南网储能深度研究：股价复盘、抽水蓄能盈利能力、抽蓄项目市占率
一、南网储能股价复盘：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%。
二、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。
二、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”。
三、抽水蓄能电站整体NPV与容量电价关系密切
根据测算，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。
正文目录
新型电力系统背景下，储能资产是刚需，抽蓄发展空间广阔
抽蓄相比电池储能优势明显，无惧市场化挑战
“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
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65%资本金IRR
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
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
南网储能：稀缺储能运营投资标的，抽蓄市占率全国第2
中国第二大抽蓄企业，市占率仅次于国网新源
2030年之前抽蓄装机或还有翻倍以上的增长空间
存量项目：容量电价已经确定，DCF价值约180-220亿元
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
筹建项目：企业主动权更高，成本把控也会更严格
电化学储能：各地盈利模式差异较大
图表目录（部分）
图表：抽水蓄能政策历史回顾
图表：抽水蓄能电站盈利测算核心假设
图表：容量电价和贴现率对于抽蓄DCF价值的影响
图表：容量电价和贴现率对于抽蓄DCF价值的影响
图表：2023年按照2021年“633”号文核定的各机组容量电价（历史首次）
图表：现货峰谷电价和贴现率对于抽蓄DCF价值的影响
图表：现货峰谷电价和贴现率对于抽蓄DCF价值的影响现货
图表：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
图表：按照宁夏165元每千瓦的容量电价标准测算
图表：抽水蓄能资本金IRR对峰谷价差和造价的敏感性
图表：2024-25年至今主要地区现货峰谷价差（2小时储能）
图表：抽蓄存量项目市占率（2024年底）
图表：抽蓄在建项目市占率（2024年底）
图表：在役抽蓄平均单位投资额
图表：在建抽蓄平均单位投资额
图表：截止2025年10月公司在役/在建抽水蓄能资产列表
来源：华泰证券；21页报告全文可搜索“韦伯产业智库”