预估130~160亿！文山电力拟置入南网调峰调频公司资产

11月10日，文山电力发布公告修改重大资产重组预案，文件就就标的资产预估值和作价情况、标的资产预估值和作价情况、拟置入资产主营业务情况等进行了补充。

根据公告，文山电力拟置出资产主要包括上市公司在文山州内文山、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和负债，及上市公司持有的文电设计公司和文电能投公司100%的股权。同时拟置入资产为南方电网公司旗下南方电网调峰调频公司100%股权。本次交易前，文山电力主要经营购售电、发电、电力设计及配售电业务。本次交易后，文山电力主要业务将转变为抽水蓄能、调峰水电和电网侧独立储能业务的开发、投资、建设和运营。

公告显示，本次交易置入南方电网调峰调频公司资产预估值130亿元至160亿元，调峰调频公司（包含拟剥离气电业务相关资产负债及持有绿色能源混改基金的合伙份额）2020 年净利润84,436.84 万元，对应市盈率分别为15.40倍和18.95倍。截至2021年6月30日调峰调频公司归属于母公司所有者权益为109.37亿元，对应市净率分别为1.19倍和1.46倍。

据了解，南方电网调峰调频公司主营业务为抽水蓄能、调峰水电和电网侧独立储能等，其已投产运营5座装机容量合计 788 万千瓦的抽水蓄能电站、2座装机容量合计 192 万千瓦的调峰水电 站、1座装机容量 10MW 的电化学储能电站，在建 2 座装机容量合计 240 万千瓦的抽水蓄能电站。已经运营电站分布于 6 个子公司和 1 个分支机构。截至2021年6月末，调峰调频公司总资产为319.36亿元。

基本情况为：

关于预案披露，近期国家发改委下发《关于进一步完善抽水蓄能价格形成 机制的意见》（以下简称 633 号文）要求自 633 号文印发之日起，新投产的抽 水蓄能电站按 633 号文规定电价机制执行，已投运的抽水蓄能电站将于 2023 年按 633 号文规定重新核定电价水平，请公司补充披露：（1）该政策与先行抽 水蓄能价格机制的主要区别，对抽水蓄能电价的主要影响；（2）政策实施以后， 公司相关业务的盈利模式将产生何种变化；（3）政策将对公司未来利润情况造 成何种影响，并充分提示风险。

文山电力表示，633 号文出台前，抽水蓄能电站的电价政策执行 2014 年出台的《国家发展 改革委关于完善抽水蓄能电站价格形成机制有关问题的通知》（发改价格〔2014〕 1763 号）。1763 号文规定，在电力市场形成前，抽水蓄能电站实行两部制电价，容量电费用于弥补抽水蓄能电站的固定成本及准许收益，电量电费用于补偿抽 水蓄能电站抽发电损耗等变动成本。

1763 号文规定，2014 年 8 月之后新投产或已投产未核定电价的抽水蓄能电 站执行两部制电价；已核定电价的抽水蓄能电站也逐步实行两部制电价。截至 目前，全国范围内分别有一定数量的电站执行单一制电价（即单一容量电价） 和两部制电价（即容量电价加电量电价）。调峰调频公司下属的广蓄电站、惠蓄 电站目前执行单一容量电价，其余抽水蓄能电站执行两部制电价。

抽水蓄能电站电费的回收渠道方面，1763 号文提出：“电力市场化前，抽 水蓄能电站容量电费和抽发损耗纳入当地省级电网（或区域电网）运行费用统 一核算，并作为销售电价调整因素统筹考虑”。2016 年国家发改委颁布出台的 《省级电网输配电价定价办法（试行）》（发改价格〔2016〕2711 号）中，提出 抽水蓄能电站不纳入（省级电网企业）可计提收益的固定资产范围，相关费用 不计入输配电定价成本。2019 年，国家发改委修订《输配电定价成本监审办法》 （发改价格〔2019〕897 号，以下简称“897 号文”），亦将抽水蓄能电站的成本 费用列为与电网企业输配电业务无关的费用，不计入输配电定价成本。

2021 年 4 月 30 日，国家发改委发布了《国家发展改革委关于进一步完善 抽水蓄能电站价格形成机制的意见》（发改价格〔2021〕633 号），相比于 1763 号文及 897 号文的主要区别以及对抽水蓄能电价的主要影响在于：

（1）明确抽水蓄能电站的成本疏导机制：明确“政府核定的抽水蓄能容量 电价对应的容量电费由电网企业支付，纳入省级电网输配电价回收”，并进一步 完善了根据电站功能和服务情况，抽水蓄能电站容量电费在多个省级电网的分 摊方式、在特定电源和电力系统间的分摊方式；明确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。633 号文的出台，进一步明 确了抽水蓄能电站容量电费向终端用户电价疏导的价格政策。

（2）坚持并优化抽水蓄能两部制电价政策： 1）容量电价方面：明确以政府定价方式形成容量电价。制订了《抽水蓄能 容量电费核定办法》，在成本调查基础上，对标行业先进水平合理确定核价参数，明确经营期内资本金内部收益率按 6.5%核定，按照经营期定价方法核定容量电 价，并随省级电网输配电价监管周期同步调整。

2）电量电价方面：以竞争方式形成电量电价。明确有电力现货时的电量电 价按现货市场价格及规则结算，抽水蓄能电站在电力系统中削峰填谷、低抽高 发的运行特性将受益于现货市场的逐步推行；无现货市场的区域抽水电价按燃 煤发电基准价的 75%执行，并鼓励采用竞争性招标采购方式形成抽水电价，上 网电价按燃煤发电基准价执行。

（3）强化与电力市场建设发展的衔接：构建辅助服务和电量电价相关收益 分享机制，收益的 20%留存给抽水蓄能电站分享，80%在下一监管周期核定电 站容量电价时相应扣减，推动抽水蓄能电站作为独立市场主体参与市场

关于政策实施以后，公司相关业务的盈利模式将产生何种变化。

根据 633 号文要求：“（一）本意见印发之日前已投产的电站，执行单一容 量制电价的，继续按现行标准执行至 2022 年底，2023 年起按本意见规定电价 机制执行；执行两部制电价的，电量电价按本意见规定电价机制执行，容量电 价按现行标准执行至 2022 年底，2023 年起按本意见规定电价机制执行；执行 单一电量制电价的，继续按现行电价水平执行至 2022 年底，2023 年起按本意 见规定电价机制执行。（二）本意见印发之日起新投产的抽水蓄能电站，按本意 见规定电价机制执行。”

因此，根据 633 号文要求，目前标的公司全部 5 个在运电站在 2022 年底之 前将继续执行现行定价模式，2023 年后，广蓄一期由于与港蓄发等协商定价， 不属于 633 号文政府定价范围，因此现有电价不发生变化；执行单一容量电价 模式的广蓄二期及惠蓄电站将变更为两部制电价，重新核定容量电价；执行两 部制电价的清蓄、深蓄及海蓄定价模式不变，但容量电价将重新核定。

633 号文执行后，各适用的抽水蓄能电站的电价形式得以统一，均执行明 确的两部制电价制度，健全了抽水蓄能电站费用的分摊疏导机制，为抽水蓄能 电站通过电价回收成本并获得合理收益提供保障。

633号文对抽水蓄能电站的电价政策进行了明确，因此对标的公司未来利润 的影响本质是通过影响收入，及引导成本不断优化而产生的。

对收入的影响主要体现在对电量电价和容量电价的影响两方面：

（1）政策变化通过电量电价对收入产生的影响

633号文要求，已投产的、执行单一容量制电价的，继续按现行标准执行至 2022年底，2023年起按本意见规定电价机制执行两部制电价。截至目前，调峰调 频公司下属的广蓄电站和惠蓄电站由于历史原因，执行单一容量制电价，因此后 续广蓄二期和惠蓄电站按633号文要求执行两部制电价后，将有新增的电量电价 收入。 

根据633号文提出的“以竞争性方式形成电量电价”的指导精神，未来将通过 发挥电力现货市场作用或引入竞争机制的办法，推动抽水蓄能电站进入市场，因 此，根据633号文相关精神，未来电量电价的形成将通过现货市场或竞价机制形 成，本质上实现电量电价向市场的疏导。报告期内，调峰调频公司下属的执行两 部制电价的抽水蓄能电站，其上网电价按燃煤发电基准价执行，抽水电价按燃煤 发电基准价的75%执行，未来，对于包括前述已执行两部制电价的抽水蓄能电站在内的全部抽水蓄能电站来说，按照633号文的有关要求，随着电力市场的逐步 建设和发展，其抽水电价、上网电价将由市场化因素影响，而非固定价格水平， 进而给电量电价收入带来不确定性，使其进一步体现出可变收入的特点。

（2）政策变化通过容量电价对收入产生的影响

633号文明确了容量电价的核定方法，即经营期定价法，并制定了明确的《抽 水蓄能容量电价核定办法》。根据《抽水蓄能容量电价核定办法》，在抽水蓄能 电站实际成本调查的基础上，部分核价参数（如运行维护费率）对标行业先进水 平，按照6.5%的资本金内部收益率、40年经营期的参数设置，并随省级电网输配 电价监管周期同步调整。

调峰调频公司下属的抽水蓄能电站将于2023年开始执行按新政策核定的容 量电价。考虑到政府成本调查及核定结果、行业先进水平的部分参数等不确定性， 633号文对现有在运电站容量电价的影响尚不明确。此外，633号文明确抽水蓄能 容量电价随省级电网输配电价监管周期（目前暂为三年）同步调整，即每三年要 求容量电价进行一次调整，将导致容量电价由现行的长期固定金额转变为动态调 整的金额。