调研纪要｜三峡能源(600905)-20220908

经营情况 1）公司的主营业务为风能、太阳能的开发投资和运营，目前业务已覆盖全国 30 个省、自治区和直辖市，截至2022年6月末，公司并网装机容量达到2510.09万千瓦，其中风电装机1006.98万千瓦，占全国风力发电行业市场份额的 4.4%，同比提升 1.18 个百分点，包括海上风电装机457.52万千瓦，占全国市场份额的17.16%，同比提升3.8个百分点。

太阳能发电装机971.59万千瓦，占全国太阳能发电行业市场份额的2.89%，同比提升0.34个百分点。

2）2022年半年度，新增并网装机210.46万千瓦，同比增长154，其中陆上风电新增并网80.06万千瓦，太阳能发电新增并网 130 点 40 万千瓦，新增获取核准备案项目容量 730.29 万千瓦，在建项目计划装机容量合计1527.30万千瓦。

3）2022年上半年，公司发电量244.88亿千瓦时，同比增长46.71%。

其中风电发电量173.4亿千瓦时，同比增长46.75%。

太阳能发电量67.86亿千瓦时，同比增长45.65%，水电发电量3.47亿千瓦时，同比增长59.91%。

4）2022年上半年，公司实现营业收入121.29亿元，同比增长49.34%，营业成本41点9亿元，较上年同期增长 47.25%，营业利润 60.64 亿元，较上年同期增长 38.41%，利润总额 60.94 亿元，较上年同期增长41.78%，归属于母公司股东的净利润50.37亿元，较上年同期增长36.62%。

上半年重点工作 1）锚定双碳目标，新增获取一批优质风光资源，积极推动构建新型电力系统的发展格局，海上风电规模化开发，新增获取江苏大丰、上海金山、海南东方、辽宁庄河共 195 万千瓦海上风电资源，上海、海南海上风电实现零的突破，江苏大丰 30 万千瓦，上海金山 30 万千瓦项目正在加快核准和投决，推进海风集中连片规模化开发，超前谋划深远海海上风电开。

2）陆上风光基地化布局，积极参与国家大型风电光伏基地项目申报，在内蒙古、甘肃、山西等地策划千万千瓦级大基地项目，积极推动库布齐沙漠送京津冀千万千瓦级大基地申报。

3）新型业态创新型发展，因地制宜谋划新能源加抽水蓄能、光热制氢，压缩空气储能等创新融合项目。

甘肃黄阳，青海南山口，陕西山阳、新疆红星等一批抽蓄项目完成预可研。

鄂尔多斯40万千瓦光伏制氢产业示范项目完成4项招标。

三峡集团首批光热项目首个，压缩空气储能系统，按计划加快推进。

4）在建项目计划装机容量合计1527.30万千瓦，聚焦首批基地项目，组建工作专班，其中安徽、内蒙古、青海、甘肃、山西、陕西等大基地项目已开工建设。

5）山东海上风电项目，全面推进广东钦州、福建平潭等海上风电项目积极办理相关手续。

乌兰察布源网荷储示范项目一期配套储能全面投产。

6）通过销售绿证，碳减排指标等增收近4，000万元。

下半年展望 1）加大资源获取力度，为可持续发展再绘新蓝图，蓄力海上风电，构筑发展新高地，实施海上三峡规划，夯实六个引领，保持海上风电引领地位，加快合作并购规模化步伐，发挥资本运作优势，探索于行业内地方龙头企业合作，推动多种合作并购模式，利用海外平台扩大国际市场份额。

2）统筹陆上基地，塑造发展新优势，聚焦沙漠、戈壁、荒漠地区为重点的大型风光基地，源网荷储一体化项目，加快推进条件成熟，指标优越，生态友好的抽水蓄能电站，丰富拓展新能源+模式。

3）紧跟政策和市场变化，总结交易经验，探索符合市场及公司发展的营销模式，做好绿电、绿证等新型新形势下的市场交易工作，提前做好新型储能光热等市场策略研究，加快推进新投产项目的消纳，实现稳发多发。

问答环节 Q上半年新增的资源储备规模多少，然后以及核准的情况 A截止到6月底，公司累计储备的资源已经超过了1.4亿千瓦，上半年新增的资源储备，如果不包括抽水蓄能超过了3000万千瓦，包括抽水蓄能在内近4000万千瓦。

新增获取的核准备案容量是超过了730万千瓦，储备资源。

经过开发许可办理前期手续和申报建设指标取得核准备案等外部流程之后，公司内部通过立项投决等相应的程序，就可以具体来开发建设，正式转为在建的装机规模。

Q上半年海风利用小时相对陆风没有优势是因为 A上半年公司风电平均利用小时数1164小时左右，同期全国风发电的平均小时数1150小时，其中海上风电利用小时1224小时左右，陆上风电利用小时数是1140小时左右，海上风电较陆上风电高出7%。

海上风电利用小时数没有突显出优势的主要原因在于 1）大部分海风装机投产是2021年底，并网到转交正常生产需要一定的周期，设备消缺故障处理，也会给正常运行带来一定影响，并且受到海况、天气等基本因素的叠加影响，一定程度上影响了利用小时数。

2）第二是上半年公司海上风电资源情况较同期下降了2.8%，对利用小时数造成了一定的影响。

3）公司部分装机规模较大的海上风电场，因为电网存储线路改线影响了一定的发电量。

Q公司目前开工的光伏项目中组件成本大概是多少，锁定价格的部分有多少，锁价的规模有多少，后续光伏组件价格的展望 A近期公司开工建设的光伏项目，组建的招标价格大概在1.9元-2.0元/瓦，这个价格是符合当前市场公开的招标价格。

另外公司在光伏组件采购过程中没有采用锁量锁价，每个项目的进展情况，以及工程建设进度的安排，也是根据现场的实际情况来开展组建的招标采购。

Q下半年存量项目的运营效率会是一个什么变化趋势，然后新增项目风光资源各个运营商之间市场竞争的情况是怎么样 A风光资源受气候影响比较大，存在着变化的因素也比较多。

目前行业内对长期资源预测没有一个很成熟准确的手段。

生产上主要是从科研报告大致推测这个年度资源情况，所以对下半年的资源情况无法进行一个准确的判断。

但是往的经验和上半年的情况来看，预计今年下半年的风资源同比会略有下降，光资源基本上会持平。

Q公司抽蓄项目大约会在什么时候有新项目落地，抽蓄项目对于公司未来获取风光大基地项目有没有帮助 A随着新能源电源占比的提高，新能源消纳问题比较突出，为了促进新能源发展关键更好的消纳，保障新能源的电网接入，调峰和储能。

目前来说，抽水蓄能是一个比较好的一个储能形式，也是当前最成熟装机规模储能型最占比最多，成本也最低的一种主流的储能技术。

三峡集团以水电为主的开发企业，在抽水蓄能资源获取中处于国内前列的，更好的为电力系统调峰调频，系统备用和黑启动的维护电力系统的安全稳定运行，服务大规模远距离输电和促进新能源的消纳。

目前公司围绕新能源主业，规模化和高质量发展的目标，正在加快抽水蓄能，新型储能、氢能等技术示范和规模化的应用。

结合地方资源条件和系统调峰的需求，科学合理布局抽水蓄能业务。

目前公司获取的抽水蓄能资源当中，多个抽水蓄能项目已经纳入了国家抽蓄的中长期规划重点实施项目库，正在积极开展项目的筹建工作，按照一般的规律，项目建设期通常在6~8年左右。

Q海风、陆风以及光伏电量的市场化交易比例与电价情况 A 上半年，公司整体平均上网电价与去年同期是持平的，公司参与市场化交易的电量83.91亿千瓦时，占上网电量的35.2%。

参与市场化交易的电量是按市场交易电价来结算，在某些省份现货试点受电力现货市场初期运行的机制有待进一步完善和供需矛盾的影响，现阶段在长周期结算试运行阶段，普遍的现象是光伏在大发的时段现货价格受一定的影响，公司通过全方位积极应对电力市场改革风光的整体的平均掉，交易定价优于去年同期，度电让利同比在下降。

Q全年新能源投产计划，陆风、海风以及光伏的各自规模 A2022年上半年公司新增装机的容量是210.46万千瓦，其中陆上风电新增80.06万千瓦，太阳能发电新增130.40万千瓦。

根据公司的规划，十四五期间，预计每年新增装机不低于500万千瓦。

我们500万千瓦当中包括了发展积极发展海上风电，陆上风电和光伏等新型的电力。

Q上半年新能源补贴回款的规模，核减的风险多大，是否考虑ABS、ABN、确权贷款进行再融资 A今年3月，国家三部委发布了可再生能源核查补贴通知，各地的新能源项目的资格申报审核工作基本暂停，补贴发放基本上也处于停滞的状态，今年上半年补贴回款的金额同比是下降的。

但是在7月份的时候，随着补贴核查工作的深入，国家电网也发布了2022年度第一次的可再生能源拨付的公告，公司各个省份纳入补贴的项目也陆续收到补贴电费。

最新的统计数据到8月底已经收回来了16亿。

目前据公司了解，基本上地方核查的工作已经结束了，各地核查组已经将核查问题上报至国家了。

然后应该说这次补贴电费核查是属于行业内所有的开发企业共同面对的一个共性问题，目前行业都在等待国家给予最终的一个核查的结论。

Q公司独立储能的商业模式与发展规划 A目前独立储能的商业模式主要包括三种，1）参与辅助服务市场、2）电力现货交易3）共享容量的租赁，但实际上很多时候独立储能运作的模式当中这三种是交织的。

在新型电力系统发展背景下，公司结合新能源主业的发展需求，持续优化布局储能业务，在多个省市都布局独立储能业务，围绕规模化新能源开发，因地制宜有序的在开展这些布局的储能切实提升电能的电站的电能质量，维护电网的稳定性，保障新能源送得出供得上。

Q公司获取的西北风光大基地项目的外送通道建设情况如何，如果外送通道建设不及预期，是否会影响公司这部分的一个项目的投产的进度 A目前国家已经对外公布的西北风光大基地项目，公司正在建设的是青海100万千瓦光伏加光热项目，青豫直流已经投运外送；府谷15万千瓦光伏项目，神府到河北特高压通道已经投运，银川20万千瓦风电项目，峡谷直流特高压通道已经投运。

大基地项目要统筹风电光伏基地、煤电配套电源，外送通道项目等一起协同推进。

因此也要求电网公司要提前谋划，超前开展外送通道项目前期工作，争取尽早的开工。

若外送通道建设进度仍然不及预期。

公司一方面肯定是要积极协调相关的主管部门，要争取外送通道，加快建设同步建成，能够实现通道与新能源项目的同步投产。

第二个方面也有一些临时的措施，就是与主管的部门和当地政府电网公司协商临时并网，就近并网，本地省内消纳这样的过渡方案，争取新能源项目投产之后能够按时的发电。

Q公司少数股东权益增长主要是什么原因 A少数股东权益较年初是增加了21亿元，其中少数股东投入的资金大概有15亿，少数股东的收益大概有6亿。

主要是为了应对激烈的市场竞争环境，同时也为了加大公司的资源获取的力度和能力，扩大公司的装机规模，这个实现高质量的发展。

应该说近年来公司加大了合作开发的力度，与合作方包括地方国资企业共同设立合资公司，来开发新能源项目，应该说这种模式也是有利的推动了公司的快速发展，提升了公司的经营业绩和整体的一个市值。

Q考虑到光伏组件的价格，公司今年核准备案的光伏项目是不是可以延迟并网 A公司每年获取的资源和指标备案情况，根据地方政府它会有不同的要求，在获取的时候会要求公司就作出承诺。

因此公司今年获取的新能源指标，并不是说所有的都要求全容量年内并网，有的是要求比如说23年底，有的甚至是24年，情况不一样。

一般而言，公司在争取建设指标过程当中会综合考虑政府要求指标获取进度，前期工作情况，建设准备条件等因素来科学判断，合理预测项目开工和投产的时间，根据实际的情况做好投产计划，在确保履约可行的基础上，与政府签订相关的开发投资协议。

一方面，如果因为实施过程中受行业政策波动、疫情影响，这些不可抗力的影响，这个来影响项目建设的话，公司将积极与政府沟通对接，另行协商建设并网事宜。

另一方面，面对组件价格上涨和价格波动。

公司采用优化设计方案，集采招标等方式，尽可能的来降低组件价格上涨带来的不利影响，降低造价，降低成本，合理的优化工序安排，合理有序的加快工程建设，推动项目尽早并网。

Q公司计划开发的风电项目资源情况如何 A公司在开发新能源，无论是陆上风电、海上风电，光伏项目的过程当中，都秉持了没有颠覆性的风险原则，满足国资委对央企的收益率的要求。

因此过去的优质的资源故事是按照一定的时序优先开发。

如果说有些资源条件相对较差一些。

但是前面的两个条件公司是不能突破的，因此公司就通过控制造价，降低成本，提高运维水平，这样的方式来解决收益率要求。

Q考虑到光伏组件的价格，新项目中风电与光伏的比例，以及新项目的IRR水平 A公司是一个综合的新能源开发公司，从已经建成投产的装机规模来看，风电和光伏的占比几乎是5050，在建的装机也基本上是这个比例，因此未来基本就是风光并举。

Q海风平价的进程，以及回报率的变化，对于未来的竞争形势的看法 A公司按照国家部署的海上风电平价进程是坚定不移的在推进。

首先是公司对产业链会有协同，做到项目技术是可行的、风险是可控的。

目前具体的项目，现在在山东参与30万千瓦的海上风电项目、福建平潭的10万千瓦的海上风电项目都在施工，而且应该在年底都会有有阶段性的成果。

然后广东钦州的300万千瓦的海上风电也是平价项目，公司正在做积极的前期准备工作，招标工作已经结束，正在办理合法合规的手续，那么只要具备体哦阿健马上也会进行开工。

Q大基地项目的收益率情况如何，比起单个项目的收益率会有提高吗 A公司一直在推进大基地项目的前期的准备工作，公司在投资决策的时候，都是按照满足投资收益率标准要求。

但现在大基地推进的过程当中，国家相应的保障政策、保障措施比原来更具体，比如说外送通道同步建设，包括相应的火电作为调节性的电源同步的去推进，对公司实现收益率的确定性会更高一点，而且千万千瓦级的项目都是国家的重点项目，从国家包括省市，包括企业自身，必定会更加重视，一定会投入更加多的资源来保障。

所以千万千瓦级的大项目，对公司来说收益率这种确定性会更高。