三峡能源600905）9月8日发布投资者关系活动记录表，公司于2023年9月6日接受23家机构调研，机构类型为保险公司、其他、基金公司、证券公司。 投资者关系活动主要内容介绍：
答：公司2023年上半年新增并网装机规模178.98万千瓦。新能源项目建设窗口期较为集中，多为年初开工、年底集中并网，投产规模整体呈现前低后高、第四季度集中增长的特点。今年大部分项目将在第四季度完成并网，预计全年新增并网装机规模不低于500万千瓦。同时，公司在建项目超1300万千瓦，将集中在今明两年陆续投产，可为“十四五”装机增长提供有力支撑。
答：公司目前资源储备超1.5亿千瓦，截至2023年8月底，今年共新增取得已明确坐标点资源2480.13万千瓦，其中陆上风电635.82万千瓦、太阳能发电1543.21万千瓦，一体化300万千瓦，海上风电1.1万千瓦。2023年新增核准、备案项目总计1415.94万千瓦，其中海上风电41.1万千瓦、陆上风电63.45、光伏发电1238.21万千瓦、独立储能69.2万千瓦。
答：公司积极推进项目建设力度，全年开工建设项目装机规模突破千万千瓦，且现有资源储备充足，今年新增核准、备案项目规模已超1400万千瓦，未来还将持续加大资源获取力度，有序推动项目具备开工建设条件，形成滚动开发格局，为实现项目投产持续平稳增长提供支撑保障。
答：公司2023年上半年营业收入同比增长13%，利润总额同比下降9%，收入利润不匹配原因：一是受《企业会计准则解释第15号》解释的影响，2022年新增装机较少，试运行收入同比减少较多；二是2022年投产装机今年陆续转固，折旧及运营成本均有所增加；三是去年12月开始发电企业计提安全生产费，营业成本同比净增加；四是参股企业盈利水平波动，投资收益同比下降39%。 公司三季度和全年的经营业绩主要仍受自然资源及新增投产装机等因素影响，公司将全力加快新项目投产，全力做好已投产项目运维，千方百计多发电，控制成本费用，不断提升经营水平，保持公司业绩稳定。
问：上半年公司营业成本涨幅较大，其中折旧、运维费用、安全生产费用等因素的影响能否详细拆分？下半年的营业成本变化趋势是否与上半年一致？
答：公司2023年上半年营业成本同比增长34.67%，其中，安全费用同比增长1846%，人工成本同比增长26%，固定资产折旧同比增长25%。 公司所处风电光伏行业是重资产行业，营业成本中各项成本占比相对较为稳定，其中，固定资产折旧占比最高、金额最大；预计下半年公司营业成本结构保持稳定，增速有所放缓。
问：管理费用和人工成本同比增幅较大的原因？去年、今年员工数量变动情况？以及对管理费用和人工成本的影响幅度？
答：公司2023年上半年管理费用7.31亿元，同比增长63%，具体参见《2023年半年度报告》“第十节财务报告”。 综合考虑公司“十四五”末风电光伏业务规划及新型电力系统建设所需光热、新型储能等新业务、新模式大量涌现等实际情况，为解决公司业务规模快速增长急需的人力资源缺口、弥补以往年度专业人才储备短板，公司2022年新增员工1201人，2023年上半年新增员工21人，且部分风电光伏项目2023年陆续进入运营期转固后，计入项目运营成本的职工薪酬也相应陆续增加。
问：公司财务费用同比增加的原因？上半年综合融资成本是多少？从各种融资渠道分别能达到什么水平利率的？
答：公司2023年上半年财务费用19.79亿元，同比增长5.48%，具体参见《2023年半年度报告》“第十节财务报告”，主要原因为带息负债余额增长，以及新项目转固后费用化利息相应增加。 2023年上半年，在国家政策利好趋势下，公司资金成本控制显著成效，综合融资成本较LPR下浮10%以上。在保证资金安全的前提下，公司坚持低成本融资策略，努力降低公司资金成本。目前公司融资品种主要包括银行、融资租赁、发行债券等。各种融资渠道资金成本各有差异，与国家政策、资本市场情况和项目自身实际情况等多种因素密不可分，但总体上得益于公司AAA主体评级，公司从各种渠道获得的资金低于市场平均水平。
答：公司2023年上半年实现投资收益4.20亿元，主要为权益法核算的长期股权投资收益，具体参见《2023年半年度报告》“第十节财务报告”；上半年投资收益同比下降39%，主要受被投资单位盈利水平波动影响，主要包括金风科技002202）、亿利洁能600277）、福建三川及福能海峡等。 下半年及明年趋势主要还是取决于宏观经济和被投资企业的经营情况，公司会持续加强对外股权日常管理工作，密切关注被投资企业经营情况和财务状况，通过董事、股权代表行使权利，维护公司权益。
答：2021年12月30日，财政部发布《企业会计准则解释15号》，按照15号解释，公司新能源基建项目试运行收入计入当期营业收入，不再冲减项目造价；与试运行销售相关的成本计入当期损益，但试运行期间不计提发电资产折旧，在“营业成本”项目列示的发电成本比例相对较小，新项目试运行期间毛利会明显高出后面进入正常运营期的毛利。随项目投产验收、资产达到预定可使用状态后转固，试运行带来的增利降低，毛利率逐渐恢复正常水平。15号解释导致公司出现收入与成本增长不匹配问题，但随着公司装机规模不断增长，营收基数不断扩大，15号解释对公司业绩影响将会呈现逐步弱化趋势。
问：当前国家含补贴项目核查情况进展？期末还有多少存量补贴？上半年收回可再生能源补贴情况？全年回款以及补贴核查最终结果有没有大致的预期？
答：公司一直积极配合国家核查工作，据实依规提供证明材料，目前等待主管部门进一步指示，暂未取得新的进展。 根据半年报数据，公司应收账款中补贴余额317.27亿元。上半年受国补核查影响，全国范围内补贴电费结算进展缓慢。 截至目前，中央财政部已于6月28日发布《下达2023年可再生能源电价附加补助地方资金预算的通知》，下达预算金额合计约26.9亿元，主要集中在内蒙古区域，公司内蒙古区域项目也于本次收到部分补贴电费。2023年8月21日，公司各区域部分合规项目陆续收到开展2023年第一次集中结算补贴电费的通知。截至8月底，公司2023年收回补贴电费10.7亿。 全年补贴回款主要受国补核查影响，现阶段公司也未获取到公开信息以外的其他相关信息，对于补贴核查最终结果无法主观判断，但鉴于国家在全国范围内进行补贴核查，是为了夯实存量，解决历史欠补问题，公司相信在核查结果落地后，历史存量补贴将得到妥善解决。
答：预计今年福建平潭11万千瓦海上风电项目、山东牟平30万千瓦海上风电项目将实现全容量并网发电，力争福建漳浦二期40万千瓦海上风电项目实现首批机组并网发电。 青洲五、六、七项目正积极推进用海审批等合规手续办理，力争尽快具备开工建设条件。
答：根据公司8月最新组件开标价，P型182双面组件1.17～1.24元/W，P型210双面组件1.24～1.25元/W，N型topcon182及以上双面组件1.26～1.28元/W，对应单面组件价格在上述价格上减少0.02元/W，上述价格均含运费；陆上风机（含塔筒）最新价格为1899～1980元/kW，海上风机（含塔筒）价格为3360～3827元/kW。组件与风机价格与项目收益密切相关，鉴于组件与风机价格较年初有所下降，项目投资收益率有一定程度改善。
问：在手大基地项目开发进度如何？是否面临送出线路建设进度低于预期和就近消纳面临限电率反弹压力的情况？
答：公司获批的9个国家第一批大型新能源基地项目共计685万千瓦，目前所有项目均已开工，大部分项目具备年底并网条件，配套送出线路建设进度匹配新能源本体建设进度，消纳利用水平整体良好。获批的千万千瓦级沙戈荒大基地项目先导工程进展顺利，蒙西至京津冀直流输电通道已纳入“十四五”全国电力规划，外送省份河北用电需求旺盛，公司将有力统筹电源项目开发建设进展，实现与外送通道同步建设、同步投运。
答：上半年，公司风资源较去年略有上升，光资源同比去年略有下降；中小水电资源较去年同期下降较为明显，主要因为公司中小水电主要集中在云南区域，今年上半年云南区域干旱严重导致来水不足，公司中小水电装机规模较小，对总体发电量影响不大。从上半年的资源情况来看，预测今年三、四季度，风光资源整体情况基本与去年持平。
问：公司上半年风电、光伏平均上网电价和变动幅度，市场化交易电量占比和变动幅度；市场化交易部分电价水平？未来电价走势展望？
答：受平价项目装机的增长和补贴项目电量波动变化影响，2023年上半年公司风电平均电价496.3元/兆瓦时(不含税)，光伏平均电价505.8元/兆瓦时(不含税)，同比均小幅下降。在新能源平价上网的大趋势下，补贴项目的占比将逐渐缩小，补贴电价对平均电价的影响将逐渐减弱。 电力市场化进程仍在加速推进，公司2023年上半年市场化交易比例较2022年全年有小幅增加，交易电价水平同比有所提升，主要原因为绿电交易及自主跨省交易的交易水平提高。 公司平均电价为各地区项目电价加权计算的结果，受不同地区装机和电量结构变化、电力市场政策变化、电力交易成效以及分摊费用变化等多个因素影响。未来，公司将不断强化市场意识，持续加强市场规则研究，加快电力市场营销数智化建设，提升软硬件配备，全面提升市场竞争力；做好交易人才储备和培养，提升电力市场交易能力；紧抓市场机遇，不断开拓绿色创收途径；优化营销管控模式，统筹考虑中长期与现货市场、省内与省间市场，提升交易质量；因地制宜制订差异化交易策略，提升精益化管理和风险防控水平，不断提升电力市场化交易质量。
答：2023年上半年，市场化交易电量仍以常规中长期交易电量为主，占比约80%。绿电市场规模持续扩大，绿电交易电量占比较2022年有所提高，电量占比约10%；环境溢价上，各省绿电市场溢价水平不同，且多省出台了个性化绿电交易及偏差结算规则，从总体来看，公司绿电的度电溢价水平与2022年基本持平，约为0.07元/千瓦时。 现货交易方面，上半年持续开展电力现货结算试运行的省份仍为山西、甘肃、山东、蒙西，广东峡沙风电试点参与广东现货市场。交易政策较去年无重大调整，整体上半年现货结算电量占比与2022年全年相比有小幅增加，占比约6%； 现货交易省区交易均价较去年同期有小幅提升，波动原因主要为新能源出力的季节性和年际变化、交易规则变化。
问：储能在新能源行业的发展前景？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？
答：随着各地区新能源电源占比不断提高，对于电网提出的挑战越来越大。为进一步提升调峰调频能力、平滑电力输出，自2020年起，已有多地明确要求新能源项目并网应配置一定比例的储能设施，储能配置的要求在10%-20%之间，储能小时数要求为1-2小时。 目前新能源项目配置储能主要以新型储能为主，公司积极响应国家及地区配置储能要求，在甘肃、河南、江苏、辽宁、新疆等省份已配置或将配置电源侧电化学储能，推动光热、氢能等从政策研究、技术论证迈入成功实施，探索抽水蓄能、压缩空气储能、钠离子、钒液流等不同时间尺度、创新储能技术的互补应用。此外，公司率先探索电网侧独立储能项目，山东庆云一期项目成为全国首批参与电力现货市场的独立储能电站，在河南、广东等地开展电能量市场和调频辅助市场双重探索。 结合当前技术发展水平及趋势，常见的锂电池储能建设成本约1500-2000元/kWh，抽水蓄能的建设成本约4500-7000元/kW，压缩空气储能建设成本约4000-6000元/k。
