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1.公司目前在建火电、储能和新能源项目的投产计划?

答:公司目前在建的火电项目主要为江陵电厂二期扩建项目(2×660MW),预计全部投产时间为2026年;目前在建的储能项目主要为罗田平坦原抽水蓄能(1400MW)、长阳清江抽水蓄能(1200MW)和南漳张家坪抽水蓄能(1800MW)项目,其中罗田平坦原首台机组预计在2027年投产,其他机组预计于2030年底前陆续投产;目前在建的新能源项目主要为陕武直流一期外送陕西榆林新能源基地项目(2100MW),预计今年年内投产。

2.公司燃煤采购主要是水运还是陆运?占比为多少?燃煤采购的主要供应商有哪些?

答:公司下属燃煤电厂煤炭采购主要以水运为主,陆运为辅,分别占比约为4:1。公司火电燃煤采购的主要供应商包括中煤集团、晋控集团、山煤国际、国家能源、陕煤集团等煤企。

3.公司煤电企业度电煤耗和行业平均水平相比情况?

答:公司煤电企业平均度电煤耗与行业平均水平基本保持一致。其中鄂州发电公司三期2台100万千瓦火电机组和宜城火电公司2台100万千瓦火电机组均采用了超超临界燃煤机组,度电煤耗水平具备一定竞争优势。

4.公司水电项目是否参加市场化交易?

答:目前湖北省内水电项目不参加市场化交易。

5.公司目前还有没有待开发的常规水电项目?

答:公司目前正在开展核准的有淋溪河18.5万千瓦水电项目。除上述项目外公司后续暂无其他常规水电项目开发计划。

6.公司2023年水电项目毛利率下降的主要原因是什么?

答:公司2023年水电项目毛利率下降主要因境外水电枯水期现货市场电价大幅上涨,为履行长期购售电协议,外购电成本增加导致。

7.公司预计抽水蓄能项目投产后盈利水平如何?

答:按照《关于进一步完善抽水蓄能价格形成机制的意见》,明确抽水蓄能电站容量电价实行事前核定、定期调整的价格机制,以40年为经营期限,在经营期内按照资本金内部收益率6.5%核定项目电价,一定程度上保障了项目投产后的收益水平。

8.公司新投产的新能源项目收益率情况?

答:综合考虑新能源项目的电价电量、工程造价、市场化交易等因素,新投产的新能源项目收益率较存量项目有所下降。但公司在新能源项目进行投资决策前均经过严格的审查流程,充分调研项目的收益能力,在收益率满足公司要求的前提下开展投资工作。

根据提供的调研记录，以下是对该公司的分析：

1. 产能信息及释放进度：
   - 江陵电厂二期扩建项目（2×660MW）预计2026年全部投产。
   - 罗田平坦原抽水蓄能（1400MW）、长阳清江抽水蓄能（1200MW）和南漳张家坪抽水蓄能（1800MW）项目中，罗田平坦原首台机组预计2027年投产，其他机组预计2030年底前投产。
   - 陕武直流一期外送陕西榆林新能源基地项目（2100MW）预计今年内投产。

2. 新的增长点：
   - 新能源项目，特别是陕武直流一期外送陕西榆林新能源基地项目的投产。

3. 竞争情况及国产替代空间：
   - 国内和国外竞争对手未在调研中提及，需进一步研究。
   - 国产替代空间取决于公司产品与国际竞争对手的竞争力。

4. 行业景气情况：
   - 调研中未提及行业整体景气情况，需结合行业报告和市场数据进行分析。

5. 销售情况：
   - 调研中未提及具体的销售数据，但提到了水电项目不参加市场化交易，以及2023年水电项目毛利率下降的原因。

6. 成本控制：
   - 调研中未明确提及成本控制的具体措施。

7. 产品定价能力：
   - 抽水蓄能电站容量电价实行事前核定、定期调整的价格机制，一定程度上保障了项目投产后的收益水平。

8. 商业模式：
   - 调研中未详细描述公司的商业模式。

9. 坏账情况：
   - 调研中未提及坏账情况。

10. 研发投入和进度：
    - 调研中未提及研发投入和进度。

11. 护城河：
    - 调研中未明确提及公司的竞争优势或护城河。

12. 产品名称及原材料：
    - 调研中未提及具体产品名称，原材料主要为燃煤，供应商包括中煤集团、晋控集团等。

13. 题材：
    - 调研中未提及具体的题材。

14. 分红情况及计划：
    - 调研中未提及分红情况及计划。

15. 风险点：
    - 新能源项目的收益率下降。
    - 抽水蓄能项目的投产时间和盈利水平存在不确定性。

16. 经济环境对业绩预期的影响：
    - 需要考虑当前经济环境对能源需求、原材料价格、政策支持等因素的综合影响。

综上所述，调研记录提供了一些关于公司产能、项目计划和成本结构的信息，但对于公司的整体财务状况、市场竞争情况、研发投入、商业模式和分红政策等方面的信息不足，需要更多的数据和分析来形成全面的业绩预期。同时，对于调研中提到的项目，应保持谨慎态度，关注其实际进展和市场反应。