三峽能源（600905）9月8日發布投資者關系活動記錄表，公司于2023年9月6日接受23家機構調研，機構類型為保險公司、其他、基金公司、證券公司。 投資者關系活動主要內容介紹：

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問：公司2023年上半年裝機情況，下半年投產節奏是否會較上半年提速？“十四五”末裝機展望？

答：公司2023年上半年新增并網裝機規模178.98萬千瓦。新能源項目建設窗口期較為集中，多為年初開工、年底集中并網，投產規模整體呈現前低后高、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，預計全年新增并網裝機規模不低于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投產，可為“十四五”裝機增長提供有力支撐。

問：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1.5億千瓦，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、光伏發電1238.21萬千瓦、獨立儲能69.2萬千瓦。

問：公司未來投產裝機能否保持平穩增長態勢？

答：公司積極推進項目建設力度，全年開工建設項目裝機規模突破千萬千瓦，且現有資源儲備充足，今年新增核準、備案項目規模已超1400萬千瓦，未來還將持續加大資源獲取力度，有序推動項目具備開工建設條件，形成滾動開發格局，為實現項目投產持續平穩增長提供支撐保障。

問：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績預期？

答：公司2023年上半年營業收入同比增長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年投產裝機今年陸續轉固，折舊及運營成本均有所增加；三是去年12月開始發電企業計提安全生產費，營業成本同比凈增加；四是參股企業盈利水平波動，投資收益同比下降39%。 公司三季度和全年的經營業績主要仍受自然資源及新增投產裝機等因素影響，公司將全力加快新項目投產，全力做好已投產項目運維，千方百計多發電，控制成本費用，不斷提升經營水平，保持公司業績穩定。

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

答：公司2023年上半年營業成本同比增長34.67%，其中，安全費用同比增長1846%，人工成本同比增長26%，固定資產折舊同比增長25%。 公司所處風電光伏行業是重資產行業，營業成本中各項成本占比相對較為穩定，其中，固定資產折舊占比最高、金額最大；預計下半年公司營業成本結構保持穩定，增速有所放緩。

問：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》“第十節財務報告”。 綜合考慮公司“十四五”末風電光伏業務規劃及新型電力系統建設所需光熱、新型儲能等新業務、新模式大量涌現等實際情況，為解決公司業務規模快速增長急需的人力資源缺口、彌補以往年度專業人才儲備短板，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年陸續進入運營期轉固后，計入項目運營成本的職工薪酬也相應陸續增加。

問：公司財務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》“第十節財務報告”，主要原因為帶息負債余額增長，以及新項目轉固后費用化利息相應增加。 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。

問：公司投資收益的具體構成，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年上半年實現投資收益4.20億元，主要為權益法核算的長期股權投資收益，具體參見《2023年半年度報告》“第十節財務報告”；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（002202）、億利潔能（600277）、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濟和被投資企業的經營情況，公司會持續加強對外股權日常管理工作，密切關注被投資企業經營情況和財務狀況，通過董事、股權代表行使權利，維護公司權益。

問：《企業會計準則解釋第15號》對公司后續業績是否還有影響？如何影響？

答：2021年12月30日，財政部發布《企業會計準則解釋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收入，不再沖減項目造價；與試運行銷售相關的成本計入當期損益，但試運行期間不計提發電資產折舊，在“營業成本”項目列示的發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。隨項目投產驗收、資產達到預定可使用狀態后轉固，試運行帶來的增利降低，毛利率逐漸恢復正常水平。15號解釋導致公司出現收入與成本增長不匹配問題，但隨著公司裝機規模不斷增長，營收基數不斷擴大，15號解釋對公司業績影響將會呈現逐步弱化趨勢。

問：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果有沒有大致的預期？

答：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，暫未取得新的進展。 根據半年報數據，公司應收賬款中補貼余額317.27億元。上半年受國補核查影響，全國范圍內補貼電費結算進展緩慢。 截至目前，中央財政部已于6月28日發布《下達2023年可再生能源電價附加補助地方資金預算的通知》，下達預算金額合計約26.9億元，主要集中在內蒙古區域，公司內蒙古區域項目也于本次收到部分補貼電費。2023年8月21日，公司各區域部分合規項目陸續收到開展2023年第一次集中結算補貼電費的通知。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，現階段公司也未獲取到公開信息以外的其他相關信息，對于補貼核查最終結果無法主觀判斷，但鑒于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。

問：預計今年并網海上風電規模能達到多少？青洲五、六、七項目進展如何？

答：預計今年福建平潭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全容量并網發電，力爭福建漳浦二期40萬千瓦海上風電項目實現首批機組并網發電。 青洲五、六、七項目正積極推進用海審批等合規手續辦理，力爭盡快具備開工建設條件。

問：最新的風電機組招標價格/光伏組件采購價格是多少？對應項目的回報率如何？

答：根據公司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，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。

問：在手大基地項目開發進度如何？是否面臨送出線路建設進度低于預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條件，配套送出線路建設進度匹配新能源本體建設進度，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”全國電力規劃，外送省份河北用電需求旺盛，公司將有力統籌電源項目開發建設進展，實現與外送通道同步建設、同步投運。

問：上半年資源情況如何？預測三、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域，今年上半年云南區域干旱嚴重導致來水不足，公司中小水電裝機規模較小，對總體發電量影響不大。從上半年的資源情況來看，預測今年三、四季度，風光資源整體情況基本與去年持平。

問：公司上半年風電、光伏平均上網電價和變動幅度，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項目電價加權計算的結果，受不同地區裝機和電量結構變化、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，持續加強市場規則研究，加快電力市場營銷數智化建設，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，提升電力市場交易能力；緊抓市場機遇，不斷開拓綠色創收途徑；優化營銷管控模式，統籌考慮中長期與現貨市場、省內與省間市場，提升交易質量；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量。

問：公司上半年市場化交易現貨交易、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中長期交易電量為主，占比約80%。綠電市場規模持續擴大，綠電交易電量占比較2022年有所提高，電量占比約10%；環境溢價上，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算規則，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。 現貨交易方面，上半年持續開展電力現貨結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貨市場。交易政策較去年無重大調整，整體上半年現貨結算電量占比與2022年全年相比有小幅增加，占比約6%； 現貨交易省區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性和年際變化、交易規則變化。

問：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、新疆等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15000-25000元/kW。

問：公司對于抽水蓄能的規劃？請問目前公司抽水蓄能項目獲取情況如何？是否有項目已經開工或達到開工條件？最早在什么時候能看到項目投產？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，促進新能源發展關鍵在于消納，保障新能源消納關鍵在于電網接入、調峰和儲能。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，在各種儲能技術中成本最低。當前，抽水蓄能電站主要功能是承擔電力系統調峰、填谷、儲能、調頻、調相和備用等任務，維護電力系統安全穩定運行、服務大規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規模化、高質量發展目標，聚焦新能源大基地，考慮與新能源主業協同效應，按照“風光水儲”一體化模式，優先在青海、甘肅、新疆等新能源富集的西北等地區以及電網用電量較大、調峰壓力較大的中東部地區開發抽水蓄能項目，多個項目進入國家抽水蓄能中長期發展項目庫，正積極開展項目籌建工作，項目建設期通常在6-8年。根據項目推進情況和技術經濟性，積極推進工程建設條件較好，且臨近新能源富集區或負荷中心的抽水蓄能項目開發，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模式。

問：公司在新能源領域有哪些科技創新的布局和規劃？

答：公司全面貫徹實施科技創新發展戰略，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域開展了科技創新布局；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技術進行了科技創新布局。公司以發展需求為導向，以重大工程為載體，發揮重大工程輻射帶動作用，切實發揮科技創新賦能公司長遠發展，并促進產業鏈技術升級。

問：請簡要介紹公司16MW海上風電技術優勢，以及何時能夠規模化應用？

答：該機組為全球單機容量最大、我國完全自主知識產權的16MW海上風機，攻克了高精度主軸承國產化、超長柔葉片輕量化、超緊湊高功率密度傳動鏈等一系列關鍵技術難題，標志著我國海上風電大容量機組在高端裝備研發、制造能力上實現重要突破，達到國際領先水平。16MW機組的抗臺風性能好，其運行狀態監測的數字化水平高，能夠針對臺風等惡劣天氣智能調整運行模式，確保風機安全和高效發電，已成功應對了“卡努”“杜蘇芮”“海葵”等超強臺風的考驗。 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24小時滿功率運行，單日發電量達38.41萬千瓦時，相當于近17萬人一天的生活用電量，創全球風電單機單日發電量新紀錄。 16MW超大容量海上風電機組的應用可以大大節約海域使用面積，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用，后續將在漳浦二期項目完成7臺16MW機組的批量應用，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。

問：公司如何預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”作為我國基本戰略目標，一直在加緊實施和踐行；二是通道建設加速推進，之前全國各地區經濟發展不平衡，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建設提速，電能輸送相比之前更順暢、便利，外送電量持續增長，外送距離、區域更加多元化；三是技術手段在不斷升級，共享儲能、抽水蓄能等儲能技術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的有效配置；五是用戶選擇意愿日漸強烈;

調研參與機構詳情如下：