重大資產重組完成后,公司成為南方電網公司旗下唯一抽水蓄能和電網側獨立儲能運營平臺。截至2022 年9 月末,公司已投運儲能電站和水電裝機規模合計1,234 萬千瓦。其中抽水蓄能裝機1,028 萬千瓦,新型儲能規模3 萬千瓦,常規調峰水電業務203萬千瓦。

抽水蓄能迎政策和市場紅利,發展空間較大。抽水蓄能電站是今后一段時期滿足電力系統調節需求的關鍵方式,對保障電力系統安全、促進新能源規模發展和消納利用具有重要作用?！吨腥A人民共和國國民經濟和社會發展第十四個五年規劃和2035 年遠景目標綱要》明確提出,要提升清潔能源消納和存儲能力,加快抽水蓄能電站建設和新型儲能技術規?；瘧谩８鶕夷茉淳职l布的《抽水蓄能中長期發展規劃(2021-2035 年)》,到2025 年,抽水蓄能投產總規模6,200 萬千瓦以上;到2030 年,投產總規模1.2 億千瓦左右,相較于2022 年底的4,579 萬千瓦分別增長35.40%、162.07%。2022 年6 月,水電水利規劃設計總院聯合中國水力發電工程學會抽水蓄能行業分會發布《抽水蓄能產業發展報告2021》,截至2021 年底,我國抽蓄電站在建總規模已達6,153 萬千瓦。

我國多地更新峰谷電價政策,峰谷電價價差擴大有望打開抽蓄產業空間。2022 年12 月,國家發改委、國家能源局印發《關于做好2023 年電力中長期合同簽訂履約工作的通知》,指出各地應結合實際情況,制定同本地電力供需和市場建設情況相適應的中長期合同分時段價格形成機制,合理拉大峰谷價差。我國多地更新了峰谷電價政策,峰谷價差進一步拉大。

2021 年5 月,發改委印發《關于進一步完善抽水蓄能價格形成機制的意見》(發改價格〔2021〕633 號),對抽水蓄能電站兩部制價格形成機制及回收渠道進一步完善和部署。633 號文明確抽水蓄能執行兩部制電價機制,即與容量對應的基本電價和與用電量對應的電量電價結合,共同決定電價的機制,并對容量電價的核定方法、電量電價的形成機制進一步完善。

公司背靠南網強大央企股東背景,具備強大項目資源獲取能力和融資能力。公司控股股東為南方電網,本次重大資產重組置入的調峰調頻公司原為南方電網全資子公司,為南方五省唯一抽水蓄能電站運營商,作為國內抽水蓄能行業龍頭企業,與國內多家商業銀行保持良好的合作關系,具有優質的融資信用,獲得債務融資的渠道較為暢通。公司規劃十四五/十五五/十六五分別新增投產抽蓄600/1500/1500 萬千瓦,分別新增投產新型儲能200/300/500 萬千瓦。 截至2022 年末,公司在抽水蓄能行業按裝機容量口徑市場占有率為22.45%。

公司與國網新源占據我國抽蓄市場大部分裝機份額。我國已投運的抽蓄電站行業整體較為集中,由國家電網公司下屬的國網新源控股有限公司和南網儲能占據主要份額。

投資建議:公司作為南方電網公司抽水蓄能和電網側獨立儲能投資建設唯一主體,具有豐富的項目儲備,中長期將受益于新能源發電消納對儲能電站行業的需求放量,成長預期較為良好,預計2022-2024 年公司可實現歸母凈利潤16.62/18.79/19.81 億元,對應EPS 為0.52/0.59/0.62 元。根據可比上市公司市盈率情況,考慮到公司的行業地位和成長性,公司2023 年PE 處于合理估值區間。首次覆蓋給予公司“增持”投資評級。

風險提示:公司儲備項目建設進度不及預期;2023 年抽水蓄能容量電價核價結果不確定;調峰水電站來水波動;宏觀經濟復蘇不及預期;美聯儲貨幣政策不確定。