上市至2015年，公司主营仅为购售电业务，负责文山州文山、砚山、丘北、富宁和 西畴五个市县的直供电服务，州内马关、麻栗坡、广南三县的趸售电服务，对广西百 色供电局、广西德保、那坡两县的趸售电服务，参与越南供电。公司成长基本依赖于 售电量的自然增长。公司具有完整电力产业链的技术优势和服务能力。购售电、电 力设计服务市场竞争逐步开放、竞争加剧，公司归属母公司净利润规模未能实现与 营业收入一样的稳定增长。 2022 年 9 月，公司完成了重大资产置换及发行股份购买资产，将主要从事购售电、 电力设计及配售电业务的相关资产负债置出上市公司，调峰、抽蓄、电网侧储能业 务的南方电网调峰调频发电有限公司100%股权置入上市公司。本次交易完成后，公 司的控股股东为南方电网公司。 本章节主要介绍置换前公司基本情况，包括未置出资产。
（一）本次交易后，公司控股股东为南方电网
公司于1997年12月成立，原名为原名“云南文山电力（集团）股份有限公司” ，具 有 20 多年电网规划、电网建设、供电服务的电网运营经验。2004年6月，公司上交 所上市，公司业务来自于电力行业、设计行业以及服务行业三个行业。（1）电力行 业：发电、配电、售电、配售电。（2）设计行业。（3）服务行业：增量配售电、综 合能源服务等。公司具有完整电力产业链的技术优势和服务能力。
上市至2015年，公司主营仅为购售电业务，负责文山州文山、砚山、丘北、富宁和 西畴五个市县的直供电服务，州内马关、麻栗坡、广南三县的趸售电服务，对广西百 色供电局、广西德保、那坡两县的趸售电服务，参与越南供电。公司成长基本依赖于 售电量的自然增长。2015年，公司直供电量26亿千瓦时，占文山州全社会用电量的 49%。为公司拓展新的业务渠道和业绩贡献，（1）2015年公司完成了对文山文电设 计有限公司收购工作，该公司拥有电力行业（送电、变电）丙级设计资质、工程勘察 专业类（工程测量）丙级资质、工程咨询资质（丙级）及测绘丙级资质，开拓电力工 程设计市场；（2）2017年，公司投资设立全资配售电子公司云南文电能源投资有限 责任公司后，开展增量配售电、综合能源服务等业务进一步夯实公司参与增量配售 电业务的优势。2004年上市至2021年，公司营业收入年均复合增长率约12%。 毛利率及净利率持续下滑，公司归属母公司净利润规模未能实现与 营业收入一样的稳定增长。
我们在9月20日发布的南网科技跟踪报告中介绍过电力系统。传统电力系统是由发电、 输电、配电和售用电等环节组成的电力生产与消费系统。在发电环节产出电 力，常见的几种方式包括天然气、煤炭、柴油等燃烧时产生蒸汽（热能），蒸汽推动 汽机运转产生机械能，再通过发电机产生电力；光伏利用半导体界面的光生伏特效 应直接产生电力；风力和水力发电是将机械能转换产生电力。电网即为输电、配电 侧，包含各种电压等级的变电所及输配电线路。电网的功能是将产出的电力输送和 分配电能至电力用户。传统电力能源生态系统，发输配用界限清晰，源随荷动，生产 者、消费者关系明确。
此次公司置换资产，保留资产主要经营电力业务流程中的发电业务，公司运营的12 座合计装机11万千瓦的小型水电站，置出资产主要经营电力业务流程中的购售电业 务，在云南省文山区域经营电网运营、配售电业务等，置入资产为调峰调频及储能 业务。
本次交易前，公司的控股股东为云南电网公司，间接控股股东为南方电网公司，实 际控制人为国务院国资委。本次交易完成后，公司的控股股东变更为南方电网公司， 实际控制人仍为国务院国资委。
置入资产，调峰调频公司的100%股权于8月26日前已登记至上市公司名下。 置出资产，文电设计公司100%股权、文电能投公司 100%股权于8月30日变更至云 南电网公司名下。除文电设计公司及文电能公司投外，本次交易的其他置出资产中 主要包括上市公司在文山州内文山、砚山、丘北、富宁和西畴等五个市县的直供电 服务和对广西电网百色供电局、广西德保、那坡两县的趸售电服务的相关资产和负 债，前述资产及负债的交割正在推进中。 约定资产交割日为2022年9月1日，自置入资产交割日起，除置入资产在过渡期内的 损益及权益变动由南方电网公司享有或承担之外，置入资产对应的股东权利及义务 转移至上市公司。 2022 年 8 月 26 日中国证监会下发《关于核准云南文山电力股份有限公司向中国 南方电网有限责任公司发行股份购买资产并募集配套资金的批复》（证监许可〔2022〕 1902 号）。上市公司已于 2022 年 9 月 8 日办理完毕本次发行股份购买资产的 新增股份登记，新增股份 2,086,904,162 股，登记后股份总数 2,565,430,562 股。
（二）置出输配电、电力设计等业务
公司电力行业收入主要是电网资产的受投管理费和供电电费收入。
（1）电力行业
电力行业主要是购售电业务和电网资产的受投管理。 购售电业务主要是文山州内文山、砚山、丘北、富宁和西畴等五个市县的直供电服 务以及对广西电网百色供电局、广西德保、那坡两县的趸售电服务。 收入端，供电电量在供电区域高载能产业的扩展持续增长、电价受政策和市场化交易的影响。2004年上市至2021年，公司供电量及售电量年均 复合增长率分别为9.8%和10.0%。平均售电价2020年以后逐步回升。 市场化交易电量及比例持续提升。 成本端，公司供电来源主要是三个方面，自发水电站发电量、外购省电以及外购地 方小水电。公司自发水电站装机规模近几年没有新增，因此，供售电量增长过程中， 公司外购电比例逐步提升至91.8%。
2020年以后平均售电价格增幅不足覆盖购电价的上涨，电力业务毛利率持 续下降，毛利润收缩。其中，2020年的收入、毛利润大幅下滑主要是因为 用电市场用电需求下降、2020 年国家 9.5 折电价优惠政策。
受云南电网公司委托，对文山州内马关、麻栗坡、广南三家县级供电局的资产和业 务进行管理，年确认托管收益合计超过1900万元。
本次交易将置出公司在文山州内文山、砚山、丘北、富宁和西畴等五个市县的直供 电服务和对广西电网百色供电局、广西德保、那坡两县的趸售电服务的相关资产和 负债。
（2）设计行业
2015年公司完成了对文山文电设计有限公司收购工作。文电设计拥有电力行业（变 电工程、送电工程）乙级资质，具有 220 千伏电压等级电力设计能力和经验；拥有 工程勘察（工程测量）丙级资质证书、测绘丙级资质证书、工程咨询丙级资质等证 书；电力设计业务立足文山州，面向云南省内及广西周边地区开拓电力设计市场。 2016年至2021年营业收入年均复合增长率8%，但是净利润率从2017年37% 下降至2021年的3%。2021年净利润规模仅163万元。 本次交易将置出文电设计100%的股权。
（3）服务行业
2018 年，公司设立文电能投全资子公司独立投资、运营增量配售电、综合能源等业 务，进一步夯实了公司参与增量配售电业务的优势。2018年至2021年文电能投净利 润率稳步攀升至2021年的52%，但是营业收入规模增长受限，2020年和2021 年营业收入规模较2019年分别下滑79%、73%。 本次交易将置出文电能投100%的股权。
（三）保留的发电业务与置入调峰水电有一定协同性
此次公司置换资产交易，保留12座合计装机11万千瓦的小型水电站资产。置入资产 的调峰水电业务把水的势能转变成电能发电的同时发挥调峰调频功能，因此调峰水 电业务亦处于发电环节，与保留资产在业务环节上相近。 保留资产的发电量和经营业绩受所在流域的来水情况影响明显。2011年至2021年发 电量规模在5-7亿度之间。资源较好，保留资产的设备利用小时数高于全国 发电设备利用小时数。
置入资产鲁布革电厂、天生桥二级电站两座调峰水电站均已运营超过 20 年，电站 团队积累了丰富的水电站运行、管理、维护经验。公司可以利用天二及鲁厂调峰水 电在水电站运营、维护、管理等方面的人员、技术和管理优势，发挥在水电站备品备 件和常用耗材上采购的规模效应优势，利用好调峰水电站设备标准化体系，实现设 备品类精简、零部件互通互换、设备设施本质安全，实行集约化、专业化管理，提升 保留资产小水电站的整体业务水平和运营效率。
调峰调频公司于2017年12月成立，是2006年成立的调峰调频分公司改制而来。资产 置换前，南方电网公司直接持有调峰调频公司100%股权。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。公司是南方电网旗下 唯一的抽水蓄能和电网侧独立储能运营平台。 截至2023年1月6日，南网储能已建成投运各类电站28座，总装机容量1242.1万千瓦， 其中常规调峰水电 203 万千瓦（2 座大型水电站和 12 座小型水电站），抽水蓄能 1028 万千瓦（7 座），新型储能 11.1万千瓦（7座）。
2022年公司梅州一期、阳江一期2座百万千瓦级抽水蓄能电站在全面投产发电，南宁、 梅州二期、肇庆浪江、惠州中洞等4座抽水蓄能电站主体工程全面开工建设，桂林灌 阳、贵港港北、柳州鹿寨、茂名电白、钦州灵山、玉林福绵、韶关新丰、潮州青麻园、 清远下坪、防城港上思等10个抽水蓄能项目完成预可行性研究报告审查。梅州五华、 海口药谷、河北保定等3个电池储能站建成投运，佛山南海电池储能项目正式启动。 20个项目开发建设取得里程碑进展，立足抽水蓄能和新型储能两条赛道，跑出“加 速度”。 按照公司资产置换公告内的规划，到2035年，公司抽水蓄能装机容量达4400万千瓦， 电网侧独立储能总规模达到约1000万千瓦，加上存量调峰水电203万千瓦，总装机容 量达到5600万千瓦。抽水蓄能按照“投产一批、启动一批、储备一批”的发展思路， 加大选点布局，确保“十四五”“十五五”“十六五”新增投产600万千瓦、1500万 千瓦和1500万千瓦的目标。大力拓展电网侧独立储能项目，力争“十四五”“十五 五”“十六五”分别新增投产新型储能200万千瓦、300万千瓦和500万千瓦。
（一）抽水蓄能：行业引领者
抽水蓄能电站是一种特殊形式的水电站，由上水库、下水库、输水道、厂房及开关站 等部分组成，是一种储存电的仓库。抽水蓄能电站利用的是可以兼具水泵 和水轮机两种工作方式的抽水蓄能机组，在用电低谷期因部分用户用电停止，而各 种大型火电、水电、核电不能大幅度停机或少发电，电力系统出现剩余电量时，抽水 蓄能电站可以利用这些剩余电量，开动设备把低处的水抽到高处蓄存起来，等到电 力系统用电高峰时，再把高处的水放下来，带动水轮发电机组发电，把电力送回电 网。
抽水蓄能机组可实现抽水、发电、抽水调相、发电调相四种工况。抽水工况下，电网 中的电能驱动电动发电机旋转，带动水泵水轮机把下水库的水泵到上水库，将电网 中的电能以水势能的形式储存起来；发电工况下，上水库的水流向下水库推动水泵 水轮机旋转，带动电动发电机发电并向电网传输，将水的势能转换为电能。除抽水 和发电外，抽水蓄能电站还兼有发电调相和抽水调相两种工况。二者原理较为类似， 是指在机组发电或抽水运行时，通过关进水阀、关导叶和压水等操作，使水泵水轮 机转轮在空气中运行，再凭借励磁调节作用，向电力系统输出或吸收无功功率，从 而调节电网电压。
通过以上四种常见工况的运行和相互转换，抽水蓄能电站可实现调峰、调频、调相、 储能、系统备用和黑启动“六大功能”。 抽水蓄能电站具备容量大、工况多、速度快、可靠性高、经济性好等“五大优势”， 在保障大电网安全、促进新能源消纳、提升全系统性能方面发挥着重要作用，是当 前电力系统内技术最成熟、经济性最优、绿色低碳清洁、具备大规模储能和开发条 件的灵活调节电源，是大电网的“调节器”“稳压器”和“充电宝”。 抽水蓄能产业链涉及投资、勘测设计、施工(含安装调试)、设备制造、生产运行和技 术研发等环节。公司主要从事开发投资、生产运行和技术研发等环节。 我们在2022年11月10日发布的《传统火、水电迎来“类储能”发展机遇》行业深度 报告内介绍过抽水蓄能电站运营的行业格局。抽水蓄能投资运营企业主要有国网新 源公司和南网调峰调频公司。2021年底，国网新源持有65%、南网调峰调频公司持 有24%的在运抽水蓄能电站。
调峰调频公司是抽水蓄能电站的行业引领者，推动着国内抽水蓄能产业升级。公司 是国内最早进入抽水蓄能行业的企业之一。公司持有运营的电站包括：第一座完全 由我国自己设计建造的高水头、大容量抽水蓄能电站广州抽水蓄能电站。 安装有我国第一台国产化抽水蓄能机组，国内首批通过打捆招标引进国外抽水蓄能 技术的依托项目，世界一次建成投产、装机容量最大的惠州抽水蓄能电站； 世界首家由业主主导设计的监控系统，荣获“菲迪克工程项目2021年优秀奖”、 第 十九届中国土木工程詹天佑奖的清远抽水蓄能电站；第一座主设备全面国 产化，荣获“国家优质工程奖”、兼具“抽水发电”“城市供水”“城市景观”三大 功能的国内首座建于特大型城市内的深圳抽水蓄能电站等。海南岛首个抽 水蓄能电站海南琼中抽水蓄能电站。应用首台国产化成套开关设备，4号机 组首次实现机组机电设备全国产化，主体工程开工至电站全面投产仅用时 48个月国内抽水蓄能电站最短施工记录的梅州（一期）抽水蓄能电站。国 内首个超高水头超大容量抽水蓄能机组设计制造自主化，世界第一高水头800米级 钢筋混凝土衬砌水道的阳江（一期）抽水蓄能电站 。
公司在电网关键节点、大型清洁能源基地布局建设抽水蓄能电站，一直保持着南网 区域规划建设主导地位。2022年，南网储能抽水蓄能电站建设进入“快进模式”。 梅州一期、阳江一期2座百万千瓦级抽水蓄能电站在全面投产发电。截止2022年三季 报，公司已全部投产运营 7 座抽水蓄能电站，装机容量合计为 1,028 万千瓦，其中，梅州一期于2015年11月开工建设，梅州一期首台30万千瓦机组已于2021 年12月投产，2022年6月，梅州一期4台30万千瓦机组全部投产；阳江一期于2015年 12月开工建设，阳江一期首台40万千瓦机组已于2022年1月投产，2022年6月，阳江 一期3台40万千瓦机组全部投产。梅州一期和阳江一期处于尾工工程中，预计将于 2025年前完成竣工决算。
广西南宁、梅州（二期）、广东肇庆、惠州中洞4 座抽水蓄能电站已取得核准、主体 工程全面开工建设，装机容量480万千瓦。 2022年7月15日，广西首个抽水蓄能电站—南宁抽水蓄能电站主体工程全 面开工，是公司机械化施工的试点项目，自流排水洞全长4902.552m，除明渠、涵洞 和步进洞外，其余全段采用全断面硬岩隧道掘进机（TBM）掘进，在我国华南地区 抽水蓄能工程建设中尚属首次应用，掘进直径3.53m，掘进全长4752.745m。 2022年9月19日，“十四五”粤港澳大湾区首个抽水蓄能电站—梅州抽水蓄能电站二 期工程开工。梅蓄电站上水库和下水库主坝最大坝高分别为60米和85米， 水库库容分别为4102万立方米和4382万立方米，水库容量居国内第二、广东省第一。 二期工程与一期工程共用上、下水库，大幅降低工程投资和地面工程施工，二期征 地拆迁面积不到一期工程的5%，项目较独立同规模抽蓄工程节约投资近50%。在一 期主体工程创国内同类主体工程最短工期记录（48个月）的基础上，二期工程有望 再优化工期6个月以上。
2022年11月25日，国家能源领域首台（套）重大技术装备项目三个依托工程之一— 广东肇庆浪江抽水蓄能电站主体工程开工，应用1台300MW国产变速抽蓄 机组实现电站在利用风力、光伏所发电能抽水时通过改变机组转速实现机组功率灵 活调节更好适应新能源接入带给电网负荷的快速变化，首次采用‘正井法’的方式 施工超深大直径竖井，首次在大湾区抽蓄工程运用超小转弯半径硬岩隧道掘进机 (TBM)“南宁一号”开挖自流排水洞，不断优化工程工期。 2022年12月23日，国内首个单机400兆瓦变速抽水蓄能工程项目—惠州中洞抽水蓄 能电站全面开工，将安装3台400兆瓦机组，其中1台机组为变速机组，力争 2025年底前投产发电。
同时，南网储能正积极推进新项目的前期工作，2022年以来桂林灌阳、贵港港北、 柳州鹿寨、茂名电白、钦州灵山、玉林福绵、韶关新丰、潮州青麻园、清远下坪、防 城港上思等10个抽水蓄能项目完成预可行性研究报告审查。 2020年末公司抽水蓄能装机容量788万千瓦。2022年，梅州一期120万千瓦、 阳江一期120万千瓦投产，广西南宁120万千瓦、梅州（二期）120万千瓦、广东肇庆120万千瓦、惠州中洞120万千瓦四座 抽水蓄能电站在建。假设在建项目中广西南宁、梅州（二期）、广东肇庆三个项目 2025年前投产，那么“十四五”期间，公司有望实现新增抽水蓄能装机容量600万千 瓦，期末装机规模增至1388万千瓦；假设在建项目惠州中洞2026年投产，此外，还 有 12 座抽水蓄能电站进入前期工作阶段，总装机容量 1,380 万千瓦，如 在“十四五”期间陆续开工，那“十五五”期间公司将新增抽水蓄能装机容量1500 万千瓦，期末装机规模增至2030 年公司抽水蓄能装机容量至少为2888万千瓦。
抽水蓄能电站的收益一般来源于向电网公司提供调峰调频服务，按照省级以上发改 委确定的电价与电网公司签署电能转换及调峰服务协议。定价模式分为两类，分别 为两部制、单一容量制。两部制电价机制是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，是为容量电价和电量电价。容量电价主要体现在抽水蓄能电站 提供备用、调频、调相、储能和黑启动等辅助服务价值，按照弥补抽水蓄能固定成本 及准许收益的原则确定；电量电价主要体现在抽水蓄能电站抽发电损耗等变动成本， 上网电价按燃煤发电基准价执行，抽水电价按燃煤发电基准价的 75%执行。 2021 年 4 月 30 日，国家发改委发布了《国家发展改革委关于进一步完善抽水蓄 能电站价格形成机制的意见》（发改价格〔2021〕633 号）。633 号文出台前，抽 水蓄能电站的电价政策执行 2014 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》（发改价格〔2014〕1763号），2014 年 8 月之 后新投产或已投产未核定电价的抽水蓄能电站执行两部制电价；已核定电价的抽水蓄能电站也逐步实行两部制电价。 633 号文出台，已投产的、执行单一容量制电价的，继续按现行标准执行至 2022年 底，2023 年起按本意见规定电价机制执行两部制电价。新政策主要对调峰调频公司 下属的广蓄电站、惠蓄电站有影响。
广蓄一期由于与香港抽水蓄能发展有限公司等协商定价，不属于 633 号文政府定价 范围，因此现有电价不发生变化。 广蓄二期和惠蓄电站按 633 号文要求执行两部制电价后，将有新增的电量电价收入。 电量电费收入主要与电力系统对抽水蓄能电站的一次性连续使用时长、调动频次等 因素相关，本质上受电力系统供需状况影响。随着不同年份的电力系统供需状况变 化，电量电费收入可能呈现一定的波动。总体而言，电量电费收入在抽水蓄能电站 收入占比较低（报告期内均低于 3%）。资产置换公告根据历史数据测算，预计新的 电价定价模式执行之后，广蓄电站二期新增电量电费收入约 601.77 万元/年1,238.94 万元/年，惠蓄电站新增电量电费收入约 2,212.39 万元/年-3,893.81 万元 /年。
公司是南网电网旗下唯一的抽水蓄能运营上市平台。从公司目前在运、在建和进入 前期工作的储能项目来看，“十四五期间”、“十五五期间”可以新增 抽水蓄能装机容量600万千瓦、1500万千瓦，期末装机容量达到1388万千瓦、2888 万千瓦。我们认为随着时间推移，新项目的开拓，公司有能力完成重大资产置换公 告内未来拟执行的发展计划，以及南网电网印发的《公司关于推动绿色低碳发展转 型的意见》内的装机规划。抽蓄业务 “十四五”期间新增 600 万千瓦，至1400万 千瓦；“十五五”即2030 年末，抽水蓄能装机容量达2,900 万千瓦；“十六五”即 2035 年末，抽水蓄能装机容量达 4,400 万千瓦，满足3亿千瓦新能源的接入与消纳， 有力支撑构建新型电力系统，服务“碳达峰、碳中和”目标。 在现有电价体制下，抽水蓄能电站的电量电费收入占比低。新建项目容量电价确定 后，扣除生产经营各项成本费用，主要为前期投资建设电站形成的固定资产折旧、运维费用及财务费用等后为运行利润。假设新电价政策下，项目收益率维持不变， 那么抽水蓄能板块收入变化主要与投产节奏有关。根据重大资产置换公告内未来拟 执行的发展计划， 2025/2030/2035年抽水蓄能装机容量1400/2900/4400万千瓦分 别是2021年末788万千瓦的1.8/3.7/5.6倍。
（二）新型储能：产业领跑者
电化学储能等新型储能具有布局灵活、响应速度在几十至几百毫秒、调节精度好， 能够实现削峰填谷、电压补偿、频率调节、电能质量治理等功能，也是电力系统的重 要调节手段。 调频调峰公司不仅是最早进入抽水蓄能行业的企业之一，还对新型储能早有布局， 推动新型储能技术在新能源消纳和电网调峰调频、电压支撑、故障紧急备用等多场 景应用，根据电网需求，大力推进电网侧独立储能电站建设。2009年启动“10MW 级电池储能站关键技术研究及试点”工作，2011年1月首兆瓦储能系统并网运行，是 国内首座兆瓦级调峰调频锂离子电池储能站-深圳宝清电池储能站10MW/MWh。该储能站是国家“863 计划”兆瓦级电池储能站关键技术研究及应用的试点 工程，与行业内28家企业开展合作，主持完成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，参与编制30余项标准。
东莞杨屋电池储能站10MW/20MWh、东莞黎贝电池储能电站5MW/10MWh、 广州 芙蓉电池储能电站5MW/10MWh首批三个储能示范项目于2022年7月年底投产， 主要在储能系统标准化及规范化设计、全氟己酮消防技术路线、储能站充放电模块 发热及气体监视研究、储能系统模块化、高能量密度、高可靠性集成技术、电网侧储 能分时多场景综合应用调控策略等方面进行示范。通过项目实施，形成了预制舱式 电化学储能电站设计导则、设备技术规范、运行维护规程等一系列储能领域南方电 网企业标准，对南方电网公司进一步推进储能项目建设和实施提供规范指导。 东莞杨屋电池储能站10MW/20MWh位于广东东莞市110kV杨屋变电站内。 东莞黎贝电池储能电站5MW/10MWh位于广东东莞市松山湖科技产业园区， 仅利用220kV黎贝变电站内540平方米空地。两个储能电站将在用电低谷时段消纳来 自附近地区的富余电源，在城市日用电高峰顶峰发电，有效起到电网调峰填谷的作用，同时提供调频调压、应急备用等辅助服务，投运后有效缓解了变电站主变重过 载状况，进一步提升变电站调峰和供电能力，提高区域电网的供电可靠性和供电质 量。作为一种建设周期短、布置灵活、见效快的新型调峰调频手段，可以有效应对短 时的、极速的负荷攀升，精准应对电网的堵点。东莞杨屋电池储能站有效提高了东 莞大岭山工业区的用电稳定性和可靠性，为当地418家工业企业、210家国家高新技 术企业、4家世界500强企业用电提供有力保障。东莞黎贝电池储能电站提高了“松 山湖”片区供电可靠性。以东莞杨屋电池储能站为例，总投资约5000万元，每天可 两充两放，最高提供40兆瓦时的错峰电量，预计7年收回投资成本。
广州芙蓉电池储能电站5MW/10MWh位于广州市花都区芙蓉风景区，采用 省地共管的创新调度模式，同时接入属地地调和广东中调，由地调对配变电设备调 度控制管辖，中调从大电网系统运行需求层面统筹电站的容量与功能运行管控，通 过功率曲线、实时指令电压顿率跟随等实现对电网支撑。
2022年12月，梅州五华电网侧独立储能项70MW/140MWh、海南海口药谷 电池储能电站5MW/10MWh实现并网，佛山南海电网侧独立电池储能项目 300 MW /600 MWh正式启动。梅州五华电网侧独立储能项位于梅州市五华 县河东工业区内，宝湖三路旁，临近110kV河东变电站，占地面积约19亩。项目建成 后，将有效提高220kV琴江供电片区供电能力。海南海口药谷电池储能电站位于海南海口市秀英区药谷开发区110kV药谷变电站围墙外，投运后将有效缓解了变电站主 变重过载状况。佛山南海电网侧独立电池储能项目预计2023年建成投产。这是全国 首个采用多技术路线的储能站点，计划基于磷酸铁锂电池，在同一电站同一调度方 式下，对不同电池、冷却方式、变流器拓扑的运行性能进行对比验证，将为锂电池储 能行业优选出更加高效可靠的技术路线。此外，项目也是全国首个采用2回110千伏 线路接入系统的大容量电池储能站，可同时为珠三角核心负荷地带两个110千伏供电 片区提供调峰调频服务。
2023年1月，国内首个移动式大容量高压级联电池储能站—河北保定电池储能站投 产。该储能站应用了高压级联链式储能变流器拓扑，将电池组通过模块级 联方式直接接入10kV高压交流系统，并采取集装箱设计，加装运输底座，成为国内 第一座无需配套变压器的移动式大容量电池储能站。
截止2023年1月，公司已全部投产运营7座新型储能11.1万千瓦，10MW/22MWh 深 圳宝清电池储能站、10MW/20MWh 东莞杨屋电池储能站、5MW/10MWh 东莞黎贝 电池储能电站、 5MW/10MWh 广州芙蓉电池储能电站、70MW/140MWh广东梅州 五华独立电池储能电站、5MW/10MWh海南海口药谷电池储能电站和6MW河北保定 电池储能站。
根据公司重大资产置换公告内的未来拟执行的发展计划，电网侧独立储能业务方面， 预计“十四五”期间新增投产 200 万千瓦（已投产10.1万千瓦），“十五五”期间 进一步扩大规模，再新增投产300 万千瓦，在“十六五”时期形成规模效应，力争 实现新增投产 500 万千瓦目标，到 2035 年，公司电网侧独立储能总规模达到约 1,000 万千瓦。 由于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，按照经 有权政府部门确定或认可的价格收取容量电费，结算价格为每年固定金额的容量电 价，容量电价按照弥补电网侧独立储能固定成本和合理收益的原则确定，扣除发电 及生产经营各项成本费用后获取利润。那么板块收入变化主要与投产节奏有关。
（三）调峰水电：西电东送战略里程碑意义老厂
调峰水电是承担电力系统高峰时段调节用电负荷任务的专业化水电厂。由于水电响 应速度较火电更快，因此是电力系统中担任峰荷任务的主力。调峰水电业务主要利 用天然水能资源进行电力生产（利用水位落差，用水流来推动水轮机，将水的势能 转换为水轮机的机械能，再以机械能带动发电机，将机械能转换为电能， 与电网公司、超高压公司签署购售电合同，按照省级以上发改委核定的上网电价， 将水电站发出的电力销售给电网公司、超高压公司，根据单位电量价格与售电量计 算电力销售收入，扣除生产经营各项成本费用后获得利润。
作为坐拥流域天然水能资源的水电站，在提供常规水电业务的同时，调峰水电为电 网公司提供调峰调频辅助服务，辅助业务按照国家能源局南方监管局发布的《南方 区域并网发电厂辅助服务管理实施细则（2020版）》《南方区域发电厂并网运行管 理实施细则（2020版）》《南方区域调频辅助服务市场交易规则（试行）》计算总 结算费用，最终定价以电力监管机构发文确定的金额为准。 调峰调频公司运营天生桥二级水电站和鲁布革水电站2座水电站，均能发挥调峰调频 功能。天生桥二级水电站由天二公司（调峰调频公司75%、中国安能建设总公司25%） 管辖，为引水式发电站，目前共有6台机组，总装机容量为132万千瓦，设计年平均 发电量82亿千瓦时。天生桥二级电站位于珠江水系红水河上游南盘江畔，厂房位于 广西隆林县桠杈镇纳贡村，距离兴义市区80公里，是西电东送南路工程第一个电源 点。鲁布革水电站位于云南省罗平县和贵州省兴义市交界黄泥河上，十三大水电基 地之一的南盘江红水河水电基地，装机60万千瓦，是我国“六五”和“七五”期间 的重点工程项目，也是西电东送南路工程重要支撑点。鲁布革水电站在云南省内售 电，电量和电价按照枯水期、平水期、丰水期结算。
今年来水较好，前三季度天生桥二级电站、鲁布革电厂和文山小水电站实现发电量 60.7亿、21.5亿、4.7亿千瓦时，均超过2021年全发电量水平。根据11 月4日的机构投资者调研公告，天生桥二级电站和鲁布革电厂售电量同比增长了 42%，利润贡献也比同期增长了 3.6 亿元。
《“十四五”新型储能发展实施方案》提出，新型储能到2025年“由商业化初期步 入规模化发展阶段”、到2030年实现“全面市场化发展”。2022年两会上，“加强 抽水蓄能电站建设”被首次写入政府工作报告，抽水蓄能电站建设迎来全新的高速 发展阶段。抽水蓄能、新型储能等储能产业走向发展壮大，折射出我国新能源开发 规模的快速增加、能源结构向绿色低碳转型的趋势。
作为构建新型电力系统生力军，维护电网安全稳定主力军，抽水蓄能引领者，新型储能产业领跑者，深耕抽水蓄能及电化学储能领域，历经长期专业化发展，积累了 国内领先、国际一流的业务实力，是国内首个主营抽水蓄能、新型储能等的储能运 营上市公司。
抽水蓄能业务方面，上市公司将推动规模化发展，持续提升工程建设管理和生产经 营水平，引领南方电网区域抽水蓄能产业健康有序发展。电网侧独立储能业务方面， 上市公司将以服务构建新型电力系统为根本，结合电网的实际需求，在关键节点布 局储能项目，有序发展电网侧独立储能业务。上市公司将着力推动新型储能技术在 电网调峰调频、电压支撑、故障紧急备用等多场景应用，推动技术创新和成果转化， 做好电网侧独立储能规划、技术标准、运行管理规范等工作，并在充分发挥储能综 合效益的同时积极探索创新性商业模式。 基于以下假设，我们预计公司2022-2024年归母净利润分别为16.62/17.36/18.24亿 元，同比增长35%/4.5%/5.1%（调整后），EPS分别为0.52/0.54/0.57元/股。
1．国家双碳战略下，抽水蓄能、新型储能业务带动公司装机持续增长 假设2022/2023/2024年末公司投运装机容量分别为1241.5万千瓦（27座）/1271.5万 千瓦/1331万千瓦，同比+25.2%/+2.4%/+4.7%，其中抽水蓄能装机容量分别为1028 万千瓦（7座）/1028万千瓦（7座）/1028万千瓦（7座），同比+240万千瓦（2座） /0/0，新型储能装机容量分别为10.5万千瓦（6座）/40.5万千瓦/100万千瓦，同比+9.5 万千瓦（5座）/30万千瓦/100万千瓦，常规调峰水电203万千瓦（2座大型水电站和 12座小型水电站）保持不变。
2．“加强抽水蓄能电站建设”被首次写入政府工作报告，政策为抽水蓄能电站高速 发展保驾护航，假设新电价机制下，公司存量抽水蓄能电站收入及盈利水平保持平 稳不下降。 2座240万千瓦抽水蓄能电站于2021年12月-2022年6月陆续投产，我们假设2022年2 座电站贡献半年收入及利润，2023/2024年贡献全年收入及利润。
3．假设2023-2024年调峰水电来水情况，设备利用小时数与2022年基本持平。
4．新型储能建设周期短、布置灵活、见效快的新型调峰调频手段，在电网侧应用可 以有效应对短时的、极速的负荷攀升，精准应对电网的堵点。项目有经济性。
5．电站运行管理集约化、专业化，市场化激励下员工薪酬上涨，但是公司管理费用 率维持平稳。
6．大规模电站开发带来融资需求，定向增发募集80亿，缓解大规模电站开发带来的 融资压力，公司财务费用率保持平稳。
（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。）
