蓄能、调峰水电和电网侧独立储能业务的开发、投资、建设和运营，是国内最早进入抽水蓄能行业的企业之一，多年来在调峰调频电源领域构建了核心竞争力。

抽水蓄能方面，调峰调频公司目前已投产运营5座装机容量合计万千瓦的抽水蓄能电站，在建2座装机容量合计万千瓦的抽水蓄能电站。其中调峰调频公司分别持有广东蓄能发电有限公司和惠州蓄能发电公司54%的股权，两家公司剩余46%的股权均为中广核能源开发有限责任公司持有。

调峰方面，调峰调频公司运营天生桥二级电站和鲁布革水电站2座水电站，其中天生桥二级电站装机万千瓦，是西电东送南路工程第一个电源点，所发电力外送至广东、广西等地。鲁布革水电站装机60万千瓦，位于十三大水电基地之一的南盘江红水河水电基地。同时，两座水电站均能发挥调峰调频功能。

储能方面，调峰调频公司在深圳运营10MW电化学储能站，是国家“计划”兆瓦级电池储能站关键技术研究及应用的试点工程，为当地电网提供电能转换及调峰调频服务。

调峰调频公司近三年来营业收入与归母净利润呈稳健提升态势。年实现营业收入52.99亿元，同比增加9.5%；实现归母净利润8.44亿元，同比增加2.5%。年上半年实现营业收入31.17亿元，实现归母净利5.55亿元。

从营业收入拆分来看，年和年抽水蓄能业务分别实现营业收入31.53和32.45亿元，占总营收比例高达65.2%和61.2%，年上半年由于气电业务营收占比的提升，抽蓄业务比重下滑至48.6%，但仍然是第一大营业收入来源。调峰水电年和年上半年分别贡献13.05和7.06亿元营收，占比分别为24.6%和22.7%。电网侧独立储能业务目前在整体营业收入中仅占0.4%，规模较小。

从毛利润结构来看，抽水蓄能和调峰水电是公司毛利润的主要来源，年抽水蓄能实现毛利润17.32亿元，调峰水电毛利润为6.56亿元，二者毛利润合计占比在95%左右。年上半年，抽水蓄能毛利润为8.01亿元，调峰水电毛利润为4.3亿元，合计占比在90%左右。

2.抽水蓄能有望开启十年黄金发展期

2.1.储能为新型电力系统保驾护航

2.1.1.新能源大比例并网，电网消纳迎考验

新能源装机维持高增速，装机规模占比不断提升。双碳目标下，能源结构绿色转型加速。据国家能源局数据，年我国可再生能源新增装机1.34亿千瓦，占全国新增发电装机的76.1%；风电光伏的装机增速分别达到16.63%和20.9%，而同期火电装机增速仅为4.06%。截至年底，我国可再生能源发电累计装机达到10.63亿千瓦，占总发电装机容量的44.8%。

新能源出力受制于不稳定性，大规模接入给电网带来较大考验。风电日波动最大幅度可达装机容量的80%，且呈现一定的反调峰特性；光伏发电受昼夜、天气、移动云层变化的影响，同样存在间歇性和波动性。据中电联数据，年全年全国千瓦及以上电厂利用小时数，火电的利用小时数高达小时，而同期风电为小时，光伏为小时，远低于火电的利用小时数。

虽然可再生能源装机占比已经占到全国总装机容量的接近50%，但新能源的出力能力受到不稳定性的限制。根据国家能源局数据，年全年火电发电量占发电量比例仍高达67.4%，光伏风电贡献比例仅11.7%左右。此外，风光等新能源的不稳定性以及逐渐提高的并网比例给电网的供电、安全稳定和经济性运行带来了较大挑战。

2.1.2.抽水蓄能是目前大规模调节能源首选，发展前景广阔

由于风电、太阳能等可再生能源随机性、波动性、间歇性等特点，加快能源绿色低碳转型需要建设大量储能等灵活性资源作为支撑，储能系统能够保持电压频率稳定、提供可靠备用电源、增强系统并网运行的可靠性和灵活性、提高风电和光伏发电的利用率，是构建以新能源为主体的新型电力系统的重要支撑。

抽水蓄能是储能的一种形式，主要由处于高、低海拔位置的上、下水库，以及发电装置和厂房、控制中心组成。利用电力负荷低谷时的电能自下水库抽水至上水库，在电力负荷高峰期再放水至下水库发电。抽水蓄能电站可将电网负荷低时的多余电能，转变为电网高峰时期的高价值电能。

抽水蓄能具有技术成熟、反应快速灵活、单机容量大、经济性较好等优点，是缓解系统调峰压力的最有效手段之一，可以快速稳定系统频率，可以调相运行，可以稳定系统电压，是电力系统事故备用电源，能作为电网黑启动电源，是大规模调节能源的首选。

从反应速率上看，以北京十三陵抽水蓄能机组为例，从调度下令机组由停机状态开机发电至发电机并网带%出力一般时间均在4分钟以内，而绝大多数火电机组的调节速率约为每分钟变化额定容量的2%，响应速率远低于抽水蓄能机组。

从成本端来看，抽水蓄能度电成本为0.21-0.25元/kwh，而目前度电成本最低的铅蓄电池储能技术也为0.61元/kwh，远高于抽蓄的平均成本。此外，抽水蓄能循环寿命平均能够达到1次，而磷酸铁锂电池的循环寿命次数仅为-次，循环寿命次数的优势也是抽水蓄能电站经济性的一大保障。

抽水蓄能电站在保障电网安全运行，促进可再生能源消纳方面发挥着重要作用：

充当事故应急电源或者作为黑启动电源，保障电网安全稳定运行。系统发生大功率缺失后，为了保障频率稳定需要及时增加发电出力。相比煤电、气电，抽水蓄能机组启动时间短、调节速率快；相比常规水电，抽水蓄能电站更靠近负荷中心，大幅增发不影响系统稳定，且支撑系统电压的作用更强。因此，抽水蓄能已经成为电力系统中最优先调用的应急电源，有力地保障了电力系统安全稳定运行。

促进新能源消纳。随着系统中新能源装机比例持续增大，系统有功波动性变大，夜间低谷时段风电消纳和午间平峰时段光伏消纳均较困难，增加了系统调节难度，需要灵活调节电源配合运行。抽水蓄能电站启停迅速、调节灵活，能够由计划性的启停调峰向灵活启停转变，随时应对新能源出力的波动，维持系统的频率稳定。在电网负荷低估时段，抽水蓄能机组抽水运行，为电网吸纳新能源功率创造条件。

改善电力系统发、配、用各环节性能。在发电端，抽水蓄能电站参与调峰能够减轻火电核电等常规机组的调峰压力，提升经济性。对于火电，抽水蓄能电站可以减少煤电机组参与深度调峰及启停调峰的次数，降低煤耗。对于核电，核电站若频繁参与系统调峰会影响设备可靠性，同时显著提高发电成本，抽水蓄能电站与核电配合运行，可解决核电在基荷运行时的调峰问题，提高核电站的运行效益。在配电侧，促进分布式发电顺利并网。大量分布式电源接入电力系统，会带来配电网局部电压升高和向主网送电能力受限问题，影响配电网正常运行。抽水蓄能电站的电压调节和电能存储能力，能够解决分布式电源接入后引起的高电压问题，缓解配电网输送容量约束，有效提升系统接纳分布式发电的能力。在用电端，减少频率偏差，提升用户侧电能质量。抽水蓄能机组启停迅速、运行灵活可靠，且能大范围调整出力，能很好地适应系统负荷急剧变化的趋势，提高电网频率合格率。以京津唐电网为例，在十三陵、潘家口等抽水蓄能电站投产后，电网频率合格率由98%提升至99.99%以上。（报告来源：未来智库）

2.2.抽水蓄能发展现状梳理

2.2.1.全球抽水蓄能市场高度集中

装机规模上看，据国际水电协会发布的《年水电现状报告》，截至年末，全球抽水蓄能电站累计装机规模为.49GW。装机结构上看，据国际水电协会数据，欧洲是全球抽蓄电站装机规模最大的地区，截至年末累计装机量为54.88GW，占全球装机规模的34.4%；中国装机量为31.49GW，占比为19.7%排名第二。欧洲、中国、日本和美国四个国家和地区的累计装机占比达到85.8%，抽水蓄能电站在全球范围内分布高度集中。

2.2.2.我国抽水蓄能行业增速稳定，可开发潜力巨大

我国抽水蓄能电站的发展始于20世纪60年代后期。20世纪80年代中后期，我国电力供需和电网调峰矛盾突出，我国抽水蓄能发展迎来第一个建设高峰期。其间广州抽蓄电站，北京十三陵以及浙江天荒坪抽蓄电站相继建成投产。截至年底我国抽水蓄能电站装机规模达到36GW。

从国内装机规模看，-年我国抽水蓄能装机规模稳步增长，据国际水电协会数据，截至年末，我国抽水蓄能累计装机规模已达31.49GW，-年复合装机增速为6%。从储能的细分市场看，由于技术发展早、经济性优，无论在全球市场还是在中国市场，抽水蓄能均是储能中最大的细分市场。据国际水电协会发布的《年水电现状报告》，全球抽水蓄能电站储能电容量GWh，占全世界电网蓄能应用的90%以上。截至年末，抽水蓄能累计装机规模占中国储能市场比重达89.3%。

增量空间：我国抽蓄电站在存量资源和增量资源上均具备较大的开发潜力。存量资源主要指常规水电站的改造潜能，增量资源指暂未开发的丰富站点资源。

我国抽蓄电站发展规模滞后于电力系统需求。在美国、德国、日本等国家，抽水蓄能和燃气电站在电力系统中的比例均超过10%。我国油气资源禀赋相对匮乏，抽水蓄能和燃气电站占比仅6%左右，其中抽水蓄能占比仅1.4%。与发达国家相比，我国抽水蓄能电站建成投产规模较少、在电源结构中占比低，不能有效满足电力系统安全稳定经济运行和新能源大规模快速发展需要，抽蓄电站规模还有较大的扩展空间。

常规水电站的蓄能改造。我国已开发的梯级水电站众多，常规水电站的抽蓄改造作用明显，在冬季枯水期水电站发电不稳定的情况下其作用尤为显著。梯级水电站通过储能泵站或可逆式机组等扩机方式，在梯级水库之间建立循环水力联系，从低梯级抽水储能，用高梯级发电，为电力系统提供基础电量或容量增量，是未来存量水电站建设趋势之一。常规水电站的抽蓄改造有两个方面的优势：一方面，混合式的抽水蓄能是一种最理想的“长时蓄能”方式，对于服务新能源具有优势；另一方面，常规水电站改造的混合式抽水蓄能，往往运行成本比较低，更具备竞争优势。截至年末，我国水电装机规模达到.92GW，是存量抽蓄电站规模的10倍以上，可改造资源丰富。

我国地域辽阔，抽水蓄能电站的站点资源较丰富：截至年，我国已经开展25个省（区、市）的抽水蓄能电站选点规划或调整工作，批复的规划站点总装机容量约1.2亿千瓦。在年12月的新一轮中长期规划资源站点普查中，规划站点所在省市数量由25个拓展至29个。

我国抽水蓄能行业竞争格局集中，两大电网是建设主力。国家电网公司下属的国网新源和南方电网公司下属的南网调峰调频公司分别是两大电网旗下的抽水蓄能平台。在已投产的抽蓄机组方面，截至年，国网新源在运抽蓄电站28座，装机规模为26.3GW，南网双调公司在运抽蓄电站6个，装机规模为7.88GW，分别占比约73%和22%。此外，内蒙古电力（集团）有限责任公司以及江苏、浙江等地的部分企业也运营少量抽水蓄能电站。在增量机组方面，国网新源在建机组装机容量为48.53GW，为存量机组的约1.8倍。

2.3.装机增长+稳定收益，政策打开抽蓄成长空间

2.3.1.定价政策与装机规模复盘

在中国电力体制改革和电力市场化不断推进的前提下，成本如何回收成为建设发展抽水蓄能电站的关键考量因素，合理的电价机制是调动抽水蓄能电站发电积极性和保障电站调峰调频作用的关键。目前，国内的抽水蓄能电站的电价政策主要为单一容量电价和两部制电价两种模式。单一容量制是我国抽水蓄能行业发展初期使用较多的机制，仅核定抽水蓄能电站的容量电价，由国家价格主管部门按照补偿固定成本和合理收益的原则核定，不确认电量电价部分。两部制电价机制为按照电站的容量及上网的发电量分别计付电费的电价模式，由政府核定价格后执行。

截至年3月末，国网新源公司已投产的21家抽蓄电站中仅8家电站实行两部制电价，占比为38%；截至年底，南方电网调峰调频公司在运5家抽蓄电站中3座实行两部制电价，占比为60%。

复盘-年我国抽蓄电站装机增速与相关成本定价机制之间的关系，我们发现对于抽蓄电站收益机制的利好政策的出台能够显著推动抽蓄电站投资建设热情，促进装机规模的增长。

-年，号文明确两部制电价，建设规模快速抬升。年出台的《国家发展改革委关于完善抽水蓄能电站价格形成机制有关问题的通知》规定，在电力市场形成前，抽水蓄能电站实行两部制电价，容量电费用于弥补抽水蓄能电站的固定成本及准许收益，电量电费用于补偿抽水蓄能电站抽发电损耗等变动成本；年，国家能源局发布的《关于鼓励社会资本投资水电站的指导意见》提出，社会资本可通过市场方式选择未明确开发主体的抽水蓄能电站。两政策共同推动发电企业投资抽水蓄能电站的热情，使投资明显回暖。-年新增装机规模逐年上升，年年均新增装机万千瓦，为近十年来的最高水平。

-年，容量电价无法正常疏导和回收的矛盾突出，装机增速一路走低。-年，国家发改委相继发文，提出抽水蓄能电站相关费用不计入输配电价成本，使得抽水蓄能的成本无法通过产业链向终端用户疏导。年11月，国家电网有限公司印发的《关于进一步严格控制电网投资的通知》明确：“不得以投资、租赁或合同能源管理等方式开展电网侧电化学储能设施建设，不再安排抽水蓄能新开工项目。”在缺乏合理电价和成本疏导机制的背景下，我国抽蓄电站装机增量自年达到万千瓦之后一路下滑，年全年新增装机规模仅30万千瓦，为十年来的最低水平。“十二五”和“十三五”期间抽蓄电站的装机规划分别为和万千瓦，但是实际累计装机量仅为和万千瓦。

2.3.2.量价政策明朗，抽水蓄能发展重迎机遇期

年5月和9月，国家发改委和能源局相继发文，从价格形成机制和中长期装机规模方面明确了抽蓄行业装机增长和商业模式，行业发展重新按下快进键。

盈利模式方面，稳定的回报机制+清晰的成本疏导路径，有望提升投资规模。

年4月30日国家发改委出台《关于进一步完善抽水蓄能电站价格形成机制的意见》（号文），明确了两部制电价的机制，并对容量电价的核定办法、电量电价的形成机制进一步完善。号文相比号文及号文的主要区别以及对抽水蓄能电价的主要影响在于：

明确了抽水蓄能电站容量电费向终端用户电价的疏导：明确“政府核定的抽水蓄能容量电价对应的容量电费由电网企业支付，纳入省级电网输配电价回收”，并进一步完善了根据电站功能和服务情况，抽水蓄能电站容量电费在多个省级电网的分摊方式、在特定电源和电力系统间的分摊方式；明确电网企业提供的抽水电量产生的损耗在核定省级电网输配电价时统筹考虑。

坚持并优化抽水蓄能两部制电价政策：i.容量电价方面：明确以政府定价方式形成容量电价。制订了《抽水蓄能容量电费核定办法》，在成本调查基础上，对标行业先进水平合理确定核价参数，明确经营期内资本金内部收益率按6.5%核定，按照经营期定价方法核定容量电价，并随省级电网输配电价监管周期同步调整。ii.电量电价方面：以竞争方式形成电量电价。明确有电力现货时的电量电价按现货市场价格及规则结算，抽水蓄能电站在电力系统中削峰填谷、低抽高发的运行特性将受益于现货市场的逐步推行；无现货市场的区域抽水电价按燃煤发电基准价的75%执行，并鼓励采用竞争性招标采购方式形成抽水电价，上网电价按燃煤发电基准价执行。iii.强化与电力市场建设发展的衔接：构建辅助服务和电量电价相关收益分享机制，收益的20%留存给抽水蓄能电站分享，80%在下一监管周期核定电站容量电价时相应扣减，推动抽水蓄能电站作为独立市场主体参与市场。

装机规模方面，有望开启十年黄金增长期。两碳目标下，能源绿色低碳转型加速，年我国风电、太阳能发电总装机容量将达到12亿千瓦以上，大规模的新能源并网迫切需要大量调节电源提供优质的辅助服务，构建以新能源为主体的新型电力系统对抽水蓄能的发展提出更高要求。

国家层面，年9月国家能源局印发《抽水蓄能中长期发展规划（-年）》，提出到年抽水蓄能投产总规模达到万千瓦以上，十四五期间年均新增规模约为万千瓦；到年投产总规模1.2亿千瓦左右，-年复合增速将达到14.3%，相比过去十年（-）年6.4%的复合增速高出近8个百分点，抽水蓄能电站有望开启十年黄金增长期。国家电网公司表示将力争到年经营区内抽蓄电站装机规模由目前的万千瓦提高到1亿千瓦。

2.4.南网抽蓄资产梳理及收益测算

存量电站：已投运的5座抽蓄电站中，有4座位于广东省，1座位于海南省。其中广州抽蓄电站两期，惠州抽蓄电站的装机规模均达到万千瓦，除海南抽蓄电站以外，南方电网的抽蓄电站的单站建设规模均在万千瓦以上。

在建电站：目前在建梅州抽水蓄能电站一期、阳江抽水蓄能电站一期两座合计装机万千瓦的抽水蓄能电站。梅州抽水蓄能电站一期工程装机容量万千瓦，上、下水库总库容位居全国第二，装机容量相当于梅州总体用电负荷的50%；阳江抽水蓄能电站一期工程装机容量万千瓦，机组单机容量40万千瓦，是目前国内核准建设的单机容量最大、净水头最高、埋深最大的抽水蓄能电站。建设进度方面，年12月，梅州抽蓄电站和阳江抽蓄电站首台机组相继投产发电。年3月，随着梅州抽蓄电站2号机组的正式投运，南方电网抽水蓄能装机规模达到万千瓦。

推进建设及未来规划：目前，正在推进广东肇庆、惠州中洞以及广西南宁等3座合计装机万千瓦的抽水蓄能项目前期工作和后续工程建设。建设规划方面，南方电网公司印发的《公司关于推动绿色低碳发展转型的意见》提出，未来十五年将加快抽水蓄能建设，“十四五”新增装机万千瓦，“十五五”“十六五”各新增装机万千瓦，未来十五年增长4.6倍。到年，抽蓄电站规模大约相当于新增1个三峡水电站的装机容量，能够支撑2.5亿千瓦以上新能源接入和消纳。

号文对抽水蓄能电站的电价政策进行了明确，通过影响收入及引导成本不断优化对抽水蓄能电站的盈利产生影响。我们分别对容量电价和电量电价部分的收益进行测算：投产节奏预估：阳江和梅州抽蓄电站能够在年中完全投产，假设肇庆、惠州中洞和南宁三个电站的投产节奏分别为年和年年中分别能够投产MW。

容量电价部分测算假设：

广蓄电站一期收益核算：广蓄一期属于协商定价，收入来源包括两部分，分别是：向香港抽水蓄能发展有限公司提供抽水蓄能服务的收入，以及向广东核电投资有限公司和广东电网有限责任公司提供抽水蓄能服务的收入。香港抽水蓄能发展有限公司每年支付固定费用1亿港元；广蓄电站与广核投、广东电网的合作收入，合同将其约定为“电能加工服务费”，亦属于容量电费。广核投、广东电网每年向广蓄电站各自支付0万美元，合计万美元的服务费用。

资本金比例：据公司公告，预计十四五期间新建抽蓄电站自有资本金比例为20%-30%，假设存量电站和新建电站平均资本金比例均为30%。

资本金收益率：-年均按照6.5%核算。

根据测算结果，随着规划电站的陆续投产，容量电价部分利润将从年的5.31亿元增长至年的12.46亿元，复合增速为18.6%。

非市场化情景下，电量电价部分净利润测算假设：

年上网电量/抽水电量及利用小时数参考国网新源公司公开披露数据，并假设抽放效率与利用小时数会随着电站投产时间增长以及调度需求上升而逐年提高。

上网电价按照广东、广西和海南三省最新燃煤发电上网电价执行，抽水电价为燃煤发电上网电价的75%。

广蓄二期和惠州抽水蓄能电站在年开始产生电量电价收入，而广蓄一期不参与电量电价核算。

参与电力现货情景下，电量电价部分净利润测算假设：

由于目前我国电力现货市场建设程度还不完善，省间电力现货市场更是刚刚起步，故假设在测算期间内，仅位于广东的抽蓄电站能够参与广东省内的电力现货市场交易，且年-年能够参与现货市场的电量分别为全部上网电量的50%，50%，60%和70%；其余上网电量仍按照非市场化的模式结算。

电价假设：根据广东省年5、11和12月三个月电力现货结算试运行市场出清情况，上网电价参考日前最高价取0.95元/千瓦时，抽水电价参考日前市场最低价取0.25元/千瓦时。

利用小时数和上网电量/抽水电量假设与非市场化情景下相同。

参与电力现货市场交易的敏感性测算：

由于现货市场结算价格具有较大的波动性，我们以广东省年5、11和12月三个月电力现货结算试运行市场出清情况中实时最高和最低价为上下限，对市场化模式下电量电价利润进行敏感性测算。

抽水电价为0.4元/千瓦时，上网电价为0.65元/千瓦时，电量电价部分最低利润为2.13亿元；抽水电价为0.15元/千瓦时，上网电价为1.2元/千瓦时，电量电价部分最高利润可达到15.62亿元。

综合来看，-年，调峰调频公司的抽水蓄能电站资产能够带来的合计利润分别为5.52/7.66/13.77/15.36/20.09和23.16亿元，复合增速达到33.2%。其中年同比实现约80%的同比增幅，主要是由于年开始执行号文之后，广蓄二期和惠州抽水蓄能电站能够新增电量电价收入，同时放开进入电力市场化交易的原因所致。

3.新型储能发展前景广阔，技术储备充足

3.1.新型储能应用场景广阔，规模持续增长

新型储能是除抽水蓄能外的以输出电力为主要形式的储能。以电化学储能为主的新型储能技术具备毫秒级快速响应和双向调节的优势，不受地理条件限制且建设周期短，可提高电网事故快速恢复能力，有效平抑新能源波动，参与电力系统调峰调频，增强电网的稳定性。电化学储能在电力系统的源、网、荷侧都可根据需求灵活部署。在发电侧可提高发电的稳定性,并提高发电质量;在输电环节,可降低输电的成本;在配电环节,可以缓解企业和用户用电压力,促进电网的升级扩容;在送电环节,可通过峰谷差套利,进而减少企业和用户用电成本。

近年来全球和中国的电化学储能装机规模均呈现高速增长态势。全球电化学储能的装机规模从年的不足1GW上升年的14.25GW，复合增速58.65%；中国的电化学储能装机规模同样连续多年保持快速增长趋势，-年电化学储能装机从0.13GW增长至3.27GW，复合增速71.25%。（报告来源：未来智库）

3.2.从中央到地方，政策持续升温储能产业

国家层面，近年来国家级储能相关政策频繁出台，对我国电化学储能做出一系列顶层战略规划。年7月，国家发改委和国家能源局发布《关于加快推动新型储能发展的指导意见》，明确年30GW的发展目标，未来五年将实现新型储能从商业化初期向规模化转变，到年实现新型储能全面市场化发展。年10月出台的《年前碳达峰行动方案》中提出，积极发展“新能源+储能”、源网荷储一体化和多能互补，支持分布式新能源合理配置储能系统。年以来，国家部委先后印发《电力并网运行管理规定》《电力辅助服务管理办法》和《“十四五”新型储能发展实施方案》等电力市场与储能重磅政策，储能市场化运营的发展方向进一步得到明确。

地方层面，从各省发布的规划、风光开发建设方案等文件来看，较多省份都明确提出了配置储能的要求。具体来看，新能源配置储能比例大多在5%-20%之间；配置小时大多在2小时，部分省份要求1小时或者4小时。

近日，国家发展改革委、国家能源局印发了《“十四五”新型储能发展实施方案》。在成本端，方案明确年电化学储能的系统成本降低30%以上。成本下行将进一步带动新型储能建设积极性，新型储能装机增速有望快速提升。

3.3.技术储备充足，南网电化学储能厚积薄发

储能领域开拓者，技术储备充足。调峰调频公司储能科研团队早在年就开始了电化学储能技术的研究，于年建成投运国内首个兆瓦级锂离子电池储能站——深圳宝清电池储能站，标志着我国在大容量电池储能核心技术和设备国产化上取得重大突破。同时，公司主持完成国内首个电化学储能国家标准，构建国内电池储能设计标准体系，形成了20余项标准和20余项发明专利，试验了多种技术路线与应用场景，引领了储能行业由冷到热的发展。

示范项目建设不断推进，为规模化应用奠定基础。年7月，调峰调频公司与广东电网公司签订储能示范项目合作协议，将东莞kv杨屋站、kv黎贝站和广州kv芙蓉站储能项目确定为南方电网公司年新兴业务领域示范项目。截至年2月，三批项目已经全部成功并网启动，进一步扩大公司储能装机规模。

电网侧独立储能商业模式：目前电网侧储能的应用场景较为单一，储能电站主要参与电网侧调峰调频市场，提供调频、调峰填谷服务并获得收入。以在运营的宝清储能电站为例，其采用单一容量电费的定价模式，由调峰调频公司的电网侧独立储能业务开展主体与电网公司签署电能转换及调峰服务协议，为其提供快速备用、区域控制、日常存储和孤岛运行等辅助服务，经有权政府部门备案的价格收取容量电费，扣除发电及生产经营各项成本费用后获取利润。随着电力市场机制的不断完善，交易品种、规则和价格机制趋于成熟，独立储能将有望通过电能量和辅助服务市场获得合理投资回报。

调峰调频公司电网侧独立储能电站收益测算：

电网侧储能装机规模假设：总装机规模方面，根据南方电网公司印发的《南方电网“十四五”电网发展规划》，“十四五”期间，南方五省区将新增风电、光伏规模1.15亿千瓦，推动新能源配套储能万千瓦。装机应用场景分布方面，根据CNESA，截至年，中国累计投运的电化学储能项目在电网侧的并网规模占比为21.4%；从年新增投运的电化学储能项目的分布上看，电网侧储能占比为30.3%。

累计装机规模假设：假设到年，南方电网新能源配套储能中电网侧占比能从年的20%提升至25%左右，因此电网侧储能装机规模有望在年达到5GW。

累计装机规模中百兆瓦级电站装机占比假设：假设年-年，百兆瓦级储能电站占比为40%/50%/60%/70%。

假设电化学储能电站建设的全投资回报率在7%左右。

（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。）

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