文章来源于：云南美财智库
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自2023年9月以来，南网储能先后与丽江市政府、大姚县政府、景东县政府、洱源县人民政府签订了开发建设四个抽蓄电站项目协议，初拟规划装机共680万千瓦。
“文山电力”改名换姓
文山电力于1997年成立，由文山州电力公司作为主发起人,以经营性净资产与麻栗坡同益边贸公司、江河农村电气化发展有限公司、云南省地方电力实业开发公司、中国东方电气集团共同发起组建，2004年于上交所上市。2005年12月，云南电网公司成为公司控股股东，持股比例达到30.66%。
与其说文山电力是上市公司，还不如说它是个“乡村精神小伙”。在被云南电网控股的日子里,该公司一直默默无闻地在文山地区从事购售电、发电、电力设计及配售电业务。
2021年9月，文山电力发布筹划重大资产重组事项的停牌公告，南方电网拟以调峰调频公司相关资产与该公司进行资产重组。2022年9月，文山电力更名为南网储能。2022年12月，南网储能发布《重大资产置换及发行股份购买资产并募集配套资金暨关联交易实施情况暨新增股份上市公告书》。
本次交易方案分为两部分，即资产置换（含发行股份购买超出置换价值的资产）和募集配套资金投资新项目。
南网储能置出资产主要包括文山、砚山、丘北、富宁和西畴等五个市县的直供电服务和对广西电网百色供电局、广西德保、那坡两县的趸售电服务的相关资产，及文电设计公司和文电能投公司100%的股权，估值为21.04亿元；置入调峰调频公司，总估值为156.90亿元；置出资产和置入资产差额为135.86亿元，由文山电力向南方电网发行股份补平（股份发行价格为6.52元/股，发行数量为20.84亿股）。
同时，南网储能向25名符合条件的特定投资者非公开发行股份募集配套资金总额不超过80亿元，主要用于梅州抽蓄一期、阳江抽蓄一期、南宁抽蓄等多个项目的开发建设以及补充流动资金和偿还债务。
本次交易后，南方电网作为直接控股股东持有南网储能62.56%的股份。南网储能主营业务变为抽水蓄能、调峰水电和电网侧独立储能业务的开发、投资、建设和运营。
这场资产重组的大戏持续了15个月，南网储能将调峰调频公司收入囊中，并置换出多数原有资产和业务，做上了新的生意，主要业务集中在调峰调频公司手中。
南网储能三大业务板块
南网储能的主营业务分为抽水蓄能、调峰水电和电网侧独立储能三大板块。截至2023年6月，该公司三大业务在运机组总装机容量1242.1万千瓦。
南网储能2023年半年报披露，该公司已建成投产抽蓄电站7座，分别是广州抽蓄、惠州抽蓄、清远抽蓄、深圳抽蓄、梅州抽蓄(一期)、阳江抽蓄、海南琼中抽蓄，装机总规模1028万千瓦。
截至2023年6月底，南网储能在建及开展前期工作的抽蓄电站16座，总装机容量1920万千瓦。
其中，在建抽水蓄能4座，总装机容量480万千瓦，分别是广西南宁抽蓄、广东肇庆浪江抽蓄、惠州中洞抽蓄以及梅州抽蓄二期工程。
该公司12座抽水蓄能电站正在开展前期工作，总装机容量1420万千瓦，分别是茂名电白抽蓄、江门鹤山抽蓄、清远清新下坪抽蓄、韶关新丰抽蓄、潮州潮安青麻园抽蓄、桂林灌阳抽蓄、贵港抽蓄、玉林福绵抽蓄、柳州鹿寨抽蓄、钦州灵山抽蓄、防城港上思抽蓄、南宁武鸣抽蓄。
调峰水电方面，南网储能拥有位于广西隆林县的天生桥二级、云南罗平县的鲁布革2座及文山12座调峰小水电站，总装机容量约203万千瓦，占该公司总装机容量比重为16.34%。
截至2023年中，该公司新型储能装机总规模11.1万千瓦/21.9万千瓦时。其中，2023年上半年建成投产梅州宝湖储能电站，启动建设佛山南海独立储能电站。
抽水蓄能更符合需要
中国国家元首在2020年12月召开的气候雄心峰会上提到，到2030年，风电、大阳能发由总装机突量将达到12亿千瓦以上，我国力争于2030年前实现碳达峰，努力争取2060年前实现碳中和。
目前以风电、太阳能发电为代表的新能源具有随机性、间歇性、波动性特点，如太阳能发电的午间发电功率较大但入夜基本降至零，风电出力随风速的变化而变化。新能源大规模接入电网会增大系统调节压力、提高电压控制难度，影响电力系统安全稳定运行。发展储能，是解决未来新能源占比较高的新型电力系统供需匹配和波动性问题的方案之一。
世界主要国家都在推进能源转型，带动储能装机需求不断增加，因此近年来全球储能发展均在提速。2023年4月，中国能源研究会储能专业委员会和中关村储能产业技术联盟联合发布的《储能产业研究白皮书2023》显示，截至2022年底，中国已投运电力储能项目累计装机规模5980万千瓦，占全球市场总规模的25%，年增长率38%。
根据能量存储方式的不同，储能可以分为机械储能、电磁储能、电化学储能、热储能和化学储能五大类。其中，抽水蓄能（机械储能）和电化学储能是绝对的主流。2022年末，我国抽水蓄能总装机规模达4579万千瓦，同比增长25.8%，在储能市场中累计装机占比达77.1%；新型储能装机规模达到1310万千瓦/2710万千瓦时，功率规模同比增长128%，在储能市场中累计装机占比达21.9%。
抽水蓄能是机械储能最主流的应用形式。抽蓄在电力负荷低谷时，将水从低位水库抽到高位水库储能，在电力负荷高峰时，让高水库中的水回流到下水库，推动水轮机发电机发电。抽蓄电站缺点主要有：对地形和地质条件要求高，同时需要上池和下池；投资规模大，往往需要百亿资金；建设周期长，一座100万千瓦的抽蓄电站建设周期至少需要6-8年；抽蓄电站与负荷中心有一定距离，需长距离输电。
电化学储能是除抽水蓄能之外装机规模最大的储能方式。2022年，锂离子电池储能在各类电化学储能中占比达97%。锂电池的充放电过程，是通过锂离子在正负极之间的移动来实现的。锂电池储能的优点在于：规模小，建设安装方便快捷，地形条件限制少；投资规模相比抽蓄较小；响应速度快于抽蓄，也更加适应分布式能源的发展。锂电池储能的缺点在于：存在可能导致电池过热、过充、短路等风险；使用寿命仅为8-10年，使用次数越多其能量密度衰减越快。
2022年年报显示，南网储能的抽蓄装机容量占该公司总装机容量比重为82.76%，电化学储能装机容量占该公司总装机容量比重为0.9%。在锂电池储能装机开展得如火如荼的情况下，南网储能把抽蓄作为自己的工作重心，主要考虑到储能的总成本、调峰性能、安全性。
抽蓄电站初始投资较大，但建设完成后的抽蓄电站坝体可使用100年左右，电机设备等预计使用年限在40-60年左右，长期保值摊薄了各项费用；其装机容量相对于锂电池更大，调峰性能非常好；作为机械储能的主流应用，抽蓄具有极高的安全性和稳定性。
抽水蓄能价格机制正在形成
2014年，发改委印发《关于完善抽水蓄能电站价格形成机制有关问题的通知》，提出两部制电价，即电量电价加容量电价。
2016年和2019年，发改委分别发文提出抽蓄电站不得纳入可计提收益的固定资产范围和不得计入输配电成本后，抽蓄的成本难以传导，电网投资建设抽蓄电站积极性显著下降。2019年底，国家电网内部下发的《关于进一步严格控制电网投资的通知》，明确不再安排抽水蓄。
2021年4月，国家发改委印发《国家发展改革委关于进一步完善抽水蓄能价格形成机制的意见》，要求坚持以两部制电价政策为主体，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，逐步推动抽蓄电站进入市场。
抽蓄电站通过电量电价回收抽水、发电等运行成本。在电力现货市场运行的地方，抽蓄电站抽水电价、上网电价按现货市场价格及规则结算。在电力现货市场尚未运行的地方，抽蓄电站抽水所需电量由电网企业提供，抽水电价按燃煤发电基准价的75%执行，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。抽蓄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。
容量电价主要体现抽蓄电站提供调频、调压、系统备用和黑启动等辅助服务的价值。电站经营期按40年核定，经营期内资本金内部收益率按6.5%核定，《意见》印发前已核定容量电价的抽蓄电站维持原资本金内部收益率。
《意见》明确提出，建立容量电费纳入输配电价回收的机制，容量电价纳入省级电网输配电价回收；建立相关收益分享机制，鼓励抽蓄电站参与辅助服务市场或辅助服务补偿机制，上一监管周期内形成的相应收益以及执行抽水电价、上网电价形成的收益，20%由抽蓄电站分享，80%在下一监管周期核定电站容量电价时相应扣减，形成的亏损由抽蓄电站承担。
2021年至今，新的两部制电价出台叠加电力市场逐渐成熟，抽蓄行业的商业模式开始清晰。
南网储能目前已建成投产抽蓄电站7座，其中6座在广东，广东装机总规模968万千瓦。目前抽蓄电站的转化效率约75%，广东峰谷电价价差越大，南网储能盈利空间越大。
2021年8月，广东省发改委发布《关于进一步完善我省峰谷分时电价政策有关问题的通知》，全省统一划分峰谷分时电价时段，高峰时段为10-12点、14-19点，低谷时段为0-8点，其余时段为平段。《通知》拉大了峰谷比价，将峰、平、谷比价从现行的1.65:1:0.5调整为1.7:1:0.38。尖峰电价每天的执行时段为11-12时、15-17时，在峰段电价基础上上浮25%。
