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南网储能研究报告：充分受益于“电改”的储能龙头。

“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。