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【能源】三峽能源交流紀要

日期:2021年9月23日

管理層:
1)公司上半年裝機總規模達到1644萬千瓦,其中風電941萬千瓦,光伏680萬千瓦,目前在建項目523萬千瓦
2)公司上半年發電量163億度,同比增長44%,參與電力多變交易的電量是43.82億度電,占上網電量27.39%
3)公司上半年實現營收78.85億元,同比增長接近40%,淨利潤35.02億元,同比增長57%

Q:公司參與綠電交易有多少量?溢價情況?10月份什麼時候展開第二次綠電交易?
1)第一批部分省區參加交易,公司在山西、山東、江蘇參與了接近2.5億度的綠電交易
2)綠電價格平均溢價在2分錢左右
3)第二批綠電交易部分省份會參與交易,廣東省今天申報第二批綠電交易,公司有項目參加

Q:未來三年海上風電機光伏裝機規劃?
1)未來5年年平均裝機容量目標不低於500萬千瓦
2)海上風電在未來占相儅比例,22年以後海上風電國家補貼取消,裝機會一定程度下滑
3)未來公司會持續將平價的海上風電做下去

Q:目前在建平價風光項目是否有明確的並網時間要求?如果時間趕不上是否能趕上當年的並網電價要求?
1)平價項目國家沒有明確的關門時間,各省市為了創造年度gdp會人為地設置一些並網時間
2)即便是不能全容量並網,對電價影響也不大,已經是平價項目,和帶補貼的項目不同
3)即便是目前還在帶補貼的海上風電項目,年初出了一些政策對全容量並網給到一些相對寬松的指引

Q:公司在整縣分布式開發的布局?
1)4/5月份發改委正式發布文件,短期內公司準備了40+個縣,國家能源局沒有批這個事情,將權力下放到各地地方政府,公司目前在手的項目有40+個縣

Q:公司棄風率/棄光率較全國水平稍高?內蒙古和青海也是公司項目的所在地,當地消納情況是否有變化?
1)發電集團拿棄風率/棄電率和各地方省份作對標,但是公司的整體情況和公司進入的具體省份和具體時間節點有關,公司目前的棄風棄光情況在大部分省區和全國水平持平,某些區域還會稍好
2)公司在個別省份如河北、內蒙表現一般有特殊情況,比如公司在個別省份可能只有一個項目,同時這個項目所在的區域本身棄風棄光現象就很嚴重,那麼公司這一個項目的情況就會相對不客觀地體現公司在這一省份的棄風棄光表現
3)而在蒙西地區,這是一個雙高地區,棄電率高,但是小時數也高,所以說公司在河北和內蒙的棄光棄風高一些是沒有問題的

Q:綠電交易對於棄風/棄電是否會有改善?
1)對於三北地區的綠電消納有非常好的一個推動作用
2)綠電交易開始以後新能源電力發生質變,東部火電裝機容量較大的區域壓力較大,對於綠電外送的需求很高

Q:前期在風資源比較好的地方,公司的老舊機組效率相對不高,公司是否有想過以舊換新?經濟性如何?
1)以舊換新目前企業可以考慮
2)公司去年在東北最早的風電廠換過兩台,更換了機組和葉片,容量增長一倍,同時發電量也增長一倍
3)整體是能算過來賬,目前不允許將過去建好的還沒有到達生命周期的機組替換掉,主要的依舊換新阻礙在固定資產的處置

Q:沒有到生命周期的機組以舊換新以後容量增大一倍,過去的老容量是否還能拿到補貼?
1)沒有問題,合理小時數內的有補貼,超過合理小時數的就走平價

Q:以舊換新改善的成本?
1)不方便講
2)不具備參考性,量太小,在原有的基礎上加固/加高相對還是比較複雜的
3)整體來說以舊換新過後賬是能算過來的

Q:拿風光資源的時候是利用三峽集團還是自己去談?
1)可以利用三峽集團但是比較有限,公司參與的風光運營是一個完全市場化的競爭市場
2)公司在項目獲取過程中還是起到主導的作用,不涉及大股東過多的幫助和幹預

Q:整縣分布有40+個縣,這些縣是否是在國家公布的600+個縣的名單中?
1)公司拿到的縣大部分在名單里面

Q:未來裝機增量年均不低於500萬千瓦?
1)公司自身的要求是年均增長不低於500萬千瓦

Q:在建的523萬千瓦風光比例?風電海風占比?
1)海上293萬千瓦,光伏在建72萬千瓦

Q:公司海風項目進度?今年能否並網?
1)21年在建海上風電項目一共293萬千瓦,良江一期已經全部並網

Q:公司未來新增裝機是采取合資還是獨資模式?
1)分布式公司做的項目比較少,未來跟隨國家分布式的政策會做一些相關的項目,但是貢獻的業績彈性相對較少
2)公司目前有幾十個項目是采用合資的項目,公司股權占大頭,合作方占小部分股權

Q:公司海風項目建設進度?
1)在建項目包括陽江1-5期,在建一共145萬千瓦;江蘇如東h6/h10/大風2期共110萬千瓦;附件長樂灣二期供39萬千瓦
2)截止9月上旬,陽江一期全部並網,2期、4期首批機組已經並網發電了,1-5期完成212台風機的安裝;江蘇如東h6項目完成92台/100台風機的安裝,h10項目完成64台/100台風機的安裝,大風2期項目完成31台風機的安裝;長樂灣項目首批機組已經投產,累計安裝27台,總共是37台

Q:各地方政府對於消納有要求,加裝調頻裝置,對公司成本影響?
1)電力行業相關部門的要求主要通過風機的一次調頻實現,公司在前期招標的過程中已經滿足了相關要求,作為固定成本
2)公司在電化學儲能端有嘗試
3)在投資的測算中已經將儲能的成本考慮在內,目前公司項目主要是在中/東/南部

Q:今年光伏報價整體偏高,光伏項目收益率水平?
1)公司的收益率要求不方便透露,參考公司roe情況
2)目前光伏組件價格波動,公司的收益率不受影響,公司的收益率是有自有資金和融資成本決定的
3)目前矽料和玻琍成本較高,但是這是一個完全市場化的領域,組件成本升高以後,在光伏電站其他領域的成本會有所壓縮

Q:抽水蓄能公司的看法和布局?
1)公司和集團去年就開始布局抽蓄,公司在抽水蓄能領域有領先行業的理解
2)公司拿到的項目只比電網拿到的項目少一些
3)項目拿到以後,公司會根據行業政策來案頭投資節奏,目前雖然已經提出容量電價的政策,但是配套的細化細則還沒有明確,等具體細則出來以後,公司會很快進行開工建設,預計不會太久
4)抽蓄資源的開發能夠對公司拿風光項目有幫助的話,公司在抽蓄端的布局會更激進一些

Q:化學儲能是在規劃的時候就計算在內,目前新開工項目電化學儲能比例?
1)保障性項目國家有明確的標准要求
2)保障性以外的沒有明確要求

Q:強制配儲能將收益率壓的很低?
1)國家出台政策一方面對電網更友好,更容易消納,但是同時不會對運營商造成太大的壓力,所以定下15%,2小時的標准

Q:在西北欠發達地區大規模建設電站,當地棄光棄風率就很高,特高壓的建設一時也無法匹配上,大規模開展風光建設的話是否會造成一個更高的棄風棄光率?
1)棄風/棄光政府部門和管理層都在密切關注,如果一個地方棄風率/棄光率達到一個數值的話會對當地的光伏/風電項目審批有減少
2)網源協同項目根據消納情況來上項目,根據消納的波動來開發新能源發電項目
3)三北地區通過和電網的合作以後大部分電還是要外送,現在存量的輸電通道要求30%的電量由新能源發電構成,增量的輸電通道也是在快速的建設過程中

Q:在進行綠電交易和特高壓傳輸的過程中,損耗部分由誰來承擔?
1)交易目前都是網對網的交易,例如由甘肅向山東傳輸,線路是電網的,兩端還會有省電網的參與,消耗都算在電網的過網費里面了
2)送端的價格和受端的價格是一樣的,公司只關注上網側的電價,終端只關心負荷側的電價,中間段電網費用對公司沒有影響

Q:公司對項目最低回報率的要求?
1)投資收益率在央企背景的電力運營商中還算可以的,沒有本質的差異
2)每家公司的ROE都在接近10%的水平,極個別的企業ROE不太好
3)不同的irr下得到類似的ROE的原因主要是邊界條件的不同,如資源費、保證金、棄風/棄光限電的損失等

Q:新能源長期的角度來看,回報提升是通過綠電的溢價還是通過技術進步來達到降本的效果?
1)國家采取雙碳目標、綠電交易主要是為了30/60目標,階段性來說CCER/綠電對於新能源電力會帶來超額的收益,但是長期來看這些產品會失去存在的基礎
2)irr的提升還可以通過成本的下降,利用小時數的提升來提升盈利能力
3)收益率由無風險收益率加上超額溢價來決定,公司的價值是保證盈利能力在平均數以上

Q:如何區分上網的電是否是綠電?是否會對電網系統有改造的需求?
1)我們的綠電賣給山東a客戶,我和他之間必須通過電網,購電合同是一個三方協議,會帶著電網一起,電網知道電是從哪兒來
2)技術層面上,國網電力交易中心有一個技術部,利用區塊鏈技術來對上網的電進行追溯。#股票##價值投資日志[超話]#

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