三峡能源：关于2026年半年度业绩说明会召开情况的公告

中国三峡新能源(集团)股份有限公司 关于2026 年半年度业绩说明会 召开情况的公告

本公司董事会及全体董事保证本公告内容不存在任何虚假记载、误导性陈述 或者重大遗漏,并对其内容的真实性、准确性和完整性承担法律责任。

中国三峡新能源(集团)股份有限公司(以下简称公司)于 2026 年8 月28 日通过网络视频直播方式举办2026 年半年度业 绩说明会,现将召开情况公告如下:

一、基本情况

时间:2026 年8 月28 日15:00-16:00

方式:网络视频直播

机构名称(排名不分先后):中信证券、华泰证券、中金公 司、国泰海通证券、长江证券、银河证券、招商证券、国金证券、 长城证券、财通证券等。

公司参会人员:董事长、党委书记朱承军,总经理、党委副 书记刘姿,独立董事杜至刚、胡裔光,总会计师、党委委员杨庆 华,董事会秘书兼总法律顾问(首席合规官)杨丽迎,证券事务 代表王蓉及相关部门负责人。

二、交流的主要问题及公司回复概要

1.公司“十五五”期间是否有定量的装机规划,新增装机目 标和增长节奏如何?年初提出的“2026 年力争新增并网装机500

万千瓦”的目标能否如期完成?下半年计划投产规模、陆风海风 光伏结构以及主要项目有哪些?

答:公司结合国家“十五五”相关规划目标,系统总结“十 四五”发展经验,深入研究分析新形势,目前已基本形成“十五 五”规划目标和方案。“十五五”期间,公司将锚定“到2030 年 初步建成世界一流清洁能源公司”的总目标,坚持扩量提质并重、 融合发展升级、创新创效赋能的总体发展思路,推动装机规模、 资产质量、经营效益、治理能力、品牌影响力达到行业领先水平。 公司“十五五”期间装机增速原则上与国家规划保持一致。下半 年,公司将全力以赴推进各项目工程建设,力争实现年初并网目 标。下半年预计新增并网项目主要为风电项目,占总并网规模比 例约四分之三,新增并网项目主要位于广东、山东、湖南、江苏 等区域。

2.公司采取了哪些策略应对新能源全面入市挑战?今年部 分省份2027 年机制电价竞价结果回暖,请问公司如何看待,如 何展望今年下半年及明年新能源行业电价?

答:为应对新能源全面入市挑战,公司持续完善市场化交易 体系,多措并举稳控交易电价。一是全面实施一项目一策,开展 常态化多层级对标,全方位查摆策略短板、深挖技术与技能提升 潜力。二是积极探索“碳、电、证”一体化销售模式,创新签订 多份跨省绿电PPA 协议;持续拓展属地售电平台、扩大零售业务 覆盖范围与经营规模。三是构建多能互补销售方案,试点推进能 源管理、“售电+”等新型应用场景。四是研究搭建智能化体系, 提升交易决策、复盘提升、营销管控的精准度。五是建立人才动

态调配和跨区域交互机制,强化队伍交易策略演练与实战能力。

部分省份2027 年机制电价竞价的出清价格上涨,是规则优 化、供需格局变化、市场主体成本约束等因素共同作用的结果。 从行业趋势看,短期市场电价仍呈现“总体承压、区域分化”的 特征,但随着全国统一电力市场体系持续完善、适应新能源为主 体的中长期灵活交易机制进一步健全、跨省跨区互济提升、电网 规划建设更加合理,预计市场电价运行也将逐步趋于合理。

3.请问2026 年上半年,公司风电、太阳能项目的利用小时 数同比下降的原因是什么?如何判断下半年风光资源的情况? 公司为提升发电量或利用小时数,采取了哪些具体措施?目前各 地的消纳情况如何?对于消纳压力相对较大的区域,公司采取了 哪些针对性措施?

答:公司风电项目利用小时数及发电量同比下降的主要原因 是受部分区域消纳形势变化等因素影响以及项目所在区域风资 源同比下降导致;太阳能项目利用小时数同比下降的主要原因是 受部分区域消纳形势变化等因素影响。2026 年上半年公司项目 所在区域风资源明显下降,光伏资源基本持平。根据国家气候中 心发布的《全球风光水发电能力年景预测2026》,2026 年冬春 季节风资源较2025 年同期可能有一定幅度的下降。

公司持续强化精益运维管理,多措并举提升发电量。一是深 化利用小时数等指标对标分析,持续优化运行策略;二是强化存 量电站运行分析,制定措施切实提升电站的发电能力;三是持续 开展功率预测数据分析及模型优化工作,提高系统预测准确率; 四是针对设备可利用率低于98%的场站,逐站分析制约因素,压

降故障及检修损失;五是努力争取发电空间,确保设备“能发尽 发、多发满发”。

公司在不同地区新能源项目消纳情况存在差异,与当地新能 源电量渗透率、供需关系、网架结构、调节能力等因素相关。针 对当前消纳压力较大的重点区域,公司主要采取以下措施:一是 不断开展跨省跨区电力交易模式创新,提升外送交易质效;二是 持续提升场站功率预测精度,强化设备响应能力;三是开展存量 项目配储可行性、经济性论证;四是积极研究新业态消纳模式, 探索资源就地就近转化利用场景。

4.公司2026 年上半年平均上网电价、变动幅度以及变化原 因?机制电量、年度(中长期)电量、月度电量和现货电量分别 占比多少?

答:2026 年上半年,公司风电、光伏平均上网电价较同期均 有所下降,主要原因:一是受资源、消纳以及公司平价装机增长 的影响,可再生能源电价附加对整体平均电价的支撑作用减弱; 二是公司市场化交易电量占比大幅提升,市场竞争加剧,部分区 域电价波动明显。

为适应市场机制的快速变化,公司整体电量结构持续优化, 形成以年度中长期电量为主体、月度电量补充、现货电量调节、 机制补偿电量托底的配比体系,整体“中长期+机制电量”的覆 盖比例超过90%,最大化追求经营稳定性与收益灵活性。上半年, 机制差价补偿发挥作用,公司在20 余个省区获得机制电费,存 量项目机制电量部分对应价格基本衔接上年同期保障水平,增量 项目通过有效机制竞价策略,实现较高中标率。

5.公司上半年归母净利润同比下降68%,除公告提及的风光 资源下降、消纳形势变化和电价下行外,是否存在一次性成本或 减值因素?公司采取了哪些措施应对业绩下滑?

答:2026 年上半年,公司归属于上市公司股东的净利润同比 下降68.05%,主要原因已在公司半年度报告中说明。2026 年上 半年,公司不存在一次性成本或减值因素。

面对业绩下滑形势和挑战,公司持续深化开展提质增效工作, 多措并举提升发电量、不断稳控交易电价、持续强化成本管控。 在成本管控方面,公司全面推行运行集控化、检修集约化、场站 无人化(少人化),持续降低运维成本,确保单位千瓦直接运维 成本同比下降;持续加强融资成本管控,充分利用国家信贷政策 争取低成本资金;严控管理性费用等各项费用支出;推行规模化 集采及联储联备,严格管控项目开发建设成本。

6.公司最新的陆风、海风、光伏造价水平如何?对于2026 年下半年造价水平的预期如何?

答:自去年以来,新能源项目的造价处于比较平稳的水平。 陆上风电4400~5300 元/kW,海上风电暂无最新造价情况,光伏 2700~3400 元/kW,与2025 年相比,公司陆上风电平均造价略 有上升,光伏平均造价略有下降。预计2026 年下半年造价水平 不会有大幅的波动。

7.公司上半年独立储能项目的容量利用率、主要收入来源及 整体盈利情况如何?在现货省份,公司是否已将储能与新能源场 站联合参与市场?随着容量电价、辅助服务和现货价差机制逐步 完善,公司对新增储能项目持什么态度,储能建设进展和规模如

何安排?对于面临消纳压力的存量风光项目,是否考虑新配置储 能?

答:上半年公司在运并结算的独立储能场站分布在山东、安 徽、宁夏、江苏4 省,收入来源呈现多元化格局,包括容量租赁、 容量补偿、电力现货套利、辅助服务、中长期合约交易等方式。 公司持续优化储能运营策略,储能整体利用系数与行业平均水平 相当。

“十五五”期间,公司将持续探索电源侧、电网侧的新型储 能研究和示范应用,积极有序推动新型储能规模化发展。优先在 容量补偿标准高、市场价差优、用户电价承受能力强的区域开展 储能投资机会分析研究,根据市场运行特点制定储能参与电力市 场的运营策略,响应电能量、辅助服务等市场价格信号,提升电 站整体收益水平。

针对存量新能源项目存在的消纳受限问题,公司拟优先在消 纳问题比较突出、储能政策机制支持明确的区域,综合考量项目 所在地消纳形势、电价政策、实施要求等关键条件,探索开展存 量新能源项目配储改造。

8.对于早期投运的低效机组,公司是否有技改或置换计划? “以大代小”项目的规划规模、投产节奏及预计资本金IRR 分别 是多少?

答:公司已系统梳理早期投运的风电机组情况,针对符合改 造升级相关政策要求的风电项目,正在结合项目用林用地与技术 经济性等条件,妥善推进升级改造可行性研究工作。目前,公司 已有部分项目取得改造升级指标,后续将统筹考虑项目资产评估

及新增投资情况,综合测算项目收益水平。

9.公司内蒙古库布齐、南疆若羌两个大基地项目目前的整体 建设进度如何,新能源电源、配套煤电和外送通道目前分别处于 什么阶段?外送电价的形成机制是怎样的?未来资本开支高峰 和首批业绩贡献预计出现在哪个阶段?

答:内蒙古库布齐“沙戈荒”基地煤电工程已开工,正在有 序推进现场建设;新能源工程已完成200 万千瓦光伏并网,剩余 部分已完成主要标段招标;基地配套蒙西至京津冀直流输电工程 长期合作协议已经签订,已核准并正式开工建设。新疆南疆“沙 戈荒”基地项目煤电工程已开工,正在有序推进各项建设工作; 新能源工程正在组织办理核准前所需的行政审批手续;基地配套 疆电(南疆)送电川渝直流输电工程长期合作协议已签订,正在 开展前期工作。

“沙戈荒”基地电价机制由送电、受电市场主体双方在自愿 平等基础上,在贯彻落实国家能源战略的前提下,按照“风险共 担、利益共享”原则协商,并由送受端省级人民政府、电网企业 签订的长期合作协议明确。

按照既定建设投产计划,内蒙古库布齐基地预计将于“十五 五”中期实现全容量并网、新疆南疆基地预计将于“十五五”末 期实现全容量并网。项目建设将严格遵循新能源基地、输电通道、 支撑性火电“三位一体”同步投运要求,合理安排年度建设任务; 同时,公司也将结合项目工程建设实际,科学统筹、合理平衡各 年度投资。两基地项目建成并网后,将有力支撑国家“西电东送” 战略实施,实现电力持续稳定外送并产生经营收益。

10.公司2026 年上半年新增融资成本情况如何?公司已成 功发行公募REITs,底层资产为海上风电项目,未来是否考虑将 REITs 作为盘活成熟新能源资产的常态化工具?项目类型是以 海上风电为主吗?

答:公司持续加强融资成本管控工作,2026 年上半年新增银 行借款、融资租赁等利率普遍为贷款自律底线价格,抓住市场窗 口期发行80 亿元中期票据,加权平均票面利率1.83%,其中6 月 10 日发行3 年期中期票据票面利率1.55%,创三峡能源债券利率 新低。目前,公司公募REITs 已完成发行上市,发行规模40 亿 元。未来将结合公司“十五五”新能源建设节奏、资金需求、市 场环境与投资人意愿,择机有序推进公募REITs 扩募;扩募资产 将满足监管机构关于合规和收益要求,不限于海上风电项目。

11.截至2026 年二季度末,公司应收账款中可再生能源电价 附加余额是多少、信用减值计提情况如何?2026 年上半年回收 金额是多少,同比趋势如何?三季度以来补贴回款进度如何,下 半年是否会继续发放?核查情况是否有新的进展?未来补贴回 款改善后是否可能形成坏账准备转回及经营现金流的阶段性增 量?

答:2026 年上半年,公司累计回收补贴13.65 亿元,高于去 年同期;7 月回收补贴3.01 亿元,结合过往年份情况,下半年还 会陆续发放补贴。截至2026 年2 季度末,公司应收账款中可再 生能源电价附加余额522 亿元、累计计提坏账准备31 亿元,报 告期末整体计提比例为6.01%。目前,补贴核查暂无新的进展。

未来补贴回款改善后,将有助于改善公司经营现金流,随应收款 余额及账龄结构变动,坏账准备计提金额也会发生变化。

12.请问公司在建、待建的海上风电项目并网投产的安排? 目前海上风电开发竞争比较激烈,公司在海上风电有哪些优势?

答:海上风电是公司的核心战略和重要增长极,公司在海上 风电方面已形成一定的规模引领优势、技术创新优势、精益管理 优势和产业链整合优势。“十五五”期间,公司将继续紧紧围绕 国家规划的指引方向和布局,聚焦深远海关键技术突破与产业链 协同,持续打造规模化引领、差异化发展优势,不断打造公司海 上风电开发的核心能力。

关于公司海上风电项目并网投产的安排,目前,青洲五、七 期项目已完成全部风机吊装工作,正在开展海缆敷设及并网调试 工作,全力推动项目实现年内并网。同时,三峡能源持续以规模 化开发夯实高质量发展根基,年内取得海上风电项目核准共计 135 万千瓦;进一步完善天津、山东、江苏、广东等区域海上风 电项目开工前期工作,力争早日实现开工建设。

特此公告。

中国三峡新能源(集团)股份有限公司董事会

2026 年9 月1 日