文山電力(600995)：儲能新政下獨立儲能電站度電成本下降約0.14元

事件：(1)6 月7 日，國家發(fā)改委、國家能源局發(fā)布《關(guān)于進一步推動新型儲能參與電力市場和調(diào)度運用的通知》，提出獨立儲能電站向電網(wǎng)送電的，其相應(yīng)充電電量不承擔輸配電價和政府性基金及附加。

(2)6 月10 日，國家能源局召開推進抽水蓄能項目開發(fā)建設(shè)視頻會議，明確任務(wù)，部署工作，加快抽水蓄能項目開發(fā)建設(shè)，推進抽水蓄能高質(zhì)量發(fā)展。

獨立儲能電站向電網(wǎng)送電，其相應(yīng)充電電量不承擔輸配電價和政府基金及附加，度電成本下降約0.14 元。儲能新政下，直接降低了以充放電價差獲利的獨立儲能電站成本，增加收益。根據(jù)北極星電力網(wǎng)的測算，以全國電網(wǎng)企業(yè)2022 年6 月代理購電價格為基礎(chǔ)，梳理了全國各地110kv大工業(yè)電價兩部制電價的輸配電價和政府性基金及附加，獨立儲能電站度電最高可降本約0.2 元，在天津地區(qū)，輸配電價為0.1753 元，政府性基金及附加為0.0272 元;儲能新政下全國平均度電成本可降低約0.14元。

儲能市場主導者：2020 年全球儲能中抽水蓄能規(guī)模占比94% ，中國市場占比89%。新型電力系統(tǒng)短期看電網(wǎng)，中長期看儲能。在新型電力系統(tǒng)的結(jié)構(gòu)里，儲能是護航新能源發(fā)展的壓艙石。我們認為，實現(xiàn)碳中和的路徑主要有2 條：1)短期看大電網(wǎng)，特高壓建設(shè)緩解三北地區(qū)的新能源消納問題等。2)中長期看儲能，期待技術(shù)突破帶來儲能制造和運營成本的持續(xù)下降，未來清潔能源+儲能將是能源產(chǎn)業(yè)發(fā)展的必然趨勢。

發(fā)電和用電具有瞬時性，而且電力本身較難儲存，因此需要抽水蓄能來承擔調(diào)峰、填谷、調(diào)頻等多種功能。從整個電力系統(tǒng)的角度看，儲能的應(yīng)用可以分為發(fā)電側(cè)儲能、電網(wǎng)側(cè)儲能(含微網(wǎng))和用戶側(cè)儲能三大場景，目前電網(wǎng)側(cè)儲能主要是國家電網(wǎng)、南方電網(wǎng)建設(shè)運營。

盈利預測與投資評級：若不考慮重組，我們維持預計公司2022-2024 年EPS 為0.24/0.17/0.21 元/股，對應(yīng)PE 為60 倍、83 倍、69 倍;若考慮重組成功后，2021 年公司交易后備考歸母凈利潤為10.49 億元，我們維持預計2022 年/2023 年備考凈利潤為13 億元/15 億元，考慮到公司作為南網(wǎng)下面唯一抽水蓄能資產(chǎn)，維持“買入”評級。

風險提示：資產(chǎn)重組進度不及預期的風險;政策風險;調(diào)峰水電站所在流域的來水不確定性風險等