☆经营分析☆ ◇600995 南网储能 更新日期：2025-09-17◇
★本栏包括 【1.主营业务】【2.主营构成分析】【3.经营投资】【4.参股控股企业经营状况】
【1.主营业务】
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。
【2.主营构成分析】
【2025年中期概况】
┌────────────┬─────┬─────┬───┬──────┐
｜项目名称 ｜营业收入( ｜营业利润( ｜毛利率｜占主营业务收｜
｜ ｜万元) ｜万元) ｜(%) ｜入比例(%) ｜
├────────────┼─────┼─────┼───┼──────┤
｜抽水蓄能 ｜ 218554.48｜ 107729.12｜ 49.29｜ 66.22｜
｜调峰水电 ｜ 88219.46｜ 59638.25｜ 67.60｜ 26.73｜
｜新型储能 ｜ 17750.17｜ 5453.52｜ 30.72｜ 5.38｜
｜其他 ｜ 3341.05｜ 1051.99｜ 31.49｜ 1.01｜
｜技术服务 ｜ 2188.37｜ 198.43｜ 9.07｜ 0.66｜
├────────────┼─────┼─────┼───┼──────┤
｜广东 ｜ 219772.01｜ 105813.14｜ 48.15｜ 66.59｜
｜贵州 ｜ 66684.98｜ 44965.02｜ 67.43｜ 20.20｜
｜云南 ｜ 25729.77｜ 15969.58｜ 62.07｜ 7.80｜
｜海南 ｜ 17866.77｜ 7323.57｜ 40.99｜ 5.41｜
└────────────┴─────┴─────┴───┴──────┘
【2025年概况】
┌────────────┬─────┬─────┬───┬──────┐
｜项目名称 ｜营业收入( ｜营业利润( ｜毛利率｜占主营业务收｜
｜ ｜万元) ｜万元) ｜(%) ｜入比例(%) ｜
├────────────┼─────┼─────┼───┼──────┤
｜抽水蓄能 ｜ 107826.72｜ --｜ -｜ 69.26｜
｜调峰水电 ｜ 38945.34｜ --｜ -｜ 25.02｜
｜新型储能 ｜ 7048.65｜ --｜ -｜ 4.53｜
｜其他业务 ｜ 1854.61｜ --｜ -｜ 1.19｜
└────────────┴─────┴─────┴───┴──────┘
【2024年年度概况】
┌────────────┬─────┬─────┬───┬──────┐
｜项目名称 ｜营业收入( ｜营业利润( ｜毛利率｜占主营业务收｜
｜ ｜万元) ｜万元) ｜(%) ｜入比例(%) ｜
├────────────┼─────┼─────┼───┼──────┤
｜发电行业 ｜ 605850.31｜ 289236.91｜ 47.74｜ 98.13｜
｜其他业务 ｜ 8937.99｜ 1665.26｜ 18.63｜ 1.45｜
｜其他行业 ｜ 2599.64｜ 227.14｜ 8.74｜ 0.42｜
├────────────┼─────┼─────┼───┼──────┤
｜抽水蓄能 ｜ 414659.01｜ 183274.45｜ 44.20｜ 67.16｜
｜调峰水电 ｜ 163427.57｜ 99215.51｜ 60.71｜ 26.47｜
｜新型储能 ｜ 27763.72｜ 6746.95｜ 24.30｜ 4.50｜
｜其他业务 ｜ 8937.99｜ 1665.26｜ 18.63｜ 1.45｜
｜技术服务 ｜ 2599.64｜ 227.14｜ 8.74｜ 0.42｜
├────────────┼─────┼─────┼───┼──────┤
｜广东地区 ｜ 409029.83｜ 176619.15｜ 43.18｜ 66.25｜
｜贵州地区 ｜ 115859.46｜ 70337.31｜ 60.71｜ 18.77｜
｜云南地区 ｜ 47568.11｜ 28878.20｜ 60.71｜ 7.70｜
｜海南地区 ｜ 35992.55｜ 13629.39｜ 37.87｜ 5.83｜
｜其他业务 ｜ 8937.99｜ 1665.26｜ 18.63｜ 1.45｜
└────────────┴─────┴─────┴───┴──────┘
【2024年中期概况】
┌────────────┬─────┬─────┬───┬──────┐
｜项目名称 ｜营业收入( ｜营业利润( ｜毛利率｜占主营业务收｜
｜ ｜万元) ｜万元) ｜(%) ｜入比例(%) ｜
├────────────┼─────┼─────┼───┼──────┤
｜抽水蓄能 ｜ 204273.06｜ 98860.99｜ 48.40｜ 70.17｜
｜调峰水电 ｜ 71499.28｜ 43049.48｜ 60.21｜ 24.56｜
｜新型储能 ｜ 13838.24｜ 3878.33｜ 28.03｜ 4.75｜
｜其他 ｜ 1504.75｜ 534.77｜ 35.54｜ 0.52｜
├────────────┼─────┼─────┼───┼──────┤
｜广东 ｜ 200474.80｜ 99319.36｜ 49.54｜ 68.86｜
｜贵州 ｜ 55007.89｜ 34276.78｜ 62.31｜ 18.90｜
｜海南 ｜ 17951.21｜ 7237.46｜ 40.32｜ 6.17｜
｜云南 ｜ 17681.42｜ 5489.97｜ 31.05｜ 6.07｜
└────────────┴─────┴─────┴───┴──────┘
【3.经营投资】
【2025-06-30】
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
电能量市尝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（12
0万千瓦）、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
稳剑
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矗抽蓄项目加油提速，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/1
29.83万千瓦时。
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
奠定基矗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（D
LMM4）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癣投资价值分析评价、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
固公司经营发展基矗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
。
【4.参股控股企业经营状况】
【截止日期】2024-12-31
┌─────────────┬───────┬──────┬──────┐
｜企业名称 ｜注册资本(万元)｜净利润(万元)｜总资产(万元)｜
├─────────────┼───────┼──────┼──────┤
｜韶关蓄能发电有限公司 ｜ 160000.00｜ -｜ -｜
｜阳江蓄能发电有限公司 ｜ 153900.00｜ 16276.68｜ 651011.08｜
｜阳山五元坑水电站有限公司 ｜ -｜ -｜ -｜
｜防城港蓄能发电有限公司 ｜ 30000.00｜ -｜ -｜
｜钦州蓄能发电有限公司 ｜ 30000.00｜ -｜ -｜
｜贵港蓄能发电有限公司 ｜ 161500.00｜ -｜ -｜
｜茂名蓄能发电有限公司 ｜ 169300.00｜ -｜ -｜
｜肇庆浪江蓄能发电有限公司 ｜ 173500.00｜ -｜ -｜
｜玉林蓄能发电有限公司 ｜ 30000.00｜ -｜ -｜
｜潮州蓄能发电有限公司 ｜ 160000.00｜ -｜ -｜
｜清远蓄能发电有限公司 ｜ 98000.00｜ -｜ -｜
｜清远滨江蓄能发电有限公司 ｜ 160000.00｜ -｜ -｜
｜深圳蓄能发电有限公司 ｜ 120000.00｜ -｜ -｜
｜深圳前海蛇口自贸区供电有限｜ -｜ -｜ -｜
｜公司 ｜ ｜ ｜ ｜
｜海南蓄能发电有限公司 ｜ 83000.00｜ -｜ -｜
｜江门蓄能发电有限公司 ｜ 120000.00｜ -｜ -｜
｜梅州蓄能发电有限公司 ｜ 235700.00｜ -｜ -｜
｜桂林蓄能发电有限公司 ｜ 30000.00｜ -｜ -｜
｜柳州蓄能发电有限公司 ｜ 183500.00｜ -｜ -｜
｜文山暮底河水库开发有限公司｜ -｜ -｜ -｜
｜惠州蓄能发电有限公司 ｜ 133500.00｜ 13743.31｜ 301402.20｜
｜乌海抽水蓄能有限责任公司 ｜ -｜ -｜ -｜
｜云南储能有限公司 ｜ 2000.00｜ -｜ -｜
｜惠州中洞蓄能发电有限公司 ｜ 160000.00｜ -｜ -｜
｜广州启鸣数智能源科技有限责｜ 5000.00｜ -｜ -｜
｜任公司 ｜ ｜ ｜ ｜
｜广州启安众智建设管理有限责｜ 5000.00｜ -｜ -｜
｜任公司 ｜ ｜ ｜ ｜
｜广东蓄能发电有限公司 ｜ 83000.00｜ 24690.94｜ 311270.67｜
｜云南大唐国际文山水电开发有｜ -｜ -｜ -｜
｜限公司 ｜ ｜ ｜ ｜
｜广东新型储能国家研究院有限｜ -｜ -｜ -｜
｜公司 ｜ ｜ ｜ ｜
｜广东山河新能有限公司 ｜ -｜ -｜ -｜
｜巴彦淖尔太阳沟抽水蓄能有限｜ -｜ -｜ -｜
｜责任公司 ｜ ｜ ｜ ｜
｜包头美岱抽水蓄能有限责任公｜ -｜ -｜ -｜
｜司 ｜ ｜ ｜ ｜
｜南宁蓄能发电有限公司 ｜ 160000.00｜ -｜ -｜
｜南方电网调峰调频(佛山)储能｜ 44000.00｜ -｜ -｜
｜科技有限公司 ｜ ｜ ｜ ｜
｜天生桥二级水力发电有限公司｜ 10000.00｜ 51296.43｜ 326759.50｜
｜南方电网调峰调频发电有限公｜ 760000.00｜ 130721.99｜ 4214103.15｜
｜司 ｜ ｜ ｜ ｜
｜南方电网调峰调频(广东)储能｜ 69990.00｜ -｜ -｜
｜科技有限公司 ｜ ｜ ｜ ｜
｜南方电网调峰调频(梅州)储能｜ 2200.00｜ -｜ -｜
｜科技有限公司 ｜ ｜ ｜ ｜
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