三峡能源的十八问

1.请问公司第三季度装机情况如何，以及全年装机目标进展如何？

答：公司仅在年报、半年报中披露年度、半年度装机数据，三季度装机数据未披露。

2022年上半年，公司新增装机容量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。2022年，面对新冠疫情多点散发、能源保供形势严峻、组件价格居高不下、合规管理日趋严格等新形势新挑战，公司将精准施策、锚定目标、加压奋进，全力以赴推进项目建设工作，力争完成全年装机目标。

2.请问公司今年海上风电新增资源获取及并网情况如何？以及“十四五”期间海上风电发展方向？

答：2022年，公司新增获取江苏大丰、上海金山、天津、辽宁大连、海南东方等地共195万千瓦海上风电资源，其中上海、海南海上风电实现“零”突破，正在积极推进项目前期工作；山东昌邑30万千瓦海上风电项目及福建平潭外海10万千瓦海上风电项目计划年内陆续并网。

“十四五”期间，公司将继续积极落实习近平总书记“四个革命，一个合作”能源战略，切实服务“碳达峰、碳中和”目标任务，在推动清洁能源产业升级和创新发展中承担引领责任，坚决实施“海上风电引领者”战略，着力打造沿海最大海上风电走廊，扎实推进实现海上风电建设、管理、技术、标准、人才、品牌等“六个引领”。

3.目前政策要求配置储能的情况，是否都要求配置储能？配储的项目里要求的比例和小时数大概在多少？主要是自建还是采用租赁的方式？如果是自建的话，怎么看这一块的收益？

答：随着各地区新能源电源占比不断提高，对电网提出的挑战越来越大。为进一步提升调峰调频能力、平滑电力输出，自2020年起，已有多地明确要求新能源项目并网应配置一定比例的储能设施，储能配置比例在10%-20%之间，储能配置小时数为1-2小时。公司新能源项目配置储能的比例和时长主要基于各地政府的政策要求,自建及租赁方式均有涉及，投资决策阶段已将配储成本计入项目总成本，在满足项目收益率要求后进行投资开发。

4.随着新能源装机规模与比例不断提升，对配套电源调节能力要求更高，请简要介绍公司储能业务发展情况？

答：公司紧紧围绕“风光三峡”“海上风电引领者”战略，深入推动抽水蓄能、新型储能、氢能等业务发展。抽水蓄能方面，已有多个项目进入国家抽水蓄能中长期发展项目库，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；电化学储能方面，公司目前在甘肃、河南、江苏、辽宁等19个省份已配置或欲配置电源侧电化学储能，合计约6GWh；氢能方面，目前公司已在内蒙古鄂尔多斯市准格尔旗纳日松投资建设40万千瓦光伏制氢产业示范项目，该项目的实施有助于在规模化、模块化、系统化新能源制氢项目上积累工程建设管理、安全稳定运行经验，为后续新能源制氢项目提供技术支撑；同时减少新能源项目对外送通道的依赖，降低地方与企业碳耗。

5.公司与集团兄弟企业长江电力等合资设立的内蒙古三峡陆上新能源投资有限公司股权如何安排？其他区域或海上风电项目是否会有类似合作？

答：内蒙古三峡陆上新能源投资有限公司由公司与集团兄弟企业长江电力、三峡资本、三峡投资合资设立，分别持有其34%、33%、16.5%、16.5%股权，由公司控制并实施并表。该公司的设立是落实公司发展战略的重要举措，有利于公司进一步加快在内蒙古自治区的新能源资源获取及市场拓展，增强资源优势和规模突破。其他区域及海上风电项目将根据业务实际发展情况择机开展相关合作。

6.请问合规监管趋严趋紧会对之后项目开发流程带来哪些变化或影响？

答：目前来看，新能源行业合规监管并没有对公司项目开发流程有明显影响。公司理解，在国家持续推进“放管服”改革的大背景下，新能源开发建设的手续办理已经大幅优化、简化。国家和地方层面近几年组织的一些检查，也是对政策落实情况的监督，使整个行业能贯彻落实好各项政策要求，是有助于规范行业发展、促进企业良性竞争的。公司本身在合规管理上一直要求比较严格，在一如既往遵守法律法规、行业政策的前提下，进一步加强了公司的合规体系建设、完善合规工作机制，比如在公司及所管理的子企业，均配备了首席合规官和合规专员，以进一步强化各业务领域的合规审查；同时，通过发布合规指引、发出合规风险提示等各种方式，不断提升项目的合规性水平。总体上，公司认为，行业监管措施的落地落实，对公司项目开发流程没有带来明显的变化，而是会进一步促进我们更加扎实地做合规管理工作，进一步保障公司高质量发展，也会进一步为投资者们带来更多收益。

7.最近各省均有光伏项目被取消，是因为消纳的原因还是别的原因？

答：近期，因项目未能在规定时限内建成投产，全国多地发文废止或收回部分光伏建设指标。项目未按期建成，主要有两方面原因：一是消纳问题，不少区域电源规划及用电负荷存在“僧多粥少”的情况，缺乏系统的跨区域送出规划，新建项目受限电影响整体经济性下降，新能源运营商开发积极性不高；二是光伏项目涉及大规模用地，触及生态红线、林地等限制性问题也将导致项目工程进度滞缓。公司将根据各省规划，落实消纳条件及排查限制性因素，严格按照国家相关政策合法合规使用土地，确保后续项目开发依法合规、有序发展。

8.公司第三季度补贴款回收情况如何？较去年度同期回款是否有所提速？

答：2022年7月15日，国家电网发布《关于2022年年度预算第1次可再生能源电价附加补助资金拨付情况的公告》。公告显示，2022年第一批次补贴资金总额399.37亿元，其中包括风力发电105.18亿元、太阳能发电260.67亿元。

公司第三季度收到今年首次全国范围内批量结算补贴款，回款较前两季度显著增长，截至9月底，从电网收回补贴款16.59亿元，较去年同期增幅36.68%。

9.国网和南网刚发了第一批可再生能源补贴核查合规项目清单，请问公司纳入第一批合规项目的情况如何？

答：公司截至2021年底带补贴的集中式项目均纳入补贴核查范围，其中164个项目已纳入第一批可再生能源补贴核查合规项目清单。

10.请问公司是否收到已被纳入第一批可再生能源发电补贴核查确认的合规项目清单中的项目补贴？情况如何？

答：公司已陆续收到被纳入第一批合规清单中部分项目的补贴电费，均为所属期2021年及以前补贴电费。

11.请问造成公司信用减值损失占应收账款的比例比其它发电公司高的原因是什么？

答：目前，公司无法从公开市场获取其他发电公司信用减值损失的计提比例；同行业上市公司电源结构也存在较大差异，普遍存在火电、核电、生物质发电等其他业务，单纯数据比较会存在一定的偏差性。公司严格按照《企业会计准则》及相关规定，基于谨慎性原则，参照历史信用损失经验，结合当前状况及未来经济状况预测计提坏账准备，审慎地反映公司的财务状况和经营业绩。

12.补贴核查中市场上部分项目有受到处罚，公司有无处罚情况？

答：公司在项目开发建设中，严格遵守国家相关政策法规，以国家政策为导向，严格按照规定程序申领补贴，不存在“骗补”等违规现象。

13.请问公司基地项目的开工情况如何？疫情对公司本年度的并网计划是否有影响？

答：公司基地项目累计9个，目前均已动工建设，但整体建设进度受疫情封控、用地制约、消纳不足、光伏组件价格高等诸多因素影响，致使项目建设进展不及预期。

结合公司年度建设目标任务，内蒙、青海、甘肃、陕西、山西等众多省份因疫情反复影响，致使基建项目手续办理滞后、建设资源投入有限、设备进场等受限，对年度并网计划造成一定影响。

14.目前为止，公司光伏组件的采购均价大概是多少？在目前组件价格较高情况下，公司光伏项目IRR是否能够保证？公司延后建设的光伏项目比例大吗？公司年底是否会大规模开工光伏项目？国家大基地项目是否有强制开工的要求？

答：2022年，光伏组件价格始终维持在较高水平，组件采购均价为1.9-2元/W,目前组件价格仍在高位，结合最新集采报价，仍有2元/W以上报价出现。按照当前组件价格大规模进行组件供货安装，部分项目面临超概风险、收益率收紧，对公司光伏项目建设进度、IRR造成一定影响。

目前受疫情波动、手续延滞、组件高价、送出工程建设滞后等众多难题辖制，预计年底光伏项目大规模施工难度较大，特别是大规模进行组件安装的可能性很小。大基地项目没有强制性开工要求。公司积极指导各项目单位通过采取调整建设节奏的措施来应对组件价格上涨，同时积极对接政府、国网单位，重点监测光伏组件原材料价格走势，协调各设备厂家提升技术升级和产品迭代降低组件价格等。

15.请问公司如何看待风机厂商报价仍在降低的现象？

答：随着风电机组大型化及技术进步的持续加速，单机容量进一步提升，致使风机单位重量下降，造价降低；风机叶片增长，扫风面积引起全生命周期发电量增多、机组数量需求变少带来风机吊装及运维成本降低，因此风机成本与风力发电成本有望进一步降低；同时，风机市场充分竞争也是风机价格降低因素之一。2022年上半年，因疫情管控等因素影响，风电装机较缓，预计2022年第四季度及后续进入风机吊装高峰期，同时考虑当前风电相对光伏装机的性价比，后续风电需求向好，整体看好风电投资。

16.公司三季度电价情况如何？市场化交易部分电价和现货交易电价是否有明显提升？迎峰度夏电力紧张期间，市场供不应求，后续是否可能会有持续提升？

答：2022年，电改继续向纵深推进，全国统一电力市场建设提速，现货市场建设进程加快。全国正逐步建立“能涨能跌”的市场化电价机制，部分省份基数电量持续减少，新能源市场化交易规模持续扩大，中长期交易分时电价、现货交易复杂多变，部分省份平价项目也被动参与现货交易，市场竞争持续加剧，跨省区外送省间壁垒依然存在。同时，为进一步激发绿电需求，国家发改委召开绿电、绿证专题会，国家及多个省份也出台了规范和促进绿电交易的政策，市场挑战与机遇并存。

今年前三季度，公司整体交易电量129.53亿千瓦时，交易电量占比37.7%，同比提升8.62个百分点；含补贴度电交易均价同比提高3.94%；甘肃、山西、山东、蒙西四个省份结算省内现货交易电量4.03亿千瓦时，占整体交易电量的3.11%；参与宁夏、冀北、山东、广西等11个省份的绿电交易，成交电量7.11亿千瓦时，预计增加环境价值收益4000万元左右。公司三季度市场化交易电价较为平稳，较上半年未发生明显波动。三季度，在迎峰度夏电力紧张期间，供需形势偏紧，现货交易电价小幅提升。

四季度迎峰度冬期间,在供热机组开机和新能源出力增加双重因素的影响下，供需形势预计有所缓和，中长期交易电价相对平稳，现货交易价格预计较迎峰度夏期间有所回落。但新能源出力受风光资源影响较大，可能会出现新能源小发期间电力供应不足和大发期间消纳困难交替出现的情况，现货市场交易价格仍会继续波动。

在国家政策引领下，公司提前预判并紧跟市场形势变化，积极参与部分省份现货专班规则研究，创新开拓跨省区点对点自主增量交易，并深挖绿电价值，不断提升市场竞争力。与时俱进，加强内部管理，充分对标；抢抓机遇，深耕专业，突破难点，持续提升交易水平，创造更大绿色价值。

17.除了山东区域，其他区域是否有比较成熟的共享储能的收益机制，公司如何考虑下一步开发？

答：目前市场上，独立（共享）储能第一个项目于2020年落地青海，现有多个省份开始制定独立（共享）储能市场机制，收益模式各有不同。已实施的如：青海投运的独立储能项目，收益模式为固定价格结算被调用调峰电量（结算价格为0.7元/kwh，暂不参与现货和辅助服务市场）；山东省投运的独立储能项目，收益机制相对完善，收益模式包括共享租赁、现货交易和容量补偿三部分；甘肃省的投运独立储能项目，收益模式为参与调峰和调频辅助服务市场获取辅助服务收益。

三峡能源公司，在山东已投运的独立储能项目，投运规模为100MW/200MWh，自2022年3月参与电力市场交易，容量补偿收益占比80%左右，现货价差收益占比20%左右；共享储能租赁市场刚刚启动，预计2023年将获得储能租赁收益。独立（共享）储能收益机制的日渐完善将会提高独立储能项目建设投资的积极性。

公司持续跟进最新储能动向和政策，加强对储能电站参与电力市场的深入研究，充分发挥储能电站和新能源电站的协同作用。根据地方政府政策规划和差异化储能市场机制，在投资收益满足公司要求的情况下，稳妥推进公司储能电站的建设。

18.公司目前海上风电的开工情况，预期明年海上风电装机计划？到目前为止海上风电单位装机成本大概在多少，比去年下降了多少，下降的部分主要来自于哪里？

答：截至目前，公司海上风电累计并网装机达到457万千瓦，明年计划开工建设总装机565万千瓦。海上风电受水深、离岸距离、建设规模、海洋水文及地质情况差异等因素影响，造价水平有差异。海上风电项目单位千瓦平均造价较去年下降约30%，主要原因是风电机组设备价格降幅较大。此外，海缆等设备与施工费用也存在一定程度的下降