总结：

1.风电行业∶上半年风资源同比去年偏弱，还有个电价问题，越来越多可再生能源参与市场化交易，山西的折让问题对公司出现不利，H1平均电价降了4%；会计准则调整，试运行计入损益，去年上半年试运行电量特别多；

2.山西市场化交易∶已成为历史，未来不太可能出现；6月10号颁布了第二版市场化交易细则，对绿电交易进行了纠偏，很明显政策在扶持，6月份之后山西煤电电价快速提升，带动绿电价格提升；山西只有补贴电量才会参与市场化交易；省间煤电交易价格不受价格限制，6块、8块都有过；山西煤炭坑口的机组点火价差达到0.16元，非常赚钱，长协煤100%覆盖；煤电机组在未来3-5年完全是无法替代的；

3.水电∶长江区域这几个月枯水，公司主要水电厂分部也是在长江干流和支流上，在长江支流上公司有很多水库，贵州杉板溪水库储电量40亿方，调解能力非常强，上半年来水非常好，有意地控制了一些发电量，所以H2预计不会有颠覆性的影响；预计全年全年水电发电量降幅3-4%；新能源指引∶2025年底新能源装机占比超过90%；

Q&A：

Q∶长协煤签约率和履约率到了什么水平?

A∶5.1303号文，7.1发改委进一步要求换改签，4.30之前煤电市场还是非常混乱的，不光是港口，坑口也是混乱的；5.1之后明显是回落的，7.1之后进一步回落；

6.30长协覆盖率仅仅是55%左右，履约率80%出头，长协煤上半年大概一半差不多；7.30统计，年度长协覆盖率65%左右，履约率83%左右，推进比较明显；

但是还远不及发改委的目标，我们预计3个100%是有难度的，但是趋势是没问题的；

Q∶风光的权益比例

A∶首先我们会从合并报表层面去考核，我们对权益方面没有准确的测算，如果我们的负债率压力比较大，权益占比肯定会压低；

Q∶储能成本是分给风光吗?

A∶一个是储能服务公司，EPC、运维的轻资产平台，第二部分是独立储能电站发电侧的配储是和风光项目一起的，我们拆不出来，当作成本来看待；

Q∶统一电力市场会不会导致老项目进行市场化交易?

A∶未来风电和光伏还是会持续下行的过程，风电和光伏在市场化交易中处于劣势；绿电属性可能会体现出来，碳排放交易、绿证交易，这才是绿电价值的体现；

Q∶3GW光伏组件招标价格什么水平?

A∶按照现在价格肯定是不行的，绝大多数项目是没办法满足的，但是这个对公司影响比较小，我们之前和隆基、晶科、晶澳都签了长协，今明两年都没什么问题，今年目标装机7GW，目前看差别不大；

Q∶天气好转明年电力供需是否还会如此紧张?

A∶肯定会好转，但是还会缺电，我们大胆预测今年冬季会非常难，我们会在今年冬季签明年的长协电价，相信会比今年还要高；

Q∶下半年能否扭亏?

A∶7月份还是亏的，但是下半年大概率是扭亏，全年扭亏可能还有压力；

Q∶如果长协煤全部签订，单度电能盈利多少?

A∶估计2分钱都不止了；

Q∶明年煤炭价格?

A∶预计是长期下行过程，维持中高位，不会回到15年的水平；

Q∶新能源发展很快，会不会产生消纳问题?为什么国外不会有消纳问题?

A∶确实是客观存在的，所以在引导配储嘛，储能肯定还是必不可少的手段；国内和国外没有可比性，政策和机制完全不一样；

Q∶煤电电价会回调吗?

A∶不太可能了，往客户传导的方向几乎是不可逆了，往回调的可能性几乎是0；

Q∶火电有多少可以灵活性改造，可以用来获取绿电项目路条?

A∶我们已经在做了，我们在湖北拿了几个基地项目，没有做储能，火电项目改造花个1000万，就拿了路条；今年估计50%的容量机组都会做完或者开工，基本上都会做一下；

Q∶这样拿是不是比配储便宜很多?

A∶划算多了，我们湖北2台机组灵活性改造大概2300万吧，新能源指标是140万KW，配储10%，2个小时，单瓦时的价格2.4元，你算算；

Q∶为什么明年还会缺电?为什么冬天比夏天更难过?

A∶因为疫情，整个经济增长都是偏慢的，在这种情况下还是出现了如此严重的缺电，今年冬天估计会是更严重，比去年10月份都要严重；现在很多声音说，夏天极热会导致冬天极冷，下半年看水电资源还是没有补上来，冬季还是会出现发电量紧缺的问题；

Q∶火电的利用小时数好像也没特别高?

A∶中期是因为H1来水量和疫情；

Q∶未来利用小时数趋势?

A∶未来1-2年肯定不会低，长期看绿电上来，尖峰问题如果被解决，火电的盈利可能还是要看辅助服务；

Q∶调峰调频商业模式和经济性如何?

A∶各地政策不一样，还不是特别完善，去年四川水电机组辅助服务市场收费1度电3毛钱（高峰时段），东部地区机组亏损，西部调峰机组不发电还能赚3毛，所以各个地区不同，而且比较复杂；