新能源发电投资保持快速增长。上半年，广西、新疆陆上风电完成投资额较去年同期实现翻番，广 东、福建、上海海上风电投资集中释放。集中式光伏完成投资额同比增长24.5%，分布式光伏完成投资 额同比增长超70%，东中部地区分布式光伏投资保持快速增长。光热发电完成投资额较去年同期接近翻 番。 电力供应保障投资持续扩大。上半年，煤电、核电等领域投资保持较快增长，华东、华中、内蒙古 西部一批迎峰度夏电力保供重点支撑性煤电项目建成投产。电网、抽水蓄能等领域投资保持稳步增长， 160多项迎峰度夏电网重点工程按期投产，多条特高压直流工程投产送电，四川攀西电网优化改造工程 全面建成投产，华北、华东、西北、东北电网一批省间联络线工程加快推进前期工作。（记者 廖睿 灵） 在国家能源局7月31日举行的新闻发布会上，国家能源局发展规划司副司长邢翼腾介绍，今年上半 年，我国能源基础设施建设保持良好势头，全国在建和年内计划开工的能源重点项目完成投资额超过 1.5万亿元，同比增长21.6%，东、中、西部地区完成投资额同比增速均超过20%，民营企业投资保持较 快增长，新增能源投资不断"向绿向新"聚集。 ...

公司业绩 - 2025年上半年公司实现营业总收入365.87亿元，同比增长5.02% [1][2] - 归母净利润129.84亿元，同比增幅达14.22% [1][2] - 扣非净利润131.18亿元，同比增长15.37% [1][2] - 净利润增速远超营业收入，反映出公司通过精细化运营和成本控制提升盈利能力 [2] - 2025年上半年公司的营业收入、归母净利润和扣非净利润均创出半年度历史新高 [2] 发电量情况 - 2025年上半年六座梯级电站总发电量约1266.56亿千瓦时，同比增长5.01% [1][3] - 第二季度总发电量约689.77亿千瓦时，较上年同期增加1.63% [3] - 业绩增长主要系六座梯级电站发电量同比增加所致 [3] 业务布局 - 主要从事水力发电、抽水蓄能、智慧综合能源、新能源、投融资和配售电等业务 [2] - 经营区域覆盖中国、秘鲁、巴西、巴基斯坦等多个国家 [2] - 水电总装机容量7179.5万千瓦，其中国内水电装机7169.5万千瓦，占全国水电装机的16.45% [2] 投资与财务 - 2021年至2024年投资净收益分别为54.26亿元、46亿元、47.50亿元、52.58亿元 [4] - 2025年一季度投资净收益为9.07亿元 [4] - 2024年财务费用111.31亿元，同比减少14.29亿元 [5] - 2025年一季度财务费用24.81亿元，同比减少3.72亿元 [5] - 资产负债率连续三个季度改善，从2024年二季度末的64.32%降至2025年一季度末的59.65% [5] 分红情况 - 2022年至2024年现金分红金额分别为200.92亿元、200.64亿元、230.74亿元 [1][5] - 连续三年分红金额超200亿元，2024年分红金额创历史新高 [5] - 上市以来累计分红金额达2072.7亿元，分红率达64.94% [1][5] 新能源发展 - 积极推进"新能源+储能"、源网荷储一体化和多能互补示范项目 [4] - 江苏如东二期100兆瓦/200兆瓦时共享储能项目成功并网 [4] - 金下"水风光一体化基地"建设稳步实施 [4]

智通财经APP获悉，华源证券发布研报称，储能技术路线多种多样，各自优势、劣势、降本曲线也大不 相同，这也让储能的发展路径更加复杂。136号文出台后，伴随着新能源全面入市，经济效益预计将成 为配置储能的重要考虑因素，该行预计后续低质低价的尾部储能厂家可能出局，头部企业的盈利能力有 望修复。随着抽水蓄能建设进入高峰期，抽蓄主机厂业绩有望持续释放。 华源证券主要观点如下： 储能行业发展 电化学储能在双碳提出伊始便被寄予厚望，被认为是解决新能源波动性的终极解决方案 但电化学储能的政策也频繁更迭，从最初的强制配储到鼓励独立储能建设并租赁可用容量，都没有逃脱 强制配储的范畴，这也造成了储能无序发展、低质低价产品占据市场等问题。随后，我国先是明确了调 峰辅助服务费用不得高于平价新能源上网电价，随后又取消了强制配储，使得储能收益明显下滑。展望 十五五，随着电能量市场全面铺开，储能预计将主要依赖电能量市场套利获取收益。此外电化学储能在 调频方面具有天然优势，随着调频市场逐渐与现货市场衔接，调频有望成为电化学储能另一个重要的收 益来源。 风险提示：电力市场建设不及预期、抽水蓄能发展不及预期、竞争格局恶化风险 由于新能源发电曲线取 ...

国家电网成立抽水蓄能事业部 - 国家电网正式成立抽水蓄能事业部 旨在整合资源、优化管理 全面提升抽水蓄能业务发展水平 为构建新型电力系统和能源绿色低碳转型提供支撑 [1] - 抽水蓄能是目前技术最成熟、应用最广泛的大规模储能方式 在电力系统中发挥调峰、调频、储能等重要作用 新能源装机规模快速增长使其重要性愈发凸显 [1] - 国家电网已积累丰富抽蓄经验 在运在建抽蓄电站规模全球最大 成立事业部是落实能源安全新战略的重要举措 [1] 抽蓄事业部职能与规划 - 事业部将统筹抽蓄业务全流程管理 包括规划、建设、运营等 通过整合资源提升管理效率和运营效益 [2] - 将科学编制抽蓄发展规划 合理布局电站站点 确保与新能源发展协同推进 并争取地方政府政策支持 [2] - 加强在建项目指导监督 推广先进建设技术 打造优质精品工程 多个在建项目正高效推进 [2] 运营与技术发展方向 - 加强在运电站运行管理及技术改造 提高设备可靠性 探索创新运营模式以提升综合效益 [3][4] - 加大技术研发投入 开展关键技术和设备研发 推动产业升级 重点突破新一代抽蓄技术 [4] - 事业部将全力推动抽蓄高质量发展 为国家能源安全和经济社会绿色发展作出贡献 [4] 行业背景与趋势 - 新能源快速发展对电力系统调节能力提出更高要求 抽水蓄能成为保障电网安全和促进新能源消纳的关键 [1] - 相关阅读显示储能行业快速发展 2025年上半年储能中标规模飙涨近3倍 用户侧新增装机创新高 [5]

行业发展现状 - 抽水蓄能行业迈入高质量探索新阶段，电站功能演变为电力系统安全稳定的调节单元和清洁高效的调节资源，"调"的功能日益凸显 [2] - 当前抽水蓄能装机容量超过6000万千瓦，在建规模较大，呈现多元化投资、多途径收益、多场景应用和多技术路线的发展态势 [3] - 行业创新发展动力不足，尤其在规划设计理念、设备改造、新技术新装备应用、融合发展等方面需保持清醒并主动创新 [3] 抽水蓄能经济性分析 - 抽水蓄能具有公共品属性，系统源网荷各环节共享电站功能和投资效益，难以精准区分受益比例 [4] - 项目概算中预备费和建设期利息占比超过20%，与实际完成额差异较大，评价经济性需考虑调节时长（6小时左右，部分超过10小时）、转换效率（超过78%）、服务年限（技术寿命周期可达100年）等可比性指标 [4] - 抽水蓄能行业经济性体现在新型电力系统的整体高效运行中，投资正外部性特征明显，不会成为推高能源终端消费价格的主要影响因素 [5] 抽水蓄能与新型储能的关系 - 在可规划的时间段内，抽水蓄能仍是最主要、最经济、最可靠、最绿色的优质调节资源 [6] - 调节技术应用需同步发展（考虑功能特点、调节特性、成本特征差异）、协同发展（通过规划统筹避免资源错配）、融合发展（推动技术、经济、管理、机制统筹协调） [7] 新一代抽水蓄能技术 - 新一代抽水蓄能技术是对现有技术的创新发展和全面升级，聚焦规划选址、勘测设计、工程建设、装备制造和运维调控等关键领域，通过全业务提质升级培育行业新质生产力 [8] - 技术目标包括：调节品种全面拓展（新增系统调压、长时调相等功能）、调节品质大幅跃升（更灵活调节时长、更快捷系统响应）、调节成本持续优化（控制规划选址等成本）、调节技术协同兼容（与各类技术功能互补） [9] 推进新一代抽水蓄能发展的举措 - 深化发展研究：围绕勘测设计、装备制造等重难点领域，通过产学研用协同创新实现工程示范 [9] - 坚持需求导向：个性化设计电站技术功能，提升特定场景适用性以高效匹配差异化需求 [9] - 推动政策完善：争取财政、价税和金融等政策支持，完善市场机制激发投资积极性 [9]

中国水力发电行业核心观点 - 行业已从规模扩张转向存量优化与高质量发展阶段，2025年初水电总装机容量超4.2亿千瓦，抽水蓄能装机突破5500万千瓦[1][13] - 水电在能源安全、"双碳"目标和流域治理中具有战略地位，是电网调峰调频的核心支撑[18][19][22] - 技术层面实现全球领先，掌握300米级特高坝建设、百万千瓦级机组制造等核心技术[27][35] - 面临生态保护、移民安置等挑战，同时迎来"水风光储"一体化、抽水蓄能扩张等机遇[14][16] 行业发展总览 - **战略地位** - 水电是国家能源安全体系的基石，提供自主可控的电力供应[18] - 实现"双碳"目标的核心非化石能源，度电成本最低且碳排放强度极低[19] - 流域综合治理关键工具，兼具防洪、供水、航运等综合效益[22] - **发展阶段** - 奠基时期（20世纪）：自主设计新安江等中小型水电站[23] - 规模扩张时期（2000-2020年）：三峡工程引领金沙江等流域梯级开发，装机容量跃居全球第一[24][26] - 高质量发展时期（2020年后）：聚焦存量优化、生态保护与抽水蓄能发展[27] - **规模指标** - 2025年常规水电装机3.74亿千瓦，抽水蓄能6800万千瓦，总装机年增速2.8%[39] - 年发电量1.3-1.4万亿千瓦时，占全国总发电量15-18%[40][41] - 四川、云南、湖北为装机前三省份，四川超1亿千瓦[42][43] 产业链分析 - **上游规划设计** - 中国电建、能建旗下研究院主导流域规划，掌握GIS和数值模拟技术[45][46] - 工程建设由PowerChina和CEEC垄断，采用EPC总承包模式[47][48] - **中游装备制造** - 哈电、东电掌握百万千瓦级水轮机组技术，关键零部件国产化完成[1][35] - 智能水电站技术融合物联网、数字孪生等前沿科技[35] - **下游运营消纳** - 长江电力等央企主导运营，"西电东送"工程年送电量超3000亿千瓦时[1][3] - 电力市场化改革影响上网电价，水电企业需适应市场波动[31] 区域与竞争格局 - **区域布局** - 西南基地群占全国装机70%以上，金沙江、雅砻江梯级开发成熟[1][3] - 雅鲁藏布江下游开发成新战略重点，规划装机超6000万千瓦[8] - **市场主体** - 央企主导（华能、华电等），地方能源平台参与[1][3] - 抽水蓄能领域新进入者增加，竞争格局多元化[3] 技术创新与挑战 - **技术突破** - 高坝建设技术应用于青藏高原极端地质条件[35] - 梯级水库群联合优化调度系统提升发电效率[35] - **核心挑战** - 生态保护要求刚性化，需保障生态流量与生物多样性[14][27] - 移民安置成本攀升，社会影响复杂性增加[32][33] 未来机遇 - 抽水蓄能2030年规划装机1.2亿千瓦，年复合增速超15%[1][16] - "水风光储"一体化基地成为清洁能源发展新范式[16] - 数字化转型将提升存量资产20%以上运营效率[16]

报告行业投资评级 - 看好（维持）[4] 报告的核心观点 - 强调重视港股电力设备核心资产，看好煤电、风电设备等领域投资机会，关注电力行业不同维度投资标的，认为煤炭供需再平衡已开启 [5][6][11] 根据相关目录分别进行总结 电新：重视港股电力设备核心资产 - 港股市场活跃度及表现更好，自2024年9月最低点至2025年7月18日，恒生指数涨幅46%大幅跑赢沪深300，建议重视港股电力设备核心资产，关注哈尔滨电气、东方电气、金风科技等，也可关注相关A股标的 [16] 发电设备：煤电景气度超出预期 抽蓄核准维持高位 - 2022 - 2024年分别核准煤电装机90、83、78GW，2025H1核准约31GW，全年有望突破80GW；煤电核准持续高位因负荷增长高于用电增长、新能源顶峰能力不足、煤电退役替换及改造需求扩大 [17][18] - 2022 - 2024年抽水蓄能核准装机分别达70、65、35GW，2025H1核准19GW，按水轮机8亿元/GW测算，总订单有望达约1500亿元，相关公司订单逐步释放 [20][21] 风电设备：风电整机盈利改善具备产业逻辑 - 近年来整机利润下滑主因风机快速大型化，新产品推出周期变短且利润率走低；当前风机大型化速度显著放缓，整机厂交付结构中新产品比重降低，盈利能力有望改善 [23][32] - 整机环节集中度持续走高、供货厂家数量减少且无新厂家进入，证明有较高技术壁垒，盈利能力具备改善可能 [33] 电力：6月水电降幅收窄 光伏提速 火风放缓 - 6月规上工业发电量7963亿千瓦时，同比增长1.7%，增速比5月加快1.2个百分点；分品种看，火电、风电增速放缓，水电降幅收窄，核电、太阳能发电增速加快 [8][35][37] - 中长期看好类水电商业模式，关注水电与优质风电运营商；短中期关注有优质资产和优秀管理能力的公司；成长弹性方向关注低估值区域性标的 [38] 煤炭：6月进口煤减量扩大，原煤同比增幅收窄 - 6月进口煤及褐煤同比 - 25.9%，1 - 6月累计同比 - 11.1%，国内低煤价抑制进口，若煤价维持低位，剩余月份进口煤有望延续收缩态势 [10][43] - 6月全国原煤产量同比 + 3.0%，增幅较5月下降1.2pct，山西及内蒙同比转负，低煤价对煤企经营形成压力，国内原煤供给处于收缩拐点 [11][57] - 低煤价抑制国内外煤炭供给，港口库存下降，迎峰度夏电煤需求旺盛有望延续去库存趋势，煤炭供需再平衡已开启且处于初期阶段 [11]

装机容量 - 2025年上半年抽水蓄能装机1028万千瓦[1] - 调峰水电装机203万千瓦[1] - 新型储能装机65.42万千瓦[1] - 公司总装机1296.42万千瓦[1] 主营业务收入 - 2025年上半年发电行业主营收入323044.32万元，同比增11.54%[1] - 抽水蓄能主营收入217231.61万元，同比增6.34%[1] - 调峰水电主营收入87979.54万元，同比增23.05%[1] - 新型储能主营收入17833.17万元，同比增28.87%[1] 电站发电量与价格 - 2025年上半年天生桥二级电站发电量323288万千瓦时，均价0.234元/千瓦时[3] - 鲁布革电厂发电量88202万千瓦时，均价0.213元/千瓦时[3] - 文山小水电站发电量23525万千瓦时，均价0.257元/千瓦时[4] - 调峰水电站合计发电量435015万千瓦时[4] 收入增长原因 - 2025年上半年调峰水电收入因来水和发电量增加同比增23.05%[1] - 新型储能收入因云南丘北储能电站投产同比增28.87%[2]

中国电力行业发展现状 - 2024年中国发电量突破10万亿千瓦时，占全球总发电量近30%，超过美国、印度、俄罗斯三国总和 [1] - 行业已从规模扩张阶段进入智能化、绿色化转型的深水区，重点转向技术升级和规则重塑 [5] 技术突破与创新 - 特高压输电技术实现西部绿电东送，数千公里输电损耗仅2%，大幅领先欧美国家 [6][8] - 智能调度系统有效解决可再生能源波动性问题，使新能源电力供应趋于稳定 [6] - 抽水蓄能装机容量全球第一，锂电储能技术快速追赶欧美 [8] - 氢能全产业链布局加速，示范工程覆盖工业、交通等多领域，未来可能引发能源体系二次革命 [11] 地缘战略与国际合作 - 通过特高压电网输出电力技术，在东南亚、南亚、中亚建立战略合作网络，改变传统能源依赖格局 [13] - "一带一路"框架下，中国企业主导建设运营的电网项目覆盖老挝、巴基斯坦、中亚及非洲，形成"能源命运共同体" [16] - 电力合作成为比传统能源贸易更具粘性的国际关系纽带，典型案例包括塔尔煤田煤电一体化项目 [17] 未来竞争焦点 - 全球能源竞争核心转向电力全链条掌控能力（生产/传输/储存/应用），中国已建立完整产业链和顶层规划优势 [19] - 成本控制成为储能领域关键竞争点，目标是将储能技术普及至民用级别 [11] - 特高压变电站、光伏基地及跨境电缆网络持续强化中国在全球能源版图的话语权 [19][21]

储能技术综述 - 2024年中国储能技术领域在抽水蓄能、压缩空气储能、飞轮储能、铅蓄电池、锂离子电池、液流电池、钠离子电池、超级电容器、新型储能技术等方面取得重要进展 [2] - 中国保持世界储能技术基础研究、技术研发和集成示范领域最活跃国家地位，SCI论文数、WIPO国际发明专利数、新增集成示范和产业化项目装机容量均居世界第一 [2] - 新型储能装机功率首次超过抽水蓄能，标志着行业进入规模化发展阶段 [2] 抽水蓄能技术 - 2024年抽水蓄能行业保持高速发展态势，技术进入规模化、智能化、生态化发展新阶段 [6] - 基础研究重点包括水泵水轮机流动特性、机组设备与控制技术、系统调度和优化等方向 [6] - 关键技术突破包括大型电站工程建设技术、机组设计制造技术和系统集成及智能化运行技术 [7] 压缩空气储能 - 2024年中国压缩空气储能技术实现100MW到300MW跨越式发展 [17] - 山东肥城国际首套300MW/1800MWh盐穴压缩空气储能电站实现并网发电，单机功率、系统效率和储能容量创国际纪录 [27] - 2024年新增拟建/在建/并网压缩气体储能项目共计37个，规模累计达11.78GW [27] 锂离子电池 - 2024年锂电池储能技术以大容量、高安全、低成本为主线发展 [51] - 磷酸铁锂电池是主流技术路线，500Ah以上大储能电芯成为重要发展方向 [51] - 固态锂电池储能研究与应用取得显著进展，正从实验室迈向产业化应用 [51] 钠离子电池 - 2024年是钠离子电池基础研究和示范应用具有里程碑意义的一年 [65] - 中科海钠推出能量密度165Wh/kg、循环寿命突破8000次的大容量钠离子电池 [69] - 大唐湖北100MWh钠离子新型储能电站建成投运，成为全球投产规模最大的钠离子电池储能项目 [70] 液流电池 - 2024年中国成功交付/投运液流电池储能项目35个，总装机规模超过0.62GW/2.50GWh [64] - 全钒液流电池项目占比约86.1%，吉林松原乾安中卉玉字共享储能电站成为严寒地区首套100MW/400MWh项目 [64] - 非氟膜产业化取得显著进展，成本较全氟膜降低约50% [63]