公司基本信息 - 证券代码 000537，证券简称广宇发展 [1] - 公司名称为天津广宇发展股份有限公司 [2] 投资者关系活动信息 - 活动类别为特定对象调研和其他（线上会议） [2] - 活动参与人员有安基金、汇丰晋信基金、西南证券等代表 [2] - 时间为 2022 年 7 月 20 日 14:00 - 15:00，地点为线上会议 [2] - 上市公司接待人员有董事会秘书张坤杰等 [2] 业务相关问题及回复 风况与发电量 - 一季度项目所在区域风况不及上年同期，二季度好转并体现在发电量上，下半年风况需看具体气象情况 [2] - 2022 年一季度完成发电量 17.71 亿千瓦时，二季度完成 23.68 亿千瓦时，上半年累计 41.42 亿千瓦时，较上年同期增长 2.23% [2] - 风电完成发电量 35.24 亿千瓦时，较上年同期减少 1.42%；光伏完成发电量 5.81 亿千瓦时，较上年同期增长 14.82% [3] 项目建设与规划 - “十四五”发展目标是建设运营装机容量 3000 万千瓦，目标不变，推进进度根据资源等情况安排 [3] - 2022 年风光项目总体集中在下半年开工建设或投产 [3] - 一季度在青海获取 25 万千瓦光伏项目，近期在新疆获得 100 万千瓦多能互补项目，大部分项目指标下半年落地 [3] 盈利与财务情况 - 2022 年上半年归母净利润在 3.85 - 4.35 亿元之间，具体关注 8 月 26 日披露的半年度报告 [3] - 2022 年一季度销售毛利率为 55.68%，销售净利率为 21.49% [3] 其他业务情况 - 光伏组件成本上升对光伏电站收益率有一定影响，开工项目组件价格可满足内部收益率要求 [3] - 青海有 5 万千瓦储能项目已投产，部分项目有储能配置要求但未投产 [3] - 目前未参与虚拟电厂，后续加强学习研究 [3] 活动其他说明 - 本次活动不涉及应披露重大信息 [4] - 活动过程中未使用演示文稿、提供文档等附件 [4]

公司基本信息 - 证券代码 000537，证券简称广宇发展 [1] - 公司名称为天津广宇发展股份有限公司 [2] 投资者关系活动信息 - 活动类别为特定对象调研和其他（线上会议） [2] - 活动参与人员有中欧基金（陈巍）、广发证券（郭鹏、许洁、荣凌琪）、西南证券（池天惠、钟林志） [2] - 活动时间为 2022 年 7 月 1 日 9:00 - 11:00，地点为线上会议 [2] - 上市公司接待人员有董事会秘书张坤杰、证券事务代表伊成儒、投资者关系管理马啸 [2] 装机相关情况 - 年内预计投产 148 万千瓦，是根据在手资源实际情况安排，项目开发建设需完成土地预审等前期工作 [2] - 2022 年预计投产项目主要为光伏项目，少部分为风电项目，原因是在手资源情况 [2] - 在建项目规模为 290 多万千瓦，已获取指标但未建规模约 360 多万千瓦 [4] - 按照计划 2022 年新增装机 1.48GW、2023 年新增装机 6GW，公司正按计划推进相关工作 [4] 中标与资源分布情况 - 截至 2022 年一季度末，中标一个 25 万千瓦光伏项目，部分项目前期工作正在开展 [3] - 在手 6GW 风电光伏中，风电主要分布在青海、甘肃、内蒙、汕头等地区，容量约占 30%；光伏主要分布在青海、甘肃、河北、江苏、新疆等地区，容量约占 70% [3] 30GW 相关情况 - 公司综合考虑项目实际及收益情况确定 30GW 开发节奏，将利用自身与股东方协同优势确保未来进度 [2] - 关于 30GW 装机配比，不刻意强求风光比例，将根据实际资源情况确定，海上风电是项目拓展重点，建设周期通常为 2 - 3 年 [3] - 公司目前重点是完成“十四五”规划目标，“十四五”末提前谋划“十五五”规划，届时注重规模与效益 [3] 投资与成本相关情况 - 现阶段陆上风电项目造价约 5000 元/千瓦，光伏项目造价约 3500 元/千瓦，海上风电造价约 15000 元/千瓦，会因多种因素有一定变化 [3] - 目前获取项目要求配置一定比例储能，光伏项目要求配置较多，风电项目要求配置较少，公司将在青海部分项目配备储能 [3] - 公司新获取项目资本金内部收益率原则上不低于 7% [3] - 公司制定“全口径成本管控体系”，从多环节进行全口径、全过程管控，通过状态检修和精益运维压降生产运维费用，目前未实施项目跟投 [4] - 重组完成后开展降本降息工作，努力将综合融资成本降至 4%以内，银行贷款融资成本 3.8%以内 [6] 现金流与融资相关情况 - 公司除在手 60 多亿元现金及待收回 50 亿元补贴外，会合理安排资本结构，选择股权和债务融资工具 [3] - 股东方一直支持公司发展，目前公司现金充裕，资产置换后融资渠道拓宽，资金缺口大时不排除向股东方申请财务资助 [4] - 公司根据当期项目开发计划确定资本开支计划，长期发展自有资金不足时会统筹做好融资工作 [4] 其他情况 - 基本都已纳入补贴目录，个别新投运项目正在申请纳入电价补贴清单 [5] - 按照置入的 27 家子公司业绩承诺测算，公司 2023 - 2024 年当前在运机组（4GW）的单 GW 利润可达 2 亿元 [5]

装机规划与进度 - 2022年预计新增装机148万千瓦，明年预计不低于600万千瓦，“十四五”末建设运营装机容量3000万千瓦 [2] - 2021年取得667万千瓦项目建设指标，2022年目标不低于600万千瓦，截至目前获核准风光指标125万千瓦 [6] 装机节奏与影响因素 - 2022年风光项目总体集中在下半年开工建设或投产，光伏项目占比大，无抢装情况 [3] - 光伏组件价格上涨与疫情有关，影响项目收益率，公司通过严控造价等应对，开工项目组件价格可满足收益率 [3] - 风电招标价格2022年处于低位，公司根据市场及项目情况确定 [3] 招标关注点与配储情况 - 风电和光伏招标注重经济效益与成本把控，保证质量前提下兼顾成本 [3] - 各地光伏项目储能配置要求多，风电少，公司在运一个5万千瓦储能电站，在建项目中有风电及光伏项目按要求配置储能 [3] 装机规模限制因素 - 外部因素有市场竞争、政府审批、设备价格、电网线路建设、疫情等，内部因素有资源获取、资金实力等，最大限制因素是市场竞争 [4] 市场化交易电量与电价 - 2021年度上网电量中市场化交易电量占比40%左右，2022年上半年约45% [4] - 2022年1 - 5月平均交易电价比标杆电价低约0.1元/千瓦时，市场化交易电价同比提升约0.02元/千瓦时 [4] 补贴收回与行业竞争 - 公司密切关注政策及资金动向，积极与电网沟通，推进补贴回收工作 [4] - 行业竞争激烈，公司竞争优势有海陆齐发业务布局、多能互补集成优化能力、海上风电领先技术、融资优势及与股东方产业协同效应 [4][5] 单GW盈利情况与提升措施 - 2021年单GW平均盈利水平1.5亿左右，投产一年以上项目平均单GW利润总额2.5亿元，未来盈利能力会提升 [5] - 公司开展提质增效工作，包括推进规划、管控成本、降本降息、强化管理等 [6] 资金使用与收并购安排 - 公司在手现金约60亿元，能撬动300亿元投资，约50亿元应收补贴款收回可撬动250亿元投资，用于项目开发建设 [6] - 建购并举是发展方向之一，考虑收并购优质项目，注重资产质量、经济效益、风险可控性和交易对价合理性 [6] 风电与光伏盈利对比及项目储备 - 总体上风电盈利能力高于光伏，因风电设备利用小时数高 [6] 项目收益率相关因素 - 资源获取竞争激烈降低收益率，风电机组造价降低、效率提升有助于提高收益率 [7] - 公司新获取项目最低资本金内部收益率为7% [7] 弃风弃光率与储能情况 - 弃风弃光受电网外送能力制约，整体呈下降趋势 [7] - 储能有电化学和物理（抽水蓄能）两种路线，电网侧储能盈利模式较清晰 [7] 其他问题解答 - 储备项目并网快则半年，慢则1.5 - 2年，成本可控、送出消纳没问题则投产快 [8] - 公司获取项目考虑土地、资源、电价、送出消纳能力等因素，海风关注电价和资源 [8] - 公司主业转型后将结合实际和监管要求研究管理层股权激励计划 [8] - 公司优势区域为已布局区域，有助于后续项目拓展 [8] - 公司供应商包括总包、风机、组件供应商等，选择时看重品牌和价格 [8] - 公司选风机看重性价比，关注当前造价和全生命周期发电承诺 [8] - 公司后续资金需求会综合考虑与绿发集团合作和二级市场融资 [8] - 风光项目投产后收益率受弃风弃光率和电价影响，部分区域弃风弃光问题改善 [9] - 光伏项目投产进度能满足政府要求，存量项目无需考虑配置储能 [9] - 光热项目目前为示范、配套项目，未来收益会提升 [9] - 公司项目享受税收优惠政策，能解决部分就业问题 [9] - 公司项目主要为控股和全资，不排斥与相关方合作 [9]

绿电价格与成本 - 不同地区绿电价格存在差异，与各地区火电标杆电价及供求关系有关 [2] - 截至8月末，陆上风电项目造价约5000元/千瓦，光伏项目造价约3500元/千瓦，海上风电造价约15000元/千瓦，财务费用、项目折旧及运维费用影响项目成本，公司采取全口径成本管控措施压降成本 [2] - 光伏组件价格下降对降低成本有好处，需根据不同项目具体分析 [2] 储能与运营成本 - 短期来看，配套储能对绿电运营成本有负面影响，需配合发电项目整体看效益；长期来看，配备储能具有正向意义，符合新能源行业长期发展需求，随着行业内储能整体规模增长、技术进步等，效益情况会改善 [3] 优势区域与资源获取 - 公司形成“海陆齐发”业务布局，该区域为优势区域，进入时间早，在技术创新等方面有尝试，有助于后续项目拓展及业务深耕 [3] - 影响资源获取的外部因素有市场竞争、政府前置审批手续办理、新能源设备价格、电网配套送出线路建设、疫情等；内部因素有公司自身资源获取优势、资金实力、融资能力、生产运维能力、后备人才储备等，公司将发挥自身及股东方协同优势获取优质资源 [3] 资金成本与融资 - 去年公司融资成本在4%以上，今年上半年降至3.75%，部分区域项目融资成本已降到3%以下，后续公司将持续降低综合融资成本 [3] - 截至2022年6月末，公司在手资金58亿元，约能满足600万千瓦装机，还有约50亿元应收补贴款，项目滚动开发会提供持续现金流入，若有资金缺口，公司会合理安排资本结构，选择股权和债务融资工具 [4] 股东协同与补贴款 - 中国绿发对地方经济建设和区域发展有贡献，获部分政府认可，为公司开展政企合作、获取新能源项目奠定基础，公司新能源产业与中国绿发绿色地产、现代服务业可形成产业融合和联动，在获取资源时更具竞争优势 [3] - 截至2022年8月底，公司已收回补贴款近3亿元，可再生能源补贴资金发放根据国家财政资金拨付安排及地方政府政策决定，公司会关注政策消息和资金拨付动向，做好补贴款申领工作 [3]

公司发展规划 - “十四五”末建设运营装机容量目标为3000万千瓦，预计投产目标不变，会依项目实际情况推进进度 [2] - “十四五”期间，计划在西北地区、吉林、西南、内蒙古、华东、华南等地布局不同类型新能源项目 [3] 项目建设情况 - 目前在建规模290多万千瓦 [2] - 2022年新获取项目125万千瓦，其中青海获25万千瓦光伏发电项目，新疆阜康获100万千瓦多能互补项目（含90万千瓦光伏及10万千瓦储热型光热） [2] - 汕头海风项目陆上部分已开工 [3] 成本与收益 - 现阶段陆上风电项目造价约5000元/千瓦，光伏项目造价约3500元/千瓦，海上风电造价约15000元/千瓦，今年光伏项目造价随组件价格波动略有变化 [3] - 项目资本金收益率要求为7% [3] 组件价格与盈利 - 年初光伏组件价格在1.9元/W左右，部分地区现达2元/W以上，长期看价格会下降但目前下降空间不大，组件价格下降公司盈利能力将提升，满足内部收益率要求可开工建设 [3] 应收账款与补贴 - 截至2022年6月末，应收账款57亿元中应收补贴款占比约95%，已收回补贴款近3亿元，补贴发放依国家财政和地方政策，公司会积极申领 [3] 融资成本与资金 - 去年融资成本超4%，今年上半年降至3.75%，部分区域项目融资成本已降至3%以下 [4] - 截至2022年6月末，在手资金58亿元约能满足600万千瓦装机，约50亿元应收补贴款若收回可满足约500万千瓦装机，项目滚动开发有现金流入，若有资金缺口会合理安排融资 [4] 产业协同与定位 - 与股东方绿发协同优势体现在绿发获政府认可利于公司获取项目，且新能源产业与绿发其他产业可融合联动，获取资源更具竞争优势 [4] - 国网参股公司间接控股股东中国绿发30%股权，公司是中国绿发绿色能源产业投资开发平台 [4]

项目获取与装机规划 - 2021年新获取项目中，风电约占30%，光伏约占70% [2] - 2022年公司新获取项目125万千瓦，其中青海25万千瓦光伏发电项目，新疆阜康100万千瓦多能互补项目（90万千瓦光伏及10万千瓦储热型光热） [2] - 2022年年内预计新增投产148万千瓦 [2] 资金与补贴情况 - 截至2022年6月末，公司在手资金58亿元，可满足600万千瓦装机 [2] - 公司还有约50亿元的应收补贴款，若全部收回，可满足约500万千瓦装机 [2] - 截至目前，公司已收回补贴款近3亿元 [3] 融资与资本结构 - 公司项目资本金比例为自有资金与外部融资2:8 [3] - 公司项目的融资成本已下降到3.75%以内，部分区域项目的融资成本已降到3%以下 [3] - 公司会根据资金情况及项目开发需求，综合考虑股权和债务等多种融资方式 [3] 竞争优势与资源获取 - 公司与股东方中国绿发的产业协同效应是独特竞争优势，涵盖绿色能源、低碳城市、现代服务业、战略性新兴产业等板块 [3] - 股东方中国绿发和鲁能集团在地方经济建设和区域发展中贡献突出，为公司获取新能源项目奠定良好基础 [3]

项目获取与储备 - 今年上半年在青海成功获取25万千瓦光伏发电项目，7月初于新疆阜康成功获取100万千瓦多能互补项目 [2] - 项目储备规模600多万千瓦，其中光伏项目占比约70% [2] 装机计划与并网安排 - 结合“十四五”规划目标，统筹多方面因素合理确定投产并网节奏 [2] 大基地项目进展 - 新疆阜康100万千瓦多能互补项目及青海茫崖风电项目已开工 [2] 装机成本要求 - 安排装机节奏注重成本控制和效益保障，满足资本金收益率不低于7%才安排开工建设 [3] 盈利能力 - 坚持规模和效益并重，通过多种措施提升盈利能力，装机规模增加利于带动单GW盈利能力提升 [3] 电力市场交易 - 截至2022年三季度末，市场化交易电量占上网电量的51.02%，市场化交易电价同比提升约0.02元/千瓦时 [3] 定增原因 - 以建设青海乌图美仁70万千瓦光伏发电项目、青海茫崖50万千瓦风力发电项目为切入点，统筹考虑项目投资需求及“十四五”规划发展目标拟定融资规模，募集资金用于项目建设和补充流动资金，优化资本结构 [3] 资金安排 - 除在手资金、应收补贴款及项目滚动开发现金流外，启动非公开发行，若有资金缺口会统筹考虑股权及债务等融资工具 [3] 融资成本 - 今年强化融资成本压降工作，截至9月末，综合融资成本为3.58% [3] 补贴款回收 - 已收回补贴款约3亿元，后续密切关注政策做好回收工作 [4] 证券名称变更 - 已与深交所沟通，变更需以完成行业分类变更为前提，2022年6月初已提交申请，目前申请正在审核中 [4] 绿电补贴审核影响 - 高度重视补贴审核，开展自查、配合核查并报送资料，跟进第一批核查确认清单并开展补贴资金回收工作 [4]

公司基本信息 - 证券代码为 000537，证券简称为广宇发展 [1] - 公司名称为天津中绿电投资股份有限公司 [2] 投资者关系活动信息 - 活动类别为特定对象调研和其他（线上会议） [2] - 活动参与人员有天风证券（郭丽丽、王钰舒）、泰康资产（万晨洁） [2] - 活动时间为 2022 年 11 月 10 日 9:30 - 10:30，地点为线上会议 [2] - 上市公司接待人员有董事会秘书张坤杰、证券事务代表伊成儒、投资者关系管理马啸 [2] 项目资源情况 - 公司在项目开工及投产方面坚持“收益优先、能开尽开、能并尽并” [2] - 2022 年前三季度公司新增装机较少受新冠疫情和光伏组件价格影响 [2] - 目前公司已获取项目规模为 125 万千瓦，包括青海 25 万千瓦光伏发电项目和新疆阜康 100 万千瓦多能互补项目 [2] 可再生能源补贴情况 - 截至目前，公司已收回补贴款约 3 亿元 [3] - 第一批可再生能源发电补贴核查确认的合规项目清单已于 2022 年 10 月底公示，公司将持续跟进补贴资金回收工作 [3] 风光资源情况 - 公司前三季度风光资源情况处于正常水平，与往期基本持平 [3] - 四季度风光资源要结合不同项目所在区域实际情况确定，公司将做好风电机组调试运维确保正常出力 [3] 项目组件价格情况 - 公司在建项目组件价格均在 2 元/瓦以下，能满足公司内部资本金收益率要求 [3]

装机与项目规划 - 十四五末公司建设运营装机容量目标为3000万千瓦，装机情况动态调节，不刻意要求风光项目布局比例 [2] - 目前在建项目约280万千瓦，光伏项目约占70%；项目储备规模约600多万千瓦，光伏项目占比约70% [2] 项目收益与成本 - 公司项目资本金收益率要求不低于7% [2][3] - 2021年弃风弃光率约10% [3] - 投产一年以上项目平均单GW利润总额为2.5亿元左右 [3] - 截至9月末，公司综合融资成本为3.58% [2] - 公司新项目投资中资本金及银行贷款配比比例为2：8 [2] 组件采购与价格 - 公司在建项目组件价格均在2元/瓦以下 [3] 项目区域布局 - 风电项目主要位于青海、甘肃、内蒙古、江苏、新疆、河北、陕西、山东等区域；光伏项目主要位于青海、甘肃、内蒙古、陕西、山东等区域 [3] - “十四五”期间，西北谋划大型风电光伏基地项目；华北及东北开发常规风电光伏项目；华东谋划“源网荷储”一体化、“光伏 + ”项目；华南布局海上风电项目 [3] 海上风电开发 - 海上风电是公司重点发展方向之一，“十四五”期间持续策划开发大型海上风电项目，项目获取时资本金收益率要求不低于7% [3] 市场化与绿电交易 - 截至2022年三季度末，公司市场化交易电量约占上网电量的一半，市场化交易电价同比提升约0.02元/千瓦时 [3] - 截至9月份，结算绿电约7000万千瓦时，较常规中长期交易增加收益500多万元 [4] 股东优势与电价影响 - 公司新能源产业可与股东方相关产业协同发展，形成资源配套优势 [4] - 上调基准电价可行性未确定，若落地对公司营业收入提升有促进作用 [4]

营业收入与净利润 - 公司2022年第三季度营业收入为8.66亿元，同比下降77.26%[4] - 归属于上市公司股东的净利润为2.12亿元，同比增长113.41%[4] - 年初至报告期末营业收入为26.39亿元，同比下降82.96%[7] - 年初至报告期末归属于上市公司股东的净利润为6.23亿元，同比增长282.14%[7] - 2022年第三季度公司实现营业收入8.66亿元，前三季度实现营业收入26.39亿元，同比减少82.96%[11] - 2022年第三季度公司实现归属于上市公司股东的净利润2.12亿元，前三季度实现净利润6.23亿元，同比增加282.14%[11] - 公司2022年前三季度营业总收入为26.39亿元，较去年同期的154.82亿元下降83.0%[23] - 公司2022年前三季度营业总成本为18.51亿元，较去年同期的135.19亿元下降86.3%[23] - 公司2022年第三季度净利润为6.99亿元人民币，同比下降64.1%[24] - 归属于母公司股东的净利润为6.23亿元人民币，同比下降61.8%[24] 现金流量 - 年初至报告期末经营活动产生的现金流量净额为-98.52亿元，同比下降539.41%[7] - 经营活动产生的现金流量净额为-98.52亿元人民币，同比下降539.3%[26] - 投资活动产生的现金流量净额为128.34亿元人民币，同比增长1209.8%[27] - 筹资活动产生的现金流量净额为-71.21亿元人民币，同比下降432.1%[27] - 公司期末现金及现金等价物余额为43.13亿元人民币，同比下降27.5%[27] - 公司销售商品、提供劳务收到的现金为17.70亿元人民币，同比下降90.1%[26] - 公司支付给职工及为职工支付的现金为2.02亿元人民币，同比下降66.1%[26] - 公司购建固定资产、无形资产和其他长期资产支付的现金为19.72亿元人民币，同比增长3.2%[27] 资产与负债 - 报告期末总资产为373.59亿元，同比下降67.14%[7] - 报告期末归属于上市公司股东的所有者权益为163.99亿元，同比下降28.10%[8] - 公司2022年9月30日货币资金为43.23亿元，较年初的69.43亿元下降37.7%[21] - 公司2022年9月30日应收账款为58.35亿元，较年初的48.06亿元增长21.4%[21] - 公司2022年9月30日流动资产合计为1136.52亿元，较年初的8811.12亿元下降87.1%[22] - 公司2022年9月30日固定资产为2045.02亿元，较年初的1950.80亿元增长4.8%[22] - 公司2022年9月30日长期借款为1363.35亿元，较年初的1879.13亿元下降27.4%[23] 发电量与装机规模 - 2022年第三季度公司完成发电量20.68亿千瓦时，同比增长16.39%，前三季度累计完成发电量62.08亿千瓦时，同比增长6.50%[12] - 2022年第三季度公司风电完成发电量53.04亿千瓦时，同比增长5.69%，光伏完成发电量8.50亿千瓦时，同比增长10.51%[12] - 2022年1-9月公司新增装机10万千瓦，截至报告期末公司自主运营装机规模为412.65万千瓦[13] 公司重大事项 - 公司完成重大资产重组，主营业务从房地产开发销售变更为新能源投资建设运营[7] - 公司根据财政部发布的《企业会计准则解释第15号》对会计政策进行追溯调整[4] - 2022年7月初公司在新疆阜康市获得100万千瓦多能互补项目，并于7月8日举行开工仪式[13] - 公司于2022年9月29日审议通过非公开发行A股股票议案，募集资金总额不超过50亿元，用于光伏和风电项目开发建设及补充流动资金[15] - 公司于2022年7月28日完成子公司巴彦淖尔市鲁能新能源有限公司的注销[16] 公司治理与信息披露 - 公司2022年前三季度累计召开董事会9次，监事会4次，股东大会5次，所有议案均获审议通过[17] - 公司2022年半年度报告期内累计发布公告65份，主动披露发电量情况以帮助投资者了解公司经营状况[18] - 公司完成2021年度利润分配方案，累计派发现金股利1.86亿元，并编制了2022-2024年股东回报规划[19] 财务指标 - 公司基本每股收益为0.33元，同比下降63.6%[25]