Q：风电整体造价降幅？

A：今年做的项目是去年采购的风机，今年采购的2500及以下的风机是体现在明年的项目里。今年的塔筒价格来看，持续是上涨状态，随着大宗商品涨，人工也很难往下走。去年的风机均价3300，今年到目前平均看是2500。

 

Q：人工等成本是否有明显的变化？

A：是随着公司装机规模、政策的工资上涨而涨，没有大规模地上涨。

 

Q：海风平价进程？

A：不好说，江苏浙江造价不一样，但项目要求也不一样。如果能给些地补，大家的积极性会更高些，如果只有标杆电价，运营商应该还是会谨慎一些，因为海风后期的运维成本较高。

 

Q：新政策给LPR利率的贷款，对我们有用吗？

A：主要是为碳减排事业发展给充足资金，是有些优惠，但对于央企优惠程度并没有很大，我们央企本身就是基准下浮的，是对中小企业获得资金有好处，且允许他们展期，避免了资金链的断裂，且这个资金不止是流向运营商，整个产业链都会受益于资金供给充足，对板块整体是利好的，但对央企的利好可能没有央企这么大。

Q：银行还会更愿意给我们吗？

A：银行不会明确说想给谁不给谁，但方向上肯定是倾向大的央企的，我也相信在同等条件下，央企获得资金的优惠程度只会更大不会更小，所以很难量化地说能带来多少利率下降，我们已经用了多种融资工具，这类资金之后占多少，占我们多大的量，都不太好说。现在是各行各业都在为碳中和表态，这算是一个金融行业的表态吧。

 

Q：所以IRR一个没什么大的变化？

A：还是有一定变化的，要看给企业的钱会有多大优惠，还是有些好处的。

 

Q：公司自身在ESG方面的积极变化?

A：我们是资产密集但不是人员密集，我们办公排碳并不高，主要是在扶贫公益方面做ESG，我们有一对一定点扶贫的县，另外我们公司员工也会专项购买贫困山区的商品，另外在火电方面，母公司在回A股后也承诺了3年内剥离火电。

 

Q：现货交易情况？

A：市场电占发电量30%，这几年比例比较稳定。其中跨省送电占35%，折扣6-8分；

省内直接交易占35%，折扣7-8分不超过1毛；云南所有电量算市场交易，当地标杆不是火电是水电撮合价，这部分占15%，折扣1毛（0.61降到0.51）。其他15%有风火置换，风电供暖，现货交易等，每类折价不一样，有的1毛以上有的1毛以下，但平均折价是在收窄的。

 

Q：是保障利用小时外的市场化吗？

A：和保障小时有一定关系但不完全相关，主要是三北和云南做市场化，用来解决消纳，也不算是保障外的一定交易，是为了保障有一定消纳空间，来用交易促进消纳。

Q：多少电用作市场电，是主动的还是被动的？

A：主要是电网公司组织安排的，跨省外送方面各公司安排的比例差不多，如果你不愿意做，可能就上不了网就被弃掉，不能说主动被动，是有组织有安排的吧；现货交易方面是企业主动一些。

 

Q：十四五规划？

A：十四五新增30GW，风电40-50%，光伏50-60%。具体比例会调整，但整体30GW规模是确定的，会做更多项目的储备。今年增量不大是因为今年是平价第一年，很多政策是5-6月才敲定的，大家都是谨慎对待，但其实量也不少了，2015抢装导致限电严重，导致十三五我们每年1-1.5GW增量，今年是3GW，之后的装机增量肯定是会继续上调的。

 

Q：回报率要求？

A：7%才能过会。

Q：融资成本？

A：去年3.95%，今年前三季度3.68%，但年底可能会翘尾，平均4%以下应该还是没问题。

 

Q：今年风电利用小时数变化？

A：前三季度利用小时1715，同比+95小时，+5.86%，全年2248小时的指引，一般是完的成的，Q4是大风季，今年H1风资源好，Q3一般，Q4还要再看。

Q：配储能明显拉低收益率吗？

A：鼓励为主，有的是强制要求，也有还没明确表态的省份，未来在大基地我们应该是要配储能的，10-20%之间，或2-4h，今年我们投的项目都没储能，所以成本目前不好量化。的确储能会推升造价，但大型项目施工成本较低，即便加上储能应该也没问题，我们会坚守底线回报率，这点股东可以放心。

 

Q：光伏涨价会导致项目延后吗？

A：回报率是要首先保障的，现在不是一定要大规模上装机的，当然新能源要大发展，但回报的要求更高。我们今年新增3GW里1.2GW是光伏，部分是锁定在1.7-1.8，都是集采的，现在很多价格已经到了2块多，我们会重新调整时间，等造价我们算得来账我们再来采购，光伏的灵活性更大，风电要提前1年采购运输兵吊装，整体吊装交付的时间会长一些，光伏是提前1-2个月采购就行了，铺光伏板也就1-2个月，装机的灵活性更大，所以现在我们肯定会调整下执行的时间，不会顶着高价做，除非是造价低，光资源特别好，每个项目对价格的承受能力不同，但2块多的价格让我们的意愿就不那么强了。

Q：如果高价持续，是保量还是收益率？

A：保收益率。

 

Q：梳理下在手资源？

A：签开发协议的量比较大，这个比较初级，都是几十GW的量，签了协议后会做批文的获得，比如土地、环保、水保、文物等部门，所以在已经签了协议的里面做些具体的项目安排，

做测风和可研报告，然后是跑批文，过去叫核准，现在有的是核准，有的是竞争性配置，光伏叫备案，这部分就算“核准备案”，截至9月我们有11GW，这部分只要电网给了接网许可，就可以转化为在建工程建设投产，这是个滚动的数据，有的投产了就不算储备了，也有新储备的。总体看我们的储备是能支撑我们的装机增长计划的。

Q：项目储备是排他性的吗？

A：不一定，有的省的协议是排他的，有的不排他，总体看还是倾向给先签的。

 

Q：11GW核准项目里8GW是海风吗？

A：11.4GW里风电近5GW，剩下6.4GW是光伏。

 

Q：3GW项目年底能完成吗？

A：投3GW，开工肯定大于3GW的，我们计划是风1.8GW（其中0.6GW是海风也没问题），11-12月集中投产；光伏需要再看合理的安排，目前管理层还没说调整目标，所以我们也还不能随意给市场指引。

 

Q：大基地的回报率？

A：今年还没大基地投产，今年有开工的，最早明年投产，是风光互补的，每个基地的情况也不一样，但平均看三北的造价是比较低的。比如去年新疆的第一个平价项目，造价6000多，还是用的高价风机，明年用低价风机会更便宜，所以回报底线肯定是守得住的。

 

Q：股本IRR7%要求，是假设的多少的融资成本？

A：每个项目不一样，我们平均的资金成本是4%及以下，但做可行性分析的时候是利率假设更高，利用小时更低，各方面设得比较保守吧。

 

Q：会有风机大规模出质保，计提损失之类的情况吗？

A：没有。这几年都挺稳定的，每年都有风机出质保，但比较稳定，绝对值肯定是增长，但度电的运维成本方面，每度电就1分9，今年也不会超过2分。减值方面也不会有，毕竟我们今年会回A股，各方面的表现会更好一些。

 

Q：可能再大规模限电吗？

A：应该不会，因为主要是考核电网，他们承诺了控制到5%以下，局部区域目前还是超过5%的，应该继续压新疆内蒙，不会让它反弹起来。电网宁可不接入项目也不会让限电反弹的。

 

Q：后续的收购集团资产有明确安排吗？

A：我只能说龙源是集团新能源发展的主要平台，但目前集团的思路是各省发挥属地化优势，因为龙源1家难以做到集团规划的十四五70-80GW，从重组计划看，我们是主要平台，但不敢说是唯一平台，各兄弟公司也会努力争取项目，但具体怎么整合还要看集团安排。这次解决同业竞争，是把现有的20GW在3年内注入上市公司，尽调压力很大，肯定是程度一批注入一批。

 

Q：十三五装机降速主要就是三北弃风吗？

A：没有别的因素，是非绿色区域不让新建，所以我们没什么量，主要在中东南部建设，开发难度大，要上山做，施工难度较大，所以每年就1GW+，十四五估计一半以上是大基地项目。

 

Q：项目回报率是ROIC还是ROE？

A：是equity IRR。

Q：以前的ROE都不高的原因？

A：有火电的干扰，剔除后是11%。

Q：这个11%还包含在建工程吗？

A：我说的是刨除火电干扰，没有再单独剔除风电的在建工程。

 

Q：风电以大代小？

A：之后会允许改造后继续运行，我们风电是20年，但土地获取时很多是30-50年，所以应该是允许你继续做，应该会有个国家能源局统一的指导性政策，各地再因地制宜，具体增容还是等容还要看电网的情况，目前也在积极研究方案，做风机更换的设计。

今年宁夏迈出第一步做实验，一半增容一半等容，未来等政策更明确再向市场分享，肯定是对我们这些老牌运营商有好处，早期项目是最好的风资源，换了大风机肯定受益，但电价就不一定是之前带补贴的电价了。

Q：是必须到了20年改吗还是可以提前？

A：不一定，比如有的项目采购的风机不行，一直没达到预期的利用小时，或设计的不好，也可以做改造，这个改造就看投入和回报能不能算得来账了。

 

Q：绿电交易？

A：现在是证电合一。溢价也不高，买方也承受得了。我们第一批没参与，但后面肯定是要陆续参与的，现在已经开始在参与了，我们更倾向平价项目做绿电交易，对回报率是有些好处的。

 

Q：如果溢价幅度扩大到超过补贴，会拿补贴项目做交易吗？

A：不太可能，陆风平均补贴2毛。现在的绿电溢价1-5分，如果做了绿电交易，你合理利用小时内给你的补贴会向后顺延。

 

Q：怎么看深远海项目的发展？

A：前景不错，和欧洲比我们是有短板，目前国家鼓励往深远海走，但国补没了打击短期积极性，但技术进步后，利用小时提升，发电量往上走，未来还是有很大发展前景的，我们在多个省都有项目储备，也会适时开发。

Q：除了广东，其他省是不是可能不补贴了？

A：也不一定，明年是没补贴的第一年，我们可能再看看。