2月5日，三峡能源接受机构调研，原董事会秘书、总审计师：刘继瀛；战略发展部、资产财务部、工程管理部、电力生产与营销部、电力营销中心和董事会办公室（证券事务部）等相关部门负责人参与接待，并回答了调研机构提出的问题。
据了解，“十四五”期间，三峡能源预计平均每年投产装机规模不低于500万千瓦，2023年新增装机规模突破1350万千瓦，总装机规模突破4000万千瓦。此外，其在建项目超千万千瓦，可为“十四五”装机增长提供有力支撑。
需要指出的是，三峡能源在去年9月的半年业绩说明会上表示，其资源储备超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。
近年来，三峡能源积极发展陆上风电、光伏发电，大力开发海上风电，加快推进以沙漠、戈壁、荒漠为重点的大型风电、光伏发电基地建设，深入推动源网荷储一体化和多能互补发展，积极开展抽水蓄能、新型储能、氢能、光热等业务。同时，投资与新能源业务关联度高、具有优势互补和战略协同效应的相关产业，基本形成了风电、太阳能、储能、战略投资等相互支撑、协同发展的业务格局。
具体见下：
2024年2月5日三峡能源接受机构调研，原董事会秘书、总审计师：刘继瀛；战略发展部、资产财务部、工程管理部、电力生产与营销部、电力营销中心和董事会办公室（证券事务部）等相关部门负责人参与接待，并回答了调研机构提出的问题。
调研主要内容：
1.公司未来几年装机规划？公司2023年新增并网装机规模？
答：近年来，三峡能源积极发展陆上风电、光伏发电，大力开发海上风电，加快推进以沙漠、戈壁、荒漠为重点的大型风电、光伏发电基地建设，深入推动源网荷储一体化和多能互补发展，积极开展抽水蓄能、新型储能、氢能、光热等业务。同时，投资与新能源业务关联度高、具有优势互补和战略协同效应的相关产业，基本形成了风电、太阳能(000591)、储能、战略投资等相互支撑、协同发展的业务格局。“十四五”期间，公司预计平均每年投产装机规模不低于500万千瓦，2023年新增装机规模突破1350万千瓦，总装机规模突破4000万千瓦。
2.公司资源储备能否满足快速发展需要？
答：公司坚持海陆并进、集中式和分布式并举的发展思路，创新资源获取路径，增强资源获取力度，资源储备总量稳步提升，具备持续滚动开发条件，为公司装机规模实现跨越式发展奠定坚实基础。
3.公司在建项目体量是多少？
答：公司坚持资源获取和项目建设协同推进，多措并举提升资源转化成功率，推动公司装机规模稳步增长。当前，公司在建项目超千万千瓦，可为“十四五”装机增长提供有力支撑。
4.公司2023年发电情况如何？
答：根据公司初步统计，2023年累计总发电量551.79亿千瓦时，较上年同期增长14.12%。其中，风电完成发电量389.56亿千瓦时，较上年同期增长14.75%（陆上风电完成发电量263.50亿千瓦时，较上年同期增长16.53%；海上风电完成发电量126.06亿千瓦时，较上年同期增长11.21%）；太阳能完成发电量153.54亿千瓦时，较上年同期增长14.23%；水电完成发电量7.71亿千瓦时，较上年同期下降16.20%；独立储能完成发电量0.98亿千瓦时，较上年同期增长139.02%。
5.公司第四季度及全年风电及光伏利用小时数？同比变动情况？
答：公司第四季度风电、光伏利用小时数同比去年均略有上升；利用小时数主要受资源影响，综合全年来看，公司风电利用小时数较去年有所上升，光伏利用小时数略有下降。
6.公司2023年绿证交易量和平均价格？
答：2023年是绿证市场建设的关键一年。从供给侧看，1044号文扩大了绿证的核发范围，随着政策落地，公司将有更多项目可以参与绿证销售，兑现绿色价值。从需求侧看，国家能耗双控政策的执行力度将有所加强，部分地区正在开展可再生能源消纳责任向用户侧分解的探索，绿证的应用场景有望被拓宽，相信未来绿证市场体系将进一步完善，市场需求将不断被释放。2023年，公司多措并举加快绿证申领工作，紧盯绿证政策及供需形势变化，持续拓展绿证营销方向，深度推广绿证应用场景，专题筹划政府、电网、大型企业等绿色化供应方案，把握绿证大宗交易机会，销售数量较上年同期实现大幅增长，基本为外部市场订单，销售均价与市场均价基本持平。
7.如何看待容量电价、辅助服务分摊？
答：煤电容量电价机制将成为我国现有电能量、辅助服务市场的重要补充，各市场间融合衔接、相互影响，有利于推动煤电从发电向保障转型，促进新能源消纳；此外，煤电容量电费纳入系统运行费用，明确由工商业用户分摊。辅助服务费用是为了维持电力系统的安全稳定运行，灵活性调节资源提供相应服务产生的费用，再由受益的市场主体进行分摊。目前国家正在研究出台《电力辅助服务市场基本规则》，推进各地辅助服务市场规范统一，并推动辅助服务费用由主要在发电侧分摊，逐步向用户侧合理疏导。随着辅助服务市场的持续建设、费用传导机制的不断完善，同时电能量市场与辅助服务市场相互关联，现货市场通过价格信号引导发电企业和用户主动参与调峰，现货省份调峰类辅助服务费用分摊将有所下降。
8.如何看待未来竞价上网竞争？
答：未来，市场机制会逐渐走向成熟，公司将持续关注绿证及绿电交易政策，加强营销管理，争取锁定长周期绿电协议，并制定合理的中长期+现货交易策略，努力提升项目整体收益水平。