一、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、调峰水电以及技术服务，主要业务经营范围为南方五省区（广东、广西、云南、贵州、海南）。截至2025年末，公司在运机组总装机容量1536.42万千瓦，其中抽水蓄能1268万千瓦、新型储能65.42万千瓦、调峰水电203万千瓦。2025年，公司在运厂站运行情况良好。
　　抽水蓄能：报告期内，公司梅蓄二期、广西南宁两座抽水蓄能电站建成投产，新增装机规模共计240万千瓦。截至2025年末，公司抽水蓄能投产装机总规模1268万千瓦。在建抽水蓄能电站8座，总装机容量960万千瓦，包括广东的肇庆浪江抽水蓄能电站（120万千瓦）、惠州中洞... 查看全部▼

　　一、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、调峰水电以及技术服务，主要业务经营范围为南方五省区（广东、广西、云南、贵州、海南）。截至2025年末，公司在运机组总装机容量1536.42万千瓦，其中抽水蓄能1268万千瓦、新型储能65.42万千瓦、调峰水电203万千瓦。2025年，公司在运厂站运行情况良好。
　　抽水蓄能：报告期内，公司梅蓄二期、广西南宁两座抽水蓄能电站建成投产，新增装机规模共计240万千瓦。截至2025年末，公司抽水蓄能投产装机总规模1268万千瓦。在建抽水蓄能电站8座，总装机容量960万千瓦，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）、电白抽水蓄能电站（120万千瓦），广西的灌阳抽水蓄能电站（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）。
　　新型储能：截至2025年末，公司新型储能电站累计装机规模65.42万千瓦/129.83万千瓦时。报告期内新投产3座电化学储能电站，分别为云南丘北储能项目（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）。
　　调峰水电：截至2025年末，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。
　　技术服务：公司立足主业优势，面向国内国际两个市场，围绕储能产业链价值链拓展战略性新兴业务，努力打造“第二增长曲线”。一是围绕技术咨询与培训服务、工程总承包及设备集成、高端装备与数智平台、绿色建设与智能建设4大业务方向拓展业务。2025年新增承接抽水蓄能电站生产信息管理系统建设等多个项目。二是协同南网国际公司、南网澜湄国际公司拓展海外储能项目，推动公司产品、服务、标准及管理对外输出。2025年新增向境外抽水蓄能电站供应设备状态大数据智能分析系统。
　　二、报告期内公司所处行业情况
　　（一）电力行业总体情况
　　根据国家能源局发布的《2025年全国电力统计数据》和中电联发布的《2025-2026年度全国电力供需形势分析预测报告》，截至2025年底，全国全口径发电装机容量38.9亿千瓦，同比增长16.1%。分类型看，水电4.5亿千瓦，其中抽水蓄能6594万千瓦；火电15.4亿千瓦；核电6248万千瓦；并网风电6.4亿千瓦，其中，陆上风电5.9亿千瓦，海上风电4739万千瓦；并网太阳能发电12.0亿千瓦。2025年，全国新增发电装机容量5.5亿千瓦，同比多投产1.1亿千瓦，其中，风电和太阳能发电全年合计新增装机4.4亿千瓦，占新增发电装机总容量的比重达到80.2%。气电、抽水蓄能发电装机分别新投产1992万千瓦、748万千瓦，电力系统调节能力进一步提升。2025年，全国6000千瓦及以上电厂发电设备利用小时3119小时，同比降低312小时。分类型看，水电3367小时，同比提高12小时；火电4147小时，同比降低232小时；气电2187小时，同比降低190小时；核电7809小时，同比提高126小时；并网风电1979小时，同比降低148小时；并网太阳能发电1088小时，同比降低113小时。
　　（二）抽水蓄能行业情况
　　根据国家能源局发布的数据，截至2025年底，全国在运抽水蓄能总装机容量6594万千瓦，其中年内新增装机748万千瓦。南方五省区（广东、广西、云南、贵州、海南）在运抽蓄装机容量1268万千瓦，2025年新增投产240万千瓦。
　　（三）新型储能行业情况
　　根据国家发展改革委发布的数据，截至2025年底，我国新型储能装机规模突破1.36亿千瓦。根据中国化学与物理电源行业协会储能应用分会统计，2025年，我国新型储能新增装机规模为64.6GW，较2024年增长了52%。其中，2025年电网侧储能新增装机43.6GW/132.4GWh，占全国年度新增装机总量的67.5%/67.4%；电源侧新增装机15.7GW/50.5GWh，占比24.3%/25.7%；用户侧新增装机5.3GW/13.7GWh，占比8.1%/7%。
　　储能技术多元化进入加速期。2025年全国新型储能新增装机规模中，磷酸铁锂仍占主导（占比约83%），全钒液流（9%）、半固态电池（5%）、钠离子电池（2%）等新技术合计装机占比达17%，较2024年提升10个百分点。新技术示范项目落地提速，全国半固态电池储能项目超15个，总装机达4.5GWh；钒液流项目突破30个，总装机超8GWh，新技术储能从技术验证向规模化应用过渡。构网型储能已经从试点走向规模化，2025年并网构网型项目超20个，总容量达12GWh。
　　三、经营情况讨论与分析
　　2025年，公司实现营业收入73.77亿元，同比增加19.49%；归母净利润16.89亿元，同比增加49.89%；加权平均净资产收益率7.66%。期末资产负债率54.61%，财务状况保持稳健。
　　（一）公司装机规模迈上新台阶
　　有力有序推进10个抽蓄项目建设，全面建成梅蓄二期、南宁两座抽蓄电站（共240万千瓦），抽水蓄能投运装机容量达到1268万千瓦；持续加强优质项目储备，形成较为明显的规模优势。加大力度推进新型储能建设，建成我国首座同时配装锂电池和钠电池的构网型储能站—云南丘北储能电站，新型储能投运装机容量达到65.42万千瓦/129.83万千瓦时；采取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。公司投运总装机容量突破1500万千瓦。
　　（二）经营业绩再创新高
　　调峰水电发电量突破120亿千瓦时，天厂、鲁厂安全满发155天，发电量、满发天数均创历史新高。新增1座抽蓄电站、1座新型储能电站和4座小水电站入市交易。加大力度降本增效，将标准成本管理融入抽蓄项目运检全过程，2025年成本费用占营业收入比例较上年下降5.22个百分点。自主研发的抽蓄大数据分析平台成功“出海”，飞轮储能科研成果中标乌东德电站调频研究项目。积极争取耐心资本参与公司项目建设，引入战投资金超19亿元。公司净利润和净资产收益率稳步提升，价值创造能力进一步增强。
　　（三）本质安全型企业基本建成
　　高标准推进安全生产治本攻坚三年行动、安全生产“雷霆行动”。顺利完成惠蓄、鲁厂机组大修等一批重点项目，设备可靠性水平持续提升。34台抽蓄机组累计启动超过5万次，同比增长23%，其中海蓄3台机组启动超7千次，均创历史新高，有力保障电网安全稳定运行。有效应对强台风等极端天气，圆满完成十五运会等重大活动保供电任务。公司系统未发生生产安全事故、网络安全事件、一级及以上电力生产安全事件。
　　（四）改革创新成果丰硕
　　公司连续三年获评国资委科改“标杆”企业。实现抽蓄“一人一席三厂站”集中控制，投运新型储能集控中心，建成小水电站集控系统，法律、后勤集约化管理落地实施，集约化专业化改革成效进一步彰显。新增参与6项国家级科技项目。以重大工程项目为牵引，实现梅蓄8号机组芯片级全国产化，主导研发应用电压源型SFC、空压机、焊接机器人、高效电机等高端装备。科技成果转化收入突破1.1亿元。开展液态金属电池、钠离子储能电池、飞轮与压缩空气复合储能等国家级研发计划项目研究，公司牵头的国重项目《锂离子电池储能系统全寿命周期应用安全技术》圆满完成验收并获得“优秀”评级。着力打造高水平创新平台，参与国家工信部新型储能国家制造业创新中心建设，成功牵头申报云南省电力储能重点实验室，与华南理工大学联合建立新型电力系统储能技术创新中心。累计主导编制国际标准1项、国家标准11项、行业标准22项，拥有授权发明专利667件，获得省部级及以上科技创新奖励7项。
　　（五）打造“第二增长曲线”取得突破
　　2025年，公司加快打造“第二增长曲线”，业务及产品实现多点突破。新增签订潮州屋顶光伏设备集成项目，中标云南武定光伏发电系统集成服务项目，实现新能源行业设备集成项目“零突破”，开展电白、灌阳二次系统BOP集成自主可控核心控制设备集成业务并取得新的实质进展。新型电压源型SFC产品纳入国家工信部2025年度重点产品、工艺“一条龙”应用计划方向。首次实现公司数据中台（湖）、基建工程项目管理系统PMS和数字化移交系统3款数字化产品推广应用，迈出数字产业化重要步伐。配合南网国际公司、南网澜湄国际公司拓展境外抽蓄、新型储能并取得实质进展，同步带动公司技术、管理、产品“走出去”。
　　四、报告期内核心竞争力分析
　　报告期内，公司聚焦主营业务，从项目投资建设、资产运营、安全生产、科技创新、ESG建设、党建引领多个维度，持续巩固提升核心竞争力。
　　保持领先的投资建设管控能力。公司总结提炼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、工程建设等方面的经验，从项目全生命周期效益最优出发，综合平衡并有效管控项目安全、质量、工期、造价，形成一套先进的项目投资开发建设制度体系和管理机制，并持续优化完善、迭代升级。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，项目建设具有充足的资源保障。
　　持续优化资产运营管理能力。贯彻资产全生命周期管理理念，从设计源头和日常运维全过程把控资产运营质量和效益。构建了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，建立了以设备可靠性为中心的设备维修管理体系，精准投入检修资源，提高检修质量，节约检修成本，保障设备健康水平。在各主要业务领域全面推行专业化、集约化管理，形成了综合效能领先的生产组织模式。依托公司技术和管理优势，围绕储能产业链价值链拓展战略性新兴业务。持续优化电力市场报价策略，努力增加电量电费收益。
　　增强统筹发展与安全能力。公司作为“安全生产风险管理体系”发源地，牢固树立“一切事故都可以预防”的安全理念，坚持传承发扬“人人讲安全、人人要安全、人人会安全”的优良传统，始终把安全作为公司的生命线。以安全生产风险管理体系为抓手，全面推进本质安全型企业建设，从源头上防控安全风险，不断夯实、巩固公司经营发展基础。严格落实安全生产责任制，建立了横向覆盖各领域各专业、纵向贯通各层级各单位的安全责任和到位标准体系。深化现场作业监督，持续完善风险分级管控与隐患排查治理，构建了科学系统的事故事件预防机制，保持重大及较大事故隐患动态清零。
　　锻造科技创新引领发展能力。坚持创新驱动发展战略，统筹推进科研体制机制创新与关键核心技术攻关，在可变速抽蓄机组、抽蓄核心控制系统、锂离子电池储能系统安全、钠离子储能电池安全应用技术等领域形成了一批具有自主知识产权的创新成果，加快培育形成新质生产力。公司是国家工信部国家新型储能创新中心参建单位、国家自然科学基金依托单位、云南省重点实验室（筹）依托单位。
　　持续提升ESG建设能力。公司持续推动ESG理念融入治理，以提升公司可持续发展能力和资本市场长期投资价值为出发点和落脚点，建立完善由董事会、战略与可持续发展委员会以及ESG工作小组构成的三级治理架构，系统化构建ESG管理体系，切实推动ESG理念深度融入公司投资、建设、运营、科技创新等业务流程。公司WindESG评级从A跃升至AA，入选央视“中国ESG上市公司先锋100”榜单，位列第45位。
　　把党的建设优势转化为竞争优势。深入学习贯彻习近平新时代中国特色社会主义思想，坚持党的全面领导，以高质量党建引领和保障公司高质量发展。从严从实推进深入贯彻中央八项规定精神学习教育，不断健全完善作风建设常态化长效化机制。持续建强上下贯通、执行有力的组织体系，深化“党建+业务”深度融合机制，持续推进数字化赋能党建工作，基层党组织政治功能和组织功能持续增强。坚持党管干部、党管人才，打造了一支政治过硬、能力突出、作风优良的干部队伍，培育了一支爱党爱国、业务精湛、创新有为的专家人才队伍。公司获国家教育部颁发的“国家卓越工程师培养优秀实践成果”。2025年成功入选国家人才专项1人、广东省人才计划1人、中国科协青年人才托举工程1人，获评省级及以上人才荣誉10人。
　　五、报告期内主要经营情况
　　(一)主营业务分析
　　营业收入变动原因说明：报告期内营业收入同比增加19.49%，主要是以下原因综合影响：一是调峰水电厂来水较好，发电量同比增加；二是梅蓄一期现货市场收入增加以及梅蓄二期投产，抽蓄收入同比增加；三是云南丘北储能电站投产，新型储能收入同比增加。
　　营业成本变动原因说明：报告期内营业成本同比增加11.20%，主要是梅蓄一期、梅蓄二期以及云南丘北储能站参与电力市场交易，购电成本同比增加。
　　税金及附加变动原因说明：报告期内税金及附加同比增加78.00%，主要是调峰水电厂收入同比增加,水资源税同比增加。
　　销售费用变动原因说明：报告期内销售费用同比增加76.81万元，主要是公司拓展市场化业务，新增招标中标、宣传等销售费用。
　　管理费用变动原因说明：报告期内管理费用同比减少9.13%，主要是公司落实稳增长提质增效工作措施取得成效。
　　财务费用变动原因说明：主要是公司募集资金存量减少以及存款利率下降，利息收入同比减少；同时，公司利用低息债券等方式压降融资成本，利息支出同比下降。
　　研发费用变动原因说明：报告期内研发费用同比增加45.51%，主要是公司推进“科改”行动，持续加大科技创新力度，深化关键核心技术攻关，研发项目投入同比增加。
　　投资收益变动原因说明：报告期内投资收益同比增加155.04%，主要是报告期内参股企业经营情况较好，投资收益增加。
　　营业外收入变动原因说明：报告期内营业外收入同比增加214.41万元，主要是本年收到政府返还森林植被恢复费。
　　所得税费用变动原因说明：报告期内所得税费用同比增加32.00%，主要是调峰水电板块来水较好、梅蓄一期现货市场收入增加、梅蓄二期及云南丘北储能电站投产，公司利润增加，所得税费用增加。
　　归属于母公司所有者的净利润变动原因说明：报告期内归属于母公司所有者的净利润同比增加49.89%，主要是以下原因综合影响：一是调峰水电厂来水较好，发电量同比增加；二是梅蓄一期现货市场收入增加以及梅蓄二期投产，抽水蓄能板块利润增加；三是云南丘北储能电站投产，新型储能板块利润同比增加。
　　其他综合收益的税后净额变动原因说明：报告期内其他综合收益的税后净额-4,051.72万元，主要是公司持有的中汽新能电池科技有限公司股权公允价值发生变动所致。
　　经营活动产生的现金流量净额变动原因说明：报告期内经营活动产生的现金流量净流入同比增加19.91%，主要是以下原因综合影响：一是调峰水电厂来水较好，发电量同比增加；二是梅蓄一期现货市场收入增加以及梅蓄二期投产，抽蓄收入同比增加；三是云南丘北储能电站投产，新型储能收入同比增加。
　　投资活动产生的现金流量净额变动原因说明：报告期内投资活动产生的现金流量净流出同比增加58,484.05万元，主要是固定资产投资增加。
　　筹资活动产生的现金流量净额变动原因说明：报告期内筹资活动产生的现金流量净流入同比增加19.54%,主要是债务偿还规模变动以及少数股东注资综合影响。
　　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
　　行业格局
　　抽水蓄能具有调峰、调频、调压、系统备用和黑启动等多种功能，是目前技术最成熟、经济性最优、具有大规模开发潜力的电力系统绿色灵活调节电源，是支撑新能源大规模、高比例、高质量跃升发展的重要能源基础设施。“十四五”以来，为适应新能源跃升发展和新型电力系统建设需要，补齐系统调节能力短板，国家发展改革委、国家能源局持续加强规划指导，不断完善配套政策，推动我国抽水蓄能发展进入新阶段、取得新成效。抽水蓄能产业发展态势整体向上向好，已成为电力保供和低碳转型不可或缺的主力军。抽水蓄能行业投资金额大、建设周期长、技术和管理要求高，站址资源较为稀缺，投资建设门槛较高，行业较为集中。截至2025年底，全国抽水蓄能投产装机6594万千瓦，公司投产装机1268万千瓦，占全国装机容量的19.2%。
　　新型储能应用场景广泛，各类投资主体众多，产业发展快速，技术路线呈现出多元发展态势。根据国家能源局发布的数据，截至2025年底，全国已建成投运新型储能项目累计装机规模突破1.3亿千瓦。根据中国化学与物理电源行业协会储能应用分会统计，2025年，我国新型储能新增装机规模为64.6GW，较2024年增长了52%。公司新型储能装机规模65.42万千瓦/129.83万千瓦时。
　　根据中国能源研究会储能专委会统计，“十四五”期间我国储能技术路线市场份额发生显著变化，以锂电池为代表的新型储能实现跨越式增长，到“十四五”末，新型储能累计装机占电力储能总装机规模超过2/3；抽水蓄能装机规模持续增长，但装机占比从“十三五”末的89.3%，下降至“十四五”末的31.3%。
　　行业趋势
　　在“双碳”目标背景下，抽水蓄能和新型储能作为电力系统重要调节资源，发展空间广阔。2025年以来，相关行业政策密集出台，鼓励抽水蓄能、新型储能高质量发展。2025年10月，党的二十届四中全会审议通过《中共中央关于制定国民经济和社会发展第十五个五年规划的建议》，提出“科学布局抽水蓄能”。2025年11月，国家发展改革委、国家能源局发布《关于促进新能源消纳和调控的指导意见》（发改能源〔2025〕1360号），提出“加快抽水蓄能电站建设”。南方五省区（广东、广西、云南、贵州、海南）分别在“十五五”规划建议中对抽水蓄能和新型储能发展提出明确要求，广东提出全面提升电力系统互补互剂和安全韧性水平，科学布局抽水蓄能和新型储能；广西提出积极发展新型储能，加快推进抽水蓄能建设，加快智能电网和微电网建设；云南提出推进“风光水火储”等多能互补和“源网荷储”一体化发展；贵州提出因地制宜布局发展抽水蓄能、新型储能、氢能等，促进新能源增长、消纳同储能协调发展；海南提出科学布局抽水蓄能，大力发展新型储能。
　　相对于发展更为成熟的抽水蓄能，政府针对新型储能出台了更多的政策，进一步规范和促进行业发展。2025年1月，国家发展改革委、国家能源局联合发布《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），规定不得将配置储能作为新建新能源项目核准、并网、上网等的前置条件，推动储能更多通过电力市场获利以证明其经济价值，而非依赖行政指令。2025年2月，工信部等八部门联合印发《新型储能制造业高质量发展行动方案》（工信部联电子〔2025〕7号），旨在通过支持新型储能颠覆性技术创新、推动新型储能产业发展协同、拓展新型储能应用场景等举措，推动新型储能制造业高质量发展。2025年5月，国家能源局、工业和信息化部、应急管理部、市场监管总局、国家消防救援局联合发布的《关于加强电化学储能安全管理有关工作的通知》（国能综通安全〔2025〕65号），是首份国家级聚焦电化学储能安全领域的顶层文件，旨在落实安全责任，强化全链条管理，防范重特大事故，促进电化学储能高质量发展。2025年9月，国家发展改革委、国家能源局联合印发《新型储能规模化建设专项行动方案（2025—2027年）》（发改能源〔2025〕1144号），提出将通过六大重点任务推动技术攻关与商业模式创新，到2027年底全国新型储能装机将达1.8亿千瓦以上（较2024
　　年翻倍），预计带动投资约2500亿元，加速构建新型电力系统灵活性调节支撑。该方案是继2021年首次提出我国“十四五”新型储能装机规模3000万千瓦目标（已于2023年底提前完成）以来，再次在国家层面明确新型储能发展目标，为新型储能发展提供了目标指引。2025年10月，国家发展改革委、国家能源局联合印发《关于促进新能源消纳和调控的指导意见》（发改能源〔2025〕1360号），该文件有利于促进储能行业发展，推动新型储能盈利结构趋于多元化。
　　(二)公司发展战略
　　公司立足新发展阶段，贯彻新发展理念，积极融入和服务新发展格局，坚持高质量发展，以“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”为战略定位，把握集约化、专业化、数智化、绿色化、市场化、国际化战略路径，深化向储能电源运营商、储能产业价值链整合商、储能生态系统服务商转型，着力打造安全可靠、技术先进、管理一流、绿色清洁的储能电源，全面提升公司在储能领域的核心竞争力和行业影响力，持续深化具有全球竞争力的世界一流企业建设，更好发挥公司在服务构建新型电力系统和新型能源体系中的专业化支撑作用，服务经济社会高质量发展。
　　加强抽水蓄能和新型储能协同发展。公司将坚持稳中求进工作总基调，深入研究落实《抽水蓄能中长期发展规划（2021-2035年）》《抽水蓄能电站开发建设管理暂行办法》《电力系统调节能力优化专项行动实施方案（2025-2027年）》《新型储能制造业高质量发展行动方案》《中共中央关于制定国民经济和社会发展第十五个五年规划的建议》等政策文件精神，以电力系统需求为导向，规划布局一批具有市场竞争力的储能电站，做强做优做大储能产业，力争“十五五”末公司装机规模突破2800万千瓦。抽水蓄能方面：按照“投产一批、建设一批、储备一批”发展思路，稳步推进在建项目建设，加快推进一批项目前期工作，持续关注南方电网区域外送电工作进展情况，研究探索在新能源外送基地通道送受端布局项目。2026年继续推进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；到2030年，抽蓄装机规模力争达到2100万千瓦；“十六五”时期，根据政府规划、电力系统调节需求以及电价政策变化情况，按需推进项目开发建设，力争装机规模再上新台阶。新型储能方面：紧跟国家及地方政府政策，顺应行业发展趋势，优先开发系统亟需、政策支持力度大、经济效益好的项目，积极申报新一轮国家级、省级示范项目。积极跟踪研究储能新技术路线，加大钠离子电池、液流电池、压缩空气等储能技术储备力度，积极开展前沿技术验证。研究布局虚拟电厂、电氢协同等业务。
　　积极开辟新赛道、发展新业务。健全战新业务发展体制机制，沿储能产业链、价值链积极培育发展新动能、塑造竞争新优势，加快形成新产品、新服务、新业态、新模式，推动核心能力外溢、创造增量价值，持续打造“第二增长曲线”。积极培育储能行业高端设备集成业务，开展具有核心自主知识产权的抽水蓄能二次关键设备以及适应新型电力系统发展需要的高端设备的研制、工程化应用及市场推广，打造储能产业高端设备集成品牌。大力拓展储能工程专业咨询综合服务，以抽水蓄能领域为重点，提供工程建设技术咨询与服务、工程总承包及系统集成、绿色与智能建设等服务和产品，打造储能产业高端建设咨询品牌。持续输出数智运维一体化解决方案，对外提供储能项目生产运维领域数智化产品及服务、调试试验、技术咨询、检修管理等服务和产品，打造储能产业高端运维服务品牌。
　　大力拓展国际业务。制定实施公司国际业务发展规划，加强与南方电网国际公司、南方电网澜湄国际公司等企业合作，积极参与境外抽蓄、新型储能项目开发，全力打造境外精品工程、样板工程，形成示范效应，推动公司产品、技术、服务、标准等全要素对外输出。大力开展国际业务人才队伍培训培养，深入开展国际交流合作，打造国际储能品牌。
　　(三)经营计划
　　2026年，公司将紧扣“十五五”战略目标，以“一利五率”目标为核心，坚持效益优先，持续提升经营效益和核心竞争力，推动高质量发展再上新台阶。
　　一是聚焦主责主业，夯实发展根基。把握双碳战略机遇，科学布局优质抽水蓄能项目，大力发展经济效益优良的新型储能项目，积极拓展储能产业链新兴业务，加快推动国际业务发展，开拓多元化盈利模式。
　　二是深化提质增效，增强经营韧性。推动提质增效向各业务领域纵深拓展、精准发力，持续做优基本面，实现利润总额、净资产收益率等关键指标稳步提升。积极融入电力市场，优化完善抽蓄电站、新型储能站参与电能量市场、辅助服务市场交易策略，持续提升市场收益水平。
　　三是坚持全面节约，抓实成本管控。持续优化资源配置，着力提升资源要素利用效率，坚持“过紧日子”，从严控制成本费用支出。以投资效益为导向，严格工程项目投资管控，将有限资金精准配置于最能创造价值的关键环节。
　　(四)可能面对的风险
　　1.来水不确定性。公司所属调峰电站发电量直接受电站所在流域来水量影响。流域来水量难以准确预测，调峰电站发电量及经营业绩存在一定的不确定性。
　　2.抽水蓄能与新型储能价格政策存在不确定性。2026年1月，国家发展改革委、国家能源局印发《关于完善发电侧容量电价机制的通知》（发改价格〔2026〕114号），对抽水蓄能和电网侧独立新型储能价格政策作出原则性规定，具体承接落实有待省级价格主管部门进一步明确。
　　3.电力市场收益存在不确定性。一方面，114号文对抽水蓄能和电网侧独立新型储能电量电费结算作出了原则性规定，但具体执行有待省级价格主管部门进一步明确；另一方面，公司所属抽水蓄能电站和新型储能站参与电力市场交易的规模将逐步扩大，市场化收益主要取决于电价波动形成的“价差”等市场因素。由于电力市场运行受电力供需形势、新能源出力波动、跨省区电力交易调整等多种因素影响，市场化交易结果难以精准预判。 收起▲

　　一、报告期内公司所属行业及主营业务情况说明　　（一）电力行业总体情况　　根据国家能源局发布的《2025年1-6月份全国电力工业统计数据》和中电联《2025年上半年全国电力供需形势分析预测报告》，2025年上半年，全国全社会用电量4.84万亿千瓦时，同比增长3.7%。全国累计发电装机容量36.5亿千瓦，同比增长18.7%。分类型看，水电装机容量4.4亿千瓦，同比增长3%；火电装机容量14.7亿千瓦，同比增长4.7%；核电装机容量6091万千瓦，同比增长4.9%；并网太阳能装机容量11.0亿千瓦，同比增长54.2%；并网风电5.73亿千瓦，同比增长22.7%，其中，陆上风电5.28亿千瓦、海上... 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）电力行业总体情况
　　根据国家能源局发布的《2025年1-6月份全国电力工业统计数据》和中电联《2025年上半年全国电力供需形势分析预测报告》，2025年上半年，全国全社会用电量4.84万亿千瓦时，同比增长3.7%。全国累计发电装机容量36.5亿千瓦，同比增长18.7%。分类型看，水电装机容量4.4亿千瓦，同比增长3%；火电装机容量14.7亿千瓦，同比增长4.7%；核电装机容量6091万千瓦，同比增长4.9%；并网太阳能装机容量11.0亿千瓦，同比增长54.2%；并网风电5.73亿千瓦，同比增长22.7%，其中，陆上风电5.28亿千瓦、海上风电0.44亿千瓦。1-6月份，全国发电设备累计平均利用1504小时，比上年同期降低162小时。
　　（二）抽水蓄能行业情况
　　2025年5月28日，水电水利规划设计总院发布《抽水蓄能产业发展报告（2024年度）》，预计2025年全国将新增投产抽蓄电站约800万千瓦，到2025年底，在运总装机容量达到约6600万千瓦。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；南方五省区（广东、广西、云南、贵州、海南）在运抽蓄装机容量1028万千瓦，无新增投产抽蓄项目。
　　（三）新型储能行业情况
　　2025年1月27日，国家发展改革委、国家能源局印发《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》（简称“136号文”），明确不得将配置储能作为新建新能源项目核准、并网、上网等的前置条件。136号文的出台，将推动新型储能发展由政策驱动向市场驱动转变。
　　2025年2月17日，工业和信息化部等八部门发布《新型储能制造业高质量发展行动方案》，提出到2027年我国新型储能制造业要实现创新能力显著提升、产业竞争力持续增强，推动高端化、智能化、绿色化发展；提出“新型储能技术创新行动、产业协同发展推进行动、产业转型升级发展行动、示范应用场景拓展行动、产业生态体系完善行动、贸易投资合作提升行动”六大专项行动。
　　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。
　　2025年5月7日，国家能源局、工业和信息化部、应急管理部、市场监管总局、国家消防救援局发布《关于加强电化学储能安全管理有关工作的通知》，这是首份聚焦电化学储能安全的国家级文件，旨在推动落实安全责任，强化全链条管理，防范重特大事故，促进电化学储能高质量发展。
　　2025年6月3日，国家能源局印发《关于进一步深化电力业务资质许可管理更好服务新型电力系统建设的实施意见》，明确支持电力领域新模式、新业态创新发展，除另有规定外，原则上将新型储能、分布式光伏、分散式风电、虚拟电厂、智能微电网等新型经营主体纳入电力业务许可豁免范围。
　　新型储能装机规模持续增长。国家发展改革委在例行新闻发布会上披露，截至2025年6月底，全国新型储能项目装机规模已超过8000万千瓦。储能系统价格保持下降态势。储能系统均价不断降低，国内储能中标价格持续下降。国家持续推动新型储能技术和产业创新。国家能源局在第十三届储能国际峰会暨展览会上表示，“下一步将以新型储能试点项目、能源领域首台（套）重大技术装备、重大科技专项为抓手，持续鼓励新型储能技术多元化发展，加快完善新型储能标准体系，努力推动新型储能产业创新”，同时聚焦高安全、高可靠、高能效、长寿命等方向支持先进储能技术和产品研发，支持固态储能电池等攻关突破，推进新一代信息技术与新型储能深度融合。鼓励新型储能技术在电力场景的应用，推动风光储一体化，光储充一体化等新模式落地。
　　（四）公司主营业务
　　公司主营业务为抽水蓄能、新型储能、调峰水电以及技术服务，主要业务经营范围为南方五省区（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。2025年上半年，公司在运厂站运行情况良好。
　　抽水蓄能：截至2025年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）。
　　新型储能：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。报告期内，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）。
　　调峰水电：截至2025年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。
　　技术服务：2025年上半年，公司围绕储能产业链价值链，持续布局和拓展战略性新兴业务，开展抽水蓄能和新型储能领域工程建设、运行维护管理经验和技术标准输出，努力打造“第二增长曲线”。

　　二、经营情况的讨论与分析
　　2025年上半年，公司实现营业收入33.01亿元，同比增加13.38%；归母净利润8.32亿元，同比增加32.93%；净资产收益率3.83%。期末资产负债率52.89%，财务状况稳健。
　　把握“双碳”机遇积极发展抽水蓄能和新型储能，行业领跑者地位持续巩固。在“双碳”目标背景下，新能源接入电网的规模、比例持续上升。根据国家发展改革委、国家能源局发布的《关于促进新时代新能源高质量发展的实施方案》，到2030年风电、太阳能发电总装机容量达到12亿千瓦以上；根据国家能源局发布的数据，截至2024年7月底，全国风电、太阳能发电装机达到12.06亿千瓦，提前6年完成目标。为保持安全、可靠、高效、稳定运行，电力系统对抽水蓄能、新型储能等调节性电源的需求持续增加。公司牢牢把握战略机遇，积极发展抽水蓄能和新型储能，巩固加强高质量发展物质基础。抽蓄项目加油提速，10个在建项目有序推进，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；大力推进新项目前期工作，韶关新丰项目完成可研审查，4个项目取得建设用地批复；取得临沧云县项目投资开发权。新型储能稳步推进，全面投产国家示范工程云南文山丘北项目、海南首个独立共享储能—海南临高项目、湖南中南水泥厂配储项目3个电化学储能项目，新型储能投产装机规模达到65.42万千瓦/129.83万千瓦时。
　　聚焦“一利五率”提质增效、开源节流，稳中向好经营态势不断强化。紧盯利润总额、资产负债率、营业现金比率、净资产收益率、研发经费投入强度、全员劳动生产率等核心指标，扎实开展提质增效专项行动。深入推进本质安全型企业建设，顺利完成一批设备改造重点项目，深化应用RCM设备维修管理体系，设备可靠性保持高水平，确保抽蓄机组“开得起、调得出、停得下”，上半年抽蓄机组启动2.48万次，同比增长24%；确保调峰水电机组能发尽发，没有发生因设备健康原因导致的弃水，上半年调峰水电发电量435,015万千瓦时，同比增长23.33%。加强市场分析预测，动态优化抽蓄参与现货市场报价策略，努力增加电量电费收益。发挥公司在储能领域的技术、管理优势，积极拓展战新业务、国际化业务，上半年新增战新业务合同金额累计2.98亿元；参与开展乌兹别克斯坦、柬埔寨、格鲁吉亚抽蓄项目，以及马来西亚、沙特新型储能项目前期工作。常态化“过紧日子”，用好成本词典和标准成本，刚性执行成本费用预算，上半年成本费用占营业收入比重同比下降。着眼长远大力加强抽水蓄能和新型储能项目造价管控，为投产后取得良好经营效益奠定基础。严格加强经营风险防范，实行负债规模与资产负债率“双控”管理，增强抵御债务风险能力；将法治指数纳入业绩考核，“三项法律审核”率保持100%；全面开展内控缺陷排查整治，未发生造成实际损失的风险事件。
　　坚持问题和目标导向深化改革创新，经营活力动力进一步释放。深入推进改革深化提升行动和“科改行动”，公司连续三年获评国资委“科改企业”“标杆”等级。集约化专业化改革向合规、后勤管理领域延伸拓展，进一步优化资源配置、提高管理效能。建成IPD管理体系，并在抽蓄电站设备状态大数据分析平台等项目试行。加强创新平台建设，推进打造新型储能领域原创技术策源地，新型储能央企创新联合体常态化运转，与华为、华南理工大学等单位合作共建实验室、技术创新中心。科技攻关取得新成果，国重项目《锂离子电池储能系统全寿命周期应用安全技术》完成验收，依托肇庆抽蓄项目实施的大型变速机组自主化攻关及工程应用项目取得实质性突破。统筹推进数据资产管理成熟度5级（DCMM5）与数字化体系能力4级（DLMM4）贯标认证。截至2025年上半年，公司发明专利授权累计592件，有效发明专利拥有量占比65.5%。
　　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。参与现货市场交易后，按照相关会计准则，抽蓄电站售电电费计列收入、购电电费计列成本，与参与现货市场交易前情况相比，抽蓄电站营业收入和营业成本增加。进入现货市场交易后，抽蓄电站电量电费的收益情况将主要受现货市场价差以及运行时长影响。

　　三、报告期内核心竞争力分析
　　报告期内，公司聚焦主营业务，从项目投资建设、资产运营、安全生产、科技创新、ESG建设、党建引领多个维度，持续巩固提升核心竞争力。
　　保持领先的投资建设管控能力。公司总结提炼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、工程建设等方面的经验，从项目全生命周期效益最优出发，综合平衡并有效管控项目安全、质量、工期、造价，形成一套先进的项目投资开发建设制度体系和管理机制，并持续优化完善、迭代升级。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，项目建设具有充足的资源保障。报告期内，公司有力有序推进10个抽蓄项目建设，投产、在建、规划的抽蓄装机容量均超过1000万千瓦，形成较为明显的规模优势；新型储能装机规模达到65.42万千瓦/129.83万千瓦时,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。
　　持续优化资产运营管理能力。贯彻资产全生命周期管理理念，从设计源头和日常运维全过程把控资产运营质量和效益。构建了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，建立了以设备可靠性为中心的设备维修管理体系，精准投入检修资源，提高检修质量，节约检修成本，保障设备健康水平。在各主要业务领域全面推行专业化、集约化管理，形成了综合效能领先的生产组织模式。依托公司技术和管理优势，围绕储能产业链价值链拓展战略性新兴业务。持续优化电力市场报价策略，努力增加电量电费收益。报告期内，深化抽蓄集控“一人一席多厂站”集约化运营模式，稳步推进集控中心生产模式升级；持续推进广东新型储能集控中心建设，完成7个储能站接入调试工作。
　　增强统筹发展与安全能力。公司作为“安全生产风险管理体系”发源地，牢固树立“一切事故都可以预防”的安全理念，坚持传承发扬“人人讲安全、人人要安全、人人会安全”的优良传统，始终把安全作为公司的生命线。以安全生产风险管理体系为抓手，全面推进本质安全型企业建设，从源头上防控安全风险，不断夯实、巩固公司经营发展基础。严格落实安全生产责任制，建立了横向覆盖各领域各专业、纵向贯通各层级各单位的安全责任和到位标准体系。深化现场作业监督，持续完善风险分级管控与隐患排查治理，构建了科学系统的事故事件预防机制，保持重大及较大事故隐患动态清零。报告期内，公司系统未发生生产安全事故、网络安全事件、二级及以上电力生产安全事件。
　　锻造科技创新引领发展能力。坚持创新驱动发展战略，统筹推进科研体制机制创新与关键核心技术攻关，在可变速抽蓄机组、抽蓄核心控制系统、“AI+抽蓄”、锂离子电池储能系统安全、钠离子储能电池安全应用技术等领域形成了一批具有自主知识产权的重大创新成果，加快培育形成新质生产力，引领公司高质量发展。公司是国务院国资委新型储能央企创新联合体、工信部新型储能国家制造业创新中心参建单位、国家自然科学基金依托单位、广东省知识产权示范单位。报告期内，公司大力推进科技攻关，重点开展液态金属电池、钠离子储能电池、飞轮与压缩空气复合储能等国家重点研发计划项目研究，积极谋划2025年国家级科技项目申报。着力打造高水平创新平台，深度参与国资委新型储能央企创新联合体和原创技术策源地“赛马”建设、工信部新型储能国家制造业创新中心建设，与华南理工大学联合建立新型电力系统储能技术创新中心。累计主导编制国际标准1项、国家标准10项、行业标准20项，拥有授权发明专利592件，获得省部级及以上科技创新奖励6项。
　　持续提升ESG建设能力。公司持续推动ESG理念融入治理，以提升公司可持续发展能力和资本市场长期投资价值为出发点和落脚点，建立完善由董事会、战略与可持续发展委员会以及ESG工作小组构成的三级治理体系，系统化构建ESG管理体系，切实推动ESG理念深度融入公司投资、建设、运营、科技创新等业务流程。报告期内，公司2024年度可持续发展报告（ESG报告）获中国企业社会责任报告评级专家委员会的“五星”卓越评级，入选央视“中国ESG上市公司先锋100”榜单，位列第66位，排名上升26位；入选国资委“央企ESG·先锋100指数”榜单，位列第40位；获评中企研“2024年度ESG卓越实践”。
　　把党的建设优势转化为竞争优势。深入学习贯彻习近平新时代中国特色社会主义思想，坚持党的全面领导，以高质量党建引领和保障公司高质量发展。从严从实推进深入贯彻中央八项规定精神学习教育，不断健全完善作风建设常态化长效化机制。持续建强上下贯通、执行有力的组织体系，深化“党建+业务”深度融合机制，有效发挥“两个作用”，持续推进数字化赋能党建工作，基层党组织政治功能和组织功能持续增强。坚持党管干部、党管人才，打造了一支政治过硬、能力突出、作风优良的干部队伍，培育了一支爱党爱国、业务精湛、创新有为的专家人才队伍。报告期内，公司1人入选国家级青年人才计划，新聘任专业技术技能专家人数达146人，新增战略级专家2人、领军级专家11人。

　　四、可能面对的风险
　　1.来水不确定性。公司所属调峰电站（天生桥二级电站132万千瓦、鲁布革电站60万千瓦）均位于红水河流域，发电量直接受流域来水量影响。2025年上半年流域来水较去年同期增加，但受气候条件变化影响，下半年来水量存在不确定性，调峰电站全年总发电量及对公司年度经营业绩的影响仍存在一定的不确定性。
　　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、造价等与可研可能存在差异。
　　3.未来抽水蓄能收益构成的比例可能发生变化。目前抽水蓄能实行“容量电价+电量电价”的两部制电价，其中容量电费收入占90%以上。633号文明确，“适应电力市场建设发展进程和产业发展实际需要，适时降低或根据抽水蓄能电站主动要求降低政府核定容量电价覆盖电站机组设计容量的比例，以推动电站自主运用剩余机组容量参与电力市场，逐步实现电站主要通过参与市场回收成本、获得收益，促进抽水蓄能电站健康有序发展”。新一轮抽蓄容量电价核价周期临近，同时电力市场建设加快推进，未来将有更多抽蓄电站进入市场，通过竞争的方式获得电量电费。因此，未来抽蓄电站容量电费收入和电量电费收入占比结构可能发生变化，同时抽蓄电站收益预计将更多取决于其市场化竞争能力。
　　4.新型储能业务发展机遇与挑战并存。国家发展改革委、国家能源局《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）明确，“不得将配置储能作为新建新能源项目核准、并网、上网的前置条件”。目前山东、山西、广东、新疆等多个省（自治区）陆续出台了配套落实文件，推动新能源上网电价市场化改革，同时探索新型储能容量补偿等配套机制，鼓励新型储能发展，但总的来看，目前新型储能商业模式尚不健全完善。公司新型储能业务发展仍面临政策的不确定性，需要进一步加强政策跟踪和研究，动态调整发展策略。 收起▲

　　一、经营情况讨论与分析　　2024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，深入学习贯彻党的二十大和二十届二中、三中全会精神，全年各项目标任务顺利完成。　　（一）把握机遇加快发展　　把握“双碳”战略机遇，积极发展抽水蓄能、新型储能。公司投运、在建、规划的抽水蓄能装机容量分别突破1000万千瓦。加快南宁、梅蓄二期等9个抽蓄项目建设，推动韶关新丰、清远下坪等5个项目纳入国家2024-2028年核准项目清单，新取得云南文山西畴等3个抽蓄项目开发权。有序推进新型储能，文山丘北示范项目（20万千瓦/40万千瓦时）实现并网调试。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，大... 查看全部▼

　　一、经营情况讨论与分析
　　2024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，深入学习贯彻党的二十大和二十届二中、三中全会精神，全年各项目标任务顺利完成。
　　（一）把握机遇加快发展
　　把握“双碳”战略机遇，积极发展抽水蓄能、新型储能。公司投运、在建、规划的抽水蓄能装机容量分别突破1000万千瓦。加快南宁、梅蓄二期等9个抽蓄项目建设，推动韶关新丰、清远下坪等5个项目纳入国家2024-2028年核准项目清单，新取得云南文山西畴等3个抽蓄项目开发权。有序推进新型储能，文山丘北示范项目（20万千瓦/40万千瓦时）实现并网调试。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，大力推动云南丽江电池储能项目前期工作。发挥技术优势和管理经验，有效整合储能产业链价值链，开辟新的收入、利润增长点。积极开拓抽水蓄能设备集成、数智化服务等业务，与中车株洲所合资成立时代启智电力科技有限公司，进军储能高端装备制造领域。探索电氢协同业务，有序推进国内首个兆瓦级AEM电解水制氢-储氢-加氢一体站示范项目。建成自主可控的虚拟电厂平台，研究开辟新商业模式。
　　（二）防范风险保障安全
　　统筹发展与安全，以安全生产风险管理体系为抓手，开展本质安全型企业建设。深入推进基建安全标准化管理，有效管控安全风险。完善基于RCM（以可靠性为中心的维修）的发电设备运维检修策略，高质量完成一批重要设备改造及缺陷隐患治理，设备健康水平持续提升。全年抽蓄机组启动超四万次，同比增长24.19%，有效发挥电网“稳定器”“调节器”作用。公司机组包揽2024年“全国进口发电机组可靠性对标标杆机组”前四名。公司系统全年未发生安全事故、网络安全事件、三级及以上电力生产安全事件，为公司高质量发展提供了坚实基础。
　　（三）开源节流提升效益
　　持续强化经营意识、市场意识、成本意识，积极应对抽蓄政策性减利等影响，制定稳经营促增长各项举措并抓好落实，完成年度利润目标。细化来水预测、优化汛期水库调度，确保调峰水电机组“能发尽发”，发电量同比大幅增长。自10月1日起，梅蓄一期电站以“报量报价”方式参与广东电力现货市场，积极拓展电力市场化收入。大力推进科技成果转化，转化收入同比增长20%。坚持“过紧日子”，全年成本费用占营业收入比例同比优化3.47个百分点。取得15亿元“碳中和”等低息债券，带息负债融资成本率同比下降37个BP。推进IPD管理体系建设，建立市场产品全流程管理机制。报告期末资产负债率50.57%，保持财务稳健。
　　（四）深化改革激发活力
　　深入学习贯彻党的二十届三中全会精神，统筹抓好已有改革任务落实和新一轮改革任务谋划，强化激励引导。连续两年获评国资委科改企业“标杆”等级。“集约化专业化”改革深入推进，实行抽水蓄能“一人一席两厂站”集中控制，建成新型储能集中运营管控平台。“三项制度”改革持续深化，推动管理人员不胜任退出，合理拉大同级收入差距。圆满完成提高上市公司质量专项工作，连续两年获评上交所信披A级，4项成果入选中国上市公司协会最佳实践案例，在“中国ESG上市公司先锋100”榜单排名上升26位，保持A级评级。
　　（五）科技创新赋能发展
　　统筹推进体制机制创新与关键核心技术攻关，公司创新意识和能力明显增强，新质生产力加快培育。创新平台建设取得新突破，积极参与国务院国资委新型储能央企创新联合体和原创技术策源地“赛马”建设。成功申报3项国重项目。科技创新成果丰硕，5项创新成果经鉴定达到“国际领先”水平，3项成果入选国家级首台（套）重大技术装备名单。主编5项国家标准，新增涉外发明专利授权12项。数字化转型加速推进，通过数据管理能力成熟度评估4级（DCMM4）认证，建成国内首个抽水蓄能状态检测人工智能大数据分析应用平台并投入生产实践。为国家重点研发计划项目“百兆瓦时钠离子电池储能技术”示范工程提供技术支持，助力项目顺利建成投产。
　　
　　二、报告期内公司所处行业情况
　　（一）电力行业总体情况
　　根据中电联发布的《2024-2025年度全国电力供需形势分析预测报告》，2024年全国全社会用电量9.85万亿千瓦时，同比增长6.8%。截至2024年底，全国全口径发电装机容量33.5亿千瓦，同比增长14.6%。分类型看，水电4.4亿千瓦；火电14.4亿千瓦；核电6083万千瓦；并网风电5.2亿千瓦，其中陆上风电4.8亿千瓦、海上风电4127万千瓦；并网太阳能发电8.9亿千瓦。风电和太阳能发电累计装机达到14.1亿千瓦，提前6年完成我国在气候雄心峰会上提出的“到2030年中国风电、太阳能发电总装机容量达到12亿千瓦以上”目标，包括风电、太阳能发电以及生物质发电在内的新能源发电装机首次超过火电装机规模。根据国家能源局发布的《2024年可再生能源并网运行情况》，2024年新增可再生能源装机3.73亿千瓦，同比增长23%，占全国电力新增装机的86%，其中，水电新增1378万千瓦、风电新增7982万千瓦、太阳能发电新增2.78亿千瓦、生物质发电新增185万千瓦。2024年风电发电量9916亿千瓦时（同比增长16%），光伏发电量8341亿千瓦时（同比增长44%）。2024年，风电及光伏利用小时同比有所下降，并网风电2127小时，同比降低107小时；并网太阳能发电1211小时，同比降低81小时。
　　（二）抽水蓄能行业情况
　　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”。
　　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”。
　　2024年12月，国家发展改革委、国家能源局联合印发《电力系统调节能力优化专项行动实施方案（2025-2027年）》，提出“高质量建设一批生态友好、条件成熟的抽水蓄能电站，充分发挥抽水蓄能削峰填谷等多重作用，提升系统支撑调节能力”。
　　2024年，国家能源局在全国抽水蓄能需求论证的基础上，开展全国抽水蓄能项目布局优化调整工作，统筹各省份电力系统需求与资源条件等因素，合理布局抽水蓄能电站。根据中电联发布的《2024-2025年度全国电力供需形势分析预测报告》，截至2024年底，全国抽水蓄能投产装机5869万千瓦，其中年内新投产753万千瓦。截至2024年底，南方五省区（广东、广西、云南、贵州、海南）在运抽水蓄能装机容量1028万千瓦，已核准（备案）的抽水蓄能在建项目约2740万千瓦。2024年，南方五省区无新增投产抽水蓄能项目。
　　（三）新型储能行业情况
　　2024年政府工作报告提出“发展新型储能”。国务院印发的《2024-2025年节能降碳行动方案》中，将“十四五”新型储能发展目标由之前的30GW提升至40GW以上。《中华人民共和国能源法》规定，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。
　　2024年2月，国家发展改革委、国家能源局《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，保障新型储能市场化发展的政策体系基本建成。国家发展改革委《关于新形势下配电网高质量发展的指导意见》提出，研究完善储能价格机制，创新拓展新型电力系统商业模式和交易机制，为工商业电力用户与分布式电源、新型储能等主体开展直接交易创造条件。
　　2024年5月，国家发展改革委发布《电力市场运行基本规则》，提出将储能企业、虚拟电厂、负荷聚合商等在内的新型经营主体纳入市场成员。
　　2024年9月，国家能源局印发的《电力市场注册基本规则》进一步明确了新型储能企业参与市场注册的基本条件。
　　2024年11月，国家能源局《关于支持电力领域新型经营主体创新发展的指导意见》提出，推动储能等新型经营主体公平参与辅助服务市场，研究适时引入备用、爬坡等辅助服务新品种。
　　2024年12月，国家发展改革委、国家能源局印发《电力系统调节能力优化专项行动实施方案（2025-2027年）》，提出“改造或建设一批调度机构统一调度的新型储能电站。推动具备条件的存量新能源配建储能实施改造，由电力调度机构统一调度运行，提升调用水平”。
　　新型储能行业保持快速发展态势。根据国家能源局发布数据，截至2024年底，全国已建成投运新型储能项目累计装机规模达7376万千瓦/1.68亿千瓦时，较2023年底增长超过130%，其中南方五省区新型储能累计投产装机规模约920万千瓦，占全国新型储能装机总量的12.4%。从单站装机规模看，新型储能电站逐步呈现集中式、大型化趋势。截至2024年底，10万千瓦及以上项目装机占比62.3%，1万-10万千瓦项目装机占比32.8%，不足1万千瓦项目装机占比4.9%。从储能时长看，4小时及以上新型储能电站项目逐步增加，装机占比15.4%；2-4小时项目装机占比71.2%；不足2小时项目装机占比13.4%；平均储能时长2.3小时，较2023年底增加约0.2小时。
　　储能技术创新取得不断突破。国家能源局发布新型储能试点项目和第四批能源领域首台（套）重大技术装备，持续推进储能相关国家重点研发计划项目，不断健全标准体系，有力促进新型储能技术创新应用。30万千瓦级压缩空气储能电站建成投产。钠离子电池储能项目落地，进一步深化大型钠离子储能电站探索应用。多地建成构网型储能项目，有效提升新型储能支撑电网安全稳定运行能力。
　　
　　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、调峰水电和新型储能业务的开发、投资、建设、运营及相关技术服务，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1296.42万千瓦，其中抽水蓄能1028万千瓦、新型储能65.42万千瓦（含调试）、调峰水电203万千瓦。2024年，公司在运厂站运行情况良好。
　　抽水蓄能：截至2024年末，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）、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）。
　　新型储能：截至2024年末，公司新型储能电站累计装机规模65.42万千瓦/129.83万千瓦时（含调试）。报告期内新建成电化学储能电站3座并进行调试，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）；完成深圳潭头储能电站（5.25MW/11.58MWh）收购。
　　调峰水电：截至2024年末，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。
　　2024年公司还积极发挥竞争优势，围绕储能产业链，积极探索新赛道新业务，努力打造“第二增长曲线”。基于抽水蓄能电站建设、运维相关技术及管理能力输出，开拓抽水蓄能设备集成、高端装备、数智化产品等业务，相关业务拓展至辽宁、内蒙古、福建、河南等地区。建成自主可控的虚拟电厂平台。探索电氢协同业务，有序推进国内首个兆瓦级AEM电解水制氢-储氢-加氢一体站示范项目。大力拓展海外市场，公司与南网国际公司、南网澜湄国际公司签订国际业务合作框架协议，在抽蓄和新型储能国际业务发展、技术与管理支持、技术交流以及业务培训等方面达成合作意向，积极推进具体合作项目落地实施。
　　
　　
　　四、报告期内核心竞争力分析
　　报告期内，公司聚焦主营业务，从项目投资建设、运营管理、安全生产、科技创新、ESG建设、党建引领多个维度，持续巩固提升核心竞争力。
　　保持领先的投资建设管控能力。公司总结提炼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、工程建设等方面的经验，从项目全生命周期效益最优出发，综合平衡并有效管控项目安全、质量、工期、造价，形成一套先进的项目投资开发建设制度体系和管理机制，并持续优化完善、迭代升级。报告期内，公司同步有序推进9个抽蓄项目建设，新增取得3个抽蓄项目开发权，文山丘北新型储能示范项目建成并网。公司抽水蓄能项目投产、在建、规划装机容量分别超过1000万千瓦，形成较为明显的规模优势。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，项目建设具有充足的资源保障。
　　持续优化生产运营管理能力。贯彻资产全生命周期管理理念，从设计源头和日常运维全过程把控资产运营质量，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，建立了以设备可靠性为中心的设备维修管理体系，精准投入检修资源，提高检修质量，节约检修成本，保障设备健康水平。在各主要业务领域全面推行专业化、集约化管理，形成了综合效能领先的生产组织模式。报告期内，公司成功实现抽蓄集控“一人一席多厂站”运作，有力有序推进广东新型储能集控中心和云南小水电集控中心建设。
　　增强统筹发展与安全能力。公司作为“安全生产风险管理体系”发源地，坚持传承发扬“人人讲安全、人人要安全、人人会安全”的优良传统，始终把安全作为公司的生命线，持续优化升级安全生产风险管理体系，牢固树立“一切事故都可以预防”的安全理念，从源头上防控安全风险，不断夯实、巩固公司经营发展基础。严格落实安全生产责任制，建立了横向覆盖各领域各专业、纵向贯通各层级各单位的安全责任和到位标准体系。持续深化本质安全型企业建设，构建了科学系统的事故事件预防机制。深化现场作业监督，定期开展隐患排查整治，重大及较大事故隐患动态清零。报告期内，公司未发生安全事故、网络安全事件、三级及以上电力生产安全事件。
　　锻造科技创新引领发展能力。坚持创新驱动发展战略，统筹推进科研体制机制创新与关键核心技术攻关，在可变速抽蓄机组、抽蓄核心控制系统、“AI+抽蓄”、锂离子电池储能系统安全、钠离子储能电池研发应用等领域形成了一批具有自主知识产权的重大创新成果，加快培育形成新质生产力，引领公司高质量发展。公司是国务院国资委新型储能央企创新联合体、国家工信部新型储能国家制造业创新中心参建单位、国家自然科学基金依托单位、广东省知识产权示范单位，累计主导编制国际标准1项、国家标准10项、行业标准20项，拥有授权发明专利556件，获得省部级及以上科技创新奖励5项。报告期内，公司再次获评国务院国资委科改“标杆”企业，2项成果入选国家能源局首台（套）重大技术装备名单、1项成果入选国家工信部首台（套）重大技术装备推广应用指导目录。持续加大研发投入，研发费用同比增长118%。坚持推进数字化转型升级，在设备在线监测和状态分析等领域深化数字技术应用，运营管理智能化水平不断提升，建成国内首个抽水蓄能状态检测人工智能大数据分析应用平台并投入生产实践。
　　持续提升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。2024年，公司保持ESG评价A级，入选央视“中国ESG上市公司先锋100”榜单，位列第66位，排名上升26位；入选国资委“央企ESG-先锋100指数”榜单，位列第40位；获评中企研“2024年度ESG卓越实践”等系列荣誉。
　　把党的建设优势转化为竞争优势。深入学习贯彻习近平新时代中国特色社会主义思想，坚持党的全面领导，以高质量党建引领和保障公司高质量发展。深入开展党纪学习教育，以严明纪律不断增强党员队伍的创造力凝聚力战斗力，为公司高质量发展提供坚强纪律保障。构建了“党建+业务”深度融合机制，大力推进“区岗队”创建活动，有效发挥“两个作用”，基层党组织政治功能和组织功能持续增强。坚持党管干部、党管人才，打造了一支政治过硬、能力突出、作风优良的干部队伍，培育了一支爱党爱国、业务精湛、创新有为的专家人才队伍。报告期内，公司1人获潘家铮奖，新增2人入选国家级引才计划，4人获评广东省技术能手。
　　
　　
　　五、报告期内主要经营情况
　　2024年，公司实现营业收入61.74亿元，同比增加9.67%，营业成本32.63亿元，同比增加7.18%；归属于上市公司股东的净利润11.26亿元；基本每股收益0.35元。主要是公司克服抽蓄政策性减利的持续影响，统筹推进稳经营促增长各项举措落实落地，抓住西部流域来水较好时机，优化汛期水库调度，确保调峰水电机组“能发尽发”，发电量同比增加；佛山宝塘储能站投产，新型储能收入同比增加；发挥技术优势和管理经验，围绕上下游产业链积极拓展新业务，探索收入多元化途径。坚持“过紧日子”，加强成本费用管控，成本增幅低于收入增幅，全年成本费用占营业收入比例同比优化3.47个百分点。
　　
　　
　　六、公司关于公司未来发展的讨论与分析
　　(一)行业格局和趋势行业格局
　　抽水蓄能电站具有调峰、调频、调压、系统备用和黑启动等多种功能，是目前技术最成熟、经济性最优、具有大规模开发潜力的电力系统绿色灵活调节电源，是支撑新能源大规模、高比例、高质量跃升发展的重要能源基础设施。“十四五”以来，为适应新能源跃升发展和新型电力系统建设需要，补齐系统调节能力短板，国家发展改革委、国家能源局持续加强规划指导，不断完善配套政策，推动我国抽水蓄能发展进入新阶段、取得新成效。抽水蓄能产业发展态势整体向上向好，已成为电力保供和低碳转型不可或缺的生力军。抽水蓄能行业投资金额大、建设周期长、技术和管理要求高，站址资源较为稀缺，投资建设主体相对较少，行业较为集中。截至2024年底，全国抽水蓄能投产装机5869万千瓦，公司投产装机1028万千瓦，占全国装机容量的17.5%。
　　新型储能应用场景广泛，各类投资主体众多。根据国家能源局在解读《分布式光伏发电开发建设管理办法》的新闻发布会上介绍，截至2024年底，全国已建成投运新型储能项目累计装机规模达7376万千瓦/1.68亿千瓦时，约为“十三五”末的20倍，较2023年底增长超过130%。公司新型储能装机规模65.42万千瓦/129.83万千瓦时，占全国装机容量的0.89%。
　　行业趋势抽水蓄能方面，国家发展改革委、国家能源局会同有关方面，制定了《抽水蓄能电站开发建设管理暂行办法》（以下简称《办法》），提出抽水蓄能项目开发建设立足加快规划建设新型能源体系和构建新型电力系统，坚持以下四方面原则：一是坚持生态优先，切实将生态优先、绿色发展理念贯穿于项目规划、核准、建设、运行全过程，加强各环节监督管理，打造生态环境友好型工程。二是坚持需求导向，国家统筹开展抽水蓄能需求论证，立足当前、统筹长远，科学明确未来一段时期全国服务电力系统抽水蓄能总量规模，合理引导发展预期。三是坚持优化布局，在做好全国和区域抽水蓄能总量规模布局优化的基础上，各省（区、市）结合本地实际，综合考虑站点条件、电价承受能力、电网接入等因素，优化明确具体项目布局。四是坚持有序建设，牢牢把握能源基础设施定位，统筹电力供需、区域协调、产业链协同等因素，合理确定分年度抽水蓄能发展规模，指导全国抽水蓄能电站积极有序建设，既注重适度超前，又避免过度超前。《办法》的发布，进一步明确抽水蓄能电站开发建设管理要求，有利于推动抽水蓄能行业持续、稳定、健康发展。
　　新型储能方面，《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。到2030年，实现新型储能全面市场化发展。2024年12月20日，国家发展改革委、国家能源局发布的《电力系统调节能力优化专项行动实施方案（2025—2027年）》提出，到2027年，通过优化新型储能、抽水蓄能等各类调节资源的建设布局及调用次序，推动体现调节价值的市场体系建设，全国新能源利用率不低于90%，2025-2027年年均新增2亿千瓦以上新能源的合理消纳利用。2025年1月27日，国家发展改革委发布《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》，明确新能源全电量入市交易，通过政府授权合约保证新能源合理收益，各地不得将配置储能作为新建新能源项目核准、并网、上网等的前置条件，新能源投资建设进一步减负，目的是通过市场化机制解决配储“建而不用”的问题，同时以现货市场为核心，推动储能从“成本项”向“盈利资产”转型，加速新能源与新型储能的协同发展。通过“取消强制配储+开放现货市场”的组合拳，为新能源与储能企业打开了市场化发展的新空间，同时也对企业的技术能力、市场预判和风险管理提出了更高要求。具备技术优势、资金实力和灵活商业模式的企业将占据先机，市场主体需快速适应从“政策驱动”到“市场驱动”的转型。2025年2月10日，工信部等八部门联合印发《新型储能制造业高质量发展行动方案》，旨在通过支持新型储能颠覆性技术创新、推动新型储能产业发展协同、完善新型储能电网侧及用户侧应用拓展，推动新型储能制造业高质量发展，助力能源转型和“双碳”目标实现。
　　(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，以“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”为战略定位，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和新型能源体系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。
　　加强抽水蓄能和新型储能协同发展。在“双碳”目标背景下，抽水蓄能和新型储能作为电力系统重要调节电源，需求加速释放，发展空间广阔。公司将坚持稳中求进总基调，深入研究落实《抽水蓄能中长期发展规划（2021-2035年）》《抽水蓄能电站开发建设管理暂行办法》《电力系统调节能力优化专项行动实施方案（2025-2027年）》《“十四五”新型储能发展实施方案》《新型储能制造业高质量发展行动方案》等政策文件精神，以电力系统需求为导向，规划布局一批具有市场竞争力的储能电站，做强做优做大储能产业。抽水蓄能方面：按照“投产一批、建设一批、储备一批”的发展思路，稳步推进9个在建抽水蓄能项目工程建设，加快推进一批项目前期工作，持续关注南方电网区域外送电工作进展情况，研究探索在新能源外送基地通道送受端布局抽蓄站点。2025年全面建成投产南宁、梅蓄二期项目，实现公司“十四五”抽水蓄能投产480万千瓦的目标；“十五五”时期，力争新增投产约1000万千瓦；“十六五”时期，根据政府部门规划文件、系统调节需求以及电价政策变化情况，按需推进抽蓄项目开发建设，力争抽蓄装机规模再上新台阶。新型储能方面：紧跟国家及地方政府新型储能政策，顺应新型储能行业发展趋势，优先开发系统亟需、政策支持力度大、经济效益好的项目，积极申报新一轮国家级、省级示范项目。积极跟踪研究储能新技术路线，加大钠离子电池、液流电池、压缩空气等储能技术储备力度，积极开展前沿技术验证。以分布式、移动式储能为基础，研究布局储能租赁服务、“储换融合”、电氢协同等业务。
　　积极开辟新赛道、发展新业务。健全战新业务发展体制机制，强化营收、利润双考核，沿储能产业链、价值链积极培育发展新动能、塑造竞争新优势，加快形成新产品、新服务、新业态、新模式，推动核心能力外溢、创造增量价值，持续打造第二增长曲线。积极拓展抽水蓄能关键核心设备设计制造与集成、辅助系统设备集成、数智电厂一体化平台、电力电子设备等高端装备制造业务；发挥公司在抽水蓄能工程建设、运行维护、检修试验、数字化转型方面的技术与经验优势，开展抽蓄电站相关工程技术咨询、绿色建造及智能建造服务、抽蓄电站运维管理咨询等业务，提供数智电厂全站式一体化综合解决方案；完成虚拟电厂智能决策算法大模型开发，平台接入南方区域电力市场并实现运营。
　　大力拓展国际业务。制定公司国际业务发展规划，加强与南网国际公司、南网澜湄国际公司合作，积极参与境外抽蓄、新型储能项目，研究参与澜湄地区水电开发的可行性。2025年完成乌兹别克斯坦某抽蓄项目前期咨询工作，为沙特、柬埔寨有关抽蓄项目开发提供技术与管理支持。
　　(三)经营计划
　　2025年，公司将紧紧围绕“一利五率”核心目标精准发力，不断强化精益化运营管理，着力提升经营质效，扎实推动公司高质量发展。
　　一是坚持开拓进取，做大业务规模。积极发展抽水蓄能、稳妥发展新型储能、努力发展战略性新兴业务、加快布局国际业务，稳住存量业务收入，争取增量业务收入，开辟新的利润增长点。
　　二是坚持提质增效，加强经营策划。分析研判经营形势，密切监控经营情况，着力增强核心功能、提高核心竞争力，以计划预算为牵引，统筹调配各项资源，提升资源利用的效率效益，推动公司经营实现质的有效提升和量的合理增长。统筹推进抽水蓄能及新型储能参与电力现货市场，优化完善市场报价策略，努力提升市场交易营收水平。
　　三是坚持精益管理，优化成本管控。坚持常态化“过紧日子”，严格成本预算安排，进一步发挥集约化优势，深挖成本潜力，不断优化成本结构。
　　(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、造价等与可研可能存在差异。
　　3.新型储能业务发展存在不确定性。《国家发展改革委国家能源局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）明确，“不得将配置储能作为新建新能源项目核准、并网、上网的前置条件”，公司推进新能源共享储能的不确定性增加。但在“双碳”目标背景下，电力系统对调节能力的需求客观存在，新政策对新型储能发展的影响有待在市场运行中验证。 收起▲