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投資者提問交流1.請介紹一下獨立儲能的商業模式及公司未來發展規劃。答:目前,獨立儲能的商業模式主要包括參與輔助服務市場、電力現貨市場、共享容量租賃等。在新型電力系統發展背景下,公司結合新能源主業發展需求,持續優化布局儲能業務,圍繞規模化新能源開發,因地制宜有序開展儲能業務,切實提升電站出力質量、維護電網的穩定性,保障新能源“送得出、供得上”。2.請問公司全年新能源投產計劃有多少?其中陸風、海風、光伏裝機分別多少?答:2022年上半年,公司新增裝機容量210.46萬千瓦,其中陸上風電新增80.06萬千瓦、太陽能發電新增130.40萬千瓦。根據公司發展規劃,“十四五”期間,預計年新增裝機不少于500萬千瓦,積極發展海上風電、陸上風電、光伏發電。3.請問已經政府核準/備案的新能源指標需要年內全部并網嗎?是否可與當地政府商量,因為組件價格高企延遲并網?答:公司今年獲取的新能源指標并非要求全容量年內并網。一般而言,公司在爭取建設指標中,會綜合考慮政府要求、指標獲取進度、前期工作情況、建設條件等因素科學判斷、合理預測項目開工及投產時間,在確保履約可行的基礎上簽訂相關開發協議。一方面,若因為實施過程中受行業政策波動、疫情等不可抗力影響項目建設的,公司將積極與政府溝通對接,另行協商建設并網事宜;另一方面,面對組件價格上漲及價格波動,公司采用優化設計方案、集采招標等方式,盡量降低組件價格上漲帶來的不利影響,合規有序加快工程建設,推動項目盡早并網。目前,公司正處于高速發展階段,每年會制定新增裝機規模目標,克服各方面制約因素,努力實現既定目標。若政策、市場等各方條件較為有利,公司將順勢而為,加大開發力度。4.請問公司獲取的西北風光大基地項目的外送通道建設情況如何?如果送出通道建設進度不及預期,是否會影響項目投產節奏?答:目前,公司正在西北區域建設青海100萬千瓦光伏光熱項目(青豫直流,已投運)、府谷15萬千瓦光伏項目(神府至河北南網特高壓通道,已投運)、延川20萬千瓦風電項目(陜武直流特高壓通道,已投運)等外送基地項目,這些項目的外送電力通道均已建成投運。1月30日,國家能源局印發《關于<以沙漠、戈壁、荒漠地區為重點的大型風電光伏基地規劃布局方案>的通知》(發改基礎〔2022〕195號),到2030年,規劃建設風光基地總裝機約4.55億千瓦,公司依法積極開展申報計劃,目前處于申報和籌劃過程中。《方案》明確“要統籌風電光伏基地、煤電配套電源、外送通道項目等一體協同推進;電網公司要提前謀劃、超前開展外送通道項目前期工作,爭取盡早開工。”若送出通道建設進度不及預期,公司一是積極與相關主管部門對接,爭取外送通道同步建成投運,力爭外送通道與新能源項目同步投產;二是與主管部門協商臨時并網、就近并網、省內消納等過渡方案,爭取新能源項目按期投運。5.請問公司資源儲備情況如何?上半年新增的資源儲備規模是多少?核準情況如何?答:公司累計儲備資源超1.4億千瓦,上半年新增資源儲備超4000萬千瓦,新增獲取核準/備案容量730.29萬千瓦。儲備資源需經獲取開發許可、辦理前期手續、申報建設指標、取得核準/備案等外部流程,及通過立項、投資決策等內部流程后方可轉化為可開發項目。6.請問目前公司抽水蓄能項目獲取情況如何?是否有項目已經開工或達到開工條件?最早在什么時候能看到項目投產?抽蓄項目對公司獲取風光資源,尤其是大基地項目有沒有幫助?答:隨著新能源電源占比不斷提高,新能源消納問題日益突出,促進新能源發展關鍵在于消納,保障新能源消納關鍵在于電網接入、調峰和儲能。目前,配置儲能主要有抽水蓄能和新型儲能兩種。抽水蓄能是當前最為成熟、裝機最多的主流儲能技術,在各種儲能技術中成本最低。當前,抽水蓄能電站主要功能是調峰、調頻、系統備用、黑啟動等,維護電力系統安全穩定運行、服務大規模遠距離輸電和促進新能源消納。公司緊密圍繞新能源主業規模化、高質量發展目標,加快抽水蓄能、新型儲能、氫能等技術示范和規模化應用。結合地方資源條件和系統調峰需求,科學合理布局抽水蓄能業務,多個抽水蓄能項目納入國家抽水蓄能中長期發展規劃重點實施項目庫,正積極開展項目籌建工作,項目建設期通常在8年左右。7.請問上半年公司可再生能源補貼回款規模有多少?核減風險有多大?未來是否考慮對應收的這部分補貼進行ABS/ABN/確權貸款等操作?答:2022年3月,財政部、國家發展改革委與國家能源局聯合發布《關于開展可再生能源發電補貼自查工作的通知》,隨即各地可在生能源發電項目補貼資格申報暫停審核,補貼電費發放也基本停滯,公司上半年補貼電費結算金額少于上年同期。7月,國家電網發布《國家電網有限公司關于2022年年度預算第1次可再生能源電價附加補助資金撥付情況的公告》,開始在全國范圍內開展補貼電費結算工作,公司各省納入補貼目錄的項目已于8月陸續收到補貼電費約16億元。根據現階段補貼電費核查情況,核查問題為行業內普遍問題,各省核查組已將核查取證情況上報至國家組,補貼電費核查屬于行業內共性問題,目前正在等待國家給予最終結論。公司高度重視補貼電費管控工作,以國家政策為導向,持續跟蹤補貼電費結算工作;如有對應收補貼開展ABS/ABN/確權貸款等相關計劃,將會嚴格按照相關法律、法規履行信息披露義務,請及時關注公司披露的相關公告。8.請簡要介紹公司少數股東權益快速增長的原因。答:根據公司2022年半年報,少數股東權益較期初增加21.39億元,其中,少數股東投入資本金14.79億元,歸屬于少數股東的綜合收益6.89億元(具體可查看《2022年半年度報告》第十節財務報告)。公司為加大獲取資源力度,擴大裝機規模,實現高質量發展,近年來加大合作開發力度,與合作方共同設立合資公司開發新能源項目模式不斷加強,有力推動了公司的快速發展,提升了公司經營業績與整體市值。隨合資公司建設,小股東資本進入導致其權益占公司總體權益比重也有所增長。隨合資項目陸續并網運營、經營積累逐漸增加,歸屬于小股東的收益有所增加。9.請問公司上半年海風利用小時情況相較陸上風電無顯著優勢的原因?答:2022年上半年,公司風電平均利用小時為1165小時,高于全國風電發電設備累計平均利用小時數1154小時(國家能源局1-6月全國電力工業統計數據),其中海上風電利用小時數1221小時,陸上風電利用小時數1140小時,海上風電較陸上風電相比高出約7%。海上風電利用小時未凸顯出優勢的主要原因有以下幾個方面:一是海上風電大部分裝機為2021年底并網,海上風電調試、移交生產需要一定周期,設備消缺、故障處理也會給正常運行帶來一定影響,并且受海況、天氣等自然因素的疊加影響,一定程度影響利用小時數。二是上半年公司海上風電項目資源情況較去年同期下降2.8%,對利用小時造成一定影響。三是公司部分裝機規模較大的海上風電場因電網送出線路改建陪停較長時間,影響一定發電量。從公司歷史數據來看,風資源正常年份,海上風電利用小時情況相較陸上風電具有顯著優勢,例如福建興化灣海上風電場一期2021年全年利用小時數達3600小時。10.請問公司對下半年風光資源的看法?答:風光資源受氣候影響較大,存在變化因素較多,目前行業內對長期資源預測沒有很成熟準確的手段,生產上主要從可研報告大致推測年度資源情況。也因為資源變化不好預估,所以對下半年資源情況不好準確判斷,單純從上半年情況看,預計今年風資源應會較同期略有下降,光伏資源估計基本持平。11.請問公司上半年開工新能源規模?答:截至6月底,公司在建項目裝機容量合計為1527.3萬千瓦,其中風電項目規模763.8萬千瓦、太陽能發電項目規模763.5萬千瓦。12.公司目前開工的光伏項目組件成本是多少?是之前鎖價的部分嗎?公司光伏組件鎖量鎖價規模有多少?答:近期,公司開工項目的光伏組件招標價格為1.9元/W-2元/W,符合當期市場公開招標價格。公司的光伏組件未采用鎖量鎖價,根據項目進展適時開展組件招標工作。13.請問上半年公司陸風、海風、光伏的電價及變化情況?答:2022年上半年,電改繼續向縱深推進,全國統一電力市場建設提速、現貨市場建設進程加快、工商業目錄電價取消、電煤價格上漲,同時,全國正逐步建立“能漲能跌”、“隨行就市”的市場化定價機制,新能源市場化交易規模也越來越大,國家及多個省份出臺了規范和促進綠電交易的政策和規則,市場機遇和風險并存。在國家政策引領下,公司高度重視市場營銷,開足馬力、傳導壓力、挖掘潛力、促進合力,提前預判并緊跟市場形勢變化,加大中長期和現貨市場交易規則研究,因地制宜差異化制定交易策略,搶抓機遇、主動而為開展增量交易,并積極布局綠電市場,深挖綠電價值,提升交易質量。公司立足新發展階段、服務新發展格局,不斷強化市場意識,在瞬息萬變的市場中堅守初心深耕專業:優化營銷管控模式、科學精準施策、加快數智化建設,不斷加大人才儲備和培養,提升風險防控水平和市場競爭力,創品牌和市場效益之合力。今年上半年,公司整體交易電量83.91億千瓦時,占上網電量35.22%。交易電價優于去年同期,同比提升5.35%,度電讓利同比下降。