【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10万干瓦风电，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。

A: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。