解读国投证券：南网储能（600995）稀缺抽水蓄能标的资源价值重估可期

重组之后：从区域售电到储能平台

公司前身是云南文山电力，早期业务集中在文山州的购售电、配售电和电力设计，资产扩张空间有限。2022年是关键转折点：公司置出文山州直供电、对广西趸售电及相关资产，同时通过重大资产置换及发行股份，取得南方电网调峰调频发电有限公司100%股权，同年9月完成交割并更名为南方电网储能股份有限公司。

重组后主业全面切换至抽水蓄能、调峰水电、新型储能及电网辅助服务，业务覆盖范围与产业链定位同步升级。股权上，截至2026H1南方电网直接持股65.30%，云南电网与南网产融控股分别持股4.59%、1.32%，三者构成一致行动关系，合计持股71.21%，稳定集中的股权为项目获取和电网协同提供了基础。

业绩修复：抽蓄底盘与现金流支撑

2022至2023年，重组报表口径变化、置出资产不再产生收益以及调峰水电来水偏枯，让公司业绩承压。随着不利因素消化，业绩自2024年开始修复，2025年实现营业收入73.77亿元、归母净利润16.89亿元，同比分别增长19.49%和49.89%；2026年上半年营收41.20亿元、归母净利润11.12亿元，同比再增24.83%和33.61%。

。调峰水电2025年营收23.24亿元、毛利润16.27亿元，毛利率达70.01%，提供较强弹性；新型储能与技术服务规模尚小，但增速较高。盈利质量方面，毛利率与净利率由2023年的45.93%、22.14%提升至2026H1的51.95%、32.11%，2025年经营现金流达46.23亿元。

需求侧：新能源高比例接入推升调节刚需

政策端的变化很清晰：2021年《关于加快推动新型储能发展的指导意见》和《抽水蓄能中长期发展规划（2021-2035年）》先把储能纳入电力系统规划；2024至2025年，《电力系统调节能力优化专项行动实施方案（2025-2027年）》《新型储能规模化建设专项行动方案（2025-2027年）》等文件把重心从扩大装机转向提升有效调节能力。2026年6月《新型能源体系建设“十五五”规划》进一步提出，到2030年抽水蓄能装机达1.6亿千瓦左右、新型储能达3亿千瓦。

市场端的数据印证了这一趋势：2020至2026H1，全国风光合计装机由5.35亿千瓦增至19.53亿千瓦，占全国发电总装机比重由24.3%升至48.31%；风光发电量占比2026H1达18.92%，较2020年累计提升11.41个百分点。与此同时，2026Q1全国风电、光伏利用率分别降至91.9%、91.2%，较2023年高点下降5.4和6.8个百分点，消纳、日内峰谷调节与尖峰保供压力同步上升。

供给侧：优质调节资源为何稀缺

抽水蓄能技术成熟、容量大、寿命长、运行成本低，但受地理资源、建设周期和初始投资约束，短期扩张弹性有限。规模上，全国抽蓄装机由2015年的2305万千瓦增至2025年的6594万千瓦，2020至2025年五年复合增速达15.93%；2025年新增投产748万千瓦、新增核准3580万千瓦。我国抽蓄装机占全球比重由2015年的14.80%升至2024年的29.25%。

更关键的是格局集中。2021至2025年，国家电网与南网储能合计占全国抽蓄装机约90%，截至2025年两者分别占68.06%和19.23%，合计87.29%。新型储能则走向另一条路径：累计装机由2021年的573万千瓦增至2025年的14470万千瓦，复合增速高达124.17%，2025年新增装机中磷酸铁锂占比达83%。但行业存在“大规模建设和调用不充分”的矛盾，截至2025年4小时及以上新型储能装机占比仍不足三成，供给约束正由装机数量转向调用效率和持续调节能力。

价格机制：容量托底、市场增益

抽蓄价格机制经历了从成本回收到两部制、再到市场化衔接的演进。2004年71号文时期，建设运行成本纳入电网运行费用统一核定；2014年两部制电价正式确立，容量电价补偿固定成本及准许收益，电量电价补偿抽发变动成本；2021年633号文进一步完善两部制，推动容量电价规范核定、电量电价逐步市场化。2023年533号文集中核定48座抽蓄电站容量电价，公司7座电站核价范围约在300-650元/千瓦·年。

2026年114号文进一步强化成本约束，采取“一省一价”：633号文前开工项目仍按原经营期定价法实行政府定价，之后开工项目由省级价格主管部门每3-5年按经营期弥补平均成本原则统一核定容量电价。电量端，现货市场地区按现货价格及规则结算，未运行现货市场地区抽水电价按燃煤发电基准价的75%执行、上网电价按基准价执行。新型储能方面，114号文首次在国家层面明确电网侧独立储能容量电价机制，以当地煤电容量电价为基础，按顶峰能力折算补偿，折算比例最高不超过1。

公司资产：存量托底、在建兑现

截至2026H1，公司投运装机合计1536.42万千瓦，其中抽水蓄能1268万千瓦、新型储能65.42万千瓦、调峰水电203万千瓦，占比分别为82.53%、4.26%、13.21%。抽蓄资产中不乏标志性项目：广州抽蓄是我国自行设计施工的第一座高水头、大容量抽蓄电站，惠州抽蓄是世界上一次性建成、装机容量最大的抽蓄电站，深圳抽蓄是我国首个超大型城市内大型抽蓄电站，琼中抽蓄是我国首个海岛抽蓄电站。

在建项目合计1162万千瓦，抽蓄与新型储能分别为1080万千瓦和82万千瓦。肇庆浪江项目工程进度已达79.19%，计划2026年底前首台机组投产、2027年上半年全面投产；惠州中洞、电白项目进度分别为64.24%和44.35%，预计2027至2028年陆续投产；灌阳、钦州、贵港、玉林四座合计480万千瓦预计2029年前后全面投运。公司预计十五五末期抽蓄与新型储能装机分别突破2100万千瓦和500万千瓦。

估值与风险：220.96亿元背后的假设

报告对存量抽蓄资产做了DCF测算：按533号文核定的容量电价，并对未在核定范围内的三座电站合理测算，结合装机规模、投资额及持股比例，在不考虑现货交易及辅助服务增量收益的保守假设下，公司1268万千瓦已投运抽蓄资产在5%股权贴现率下对应股权价值约220.96亿元，按31.96亿股总股本折合每股价值6.91元；4.5%至5.5%贴现率对应合理区间约203.58亿元至240.53亿元，每股价值6.37元至7.53元。

盈利预测方面，报告预计公司2026至2028年归母净利润分别为19.3亿元、20.86亿元、21.58亿元，增速为14.3%、8.1%、3.4%；给予2026年水电部分22倍PE、储能部分28倍PE，对应目标价15.6元，维持买入-A评级。风险提示包括行业技术路线变化、电力市场化改革进度不及预期、募投项目进展不及预期以及盈利预测不及预期。

2025年是公司业绩修复的关键一年，营收与归母净利润分别达到73.77亿元和16.89亿元，同比增速接近两成和五成；2026年上半年延续高增，营收41.20亿元、净利润11.12亿元。抽蓄业务贡献营收45.33亿元，是绝对主力。 装机端，公司已投运抽蓄1268万千瓦、新型储能65.42万千瓦、调峰水电203万千瓦，在建抽蓄还有1080万千瓦。存量资产提供稳定现金流，2025年经营现金流46.23亿元，显著高于同期利润规模，为后续项目建设提供了资金支撑。

行业供给端的数据呈现出两条不同的曲线。抽蓄装机2025年达6594万千瓦，但格局高度集中，国家电网与南网储能合计占比87.29%；新型储能累计装机达14470万千瓦，2025年新增6643万千瓦，磷酸铁锂在新增装机中占比83%，市场主体多元、竞争充分。 需求端的信号同样明确：2026Q1风电、光伏利用率分别降至91.9%和91.2%，消纳压力显现。价格端，公司7座在运抽蓄电站容量电价核价范围约在300-650元/千瓦·年，容量收益整体具备较强稳定性。

报告的估值部分给出了两个层次的信息。资产层面，1268万千瓦已投运抽蓄资产在5%股权贴现率下对应股权价值220.96亿元，每股6.91元；4.5%至5.5%贴现率区间对应203.58亿元至240.53亿元，每股6.37元至7.53元。这一测算排除了市场化交易增量收益，口径偏保守。 盈利预测层面，报告预计2026至2028年归母净利润分别为19.3亿元、20.86亿元和21.58亿元，增速逐年放缓至3.4%；给予水电部分22倍PE、储能部分28倍PE，对应目标价15.6元，维持买入-A评级。