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。

事件： 2022年5月6日，公司公布《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》，披露了资产重组交易方案的具体细节。 点评： 资产重组方案正式落地：本次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。资产置换方面，拟置出资产最终作价为21亿元；拟置入资产最终作价为156.9亿元。截至2021年末，标的公司净资产为114.15亿元，对应PB1.37倍。发行股份购买资产方面，公司将以发行股份的方式支付拟置出与置入资产的差额135.9亿元，发行价格为6.52元/股，拟发行股份数量预计为20.84亿股。配套资金募集方面，公司拟以非公开发行方式募集配套资金总额不超过93亿元，计划用于抽蓄电站、电化学储能项目和补偿流动资金加偿还债务的资金分别为72.1/9.9/11亿元，占比分别为77.5%/10.6%/11.8%。 南方电网调峰调频公司：成长性与稀缺性兼具的储能运营平台。调峰调频公司由南方电网100%持股，主营业务为抽水蓄能、调峰水电和电网侧独立储能。抽蓄方面，调峰调频公司已全部投产运营5 座抽蓄电站(788万千瓦)；在建抽蓄电站2座(240 万千瓦)，将于22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蓄电站(120万千瓦)，预计于25 年建成投产；此外还有11 座抽水蓄能电站(1260 万千瓦)进入前期工作阶段，将于“十四五”到“十六五”陆续建成投产；调峰水电方面，标的公司运营天生桥二级和鲁布革两座水电站(192 万千瓦)；电网侧独立储能方面，已投运电网侧电池独立储能电站4 座，共计30MW/62MWh。此外有3 个电网侧百兆瓦级独立储能站进入前期工作阶段，总装机规模470MW/940MWh，将根据系统调节需要于22 年和23 年陆续建成投产。2020-2021年调峰调频公司分别实现营业收入46.6/47.8亿元，实现归母净利9.1/9.9亿元。 装机增长+稳定收益，政策打开抽蓄成长空间。装机方面，21年9月国家能源局印发《抽水蓄能中长期发展规划（2021-2035年）》提出到2025年抽水蓄能投产总规模达到6200万千瓦以上，十四五期间年均新增规模约为610万千瓦；到2030年投产总规模1.2亿千瓦左右；盈利模式方面，21年4月国家发改委出台《关于进一步完善抽水蓄能电站价格形成机制的意见》，明确了抽水蓄能电站容量电费向终端用户电价的疏导，坚持并优化抽水蓄能两部制电价政策，明确经营期内资本金内部收益率按6.5%核定。装机增长+收益稳定，抽水蓄能有望开启行业的十年黄金发展期。 盈利预测与估值：暂不考虑资产重组影响，预计公司22-24年实现净利润1.04/1.63/1.92亿元，对应PE为58.6/37.3/31.6倍，维持“买入”评级。 风险提示：重组可能被暂停、中止或者取消;审批风险;标的公司相关:宏观经济、项目立项、建设成本波动以及执行相关政策带来的不确定性风险等

量价齐升， 营收高增， 非经常性因素影响盈利。 2021年文山电力营业总收入为 21.63亿元， 较上年增长 15%， 营收高增的主要原因是售电量上涨和售电价格回升。 归母净利润 0.16亿元（-85.77%） ， 盈利下滑主要受非经常性损益和税务口径的资产加速折旧影响。 但由于以上因素均为非经常性因素， 公司整体盈利能力仍趋于平稳发展。 重大资产重组整合稳步推进， 进军储能优势大赛道。 2021年 9月 27日，公司对外公告重大资产重组预案， 计划将原有主要从事购售电、 电力设计及配售电业务的相关资产负债， 与间接控股股东南方电网持有标的调峰调频发电有限公司 100%股权进行置换。 调峰调频公司为南方电网的全资子公司， 主要从事抽水蓄能、 调峰水电、 电网侧独立储能和气电业务。 但在交易完成前， 调峰调频公司拟剥离其气电业务相关资产负债和持有的绿色能源混改基金 2.9762%的合伙份额。 本次重大资产重组完成后，公司将转型成为抽水蓄能、 调峰水电和电网侧独立储能业务的开发、 投资、 建设和运营业务， 均属于储能这一优势大赛道。 核心业务进入高增通道， 电价机制变革有望打开盈利天花板。 南方电网公司印发的《公司关于推动绿色低碳发展转型的意见》 提出， 未来十五年将加快抽水蓄能建设， “十四五” 新增装机 600万千瓦， “十五五” “十六五” 各新增装机 1500万千瓦， 未来十五年增长 4.6倍。 《南方电网“十四五” 电网发展规划》 指出， “十四五” 期间， 推动新能源配套储能 2000万千瓦。 两部制电价和市场化打开盈利天花板。 2021年 4月 30日国家发改委出台《关于进一步完善抽水蓄能电站价格形成机制的意见》 （633号文） ， 明确了电价机制， 有望打开盈利天花板。 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： 首次覆盖， 给予“买入” 评级。 我们预计， 2022-2023年置入资产归母净利润分别为 10.1、22.1、23.6亿元，同比增长分别为 18%、 199%、 7%。 资产注入后， 公司对应增发 15.33-19.93亿股， 总股本从 4.79亿股增至 20.12-24.72亿股对应当前股价总市值约 290-356亿元。 因此， 对应 2023年 PE 估值为 13-16倍。 我们给予公司 2023年 18倍 PE,目标市值为 398亿元，对应目标股价为 16.10-19.78元， 较当前溢价空间为 12%-37%， 首次覆盖， 给予“买入” 评级。

拟注入南网调峰调频资产，打造优质储能平台2021年9月27日，文山电力公告重大资产重组计划，拟通过重大资产置换、发行股份购买和募集配套资金的形式，与交易对方南方电网持有标的调峰调频发电有限公司100%股权等值部分进行置换。此次重组完成后，公司业务由购售电、发电、电力设计及配售电转变为抽水蓄能、调峰水电和电网独立侧储能业务。2020年调峰调频公司实现营业收入52.99亿元，同比增加9.5%；实现归母净利润8.44亿元，同比增加2.5%。2021年上半年实现营业收入31.17亿元，实现归母净利5.55亿元。 装机增长+稳定收益，抽水蓄能有望开启黄金十年发展期截至2020年底我国抽水蓄能电站装机规模达到31.49GW，占中国储能市场比重接近90%。电价方面，633号文明确了抽水蓄能电站容量电费向终端用户电价的疏导，经营期内资本金内部收益率按 6.5%核定，有电力现货时的电量电价按现货市场价格及规则结算。装机方面，《抽水蓄能中长期发展规划（2021-2035年）》，提出到2025年抽水蓄能投产总规模达到6200万千瓦以上，到2030年投产总规模1.2亿千瓦左右，2020-2030年复合增速将达到14.3%。调峰调频公司目前抽蓄电站装机788万千瓦，南网预计“十四五”新增抽蓄装机600万千瓦。经测算，2021-2026年调峰调频公司的抽水蓄能电站资产能够实现利润5.52/7.66/13.77/15.36/20.04和22.93亿元，复合增速达到33%。 新型储能发展前景广阔，技术储备充足2014-2020年中国电化学储能装机从0.13GW 增长至3.27GW，复合增速71.25%。《“十四五”新型储能发展实施方案》在成本端明确2025年电化学储能的系统成本降低30%以上；在收益端提出建立电网侧独立储能电站容量电价机制。调峰调频公司于2011年建成10MW 深圳宝清电池储能站，技术储备充足。南方电网规划在“十四五”期间推动新能源配套储能20GW，电网侧储能装机规模有望在2025年达到5GW。收益模式逐渐清晰叠加成本下行将进一步带动新型储能建设积极性，新型储能装机增速有望快速提升。我们预测2021-2025年电化学储能资产能够实现利润0.02/0.76/3.71/7.22和11.73亿元，复合增速高达371.2%。 投资建议：若不考虑资产重组，我们预计2021-2023年公司原业务将实现营业收入21.65/24.21/27.07亿元，分别同比增长15.05%/11.83%/11.83%；可实现归母净利润0.16/1.02/1.61亿元， 分别同比增加-85.87%/553.23%/57.88%。若顺利完成资产重组，以置入资产调峰调频公司2023年业绩21.5亿元为基准，在25倍PE 下对应目标价为23.64元。 风险提示：资产重组被暂停、中止或者取消、宏观经济风险、抽蓄电站项目立项相关风险、执行相关政策带来的不确定性风险、电力现货市场建设及新型储能规模增长不及预期等风险

南网旗下电网上市公司,盈利能力持续提升 文山电力负责云南文山州内文山、砚山、丘北、富宁和西畴等五个市县的直供电服务以及周边区域的趸售电服务,同时拥有11万千瓦小水电,并从事电力勘察设计业务。公司盈利能力较好并位于行业前列,2019年净利率为14.32%,截至2019年末,公司有息负债规模1.31亿,资产负债率仅20.79%。 文山经济发展向好,云南绿色能源战略拉动用电需求快速扩张 文山经济正在快速发展,2019年文山州GDP增速10.1%,增速高于云南省(8.1%)2个百分点。经济持续发展带动用电量快速提高。2019年1-9月全州全社会用电量58.96亿千瓦时,同比增长10.66%,其中第二产业用电同比增长12.25%。云南省2018年起提出绿色能源战略,推进水电铝材、水电硅材一体化发展。文山州规划到2020年电解铝产能达到240万吨/年以上,到2025年水电铝产能达到300万吨/年。文山州现有在建的水电铝材一体化项目3个,其中神华和文山铝业两个项目合计140万吨产能投产后,可拉动文山州整体经济快速发展,文山电力作为文山州内主要电网公司,有望在当地经济快速发展中受益。 南网资产证券化进程加速,上市公司有望受益 2019年以来电力企业出现了加速推进资产证券化的势头,其中国家电网旗下的国网信通和置信电气均通过资产重组实现了存量资产注入;国电投将旗下金融资产注入的东方能源。2020年3月23日,南方电网公司印发《资本运营落实公司发展战略纲要重点工作任务》,文件提出了“推动符合条件的公司改制上市,开展并购、重组等资本运作,大幅提高资产证券化水平”的工作思路。南方电网正在加快推进资产证券化进程,文山电力作为目前南方电网旗下唯一上市平台,未来有望受益。 估值已至历史底部区域,分红具备提高空间 近十年,文山电力PE(TTM)的中枢为24.3倍,目前已跌至11倍,位于公司近十年的底部区域,且大幅低于同行业公司。公司历史分红率在30%左右,近年公司经营现金流和资本开支稳定,有息负债规模仅1.31亿,整体现金流充沛,公司具备提高分红的能力。 盈利预测与估值: 我们预计公司2020-2022年将实现归母净利润4.47、5.35和6.39亿元,EPS为0.93、1.12和1.34元,对应PE为8.53、7.12和5.96倍,我们看好公司未来因用电需求扩张而持续发展,给予公司“买入”评级。 风险提示:销售电价下调的风险、水电铝材项目推进不及预期的风险、自发电量不及预期的风险。

投资建议:目标价8.85元,首次覆盖给予“增持”。预测2019-2021年EPS分别为0.59、0.61、0.64元,给予2019年行业平均15倍PE,目标价8.85元,首次覆盖给予“增持”评级。 与众不同的认识:市场认为公司盈利较差,我们认为公司作为南方电网旗下唯一上市公司平台,由于南方电网资产证券化率较低,且旗下优质资产较多,公司或有望受益于国企改革和电力体制改革的加速推进。 集发配售于一体,电力业务盈利不佳。公司主营水力发电与供电业务,负责云南省文山州内文山、砚山、丘北、富宁和西畴等五个市县的供电,是集发配售为一体的电力企业。销售电量包括自发电量(自有小水电装机约11万千瓦)和外购电量,其中外购电占比较高(2018年外购电占比约89%),由于外购电成本较高,公司电力业务盈利不佳。2018年受益于高毛利的自发电量增长(同比增长11.86%),公司业绩显著提升,2018年归母净利3.0亿元,同比增长89.0%。 积极参与增量配售电业务,打造新增长点。公司积极参与增量配售电业务,投资设立全资配售电子公司云南文电能源投资有限责任公司,文电能投主要从事增量配售电、综合能源服务等业务,2018 年文电能投积极开拓竞争性售电市场,推进市场化售电业务整合,完成代理交易电量3.78 亿千瓦时,业务获得实质性进展。此外公司还参股深圳前海蛇口自贸区供电有限公司,未来增量配售电有望成为公司新的利润增长点。 风险提示:电力需求不及预期、国改电改进度不及预期

云南文山发售电一体化公司。公司2004年上市,具备地方电网资源,主营发售电业务,拥有约11万千瓦的小水电装机,以售电业务为主,实现对云南省文山州内文山、砚山、丘北、富宁和西畴等五个市县直供电;受云南电网委托管理文山州内马关、麻栗坡供电局的资产,开展对州内广南县,对外省的广西电网百色供电局、广西德保、那坡两县的趸售电服务。公司2016-2018年实现供电量为49.7、55.0和59.8亿千瓦时,公司自发电利用率高,量较为稳定约6-7亿千瓦时/年,约85%以上供电来自外购省网及地方水电,外购电占比较高。 2018年业绩创近年来新高。公司2016-2018年营收18.4、20.4和20.3亿元,同比增长-6.0%、10.8%和-0.5%;归母净利润1.6、1.6和3.0亿元,同比增长54.5%、-1.7%和89.0%。2019Q1实现营收5.6亿元(+0.47%),实现归母净利润1.7亿元(-7.2%),虽略有所下滑,但由于2018年基数高,整体看来水及发电情况1季度业绩仍处于高位,公司总体业绩稳中有升。2016-2018年毛利率分别为23.0%、26.2%和30.0%,逐年有所提高;费用率管控良好,平均约12%。 积极开展配售电业务。除发售电业务外,公司积极开展相关的电力勘察设计及配售电服务等业务。控股文山文电开展电力设计、勘察等业务;控股文电能源开展增量配售电及综合能源服务等业务;参股深圳前海蛇口自贸区供电有限公司。配售电业务已成为公司重要的业务构成及增长点。 随着国改电改推进,有望受益。公司实际控制人为南方电网,是南网旗下唯一上市公司平台,集团下辖资产包括云南国际等优质资产,在国企改革及电力改革推进下,公司或有望受益。 盈利预测与投资建议。预计2019-2021年EPS分别为0.58、0.60和0.62元,对应PE分别为14X、13X和13X;公司业绩表现较好,且为南网旗下唯一上市平台;首次覆盖,给予“增持”评级。 风险提示:电价下行风险;来水波动风险;国改电改低于预期风险等。

事件: 公司发布2017年年报,2017年公司实现营收20.35亿元,同比增长10.8%;实现归母净利润1.57亿元,同比减少1.68%,低于申万宏源预期。公司拟每10股派发现金红利1元(含税),分红金额占归母净利润的30.54%。 投资要点: 区域用电需求向好提升售电量,外购电单位成本下降带来毛利率上升。受益于公司所在区域全社会用电需求明显增长,公司全年实现售电量5.25亿千瓦时,同比增长12%,售电量增长驱动公司收入同比增加10.8%。公司2017年全年实现毛利率26.24%,较上年增加3.26个百分点,主要是由于公司外购电单位成本下降所致。公司2017年外购电结构出现变化,由于自发电量较少,以及区域内小水电发电量减少,2017年公司采购省网电量占比显著提升,故而在一定程度上会推高外购电成本,但是外购省网电价于17年发生调整以及市场化购电侧退费影响,公司全年外购电单位成本较上年同比下降。 长期股权部分计提减值导致业绩不达预期,该资产后续对公司业绩负面影响消除。公司2017年发生资产减值损失6200万元,主要是由于当期针对参股的大唐文山水电部分资产(作为长期股权投资核算)计提了6248万元的减值准备。公司2017年业绩不达预期主要是由于该部分资产减值所致。鉴于目前公司已将该资产账面价值计提为零,后续该资产对于公司的负面影响将完全消除。 积极扩张域外配售电业务,电力设计业务成长较快。公司系稀缺的发供电一体的区域电网公司,积极布局区外配售电业务,出资设立云南云电配售电公司参与省内、省外配售电市场竞争,同时公司还参股了深圳前海蛇口自贸区供电有限公司。2017年公司下属文山文电16年设计资质已从丙级升乙级,可承担220KV及以下送变电工程设计,并在昆明设立子公司,将立足于文山,面向全省及广西周边地区开拓电力设计市场。本年度文山设计公司完成营业收入5748万元,同比增长2493万元;实现利润总额2767万元,同比增长1541万元;实现净利润2123万元,同比增长1082万元,业务整体成长较快,后续盈利贡献值得期待。 盈利预测与评级:我们下调2018和2019年盈利预测(调整前分别为2.35和2.72亿元),新增2020年盈利预测,我们预计18-20年公司归母净利润分别为2.16、2.36和2.54亿元,对应EPS为0.45、0.49和0.53元/股,对应PE分别为20倍、18倍和17倍。继续维持“增持”评级。