11月11日，三峡能源通过现场加线上方式举办了2022年第三季度业绩说明会，会议资料显示
2022年上半年，三峡新能源新增装机容量210.46万千瓦，其中陆上风电新增80.06万千瓦、太阳能发电新增130.40万千瓦。
10月28日，信用中国发布《关于公示第一批可再生能源发电补贴核查确认的合规项目清单的公告》，共7344个新能源项目进入第一批经核查确认的合规项目清单，包括含3778个风电项目、2591个光伏项目、975个生物质项目。
（详见《
重磅利好！补贴核查完成！附第一批合规项目名单详情！
》）
三峡新能源已陆续收到被纳入第一批合规清单中部分项目的补贴电费，均为所属期 2021 年及以前补贴电费。
2、项目并网受多因素影响推进速度低于预期
三峡新能源基地项目累计 9 个，
目前均已动工建设，
但整体建设进度受疫情封控、用地制约、消纳不足、光伏组件价格高等诸多因素影响，
致使项目建设进展不及预期。
结合公司年度建设目标任务，内蒙、青海、甘肃、陕西、山西等众多省份因疫情反复影响，致使基建项目手续办理滞后、建设资源投入有限、设备进场等受限，对年度并网计划造成一定影响。
目前受疫情波动、手续延滞、组件高价、送出工程建设滞后等众多难题辖制，预计年底光伏项目大规模施工难度较大，特别是大规模进行组件安装的可能性很小。
大基地项目没有强制性开工要求。
2022 年，电改继续向纵深推进，全国统一电力市场建设提速， 现货市场建设进程加快。全国正逐步建立“能涨能跌”的市场化电价机制，部分省份基数电量持续减少，新能源市场化交易规模持续扩大，中长期交易分时电价、现货交易复杂多变，部分省份平价项目也被动参与现货交易，市场竞争持续加剧，跨省区外送省间壁垒依然存在。同时，为进一步激发绿电需求，国家发改委召开绿电、绿证专题会，国家及多个省份也出台了规范和促进绿电交易的政策，市场挑战与机遇并存。
今年前三季度，三峡新能源整体交易电量 129.53 亿千瓦时，交易电量占比 37.7%，同比提升 8.62 个百分点；
含补贴度电交易均价同比提高 3.94%；
甘肃、山西、山东、蒙西四个省份结算省内现货交易电量 4.03 亿千瓦时，占整体交易电量的 3.11%；
参与宁夏、冀北、山东、广西等 11 个省份的绿电交易，成交电量 7.11
亿千瓦时，预计增加环境价值收益 4000 万元左右。
公司三季度市场化交易电价较为平稳，较上半年未发生明显波动。三季度， 在迎峰度夏电力紧张期间，供需形势偏紧，现货交易电价小幅提升。
四季度迎峰度冬期间
，
在供热机组开机和新能源出力增加双重因素
的影响下，供需形势预
计有所缓和，中长期交易电价相对平稳，
现货交易价格预计较迎
峰度夏期间有所回落
。
但新能源出力受风光资源影响
较大，可能会出现新能源小发期间电力供应不足和大发期间消纳困难交替出现的情况，现货市场交易价格仍会继续波动。
在国家政策引领下，公司提前预判并紧跟市场形势变化，积极参与部分省份现货专班规则研究，创新开拓跨省区点对点自主增量交易，并深挖绿电价值，不断提升市场竞争力。与时俱进， 加强内部管理，充分对标；抢抓机遇，深耕专业，突破难点，持续提升交易水平，创造更大绿色价值。
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，储能配置比例在 10%-20%之间，储能配置小时数为 1-2 小时。三峡新能源项目配置储能的比例和时长主要基于各地政府的政策要求，
自建及租赁方式均有涉及
，
投资决策阶段已将配储成本计入项目总成本，在满足项目收益率要求后进行投资开发
。
目前，在甘肃、河南、江苏、辽宁等 19 个省份已配置或欲配置电源侧电化学储能，合计约 6GWh。
目前市场上，独立（共享）储能第一个项目于 2020 年落地青海，现有多个省份开始制定独立（共享）储能市场机制，收益模式各有不同。
已实施的如：
青海投运的独立储能项目，收 益模式为固定价格结算被调用调峰电量（结算价格为 0.7 元/kwh， 暂不参与现货和辅助服务市场）；
山东省投运的独立储能项目， 收益机制相对完善，收益模式包括共享租赁、现货交易和容量补 偿三部分；
甘肃省的投运独立储能项目，收益模式为参与调峰和 调频辅助服务市场获取辅助服务收益。
三峡新能源在山东已投运的独立储能项目，投运规模为100MW/200MWh，自 2022 年 3 月参与电力市场交易，容量补偿收益占比 80%左右，现货价差收益占比 20%左右；共享储能租赁市场刚刚启动，预计 2023 年将获得储能租赁收益。独立（共享） 储能收益机制的日渐完善将会提高独立储能项目建设投资的积极性。
具体见下：
