一、报告期内公司所属行业及主营业务情况说明　　（一）报告期内公司所属行业情况　　1.电力行业总体情况　　根据中电联发布的《2024年上半年全国电力供需形势分析预测报告》，2024年上半年，全国全社会用电量4.66万亿千瓦时，同比增长8.1%，增速比上年同期提高3.1个百分点；截至2024年6月底，全国全口径发电装机容量30.7亿千瓦，同比增长14.1%；其中，非化石能源发电装机占总装机容量比重达到55.7%。分类型看，水电4.3亿千瓦，其中抽水蓄能5439万千瓦；核电5808万千瓦；并网风电4.7亿千瓦，其中，陆上风电4.3亿千瓦、海上风电3817万千瓦；并网太阳能发电7.1亿千瓦。全国并... 查看全部▼

　　一、报告期内公司所属行业及主营业务情况说明
　　（一）报告期内公司所属行业情况
　　1.电力行业总体情况
　　根据中电联发布的《2024年上半年全国电力供需形势分析预测报告》，2024年上半年，全国全社会用电量4.66万亿千瓦时，同比增长8.1%，增速比上年同期提高3.1个百分点；截至2024年6月底，全国全口径发电装机容量30.7亿千瓦，同比增长14.1%；其中，非化石能源发电装机占总装机容量比重达到55.7%。分类型看，水电4.3亿千瓦，其中抽水蓄能5439万千瓦；核电5808万千瓦；并网风电4.7亿千瓦，其中，陆上风电4.3亿千瓦、海上风电3817万千瓦；并网太阳能发电7.1亿千瓦。全国并网风电和太阳能发电合计装机6月底达到11.8亿千瓦，首次超过煤电装机规模。
　　据水电水利规划设计总院2024年6月28日发布的《中国可再生能源发展报告2023年度》显示，预计2024年全国常规水电新增规模600万千瓦，风电新增装机7000万千瓦，太阳能发电新增装机约1.9亿千瓦，抽水蓄能新增投运规模约600万千瓦，多种应用场景推动新型储能以及新技术规模化发展。
　　2.抽水蓄能行业情况
　　2023年11月，广东省能源局、国家能源局南方监管局印发《关于2024年电力市场交易有关事项的通知》（粤能电力函〔2023〕704号），提出“落实《国家发展改革委关于进一步完善抽水蓄能价格形成机制的意见》（发改价格〔2021〕633号）等要求，开展抽水蓄能电站报量报价参与现货市场试点交易，其抽水电价、上网电价按机组的分时现货节点电价执行，抽水蓄能电站容量电费维持现行机制不变。具体细则另行通知”。2024年7月，广东省能源局、国家能源局南方监管局印发《关于印发广东省抽水蓄能参与电力市场交易实施方案的通知》（粤能电力〔2024〕27号），提出有序推进抽水蓄能参与电力市场交易，并明确“具体以相关规则及交易安排为准”。
　　2024年1月，国家发展改革委、国家能源局印发《关于加强电网调峰储能和智能化调度能力建设的指导意见》，提出“到2027年，电力系统调节能力显著提升，抽水蓄能电站投运规模达到8000万千瓦以上”，“做好抽水蓄能电站规划建设。综合考虑电力系统需求和抽水蓄能站点资源条件，在满足本地自身需求的基础上，优化配置区域内省间抽水蓄能资源，统筹规划抽水蓄能与其他调节资源，合理布局、科学有序开发建设抽水蓄能电站”。截至2024年上半年，全国抽水蓄能投产容量5439万千瓦。
　　3.新型储能行业情况
　　装机规模持续增长。根据国家能源局发布数据,截至2024年上半年，全国已建成投运新型储能项目累计装机规模达4444万千瓦/9906万千瓦时，较2023年底增长超过40%。截至2024年上半年，已投运锂离子电池储能占比97.0%，压缩空气储能占比1.1%，铅碳（酸）电池储能占比0.8%，液流电池储能占比0.4%，其他技术路线占比0.7%。得益于国家政策的推动和相关储能技术的成熟，压缩空气、全钒液流电池、钠离子电池等非锂储能技术不断落地验证，上半年相继并网2个300MW压缩空气储能项目。
　　价格政策和市场机制逐步优化。2024年上半年，支持新型储能发展的新政策措施相继出台。国家能源局《关于促进新型储能并网和调度运用的通知》要求，需规范和加强新型储能电站的科学调用机制，提高新型储能电站合理利用程度。2024年4月南网总调印发《南方电网新型储能调度运行规则（试行）》，明确新型储能调用优先以市场化方式进行，结合电网负荷及新能源出力情况，实现新型储能每日“多充多放”。云南省发展改革委于2024年5月印发《云南省新型储能发展实施方案（2024-2025年）》，明确云南新型储能示范项目的商业模式（新能源容量租赁+峰谷套利）。广西自治区能源局印发《关于进一步规范新能源发电项目配置储能的通知》，纳入自治区年度建设方案的市场化并网新能源发电项目必须严格按照当年度建设方案要求落实储能配置规模和时长。通过租赁形式配置储能的项目，租赁合同有效期原则上不少于2年，鼓励优先租赁集中共享储能示范项目。
　　（二）公司主营业务情况
　　公司主营业务为抽水蓄能、新型储能和调峰水电，主要业务范围为南方五省区（广东、广西、云南、贵州、海南）。报告期内，公司在运机组总装机容量1273.38万千瓦，其中抽水蓄能1028万千瓦、新型储能42.38万千瓦、调峰水电203万千瓦。2024年上半年，公司在运厂站运行情况良好。
　　抽水蓄能：截至本报告期末，公司抽水蓄能投产装机总规模1028万千瓦。在建及已核准抽水蓄能电站9座，总装机容量1080万千瓦，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）、茂名电白抽水蓄能电站（120万千瓦），广西的南宁抽水蓄能电站（120万千瓦）、桂林灌阳抽水蓄能电站（120万千瓦）、钦州灵山抽水蓄能电站（120万千瓦）、贵港港北抽水蓄能电站（120万千瓦）、玉林福绵抽水蓄能电站（120万千瓦）。
　　新型储能：截至本报告期末，公司新型储能电站累计建成投产装机规模423.8MW/832MWh。报告期内新投产电化学储能电站2座，分别为佛山宝塘储能站（300MW/600MWh）、梅州粤智储能站（12.8MW/12.8MWh）。3个项目纳入国家能源局新型储能试点示范项目清单，1个项目纳入云南省新型储能试点示范项目。积极开展钠离子电池、液流电池、压缩空气和重力等储能技术研究，完成10MWh级钠离子电池储能电站系统集成技术研发服务。
　　调峰水电：截至本报告期末，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。

　　二、经营情况的讨论与分析
　　2024年上半年，公司坚持以习近平新时代中国特色社会主义思想为指导，坚决贯彻党中央、国务院重大决策部署，把握机遇、积极作为、稳中求进，扎实推动生产经营取得新成效。
　　公司发展稳步向前。抽水蓄能业务形成梯队格局，在建抽水蓄能电站9座共1080万千瓦，开展前期项目7个共860万千瓦，储备项目20个共2750万千瓦，为完成“十四五”“十五五”抽蓄业务发展目标打下坚实基础。新型储能加快发展，国家级示范项目文山丘北项目正式启动建设，云南省示范项目丽江华坪全钒液流项目、海南临高新型储能项目按计划推进。制定战略性新兴产业发展实施计划（2024-2025年），沿储能产业链积极拓展业务，开辟新的利润增长点。
　　安全生产基础不断夯实。完善安全生产全员责任制到位衡量标准及业务绩效评价指标，优化安全管理标准和业务架构，推动安全生产责任层层落实。积极防范化解工程项目多点建设安全风险，深入推进基建项目安全管理标准化建设。高质量完成一批重大设备改造，设备健康水平持续提升。上半年公司系统未发生安全事故，未发生网络安全事件，未发生三级及以上电力安全事件，机组启动成功率99.95%。
　　稳住经营基本盘。加强调峰电站运行维护，提升设备运行水平和水能利用率，确保“能发尽发”。保障抽蓄机组安全可靠运行，稳定容量电费收入，争取更多电量电费收入；积极参与广东电力现货市场改革，做好抽蓄进入现货市场的准备工作。集约化、专业化改革持续纵深推进，进一步优化资源配置，提升管理效能。深化全面预算管理，制定稳经营促增长提质增效工作举措并认真落实。大力节约融资成本，成功通过南方电网公司平台发行10亿元“碳中和”绿色债券，融资成本较同期LPR降低1.1个百分点。
　　深化改革成效明显。加快推进专精特新企业培育，“一企一策”制定支持措施。持续推进集约化专业化改革，财务领域实现财务共享全覆盖。制定公司加快建设世界一流企业实施方案及行动计划、标志性成果及短板弱项“两个清单”，开展对标世界一流管理提升行动。公司再获国务院国资委科改企业“标杆”称号。
　　科技创新成效明显。加强专项实验（研究）室及重要研发创新平台建设。储能科技公司获得“广东省工程技术研究中心”认定。组建公司专家委员会，打造公司智库。参与研制10MWh钠离子电池储能系统，助力国内首个10MWh钠离子电池储能电站投运。科技成果转化收入稳步提升。数字发电建设持续推进，开发建设公司生产指挥系统22个模块，有力提升公司生产业务数字化能力。

　　三、风险因素
　　1.新型储能业务发展存在不确定性。新型储能业务还处于商业化初期，电价政策和市场机制正在逐步完善。
　　2.抽水蓄能工程建设存在一定的不确定性因素。抽水蓄能属于大型水电工程，水文地质条件复杂，移民工作难度高，用林用地审批严格，建设工期长，施工作业点多面广，项目实际工期、造价与可研相比可能存在差异。
　　3.来水不确定性。公司所属的调峰电站主要为天生桥二级电站（装机容量132万千瓦）、鲁布革电站（装机容量60万千瓦），均位于红水河流域，发电量与流域来水密切相关，流域来水存在不确定性，导致电站发电量及公司的经营存在一定不确定性。

　　四、报告期内核心竞争力分析
　　投资开发建设能力。紧扣公司发展战略提升抽水蓄能和新型储能投资开发建设能力。公司作为我国最早进入高水头、大容量抽水蓄能领域的企业，也是全国第一座兆瓦级电化学储能站的建设运营商，在新型电力系统运行特性研究、抽水蓄能和新型储能项目筛选、投资价值分析评价、项目开发管理、工程建设等方面积累了丰富经验，形成了先进的项目投资开发建设制度体系、管理机制、最佳实践，拥有充足、优质的项目储备。同时公司与抽水蓄能、新型储能产业链上游设计、制造、施工等单位建立了良好的合作关系，公司项目建设具有充足的资源保障。
　　运营管理能力。公司在工程建设、运维、检修、信通、供应链、财务等主要业务领域全面实施“集约化、专业化”管理，资源配置效率高、专业能力强、管理效能优。公司全面贯彻资产全生命周期风险、效能和成本综合最优的理念，以标准化、数字化建设为支撑，推动规划计划、物资采购、工程建设、运维检修、退役报废各环节高效协同，构建了完备的资产全生命周期管理体系，持续推进抽水蓄能与新型储能技术标准体系建设，完成了国家能源局基于RCM（以可靠性为中心的检修）的运维检修策略研究及应用试点任务，入选全国电力可靠性管理典型实践案例。公司投运的国内首个抽水蓄能多厂站集控中心和人工智能数据分析平台运转高效，有效提升了电站运行管控效率。
　　安全管理能力。牢固树立“一切事故都可以预防”的安全理念，不断完善安全生产风险管理体系，紧盯“人、物、环、管”关键领域和关键要素，深化系统治理和规范管理，有序开展安全生产专项整治和安全检查，有效防控安全生产风险，持续保持安全稳定。制定《南网储能公司安全生产治本攻坚三年行动方案（2024-2026年）》，各业务领域齐抓共管，协同推进主要负责人安全教育培训、重大及较大事故隐患动态清零、安全管理体系建设等“八大行动”，持续推进本质安全型企业建设。
　　科技创新能力。深入实施创新驱动发展战略，聚焦打造储能领域原创技术策源地，持续加大科技研发投入，报告期内新增发明专利103个，累计发明专利447个。不断优化创新管理体系，抓好重大科技项目策划实施，深化创新平台建设，畅通科技成果转化“最后一公里”。按计划开展锂离子电池储能系统安全、大型可变速机组等领域的攻关工作，获得了抽水蓄能等领域一批行业高规格科技奖励。积极策划申报国家级、省部级重大科技项目。积极参与新型储能央企创新联合体建设工作，推进创新联合体实质运行，积极配合开展工信部新型储能创新中心升级工作。公司连续两年获得国务院国资委“科改企业”标杆称号。
　　ESG建设能力。公司坚持把强化ESG管理作为治企兴企的重要内容，积极践行ESG理念、完善ESG治理、提升ESG绩效。通过建立完善由董事会、战略与投资委员会以及ESG工作小组构成的三级治理体系，将ESG建设提升至董事会治理层面，自上而下强有力推动ESG理念融入企业经营。制定ESG管理体系文件、ESG管理细则，编制ESG工作规划、ESG指标体系等，统筹推动ESG工作系统化、规范化落地。
　　党建引领能力。公司坚持以习近平新时代中国特色社会主义思想为指导，坚决贯彻落实党中央决策部署，深入推进全面从严治党，持续提升党的建设工作质量，以高质量党建引领保障公司高质量发展。深入开展党纪学习教育。深入实施人才强企战略。体系化推进工程师队伍建设，搭建“青年工程师-星级工程师-专业工程师”人才通道。启动公司首批青年科技人才托举工程。 收起▲

　　一、经营情况讨论与分析　　2023年，公司坚持以习近平新时代中国特色社会主义思想为指导，深入贯彻落实党的二十大精神，紧扣高质量发展主题，找准战略定位、保持战略定力、把握战略主动，统筹推进党的建设和改革发展各项工作，实现了公司阶段性战略目标。　　（一）抢抓机遇谋发展　　科学评估公司“十四五”规划执行情况，及时修编发展规划，系统谋划“十四五”后半程发展。抽蓄总体规模创历史新高。梅蓄二期、南宁、肇庆浪江、惠州中洞项目建设加速推进。广东茂名电白、广西桂林灌阳、贵港、钦州灵山、玉林福绵5个项目取得核准。新增签约9个站点超1000万千瓦，公司储备站点规模超3500万千瓦。投资参股内蒙古美岱、太阳沟2个... 查看全部▼

　　一、经营情况讨论与分析
　　2023年，公司坚持以习近平新时代中国特色社会主义思想为指导，深入贯彻落实党的二十大精神，紧扣高质量发展主题，找准战略定位、保持战略定力、把握战略主动，统筹推进党的建设和改革发展各项工作，实现了公司阶段性战略目标。
　　（一）抢抓机遇谋发展
　　科学评估公司“十四五”规划执行情况，及时修编发展规划，系统谋划“十四五”后半程发展。抽蓄总体规模创历史新高。梅蓄二期、南宁、肇庆浪江、惠州中洞项目建设加速推进。广东茂名电白、广西桂林灌阳、贵港、钦州灵山、玉林福绵5个项目取得核准。新增签约9个站点超1000万千瓦，公司储备站点规模超3500万千瓦。投资参股内蒙古美岱、太阳沟2个抽蓄项目。新型储能发展实现新突破。建成粤港澳大湾区规模最大储能站—佛山南海宝塘储能站(300MW/600MWh)。云南文山丘北等3个新型储能项目纳入国家能源局试点示范项目。积极开展钠电池、压缩空气、重力储能等前沿技术路线研究。上下游产业链布局成效初显。投资参股力神（青岛）新能源有限公司，成立广州启鸣数智能源科技有限责任公司、广州启安众智建设管理有限责任公司，与广汽集团优湃能源科技（广州）有限公司签订战略合作协议，进一步提升公司产业链协同能力和价值链整合能力。
　　（二）提质增效稳经营
　　面对抽水蓄能电站政策性减利、西部电厂来水严重偏枯的不利影响，公司多措并举提质增效，最大限度稳定经营局面，增强经营韧性。全力配合做好抽水蓄能成本监审及核价工作。加强调峰电站和抽水蓄能电站运行维护，提升设备运行水平，稳定经营收入。梅州宝湖储能站在全国率先试点以“报量报价”方式参与现货市场交易，探索市场化交易新模式。坚持过“紧日子”，强化全员成本管控，大力压降可控成本。集约化、专业化改革持续纵深推进，进一步优化资源配置，提升管理效能。积极利用银行碳减排支持工具等金融优惠政策，降低债务融资成本。
　　（三）防范风险保安全
　　牢牢把握安全生产生命线，持续深化安风体系建设，夯实本质安全型企业基础。扎实开展事故隐患专项排查整治和安全管理强化年等专项行动，深化设备隐患缺陷治理，深入开展水电站大坝安全管理，实现重大隐患动态清零。扎实推进基建项目安全管理标准化建设，强化承包商“等同”管理，常态化开展“四不两直”安全督查。“一站一策”完善西部小水电生产管理。完成国家电化学储能电站安全监测平台示范站点建设。公司全年未发生安全事故、三级及以上有责任的电力事件和网络安全事件。
　　（四）突出合规强管理
　　坚持依法治企，将合规管理作为与安全生产同等重要的第二条生命线紧抓不放。健全上市公司治理体系，确保党委、股东大会、董事会、监事会、经理层等治理主体规范高效运作。及时落实独立董事制度改革要求，修订完善《公司章程》《董事会议事规则》《独立董事工作规则》等制度，建立独立董事专门会议机制，完成独立董事独立性核查。坚持以投资者需求为导向，持续提高信息披露质量，获上交所信息披露评价“A”级。加强证券事务风险管控，严格开展内幕信息管理。持续改进投资者关系管理，坚持“请进来”与“走出去”相结合，提升沟通实效，及时准确传递公司价值。深入开展内控监督评价，推动完善内控体系。践行ESG理念，入选“中国ESG上市公司先锋100”榜单。服务“乡村振兴”、融入“一带一路”、董事会建设等领域5项成果入选中国上市公司协会最佳或优秀实践案例。
　　（五）聚焦主业促创新
　　制定市场化项目管理办法、科技成果转化工作指引、知识产权保护指南等系列文件，完善鼓励科技创新的体制机制，畅通科技成果转化“最后一公里”，科技成果转化实现量质双升。牵头成功申报新型储能央企创新联合体，参股成立新型储能国家制造业创新中心，入选国家自然科学基金委员会依托单位。公司获评国务院国资委科改“标杆”企业。完成抽蓄机组核心控制系统全面国产化，21项技术填补国内空白。8项科技成果经权威鉴定达到国际领先或国际先进水平。公司钠电池储能集成专有技术通过认定，承担全球首套10MWh级钠离子电池储能系统研制。数字化转型稳步推进，投运国内首个抽蓄多厂站集控中心和人工智能数据分析平台。
　　（六）从严治党强根基
　　坚持学思用贯通、知信行合一，深入学习贯彻落实党的二十大精神。高标准高质量开展学习贯彻习近平新时代中国特色社会主义思想主题教育，持续在深化、内化、转化上下功夫。严格落实“第一议题”机制，推动学习贯彻习近平总书记重要指示批示精神见行见效。进一步深化“党建+业务”机制，持续增强基层党组织政治功能和组织功能。坚持选人用人正确导向，健全干部“选育管用”全链条机制。深入实施人才强企战略，全力打造先进储能人才高地，高层次人才队伍结构明显优化。持续完善大监督工作格局，不断巩固风清气正的良好政治生态。
　　
　　二、报告期内公司所处行业情况
　　（一）电力行业总体情况
　　根据中国电力企业联合会发布的《2023-2024年度全国电力供需形势分析预测报告》，2023年全国全社会用电量9.22万亿千瓦时，人均用电量6539千瓦时；全社会用电量同比增长6.7%，增速比2022年提高3.1个百分点，国民经济回升向好拉动电力消费增速同比提高。2023年，全国新增发电装机容量3.7亿千瓦，同比多投产1.7亿千瓦，其中，新增并网太阳能发电装机容量2.2亿千瓦，同比多投产1.3亿千瓦，占新增发电装机总容量的比重达到58.5%。截至2023年底，全国全口径发电装机容量29.2亿千瓦，其中，非化石能源发电装机容量15.7亿千瓦，占总装机容量比重首次突破50%，达到53.9%。分类型看，水电4.2亿千瓦（含抽水蓄能5094万千瓦）；核电5691万千瓦；并网风电约4.4亿千瓦（含陆上风电4.0亿千瓦、海上风电3729万千瓦）；并网太阳能发电6.1亿千瓦。
　　（二）抽水蓄能行业情况
　　国家发展改革委核定抽水蓄能电站容量电价。2023年5月15日，国家发展改革委印发《关于抽水蓄能电站容量电价及有关事项的通知》（发改价格〔2023〕533号），核定在运及2025年底前拟投运的48座抽水蓄能电站容量电价，自2023年6月1日起执行。这是《国家发展改革委关于进一步完善抽水蓄能价格形成机制的意见》（发改价格〔2021〕633号）发布后的首轮核价，有利于引导抽水蓄能行业发展预期。
　　国家进一步规范抽水蓄能行业发展。2023年4月23日，国家能源局印发《关于进一步做好抽水蓄能规划建设工作有关事项的通知》（国能综通新能〔2023〕47号），针对部分地区前期论证不够、工作不深、需求不清、项目申报过热等情况，要求坚持需求导向，深入开展抽水蓄能发展需求研究论证工作，并对项目纳入规划做出进一步明确。2023年7月7日，国家能源局印发《申请纳入抽水蓄能中长期发展规划重点实施项目技术要求（暂行）》（国能综通新能〔2023〕84号），明确规划外项目、申请调整实施周期的规划内重点项目、规划储备项目等应在抽水蓄能发展需求研究论证基础上开展申请纳规工作，并提出相关技术要求。
　　项目开发建设保持高速。2024年1月29日，国家能源局新能源和可再生能源司司长李创军在《中国电力报》上发表署名文章，文章指出，2023年全国核准抽水蓄能项目50个、总装机6460万千瓦，连续第二年核准规模超6000万千瓦（2022年全国共核准48个项目，共计6889.6万千瓦），已投运、在建（含已核准）抽水蓄能总规模超2亿千瓦。
　　（三）新型储能行业情况
　　新型储能市场保持高速发展，装机规模大幅增长。根据中国能源研究会储能专委会/中关村储能产业技术联盟（CNESA）全球储能数据库的不完全统计，2023年我国新增投运新型储能项目装机规模达到21.5GW/46.6GWh，功率和能量规模同比增长均超150%。截至2023年底，新型储能累计装机34.5GW/74.5GWh。从投产项目规模等级来看，百兆瓦级项目数量增速明显，100余个百兆瓦级项目相继投运，与2022年相比增长370%；规划/建设中的百兆瓦级项目数量550余个，较2022年增长41%。
　　锂电池储能技术仍是主流，非锂储能技术应用逐渐增多。从技术路线来看，磷酸铁锂仍是主流，非锂储能技术应用逐渐增多，300MW功率等级压缩空气加速布局，多类液流电池细分技术路线以及百兆瓦级钠电项目纳入省级示范项目清单，22MW飞轮储能火储调频项目、45MW用户侧铅碳电池、300MW级压缩空气储能、5MW级超级电容+锂电混合储能等示范项目相继投入运行。
　　价格政策和市场机制仍是关键。2023年，各地继续对新型储能的商业模式进行探索，主要通过容量租赁、容量调峰市场、容量补偿电价等方式对新型储能的容量成本进行补偿。广东、山东及山西等地陆续出台了独立储能参与现货市场及辅助服务市场相关政策，进一步拓宽了独立储能的收入来源。在南方五省，虽然2023年独立储能参与相关电力市场和新能源租赁的机制进一步完善，但仍然存在电能量市场价差小、新能源企业租赁意愿不强、租赁价格较低等问题。
　　产业竞争加剧，储能系统价格走低。根据中关村储能产业技术联盟的统计数据，2023年电池级碳酸锂价格年末均价已跌破10万元/吨，与最高60万元/吨相比，价格降幅超过80%；正极材料与电解液价格降幅超60%，负极材料与隔膜下跌超过20%，方形电芯（磷酸铁锂）降幅超51%，储能系统均价年末较年初跌幅接近50%。储能系统价格走低，一定程度有利于储能电站项目投资建设。
　　
　　三、报告期内公司从事的业务情况
　　公司主营业务为抽水蓄能、新型储能和调峰水电。
　　抽水蓄能：截至2023年底，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4座，总装机容量480万千瓦，包括广西的南宁抽水蓄能电站（120万千瓦）、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）；2023年新增核准5座，总装机容量600万千瓦，包括广东的茂名电白抽水蓄能电站（120万千瓦）、广西的桂林灌阳抽水蓄能电站（120万千瓦）、钦州灵山抽水蓄能电站（120万千瓦）、贵港港北抽水蓄能电站（120万千瓦）、玉林福绵抽水蓄能电站（120万千瓦）。
　　新型储能：截至2023年底，公司新型储能电站累计建成装机规模423.8MW/832MWh，同比增长281.8%，其中2023年投产1座电化学储能站，即梅州宝湖储能站（70MW/140MWh），新建成电化学储能电站2座、规模312.8MW/612.8MWh，分别为佛山宝塘储能站（300MW/600MWh）、梅州粤智储能站（12.8MW/12.8MWh）。公司三个项目纳入国家能源局新型储能试点示范项目清单。积极开展钠离子电池、液流电池、压缩空气和重力等储能技术研究，承接10MWh级钠离子电池储能系统集成技术研发服务，启动南方区域压缩空气储能电站规划选点研究。
　　调峰水电：截至2023年底，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。
　　
　　四、报告期内核心竞争力分析
　　领先的投资开发建设能力。紧扣公司发展战略提升抽水蓄能和新型储能投资开发建设能力。公司作为我国最早进入高水头、大容量抽水蓄能领域的企业，也是全国第一座兆瓦级电化学储能站的建设运营商，在新型电力系统运行特性研究、抽水蓄能和新型储能项目筛选、投资价值分析评价、项目开发管理、工程建设等方面积累了丰富经验，形成了先进的项目投资开发建设制度体系、管理机制、最佳实践，拥有充足、优质的项目储备。同时公司与抽水蓄能、新型储能产业链上游设计、制造、施工等单位建立了良好的合作关系，公司项目建设具有充足的资源保障。
　　先进的运营管理能力。贯彻资产全生命周期综合成本最优的理念，构建完备的标准化设计方案和设备选型技术规范并持续迭代优化，从设计源头把控资产运营质量。建立基于RCM（以可靠性为中心的检修）的技术标准和管理标准体系,精准投入检修资源，优化设备检修项目与检修周期，在保障安全质量的前提下降低检修成本,提升资产效能。建成国内首个抽水蓄能多厂站集控中心，在运抽水蓄能电站全面实行运行集控和ON-CALL（24小时在线呼叫，随时待命）应急管理模式，有效提升电站运行管控效率。在工程建设、运维、检修、信通、供应链、财务管理等主要业务领域全面实施“集约化、专业化”管理，有效提升管理效能。建成多源数据融合的生产设备大数据智能分析云计算平台，开发了系列基于人工智能的数据分析决策算法，实现主设备状态的实时智能分析和缺陷提前预警。稳步推行机器替代、智慧运维，智能巡视替代率持续提升。
　　扎实的安全管理能力。牢固树立“一切事故都可以预防”的安全理念，不断完善安全生产风险管理体系，紧盯“人、物、环、管”关键领域和关键要素，深化系统治理和规范管理，有序开展安全生产专项整治和安全检查，有效防控安全生产风险，持续保持安全稳定。持续推动本质安全能力提升，形成了承包商“等同管理”、作业风险管控标准化体系化等可复制、易推广的管理模式，有力支撑公司高质量发展。
　　持续的科技创新能力。公司作为国务院国资委“科改”标杆企业，深入实施创新驱动发展战略，聚焦打造储能领域原创技术策源地，持续加大科技研发投入，不断优化创新管理体系，抓好重大科技项目策划实施，深化创新平台建设，畅通科技成果转化“最后一公里”。自主掌握了“可变速抽水蓄能机组”“梯次利用动力电池规模化工程应用关键技术”“锂离子电池储能系统全寿命周期应用安全技术”“抽水蓄能‘芯片级’自主可控励磁和调速器系统”“高压级联储能系统”等一系列关键核心技术，并投入实践应用，有效提升公司竞争优势。公司牵头制定了多项国际、国家、行业标准，牵头成功申报了国务院国资委新型储能央企创新联合体，参与了工信部国家地方共建新型储能创新中心，成功入选国家自然科学基金委员会依托单位、广东省科技专家工作站和广东省知识产权示范企业。获得了一系列国家级、省部级及行业高规格科技奖励，在储能科技领域具有较强的行业影响力。
　　突出的党建引领能力。公司坚持党的全面领导，不断提高党的建设质量，坚持以高质量党建引领和保障公司高质量发展。健全完善“党建+业务”深度融合机制，持续增强基层党组织政治功能和组织功能，用好用活“书记项目”“党员突击队”等抓手，把党的建设优势有效转化为公司的发展优势。坚持党管干部、党管人才，突出实干实绩导向，深入实施人才强企战略，打造了一支政治素质高、专业能力强、精神风貌优的干部人才队伍，为公司高质量发展提供了坚实的人力资源保障。
　　
　　五、报告期内主要经营情况
　　2023年，公司实现营业收入56.30亿元，同比减少31.85%，营业成本30.44亿元，同比减少28.69%；归属于上市公司股东的净利润10.14亿元；基本每股收益0.32元。
　　
　　六、公司关于公司未来发展的讨论与分析
　　(一)行业格局和趋势
　　在积极稳妥推进碳达峰碳中和、构建新型电力系统背景下，电力系统形态逐步由“源网荷”三要素向“源网荷储”四要素转变，储能成为新型电力系统的第四大要素。公司抽水蓄能、新型储能两大业务都面临广阔的发展前景。
　　国家能源局发布的《新型电力系统发展蓝皮书》提出，抽水蓄能作为提升系统调节能力的重要举措，2030年装机规模达到1.2亿千瓦以上。根据中电联发布的《2023-2024年度全国电力供需形势分析预测报告》，截至2023年底，全国抽水蓄能装机容量达5094万千瓦，公司抽水蓄能装机容量1028万千瓦，占比约为20.18%。
　　《国家发展改革委国家能源局关于加快推动新型储能发展的指导意见》（发改能源规〔2021〕1051号）提出，到2025年，实现新型储能从商业化初期向规模化发展转变。新型储能技术创新能力显著提高，核心技术装备自主可控水平大幅提升，在高安全、低成本、高可靠、长寿命等方面取得长足进步，标准体系基本完善，产业体系日趋完备，市场环境和商业模式基本成熟，装机规模达3000万千瓦以上，新型储能在推动能源领域碳达峰碳中和过程中发挥显著作用。到2030年，实现新型储能全面市场化发展。新型储能核心技术装备自主可控，技术创新和产业水平稳居全球前列，标准体系、市场机制、商业模式成熟健全，与电力系统各环节深度融合发展，装机规模基本满足新型电力系统相应需求。
　　(二)公司发展战略
　　公司立足新发展阶段，贯彻新发展理念，积极服务和融入新发展格局，坚持高质量发展，立足“构建新型电力系统生力军、维护电网安全稳定主力军、抽水蓄能行业引领者、新型储能产业领跑者”战略定位，以“成为引领行业发展、业绩卓越的储能生态系统服务商”为战略目标，打造安全可靠、技术先进、管理一流、绿色清洁的储能电源，全面提升公司在电网储能领域的核心竞争力和行业影响力，更好发挥公司在服务构建新型电力系统中的专业化支撑作用，加快建成具有全球竞争力的世界一流企业。
　　公司原规划“十四五”期间投产抽水蓄能600万千瓦，已投产梅蓄一期、阳蓄一期共240万千瓦，计划2025年投产360万千瓦。根据国家用地政策变化以及各项目建设条件等实际情况，公司对原“十四五”抽蓄投产目标进行了适应性调整，现将其中120万千瓦调整到“十五五”初期投产，即除已投产的240万千瓦外，到2025年末，再投产抽水蓄能240万千瓦。按调整后的规划，到2025年，公司投产抽水蓄能装机达到1268万千瓦，新型储能规模达到200万千瓦，总装机规模约1671万千瓦。到2030年，公司投产抽水蓄能装机达到2900万千瓦左右，新型储能500万千瓦以上，装机总规模约3600万千瓦。到2035年，公司投产抽水蓄能和新型储能装机分别达到约4400万千瓦和1000万千瓦，公司总装机规模达到5600万千瓦左右。受国家政策、行业形势、公司战略调整、项目建设客观条件变化等因素影响，以上规划存在变动可能性。
　　(三)经营计划
　　2023年，面对抽水蓄能电站政策性减利、西部调峰电站来水严重偏枯的不利影响，公司牢牢把握高质量发展首要任务，突出抓好稳经营和防风险工作，多措并举克服各项困难，稳定公司经营基本盘。
　　2024年，公司将持续深化提质增效，紧盯“一利五率”目标，着力提高质量和效益，持续加强精益化运营管理，扎实推动公司高质量发展。
　　1.聚焦开拓市场增收入。在稳住西部调峰水电和抽水蓄能等存量业务收入的同时，积极拓展市场化业务，争取增量业务收入，开辟新的利润增长点。全力推进抽水蓄能和新型储能项目建设，为保障项目按期投产打好基础。
　　2.聚焦精益管理控成本。牢固树立“一切成本皆可控”理念，狠抓成本控制，做好成本费用统筹安排，大力压降成本。
　　3.聚焦资源配置提效能。强化经营策划，科学、合理安排各项投资和成本项目列支，以公司资产负债率管控和效益目标为导向，统筹做好各项资源配置。
　　(四)可能面对的风险
　　1.来水不确定性。公司所属的调峰电站主要为天生桥二级电站（装机容量132万千瓦）、鲁布革电站（装机容量60万千瓦），均位于红水河流域，发电量与流域来水密切相关，流域来水存在不确定性，导致西部调峰电站的发电量及公司的经营存在一定不确定性。
　　2.抽水蓄能工程建设存在一定的不确定性因素。抽水蓄能属于大型水电工程，水文地质条件复杂，移民工作难度高，用林用地审批严格，建设工期长，施工作业点多面广，项目实际工期、造价与可研可能存在差异。
　　3.新型储能业务发展存在不确定性。新型储能业务还处于商业化初期，电价政策和市场机制正在逐步完善。 收起▲

　　一、报告期内公司所属行业及主营业务情况说明　　（一）报告期内公司所属行业情况　　1.电力行业总体情况　　中电联发布的《2023年上半年全国电力供需形势分析预测报告》显示，上半年，全国全社会用电量4.31万亿千瓦时，同比增长5.0%。截至2023年6月底全国全口径发电装机容量27.1亿千瓦，同比增长10.8%，其中常规水电3.7亿千瓦，抽水蓄能4879万千瓦。从分类型投资、发电装机增速及结构变化等情况看，电力行业延续绿色低碳转型趋势。上半年，全国新增发电装机容量1.4亿千瓦，其中新增并网太阳能发电装机容量7842万千瓦，同比多投产4754万千瓦，占新增发电装机总容量的比重达到55.6%。　　... 查看全部▼

　　一、报告期内公司所属行业及主营业务情况说明
　　（一）报告期内公司所属行业情况
　　1.电力行业总体情况
　　中电联发布的《2023年上半年全国电力供需形势分析预测报告》显示，上半年，全国全社会用电量4.31万亿千瓦时，同比增长5.0%。截至2023年6月底全国全口径发电装机容量27.1亿千瓦，同比增长10.8%，其中常规水电3.7亿千瓦，抽水蓄能4879万千瓦。从分类型投资、发电装机增速及结构变化等情况看，电力行业延续绿色低碳转型趋势。上半年，全国新增发电装机容量1.4亿千瓦，其中新增并网太阳能发电装机容量7842万千瓦，同比多投产4754万千瓦，占新增发电装机总容量的比重达到55.6%。
　　上半年，全国规模以上电厂发电量4.17万亿千瓦时，同比增长3.8%。其中，规模以上电厂水电发电量同比下降22.9%，主要水库蓄水不足以及今年以来降水持续偏少，叠加上年同期高基数等因素，导致今年以来水电发电量同比持续下降，且降幅扩大，5、6月水电发电量同比分别下降32.9%和33.9%。上半年，规模以上电厂火电、核电发电量同比分别增长7.5%和6.5%。全口径并网风电发电量同比增长21.2%。
　　2.抽水蓄能行业情况
　　2023年4月23日，《国家能源局综合司关于进一步做好抽水蓄能规划建设工作有关事项的通知》（国能综通新能〔2023〕47号）印发，要求“充分认识抽水蓄能高质量发展的重要意义”，强调“电力系统调节需求是抽水蓄能规划建设的重要前提和基本依据”，要求“针对部分地区前期论证不够、工作不深、需求不清、项目申报过热等情况，坚持需求导向，深入开展抽水蓄能发展需求研究论证工作”，并对项目纳规要求做了进一步明确。2023年5月15日，国家发展改革委印发《关于抽水蓄能电站容量电价及有关事项的通知》（发改价格〔2023〕533号），核定了在运及2025年底前拟投运的48座抽水蓄能电站容量电价。本次抽水蓄能成本监审核价是《国家发展改革委关于进一步完善抽水蓄能价格形成机制的意见》（发改价格〔2021〕633号）发布后的首次核价，将有利于引导抽水蓄能行业健康有序发展。
　　据中国水力发电学会抽水蓄能分会统计数据，截至2023年6月14日，我国“十四五”期间抽水蓄能核准规模累计超过1亿千瓦，结合2022年底统计数据，2023年上半年，全国新增核准抽水蓄能项目约1720万千瓦。
　　3.新型储能行业情况
　　2023年上半年，各地方政府加快出台相关政策推动新型储能发展。3月，广东省政府印发了《广东省推动新型储能产业高质量发展指导意见》，明确了“到2025年，全省新型储能产业营业收入达到6000亿元，年均增长50%以上，装机规模达到300万千瓦。到2027年，全省新型储能产业营业收入达到1万亿元，装机规模达到400万千瓦”的发展目标；5月，广东省发展改革委、能源局印发了《广东省促进新型储能电站发展若干措施》，首次落实了新能源配储政策，要求2022年以后新增规划的海上风电项目以及2023年7月1日以后新增并网的集中式光伏电站和陆上集中式风电项目，按照不低于发电装机容量的10%、时长1小时配置新型储能，后续根据电力系统相关安全稳定标准要求、新能源实际并网规模等情况，调整新型储能配置容量；鼓励存量新能源发电项目按照上述原则配置新型储能。
　　南方电网区域新型储能参与电力市场机制加速完善。2023年3月20日，经国家能源局南方监管局批复同意，南方电网电力调度控制中心印发了《第三方独立主体参与南方区域调频辅助服务市场交易实施细则（模拟运行稿）》《第三方独立主体参与南方区域跨省电力备用辅助服务市场交易实施细则（模拟运行稿）》，在独立储能参与电力辅助服务市场政策上跨出新步伐。3月30日，广东省能源局和国家能源局南方监管局联合印发《广东省新型储能参与电力市场交易实施方案》，明确了源、网、荷各侧储能参与电力市场的方式、准入条件等，其中提到独立储能（电网侧储能）可作为独立主体参与市场交易。同时，广西自治区也积极推进储能参与电力市场机制建设。
　　（二）公司主营业务情况
　　公司主营业务为抽水蓄能、新型储能和调峰水电，主要业务范围为南方五省区（广东、广西、云南、贵州、海南）。报告期内，公司在运机组总装机容量1242.1万千瓦，其中抽水蓄能1028万千瓦、新型储能11.1万千瓦、调峰水电203万千瓦。2023年上半年，公司在运机组运行维护情况良好。
　　调峰水电方面：截至报告期末，公司调峰水电机组装机容量203万千瓦。
　　抽水蓄能方面：截至报告期末，公司在运抽水蓄能装机总规模1028万千瓦，2023年上半年无新增投产项目；在建抽水蓄能总装机规模480万千瓦，2023年上半年无新增开工项目；开展前期及项目储备超3200万千瓦，2023年上半年新取得广东揭西大洋、肇庆长滩、清远佛冈和贵州遵义大梁岗4个新站点开发权，为公司加快完成“十四五”及中长期抽水蓄能发展目标进一步打下了基础。公司参股内蒙古乌海项目已开工建设。参股美岱抽蓄项目（装机容量120万千瓦，公司持股比例20%），进一步拓展公司南方区域外抽水蓄能业务。
　　新型储能业务方面：截至报告期末，公司新型储能装机总规模111MW/219.2MWh，2023年上半年梅州宝湖储能电站（70MW/140MWh）正式投入商运；在建项目1座，即佛山南海新型储能电站（300MW/600MWh）。

　　二、经营情况的讨论与分析
　　今年以来，公司坚持以习近平新时代中国特色社会主义思想为指导，深入学习贯彻党的二十大精神，不断完善上市公司运作机制，持续深化改革创新，坚持做优公司生产经营基本面。
　　（一）积极应对发展形势变化，发展质量进一步提升。密切跟踪行业发展，主动加强沟通，大力拓展业务，新取得4个抽水蓄能站点开发权，开工茂名电白、桂林灌阳、贵港项目前期工程，有序推进肇庆浪江、南宁、惠州中洞、梅蓄二期4个在建项目主体工程建设，参股投资内蒙古美岱抽水蓄能项目，开工建设南网区域规模最大的储能站——佛山南海新型储能项目，公司储能业务进一步发展壮大。积极应对西部电厂来水偏枯、抽蓄电站政策性减收等不利影响，扎实开展提质增效专项行动，加快市场化业务拓展，大力提升科技成果转化效益，有效降低融资成本。
　　（二）聚焦安全合规出招发力，风险防范能力进一步提升。公司牢牢把握央企控股上市公司定位，抓牢安全管理、合规管理两条生命线。上半年未发生安全事故、有责任的五级及以上电力安全事件和网络安全事件。围绕提高上市公司质量，全面建立符合上市监管要求的跨部门跨单位联动协作机制并有效运转，丰富风险应对“工具包”，持续提升市场风险防范能力。强化投资者关系管理，依法合规开展信息披露。
　　（三）巩固拓展“科改”企业建设成效，核心竞争力进一步提升。统筹推进各项改革任务，“集约化、专业化”改革持续深化，改革成效进一步彰显，公司获评国资委科改“标杆”企业。坚持突出科技创新主体地位，加快向科技型企业转型。投运国内首个大规模抽水蓄能人工智能数据分析平台、首套300MW抽蓄机组“芯片级”自主可控励磁系统和调速器系统，圆满完成国家能源局基于RCM的运维检修策略研究及应用第一批试点任务，参与创建新型储能国家制造业创新中心。经权威部门鉴定，公司4项科技成果达国际领先水平，1项国重项目成果达国际先进水平。
　　公司上半年实现营业收入28.61亿元、归母净利润6.93亿元，与2022年（调整后）同比分别减少31.07%、26.30%，下降幅度较大，主要原因：一是合并范围和口径变化，2023年上半年的业务范围比2022年同期调整后的业务范围小。公司2022年9月完成重大资产重组，公司按照同一控制下企业合并的会计准则要求，对2022年可比数据进行了追溯调整，2022年上半年调整后的业务范围包括南网储能当前业务及原文山电力置出业务，2023年的业务范围仅为南网储能当前业务。二是2023年上半年西部调峰电站来水同比2022年偏枯。
　　剔除上述合并范围和口径变化的影响，2022年上半年和今年上半年均按当前南网储能业务范围口径计算，今年上半年公司营业收入、归属于上市公司股东的净利润同比分别减少4.26%、17.31%。
　　《国家发展改革委关于抽水蓄能电站容量电价及有关事项的通知》（发改价格〔2023〕533号）核定了公司投运的7座抽水蓄能电站容量电价，核价结果比公司原执行的容量电价水平降低。

　　三、风险因素
　　1.公司调峰电站来水不确定的风险
　　公司所属的调峰电站主要为天生桥二级电站（装机容量132万千瓦）、鲁布革电站（装机容量60万千瓦），均位于红水河流域，发电量与红水河流域来水密切相关，流域来水存在不确定性，导致西部调峰电站的发电量及公司的经营存在一定不确定性。
　　2.新型储能电站商业模式不确定的风险
　　国家能源局《关于加快推动新型储能发展的指导意见》（发改能源规〔2021〕1051号）、《“十四五”新型储能发展实施方案》（发改能源〔2022〕209号）等文件指出：“建立电网侧独立储能电站容量电价机制，逐步推动储能电站参与电力市场”。上半年南方区域广东、广西等地在储能电站参与电力市场方面出台了部分政策，但总体来看，新型储能电站商业模式仍不健全，投资回报存在不确定性。

　　四、报告期内核心竞争力分析
　　（一）领先的投资开发建设能力
　　紧扣公司发展战略提升抽水蓄能和新型储能投资开发建设能力。公司作为我国最早进入高水头、大容量抽水蓄能领域的企业，也是全国第一座兆瓦级电化学储能站的建设运营商，在新型电力系统运行特性研究、抽水蓄能和新型储能项目筛选、投资价值分析评价、项目开发管理、工程建设安全质量进度造价管控方面积累了丰富经验，在抽蓄和新型储能领域处于领先地位，形成了先进的项目投资开发建设制度体系、管理机制、最佳实践，提前储备足够的优质项目库，打造了突出的竞争优势。公司与抽水蓄能、新型储能产业链上游设计、制造、施工等单位建立了良好的合作关系，公司项目建设具有充足的资源保障。
　　（二）先进的资产运营能力
　　贯彻资产全生命周期总体成本最优的理念，构建完备的标准化设计方案和设备选型技术规范，从设计源头把控资产运营质量。基于RCM（以可靠性为中心的检修）策略开展抽水蓄能电站设备检修，精准投入检修资源，优化机组设备检修周期，在保障安全质量的前提下降低检修成本。在全面实行抽水蓄能电站ON-CALL（24小时在线呼叫，随时待命）管理机制基础上，建成国内首个抽水蓄能多厂站集控中心，有效提升电站运行管控效率。建成多源数据融合的生产设备大数据智能分析云计算平台，开发了系列基于人工智能的数据分析决策算法，稳步推行机器替代、智慧运维。
　　（三）扎实的安全管理能力
　　对标国际标准，借鉴先进经验，对安全生产进行系统化管理，形成具有自身特色的安全生产风险管理体系。贯彻落实安全风险分级管控和隐患排查治理双重预防机制，统筹开展安全生产专项整治、安全检查，确保安全风险可控在控。深入推进安全文化建设，牢固树立“一切事故都可以预防”的安全理念，制定安健环政策，常态化开展员工安全教育培训，实现“要我安全”到“我要安全、我会安全”的自觉。
　　（四）持续的科技创新能力
　　聚焦公司战略和行业新技术、新模式发展趋势，加快推进科技创新体制改革，加大科技人才培养力度，持续激发创新活力。公司成功入选国资委“科改企业”，被认定为“科创中国”抽水蓄能与新型储能创新基地、国家技术标准创新基地储能技术领域分基地、广东省电力储能工程技术研究中心，牵头成立了中国水力发电工程学会智能与智慧化专委会，牵头承担了南方电网先进储能技术联合实验室、储能与可再生能源重大科研团队任务，牵头建设南方电网储能示范基地，参与组建广东新型储能国家研究院有限公司。紧紧围绕推动抽水蓄能和新型储能高质量发展开展科技创新，承担了“可变速抽蓄机组”、“大容量储能系统设计及其监控管理与保护技术”、“梯次利用动力电池规模化工程应用关键技术”、“锂离子电池储能系统全寿命周期应用安全技术”等重点研发攻关任务。牵头编制了多项国际、国家及行业标准。
　　（五）高效的运营管理能力
　　在工程建设、运维、检修、供应链、财务管理等主要业务领域全面实施“集约化、专业化”管理，实现以要素组合的集结、协调和优化为手段，以提高效率和效益为目标的内涵增长，有效提升管理效能。持续推行标准成本体系建设，常态化“过紧日子”，成本费用收入比不断优化。
　　（六）突出的党建引领能力
　　公司坚持以习近平新时代中国特色社会主义思想为指引，坚定捍卫“两个确立”，坚决做到“两个维护”，认真贯彻落实习近平总书记重要指示批示和党中央重大决策部署。持续提升党建工作质量，构建“党建+业务”深度融合机制，结合工程建设、安全生产、改革创新等重点难点工作，把党建优势转化为公司高质量发展的制胜优势。公司坚持党管人才，分层分类开展人才培养，明确人才队伍培养目标、发展措施和评价流程，推行“人才+项目”、“人才+工程”模式，促进人才精准培养和管理，人才队伍保持良好的年龄、学历和专业结构，为公司发展提供有力的人力资源支撑。 收起▲