三峡能源-600905-机构调研汇总

1. “十五五”装机规划与2026年并网目标

• “十五五”期间：锚定“到2030年初步建成世界一流清洁能源公司”总目标，装机增速原则上与国家规划保持一致。
• 2026年：力争新增并网装机500万千瓦，下半年全力以赴推进项目工程建设，力争实现年初并网目标。
• 下半年：预计新增并网项目主要为风电，占总并网规模约四分之三，主要位于广东、山东、湖南、江苏。

2. 应对新能源全面入市挑战与电价展望

• 应对新能源全面入市：全面实施一项目一策，常态化多层级对标；探索“碳、电、证”一体化销售，签订跨省绿电PPA协议；构建多能互补销售方案，试点能源管理、“售电+”等。
• 智能化体系：搭建智能化体系，提升交易决策、复盘提升、营销管控精准度；建立人才动态调配和跨区域交互机制。
• 2027年机制电价竞价：出清价格上涨是规则优化、供需格局变化、市场主体成本约束等因素共同作用的结果。
• 行业趋势：短期市场电价仍“总体承压、区域分化”，随全国统一电力市场体系完善等，预计市场电价运行逐步趋于合理。

3. 利用小时数变化、资源判断及提升措施

• 风电利用小时数及发电量同比下降原因：部分区域消纳形势变化及项目所在区域风资源同比下降；太阳能利用小时数下降原因：部分区域消纳形势变化。
• 2026年上半年：风资源明显下降，光伏资源基本持平；国家气候中心预测2026年冬春风资源可能下降。
• 多措并举提升发电量：深化利用小时数对标，优化运行策略；强化存量电站运行分析；优化功率预测模型；对设备可利用率低于98%场站逐站分析；确保“能发尽发、多发满发”。
• 针对消纳压力较大区域：开展跨省跨区电力交易模式创新；提升场站功率预测精度；开展存量项目配储可行性、经济性论证；研究新业态消纳模式。

4. 上网电价变化及电量结构

• 2026年上半年：风电、光伏平均上网电价同比均下降，原因：资源、消纳及平价装机增长使可再生能源电价附加支撑作用减弱；市场化交易电量占比大幅提升，竞争加剧，部分区域电价波动。
• 电量结构：以年度中长期电量为主体、月度电量补充、现货电量调节、机制补偿电量托底，“中长期+机制电量”覆盖比例超过90%。
• 机制补偿：在20余省区获得机制电费，存量项目机制电量价格基本衔接上年同期保障水平，增量项目实现较高中标率。

5. 归母净利润下降原因及应对

• 2026年上半年归母净利润同比下降68.05%，不存在一次性成本或减值因素。
• 提质增效：运行集控化、检修集约化、场站无人化（少人化），降低运维成本；加强融资成本管控，争取低成本资金；严控管理性费用；推行规模化集采及联储联备。

6. 最新造价水平及预期

• 最新造价：陆上风电4400~5300元/kW，海上风电暂无最新造价，光伏2700~3400元/kW。
• 与2025年相比：陆上风电平均造价略有上升，光伏平均造价略有下降；预计2026年下半年造价水平不会大幅波动。

7. 储能运营与未来安排

• 上半年储能：在运并结算独立储能分布在山东、安徽、宁夏、江苏，收入来源包括容量租赁、容量补偿、电力现货套利、辅助服务、中长期合约交易；利用系数与行业平均相当。
• “十五五”期间：持续探索电源侧、电网侧新型储能研究和示范应用，积极有序推动规模化；优先在容量补偿标准高、市场价差优、用户电价承受力强区域开展储能投资分析。
• 存量配储：针对消纳受限项目，拟优先在消纳问题突出、储能政策机制支持明确的区域，探索开展存量新能源项目配储改造。

8. 低效机组技改与置换

• 技改/置换：已系统梳理早期投运风电机组，对符合改造升级政策项目，结合用地与技术经济性推进升级改造可行性研究。
• 部分项目已取得改造升级指标，后续统筹考虑项目资产评估及新增投资情况，综合测算项目收益水平。

9. 大基地项目进度与投产安排

• 内蒙古库布齐基地：煤电工程已开工；新能源完成200万千瓦光伏并网，剩余主要标段已招标；配套蒙西至京津冀直流工程已核准开工。
• 新疆南疆基地：煤电工程已开工；新能源工程正在办理核准前行政审批手续；配套疆电（南疆）送电川渝直流工程正在开展前期工作。
• 外送电价机制：由送电、受电市场主体双方协商，按照“风险共担、利益共享”原则，由长期合作协议明确。
• 投产节奏：库布齐预计“十五五”中期全容量并网，南疆预计“十五五”末期全容量并网，按“三位一体”同步投运。

10. 融资成本与REITs安排

• 2026年上半年融资成本：新增银行借款、融资租赁等利率普遍为贷款自律底线价格；发行80亿元中期票据，加权平均票面利率1.83%，3年期1.55%创债券利率新低。
• 公募REITs：已完成发行上市，规模40亿元；未来将结合实际择机推进扩募，扩募资产不限于海上风电。

11. 补贴回收与应收账款

• 补贴回收：上半年累计回收补贴13.65亿元，高于去年同期；7月回收3.01亿元，下半年还会陆续发放。
• 应收账款：二季度末可再生能源电价附加余额522亿元，累计计提坏账准备31亿元，计提比例6.01%。
• 核查进展：补贴核查暂无新进展；未来补贴回款改善将有助于改善经营现金流，坏账准备随应收款余额及账龄结构变动。

12. 海上风电优势与并网安排

• 海上风电优势：核心战略和重要增长极，具有规模引领、技术创新、精益管理、产业链整合优势。
• 并网安排：青洲五、七期已完成全部风机吊装，正开展海缆敷设及并网调试，力争年内并网；年内取得海上风电核准135万千瓦。
• 前期工作：推进天津、山东、江苏、广东等区域海风项目开工前期，力争早日开工。

1. 请问公司“十五五”期间的装机目标和结构如何?

• 两大增长极：新疆、内蒙古大基地项目陆续投产，“十五五”策划新的大基地项目
• 海上风电引领者：巩固规模化发展优势与产业链带动优势，适度提升优质海上风电和陆上风电占比
• 新兴领域：围绕新业态开展专题研究，探索前瞻性项目示范落地，构建多元化发展模式

2. 请问公司如何看待储能投资和收益模式?

• 促进新能源消纳利用：以电力系统安全稳定运行为方向，开展电源侧、电网侧新型储能研究和示范应用
• 容量补偿标准：紧密跟踪《关于完善发电侧容量电价机制的通知》实施细则，优先研究容量补偿标准高、市场价差优的区域
• 电力市场运营策略：根据市场运行特点，制定储能参与电力市场的运营策略，提升整体收益

3. 请问公司如何看待绿电直连等新模式?

• 提升就近消纳能力：绿电直连等新业态将成为满足绿色用能需求的重要途径，各地推动政策落地
• 调研布局：发挥新能源投资开发经验和绿色电力供应优势，研判行业发展前景、核心商业逻辑与技术方向
• 前期示范：已开展源网荷储一体化、工业园区绿色供电等研究和示范应用，后续将探索项目落地

4. 请问公司目前的市场化交易电价水平如何?对新能源电价如何展望?

• 电价波动：受交易政策规则、市场竞争程度、市场供需影响，跟随市场波动变化
• 全面入市：2026年多数省份新能源全面入市，短期主体增加，价格波动提高
• 差价结算机制：存量项目衔接保障性质电量规模政策，保持平稳运营；增量项目通过竞价策略保障收益

5. 请问公司现有大基地的建设进展如何?预计何时建成投产?

• 库布齐基地：配套煤电全面开工，风电光伏完成主要标段招标，推进前期手续及施工准备
• 南疆若羌基地：配套煤电正式开工，新能源项目推进前期手续及招标
• 并网时间：两个大基地预计在“十五五”中后期全容量并网，根据外送通道推进情况适当优化

6. 请问公司在海上风电方面有哪些战略布局?

• 区域布局：围绕环渤海、长三角、北部湾等区域，推动海上风电基地布局及深远海基地试点开发
• 融合发展：持续探索海上风电与海洋牧场等融合发展实施路径
• 重点项目：2026年加快广东阳江青洲五七期200万千瓦项目，建成后规模500万千瓦集群；推动山东青岛300万千瓦、天津南港33.5万千瓦项目开工