交流要点与增量信息
装机规划：到2025年，每年新增不少于5GW，可能会多一些。其中海上风电会占相当的比例。
在建装机：截至1H2021，公司在建523万千瓦，其中海上风电293万千瓦，光伏72万千瓦，剩余是陆上风电（158万千瓦）。
海上风电进展：2021年在建包括阳江1-5期共145万千瓦、江苏如东H6/H10/大丰二期共110万千瓦、福建长乐兴化湾二期共39万千瓦等。截至9月上旬，阳江一期全部并网，二期/四期首批并网发电，1-5期共212台风机完成安装，如东H6完成92/100台风机安装，H10完成64/100台风机安装；大丰完成31/58台风机安装，兴化湾二期全部达产；长乐完成首批投产，完成27/37台风机安装。目前所有项目进展顺利，目标是2021年底全部并网发电。
分布式整县开发：公司已经储备了40多个项目，正在等待审批结果。
绿电交易：第一批绿电交易公司成交了接近2.5亿千瓦时，成交价格相比国家批复的标杆上网电价的溢价在0.02元/千瓦时上下。第二批省份会在10月前后开展绿电交易，其中广东在9月23日启动交易，公司有项目参与。
光伏造价与收益率：目前组件价格的波动下，公司的收益率是不调整的。虽然组件价格偏高，但土地、建设以及其他非市场化的成本会压缩，最终的收益率还是勉强可以接受。
行业内投资收益率的较大差异：各家上市公司的ROE是差不多的，投资收益率标准的差异来自于测算边界条件的不同，包括早年项目有交资源费和保证金的情况，有弃风弃光的损失，市场化交易的损失，补贴滞后带来的折现损失。现在的项目还是有扶贫、带动产业的产业园投资建设等成本。公司把这些都算进了项目的成本里。
弃风弃光：公司河北、蒙西弃风弃光率偏高，其中河北只有张北一个项目，后续随着柔直建设会有改善；蒙西向来是利用小时数和弃风弃光率双高。后续国家会采取就地消纳、存量外输通道的新能源替代、增量外输通道的建设，维护弃风弃光率在较低水平。
电价展望：绿电交易和CCER等增收机制是为了完成双碳目标的阶段性政策，完成历史使命后终将退出。长期看随着技术进步和降本，风光电价也会下行，带来回报率的提升，同时降低全社会的用电成本。

上半年业绩回顾
上半年装机规模达到1644万千瓦，其中风电941万千瓦，光伏680万千瓦；在建523万千瓦，其中海上风电293万千瓦，光伏72万千瓦，剩余是陆上风电。上半年发电量163亿千瓦时，同比增长44%，其中参与市场化的电量43.82亿千瓦时，占比27.39%。

营业收入78.85亿元，同比增长接近40%；利润总额38.66亿元，同比增长57.43%；净利润35.02亿元，同比增长57%。

装机
装机规划
最终的十四五规划没有明确，到2025年，每年新增不少于5GW，可能会多一些。

海上风电2022年开始国家补贴退坡，行业新装机体量可能会下降，公司会继续开发平价的海上风电项目，在新装机中会占相当的比例。

海上风电进度
2021年在建包括阳江1-5期共145万千瓦、江苏如东H6/H10/大丰二期共110万千瓦、福建长乐兴化湾二期共39万千瓦等。截至9月上旬，阳江一期全部并网，二期/四期首批并网发电，1-5期共212台风机完成安装，如东H6完成92/100台风机安装，H10完成64/100台风机安装；大丰完成31/58台风机安装，兴化湾二期全部达产；长乐完成首批投产，完成27/37台风机安装。目前所有项目进展顺利，目标是2021年底全部并网发电。

分布式整县开发
公司短时间内准备了40多个项目，上报到国家能源局，但国家能源局没有批复，又把审批权下放给地方了，但各省还没有审批。但公司这已有的40多个项目还是会继续去做。

资源获取
需要借助集团的资源，但借力也有限。因为风电光伏是完全市场化而且竞争非常激烈的行业，集团可以给公司带来较好的信誉，但上市公司还是在资源获取中发挥主导作用。

行业内投资收益率的情况梳理
国内五大四小的风光投资收益标准方差很大，6-10%都有。结论来看，这些年新能源开发还可以的大多数企业，投资收益率虽然数字不一样，但没有本质上的差异。因为各家企业每年的ROE都差不多，大概都是接近10%。极个别的企业ROE会不太好。

为什么IRR标准差异这么大，可能是各家的边界条件不一样。除了造价、电量、电价的假设，还有交资源费和保证金的情况，弃风弃光的损失，市场化交易的损失，补贴滞后带来的折现损失。近几年弃风弃光已经基本解决，市场化交易趋于正常，资源费和保证金也没有了，但还有其他的一些贡献，包括扶贫、带动产业的产业园投资建设等。

三峡能源把凡是和项目相关的成本都是打到测算条件中去的，可能由此导致的测算标准和别家不一样。但如果看报表ROE，各家上市公司是差不多的。公司是2018年接近10%，2018年引入资本之后有摊低，2020年回升到9%，2021年上半年7.5%，说明资产质量还是相当不错的。

光伏收益率
收益率要求不方便透露，可以参考ROE和ROA的情况。

目前组件价格的波动下，公司的收益率是不调整的。历史上光伏造价也有多次上升，公司的收益率是取决于自有资金成本来确定的，不取决于外部的收益率。

尽管目前组件成本相对比较高，但光伏是完全市场化的行业，某一个环节的成本变高后，土地、建设等环节以及非市场化的成本会压缩，最后还是勉强维持在一般的投资收益率要求以上，但也不会日子太好过。

分布式发展的股比模式
目前做得少。分布式项目现在也有很多是由公司占大股东、合作伙伴占小股东。

风机以旧换新
作为企业现在是可以考虑的。公司在2020年在东北的一个早期风电场换过2台机组的机组和叶片，容量大了一倍，利用小时数也大了一倍，发电量提升为原先的4倍。经济账是算得过来的，但成本比新建机组要高，主要是拆除更换有一定的复杂性。真正的障碍是国有资产提前处置涉及国有资产流失问题。

对于以旧换新的机组，只要容量不突破原先的核准，补贴也不受影响。没有超过全生命周期合理利用小时数的，依然享受补贴；超过全生命周期利用小时数的，就享受不到补贴了。

储能
调峰调频
电力行业相关部门技术标准的要求是通过风机的一次调频来实现的。三峡能源在前期招标的时候就列入了要求，已经列入了成本里面。

电化学储能
公司在开展尝试和试点项目。成本上在投资的时候都已经考虑在内了，目前集中在中东南部地区，对限电有一定的帮助。

抽水蓄能
集团和公司从2020年就开始布局，从十四五规划中长期名录看，公司拿到的项目只比电网拿到的项目少一些。公司考虑的还是根据行业的政策来安排投资的节奏，目前尽管国家发改委已经出了容量电价的资产，但配套的细则还没有明确，所以先拿到项目，适时开展前期研究，具体开工建设还要等待政策细则出来，也不会太久。

如果抽水蓄能的资源开发，对获取风光资源有较大帮助，那公司对抽水蓄能会更激进一些，但总体还是要算账。

储能配套比例
能源局要求保障性收购的项目按照15%/2小时进行配置（以政策原文为准）。保障性收购以外的项目没有说得很明确。国家也是慎重测算的，会兼顾各地的承受能力。但也不排除个别省份比如贵州，配储能之前就不太好算账，配储能之后就更不好算账。

发电
弃风弃光
一般来说，发电集团是拿自己集团的弃风弃光率与所在省份的平均水平做对标，但是公司的整体情况是和各省的资源、进入时点等有关。公司每年也在做这方面的工作，绝大部分的省份，弃风弃光率比全国省份持平或稍好。

但也有个别省份，比如河北、蒙西，弃风弃光率高于当地平均。这是有特殊原因的，比如公司在当地只有1个项目，刚好这个项目就在张北地区，可能这个项目的弃风弃光率和全省的平均水平比就会偏高。后续张北区域会随着柔直外送的改善而好转。

蒙西是双高地区，资源好，所以小时数高、但弃电率也高。

未来三北大基地的消纳措施
三北地区就地源网协同开发，一部分就地消纳，一部分通过存量的特高压外送通道走，这些通道原本是火电为主，现在都要求替代为不低于30%的新能源；另外增量的通道也会建设得比较快。例如2020年疫情期间，陕西-湖北特高压前期因为生态保护原因一直没核准，疫情之后为了支持武汉，2020年底核准、2021年就已经建成了。

绿电交易对消纳的好处
肯定是积极的。2021年开始国家对于可再生能源配额的考核意味着东南省份压力增大，在绿电交易开始之后，三北地区通过外送的绿电交易就可以实现双赢。

售电与交易
绿电交易
在国家发改委副主任连维良启动的第一批绿电交易中，公司在山西、山东、江苏等比较先进的省份，参与了接近2.5亿千瓦时的绿电交易，成交价格相比国家批复的标杆上网电价的溢价在0.02元/千瓦时上下，传导到用户侧的电价也比目录电价高0.02元/千瓦时。

第二批绿电交易是有一些省份只做10月份，或者是10月份开始交易。目前广东是9月23日申报第二批的交易，公司有项目参加。

绿电的确认
发电企业和用户的点对点交易是没有打开的，所有的交易，即使是点对点结算，也都是通过电网来传输的。每一笔实现的绿电交易，绿电卖给另外一个省的A用户，期间必须要经过电网，现在绿电的销售合同是三方协议，肯定是要经过电网的。所以结算上是可追溯的。

技术上，北京电力交易中心有一个技术部，专门做的事情就是区块链，这样是能够跟踪上网电量是谁来的，可以去到哪儿，他们这个技术是很成熟了。未来这个绿电还会发绿证的，整个这一套是可追溯的。国网正在2021年下半年进行交易信息的披露工作，其中绿电交易的平台是同时开发的。硬件上已经达到要求了，否则绿电交易是无法开展的。

线损的承担
特高压都是网对网的交易，特高压直流是电网的，两端都会有省级电网。线损都算在过网费里面了，上网电价+过网费+线损=落地电价。受端电网代理了当地的所有用户，与送端电网协商好了落地电价，线损全都包含在里面了。

电价展望
不要对超高回报抱有太高预期。国家的双碳目标大战略之下，阶段性来看可能有绿电、CCER等对新能源有阶段性的收益。但长期看，这些品种是历史过程，等历史使命完成，就没有存在的基础了，这是政策的设计。

从公司的总体来看，光看现有已经建成的项目，不管是IRR还是ROE，基本都是可测算的。长远来看还是要符合经济发展规律，要通过技术提升带来发电量和利用小时数提高、造价下降，带来回报率的提升。另外通过技术进步，也会对电价乃至社会平价的用电成本有拉低的作用。

行业是充分竞争的行业，收益率主要取决于全社会的无风险收益加上风险溢价。未来行业的收益率主要取决于这两个要素。公司的价值主要来自行业内竞争者平均线以上的相对价值。未来的收益率走向确实说不好。