2025年南网储能研究报告：充分受益于“电改”的储能龙头

股价复盘

2021 年底抽蓄资产注入带动股价大幅上涨，新型电力系统对储能的需求 2022 年再次带来 超额收益。2021 年 10 月以前，公司作为一家运营文山县当地电网和小水电的企业，股价 表现较为平淡，相对上证指数收益率也基本处于负值状态。公司股价和相对收益的两次拉 升主要来自：1）抽蓄资产注入。2021 年 9 月 27 日，公司发布“关于筹划重大资产重组事 项的停牌公告”。2021 年 10 月 16 日，公司股票复牌及发布重大资产重组预案，投资者当 时对南方电网调峰调频公司资产注入预期开始带动公司股价大幅上涨，超额收益率最高达 到 150%以上。2）作为调峰成本较低的灵活性电源之一受到投资者关注。2022 年 7 月开始， 全国来水偏枯及高温干旱背景下，缺电较为严重，新型电力系统改革逐步落地，投资者认 识到灵活性电源的重要性，而抽水蓄能是目前调峰成本最低的灵活性电源之一，公司股价 及超额收益也于 2022 年 7-8 月再次出现一波小高峰，期间最高超额收益率约 140%。

投产空白期股价横盘 2 年，2025 年底受益于储能再次迎来上涨。2023 年 5 月，国家发改 委第一次针对“633”号文抽蓄两部制定价原则核准了存量抽蓄的容量电价，定价结果不及 预期导致公司股价大幅回落。2025 年 8 月之前，公司无增量项目投产，抽蓄电站盈利稳定， 业绩主要跟随调峰水电的利用小时波动，股价整体表现平淡。2H25 开始市场对调节性资源 和储能的关注度再次被点燃，同时储能的盈利模式也逐步清晰，主因 1）2026 年开始新能 源全面入市后电价峰谷价差可能会拉大和 2）容量电价政策逐渐完善；结合公司在建的梅州 二期和南宁抽蓄陆续投产，股价可能步入上涨通道。

新型电力系统调节性资源稀缺，看好抽水蓄能盈利能力

抽蓄电站是重要的调峰调频电源之一，能够进行削峰填谷、系统调频调相、应急与黑启动等应 用。在我国现有主要储能手段中，抽蓄具有技术成熟、容量大、应用广、成本低等优势。目前 火电一次调频性能受锅炉蓄热等问题限制，且电力清洁化要求控制火电厂体量，限制了火电改 造的收益；各类新型储能目前成本相对较高，技术路线有待完善，电池储能时长通常较短（2-4 小时），短期来看抽水蓄能仍将是灵活性资源的主要来源。

2021 开始确定“两部制电价”盈利模式，保底 6.5%资本金 IRR

近年来抽蓄电价制度经历数次改动，2021 年发改委的最新意见为两部制电价。过往抽蓄电站 曾采用固定租赁费制度与单一容量制度，电网所付年租金或电费与具体用电量不关联，电站 奖励机制基本空白；2014 年，发改委正式采取两部制电价，且允许抽蓄电站将容量电费和抽 发损耗纳入电网运行费用统一核算并纳入终端电费考量；然而，国家于 2019 年将抽蓄电站成 本移出输配电的定价成本，并于 2020 年将抽蓄电站移出可计提收益，对行业造成一定打击。 直到 2021 年 4 月 30 日，国家发改委发布发改价格〔2021〕633 号文《关于进一步完善抽水 蓄能价格形成机制的意见》（2023 年开始实施），指出要“以两部制电价政策为主体，进一步 完善抽水蓄能价格形成机制，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， 同时强化与电力市场建设发展的衔接，逐步推动抽水蓄能电站进入市场”。

两部制电价=容量电价+电量电价。容量电费回收除抽发运行成本外的综合性成本。电量电 价用于回收抽水、发电的运行成本，以体现抽水蓄能电站提供调峰服务的价值。抽蓄电站 执行电量电价的收入来源于提供调峰调频等服务，成本来源于电能转换为势能时所消耗的 电量。根据电力现货市场运行与否，抽水电价及上网电价所执行的电价政策不同。电力现 货市场运行机制下，电量电价盈利主要取决于峰谷价差大小，峰谷价差越大，盈利越好。

对于新建抽蓄机组，暂不考虑现货市场机制，我们进行了容量电价测算：根据发改价格〔2021〕 633 号文所规定的容量电价计算机制，按 6.5%核定经营期内部收益率；年净现金流=年现 金流入－年现金流出（均不含税），其中年现金流入为实现累计净现金流折现值为零时的年 平均收入水平，包括固定资产残值收入（仅经营期最后一年计入）；年现金流出=资本金投 入+偿还的贷款本金+利息支出+运行维护费+税金及附加。基于我们的核心假设，使用 excel 单变量求解得到抽蓄电站容量电价为 556 元/千瓦。

633 号文中提出收益分享机制，现货价格对抽蓄电站的盈利能力影响很小。633 号文收益 分享机制为：3 年为一个监管周期，上一监管周期内形成的电量电价收益，在抽水蓄能电站 和电网间进行二八比例分成，80%的部分在下一监管周期核定电站容量电价时相应扣减。 我们认为该措施主要是为了调动抽水蓄能电站和电网参与电价市场化改革的积极性并逐步 推动抽蓄电站能够自负盈亏。若抽蓄电站上网电价和抽水电价价差在参考现货市场交易高 低价差或抽蓄电站直接参与现货市场的情况下，其电量电费收益将显著高于现行阶段，也 将在后续监管周期中逐步实现电量电费收益覆盖容量电费收益。

抽蓄电站的单位价值：“633 号文”下容量电价起到了决定性作用

抽水蓄能电站整体 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/瓦的 抽蓄项目，容量电价对项目价值起到了决定性作用：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 万千瓦的抽蓄项目价值为 15-22 亿元。

2023 年中央发改委基于“633 号文”（《关于进一步完善抽水蓄能价格形成机制的意见》）首 次核定了全国 2025 年底之前投产的所有抽蓄项目容量电价“533 号文”，新建机组容量电 价在每千瓦 471-690 元范围内。

抽水蓄能电站整体 NPV 对现货峰谷电价敏感性明显低于容量电价。虽然抽蓄电站自身仅被 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。以 5%为贴现率 的项目，度电峰谷价差增加 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。

以同样的机制测算容量电价，抽蓄 LCOS 相比电池储能有竞争优势

关于容量电价的市场化机制我们在 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。根据我们的测算，即便按照 330 元的容量电价标准，抽蓄 可获得的容量电价约 220-270 元/千瓦，明显低于按照 6.5%资本金 IRR 核算的机组容量电 价（发改委 533 号文），也意味着抽蓄电站需要通过参与电能量市场（现货市场）和辅助服 务市场再去回收一部分盈利。

考虑容量电价标准每千瓦 330 元情况下所有调节性机组（包括抽蓄、新型储能和火电）同 步分享容量电价，倘若抽蓄和电池储能的等效利用小时相同，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（0.32-0.50 元/度）。

本质原因在于：1）目前新型储能的成本相较传统抽水蓄能更高，2）抽蓄按照库容设计通 常充放电达到 6 小时以上，符合河北、甘肃等地对长时储能的要求，3）考虑电量，按照目 前的造价抽蓄 LCOS 还是低于锂电池储能；4）抽蓄作为水电站的项目经营期 40 年起步， 而电化学储能的寿命与衰减速率依然面临挑战，很有可能并不一定可以达到理论循环次数。

参考 2024-25 年 9 月现货市场正式运行省份的价格，只有蒙西、山西和山东三个地区的现 货峰谷价差可以让新型储能在合理容量电价的机制下有 6.5%以上的资本金回报率，大部分 省份的峰谷价差都可以满足抽蓄的回报率要求（广东压力较大）。

南网储能：稀缺储能运营投资标的，抽蓄市占率全国第 2

作为中国上市企业中稀缺的纯正储能运营标的，南网储能背靠强大的股东——南方电网， 是国内最早开始从事电网侧储能电站投资与运营的企业之一。截止 2025 年 6 月，公司在运 机组总装机容量 1296.42 万千瓦，其中抽水蓄能 1028 万千瓦、新型储能 65.42 万千瓦、调 峰水电 203 万千瓦；公司抽水蓄能的市占率 16.5%，仅次于国家电网。

中国第二大抽蓄企业，市占率仅次于国网新源

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。

2030 年之前抽蓄装机或还有翻倍以上的增长空间

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。

存量项目：容量电价已经确定，DCF 价值约 180-220 亿元

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。

在建项目：电价机制尚未确定，DCF 价值取决于峰谷价差和利用小时

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。

筹建项目：企业主动权更高，成本把控也会更严格

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）。

电化学储能：各地盈利模式差异较大

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。

调峰水电：仅天生桥二级电站估值在 68-70 亿元

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。

编辑：火腿肠