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2026年開始新能源項目全面入市，電價或能更客觀反映供需與消納，現貨價格大概率波動加大，調節(jié)性資源（包括抽水蓄能、新型儲能和火電）的盈利空間有望得到釋放。南網儲能作為中國稀缺的上市儲能運營商，或將充分受益于電改趨勢。我們對公司在手項目做出DCF測算，認為存量抽蓄的估值180-200億元，在建項目的估值136-380億元，調峰水電估值62億元以上。由于調峰水電的利用小時恢復超預期，我們上調盈利預測與目標價，維持“買入”（公司前三季度業(yè)績已經超過我們2025年全年盈利預測）。
　　“633”號文兩部制電價背景下，抽蓄盈利能力主要取決于容量電價
　　抽水蓄能電站NPV與容量電價關系密切：根據我們的測算，對于單位造價6.5元/瓦（南網儲能在建項目單位造價均值）的項目，不考慮現貨市場收益，倘若容量電價小于500元/千瓦時，該項目DCF價值為負；容量電價在550元/千瓦時，該項目投產后NPV為1.2-1.8元/瓦，也就是一個典型120萬千瓦的項目價值為15-22億元。雖然抽蓄電站僅被允許保留20%的電量電價收益，但是峰谷價差對抽蓄的影響也較為可觀：5%貼現率假設下，峰谷價差每增加0.1元，單瓦NPV或可增加0.4-0.5元，也就意味著一個典型120萬千瓦的抽蓄項目DCF價值可以增加5-6億元。
　　倘若增量項目容量電價下降，抽蓄要求的峰谷價差低于電池儲能
　　考慮每千瓦330元的容量電價標準，抽蓄需要0.14-0.27元的峰谷價差才可以獲得6.5%資本金IRR——該要求低于新型儲能的0.32-0.50元/度。若容量電價完全取消，即使是成本更低的抽蓄要獲得6.5%的IRR也需要0.4元/度以上的峰谷價差（年均1.5次充放），目前我國大部分省份的峰谷價差還不足夠，所以短期內容量電價機制對各種類型的儲能來說都至關重要。截止1H25，公司抽水蓄能在建裝機容量1080萬千瓦，相比在役1028萬千瓦的規(guī)模，我們測算2025-29年抽蓄裝機容量的CAGR為23%/26%（控股/權益口徑），尚在前期階段的抽蓄至少還有2580萬千瓦。
　　我們與市場觀點不同之處
　　市場或認為公司股價靜態(tài)PE較高，但我們：1）以5%的貼現率折現存量項目（“兩部制”電價機制與各電站的容量電價已經明確），2）以6.5%的貼現率折現在建項目，3）調峰水電盈利能力較高，我們僅對其中的天生橋二級電站根據可比公司進行估值。我們測算得到公司所有水電站合計估值在380-645億元：其中存量抽蓄的估值在180-200億元，在建抽蓄的估值在136-381億元，調峰水電估值在62億元以上，這還未考慮公司儲備的待開工抽蓄項目。抽蓄以外，新型儲能發(fā)展空間廣闊，公司目前在役項目均為容量租賃模式，盈利方式也較為穩(wěn)定，或提供市值向上彈性。
　　盈利預測與估值
　　我們上調公司2025-27年歸母凈利潤(10%,11%,13%)至16.3、18.2和19.7億元（CAGR為20%），對應EPS為0.51、0.57、0.62元。上調主要是考慮到公司調峰水電利用小時恢復到歷史較好水平?；诳杀裙臼杏使乐担o予公司2025年31倍PE估值（相當于可比公司市盈率基礎上再給予20%溢價，主要考慮到公司未來3年新項目密集投產，利潤增速較高），上調目標價為15.81元（前值13.75元，目標PE也是31倍），對應目標市值505億元。
　　風險提示：增量抽蓄項目盈利模式存在較大不確定性；現貨市場多變，儲能資產的利用小時和可以獲取的價差較難預測；上市公司層面，項目儲備較多利好公司長期發(fā)展，但是對短期資本開支及分紅可能有負面影響。