2024年南网储能元件报告：南网下属唯一抽蓄+新型储能标的，长期成长空间可观

一、A 股最大抽蓄运营标的，营收业绩稳定增长

1、重大资产重组后，主营业务转为抽水蓄能和新型储能

2022 年公司进行重大资产重组，置入抽蓄、调峰水电和独立储能资产。公司的 前身为云南文山电力股份有限公司，成立于 1997 年。2004 年 6 月，文山电力 于上交所上市，成为文山壮族苗族自治州第一家上市公司、云南省第一家电力上 市公司。文山电力主要负责文山州内文山、砚山、丘北、富宁和西畴等五个市县 的直供电服务，并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。同时，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，并经营装机约 11 万千瓦的小水电发电业。电力 设计方面，公司通过全资子公司文电设计公司和文电能投公司开展电力设计、勘 察、增量配售电、综合能源服务等业务。2022 年，公司进行重大资产重组，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，置入南方电网持 有的调峰调频公司 100%的股权，并更名为南方电网储能股份有限公司。资产重 组后，公司主营业务转变为抽水蓄能、调峰水电和新型储能。

截至 2024 年 6 月底，公司在运机组总装机容量 1273.38 万千瓦。其中，抽水蓄能 1028 万千瓦、新型储能 42.38 万千瓦、调峰水电 203 万千瓦。在建及已核准 抽水蓄能电站 9 座，总装机容量 1080 万千瓦，开展前期项目 7 个共 860 万千瓦， 储备项目 20 个共 2750 万千瓦。

2、装机规模扩张，营收业绩稳定增长

项目持续投产，推动营收和业绩增长。2020-2022 年，公司营业收入由 71.81 亿 元增长至 82.61 亿元，年均增速为 7.26%；归母净利润由 9.45 亿元增长至 16.63 亿元，年均增速为 32.66%。2023 年，公司实现营收 56.30 亿元，同比-31.85%； 归母净利润 10.14 亿元，同比-39.05%。营收和业绩下滑主要系 2022 年 9 月完 成资产置换后，已无置出资产相关收入，同时西部调峰水电厂来水同比偏枯，加 上抽蓄电站政策性减收影响所致。2024 年前三季度，公司实现营收 45.19 亿元， 同比+11.12%；归母净利润 10.45 亿元，同比+27.62%。其中，3Q24 实现营业 收入 16.08 亿元，同比+33.33%；归母净利润 4.19 亿元，同比+231.49%。营收 和业绩增长主要是受益于西部调峰水电厂来水同比增加带来发电量增长，以及佛 山宝塘储能电站投产带来储能收入增加。

拆分收业务类型来看，抽蓄为公司营收和利润的主要来源。公司抽蓄业务营收和 毛利占公司总营收和毛利的比重均稳定在 70%左右，是主要的营收和利润来源。 新型储能收入和毛利占比逐年上升，2024H1 实现营收 1.38 亿元，占比 4.8%， 毛利 3878.33 万元，占比 2.7%。随着公司新型储能电站陆续投产，有望为公司 贡献更多收入和利润。

二、抽蓄和新型储能装机增长空间可观，随市场化推 进盈利能力有望提升

1、抽水蓄能：A 股最大抽蓄运营标的，逐步参与市场交易 改善盈利

抽水蓄能为目前技术最成熟、经济性最优的大规模储能调节电源。其本质是通过 势能和电能的转换，实现电能的时移。与其他储能方式相比，抽水蓄能具有使用 寿命长、转换效率高、建设成本低、可提供转动惯量等优势。在新能源快速发展、 火电等传统化石能源受限、新型电力系统建设的背景下，抽水蓄能是最优的电源 选择之一。

我国抽蓄资源主要分布在西北、南方、华东、华中区域。截至 2023 年底，我国 已纳入规划的抽水蓄能站点资源总量约为 8.23 亿千瓦。从地区分布来看，西北 地区已纳规站点资源量最多，为 1.59 亿千瓦，随后是南方及华中区域，分别为 1.38 亿千瓦和 1.25 亿千瓦。截至 2023 年底，我国抽水蓄能电站投产装机达到 5094 万千瓦，华东区域已投产规模最大，为 1791 万千瓦，华北、南方区域次之； 核准在建总装机容量 1.79 亿千瓦，华中区域规模最大，为 4009.6 万千瓦，其次 为华东、西北区域。

政策支持下我国抽蓄建设投资热度持续上升。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）》，首次提出“发展抽水蓄能现代化产 业”，并提出到 2025 年，抽水蓄能投产总规模 6200 万千瓦以上；到 2030 年， 投产总规模 1.2 亿千瓦左右。中长期规划布局重点实施项目 340 个，总装机容量 约 4.21 亿千瓦，储备项目 247 个，总装机规模约 3.05 亿千瓦。据国家能源局抽 水蓄能项目工作计划，“十四五”抽水蓄能可核准装机规模 2.7 亿千瓦，若按照单 位千瓦造价 5000~7000 元计算，总投资有望超过 1.6 万亿元。政策大力支持下， 抽蓄行业投资景气度持续上升。近一年来，我国累计新增获准 21 个抽蓄项目， 总规模达到 2758 万千瓦，涉及投资金额达 1896.9 亿元。

部分项目开发超出合理范围，“一站一价”推动行业长期规范化发展。

由于抽水蓄能站点资源稀缺，工程资金投入大经济带动效应明显，电站建设 运营收益有电价保障，各类投资主体竞相布局抽水蓄能，地方政府积极推动 项目核准、开工，部分地区抽水蓄能开发超出合理范围。2023 年 4 月，国 家能源局明确指出，部分地区抽水蓄能发展存在前期论证不够、工作不深、 需求不清、项目申报过热等情况。

我国抽水蓄能电站电价发展经历过单一电价制、租赁制等，经过一段时期的 摸索，逐步建立和完善了抽水蓄能两部制电价。2021 年国家发改委发布《关 于进一步完善抽水蓄能价格形成机制的意见》，提出抽水蓄能电站通过电量 电价回收抽水、发电的运行成本，通过容量电价回收抽发运行成本外的其他 成本并获得合理收益。同时，制定了《抽水蓄能容量电价核定办法》。明确 在成本调查基础上合理确定核价参数，按经营期核定抽水蓄能容量电价。 2023 年 5 月 15 日，国家发展改革委发布《关于抽水蓄能电站容量电价及有 关事项的通知》，公布了在运及 2025 年底前拟投运的 48 座抽水蓄能电站 容量电价。该电价自 2023 年 6 月 1 日起执行，电站核价结果较部分电站公开的在执行电价有不同程度的下调。偏紧的核价结果叠加需求论证的要求， 将有利于给此前抽水蓄能投资过热的情绪“降温”，促进行业长期规范化健康 发展。

容量电费核价影响逐步消除，行业龙头长期获取资源压力减轻，优势地位依旧。 容量电价是抽蓄电站的主要收入来源，加上抽水蓄能电站固定成本占比较大，此 次容量电价下调将直接带来部分公司短期业绩承压。但另一方面，核价结果适度 偏紧有利于规范项目审批，减轻龙头公司的竞争压力，使其能够获取更多的优质 项目资源。截至 2024 年 6 月底，公司在运抽水蓄能电站 7 座，装机容量 1028 万千瓦，为 A 股最大、全国第二大抽蓄运营商。除了在建抽水蓄能电站 9 座 1080 万千瓦外，还有开展前期项目 7 个共 860 万千瓦，储备项目 20 个共 2750 万千 瓦，在全国占有较大份额。截至 2024 年 6 月，公司执行新的容量电价已满一年， 政策影响逐步消退，并且受益于更规范的项目审批，公司在获取站址资源方面的 竞争压力有望减轻。

现货市场逐步推进，有望进一步提升抽蓄电站盈利。根据 633 号文，在电力现 货市场尚未运行情况下，抽水蓄能电站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。因此，在两部制电价下，抽水蓄能通过电量电 价获取的收益有限。随着大规模抽水蓄能投产，如何促进和引导其经济高效运营 成为亟待解决的问题。全球视野下，抽水蓄能进入电力市场已成趋势，美国、英 国、德国、瑞士等国家的抽水蓄能均已全面参与电力市场。633 号文要求以竞争 性方式形成电量电价，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。目前，山西、山东、青海等地均在相关政策文件中明确推动抽水 蓄能参与电力市场，广东是首个以独立文件形式并出台交易细则的省份。入市后， “报量报价”的新模式使得抽蓄电站可以与其他经营主体同台竞价，有望充分体 现抽蓄在电力系统的调节价值。 公司存量和在建抽蓄电站有望受益广东省较快的电力市场化进程，后续规划装机 规模较大，业绩有望稳步提升。2023 年 11 月广东省发改委发布《关于 2024 年 电力市场交易有关事项的通知》，明确首次提出开展抽蓄电站报量报价参与现货 市场的试点交易，其抽水电价、上网电价按照分时现货节点电价执行，抽蓄容量 电费保持不变。2024 年 10 月 1 日，南网储能下属的广东梅州抽水蓄能电站正式进入电力现货市场交易全部电量，这是我国抽蓄电站首次自主参与电力市场交易。 公司表示，参与市场交易后，梅蓄电站日均每台机组启动 5 到 6 次，达到入市前 的一至两倍。抽水时，电站 120 万千瓦的装机规模可支持 40 个大型光伏系统发 电稳定接入；发电时，450 万千瓦时的日均发电量可满足 75 万居民用户一天用 电需求。公司在运的 7 座抽蓄电站中，有 6 座位于广东，在建及已核准的 9 座电 站中，有 4 座位于广东，有望充分受益当地抽蓄参与电力现货市场的较快进程， 盈利水平有望进一步提升。此外，根据公司规划，到 2025 年投产抽蓄装机将达 1268 万千瓦，到 2030 年投产装机达到 2900 万千瓦左右，到 2035 年投产装机 达 4400 万千瓦左右，装机规模持续增长有望带来业绩稳步提升。

2、新型储能：收益相对稳定，装机规模扩大有望贡献主要 业绩增量

我国新型储能发展步入快车道。新型储能是除抽水蓄能以外，以输出电力为主要 形式的储能技术，对促进能源高质量发展，推动能源结构转型与电力系统优化发 挥重要作用。据 CNESA 统计，截至 2024 年 6 月底，中国已投运电力储能项目 累计装机规模 103.3GW，同比增长 47%。其中新型储能累计装机首次超过百吉 瓦时，达到 48.18GW/107.86GWh，功率规模同比增长 129%，能量规模同比增 长 142%。2024 上半年新型储能新增投运装机规模 13.67GW/33.41GWh，功率 规模和能量规模同比均增长 71%。新型储能项目数量（含规划、建设中和投运） 超 1000 个，较去年同期增长 67%。下半年将继续保持快速增长态势，预计 2024 年全年新增装机 30-41GW。截至 2024 年 6 月底，全国已发布约 2160 余项与储 能直接和间接相关的政策，广东、浙江、山东、安徽等地储能政策最为集中。目 前全国已有26个省市制定了2025年底的新型储能装机目标，总规模达86.6GW。20 余个地区提出的 2025 年产值/营收目标超 500 亿元，总规模目标近 3 万亿元， 新型储能发展步入快车道。 电化学储能已经实现规模化应用，在新型储能中占比超过 96%。新型储能主要 包括储电（电化学储能、机械储能、电磁储能）、储氢、储热三大类技术路径。 其中，电化学储能是应用最广泛的新型储能技术，具有能量密度较高，响应速度 适中，适用范围广的特点，且更易于量产、安装和运维，具有大规模推广的潜力。 截至2024年6月底，我国已投运的新型储能中，锂离子电池储能占比达到96.4%， 已经实现规模化应用。

独立储能成为电网侧储能装机主力。电网侧独立储能为电化学储能在电网侧的应 用，主要参与电力辅助服务，包括调峰调频、延缓电网阻塞等，以维护电力输送 过程的安全和稳定。2017 年国家发改委、能源局出台《关于促进储能技术与产 业发展的指导意见》，加之国内电力体制改革市场化推进释放政策红利，促使 2018 年电网侧独立储能快速增长，当年国内新增电化学储能 643.9MW，同比增 长 432.6%。2019 年国家发改委明确电储能设施成本不得计入输配电价，电网侧 独立储能成本回收受阻，投资积极性回落导致当年电化学储能增速放缓。2020 年起随着一系列政策出台和碳中和目标的高导向性，“储能+”模式在多个应用场 景实现扩张，叠加磷酸铁锂技术进步带动的成本下探，储能进入快速发展期。2023 年，我国独立储能容量租赁、参与电力市场的相关政策频出，商业模式的加速完 善使得独立储能成为电网侧装机主力。据中电联统计，2024H1，电网侧独立储 能新增装机 6.85GW，同比增长 100%以上，占新增总装机的 66%。截至 2024 年6月底，电源侧、电网侧、用户侧电化学储能装机占比分别为44.27%、53.64%、 2.09%。

公司主要经营电网侧独立储能业务，相关技术储备充足，预计到 2035 年装机超 1000 万千瓦。电网侧独立储能行业集中度较高，储能电站投资主体主要为国家 电网、南方电网下属公司。调峰调频公司早在 2010 年就建成投运了国内首个兆 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。2024 年上半年，公司新投产电化学储 能电站 2 座，分别为佛山宝塘储能站（300MW / 600MWh）、梅州粤智储能站 （12.8MW / 12.8MWh）。3 个项目纳入国家能源局新型储能试点示范项目清单， 1 个项目纳入云南省新型储能试点示范项目。积极开展钠离子电池、液流电池、 压缩空气和重力等储能技术研究，完成 10MWh 级钠离子电池储能电站系统集成 技术研发服务。截至 2024 年 6 月底，公司新型储能电站累计建成投产装机规模 423.8MW/832MWh。公司规划十四五/十五五/十六五期间分别新增投产新型储能 200/300/500 万千瓦，到 2035 年达成 1000 万千瓦以上，实现规模效应。

独立储能电站有望在现货和辅助服务市场获取更高盈利。目前公司大部分储能电站的盈利模式为收取电网公司的租赁费。2023 年投产的梅州宝湖储能站是全国 率先试点以“报量报价”方式参与现货市场交易，于 2023 年 10 月 1 日起参与 广东电力现货市场交易，日等效充放电循环次数最高可达到“两充两放”。公司 目前投运的新型储能站资本金内部收益率约为 5%，收益相对可靠稳定。随着我 国电力市场交易机制不断完善，公司独立储能电站有望在现货市场和辅助服务市 场获取更加合理的投资回报。

3、调峰水电：今年来水偏丰，收入有望实现较高增长

今年二、三季度来水偏丰，公司调峰水电电量大幅增长，增厚收入。目前公司在 运调峰水电机组装机总规模 203 万千瓦，其中天生桥二级水电站装机 132 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； 文山地区小水电装机 11 万千瓦。2024 年前三季度，公司调峰水电总发电量 62.13 亿千瓦时，同比+43.85%，其中天生桥二级/鲁布革/文山小水电的发电量分别同 比增长 44.06% / 58.64% / 1.50%。电量增长带动调峰水电收入同比增长 37.56% 至 11.99 亿元，全年收入有望实现较高增长。

编辑：火腿肠