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答：2022年，公司实现营业收入283.12亿元，同比增长45.04%；营业利润92.17亿元，同比增长20.39%。收入利润不匹配原因：一是毛利率整体略微下降；二是2021年减持金风科技（002202）股票，投资收益同比有所下降；三是本年计提固定资产减值准备等。

问：2023年一季度发电量、营业收入增速同比下滑的原因？

答：公司一季度累计发电量137.81亿千瓦时，同比增长18.38%；累计实现营业收入68.53亿元，同比增长18.39%。

　　公司一季度发电量、营业收入实现同幅增长，但与2022年一季度相比，增速有所下降，一是公司经过近几年快速发展，电量、营收基数在不断扩大；二是按照新能源行业建设特点，当年新增投产装机次年产生效益，公司2022年新增投产装机较2021年减少。

问：目前海上风电竞争日趋激烈，公司如何看待海风竞价？未来陆上风电、光伏发电是否也会出现竞价情况？

答：近期，部分区域采用竞配电价方式确定海上风电项目投资主体，电价高低作为竞配的决定性要素。各大发电企业加紧筹备，出现以超低电价中标的情况。以此释放出的信号是各大能源企业均在积极响应“双碳”国家战略目标，大力发展海上风电事业。随着双碳战略的深入实施，新能源资源竞争愈加激烈，未来部分区域陆上新能源资源配置过程中存在倾向于采用电价竞争方式、通过市场化配置新能源项目开发权的可能。公司始终坚持高质量发展定力，一方面坚持科技创新，破解海上风电“卡脖子”问题，提升资源调配、风场运维、安全管理效率，增强新能源资源竞配能力；另一方面，坚持讲求投资逻辑、投资回报，坚持有所为，有所不为，杜绝不顾客观因素的盲目扩张，避免非理性竞争，保障发展质量和收益。

问：储能在新能源行业的发展前景？公司目前新能源项目配备储能的情况？目前各类储能技术的建设成本？

答：随着各地区新能源电源占比不断提高，对于电网提出的挑战越来越大。为进一步提升调峰调频能力、平滑电力输出，自2020年起，已有多地明确要求新能源项目并网应配置一定比例的储能设施，储能配置的要求在10%-20%之间，储能小时数要求为1-2小时。

　　目前新能源项目配置储能主要以新型储能为主，公司积极响应国家及地区配置储能要求，在甘肃、河南、江苏、辽宁等19个省份已配置或将配置电源侧电化学储能，推动光热、氢能等从政策研究、技术论证迈入成功实施，探索抽水蓄能、压缩空气储能、钠离子、钒液流等不同时间尺度、创新储能技术的互补应用。此外，公司率先探索电网侧独立储能项目，山东庆云一期项目成为全国首批参与电力现货市场的独立储能电站，在河南、广东等地开展电能量市场和调频辅助市场双重探索。

　　结合当前技术发展水平及趋势，常见的锂电池储能建设成本约1500-2000元/kWh，抽水蓄能的建设成本约4500-7000元/kW，压缩空气储能建设成本约4000-6000元/kW，光热电站建设成本约15000-20000元/kW。

问：公司对绿电交易的展望？绿电交易和客户整体签约节奏如何，签约期限和价格如何确定？

答：就绿电本身的特点来说，绿电交易是推动新能源快速健康发展的重要抓手，体现了新能源独特的环境价值，较传统能源未来会受到更多市场用户的青睐，为新能源实现绿色低碳价值提供了变现的渠道。

　　为推动我国“双碳”目标的实现，我国绿电交易市场将会进一步完善，以充分保障新能源的消纳。在市场供需方面，供应侧将会进一步扩充新能源发电企业参与市场的范围，需求侧将会根据市场发展的成熟度和“碳中和”目标的实施进度不断增强绿电的需求量，不断加大绿电交易的活跃度。在机制建设方面，相关单位将会不断完善跨区域的绿色电力交易机制与模式，实现绿色电力省内交易和跨区域交易的协同运行，努力构建统一市场体系下的绿电交易价格机制和绿电追踪配套机制。在市场协同方面，将会促进“电－证－碳”不同市场的衔接和协同发展。

　　从近几年的绿电成交结果来看，呈逐年大幅递增趋势，绿电交易量及频次均大幅提高，绿电需求客户也呈现多元化的特点。

　　绿电签约期限月度、年度、长周期并存，签约价格以当期市场价格为准。

问：公司2022年市场化交易电量占比？交易电价的变化趋势？