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2018年8月23日星期四
参会领导：总裁曹世光、副总裁张晓朝、总会计师文明刚、财务部副经理郑涛、市场营销部经理曹治等高层。
Q：成本控制方面，运营支出比较多，有没有原因？
随着税率增加，公司有没有税率指引？另外想了解，应收帐款中电价补贴的数据是多少，未来会是怎样的数据？
A：成本问题。公司总体上半年成本同比是正常的，增长来自投运机组增加，机组质保等等。我们管理费用、生产运维成本绝对值可能同比有大的增加，管理增加15%，生产运维费用增加48%，原因是装机容量规模增加和质保容量。从综合成本单位千瓦时看，上半年全部发电量2毛84，比同期每度电成本下降8.6%。风电，大致平均成本是2毛67，同比下降13.75%。全年来看，生产运维成本会和去年持平，大致为1分6/小时，2017年是1分4左右。成本增长还有一个因素是人力成本增加20%，人工成本都是根据我们利润情况来安排的，我们是根据年度预判发放工资的，今年略微松一点就会小幅有增长，去年比较严峻，发放比较紧。总体上半年没有特别因素导致成本很高。
第三个问题，有效税率上半年是14.27%，全年会保持在14-15%左右，税率预期18、19年每年增长3个点。
我们目前6月底应收帐款102亿左右，电价补贴94.8亿。我们密切跟踪财政补贴拨付进度，预判大概可以维持每年30亿回收的水平。
Q：年报说了配额制的新版。那配额制今年会出台吗？
我们认为存量电价没有风险，增量电价趋势会怎样？
A：配额制已经在4、7月，国家在分别征求意见，正在加快研究。我们持乐观预期年内会出台。我们公司一直非常关注配额制，也认为是非常好的政策，特别是落实最早可再生能源法中在全国范围内建立可再生能源发电量占全部发电量比重的问题。从去年已经启动政策编制，3月之后监管部门已经在不断完善计划和听取专家意见。政策出台会对可再生能源消纳，长期是一个利好。
电价趋势的问题。存量电价我认为没有什么风险。增量不排除因为电价补贴退坡机制，不排除增量这边有别的可能。
Q：风电单位造价，今年是多少，明年能跌多少？
我们有没有创新金融方式，我们有没有对应收款做出表？出表的话融资成本是多少？
A：单位造价问题。我们风带你主要集中山区（云贵川广西等地区），造价稳定到8300-8400左右。趋势方面，我们认为山区风电降价空间不大。北方平原丘陵，7000-7500左右的造价。这边的风机成本下降空间不大。所以明年整个风电全行业各地区降价机会不大，最多也就是100-200左右的降价区间。造价是我们成本的重要方面，对股东来讲，更重要是效率。如果造价之上小时数更高，那效益更大。我们更多还是要看效益。
应收电费创新方式。我们有2种。一种是ABS，一种是应收帐款保理。去年集团已经注册了50亿应收开征补贴，扩大资金规模。现在我们的贷款成本大概是4.4%。下半年我们会继续拓宽融资渠道。
Q：下半年融资成本展望？今年装机节奏和目标？未来税率问题，之前提到未来增加3到4点，这是不考虑新增项目的是吗？
A：第二个问题，关于今年投产，由于受到政策、环保影响，总体行业筹展情况不如预期。19年和20年投产规模，我们预计19年是80万，80兆瓦。2020年是1.2吉瓦吧。
融资成本问题，今年上半年目前大概4.41%，同比上升13.41%。这个成本在预期范围内。我们的信贷融资维持在基准利率。我们目前在增加长期融资。短期融资比去年减少2%，长期对应增加2%。全年融资成本4.55%左右。另外，说到有效税率，计算比较复杂。3%也很难说完全准确，大趋势是3个点左右。
Q：增量电量部分，定义从哪一天开始？交易电量组成？已经进入1-7批装机容量中，多少项目电量参与了交易电量？
A：定义存量是已投产项目，增量是即将投产项目。交易电量，上半年交易电量占比29.5%，和去年同期持平。这一部分交易电量折让幅度为17.2%，同步小幅上升，今年参与的市场交易对于缓解我们弃风限电起到很大作用，具体您说到1-7批项目，第七批是2016年3月，绝大多数我们的项目都在这1-7批里面，在第七批以外的容量很少。
同时强调增量概念，已经核准的项目，电价不会改变。将来核准的才可能会有改变。
Q：电价略有下降，那是什么原因，后续展望？限电下半年的预期？我们看到用电增速走下来了。
追问所得税问题，大部分西部企业是不是有15%所得税优惠？如果是，那所得税率算比较高，为什么未来还要调升，如果2021年没有优惠是不是会受影响，接近达到25%的税？
A：从国家层讲，政府鼓励可再生能源消纳。支持保障性收购之上的电量参与市场交易，所以风电、光伏会有下降趋势，因为更多电量参与了交易。但是参与的市场交易释放的收益比原来限价是要多的。
具体来说，上半年平均折算电价降了1.1cents，符合我们的预计。原因是1、云南省交易电量大，该省交易规则变化。竞价比去年略低。2、跨省输电增长，东北去山东的电量增长。限电率下半年都会有所下降。看公司各区域水平，比如传统限电水平高的东北，现在已经低于5%，现在比较高的区域是蒙西陕西，预期明年、下半年有所缓解。
全社会用电量还是在高增长，预判下半年全社会用电量增速会减缓，但是具体对于风电消纳和社会用电关系不大。
关于所得税问题。去年到今年我们在免税期内有400万，今年预计就是200万，这是装机容量过了质保期的原因。随着出质保越来越多，我们会按政策税法规定缴纳税费。
西部大开发的问题。它是和三年三减半同时享受的。2020年后是否继续新的优惠政策要看国家政策出台。
Q：我们存量电价稳定，财政政策能源补贴对存量有缺口，怎么补缺口？牵扯到应收帐款账期，账期会扩大吗？公司的风机上限利用小时数可以达到多少？
A：从补贴构成看，17和18年账龄在1.5年以内占80%，所以没有回收的补贴主要是1-6批在17年后新增的项目。我们从大方向考虑，增量项目补贴需求是逐渐减少，国家会着力解决存量项目。具体措施的话，您可以关注国家能源局对政协会议提案，如何解决补贴缺口的答复，主要答复是，第一是：提高补贴基金征收力度。第二是：国家会择机补贴附加征收的政策。第三是：研究可行的，不增加企业经营成本的政策；第四是简化补贴审批机制。实际看，第一条正在加强。第三条国家也正在有相关行动和安排，去扩大基金征收的来源。
关于第二个问题，我们测算过，降低1%限电比例，利用小时提升23小时。
整个行业来说，通过以上措施，今年电费欠费预期会少于往年的30亿，我们会更乐观。
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