文山電力研究報告：南網旗下唯一抽水蓄能上市+儲能上市平臺-稀缺性凸顯

1、文山電力研究報告：南網旗下唯一抽水蓄能上市+儲能上市平臺_稀缺性凸顯1. 擬資產重組置入南網調峰調頻，打造優(yōu)質抽水蓄能和儲能資產資產重組后公司（指文山電力，下同）將成為南方電網下唯一抽水蓄能和儲能資產 上市平臺。2021 年 9 月 27 日，公司發(fā)布重大資產重組計劃，公司擬資產重組置入南方 電網調峰調頻業(yè)務相關資產 100%股權，擬置出公司在文山州內文山、硯山、丘北、富 寧和西疇等五個市縣的直供電服務和對廣西電網百色供電局、廣西德保、那坡兩縣的躉 售電服務的相關資產和負債，及上市公司持有的文電設計公司和文電能投公司 100%的 股權。1.1. 南方電網旗下唯一上市抽水蓄能+儲能平臺本次發(fā)行股

2、份購買資產的發(fā)行對象為南方電網公司。本次資產重組前，公司的控股 股東為云南電網公司，間接控股股東為南方電網公司，實際控制人為國務院國資委。本 次資產重組完成后，公司的控股股東變更為南方電網公司，實際控制人仍為國務院國資 委。本次交易不會導致公司控制權變更。1.2. 重組后主營從發(fā)售電轉變?yōu)槌樗钅?儲能業(yè)務本次資產重組后，公司將轉變?yōu)槌樗钅堋⒄{峰水電和電網側獨立儲能業(yè)務的開發(fā)、 投資、建設和運營。公司將新增已投產運營的 5 座裝機容量合計 788 萬千瓦的抽水蓄能 電站和 2 座裝機容量合計 192 萬千瓦的可發(fā)揮調峰調頻功能的水電站、在建的 2 座裝 機容量合計 240 萬千瓦的抽水蓄能電

3、站以及電網側獨立儲能業(yè)務 10MW。公司預計重 組后收入規(guī)模將進一步擴大，盈利能力將得到增強。注入資產（南網調峰調頻公司）已 有電站資產主要分布在南網所覆蓋區(qū)域南方五?。涸颇?、貴州、廣西、廣東、海南，其中抽水蓄能資產主要位于廣東省。抽水蓄能資產：1）廣州抽蓄電站：電站是我國自行設計和施工的第一座高水頭、大容量的抽水蓄 能工程，世界第二大裝機容量的抽水蓄能電站?，F(xiàn)有 8 臺 30 萬千瓦的可逆式抽水蓄能 發(fā)電機組，總裝機量為 240 萬千瓦。2）惠州抽蓄電站：電站是目前世界上一次性建成、裝機容量最大的抽水蓄能電站， 現(xiàn)有 8 臺 30 萬千瓦的可逆式抽水蓄能發(fā)電機組，總裝機量為 240 萬千瓦。

4、3）清遠抽蓄電站：電站曾獲第十九屆中國土木工程詹天佑獎，屬國家重點工程、 南方電網“十一五”重點工程，現(xiàn)有 4 臺 32 萬千瓦的立軸單級可逆混流式機組，總裝 機量為 128 萬千瓦。4）深圳抽蓄電站：電站是國家可再生能源發(fā)展規(guī)劃中的重點建設工程，現(xiàn)有 4 臺 30 萬千瓦的立軸單級可逆混流式機組，總裝機量為 120 萬千瓦。5）海南瓊中抽蓄電站：電站現(xiàn)有 3 臺 20 萬千瓦的單級混流可逆式水泵水輪發(fā)電機 組，總裝機量為 60 萬千瓦。6）梅州抽蓄電站（在建）：電站處于一期在建階段，2021 年 12 月、2022 年 3 月 2 臺 30 萬千瓦的立軸單級混流可逆式機組分別投產，2022

5、年 4 月 3 號機組試運行，總 裝機量 90 萬千瓦。公司預計 2022 全面建成，規(guī)劃總裝機量 240 萬千瓦。7）陽江抽蓄電站（在建）：電站是目前國內單機容量最大抽蓄電站，處于一期在建 階段，2021 年 12 月首臺 40 萬千瓦機組投產，2022 年 3 月 19 日 2 號機組正式投入試 運行，已投產裝機量 80 萬千瓦。公司預計 2022 年全面建成，規(guī)劃總裝機量 240 萬千 瓦。調峰水電站：1）天生橋二級水電站：電站西電東送南路工程第一個電源點，現(xiàn)有 6 臺 22 萬千瓦 水電機組，總裝機量為 132 萬千瓦。2）魯布革水電站：電站現(xiàn)有 4 臺 15 萬千瓦水電機組，總裝機量

6、為 60 萬千瓦，是 中國首次利用世界銀行貸款并實行國際招投標、引進國外先進設備和技術建設的電站。電網側獨立儲能電站：1）深圳 10MW 電化學儲能站：該儲能站是國家“863 計劃”兆瓦級電池儲能站關 鍵技術研究及應用的試點工程，是國內國內首座兆瓦級調峰調頻鋰離子電池儲能站。此外，公司籌備廣東肇慶、惠州中洞以及廣西南寧 3 座合計裝機 360 萬千瓦的抽水 蓄能項目，公司 2025 年新增投產抽水蓄能裝機容量目標為 600 萬千瓦。1.3. 2020 年南網調峰調頻抽蓄收入占比 61%，毛利潤占比 69%2020 年南網調峰調頻公司抽水蓄能收入占比 61%，毛利潤占比 69%，是公司毛利 潤來

7、源。本次資產置入的南方電網調峰調頻公司是南方電網的全資子公司，其原本主要 業(yè)務為四大板塊：抽水蓄能、調峰水電、氣電、電網側獨立儲能業(yè)務，資產注入擬注入 其中三大塊，剝離氣電板塊。2020 年南網調峰調頻公司實現(xiàn)營業(yè)收入 52.99 億元，同 比增長 9.51%；實現(xiàn)毛利潤 25.04 億元，同比增長-1.67%。分業(yè)務看，2020 年南網調峰調頻公司抽水蓄能收入 32.45 億元，占比 61%，實現(xiàn) 毛利潤 17.32 億元，占比 69%，是公司毛利潤來源；2020 年調峰水電實現(xiàn)收入 13.05 億元，占比 25%，實現(xiàn)毛利潤 6.56 億元，占比 26%；2020 年電網側獨立儲能實現(xiàn)收

8、入 0.22 億元，占比 0.41%，實現(xiàn)毛利潤 0.04 億元，占比 0.2%。目前公司電網側獨立 儲能業(yè)務收入貢獻尚微，主要是抽水蓄能+調峰水電做主要貢獻。2. 新型電力系統(tǒng)短期看電網，中長期看儲能2.1. 新能源上網的不穩(wěn)定性決定儲能的必要性在新型電力系統(tǒng)的結構里，儲能是護航新能源發(fā)展的壓艙石。我們認為，實現(xiàn)碳中 和的路徑主要有 2 條：1）短期看大電網，特高壓建設緩解三北地區(qū)的新能源消納問題、 加大調峰備用電源的建設力度以應對大量風光上網之后帶來的設備和系統(tǒng)故障、針對電 力輔助服務建立合理的補償機制，這三項措施都要求國家電網在“十四五”期間維持相 當規(guī)模的投資力度，考慮到電網本身盈利能

9、力提升空間有限，我們預計“十四五”期間 伴隨著電網改革進程持續(xù)推進，引入更多社會資本、幫助國家電網緩解投資壓力是大勢 所趨。2）中長期看儲能，期待技術突破帶來儲能制造和運營成本的持續(xù)下降，未來清 潔能源+儲能將是能源產業(yè)發(fā)展的必然趨勢。大電網和儲能之外，分布式光伏作為綜合 能源服務的重要一環(huán)，從 2020 年開始也獲得央/國企和外資的顯著青睞，新增裝機增速 觸底回升，未來有望發(fā)揮更積極作用。發(fā)電和用電具有瞬時性，而且電力本身較難儲存，因此需要抽水蓄能來承擔調峰、 填谷、調頻等多種功能。電力的供需結構處于不斷變化中，且存在區(qū)域分布不均衡、發(fā) 電高峰時段與用電高峰時段不重合、日內波動難以預測等因素

10、。以抽水蓄能為代表的儲能業(yè)務可以實現(xiàn)電能的有效儲存，是解決電能供需匹配問題的關鍵手段。抽水蓄能電站 具有調峰、填谷、調頻、調相、儲能、事故備用和黑啟動等多種功能，可以快速穩(wěn)定系 統(tǒng)頻率及系統(tǒng)電壓，對于保障電網運營安全、提升電力系統(tǒng)性能具有重要作用。未來， 隨著新能源發(fā)電并網加速，以風光為主的新型電力系統(tǒng)的波動性和隨機性問題逐漸凸顯， 以抽水蓄能為代表的儲能業(yè)務將愈加重要。2.2. 抽水蓄能是新型電力系統(tǒng)的壓艙石為什么說新型電力系統(tǒng)下抽水蓄能將發(fā)揮至關重要的作用？（1）首先新型電力系 統(tǒng)從電源結構來說，“新”在以新能源（主要指風能、太陽能等）為主體。我國風能、太 陽能等新能源發(fā)電迅速發(fā)展，新能源

11、裝機占比從 2010 年的 5%上升至 2020 年 24%， 煤電裝機也首次降低至 50%以下，根據中國通信學會能源互聯(lián)網預計，到 2030 年我國 新能源發(fā)電裝機達到 16.4 億千瓦，占比 43.2%。國家電網董事長辛保安預計，2030 年 中國新能源發(fā)電裝機規(guī)模將超過煤電，成為第一大電源；2060 年前，新能源發(fā)電量占 比有望超過 50%，成為電量主體。（2）風電和光伏的大量上網會給電網系統(tǒng)造成極大得 沖擊。新能源發(fā)電大量上網會給電網系統(tǒng)帶來巨大的沖擊，由于我們的用電高峰和新能 源發(fā)電可以發(fā)力的時間、季節(jié)存在較強的不匹配性，電網的調峰調頻壓力巨大，因此需 要儲能來解決用電高峰和發(fā)電高峰

12、不匹配的問題。（3）由于電化學儲能和氫儲能的成本 尚高，因此目前最經濟的儲能方式為抽水蓄能。抽水蓄能的原理如何？抽水蓄能電站是利用低谷時其他電源（目前主要是火電、核 電、水電），未來也包括即將成為電力系統(tǒng)主角的風電、光伏的多余電能，抽水到上水庫 存儲起來，待尖峰負荷時發(fā)電。也就是說，抽水蓄能抽水時相當于一個用電大戶，其作 用是把日負荷曲線的低谷填平，即實現(xiàn)抽水蓄能電站獨一無二的“填谷”作用。通過“填 谷”，使火電出力平衡，降低了煤耗，實現(xiàn)了碳減排；通過“填谷”，將“棄風棄電”變 廢為寶，實現(xiàn)了“綠色抽水”，提高了風電光伏資源的利用率；通過“填谷”，平抑了新 能源發(fā)電出力的波動性，維護了電網的安

13、全穩(wěn)定運行。在新型電力系統(tǒng)構建的過程中，抽水蓄能發(fā)展前景廣闊。根據抽水蓄能行業(yè)分會的 統(tǒng)計，截至 2021 年底，我國抽水蓄能電站在運項目 40 座，裝機容量 3639 萬千瓦，在 建項目 48 座，裝機容量 6153 萬千瓦，此外還有超過 2 億千瓦的抽水蓄能電站在開展 前期勘測設計工作。國家能源局在抽水蓄能中長期發(fā)展規(guī)劃（2021-2035 年）中明 確指出，“抽水蓄能電站具有調峰、填谷、調頻、調相、儲能、事故備用和黑啟動等多種 功能，是建設現(xiàn)代智能電網新型電力系統(tǒng)的重要支撐，是構建清潔低碳、安全可靠、智 慧靈活、經濟高效新型電力系統(tǒng)的重要組成部分”，文件進一步提出“到 2025 年，抽水

14、 蓄能投產總規(guī)模 6,200 萬千瓦以上；到 2030 年投產總規(guī)模達到 1.2 億千瓦左右；到 2035 年，培育形成一批抽水蓄能大型骨干企業(yè)”。按照規(guī)劃測算我國抽水蓄能從 2021 年到 2025 年的增長率達 70%+，4 年 CAGR 為 14.25%。2.3. 區(qū)分儲能應用場景：電網側、發(fā)電側、用戶側儲能概念從整個電力系統(tǒng)的角度看，儲能的應用可以分為發(fā)電側儲能、電網側儲能（含微網） 和用戶側儲能三大場景，目前電網側儲能主要是國家電網、南方電網建設運營。三大場 景又都可以從電網的角度分成能量型需求和功率型需求。能量型需求一般需要較長的放 電時間，對響應時間要求不高（如系統(tǒng)調峰）；與之相

15、反，功率型需求一般要求有快速響 應能力，但是放電時間不長（如系統(tǒng)調頻）。在發(fā)電側，主要是聯(lián)合傳統(tǒng)火電機組參與 AGC 輔助服務、與新能源風光配套平抑波動提高風光利用率；在電網側，主要是與特高壓送受端配套緊急功率支撐、變電站儲能調峰調頻、配電臺區(qū)儲能緩解重過載；在用戶 側，主要是工商業(yè)用戶削峰填谷、光儲充微電網。我國儲能在電力輔助服務和需求響應方面還處于試運行階段，商業(yè)模式尚不清晰， 儲能產業(yè)廣泛應用的峰谷電價套利方式雖有一定的經濟性，但也存在模式單一、回收期 長等問題。在不斷地探索下，目前儲能技術的應用服務類型逐漸增多。當儲能與風電、 光伏發(fā)電等可再生能源發(fā)電搭配時，能夠有效減少因電力系統(tǒng)負荷

16、用電量與電站發(fā)電量 不匹配而造成的棄風棄光問題，并且可以平滑可再生能源出力而提高電網穩(wěn)定性，進而 增加電站收益；當儲能與火電、水電等常規(guī)能源發(fā)電搭配時，可以使得調頻、調峰等輔 助服務更為優(yōu)質高效，通過參與當地調峰、調頻等輔助服務進而增加電站收益。電網側 儲能具有對電網調峰以及延緩輸配電擴容等潛在收益，而電網側儲能主要由南網、國網 建設運行；用戶側儲能具有峰谷價差套利以及減少電費成本等商業(yè)模式。在電力電量平 衡機制缺乏的情況下，現(xiàn)貨市場不能準確反映電力供需情況，因此迫切需要建立完善的 電力現(xiàn)貨交易市場。當現(xiàn)貨交易市場成熟后，進一步通過發(fā)電計劃完善發(fā)電資源的優(yōu)化 配置，形成相對應的峰谷差，最終給儲

17、能在發(fā)電側和用電側帶來削峰填谷的應用機會。 經濟性是影響儲能發(fā)展的重要因素，研究碳中和目標下儲能在不同應用環(huán)境下的收益模 式，對今后儲能的發(fā)展具有重要意義。3. 儲能市場主導者：2020 年全球儲能中抽水蓄能規(guī)模占比 94%根據國際水電協(xié)會（IHA）發(fā)布的 2021 全球水電報告，截至 2020 年底，全球抽水 蓄能裝機規(guī)模為 1.59 億千瓦，占儲能總規(guī)模的 94%。在我國抽水蓄能在儲能領域同樣 是主導者，根據 CNESA 統(tǒng)計。截至 2020 年抽水蓄能在我國儲能規(guī)模中的占比達到 89.3%，電化學儲能占比 9.2%（電化學儲能中鋰離子電池儲能占比 88.8），其他占比 1.5%。3.1.

18、 優(yōu)勢顯著：成本低、壽命長、技術成熟廣義的儲能包括電儲能、熱儲能和氫儲能三類，電儲能是最主要的儲能方式，按照 存儲原理的不同又分為機械儲能和電化學儲能兩種技術類型。其中，機械儲能主要包括 抽水蓄能、壓縮空氣儲能和飛輪儲能等；電化學儲能是指各種二次電池儲能，主要包括 鋰離子電池、鉛蓄電池和鈉硫電池等。目前抽水蓄能由于技術成熟、功率和容量較大、 壽命長、運行成本低具有首先推廣的趨勢。3.2. 度電成本最低：各種儲能電站的度電成本測算若儲能電站的儲能利用小時數達到 1000h，抽蓄電站儲能度電成本低于 1 元/KWh，約 0.93 元/KWh，壓縮空氣儲能度電成本約 1.85 元/KWh，鋰離子電池

19、儲能度 電成本約 2.04 元/KWh；若儲能電站的儲能利用小時數達到 2000h，抽蓄電站儲能度電 成本低于 0.5 元/KWh，約 0.46 元/KWh，壓縮空氣儲能度電成本低于元/KWh，約 0.92 元/KWh，鋰離子電池儲能度電成本降低至約 1.02 元/KWh。3.3. 電價政策（兩部制）與交易機制（中長期市場交易+現(xiàn)貨市場）3.3.1. 電價政策：我國兩部制電價政策的發(fā)展歷程2021 年 4 月國家發(fā)改委發(fā)布了國家發(fā)展改革委關于進一步完善抽水蓄能電站價 格形成機制的意見（發(fā)改價格2021633 號）明確我國抽水蓄能電價實行兩部制， 以政府定價實現(xiàn)容量電價，以競爭方式形成電量電價。

20、我們梳理了從 2004 年以來國家 發(fā)改委關于抽水蓄能電站價格形成的發(fā)展歷程，由于抽水蓄能電站發(fā)展的歷史背景和相 關政策的變化，我國現(xiàn)存兩部制電價、租賃制付費、電網統(tǒng)一經營核算、一部制電價等 電價機制。（1）2004 年國家發(fā)改委關于抽水蓄能電站建設管理有關問題（發(fā)改能源 【2004】71 號文）明確抽水蓄能電站原則上由電網企業(yè)投資建設和管理運營，其建設 和運行成本納入電網運行費用統(tǒng)一核定；發(fā)電企業(yè)投資建設的抽蓄電站作為獨立電廠， 參與市場競爭。（2）2014 年國家發(fā)改委關于促進抽水蓄能電站健康有序發(fā)展有關問 題的意見（發(fā)改能源【2014】2482 號文）明確以電網企業(yè)投資為主，逐步引入社會

21、以 資本，形成抽蓄電站多元化市場化投資機制；暫行兩部制電價政策。（3）2014 年國家 發(fā)改委關于完善抽水蓄能電站價格形成機制有關問題的通知（發(fā)改能源【2014】1763 號文）明確容量電價按照彌補電站固定成本+準許收益的原則核定；逐步對新投產出后 水蓄能電站實行標桿容量電價；電量電價水平按照當地燃煤標桿上網電價（含環(huán)保電價） 執(zhí)行；抽水電量電價按照燃煤組標桿上網電價的 75%執(zhí)行。（4）2021 年 4 月國家發(fā)改 委國家發(fā)展改革委關于進一步完善抽水蓄能電站價格形成機制的意見（發(fā)改價格 2021633 號）明確我國抽水蓄能電價實行兩部制，以政府定價實現(xiàn)容量電價，以競 爭方式形成電量電價；抽水

22、蓄能收益 20%留存給抽水蓄能電站；2023 年起抽水蓄能電 站全部執(zhí)行兩部制電價。3.3.2. 海外對比：國內外抽水蓄能電價運營模式國外建設發(fā)展抽水蓄能建設發(fā)展較早，但由于電力體制、電源結構、負荷特性等差 異，不同國家對抽水蓄能電站的建設管理存在明顯的差異。抽水蓄能電站的運營模式與 市場體制和投資主體息息相關，主要分為獨立運營、電網統(tǒng)一運營和租賃制 3 種模式。 全球約 85%的抽水蓄能電站采用電網統(tǒng)一經營方式或租賃制形式，約 15%的電站通過 參與電力市場競價獲取收益。已建立競爭性電力市場的國家或地區(qū)，抽水蓄能電站多采 用獨立運營模式參與電能量市場和輔助服務市場，以自身利益最大化為目標選擇

23、競爭策 略。我們對比了美國、英國、日本和我國抽水蓄能電站經營模式，發(fā)現(xiàn)四國均體現(xiàn)了容 量和電量兩部分收益，從抽水蓄能電站收益來源分析，容量收益基本都大于其電量收益。（1） 美國：各州電力市場模式不同，抽水蓄能電站運營模式也不同?，F(xiàn)階段美國 大部分抽水蓄能電站由電網統(tǒng)一建設運營，采用的運營機制大體上可以分 為電網統(tǒng)一運營、參與電力市場競價和電網租賃經營 3 種。（2） 英國：發(fā)電側已經完全市場化，抽水蓄能電站收益分為固定收入+變動收入。 固定收入一部分通過電網輔助服務獲得，按年結算，另一部分是抽水蓄能機 組參與調峰、維護基荷機組平穩(wěn)運行的輔助服務進行補償；變動收入是指電 站可以通過參加電力平衡市

24、場交易取得尖峰電價收益。（3） 日本：在福島核電站事故后大力發(fā)展風電和光伏等新能源，并利用抽水蓄能 作為電網調峰、調頻以及事故備用的主要手段，提高系統(tǒng)靈活調節(jié)能力。日 本的抽水蓄能電站運營模式主要有租賃制和內部核算制。（4） 中國：我國抽水蓄能電站建設管理機制主要可以分為 3 種形式: 一種是由 電網企業(yè)全資建設、統(tǒng)一運營，建設運營成本核入電網運行費用; 一種是租 賃制，租賃費由發(fā)電企業(yè)、電網企業(yè)和電力用戶三方按一定比例分攤疏導; 一種是由政府和第三方投資建設，政府核定抽水用電電價、發(fā)電電價、容量 電價，電網企業(yè)統(tǒng)一調度。3.3.3. 交易機制：中長期市場交易+現(xiàn)貨市場抽水蓄能電站可在中長期合

25、約市場、電能量現(xiàn)貨市場以及輔助服務現(xiàn)貨市場中提供 多類型服務，通過市場競爭形成的價格，準確揭示電量和容量價值，獲得收益。浙江省 作為電力市場改革的試點省份，正在積極探索抽水蓄能交易方式，浙江省從中長期市場 交易和現(xiàn)貨市場交易兩個角度設計了抽水蓄能電站獨立參與市場的交易機制，中長期市 場交易主要設計了低谷抽水交易、抽發(fā)損耗電量交易，現(xiàn)貨市場交易主要設計了現(xiàn)貨電 能量交易和輔助服務調頻交易，以拓寬抽水蓄能電站盈利模式，充分發(fā)揮抽水蓄能電站 的機組運行優(yōu)勢。（1）中長期交易市場分為低谷抽水交易方式和抽發(fā)損耗電量交易方式。低谷抽水 交易：以低谷抽水電量為交易標的，向抽水蓄能電廠(買方) 和可再生能源發(fā)電企業(yè)及燃 煤火電企業(yè)、外來電(賣方) 開放。抽發(fā)損耗電量交易：抽水蓄能電站容量費用一般由電 網公司、電力用戶和發(fā)電企業(yè)