「南网储能」分析随笔
受大杨总近年来的文字启发，笔者近期关注到「南网储能」这一家专注于抽水蓄能业务的公司，本文主要用于记录笔者个人对公司的有限研读，不构成投资建议，欢迎各位朋友交流或指正。
一、抽水蓄能行业发展的必要性
原能源局局长章建华于2024年提及我国人均用能远低于发达国家，其人均生活用电量仅为经合组织（OECD）国家的40%左右，随着现代化建设全面推进，今后一个时期能源需求仍将保持刚性增长。2024年全国全社会用电量98,540亿千瓦时，同比增长6.8%，庞大用电规模上的微小增加也会对用电安全、稳定提出更高的要求。
根据中国电力企业联合会发布的《中国电力行业年度发展报告2025》，截至2024年底，全国全口径发电装机容量33.5亿千瓦，同比增长14.6%。其中，风光核的装机总量（14.71亿千瓦）首次超过火电（14.40亿千瓦）。
图表 1：2024年末全国发电装机情况
上述数据中，水电4.36亿千瓦中包含了抽水蓄能的5,869万千瓦，即剔除抽水蓄能后水电总装机容量约为3.77亿千瓦。而2003年发布的《中国水力资源复查成果》指出我国技术可开发装机容量约5.42亿千瓦（指在现有技术条件下可开发的水电资源总量），而经济可开发装机容量约4.02亿千瓦（指扣除开发成本高、难度大或经济效益差的部分后，实际可合理开发的资源量），即水电未来的增长基本已经到达了天花板，未来的新增电力基本要依赖于风光核的发展。
鉴于风光核能源供应在需求端的时间上存在差异，电力储能成为风光核能源大力发展必须配套的消纳、调节系统。其中，抽水蓄能作为1930年代开始应用的储能技术，最早的规模化发展用于核电的调峰。21世纪以来，全球能源结构向低碳转型，风电、光伏等间歇性电源大规模接入，电网对“灵活调节能力”的需求激增，抽水蓄能凭借安全稳定、成本低、寿命长等特点，成为目前储能规模化发展最为经济的选择。
图表 2：《抽水蓄能中长期发展规划（2021-2035年）》前言部分
二、可供选择的权益标的
《抽水蓄能中长期发展规划（2021-2035年）》指出目前抽水蓄能电站建成投产规模较少、在电源结构中占比低，不能有效满足电力系统安全稳定经济运行和新能源大规模快速发展需要；以及市场化获取资源不足，非电网企业和社会资本开发抽水蓄能电站积极性不高，抽水蓄能电站电价疏导相关配套实施细则还需进一步完善。
目前，通过公开信息对抽水蓄能公司的查询，大部分抽水蓄能公司的主要投资方为「国网新源+地方国网公司」，极少数由国网系统外的公司负责投资运营，传统电力上市公司参与程度较低。「南网储能」是A股仅有专注于抽水蓄能业务的上市公司，而这也是2022年通过重大资产重组注入南方电网持有的抽水蓄能及其他储能资产的结果。
三、财务简况和分析
（一）资产负债表
根据「南网储能」2024年报中的资产负债表数据，公司资产负债表比较干净。
图表 3：南网储能公司资产负债表简析
资产端，其流动资产主要是现金和存款，合计约40亿元；非流动资产主要是各类抽蓄和水电项目，除了固定资产、在建工程等实控项目，公司通过股权投资参与了内蒙古自治区的两个抽蓄项目。纵览整个资产结构，公司的各项资源均集中投入于主业发展。
负债端，经营性负债主要是应付工程款、设备款、税费、薪酬、租赁费等常规项目；其余为有息负债，且以长期债务为主，其长期借款利率区间为1.65-3.20%，融资成本相对较低。除了银行信贷，南方电网作为大股东向公司提供财务支持，截至2024年末，关联方（中国南方电网、南方电网财务公司）资金拆入合计约71.70亿元，超过存放于南方电网财务公司的存款金额。今年5月，南方电网又以借款形式向公司提供6亿元的财务资助，10年期利率2.18%。
图表 4：关于控股股东向公司提供财务资助的公告
权益端，少数股东权益36.01亿元，占比14.44%，主要来源于以下3个项目。其中广东抽蓄作为1993年投产的项目，至今已连续运营超过30年，2024年度依旧提供了8.38%的净资产收益率，以及88.65%的分红率。
图表 5：公司重要非全资子公司
（二）利润表
公司利润表也比较清晰，收入、利润均来源于主营的抽水蓄能和调峰水电，成本端主要是项目的折旧摊销、融资利息、以及运维支出（主要是人员薪酬）。2024年度，归母净利润占比78.63%，少数股东损益3亿元左右（依旧是来源于上一节3个重要非全资子公司），占比21.37%。后续通过自由现金流做估值的时候会利用该占比对归母自由现金流做简单预计。
图表 6：南网储能公司利润表简析
1、两部制电价政策
要理解抽水蓄能业务的收入和利润，就绕不开“容量电价+电量电价”的“两部制电价”模式。《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）》指出：
“现阶段，要坚持以两部制电价政策为主体，进一步完善抽水蓄能价格形成机制，以竞争性方式形成电量电价，将容量电价纳入输配电价回收，同时强化与电力市场建设发展的衔接，逐步推动抽水蓄能电站进入市场，着力提升电价形成机制的科学性、操作性和有效性，充分发挥电价信号作用，调动各方面积极性，为抽水蓄能电站加快发展、充分发挥综合效益创造更加有利的条件。”
抽水蓄能电站的核心功能是为电网提供灵活调节能力（调峰、调频、备用等），而非单纯发电。其运行特性表现为低谷抽水（消耗电网过剩电力，转化为水的重力势能）+高峰发电（释放水的势能发电，补充电网电力缺口）。因此，其价值主要包含两部分：一是可用容量（随时能发电的能力）；二是实际发电量（高峰时段实际输出的电力）。这就对应了容量电价（为“可用容量”付费，保障电站在需要时能调、可调）和电量电价（为“实际发电量”付费，体现高峰发电的直接价值）。其中，容量电价负责覆盖储能电站的固定成本（电站建设、融资、运维等），电量电价负责激励运行效率（反映调峰等辅助服务的市场价值）。
2、容量电价下的收入和利润
公司营收和利润的变动主要来源于两方面，一是量，二是价。
“量”是公司已投产的项目规模，目前公司在运机组总装机容量1,296.42万千瓦，其中抽水蓄能1,028万千瓦、新型储能65.42万千瓦（含调试）、调峰水电203万千瓦。在建抽水蓄能电站9 座，总装机容量1080万千瓦，包括广东的肇庆浪江抽水蓄能电站（120万千瓦）、惠州中洞抽水蓄能电站（120万千瓦）、梅州抽水蓄能电站二期工程（120万千瓦）、电白抽水蓄能电站（120万千瓦），广西的南宁抽水蓄能电站（120万千瓦）、灌阳抽水蓄能电站（120万千瓦）、钦州抽水蓄能电站（120万千瓦）、贵港抽水蓄能电站（120万千瓦）、玉林抽水蓄能电站（120万千瓦）。另外，今年4月末公告了云南西畴抽蓄项目（120万千瓦）的投资决定。
“价”由政府价格主管部门（发改委）依据《抽水蓄能容量电价核定办法》核定，抽水蓄能容量电价按经营期定价法核定，即基于弥补成本、合理收益原则，按照资本金内部收益率对电站经营期内年度净现金流进行折现，以实现整个经营期现金流收支平衡为目标，核定电站容量电价。当前，根据核定办法，电站经营期按40年核定，经营期内资本金内部收益率按6.50%核定。
公司在2024年报中表示抽蓄收入同比下降受电价政策持续性影响，即国家发展改革委2023年533号文（关于抽水蓄能电站容量电价及有关事项的通知），核定了在运及2025年底前拟投运的48座抽水蓄能电站容量电价，自2023年6月1日起执行。
3、电量电价下的收入和利润
《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）》提出：
“发挥现货市场在电量电价形成中的作用。在电力现货市场运行的地方，抽水蓄能电站抽水电价、上网电价按现货市场价格及规则结算。抽水蓄能电站抽水电量不执行输配电价、不承担政府性基金及附加（下同）。现货市场尚未运行情况下引入竞争机制形成电量电价。在电力现货市场尚未运行的地方，抽水蓄能电站抽水电量可由电网企业提供，抽水电价按燃煤发电基准价的75%执行，鼓励委托电网企业通过竞争性招标方式采购，抽水电价按中标电价执行，因调度等因素未使用的中标电量按燃煤发电基准价执行。抽水蓄能电站上网电量由电网企业收购，上网电价按燃煤发电基准价执行。由电网企业提供的抽水电量产生的损耗在核定省级电网输配电价时统筹考虑。”
从公司披露的电力市场化交易情况来看，公司市场化交易占比依旧较低，仅有1.31%，主要是梅蓄一期电站自去年10月1日起以“报量报价”方式参与了广东电力现货市场。
图表 7：公司电力市场化交易情况
其未参与现货市场的抽水蓄能电站，其上网电价和抽水电价依照633号文相关规定执行，即抽水电价按燃煤发电基准价的75%执行，上网电价按燃煤发电基准价执行。若按照一般抽蓄项目的转化效率（抽4发3，效率75%左右），则盈利能力=N*3-75%N*4=0。
根据公司2024年报中披露的电量电价情况，其电量电价收益=1,159,949*10*451- 1,483,158*10*337=2.33亿元（未考虑20%的分享机制）。其中，抽水电价/上网电价=74.72%，和75%的微小差异可能是现货市场带来的；发电量/抽水电量=78.73，得益于技术进步（如可逆式机组应用、制造工艺提升）和电站设计的优化，我国抽水蓄能项目的综合效率（发电电量与抽水电量的比值）已普遍达到75%以上，部分先进机组的综合效率甚至超过80%；上网电量/抽水电量=78.21%，超过75%的部分就是未参与现货市场的额外利润来源。
图表 8：公司抽蓄项目电量电价情况
4、抽水蓄能电站的市场化
大杨老师曾写过一篇《抽蓄市场化有多可怕？》，以“电网天天说的啥不重要，天天玩命在做啥更重要”结尾。周公子提到“抽蓄本质不是一个纯商品属性的资源，而更像能源高速公路+变压器的集合体。是电力系统的压舱石和刹车片，没人问刹车片挣不挣钱，大家只关心它能不能救命。”
一旦实现市场化，其当地电网的峰谷价差、峰谷时段覆盖率等因素就成为决定其市场化收益的关键。在完全竞争的电力市场中，高峰时段电力短缺会导致发电侧报价飙升，低谷时段电力过剩则导致发电侧报价趋近于边际成本（光伏和风电压根没有啥边际成本😊）,这种“短缺溢价”与“过剩折价”会直接拉大峰谷价差。未来，随着新能源的大规模接入和电力市场的改革深化，峰谷价差预计仍将逐渐扩大，尤其是现货试点省份，比如广东、浙江。
笔者一时找不到现货的数据，只找到了2025年7月电网企业代理购电价格表的相关信息。这里以珠三角五市为例，其峰平谷比价为1.70:1.00:0.38。此外，还存在尖峰电价，执行时间为7月、8月、9月三个整月和其他广州最高气温超过35摄氏度及以上的高温天，执行时段为11-12时、15-17时共三个小时，尖峰电价在峰段电价基础上上浮25%。
图表 9：广东省电网企业代理购电电价表（珠三角五市）
（三）现金流量表
现流表方面，经营活动产生的现金流量净额38.55亿元远高于了净利润14.32亿元，差额主要来源于两方面，一是大量的折旧摊销等非付现成本，现金流量表补充资料中的折旧摊销项目合计约17.92亿元；二是费用化的融资利息支出约4.76亿元。购建固定资产、无形资产和其他长期资产支付的现金79.80亿元和年报中披露的资本性支出77.62亿元相近，无其他异常项目。
图表 10：南网储能公司现流表简析
四、公司估值思考
和水力发电业务类似，抽水蓄能资产的折旧年限和设计寿命存在明显偏差。经查询，混凝土重力坝或拱坝的设计寿命一般为100年（部分优质工程可达150年），核心转动设备（如水轮机、发电机、水泵、调速系统等）的设计寿命通常为50年；而财务报告对房屋建筑物、机器设备的折旧年限分别采用30-45年、7-19年。所以，一般基于利润表的估值方式往往会低估企业的盈利能力，公司静态PE为28.51。
图表 11：南网储能公司固定资产折旧方法
受限于自身的经历经验，笔者很难将“未来新项目投资、产能释放、价格政策、融资规模变化”等因素全部考虑至未来的现金流计算中。最终只能利用底线思维去模拟可能的最差情况，即以2024年度的自由现金流为长期结果，计算自由现金流带来的内部收益率，并且放弃所有在建项目和未来的产能释放带来的增量变化。鉴于目前的行业政策，项目投资收益率必然可以弥补融资成本，所以我认为未来伴随项目新增的融资规模增长也是对投资收益的增厚。在最差情况下，我们假设维持现有的融资规模不变，也没有任何的新增项目。
这样一来，我们假设（1）每年的自由现金流=2024年度经营活动现金流净额38.55亿元-2024年度资本化利息1.80亿元-2024年度费用化利息4.79亿元=31.96亿元；（2）归母自由现金流按照2024年的损益比例78.63%预计=25.13亿元；（3）自由现金流如此维持20年；（4）2025年7月18日收盘市值321.20亿元，现金流于每期期末收到。最终测算出来的内部收益率约为5.02%。
图表 12：极限情况下的现金流估值
个人觉得在上述假设下已尽可能保守，尤其是舍弃了（1）过程中新增项目带来的利润增量；（2）可能超过20年经营期限；（3）期末公司的残值处理。
所以我倾向于认为这是一个在极限情况下保底5%收益率的投资机会，出现永久性亏损的可能性很低。若可以做到不亏损，盈利就自然而来了。
五、风险提示
笔者并无相关的工作经验，过程中多次借助AI工具了解相关行业和价格政策，上述大量内容来源于自身有限的视角和思考，相关信息和理解可能存在错误。
在利用现金流估值的过程中，存在多处假设，虽然自认为安全边际可能足够，但市场总有意外存在。