日期：2021年9月23日

管理层：
1）公司上半年装机总规模达到1644万千瓦，其中风电941万千瓦，光伏680万千瓦，目前在建项目523万千瓦
2）公司上半年发电量163亿度，同比增长44%，参与电力多变交易的电量是43.82亿度电，占上网电量27.39%
3）公司上半年实现营收78.85亿元，同比增长接近40%，净利润35.02亿元，同比增长57%

Q：公司参与绿电交易有多少量？溢价情况？10月份什么时候展开第二次绿电交易？
1）第一批部分省区参加交易，公司在山西、山东、江苏参与了接近2.5亿度的绿电交易
2）绿电价格平均溢价在2分钱左右
3）第二批绿电交易部分省份会参与交易，广东省今天申报第二批绿电交易，公司有项目参加

Q：未来三年海上风电机光伏装机规划？
1）未来5年年平均装机容量目标不低于500万千瓦
2）海上风电在未来占相当比例，22年以后海上风电国家补贴取消，装机会一定程度下滑
3）未来公司会持续将平价的海上风电做下去

Q：目前在建平价风光项目是否有明确的并网时间要求？如果时间赶不上是否能赶上当年的并网电价要求？
1）平价项目国家没有明确的关门时间，各省市为了创造年度gdp会人为地设置一些并网时间
2）即便是不能全容量并网，对电价影响也不大，已经是平价项目，和带补贴的项目不同
3）即便是目前还在带补贴的海上风电项目，年初出了一些政策对全容量并网给到一些相对宽松的指引

Q：公司在整县分布式开发的布局？
1）4/5月份发改委正式发布文件，短期内公司准备了40+个县，国家能源局没有批这个事情，将权力下放到各地地方政府，公司目前在手的项目有40+个县

Q：公司弃风率/弃光率较全国水平稍高？内蒙古和青海也是公司项目的所在地，当地消纳情况是否有变化？
1）发电集团拿弃风率/弃电率和各地方省份作对标，但是公司的整体情况和公司进入的具体省份和具体时间节点有关，公司目前的弃风弃光情况在大部分省区和全国水平持平，某些区域还会稍好
2）公司在个别省份如河北、内蒙表现一般有特殊情况，比如公司在个别省份可能只有一个项目，同时这个项目所在的区域本身弃风弃光现象就很严重，那么公司这一个项目的情况就会相对不客观地体现公司在这一省份的弃风弃光表现
3）而在蒙西地区，这是一个双高地区，弃电率高，但是小时数也高，所以说公司在河北和内蒙的弃光弃风高一些是没有问题的

Q：绿电交易对于弃风/弃电是否会有改善？
1）对于三北地区的绿电消纳有非常好的一个推动作用
2）绿电交易开始以后新能源电力发生质变，东部火电装机容量较大的区域压力较大，对于绿电外送的需求很高

Q：前期在风资源比较好的地方，公司的老旧机组效率相对不高，公司是否有想过以旧换新？经济性如何？
1）以旧换新目前企业可以考虑
2）公司去年在东北最早的风电厂换过两台，更换了机组和叶片，容量增长一倍，同时发电量也增长一倍
3）整体是能算过来账，目前不允许将过去建好的还没有到达生命周期的机组替换掉，主要的依旧换新阻碍在固定资产的处置

Q：没有到生命周期的机组以旧换新以后容量增大一倍，过去的老容量是否还能拿到补贴？
1）没有问题，合理小时数内的有补贴，超过合理小时数的就走平价

Q：以旧换新改善的成本？
1）不方便讲
2）不具备参考性，量太小，在原有的基础上加固/加高相对还是比较复杂的
3）整体来说以旧换新过后账是能算过来的

Q：拿风光资源的时候是利用三峡集团还是自己去谈？
1）可以利用三峡集团但是比较有限，公司参与的风光运营是一个完全市场化的竞争市场
2）公司在项目获取过程中还是起到主导的作用，不涉及大股东过多的帮助和干预

Q：整县分布有40+个县，这些县是否是在国家公布的600+个县的名单中？
1）公司拿到的县大部分在名单里面

Q：未来装机增量年均不低于500万千瓦？
1）公司自身的要求是年均增长不低于500万千瓦

Q：在建的523万千瓦风光比例？风电海风占比？
1）海上293万千瓦，光伏在建72万千瓦

Q：公司海风项目进度？今年能否并网？
1）21年在建海上风电项目一共293万千瓦，良江一期已经全部并网

Q：公司未来新增装机是采取合资还是独资模式？
1）分布式公司做的项目比较少，未来跟随国家分布式的政策会做一些相关的项目，但是贡献的业绩弹性相对较少
2）公司目前有几十个项目是采用合资的项目，公司股权占大头，合作方占小部分股权

Q：公司海风项目建设进度？
1）在建项目包括阳江1-5期，在建一共145万千瓦；江苏如东h6/h10/大风2期共110万千瓦；附件长乐湾二期供39万千瓦
2）截止9月上旬，阳江一期全部并网，2期、4期首批机组已经并网发电了，1-5期完成212台风机的安装；江苏如东h6项目完成92台/100台风机的安装，h10项目完成64台/100台风机的安装，大风2期项目完成31台风机的安装；长乐湾项目首批机组已经投产，累计安装27台，总共是37台

Q：各地方政府对于消纳有要求，加装调频装置，对公司成本影响？
1）电力行业相关部门的要求主要通过风机的一次调频实现，公司在前期招标的过程中已经满足了相关要求，作为固定成本
2）公司在电化学储能端有尝试
3）在投资的测算中已经将储能的成本考虑在内，目前公司项目主要是在中/东/南部

Q：今年光伏报价整体偏高，光伏项目收益率水平？
1）公司的收益率要求不方便透露，参考公司roe情况
2）目前光伏组件价格波动，公司的收益率不受影响，公司的收益率是有自有资金和融资成本决定的
3）目前硅料和玻璃成本较高，但是这是一个完全市场化的领域，组件成本升高以后，在光伏电站其他领域的成本会有所压缩

Q：抽水蓄能公司的看法和布局？
1）公司和集团去年就开始布局抽蓄，公司在抽水蓄能领域有领先行业的理解
2）公司拿到的项目只比电网拿到的项目少一些
3）项目拿到以后，公司会根据行业政策来案头投资节奏，目前虽然已经提出容量电价的政策，但是配套的细化细则还没有明确，等具体细则出来以后，公司会很快进行开工建设，预计不会太久
4）抽蓄资源的开发能够对公司拿风光项目有帮助的话，公司在抽蓄端的布局会更激进一些

Q：化学储能是在规划的时候就计算在内，目前新开工项目电化学储能比例？
1）保障性项目国家有明确的标准要求
2）保障性以外的没有明确要求

Q：强制配储能将收益率压的很低？
1）国家出台政策一方面对电网更友好，更容易消纳，但是同时不会对运营商造成太大的压力，所以定下15%，2小时的标准

Q：在西北欠发达地区大规模建设电站，当地弃光弃风率就很高，特高压的建设一时也无法匹配上，大规模开展风光建设的话是否会造成一个更高的弃风弃光率？
1）弃风/弃光政府部门和管理层都在密切关注，如果一个地方弃风率/弃光率达到一个数值的话会对当地的光伏/风电项目审批有减少
2）网源协同项目根据消纳情况来上项目，根据消纳的波动来开发新能源发电项目
3）三北地区通过和电网的合作以后大部分电还是要外送，现在存量的输电通道要求30%的电量由新能源发电构成，增量的输电通道也是在快速的建设过程中

Q：在进行绿电交易和特高压传输的过程中，损耗部分由谁来承担？
1）交易目前都是网对网的交易，例如由甘肃向山东传输，线路是电网的，两端还会有省电网的参与，消耗都算在电网的过网费里面了
2）送端的价格和受端的价格是一样的，公司只关注上网侧的电价，终端只关心负荷侧的电价，中间段电网费用对公司没有影响

Q：公司对项目最低回报率的要求？
1）投资收益率在央企背景的电力运营商中还算可以的，没有本质的差异
2）每家公司的ROE都在接近10%的水平，极个别的企业ROE不太好
3）不同的irr下得到类似的ROE的原因主要是边界条件的不同，如资源费、保证金、弃风/弃光限电的损失等

Q：新能源长期的角度来看，回报提升是通过绿电的溢价还是通过技术进步来达到降本的效果？
1）国家采取双碳目标、绿电交易主要是为了30/60目标，阶段性来说CCER/绿电对于新能源电力会带来超额的收益，但是长期来看这些产品会失去存在的基础
2）irr的提升还可以通过成本的下降，利用小时数的提升来提升盈利能力
3）收益率由无风险收益率加上超额溢价来决定，公司的价值是保证盈利能力在平均数以上

Q：如何区分上网的电是否是绿电？是否会对电网系统有改造的需求？
1）我们的绿电卖给山东a客户，我和他之间必须通过电网，购电合同是一个三方协议，会带着电网一起，电网知道电是从哪儿来
2）技术层面上，国网电力交易中心有一个技术部，利用区块链技术来对上网的电进行追溯。