2024年10月11日，三峡能源披露接待调研公告，公司于7月1日接待大成基金、新华养老、煜德投资、中信资产、远策投资等10家机构调研。
公告显示，三峡能源参与本次接待的人员共7人，为总会计师、董事会秘书、总法律顾问、首席合规官杨贵芳，战略发展部，资产财务部，工程管理部，电力生产与营销部，电力营销中心，董事会办公室(证券事务部)等相关部门负责人。
据了解，三峡能源在2024年上半年积极融入国家区域战略和地方经济发展，通过申报和竞配在多个地区获取新能源项目资源，新增获取新能源资源超过2800万千瓦，新增建设指标超过1200万千瓦，核准备案144万千瓦。在建项目规模超过2000万千瓦，其中海风约170万千瓦、陆风约381万千瓦、太阳能发电约1335万千瓦。公司预计2024年新增投产装机规模不低于500万千瓦。
公司近期新开工的风光电站投资收益率因技术进步和规模化效应而好于预期，整体成本控制得力，预计2024年单位千瓦投资较2023年略有下降。面对新能源消纳挑战，公司采取了提升发电量、强化沟通协调和加强人才队伍建设等措施。项目配储比例根据多种因素确定，储能成本占电站总成本的比例因配置比例不同而异，部分新建项目无须配置储能，一般情况下配置储能的造价低于独立储能。
国家保障性收购政策的放松对电站运营收益率有影响，公司通过提前谋划电力市场营销策略，密切关注绿色价值，合理制定开发方案，确保项目投资收益满足要求。2022年公司回收账款约80亿元，2023年符合条件的合规项目均予以结算。上半年公司风电、光伏的平均上网电价较上年同期有所下降，主要由于平价项目上网电量增速显著。市场化交易比例保持较快增速，公司参与绿电交易的省份达到19个，合作对象覆盖不同行业及类型的企业。现货交易策略以减少现货偏差电量，执行中长期电量为主。
调研详情如下：
1.2024年上半年资源获取情况如何?
答:2024年上半年,公司积极融入国家区域战略与地方经济发展,谋划新能源项目资源申报与竞配工作,在广西、河南、内蒙古、黑龙江、山东、江苏、河北等地获取新能源项目资源,不断提升资源获取竞争力。初步统计,公司2024年上半年新增获取新能源资源超2800万千瓦,新增建设指标超1200万千瓦,核准备案144万千瓦。
2.2024年上半年公司在建装机规模是多少?其中风电、太阳能发电结构如何?
答:截至6月底,公司在建项目规模合计超2000万千瓦,其中海风约170万千瓦、陆风约381万千瓦、太阳能发电约1335万千瓦。
3.预计2024年公司在建项目有多少能转化为投运项目?
答:2024年,公司新增投产装机规模力争不低于500万千瓦。
4.随着招标风机价格下跌,目前公司近期新开工的风光电站投资收益率在什么水平?公司的整体成本控制怎么样?
答:随着技术进步和规模化效应,近一两年风机、组件等关键设备价格呈下降趋势,公司在招标阶段通过公开招标等方式,按照投资概算控制设备招标、设计施工或epc招标成本,在其他边界条件不变的情况下,新开工项目的投资收益率好于可研阶段的预期。公司整体的成本控制措施和管理方式比较得力,预计2024年单位千瓦投资较2023年略有下降。
5.从全国新能源消纳监测的数据中可以看到,2024年1-5月三北区域的部分省区(甘肃、新疆、河北、吉林等)新能源利用率已经降低至95%以下,公司如何看待后续消纳矛盾的发展趋势?公司如何应对弃电率上升风险?
答:2024年5月全国新能源并网消纳情况显示,1-5月光伏发电利用率96.7%,同比下降1.6个百分点,风电利用率95.9%,同比下降0.7个百分点,全国范围内新能源利用率总体呈下降趋势,新能源消纳仍面临一定挑战。公司应对措施:一是做到度电必争,督促指导各单位成立发电量提升工作组,深入分析影响发电量各种因素,积极采取针对性措施;二是强化沟通协调,与当地电网、电力交易中心积极对接,动态了解当地电力负荷供需关系,掌握调度机构限电时段负荷分配规律,借鉴好的经验做法,争取降低限电率;三是加强人才队伍建设,安排业务骨干吃透政策,既要算好“政策账”,也要算清“经济账”。
6.公司项目强制配储要求是多少,大概的储能成本多少,占到总电站成本的比例?新建项目都有配储的要求吗?配储成本是否比独立储能成本要低?
答:项目配储比例根据地方政策制度、招标/竞配文件、电网接入系统批复等确定,7月市场公开招标价格约0.6-1.2元/瓦时,储能成本占电站总成本的比例因储能配置比例不同而存在较大差异。部分新建项目无须配置储能,一般情况下配置储能的造价低于独立储能。
7.国家保障性收购政策放松之后对电站运营收益率的影响?
答:《全额保障性收购可再生能源电量监管办法》进一步凸显市场机制在资源优化配置中的作用,对可再生能源电量消纳意义重大。长期来看,缓解行业消纳压力需在《办法》的指导原则下,由政府、企业和社会各方面形成合力。公司始终充分考虑电力市场对项目收益与布局方案的影响,坚持提前谋划电力市场营销策略,密切关注绿电、绿证、ccer等绿色价值,合理制定区域及项目开发方案,确保项目投资收益满足要求。
8.公司2022、2023年实际补贴回款额情况如何?
答:可再生能源电价附加回收工作根据国家财政公共预算拨付进度开展,公司2022年回收账款约80亿元,2023年符合条件的合规项目均予以结算,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。
9.公司上半年风电、光伏平均上网电价和变动幅度?
答:公司年报披露的平均电价为各地区项目电价加权平均计算的结果,受不同标杆电价地区装机和上网电量结构、可再生能源电价附加回收情况、电力市场化进程及政策规则、电力交易成效、考核分摊费用等多因素综合影响。上半年公司风电、光伏的平均上网电价较上年同期均有所下降,主因均系公司平价项目上网电量增速显著、占总上网电量的比重增加,可再生能源电价附加对平均电价的贡献有所下降。同时,公司各电源类型的平均电价也受到新增项目地域分布情况以及市场化交易波动性的影响。
10.今年上半年的市场化交易比例是否有提升?
答:从区域和各地的市场政策要求来看,公司上半年市场化交易比例保持较快增速。
11.公司绿电交易的主体地区?主要的客户主体有哪些?对绿电交易的展望?
答:今年以来,国家不断深化绿色消费引导,出台相关政策刺激绿电需求,绿电客户群体的多样性增加,对绿电的品质需求升级。截至7月,公司参与绿电交易的省份达到19个,国网华东、华北、西北、东北、华中、西南地区以及南网地区均涉及,交易规模较大的主要为华东和华北地区,合作对象覆盖不同行业及类型的企业。就绿电本身的特点来说,绿电交易是推动新能源快速健康发展的重要抓手,体现了新能源独特的环境价值。
12.公司参与的现货交易比例?
答: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。