文山电力的重组大戏即将进入尾声，关于将来的发展前景，已经有很多人发过推算，但基本都只考虑了抽水蓄能的发展，对电化学储能讨论不多。
公司定位是：南方电网调峰调频专业服务提供商，服务于电网安全、可靠、绿色、高效运行。（南网调峰调频官网）
目前，公司的已投运抽水蓄能电站1028万千瓦，调峰水电站192万千瓦，电化学储能电站3万千瓦（30MW）。单看这个数字，电化学储能占比连1%都不到。
但是，如果看一下发展规划，电化学储能电站的发展速度绝对是火箭式发展，很快将成为南网调峰调频的重要组成部分。
到2025年，实现新型储能从商业化初期向规模化发展转变。新型储能技术创新能力显著提高，核心技术装备自主可控水平大幅提升，在高安全、低成本、高可靠、长寿命等方面取得长足进步，标准体系基本完善，产业体系日趋完备，市场环境和商业模式基本成熟，装机规模达3000万千瓦以上。（发展改革委、能源局关于加快推动新型储能发展的指导意见）
2020年底新型储能和抽水蓄能总装机分别为：327万千瓦 和 3179万千瓦；
2021 年中国抽水蓄能装机功率38GW，占比全部储能的 86.52%，电化学储能装机功率 5GW，占比11.78%，抽水蓄能是我国存量储能的主要形式。
2021 年中国新增抽水蓄能装机 5GW，占比 71.14%，电化学储能新增 2GW，占比 24.94%，电化学储能装机增速超过抽水蓄能。
而2025年规划总装机分别达到：3000万千瓦和6200万千瓦。
仅仅五年时间，新型储能规模翻十倍，达到抽水蓄能总装机的一半。
加快抽水蓄能电站建设，力争2025年、2030年公司经营区抽水蓄能装机分别达到5000万千瓦、1亿千瓦。支持新型储能规模化应用，预计2030年公司经营区新型储能装机达到1亿千瓦。（为美好生活充电 为美丽中国赋能）
2030年国家电网的新型储能将赶上抽水蓄能装机容量，达到1亿千瓦。
以储能领域为例，“十四五”期间，公司将有序推进抽水蓄能电站建设，探索推进新型储能电站建设运营，调峰调频电源装机容量将突破1500万千瓦，新型储能规模达到200万千瓦。（南方电网公司发布新兴业务“十四五”规划）
可以推算，2025年新型储能装机占比将达到12.6%（按抽水蓄能1388，新型储能200计算）。
南网远期规划暂时没看到，但是根据全国规划和国家电网公司的规划推断，南网的新型储能规模到2030年也有极大概率与抽水蓄能持平。
简单列一下数字：
已投运电网侧电池独立储能电站 4 座，共计30MW/62MWh，即 10MW/22MWh 深圳宝清电池储能站、10MW/20MWh 东莞杨屋电池储能站、5MW/10MWh 东莞黎贝电池储能电站和 5MW/10MWh 广州芙蓉电池储能电站。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 2022 年和 2023 年陆续建成投产。
梅州五华电网侧独立储能项目70MW/140MWh,海口药谷储能项目5MW/10MWh，均为2022年内建成。
广东佛山南海电网侧独立储能项目300MW/600MWh，预计2023年建成。
2021年：30MW/62MWh
2022年：105MW/212MWh
2023年:500MW/1000MWh
2025年：2000MW/4000MWH
南方电网调峰调频（广东）储能科技有限公司是南方电网电网侧独立储能投资建设运营的唯一主体，是调峰调频领域的核心骨干企业。2022年8月16日，南方电网调峰调频（广东）储能科技公司（以下简称“储能科技公司”）通过广州市科学技术局2021年度国家高新技术企业认定奖励公示。这是南方电网调峰调频公司首次获得同类型科技奖励。公司于2019年11月通过企业知识产权管理体系认证，2021年12月通过国家高新技术企业认证，2022年成功入选广东省科技型中小企业，正在积极申报广东省“专精特新”企业。
调峰调频公司2009年就启动了“10兆瓦级电池储能站关键技术研究及试点”工作，2011年建成投运了深圳宝清电池储能站，成为国内第一家验证了兆瓦级电池储能系统在电网中运行的可行性及特性的企业。该公司牵头组建南方电网大容量储能重大科研团队先进储能技术联合实验室，通过承担“863计划”项目等重大科研项目，取得了一批重要成果，研究形成了涵盖储能设备、储能系统、储能电站三个层次的设计技术标准体系，其中包括IEEE国际标准1项、国家标准8项、行业标准8项、团体标准4项，为行业发展提供示范和借鉴。搭建了调峰调频储能云平台，实现分布式资源聚合管理与应用研究示范；建成光储充电站，实现光伏、电动汽车及储能等联合系统参与电网调峰调频、微网、黑启动等应用示范。参与国家重点研发计划“梯次利用动力电池规模化工程应用关键技术”研究，建成投运2兆瓦/8兆瓦时梯次利用动力电池示范工程。2020年成功申报了国家技术标准创新基地调峰调频及储能技术领域分基地。
2022 年 6 月 7 日，两部委发布《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》，提出研究建立电网 侧独立储能电站容量电价机制，探索将电网替代型储能设施成本收益纳入输配电价回收，加快推动独立储能参与中长期市场和现货市场；同时独立储能电站向电网送电时，其相应 充电电量不承担输配电价和政府性基金及附加。独立储能电站参与电力现货市场交易确定 性增强，市场化机制有望进一步提升项目收益水平。
1、调峰收益
根据中泰证券的测算，电化学储能调峰初步具备经济性。在年调用 500 次、补偿标准 0.7 元/kWh、电池寿命 5000 次的假设下，储能项目 IRR 为 9.16%，具备一定经济性。
当调峰价格达到 0.7 元/kWh 以上时，项目造价在 1.5-1.9 元/Wh 的项目均可取得 8%以上的收益率，在部分地区已具备经济性；调峰价格在 0.5 元/kWh 以下的项目相对经济性不佳。随着电化学储能技术发展，电池寿命提升、系统造价下降，储能收益率有望进一步提高。
2、调频收益
参考福建省调频补偿标准及计算方式对储能参与调频收益进行测算，主要假设如下：
测算调频收益率优于调峰。在上述假设条件下，测算调频储能项目IRR 为 14.21%，高于调峰。
另根据天风证券的测算，在综合考虑现货市场交易+容量租赁的情况下，山东独立储能电站项目全投资 IRR 达 13.01%，资本金 IRR 达 26.50%，收益率可观，已具备较强的投资价值。
如果仅看抽水蓄能装机规模增长，文山电力的装机规模发展如下（单位万千瓦）：
10年年化增速13.87%，接近于全国规划的14%年化增速；
如果算上电化学储能，那么储能总装机规模发展如下（假设2030年，电化学储能发展与国家、国网规划相一致）：
电化学储能10年年化增速122%；
储能总规模10年年化增速22%。
参考资料：
《抽水蓄能中长期发展规划（2021-2035年）》；
南网调峰调频微信公众号；
南方电网官网；
中泰证券《新型电力系统系列 1：独立储能电站调峰、调频经济性探讨》；
天风证券《新型电力系统深度研究 3——全场景下电化学储能电站收益测算 》
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如果过会通过，文山电力将成为唯一一只以抽水储能业务为主的上市公司，没有同行可以比较，估值比较困难，老五在此抛转引玉，尝试对文山电力进行估计分析。如有不足，还请指正。
置入资产主要标的情况：
南网双调的100%股权，已全部投产运营的7座抽水蓄能电站，装机容量合计为1,028万千瓦；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，1座已以核准，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，预计总装机容量1,260万千瓦，未来陆续投产。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。1座30MW/62MWh的电网侧独立储能电站。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 2022 年和 2023 年陆续建成投产。
其中广西贵港，柳州鹿寨，广东茂名已通过可研，广东肇庆浪江已完成核准，南宁已开工。梅州100MW电化学储能电站已开建，年底投产。今年6月28日，广东梅州，阳江两座合计240万千瓦抽水蓄能电站投产。
需要先了解的几个问题：
1.不能与水电站做对比
抽水蓄能电站与水电站不同，不能简单的与水电站做对比，水电站受季节，降雨量等因素影响较大，而抽水蓄能尤其是南方基本可以全天候进行调频调峰。初始投入，抽水蓄能相对于水电站要小很多，一般抽水储能每GW投入约70亿元左右。水电的上网电价随行就市，蓄电一般为峰顶电价，价格相差很大。
2. 抽水蓄电发电弹性非常大
以公司海南琼中抽水蓄能电站为例，上半年累计发电2.55亿千瓦时，较去年同期增长279.43%，累计启动次数1306次，较去年同期上涨253.93%。但这并不是海南琼中抽水蓄能的极限，以国网旗下江苏宜兴抽水蓄能电站为例，单日最高启动次数为47次。
也可以计算下发电小时数会更加直观：
海南琼中电站装有3台200MW轮机，总装机量为60万千瓦，用2.55亿千瓦时来除，半年来实际发电小时数为425小时，在抽水电站基本不受降雨影响的情况下，仍没有达到充分利用（一般日发电理论时长为5-7小时，以6小时计算，扣除检修时期，全年可利用时长一般约为1700小时左右），目前利用时长不足是因为新建风光大基地电量没有上网，预计下半年至2024年为并网高峰。
因此，抽水蓄电发电的弹性是比较大的。
3. 峰谷电价差
今年1-7月，广东珠三角五市工商业电价峰谷差平均值全国最高，达到1.273元每千瓦时。但峰谷电价差并不是抽水蓄能的盈利极限，和电力系统的朋友沟通，很多风光电到站成本很低，很多接近零成本，因为不蓄起来就被弃掉了，甚至有负成本也要蓄起来（怕因弃电新项目不批）。
也可以认为，只要风光项目不停的上，公司发电成本将持续保持低位。
南方电网调峰调频公司2022年的业绩预估
根据公司公众号消息，2022年上半年完成公司全年净利润目标的75%，2021年公司净利润为9.86亿，根据2022年新建抽水蓄能电站投产情况，预估公司全年净利润计划目标为13亿元左右，上半年在梅州与阳江并未投产的情况下相当于完成了9.74亿元净利润，同比增100%左右。再考虑梅州，阳江抽水蓄能电站6月28日投产，以及7月，8月峰谷差价变大，天气炎热等因素，预计下半年公司净利润为13.5亿元左右（未考虑补贴情况）。合计全年净利润为23.24亿左右。较2021年同比增长138%左右。
考虑公司股本将增至25亿左右（未考虑定增部分），对应市值为450亿。
本次公司定增定价基准日为发行期首日，价格未定，股数未定，暂不予考虑。
同时考虑公司抽水储能电站在建情况，风光增量规模，抽水蓄能电站的弹性发电增量，未来2到3年抽水蓄能电站稀缺性等情况，老五认为给予2022年公司40倍PE较为合理（目前水利发电整体估值为25倍左右，若按储能上市公司估值那就。。。），对应市值为900亿元左右较为合理。同时预计公司2023年净利润为28亿左右，对应450亿市值16倍PE。
公司的核心逻辑是：抽水蓄能电站未来两到三年仍然是稀缺资源（国网近期规划的最早也要到2025年建成），相较于电化学储能的优势将长期存在，同时，抽水储能发电具有非常大的弹性，不能简单的用装机量来衡量估值，同时公司的抽水电站大部分位于珠三角地区，11座在建，全部建成后装机容量为21GW,比白鹤滩水电站（16GW）装机容量还要大，占整个2025抽水储能规划的30%左右（规划为6200万千瓦），应给与一定成长预期，未来将具有较高的成长性。
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