三峡能源:中国三峡新能源(集团)股份有限公司关于2023年半年度业绩说明会召开情况的公告

【摘要】证券代码：600905证券简称：三峡能源公告编号：2023-045中国三峡新能源（集团）股份有限公司关于2023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...

证券代码：600905  证券简称：三峡能源  公告编号：2023-045
  中国三峡新能源（集团）股份有限公司
 关于2023 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
2023 年 9 月 6 日通过现场加线上方式举办 2023 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：2023 年 9 月 6 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）：和谐健康保险、嘉实基金、东方资管、永安保险、浙能基金、国海富兰克林基金、中信证券、华泰证券、国泰君安证券、申万宏源证券、海通证券、银河证券、民生证券、国盛证券、国联证券、中金证券、中信建投证券、兴业证券、西南证券、广发证券、国信证券、东方财富证券、美银证券等单位。

  公司参会人员：董事、总经理张龙，独立董事胡裔光，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.公司 2023 年上半年装机情况，下半年投产节奏是否
会较上半年提速“十四五”末装机展望

    答：公司 2023 年上半年新增并网装机规模 178.98 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。今年大部分项目将在第四季度完成并网，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 1300 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.公司资源储备情况如何新增资源储备规模是多少核准情况如何

    答：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。

    3.公司未来投产装机能否保持平稳增长态势

    答：公司积极推进项目建设力度，全年开工建设项目装机规模突破千万千瓦，且现有资源储备充足，今年新增核准、备案项目规模已超 1400 万千瓦，未来还将持续加大资源获
取力度，有序推动项目具备开工建设条件，形成滚动开发格局，为实现项目投产持续平稳增长提供支撑保障。

    4.请公司详细分析上半年增收不增利的原因公司三季度及全年业绩预期

    答：公司 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%。

    公司三季度和全年的经营业绩主要仍受自然资源及新增投产装机等因素影响，公司将全力加快新项目投产，全力做好已投产项目运维，千方百计多发电，控制成本费用，不断提升经营水平，保持公司业绩稳定。

    5.上半年公司营业成本涨幅较大，其中折旧、运维费用、安全生产费用等因素的影响能否详细拆分下半年的营业成本变化趋势是否与上半年一致

    答：公司 2023 年上半年营业成本同比增长 34.67%，其
中，安全费用同比增长 1846%，人工成本同比增长 26%，固定资产折旧同比增长 25%。

    公司所处风电光伏行业是重资产行业，营业成本中各项成本占比相对较为稳定，其中，固定资产折旧占比最高、金
额最大；预计下半年公司营业成本结构保持稳定，增速有所放缓。

    6.管理费用和人工成本同比增幅较大的原因去年、今年员工数量变动情况以及对管理费用和人工成本的影响幅度

    答：公司 2023 年上半年管理费用 7.31 亿元，同比增长
63%，具体参见《2023 年半年度报告》“第十节 财务报告”。综合考虑公司“十四五”末风电光伏业务规划及新型电力系统建设所需光热、新型储能等新业务、新模式大量涌现等实际情况，为解决公司业务规模快速增长急需的人力资源缺口、弥补以往年度专业人才储备短板，公司2022年新增员工1201人，2023 年上半年新增员工 21 人，且部分风电光伏项目 2023年陆续进入运营期转固后，计入项目运营成本的职工薪酬也相应陆续增加。

    7.公司财务费用同比增加的原因上半年综合融资成本是多少从各种融资渠道分别能达到什么水平利率的贷款

    答：公司 2023 年上半年财务费用 19.79 亿元，同比增长
5.48%，具体参见《2023 年半年度报告》“第十节 财务报告”，主要原因为带息负债余额增长，以及新项目转固后费用化利息相应增加。

    2023 年上半年，在国家政策利好趋势下，公司资金成本
控制显着成效，综合融资成本较 LPR 下浮 10%以上。在保证资金安全的前提下，公司坚持低成本融资策略，努力降低公
司资金成本。目前公司融资品种主要包括银行贷款、融资租赁、发行债券等。各种融资渠道资金成本各有差异，与国家政策、资本市场情况和项目自身实际情况等多种因素密不可分，但总体上得益于公司 AAA 主体评级，公司从各种渠道获得的资金低于市场平均水平。

    8.公司投资收益的具体构成，二季度投资收益降幅显着的原因，下半年和明年的趋势

    答：公司 2023 年上半年实现投资收益 4.20 亿元，主要
为权益法核算的长期股权投资收益，具体参见《2023 年半年度报告》“第十节 财务报告”；上半年投资收益同比下降 39%，主要受被投资单位盈利水平波动影响，主要包括金风科技、亿利洁能、福建三川及福能海峡等。

    下半年及明年趋势主要还是取决于宏观经济和被投资企业的经营情况，公司会持续加强对外股权日常管理工作，密切关注被投资企业经营情况和财务状况，通过董事、股权代表行使权利，维护公司权益。

    9.《企业会计准则解释第 15 号》对公司后续业绩是否还
有影响如何影响

    答：2021 年 12 月 30 日，财政部发布《企业会计准则解
释 15 号》，按照 15 号解释，公司新能源基建项目试运行收入计入当期营业收入，不再冲减项目造价；与试运行销售相关的成本计入当期损益，但试运行期间不计提发电资产折旧，在“营业成本”项目列示的发电成本比例相对较小，新项目试运行期间毛利会明显高出后面进入正常运营期的毛利。随
项目投产验收、资产达到预定可使用状态后转固，试运行带来的增利降低，毛利率逐渐恢复正常水平。15 号解释导致公司出现收入与成本增长不匹配问题，但随着公司装机规模不断增长，营收基数不断扩大，15 号解释对公司业绩影响将会呈现逐步弱化趋势。

    10.当前国家含补贴项目核查情况进展期末还有多少存量补贴上半年收回可再生能源补贴情况全年回款以及补贴核查最终结果有没有大致的预期

    答：公司一直积极配合国家核查工作，据实依规提供证明材料，目前等待主管部门进一步指示，暂未取得新的进展。根据半年报数据，公司应收账款中补贴余额 317.27 亿元。上半年受国补核查影响，全国范围内补贴电费结算进展缓慢。
截至目前，中央财政部已于 6 月 28 日发布《下达 2023 年可
再生能源电价附加补助地方资金预算的通知》，下达预算金额合计约 26.9 亿元，主要集中在内蒙古区域，公司内蒙古区
域项目也于本次收到部分补贴电费。2023 年 8 月 21 日，公
司各区域部分合规项目陆续收到开展 2023 年第一次集中结算补贴电费的通知。截至 8 月底，公司 2023 年收回补贴电费 10.7 亿。

    全年补贴回款主要受国补核查影响，现阶段公司也未获取到公开信息以外的其他相关信息，对于补贴核查最终结果无法主观判断，但鉴于国家在全国范围内进行补贴核查，是为了夯实存量，解决历史欠补问题，公司相信在核查结果落地后，历史存量补贴将得到妥善解决。


    11.预计今年并网海上风电规模能达到多少青洲五、六、七项目进展如何

    答：预计今年福建平潭 11 万千瓦海上风电项目、山东牟
平 30 万千瓦海上风电项目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。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.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 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。

    13.在手大基地项目开发进度如何是否面临送出线路建设进度低于预期和就近消纳面临限电率反弹压力的情况
    答：公司获批的 9 个国家第一批大型新能源基地项目共
计 685 万千瓦，目前所有项目均已开工，大部分项目具备年底并网条件，配套送出线路建设进度匹配新能源本体建设进度，消纳利用水平整体良好。获批的千万千瓦级沙戈荒大基地项目先导工程进展顺利，蒙西至京津冀直流输电通道已纳
入“十四五”全国电力规划，外送省份河北用电需求旺盛，公司将有力统筹电源项目开发建设进展，实现与外送通道同步建设、同步投运。

    14.上半年资源情况如何预测三、四季度资源情况如何

    答：上半年，公司风资源较去年略有上升，光资源同比去年略有下降；中小水电资源较去年同期下降较为明显，主要因为公司中小水电主要集中在云南区域，今年上半年云南区域干旱严重导致来水不足，公司中小水电装机规模较小，对总体发电量影响不大。从上半年的资源情况来看，预测今年三、四季度，风光资源整体情况基本与去年持平。

    15.公司上半年风电、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水平未来电价走势展望

    答：受平价项目装机的增长和补贴项目电量波动变化影响，2023 年上半年公司风电平均电价 496.3 元/兆瓦时(不含税)，光伏平均电价 505.8 元/兆瓦时(不含税)，同比均小幅下降。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 2023 年上半年市
场化交易比例较 2022 年全年有小幅增加，交易电价水平同比有所提升，主要原因为绿电交易及自主跨省交易的交易水平提高。


    公司平均电价为各地区项目电价加权计算的结果，受不同地区装机和电量结构变化、电力市场政策变化、电力交易成效以及分摊费用变化等多个因素影响。未来，公司