广宇发展 电话会交流纪要

问题1.公司2022年新增装机规划？2022年规划完成情况?公司23-25年装机规划？电力外送是否存在障碍？

答：2022年公司预计新增装机148万千瓦，明年预计不低于600万千瓦。根据公司发展规划，到“十四五”末，公司建设运营装机容量3000万千瓦。具体进度需根据公司实际掌握的资源情况以及项目前期工作推进等情况进行合理安排。

另外，公司电力消纳不存在障碍，项目建设前必须落实好消纳，否则不予立项。

问题2.2022年公司风光装机的节奏？是否存在抢装？光伏是否受组件价格过高影响，组件价格降低到多少可以满足收益率？风电装机上半年是否受疫情影响，下半年如何展望？

答：2022年公司风光项目总体集中在下半年开工建设或投产，其中光伏项目占比大一些。我们在安排装机节奏时，比较注重成本控制和效益保障，不存在抢装。

光伏组件价格对光伏电站收益率影响较大，特别是在电价较低的区域，这种影响表现更为明显。我们通过严控工程造价、压降运维费用等方式，应对组件价格上涨的影响。同时，我们呼吁多晶硅原料厂家、组件制造商、工程建设单位等整个产业链联合起来，降低各个环节成本，共同推进光伏产业健康有序发展，为实现“双碳”目标贡献力量。目前，我们开工建设的项目，组件市场价格可满足项目收益率。

我们认为光伏组件价格上涨与疫情有较大关联，疫情的多地爆发影响了组件的产能，导致价格上涨。公司少数疫情严重地区的项目装机也受到一定程度影响。下半年由于开工建设及投产情况更加集中，疫情的影响将会增强，公司将会根据疫情防控情况合理安排人员进场及设备运输工作。

问题3.2022年风电的招标价格如何？相比2021年的变动趋势如何？

答：根据市场风电招标总体情况来看，2022年风电招标价格处于低位，公司风电招标价格根据招标时市场价格及项目实际情况具体确定。

问题4.公司风电、光伏招标的关注点有差异吗？更加看重品牌还是成本？

答：公司在进行风电和光伏项目招标时，在满足国家行业标准、技术性评估等要求的前提下，注重经济效益与成本把控。在品牌和成本方面，公司在保证质量的前提下，会兼顾成本。

问题5.风电光伏电站配储的情况如何？

答：各地政府对配置储能容量政策不尽相同，一般光伏项目要求配置较多，风电项目要求配置较少。目前，公司在运一个储能电站，位于青海海西州，装机容量5万千瓦。另外，公司在建项目中有一个风电项目及两个光伏项目，也按照当地要求配置储能。

问题6.关于目前制约装机规模扩张最大的限制因素？

答：影响和制约新能源公司装机规模的因素有很多，既有外部的又有内部的。外部因素包括市场竞争、政府前置审批手续的办理、新能源设备的价格、电网配套送出线路的建设以及近年来不可控的突发性疫情等因素。

内部因素包括公司自身资源获取优势、资金实力、融资能力、生产运维能力以及后备人才储备等因素。

从内外部因素综合来看，目前面临的最大限制因素为日趋激烈的市场竞争。公司将客观分析自身优劣势，扬长避短，充分发挥自身及股东方具备的独特协同优势，力争在激烈的市场竞争中获取更多的优质资源。

问题7.公司上网电量中多少是市场化交易电量？这部分电量电价比标杆电价低多少？2022年市场化交易电价是否有上升趋势？

答：2021年度，公司上网电量中市场化交易电量占比40%左右。今年上半年，该比重有所提升，大约在45%左右。

2022年1-5月，平均交易电价比标杆电价低约0.1元/千瓦时，2022年市场化交易电价同比提升约0.02元/千瓦时。

问题8.公司补贴收回进展如何？

答：公司会密切关注相关政策消息及财政资金拨付动向，积极与电网企业沟通，并提前做好准备工作，确保今年补贴回收工作顺利推进。

问题9.目前行业竞争情况如何？公司的差异化竞争力是什么？

答：当前，为响应国家“双碳”战略及频繁更新的行业政策，无论是传统火力发电企业，还是新兴的电力企业，均努力加强新能源方面的投入。加之风光资源的抢占、平价上网的普及、技术的进步革新等因素，导致市场竞争进一步加剧，资源获取难度进一步加大。

公司竞争优势主要集中在五个方面：一是海陆齐发的业务布局。公司以“基地型、效益型、示范型、创新型、精品型”为开发导向，在青海、新疆、甘肃、河北、江苏、内蒙古等12省份开发建设海上风电、陆上风电、光伏发电和光热发电等新能源项目，形成海陆齐发的绿色能源体系。二是多能互补的集成优化能力。公司作为20多家多能互补集成优化示范工程企业中首家项目成功落地的单位，投资建设了“海西州多能互补集成优化国家示范工程”项目。该项目为公司积累了丰富的实践经验，为未来项目拓展提供成熟的技术支持。继“海西州多能互补集成优化国家示范工程”之后，公司在青海省新建了“格尔木乌图美仁多能互补项目”，计划将在“十四五”期间建设完成。该项目建成后，进一步实现支撑区域电网安全稳定运行、优化电源出力，提升电网系统调节能力。三是海上风电建设的领先技术。上半年，公司江苏如东海上风电场荣获了中国电力优质工程奖。公司在深远海的风电开发技术上具有相对领先的技术优势，成功研发出新型的深远海输送电柔性直流的应用技术，将在公司2024年投产的国内规模最大、离岸距离最远、水域最深的“汕头中澎二海上风电场项目”上应用。四是融资优势。目前公司综合融资成本控制在4%以内，银行贷款融资成本在3.8%以内，目前部分地区已经谈到3.1%左右。同时公司也拥有传统银行贷款、股权类融资、债务类融资等多元的融资渠道。

公司独特的竞争优势在于与股东方的产业协同效应。间接控股股东中国绿发以绿色发展为主题，产业布局涵盖绿色能源、低碳城市、现代服务业、战略性新兴产业等板块。中国绿发大力支持公司发展，为公司绿色能源产业打造了广阔发展平台，与其他能源央企相比，公司的新能源产业可以与股东方的低碳城市、现代服务业、战略性新兴产业实现协同发展，形成独特的资源配套优势，在竞争中占据优势。

问题10.公司与同业相比，单GW盈利差异主要在哪，未来是否会有提升空间？

答：基于公司2021年度归母净利润及现有存量业务测算，在剔除信用损失、资产减值等因素后，公司2021年单GW平均盈利水平为1.5亿左右。

考虑到投产不到一年的新项目参考性不足，我们对公司投产一年以上的项目进行了梳理统计，这部分项目的平均单GW利润总额为2.5亿元。随着公司未来投产规模的逐步扩大以及区域布局的合理，公司经营的规模效应和区域协调效应会逐步显现，届时公司的盈利能力也会相应提升。未来公司将持续开展提质增效工作，一是稳步推进公司“十四五”规划，在自主开发的基础上，充分考虑项目并购、合资拓展、产业链上下游合作等多种开发模式，多途径开展资源拓展，进一步提升产业规模；二是做好成本费用管控，从项目前期费用、运维费用、财务管理费用等环节进行全口径、全过程的管控；三是积极开展降本降息工作，借助股东方与银行间的“总对总”战略合作优势，努力降低综合融资成本；四是持续强化精益管理，确保发电设备无故障、零缺陷、高效稳定运行，增强发电能力，加大电力销售力度，提升电量并网消纳水平。

问题11.公司在手现金使用计划如何？

答：公司在手现金大约60亿元，按照新项目投资2：8的资金配比，公司现有资金大约能撬动300亿元的投资。此外，公司尚有约50亿元应收补贴款，若全部收回后也能撬动250亿元的项目投资。该部分资金主要用于保障项目开发建设等。

问题12.公司是否有收并购的安排？

答：建购并举、广泛合作，稳步推进优质项目并购是公司发展方向之一。公司目前通过多途径开展资源拓展工作，如果有优质的项目，公司会考虑收并购相关事宜。但是，公司考虑并购项目主要看资产的质量和经济效益，还要充分考虑风险的可控性和交易对价的合理性。公司会以积极的态度推进收并购，基于

产业战略规划布局，积极寻找优质项目，并做好综合评估、审慎决策。

问题13.公司风电和光伏的单GW盈利哪个高？

答：从总体上看，我们认为风电盈利能力要高，原因主要是尽管目前风电工程造价和光伏越来越接近，但是风电的设备利用小时数比光伏要高。

问题14.公司在手风光项目储备情况如何？

答：2021年，公司取得667万千瓦项目建设指标，今年目标是不低于600万千瓦，这也是我们的内部考核要求。由于受疫情等因素影响，截至目前，我们获得核准的风光指标为125万千瓦。下半年我们将发挥自身独特优势，努力获取优质资源，我们有信心完成年度任务。

问题 15. 鲁 能新能源今年上半年的经营业绩将从何处获知？

答：鲁能新能源2022年上半年业绩将在中国货币网上进行披露，届时请关注。

问题16.影响公司项目收益率的因素有哪些？

答：目前影响项目盈利水平的因素有很多。一方面，资源获取方面的竞争愈发激烈，优质的资源会有较高的配套要求，这会降低项目收益率。另一方面，风电机组造价水平降低，风机运转效率提升，则有助于提高项目收益率。

问题17.电站建好后，弃风弃光率风险如何？

答：弃风弃光发生在新能源发展比较多的地方，主要是受电网外送能力制约。解决弃风弃光率问题，一要看输电线路，二要看终端需求。整体来看，弃风弃光率呈现下降趋势。

问题18.公司项目收益率有何要求？

答：公司新获取项目最低资本金内部收益率为7%，收益率低于7%的项目原则上不允许获取。

问题19.光伏组件价格如果持续维持高位，公司如何应对？

答：我们认为光伏组件价格上涨与疫情有关，上半年由于受疫情影响，光伏厂家产能不够导致光伏组件价格上涨。若光伏组件价格持续走高，将会影响项目收益率，届时公司也将适度调整开发节奏。

问题20.如何看待储能，收益率如何？

答：目前储能路线有两种，一种为电化学储能；另一种为物理储能，主要是抽水蓄能。目前电化学储能一般是电网要求配套，从电源侧来看，储能的商业模式还不够成熟；从电网侧来看，储能的盈利模式会比较清晰。

问题21.在资源获取时地方政府的配套要求对公司的收益率有何影响？

答：对公司项目收益率有一定影响，但总体上看，对公司项目拓展是利好。我们会综合研判项目投资价值，充分发挥自身独特优势，实现与股东方的产业联动，力争与地方政府实现共赢。

问题22.公司后续有什么融资计划？

答：公司会根据自身资金情况以及项目开发节奏和需求，综合考虑股权和债务等多种融资方式，以满足资金需求。

问题23.为何公司的利用小时数比行业平均高？

答：公司的利用小时数高主要体现在新上项目方面，同时也与风机效率提升有关。

问题24.储备项目并网需要多少时间？

答：一般来讲，速度快的话需要半年，慢的需要1.5-2年。对公司而言，若项目成本可控、送出消纳不存在问题，则投产速度就会较快。

问题25.公司对拿项目区域是否有偏好？

答：公司获取项目一般会考虑以下因素：一是是否有足够的土地支撑大型基地建设；二是评判风光资源优劣情况；三是电价高低；四是送出消纳能力。就海风而言，重点关注电价和资源优劣。

问题26.公司是否考虑管理层股权激励？

答：公司主业转型前曾做过系统研究；主业转型后，公司将结合产业实际及国资监管要求统筹研究论证，适时推出相关激励计划。

问题27.公司优势区域有哪些？

答：公司目前已布局的区域就是公司的优势区域。公司进入上述区域的时间较早，在技术创新等方面也做了诸多尝试，为企业自身及当地政府打造了特色名片，有助于后续项目拓展及业务深耕。

问题28.公司风光供应商主要是哪些，公司对其有何偏好？

答：公司的供应商主要包括总包单位、风机制造商、组件供应商及部分战略合作伙伴等。在选择合作对象时，公司既看重品牌也关注价格。

问题29.目前上游稀土价格涨幅较大，直驱成本上涨，公司在选择风机时有什么样的条件？

答：公司在风机选择时并无直驱或双馈的硬性要求，目前更看重性价比，尤其在当前风机的质量趋于一致的背景下，公司将重点关注风机的当前造价和全生命周期的发电承诺。

问题30.公司后续如有资金需求，是优先考虑与绿发集团合作还是二级市场融资？

答：公司会进行综合考虑，根据项目实际情况，合理做好相关融资安排。

问题31.过去投资项目收益率是否会有变化，弃风弃光问题是否得到实质改善？

答：风光项目投产后，影响收益率的主要因素是弃风弃光率和电价变化。当弃风弃光问题解决后，项目收益率会有明显增长。目前，甘肃、新疆、青海、内蒙古等区域弃风弃光问题均得到改善，没有大规模弃风弃光现象。

问题32.公司光伏项目对当地就业和税收有何贡献？

答：在税收方面，公司新投产项目能够享受所得税“三免三减半”和“西部大开发”优惠政策。在就业方面，公司所开发项目能够帮助国家及当地解决部分就业问题。

问题33.公司如何看待权益装机，是否考虑与其他单位合作开发？

答：目前除少量权益装机外，公司项目主要为控股和全资。公司不排斥与相关方的合作共赢。

问题34.公司光热项目收益如何？

答：目前公司光热项目主要为示范、配套项目，未来随着技术提升和运营管理水平不断增强，其收益水平也会有所提升。

问题35.随着光伏组件价格的上涨，公司光伏项目投产进展能否满足政府要求？

答：目前来看，公司光伏项目投产进度均能满足政府要求，不存在滞后或延迟投产情况。

问题36.公司存量项目是否需要考虑配置储能？

答：不需要考虑。