总结：

1、公司十四五规划每年增量不会低于2020年的水平/5GW每年

2、目前2.9GW项目年底前能全部并网

3、IRR公司集团定位一直比较低，没有超过7%，后面会调低，但公司考虑的各方面成本，相对保守，横行比较大家考虑的条件不一样，不具有可比性，ROE更具备参考价值，大部分企业10%以内，大家差不多

4、CCER抵消实际上在做，履约是今年履约碳交易，公司2017年国家申请截止了，公司存量没有了，部分地方比如重庆有地方政策，可以有增量的抵消部分

5、公司市场化电量占比30%左右，有电价让利平均1毛，主要是长协多，后面现货交易会有溢价，对表煤电价格，不过对那些需要外送的电应该还是有降价（分摊输配成本）

6、绿电现在价格是往上走的，受火电影响

7、项目贷款，综合4.2%左右（综合市场基准下浮10%左右）

Q&A

1、海风，福建莆田，平海湾地区项目进展？不带补贴的收益测算？

1）年初拿到的几个项目，可研还在编制过程，福建风资源不错

2）项目预期能达底线收益目标才会投

2、2.9GW的风电项目能并网？21年市场电量交易占比？

1）按计划能全额并网

2）市场化省份19个，程度不一样，三北地区40%更高一些，全公司平均不到30%，29%+（Q3数据），让利大平均概念，蒙西让利2毛多，有些省份只让2-3分钱，平均让利1毛左右，市场化比例会变高，不过存在让利是一般性概念，现在长协更多，未来随着现货交易（做的好的话，会有溢价），现在绿电交易在上浮，有些省份在参照火电电价，电价需要往外送的省份是一直有降价

3、十四五规划？

1）每年增量不会低于2020年的

2）长电/湖北能源/海外，包括公司等集团的整个装机规划

4、行业收益率底线不低于7%，公司？风光配储能？

1）不方便说，每家边际条件不一样，不同比较意义不大

2）收益率会考虑储能配套计算总投资，计算收益率，只要是公司决定投资的项目，包括储能，都是可以投资的

3）集团从一开始就没有超过7%，后面还会调低，大的投资机构数字不一样，但没有本质差别，因为公司测算比较保守，各方面成本都比较全面考量了，更多可可以看公司的ROE，更客观实际。按这个数据大家差不多，都在10%以内，公司还是比较靠前

5、风电替换规模？效益影响？

1）在做一些工作，暂时政策支持还不少很明朗，技术工作在做

2）能提升利用小时，效果更好

6、平价项目评估？平价后的海风开发规模预期？未来展望？投建成本1.5万/KW？

1）海风都照年底的项目，都有补贴，目前年底前没有并网的都没有国补了，地方补贴出台的还不多，比如广东

2）暂时不好规划，满足收益率的都可以开发，福建资源好可能容易达到平价，但环境复杂施工成本更高

3）造价看各家把控

7、CCER抵消？央行绿色工具对央企的影响？

1）环境部刚出，实际上早有些省份在操作，CCER存量少，部分囤积在经销商手里，我们开发商2017年就截止了，存量没有了，不过部分地方比如重庆有地方政策，地方增量抵消

2）央企融资成本本身比较低，公司也在关注，具体降到什么程度，影响程度，需要进一步测算，积极跟进，还是利好的消息；属于金融机构的金融创新

4）CCER因为目前存量不足，所以涨价到目前40多元/吨

8、绿电交易？

1）一直很早就开始，9月份第一批是集中的那次

2）现在价格是往上走的趋势，受火电影响