中国三峡新能源（集团）股份有限公司关于2023年第三季度业绩说明会召开情况的公告

证券代码：600905 证券简称：三峡能源 公告编号：2023-058

中国三峡新能源（集团）股份有限公司关于2023年第三季度业绩说明会召开情况的公告

本公司董事会及全体董事保证本公告内容不存在任何虚假记载、误导性陈述或者重大遗漏，并对其内容的真实性、准确性和完整性承担法律责任。

中国三峡新能源（集团）股份有限公司（以下简称公司）于2023年11月3日通过现场加线上方式举办2023年第三季度业绩说明会，现将召开情况公告如下：

一、基本情况

时间：2023年11月3日10:00-11:00

方式：现场结合线上方式交流

机构名称（排名不分先后）：中信证券、华泰证券、中金公司、博时基金、花旗银行、银河证券、海通证券、国泰君安证券、申万宏源证券、上银基金、申万菱信基金、永安保险、浙能基金、广发证券、招商证券、长江证券、西南证券、兴业证券、美银证券、民生证券、长城证券、国信证券、国联证券、国盛证券、财通证券等单位。

公司参会人员：总会计师、总法律顾问兼首席合规官杨贵芳，董事会秘书兼总审计师刘继瀛，证券事务代表王蓉及相关部门负责人。

二、交流的主要问题及公司回复概要

1．前三季度新增并网的装机容量？全年装机预期？明后年装机目标展望、储备规模及推进节奏？

答：公司2023年前三季度新增并网装机容量297万千瓦。新能源项目建设窗口期较为集中，多为年初开工、年底集中并网，投产规模整体呈现前低后高、第四季度集中增长的特点，预计全年新增并网装机规模不低于500万千瓦。同时，公司在建项目超1700万千瓦，将集中在今明两年陆续投产，可为“十四五”装机增长提供有力支撑。

2．公司如何看待本次广东7GW省管海上风电资源竞配结果？

答：经充分研究竞配规则，分析整体竞争态势后，公司积极参与广东省2023年海上风电竞争配置工作。其中，省管海域海上风电项目竞争配置结果已经发布，国管海域海上风电项目竞争配置结果尚未发布。公司将坚持在粤建设“海上风电三峡”战略目标，充分利用在海上风电领域的引领优势，全力抓好近海深水区项目建设，稳妥推进深远海海上风电基地项目示范开发，助力粤西、粤东海上风电基地加快建成。

3．公司对于抽水蓄能的规划？请问目前公司抽水蓄能项目获取情况如何？是否有项目已经开工或达到开工条件？最早在什么时候能看到项目投产？抽蓄项目对公司获取风光资源，尤其是大基地项目有没有帮助？

答：随着新能源电源占比不断提高，新能源消纳问题日益突出，促进新能源发展关键在于消纳，保障新能源消纳关键在于电网接入、调峰和储能。储能主要有抽水蓄能和新型储能两种，抽水蓄能是当前最为成熟、装机最多的主流储能技术，在各种储能技术中成本最低。抽水蓄能电站主要功能是承担电力系统调峰、填谷、储能、调频、调相和备用等任务，维护电力系统安全稳定运行、服务大规模远距离输电和促进新能源消纳。

公司紧密围绕新能源主业规模化、高质量发展目标，聚焦新能源大基地，考虑与新能源主业协同效应，按照“风光水储”一体化模式，优先在青海、甘肃、新疆等新能源富集的西北等地区以及电网用电量较大、调峰压力较大的中东部地区开发抽水蓄能项目，多个项目进入国家抽水蓄能中长期发展项目库。公司积极开展项目筹建工作，项目建设期通常6-8年。根据项目推进情况和综合考虑技术经济性，积极推进工程建设条件较好，且临近新能源富集区或负荷中心的抽水蓄能项目开发，青海格尔木南山口、甘肃黄羊抽水蓄能电站已完成核准，初步形成“核准一批、启动一批、储备一批”的新格局，加快形成以抽蓄支撑新能源，特别是大基地资源获取的开发模式。

4．公司第三季度度电收入下降的原因？

答：公司第三季度度电收入略有下降，主要基于以下三个原因：一是不同地区不同季节风光资源存在差异性，发电设备平均利用小时、电量结构在报告期内波动，度电收入水平也会随之波动；二是平价项目电价水平较补贴项目下降，随着平价项目比例逐步增长，度电收入水平也会稍有下降；三是随电力市场化改革继续向纵深推进，公司积极响应并参与新能源市场化交易，逐步加大交易力度、扩大交易规模，电力市场政策变化、电力交易成效及分摊费用等因素也在一定程度上影响了度电收入水平。

5．第三季度营业成本上行、销售毛利率和净利率同比下降的原因？

答：公司2023年第三季度营业成本同比增长17.70%，毛利率、净利率均略有下降，主要基于以下两个原因：一是随平价项目比例逐步增长，且报告期内电力交易、电量结构、分摊费用等发生变化，整体电价水平稍有下降；二是随投产装机陆续转固、《企业安全生产费用提取和使用管理办法》开始执行，折旧摊销、运营成本及安全生产费用均有不同程度的增长。

6．第三季度安全生产费用金额、同比情况？如何计提（是以全部支出还是部分为预先计提）？未来是否会持续性产生？

答：2023年前三季度，公司计提安全生产费用2.59亿元，占营业收入1.34%。

公司严格按照财政部《关于印发＜企业安全生产费用提取和使用管理办法＞的通知》（财资〔2022〕136号）的文件要求，自2022年12月开始，电力生产企业以上一年度营业收入为依据，采取超额累退方式逐月平均提取安全生产费用；新建和投产不足一年的，当年安全生产费用据实列支，年末以当年营业收入为依据，按规定标准提取安全生产费用。具体如下：

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7．公司对于可能突破资产负债率要求的问题如何看待？是否测算过未来几年的资产负债率压力？

答：新能源行业为重资产行业，项目资本金比例一般为20%-25%，其他资金需求一般通过债务融资解决，因此建设期和新投产项目资产负债率基本高于70%，项目投产后，随着经营积累，资产负债率开始逐步下降。

截至2023年三季度，公司资产负债率67.37%，较年初小幅增高（增加0.83个百分点），资产负债率保持相对稳定。随着公司装机容量的增加，公司未来将面临一定的资产负债率管控压力，为此公司将采取多方面措施，一是积极配合补贴核查，与同行业其他企业共同推动补贴发放，有效改善经营现金流状况；二是加强与资本市场对接，适时选择合适的权益融资工具，增厚权益资金规模；三是继续加大成本管控力度，包括建设成本、运行成本、管理成本及财务成本，提高项目收益，增加公司经营积累，确保公司资产负债率处于合理范围内，保持财务状况稳健。

8．前三季度风、光资源情况如何？预测四季度资源情况如何？

答：前三季度，公司风资源较去年有所上升，光资源同比去年有所下降；依据往年的资源情况，结合今年的变化趋势，预测第四季度总体资源情况将与去年基本持平。

9．公司第三季度及前三季度风电及光伏利用小时数？同比变动情况？

答：受第三季度风、光资源下降的影响，公司第三季度风电、光伏利用小时数同比去年均略有下降；利用小时数主要受资源影响，综合前三季度来看，受风、光资源同比变化的影响，公司风电利用小时数较去年有所上升，光伏利用小时数略有下降。

10．最新的风电机组招标价格/光伏组件采购价格是多少？对应项目的回报率如何？

答：根据公司近期（2023年8月）开标结果，P型组件1.168-1.249元/Wp，N型组件1.262-1.272元/Wp，近几个月光伏组件价格呈下行趋势，实际到货价根据合同约定调价机制执行，现行组件出厂价为P型组件为1.000-1.066元/Wp，N型组件为1.043-1.056元/Wp，每千公里运费为0.018-0.02元/Wp，组件实际执行价格为市场正常价格水平。根据部分项目已公布的中标结果，陆上风机（含塔筒）1,633-1,938元/kW，海上风机（含塔筒）3,360-3,827元/kW，价格相对稳定。主要设备价格与项目收益密切相关，是影响收益的主要因素。目前，设备价格呈下行趋势，整体上项目回报率迎来利好。

11．公司项目开工及建设情况如何？海上风电建设情况如何？青洲五、六、七项目进展如何？

答：大基地项目已全部开工建设，并在全方位推动项目建设，如甘肃武威20万千瓦光伏、安徽阜阳古城25万千瓦光伏已全容量并网；内蒙古库布齐200万千瓦光伏治沙、青海海西100万千瓦光伏、青海青豫直流90万千瓦光伏，组件已全部安装完成；其余项目均在全力推进项目建设。海上风电方面：福建平潭11万千瓦海上风电项目已实现全容量并网，预计山东牟平30万千瓦海上风电项目今年将实现全容量并网发电，力争福建漳浦二期40万千瓦海上风电项目实现首批机组并网发电。广东阳江青洲五、六、七项目正积极推进用海审批等合规手续办理，力争尽快具备开工建设条件。

12．公司前三季度风电、光伏平均上网电价和变动幅度，市场化交易电量占比和变动幅度？市场化交易部分电价和变动幅度？未来市场化交易电价趋势？

答：1-9月，公司风电平均电价0.4929元/千瓦时（不含税），光伏平均电价0.5057元/千瓦时（不含税），较去年同期均有小幅下降，在新能源平价上网的大趋势下，补贴项目的占比将逐渐缩小，补贴电价对平均电价的影响将逐渐减弱。

电力市场化进程仍在加速推进，公司前三季度市场化交易比例较去年同期有小幅增加，交易电价水平同比有所提升，主要原因为绿电交易及跨省交易的交易水平提高。

交易电价水平受市场交易政策机制及规则、市场交易行情等多种因素影响。各地区对平价项目的入市政策和规则不一，需根据各地的具体要求参与。相较补贴项目，平价项目可自主选择参加绿电交易，获取环境溢价收益。未来电价需看具体地区政策的变化进行分析。

随着电改向纵深推进，全国正逐步建立“能涨能跌”“随行就市”的市场化定价机制，同时，国家及地区也在积极推动新能源的绿色价值兑现。我们发现市场的几个变化。一是政策导向更加明确。7月中央深改委审议通过的《关于深化电力体制改革加快构建新型电力系统的指导意见》和《关于推动能耗双控逐步转向碳排放双控的意见》两个文件中指出，要加快构建清洁低碳的新型电力系统，鼓励用能企业消费绿电；二是零碳意识深入人心。多家大型企业提出了自身运营及其供应链的减碳目标，通过优化能源结构、使用绿电、绿证等方式实现减排目标。

13．前三季度各类型的市场化交易电量、比例、折溢价情况（中长期、现货、绿电）？

答：前三季度，公司交易电量仍以中长期交易为主，绿电交易占比有小幅提高。其中，常规中长期交易电量占比约83%，绿电电量占比约12%，度电标杆溢价平均约7分钱，仍保持一个相对平稳的电价水平。

现货交易方面，参与长周期结算省份及规则无重大变化，电量占比约5%。现货交易省区交易均价较去年同期有小幅提升，波动原因主要为新能源出力的季节性变化、交易规则变化以及交易策略的优化。

14．公司三季度绿证交易量和平均价格？

答：现阶段绿证市场仍在持续完善，1044号文扩大了绿电的核发范围，随着政策落地，公司将有更多项目可以参与绿证销售，兑现绿色价值。相信未来绿证体系将进一步完善，市场需求将不断被释放。前三季度，公司加大绿证销售力度，主动开拓市场客户，销售数量同比翻番，基本为外部市场订单，销售均价与市场均价基本持平。

15．CCER重启后的安排？

答：10月18日，生态环境部、市场监管总局联合发布《温室气体自愿减排交易管理办法（试行）》，10月24日，生态环境部发布了造林、光热、海风、红树林方法学，标志着国内自愿减排市场将全面重启。公司在初期第一时间响应国家政策，参与编写、修正海上风电方法学。后续将根据适用性陆续开发海风、光热项目，积极参与CCER未来交易。

16．公司今年已发生的辅助服务分摊费用规模是多少？

答：从结算单数据来看，2023年1-9月，公司共结算辅助服务费用约4亿元。辅助服务费用是为了维持电力系统的安全稳定运行，由火电、储能等可调节资源提供辅助服务产生的费用，再由新能源、用户等市场主体进行分摊，电力需求和新能源出力的变化均会引发辅助服务费用的变化，分摊费用规模与市场化交易无直接联系且难以预测。随着辅助服务市场的持续建设，费用传导机制也将更加完善，同时电能量市场与辅助服务市场相互关联，现货市场通过价格信号引导发电企业和用户主动参与调峰，现货省份调峰类辅助服务费用分摊有所下降。

17．控股股东三峡集团是否增持公司股份？目前进展如何？

答：公司于2023年10月17日披露了关于控股股东增持计划的公告，公司控股股东三峡集团拟自该公告披露之日起12个月内通过上海证券交易所允许的方式（包括但不限于集中竞价交易、大宗交易等）以自有资金增持公司股份，增持金额不低于人民币3亿元，不超过人民币5亿元,增持价格不超过6元/股。截至10月30日，三峡集团以集中竞价方式增持公司股份2,676.67万股，占公司总股本比例约为0.09%，增持金额约为1.28亿元。本次增持计划尚未实施完毕，三峡集团后续将按照增持计划继续择机增持公司股份。

18．公司3月解禁限售股份，截至报告期末是否有发起人股东减持？

答：今年3月23日，公司首次公开发行前股份锁定期届满，共计50.02亿股。截至三季度末，根据股东名册，持有上述限售股份的7名股东中，浙能资本、都城伟业、珠海融朗、长江招银4名股东所持股份数未发生变化；水电建咨询持有5.71亿股（减少4.27亿股），其控股股东中国电力建设集团有限公司持有4.27亿股（新增）；川投能源由原有的2.55亿股减至2.38亿股；金石新能源（原持有5亿股）减持后，已不在公司前十大股东名单中。详见公司本次披露的三季度报告。

19．当前国家补贴项目核查情况进展？公司期末还有多少存量补贴？前三季度收回可再生能源补贴情况？

答：公司一直积极配合国家补贴项目核查工作，目前暂未取得新的进展。截至2023年9月末，公司应收补贴余额328亿元。根据《财政部关于下达2023年可再生能源电价附加补助地方资金预算的通知》与《关于2023年度第1次可再生能源电价附加补助资金转付情况的公告》，公司各区域项目前三季度不同程度收回部分可再生能源补贴资金。

20．分布式光伏开发情况？

答：公司依托各区域公司，已在山东、福建、浙江、重庆、云南、江西、内蒙古、宁夏、江苏等省市开展分布式光伏项目投资开发，部分项目已经投产发电。公司后续将综合太阳能光照资源水平、当地光伏上网电价、配网变压器可开放容量等因素，在工业园区、经济开发区、公共建筑等场所，积极推进分布式光伏发电的集约开发，提高能源利用率。

21．未来几年新能源装机规划及对应资本开支？

答：“十四五”期间，预计每年投产装机规模不低于500万千瓦，资本开支不低于400亿元。

特此公告。

中国三峡新能源（集团）股份有限公司

董事会

2023年11月6日