中國三峽新能源(集團)股份有限公司于2022年11月11日通過現場加線上方式舉辦2022年第三季度業績說明會時回答表示：

2022年，光伏組件價格始終維持在較高水平，組件采購均價為1.9-2元/W,目前組件價格仍在高位，結合最新集采報價，仍有2元/W以上報價出現。按照當前組件價格大規模進行組件供貨安裝，部分項目面臨超概風險、收益率收緊，對公司光伏項目建設進度、IRR造成一定影響。

目前受波動、手續延滯、組件高價、送出工程建設滯后等眾多難題轄制，預計年底光伏項目大規模施工難度較大，特別是大規模進行組件安裝的可能性很小。大基地項目沒有強制性開工要求。

公司積極指導各項目單位通過采取調整建設節奏的措施來應對組件價格上漲，同時積極對接政府、國網單位，重點監測光伏組件原材料價格走勢，協調各設備廠家提升技術升級和產品迭代降低組件價格等。

全文如下

請問公司第三季度裝機情況如何，以及全年裝機目標進展如何?

答：公司僅在年報、半年報中披露年度、半年度裝機數據，三季度裝機數據未披露。2022年上半年，公司新增裝機容量210.46萬千瓦，其中陸上風電新增80.06萬千瓦、太陽能發電新增130.40萬千瓦。

2022年，面對多點散發、能源保供形勢嚴峻、組件價格居高不下、合規管理日趨嚴格等新形勢新挑戰，公司將精準施策、錨定目標、加壓奮進，全力以赴推進項目建設工作，力爭完成全年裝機目標。

請問公司今年海上風電新增資源獲取及并網情況如何?以及“十四五”期間海上風電發展方向?

答：2022年，公司新增獲取江蘇大豐、上海金山、天津、遼寧大連、海南東方等地共195萬千瓦海上風電資源，其中上海、海南海上風電實現“零”突破，正在積極推進項目前期工作;山東昌邑30萬千瓦海上風電項目及福建平潭外海10萬千瓦海上風電項目計劃年內陸續并網。

“十四五”期間，公司將繼續積極落實“四個革命，一個合作”能源戰略，切實服務“碳達峰、碳中和”目標任務，在推動清潔能源產業升級和創新發展中承擔引領責任，堅決實施“海上風電引領者”戰略，著力打造沿海最大海上風電走廊，扎實推進實現海上風電建設、管理、技術、標準、人才、品牌等“六個引領”。

目前政策要求配置儲能的情況，是否都要求配置儲能?配儲的項目里要求的比例和小時數大概在多少?主要是自建還是采用租賃的方式?如果是自建的話，怎么看這一塊的收益?

答：隨著各地區新能源電源占比不斷提高，對電網提出的挑戰越來越大。為進一步提升調峰調頻能力、平滑電力輸出，自2020年起，已有多地明確要求新能源項目并網應配置一定比例的儲能設施，儲能配置比例在10%-20%之間，儲能配置小時數為1-2小時。

公司新能源項目配置儲能的比例和時長主要基于各地政府的政策要求,自建及租賃方式均有涉及，投資決策階段已將配儲成本計入項目總成本，在滿足項目收益率要求后進行投資開發。

隨著新能源裝機規模與比例不斷提升，對配套電源調節能力要求更高，請簡要介紹公司儲能業務發展情況?

答：公司緊緊圍繞“風光三峽”“海上風電引領者”戰略，深入推動抽水蓄能、新型儲能、氫能等業務發展。抽水蓄能方面，已有多個項目進入國家抽水蓄能中長期發展項目庫，甘肅、青海、遼寧、新疆、陜西、山西等多地的抽蓄項目已有序開展前期工作;電化學儲能方面，公司目前在甘肅、河南、江蘇、遼寧等19個省份已配置或欲配置電源側電化學儲能，合計約6GWh;氫能方面，目前公司已在內蒙古鄂爾多斯市準格爾旗納日松投資建設40萬千瓦光伏制氫產業示范項目，該項目的實施有助于在規模化、模塊化、系統化新能源制氫項目上積累工程建設管理、安全穩定運行經驗，為后續新能源制氫項目提供技術支撐;同時減少新能源項目對外送通道的依賴，降低地方與企業碳耗。

公司與集團兄弟企業長江電力等合資設立的內蒙古三峽陸上新能源投資有限公司股權如何安排?其他區域或海上風電項目是否會有類似合作?

答：內蒙古三峽陸上新能源投資有限公司由公司與集團兄弟企業長江電力、三峽資本、三峽投資合資設立，分別持有其34%、33%、16.5%、16.5%股權，由公司控制并實施并表。

該公司的設立是落實公司發展戰略的重要舉措，有利于公司進一步加快在內蒙古自治區的新能源資源獲取及市場拓展，增強資源優勢和規模突破。

其他區域及海上風電項目將根據業務實際發展情況擇機開展相關合作。

請問合規監管趨嚴趨緊會對之后項目開發流程帶來哪些變化或影響?

答：目前來看，新能源行業合規監管并沒有對公司項目開發流程有明顯影響。

公司理解，在國家持續推進“放管服”改革的大背景下，新能源開發建設的手續辦理已經大幅優化、簡化。

國家和地方層面近幾年組織的一些檢查，也是對政策落實情況的監督，使整個行業能貫徹落實好各項政策要求，是有助于規范行業發展、促進企業良性競爭的。

公司本身在合規管理上一直要求比較嚴格，在一如既往遵守法律法規、行業政策的前提下，進一步加強了公司的合規體系建設、完善合規工作機制，比如在公司及所管理的子企業，均配備了首席合規官和合規專員，以進一步強化各業務領域的合規審查;同時，通過發布合規指引、發出合規風險提示等各種方式，不斷提升項目的合規性水平。

總體上，公司認為，行業監管措施的落地落實，對公司項目開發流程沒有帶來明顯的變化，而是會進一步促進我們更加扎實地做合規管理工作，進一步保障公司高質量發展，也會進一步為投資者們帶來更多收益。

最近各省均有光伏項目被取消，是因為消納的原因還是別的原因?

答：近期，因項目未能在規定時限內建成投產，全國多地發文廢止或收回部分光伏建設指標。

項目未按期建成，主要有兩方面原因：一是消納問題，不少區域電源規劃及用電負荷存在“僧多粥少”的情況，缺乏系統的跨區域送出規劃，新建項目受限電影響整體經濟性下降，新能源運營商開發積極性不高;二是光伏項目涉及大規模用地，觸及生態紅線、林地等限制性問題也將導致項目工程進度滯緩。

公司將根據各省規劃，落實消納條件及排查限制性因素，嚴格按照國家相關政策合法合規使用土地，確保后續項目開發依法合規、有序發展。

公司第三季度補貼款回收情況如何?較去年度同期回款是否有所提速?

答：2022年7月15日，國家電網發布《關于2022年年度預算第1次可再生能源電價附加補助資金撥付情況的公告》。

公告顯示，2022年第一批次補貼資金總額399.37億元，其中包括風力發電105.18億元、太陽能發電260.67億元。

公司第三季度收到今年首次全國范圍內批量結算補貼款，回款較前兩季度顯著增長，截至9月底，從電網收回補貼款16.59億元，較去年同期增幅36.68%。

國網和南網剛發了第一批可再生能源補貼核查合規項目清單，請問公司納入第一批合規項目的情況如何?

答：公司截至2021年底帶補貼的集中式項目均納入補貼核查范圍，其中164個項目已納入第一批可再生能源補貼核查合規項目清單。

請問公司是否收到已被納入第一批可再生能源發電補貼核查確認的合規項目清單中的項目補貼?情況如何?

答：公司已陸續收到被納入第一批合規清單中部分項目的補貼電費，均為所屬期2021年及以前補貼電費。

請問造成公司信用減值損失占應收賬款的比例比其它發電公司高的原因是什么?

答：目前，公司無法從公開市場獲取其他發電公司信用減值損失的計提比例;同行業上市公司電源結構也存在較大差異，普遍存在火電、核電、生物質發電等其他業務，單純數據比較會存在一定的偏差性。

公司嚴格按照《企業會計準則》及相關規定，基于謹慎性原則，參照歷史信用損失經驗，結合當前狀況及未來經濟狀況預測計提壞賬準備，審慎地反映公司的財務狀況和經營業績。

補貼核查中市場上部分項目有受到處罰，公司有無處罰情況?

答：公司在項目開發建設中，嚴格遵守國家相關政策法規，以國家政策為導向，嚴格按照規定程序申領補貼，不存在“騙補”等違規現象。

請問公司基地項目的開工情況如何?對公司本年度的并網計劃是否有影響?

答：公司基地項目累計9個，目前均已動工建設，但整體建設進度受封控、用地制約、消納不足、光伏組件價格高等諸多因素影響，致使項目建設進展不及預期。

結合公司年度建設目標任務，內蒙、青海、甘肅、陜西、山西等眾多省份因反復影響，致使基建項目手續辦理滯后、建設資源投入有限、設備進場等受限，對年度并網計劃造成一定影響。

目前為止，公司光伏組件的采購均價大概是多少?在目前組件價格較高情況下，公司光伏項目IRR是否能夠保證?公司延后建設的光伏項目比例大嗎?公司年底是否會大規模開工光伏項目?國家大基地項目是否有強制開工的要求?

答：2022年，光伏組件價格始終維持在較高水平，組件采購均價為1.9-2元/W,目前組件價格仍在高位，結合最新集采報價，仍有2元/W以上報價出現。按照當前組件價格大規模進行組件供貨安裝，部分項目面臨超概風險、收益率收緊，對公司光伏項目建設進度、IRR造成一定影響。

目前受波動、手續延滯、組件高價、送出工程建設滯后等眾多難題轄制，預計年底光伏項目大規模施工難度較大，特別是大規模進行組件安裝的可能性很小。大基地項目沒有強制性開工要求。

公司積極指導各項目單位通過采取調整建設節奏的措施來應對組件價格上漲，同時積極對接政府、國網單位，重點監測光伏組件原材料價格走勢，協調各設備廠家提升技術升級和產品迭代降低組件價格等。

請問公司如何看待風機廠商報價仍在降低的現象?

答：隨著風電機組大型化及技術進步的持續加速，單機容量進一步提升，致使風機單位重量下降，造價降低;風機葉片增長，掃風面積引起全生命周期發電量增多、機組數量需求變少帶來風機吊裝及運維成本降低，因此風機成本與風力發電成本有望進一步降低;同時，風機市場充分競爭也是風機價格降低因素之一。

2022年上半年，因管控等因素影響，風電裝機較緩，預計2022年第四季度及后續進入風機吊裝高峰期，同時考慮當前風電相對光伏裝機的性價比，后續風電需求向好，整體看好風電投資。

公司三季度電價情況如何?市場化交易部分電價和現貨交易電價是否有明顯提升?迎峰度夏電力緊張期間，市場供不應求，后續是否可能會有持續提升?

答：2022年，電改繼續向縱深推進，全國統一電力市場建設提速，現貨市場建設進程加快。全國正逐步建立“能漲能跌”的市場化電價機制，部分省份基數電量持續減少，新能源市場化交易規模持續擴大，中長期交易分時電價、現貨交易復雜多變，部分省份平價項目也被動參與現貨交易，市場競爭持續加劇，跨省區外送省間壁壘依然存在。

同時，為進一步激發綠電需求，國家召開綠電、綠證專題會，國家及多個省份也出臺了規范和促進綠電交易的政策，市場挑戰與機遇并存。

今年前三季度，公司整體交易電量129.53億千瓦時，交易電量占比37.7%，同比提升8.62個百分點;含補貼度電交易均價同比提高3.94%;甘肅、山西、山東、蒙西四個省份結算省內現貨交易電量4.03億千瓦時，占整體交易電量的3.11%;參與寧夏、冀北、山東、廣西等11個省份的綠電交易，成交電量7.11億千瓦時，預計增加環境價值收益4000萬元左右。公司三季度市場化交易電價較為平穩，較上半年未發生明顯波動。三季度，在迎峰度夏電力緊張期間，供需形勢偏緊，現貨交易電價小幅提升。

四季度迎峰度冬期間,在供熱機組開機和新能源出力增加雙重因素的影響下，供需形勢預計有所緩和，中長期交易電價相對平穩，現貨交易價格預計較迎峰度夏期間有所回落。

但新能源出力受風光資源影響較大，可能會出現新能源小發期間電力供應不足和大發期間消納困難交替出現的情況，現貨市場交易價格仍會繼續波動。

在國家政策引領下，公司提前預判并緊跟市場形勢變化，積極參與部分省份現貨專班規則研究，創新開拓跨省區點對點自主增量交易，并深挖綠電價值，不斷提升市場競爭力。

與時俱進，加強內部管理，充分對標;搶抓機遇，深耕專業，突破難點，持續提升交易水平，創造更大綠色價值。

除了山東區域，其他區域是否有比較成熟的共享儲能的收益機制，公司如何考慮下一步開發?

答：目前市場上，獨立(共享)儲能第一個項目于2020年落地青海，現有多個省份開始制定獨立(共享)儲能市場機制，收益模式各有不同。

已實施的如：青海投運的獨立儲能項目，收益模式為固定價格結算被調用調峰電量(結算價格為0.7元/kwh，暫不參與現貨和輔助服務市場);山東省投運的獨立儲能項目，收益機制相對完善，收益模式包括共享租賃、現貨交易和容量補償三部分;甘肅省的投運獨立儲能項目，收益模式為參與調峰和調頻輔助服務市場獲取輔助服務收益。

三峽能源公司，在山東已投運的獨立儲能項目，投運規模為100MW/200MWh，自2022年3月參與電力市場交易，容量補償收益占比80%左右，現貨價差收益占比20%左右;共享儲能租賃市場剛剛啟動，預計2023年將獲得儲能租賃收益。

獨立(共享)儲能收益機制的日漸完善將會提高獨立儲能項目建設投資的積極性。

公司持續跟進最新儲能動向和政策，加強對儲能電站參與電力市場的深入研究，充分發揮儲能電站和新能源電站的協同作用。

根據政策規劃和差異化儲能市場機制，在投資收益滿足公司要求的情況下，穩妥推進公司儲能電站的建設。

公司目前海上風電的開工情況，預期明年海上風電裝機計劃?到目前為止海上風電單位裝機成本大概在多少，比去年下降了多少，下降的部分主要來自于哪里?

答：截至目前，公司海上風電累計并網裝機達到457萬千瓦，明年計劃開工建設總裝機565萬千瓦。海上風電受水深、離岸距離、建設規模、海洋水文及地質情況差異等因素影響，造價水平有差異。

海上風電項目單位千瓦平均造價較去年下降約30%，主要原因是風電機組設備價格降幅較大。此外，海纜等設備與施工費用也存在一定程度的下降。