總結：

1.風電行業∶上半年風資源同比去年偏弱，還有個電價問題，越來越多可再生能源參與市場化交易，山西的折讓問題對公司出現不利，H1平均電價降了4%；會計準則調整，試運行計入損益，去年上半年試運行電量特別多；

2.山西市場化交易∶已成爲歷史，未來不太可能出現；6月10號頒佈了第二版市場化交易細則，對綠電交易進行了糾偏，很明顯政策在扶持，6月份之後山西煤電電價快速提升，帶動綠電價格提升；山西只有補貼電量纔會參與市場化交易；省間煤電交易價格不受價格限制，6塊、8塊都有過；山西煤炭坑口的機組點火價差達到0.16元，非常賺錢，長協煤100%覆蓋；煤電機組在未來3-5年完全是無法替代的；

3.水電∶長江區域這幾個月枯水，公司主要水電廠分部也是在長江幹流和支流上，在長江支流上公司有很多水庫，貴州杉板溪水庫儲電量40億方，調解能力非常強，上半年來水非常好，有意地控制了一些發電量，所以H2預計不會有顛覆性的影響；預計全年全年水電發電量降幅3-4%；新能源指引∶2025年底新能源裝機佔比超過90%；

Q&A：

Q∶長協煤簽約率和履約率到了什麼水平?

A∶5.1303號文，7.1發改委進一步要求換改簽，4.30之前煤電市場還是非常混亂的，不光是港口，坑口也是混亂的；5.1之後明顯是回落的，7.1之後進一步回落；

6.30長協覆蓋率僅僅是55%左右，履約率80%出頭，長協煤上半年大概一半差不多；7.30統計，年度長協覆蓋率65%左右，履約率83%左右，推進比較明顯；

但是還遠不及發改委的目標，我們預計3個100%是有難度的，但是趨勢是沒問題的；

Q∶風光的權益比例

A∶首先我們會從合併報表層面去考覈，我們對權益方面沒有準確的測算，如果我們的負債率壓力比較大，權益佔比肯定會壓低；

Q∶儲能成本是分給風光嗎?

A∶一個是儲能服務公司，EPC、運維的輕資產平臺，第二部分是獨立儲能電站發電側的配儲是和風光項目一起的，我們拆不出來，當作成本來看待；

Q∶統一電力市場會不會導致老項目進行市場化交易?

A∶未來風電和光伏還是會持續下行的過程，風電和光伏在市場化交易中處於劣勢；綠電屬性可能會體現出來，碳排放交易、綠證交易，這纔是綠電價值的體現；

Q∶3GW光伏組件招標價格什麼水平?

A∶按照現在價格肯定是不行的，絕大多數項目是沒辦法滿足的，但是這個對公司影響比較小，我們之前和隆基、晶科、晶澳都簽了長協，今明兩年都沒什麼問題，今年目標裝機7GW，目前看差別不大；

Q∶天氣好轉明年電力供需是否還會如此緊張?

A∶肯定會好轉，但是還會缺電，我們大膽預測今年冬季會非常難，我們會在今年冬季籤明年的長協電價，相信會比今年還要高；

Q∶下半年能否扭虧?

A∶7月份還是虧的，但是下半年大概率是扭虧，全年扭虧可能還有壓力；

Q∶如果長協煤全部簽訂，單度電能盈利多少?

A∶估計2分錢都不止了；

Q∶明年煤炭價格?

A∶預計是長期下行過程，維持中高位，不會回到15年的水平；

Q∶新能源發展很快，會不會產生消納問題?爲什麼國外不會有消納問題?

A∶確實是客觀存在的，所以在引導配儲嘛，儲能肯定還是必不可少的手段；國內和國外沒有可比性，政策和機制完全不一樣；

Q∶煤電電價會回調嗎?

A∶不太可能了，往客戶傳導的方向幾乎是不可逆了，往回調的可能性幾乎是0；

Q∶火電有多少可以靈活性改造，可以用來獲取綠電項目路條?

A∶我們已經在做了，我們在湖北拿了幾個基地項目，沒有做儲能，火電項目改造花個1000萬，就拿了路條；今年估計50%的容量機組都會做完或者開工，基本上都會做一下；

Q∶這樣拿是不是比配儲便宜很多?

A∶劃算多了，我們湖北2臺機組靈活性改造大概2300萬吧，新能源指標是140萬KW，配儲10%，2個小時，單瓦時的價格2.4元，你算算；

Q∶爲什麼明年還會缺電?爲什麼冬天比夏天更難過?

A∶因爲疫情，整個經濟增長都是偏慢的，在這種情況下還是出現瞭如此嚴重的缺電，今年冬天估計會是更嚴重，比去年10月份都要嚴重；現在很多聲音說，夏天極熱會導致冬天極冷，下半年看水電資源還是沒有補上來，冬季還是會出現發電量緊缺的問題；

Q∶火電的利用小時數好像也沒特別高?

A∶中期是因爲H1來水量和疫情；

Q∶未來利用小時數趨勢?

A∶未來1-2年肯定不會低，長期看綠電上來，尖峯問題如果被解決，火電的盈利可能還是要看輔助服務；

Q∶調峯調頻商業模式和經濟性如何?

A∶各地政策不一樣，還不是特別完善，去年四川水電機組輔助服務市場收費1度電3毛錢（高峯時段），東部地區機組虧損，西部調峯機組不發電還能賺3毛，所以各個地區不同，而且比較複雜；