来水偏枯、 容量电价下调及调整统计口径共致营收及净利润同比下降。 2023年公司实现营业收入 56.30 亿元(-31.85%)； 实现归母净利润 10.14 亿元(-39.03%)。 2023 年公司调峰水电厂来水同比偏枯， 发电量 54.0 亿kWh(-46.93%)； 2023 年发改委核定的公司投运的 7 座抽水蓄能电站容量电价有所下调， 导致公司梅蓄、 阳蓄今年运行时间同比增长的情况下，抽水蓄能业务营收仍降低了 3.83%； 此外 2022 年 9 月公司完成重大资产置换， 置出原文山电力部分业务， 2023 年业务范围和性质有所改变， 统计口径较上年同期调整后有所收窄。 公司抽水蓄能、 调峰水电和新型储能 三 大 业 务 营 收 分 别 为 44.28/10.50/0.93 亿 元 ， 同 比 变 动-3.83%/-44.78%/+196.87%。 调整装机规划， 在手项目相对充足。 截至 2023 年， 公司在运抽水蓄能装机容量 1028 万 kW， 在建装机规模 480 万 kW。 公司对原“十四五” 规划进行了适应性调整， 计划到 2025 年末再投产抽蓄 240 万 kW， 抽蓄总装机达到 1268 万 kW， 新型储能 200 万 kW； 到 2030 年投产抽蓄规模达到2900 万 kW 左右， 新型储能 500 万 kW 以上； 到 2035 年， 投产抽蓄 4400万 kW， 新型储能 1000 万 kW。 截至 2023 年底， 公司在建及开展前期工作的抽水蓄能电站项目达到 16 个， 预计总装机约为 1920 万 kW。 调峰流域来水偏枯， 新型储能将贡献主要业绩增量。 公司调峰水电站主要位于红水河流域， 2024 年一季度流域来水较多年平均偏枯， 预计公司调峰水电发电量将继续承压。 新型储能方面， 根据公司“十四五” 规划此推测， 2024 年和 2025 年平均每年建成并投产新型储能约 788MW， 叠加公司 23 年部分新建储能站达产情况， 在 2024 年容量电价全年生效和调峰水电来水偏枯的情况下， 新型储能将贡献公司主要的业绩增量。 风险提示： 来水不及预期， 项目进度不及预期， 政策变化。 投资建议： 下调盈利预测， 维持 “买入” 评级。 考虑来水偏枯、 核定的容量电价降低、 2025 年抽蓄装机规划有所减少等因素的综合影响， 下调盈利预测， 预计 2024-2026 年公司归母净利润分别为 12.6/15.5/18.0 亿元（ 2024-2025 年原为 16.4/20.0 亿元， 新增 2026 年预测） ， 同比增速24.4%/23.3%/15.5%； 每股收益 0.39/0.49/0.56 元， 对应当前当前股价为24/19/17 倍 PE， 维持“买入” 评级

事件：公司发布2023年年报，2023年公司实现营业收入56.30亿元，同比-31.85%；实现归母净利润10.14亿元，同比-39.05%。单Q4实现营业收入15.63亿元，同比-16.39%；实现归母净利润1.95亿元，同比-43.37%。 受抽蓄新政执行+调峰水电站偏枯影响，公司业绩下滑。1）调峰水电：2023年西部调峰水电站同比偏枯，调峰水电站实现收入10.51亿元，同比增长-44.78%，实现毛利率40.74%，同比-26.23pct，严重拖累公司业绩。2）抽水蓄能：2023年实现收入44.28亿元，同比-3.83%；实现毛利率47.66%，同比-6.22pct；由于2023年6月1日正式施行新版容量电价，公司此前披露预计新容量电价下影响公司收入4.96亿元，已在下半年业绩中体现。3）新型储能：2023年实现收入0.93亿元，同比增长196.87%；实现毛利率27.07%，同比-7.57pct。 2023年公司在运抽水蓄能1028万千瓦，在建480万千瓦，新增核准600万千瓦。截至2022年底，公司在运总装机达1242.1万千瓦，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。抽水蓄能：根据公司年报，2023年公司在运抽水蓄能1028万千瓦，在建480万千瓦，2023年新增核准5座，总装机容量600万千瓦。新型储能：2023年公司新型储能电站累计建成装机规模423.8MW/832MWh，同比增长281.8%，。公司三个项目纳入国家能源局新型储能试点示范项目清单。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，承接10MWh级钠离子电池储能系统集成技术研发服务，启动南方区域压缩空气储能电站规划选点研究。调峰水电：截至2023年底，公司在运调峰水电机组装机总规模203万千瓦。 盈利预测与投资评级：受调峰水电站来水偏枯+容量电价新政影响抽蓄盈利，我们调整公司2024-2025年归母净利润从14.24亿、18.78亿元至12.56亿元、16.28亿元，预计2026年归母净利润为18.38亿元，对应2024-2026年PE为24倍、19倍、17倍，维持“买入”评级。 风险提示：公司调峰电站来水不确定的风险、新型储能电站商业模式不确定的风险等

来水偏枯及核定容量电价致营收及净利润同比下降。 2023年前三季度， 公司实现营业收入 40.67亿元（-13.83%） ； 实现归母净利润 8.19亿元（-4.00%） ， 公司营收及归母净利润降幅较上半年有所收窄。 公司营收及净利润同比明显下降的原因是公司下属调峰水电厂来水和发电量同比减少，及 5月发改委核定了公司下属 7座抽水蓄能电站容量电价政策。 公司抽水蓄能、调峰水电和新型储能营收分别为 30.96/8.71/0.67亿元，同比变动 1%/-46%/219%。 公司下属水电站来水偏枯， 前三季度累计发电量 43.19亿千瓦时， 同比大幅减少 50.27%， 平均售电价格 0.228元/千瓦时， 较去年末提高了 0.006元/千瓦时。 项目获取加速， 抽水蓄能业务规模有望进一步扩大。 截至 2023年 9月， 公司在运抽水蓄能装机容量 1028万千瓦， 在建装机规模 480万千瓦， 包括肇庆浪江抽蓄、 广西南宁抽蓄、 梅州五华抽蓄二期项目、 惠州中洞抽蓄项目， 预计 2025年建成； 开展前期及项目储备超 3200万千瓦， 新取得广东揭西大洋、 肇庆长滩、 清远佛冈和贵州遵义大梁岗开发权； 参股内蒙古乌海项目已开工， 参股 120万千瓦美岱抽蓄项目， 持股比例 20%。 8-10月， 公司分别与云南省宜良县、 丽江市、 大姚县、 普洱市、 洱源县签订项目协议， 推进宜良抽蓄（120万千瓦） 、 丽江永胜抽蓄、 大姚抽蓄（120万千瓦） 、 景东抽蓄（140万千瓦） 和洱源抽蓄（240万千瓦）项目的调规、 建设工作。 控股股东及董监高增持公司股份， 彰显发展信心。 10月 30日， 公司控股股东南方电网公司通知将通过全资子公司南网资本增持公司股份 2-4亿元。 8月 29日， 公司发布公告， 部分董监高拟在 2024年 2月 28日前增持公司股票， 增持金额 340-680万元， 增持前增持主体未持有公司股份。 风险提示： 来水不及预期， 项目进度不及预期， 政策变化。 投资建议： 下调盈利预测， 维持 “买入” 评级。 考虑来水偏枯、 核定的容量电价不及预期等因素的综合影响， 下调盈利预测， 预计 2023-2025年公司归母净利润分别为 11.0/13.2/17.5亿元（原为 15.1/16.4/20.0亿元） ， 同比增速-34/20/32%；每股收益 0.35/0.41/0.55元，对应当前股价为 26/22/17倍 PE， 维持“买入” 评级。

事件： 考虑公司 2022年 9月重大资产重置，根据公司年报追溯可比口径下， 2023年前三季度实现营业收入 40.67亿元，同比增长-13.8%；实现归母净利润 8.19亿元，同比增长-34.0%。 受调峰水电站偏枯影响，公司业绩下滑。 1）调峰水电： 2023前三季度西部调峰水电站同比偏枯， 调峰水电站实现收入 8.71亿元，同比增长-45.9%，严重拖累公司业绩。 2）抽水蓄能： 2023年前三季度实现收入30.96亿元，同比增长 1.2%； 由于 2023年 6月 1日正式施行新版容量电价，公司此前披露预计新容量电价下影响公司收入 4.96亿元，将在下半年业绩中体现。 3）新型储能： 2023H1实现收入 0.68亿元，同比增长219.2%。 当前装机（2022年底）：公司在运抽水蓄能 1028万千瓦，市占率 22.5%； 在运新型储能 11.1万千瓦，占比 0.9%。 截至 2022年底，公司在运总装机达 1242.1万千瓦，其中抽水蓄能 1028万千瓦、新型储能 11.1万千瓦、调峰水电 203万千瓦。 抽水蓄能： 根据公司年报， 2022年全国抽水蓄能装机容量约 4579万千瓦，其中公司抽水蓄能装机 1028万千瓦，占比 22.5%。 新型储能： 2022年全国累计新型储能规模达到 12.7GW，其中公司在运 0.11GW，占比 0.9%，上半年南方电网区域新型储能参与电力市场机制加速完善，公司新型储能项目有望加速推进。 未来规划装机：到 2025年抽水蓄能投产 1388万千瓦，占比 22.4%；新型储能投产 200万千瓦，占比从 2022年 0.9%提升至 7%。 抽水蓄能： 《抽水蓄能中长期发展规划》预计到 2025年我国抽蓄投产 6200万千瓦，公司规划投产 1388万千瓦，占比 22.4%（与 2022年 22.5%占比接近）， 公司 2022-2025年抽蓄复合增速约 11%；到 2030年全国抽蓄装机规划达 1.2亿千瓦，公司装机规划 2900万千瓦，占比 24.2%。 新型储能： 国家发改委规划 2025年我国新型储能装机达 3000万千瓦，公司规划投产超过 200万千瓦，占比从 2022年 0.9%提升至 7%， 公司 2022-2025年新型储能复合增速达 162%。 盈利预测与投资评级： 受调峰水电站来水偏枯+容量电价新政影响抽蓄盈利， 我们维持公司 2023-2025年归母净利润为 12亿、 14亿、 19亿元，对应 2023-2025年 PE 为 24倍、 21倍、 16倍，维持“买入”评级。 风险提示： 公司调峰电站来水不确定的风险、新型储能电站商业模式不确定的风险等

事件：2023年 8月 29日，公司发布 2023年半年度报告。因为公司在 2022年 9月完成资产重组，剔除合并范围和口径变化的影响，2023H1公司实现28.6亿元，同比下降 4.26%；实现归母净利润 6.93亿元，同比下降 17.31%。 西部来水偏枯，抽蓄电站政策性减收，短期盈利能力受限。2023H1，公司发电行业（主营业务）实现营业收入 28.43亿元，同比下降 4.23%，抽水蓄能/调峰水电/新型储能业务分别实现营业收入 21.61/6.4/0.42亿元，同比+12.24%%/-37.98%/281.79%，其中抽水蓄能业务营业收入增加的原因系抽蓄在运机组规模同比增加 30.46%，弥补部分政策性减收的不利影响；调峰水电业务因西部调峰水电站所在红水河流域来水偏枯，三座调峰水电站发电量同比减少 41.48%，造成售电收入下降；新型储能规模增加带来营业收入增长。 根据发改价格〔2023〕533号文件，公司投运的 7座抽水蓄能电站容量电价，核价结果比公司原执行的容量电价水平降低，政策将于 2023年 6月 1日起执行，对公司短期的盈利能力产生影响（除了广蓄一期电站保持原有定价模式，其余在运七座抽蓄电站自 2023年起均采用两部制电价）。 积极有序推进新项目建设，长期看好优质抽蓄资源。截至报告期末，公司在运抽水蓄能装机总规模 1028万千瓦，调峰水电 203万千瓦，新型储能 11.1万千瓦。2023年上半年投运梅州宝湖储能电站（70MW/140MWh）；在建抽水蓄能项目 480万千瓦、佛山南海新型储能电站（300MW/600MWh）；抽水蓄能项目开展前期工作及储备超 3200万千瓦，新取得广东揭西大洋、肇庆长滩、清远佛冈和贵州遵义大梁岗 4个新站点开发权；参股内蒙古乌海项目已开工建设，参股美岱抽蓄项目（装机容量 120万千瓦，公司持股比例 20%），进一步拓展公司南方区域外抽水蓄能业务。 容量电价政策于 5月正式落地，根据抽水蓄能电站的建设成本、容量和运行时间等因素核准“一站一价”的电价标准实施，并纳入第三监管周期省级电网输配电价中的系统运行费用。短期看，抽水蓄能电站的容量电费空间明确，且电量电费部分未市场化，只能获得参与辅助服务 20%的收益，一定程度上筛选了抽水蓄能行业的参与主体，有利于行业的良性发展。长期看，我国在运抽水蓄能电站集中在广东省、浙江省、河北省三个用电量和经济高速发展 地区，用电侧对电价上涨承受能力较高，且三个地区分别位于长江水系、珠江水系和黄河水系，水资源丰富且建设难度较小，截至 2022年底，公司在运抽蓄电站规模市占率为 22.45%（中电联数据：2022年全国抽蓄在运规模达 4579万千瓦），随着“新能源+可调节性电源”组合消纳的市场空间增长，优质抽蓄项目价值将进一步体现。 投资建议：南网旗下唯一的抽水蓄能+电网侧独立储能运营商，具备优质抽水蓄能项目资源，独立储能业务有望带来第二增长点。预计公司 2023至 2025年实现营业收入 62.53、69.60、83.08亿元，实现归母净利润 16.71、18.46、21.41亿元，同比增长 0.5%、10.5%、16%。对应 EPS 为 0.52、0.58、0.67，对应 PE 为 18.9X、17.1X、14.8X，维持“增持”评级。 风险提示：来水不及预期，电价下降超预期风险，自然灾害，用电需求不及预期，执行相关政策带来的不确定风险。

事件：4月25日，公司发布2023年一季报。2023Q1，公司实现营业收入14.09亿元（剔除文山电力置出业务，下同），同比增长7.83%；实现归母净利润3.8亿元，同比增长19.35%；实现经营活动现金流量净额12.01亿元，同比增长35.0%，主要是因为2023年是梅州一期、阳江一期抽蓄电站全面投产后的首个会计年度，第一季度收入同比增加且按期回款。 新增产能持续释放，业绩显著增长。公司发电行业（主营业务）实现营业收入14.03亿元，同比增长7.65%，抽水蓄能/调峰水电/电池储能业务分别实现营业收入11.11/2.76/0.16亿元，同比+24.39%/-31.86%/197.07%，其中调峰水电业务一季度营业收入同比减少的原因，主要是来水同比下降，发电量同比减少34.36%。 截至2023Q1，公司抽水蓄能/调峰水电/电池储能装机容量分别为1028/203/11.1万千瓦，共计1242.1万千瓦，较2022Q1新增108.1万千瓦，为2022年6月全面投产的梅州、阳江抽蓄电站以及电池储能项目，其中，梅州五华70MW电网侧独立储能项目已于2023年3月6日投入商业运行，运行后将取得容量电费收入，持续为公司贡献利润。 在运抽蓄规模市占率达22.45%，掌握系统调节性稀缺资源。根据公司2022年年报及中电联公开数据，截至2022年底，公司抽水蓄能装机容量占全国22.45%，项目储备达2800万千瓦；新型储能“十四五”规划新增200万千瓦，项目储备超700万千瓦。随着新能源装机规模提升，新型电力系统对储能调节的需求将持续旺盛，公司抽蓄业务将受益于两部制电价的执行和电力市场改革的持续推进，盈利能力有望显著提升。 投资建议：南网旗下唯一的抽水蓄能+电网侧独立储能运营商，具备优质抽水蓄能项目资源，独立储能业务有望带来第二增长点。预计公司2023至2025年实现营业收入73.57、80.20、99.04亿元，实现归母净利润18.15、20.42、25.30亿元，同比增长9.2%、12.6%、23.9%。对应EPS为0.57、0.64、0.79，对应PE为24.8X、22X、17.8X，维持“增持”评级。 风险提示：来水不及预期，电价下降超预期风险，自然灾害，用电需求不及预期，执行相关政策带来的不确定风险。

事件：公司2022年全年实现营业收入82.61亿元，同比增长0.64%（调整后，下同）；实现归母净利润16.63亿元，同比增长33.25%；加权平均净资产收益率11.48%；基本每股收益0.64元。公司2023年一季度实现营业收入14.09亿元，同比增长7.83%；实现归母净利润3.80亿元，同比增长19.35%。 投资要点：公司业绩符合预期。经过重大资产重组公司已成为南方电网公司旗下唯一的抽水蓄能、新型储能和调峰水电运营商。22年阳蓄一期/梅蓄电站全面投产，抽蓄业务营收同比增长38.18%；公司西部调峰电厂受来水较好影响，上网电量同比增长31.85%，调峰水电业务营收同比增长40.08%，带动公司22年全年归母净利润增长33%。23年是阳蓄一期/梅蓄投产后首个完整会计年度，23Q1抽蓄业务营收同比增长24.29%；受来水同比下降影响，23Q1调峰水电业务收入减少31.86%。 抽蓄行业正迎来量价齐升的政策红利。我国加快建设新型能源体系，抽蓄作为目前国内主要的储能调节电源将发挥更加重要的作用。22年全国新核准抽蓄项目48个、装机6890万千瓦，超过“十三五”全部核准规模，全年投产880万千瓦创历史新高。预计到25年，全国抽水蓄能投产总规模6,200万千瓦以上；到30年，投产总规模1.2亿千瓦。国家发改委633号文明确抽蓄两部制电价收费机制，23年将按新机制全面执行。装机容量的增长和新电价机制的实施将为抽蓄行业带来更大的发展空间。 公司抽蓄和新型储能项目储备丰厚。截止22年底，公司抽蓄/电化学储能装机容量分别为1028/11.1万千瓦，公司抽蓄装机规模全国占比22.45%。公司在建南宁、梅蓄二期、肇庆浪江、惠州中洞抽蓄项目，容量共480万千瓦；在建佛山南海新型储能项目，容量30万千瓦。公司抽蓄/新型储能总储备超2800/700万千瓦。 公司重组后盈利能力增强。公司重组置入业务毛利率、净资产收益率均高于公司原有水平，22年公司抽蓄/调峰水电收入占比70%/29%，公司抽蓄电站建设周期较长，而随着公司新型储能项目的不断投产运营，新型储能将成为公司新的利润增长点。 投资建议：预计公司2023、2024年、2025年归属于上市公司股东的净利润分别为18.83亿元、20.57亿元和25.32亿元，对应每股收益为0.59、0.64和0.79元/股，按照4月24日14.06元/股收盘价计算，对应PE分别为23.86、21.84和17.75倍。新型储能和抽蓄项目陆续投产，将为公司业绩带来新的增长动能，综合考虑公司抽蓄领域的龙头地位和在A股市场的稀缺性，我们上调公司投资评级为“买入”。 风险提示：政策推进不及预期；项目进展不及预期；调峰水电站来水波动；电力需求不及预期；电价下滑风险；系统风险。

重大资产重组完成后，公司成为南方电网公司旗下唯一抽水蓄能和电网侧独立储能运营平台。截至2022年9月末，公司已投运储能电站和水电装机规模合计1,234万千瓦。其中抽水蓄能装机1,028万千瓦，新型储能规模3万千瓦，常规调峰水电业务203万千瓦。 抽水蓄能迎政策和市场红利，发展空间较大。抽水蓄能电站是今后一段时期满足电力系统调节需求的关键方式，对保障电力系统安全、促进新能源规模发展和消纳利用具有重要作用。《中华人民共和国国民经济和社会发展第十四个五年规划和2035年远景目标纲要》明确提出，要提升清洁能源消纳和存储能力，加快抽水蓄能电站建设和新型储能技术规模化应用。根据国家能源局发布的《抽水蓄能中长期发展规划（2021-2035年）》，到2025年，抽水蓄能投产总规模6,200万千瓦以上；到2030年，投产总规模1.2亿千瓦左右，相较于2022年底的4,579万千瓦分别增长35.40%、162.07%。2022年6月，水电水利规划设计总院联合中国水力发电工程学会抽水蓄能行业分会发布《抽水蓄能产业发展报告2021》，截至2021年底，我国抽蓄电站在建总规模已达6,153万千瓦。 我国多地更新峰谷电价政策，峰谷电价价差扩大有望打开抽蓄产业空间。2022年12月，国家发改委、国家能源局印发《关于做好2023年电力中长期合同签订履约工作的通知》，指出各地应结合实际情况，制定同本地电力供需和市场建设情况相适应的中长期合同分时段价格形成机制，合理拉大峰谷价差。我国多地更新了峰谷电价政策，峰谷价差进一步拉大。 2021年5月，发改委印发《关于进一步完善抽水蓄能价格形成机制的意见》（发改价格〔2021〕633号），对抽水蓄能电站两部制价格形成机制及回收渠道进一步完善和部署。633号文明确抽水蓄能执行两部制电价机制，即与容量对应的基本电价和与用电量对应的电量电价结合，共同决定电价的机制，并对容量电价的核定方法、电量电价的形成机制进一步完善。 公司背靠南网强大央企股东背景，具备强大项目资源获取能力和融资能力。公司控股股东为南方电网，本次重大资产重组置入的调峰调频公司原为南方电网全资子公司，为南方五省唯一抽水蓄能电站运营商，作为国内抽水蓄能行业龙头企业，与国内多家商业银行保持良好的合作关系，具有优质的融资信用，获得债务融资的渠道较为畅通。公司规划十四五/十五五/十六五分别新增投产抽蓄600/1500/1500万千瓦，分别新增投产新型储能200/300/500万千瓦。 截至2022年末，公司在抽水蓄能行业按装机容量口径市场占有率为22.45%。 l公司与国网新源占据我国抽蓄市场大部分装机份额。我国已投运的抽蓄电站行业整体较为集中，由国家电网公司下属的国网新源控股有限公司和南网储能占据主要份额。 l投资建议：公司作为南方电网公司抽水蓄能和电网侧独立储能投资建设唯一主体，具有丰富的项目储备，中长期将受益于新能源发电消纳对储能电站行业的需求放量，成长预期较为良好，预计2022-2024年公司可实现归母净利润16.62/18.79/19.81亿元，对应EPS为0.52/0.59/0.62元。根据可比上市公司市盈率情况，考虑到公司的行业地位和成长性，公司2023年PE处于合理估值区间。首次覆盖给予公司“增持”投资评级。 风险提示：公司储备项目建设进度不及预期；2023年抽水蓄能容量电价核价结果不确定；调峰水电站来水波动；宏观经济复苏不及预期；美联储货币政策不确定。

前三季度营收和利润同比增加。公司前三季度营业收入63.92亿，同比提升（调整后）10.63%，归母净利润13.18亿，同比提升（调整后）5.66%。 收入和利润增加的原因是天二电站、鲁布革电站等西部调峰水电厂来水情况较好，售电量同比增加42.37%，且梅州（五华）抽水蓄能电站（一期项目）、阳江抽水蓄能电站于2022年6月投产。 资产重组落地，主业清晰。公司成为南方电网集团的储能运营平台，旗下业务包括抽水蓄能电站运营、调峰水电运营和独立储能电站运营。截至2022年三季度，公司抽水蓄能在运装机规模1028万千瓦，调峰水电在运规模203万千瓦，电化学储能电站规模30MW/62MWh。 储备资源多、业务规划明确，储能项目规模将持续扩大。抽蓄方面，在建及筹备项目规模为1860万千瓦，公司“十四五”规划新增600万千瓦抽蓄，2030年末装机容量达到2900万千瓦，2035年末达到4400万千瓦。独立储能方面，3个电网侧百兆瓦时级独立储能站进入前期工作阶段，总装机规模470MW/940MWh，根据系统调节需要与2022和2023年陆续建成投产。“十四五”新增投产200万千瓦，“十五五”再新增投产300万千瓦，“十六五”新增投产500万千瓦，2035年总规模达到1000万千瓦。 两部制电价机制于2023年起正式执行，部分抽蓄电站由单一容量电价转变为两部制后，有望打开电量收益天花板。容量电价将根据633号文的要求，重新进行核定，随省级电网输配电价核价周期动态调整并需抵减上一监管周期部分电量电费收益。公司广蓄电站二期、惠蓄电站将由单一容量电价模式变更为两部制电价模式，将新增电量电价部分收入。 风险提示：装机规模增长不及预期；两部制电价下的容量电价收入大幅下降。 投资建议：维持“买入”评级。资产重组落地后，我们预计2022-2024年公司营业收入分别为64.3、82.9、89.1亿元，净利润分别为16.8、19.4、21.9亿元。我们测算，抽水蓄能业务2022-2024年归母净利润分别为9.0、15.6、17.0亿元，给予26-28倍PE，2023年权益市值为406-437亿元，调峰水电业务2022-2024年归母净利润分别为7.2、8.3、8.3亿，给予10-11倍PE，对应2023年权益市值为83-91亿元，总体权益市值为489-528亿元，对应合理股价为19.06-20.58元/股，较当前股价有19%-29%的溢价空间，维持“买入”评级。

事件：公司公告（1）拟变更公司名称为南方电网储能股份有限公司，简称南网储能；（2）发布南方电网储能股份有限公司章程，公司致力于构建新型电力系统生产军、调峰调频领域主力军、抽水蓄能投资建设与运营管理引领者、新型储能建设运营与技术创新领跑者。 2023年两部制电价正式实施+南方区域电力现货市场实现跨省交易，抽水蓄能行业盈利模式改善。（1）633号文将于2023年正式实施，公司广蓄电站二期和惠蓄电站将由原来的单一容量电价模式变更为两部制电价，公司广蓄电站二期、惠蓄电站、清蓄电站、深蓄电站、海蓄电站都将重新核定容量电价。633号文健全了抽水蓄能电站费用的分摊疏导机制，为抽水蓄能电站通过电价回收成本并获得合理收益提供了保障。（2）南方区域电力市场于7月23日正式启动试运行，云南、贵州、广东合计超过157家电厂和用户通过南方区域电力市场交易平台，达成南方区域首次跨省现货交易，市场化的电价机制是改善抽水蓄能商业模式的核心基础。南网体系三个上市公司：文山电力（储能资产）、南网能源（工商业综合能源服务）、南网科技（配电网智能化+储能EPC）叠加南方电力现货市场交易机制，是我们国家新型电力系统探索市场化的有效尝试，也是产业投资最重要的方向，须重视电力市场改革中南网体系公司投资机会。 拟更名南网储能，打造A股上市最大电网侧储能平台：本次交易前公司主营为发售电业务，交易完成后，公司转变为抽水蓄能、调峰水电和电网侧独立储能业务的开发、投资、建设和运营。公司将新增：1）抽水蓄能电站：已全部投产运营的7座抽水蓄能电站，装机容量合计为1028万千瓦；1座已取得核准、主体工程已开工的抽水蓄能电站，装机容量120万千瓦，预计于2025年建成投产；此外，还有11座抽水蓄能电站进入前期工作阶段，总装机容量1,260万千瓦，将于“十四五”到“十六五”陆续建成投产。2）调峰水电站：2座装机容量合计192万千瓦的可发挥调峰调频功能的水电站。3）电网侧独立储能：30MW/62MWh的电网侧独立储能电站。2021年公司实现备考后营业收入48.65亿元，备考归母净利润10.49亿元，毛利率54.12%，合并资产负债率56.25%。 盈利预测与投资评级：若不考虑重组，我们维持预计公司2022-2024年EPS为0.24/0.18/0.21元/股，对应PE为66倍、92倍、76倍；若考虑重组成功后，2021年公司交易后备考归母净利润为10.49亿元，我们预计2022年/2023年备考净利润为13亿元/17亿元，考虑到公司作为南网下面唯一抽水蓄能资产，维持“买入”评级。 风险提示：政策风险；调峰水电站所在流域的来水不确定性风险等

供电业务量价提升，上半年营收同比增加。2022H1，公司实现营业收入11.62亿元（+11.05%）。2022H1公司自发电量2.5亿千瓦时，同比增加0.9亿千瓦时，外购电量28.2亿千瓦时，同比增长0.5亿千瓦时。 2022H1平均售电价为0.383元/千瓦时，同比提升4.3%。 购电单价增加、投资收益大幅减少，上半年净利润同比减少。2022H1平均购电价位0.187元/千瓦时，同比增加6.4%。2022H1投资收益600万元，同比大幅减少1629万元。2022H1公司实现归母净利润1.02亿元，同比减少16.8%。 净利率下滑拖累ROE。2022H1公司ROE4.6%，同比下滑0.9pct，主要由于净利率下滑，2022H1销售净利率为8.8%，较2021H1减少2.9pct。 重大资产置换已获证监会核准批复，储能平台建成在即。公司重大资产置换已于8月26日获得证监会核准批复，拟置入资产与拟置出资产交易价格的差额合计135.86亿元，发行价格6.51元/股，重组将于12个月内完成。 本次交易完成后，上市公司将新增投产运营的7座抽水蓄能电站，装机容量合计为1028万千瓦，1座已取得核准、主体工程已开工的抽水蓄能电站，装机容量120万千瓦，预计于2025年建成投产；11座抽水蓄能电站进入前期工作阶段，总装机容量1260万千瓦，将于“十四五”到“十六五”陆续建成投产；2座装机容量合计192万千瓦的可发挥调峰调频功能的水电站；30MW/62MWh的电网侧独立储能电站。 风险提示：资产重组不及预期；储能政策不及预期；电价机制不及预期。 投资建议：我们预计，2022-2024年置入资产归母净利润分别为12.4、23.2、24亿元，同比增长分别为18%、87%、3%。发行股份购买资产,预计发行股份价格6.51元/股，对应增发20.87亿股;配套融资不超过93亿元，若按照当日20个交易日上市公司股票交易均价的80%，发行不超过6.8亿股。总股本从4.79亿股增至不超过32.46亿股，对应当前股价总市值约562亿元。因此，对应2023年PE估值为24倍。我们选取宝光股份和万里扬作为可比公司，宝光股份和万里扬目前积极开展储能调频业务，2023年两公司平均PE为33倍。我们给予公司2023年30-32倍PE,目标市值为696-742亿元，对应目标股价为21.44-22.87元，较当前溢价空间为24%-32%，维持“买入”评级。

事件： （1）6月7日，国家发改委、国家能源局发布《关于进一步推动新型储能参与电力市场和调度运用的通知》，提出独立储能电站向电网送电的，其相应充电电量不承担输配电价和政府性基金及附加。 （2）6月10日，国家能源局召开推进抽水蓄能项目开发建设视频会议，明确任务，部署工作，加快抽水蓄能项目开发建设，推进抽水蓄能高质量发展。 独立储能电站向电网送电，其相应充电电量不承担输配电价和政府基金及附加，度电约成本下降约0.14元元。储能新政下，直接降低了以充放电价差获利的独立储能电站成本，增加收益。根据北极星电力网的测算，以全国电网企业2022年6月代理购电价格为基础，梳理了全国各地110kv大工业电价两部制电价的输配电价和政府性基金及附加，独立储能电站度电最高可降本约0.2元，在天津地区，输配电价为0.1753元，政府性基金及附加为0.0272元；储能新政下全国平均度电成本可降低约0.14元。 储能市场主导者：2020年全球储能中抽水蓄能规模占比94%，中国市比场占比89%。新型电力系统短期看电网，中长期看储能。在新型电力系统的结构里，储能是护航新能源发展的压舱石。我们认为，实现碳中和的路径主要有2条：1）短期看大电网，特高压建设缓解三北地区的新能源消纳问题等。2）中长期看储能，期待技术突破带来储能制造和运营成本的持续下降，未来清洁能源+储能将是能源产业发展的必然趋势。 发电和用电具有瞬时性，而且电力本身较难储存，因此需要抽水蓄能来承担调峰、填谷、调频等多种功能。从整个电力系统的角度看，储能的应用可以分为发电侧储能、电网侧储能（含微网）和用户侧储能三大场景，目前电网侧储能主要是国家电网、南方电网建设运营。 盈利预测与投资评级：若不考虑重组，我们维持预计公司2022-2024年EPS为0.24/0.17/0.21元/股，对应PE为60倍、83倍、69倍；若考虑重组成功后，2021年公司交易后备考归母净利润为10.49亿元，我们维持预计2022年/2023年备考净利润为13亿元/15亿元，考虑到公司作为南网下面唯一抽水蓄能资产，维持“买入”评级。 风险提示：资产重组进度不及预期的风险；政策风险；调峰水电站所在流域的来水不确定性风险等

事件：公司关于《重大资产置换及发行股份购买资产并募集配套资金暨关联交易报告书（草案）》，获得国资委审议通过，后续经公司股东大会审议通过，并经证监会批准即可正式实施。 储能市场主导者：2020年全球储能中抽水蓄能规模占比94%，中国市比场占比89%。新型电力系统短期看电网，中长期看储能。在新型电力系统的结构里，储能是护航新能源发展的压舱石。我们认为，实现碳中和的路径主要有2条：1）短期看大电网，特高压建设缓解三北地区的新能源消纳问题等。2）中长期看储能，期待技术突破带来储能制造和运营成本的持续下降，未来清洁能源+储能将是能源产业发展的必然趋势。 发电和用电具有瞬时性，而且电力本身较难储存，因此需要抽水蓄能来承担调峰、填谷、调频等多种功能。从整个电力系统的角度看，储能的应用可以分为发电侧储能、电网侧储能（含微网）和用户侧储能三大场景，目前电网侧储能主要是国家电网、南方电网建设运营。 交易完成主营业务从发售电转变为抽水蓄能+储能业务：本次交易前公司主营为发售电业务，交易完成后，公司转变为抽水蓄能、调峰水电和电网侧独立储能业务的开发、投资、建设和运营。公司将新增：1））抽水蓄能电站：已全部投产运营的5座抽水蓄能电站，装机容量合计为788万千瓦；在建抽水蓄能电站2座，装机容量合计240万千瓦，将于2022年内全部投产；1座已取得核准、当前处于工程建设筹建期的抽水蓄能电站，装机容量120万千瓦，预计于2025年建成投产；此外，还有11座抽水蓄能电站进入前期工作阶段，总装机容量1,260万千瓦，将于“十四五”到“十六五”陆续建成投产。2））调峰水电站：2座装机容量合计192万千瓦的可发挥调峰调频功能的水电站。3））电网侧独立储能：30MW/62MWh的电网侧独立储能电站。2021年公司实现备考后营业收入48.65亿元，备考归母净利润10.49亿元，毛利率54.12%，合并资产负债率56.25%。 盈利预测与投资评级：若不考虑重组，我们维持预计公司2022-2024年EPS为0.24/0.17/0.21元/股，对应PE为60倍、83倍、69倍；若考虑重组成功后，2021年公司交易后备考归母净利润为10.49亿元，我们维持预计2022年/2023年备考净利润为13亿元/15亿元，考虑到公司作为南网下面唯一抽水蓄能资产，给予2022年30倍PE，对应目标市值390亿元，维持“买入”评级。 风险提示：资产重组进度不及预期的风险；政策风险；调峰水电站所在流域的来水不确定性风险等

事件：公司发布《重大资产置换及发行股份购买资产并募集配套资金暨关联交易报告书（草案）》，交易方案包括重大资产置换、发行股份购买资产及募集配套资金三个部分。 拟置入南网调峰调频公司，并募集配套资金93亿元：（1）重大资产置换：置出上市公司原有资产（作价21.04亿元），注入南网调峰调频公司100%股权（作价156.90亿元）；（2）向交易对方南方电网发行股份购买置入置出资产价格的差额部分（135.86亿元）；（3）向不超过35个特定投资者以非公开方式募集配套资金不超过93亿元用于建设梅蓄一期电站、阳蓄一期电站、南宁抽蓄电站、梅州五华电化学储能项目、佛山南海电化学储能项目以及补充流动资金。本次交易完成后，南方电网由间接控股变为直接控股股东，直接持股62.56%，云南电网持股4.4%，配套融资93亿元持股23.08%，其他公众股东持股9.96%。 交易完成主营业务从发售电转变为抽水蓄能+储能业务：本次交易前公司主营为发售电业务，交易完成后，公司转变为抽水蓄能、调峰水电和电网侧独立储能业务的开发、投资、建设和运营。公司将新增：1）抽水蓄能电站：已全部投产运营的5座抽水蓄能电站，装机容量合计为788万千瓦；在建抽水蓄能电站2座，装机容量合计240万千瓦，将于2022年内全部投产；1座已取得核准、当前处于工程建设筹建期的抽水蓄能电站，装机容量120万千瓦，预计于2025年建成投产；此外，还有11座抽水蓄能电站进入前期工作阶段，总装机容量1,260万千瓦，将于“十四五”到“十六五”陆续建成投产。2）调峰水电站：2座装机容量合计192万千瓦的可发挥调峰调频功能的水电站。3）电网侧独立储能：30MW/62MWh的电网侧独立储能电站。2021年公司实现备考后营业收入48.65亿元，备考归母净利润10.49亿元，毛利率54.12%，合并资产负债率56.25%。 盈利预测与投资评级：若不考虑重组，我们维持预计公司2022-2024年EPS为0.24/0.17/0.21元/股，对应PE为52倍、72倍、60倍；若考虑重组成功后，2021年公司交易后备考归母净利润为10.49亿元，我们上调2022年备考净利润预计至13亿元（从11亿元），考虑到公司作为南网下面唯一抽水蓄能资产，给予2022年30倍PE，对应目标市值390亿元，维持“买入”评级。 风险提示：资产重组进度不及预期的风险；政策风险；调峰水电站所在流域的来水不确定性风险等

拟资产重组，打造南网旗下唯一储能运营上市平台公司发布公告，拟置出上市公司原有资产（作价21.04亿元），置换南网旗下调峰调频公司100%股权（作价156.90亿元），差额部分由公司拟向交易对方以发行股份的方式补齐，发行股价为6.52元/股。同时公司拟以非公开发行股份的方式募集配套资金，拟募集资金不超过93亿元，主要用于多个项目的开发建设以及补充流动资金和偿还债务。本次交易完成后，公司将成为南网旗下唯一抽蓄及电网侧独立储能运营商。 标的公司业务以抽蓄为主，在运装机规模1103万千瓦，其中抽蓄电站918万千瓦（含已投产的梅州抽蓄电站一、二、三号机组和阳江抽蓄电站一号机组）、调峰水电站192万千瓦、电化学储能电站3万千瓦。在建机组110万千瓦，全部为抽蓄电站。2021年标的公司实现营收47.8亿元，同比增长2.6%；实现归母净利润9.9亿元，同比增长8.4%；毛利率和净利率分别为54.6%和28.3%，同比分别+1.1pct和+1.4pct。 抽蓄迎来快速发展期，标的公司抽蓄资产盈利能力有望显著提升抽蓄迎来快速发展期，未来9年装机CAGR达到14%。双碳目标下新能源装机规模将迅速扩大成为主力电源，但由于风光电源自身出力不稳定的特性，需要配套大量辅助电源保障电网稳定性并促进新能源消纳。近年来国家已出台多项政策，鼓励各类辅助电源的发展，其中就包含了各类储能技术发展。抽水蓄能具有技术成熟、反应速度快、单机容量大、经济性较好等特点，是目前大规模调节能源的首选。2025年和2030年我国抽蓄装机规模有望分别达到6200万千瓦和1.2亿千瓦，对应装机规模的CAGR分别达到14.3%和14.2%。 抽蓄价格形成机制进一步完善，参与电力市场化有望提升盈利能力。2021年4月，国家发改委印发《关于进一步完善抽水蓄能价格形成机制的意见》（633号文），633号文的出台完善了抽水蓄能的价格机制，形成了稳定的成本回收机制+额外的经济效益的商业模式，并厘清了成本疏导路径。根据633号文，抽蓄电站的容量电价部分通过资本金IRR6.5%核定，形成保底收益确保成本回收；电量电价部分通过参与现货市场，高抛低吸，形成额外经济收益，提升项目收益能力。目前在部分用电紧张的省份，现货市场的单日最高电价和最低电价价差巨大。根据广东电力市场2021年年报，2021年5月广东省现货日前市场小时价格最高0.942元/度，最低0.171元/度；现货实时市场小时价格最高1.499元/度，最低0.095元/度。巨大的价差可以让参与现货市场交易的抽蓄电站获得显著的经济收益。 标的公司抽蓄装机规模将持续增长，项目收益率有望通过参与电力市场显著提升。标的公司在运抽蓄装机918万千瓦，在建装机110万千瓦，“十四五”期间拟建装机360万千瓦。根据南方电网规划，在“十五五”和“十六五”期间，南网还将分别投产1500万千瓦抽蓄电站，有望全部放进公司体内。我们进行了简单估算，当大部分机组采用新电价机制并参与电力市场交易后，抽蓄机组盈利能力将大幅提升。 新型储能进入黄金发展期，电网侧储能业务规模有望激增根据《新型储能发展的指导意见》，到2025年我国实现新型储能从商业化初期向规模化发展转变，装机规模达3000万千瓦以上。2021年中国新型储能新增规模达到240万千瓦，同比增长54%，若实现目标，未来4年新型储能装机CAGR需达到88.0%，新型储能规模有望迎来爆发式增长。 标的公司研究电网侧储能多年，2010年就建成投产国内首座兆瓦级调峰调频锂离子电池储能站，目前在运的电网侧独立储能装机为3万千瓦。根据南网规划，标的公司电网侧独立储能装机规模有望在“十四五”期间达到200万千瓦，5年装机CAGR达到188.5%，有望为公司带来第二增长曲线。 盈利预测与估值：不考虑资产重组，我们预计公司22年至24年净利润为1.26亿元、1.32亿元和1.37亿元，对应48.2x、46.0x、44.2x，给予公司持有评级。假设完成资产重组交易全部内容且2023年切换到市场化模式，预计调峰调频公司2022年至2025年净利润分别为12.54亿元、25.74亿元、28.34亿元、34.23亿元。假设本次交易完成全部内容，按照5月6日公司收盘价12.68元计算总市值，上市公司对应PE分别为33.7x、16.4x、14.9x、12.3x。 投资建议：南网调峰调频公司业务兼具稀缺性和成长性，未来发展前景广阔。行业层面：随着双碳目标推进，新能源装机规模将持续提升，电力系统对储能的需求也将迅速增长，伴随着各项政策出台，储能行业有望迎来十年以上的高速发展期。公司层面：标的公司在重组完成后将成为南网旗下唯一的抽水蓄能+电网侧独立储能运营商，有望伴随着行业春风实现高速发展。随着新的两部制电价机制的执行和电力市场改革持续推进，公司抽蓄业务盈利能力有望显著提升，电网侧独立储能业务规模有望实现爆发式增长成为第二增长点。首次覆盖，给予增持评级。 风险提示：资产重组的不确定性、电力市场化改革进程不及预期、项目投产情况不及预期、电力需求不及预期、执行相关政策带来的不确定性风险。