中國儲能網訊：隨著新能源裝機快速增長，電力系統(tǒng)靈活性不足問題更加突出。隨著各地陸續(xù)出臺“兩個細則”的詳細規(guī)定，關于輔助服務的市場機制也在制定過程中，未來電力輔助服務具有較大市場空間。近年，國家電網、南方電網依托既有優(yōu)勢，布局調峰調頻業(yè)務，南方電網調峰調頻公司“借殼上市”，即將成為首家調峰調頻主業(yè)上市公司，據悉國網新源也在開展上市運作。輔助服務市場方興未艾，市場硝煙味道已悄然彌漫。
一、南方電網動作頻仍
（一）首家調峰調頻上市公司即將問世
早于2021年10月，文山電力發(fā)布重大資產置換預案，南方電網調峰調頻發(fā)電有限公司（以下簡稱“南網調峰調頻”）將通過資產置入文山電力的方式實現上市，這也是南方電網“全網一盤棋推進資產整合和專業(yè)化重組，打造多家上市公司”的重要一環(huán)。
5月7日，文山電力重組草案落地（以下簡稱“草案”）。根據草案，文山電力擬以資產置換及發(fā)行股份購買的方式，置入南網調峰調頻100%股權。交易完成后，文山電力原有售電、電力設計等業(yè)務將全部置出，屆時將成為首家以調峰調頻為主業(yè)的上市公司，也是南方電網唯一的抽水蓄能、儲能業(yè)務的平臺公司。
根據資產評估結果，文山電力擬置出資產作價21.03億元，而擬置入的南網調峰調頻資產作價156.89億元。此次資本大動作可分成三部分：一是文山電力原資產按照作價置換南網調峰調頻等額資產；二是不足部分（約135.86億元）按照6.52元/股的價格向南方電網公司定向發(fā)行股票，后者持有南網調峰調頻100%股權，合計發(fā)行20.83億股；三是向特定對象以非公開發(fā)行的方式募集配套資金，約發(fā)行7.68億股，募集資金用于建設新建抽水蓄能電站、總規(guī)模37萬千瓦的新型儲能電站等方面。本次交易的靜態(tài)市盈率為17.24 倍，市凈率為 1.39 倍。
文山電力總股本原為4.78億股，本次交易完成前后公司的股本結構如下表。其中，南方電網公司直接持股比例為 62.56%，由上市公司間接控股股東變更為上市公司直接控股股東。
交易前后股權結構（來自草案）
本次交易完成后，上市公司的資產總額、營收能力、盈利能力和增長潛力將大幅增強。相關財務指標變化如下表：
交易前后主要指標變化（來自草案）
（二）業(yè)務結構及增長
上市公司主要業(yè)務也將轉變?yōu)槌樗钅?、調峰水電和電網側獨立儲能業(yè)務的開發(fā)、投資、建設和運營：
1．抽水蓄能業(yè)務
南網調峰調頻最大業(yè)務板塊是抽水蓄能，當前已全部投產運營5座抽水蓄能電站，裝機容量合計為788萬千瓦；在建抽水蓄能電站2座，裝機容量合計240萬千瓦，將于2022年內全部投產；1座已取得核準，裝機容量120萬千瓦，預計于2025年建成投產；此外，還有11座抽水蓄能電站進入前期工作階段，總裝機容量1,260萬千瓦，將于“十四五”到“十六五”陸續(xù)建成投產。即旗下抽水蓄能規(guī)模在“十四五”期間將增長50%左右，2026-2035年期間再增長100%，年均復合增長率在8%左右。
2、調峰水電業(yè)務
運營2座水電站——天生橋二級電站和魯布革水電站。天生橋二級電站裝機132萬千瓦，是西電東送南路工程第一個電源點，所發(fā)電力外送至廣東、廣西等地。魯布革水電站裝機60萬千瓦，位于十三大水電基地之一的南盤江紅水河水電基地。南網調峰調頻運營的水電是南方電網安全運行的基礎保障電源，重點發(fā)揮調峰調頻功能。
3、電網側獨立儲能業(yè)務
隨著新能源大規(guī)模發(fā)展，新型儲能日益成為新型電力系統(tǒng)的重要基礎設施，電網側獨立儲能業(yè)務成為南網調峰調頻重點發(fā)展方向。目前，已投運電網側電池獨立儲能電站4座，共計30MW/62MWh。此外，有3個電網側百兆瓦級獨立儲能站進入前期工作階段，總裝機規(guī)模470MW/940MWh，將根據系統(tǒng)調節(jié)需要于2022年和2023年陸續(xù)建成投產。
（三）商業(yè)模式及盈利能力
抽水蓄能、電網側儲能的盈利模式和價格機制一直是當前市場關注和政策監(jiān)管的重點，從草案來看，南網調峰調頻具有良好的盈利能力，2021年毛利率達到54.63%，凈利率為28.26%，加權平均凈資產收益率為9.54%。而從三大主營業(yè)務分解來看，抽水蓄能在營收占比方面占據絕對重要地位，電網側獨立儲能電價機制仍在健全過程中，毛利率達到38%，得益于電網企業(yè)優(yōu)勢。
1.抽水蓄能商業(yè)模式
當前，抽水蓄能業(yè)務現行的定價模式分為兩類，分別為兩部制（容量電費和電量電費）、單一容量制。報告期內，容量電費是抽水蓄能最主要的收費模式，占比超過 95%。從表格可以看出，當前容量電費保證了南網調峰調頻抽蓄業(yè)務較高且穩(wěn)定的毛利率，也是南網調峰調頻最主要盈利來源。
根據國家發(fā)改委《關于進一步完善抽水蓄能價格形成機制的意見》（發(fā)改價格〔2021〕633號）：以后抽水蓄能將按照兩部制電價核算，并鼓勵抽水蓄能電站參與輔助服務形成的收益，20%由抽水蓄能電站分享，80%在下一監(jiān)管周期核定電站容量電價時相應扣減。
從旗下抽蓄利用小時數來看，發(fā)電利用平均小時數為941，抽水利用平均小時數為1163，總平均利用小時數為2104，大幅低于全國約2700小時的水平。為鼓勵抽蓄積極參與調節(jié)，近期南方能監(jiān)局發(fā)布的新版《電力輔助服務管理實施細則》（征求意見稿），抽蓄在完成抽發(fā)2700小時、抽水1600小時就能參與輔助服務且享有優(yōu)先調用并獲得相應補償，能有效鼓勵抽水蓄能積極發(fā)揮作用，并能一定程度增厚其收益。
2.調峰水電業(yè)務模式
下屬水電站從事發(fā)電和輔助服務業(yè)務，收入由兩部分構成，一是發(fā)電收入，二是根據相關政策規(guī)定對輔助服務服務形成的補償（或扣減）。發(fā)電收入的計算方法是：發(fā)電收入=發(fā)電上網電價×發(fā)電電量。輔助服務收入是按照“兩個細則”的規(guī)定，參與調峰、調頻、備用等輔助服務的收益補償和成本分攤。
3.電網側獨立儲能商業(yè)模式
新型儲能雖然受到各方重視，但其商業(yè)模式和成本疏導機制始終未取得實質突破。根據披露信息，南網調峰調頻的電網側獨立儲能主體與電網公司簽署電能轉換及調峰服務協議，為其提供快速備用、區(qū)域控制、日常存儲和孤島運行等輔助服務，并按照經由有權政府部門的核定或備案的價格收取容量電費。
根據草案信息可以推測，南網調峰調頻旗下項目按照單一容量電費結算，標準約為728元/kW（配置時長約2小時）。南網調峰調頻新型儲能容量電價機制借助了電網公司企業(yè)的優(yōu)勢，但對于試點并推行《“十四五”新型儲能發(fā)展實施方案》中關于“建立電網側獨立儲能電站容量電價機制”，“探索將電網替代性儲能設施成本收益納入輸配電價回收”的要求具有積極作用，也是繼續(xù)大規(guī)模推進新型儲能業(yè)務的重要助力。
二、國網新源——更大的巨無霸也正在路上
無獨有偶，相關信息顯示，國家電網旗下抽水蓄能和調峰水電經營主體——國網新源控股有限公司（以下簡稱“國網新源”）也正在通過資產注入或獨立IPO的方式，尋求登陸資本市場。
相對于南網調峰調頻，國網新源作為單獨主體運作的歷史更久，其規(guī)模也更大，是該領域當之無愧的“老大哥”。根據當前的股權結構，國網新源由國家電網公司持股51.54%，長江三峽集團持股30%，國網產業(yè)基金持股18.46%。
截至 2021 年末，國網公司在運抽水蓄能電站超過30座，裝機達到2630萬千瓦，占全國在運抽蓄裝機的72.3%；在建電站也達30多座，裝機在4000萬千瓦以上，力爭2030年運行裝機達到1億千瓦。在運常規(guī)水電廠6座，裝機容量495.4萬千瓦。從國網新源發(fā)布的2021年三季報和2020年年報，近年財務情況如下圖：
國網新源重要財務指標（單位：億元）
由于國家電網體量遠大于南方電網，國網新源運營的抽水蓄能總量約為南網調峰調頻的3倍，而在建規(guī)模更遠大于南網調峰調頻，因在建工程資產大，也使總資產達到南網調峰調頻接近4倍；國網新源營收約為南網調峰調頻的2.7倍，凈利潤在2倍左右。估算國網新源凈利率在14%左右，低于南網調峰調頻的水平。值得注意的是，國網新源旗下抽蓄利用小時數普遍較高，發(fā)電+抽水小時數平均值應高于2700小時，遠高于南網調峰調頻披露數據。
相對南網調峰調頻，國網新源當前尚未將新型儲能作為發(fā)展方向，可能是因為國家電網將新型儲能作為綜合能源的一項業(yè)務方式，而將其歸屬在國網綜能集團旗下。
三、前景與風險分析
（一）前景分析
隨著國家能源局發(fā)布新版《電力輔助服務管理辦法》以及各地陸續(xù)出臺“兩個細則”的詳細規(guī)定，為應對大規(guī)模新能源并網帶來的系統(tǒng)調節(jié)問題，電力輔助服務的規(guī)模將持續(xù)增長。預計未來輔助服務成本占全社會總電費的3%，至2030年總額將達到2000億元。在新增輔助服務主體中間，抽水蓄能和新型儲能是最重要的兩個方向，市場空間非常廣闊。
2021年9月，國家能源局發(fā)布《抽水蓄能中長期發(fā)展規(guī)劃（2021-2035年）》，規(guī)劃提出2025年、2030年全國抽蓄投產規(guī)模將分別達到0.62億千瓦、1.2億千瓦，即十四五、十五五期間均翻一番。同時，中長期規(guī)劃的重點實施項目和儲備項目規(guī)模各為4.21億千瓦、3.05億千瓦，遠景發(fā)展前景更大。
2022年2月，《人民日報》刊登國家電網有限公司董事長、黨組書記辛保安署名文章，辛保安指出到2030年國網公司經營區(qū)抽蓄電站裝機由目前2630萬千瓦提高到1億千瓦、電化學儲能由300萬千瓦提高到1億千瓦。據此推算，2030年全國新型儲能總功率將達到1.2億千瓦。而根據相關機構預測，2060年新型儲能裝機可能達到10億千瓦，市場空間巨大。
（二）風險分析
監(jiān)管風險：當前南網調峰調頻和國網新源主營業(yè)務雖然是服務于電網輔助服務，但其盈利方式絕大部分按照基本穩(wěn)定的容量電費方式回收，是政策監(jiān)管的重點，需要統(tǒng)一納入到省級電網輸配電價三年一核定中。按照633號文規(guī)定，對抽水蓄能合理收入和收益率（資本金內部收益率不高于6.5%）進行核定，并對其參與輔助服務市場等產生的超額收益建立回收機制，控制抽水蓄能收益率回歸合理。而新型儲能容量機制尚未建立，當前難以具備普遍推廣的條件，未來建立新型儲能容量電價機制，也將進入輸配電價監(jiān)管范圍。綜上來看，隨著監(jiān)管趨嚴，相關業(yè)務的利潤率有可能降低。
市場風險：隨著電力市場化的快速推進，固定收益難以適應市場化的要求。未來以相對穩(wěn)定的容量電價機制的經營方式面臨的挑戰(zhàn)包括：一部分調峰調頻功能完全進行輔助服務競爭形成，而不通過容量機制回收；二是保持容量機制，但容量電價水平通過競爭性招標形成，促進容量電價的下降。
競爭風險：不可否認，當前南網、國網旗下的企業(yè)進行抽水蓄能、電網側儲能業(yè)務借助了一體化電網體系的優(yōu)勢，具有一定的壟斷性質。但隨著監(jiān)管的進一步加強，競爭機制的引入勢在必行，各發(fā)電集團、民營資本進入抽水蓄能、電網新型儲能業(yè)務（當前三峽已借助資金和水電專業(yè)優(yōu)勢，積極布局抽水蓄能建設），將加大競爭風險。
