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

　　事件
　　公司公布2025年半年报。公司2025年上半年实现营业收入33亿元，同比增长13.38%；实现归母净利润8.32亿元，同比增加32.93%；其中Q2实现归母净利润4.58亿元，同比增加34.3%。
　　抽水蓄能即将进入投产期，梅蓄参与现货市场收益可期
　　截至2025年上半年，全国抽水蓄能装机6129万千瓦，其中新增装机283万千瓦。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）。
　　公司梅蓄一期电站已于2024年10月起进入电力现货市场交易。2025年6月29日，南方区域电力现货市场转入连续结算试运行。公司在梅蓄一期电站参与现货市场交易基础上，积极配合能源监管部门,计划逐步扩大抽蓄电站参与现货市场交易的规模。我们认为，随着电力现货市场的逐步完善，公司有望通过参与现货市场增厚抽蓄电站的电量电费利润。
　　调峰水电发电量提升带动利润增长，新型储能稳步发展
　　新型储能方面，截至2025年6月底，公司新型储能投产装机规模65.42万千瓦/129.83万千瓦时。上半年内公司新建成的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）。
　　2025年上半年，公司调峰水电机组能发尽发，上半年实现调峰水电发电量43.5亿千瓦时，同比增加23.3%。
　　调峰水电厂来水同比增加带动发电量同比提升、梅蓄一期现货市场收入增加以及云南丘北储能电站投产带来的新型储能收入同比增加，共同推动公司上半年归母净利润同比增加32.93%。
　　盈利预测与估值：
　　上半年来水偏丰，调整盈利预期，预计2025-2027年公司可实现归母净利润13.5/15.3/19.1亿元（前值11.56/14.4/15.9亿元），对应PE27.9/24.6/19.7x，维持“买入”评级。
　　风险提示：政策推进实施不及预期、来水不及预期、用电需求下降、辅助服务市场发展不及预期等风险

　　事件：
　　2025年8月29日，公司发布2025年半年度报告，公司2025H1实现营业总收入33.01亿元（同比+13.38%），归母净利润8.32亿元（同比+32.93%）。公司拟进行2025年度半年度利润分配，每股派发现金红利0.052元（含税），较上年提高32.69%。
　　来水增加、现货市场收入及新储能电站投产，归母净利润yoy+32.93%：
　　2025H1，报告期内营业收入同比增加13.38%，归母净利润同比增加32.93%，主要系：（1）调峰水电厂来水同比增加，发电量同比增加；（2）梅蓄一期现货市场收入增加，抽蓄收入同比增加；（3）云南丘北储能电站投产，新型储能收入同比增加。
　　分板块看，2025H1公司抽蓄蓄能实现营收21.86亿元，同比增长6.99%；调峰水电实现营收8.82亿元，同比增长23.39%；新型储能实现营收1.78亿元，同比增长28.27%。
　　抽蓄项目提速，新型储能稳步推进：
　　截至2025H1，公司在运总装机达1296.42万千瓦，其中抽水蓄能1028万千瓦、新型储能65.42万千瓦、调峰水电203万千瓦。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，其中梅蓄二期、南宁项目计划年内投产，肇庆、惠州中洞、灌阳、钦州等8个项目均按计划进度有序推进。新型储能方面，全面投产云南文山丘北项目、海南临高项目、湖南中南水泥厂配储项目，电站累计建成装机规模65.42万千瓦/129.83万千瓦时。公司在运调峰水电机组装机总规模203万千瓦。
　　风险提示：来水不及预期风险、抽水蓄能工程建设不及预期风险、电价下调风险、政策推进不及预期风险。

　　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。

　　投资要点：
　　事件：南网储能发布2025年中报，公司上半年实现营业收入33.01亿元，同比+13.38%，归母净利润、扣非归母净利润分别为8.32亿元、8.38亿元，同比+32.93%、+32.19%，毛利率达52.74%，同比+2.48pct，经营性现金流20.27亿元，同比+9.17%，管理/财务费用率分别为5.10%/6.77%，同比-1.10pct、-0.73pct；单Q2公司实现营业收入17.44亿元，同比+9.92%，归母净利润4.58亿元，同比+34.46%，经营性现金流11.37亿元，同比+5.79%。此外，公司拟每股派发现金红利0.052元（含税），合计拟派发现金红利1.66亿元（含税），占归母净利润的20%。结合经营数据我们点评如下：
　　调峰水电：受益来水偏丰，板块盈利能力提升。期内红水河流域来水同比增加，公司调峰水电站发电量为43.50亿度，同比+23.33%，其中Q1/Q2分别同比+57.36%/+6.68%。故上半年公司调峰水电业务实现营业收入8.80亿元，同比+23.05%，对应度电收入同比基本持平，板块毛利率67.60%（2024年全年为60.71%）。此外，上半年天生桥二级水力发电公司实现营业收入6.69亿元，同比+22.00%，净利润3.21亿元，同比+30.73%，对应度电净利润（净利润/发电量）0.099元/度，同比+0.005元/度。
　　抽水蓄能：机组建设稳步推进，看好新增项目带来利润中枢上行。上半年公司抽水蓄能机组启动2.48万次，同比增长24%，板块实现营业收入21.72亿元，同比+6.34%，板块毛利率49.29%，同比略增，为营业成本压降与梅蓄一期进入现货市场后电量电费收益增加共同所致。其中，子公司广东蓄能实现营业收入3.19亿元（同比-1.02%）、净利润1.15亿元（同比-6.85%），梅州蓄能因参与现货市场营收、成本同比增长，上半年实现营业收入4.97亿元、净利润1.18亿元。此外，云南丘北储能电站投产推动下，公司新型储能板块营业收入同比+28.87%至1.78亿元。截至上半年末，公司在建抽蓄电站10座（10*1.2GW），其中南宁与梅州二期预计于2025年全面投产、肇庆浪江与惠州中洞预计于2026年首台机组投产。
　　投资建议：维持“增持”评级。公司机组扩张规划确定性较高，新能源全面入市与现货市场建设推进下我们看好后续公司业绩增长。我们预测公司2025-2027年归母净利润分别为13.26、16.32、17.62亿元，分别同比+17.7%、+23.1%、+7.9%，对应9月12日收盘价PE估值分别为27.7x、22.5x、20.8x。
　　风险提示：来水不及预期、电站建设进度不及预期、电价政策风险、宏观经济风险。

　　事件：2025H1，公司实现营业收入33.01亿元，同比增长13.38%；实现归母净利润8.32亿元，同比增长32.93%；基本每股收益为0.26元/股，同比增长30%；加权平均净资产收益率3.83%，同比增加0.86个百分点。
　　抽蓄电站投产节奏清晰，现货市场交易增强盈利能力。2025年上半年，抽水蓄能业务营业收入21.86亿元，同比增长6.99%，毛利率为49.3%；其中梅蓄一期电站参与电力现货市场交易增加电量电费收入，公司也计划逐步扩大抽蓄电站参与现货市场交易的规模。截至25年6月底，公司在运抽蓄装机1028万千瓦，在建抽蓄电站10座，总装机容量1200万千瓦，其中梅蓄二期、南宁项目计划年内投产，有望直接带动发电量和收入的提升。
　　调峰水电贡献突出，新型业务快速增长。调峰水电业务2025年上半年，调峰水电发电量43.5亿千瓦时，同比增长23.33%，主要受益于调峰电厂来水情况较好；实现营业收入8.82亿元，同比增长23.39%，毛利率大幅提升7.4个pct至67.6%。新型储能业务上半年实现营业收入1.78亿元，同比增长28.27%，毛利率提升2.7个pct至30.7%；截至2025年6月末，公司新型储能投产规模达65.42万千瓦/129.83万千瓦时；上半年新增投产云南文山丘北、海南临高、湖南中南水泥厂配储3座电化学储能电站，其中文山丘北示范项目是我国首座同时配装锂电池和钠电池的构网型储能站，体现公司在新型储能领域的技术领先优势。此外，公司正积极拓展储能产业链价值链，通过输出工程建设、运行维护管理经验和技术标准，布局和拓展战略性新兴业务，打造“第二增长曲线”。
　　投资建议：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，也将充分受益于电力现货市场改革和新型电力系统建设机遇。我们预计公司2025-2027年实现营业收入73.18、90.99、108.9亿元；实现归母净利润13.52、16.17、18.88亿元，同比增长20%、19.6%、16.8%；对应EPS为0.42、0.51、0.59元；对应PE为26.1X、21.9X、18.7X，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。