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▲

　　一、经营情况讨论与分析
　　2022年是公司发展历史上具有里程碑意义的一年，公司坚持以习近平新时代中国特色社会主义思想为指导，牢牢把握迎接党的二十大、贯彻党的二十大精神这条主线，坚决落实党中央重大决策部署，踔厉奋发、勇毅前行，推进改革发展、生产经营各项工作，圆满完成全年各项目标任务。
　　（一）坚持在服务“双碳”大局下行动，领跑抽水蓄能和新型储能两条赛道优势进一步巩固抽水蓄能发展实现新突破。提前全面投产梅蓄一期、阳蓄一期项目，公司抽水蓄能装机容量突破1000万千瓦。开工建设南宁、梅蓄二期、肇庆浪江、惠州中洞项目，容量共480万千瓦，抽蓄电站开工数量和规模创历史新高。抽蓄总储备超2800万千... 查看全部▼

　　一、经营情况讨论与分析
　　2022年是公司发展历史上具有里程碑意义的一年，公司坚持以习近平新时代中国特色社会主义思想为指导，牢牢把握迎接党的二十大、贯彻党的二十大精神这条主线，坚决落实党中央重大决策部署，踔厉奋发、勇毅前行，推进改革发展、生产经营各项工作，圆满完成全年各项目标任务。
　　（一）坚持在服务“双碳”大局下行动，领跑抽水蓄能和新型储能两条赛道优势进一步巩固抽水蓄能发展实现新突破。提前全面投产梅蓄一期、阳蓄一期项目，公司抽水蓄能装机容量突破1000万千瓦。开工建设南宁、梅蓄二期、肇庆浪江、惠州中洞项目，容量共480万千瓦，抽蓄电站开工数量和规模创历史新高。抽蓄总储备超2800万千瓦。
　　新型储能发展取得新成效。建成海口药谷、河北保定储能项目，梅州五华储能项目并网调试，启动建设佛山南海百兆瓦级新型储能项目，新型储能项目储备超700万千瓦。
　　标准化建设迈出新步伐。构建抽水蓄能及新型储能标准化建设管理体系，740余项标准化成果在新建项目陆续推广应用。完善公司首创的抽水蓄能电站绿色指标体系，优化征地规模及植被保护策略，打造绿色电站。实现项目管理、土建工程、机电设备、行政后勤等业务流程标准化，有效提升项目建设管理效率。
　　（二）坚持围绕防范化解安全风险隐患出招发力，安全生产基础进一步夯实
　　公司系统全年未发生安全事故、二级及以上有责任的电力事件和网络安全事件。机组等效可用系数90.4%、机组启动成功率99.87%、机组强迫停运率10.34%，各项生产指标均优于考核值。
　　本质安全型企业建设全面加强。压实安全主体责任，认真贯彻落实安全生产十五条硬措施，深化安风体系建设，强化安全巡查、检查和现场督查，成立作业风险监控中心，着力防范化解安全风险隐患，特别是有力保障施工人身安全。圆满完成党的二十大、北京冬奥会及冬残奥会等重大保供电任务。
　　设备设施健康水平持续提升。及时完成一批重大设备缺陷隐患处理，深入开展电化学储能站火灾、水电站大坝、小水电安全隐患专项排查整治，确保设备设施安全运行。公司系统机组非计划停运小时数同比下降58.2%，清蓄电站一台机组荣获全国发电可靠性标杆机组称号。
　　（三）坚持以钉钉子精神突破改革重点难点，公司高质量发展内生动力进一步迸发
　　国企改革三年行动圆满收官。围绕上市公司治理准则修改章程、完善制度、健全机制，规范“四会一层”运作，公司治理水平和治理效能不断提升。“三项制度”改革持续深化，在科技型企业开展岗位分红，进一步激发队伍活力。
　　集约化、专业化改革纵深推进。在基建、检修、信息通信、供应链业务集约化专业化管理基础上，成立运行公司、财务共享中心，建成国内首个抽水蓄能多厂站集控中心，建立后勤集约化管理机制，公司主要业务全面实行集约化专业化管理。
　　世界一流企业建设有序开展。扎实推进世界一流企业建设对标工作，公司主编的行标《世界一流抽水蓄能电厂评价指标规范》正式发布。开展全员劳动生产率提升行动，2022年指标同口径同比大幅提高。高起点开展ESG试点，公司入选2022年ESG金牛奖“双碳先锋”企业。
　　（四）坚持提质增效、开源节流，公司经营基本面进一步优化
　　全力以赴稳增长。保障调峰水电站稳定运行，全年发电量同比增长。梅蓄一期、阳蓄一期投产首年实现盈利。认真配合开展抽蓄成本监审。积极参与“两个细则”修编并提出建议，推动储能参与调频市场。检修试验、技术服务等领域非股东业务收入快速增长。
　　多措并举控成本。全年成本增速低于收入增速，成本费用占营业收入比重稳中有降。圆满完成闲置物资清理再利用专项工作任务，实现“两金”压降目标。
　　不折不扣保合规。扎实开展“合规管理强化年”工作，全面加强内控体系建设。依法合规做好信息披露、内幕信息管理、董事会监事会换届等工作，守牢上市公司合规底线。加强投资者关系管理，真实准确传递公司价值。扎实开展各类综合治理专项行动，全面完成问题整改。新增3家纳税A级单位。
　　（五）坚持聚焦主营业务加强科技攻关，公司核心竞争力进一步增强
　　科技体制改革三年攻坚成效初显。成功入选国资委“科改示范企业”。新增发明专利62项；获PCT国际专利2项，实现“零突破”；立项、发布国际标准、国家标准、行业标准26项。成立知识产权运营中心、产业研发中心，着力打通科技成果转化“最后一公里”，科技成果转化收入同比翻番。
　　关键核心技术攻关取得突破。完成一项入选国家能源局“补齐能源技术短板”清单和国资委攻关清单的科技项目。2项国重项目顺利通过国家部委验收，成功申报1项国资委二期核心攻关项目，新增1项国重项目，新增参与1项国家能源局项目，肇庆抽蓄项目入选能源领域首台（套）重大技术装备（项目）清单。
　　（六）持之以恒推进全面从严治党，党建引领保障作用进一步强化
　　持续强化党建工作质量。认真落实“两个一以贯之”，不断在完善公司治理中加强党的领导。深入推进“党建+业务”机制建设，用好“党员突击队”“党员责任区”等各种载体，有力保障公司重点、难点工作取得突破。
　　1机组等效可用系数=（统计周期内可用小时-统计周期内降出力等效停运小时）/统计期间小时×100%；机组启动成功率=Σ（成功启动次数）/Σ（启动总次数）×100%；机组强迫停运率=Σ（机组强迫停运小时+非计划降出力等效停运小时）/Σ（运行小时+强迫停运小时+非计划降出力等效停运小时）×100%。
　　加强“选育管用”全过程管理，努力打造堪当重任的高素质干部人才队伍。坚持选人用人正确导向，把政治标准放在首位，选优配强各级领导干部。健全培养选拔优秀年轻干部常态化工作机制，培养造就大批堪当公司改革发展重任的接班人。实施专家队伍的“人才+项目”、“人才+工程”模式的精准培养和管理，提升人才研究创新能力和解决问题能力。
　　
　　二、报告期内公司所处行业情况
　　（一）电力行业总体情况
　　根据国家能源局统计数据，2022年，全国全社会用电量8.64万亿千瓦时，同比增长3.6%。截至2022年底，全国全口径发电装机容量25.6亿千瓦，同比增长7.8%。从分类型投资、发电装机增速及结构变化等情况看，电力行业绿色低碳转型成效显著。2022年，全国新增发电装机容量2.0亿千瓦，其中新增非化石能源发电装机容量1.6亿千瓦，新投产的总发电装机规模以及非化石能源发电装机规模均创历史新高。截至2022年底，全国非化石能源发电装机容量12.7亿千瓦，同比增长13.8%，占总装机比重上升至49.6%，同比提高2.6个百分点。
　　（二）抽水蓄能行业情况
　　抽蓄价格长效机制建立。2021年4月，国家发展改革委印发《关于进一步完善抽水蓄能电站价格形成机制的意见》（发改价格[2021]633号）。《意见》在承接过往对抽水蓄能电站发展的相关政策基础上，解决了长久以来影响抽水蓄能行业发展的容量电费疏导问题，进一步理顺了抽水蓄能电价形成和疏导机制，提出建立与电力市场建设发展相衔接的机制。《意见》明确，通过签订中长期合同、实施“三公”调度、严格执行两部制电价政策、及时结算电费等方式，按对标行业先进水平，经营期内资本金内部收益率6.5%核定容量电价。2022年，国家发展改革委对已投产抽蓄电站组织开展容量电价核价工作。
　　抽蓄发展空间巨大。2021年，国务院《2030年前碳达峰行动方案》明确提出，到2030年，非化石能源消费比重达到25%左右，风电、太阳能发电总装机容量达到12亿千瓦以上。据统计，2022年全国风电、光伏发电新增装机达到1.25亿千瓦，连续三年突破1亿千瓦，再创历史新高。新能源具有波动性、间歇性与随机性等特性，电力系统亟需配套建设抽水蓄能等调节电源，以保障系统安全稳定运行。国家能源局《抽水蓄能中长期发展规划（2021-2035年）》明确提出：到2025年，抽水蓄能投产总规模较“十三五”翻一番，达到6200万千瓦以上；到2030年，抽水蓄能投产总规模较“十四五”再翻一番，达到1.2亿千瓦左右；到2035年，形成满足新能源高比例大规模发展需求的，技术先进、管理优质、国际竞争力强的抽水蓄能现代化产业，培育形成一批抽水蓄能大型骨干企业。可见，发展抽水蓄能前景光明、空间广阔。2022年，国内新核准抽水蓄能项目创历史新高。据中国水力发电学会抽水蓄能分会统计数据，2022年全国共核准48个项目，共计6889.6万千瓦。2022年项目核准数量约为2021年的4.4倍，核准装机容量约为2021年的5倍。据中电联《2023年度全国电力供需形势分析预测报告》统计数据，截至2022年12月底，全国累计已投运抽水蓄能电站4579万千瓦，有力提升了电力系统调节能力，促进了新能源发展。
　　国家政策支持力度不断增强。2021年以来，随着国家发展改革委《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）、国家能源局《抽水蓄能中长期发展规划（2021-2035年）》等一批政策文件发布，抽水蓄能发展驶入“快车道”。2022年1月，《国家发展改革委国家能源局关于完善能源绿色低碳转型体制机制和政策措施的意见》（发改能源[2022]206号）印发，提出“完善抽水蓄能、新型储能参与电力市场的机制，更好发挥相关设施调节作用”。国家发展改革委、国家能源局印发的《“十四五”现代能源体系规划》，提出“加快推进抽水蓄能电站建设，实施全国新一轮抽水蓄能中长期发展规划，推动已纳入规划、条件成熟的大型抽水蓄能电站开工建设。优化电源侧多能互补调度运行方式，充分挖掘电源调峰潜力。力争到2025年抽水蓄能装机容量达到6200万千瓦以上、在建装机容量达到6000万千瓦左右”。4月，国家发展改革委、国家能源局要求按照“能核尽核、能开尽开”的原则，加快推进2022年抽水蓄能项目核准工作，确保2022年底前核准一批项目，并做好与“十四五”后续年度核准工作的衔接，促进抽水蓄能又好又快大规模高质量发展。
　　（三）新型储能行业情况
　　2022年，尽管面临国际局势动荡、全球通胀等不利因素，但新型储能产业继续保持高速发展态势。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，截至2022年12月底，国内已投运的电力储能项目累计装机达59.4GW，同比增长37%。
　　其中，新型储能累计装机规模首次突破10GW，超过2021年同期的2倍，达到12.7GW。2022年，国内新增投运新型储能项目装机规模达6.9GW/15.3GWh，与2021年同期相比，增长率均超过180%。总体上，新型储能行业发展呈以下特点和趋势。
　　发展目标进一步清晰。2022年，国家和地方政府继续密集出台新型储能相关政策，支持储能发展的政策体系不断完善。1月，国家发展改革委、国家能源局印发《“十四五”新型储能发展实施方案》（发改能源〔2022〕209号），对新型储能发展的重点任务、目标和实施路径进行部署。为贯彻落实《“十四五”新型储能发展实施方案》，各省陆续明确新型储能规划目标。截至2023年1月，全国约有26个省市规划了“十四五”时期新型储能装机目标，总规模约71GW，各地规划的装机规模超过国家规划近两倍。
　　市场化方向进一步明确。国家和各地方持续推进电力市场机制改革，共发布市场规则相关的政策85项，推动新型储能参与电力市场。2022年5月，国家发展改革委、国家能源局印发《关于进一步推动新型储能参与电力市场和调度运用的通知》（发改办运行〔2022〕475号），明确了新型储能市场机制、调用机制、价格机制等推进方向，加快了各地推动新型储能参与现货市场、中长期市场、辅助服务市场的进程。山东省新型储能首次参与现货市场，独立储能可以通过现货套利、容量租赁、容量电价补偿获得收益。甘肃省建立了首个新型储能参与的调峰容量市场，通过容量补偿实现灵活性调节资源固定成本的有效疏导，独立储能可以通过参与现货市场、调峰容量市场、调频市场获得多重收益。
　　各类商业模式进一步丰富。目前新型储能正处于从商业化初期向规模化发展阶段，产业体系逐步成熟，是形成多种商业模式的关键时期。在政策的催化下，2022年全国电力市场机制改革深化推进，各类新型储能商业模式被不断激活。共享储能模式发展比较迅速，共享储能以新能源租赁收益为基础，还可作为独立主体参与市场，可接受电网统一调用，提升系统的利用效率，降低新能源场站配储的初始投资。青海、湖南、山东等地依据不同的需求，已陆续建立并形成相应的共享储能商业模式。2022年，南方、西北、华北、华东等区域修订了新版“两个细则”，再次明确新型储能的市场主体地位，并推动新型储能参与多项品种的交易，标志着参与电力辅助服务市场获得收益成为新型储能重要的商业模式之一。另外，2022年山东率先推动新型储能参与现货市场交易，山西、甘肃等现货试点区域也陆续发布政策推动新型储能参与现货市场运行。
　　
　　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，主要业务范围为南方五省区（广东、广西、云南、贵州、海南）。截至2022年12月底，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（含投产和并网调试项目）、调峰水电203万千瓦。2022年，公司在运机组各项生产指标优于考核值。
　　调峰水电方面。公司调峰水电机组发电量101.7062亿度，同比增加31.77%；上网电量100.6084亿度，同比增加31.85%。
　　抽水蓄能方面。截至2022年底，公司抽水蓄能装机总规模1028万千瓦，其中2022年新投产170万千瓦，分别是阳江抽水蓄能电站2台机组（80万千瓦）、梅州抽水蓄能电站（一期）3台机组（90万千瓦）。2022年，公司新增开工抽水蓄能4座，即：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）以及梅州抽水蓄能电站二期工程（120万千瓦），总装机容量480万千瓦，抽蓄电站开工数量和规模创历史新高，项目储备达2800万千瓦，为公司加快完成“十四五”及中长期抽水蓄能发展目标打下了坚实基础。
　　新型储能业务方面。截至2022年底，公司新型储能装机总规模111MW/219.2MWh，突破百兆瓦，其中2022年新建成投产电化学储能电站2座，分别为河北保定（6MW/7.2MWh）、海口药谷（5MW/10MWh），梅州（70MW/140MWh）电池储能电站完工并进入调试，佛山南海独立储能电站（300MW/600MWh）启动建设。新型储能项目储备增长迅速，规模超700万千瓦，为公司实现“十四五”投产200万千瓦目标打下坚实基础。
　　参股内蒙古乌海抽蓄项目。截至2021年底，完成注资6000万元，2022年完成第二次出资5000万元，截至2022年底，累计注资额达11000万元。乌海抽水蓄能电站工程于2022年1月30日正式通过核准，筹建期工程陆续开工建设，截止2022年底累计完成投资44,147.83万元，项目工程建设进展顺利。
　　
　　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。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“科改示范企业”，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。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“抽水蓄能机组成套开关设备”、“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、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，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、优秀的干部人才团队
　　坚持德才兼备、以德为先、任人唯贤，打造堪当重任的高素质干部人才队伍。公司干部人才队伍保持良好的年龄、学历和专业结构，员工平均年龄38.41岁，本科及以上学历占比约79%。分层分类开展干部人才培养，为公司发展提供有力的人力资源支撑。明确分层级的人才队伍培养目标、发展措施和评价流程，培养具有公司特色的人才队伍。推行“人才+项目”、“人才+工程”模式的精准培养和管理，提升人才研究创新能力和解决问题能力。
　　
　　五、报告期内主要经营情况
　　报告期内，公司完成重大资产置换及发行股份购买资产，公司主要业务发生重大转变，从电力行业中的供电行业转为发电行业，主营业务转变为抽水蓄能、新型储能和调峰水电。
　　2022年，公司实现营业收入82.61亿元，同比增加0.64%；营业成本42.69亿元，同比减少19.33%；归属于上市公司股东的净利润16.63亿元；基本每股收益0.64元。
　　上年同期调峰调频公司经营文昌燃气电厂，该资产已于2021年12月底出售，报告期内无燃气发电业务，无相应的收入和成本。

　　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、构建新能源占比逐渐提高的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。
　　国家能源局《抽水蓄能中长期发展规划（2021-2035年）》提出，到2025年，抽水蓄能投产总规模6200万千瓦以上；到2030年，投产总规模1.2亿千瓦左右;到2035年，形成满足新能源高比例大规模发展需求的，技术先进、管理优质、国际竞争力强的抽水蓄能现代化产业，培育形成一批抽水蓄能大型骨干企业。根据中电联发布的《2023年度全国电力供需形势分析预测报告》，截至2022年底，全国抽水蓄能装机容量达4579万千瓦，公司抽水蓄能装机容量1028万千瓦，占比约为22.5%。
　　《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。公司抽水蓄能、新型储能两大业务都面临广阔的发展前景。
　　(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，致力于成为具有全球竞争力的世界一流企业。
　　到2025年，公司投产抽水蓄能装机达到1388万千瓦，新型储能规模超过200万千瓦，总装机规模约1800万千瓦。在公司治理、战略管控、运营管理、价值创造、创新驱动、人才发展、数字化建设等方面能力水平进一步提升,全面建成具有全球竞争力的世界一流企业。到2030年，公司发展规模进一步壮大，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，公司发展规模持续增长，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。
　　(三)经营计划
　　2022年，公司顺利完成重大资产重组，抓住西部调峰电厂天然来水较好有利形势，千方百计保障调峰水电稳发满发，天二、鲁厂全年发电量同比增长，同时加快推进抽水蓄能项目建设，增加新的利润增长点，梅蓄一期、阳蓄一期实现提前投产并盈利，公司利润总额、净资产收益率、每股收益等经营指标均同比实现较高增长。
　　2023年，公司将坚持稳字当头、稳中求进，落实“一增一稳四提升”要求（利润总额增幅不能低于国民经济增速，资产负债率保持总体稳定，净资产收益率、营业现金比率、研发经费投入强度、全员劳动生产率进一步提升），抢抓战略机遇，全力以赴做好稳增长提质增效工作，推动公司经营实现质的有效提升和量的合理增长。
　　1.聚焦开拓市场增收入
　　抢抓“双碳”机遇，又好又快推进抽水蓄能和新型储能发展，为构建新型电力系统、建设新型能源体系提供坚强有力支撑。稳定存量业务收益，加大市场拓展力度，加快形成更多利润增长引擎。
　　2.聚焦精益管理降成本
　　坚持“过紧日子”，加大成本费用管控力度，抓好成本管控策略和标准成本深化应用，有效降低成本费用，持续改善公司成本费用占收入比。
　　3.聚焦优化结构提效能
　　以价值创造为导向，坚持聚焦主责主业，抓好固定资产投资项目的精准安排，科学确定与需求相衔接、与能力相适应的投资规模结构时序，动态做好投资项目的优化调整，进一步提高资金使用效率，确保有限投资发挥最大效益。
　　(四)可能面对的风险
　　1.调峰水电站来水不确定性风险。天生桥二级电站、鲁布革电站依靠天然来水发电，近五年来，来水情况波动较大，难以准确预测。来水情况对电站经营效益影响较大。
　　应对措施：加强设备运行维护，保障电站设备健康水平，优化水库调度，最大程度利用好水能资源。
　　2.相关政策带来的不确定性风险。根据633号文，公司所属广蓄电站二期、惠蓄电站、清蓄电站、深蓄电站、海蓄电站、梅蓄电站一期、阳蓄电站一期的电价，从2023年起需按633号文规定的电价机制执行。截至本报告披露之日，国家发展改革委核价的结果尚未明确。如果核定的容量电价结果低于现行电价，将对公司的收入和盈利水平产生不利影响。
　　应对措施：认真配合政府有关部门做好抽蓄电站核价工作，持续加强电站运营成本管控，大力拓展公司非抽蓄业务利润增长点。
　　3.佛山南海新型储能项目工期延误的风险。佛山南海项目是30万千瓦/60万千瓦时的大型电化学储能项目，在建设过程中，可能因设备采购、工程招标延误或征地受阻等问题，导致不能按照原定计划投产，影响收益。
　　应对措施：一是加快佛山南海储能项目主体工程建设进度，加强关键工期管控，确保资源投入，尽最大努力争取如期投产；二是加快推进新型储能储备项目落地，全力争取年内更多项目建成投产，以获得更多增量收益。 收起▲