美好50系列：?南网储能，公司价值是否被低估了？

2022年9月28日，随着“铛”的锣声响彻上海证券交易所大厅，我国首个主营抽水蓄能和新型储能的上市公司——南方电网储能股份有限公司（以下简称“南网储能”）在完成重大资产重组后正式登陆A股市场。

南网储能由原文山电力实施重大资产重组成立，原文山电力旗下的资产全部置换出去，置换进来的，是南网的子公司——南网调频调峰发电公司，业务从供电转为发电，主营业务也发生了变化。

重大资产重组后，南网储能主要从事抽水蓄能、调峰水电及新型储能业务，主要业务范围为南方五省区（广东、广西、云南、贵州、海南）。截至2023年上半年，公司在运机组总装机容量1242.1万千瓦，其中抽水蓄能1028万千瓦、调峰水电203万千瓦、新型储能11.1万千瓦。

2023年半年度报告显示，公司上半年实现营业收入28.61亿元、归母净利润6.93亿元，与2022年（调整后）同比分别减少31.07%、26.03%，下降幅度较大，主要原因：一是合并范围和口径变化，2023年上半年的业务范围比2022年同期调整后的业务范围小，去年9月完成重大资产重组后，2023年的业务范围仅为南网储能当前业务。二是2023年上半年西部调峰电站来水体同比2022年偏枯。

而剔除合并范围和口径变化的影响，今年上半年公司营业收入、归属于上市公司股东的净利润同比分别减少4.26%、17.31%。

2023 年前三季度，公司实现营业收入 40.67 亿元，同比减少13.83%（剔除合并范围和口径变化的影响）；实现归母净利润 8.19 亿元，同比减少34%，公司应收及归母净利润降幅继续扩大。财报解释，除了上述两个原因之外，还有国家发展改革委5月核定7做抽水蓄能站容量电价政策影响。

从三季度财报中披露的营收构成来看，抽水蓄能77%，调峰水电22%，新型储能不足2%。抽水蓄能是南网储能的主要收入来源，因此抽水蓄能的收入模式直接影响着南网储能的业绩表现。

抽水蓄能电站，又称蓄能式水电站，是一种能向上水库抽水蓄能的水电站。

抽水蓄能属于电力领域，其收入深受电改影响。从运行原理来看，抽水蓄能电站直接商品就是电量，而电价是影响电站收入的唯二因素。从公司财报的业绩说明来看，抽水蓄能的收入主要受到容量电价的政策影响。

根据国家发展改革委2021年发布的《关于进一步完善抽水蓄能价格形成机制的意见》，也称633号文，2023年起抽水蓄能实行两部制电价政策。两部制电价就是容量电价+电量电价。容量电价和电量电价的主要区别在于计费的基础不同。电量电价以实际使用的电量为基础，而容量电价以用户的峰值负荷为基础。

容量电价是一种基于用户的电力需求峰值来计算费用的计价方式。除了考虑电量消耗外，容量电价还考虑用户在特定高峰期的用电需求峰值。容量电价通常适用于大型工业用户、商业用户以及具有高用电负荷的行业。

电量电价是一种基于用户实际消耗的电力数量来计算费用的计价方式。根据用户使用的电量，以度数为单位进行计费。电量电价通常适用于大多数家庭和商业用户，其费用随实际使用的电量而变化。

容量电价是由发改委来核定的，2023年5月发改委发布了最新的抽水蓄能电站容量电价表，价格的调整目前和省级电网输配电价的监管周期一致，目前暂定是3年，也就是每隔3年，容量电价会由政府做一次调整。

电量电价获取的收入，就是先用电抽水，然后在放水发电，用发电的收入减去抽水时用电的成本，就是电量电价的收入。但是这其中计算收入用到的电价，都是参考燃煤发电的基准价。所以中间的价差非常小，电量电价贡献的收入也很低，目前公司95%的电费收入来自容量电价。

这样比较下来，抽水蓄能电站不如常规水电站赚钱。因为容量电价是固定的，而电量也是根据容量确定的，在量和价都没有想象空间的情况下，抽水蓄能电站也只是在能够收回成本的前提下，获取不多的利润。而常规水电站，由于成本低，上网电价还可以进行一定的调整，整体的盈利能力要好于抽水蓄能电站。

“553号文”的出台，整体上调低了抽水蓄能电站的容量电价，短期内可能导致部分抽水蓄能电站收益率下降，测算收入下降10%左右。南网储能预计2023年将减少4.96亿元的收入预算，同比2022年公司抽水蓄能板块收入约下降10%。

不过长期来看，“553号文”有望给过热的抽水蓄能大开发降温，引导电站回归储能调峰调频作用，进而促进行业良性发展。伴随电力市场化进一步推进，未来比较理想的情况下，抽水蓄能电站可以通过低价抽水高价发电来赚钱，比如用风、光等更便宜的电价来抽水蓄能，放电时再收取稍高的电价，赚取价差。

梳理完公司的收入构成，回到最核心的问题：南网储能是否被低估了？

抽水蓄能电站有一个特点，抽水蓄能收入和常规水电站收入不同，不太好预测。因为现有抽蓄电站的容量电价每3年就会发生变化，而未来新投产的新电站，容量电站也要跟随政府制定的价格。再加上公司还有一部分常规水电收入，整体的收入和业绩预测难度比较高。我们不妨从资产负债表的角度出发，按照重置成本法，粗略估算公司的价值。

以2023年半年报为基准出发点是净资产，因为抽水蓄能电站同样是重资产行业，调整的主要项目是固定资产。重点关注公司目前在运行的7座抽水蓄能电站和3座常规水电站，新型储能电站规模太小，忽略不计。如果按照重置成本法，就要考虑上述10座电站，在当下的时间重新建设需要的投入成本。

抽蓄电站建设成本会根据地理条件不同而差异较大，因为建设周期长，考虑到物价因素，随着时间的推移建设成本数字也会增大。一般适合建设的区域会更早的开工，例如十一五、十二五投产的抽蓄电站，平均成本多在3-5元/W，而目前在建的抽蓄电站，根据华创证券对46个在建及规划的抽蓄电站的核算数据，平均每瓦投资成本已经超过6元，加上人工成本也在不断上涨，预计之后的建设成本会逐渐走高。对于7座抽水蓄能电站，我们取6元/瓦为估算的投资成本；并假设抽水蓄能电站的使用期限是40年；对于3座小的常规调峰水电站，按照长江电力2022年最新投入的白鹤滩水电站的投资成本，13元/W来估算，同时假设调峰水电站的使用寿命为50年。

有了单位投资成本和使用年限，再结合各个抽水蓄能电站的装机量，考虑剩余使用年限，就可以粗算出公司10座在运行水电站的重置成本。我们把这个数值作为新的固定资产，在现有的资产负债表基础上进行调增，就得到了估算的净资产。

上述表格按照该计算方法，得出重置成本为438.5亿元，而从公司披露的2023年半年度报告可以得出，截至2023年6月30日，公司的固定资产为281.4亿元，远低于我们计算出来的重置成本，因此在估值中应该在现有的固定资产进行合理调增。

除了这10座电站以外，公司目前正在规划和建设中的抽水蓄能电站一共有16座，主要包括肇庆、清远、茂名、江门、南宁、桂林、柳州等地的抽水蓄能电站，合计装机容量达到1860万千瓦，最晚的预计投产时间要到2031年，而最近的预计投产时间也要到2025年。从长远而言，一旦投产运行，这些电站的价值将逐渐显现。

在政策支持和市场需求的同频共振下，我国抽水蓄能行业正处于并将长期处于快速发展期。

“十四五”以来，我国抽水蓄能推动政策密集发布，在一系列顶层政策推动下，我国抽水蓄能电站迎来爆发式发展。根据《抽水蓄能产业发展报告（2022）》，截至2022年底，我国已投产抽水蓄能装机容量4579万千瓦，同比增长25.83%。同时，当前我国在建抽水蓄能项目超过11000万千瓦，处于前期项目勘察设计阶段的抽水蓄能电站接近20000万千瓦，抽水蓄能建设如火如荼。

就南方区域来看，“十四五”期间，南方五省区新能源预计新增装机1亿千瓦以上，“十五五”期间新能源装机再新增约1亿千瓦，到2030年南方五省区新能源装机规模扩大至2.5亿千瓦。为满足间歇性、波动性的新能源大规模、高比例稳定接入电网需要，发展抽水蓄能产业是大势所趋。作为南方电网公司旗下唯一的抽水蓄能运营平台，目前南网储能在抽水蓄能领域的项目储备已超过2800万千瓦。

新型储能方面，《国家发展改革委 国家能源局关于加快推动新型储能发展的指导意见》提出，到2025年，实现新型储能从商业化初期向规模化发展转变。到2030年，实现新型储能全面市场化发展。

无论是抽水蓄能还是新型储能，这两大业务南网储能都面临广阔的发展前景。南网储能背靠南方电网的先天优势，未来有望成为抽水蓄能行业引领者、新型储能产业领跑者。