行业政策与市场趋势 - 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 [1] - 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 [1] - 短期内容量电价机制对各种类型的储能来说都至关重要 [3] 公司业务与项目储备 - 公司是中国稀缺的上市储能运营商，或将充分受益于电改趋势 [1] - 截止1H25，公司抽水蓄能在建装机容量1080万千瓦，在役1028万千瓦 [3] - 2025-29年抽蓄装机容量的CAGR预计为23%（控股口径）或26%（权益口径） [3] - 尚在前期阶段的抽蓄项目至少还有2580万千瓦 [3] - 抽蓄以外，新型储能发展空间广阔，公司在役项目均为容量租赁模式，盈利方式稳定 [4] 公司估值分析 - 公司所有水电站合计估值在380-645亿元 [4] - 存量抽水蓄能项目估值为180-200亿元 [1][4] - 在建抽水蓄能项目估值为136-381亿元 [1][4] - 调峰水电估值在62亿元以上 [1][4] - 基于可比公司市盈率估值，给予公司2025年31倍PE估值，目标价为15.81元，对应目标市值505亿元 [5] 盈利能力与关键驱动因素 - 抽水蓄能电站盈利能力主要取决于容量电价 [2] - 对于单位造价6.5元/瓦的项目，容量电价在550元/千瓦时，投产后NPV为1.2-1.8元/瓦，一个典型120万千瓦项目价值为15-22亿元 [2] - 峰谷价差对抽蓄影响可观，5%贴现率下，峰谷价差每增加0.1元，单瓦NPV可增加0.4-0.5元，一个典型120万千瓦项目DCF价值可增加5-6亿元 [2] - 若容量电价完全取消，抽蓄要获得6.5%的IRR需要0.4元/度以上的峰谷价差 [3] - 上调公司2025-27年归母净利润至16.3、18.2和19.7亿元（CAGR为20%），对应EPS为0.51、0.57、0.62元 [5] - 盈利预测上调主要考虑到公司调峰水电利用小时恢复到历史较好水平 [1][5]