光伏12.4GW！三峽能源2023新增核準、 備案項目14.2GW

9月8日，三峽能源發(fā)布2023年半年度業(yè)績說明會召開情況的公告。

以下為公告內(nèi)容：

1、公司2023年上半年裝機情況，下半年投產(chǎn)節(jié)奏是否會較上半年提速？“十四五”末裝機展望？

答：公司2023年上半年新增并網(wǎng)裝機規(guī)模178.98萬千 瓦。新能源項目建設(shè)窗口期較為集中，多為年初開工、年底集中并網(wǎng)，投產(chǎn)規(guī)模整體呈現(xiàn)前低后高、第四季度集中增長的特點。今年大部分項目將在第四季度完成并網(wǎng)，預(yù)計全年新增并網(wǎng)裝機規(guī)模不低于500萬千瓦。同時，公司在建項目超1300萬千瓦，將集中在今明兩年陸續(xù)投產(chǎn)，可為“十四五”裝機增長提供有力支撐。

2、公司資源儲備情況如何？新增資源儲備規(guī)模是多少？ 核準情況如何？

答：公司目前資源儲備超1.5 億千瓦，截至2023年8月底，今年共新增取得已明確坐標點資源2480.13萬千瓦，其中陸上風電635.82萬千瓦、太陽能發(fā)電1543.21萬千瓦，一體化300萬千瓦，海上風電1.1萬千瓦。2023年新增核準、 備案項目總計1415.94萬千瓦，其中海上風電41.1萬千瓦、 陸上風電63.45、光伏發(fā)電1238.21萬千瓦、獨立儲能69.2萬千瓦。

3、公司未來投產(chǎn)裝機能否保持平穩(wěn)增長態(tài)勢？

答：公司積極推進項目建設(shè)力度，全年開工建設(shè)項目裝機規(guī)模突破千萬千瓦，且現(xiàn)有資源儲備充足，今年新增核準、 備案項目規(guī)模已超1400萬千瓦，未來還將持續(xù)加大資源獲取力度，有序推動項目具備開工建設(shè)條件，形成滾動開發(fā)格 局，為實現(xiàn)項目投產(chǎn)持續(xù)平穩(wěn)增長提供支撐保障。

4、請公司詳細分析上半年增收不增利的原因？公司三季度及全年業(yè)績預(yù)期？

答：公司2023年上半年營業(yè)收入同比增長13%，利潤總額同比下降 9%，收入利潤不匹配原因：一是受《企業(yè)會計準則解釋第 15 號》解釋的影響，2022年新增裝機較少，試運行收入同比減少較多；二是2022年投產(chǎn)裝機今年陸續(xù)轉(zhuǎn)固， 折舊及運營成本均有所增加；三是去年12月開始發(fā)電企業(yè)計提安全生產(chǎn)費，營業(yè)成本同比凈增加；四是參股企業(yè)盈利水平波動，投資收益同比下降39%。 公司三季度和全年的經(jīng)營業(yè)績主要仍受自然資源及新增投產(chǎn)裝機等因素影響，公司將全力加快新項目投產(chǎn)，全力做好已投產(chǎn)項目運維，千方百計多發(fā)電，控制成本費用，不 斷提升經(jīng)營水平，保持公司業(yè)績穩(wěn)定。

5、上半年公司營業(yè)成本漲幅較大，其中折舊、運維費用、 安全生產(chǎn)費用等因素的影響能否詳細拆分？下半年的營業(yè)成本變化趨勢是否與上半年一致？

答：公司2023年上半年營業(yè)成本同比增長34.67%，其中，安全費用同比增長1846%，人工成本同比增長26%，固定資產(chǎn)折舊同比增長25%。 公司所處風電光伏行業(yè)是重資產(chǎn)行業(yè)，營業(yè)成本中各項成本占比相對較為穩(wěn)定，其中，固定資產(chǎn)折舊占比最高、金額最大；預(yù)計下半年公司營業(yè)成本結(jié)構(gòu)保持穩(wěn)定，增速有所放緩。

6、管理費用和人工成本同比增幅較大的原因？去年、今年員工數(shù)量變動情況？以及對管理費用和人工成本的影響幅度？

答：公司2023年上半年管理費用7.31億元，同比增長63%，具體參見《2023 年半年度報告》“第十節(jié)財務(wù)報告”。 綜合考慮公司“十四五”末風電光伏業(yè)務(wù)規(guī)劃及新型電力系統(tǒng)建設(shè)所需光熱、新型儲能等新業(yè)務(wù)、新模式大量涌現(xiàn)等實際情況，為解決公司業(yè)務(wù)規(guī)?？焖僭鲩L急需的人力資源缺口、 彌補以往年度專業(yè)人才儲備短板，公司2022年新增員工1201人，2023 年上半年新增員工21人，且部分風電光伏項目2023年陸續(xù)進入運營期轉(zhuǎn)固后，計入項目運營成本的職工薪酬也相應(yīng)陸續(xù)增加。

7、公司財務(wù)費用同比增加的原因？上半年綜合融資成本是多少？從各種融資渠道分別能達到什么水平利率的貸款？

答：公司2023年上半年財務(wù)費用19.79億元，同比增長5.48%，具體參見《2023年半年度報告》“第十節(jié) 財務(wù)報告”， 主要原因為帶息負債余額增長，以及新項目轉(zhuǎn)固后費用化利息相應(yīng)增加。 2023年上半年，在國家政策利好趨勢下，公司資金成本控制顯著成效，綜合融資成本較LPR下浮10%以上。在保證資金安全的前提下，公司堅持低成本融資策略，努力降低公司資金成本。目前公司融資品種主要包括銀行貸款、融資租賃、發(fā)行債券等。各種融資渠道資金成本各有差異，與國家政策、資本市場情況和項目自身實際情況等多種因素密不可分，但總體上得益于公司AAA主體評級，公司從各種渠道獲得的資金低于市場平均水平。

8、公司投資收益的具體構(gòu)成，二季度投資收益降幅顯著的原因，下半年和明年的趨勢？

答：公司2023年上半年實現(xiàn)投資收益4.20億元，主要為權(quán)益法核算的長期股權(quán)投資收益，具體參見《2023年半年度報告》“第十節(jié)財務(wù)報告”；上半年投資收益同比下降39%， 主要受被投資單位盈利水平波動影響，主要包括金風科技、 億利潔能、福建三川及福能海峽等。 下半年及明年趨勢主要還是取決于宏觀經(jīng)濟和被投資企業(yè)的經(jīng)營情況，公司會持續(xù)加強對外股權(quán)日常管理工作， 密切關(guān)注被投資企業(yè)經(jīng)營情況和財務(wù)狀況，通過董事、股權(quán)代表行使權(quán)利，維護公司權(quán)益。

9、《企業(yè)會計準則解釋第15號》對公司后續(xù)業(yè)績是否還有影響？如何影響？

答：2021年12月30日，財政部發(fā)布《企業(yè)會計準則解釋15號》，按照15號解釋，公司新能源基建項目試運行收入計入當期營業(yè)收入，不再沖減項目造價；與試運行銷售相關(guān)的成本計入當期損益，但試運行期間不計提發(fā)電資產(chǎn)折舊， 在“營業(yè)成本”項目列示的發(fā)電成本比例相對較小，新項目試運行期間毛利會明顯高出后面進入正常運營期的毛利。隨著項目投產(chǎn)驗收、資產(chǎn)達到預(yù)定可使用狀態(tài)后轉(zhuǎn)固，試運行帶來的增利降低，毛利率逐漸恢復(fù)正常水平。15號解釋導致公司出現(xiàn)收入與成本增長不匹配問題，但隨著公司裝機規(guī)模不斷增長，營收基數(shù)不斷擴大，15號解釋對公司業(yè)績影響將會呈現(xiàn)逐步弱化趨勢。

10、當前國家含補貼項目核查情況進展？期末還有多少存量補貼？上半年收回可再生能源補貼情況？全年回款以及補貼核查最終結(jié)果有沒有大致的預(yù)期？

答：公司一直積極配合國家核查工作，據(jù)實依規(guī)提供證明材料，目前等待主管部門進一步指示，暫未取得新的進展。 根據(jù)半年報數(shù)據(jù)，公司應(yīng)收賬款中補貼余額317.27億元。上 半年受國補核查影響，全國范圍內(nèi)補貼電費結(jié)算進展緩慢。 截至目前，中央財政部已于6月28日發(fā)布《下達2023年可再生能源電價附加補助地方資金預(yù)算的通知》，下達預(yù)算金額合計約26.9億元，主要集中在內(nèi)蒙古區(qū)域，公司內(nèi)蒙古區(qū)域項目也于本次收到部分補貼電費。2023年8月21 日，公司各區(qū)域部分合規(guī)項目陸續(xù)收到開展2023年第一次集中結(jié)算補貼電費的通知。截至8月底，公司2023 年收回補貼電費10.7億。 全年補貼回款主要受國補核查影響，現(xiàn)階段公司也未獲取到公開信息以外的其他相關(guān)信息，對于補貼核查最終結(jié)果無法主觀判斷，但鑒于國家在全國范圍內(nèi)進行補貼核查，是為了夯實存量，解決歷史欠補問題，公司相信在核查結(jié)果落地后，歷史存量補貼將得到妥善解決。

11、預(yù)計今年并網(wǎng)海上風電規(guī)模能達到多少？青洲五、 六、七項目進展如何？

答：預(yù)計今年福建平潭11萬千瓦海上風電項目、山東牟平30萬千瓦海上風電項目將實現(xiàn)全容量并網(wǎng)發(fā)電，力爭福建漳浦二期 40 萬千瓦海上風電項目實現(xiàn)首批機組并網(wǎng)發(fā)電。 青洲五、六、七項目正積極推進用海審批等合規(guī)手續(xù)辦理， 力爭盡快具備開工建設(shè)條件。

12、最新的風電機組招標價格/光伏組件采購價格是多少？對應(yīng)項目的回報率如何？

答：根據(jù)公司8月最新組件開標價，P 型182雙面組件1.17～1.24元/W，P型210雙面組件1.24～1.25 元/W，N型 topcon182 及以上雙面組件1.26～1.28 元/W，對應(yīng)單面組件 價格在上述價格上減少0.02元/W，上述價格均含運費；陸上風機（含塔筒）最新價格為1899～1980 元/kW，海上風機（含 塔筒）價格為3360～3827 元/kW。組件與風機價格與項目收益密切相關(guān)，鑒于組件與風機價格較年初有所下降，項目投資收益率有一定程度改善。

13、在手大基地項目開發(fā)進度如何？是否面臨送出線路建設(shè)進度低于預(yù)期和就近消納面臨限電率反彈壓力的情況？

答：公司獲批的9個國家第一批大型新能源基地項目共計685萬千瓦，目前所有項目均已開工，大部分項目具備年底并網(wǎng)條件，配套送出線路建設(shè)進度匹配新能源本體建設(shè)進度，消納利用水平整體良好。獲批的千萬千瓦級沙戈荒大基地項目先導工程進展順利，蒙西至京津冀直流輸電通道已納 入“十四五”全國電力規(guī)劃，外送省份河北用電需求旺盛， 公司將有力統(tǒng)籌電源項目開發(fā)建設(shè)進展，實現(xiàn)與外送通道同步建設(shè)、同步投運。

14、上半年資源情況如何？預(yù)測三、四季度資源情況如何？

答：上半年，公司風資源較去年略有上升，光資源同比去年略有下降；中小水電資源較去年同期下降較為明顯，主要因為公司中小水電主要集中在云南區(qū)域，今年上半年云南區(qū)域干旱嚴重導致來水不足，公司中小水電裝機規(guī)模較小， 對總體發(fā)電量影響不大。從上半年的資源情況來看，預(yù)測今年三、四季度，風光資源整體情況基本與去年持平。

15、公司上半年風電、光伏平均上網(wǎng)電價和變動幅度，市場化交易電量占比和變動幅度；市場化交易部分電價水平？ 未來電價走勢展望？

答：受平價項目裝機的增長和補貼項目電量波動變化影響，2023年上半年公司風電平均電價496.3元/兆瓦時(不含稅)，光伏平均電價505.8 元/兆瓦時(不含稅)，同比均小幅下降。在新能源平價上網(wǎng)的大趨勢下，補貼項目的占比將逐漸縮小，補貼電價對平均電價的影響將逐漸減弱。 電力市場化進程仍在加速推進，公司2023年上半年市場化交易比例較2022年全年有小幅增加，交易電價水平同比有所提升，主要原因為綠電交易及自主跨省交易的交易水平提高。 公司平均電價為各地區(qū)項目電價加權(quán)計算的結(jié)果，受不同地區(qū)裝機和電量結(jié)構(gòu)變化、電力市場政策變化、電力交易成效以及分攤費用變化等多個因素影響。未來，公司將不斷強化市場意識，持續(xù)加強市場規(guī)則研究，加快電力市場營銷數(shù)智化建設(shè)，提升軟硬件配備，全面提升市場競爭力；做好交易人才儲備和培養(yǎng)，提升電力市場交易能力；緊抓市場機遇，不斷開拓綠色創(chuàng)收途徑；優(yōu)化營銷管控模式，統(tǒng)籌考慮中長期與現(xiàn)貨市場、省內(nèi)與省間市場，提升交易質(zhì)量；因地制宜制訂差異化交易策略，提升精益化管理和風險防控水平， 不斷提升電力市場化交易質(zhì)量。

16、公司上半年市場化交易現(xiàn)貨交易、中長期交易、綠電交易等類型的比例、折溢價情況？

答：2023年上半年，市場化交易電量仍以常規(guī)中長期交 易電量為主，占比約80%。綠電市場規(guī)模持續(xù)擴大，綠電交 易電量占比較2022年有所提高，電量占比約10%；環(huán)境溢價上，各省綠電市場溢價水平不同，且多省出臺了個性化綠電交易及偏差結(jié)算規(guī)則，從總體來看，公司綠電的度電溢價水平與2022年基本持平，約為0.07元/千瓦時。 現(xiàn)貨交易方面，上半年持續(xù)開展電力現(xiàn)貨結(jié)算試運行的省份仍為山西、甘肅、山東、蒙西，廣東峽沙風電試點參與廣東現(xiàn)貨市場。交易政策較去年無重大調(diào)整，整體上半年現(xiàn)貨結(jié)算電量占比與2022年全年相比有小幅增加，占比約6%； 現(xiàn)貨交易省區(qū)交易均價較去年同期有小幅提升，波動原因主要為新能源出力的季節(jié)性和年際變化、交易規(guī)則變化。

17、儲能在新能源行業(yè)的發(fā)展前景？公司目前新能源項目配備儲能的情況？目前各類儲能技術(shù)的建設(shè)成本？

答：隨著各地區(qū)新能源電源占比不斷提高，對于電網(wǎng)提 出的挑戰(zhàn)越來越大。為進一步提升調(diào)峰調(diào)頻能力、平滑電力輸出，自2020年起，已有多地明確要求新能源項目并網(wǎng)應(yīng)配置一定比例的儲能設(shè)施，儲能配置的要求在10%-20%之間， 儲能小時數(shù)要求為1-2 小時。 目前新能源項目配置儲能主要以新型儲能為主，公司積極響應(yīng)國家及地區(qū)配置儲能要求，在甘肅、河南、江蘇、遼 寧、新疆等省份已配置或?qū)⑴渲秒娫磦?cè)電化學儲能，推動光熱、氫能等從政策研究、技術(shù)論證邁入成功實施，探索抽水蓄能、壓縮空氣儲能、鈉離子、釩液流等不同時間尺度、創(chuàng)新儲能技術(shù)的互補應(yīng)用。此外，公司率先探索電網(wǎng)側(cè)獨立儲能項目，山東慶云一期項目成為全國首批參與電力現(xiàn)貨市場的獨立儲能電站，在河南、廣東等地開展電能量市場和調(diào)頻輔助市場雙重探索。 結(jié)合當前技術(shù)發(fā)展水平及趨勢，常見的鋰電池儲能建設(shè)成本約1500-2000元/kWh，抽水蓄能的建設(shè)成本約4500-7000 元/kW，壓縮空氣儲能建設(shè)成本約4000-6000元/kW，光熱電站建設(shè)成本約15000-25000元/kW。

18、公司對于抽水蓄能的規(guī)劃？請問目前公司抽水蓄能項目獲取情況如何？是否有項目已經(jīng)開工或達到開工條件？ 最早在什么時候能看到項目投產(chǎn)？抽蓄項目對公司獲取風光資源，尤其是大基地項目有沒有幫助？

答：隨著新能源電源占比不斷提高，新能源消納問題日益突出，促進新能源發(fā)展關(guān)鍵在于消納，保障新能源消納關(guān) 鍵在于電網(wǎng)接入、調(diào)峰和儲能。目前儲能主要有抽水蓄能和新型儲能兩種。抽水蓄能是當前最為成熟、裝機最多的主流 儲能技術(shù)，在各種儲能技術(shù)中成本最低。當前，抽水蓄能電站主要功能是承擔電力系統(tǒng)調(diào)峰、填谷、儲能、調(diào)頻、調(diào)相和備用等任務(wù)，維護電力系統(tǒng)安全穩(wěn)定運行、服務(wù)大規(guī)模遠距離輸電和促進新能源消納。 公司緊密圍繞新能源主業(yè)規(guī)模化、高質(zhì)量發(fā)展目標，聚焦新能源大基地，考慮與新能源主業(yè)協(xié)同效應(yīng)，按照“風光水儲”一體化模式，優(yōu)先在青海、甘肅、新疆等新能源富集 的西北等地區(qū)以及電網(wǎng)用電量較大、調(diào)峰壓力較大的中東部地區(qū)開發(fā)抽水蓄能項目，多個項目進入國家抽水蓄能中長期發(fā)展項目庫，正積極開展項目籌建工作，項目建設(shè)期通常在6-8年。根據(jù)項目推進情況和技術(shù)經(jīng)濟性，積極推進工程建設(shè)條件較好，且臨近新能源富集區(qū)或負荷中心的抽水蓄能項目開發(fā)，青海格爾木南山口、甘肅黃羊抽水蓄能電站已完成核準并開工，初步形成“核準一批、啟動一批、儲備一批” 的新格局，正加快形成以抽蓄支撐新能源，特別是大基地資 源獲取的開發(fā)模式。

19、公司在新能源領(lǐng)域有哪些科技創(chuàng)新的布局和規(guī)劃？

答：公司全面貫徹實施科技創(chuàng)新發(fā)展戰(zhàn)略，在壓縮空氣儲能、全釩液流電化學儲能、鈉離子電化學儲能及電化學儲能熱失控防護等新型儲能領(lǐng)域開展了科技創(chuàng)新布局；在大兆瓦機組、大兆瓦漂浮式風電、遠距離柔性直流輸電等面向深 遠海風能開發(fā)技術(shù)進行了科技創(chuàng)新布局。公司以發(fā)展需求為導向，以重大工程為載體，發(fā)揮重大工程輻射帶動作用，切實發(fā)揮科技創(chuàng)新賦能公司長遠發(fā)展，并促進產(chǎn)業(yè)鏈技術(shù)升級。

20、請簡要介紹公司16MW海上風電技術(shù)優(yōu)勢，以及何時能夠規(guī)?；瘧?yīng)用？

答：該機組為全球單機容量最大、我國完全自主知識產(chǎn)權(quán)的16MW海上風機，攻克了高精度主軸承國產(chǎn)化、超長柔葉片輕量化、超緊湊高功率密度傳動鏈等一系列關(guān)鍵技術(shù)難題， 標志著我國海上風電大容量機組在高端裝備研發(fā)、制造能力上實現(xiàn)重要突破，達到國際領(lǐng)先水平。16MW機組的抗臺風性能好，其運行狀態(tài)監(jiān)測的數(shù)字化水平高，能夠針對臺風等惡劣天氣智能調(diào)整運行模式，確保風機安全和高效發(fā)電，已成 功應(yīng)對了“卡努”“杜蘇芮”“?？钡瘸瑥娕_風的考驗。 其中，9月1日，受今年第11號臺風“海葵”的影響，風電場的最大風速達23.56米/秒，平潭項目安裝的首臺16機組實現(xiàn)24小時滿功率運行，單日發(fā)電量達38.41萬千瓦時， 相當于近17萬人一天的生活用電量，創(chuàng)全球風電單機單日發(fā)電量新紀錄。 16MW超大容量海上風電機組的應(yīng)用可以大大節(jié)約海域使用面積，促進海上風電項目降本增效。首臺16MW海上風電機組已在平潭項目完成示范應(yīng)用，后續(xù)將在漳浦二期項目完成7臺16MW機組的批量應(yīng)用，其中第一臺計劃于2023年底前完成安裝，剩余6臺計劃于2024年完成安裝。

21、公司如何預(yù)判明后兩年的新能源消納形勢？

答：綜合來看，公司認為未來新能源消納形勢前景良好。 一是“雙碳目標”作為我國基本戰(zhàn)略目標，一直在加緊實施和踐行；二是通道建設(shè)加速推進，之前全國各地區(qū)經(jīng)濟發(fā)展不平衡，新能源資源匹配、分布和消納存在消納困難、運輸困難的突出特點，近些年大通道直流線路的電網(wǎng)建設(shè)提速， 電能輸送相比之前更順暢、便利，外送電量持續(xù)增長，外送距離、區(qū)域更加多元化；三是技術(shù)手段在不斷升級，共享儲能、抽水蓄能等儲能技術(shù)成為解決消納問題的有效途徑之一； 四是市場機制逐步完善，通過省間交易等市場方式促進資源在更大范圍內(nèi)的有效配置；五是用戶選擇意愿日漸強烈。