2022年9月28日，隨著“鐺”的鑼聲響徹上海證券交易所大廳，我國首個主營抽水蓄能和新型儲能的上市公司——南方電網儲能股份有限公司（以下簡稱“南網儲能”）在完成重大資產重組后正式登陸A股市場。

南網儲能由原文山電力實施重大資產重組成立，原文山電力旗下的資產全部置換出去，置換進來的，是南網的子公司——南網調頻調峰發電公司，業務從供電轉為發電，主營業務也發生了變化。

重大資產重組后，南網儲能主要從事抽水蓄能、調峰水電及新型儲能業務，主要業務范圍為南方五省區（廣東、廣西、云南、貴州、海南）。截至2023年上半年，公司在運機組總裝機容量1242.1萬千瓦，其中抽水蓄能1028萬千瓦、調峰水電203萬千瓦、新型儲能11.1萬千瓦。

2023年半年度報告顯示，公司上半年實現營業收入28.61億元、歸母凈利潤6.93億元，與2022年（調整后）同比分別減少31.07%、26.03%，下降幅度較大，主要原因：一是合并范圍和口徑變化，2023年上半年的業務范圍比2022年同期調整后的業務范圍小，去年9月完成重大資產重組后，2023年的業務范圍僅為南網儲能當前業務。二是2023年上半年西部調峰電站來水體同比2022年偏枯。

而剔除合并范圍和口徑變化的影響，今年上半年公司營業收入、歸屬于上市公司股東的凈利潤同比分別減少4.26%、17.31%。

2023 年前三季度，公司實現營業收入 40.67 億元，同比減少13.83%（剔除合并范圍和口徑變化的影響）；實現歸母凈利潤 8.19 億元，同比減少34%，公司應收及歸母凈利潤降幅繼續擴大。財報解釋，除了上述兩個原因之外，還有國家發展改革委5月核定7做抽水蓄能站容量電價政策影響。

從三季度財報中披露的營收構成來看，抽水蓄能77%，調峰水電22%，新型儲能不足2%。抽水蓄能是南網儲能的主要收入來源，因此抽水蓄能的收入模式直接影響著南網儲能的業績表現。

抽水蓄能電站，又稱蓄能式水電站，是一種能向上水庫抽水蓄能的水電站。

抽水蓄能屬于電力領域，其收入深受電改影響。從運行原理來看，抽水蓄能電站直接商品就是電量，而電價是影響電站收入的唯二因素。從公司財報的業績說明來看，抽水蓄能的收入主要受到容量電價的政策影響。

根據國家發展改革委2021年發布的《關于進一步完善抽水蓄能價格形成機制的意見》，也稱633號文，2023年起抽水蓄能實行兩部制電價政策。兩部制電價就是容量電價+電量電價。容量電價和電量電價的主要區別在于計費的基礎不同。電量電價以實際使用的電量為基礎，而容量電價以用戶的峰值負荷為基礎。

容量電價是一種基于用戶的電力需求峰值來計算費用的計價方式。除了考慮電量消耗外，容量電價還考慮用戶在特定高峰期的用電需求峰值。容量電價通常適用于大型工業用戶、商業用戶以及具有高用電負荷的行業。

電量電價是一種基于用戶實際消耗的電力數量來計算費用的計價方式。根據用戶使用的電量，以度數為單位進行計費。電量電價通常適用于大多數家庭和商業用戶，其費用隨實際使用的電量而變化。

容量電價是由發改委來核定的，2023年5月發改委發布了最新的抽水蓄能電站容量電價表，價格的調整目前和省級電網輸配電價的監管周期一致，目前暫定是3年，也就是每隔3年，容量電價會由政府做一次調整。

電量電價獲取的收入，就是先用電抽水，然后在放水發電，用發電的收入減去抽水時用電的成本，就是電量電價的收入。但是這其中計算收入用到的電價，都是參考燃煤發電的基準價。所以中間的價差非常小，電量電價貢獻的收入也很低，目前公司95%的電費收入來自容量電價。

這樣比較下來，抽水蓄能電站不如常規水電站賺錢。因為容量電價是固定的，而電量也是根據容量確定的，在量和價都沒有想象空間的情況下，抽水蓄能電站也只是在能夠收回成本的前提下，獲取不多的利潤。而常規水電站，由于成本低，上網電價還可以進行一定的調整，整體的盈利能力要好于抽水蓄能電站。

“553號文”的出臺，整體上調低了抽水蓄能電站的容量電價，短期內可能導致部分抽水蓄能電站收益率下降，測算收入下降10%左右。南網儲能預計2023年將減少4.96億元的收入預算，同比2022年公司抽水蓄能板塊收入約下降10%。

不過長期來看，“553號文”有望給過熱的抽水蓄能大開發降溫，引導電站回歸儲能調峰調頻作用，進而促進行業良性發展。伴隨電力市場化進一步推進，未來比較理想的情況下，抽水蓄能電站可以通過低價抽水高價發電來賺錢，比如用風、光等更便宜的電價來抽水蓄能，放電時再收取稍高的電價，賺取價差。

梳理完公司的收入構成，回到最核心的問題：南網儲能是否被低估了？

抽水蓄能電站有一個特點，抽水蓄能收入和常規水電站收入不同，不太好預測。因為現有抽蓄電站的容量電價每3年就會發生變化，而未來新投產的新電站，容量電站也要跟隨政府制定的價格。再加上公司還有一部分常規水電收入，整體的收入和業績預測難度比較高。我們不妨從資產負債表的角度出發，按照重置成本法，粗略估算公司的價值。

以2023年半年報為基準出發點是凈資產，因為抽水蓄能電站同樣是重資產行業，調整的主要項目是固定資產。重點關注公司目前在運行的7座抽水蓄能電站和3座常規水電站，新型儲能電站規模太小，忽略不計。如果按照重置成本法，就要考慮上述10座電站，在當下的時間重新建設需要的投入成本。

抽蓄電站建設成本會根據地理條件不同而差異較大，因為建設周期長，考慮到物價因素，隨著時間的推移建設成本數字也會增大。一般適合建設的區域會更早的開工，例如十一五、十二五投產的抽蓄電站，平均成本多在3-5元/W，而目前在建的抽蓄電站，根據華創證券對46個在建及規劃的抽蓄電站的核算數據，平均每瓦投資成本已經超過6元，加上人工成本也在不斷上漲，預計之后的建設成本會逐漸走高。對于7座抽水蓄能電站，我們取6元/瓦為估算的投資成本；并假設抽水蓄能電站的使用期限是40年；對于3座小的常規調峰水電站，按照長江電力2022年最新投入的白鶴灘水電站的投資成本，13元/W來估算，同時假設調峰水電站的使用壽命為50年。

有了單位投資成本和使用年限，再結合各個抽水蓄能電站的裝機量，考慮剩余使用年限，就可以粗算出公司10座在運行水電站的重置成本。我們把這個數值作為新的固定資產，在現有的資產負債表基礎上進行調增，就得到了估算的凈資產。

上述表格按照該計算方法，得出重置成本為438.5億元，而從公司披露的2023年半年度報告可以得出，截至2023年6月30日，公司的固定資產為281.4億元，遠低于我們計算出來的重置成本，因此在估值中應該在現有的固定資產進行合理調增。

除了這10座電站以外，公司目前正在規劃和建設中的抽水蓄能電站一共有16座，主要包括肇慶、清遠、茂名、江門、南寧、桂林、柳州等地的抽水蓄能電站，合計裝機容量達到1860萬千瓦，最晚的預計投產時間要到2031年，而最近的預計投產時間也要到2025年。從長遠而言，一旦投產運行，這些電站的價值將逐漸顯現。

在政策支持和市場需求的同頻共振下，我國抽水蓄能行業正處于并將長期處于快速發展期。

“十四五”以來，我國抽水蓄能推動政策密集發布，在一系列頂層政策推動下，我國抽水蓄能電站迎來爆發式發展。根據《抽水蓄能產業發展報告（2022）》，截至2022年底，我國已投產抽水蓄能裝機容量4579萬千瓦，同比增長25.83%。同時，當前我國在建抽水蓄能項目超過11000萬千瓦，處于前期項目勘察設計階段的抽水蓄能電站接近20000萬千瓦，抽水蓄能建設如火如荼。

就南方區域來看，“十四五”期間，南方五省區新能源預計新增裝機1億千瓦以上，“十五五”期間新能源裝機再新增約1億千瓦，到2030年南方五省區新能源裝機規模擴大至2.5億千瓦。為滿足間歇性、波動性的新能源大規模、高比例穩定接入電網需要，發展抽水蓄能產業是大勢所趨。作為南方電網公司旗下唯一的抽水蓄能運營平臺，目前南網儲能在抽水蓄能領域的項目儲備已超過2800萬千瓦。

新型儲能方面，《國家發展改革委 國家能源局關于加快推動新型儲能發展的指導意見》提出，到2025年，實現新型儲能從商業化初期向規模化發展轉變。到2030年，實現新型儲能全面市場化發展。

無論是抽水蓄能還是新型儲能，這兩大業務南網儲能都面臨廣闊的發展前景。南網儲能背靠南方電網的先天優勢，未來有望成為抽水蓄能行業引領者、新型儲能產業領跑者。