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▲

　　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▲