南网储能充分受益于“电改”的储能龙头

正文目录投资要点 4新型电力系统背景下，储能资产是刚需，抽蓄发展空间广阔 4抽蓄相比电池储能优势明显，无惧市场化挑战 4“两部制”电价机制明确的存量项目具备稀缺性，增量项目有成本优势 4市场担忧公司静态PE较高，我们认为长周期资产DCF价值更有参考意义 4股价复盘 5新型电力系统调节性资源稀缺，看好抽水蓄能盈利能力 62021开始确定“两部制电价”盈利模式，保底6.5%资本金IRR 6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 8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 10南网储能：稀缺储能运营投资标的，抽蓄市占率全国第2 12中国第二大抽蓄企业，市占率仅次于国网新源 122030年之前抽蓄装机或还有翻倍以上的增长空间 13存量项目：容量电价已经确定，DCF价值约180-220亿元 13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 14筹建项目：企业主动权更高，成本把控也会更严格 14电化学储能：各地盈利模式差异较大 15调峰水电：仅天生桥二级电站估值在68-70亿元 15盈利预测 17主要假设变化 17上调目标价 17风险提示 17投资要点新型电力市场发展过程中对储能的需求首当其冲，而抽蓄的成本和安全性相比电池储能具备显著优势，南网储能作为其中稀缺的上市标的，优质的存量项目市占率仅次于国网，增新型电力系统背景下，储能资产是刚需，抽蓄发展空间广阔抽水蓄能作为技术最成熟、经济性最优、具有大规模开发潜力的绿色灵活调节电源，对保障电力系统稳定运行和国家能源安全意义重大。2021-2024vsCAGR17%30%，抽蓄增速显著低于风电光伏装机总量增速，发展速度尚显不足。我国正处于构建新型电力系统的关键时期，新能源装机容量快速提升、占比持续扩大，对调节性电源的需求与日俱增。抽蓄相比电池储能优势明显，无惧市场化挑战6小时以上，符合河北、甘肃等地对长时储能的要求；考虑电量，按照目前的造价抽蓄LCOS明显低于锂电池储能，且电化学储能的寿命与衰减速率依然面临挑战，很有可能并不一定图表1：新型电池储能与抽水蓄能的LCOS比较单位投资条件LCOS（元/度）单位投资LCOS（元/度）抽水蓄能 6.5元/瓦1469利用小时0.375元/瓦0.30电池储能 1元/瓦时1.5次充放0.460.8元/瓦时0.37测算参数：电化学储能300mw/1200mwh，两者利用小时根据充放次数等效换算两部制电价机制明确的存量项目具备稀缺性，增量项目有成本优势截止2025年10月，公司目前在役和在建的2108万千瓦抽蓄中超过一半（1028万千瓦）已经由533号文确定两部制电价机制与容量电价，盈利稳定性较高，占全国所有存量项目的20%。倘若增量项目的容量电价下降，这意味着存量项目的稀缺性更加突出，而公司拥有全国第二大相对稳定回报的存量抽蓄项目，估值或尚未体现。公司在建项目平均造价低于国网，明显低于第三大抽蓄投资商三峡集团，这也意味着在建项目公司或可享有更低的LCOS。市场担忧公司静态PE较高，我们认为长周期资产DCF价值更有参考意义我们测算：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380-645180-200136-380亿元，调峰水电65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。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%。图表2：2021年至今公司股价及相对上证指数收益率走势相对收益率股价相对收益率股价（元/股）160%140% 20120%100% 1580%60% 1040%20% 50%2021-012021-042021-072021-102022-012022-042022-072022-102023-012023-042023-072023-102024-012024-042024-072024-102025-012025-042025-072025-10-20% 02021-012021-042021-072021-102022-012022-042022-072022-102023-012023-042023-072023-102024-012024-042024-072024-102025-012025-042025-072025-10注释：相对收益=公司股价收益率-上证指数收益率，收益率计算基准日为2021年1月4日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2021开始确定两部制电价盈利模式，保底6.5%资本金IRR2019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。图表3：抽水蓄能政策历史回顾政策日期 发布主体 政策名称 相关重点内容2014年7月 国家发改委《关于完善抽水蓄能电站价格形成

电力市场形成前，抽水蓄能电站实行两部制电价。电价按照合理成本加准许收益的原则核定。其制有关问题的通知》(发改价格〔2014〕中，成本包括建设成本和运行成本;准许收益按无风险收益率（长期国债利率）加1%一3%的风1763号)2014年11月 国家发改委《关于促进抽水蓄能电站健康有序发展有关问题的意见》（发改能源[2014]2482号）2021年4月 国家发改委《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﹝2021﹞633号）2021年9月 国家能源局《抽水蓄能中长期发展规划(2021-2035年)》2023年5月 国家发改委《关于抽水蓄能电站容量电价及有关（2023号）

险收益率核定。（一）两部制电价中，容量电价主要体现抽水蓄能电站提供备用、调频、调相和黑启动等辅助服务价值，按照弥补抽水蓄能电站固定成本及准许收益的原则核定。逐步对新投产抽水蓄能电站实行标杆容量电价。（二）电量电价主要体现抽水蓄能电站通过抽发电量实现的调峰填谷效益。主要弥补抽水蓄能电站抽发电损耗等变动成本。电价按当地燃煤机组标杆上网电价执行。（三）电网向抽水蓄能电站提供的抽水电量电价按燃煤标杆上网电价的75%执行。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。针对目前我国电力市场尚不完善的情况，为发挥电站的系统效益和作用，现阶段按照发改价格[2014]176320251亿千4%左右。完善容量电价核定机制：在成本调查基础上，对标行业先进水平合理确定核价参数，经营期内资6.5%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。鼓励抽水蓄能电站参与辅助服务市场或辅助服务补偿机制，上一监管周期内形成的相应收益，以及执行抽水电价、上网电价形成的收益，20%由抽水蓄能电站分享，80%在下一监管周期核定电站容量电价时相应扣减，形成的亏损由抽水蓄能电站承担。以竞争性方式形成电量电价：在电力现货市场运行的地方，抽水蓄能抽水电价、上网电价按现货市场价格及规则结算；抽水电量不执行输配电价、不承担政府性基金及附加。在电力现货市场尚75%采购，抽水电价按中标电价执行，因调度等因素未使用的中标电量按燃煤发电基准价执行。抽水蓄能电站上网电量由电网企业收购，上网电价按燃煤发电基准价执行。2025年抽水蓄能投产总规模较十三五翻一番，达到6200万千瓦以上；到2030年，抽水蓄能投产总规模较十四五再翻一番，达到1.2亿千瓦左右；到2035年，形成满足新能源高比例大规模发展需求的，技术先进、管理优质、国际竞争力强的抽蓄现代化产业，培育形成一批抽蓄大型骨干企业。按照《国家发展改革委关于进一步完善抽水蓄能价格形成机制的意见》（发改价格﹝2021﹞633号）202548座抽水蓄能电站容量电价。政策日期发布主体政策名称相关重点内容2024年1月国家发改《关于加强电网调峰储能和智能化调到2027年，电力系统调节能力显著提升，抽水蓄能电站投运规模达到8000万千瓦以上委、能源局度能力建设的指导意见》2024年2月国家发改委《国关于建立健全电力辅助服务市场优化调峰、健全调频辅助服务交易和价格机制，为抽水蓄能在转动惯量、爬坡能力等价值实现提价格机制的通知》供市场。2024年3月国家能源局《2024年能源工作指导意见》优化抽水蓄能中长期发展规划布局2024年10月国家发改委《关于大力实施可再生能源替代行动有序建设抽水蓄能电站的指导意见》2024年11月国家能源局《中华人民共和国能源法》国家合理布局、积极有序开发建设抽水蓄能电站，推进新型储能高质量发展，发挥各类储能在电力系统中的调节作用。2025年1月国家能源局《抽水蓄能电站开发建设管理暂行办规范抽水蓄能电站开发建设管理，推动行业持续、稳定、健康发展，积极有序开发建设抽水蓄能法》电站。发改委，能源局两部制电价=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。图表4：抽水蓄能电站电量电价执行办法电力现货市场运行电力现货市场尚未运行电力现货市场运行电力现货市场尚未运行抽水 上网 抽水 上网按现货市场价格及规则结算 按现货市场价格及规则结算 抽水电量可由电网企业提供水电价按燃煤发电基准价的75%执行注：抽水蓄能电站抽水电量不执行输配电价、不承担政府性基金及附加

鼓励委托电网企业通过竞争性招电量按燃煤发电基准价执行

上网电量由电网企业收购，上网电价按燃煤发电基准价执行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》、2021〕6336.5%核定经营期内部收益率；年净现金流=年现金（均不含税，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+excel单变量求解得到556元千瓦。容量电价部分指标假设值备注抽蓄电站建设单位综合成本容量电价部分指标假设值备注抽蓄电站建设单位综合成本*电站运营年限（折旧年限）资本金比例固定资产残值率造价中缴纳增值税部分成本占比6.5元/W40年20%5%75%15%2.5%25年等额本金2.0%6.5%633号文633号文一般残值率0%-10%，取中间值若采购方、施工单位不具有一般纳税人资格，其增值税不能抵扣进项税，保守考虑为造价的75%三年免税，三年减半（年2.5%633号文633号文所得税率贷款期限还款方式贷款利率经营期内部收益率电量电价部分指标假设值备注，是否有现货市场 无年有效利用小时数 1800小时 参考2021年开始陆续投产的丰宁抽蓄电站设计利用小时约1837小时基准电价（放电电价） 0.453元/千瓦时取任意一省份基准电价（由于假设无现货市场，不影响容量电价测算结果，但会影响调峰成本）抽水电价 0.340元/千瓦时由于抽四发三，基准电价的75%注：代表关键假设国家发改委官网、《基于全寿命周期成本的储能成本分析》（傅旭、李富春等，2020年）、预测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NPV6.5元/瓦的500元千瓦时，该项目DCF550元NPV1.2-1.8元/瓦，也就是12015-22亿元。图表6DCF

容量电价（元/千瓦）建成后NPV（元/瓦）300400500550600650700贴现率5.0%(1.7)(0.2)1.21.82.43.03.75.5%(1.6)(0.2)1.11.72.22.83.46.0%(1.6)(0.2)1.01.52.12.63.26.5%(1.5)(0.2)0.91.41.92.53.07.0%(1.5)(0.3)0.81.31.82.32.87.5%(1.4)(0.3)0.81.21.72.22.6注：其余假设参数参照图表2测算图表7DCF

容量电价（元/千瓦）建成前NPV（元/瓦）300400500550600650700贴现率5.0%(0.08)(0.02)0.040.070.100.130.155.5%(0.08)(0.02)0.040.070.090.120.156.0%(0.08)(0.02)0.040.060.090.120.146.5%(0.07)(0.02)0.040.060.090.110.147.0%(0.07)(0.02)0.030.060.080.110.137.5%(0.07)(0.02)0.030.060.080.100.12注：其余假设参数参照图表2测算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。图表8：2023年按照2021年633号文核定的各机组容量电价（历史首次）中央发改委2023年533号文NPV虽然抽蓄电站自身仅被20%5%0.1NPV0.4-0.5元，也就意味着一个典型120DCF5-6亿元。图表9

现货峰谷电价（元/度）建成后NPV（元/瓦）0.10.20.250.30.350.40.5贴现率5.0%2.322.772.993.213.443.664.115.5%2.142.572.782.993.203.413.836.0%1.992.392.592.792.983.183.586.5%1.852.232.422.612.792.983.367.0%1.742.092.272.452.632.803.167.5%1.631.972.142.312.472.642.98注：其余假设参数参照图表2测算图表10：现货峰谷电价和贴现率对于抽蓄DCF价值的影响现货峰谷电价（元/度）建成前NPV（元/瓦）0.10.20.250.30.350.40.5贴现率5.0%(2.45)(1.27)(0.21)0.280.771.261.745.5%(2.36)(1.27)(0.30)0.150.601.051.506.0%(2.27)(1.27)(0.37)0.040.460.871.286.5%(2.18)(1.26)(0.43)(0.05)0.330.721.107.0%(2.10)(1.25)(0.48)(0.13)0.230.580.937.5%(2.03)(1.23)(0.52)(0.19)0.140.460.79注：其余假设参数参照图表2测算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《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。图表11：按照甘肃330元每千瓦的容量电价标准（目前补偿标准最高）测算单位：元/千瓦十五五非20242030供需系数2024煤电20302024 2030新型储能2024抽蓄20302024风电20302024光伏20302024核电2030降温负荷增速0.3%82%70%25421737322632251816322562192.6%82%75%2542323734263241181732256234甘肃发改委官方网站 测注：新型储能单位为每千瓦时图表12：按照宁夏165元每千瓦的容量电价标准测算单位：元/千瓦十五五非降2024 2030供需系数2024煤电20302024 2030新型储能2024抽蓄20302024风电20302024光伏20302024核电2030温负荷增速0.3%82%70%127109181613211398111281092.6%82%75%12711618171321209811128117注：新型储能单位为每千瓦时甘肃发改委官方网站 测算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0.14-0.27元的峰谷6.5%IRR——该要求低于新型储能（0.32-0.50元/度。图表13：抽水蓄能资本金IRR对峰谷价差和造价的敏感性单位造价（元/瓦）资本金IRR44.555.566.57峰谷价差（元/度）0.00-3.7%-6.1%-8.4%-10.7%N/AN/AN/A0.107.7%4.9%2.6%0.7%-1.2%-2.8%-4.3%0.2017.4%13.9%10.9%8.3%6.2%4.3%2.8%0.2521.5%17.9%14.8%12.0%9.6%7.5%5.7%0.3025.1%21.5%18.3%15.5%12.9%10.7%8.7%0.4031.4%27.8%24.5%21.6%19.0%16.5%14.3%0.5036.7%33.0%29.7%26.8%24.1%21.6%19.4%注：参数：电化学储能300mw/1200mwh，两者利用小时根据电化学储能1.5次充放次数等效换算测算图表14：电化学储能资本金IRR对峰谷价差和造价的敏感性单位造价（元/瓦时）资本金IRR0.50.60.80.911.21.5峰谷价差（元/度）0.00N/AN/AN/AN/AN/AN/AN/A0.10-6.8%-12.2%-19.4%-22.1%-24.4%N/AN/A0.2013.7%4.0%-7.1%-10.7%-13.4%-18.0%-23.2%0.2525.3%12.8%-1.1%-5.4%-8.8%-13.7%-19.3%0.3038.7%22.3%5.1%0.0%-4.1%-9.9%-15.7%0.4069.1%44.6%18.6%11.4%5.8%-2.0%-9.5%0.50102.9%70.4%34.3%24.0%16.6%6.3%-3.2%注：参数：电化学储能300mw/1200mwh，两者利用小时根据电化学储能1.5次充放次数等效换算测算本质原因在于：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6LCOS还是低于锂电池储能；4）40年起步，图表15：新型电池储能与抽水蓄能的LCOS比较单位投资条件LCOS（元/度）单位投资LCOS（元/度）抽水蓄能 6.5元/瓦1469利用小时0.375元/瓦0.30电池储能 1元/瓦时1.5次充放0.460.8元/瓦时0.37注：参数：电化学储能300mw/1200mwh，两者利用小时根据充放次数等效换算测算2024-259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6.5%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。图表16：2024-25年至今主要地区现货峰谷价差（2小时储能）蒙西山东甘肃山西广东(元蒙西山东甘肃山西广东0.600.500.400.300.200.102024年2025年1月2025年2月2025年3月2025年4月2025年5月2025年6月2025年7月2025年8月2025年9月17电力，CNESA，《2024年甘肃电力市场年报》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，202561296.42102865.4220316.5%，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202596267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。图表17：抽蓄存量项目市占率（2024年底） 图表18：抽蓄在建项目市占率（2024年底）59%南网储能17%国网新源69%

三峡集团4%其他10%

三峡集团11%南网储能7%

国网新源23%公告 公告分集团来说，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。图表19：在役抽蓄平均单位投资额 图表20：在建抽蓄平均单位投资额(万/千瓦5,2005,0004,8004,6004,4004,2004,000

国网-在役 南网-在役 三峡-在役

(万/千瓦6,9006,8006,7006,6006,5006,4006,3006,200

国网-在建 南网-在建 三峡-在建公告 ，各地方政府官方新闻网站 公告 ，各地方政府官方新闻网站2030年之前抽蓄装机或还有翻倍以上的增长空间202561028万千瓦，20292108万千瓦，2025-29CAGR807万千瓦提1815万千瓦，2025-29CAGR26%。考虑在建项目全容量并网，公司的抽水蓄20292108181520256月分别105%125%的增长空间。图表21：截止2025年10月公司在役/在建抽水蓄能资产列表水电站所在地装机容量（万千瓦）投产时间股权比例广州抽蓄广东2401994/200054%惠州抽蓄广东240201154%清远抽蓄广东1282016100%深圳抽蓄广东1202018100%海南抽蓄海南602018100%梅蓄一期广东1202022100%阳蓄一期广东1202022100%南宁蓄能广西1202025100%梅蓄二期广东1202025100%肇庆浪江广东1202026-202790%惠州中洞广东1202026-202670%茂名电白广东1202027-2028100%桂林灌阳广东1202028-202990%贵港港北广西1202029100%钦州灵山广西1202029100%玉林抽蓄广西120202990%公告存量项目：容量电价已经确定，DCF价值约180-220亿元202510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。图表22：截止2025年10月公司抽水蓄能项目容量电价情况（元/千瓦）水电站容量电价（元/千瓦）装机容量（万千瓦）投产时间股权比例单位投资（元/瓦）广州抽蓄I协商定价（198）120199454%2.2广州抽蓄II338.34120200054%2.8惠州抽蓄324.24240201154%3.4清远抽蓄409.571282016100%3.9深圳抽蓄414.881202018100%6.0海南抽蓄648.76602018100%5.7梅蓄一期595.361202022100%5.9阳蓄一期643.981202022100%6.4南宁蓄能1202025100%6.6梅蓄二期1202025100%3.9肇庆浪江1202026-202790%7.2惠州中洞1202026-202670%7.0茂名电白1202027-2028100%6.5桂林灌阳1202028-202990%6.7贵港港北1202029100%6.8钦州灵山1202029100%6.4玉林抽蓄120202990%6.9公告，中央发改委DCF5%-6.5%的折现率条件下，如果存量项目均不入市参与现货交150-2180.1元/度，存量项目的股权价值会提升20-306.5%IRR（不存在任何形式的补贴5%-6.5%186-218亿元范围。图表23：不同贴现率情况下公司存量项目的股权价值（假设存量项目均不入市）贴现率4.0%4.5%5.0%5.5%6.0%6.5%DCF价值218201186173161151测算图表24：不同现货价差下公司存量项目的股权价值（假设贴现率5%）峰谷价差（元/度）0.000.100.150.200.300.40DCF价值186209220231254276测算在建项目：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 《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。图表25：假设1469利用小时，不同现货价差下公司存量项目的股权价值（假设贴现率6.5%）峰谷价差（元/度）0.100.150.200.250.300.40DCF价值（亿元）54136218300381544测算20241200作为基础假设，根据我们的测算，0.15-0.3DCF99-300亿元。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。图表26：假设1200利用小时，不同现货价差下公司存量项目的股权价值（假设贴现率6.5%）峰谷价差（元/度）0.100.150.200.250.300.40DCF价值（亿元）3199166217300433测算筹建项目：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IRR6.5%，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《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。图表27：电化学储能IRR测算主要参数发电时间充放次数次1.5年运行天数天320年充电量亿度5日充时间小时5.4日充电量亿度0.016充电效率%85%理论年放电量（不考虑衰减）亿度4.41日放电量亿度0.014放电深度%90%年有效利用小时数小时1469衰减速度%5%电价与补贴峰谷价差（含税）元/KWh0.50度电收入元/KWh0.48供需系数%80%上网电价（含税）元/KWh0.60充电电价元/KWh0.10容量电价标准元/千瓦330容量电费亿元0.45度电容量电价元/度每年0.10达标比例%68%税率销项增值税率(%)13%即征即退比例(%)50%年限年2进项税抵扣税率(%)13%所得税率(%)25%免税期年3减半期年3装机成本单位综合成本元/Wh1.2折旧年限年7电芯单位成本元/Wh0.4缴纳增值税部分的成本占比(%)75%时间小时4BMS+PACK元/Wh0.05循环次数次4800装机MW300温控与消防元/Wh0.05电芯寿命年10.0容量MWH1200EMS元/Wh0.05运营维修比例(%)3.0%储能系统成本元/Wh0.50PCS元/Wh0.05运维费用增长率(%)0.1%储能EPC成本元/Wh0.73土建与安装元/Wh0.13总投资亿元14.4整体成本元/Wh0.81电网接入元/Wh0.08固定资产残值(%)5%更换设备成本亿元4.8其他元/Wh0融资还款方式等本还款贷款比率(%)80%贷款年限年5等额还款实际贷款利率(%)2.0%上浮比例(%)-10%等本还款资产证券化比例(%)0%资产证券化年限年5折现率(%)6.5%测算结果资本金IRR投资回收期（年）LCOE（元/KWh）前3年毛利率前3年净利率 前3年ROE第3年ROE第3年ROA6.3%80.5622%14%10%7%21%全投资IRR建成后NPV（亿）建成前NPV（亿3.9% 2.8 预测调峰水电：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：12万千瓦的天生桥水电二级（0年全年投产，西电东送第一个电源点，60万千瓦的鲁布革水电（2年全面投产，属4年之前并网的优先发电机组，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54.3202520257日75%股权对应价值至少62-67亿元。2025P/E P/B（LF） 选取作为可比公司原因华能水电20.72.7 图表28：2025P/E P/B（LF） 选取作为可比公司原因华能水电20.72.7 万元）归母净利润5年均值万元）归母净利润5年均值0

2020 2021 2022 2023 2024

桂冠电力20.83.3类似鲁布革，南盘江流域均值20.73.05年利润均值（亿）中报披露的净资产（亿）天生桥二级 4.3 27.6对应估（亿元）89.9 82.575%股权对应估值（亿元） 67.4 61.9公告 注归母净利润取过去5年历史均值净资产根据2025年中报最新披露数据价截止2025年11月7日测算盈利预测基于公司前三季度预告的业绩已经超过我们全年利润预测，我们调整公司经营数据，从而2025-2715%、14%、14%16.3、18.219.7亿元，上调目标价至15.81元。主要假设变化2025102914.33我们之前的5年利润预测（8亿元，主要原因为公司调峰水电利用小时超预期