三峡能源21&22Q1业绩会纪要 0427

问答环节

Q：公司十四五新能源装机的发展规划？光伏和风电的比例？

A：十四五期间，公司每年新增装机规模预计不低于500万千瓦，并保持稳定的增长趋势。公司将紧跟国家和地方相关政策要求，规划布局，开展资源获取及项目开发，力争均衡发展海上风电、陆上风电和光伏发电。十四五期间，公司将持续深化海上风电布局，继续加大资源储备力度，稳步推进项目核准、建设和投产，在规模、技术、标准等方面实现突破，进一步巩固海上风电引领者地位，持续拓展路上清洁能源大基地开发，围绕源网荷储一体化和多能互补项目，创新“风光+”开发模式，全力推进大基地项目落地，在内蒙古、青海、陕西、宁夏、河北、山西、甘肃的重点区域谋划了一批规模化的路上风光基地项目。有序开展抽水蓄能的开发，积极探索新型储能项目，提升公司调峰装机水平和能力，助力建设新型电力系统，持续优化新能源业务结构，与新能源行业紧密相关的、具有发展潜力的产业链上下游企业协同发展，扩大相关产业的股权投资，努力打造产业结构合理、资产质量优良、经营效益显著、管理水平先进的世界一流新能源公司。

Q：公司2021年海上风电的并网情况？截至目前海上风电的开工建设情况？

A：三峡能源海上风电先发优势明显，已形成投产一批、建设一批、核准一批、储备一批的滚动开发格局。

2021年公司海上风电新增并网装机323.7万千瓦。截至2021年末，海上风电累计装机容量457.5万千瓦，占全国市场份额的17.34%。2021年公司实现了三个首个项目的并网发电：首个百万千瓦级的海上风电项目广东阳江沙扒项目的并网、我国首个柔性直流海上风电项目江苏如东海上风电项目如期并网、我国离岸最远海上风电项目江苏大丰H8-2号海上风电项目如期并网。这些项目的并网奠定了公司海上风电高质量发展的良好基础。

截至2022年3月，公司已开工建设330万千瓦海上风电项目，其中包括广东阳江青洲五期、六期、七期三个分别100万的项目、山东昌邑30万千瓦的风电项目。另外，还有多个项目正在积极全面地开展建设前的准备工作，力争年内尽快开工建设。

Q：公司对海上风电平价开发的看法？

A：在“双碳”目标下，可再生能源发展是一个重要的支撑，在此过程中，海上风电的发展是必不可少的重要组成部分。所以，海上风电的平价上网必然会成为发展过程中的一个必然趋势。从短期看，公司现在不同区域都有可供平价开发的海上风电项目，但是全面实现平价开发仍然需要时间。目前山东、广东等省份的省补在一定程度上有助于去补贴时代海上风电开发的平稳发展。整体来说，公司对海上风电平价开发抱有积极态度，并且在积极努力地推进。主要的促进因素包括以下几点：1）海上风电设备和施工等资源供应及价格竞争充分；2）技术不断进步，使得海上风电机组呈现大型化趋势，单机容量增加，风机塔筒和基础的单位千瓦造价将会逐步降低；3）海上大型吊装船、打桩船等施工设备的投资建造，使得公司的施工能力进一步提升，导致效率提高、窗口期延长，有助于单位千瓦的施工成本下降；4）勘察设计智慧运维将会助力发电成本的进一步降低；5）规模化开发有助于造价和运维费用的节约。回答完毕协调。

Q: 随着公司未来装机规模不断增长，公司在资本开支和融资规划方面有什么考虑？

A：在双碳目标下，公司将全力以赴抓住发展机遇，加大投资力度，聚焦风电光伏主业,延伸产业链投资。根据公司十四五规划，每年装机将不低于500万千瓦，预计未来每年的资本开支将不低于400亿元。为保障业务快速发展及日常经营的需要，公司的融资规划将匹配资本性开支、经营性开支和还本付息等资金需求，在融资方面有以下途径：1）公司与各大国有银行、股份制银行均保持多年的良好合作关系，银行的融资设限额度已超千亿，能够充分保障公司发展所需。2）公司2021年首发上市登陆资本市场，后续也将加大资本市场融资力度。公司将通过股债结合的融资方式筹集充足的资金保障业务发展，融资渠道包括但不限于银行贷款、发行债券、融资租赁、补贴电费、资产证券化、定向增发、配股和可转换公司债券等等。3）公司也在积极探索公募REITs、类REITs等新型融资方式。在筹集资金的同时降低资金成本，提高经营效益，将资产负债率控制在合理的范围之内，回报股东。

Q: 2021年公司参与电力市场化交易的比例。

A: 三峡能源始终坚持以电力体制改革发展的方向为行动指南，积极布局并且积极参与电力市场交易和碳交易。2021年，公司共参加了19个省区的中长期交易363次，结算的总交易电量达到了94.2亿千瓦时，公司参与电力市场化交易电量占公司总上网电量的29.2%。

Q: 对未来公司电力市场化交易看法。

A: 未来的电力市场化的交易将呈现以下两个特点：一是全国统一和各省电力交易市场建设会进一步加快，各个省市市场化的交易规模将普遍扩大、交易的品种逐渐丰富、交易规则更加完善，全国统一电力市场也将进一步加快建设，电力市场将进一步发挥对能源低碳转型的支撑作用、电力交易的市场化进程将促进新能源更大范围的消纳。二是电力交易市场化定价机制将会不断确立，随着电改向纵深的推进，能涨能跌、随行就市的市场化定价机制正在逐步建立。一方面，新能源电力的绿色价值将以绿电交易、碳交易等多种形式，在更大范围、以更多的方式来得到合理的体现；另一方面，电力辅助服务市场等电改的成本，也将通过绿电交易等更完善、更科学的电价机制来得到疏导。

Q: 22年Q1公司发电量同比大幅增长的原因。

A: 公司22年Q1总发电量是116.3亿千瓦时，同比增长了46.6%。陆上风电、海上风电和光伏的发电量同比分别增长了16.4%、206.7%和44.2%。发电量同比增长的主要原因是风光装机规模增长有效带动了电量的高速增长，其中海上风电装机对电量增长贡献格外突出。此外，保障设备安全稳定运行也在一定程度上稳定了公司电量增长。公司压实责任保生产，多措并举保发保供，精细运维，强化设备管理，加强设备检修、维护和消缺力度，加快故障问题的处理。

Q: 未来公司分红的规划和安排。

A: 首先，公司在IPO时的上市后三年股东分红回报规划中做了郑重承诺，即在实现盈利和现金能够满足公司持续经营长期发展前提下，公司承诺最近三年以现金方式累计分配的利润不少于最近三年实现的年均可分配利润的30.0%；其次，在4月26号召开的第一届董事会第46次会议审议通过了关于2021年度的利润分配预案，其中提到2021年度分配红利的比例达到33.1%。在公司快速发展、每年投资量巨大、资金量需求非常大的情况下，分红30.0%表达了我们对股东的尊重，所以也请股东们在股东大会上给予我们更大的支持。关于未来的规划，刚才王董事长致辞中也提到我们公司是负责任有担当的公司，下一步我们要坚守分红承诺，不断提升公司价值，创造更多的效益来回报股东。

Q: 公司第一批大型风电和光伏基地的开工和建设情况怎么样？

A: 2021年公司围绕多能互补、光伏治沙和碳中和示范等的创新模式，在国家首批约9700万千瓦大型风光基地中，在内蒙古、青海、甘肃、安徽、陕西、山西等地，公司成功获取了685万千瓦的项目，属于国内的第一方阵和第一梯队，目前已经全面启动开发及建设的工作，而且正在持续加大协调力度，加快手续办理和工程建设的进度。

Q: 公司的融资方式和融资成本的情况。

A: 在股权融资上公司引进战略投资者和进行IPO，2018年公司引入战略投资者，募集资金117.0亿；2021年首次公开发行上市，募集资金225.0亿元；公司也采用多种债务融资方式筹资，比如银行贷款、发行债券、融资租赁、补贴电费、资产证券化等。公司目前带息债务的综合融资利率水平大概低于4.0%。近两年公司充分利用行业支持政策、抓住市场窗口期，通过降低存量贷款利率控制新增的债务价格，公司的整体融资水平持续降低。公司新建项目贷款融资利率处于较低水平，大概是3.6%。

Q: 公司对于新能源行业的发展的一个前景的展望是怎么样的？

A: 我们认为今年行业的发展前景是十分广阔的，该判断基于以下几个方面的认识。1）政策方面的支持力度在持续加大有利于行业的发展。现在国家提出构建以新能源为主体的新型电力系统，也提出来了以“碳达峰、碳综合”为目标的1+N政策体系，制定了总的行动方案和各个领域各个行业的实施的方案。同时，最近国家发改委、国家能源局也在牵头制定以沙漠、戈壁、荒漠和采煤沉陷区的重点基地项目的规划和建设，加快推进大型风电和光伏基地项目建设，支持新能源项目能建尽建、能并尽并、能发尽发。现在各个地区也在建设多能互补、就近平衡，以清洁低碳为主体的新型能源体系。2）整个行业经过多年发展迎来了历史性的机遇。在双碳背景下未来风力和光伏将成为非化石能源增长的主要贡献者。水电在国内的大规模开发已经到了收尾阶段，那么非化石能源发展要以新能源，特别是风电光伏为主。根据国家的政策，十三五期间每年的风电光伏装机大概7000万千瓦时左右，那么在十四五期间每年装机肯定会在1亿千瓦，2021年已经超过这个数字了。3）从新能源技术层面来，新能源成本下降的是大趋势。随着大容量风机、高效率组件不断的更新，电站的造价水平会呈现下降的趋势。另外，如果煤电的标杆电价保持不变、弃风弃光不断改善、可利用小时有效的提高，那么陆上风电和光伏会进入平价开发阶段；关于海上风电，我们认为在十四五的中后期，在海风资源较好的区域应该都可以实现海上风电的平价。4）绿电交易机制为新能源带来额外的环境价值的收益，推进行业稳定健康的发展。5）新能源消纳问题不断改善。国家持续推进特高压、柔性输电和智慧电网的建设。在这样一个大背景下，2021年全国的平均风电发电率达到96.9%、光伏发电率达到97.9%。同时，在抽水蓄能、新型储能和风电光伏加光热的多能互补项目在加快建设、积累经验，为新能源的并网消纳也提供了一个非常有利的保障。

Q: 公司2021年末公司应收账款的规模是多少？

A：截至2021年末，公司应收账款期末余额为195.9亿元，其中应收可再生能源补贴电费期末余额是181.7亿元。

Q:公司预计2022年补贴电费的回收情况怎么样？

A:公司预计2022年可再生能源补贴电费回收将取得较大的进展。财政部于2022年3月13号发布了关于2021年中央和地方预算执行情况与2022年中央和地方预算草案的报告，提出促进优化能源结构，完善清洁能源支持政策，大力发展可再生能源，推动解决可再生能源发电补贴资金缺口。

Q: 公司对近期可再生能源补贴自查的看法？

A:2022年3月24日，国家发改委联合国家财政部和国家能源局发布关于填报可再生能源发电补贴自查工作相关信息的通知，决定对全国范围内涉及补贴的可再生能源发电项目开展自查工作。文件要求电网公司与各发电企业对截止到2021年12月31日已并网有补贴需求的全口径可再生能源发电项目进行自查，于4月15日前在可再生能源新型平台自查系统上报项目信息。公司对此高度重视，全力组织所有可再生能源补贴项目开展自查并按期上报，下一步将持续关注可再生能源发电项目核查重点，极力配合完成后续的可再生能源补贴核查工作，保障项目收益。

Q: 公司近年装机规模持续大幅增长的主要原因？

A：1）新能源行业迎来了政策的风口期，装机速度加快。近十年来，国务院、国家发改委、能源局等陆续出台了相应的支持政策，支持的力度不断加大。十三五规划明确了加快突破新能源领域核心技术的发展方针，十四五规划和2035年远景目标的纲要里面明确要加快壮大新能源产业成为新的发展方向。自2020年9月习近平总书记向世界作出“双碳”的郑重承诺以来，他在国际国内多个场合发表了系列重要讲话，作出了系列重要指示。国家发改委、能源局等部委出台系列政策制度，提出了多种的路径措施，将新能源开发利用提升到了前所未有的新高度，有力推动了我国新能源 (4.40, 0.30, 7.32%)产业加快发展。特别是2021年10月12日，总书记习近平在生物多样性公约第15次缔约方大会领导峰会上进一步地指出，为推动实现双碳目标，中国将大力发展可再生能源，在沙漠、戈壁、荒漠化地区加快规划建设大型风光基地项目，为我国风光基地化、规模化发展进一步指明了方向。2）公司内在发展的需求推动装机量增长。经过多年的长期发展，公司建立起了风光协同发展的格局，持续打造资源获取能力较强、海上先发优势明显、资源整合能力较优、成本控制能力较强、投资决策体系完善、风险防控机制健全等多项核心竞争优势，奠定了公司过去、现在乃至未来良好的发展基础。面对双碳目标和构建以新能源为主体的新型电力系统要求，公司把握重大的历史机遇，紧跟国家政策，坚定不移实施风光三峡、海上风电引领者战略，加大资源获取和开发建设的力度，在能源结构调整的大局中争取主动，赢得先机。同时也联合优质的合作伙伴，拓展合作的领域和范围，加大合作的力度，主动对接国家相应的规划单位、产业链上下游的头部企业、各地的电网企业等，开展全方位的合作，巩固资源整合和全面发展优势，带动公司业务布局、开发能力、技术水平等不断的提升。

Q: 公司股权激励的实施情况。

A：公司于2021年10月27日制定了限制性股票长期激励计划和2021年限制性股票激励计划，并于2022年1月获得了国资委的批准，同意实施股权激励方案。2月23号公司召开股东大会，审议通过了长期股权激励计划和2021年股权激励计划。同日召开董事会，向首批激励对象授予了限制性的股票.3月10号公司在中国证券登记结算有限责任公司完成了授予性股票的登记工作。

Q:目前各类储能技术的建设成本是多少？

A:目前，抽水蓄能的建设成本大概在4500到7000元/每千瓦，磷酸铁锂为主的常见锂电池储能成本大概在1500到1800元/每千瓦时。

Q: 公司目前新能源项目配备储能的情况？

A:各地新能源电源占比的不断提高对电网提出了更大的挑战，为了进一步提升调峰调频能力、平滑电力的输出、提高电力的质量，2020年起已有多地明确要求新能源项目并网的前提是要配置一定比例的储能设施，储能配置的要求一般是在10%-20%，直接储能小时数在1到4小时不等。（1）在电化学储能方面，目前公司在甘肃，河南，江苏，辽宁等多个省份已经配置和预配置了电源侧的电化学储能，合计6GWh左右。（2）在抽水蓄能方面，公司多个地区的多个项目纳入到了国家十四五和中长期发展规划的重点实施项目库，甘肃、青海、辽宁、新疆、陕西、山西等地的抽蓄项目已经在开展前期的相应工作。（3）在独立储能上，公司也率先探索电网侧的独立储能，比如公司在山东德州庆云的10万千瓦/20万千瓦时的独立储能项目纳入到了山东省2021年储能示范项目地清单，并且按期全容量并网；同时在多个其他的地区也储备了相应的独立储能、共享储能的资源。（4）在新型储能上，公司在内蒙地区探索相压缩空气储能，飞轮储能的一些实践。

Q: 储能在新能源行业的发展前景如何？

A：储能是一种柔性的电力调节资源，是清洁能源转型发展过程中必然要选择的一种调峰电源，也必将在以新能源为主体的新型电力系统当中承担更加关键的角色。储能主要分为抽水蓄能，电化学储能、压缩空气和飞轮储能等新型储能。抽水蓄能是当前最为成熟的，也是装机规模最大的主流储能技术，在各种储能技术中成本最低。以电化学为主的新型储能，是支撑大规模新能源并网消纳的关键技术。近年其新增装机增速已经超过了抽水蓄能，2021年我国抽水蓄能电站累计装机规模达到3600万千瓦左右，新型储能累计装机已经超过了400千瓦，但是它的增量要快于抽水蓄能，储能建设跨出了新的步伐。

Q: 公司绿电交易的开展情况和电价水平？

A：从去年9月全国的绿电试点工作启动之后，三峡能源在2021年陆续参加了山东、山西、江苏和广东等多个省份的绿色电力交易，全公司年成交绿色电力的交易电量超过了2亿千瓦时，实现了增收接近600万元。最高的绿电成交价格达到了所在省份的燃煤基准价上浮20%的价格水平。

Q：公司对2022年绿电交易的预期？

A: 国家近期发布的关于完善能源绿色低碳转型体制机制和政策措施的意见等一系列的政策都明确指出，国家将进一步加快建设全国的绿色电力交易市场，以促进绿色电力消费。那么，随着绿色电力交易的市场政策的不断完善，以及更多的无补贴项目、平价项目进入市场，绿色电力的交易规模必将持续扩大，新能源的绿色价值也能够得到进一步的体现。

Q: 光伏组件价格上涨对公司光伏项目开发的影响怎么样？

A：光伏组件需求快速增长叠加上游原材料，特别是硅料产能不足导致的供需不平衡的影响，导致了2021年光伏组件市场价格出现了明显的上涨，目前光伏组件价格仍处于高位。短期内来看，对公司光伏项目的投资开发，特别是一些项目建设的进度，可能会造成一定的压力。但是，长期来看，随着电力供应紧张形势的缓解、硅料和光伏玻璃等辅材产能的释放，硅料价格将趋于稳定并逐步回落，行业整体将呈现降本的趋势。

Q：公司将如何应对光伏组件上涨对项目开发的影响？

A:目前公司通过产业链上下游联动等方式，进一步优化技术方案，充分利用集团集中采购等优势，依托合同的定价、付款和调价的机制，合理调整工程进度和供货进度，可以有效地降低项目的投资成本，确保项目的足额收益。

Q：相较于其他央企和地方国企，公司在风光建设方面的核心竞争力？

A：公司的核心竞争力体现在六个方面：1）多措并举获取资源；2）合理筹划业务布局；3）注重提升创新能力；4）运营管理经验丰富；5）资金优势明显；6）人才支撑力量强。

Q：公司2022年的预计资本开支？

A：预计2022年，公司的资本开支不低于400亿元。

Q：2022年投产的陆风、海风、光伏装机装机目标？

A：2022年公司新增装机规模预计不低于500万千瓦，并保持稳定的增长趋势。

Q：2025年规划发电2000亿度电，是否修正到更高的数值？

A：“十四五”期间的累计发电量有望超过2000亿度。

Q：长期来看，比如到2030年，三峡能源的发电量有没有可能超过长江电力 (22.72, -0.29, -1.26%)？

A：公司在双碳背景下，积极把握机遇，持续做强做优做大，努力建设成为世界一流的新能源发电运营商。

Q：参照长江电力，公司的净资产收益率（ROE)何时能提升到15%以上？如何实现？

A：公司经营坚持规模与质量并重。多年来公司资产质量优良。2021年，资产收益率达到10.14%。近年来，公司快速发展，新建项目较多，在项目开发建设过程中的资本支出和产能释放都会影响ROE水平。

下一步，公司将持续经营发展策略，提高经营管理水平，持续降本增效。

Q：最近陆风和海风的建设成本和收益率？

A：今年海上风电与陆上风电的风电设备价格降幅较为明显，对工程造价降低产生积极的作用，能够满足平价开发的需要。

Q：公司在降低度电成本方面做了哪些工作、取得了怎样的成效？

A：1）海上风电设备和施工等资源供应充分，价格竞争充分；2）技术不断进步，使得海上风电机组大型化，单机容量增加，风机、塔筒和基础的单位千瓦造价将逐步降低；3）海上大型吊装船、打桩船等施工设备的投资建造，施工能力进一步提升，效率提高，窗口期延长，有助于单位千瓦施工成本下降；4）勘察设计、智慧运维将助力发电成本降低；5）规模化开发有助于造价和运维费用节约。

Q：结合公司海上风电项目的布局，国家和地方对于补贴政策的调整将对公司未来年度业绩产生哪些影响？

A：短期内，不同区域均有可供平价开发的海上风电项目，但全面实现平价开发仍需要时间，另外，广东、山东等省份省补也有助于去补贴时代海上风电开发的平稳发展。公司对平价开发抱有期待并积极推进。

Q：三峡能源大概什么时候能实现平价上网？

A：根据国家有关政策，2021年起，陆上风电、光伏发电（分布式除外）项目均实现全面平价开发；海上风电国家补贴已经取消，个别省份出台了造价补助政策，部分海上风电项目可实现平价开发。

Q：2021年公司应收账款189.7亿元，比上期增加53.45%，估计何时收回？未来此类大额应收账款如何可以下降？

A：公司应收账款中可再生能源补贴款占应收账款余额比例较大，符合新能源行业特点；随公司装机规模增加，电费收入及可再生能源补贴增加。公司重视公司应收账款管理、补贴申领工作，以国家政策为导向，持续跟踪补贴电费结算工作。

Q：2021年国家对企业补贴占公司收入的比例？今年这个比例将如何变化？

A：公司补贴电价收入占2021年营业收入比例约为51%。随着2021年最后一批含补贴的海上风电产能全部释放，公司补贴收入将达到峰值。后续随公司平价项目装机规模不断增加，补贴电价收入占比将会逐步下降。

Q：如何看待头部海缆和二线的竞争格局？

A：海缆是海上风电项目建设中必须的一项重要设备，随着市场的竞争更加充分，将对海上风电项目的造价降低起到积极影响。

Q：公司目前在手的抽水蓄能项目有多少？公司怎么看抽水蓄能的发展？拥有抽水蓄能是否能帮助拿到光风的项目？

A：储能作为一种柔性电力调节资源，是清洁能源转型下的必然选择，也必将在以新能源为主体的新型电力系统中承担关键角色。储能主要分为抽水蓄能和新型储能。抽水蓄能是当前最为成熟、装机最多的主流储能技术，在各种储能技术中成本最低。

公司在抽水蓄能方面，目前已有多个项目纳入国家抽水蓄能中长期发展规划重点实施项目库，甘肃、青海、辽宁、新疆、陕西、山西等多地的抽蓄项目已有序开展前期工作。

Q：公司2025年的规划发电量是否会上调？

A：“十四五”期间的累计发电量有望超过2000亿度。

Q：公司报告期末在建项目的计划装机容量在2022年能完成多少？

A：2021年末在建项目的装机规模为1107.15万千瓦，公司预计2022年并网装机规模不低于500万千瓦，后续保持稳定增长趋势。

Q：公司2021年所有形式的发电电价都下降的原因？其中光伏发电电价下降11.65%的主要原因?

A：在新能源开发过程中，随着技术不断进步，工程造价逐步降低，有力支撑了电价分阶段降低，随着公司近年大规模开发的项目不断增加，公司各板块的平均电价有所降低，符合行业发展特点。根据国家政策，2021年起，陆上风电、光伏发电（分布式除外）项目均已全面平价；除个别省份出台了造价补助政策以外，海上风电国家补贴已经取消。

Q：市场上有种观点：新能源的快速发展给电网调峰带来了巨大的压力，同时利用火电给新能源进行调峰已经严重扭曲了市场。如果未来公司的新能源电价进入平价周期，同时又要自备调峰储能能力，请公司未来的盈利能力是否会下降？公司的应对措施？

A：以新能源为主体的新型电力系统构建仍存在重要挑战，新能源大规模消纳等关键技术尚未解决，新能源要在安全可靠的基础上替代传统能源依然任重道远。在电力安全保供与清洁低碳能源主体作用的发挥，储能电站发展等方面，还存在体制机制、政策、技术等多方面亟待解决的问题。

新型电力系统的基础理论研究、相关标准研究制定、技术体系建设等还有待加强，适应新型电力系统的市场机制还有待健全。构建新型电力系统是一项长期而艰巨的任务，需要政府、智库、企业乃至个人共同努力。

首发自G 号：纪要私享圈（领 A 股研报）