南网储能(600995)：充分受益于“电改”的储能龙头

2026 年开始新能源项目全面入市，电价或能更客观反映供需与消纳，现货价格大概率波动加大，调节性资源(包括抽水蓄能、新型储能和火电)的盈利空间有望得到释放。南网储能作为中国稀缺的上市储能运营商，或将充分受益于电改趋势。我们对公司在手项目做出DCF 测算，认为存量抽蓄的估值180-200 亿元，在建项目的估值136-380 亿元，调峰水电估值62 亿元以上。由于调峰水电的利用小时恢复超预期，我们上调盈利预测与目标价，维持“买入”(公司前三季度业绩已经超过我们2025 年全年盈利预测)。

“633”号文两部制电价背景下，抽蓄盈利能力主要取决于容量电价抽水蓄能电站NPV 与容量电价关系密切：根据我们的测算，对于单位造价6.5 元/瓦(南网储能在建项目单位造价均值)的项目，不考虑现货市场收益，倘若容量电价小于500 元/千瓦时，该项目DCF 价值为负;容量电价在550元/千瓦时，该项目投产后NPV 为1.2-1.8 元/瓦，也就是一个典型120 万千瓦的项目价值为15-22 亿元。虽然抽蓄电站仅被允许保留20%的电量电价收益，但是峰谷价差对抽蓄的影响也较为可观：5%贴现率假设下，峰谷价差每增加0.1 元，单瓦NPV 或可增加0.4-0.5 元，也就意味着一个典型120万千瓦的抽蓄项目DCF 价值可以增加5-6 亿元。

倘若增量项目容量电价下降，抽蓄要求的峰谷价差低于电池储能考虑每千瓦330 元的容量电价标准，抽蓄需要0.14-0.27 元的峰谷价差才可以获得6.5%资本金IRR——该要求低于新型储能的0.32-0.50 元/度。若容量电价完全取消，即使是成本更低的抽蓄要获得6.5%的IRR 也需要0.4 元/度以上的峰谷价差(年均1.5 次充放)，目前我国大部分省份的峰谷价差还不足够，所以短期内容量电价机制对各种类型的储能来说都至关重要。截止1H25，公司抽水蓄能在建装机容量1080 万千瓦，相比在役1028 万千瓦的规模，我们测算2025-29 年抽蓄装机容量的CAGR 为23%/26%(控股/权益口径)，尚在前期阶段的抽蓄至少还有2580 万千瓦。

我们与市场观点不同之处

市场或认为公司股价静态PE 较高，但我们：1)以5%的贴现率折现存量项目(“两部制”电价机制与各电站的容量电价已经明确)，2)以6.5%的贴现率折现在建项目，3)调峰水电盈利能力较高，我们仅对其中的天生桥二级电站根据可比公司进行估值。我们测算得到公司所有水电站合计估值在380-645 亿元：其中存量抽蓄的估值在180-200 亿元，在建抽蓄的估值在136-381 亿元，调峰水电估值在62 亿元以上，这还未考虑公司储备的待开工抽蓄项目。抽蓄以外，新型储能发展空间广阔，公司目前在役项目均为容量租赁模式，盈利方式也较为稳定，或提供市值向上弹性。

盈利预测与估值

我们上调公司2025-27 年归母净利润(10%,11%,13%)至16.3、18.2 和19.7亿元(CAGR 为20%)，对应EPS 为0.51、0.57、0.62 元。上调主要是考虑到公司调峰水电利用小时恢复到历史较好水平。基于可比公司市盈率估值，给予公司2025 年31 倍 PE 估值(相当于可比公司市盈率基础上再给予20%溢价，主要考虑到公司未来3 年新项目密集投产，利润增速较高)，上调目标价为15.81 元(前值13.75 元，目标PE 也是31 倍)，对应目标市值505 亿元。

风险提示：增量抽蓄项目盈利模式存在较大不确定性;现货市场多变，储能资产的利用小时和可以获取的价差较难预测;上市公司层面，项目储备较多利好公司长期发展，但是对短期资本开支及分红可能有负面影响。