三峡能源

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。

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%。

最新的风电机组招标价格/光伏组件采购价格: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。

目前各类储能技术的建设成本：常见的锂电池储能建设成本约1000-1500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/kW,光热电站建设成本约15000-25000元/kW。

储能在新能源行业的发展前景：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。

导致公司资产减值同比大幅增长的原因：

公司今年计提固定资产减值,减值项目来自福建三个山地项目,原因是风资源情况不及预期,山地项目造价较高,国补核查尚未落地存在不确定性,资产运营效益可能低于预期,存在减值迹象,基于谨慎性原则,公司对三个项目计提资产减值。

上述原因存在一定不可抗力因素影响:风电项目正常建设周期为两年,该三个项目于2019年初开工建设,期间国内外环境复杂严峻,人员调动困难、设备运输受阻、材料供应紧张,建设进度被迫延缓,公司克服重重困难在2020年底实现首批机组投产,建设过程中面对“抢装潮”,公司采取各种措施全力控制项目建设成本,最终造价控制在概算以内;在2022年开展的国补核查中,该三个项目因未在2020年底前全容量并网,获取补贴不确定性较大,依据《企业会计准则》相关规定,我司聘请第三方中介机构独立、客观地对三个项目进行了减值测试,并由其出具了减值测试报告,根据评估结果计提三个项目固定资产减值准备。未来,公司将通过参加绿电交易、降本增效等措施改善项目经营情况。

目前海上风电竞争日趋激烈,公司如何看待福建等地的海风竞价?未来陆上风电、光伏发电是否也会出现竞价情况?
答:近期,部分区域采用竞配电价方式确定海上风电项目投资主体,电价高低作为竞配的决定性要素。各大发电企业加紧筹备,出现以超低电价中标的情况。以此释放出的信号是各大能源企业均在积极响应“双碳”国家战略目标,大力发展海上风电事业。但同时也反映出海上风电当前还不宜全面推广竞价确定业主,海上风电平价开发尚未完全成熟,过快地采用竞价模式将会“拔苗助长”,部分企业为争取海风项目采用相对理想化的边界条件,导致成本压力向产业链上游传导,一定程度制约了技术创新及行业发展。呼吁各区域结合实际发展情况,采用合适的方式确定海上风电开发业主,向能源主管部门及行业传递准确的市场信号,避免无序竞争。

公司新能源项目投资收益率要求一致。光伏组件自2022年底以来持续呈下降趋势,风电设备价格也处在较低水平,由于上游降价,将会刺激装机需求,对项目开工、设备安装量均属利好。

公司新能源项目折旧年限和残值率：房屋及建筑物类折旧年限为8-50年,预计残值率0-3%;机器设备类折旧年限为5-32年,预计残值率0-3%。

公司2022年市场化交易电量比例为40.58%,其中,中长期交易占比超过80%,现货交易占比约为5%,绿电交易占比约为6%。市场化交易电量的电价水平主要受市场交易政策机制及规则、市场交易行情影响。目前,随着电改向纵深推进,全国正逐步建立“能跌能涨”“随行就市”的市场化定价机制;同时,新能源的绿色价值在一些地区尚未得到合理的体现,各地也正在通过完善更科学的电价机制及交易规则推动绿电市场健康发展。