华能水电研究报告坐拥澜沧江量价均

（报告出品方/作者：广发证券，郭鹏、许洁）

一、国内第二大水电公司，年业绩58亿元

（一）坐拥澜沧江开发权，水电装机约万千瓦

公司是华能集团的水电平台，前三大股东持股90%。华能水电成立于年，前身为云南澜沧江水电开发有限公司，年于上交所上市。公司控股股东为华能集团，截至年3月末持股比例达50.4%。此外，云南能投持股28.26%，云南合和（集团）持股11.34%，前三大股东合计持股90%。

全国水电装机第二，国内市占率5.9%。公司是国内水电龙头企业，装机规模居行业第二位，年水电装机市占率达5.9%，以发电量口径计算，年公司市占率达7.0%，仅次于长江电力。

水电站合计装机容量.88万千瓦，集中于澜沧江上游云南段和中下游。公司水电站建设自下而上，澜沧江中下游电站率先建设率先投产，公司全资控股功果桥、小湾、漫湾、糯扎渡、景洪水电（合计装机万千瓦）；参股大朝山水电站（万千瓦），持股10%；-年，澜沧江上游云南段水电站陆续投产，包括乌弄龙、里底、黄登、大华桥、苗尾（合计装机万千瓦），均由公司全资控股。

此外公司控股位于金沙江中游的龙开口水电站（万千瓦）、境外的瑞丽江一级水电站（60万千瓦）、桑河二级水电站（40万千瓦），以及五座位于云南省的小水电（合计装机14.88万千瓦）。

华能集团承诺未来注入未上市水电资产，截至年底约万千瓦。根据公司上市前集团的承诺，集团将华能水电定位为“华能集团水电业务最终整合的唯一平台”，未来三年内将注入未上市水电资产（截至年合计万千瓦），该部分资产主要集中于华能四川能源开发有限公司和华能西藏雅鲁藏布江水电开发投资有限公司，目前该承诺延期至年10月15日。

（二）来水波动但电价提升，利润快于收入增长

公司利润快于收入增长，-年扣非归母净利润CAGR达21.1%。受来水波动、电力体制改革、大水电税收优惠、财务费用率、非经常性损益等因素综合影响，公司此前业绩波动较大。

年在电力体制改革、增值税即征即退税收优惠力度降低影响下，公司业绩降至低点，-年装机增长、费用降低带动收入业绩提升，年，受益于电价上涨8.1%，弥补来水偏枯影响，公司实现营业收入.02亿元，同比增长4.9%，同时置换贷款、优化债务结构，财务费用降低12.7%，实现扣非归母净利润56.30亿元，同比增长17.7%。公司利润快于收入增长，-年，公司营业收入、扣非归母净利润CAGR分别为12.0%、21.1%。

非经常性损益影响业绩。-年每年捐赠5亿元扶贫计入营业外支出，年起降至多万；年公司出售子公司金中公司23%股权，取得转让收益36.76亿元，当年业绩大增。年之后公司业绩已趋向稳定。年公司实现归母净利润58.4亿元，同比增长20.7%，净利率提升至28.9%。

-年为公司水电站投产高峰，截至年底，公司可控装机容量.38万千瓦，其中水电装机.88万千瓦，风电装机13.5万千瓦，光伏装机10万千瓦，水电装机占比达98.99%。-年是公司水电站投产高峰，分别新增水电装机80.0、.5、.5万千瓦，-装机CAGR为5.98%。目前在建水电项目除托巴水电站外（预计4年投产发电）基本投产完毕，其余电站尚处于筹建或前期规划阶段。

年一季度澜沧江流域来水偏丰。水电经营易受来水波动影响，澜沧江来水以降水补给为主，地下水和融雪补给为辅，对比金沙江流域，降水量波动更大。同时，来水丰枯呈现周期性变化特征，年以来，澜沧江流域来水偏枯，降水量常年低于多年平均水平，年流域来水偏丰，一季度澜沧江流域乌弄龙和小湾断面来水同比偏丰6%和9%，在年一季度高基数下，公司发电量同比增长1.62%，展望全年有望实现发电量正增长。

梯级调度缓解来水波动，-年发电量CAGR为8.09%。在水电站密集投产过程中，发电量随之增长至亿千瓦时左右。同时公司已具备“两库多级”式水电站群，可以通过联合梯级调度缓解来水波动影响。年澜上电站全面投产后，公司利用小时数水平显著提升，在来水偏枯下仍稳定在小时以上，通过梯级调度，公司-年发电量CAGR为8.09%，高于装机增速。

公司上网电价自年0.元/千瓦时逐渐回升至年0.元/千瓦时，涨幅达15.9%。年以来，国家推动电力体制改革，云南省作为我国首批电力体制改革综合试点省份，实施市场化竞价上网导致省内上网电价降低，、年公司平均上网电价分别降低7.4%、15.7%，年受西电东送协议内电量增加影响，公司上网电价提升7.2%。伴随云南省供需格局改善，市场化交易电价提升，年公司上网电价提升8.1%至0.元/千瓦时，相比年涨幅达15.9%。

大水电增值税优惠取消，叠加增值税率变动影响有限。装机容量超过万千瓦的水力发电站（含抽水蓄能电站）销售自产电力产品，自年1月1日至年12月31日，对其增值税实际税负超8%的部分实行即征即退政策；自年1月1日至年12月31日，对其增值税实际税负超过12%的部分实行即征即退政策。此外，年、年国家税务总局两次调整增值税税率，将增值税率由17%先后降低至16%、13%。虽然增值税优惠取消，但增值税率降低足以抵消其影响。

公司净资产收益率整体趋势波动向上，年为9.3%。年公司业绩低迷，ROE降低至1.5%，之后随业绩回升，除了年因股权出售导致当年业绩大增，ROE大幅提升外，公司ROE整体保持向上趋势，年达到9.3%，同比提升0.8pct。

（三）折旧和财务费用进入下行通道，现金流充裕分红率提高

折旧、财务费用占成本的65%+，为水电公司成本中最核心的部分。在水电站运营期，水电公司仅需缴纳水资源费、库区基金等财政规费，无需燃料费用，因此运营期的可变成本较低，而建设期大量的固定资产和债务在运营期形成折旧和财务费用，构成了成本的主要部分。公司折旧策略一旦确定，在到期之前将基本保持稳定，占成本比重超40%，而财务费用随着债务偿还占比逐渐降低，年总成本比例仍有25%。由于总成本的相对稳定，公司业绩波动通常大于收入波动。

固定资产折旧年限低于实际使用年限，折旧到期将释放利润。公司折旧以房屋及建筑物和机器设备为主，其中房屋及建筑物中包含电站大坝，公司近十年内投产电站较多，征地移民费用及耕地占用税较高，也计入大坝，因此折旧中房屋及建筑物占比高达62.3%（年），该部分固定资产使用期限较长，公司通常按照45年对大坝计提折旧，而大坝折旧年限远低于实际使用年限，当折旧到期将释放更多利润。（报告来源：未来智库）

十四五期间部分水轮机组折旧到期，折旧迎来拐点。根据公司招股说明书，公司水轮发电机折旧年限在12年左右，目前漫湾、景洪水电站水轮机折旧已计提完毕，在十四五期间，功果桥、小湾、糯扎渡、龙开口水电站水轮机折旧将陆续计提完毕，而澜沧江上游云南段电站已投产完毕，折旧稳定，西藏段电站仍在前期准备工作中，短时间内不会投产，公司对水轮机组折旧将逐渐降低，机器设备折旧在总折旧中占比超30%，届时将带动公司总成本降低。

测算到5年公司存量水电站折旧将在年基础上降低9亿元左右。公司水电站数量众多，且集中于数年内投产，难以通过每年新增固定资产区分出各水电站的固定资产原值。由于-年间的折旧变化主要为功果桥、小湾、糯扎渡、龙开口水电站水轮机折旧，因此根据四个水电站的投资额和公司整体固定资产分布比例进行假设，测算出各水电站机器设备的固定资产原值，根据折旧年限12年预测机组折旧到期时间和年均折旧，即可得到折旧到期时点和数值。根据以上假设，暂不考虑在建托巴电站和光伏项目，预测到5年，公司存量水电站机组折旧相比年将降低9亿元左右。

公司费用以财务费用为主，财务费用率持续降低。伴随-年公司水电站建设逐渐进入尾声，并于年投产完毕，公司财务费用率持续降低，年起公司财务费用进入下行通道，年公司优化债务结构，通过低利率资金提前置换存量债务等方式进行成本管控，财务费用同比下降12.70%，带动期间费用率降低至19.4%。

截至年底公司总资产达亿元，其中约90%为固定资产和在建工程。近几年公司总资产基本保持稳定，在-亿元之间，其中约90%为固定资产和在建工程，在资产结构的变化中，主要体现在在建工程向固定资产的转换，-年，随着水电站逐渐投产，公司在建工程逐渐转固。截至年底，公司总资产亿元，其中固定资产亿元，在建工程亿元。

公司负债规模持续走低，负债结构优化长期借款占比提升。伴随在建水电站逐步投产，公司负债规模持续降低，资产负债率降低至59%（年），同时长期借款占比提升，截至年底，公司总负债规模亿元，其中长期借款亿元，占比75.7%，短期借款仅为11亿元，同时公司通过低利率资金提前置换存量债务，持续优化负债结构。

投资放缓，筹资现金流流出，经营性现金流稳步增长。在建项目基本投产后，公司投资现金流流出降低，同时偿还贷款，筹资现金流流出。在水电站逐渐稳定运营后，公司经营性现金流稳步增长，年经营性现金流净额亿元，同比增长12.8%。公司资本支出扩大，年计划资本支出.12亿元，其中托巴电站计划投资17.21亿元、新能源项目计划投资50亿元，其他资金用于澜沧江上游电站建设。同时公司开展澜沧江上游西藏段项目前期工作，计划投资59.33亿元。充沛的现金流为公司水风光一体化项目和水电站建设提供有力资金支持。

分红稳定，近两年股利支付率保持在50%以上，股息率多年高于国债利率。年之后，由于现金流稳定且充裕，公司分红保持稳定提升，近两年股利支付率保持在50%以上。从股息率来看，公司股息率虽然因股价上涨而有所降低，仍然多年高于十年期国债到期收益率。高比例的分红使公司股票具有一定的债券属性，相对确定的回报有效保障了股东的投资收益。

二、水风光一体化发展，装机增量超万千瓦

（一）水电待建装机超过1万千瓦，调节能力增强

我国水能蕴藏量丰富，根据国家发改委年发布的全国水利资源复查结果，我国水电资源理论蕴藏量装机6.94亿千瓦；技术可开发装机5.42亿千瓦；根据中电联数据截至年底，我国水电装机3.9万千瓦（包括抽水蓄能电站），占理论可开发量56.33%，技术可开发量73.13%，行业增长空间明确。

行业区域特征明显，资源禀赋构筑护城河。在原电力工业部主持下，于年形成十二大水电基地，年发改委通过《怒江中下游水电规划报告》，同意“两库十三级”开发方案，逐渐形成了如今的十三大水电基地，主要分配给大型发电集团开发建设。其中公司拥有澜沧江全流域干流水电资源开发权，全面负责澜沧江流域建设和运营，资源优势突出，流域可开发水电装机约万千瓦，资源禀赋为公司构筑宽广护城河。

公司拥有澜沧江全流域干流水电资源开发权，资源优势显著。澜沧江水能资源丰富，可开发总装机容量约万千瓦，澜沧江干流水电基地是我国十三大水电基地之一，划分为澜沧江上游西藏段、澜沧江上游云南段及澜沧江中下游段。澜沧江上游云南段的水电站：乌弄龙、里底、托巴、黄登、大华桥和苗尾水电站已投产，托巴水电站在建。澜沧江中下游段的水电站：功果桥、小湾、漫湾、大朝山、糯扎渡、景洪水电站已投产。其中小湾水库及糯扎渡水库具有多年调节能力。

澜沧江上游西藏段规划的8个梯级电站，即：侧格、约龙、卡贡、班达、如美、邦多、古学、古水水电站，规划总装机容量.8万千瓦，其中，如美电站是澜沧江上游河段调节性能最好的“龙头水库”，具有年调节能力，古水水电站具有季调节能力。

水电项目储备丰富，长期来看水电站装机增幅达48.9%。目前公司在建水电站只有托巴水电站，装机万千瓦，预计于4年投产发电，十四五期间预计无其他自建水电站投产。而长期来看，澜沧江上游仍有多个水电站正在开展前期工作，预计将于年前全部建成。这些规划水电站合计装机.3万千瓦，相对已投产水电装机增幅48.9%，长期仍具备成长性。

项目进展：公司年年报披露，托巴电站大坝工程已开工建设，提前1个月实现大江截流；如美水电站完成实物指标调查，左右岸公路等9个项目开工建设，营地主体结构完成施工；成立古学、班达电站建管局，施工总布置等“三大专题”通过咨询审查，正式启动筹建；古水电站取得云南、西藏两省（区）“封库令”，正常蓄水位等专题方案通过审查。侧格、约龙电站已取得预可研审查意见；卡贡电站完成了预可研报告咨询稿，目前前期工作暂缓；邦多电站目前仅为配合古学电站工作，开展了坝址方案相关研究。此外，公司在境外开展瑞丽江二级、柬埔寨上丁等重点项目前期工作。

（二）加速绿电建设，年拟开工万千瓦

伴随光伏、风电在电力系统中渗透率不断提高，调峰、调频等辅助服务不可忽视。年起我国大部分省份均对新建风光项目提出配储要求，并给予一定政策倾斜支持。水电作为调峰调频优质电源，具有启停便利、能量损失小、零碳排放等诸多优势，水电与风光项目相配合，既可以解决风光出力不稳的问题，也可以减少碳排放，水风光一体化将成为水电公司又一发展方向。

水电调节风光出力，风光水储一体化获政策支持。我国已提出年碳达峰、年碳中和的发展目标，风光建设成为实现目标必由之路，然而风光发电出力不稳将增加电网负荷，在此情况下，火电、水电调节作用凸显。国家能源局、发改委发文针对风光水火储一体化发展征求意见，云南、四川均出台规划，计划在澜沧江开发水风光一体化发展基地。

水电公司积极响应，公司拟于澜沧江上游西藏段建设清洁能源基地，基地总规模万千瓦，水电站和光伏电站各万千瓦。澜沧江上游西藏段规划了八个梯级电站，流域周边太阳能资源较好，年辐射量在兆焦/平方米左右，折合年峰值利用小时数6小时，与水电能够形成一定的互补性，公司拟打造水光互补的千万千瓦级清洁能源基地。“十四五”期间将逐步开工建设，计划年开始送电，年全部建成。年公司完成新能源核准（备案）.8万千瓦，开工建设99万千瓦，年，公司拟计划投资50亿元发展新能源项目，计划新开工项目15个，拟投产装机容量万千瓦。（报告来源：未来智库）

澜沧江上游太阳能资源峰值利用小时数可达6小时，叠加技术进步投资成本不断降低，光伏项目盈利性得到保障，测算光伏项目IRR达8.9%。

主要假设条件如下：

单位投资：公司规划万千瓦光伏项目总投资亿元，单位投资0元/千瓦。

利用小时数：澜沧江上游流域太阳能资源丰富，年辐射量在兆焦/平方米左右，假设年利用小时数小时。

上网电价：公司披露水光互补后，电价按电量加权计算，基地送端综合上网电价为0.元/千瓦时（含税）。

借贷成本：公司披露项目前期投资资本金按照30%的比例投入，假设资本金比例30%，利率参考公司债券利率取4%，使用等额本息还款方式，还款期限10年。税收优惠：澜沧江上游光伏项目可享受西部大开发优惠税率，所得税15%。

在以上假设条件下，测算光伏项目资本金IRR为8.9%，彰显澜沧江上游太阳能资源的优质。

三、省内外需求增长较强劲，电价提升带来业绩弹性

（一）云南外送有需求保障，内销有成长潜力

广东省用电缺口大，年用电缺口达亿千瓦时。广东省作为全国首个GDP超12万亿元的大省，用电量同样领跑全国，年广东省用电量亿千瓦时，而发电量仅为亿千瓦时，缺口达亿千瓦时，对省外送电需求庞大。

广东省每年外受电量约亿千瓦时，省内市场化交易电量逐年提高。广东省用电缺口巨大，每年外受电量在亿千瓦时左右。同时，在省内推进市场化改革，市场化交易电量逐年提高，占用电量比例提升至年35.5%。在煤电电价浮动范围扩大及煤价走高背景下，年1月广东省市场化交易电价大涨，价差转正。

广东省省内装机及发电量以火电为主，对清洁能源电力需求强烈。广东省省内电源构成中煤电占比最高，煤电装机占比42.8%，发电量占比56.6%，同时作为用电大省，对省外价格低廉的清洁能源电力需求强烈。

云南省发电量远高于用电量，40%以上的电力送往省外消纳。云南省内水能资源丰富，省内拥有金沙江、澜沧江、怒江、红河、珠江和伊洛瓦底江六大流域，可开发水电装机量超1亿千瓦。年，云南省发电量中，41.6%的电力送往省外消纳。在向广东西电东送的电量中，来自云南的电量居首，根据昆明电力交易中心数据，年云南省送广东电量亿千瓦时，占广东外省输入电量的71%，广东省旺盛的用电需求为云南省电力消纳提供有力保障。

西电东送电量以协议内为主，协议内电价较高。云南“十四五”期间计划每年向广东、广西送电亿千瓦时，其中大部分送往广东。同时由于沿海省份电价较高，扣除输配电价后西电东送协议电价仍高于云南省内市场交易电价。

在运输端，云南省内已建成四条特高压线路送电广东。公司多数西电东送电量通过特高压线路运输，小湾水电站配套楚穗直流，糯扎渡水电站单独配套普侨直流，澜上电站单独配套新东直流，电量运输有保障。

云南省推动水电铝、水电硅产业发展，改善省内水电消纳。年起，云南省政府发布政策，凭借低廉的水电电价和优惠政策，积极布局硅铝产业，推动水电铝、水电硅发展，提出到年工业硅总产能达万吨，水电铝产能达万吨，可分别消纳水电、亿千瓦时，改善省内水电消纳。

年云南省内电解铝产能达万吨，按吨铝耗电1.35万千瓦时计算，满产的情况下用电量可达亿千瓦时。年在限电的影响下，省内电解铝在产产能仅万吨，尚有56.5%提升空间，在限电缓解后，用电量可增加亿千瓦时，相比年增幅9%，即使不能达到满产状态，用电量增幅仍然十分可观。此外，全国电解铝优惠电价取消，云南的水电电价优势对电解铝企业存在巨大的吸引力，后续电解铝产能的增长仍将带动云南省用电量提升。

供需格局改善，弃水问题大幅好转。从供给方面来看，在引进硅、铝产业的同时，云南省内装机增速放缓，年起装机增速低于用电量增速，近两年省内发电量增长主要来自乌白电站投产，枯期留云南电量亿千瓦时，而省内风光发电项目增长有限，未来供给不会出现大幅增长。伴随供需格局改善，云南省内弃水问题大幅好转，弃水电量从年的亿千瓦下降至年24亿千瓦时。

云南省积极推进市场化改革，执行绿色电价政策。云南省作为最早一批电力市场化改革省份，市场化交易比例领先全国。当前继续推动煤电全部进入市场，价格浮动范围扩大至20%，高耗能企业市场交易电价不受上浮20%限制；同时取消电解铝行业优惠电价政策，推动建立统一的高耗能行业阶梯电价制度。

云南省水电电价排名全国末位，供需改善下电价中枢有望上移。云南省是全国电力体制改革先行者，市场化交易比例逐年提升，年市场化交易电量占用电量比例达69.7%。供需错配及高比例的市场化交易导致云南省上网电价维持低位，在每年5月-10月丰水期，云南省市场化交易电价可低至0.1元/千瓦时，年水电上网电价在全国排名末位，年水电平均上网电价仅为0.元/千瓦时。伴随供需格局改善，云南省市场化交易电价呈逐年提升态势，年市场交易电价提升至0.6元/千瓦时，未来伴随硅铝产业进一步转移及电解铝行业优惠电价取消，电价仍有上升空间。（报告来源：未来智库）

（二）外送广东量价均有弹性，省内电价上行仍有空间

公司电力消纳分为三部分：澜上五座电站通过滇西北±千伏特高压点对网外送广东；其余电站所发电量进入云南电网，云南电网统筹消纳，其中一部分西电东送网对网外送广东、广西及境外，另一部分满足省内用电需求。

澜上电站发电量占比27%，利用小时高于公司平均水平。澜沧江上游云南段五座电站乌弄龙、里底、黄登、大华桥、苗尾于、两年集中投产，总装机万千瓦，占投产后公司总装机24.5%，贡献发电量占比更高，年贡献发电量27.2%，彰显澜上电站更优秀的经营水平，测算近三年利用小时数均超小时，高于其余电站。

澜上电站所发电量点对网送广东，消纳有保障。澜上电站自年起，便与广东电网签署购售电合同，约定澜上电站送点广东的电量电价事宜。年底公司继续签署《-3年澜沧江上游水电站送电广东购售电合同》，合同约定，-3年澜沧江上游水电站优先发电计划电量为.0亿千瓦时，包含保量保价电量和保量竞价电量。其中保量保价电量为.0亿千瓦时，保量竞价电量（、为市场化交易电量）为36.0亿千瓦时，超过年度优先发电计划电量的上网电量全部认定为市场化交易电量。

送粤电量保价部分0.3元/千瓦时，其余部分亦高于公司平均水平。协议电价方面，亿千瓦时保量保价电量部分上网电价0.3元/千瓦时（含税），保量竞价电量上网电价=0.3元/千瓦时－当月广东省内市场化交易电量（包括年度长协和月度竞价）的加权平均降幅，市场化交易部分上网电价按照落地电价扣除输电价和线损倒推得出。根据广东电力交易中心每月平均价差数据，-年每月平均价差分别为-40.3、-45.5、-46.4厘/千瓦时，则-年市场交易电价分别约为0.、0.、0.元/千瓦时，远高于公司平均上网电价。

除澜上电站点对网送电广东外，公司其余电站部分电量通过云南电网西电东送，其中送广东协议内电价较高，效益显著。

西电东送广东协议内电价：根据“十三五”云电送粤框架协议和《年云电送粤购售和输送电能合同》，年西电东送框架协议价格广东落地电价0.元/千瓦时（含税，下同），依次扣减超高压输电价0.元/千瓦时和线损、云南省内千伏输电价0.元/千瓦时，年西电东送框架协议内挂牌价格为0.元/千瓦时。考虑年广东省燃煤标杆电价提升至0.元/千瓦时，且年输配电价经发改委重新核定后有所下降，预计协议内上网电价不低于0.元/千瓦时，显著高于公司平均电价。

西电东送广东市场化电价：年广东月度市场化交易平均价差为0.元/千瓦时，协议电价扣除折价后，预测西电东送广东市场化电价约为0.元/千瓦时，低于公司平均水平。

西电东送广西协议内电价：广西燃煤标杆电价0.4元/千瓦时，较广东燃煤标杆0.元/千瓦时低3.33分/千瓦时，因此预测送广西电价低于广东。

省内市场化交易：云南省内市场化交易电价相对较低，年市场化交易电价为0.6元/千瓦时，水电市场化交易电价0.元/千瓦时。从电价来看，西电东送电价较高，省内市场化交易电价弹性较大。

公司市场化交易电量占比高，电价弹性有待凸显。除了澜上电站点对网外送广东电量，其中少部分参与市场化交易，公司其余电量均在云南省内交易，其中大部分通过市场化交易竞价，市场化交易电量占比超60%，因此市场化交易电价变动对公司影响较大。高比例市场化交易电量，叠加低水电上网电价，公司电价弹性更加显著。

测算市场化交易电价每提高1分，公司归母净利润相比年增幅8.7%。对公司电价弹性进行测算，以-年公司市场化交易电量平均值亿千瓦时为基础，依次扣除税金及附加、所得税和少数股东权益，云南省市场化交易电价每提高1分/千瓦时，归母净利润增加5.11亿元，约为年归母净利润的8.7%。

四、盈利预测和投资分析

水电经营假设：公司存量电站运营稳定，未来三年内无在建水电站投产。根据水电站所处地域和消纳方式对经营数据进行预测。年澜沧江来水偏枯，预计年将有所恢复，利用小时数逐年提高。厂用电量预计将保持稳定。

澜沧江中下游电站消纳方式较多，包括西电东送和省内市场化交易，其中市场化交易电价预计将逐年提升，其余电价保持稳定。澜沧江上游电站分为保量保价电量、保量竞价电量和市场化交易电量，市场化交易电价小幅提升。中小水电和境外水电平稳运营。

新能源经营假设：公司将在澜沧江上游新建万千瓦光伏项目，年预计投产万千瓦，假设3、4年分别投产、万千瓦。根据公司公告，新增光伏项目基地送端综合上网电价为0.元/千瓦时（含税）。测算-4年光伏项目实现收入3.9、15.7、29.1亿元。风电业务无新增项目投产，经营数据参考历史数据。

（本文仅供参考，不代表我们的任何投资建议。如需使用相关信息，请参阅报告原文。）

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