$南网储能(SH600995)$ 2026年1月30日，国家发展改革委、国家能源局联合印发了《关于完善发电侧容量电价机制的通知》（发改价格〔2026〕114号）对南网储能是明确利好，核心在于“新老划断稳存量、新机制提增量、融资与市场双赋能”，风险可控、收益与规模双提升。2026年该政策预计为南网储能带来新增净利润4.5-6.5亿元。
一、核心利好逻辑
1. 存量项目稳收益：633号文前开工的抽蓄（如梅州一期、惠州）维持政府定价，收益确定性不变，经营期满按运维+技改成本重核，持续运营有保障
2. 新增项目双保障：633号文后开工项目（南宁、梅蓄二期等）实行“一省一价”（省级按平均成本核定）+市场收益分享，形成“容量电价+电能量+辅助服务”三重收益，抗风险更强、回报更优
3. 融资与建设提速：成本回收路径清晰，降低融资成本、提升融资效率，助力“十五五”960万千瓦抽蓄（约650亿元投资）落地，扩大区域抽蓄布局。
4. 市场衔接增弹性：现货市场成熟后切换统一可靠容量补偿，按顶峰能力补偿，南网抽蓄顶峰优势转化为更高收益，梅蓄二期“投产即入市”模式可复制
5. 储能协同受益：电网侧独立储能容量电价明确，与抽蓄互补，利好南网“抽蓄+新型储能”组合布局，提升系统调节能力与综合收益
二、预增核心逻辑
• 项目与投产：南宁、梅蓄二期（合计240万千瓦）2026年投产，执行“一省一价”+市场收益分享。
• 容量电价（含增值税）：梅蓄二期450-500元/千瓦、南宁580-620元/千瓦，按省级核定口径。
• 市场收益：电能量+辅助服务约50-80元/千瓦·年，分享比例按省级规则执行。
• 成本与费用：抽蓄毛利率约65%-70%，期间费用率约15%，所得税率25%。
• 融资与IRR：成本回收路径明确，融资成本下降约0.3-0.5个百分点，IRR稳定在6.5%+。