摘要

未来规划：十四五”期间公司每年新增装机规模预计不低于 500 万千瓦，并保持稳定的增长趋

势。2021 年新增建设指标均超过 1600 万千瓦，在国家首批约一亿千瓦的大型风光基地项目中，公司获取了 685 万千瓦的基地项目。

海上风电：2021 年公司海上风电新增并网装机 323.7 万千瓦。截止 2021 年末，海上风电累计装

机容量 457.5 万千瓦，占全国市场份额 17.34%。截止 2022 年 3 月，公司已经开工建设 330 万千瓦海上风电项目，另外还有多个项目正在积极全面的开展建设前的准备工作，力争年内尽快开工建设。

绿电交易：2021 年全年绿电的交易电量超过了两亿的千瓦时，实现了增收接近 600 万元，最高的绿电成交价格达到了所在的省份的燃煤基准价上浮 20%。

应收账款：截至 2021 年末，公司应收账款期末余额为 195.87 亿元，其中应收可再生能源补贴

电费期末余额是 181.73 亿元，公司预计 2022 年可再生能源补贴电费回收将取得较大的进展。

分红：最近三年股东分红不少于年均可分配利润的 30%。

管理层介绍

经营情况：2021 年公司成功登陆资本市场，募资资金 227 亿。2021 年度公司实现营业收入

154.84 亿元，同比增长 36.85%；公司归母净利润 22.64 亿元，同比增长 51.45%；每股收益0.0792 元，同比增长 6.04%。2021 年度公司经营活动现金流入 134.87 亿，同比增长 12.08%；投资活动产生的现金流出 371.64 亿，同比增长 28.33%；筹资活动现金流量净额 372.46 亿，同比增长 121.17%。

截止 2021 年底，公司合并资产总额 2171.96 亿元，同比增长 52.34%；负债总额 1406.01 亿元， 同比增长 46.24%；所有的权益合计 765.95 亿元，同比增长 64.95%，其中归属于上市公司股东的权益 688.3 亿元，同比增长 64.22%。2021 年末，公司资产负债率 64.73%，同比下降 2.7%。2021 年，公司向全体股东每 10 股派发现金红利 0.2122 元,拟派发现金股利 67 亿元；加公司全年现金分红要达到 16.9 亿元，占归母净利润近 30%。

并网装机情况：截止到 2021 年底，公司全年完成发电量 330.69 亿千瓦时，同比增长 42.5%。

截止 2021 年末，公司并网装机容量 2289.63 万千瓦，较 2020 年末同比增长 47%；公司风电光

伏发电的并网装机容量达到 2268.11 万千瓦，当年新增 729.98 万千瓦，超过了三峡水电的装机容量。风电装机 1426.92 万千瓦，同比增长 61%；公司坚定实施海上风电引领的战略，并网规模大幅增加，其中海上风电装机是 457.52 万千瓦，2020 年在广东、江苏、福建、辽宁等地建成投产的海上风电装机容量合计 457.52 万千瓦，占全国市场份额 17.34%，根据中电联数据为全国第一；光伏发电装机 841.19 万千瓦，同比增长 29%。

项目获取：报告期内，新增建设指标均超过 1600 万千瓦。在国家首批约一亿千瓦的大型风光基

地项目中，公司获取了 685 万千瓦的基地项目。其中，全球单体最大的光伏治沙项目——内蒙

古蒙西基地库布齐 200 万千瓦光伏治沙示范项目，实现了备案，预计当年开工。

绿电项目：公司坚积极布局参与电力交易、碳交易等绿色市场发电量方面， 2022Q1 总发电量

116.31 亿千瓦时，同比增长 46.58%。2021 年全年共参加 19 个交易省区的中长期交易 363 次， 结算交易电量 94.17 亿千瓦时，占三网总电量 29.23%。在全国绿色电力交易试点工作中，积极在山西、山东、江苏、广东等多个省份，参与绿色电力交易，共成交超 2000 亿千瓦时。积极参与国内区域性的碳排放教育中心建设，取得碳减排销售的收益超 4200 万。

未来规划：公司全面推行远程集中监控，现场无人值班，少人值守，区域自主检修统一规范管理的电力生产运维管理模式，自主运维与对外委托相结合，大力推行区域疾控与智慧化运营， 积极推进电力生产省域实体化管理。公司将继续秉承风光协同、海陆共进的开发理念，为碳达峰、碳中和的目标实现贡献三峡力量

Q&A 环节

并网装机

Q：公司“十四五”新能源装机的发展规划是怎样的？

A：十四五”期间公司每年新增装机规模预计不低于 500 万千瓦，并保持稳定的增长趋势。

Q：公司 2021 年海上风电的并网情况如何？截至目前海上风电的开工建设情况怎么样

A：2021 年公司海上风电新增并网装机 323.7 万千瓦。截止 2021 年末，海上风电累计装机容量

457.5 万千瓦，占全国市场份额的 17.34%。2021 年公司实现了三个项目的并网发电，包括首个百万千瓦级的海上风电项目—广东阳江项目的并网、我国首个柔性直流海上风电项目—江苏如东海上风电项目并网、我国离岸最远海上风电项目—江苏大丰海上风电项目如期并网。截止 2022 年 3 月，公司已经开工建设 330 万千瓦海上风电项目，另外还有多个项目正在积极全面的开展建设前的准备工作，力争年内尽快开工建设。

Q：公司对海上风电平价开发的看法？

A：公司整体来说对平价开发是抱有积极态度，并且在积极努力的推进。从短期看，公司在不   同区域都有可供平价开发的海上风电项目，但是全面实现平价开发仍然需要时间。目前广东、山东等省份的补贴政策有助于去补贴时代海上风电开发的平稳发展。

融资

Q：随着公司未来装机规模的不断地增长，公司在资本开支和融资规划方面有什么考虑？

A：根据公司十四五规划，每年投产装机将不低于 500 万千瓦，预计未来每年的资本开支将不

低于 400 亿元。公司与各大国有银行、股份制银行，均保持多年的良好合作关系，授信额度已

超千亿，能够充分保障公司发展所需。同时，公司 2021 年首发上市登陆资本市场，后续也将加大资本市场融资力度。公司融资渠道包括但不限于银行贷款、发行债券、融资租赁、补贴电   费、资产证券化、定向增发、配股和可转债等，公司也在积极探索公募 REITs 等新型融资方式。

Q：公司的融资的方式和途径有哪些？融资成本的水平如何？

A：在股权融资方面，2018 年公司引入战略投资者募集资金 117 个亿。2021 年首次公开发行上市募集资金金额是 225 亿元。除上市股权融资外，公司目前主要的债务融资方式为银行贷款、发行债券、融资租赁、补贴电费、资产证券化等。公司目前贷息债务的综合融资水平利率低于4%，新建项目贷款融资利率约 3.6%左右。

电力市场

Q：2021 年公司参与电力市场化交易的比例？对未来的电力市场化交易看法？

A：2021 年全年公司共参加了 19 个省区的中长期交易 363 次，结算的总交易电量达到了 94.17 亿千瓦时，占公司总的上网电量的 29.23%。电力市场对能源低碳转型的支撑作用将进一步地发挥，电力的市场化的进展也将促进新能源在更大范围的消纳；随着电改向纵深的推进，市场化的定价机制正在逐步地建立，新能源电力的绿色价值将以绿电交易、碳交易等多种形式得到合理的体现。电力辅助服务市场的成本也将通过绿电的交易等电价机制来疏导。

发电量

Q：公司一季度发电量同比大幅增长的原因？

A：公司一季度总发电量是 116.31 亿千瓦，同比增长了 46.58%。陆上风电、海上风电、光伏的发电量同比分别增长了 16%、206%和 44%。发电量同比增长的主要原因是风光装机规模增长， 有效带动了电量的高速增长，其中海上风电装机对电量增长贡献格外突出。

股东权益

Q：公司对后续分红的规划和安排？

A：公司在上市后股东分红回报规划中承诺：在盈利和现金能够满足公司持续经营和长期发展   这个前提下，最近三年股东分红不少于年均可分配利润的 30%。4 月 26 号，董事会通过了 2021 年度的利润分配预案，2021 年度分派的比例将近 30%。

Q：请问公司股权激励的实施情况？

A：结合国务院国资委国企改革三年行动方案的要求，公司于 2021 年 10 月 27 日制定了限制性

股票长期激励计划和 2021 年限制性股票激励计划，并于 2022 年 1 月获得了国资委的批准，同

意实施股权激励方案。2 月 23 号，公司召开股东大会，审议通过了长期股权激励计划和 2021 年股权激励计划，同日召开董事会，向首批激励对象授予了限制性的股票。3 月 10 号公司在中国证券登记结算有限责任公司完成了授予性股票的登记工作。

新能源项目建设

Q：公司第一批大型的风电和光伏基地的开工和建设情况？

A：2021 年公司围绕多能互补光伏治沙等创新的模式，在国家首批近 1 亿千瓦，公司在内蒙古、青海、甘肃、安徽以及陕西、山西等地成功获取了 685 万千瓦的项目，目前已经全面启动开发及建设的工作，加快手续办理和工程建设的进度。

Q：公司对于新能源行业的发展的前景展望？

A：公司认为新能源行业的发展前景是十分广阔的。一是政策方面的支持力度在持续加大。二   是新能源行业迎来历史性的机遇。在这样的一个“双碳”背景下，未来风电和光伏将成为非化石能源增长的主要贡献者。同时，随着新能源建设成本和弃风弃光率下降，利用小时应有效的提高，陆上的风电和光伏进入平价开发阶段。2021 年，全国平均的风电利用率达到了、96.9%， 光伏发电利用率达到 97.9%，抽水蓄能以及多能互补为新能源的并网消纳提供保障。

Q：2021 年末公司应收账款的规模是多少？公司预计 2022 年补贴电费情况如何？公司对近期可再生能源补贴自查的看法？

A：截至 2021 年末，公司应收账款期末余额为 195.87 亿元，其中应收可再生能源补贴电费期末

余额是 181.73 亿元，公司预计 2022 年可再生能源补贴电费回收将取得较大的进展。财政部于

2022 年 3 月 13 号发布了关于 2021 年中央和地方预算执行情况，报告提出促进优化能源结构，

完善清洁能源支持政策，大力发展可再生能源，推动解决可再生能源发电补贴资金缺口。2022

年 3 月 24 日，国家发改委联合国家财政部和国家能源局发布《关于填报可再生能源发电补贴自查工作相关信息的通知》，决定对全国范围内涉及补贴的可再生能源发电项目开展自查工作， 文件要求电网公司与各发电企业对截止到 2021 年 12 月 31 日已并网并且有补贴需求的全口径可

再生能源发电项目进行自查，于 4 月 15 日前在可再生能源信息平台自查系统上报项目信息。公司对此高度重视，全力组织所有可再生能源补贴项目开展自查并按期上报。下一步将持续关注可再生能源发电项目核查，重点极力配合完成后续的可再生能源补贴核查工作，保障项目收   益。

Q：请问公司目前新能源项目配备储能的情况，目前各类储能技术的建设成本是多少？储能在  新能源行业的发展前景如何？

A：储能是柔性的电力调节资源，也是新能源清洁能源转型发展过程当中必然选择的一种调峰   电源，也必将在以新能源为主体的新型电力系统当中承担更加关键的角色。储能主要分为抽水蓄能、电化学储能以及压缩空气飞轮储能等新型储能形态。抽水蓄能是当前最为成熟的，也是装机规模目前最大的主流的储能技术，在各种储能的技术成本中成本最低；以电化学为主的新型储能，是支撑大规模新能源并网消纳的关键技术，近年来新增的装机已经超过了抽水蓄能。2021 年我国抽水蓄能电站累计装机规模达到 3600 万千瓦左右，新型储能累计装机超过 400 万千瓦，增量要快于抽水蓄能。

目前的抽水蓄能的建设成本大概在 4500~7000 块钱每千瓦左右。常见的锂电池储能在1500~1800 每千瓦时。随着各地新能源电源占比地不断提高，对于电网还是有提出了一个调峰调频的明显的更大的挑战。为了进一步提升调峰调频的能力、平滑电力的输出、提高电力的质量，2020 年起已有多地明确要求新能源项目并网的前提是要配置一定比例的储能设施，储能配置的要求一般是在 10%~20%，直接储能小时数在 1~4 小时不等。抽水蓄能方面，公司在多个地区有多个项目纳入了国家十四五和中长期发展规划的重点实施项目库，包括甘肃、青海、辽

宁、新疆、陕西、山西等地的抽蓄项目。此外公司也率先探索电网侧的独立储能，包括压缩空气储能、飞轮储能等新型储能项目。

Q：请问公司绿电交易的开展情况和电价水平，公司对 2022 年绿电交易的预期？

A：从去年 9 月全国的绿电试点工作启动之后，三峡能源在 2021 年陆续参加了山东、山西、江苏和广东等多个省份的绿色电力交易，全年绿电的交易电量超过了两亿的千瓦时，实现了增收接近 600 万元，最高的绿电成交价格达到了所在的省份的燃煤基准价上浮 20%。国家近期发布的《关于完善能源绿色低碳转型体制机制和政策措施的意见》等一系列的政策中，明确指出了国家将进一步地加快建设全国的绿色电力交易市场，以促进绿色的电力消费。随着绿色交易的市场政策地不断完善，以及更多的无补贴项目、评价项目进入市场，绿色电力的交易规模必将持续地扩大，新能源的绿色价值也能够得到进一步地体现

Q：请问公司光伏组件价格上涨，对公司光伏项目开发的影响怎么样？公司将如何应对？ 

A：光伏组件需求快速增长叠加上游原材料价格上涨，特别是硅料产能不足导致的供需不平衡   传导至下游的组件，导致了 2021 年光伏组件市场价格出现了明显的上涨，目前仍然处于高位。短期内来看对公司光伏项目的投资开发会造成一定的压力。但是长期来看，随着电力供应紧张形势的缓解，硅料和光伏玻璃等辅材产能的释放，硅料价格将趋于稳定并逐步回落，行业成本整体将呈现下降的趋势。公司目前通过产业链上下游联动等方式，进一步优化技术方案，充分利用集团集中采购等优势，依托合同中的定价、付款和调价的机制，合理调整工程进度和供货进度，应该可以有效地降低项目的投资成本，确保项目的足额的收益。