中国三峡新能源（集团）股份有限公司关于2026年半年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：2026-043
中国三峡新能源（集团）股份有限公司关于2026年半年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2026年8月28日通过网络视频直播方式举办2026年半年度业绩说明会，现将召开情况公告如下：
一、基本情况
时间：2026年8月28日15:00-16:00
方式：网络视频直播
机构名称（排名不分先后）：中信证券、华泰证券、中金公司、国泰海通证券、长江证券、银河证券、招商证券、国金证券、长城证券、财通证券等。
公司参会人员：董事长、党委书记朱承军，总经理、党委副书记刘姿，独立董事杜至刚、胡裔光，总会计师、党委委员杨庆华，董事会秘书兼总法律顾问（首席合规官）杨丽迎，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.公司“十五五”期间是否有定量的装机规划，新增装机目标和增长节奏如何？年初提出的“2026年力争新增并网装机500万千瓦”的目标能否如期完成？下半年计划投产规模、陆风海风光伏结构以及主要项目有哪些？
答：公司结合国家“十五五”相关规划目标，系统总结“十四五”发展经验，深入研究分析新形势，目前已基本形成“十五五”规划目标和方案。“十五五”期间，公司将锚定“到2030年初步建成世界一流清洁能源公司”的总目标，坚持扩量提质并重、融合发展升级、创新创效赋能的总体发展思路，推动装机规模、资产质量、经营效益、治理能力、品牌影响力达到行业领先水平。公司“十五五”期间装机增速原则上与国家规划保持一致。下半年，公司将全力以赴推进各项目工程建设，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项目，占总并网规模比例约四分之三，新增并网项目主要位于广东、山东、湖南、江苏等区域。
2.公司采取了哪些策略应对新能源全面入市挑战？今年部分省份2027年机制电价竞价结果回暖，请问公司如何看待，如何展望今年下半年及明年新能源行业电价？
答：为应对新能源全面入市挑战，公司持续完善市场化交易体系，多措并举稳控交易电价。一是全面实施一项目一策，开展常态化多层级对标，全方位查摆策略短板、深挖技术与技能提升潜力。二是积极探索“碳、电、证”一体化销售模式，创新签订多份跨省绿电PPA协议；持续拓展属地售电平台、扩大零售业务覆盖范围与经营规模。三是构建多能互补销售方案，试点推进能源管理、“售电+”等新型应用场景。四是研究搭建智能化体系，提升交易决策、复盘提升、营销管控的精准度。五是建立人才动态调配和跨区域交互机制，强化队伍交易策略演练与实战能力。
部分省份2027年机制电价竞价的出清价格上涨，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。从行业趋势看，短期市场电价仍呈现“总体承压、区域分化”的特征，但随着全国统一电力市场体系持续完善、适应新能源为主体的中长期灵活交易机制进一步健全、跨省跨区互济提升、电网规划建设更加合理，预计市场电价运行也将逐步趋于合理。
3.请问2026年上半年，公司风电、太阳能项目的利用小时数同比下降的原因是什么？如何判断下半年风光资源的情况？公司为提升发电量或利用小时数，采取了哪些具体措施？目前各地的消纳情况如何？对于消纳压力相对较大的区域，公司采取了哪些针对性措施？
答：公司风电项目利用小时数及发电量同比下降的主要原因是受部分区域消纳形势变化等因素影响以及项目所在区域风资源同比下降导致；太阳能项目利用小时数同比下降的主要原因是受部分区域消纳形势变化等因素影响。2026年上半年公司项目所在区域风资源明显下降，光伏资源基本持平。根据国家气候中心发布的《全球风光水发电能力年景预测2026》，2026年冬春季节风资源较2025年同期可能有一定幅度的下降。
公司持续强化精益运维管理，多措并举提升发电量。一是深化利用小时数等指标对标分析，持续优化运行策略；二是强化存量电站运行分析，制定措施切实提升电站的发电能力；三是持续开展功率预测数据分析及模型优化工作，提高系统预测准确率；四是针对设备可利用率低于98%的场站，逐站分析制约因素，压降故障及检修损失；五是努力争取发电空间，确保设备“能发尽发、多发满发”。
公司在不同地区新能源项目消纳情况存在差异，与当地新能源电量渗透率、供需关系、网架结构、调节能力等因素相关。针对当前消纳压力较大的重点区域，公司主要采取以下措施：一是不断开展跨省跨区电力交易模式创新，提升外送交易质效；二是持续提升场站功率预测精度，强化设备响应能力；三是开展存量项目配储可行性、经济性论证；四是积极研究新业态消纳模式，探索资源就地就近转化利用场景。
4.公司2026年上半年平均上网电价、变动幅度以及变化原因？机制电量、年度（中长期）电量、月度电量和现货电量分别占比多少？
答：2026年上半年，公司风电、光伏平均上网电价较同期均有所下降，主要原因：一是受资源、消纳以及公司平价装机增长的影响，可再生能源电价附加对整体平均电价的支撑作用减弱；二是公司市场化交易电量占比大幅提升，市场竞争加剧，部分区域电价波动明显。
为适应市场机制的快速变化，公司整体电量结构持续优化，形成以年度中长期电量为主体、月度电量补充、现货电量调节、机制补偿电量托底的配比体系，整体“中长期+机制电量”的覆盖比例超过90%，最大化追求经营稳定性与收益灵活性。上半年，机制差价补偿发挥作用，公司在20余个省区获得机制电费，存量项目机制电量部分对应价格基本衔接上年同期保障水平，增量项目通过有效机制竞价策略，实现较高中标率。
5.公司上半年归母净利润同比下降68%，除公告提及的风光资源下降、消纳形势变化和电价下行外，是否存在一次性成本或减值因素？公司采取了哪些措施应对业绩下滑？
答：2026年上半年，公司归属于上市公司股东的净利润同比下降68.05%，主要原因已在公司半年度报告中说明。2026年上半年，公司不存在一次性成本或减值因素。
面对业绩下滑形势和挑战，公司持续深化开展提质增效工作，多措并举提升发电量、不断稳控交易电价、持续强化成本管控。在成本管控方面，公司全面推行运行集控化、检修集约化、场站无人化（少人化），持续降低运维成本，确保单位千瓦直接运维成本同比下降；持续加强融资成本管控，充分利用国家信贷政策争取低成本资金；严控管理性费用等各项费用支出；推行规模化集采及联储联备，严格管控项目开发建设成本。
6.公司最新的陆风、海风、光伏造价水平如何？对于2026年下半年造价水平的预期如何？
答：自去年以来，新能源项目的造价处于比较平稳的水平。陆上风电4400～5300元/kW，海上风电暂无最新造价情况，光伏2700～3400元/kW，与2025年相比，公司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有大幅的波动。
7.公司上半年独立储能项目的容量利用率、主要收入来源及整体盈利情况如何？在现货省份，公司是否已将储能与新能源场站联合参与市场？随着容量电价、辅助服务和现货价差机制逐步完善，公司对新增储能项目持什么态度，储能建设进展和规模如何安排？对于面临消纳压力的存量风光项目，是否考虑新配置储能？
答：上半年公司在运并结算的独立储能场站分布在山东、安徽、宁夏、江苏4省，收入来源呈现多元化格局，包括容量租赁、容量补偿、电力现货套利、辅助服务、中长期合约交易等方式。公司持续优化储能运营策略，储能整体利用系数与行业平均水平相当。
“十五五”期间，公司将持续探索电源侧、电网侧的新型储能研究和示范应用，积极有序推动新型储能规模化发展。优先在容量补偿标准高、市场价差优、用户电价承受能力强的区域开展储能投资机会分析研究，根据市场运行特点制定储能参与电力市场的运营策略，响应电能量、辅助服务等市场价格信号，提升电站整体收益水平。
针对存量新能源项目存在的消纳受限问题，公司拟优先在消纳问题比较突出、储能政策机制支持明确的区域，综合考量项目所在地消纳形势、电价政策、实施要求等关键条件，探索开展存量新能源项目配储改造。
8.对于早期投运的低效机组，公司是否有技改或置换计划？“以大代小”项目的规划规模、投产节奏及预计资本金IRR分别是多少？
答：公司已系统梳理早期投运的风电机组情况，针对符合改造升级相关政策要求的风电项目，正在结合项目用林用地与技术经济性等条件，妥善推进升级改造可行性研究工作。目前，公司已有部分项目取得改造升级指标，后续将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.公司内蒙古库布齐、南疆若羌两个大基地项目目前的整体建设进度如何，新能源电源、配套煤电和外送通道目前分别处于什么阶段？外送电价的形成机制是怎样的？未来资本开支高峰和首批业绩贡献预计出现在哪个阶段？
答：内蒙古库布齐“沙戈荒”基地煤电工程已开工，正在有序推进现场建设；新能源工程已完成200万千瓦光伏并网，剩余部分已完成主要标段招标；基地配套蒙西至京津冀直流输电工程长期合作协议已经签订，已核准并正式开工建设。新疆南疆“沙戈荒”基地项目煤电工程已开工，正在有序推进各项建设工作；新能源工程正在组织办理核准前所需的行政审批手续；基地配套疆电（南疆）送电川渝直流输电工程长期合作协议已签订，正在开展前期工作。
“沙戈荒”基地电价机制由送电、受电市场主体双方在自愿平等基础上，在贯彻落实国家能源战略的前提下，按照“风险共担、利益共享”原则协商，并由送受端省级人民政府、电网企业签订的长期合作协议明确。
按照既定建设投产计划，内蒙古库布齐基地预计将于“十五五”中期实现全容量并网、新疆南疆基地预计将于“十五五”末期实现全容量并网。项目建设将严格遵循新能源基地、输电通道、支撑性火电“三位一体”同步投运要求，合理安排年度建设任务；同时，公司也将结合项目工程建设实际，科学统筹、合理平衡各年度投资。两基地项目建成并网后，将有力支撑国家“西电东送”战略实施，实现电力持续稳定外送并产生经营收益。
10.公司2026年上半年新增融资成本情况如何？公司已成功发行公募REITs，底层资产为海上风电项目，未来是否考虑将REITs作为盘活成熟新能源资产的常态化工具？项目类型是以海上风电为主吗？
答：公司持续加强融资成本管控工作，2026年上半年新增银行借款、融资租赁等利率普遍为贷款自律底线价格，抓住市场窗口期发行80亿元中期票据，加权平均票面利率1.83%，其中6月10日发行3年期中期票据票面利率1.55%，创三峡能源债券利率新低。目前，公司公募REITs已完成发行上市，发行规模40亿元。未来将结合公司“十五五”新能源建设节奏、资金需求、市场环境与投资人意愿，择机有序推进公募REITs扩募；扩募资产将满足监管机构关于合规和收益要求，不限于海上风电项目。
11.截至2026年二季度末，公司应收账款中可再生能源电价附加余额是多少、信用减值计提情况如何？2026年上半年回收金额是多少，同比趋势如何？三季度以来补贴回款进度如何，下半年是否会继续发放？核查情况是否有新的进展？未来补贴回款改善后是否可能形成坏账准备转回及经营现金流的阶段性增量？
答：2026年上半年，公司累计回收补贴13.65亿元，高于去年同期；7月回收补贴3.01亿元，结合过往年份情况，下半年还会陆续发放补贴。截至2026年2季度末，公司应收账款中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，报告期末整体计提比例为6.01%。目前，补贴核查暂无新的进展。未来补贴回款改善后，将有助于改善公司经营现金流，随应收款余额及账龄结构变动，坏账准备计提金额也会发生变化。
12.请问公司在建、待建的海上风电项目并网投产的安排？目前海上风电开发竞争比较激烈，公司在海上风电有哪些优势？
答：海上风电是公司的核心战略和重要增长极，公司在海上风电方面已形成一定的规模引领优势、技术创新优势、精益管理优势和产业链整合优势。“十五五”期间，公司将继续紧紧围绕国家规划的指引方向和布局，聚焦深远海关键技术突破与产业链协同，持续打造规模化引领、差异化发展优势，不断打造公司海上风电开发的核心能力。
关于公司海上风电项目并网投产的安排，目前，青洲五、七期项目已完成全部风机吊装工作，正在开展海缆敷设及并网调试工作，全力推动项目实现年内并网。同时，三峡能源持续以规模化开发夯实高质量发展根基，年内取得海上风电项目核准共计135万千瓦；进一步完善天津、山东、江苏、广东等区域海上风电项目开工前期工作，力争早日实现开工建设。
特此公告。
中国三峡新能源（集团）股份有限公司董事会
2026年9月1日
