投资要点
　　事件：2025年公司实现营业收入73.77亿元，同比增长19.49%；归母净利润16.89亿元，同比增长49.89%；扣非归母净利润16.71亿元，同比增长44.62%；加权平均ROE同比提高2.35pct，至7.66%。
　　业绩大增，抽水蓄能投产放量&调峰水电来水优异。2025年公司实现营业收入73.77亿元，同比增长19.49%；归母净利润16.89亿元，同比增长49.89%。分业务来看，2025年，1）抽水蓄能：实现营业收入45.33亿元，同比+9.3%，毛利润19.84亿元，同比+8.3%，毛利率43.78%，同比-0.4pct。2025年梅蓄二期、广西南宁两座抽蓄电站建成投产，新增装机240万千瓦，在建抽水蓄能电站8座，总装机容量960万千瓦。梅蓄一期参与现货市场贡献增量收入，抽蓄收入重回增长轨道。2）调峰水电：实现营业收入23.24亿元，同比+42.2%，毛利润16.27亿元，同比+64%，毛利率70.0%，同比+9.3pct。2025年，调峰水电发电量突破120亿千瓦时，鲁布革水电站、天生桥二级安全满发155天，发电量及满发天数均创历史新高，量价齐升驱动利润高增。3）新型储能：实现营业收入3.57亿元，同比+28.6%，毛利润0.86亿元，同比+27.5%，毛利率24.08%，同比-0.2pct。2025年,云南丘北储能项目（200MW/400MWh）、海南临高储能项目（20MW/40MWh）、湖南中南水泥厂配储项目（5.1MW/14.7MWh）投产带动营收增长，截至2025/12/31，公司投运总装机容量突破1500万千瓦。
　　抽水蓄能项目投产加速，在建项目储备丰沛。截至2025/12/31，公司抽水蓄能投产装机总规模1268万千瓦，同比+240万千瓦，占全国抽蓄总装机的19.2%，规模优势进一步巩固。在建抽蓄电站8座，总装机容量960万千瓦，包括肇庆浪江、惠州中洞、电白、灌阳、钦州、贵港、玉林及云南西畴。公司规划到2030年抽蓄装机规模力争达到2100万千瓦，力争"十五五"末公司装机规模突破2800万千瓦。2026年将继续推进8个在建项目建设，力争核准开工广东韶关新丰、贵州六盘水等项目。
　　调峰水电规模稳定，新型储能多点突破。截至2025/12/31，公司在运调峰水电装机总规模203万千瓦，新型储能累计装机65.42万千瓦/129.83万千瓦时，新型储能板块，云南丘北、海南临高、湖南中南水泥厂配储三座电站投产，新增液流电池技术的丽江华坪储能项目开工，宁夏中卫储能项目完成招标，实现"沙戈荒"地区大型储能项目布局突破。
　　现金流稳健增长，分红比例32%。2025年，公司经营活动现金流净额46.23亿元，同增19.9%。2025年现金分红（包括半年度已分配的现金红利）5.40亿元（含税），分红比例32%，截至2025/12/31，公司资产负债率54.61%，财务结构良好。
　　盈利预测与投资评级：考虑项目投产节奏与调峰水电来水情况，我们上调26-27年归母净利润从13.9/15.2亿元至17.4/18.1亿元，预计28年归母净利润19.4亿元，对应PE为26/25/23倍（2026/3/31），稀缺电网侧储能平台，抽水蓄能与新型储能协同发展，维持“买入”评级。
　　风险提示：项目建设进度不及预期，来水波动，新型储能竞争加剧。

　　南网储能发布年报，2025年实现营收73.77亿元（yoy+19.49%），归母净利16.89亿元（yoy+49.89%），扣非净利16.71亿元（yoy+44.62%）。其中4Q25实现营收20.57亿元（yoy+24.33%），归母净利2.55亿元（yoy+213.90%），归母净利润位于我们4Q25前瞻报告预期1.20-2.70亿元的上区间。看好公司在建抽蓄产能于“十五五”期间陆续投产带来公司长期价值提升，维持“买入”评级。
　　2025年调峰水电发电量同比+49%，贡献主营收入同比增量的60%
　　2025年，公司水电站所在流域来水同比大幅偏丰，公司天生桥二级/鲁布革/文山小水电的发电量分别同比增长57%/39%/14%至88.40/31.51/6.48亿千瓦时，总发电量同比增长49%至126.39亿千瓦时。2025年公司调峰水电站平均含税上网电价为0.209元/千瓦时，同比-5%，我们认为主要是来水较好，公司可能存在超发电量，超发电量上网电价水平或显著偏低。综上，公司2025年调峰水电收入同比+42%至23.24亿元，同比增量占公司主营业务总收入同比增长量11.56亿元的60%。
　　2025年抽蓄营收同比+9%，主要是梅蓄二期、广西南宁抽蓄投产
　　截至2025年末，公司抽水蓄能投产装机总规模1268万千瓦，同比增加240万千瓦，主要是梅蓄二期、广西南宁两座抽水蓄能电站建成投产。因此公司2025年抽蓄收入同比+9%至45.33亿元。根据“114号文”，“633号文”出台后开工建设的抽蓄电站，由省级价格主管部门制定省级电网同期新开工电站统一的容量电价，核心为回收平均固定成本，调节价值由抽水蓄能电站自主参与电能量、辅助服务等市场体现，市场化的推进可能使得抽蓄项目平均IRR水平较此前下降，造价控制能力强、运营水平优的运营商如南网储能有望获得高于市场平均的盈利水平。公司当前在建抽水蓄能装机容量960万千瓦，随着在建抽蓄的陆续投产，公司长期价值有望进一步增厚。
　　电网侧独立储能容量电价顶层设计有望推动公司投资加速
　　2025年公司新型储能业务营收同比+29%至3.57亿元。截至2025年底，公司新型储能装机容量为65.42万千瓦/129.83万千瓦时，“十四五”期间公司新增新型储能装机规模相对较少，主要是电价政策未明确，收益不确定性较大。“114号文”将未参与配储的电网侧独立新型储能纳入容量电价补偿范围，容量电价水平以当地煤电容量电价标准为基础，根据顶峰能力按一定比例折算（折算比例为满功率连续放电时长除以全年最长净负荷高峰持续时长，最高不超过1）。这意味着其作为快速调节资源的系统价值得到了官方认可与定价，为新型电化学储能提供了至关重要的收益渠道，有望改善其商业模式和经济性，我们认为公司电网侧独立新型储能投资或加速。
　　目标价18.17元，维持“买入”评级
　　我们基本维持公司2026-2027年归母净利润预测18.71/20.06亿元（前值18.21/19.69亿元），引入2028年归母净利润预测值20.57亿元，对应公司EPS为0.59/0.63/0.64元，根据可比公司2026年Wind一致预期PE29x，考虑公司抽蓄及电网侧独立储能业务具有较大成长性给予公司估值溢价，由于可比公司中南网能源因绿电直连概念估值快速增长而下调估值溢价率，目标估值为31x2026EPE，对应目标价18.17元（前值：15.81元基于31x2025EPE），维持“买入”评级。
　　风险提示：增量抽蓄项目盈利能力低于预期；来水不及预期。

　　投资要点
　　事件：公司发布2025年第三季度报告。25Q1-Q3实现营业收入53.20亿元，同比+17.72%；归母净利润14.33亿元，同比+37.13%；扣非后归母净利润14.31亿元，同比+35.30%。其中Q3实现营业收入20.19亿元，同比+25.59%，环比+15.80%；归母净利润6.01亿元，同比+43.41%，环比+31.06%；扣非后归母净利润59.30亿元，同比+39.95%，环比+28.40%。
　　电力需求增加，抽水蓄能领跑地位持续巩固。公司属南方电网公司旗下抽水蓄能与电网侧独立储能运营平台，是全国抽水蓄能领域龙头企业，截止25Q3期末，抽水蓄能业务作为公司的主营业务实现营业收入33.06亿元，营收占比62.14%。2024年3月，国家能源局印发《2024年能源工作指导意见》，提出“优化抽水蓄能中长期发展规划布局”。2024年8月，中共中央国务院《关于加快经济社会发展全面绿色转型的意见》提出，到2030年抽水蓄能装机容量超过1.2亿千瓦。2024年10月，国家发展改革委等六部委联合印发《关于大力实施可再生能源替代行动的指导意见》，指出“有序建设抽水蓄能电站”。2024年11月，《中华人民共和国能源法》颁布，第三十二条提出“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”。公司积极响应国家能源局《抽水蓄能中长期发展规划（2021-2035年）》，2025年4月发布投资约80.35亿元建设云南西畴抽蓄项目公告。截至6月底，公司抽水蓄能投产装机总规模1028万千瓦。在建抽水蓄能电站10座，总装机容量1200万千瓦，包括广东的肇庆浪江抽水蓄能电站（120万千瓦）、惠州中洞抽水蓄能电站（120万千瓦）、梅州抽水蓄能电站二期工程（120万千瓦）、电白抽水蓄能电站（120万千瓦），广西的南宁抽水蓄能电站（120万千瓦）、灌阳抽水蓄能电站（120万千瓦）、钦州抽水蓄能电站（120万千瓦）、贵港抽水蓄能电站（120万千瓦）、玉林抽水蓄能电站（120万千瓦），云南的西畴抽水蓄能电站（120万千瓦）。公司在可变速抽蓄机组、抽蓄核心控制系统、“AI+抽蓄”等领域形成了一批具有自主知识产权的重大创新成果。10月，公司“抽水蓄能机组成套开关设备联合技术攻关与转化”作为20项优秀案例之一获颁中国专利协会首批（2025年度）“百链千企”专利产业化推进工程典型案例；同月，公司联合西开电气公司申报的《抽蓄机组成套开关设备研制关键技术及应用》获中国机械工业联合会科技进步一等奖。
　　稳固调峰水电优势，设备可靠性保持高水平。截止25Q3期末，公司调峰水电业务实现营业收入16.50亿元，占25Q1-Q3总营业收入的31.01%；25Q1-Q3公司归母净利润实现+37.13%主要便受益于调峰水电厂来水同比增加，发电量同比增加。截至6月底，公司在运调峰水电机组装机总规模203万千瓦，其中天生桥二级水电站装机132万千瓦，鲁布革水电站装机60万千瓦，文山地区小水电装机11万千瓦；9月，天二公司4号机组荣获中电联2024年度全国发电机组可靠性对标标杆机组称号。
　　把握“双碳”机遇，新型储能稳步推进。截止25Q3期末，公司新型储能业务实现营业收入2.67亿元，占25Q1-Q3总营业收入的5.02%。截至6月底，全国新型储能项目装机规模已超过8000万千瓦，公司新型储能投产装机规模65.42万千瓦/129.83万千瓦时；新建成的3座电化学储能电站正式投产，分别为云南文山丘北储能项目（200MW/400MWh）、海南临高储能项目（20MW/40MWh）、湖南中南水泥厂配储项目（5.1MW/14.7MWh）。截止8月15日，作为我国首个大型锂钠混合储能站的宝池储能站充放电量突破1亿千瓦时，创下自主研发应用“全球首套构网型钠离子储能系统”“全球最大单机高压直挂式构网型储能系统”等多项世界“第一”；10月，广西电网的全国首个大容量钠离子电池储能电站二期扩容工程正式投入运营，为钠离子电池技术在大规模储能领域的标准化推广筑牢根基。
　　政策促储能转型，释放新型储能多元价值。2025年2月国家发展改革委、国家能源局发布《关于深化新能源上网电价市场化改革促进新能源高质量发展的通知》（发改价格（2025）136号），从固定电价制度全面转向市场化定价机制，并为储能参与电力市场化交易提供了制度保障，储能行业从政策驱动向市场化竞争转型。9月12日，国家发展改革委、国家能源局印发《新型储能规模化建设专项行动方案（2025—2027年）》指出，2027年，全国新型储能装机规模达到1.8亿千瓦以上，带动项目直接投资约2500亿元。9月12日，国家发展改革委、国家能源局关于完善价格机制促进新能源发电就近消纳的通知（发改价格﹝2025﹞1192号），文件明确，就近消纳项目电源应接入用户和公共电网产权分界点的用户侧，新能源年自发自用电量占总可用发电量比例不低于60%，占总用电量比例不低于30%、2030年起新增项目不低于35%。《通知》聚焦绿电直连、零碳园区、源网荷储一体化等就近消纳模式，明确项目需满足界面清晰、计量准确、新能源发电占比达标等条件，公共电网依接网容量保障供电。储能应用场景多维拓展，新型储能多元价值有望持续释放。
　　投资建议：公司是南方电网旗下抽水蓄能与电网侧独立储能运营平台，抽蓄业务稳健发展，有望受益于新型储能行业的高景气度，我们看好未来公司的成长空间，预测公司2025-2027年归母净利润分别为15.67/17.85/19.87亿元，对应EPS为0.49/0.56/0.62元/股，PE为28/24/22倍。首次覆盖，给予“买入”评级。
　　风险提示：新产品研发不及预期；原材料价格大幅上升；行业竞争加剧。

　　2026年开始新能源项目全面入市，电价或能更客观反映供需与消纳，现货价格大概率波动加大，调节性资源（包括抽水蓄能、新型储能和火电）的盈利空间有望得到释放。南网储能作为中国稀缺的上市储能运营商，或将充分受益于电改趋势。我们对公司在手项目做出DCF测算，认为存量抽蓄的估值180-200亿元，在建项目的估值136-380亿元，调峰水电估值62亿元以上。由于调峰水电的利用小时恢复超预期，我们上调盈利预测与目标价，维持“买入”（公司前三季度业绩已经超过我们2025年全年盈利预测）。
　　“633”号文两部制电价背景下，抽蓄盈利能力主要取决于容量电价
　　抽水蓄能电站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（南网储能在建项目单位造价均值）的项目，不考虑现货市场收益，倘若容量电价小于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120万千瓦的项目价值为15-22亿元。虽然抽蓄电站仅被允许保留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：5%贴现率假设下，峰谷价差每增加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。
　　倘若增量项目容量电价下降，抽蓄要求的峰谷价差低于电池储能
　　考虑每千瓦330元的容量电价标准，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的0.32-0.50元/度。若容量电价完全取消，即使是成本更低的抽蓄要获得6.5%的IRR也需要0.4元/度以上的峰谷价差（年均1.5次充放），目前我国大部分省份的峰谷价差还不足够，所以短期内容量电价机制对各种类型的储能来说都至关重要。截止1H25，公司抽水蓄能在建装机容量1080万千瓦，相比在役1028万千瓦的规模，我们测算2025-29年抽蓄装机容量的CAGR为23%/26%（控股/权益口径），尚在前期阶段的抽蓄至少还有2580万千瓦。
　　我们与市场观点不同之处
　　市场或认为公司股价静态PE较高，但我们：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，我们仅对其中的天生桥二级电站根据可比公司进行估值。我们测算得到公司所有水电站合计估值在380-645亿元：其中存量抽蓄的估值在180-200亿元，在建抽蓄的估值在136-381亿元，调峰水电估值在62亿元以上，这还未考虑公司储备的待开工抽蓄项目。抽蓄以外，新型储能发展空间广阔，公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。
　　盈利预测与估值
　　我们上调公司2025-27年归母净利润（10%,11%,13%）至16.3、18.2和19.7亿元（CAGR为20%），对应EPS为0.51、0.57、0.62元。上调主要是考虑到公司调峰水电利用小时恢复到历史较好水平。基于可比公司市盈率估值，给予公司2025年31倍PE估值（相当于可比公司市盈率基础上再给予20%溢价，主要考虑到公司未来3年新项目密集投产，利润增速较高），上调目标价为15.81元（前值13.75元，目标PE也是31倍），对应目标市值505亿元。
　　风险提示：增量抽蓄项目盈利模式存在较大不确定性；现货市场多变，储能资产的利用小时和可以获取的价差较难预测；上市公司层面，项目储备较多利好公司长期发展，但是对短期资本开支及分红可能有负面影响。

　　投资要点
　　事件：公司发布2025年三季报，2025年前三季度公司实现营业收入53.20亿元，同比+17.7%；实现归母净利润14.33亿元，同比+37.1%。单Q3看，实现营业收入20.19亿元，同比+25.6%；实现归母净利润6.01亿元，同比+43.4%；符合市场预期。
　　2025年8月梅州二期（30万千瓦）投产，抽蓄装机增至1058万千瓦。
　　2025年前三季度公司营业收入同比+17.7，分板块看：一是调峰水电厂来水同比增加，发电量同比增加，实现收入16.50亿元，同比+37.6%；二是梅蓄一期现货市场收入增加+二期投产，抽蓄实现收入33.05亿元，同比+7.2%；三是云南丘北储能电站（200MW/400MWh）投产，新型储能收入同比+27.4%。
　　截至2025年前三季度公司在运抽水蓄能1058万千瓦，在运新型储能65.42万千瓦。截至2025Q3，公司在运总装机达1326.42万千瓦，其中抽水蓄能1058万千瓦、新型储能65.42万千瓦、调峰水电203万千瓦。抽水蓄能：截至2025H1，公司抽水蓄能投产装机总规模1028万千瓦。在建抽水蓄能电站10座，总装机容量1200万千瓦，包括广东的肇庆浪江抽水蓄能电站（120万千瓦）、惠州中洞抽水蓄能电站（120万千瓦）、梅州抽水蓄能电站二期工程（120万千瓦）、电白抽水蓄能电站（120万千瓦），广西的南宁抽水蓄能电站（120万千瓦）、灌阳抽水蓄能电站（120万千瓦）、钦州抽水蓄能电站（120万千瓦）、贵港抽水蓄能电站（120万千瓦）、玉林抽水蓄能电站（120万千瓦）、云南的西畴抽水蓄能电站（120万千瓦）、梅州抽水蓄能电站二期工程首台机组（30万千瓦）。新型储能：2025Q3公司新型储能电站累计建成装机规模65.42万千瓦/129.83万千瓦时。调峰水电：截至2025Q3，公司在运调峰水电机组装机总规模203万千瓦。
　　梅蓄正式进入现货市场交易，抽蓄电站盈利有望得到改善。2025年4月16日，国家发展改革委、国家能源局印发《关于全面加快电力现货市场建设工作的通知》（简称“394号文”），明确2025年底前基本实现电力现货市场全覆盖，并提出了20个省份的电力现货市场运行时间表。394号文的出台，拓宽了储能发展空间，将推动储能从“计划调度”走向“市场竞价”，储能具有同时参与电能量市场、辅助服务市场及容量市场的机会。
　　盈利预测与投资评级：我们维持预计2025-2027年归母净利润为12.35亿元、13.94亿元、15.17亿元，对应2025-2027年PE为32倍、29倍、26倍，维持“买入”评级。
　　风险提示：公司调峰电站来水不确定的风险、新型储能电站商业模式不确定的风险等

　　核心指标强势上扬，Q4利润弹性释放，分红力度显著提升。2025年，公司实现营业收入73.77亿元，同比增长19.49%；实现归母净利润16.89亿元，同比增长49.89%；基本EPS为0.53元/股，同比增长51.43%；加权平均ROE为7.66%，同比增加2.35个百分点；2025年度现金分红总额5.4亿元（含半年度分红），分红比例32%，高于过去两年的30%。
　　2025Q4单季度，公司实现营业收入20.57亿元，同比增长24.3%；实现归母净利润2.55亿元，同比增长213.9%。
　　梅蓄二期、南宁两座抽蓄电站投产，压舱石业务筑牢收益根基。2025年抽水蓄能业务实现营业收入45.33亿元，同比增长9.31%；毛利率为43.78%。运营数据方面，全年抽水电量/上网电量138.8/109.8亿千瓦时，抽水/上网电价分别为0.332/0.448元/千瓦时（含税）。
　　装机规模方面，2025年，公司梅蓄二期、广西南宁电站投产，新增装机240万千瓦，占全国新增装机比例的32.1%，占南方五省区100%。截至2025年底，公司在运抽蓄电站总装机1268万千瓦；在建项目8座，总装机960万千瓦。作为公司的核心支柱业务，抽水蓄能板块伴随电站按计划有序投产，持续为公司贡献稳健现金流。
　　调峰水电来水大幅偏丰，业绩弹性充分释放。2025年调峰水电业务营业收入23.24亿元，同比增长42.23%，主要因水电厂来水较好，发电量完成126.4亿千瓦时，同比增加49.13%，平均上网电价为0.209元/千瓦时（含税），同比下降5%；营业成本6.97亿元，同比增长8.56%，毛利率较去年增加9.3个百分点至70.01%，充分彰显出该业务在来水偏丰时极强的盈利弹性。
　　新型储能稳健扩容，技术服务打造新增长极。2025年新型储能业务实现营业收入3.57亿元，同比增长28.65%，全年总放电量4.25亿千瓦时，充电量4.78亿千瓦时，增长主要得益于云南丘北储能电站（200MW）的顺利投产并参与电力市场交易。成本方面，营业成本同比增长29.02%至2.71亿元，毛利率为24.08%。此外，公司立足主业优势，将技术服务业务打造成“第二增长曲线”，营业收入同比增长214.03%，毛利率24.65%，较上年同期增加15.91个百分点。
　　114号文深化容量电价改革，重塑公司主营业务价值逻辑。《关于完善发电侧容量电价机制的通知》（发改价格〔2026〕114号）通过差异化机制重塑行业定价逻辑：对抽水蓄能确立“存量稳价、增量入市”路径，既保基本盘又倒逼市场化能力提升；对电网侧独立新型储能首次赋予独立容量主体地位，明确价值回收确定性。政策推动公司向“容量保障+市场博弈”双轨模式转型，夯实南网区域资源壁垒与龙头优势。
　　投资建议：公司是南网旗下唯一的抽水蓄能+电网侧独立储能运营商，具备优质抽水蓄能项目资源及开发优势，我们预计公司2026-2028年实现营业收入85.7、99.92、108.26亿元；实现归母净利润17.91、20.41、21.60亿元，同比增长6.1%、13.9%、5.8%；对应EPS为0.56、0.64、0.68元；对应PE为24.9X、21.9X、20.7X，维持“增持”评级。
　　风险提示：电力现货市场推进不及预期；抽水蓄能项目建设进度延迟；来水波动影响水电业绩；新型储能市场竞争加剧。

　　事件：公司发布三季报。2025年1-9月，公司实现营业收入53.20亿元，同比增长17.72%；实现归母净利润14.33亿元，同比增长37.13%；基本EPS为0.45元/股，同比增长36.36%；加权平均ROE为6.52%，同比增加1.6个pct。Q3单季度实现营业收入20.19亿元，同比增长25.59%；实现归母净利润6亿元，同比增长43.41%。前三季度累计利润及单季度利润同比增长的主要原因是调峰水电厂来水同比增加，发电量同比增加。
　　梅州二期首台机组投产，抽蓄电站建设有序推进。2025年前三季度，公司抽水蓄能业务收入33.06亿元，同比增长+7.2%；梅州抽水蓄能电站二期首台机组30万千瓦于8月投产，公司抽水蓄能总装机容量增加至1058万千瓦。根据中报，公司在建抽蓄电站10座，总装机容量约1200万千瓦，梅蓄二期、南宁项目计划年内陆续投产，将直接带动发电量和收入提升。
　　调峰水电呈现“量增价稳”，发电收入持续提升。2025年前三季度，调峰水电发电量87.21亿千瓦时，同比增长40.36%；天生桥二级/鲁布革/文山小水电站发电量61.13/21.47/4.61亿千瓦时，同比+45.9%/+30.7%/+20.6%，平均售电价0.227/0.185/0.205元/千瓦时，同比-4.22%/+1.65%/+1.49%；2025年前三季度，调峰水电业务实现营业收入16.5亿元，同比增长37.62%。
　　新型储能业务营收增长，积极探索市场化模式。2025年前三季度，新型储能业务实现营业收入2.67亿元，同比增长27.42%；截至9月末，公司新型储能投产规模达65.42万千瓦/129.83万千瓦时；根据公司投资者关系活动记录，上半年投产的云南丘北储能电站收入为容量收入+市场交易收入，其他为示范性项目，收入来源主要是租赁费，资本金IRR约为5%。
　　投资建议：作为南网旗下唯一的抽水蓄能+电网侧独立储能运营商，公司具备优质抽水蓄能项目资源和新型储能开发优势。我们预计公司2025-2027年实现营业收入70.22、86.47、104.73亿元；实现归母净利润14.11、15.95、18.5亿元，同比增长25.2%、13.1%、16.0%；对应EPS为0.44、0.50、0.58元；对应PE为32.5X、28.7X、24.8X，维持“增持”评级。
　　风险提示：电力现货市场推进不及预期；抽水蓄能项目建设进度延迟；来水波动影响水电业绩；新型储能市场竞争加剧。