稀缺储能运营投资标的，抽蓄市占率全国第 2。
根据能源局数据，截止 2025 年 9 月全国抽蓄项目已经投产装机容量为 6267 万千瓦，提前 完成国家“十四五”目标。根据我们统计，截止 2025 年 10 月，在建项目尚有 15578 万千 瓦，尚未开工的储备项目还有 44805 万千瓦。
分集团来说，截止 2024 年底存量项目中国网新源和南网储能占比分别为 69%和 17%，但 是在建项目中占比仅为 23%/7%，新项目的参与主体更为广泛。2021 年“633 号文”两部 制电价政策明确后，抽蓄盈利的稳定性大幅提升，地方国企、电力央企、其他类型央企、 各类民营企业等建设主体纷纷涌入抽水蓄能的赛道，对新项目的获取与推进热情高涨。根 据我们统计，即便相比国网和三峡，南网储能的在建项目单位投资额具备优势，对于固定 成本占比较高的抽蓄电站而言，这意味着未来更有竞争力的 LCOS。
截止 2025 年 6 月底，公司抽水蓄能装机容量 1028 万千瓦，2029 年或达到 2108 万千瓦， 2025-29 年的 CAGR 增速为 23%；考虑股权比例，公司的权益装机容量或从 807 万千瓦提 升至 1815 万千瓦，2025-29 年 CAGR 为 26%。考虑在建项目全容量并网，公司的抽水蓄 能装机在 2029 年或将达到 2108 万千瓦，权益装机 1815 万千瓦，相比 2025 年 6 月分别 有 105%和 125%的增长空间。
截止 2025 年 10 月公司所有在建和在役项目的容量电价已经确定，其中广蓄一期因为涉及 和香港（中电控股）合作，容量电价我们通过重组说明书公布的数据倒推大约为 198 元/千 瓦，其余均来自中央发改委 2023 年公布的“533”号文。从今年开始投产的南宁抽蓄和梅 州二期开始，目前容量电价尚未确定，有待进一步政策明确。
我们建立 DCF 模型对存量项目进行测算，影响每个项目价值的核心不同参数主要是造价与 容量电价，根据我们测算在 5%-6.5%的折现率条件下，如果存量项目均不入市参与现货交 易整体股权价值约 150-218 亿元。峰谷价差每提升 0.1 元/度，存量项目的股权价值会提升 约 20-30 亿元。假设存量项目 6.5%资本金 IRR 的盈利模式不变，存量项目的回报和盈利稳 定性的确定性较高，现金流主要来自电网月结的电费（不存在任何形式的补贴），故我们认 为折现率应在 5%-6.5%的偏下范围，股权价值在 186-218 亿元范围。
对在建 1080 万千瓦项目的估值，容量电价我们统一按照 2025 年 9 月的深度报告《电价： “电量”向左，“容量+调节”向右》中的测算，考虑全部机组进入市场化交易。考虑到增 量项目可能不会类似存量项目那样大部分收入来自稳定的容量电价，故我们认为 6.5%左右 的折现率更为合适。在这种情况下，峰谷价差无疑是最重要的影响因素之一，此外抽发次 数（利用小时）也是重要指标。乐观假设未来的利用小时约 1469，相当于是 4 小时电化学 储能平均每天 1.5 次充放的概念（低于此电化学储能的盈利性压力较大），峰谷价差在 0.15-0.3 的范围内，公司在建项目 DCF 价值为 136-381 亿元。
保守起见，我们以 2024 年全国抽蓄平均利用小时 1200 作为基础假设，根据我们的测算， 现货价差在 0.15-0.3 元之间，增量项目投产后的 DCF 价值在 99-300 亿元。总体来说，我 们认为明年开始新能源项目全面入市后现货峰谷价差拉大与调节性储能机组充放电次数提 升或是大势所趋。
对于未开工项目，公司的选择权就更为明显了，倘若新项目根据抽蓄电价新政 IRR 无法达 到合理回报，完全可以选择不开工建设，或至少会选择去控制造价从而获得更好的盈利。 不像在建项目，开工初期有“633”号文保障收益，无论成本多高都有 6.5%的 IRR，相当 于是“报销制”，所以企业对成本的控制也不会特别严格。根据我们不完全统计，公司目前 尚在前期阶段的抽蓄项目至少有 2580 万千瓦，根据（表 9-10）测算，如果新项目要求的 资本金 IRR 6.5%，单瓦 NPV 建成后约 1.5 元，相当于一个 120 万千瓦的典型项目 DCF 价 值约 18 亿元（6.5%的贴现率）。
关于储能的盈利模式与测算我们在 2025 年 9 月的深度报告《电价：“电量”向左，“容量+ 调节”向右》中有过深入分析，总体来说因为目前尚未有全国统一的容量电价机制出台， 所以 DCF 分析难度较高。倘若我们以一个 300mw 的典型项目为例，在以下假设下，该项 目 DCF 估值约 2.8 亿元，资本金 IRR 为 6.3%；公司目前新型储能在役 65.42 万千瓦，储 备项目较为丰富，核心取决于各地给出的边界条件。
公司调峰水电主要包括： 1) 132 万千瓦的天生桥水电二级（2000 年全年投产，西电东送第一个电源点）， 2) 60 万千瓦的鲁布革水电（1992 年全面投产，属 2004 年之前并网的优先发电机组）， 3) 11 万千瓦文山小水电。 前两个大型水电在云南和广东的调度优先级高，电价稳定性强，贷款基本还完，剩余折旧 较少，盈利能力突出。仅天生桥二级水电，过去 5 年利润均值约 4.3 亿元，参考桂冠电力 和华能水电 2025 年的 P/E（截止 2025 年 11 月 7 日），公司持有的 75%股权对应价值至少 62-67 亿元。
