9月9日，三峡能源发布2022年半年度业绩说明会暨投资机构调研活动记录表，活动中，三峡能源表示，2022年上半年，公司新增装机容量210.46万千瓦，其中陆上风电新增80.06万千瓦、太阳能发电新增130.40万千瓦。根据公司发展规划，“十四五”期间，预计年新增装机不少于500万千瓦，积极发展海上风电、陆上风电、光伏发电。
峡能源累计储备资源超1.4亿千瓦，上半年新增资源储备超4000万千瓦，新增获取核准/备案容量730.29万千瓦。储备资源需经获取开发许可、办理前期手续、申报建设指标、取得核准/备案等外部流程，及通过立项、投资决策等内部流程后方可转化为可开发项目。
关于目前开工的光伏项目组件成本，三峡能源表示，近期，公司开工项目的光伏组件招标价格为1.9元/W-2元/W，符合当期市场公开招标价格。公司的光伏组件未采用锁量锁价，根据项目进展适时开展组件招标工作。
对于下半年风光资源的看法，三峡能源表示，风光资源受气候影响较大，存在变化因素较多，目前行业内对长期资源预测没有很成熟准确的手段，生产上主要从可研报告大致推测年度资源情况。也因为资源变化不好预估，所以对下半年资源情况不好准确判断，单纯从上半年情况看，预计今年风资源应会较同期略有下降，光伏资源估计基本持平。
原文见下：
1.请介绍一下独立储能的商业模式及公司未来发展规划。
答：目前，独立储能的商业模式主要包括参与辅助服务市场、电力现货市场、共享容量租赁等。在新型电力系统发展背景下，公司结合新能源主业发展需求，持续优化布局储能业务，围绕规模化新能源开发，因地制宜有序开展储能业务，切实提升电站出力质量、维护电网的稳定性，保障新能源“送得出、供得上”。
2.请问公司全年新能源投产计划有多少？其中陆风、海风、光伏装机分别多少？
答：2022年上半年，公司新增装机容量210.46万千瓦，其中陆上风电新增80.06万千瓦、太阳能发电新增130.40万千瓦。根据公司发展规划，“十四五”期间，预计年新增装机不少于500万千瓦，积极发展海上风电、陆上风电、光伏发电。
3.请问已经政府核准/备案的新能源指标需要年内全部并网吗？是否可与当地政府商量，因为组件价格高企延迟并网？
答：公司今年获取的新能源指标并非要求全容量年内并网。一般而言，公司在争取建设指标中，会综合考虑政府要求、指标获取进度、前期工作情况、建设条件等因素科学判断、合理预测项目开工及投产时间，在确保履约可行的基础上签订相关开发协议。一方面，若因为实施过程中受行业政策波动、疫情等不可抗力影响项目建设的，公司将积极与政府沟通对接，另行协商建设并网事宜；另一方面，面对组件价格上涨及价格波动，公司采用优化设计方案、集采招标等方式，尽量降低组件价格上涨带来的不利影响，合规有序加快工程建设，推动项目尽早并网。
目前，公司正处于高速发展阶段，每年会制定新增装机规模目标，克服各方面制约因素，努力实现既定目标。若政策、市场等各方条件较为有利，公司将顺势而为，加大开发力度。
4.请问公司获取的西北风光大基地项目的外送通道建设情况如何？如果送出通道建设进度不及预期，是否会影响项目投产节奏？
答：目前，公司正在西北区域建设青海100万千瓦光伏光热项目（青豫直流，已投运）、府谷15万千瓦光伏项目（神府至河北南网特高压通道，已投运）、延川20万千瓦风电项目（陕武直流特高压通道，已投运）等外送基地项目，这些项目的外送电力通道均已建成投运。
1月30日，国家能源局印发《关于<以沙漠、戈壁、荒漠地区为重点的大型风电光伏基地规划布局方案>的通知》(发改基础〔2022〕195号)，到2030年，规划建设风光基地总装机约4.55亿千瓦，公司依法积极开展申报计划，目前处于申报和筹划过程中。《方案》明确“要统筹风电光伏基地、煤电配套电源、外送通道项目等一体协同推进；电网公司要提前谋划、超前开展外送通道项目前期工作，争取尽早开工。”若送出通道建设进度不及预期，公司一是积极与相关主管部门对接，争取外送通道同步建成投运，力争外送通道与新能源项目同步投产；二是与主管部门协商临时并网、就近并网、省内消纳等过渡方案，争取新能源项目按期投运。
5.请问公司资源储备情况如何？上半年新增的资源储备规模是多少？核准情况如何？
答：公司累计储备资源超1.4亿千瓦，上半年新增资源储备超4000万千瓦，新增获取核准/备案容量730.29万千瓦。储备资源需经获取开发许可、办理前期手续、申报建设指标、取得核准/备案等外部流程，及通过立项、投资决策等内部流程后方可转化为可开发项目。
6.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。目前，配置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。当前，抽水蓄能电站主要功能是调峰、调频、系统备用、黑启动等，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，加快抽水蓄能、新型储能、氢能等技术示范和规模化应用。结合地方资源条件和系统调峰需求，科学合理布局抽水蓄能业务，多个抽水蓄能项目纳入国家抽水蓄能中长期发展规划重点实施项目库，正积极开展项目筹建工作，项目建设期通常在8年左右。
7.请问上半年公司可再生能源补贴回款规模有多少？核减风险有多大？未来是否考虑对应收的这部分补贴进行ABS/ABN/确权贷款等操作？
答：2022年3月，财政部、国家发展改革委与国家能源局联合发布《关于开展可再生能源发电补贴自查工作的通知》，随即各地可在生能源发电项目补贴资格申报暂停审核，补贴电费发放也基本停滞，公司上半年补贴电费结算金额少于上年同期。7月，国家电网发布《国家电网有限公司关于2022年年度预算第1次可再生能源电价附加补助资金拨付情况的公告》，开始在全国范围内开展补贴电费结算工作，公司各省纳入补贴目录的项目已于8月陆续收到补贴电费约16亿元。
根据现阶段补贴电费核查情况，核查问题为行业内普遍问题，各省核查组已将核查取证情况上报至国家组，补贴电费核查属于行业内共性问题，目前正在等待国家给予最终结论。
公司高度重视补贴电费管控工作，以国家政策为导向，持续跟踪补贴电费结算工作；如有对应收补贴开展ABS/ABN/确权贷款等相关计划，将会严格按照相关法律、法规履行信息披露义务，请及时关注公司披露的相关公告。
8.请简要介绍公司少数股东权益快速增长的原因。
答：根据公司2022年半年报，少数股东权益较期初增加21.39亿元，其中，少数股东投入资本金14.79亿元，归属于少数股东的综合收益6.89亿元（具体可查看《2022年半年度报告》第十节财务报告）。公司为加大获取资源力度，扩大装机规模，实现高质量发展，近年来加大合作开发力度，与合作方共同设立合资公司开发新能源项目模式不断加强，有力推动了公司的快速发展，提升了公司经营业绩与整体市值。随合资公司建设，小股东资本进入导致其权益占公司总体权益比重也有所增长。随合资项目陆续并网运营、经营积累逐渐增加，归属于小股东的收益有所增加。
9.请问公司上半年海风利用小时情况相较陆上风电无显著优势的原因？
答：2022年上半年，公司风电平均利用小时为1165小时，高于全国风电发电设备累计平均利用小时数1154小时（国家能源局1-6月全国电力工业统计数据），其中海上风电利用小时数1221小时，陆上风电利用小时数1140小时，海上风电较陆上风电相比高出约7%。海上风电利用小时未凸显出优势的主要原因有以下几个方面：
一是海上风电大部分装机为2021年底并网，海上风电调试、移交生产需要一定周期，设备消缺、故障处理也会给正常运行带来一定影响，并且受海况、天气等自然因素的叠加影响，一定程度影响利用小时数。
二是上半年公司海上风电项目资源情况较去年同期下降2.8%，对利用小时造成一定影响。
三是公司部分装机规模较大的海上风电场因电网送出线路改建陪停较长时间，影响一定发电量。
从公司历史数据来看，风资源正常年份，海上风电利用小时情况相较陆上风电具有显著优势，例如福建兴化湾海上风电场一期2021年全年利用小时数达3600小时。
10.请问公司对下半年风光资源的看法？
答：风光资源受气候影响较大，存在变化因素较多，目前行业内对长期资源预测没有很成熟准确的手段，生产上主要从可研报告大致推测年度资源情况。也因为资源变化不好预估，所以对下半年资源情况不好准确判断，单纯从上半年情况看，预计今年风资源应会较同期略有下降，光伏资源估计基本持平。
11.请问公司上半年开工新能源规模?
答：截至6月底，公司在建项目装机容量合计为1527.3万千瓦，其中风电项目规模763.8万千瓦、太阳能发电项目规模763.5万千瓦。
12.公司目前开工的光伏项目组件成本是多少？是之前锁价的部分吗？公司光伏组件锁量锁价规模有多少？
答：近期，公司开工项目的光伏组件招标价格为1.9元/W-2元/W，符合当期市场公开招标价格。公司的光伏组件未采用锁量锁价，根据项目进展适时开展组件招标工作。
13.请问上半年公司陆风、海风、光伏的电价及变化情况？
答：2022年上半年，电改继续向纵深推进，全国统一电力市场建设提速、现货市场建设进程加快、工商业目录电价取消、电煤价格上涨，同时，全国正逐步建立“能涨能跌”、“随行就市”的市场化定价机制，新能源市场化交易规模也越来越大，国家及多个省份出台了规范和促进绿电交易的政策和规则，市场机遇和风险并存。在国家政策引领下，公司高度重视市场营销，开足马力、传导压力、挖掘潜力、促进合力，提前预判并紧跟市场形势变化，加大中长期和现货市场交易规则研究，因地制宜差异化制定交易策略，抢抓机遇、主动而为开展增量交易，并积极布局绿电市场，深挖绿电价值，提升交易质量。公司立足新发展阶段、服务新发展格局，不断强化市场意识，在瞬息万变的市场中坚守初心深耕专业：优化营销管控模式、科学精准施策、加快数智化建设，不断加大人才储备和培养，提升风险防控水平和市场竞争力，创品牌和市场效益之合力。
今年上半年，公司整体交易电量83.91亿千瓦时，占上网电量35.22%。交易电价优于去年同期，同比提升5.35%，度电让利同比下降。
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