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5月8日，中國三峽新能源（集團）股份有限公司進行了投資者訪談交流活動。對投資者關心的新能源裝機情況及規劃、可再生能源發電補貼情況、新能源配儲情況、公司資產及融資情況等，進行了詳細解答。

在儲能方面，三峽新能源表示：

公司在甘肅、河南、江蘇、遼寧等19個省份已配置或將配置電源側電化學儲能，推動光熱、氫能等從政策研究、技術論證邁入成功實施，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、創新儲能技術的互補應用。

公司率先探索電網側獨立儲能項目，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頻輔助市場雙重探索。

2022年共新增取得已明確坐標點資源中，抽水蓄能為560萬千瓦；2022年新增核準、備案項目中，抽水蓄能380萬千瓦、獨立儲能90.1萬千瓦。

結合當前技術發展水平及趨勢，常見的鋰電池儲能建設成本約1500-2000元/kWh，抽水蓄能的建設成本約4500-7000元/kW，壓縮空氣儲能建設成本約4000-6000元/kW，光熱電站建設成本約15000-20000元/kW。

投資者提問交流詳情如下：

01

公司2022年裝機情況以及2023年裝機計劃？

答：2022年，公司新增裝機容量352.52萬千瓦，其中海上風電新增30萬千瓦、陸上風電新增135.3萬千瓦、太陽能發電新增187.22萬千瓦。根據公司發展規劃，2023年預計新增裝機500萬千瓦以上，并爭取積極的增長態勢。

02

2022年底風電、光伏的權益裝機容量是多少？

答：公司新能源開發的主要方式為控股開發，在開發過程中，為踐行落實國家混合所有制改革，部分項目采用互參互控的開發模式，總體規模較小。

03

公司資源儲備情況如何？新增資源儲備規模是多少？核準情況如何？

答：公司目前資源儲備超1.3億千瓦，2022年共新增取得已明確坐標點資源5488.08萬千瓦，其中陸上風電985.17萬千瓦、太陽能發電2592.91萬千瓦，一體化1350萬千瓦，抽水蓄能560萬千瓦。2022年新增核準、備案項目總計1630.19萬千瓦，其中風電359.77萬千瓦、光伏發電800.02萬千瓦、抽水蓄能380萬千瓦、獨立儲能90.1萬千瓦、地熱發電項目0.3萬千瓦。

04

可再生能源發電補貼清查進展？公司有多少項目被納入第一批風電、光伏發電補貼合規項目清單？預計什么時間公布第二批可再生能源發電補貼核查確認的合規項目清單?

答：可再生能源補貼核查目前國家主管部門仍在進行論證和征求意見階段，尚未有結論性意見落地。電網公司于2023年1月公布首批合規項目清單，公司164個項目納入首批合規清單。第二批合規項目清單公布時間依據國家核查情況而定，公司也未獲取到公開信息以外的其他相關信息，公司一直積極配合國家核查工作，據實依規提供證明材料，目前等待主管部門進一步指示。

05

2022年回收可再生欠補總額？2022年末應收欠補規模？如何看待未來補貼發放進度？

答：公司2022年補貼電費回收額超80億元，創歷史新高。公司應收賬款中90%以上為補貼電費，具體可參閱2022年度報告相關報表數據。本次國家在全國范圍內進行補貼核查，是為了夯實存量，解決歷史欠補問題，公司相信在核查結果落地后，歷史存量補貼將得到妥善解決。對于新增部分，2022年8月國家發改委、財政部、國務院國資委聯合發文設立北京、廣州可再生能源發展結算服務有限公司，承擔可再生能源補貼資金管理業務，不以盈利為目的，在財政撥款基礎上，對補貼資金缺口按照市場化原則進行專項融資，統籌解決可再生能源發電補貼資金缺口問題。在此背景下，公司認為未來補貼發放將更加及時。

06

每年新增的補貼收入規模是多少？

答：2022年末，公司補貼賬款期末余額約為254億，較期初余額183億增加約70億。2022年回收賬款約80億，據此可以測算2022年新增補貼收入的大概規模。目前，雖然新能源項目開發已經進入平價時代，但存量帶補貼項目每年發電量受風光資源等因素影響，存在差異；加之公司可能在發展過程中并購帶補貼的項目，帶補貼項目裝機規模未來也可能發生變化。因此，每年新增的補貼收入可能發生變化。

07

什么原因導致公司資產減值同比大幅增長？

答：公司今年計提固定資產減值，減值項目來自福建三個山地項目，原因是風資源情況不及預期，山地項目造價較高，國補核查尚未落地存在不確定性，資產運營效益可能低于預期，存在減值跡象，基于謹慎性原則，公司對三個項目計提資產減值。上述原因存在一定不可抗力因素影響：風電項目正常建設周期為兩年，該三個項目于2019年初開工建設，期間國內外環境復雜嚴峻，人員調動困難、設備運輸受阻、材料供應緊張，建設進度被迫延緩，公司克服重重困難在2020年底實現首批機組投產，建設過程中面對“搶裝潮”，公司采取各種措施全力控制項目建設成本，最終造價控制在概算以內；在2022年開展的國補核查中，該三個項目因未在2020年底前全容量并網，獲取補貼不確定性較大，依據《企業會計準則》相關規定，我司聘請第三方中介機構獨立、客觀地對三個項目進行了減值測試，并由其出具了減值測試報告，根據評估結果計提三個項目固定資產減值準備。未來，公司將通過參加綠電交易、降本增效等措施改善項目經營情況。

08

公司2022年平均融資成本以及當前最新融資成本水平？從項目融資角度來看，目前是否還有進一步下降空間？

答：2022年在國家政策與資本市場的利好趨勢下，公司全力控制資金成本并取得顯著成效，全年綜合融資成本較LPR下浮10%以上，較2021年有顯著降低。2023年，在保證資金安全的前提下，公司將堅持低成本融資優先策略，優化融資結構，控制新增貸款成本，努力爭取進一步降低公司整體資金成本。項目融資成本與國家政策、資本市場情況和項目業務實際情況等多種因素密不可分，公司也將持續加強與金融機構溝通，密切關注行業政策和資本市場動態，努力獲取低成本資金，提高項目收益。

09

公什么原因導致公司2022年度營業收入、利潤增速不匹配？

答：2022年，公司實現營業收入283.12億元，同比增長45.04%；營業利潤92.17億元，同比增長20.39%。收入利潤不匹配原因：一是毛利率整體略微下降；二是2021年減持金風科技股票，投資收益同比有所下降；三是本年計提固定資產減值準備等。

10

2023年一季度發電量、營業收入增速同比下滑的原因？

答：公司一季度累計發電量137.81億千瓦時，同比增長18.49%；累計實現營業收入68.53億元，同比增長18.39%。公司一季度發電量、營業收入實現同幅增長，但與2022年一季度相比，增速有所下降，一是公司經過近幾年快速發展，電量、營收基數在不斷擴大；二是按照新能源行業建設特點，當年新增投產裝機次年產生效益，公司2022年新增投產裝機較2021年減少。

11

目前海上風電競爭日趨激烈，公司如何看待福建等地的海風競價？未來陸上風電、光伏發電是否也會出現競價情況？

答：近期，部分區域采用競配電價方式確定海上風電項目投資主體，電價高低作為競配的決定性要素。各大發電企業加緊籌備，出現以超低電價中標的情況。以此釋放出的信號是各大能源企業均在積極響應“雙碳”國家戰略目標，大力發展海上風電事業。但同時也反映出海上風電當前還不宜全面推廣競價確定業主，海上風電平價開發尚未完全成熟，過快地采用競價模式將會“拔苗助長”，部分企業為爭取海風項目采用相對理想化的邊界條件，導致成本壓力向產業鏈上游傳導，一定程度制約了技術創新及行業發展。呼吁各區域結合實際發展情況，采用合適的方式確定海上風電開發業主，向能源主管部門及行業傳遞準確的市場信號，避免無序競爭。隨著雙碳戰略的深入實施，新能源資源競爭愈加激烈，未來部分區域陸上新能源資源配置過程中存在傾向于采用電價競爭方式、通過市場化配置新能源項目開發權的可能。公司始終堅持高質量發展定力，一方面堅持科技創新，破解海上風電“卡脖子”問題，提升資源調配、風場運維、安全管理效率，增強新能源資源競配能力；另一方面，堅持講求投資邏輯、投資回報，堅持有所為，有所不為，杜絕不顧客觀因素的盲目擴張，避免非理性競爭，保障發展質量和收益。

12

儲能在新能源行業的發展前景？公司目前新能源項目配備儲能的情況？目前各類儲能技術的建設成本？

答：隨著各地區新能源電源占比不斷提高，對于電網提出的挑戰越來越大。為進一步提升調峰調頻能力、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應配置一定比例的儲能設施，儲能配置的要求在10%-20%之間，儲能小時數要求為1-2小時。

目前新能源項目配置儲能主要以新型儲能為主，公司積極響應國家及地區配置儲能要求，在甘肅、河南、江蘇、遼寧等19個省份已配置或將配置電源側電化學儲能，推動光熱、氫能等從政策研究、技術論證邁入成功實施，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、創新儲能技術的互補應用。此外，公司率先探索電網側獨立儲能項目，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頻輔助市場雙重探索。

結合當前技術發展水平及趨勢，常見的鋰電池儲能建設成本約1500-2000元/kWh，抽水蓄能的建設成本約4500-7000元/kW，壓縮空氣儲能建設成本約4000-6000元/kW，光熱電站建設成本約15000-20000元/kW。

13

公司對綠電交易的展望？綠電交易和客戶整體簽約節奏如何，簽約期限和價格如何確定？

答：就綠電本身的特點來說，綠電交易是推動新能源快速健康發展的重要抓手，體現了新能源獨特的環境價值，較傳統能源未來會受到更多市場用戶的青睞，為新能源實現綠色低碳價值提供了變現的渠道。

為推動我國“雙碳”目標的實現，我國綠電交易市場將會進一步完善，以充分保障新能源的消納。在市場供需方面，供應側將會進一步擴充新能源發電企業參與市場的范圍，需求側將會根據市場發展的成熟度和“碳中和”目標的實施進度不斷增強綠電的需求量，不斷加大綠電交易的活躍度。在機制建設方面，相關單位將會不斷完善跨區域的綠色電力交易機制與模式，實現綠色電力省內交易和跨區域交易的協同運行，努力構建統一市場體系下的綠電交易價格機制和綠電追蹤配套機制。在市場協同方面，將會促進“電－證－碳”不同市場的銜接和協同發展。

從近幾年的綠電成交結果來看，呈逐年大幅遞增趨勢，綠電交易量及頻次均大幅提高，綠電需求客戶也呈現多元化的特點。綠電簽約期限月度、年度、長周期并存，簽約價格以當期市場價格為準。