长江电力获79家机构调研：白自鹤滩送江苏、浙江的电价机制、结算机制仍在协商过程中（附调研问答）

长江电力（600900）1月16日发布投资者关系活动记录表，公司于2023年1月16日接受79家机构单位调研，机构类型为QFII、保险公司、其他、基金公司、海外机构、证券公司、阳光私募机构。

投资者关系活动主要内容介绍：

问：近期长电股价波动，从保护股东利益出发，公司有信心平滑今年业绩吗?

【资料图】

答：入汛以来,长江流域出现历史罕见的“讯期返枯”及“夏秋连旱”现象,降水量极端偏少、多地日内最高气温突破极值,遭遇了61年来最严重干旱。在前所未有的旱情挑战下,大水电产能被明显削弱,第三季度发电量同比缺口278亿千瓦时,公司通过保电量、争市场、强投资、控成本,各板块共同承压,全力缩小前三季度业绩缺口。面对极端旱情带来的客观不利影响,公司迎难而上,多措并举:一是密切跟踪后续流域气象水情变化,在兼顾今冬明春能源保供及来年发电效益的情况下,度电必争;二是全力以赴推进市场营销,积极争取较优电价水平和机制努力控制偏差考核等减利支出;三是大力实施增收节支、降本增效,在保障安全生产的前提下,对非生产性支出严格管控、量入为出;四是在震荡不定的资本市场行愉下,见缝插针布局优质投资标的,并视测情况实施资产轮动,努力加高资本运作效,尽最大努加对抗来水极端偏枯带来的业绩不利影响

问：发展新业务是否会导致公司的收益率下降?公司将如何应对?

答：公司主业为水力发电业务,具有良好的发电及电能消纳能力、稳定的成本结构,近年来毛利率水平均稳定在60%左右、净资产收益率稳定在15%左右。

公司将通过做好以下工作,努力保持收益率的总体稳健:-是继续稳固水电基本盘,推进增收节支工作,千方百计多发电增收,并继续挖掘成本费用管控效益。

此外,随着电站折旧年限陆续到期,公司未来盈利能力还将逐步释放;二是紧跟国家新能源战略部署,积极培育、探索推进其他清洁能源项目投资,以及与产业链延伸相关的战略性投资,重点关注盈利水平稳定、经营风险可控的投资标的,为公司稳定收益率提供保障。

问：随着其他流域电站陆续投产,比如雅砻江两河口、杨房沟电站,其对公司增发影响有多少?

答：近两年来其它流域投产电站中,雅砻江两河口为多年调节水,调节库容65.6亿立方米,能够优心流域来水时空分配;其它新建电站调节能力较小,影响有限。2021-2023年两河口仍处于初期蓄水阶段,后期两河口电站转入正常运行后,预计其调丰补枯调度方式将对梯级电站发电能力产生增益影响。具体增发电量需结合流域来水形势、电力市场发展情况、新型电力系统建设等因素综合确定。

问：随着电力体制改革深入推进,公司水电市场化比例、电价是否会进一步提升?

答：按照目前我国新轮电力体制改革的发展趋势,以及国家发展改革委《关于进一步深化燃煤发电上网电价市场化改革的通知》（发改价格[2021]1439号等文件精神，电力市场建设要全面推进,为适应工商业用户全部进入电力市场的需要,要进一步放开各类电源发电计划,并加快电力现货市场建设。公司水电市场化比例将根据国家电力体制改革相关政策、受电省市市场化交易方案等确定。

随着电力体制改革的加速推进,电力市场交易政策及规则将更加完善,交易电价将更为真实反映电力供需形势和资源稀缺程度,水电作为低价、优质的清洁能源,在电力市场中具备较强的竞争优势

问：白鹤滩外送预计什么时候完工?看到雅江送江苏电价调整,公司送浙江、送广东和送江苏的电价是否也有调整计划?

答：2022年12月30日,白鹤滩水电站电力外送通道工程全部工投产。

2022年前三季度,溪洛渡、向家坝和三峡送浙江、送广东和送江苏的非市场化电价暂未调整,后续是否调整将按照国家相关政策统筹确定

问：白鹤滩送江苏、浙江的落地电价和上网电价核定进度?结算机制?是否参与市场化交易?

答：白自鹤滩送江苏、浙江的电价机制、结算机制仍在协商过程中。考虑到自鹤滩送江苏、浙江电量比例较高（接近80%,两省均为经济发达地区,电价承受能力较强,长期来看,白鹤滩总体电价水平预期较好。

问：乌东德上网电价定价机制?今年上网电价同比是否有调整?

答：乌东德送广东优先计划量分为放开部分电量和未放开部分电量,其中,未放开部分电量落地电价为每千瓦时0.421元,倒推至上网电价为每千瓦时0.3132元;放开部分电量落地电价为广东煤电基准价减（加）省内中长期交易加权平均降（涨）幅,或在条件具备情况下与电力市场用户（售电公司)直接交易形成。

乌东德送广西的上网电价为每千瓦时0.2543元。

乌东德留存云南上网电价为云南省内市场化交易平均电价。

乌东德电价机制执行时间为2021-2025年，今年上网电价机制未调整。

问：今年市场化电量是否有提升可能?公司水电是否有参与省间市场交易电力现货交易的情况?

答：2022年,三峡、葛洲坝（600068）电站未参与市场化交易,向家坝、溪洛渡电站部分电量参与市场化交易,交易电量与实际上网电量有关。公司大水电均为跨省跨区电站,按照跨省跨区相关交易规则,在省间交易平台参与交易。目前,公司大水电尚未参与电力现货市场交易。

问：乌自收购后,公司会不会全额置换乌自负债,以降低财务费用?谢谢。

答：乌自收购后,公司将综合考虑债务结构、置换成本、资金统筹安排等因素,逐步开展债务置换,降低财务费用。

问：公司参股设立内蒙古三峡陆上新能源投资有限公司的目的以及对公司的影响?

答：内蒙古自治区是全国最大、最具潜力加的新能源生产基地之一。公司与三峡能源（600905）、三峡资本、三峡投资共同出资设立三峡陆上新能源,是落实国家“碳达峰、碳中和”战略重大决策部署和助力清洁能源发展的重要体现,也是落实公司发展战略的重要举措,对公司在内蒙古区域大力开发新能源大基地项目,拓展新能源资源,优化投资结构,展新发展空间,进-步推进公司高质量可持续发展具有重要意义。

问：十四五期间,公司的投资规划、投资方向与投资开支情况?以及海外投资计划?

答：公司将坚持战略引领,聚焦主责主业,重点围绕大水电、清洁能源以及综合能源、储能、新型电力系统等与主业发展密切相关的产业链上下游和战略新兴产业开展投资,如与水风光箭、源网荷储充一体化等有关项目,并进一步提升科研创新能力。同时,审慎开拓国际能源市场,积极探索符合公司规划发展方向和主业范围内的境外清洁能源投资。

问：极端天气频发，来水波动较大的背景下,投资收益是否会如之前起到平滑业绩的作用?如何保持稳步增长?

答：公司投资收益主要来源为权益法核算投资收益,整体较为稳定（权益法核算投资收益主要受湖北能源（000883）、国投电力（600886）、川投能源（600674）、申能股份（600642）、桂冠电力（600236）等重点参股公司业绩影响）。后续,公司将根据市场情况,稳步开展对外投资,充分发挥好“三会”治理作用,对投资方向、工作程序、投资收益指标等进行严格审查和评判,保障投资项目符合公司的发展战略、程序合规、收益指标达标、风险可控。

问：在业务拓展方面，公司如何保障新能源、抽蓄项目收益率水平?

答：公司在开展新能源业务过程中，制定了科学严谨的收益率测算体系以及新能源项目经济评价参数标准,为新能源项目投资收益率的保障打下了坚实基础。在项目建设过程中,公司高度重视设计优化工作,并加强采购、施工、运行、维护全过程成本控制,以提高项目的财务竞争力。抽水蓄能业务开展过程中,公司高度重视对抽水蓄能项目的分析研究,按照“优中选优”的原则开发项目，重点关注项目经济性、技术可行性、建设必要性等,从深头控制投资风险;深入研究项目服务对象、容量电费分摊对象及合理比例;加强与地方能源主管部门、电网公司以及相关新能源开发企业沟通，积极引入优质企业共同参与项目投资开发,持续增强项目核心竟争力,实现“优势互补、合作共赢”。

同时，公司依托大水电精益管理经验，将搭建以生产管理、技术管理、安全管理为主体的生产管理制度,依托制度建设,完成生产流程、技术管理流程及安全生产管理目标的制定,为公司新能源、抽蓄项目收益率提供有力保障。

问：

金沙江流域的风、光项目建设进度，预计截止今年年底投产、在建装机规模?

答：公司在金沙江流域的项目目前主要集中在金沙江下游区域云南侧地区,主要以开发建设前期锁定的金沙江下游水风光储基地270万千瓦项目为主。项目进展较顺利,公司正在积极推进各项目的前期工作和工程建设。预计截至2022年底，基地部分项目可实现投产，总规模可达百万千瓦级。

问：三峡集团对于抽水蓄能项目的分配情况?公司可获取的开发规模?

答：抽水蓄能项目的开发-般以各二级单位为资源获取主体,原则上以上市公司为开发主体。项目在签订投资开发协议后根据项目必要性、可行性、经济性情况,结合区域特点及在各省内排序情况等,合理安排开发时序。根据公司战略定位，抽蓄项目分配由集团公司统一部署。长江电力是以大型水电为主的清洁能源上市公司，具备大型水电站运行管理、流域梯级联合调度、大型水电站检修维护和跨大区水电营销等核心能力,通过有效发挥公司雄厚的资金和人才、技术、管理等显著优势,将积极承担集团范围内的抽蓄电站投资和运营主体职责,快速布局抽水蓄能业务,持续推进三峡集团和长江电力自身的高质量绿色发展

问：最近国际局势不确定性较大,对公司国际化业务拓晨有何影响?

答：截至目前,国际局势没有对公司国际业务拓展产生重大影响。公司将高度关注境外局势变化,加强国际市场研判，提前做好各类应对措施;

中国长江电力股份有限公司是全球最大的水电上市公司，拥有总装机容量4549.5万千瓦，占全国水电装机的比例为12.77%，2019年发电量2104.63亿千瓦时，占全国水电发电量的16.17%。公司在全球水电行业中具有引领地位。

调研参与机构详情如下：