装机规划与进度 - 2022年预计新增装机148万千瓦,明年预计不低于600万千瓦,“十四五”末建设运营装机容量3000万千瓦 [2] - 2021年取得667万千瓦项目建设指标,2022年目标不低于600万千瓦,截至目前获核准风光指标125万千瓦 [6] 装机节奏与影响因素 - 2022年风光项目总体集中在下半年开工建设或投产,光伏项目占比大,无抢装情况 [3] - 光伏组件价格上涨与疫情有关,影响项目收益率,公司通过严控造价等应对,开工项目组件价格可满足收益率 [3] - 风电招标价格2022年处于低位,公司根据市场及项目情况确定 [3] 招标关注点与配储情况 - 风电和光伏招标注重经济效益与成本把控,保证质量前提下兼顾成本 [3] - 各地光伏项目储能配置要求多,风电少,公司在运一个5万千瓦储能电站,在建项目中有风电及光伏项目按要求配置储能 [3] 装机规模限制因素 - 外部因素有市场竞争、政府审批、设备价格、电网线路建设、疫情等,内部因素有资源获取、资金实力等,最大限制因素是市场竞争 [4] 市场化交易电量与电价 - 2021年度上网电量中市场化交易电量占比40%左右,2022年上半年约45% [4] - 2022年1 - 5月平均交易电价比标杆电价低约0.1元/千瓦时,市场化交易电价同比提升约0.02元/千瓦时 [4] 补贴收回与行业竞争 - 公司密切关注政策及资金动向,积极与电网沟通,推进补贴回收工作 [4] - 行业竞争激烈,公司竞争优势有海陆齐发业务布局、多能互补集成优化能力、海上风电领先技术、融资优势及与股东方产业协同效应 [4][5] 单GW盈利情况与提升措施 - 2021年单GW平均盈利水平1.5亿左右,投产一年以上项目平均单GW利润总额2.5亿元,未来盈利能力会提升 [5] - 公司开展提质增效工作,包括推进规划、管控成本、降本降息、强化管理等 [6] 资金使用与收并购安排 - 公司在手现金约60亿元,能撬动300亿元投资,约50亿元应收补贴款收回可撬动250亿元投资,用于项目开发建设 [6] - 建购并举是发展方向之一,考虑收并购优质项目,注重资产质量、经济效益、风险可控性和交易对价合理性 [6] 风电与光伏盈利对比及项目储备 - 总体上风电盈利能力高于光伏,因风电设备利用小时数高 [6] 项目收益率相关因素 - 资源获取竞争激烈降低收益率,风电机组造价降低、效率提升有助于提高收益率 [7] - 公司新获取项目最低资本金内部收益率为7% [7] 弃风弃光率与储能情况 - 弃风弃光受电网外送能力制约,整体呈下降趋势 [7] - 储能有电化学和物理(抽水蓄能)两种路线,电网侧储能盈利模式较清晰 [7] 其他问题解答 - 储备项目并网快则半年,慢则1.5 - 2年,成本可控、送出消纳没问题则投产快 [8] - 公司获取项目考虑土地、资源、电价、送出消纳能力等因素,海风关注电价和资源 [8] - 公司主业转型后将结合实际和监管要求研究管理层股权激励计划 [8] - 公司优势区域为已布局区域,有助于后续项目拓展 [8] - 公司供应商包括总包、风机、组件供应商等,选择时看重品牌和价格 [8] - 公司选风机看重性价比,关注当前造价和全生命周期发电承诺 [8] - 公司后续资金需求会综合考虑与绿发集团合作和二级市场融资 [8] - 风光项目投产后收益率受弃风弃光率和电价影响,部分区域弃风弃光问题改善 [9] - 光伏项目投产进度能满足政府要求,存量项目无需考虑配置储能 [9] - 光热项目目前为示范、配套项目,未来收益会提升 [9] - 公司项目享受税收优惠政策,能解决部分就业问题 [9] - 公司项目主要为控股和全资,不排斥与相关方合作 [9]
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