【基本情况】

三峡集团控股50%以上，公司是1980年成立的水利部水利工程综合经营公司，1985年改名水利实业开发总公司。2008年10月并入三峡集团，2019年6月完成股份制改造。2021年6月上市。截止9月末，资产总额近2000亿元，营收112亿元，利润总额48亿元，净利润39.98亿元。

业务覆盖30个省自治区、直辖市，9月底控股装机超过17GW。

海上风电领域：引领者战略，去年底海上风电130多万千瓦，今年开工在建3GW，估计开工建设项目海上风电全容量并网，年底占有率大约20%。

陆上风电：内蒙古、新疆、甘肃等25个省份布局，获取资源超过3000万千瓦，代表性项目青海海拔最高的10万千瓦风电，内蒙古单体最大的陆上风电项目40万千瓦。风电光伏占比6:4。

光伏发电：推行多元化模式，光伏+，如农光互补、渔光互补、光储一体化。主要在青海、山西等22省。光伏今年拿到全国单体最大的库布齐200万千瓦光伏项目。

积极统筹源网荷储、抽蓄、多能互补的项目，拥有内蒙乌兰察布全球最大源网荷储项目300万千瓦开工。青海海西海南、安徽阜阳，新能源基地项目大规模开发。

此外产业链积极投资，参股金风科技，是发起人股东，权益占比第一，投资过晶澳科技，投资过太阳能钙钛矿项目，储能、氢能等都在跟进。发挥产业链协同效应，产业链投资每年有4-6亿元回报。

截止到9月，风电市场占有率3点多，光伏占比2.5%。A股上市公司装机规模遥遥领先，比第二高10GW。

十四五，预计每年新增装机不低于5GW，风光比较平衡的安排，在保障收益率前提下，推进项目开发。

【Q&A】

Q：海上风电294万千瓦装机外，其他还有几十万千瓦，公司未来海上风电的规划是怎么样的？

A：目标是海上风电引领者，目前山东昌邑、广东青州等，正在履行内外部的手续，未来两年海上风电进入平价时代，在一些区域具备开发可行性，会随着当年造价水平，继续开发海上风电。具体“十四五”看各个省海上风电竞争性配置，以及投资收益率水平。

Q：已经核准的几个项目，山东昌邑、广东汕头、漳浦六鳌等？

A：昌邑应该具备开工调节，汕头项目还在开发工作中，其他区域也有一些为平价准备的海上风电项目，具备开工条件。

Q：海上风电平价之后，收益率能做到多少？

A：每公司对于收益率控制差不多，收益率测算边界条件，可能不太一样，单纯收益率不太好统一。我们不论陆上和海上，肯定是满足收益率。

Q：现在海风建造成本，新建的海上风电成本能降到多少？

A：目前海上风电进入平价，价格基本确定了。目前还在1.6-2万之间，未来要实现平价的话，像资源较好的福建1.5-1.6万每千瓦，江苏、广东1.2-1.3万可能实现平价，其他区域资源更差，造价可能再往下压一压。

Q：储备的项目和新拿的项目大致多少？风电光伏各多少？

A：资源储备，风电、光伏、海上风电各储备3000万千瓦，资源储备和转化成项目还有区别。还是要根据各地项目规划，才能转化成可落地的项目。整体1亿千瓦资源储备以上可能，资源储备是为项目开发的基础，具体开发我们也依据当地资源禀赋，以及土地、林地、生态红线排查情况，同时地方政府项目指标、项目备案情况，结合项目造价是否能满足公司收益的情况，资源储备转化项目开发，能满足每年500万千瓦的发展速度。

Q：光伏硅料价格下降，对明年全年装机规划是否有新展望？

A：十四五整体还是每年能超过500万千瓦装机。组件、风机价格都是比较好的机会，具体到风电光伏规模还是要结合地方指标和开发。

Q：风光项目，绿电交易溢价，有没有在项目边界测算。

A：目前项目测算还是比较稳健，绿电收益没放入收入项。绿电收益有的话未来肯定是有正向帮助。

Q：强配储能额外成本在项目边界条件是怎么假设的。部分省配储能要求比较高，对项目测算和立项有什么影响？

A：储能这块，地方政府、电网会有一定要求比例配电化学储能，地方政府和电网有要求的话，要开放项目会把储能作为初始投资的一部分，纳入投资中，储能遵循市场价格，项目加上储能能满足收益率要求才能去投资。

Q：安徽政策风电最大配置90%多的储能，如何看待这种现象，对项目推进有什么影响？

A：具体怎么落实这么高比例储能，会和安徽能源局、电网公司沟通，我们觉得可能不是强制也是根据当地实际消纳调整。

Q：绿电交易机制怎么样？上网市场化竞价，合同执行完价格如何调整？

A：现在绿电交易价格，刚刚开始启动绿电交易，不是所有省份。只有十几个省份绿电交易试点，市场交易都是平价的项目，或者补贴低于1、2分的光伏项目。参加绿电交易就不能再拿补贴了。合理小时数20年以内，交易的话相当于提前发20年以后的电了没有补贴。绿电交易包含环境价值，平价项目光伏2020年后并网、2021年风电项目还不是很多，供小于求，目前来看价格还可以。

高于标杆电价，买含绿色价值的电。现在绿电交易周期，9月绿电交易试点有80-90亿度的量，江苏、上海有签5年的，大多数是1年和今年4个月的。长年的绿电合约结束后，都是和电网公司结算，这批结束可以参加下一批，如果没有参加交易，就按平价上网。期看电价是升的可能性会大一些。

电站开发测算条件，是生命周期内电价是不变的。现在绿电交易，国家做电力商品化属性改革，逐步推进，发电和电力使用会还原到市场供需关系上去。计划电形势可能会改变，后面市场化能不能收回投资，现在看新能源行业还是比较向好的趋势。未来电价市场化改个会波动，会让电力发展在合理状态发展。

Q：浙江江苏绿电交易规则，参与绿电交易会放弃补贴，但不计入合理利用小时？是否有自主选择权，可以选择先拿市场溢价，后面补贴还是会给？

A：和合理利用小时文件是一致的，为了新能源电能保障消纳又维持在合理投资回报。不同资源风电光伏合理利用小时数不一样。前20年计算小时数是有补贴消纳，小时数完成后就没补贴了。绿电参与交易的就是利用小时完成后的小时数，如果市场愿意为绿电买单，现在参加绿电，签一年合同相当于在卖合理小时数外第一年的电，没有补贴。发电不计入合理小时数内，后面发的计入合理小时数部分会有补贴。

Q：可能政策执行会会全生命周期收益率提升吗？

A：具体操作，上光伏补贴很高，1元多电价，标杆只有3毛，肯定不做绿电交易。8、9毛补贴滞后的钱折现，肯定比溢价的绿电价值要高。所以都是拿平价或者低于1、2分钱的项目做绿电交易。

Q：广东代理购电，把电网侧参与储能、抽蓄、需求侧响应成本摊销到所有用户辅助服务费？储能往用户疏导，又让风电光伏配储能，最后总体看储能成本让谁来承担呢？

A：一个是广东售电公司为用户做代理购电，把需求侧产生成本，纳入辅助服务费，增加了用户成本，是一个趋势，目前是以广东售电公司模式出现的。欧洲电网调节费用都是加到用户电价里了。

另一部分发电侧配一定储能，政策是出于为了电网稳定性和安全性考虑的，现在新能源外送和火电打捆配置，有些省份是5:1，有些是30%、40%火电，或者是水电调节。如果新能源配了一定储能，或者电网侧有一定抽蓄的话，电网会更稳定。无论从用户侧出钱还是电源侧出钱，都是未来电网安全稳定。

新能源配储能可能是过渡期的状态，像山东上了电网侧储能电站，电网发标，都可以竞标。无论发电侧还是电网侧，按理讲成本都应该放入电价里。现在一部分省份认为新能源发电端有承受力，所以会强制上储能。

很多还没有明确，辅助服务费用由谁承担，还需要明确。电源侧配储能成本交给发电企业。广东这部分新能源调峰调频成本分摊给工商业用户，广东有这样的条件，肯定推高用电成本。东北、西北产业可能就很难承受。电网调峰调频都有定价，由谁承担还没明确。

Q：30万千瓦风电光伏，每年可能支付200万调峰调频成本？

A：两个细则，费用每个地方不一样，不同年份不一样，调峰调频集中在辅助服务，东北西北和南边不一样，有些地方基本没有辅助服务费用。东北早期很贵，到3分钱，当时是东北火电亏损，火电调峰由新能源承担绝大部分费用。两三年前东北区域辅助服务费用规则变了后分摊力度小了很多。一般可能不会太多。

Q：火电上浮20%，绿电没上浮这么多。是否是分出去了一部分辅助服务费？

A：辅助服务费用产生，新能源出力不稳定，需要电网调曲线。如果新能源配了储能，那么对电网就是友好的，辅助服务费就不该收了。如果现货交易形成起来，辅助服务费可能会被取代。

火电上浮20%，各个省份电力需求有关。参与绿电交易平价项目基本是和火电和绿电同权同价，拿补贴的不能同权同价。

Q：抽水蓄能盈利能力不是特别强，从历史来看，抽蓄1GW投资60亿，风电也是60亿，风电盈利2-3亿，抽蓄盈利7000万左右，如果做抽蓄盈利能力是什么测算水平？

A：抽蓄逻辑和风电光伏逻辑不一样，抽水蓄能提辅助服务，作用是和新能源开发端匹配，可能定位就不是单纯卖电产生收益，更多是为电网支撑。之前抽蓄都是电网下的，电费对用户侧分摊，调节更有把握，我们会和电网合作，充分调度实现辅助服务收益。

另一方面和新能源项目进行匹配获得整体打包的收益。全国抽水蓄能上马的量还是比较大，有开发逻辑在的。我们有储备，确定盈利模式后会和当地电网良好沟通，适时启动建设。

Q：公司5GW规划，按30%资本金投入，从经营性现金流量来看是否相对保守？

A：现金流规划，不仅保障项目投资，会有一些还本付息，其他经营支出。经营现金流报表表现良好，考虑到投资发展需求、补贴电费回收综合考虑，确保现金流良好。也并不是说5GW就卡住了，会根据实际指标情况去建设。