三峡能源机构调研纪要

调研日期: 2024-04-01 中国三峡新能源(集团)股份有限公司(以下简称三峡能源)作为三峡集团新能源业务的战略实施主体,承载着发展新能源的历史使命。近年来,三峡能源积极发展陆上风电、光伏发电,大力开发海上风电,加快推进以沙漠、戈壁、荒漠为重点的大型风电、光伏发电基地建设,深入推动源网荷储一体化和多能互补发展,积极开展抽水蓄能、新型储能、氢能、光热等业务。同时,投资与新能源业务关联度高、具有优势互补和战略协同效应的相关产业,基本形成了风电、太阳能、储能、战略投资等相互支撑、协同发展的业务格局。2021年6月,三峡能源正式在沪市主板上市,是国内电力行业历史上规模最大IPO,同时也是当期A股市值最高的新能源上市公司。三峡能源始终坚持规模和效益并重,实施差异化竞争和成本领先战略,努力打造产业结构合理、资产质量优良、经济效益显著、管理水平先进的世界一流新能源公司,为服务国家"双碳"目标贡献智慧和力量。 1.2023年公司并网情况如何? 答:2023年,公司新增装机容量1353.56万千瓦,累计装机容量达到4004.44万千瓦,较上年末增长50.99%。 2.目前公司的资源储备量有多少? 答:公司持续加大资源储备力度,2023年新增核准、备案项目超2000万千瓦。 3.2024年公司有多少在建项目?预计全年投产装机规模是多少? 答:2024年第一季度,公司在建项目规模超千万千瓦。“十四五”期间,公司力争平均每年新增装机规模不低于500万千瓦。 4.如何看待2024年广东、福建、江苏、浙江等沿海省份海上风电竞配形势? 答:各地结合国家规划及实际发展情况不定期组织海上风电竞配,优选确定投资开发主体。公司持续关注和跟踪各省市的竞配动态及相关要求,注重投资回报、投资逻辑,坚持高质量发展目标不动摇。 5.公司如何定位抽水蓄能业务发展?目前有多少项目储备? 答:公司紧密围绕新能源主业规模化、高质量发展目标,聚焦新能源大基地,考虑与新能源主业协同效应,按照“风光水储”一体化模式,优 先在新能源富集的西北等地区以及电网用电量较大、调峰压力较大的中东部地区开发抽水蓄能项目,多个项目进入国家抽水蓄能中长期发展项目库,正积极开展项目筹建工作。 6.公司第一批大基地项目以及配套特高压外送通道的建设进展情况如何? 答:2021年12月,国家发改委、国家能源局发布《关于印发第一批以沙漠戈壁荒漠地区为重点的大型风电光伏基地建设项目清单的通知》。公司获批的9个国家第一批大型新能源基地项目规模共计685万千瓦,均按计划顺利推进,外送项目配套特高压外送通道已投运。 7.2023年公司参与市场化交易的电量、电价情况如何? 答:2023年,公司在23个省区参与电力市场化交易,结算交易电量260.78亿千瓦时,占上网总电量的48.63%,较2022年增长8.05个百分点;得益于政策引导、绿电需求升级、外送扩量、模式创新、功率预测精度提升、营销队伍建设等多方面原因,整体交易均价较2022年有所提升。 8.公司目前现货交易情况? 答:目前,公司投产区域参加现货长周期连续试运行的地区共5个,分别为山西、甘肃、山东、蒙西和广东。现货市场与中长期市场相互衔接,现货交易结果很大程度上受中长期签约情况影响,公司整体现货策略以减少现货偏差电量,执行中长期电量为主。 9.绿电交易、绿证的情况及价格? 答:绿电交易价格各地区差异较大,与当地绿电需求、供给息息相关,整体来看东部地区溢价较高。公司绿证销售价格与市场均价基本持平。 10.2023年底火电容量电价政策出台后,各省中长协实际交易的煤电电量电价略有下降,新能源电价是否受到影响? 答:煤电容量电价机制是我国现有电能量市场、辅助服务市场的重要补充,将改变各市场之间的比价关系,带来相应市场的价格波动。在煤电仍有较大市场的地区,新能源交易的电能量部分价格会受到煤电议价竞价行为的影响。 11.2023年公司可再生能源电价附加回收情况如何?年末有多少的累计应收?进入合规清单的项目数量? 答:公司根据中央政府性基金支出预算拨付进度开展可再生能源电价附加回收工作,符合条件的合规项目2023年均予以结算,回收比例按照电网企业统一安排,与同地区同类项目拨付比例一致。截至2023年末,公司应收可再生能源电价附加余额360.20亿元。公司截至2021年底带补贴的集中式项目均纳入补贴核查范围,其中164个项目已纳入第一批可再生能源补贴核查合规项目清单。公司将继续积极配合核查工作,据实依规提供证明材料,目前等待主管部门进一步指示。 12.公司最新的综合融资成本是什么水平?当前低利率环境下,对后续项目开发的各渠道融资有何计划? 答:在国家政策利好趋势下,公司2023年资金成本控制成效显著,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。始终坚持多元化融资渠道,持续通过发行债券、流动资金贷款、项目贷款、融资租赁等获取资金,后续融资过程中,公司将加强对资本市场和行业政策的研究,兼顾资金保障和成本管控,全力获取低成本资金,为项目开发提供坚实的资金支持。 13.公司后续在分红方面有何计划?如何考虑兼顾公司成长与回馈股东? 答:公司一直十分重视对股东的合理投资回报,保持利润分配政策的连续性和稳定性,并兼顾公司的可持续发展。自上市以来每年坚持现金分红,共分配现金股利3次,累计分配现金股利38.66亿元。公司2023年度利润分配将向全体股东每10股派发现金红利0.78元(含税),合计拟派发22.32亿元,占合并口径归属于母公司所有者净利润的31.09%。后续将继续综合考虑盈利状况、股东投资回报、未来发展等因素确定现金分红金额,一方面给股东带来现金回报,确保股东权益,另一方面立足于长远发展,留存一定比例利润用于再投资 ,为股东创造长期价值。 14.如何看待强制配储? 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,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,储能配置的要求一般在10%-20%之间,储能小时数要求为1-2小时。目前,新型储能存在大规模建设和调用不充分的矛盾,希望未来新型储能够被进一步高效调度运用,调节价值得到充分发挥,为新型电力系统和新型能源体系建设提供有力支撑。 15.公司有没有满足“以大代小”改造标准的风电项目?有的话后续如何规划? 答:公司目前有部分风电项目已满足“以大代小”改造标准,后续将进一步建立健全管理体系,及时跟踪掌握地方政策动态,有序推进有关项目“以大代小”改造升级工作。 16.当前新能源行业风光利用率如何?是否存在弃风弃光情况?公司利用率水平如何? 答:根据全国新能源消纳监测预警中心披露的数据,1-2月全国风光利用率同比去年略有下降。2023年,公司风电发电厂可利用率为99.14%,较2022年增加0.86个百分点,太阳能发电厂可利用率99.83%,较2022年减少0.03个百分点。