上海电力研究报告：绿电乘风而起，煤电苦尽甘来，激励改革跃龙门

火电转型绿电优质标的，股权激励激发主观能动性

火电转型绿电佼佼者，股权激励彰显发展信心

上海电力成立于 1998 年 6 月，并于 2003 年 10 月在上交所主板上市。公司是国家电力投资集团旗下上市公 司之一，上市后经营范围陆续从火力发电、热电联供拓展到风力发电、光伏发电板块。公司布局新能源发电时 间较早，2008 年涉足风电业务，2012 年即布局光伏发电业务。公司提前布局新能源发电板块使其内部新能源装 机占比较高，并积累丰富的新能源运营经验，成为国内火电转型新能源电力运营商的佼佼者。公司发电业务立 足上海市，并逐渐辐射至全国，其中上海漕泾电厂、安徽田集电厂等都已经成为业内优质火力发电企业。公司 的新能源项目覆盖江苏、安徽、内蒙古等地区，电力服务市场也已经开拓到山西、新疆、内蒙古等地。

国家电投集团是上海电力控股股东，直接持股比例为 40.2%。公司实际控制人为国务院国资委，通过国家 电力投资集团、中国电力国际发展有限公司、长江电力、三峡集团间接控制公司，累计持股比例约为 59.2%。

2021 年 12 月 2 日，上海电力发布股权激励草案，拟向公司董事、高管、中层、核心骨干人员不超过 159 人授予总股本 1.9%的股权激励计划。本激励计划的行权价格为 10.12 元/股，包含 3 个行权期。考核标准为净资 产收益率、净利润复合增长率和清洁能源装机占比三个指标，三期分别要求 2022~2024 年扣非加权 ROE 分别不 低于 4.5%、5%、5.5%；自 2020 年起净利润（扣非）复合增长率不低于 11%；清洁能源装机占比分别达到 54%、 56%、58%。从过往业绩来看，2020 年公司扣非加权 ROE 为 4.25%；扣非归母净利润为 8.13 亿元；清洁能源装 机占比为 49.13%。如果要达到行权条件，则公司未来三年 ROE 需要分别提升 0.25、0.75、1.25 个百分点，清洁 能源装机较 2020 年增加 177.6、261.9、354.2 万千瓦。

2021 年 1 月 15 日，公司发布股权激励草案修订稿。与第一版股权激励计划相比，第一点主要变化为拟授 予股票期权数量为 2549 万份，较前版拟授予数量 4979 万份有所减少；第二点主要变化为行权价格变为 12.81 元/股，原则为取公告前一日公司股票均价（12.81 元）与公告前 20/60/120 个交易日公司股票交易均价（11.22 元）中的孰高值，较前版行权价格 10.12 元/股提升超 20%。整体来看股权激励方案对股东权益有较好的保护， 也有助于激发管理层主观能动性，实现国有资产的保值增值。

公司主营业务包括发电、供热、综合智慧能源等领域，其中发电业务是公司的核心业务。在加快煤电低碳 高效发展的基础上，公司大力发展风电、光伏发电等清洁能源产业，大力提高新能源的发电比例，持续优化能 源结构。截至 2021 年底，公司控股装机容量为 1905.31 万千瓦，清洁能源占装机规模的 55.24%，清洁发展迈上 新台阶。在公司清洁能源装机中，燃气、风电、光伏机组分别为 286.62、379.84、386.05 万千瓦，分别占比 15.04%、 19.94%、20.26%。

公司坚持生态优先、绿色发展，立足长三角和华东区域，面向长江经济带，辐射全国。产业布局进一步 优化，截至 2020 年底，长三角地区控股装机占国内装机比例为 86.2%，长江经济带控股装机占国内装机比例为 90.18%。公司在上海控股装机为 500.09 万千瓦，2020 年，公司在上海电力市场共获取市场电量 37.97 亿千瓦时， 占上海公用煤电机组市场交易电量的 26.86%。

营收长期稳健，火电+新能源双轮驱动业绩向好

电力业务是公司的核心业务，火电和新能源发电为公司最主要的营收及利润来源。受益于装机容量持续增 长，近年来公司营业收入稳步提升，2020 年公司实现营收 242.03 亿元，同比增加 2.16%；2021 年三季度公司营 业收入 220.3 亿元，同比增长 21.82%。公司加快以风力发电和光伏发电发展步伐， 2017 年公司新能源发电营 收仅 24.33 亿元，2020 年已增长至 57.79 亿元，年复合增长率达 33.4%，新能源发电收入已成为公司营收结构中 的重要组成部分。

热力业务是公司的重要业务，2021 年上半年公司热力营收 9.22 亿元，同比增加 5.98%。公司售热业务主要 集中在上海地区，热力收入主要来自公司所属漕泾热电、吴泾热电厂、外高桥发电等电厂，主要服务对象为重 点工业企业。2020 年全年，公司供热量 1726.76 万吉焦，同比增加 11%，其在沪电厂占全市公用电厂供热量的 50.32%。此外，公司还有销售燃料以及提供能源一体化解决方案等其他业务，2021 年上半年该部分业务收入总 计为 7.45 亿元，同比增加 16.95%。

毛利率方面，2020 年电力板块毛利率 26.44%，热力板块毛利率 31.27%。其中 2017-2020 年，公司电力板 块的毛利年均复合增长率为 23.26%，主要系新能源电源发电业务快速发展。分电力类型来看，风电及光伏发电 业务保持较好的盈利能力，2018-2020 年，公司风电业务毛利率分别为 70.78%、68.32%、66.36%，光伏发电业 务毛利率分别为 62.86%、65.13%、64.07%。2018~2020 年公司火电毛利率分别为 15.85%、20.36%、23.84%。

公司近年来资产负债率稳定，2018 年以来维持在 73%左右，2021Q3 资产负债率略微抬升至 75.87%。从期 间费用率上来看，公司总期间费用率近年来变化不大，2019 年后轻微下降，2021 年前三季度期间费率为 15.2%。 其中，2021 年前三季度公司财务费用率为 10.70%，财务费用率在总费用率占比最高，且自 2017 年有上升的趋 势，主要因为利息费用的增加。其次为管理费用，管理费用率近年来较为稳定，维持在 6%左右，2021 年前三 季度公司管理费用率为 4.15%。

近年来公司应收账款规模增长较快，占净资产的比重呈现上升趋势，主要系可再生能源补贴拖欠所致。截 止 2021 年第三季度，公司应收账款为 151.83 亿元，占净资产比重 43.01%。从公司现金流情况来看，2017-2020 年公司经营性现金流净额稳中有增，年均复合增长率为 20.55%，净现比虽有所波动，但仍维持较高水平。截止 2021 年第三季度，公司经营性现金流净额 40.49 亿元，净现比为 3.01。

煤价企稳电价放开，火电业绩拐点已至

煤电无新增计划，煤电装机占比持续下滑

火电板块是公司的传统业务之一，可分为煤电与气电板块。公司煤电板块包括 300MW、600MW、1000MW 的燃煤机组系列，涵盖亚临界、超临界、超超临界参数等级。气电板块包括 E、F 级燃气轮机以及分布式供能小 型内燃机等燃机系列，运行绩效优秀。近两年来为响应国家能源结构转型，公司并未计划投产新的煤电发电装 机。

2021 年，受全社会用电需求增长和新能源项目新增容量释放产能等影响，公司完成合并口径发电量 597.42 亿千瓦时，同比上升 21.57%，其中煤电完成 413.55 亿千瓦时，同比上升 15.23 %。公司火电机组售电量在 2018 年突破 400 亿千瓦时后连续两年微降，2021 年火电售电量为 449.34 亿千瓦时，同比上升 16.41 %，售电量大幅 上升得益于煤电发电量提高和气电投产。其中，煤电机组受到年初寒潮、夏季高温和四季度发电保供影响，发 电量同比大幅增长。因此，2021 年公司全年火电利用小时数上升至 4849 小时，达到自 2016 年以来最高值。

为实现能源结构转型及可持续发展，公司近年来大力发展新能源发电项目，新能源装机占比快速提升。截 止 2021 年底，公司火电控股装机占比为 59.80%，较 2017 年下降 22 个百分点。2021 年公司火电售电省份非常 集中，上海、江苏和安徽三省份火电售电量占比共达 95.2%，其中上海占比为 45.5%。

2020 年受疫情影响公司火电营收小幅下降，但毛利率升至 23.8%，同比提升 3.5 个百分点。根据公司 2021 年业绩预告，由于 2021 年煤炭价格持续大幅上涨，煤价大幅攀升且达到历史高位，全年增加公司燃料成本约 53 亿元，公司 2021 年煤电业务为亏损状态。从火电的控股装机规模来看，公司近年来火电控股装机规模基本 维持稳定，2021 年仅新增闵行燃机 46.8 万千瓦。闵行燃机示范工程是上海市为响应国家“上大压小”政策而实 施的重大工程，本期工程建设 1 套 468MW（F 级）和 1 套 745MW（H 级）燃气-蒸汽联合循环发电机组。其中 468MW（F 级）机组于 2021 年 12 月正式进入商运，745MW（H 级）机组预计 2022 年投产。（报告来源：未来智库）

加速深化煤电市场化改革，市场化电价涨跌幅进一步放开

自 2017 年起公司上网电量持续增长，2021 年增长至 566.25 亿千瓦时；直接交易电量占比有所提升，2017 年为 29.9%，2021 年增加至 45.3%。2021 年全年，公司市场交易结算电量 256.45 亿千瓦时，同比上升 33.32%。 其中直供交易电量（双边、平台竞价）190.18 亿千瓦时，同比上升 37.75%；短期交易（含备用市场）4.57 亿千 瓦时，同比下降 4.79%；跨省区交易电量和发电权交易（合同替代、转让）等 22.29 亿千瓦时(其中发电权转出 1.66 亿千瓦时），同比下降 29.37%；新增电网代购电量 39.41 亿千瓦时。2020 年火电板块不含税电价为 0.382 元/千瓦时，同比下降 0.31%，处于近年来较高水平。2021 年 1-11 月，全国各电力交易中心累计组织完成市场 交易电量 33518.2 亿千瓦时，同比增长 17.7%，占全社会用电量比重为 44.7%，同比提高 2.1 个百分点。随着电 力市场改革的持续深化，2021 年 10 月发改委推动全部煤电机组及煤电发电能量进入市场化交易，预计 2022 年 公司煤电机组所发电量将全部进入市场化交易，公司市场化交易电量占比将大幅提升，增强公司火电业绩弹性。

煤电电价方面，2021 年 10 月 12 日发改委印发《关于进一步深化燃煤发电上网电价市场化改革的通知》，要求在保持居民、农业、公益性事业用电价格稳定的前提下，将市场交易电价上下浮动范围由分别不超过 10%、 15%，调整为原则上均不超过 20%。并做好分类调节，对高耗能行业可由市场交易形成价格，不受上浮 20%的限 制。政策发布后，各地电力市场对此做出积极回应，以公司煤电重要消纳省份江苏为例，江苏省 2022 年火电长 协电价为 0.467 元/千瓦时，同比提升 27.97%，较基准电价上浮 19.36%，接近 20%顶格上浮；长协电量为 2638 亿千瓦时，同比增长 14.42%，预计占江苏省 2022 年火电总发电量的 52%。此外，广东、陕西等地 2022 年煤电 长协电价均同比涨超 20%，较当地基准电价出现明显上浮。

2021 年公司新增电网代购电 39 亿千瓦时，占当期市场化交易电量比例为 15.37%。电网代理购电是针对 2021 年 10 月全面推动工商业用户进入电力市场化交易后的新产物，对于不具备单独参加电力交易条件的小型电力用 户，由各地电网统一代理购电。我们梳理发现各省电网代购电价格差距较大，充分反应各省不同的电力供需基 本面形式。从公司煤电业务重点布局的上海、江苏、安徽三地交易情况来看，2022 年 1 月，上海电网代购电上 网电价为 0.504 元/千瓦时，环比涨 3.61%，较上海基准价上涨 25.78%；江苏电网代购电上网电价为 0.451 元/千 瓦时，环比下跌 8.66%，较江苏基准价上涨 5.45%；安徽电网代购电上网电价为 0.461 元/千瓦时，环比持平， 较安徽基准价上涨 20%。整体来看公司所处华东地区电力供需较为紧张，电网代购电价较基准价有明显涨幅， 市场化交易背景下公司 2022 年煤电电价中枢有望提升，增厚煤电业务收入。

政策限制并调节基本面，2022 煤价有望受控

煤电收入方面，公司近年电价有所上行，2020 年公司不含税电价为 0.382 元/千瓦时，同比微降 0.31%，但 较 2018 年 0.372 元/千瓦时低点大幅提升。2021 年 10 月电价涨跌幅范围放宽至 20%后，上海地区由于电力供需 基本面偏紧影响，2022 年煤电年度长协电价涨幅接近顶格上浮，电价有望维持高位运行。

煤电成本方面，公司全力压降燃料成本，2018、2019 年由于供给侧改革推动煤价下跌，公司标煤单价连续 下降，2020 年到厂标煤价 719.61 元/吨，同比降低 7.83%，精益生产取得实效，综合厂用电率 4.17%，同比下降 0.06 个百分点，供电煤耗 282.42 克/千瓦时，同比增加 0.94 克/千瓦时。2021 年上半年，受原煤产量增速同比降 低等因素影响，市场电煤价格快速攀升。2021 年公司到厂煤折标煤单价（含税）为 1240 元/吨，同比上升 67%。

受 2021 煤价大幅上涨影响，火电企业呈现普遍亏损局面。鉴于高煤价严重压迫火电企业盈利能力，以至于影响社会正常生产生活，发改委紧急发文调整煤炭价格。为缓解煤炭供需紧张局面，内蒙等地煤炭产能被要求 有序释放，增加煤炭供应，同时组织电力企业和煤炭企业进行点对点保供。一系列政策组合拳效果显著，截至 2021 年底煤价持续回落至近 800 元/吨，受印尼限制煤炭出口消息影响，2022 年 1 月秦港 5500 大卡动力煤市场 价小幅反弹至 1000 元以上。

2022 年 2 月 24 日，发改委印发《关于进一步完善煤炭市场价格形成机制的通知》。《通知》核心要求包括 以下 5 点：1、煤炭价格由市场形成，2、引导煤、电价格主要通过中长期交易形成，3、价格合理区间是行业共 识，4、合理区间内煤、电价格可以充分传导，5、超出价格合理区间将及时调控监管。

《通知》明确三项重点措施，首先要引导煤炭价格在合理区间运行，秦皇岛港下水煤 5500 大卡的中长期交 易价格合理区间为 570~770 元/吨，较此前征求意见稿范围 550~850 元/吨有所下降，同时也对晋陕蒙三省区出 矿环节中长期交易价格合理区间进行了明确。其次《通知》要求完善煤、电价格传导机制，引导煤、电价格主 要通过中长期交易形成，鼓励火电在长协电合同中设置煤电联动条款。再次是健全煤炭价格调控机制，发改委 再次提出煤炭价格超出合理区间时，充分运用《价格法》等法律法规规定的手段和措施，引导煤炭价格回归。

我们认为《通知》进一步明确煤炭市场价格的形成机制，有利于火电长协煤机制的稳步落地，火电盈利的 中枢有望得到确定性提升。虽然 2022 年煤炭基准价格有所上调，但火电电价上涨能够较好地对冲这部分煤炭成 本增量，预计 2022 年公司火电业务盈利能力将显著恢复，同时在电力市场化机制不断深化背景下公司火电业务 稳定性有望得到增强。

风光装机快速增长，新能源蓬勃而起

新能源政策持续加码，风光装机快速成长

2021 年以来，国家政策持续利好新能源产业高质量发展。2021 年 6 月，国家发改委发布《关于 2021 年新 能源上网电价政策有关事项的通知》，其中 2021 年新建项目暂不用实行竞争性配置，上网电价按当地标杆电价 执行，充分体现了对新能源产业发展的支持，有效保障了新能源发电的电价水平和行业收益。新建项目可自愿 通过参与市场化交易形成上网电价，通过市场化供需匹配更好地体现了光伏发电、风电的绿色电力价值。2021 年 9 月，国家发改委发布《完善能源消费强度和总量双控制度方案》，推动能源清洁低碳安全高效利用，倒逼产 业结构调整和能源转型，助力实现“30·60”双碳目标。在跨区域富余可再生能源电力现货试点的实践基础上， 2021 年 11 月国家电网印发《省间电力现货交易规则（试行）》，开展进一步优化完善省间电力市场交易体系， 促进绿色清洁发电和省间电能余缺互济，助力新型电力系统构建和“双碳”目标实现。2021 年 12 月 10 日，中 央经济工作会议提出新增可再生能源和原料用能不纳入能源消费总量控制，创造条件尽早实现能耗“双控”向 碳排放总量和强度“双控”转变。政策有利于实事求是地推动双碳目标逐步落地，有助于推动将“双碳”工作 相关指标纳入各地区经济社会发展综合评价体系，为实现“双碳”目标奠定坚实基础。

近几年，公司立足长三角和华东区域，加速绿色智慧转型步伐，提高清洁能源比重，重点项目取得积极进 展。7 月 22 日，公司公告拟收购江苏协鑫新能源有限公司拥有 100%股权的 16 个光伏项目公司，装机容量合计 30.1 万千瓦。公司新能源电源发电业务取得快速发展，截至 2021 年底，公司已经拥有风电装机 379.84 万千瓦， 同比增长 29.24%，实现发电量 81.77 亿千瓦时，同比增长 63.91%；光伏装机 386.05 万千瓦，同比增长 33.23%， 实现发电量 40.02 亿千瓦时，同比增长 15.29%，新能源发展迈上新台阶。

公司积极利用江苏绵长海岸线发展海上风电，2021 年 12 月公司江苏如东 H4#、H7#海上风电项目全容量并 网发电，合计装机容量 80 万千瓦，设计年发电量 32.68 亿千瓦时。截至 2021 年底公司海上风电控股装机容量 为 160 万千瓦，权益装机容量为 126 万千瓦，海上风电已成为公司新能源业务发展的重要一极。

随着海上风电技术的不断发展，海上风电项目建造成本不断下降，经济性亦不断提升。我们以公司典型海 上风电边界条件，研究公司平价海风的可行性。关键假设包括单位静态投资为 15000 元/千瓦、资本金比例为 25%、 除厂用电后利用小时为 3705 小时、含税上网电价为 0.453 元/千瓦时。测算结果显示公司平价海风上网项目税后 全投资 IRR 约为 6.7%、资本金 IRR 约为 11%。

国电投华东地区新能源运营平台，营收毛利快速增长

公司新能源项目主要分布在华东地区，其中风电主要分布在江苏、安徽，其中江苏发电量占总风电量地 71.4%，风力发电前五大省累计发电量占比达 93.85%。光伏主要分布在上海、安徽、江苏等地，其中上海发电 量占比为 22.7%，光伏发电前五大省份累计发电占比达 68.46%。

随着公司新能源装机的不断投产，新能源业务售电量呈现快速增长。2021 年公司风电实现上网电量 77.69 亿千瓦时，同比增长 60.39%。2020 年风电机组满负荷平均利用小时达 2130 小时，较 2019 年降低 6 小时，较全 国平均水平高出 57 小时。

2021 年公司光伏实现上网电量 34.22 亿千瓦时，同比增长 15.09%。2020 年光伏机组满负荷平均利用小时达 1235 小时，较 2019 年提升 10 小时，较全国平均水平低 46 小时。

从公司新能源业务营收来看，2017-2020 年公司风光业务整体均保持稳健增长，占公司总营收比例从 2017 年的 12.91%提升至 2020 年的 23.88%。此外，公司新能源业务毛利快速增长，2018、2019、2020 年新能源发电 项目毛利占比分别为 51.89%、58.38%、57.31%，毛利率长期保持 60%以上高位，近年来已成为公司盈利的重要 组成部分。

十四五期间，随着我国能源市场化改革的加速推进，风电、光伏将进入大发展时期。公司坚持践行新发展 理念和高质量发展要求，加快向先进能源技术开发商、清洁低碳能源供应商和能源生态系统集成商转变。根据 公司 2021 年 12 月发布的非公开发行股票预案，公司拟增发不超过 12.31 亿元资金主要用于 4 个风电项目建设， 共计 160 万千瓦。若上述项目以及拟收购协鑫光伏项目完成后，上海电力风电、光伏装机将超 800 万千瓦。

上海电力是国家电力投资集团有限公司最主要的上市公司之一。根据《国家电力投资集团有限公司“十四 五”总体规划及 2035 年远景展望》，国家电投把清洁低碳发展放在首位，紧抓“十四五”风电、光伏跨越式大 发展机遇，集中式与分布式并举。截止到 2020 年底，国家电投装机规模达到 1.76 亿千瓦，清洁能源总装机为 9888 万千瓦，清洁能源占比 56%。新能源（风能、光伏发电）总装机突破 6049 万千瓦，跃居世界第一；其中， 光伏装机 2961 万千瓦，3 年增长 3 倍，连续保持世界第一。到 2025 年，国家电投电力装机将达到 2.2 亿千瓦， 清洁能源装机比重提升到 60％；到 2035 年，电力装机达 2.7 亿千瓦，清洁能源装机比重提升到 75％。以此为 推测，“十四五”内，集团内部装机空间还有 3300 万千瓦的新能源装机空间，至 2035 年，集团内部相对 2020 年底新能源装机还有约 1 亿千瓦的装机空间。背靠国投电力集团和依靠上海、江苏等需求看涨的电力市场，公 司新能源板块业务有望持续增长贡献业绩增量。

新能源运营经验丰富，运营质量处于可比公司前列

公司作为上海最主要的电力能源企业之一，不断开拓创新，较早即转型新能源运营商，新能源运营经验十 分丰富。考虑到公司作为华东区域新能源电力运营龙头企业，新能源领域我们选取同处华东区域的江苏新能、 同为国电投旗下的吉电股份作为可比公司。

2020 年公司新能源平均利用小时数为 1642 小时，吉电股份为 1263 小时，江苏新能为 1690 小时，新能源 业务利用小时数位于可比公司中上游水平。随着 2021Q4 公司江苏如东优质海上风电项目投产，未来公司新能 源发电利用小时有望进一步提高。从毛利率角度来看，上海电力、吉电股份和江苏新能的新能源毛利率分别为 56%、54%和 59%，均在 55%左右。

从盈利质量来看，2020 年公司新能源业务盈利能力较强。新能源业务方面，考虑到风电与光伏盈利能力的 差异，我们将各公司的“等效新能源装机数”定义为“风电装机数+光伏装机数/2”，上海电力新能源等效单位 装机毛利润为 700 元/千瓦，吉电股份、江苏新能分别为 508、561 元/千瓦。上海电力新能源等效单位装机净利 润为 235 元/千瓦，吉电股份、江苏新能分别为 132、164 元/千瓦，公司新能源发电资产盈利能力突出。

综合来看，相对于可比公司资产，公司新能源资产较为优质，运营质量处于行业前列。随着公司持续筹建、 并购新能源项目，新能源资产将成为公司的主要营收来源，整体盈利长期增加。（报告来源：未来智库）

盈利预测及投资分析

上海电力全力落实国家电投“2035 一流战略”及“碳达峰目标”，坚持生态优先、绿色发展，立足长三角 和华东区域，面向长江经济带，辐射全国，正在努力建设具有全球竞争力的世界一流清洁能源企业。公司近年 来电力业务营收保持较高增长，新能源板块成为公司毛利收入的主要贡献来源。

火电板块是公司的传统业务，随着煤价受控以及火电市场化改革持续深入，公司火电板块未来盈利能力有 望保持稳定。公司火电业务 2021-2023 年盈利预测核心假设如下：

1、 公司煤电装机容量保持 853 万千瓦，2021-2023 年利用小时数分别为 4850、4300、4200 小时。气 电装机预计为 287 万千瓦，利用小时数预计为 2160、2300、2300 小时。

2、 2021-2023 煤电上网电价均价预计分别为 0.457、0.499、0.478 元/千瓦时，气电上网电价均价预计 为 0.51 元/千瓦时。

3、 公司煤炭入炉标煤（不含随）单价分别为 1097、752、708 元/吨。

公司新能源业务快速成长，海内海外均有新能源资产正在建设，发电结构持续优化。近年来，公司新能源 装机容量迅速增长，2021 年三季度公司新能源装机达 617 万千瓦，较 2018 年增长 204 万千瓦。除在建项目外， 公司目前仍有拟筹建与并购新能源项目接近 200 万千瓦，未来新能源装机容量仍将持续上升。2021-2023 年公司 新能源业务盈利预测核心假设如下：

1、 2021-2023 年风电装机容量分别为 380、470、560 万千瓦，光伏装机分别为 386、506、656 万千 瓦。风电利用小时分别为 2150、2300、2300 小时，光伏利用小时数为 1040、1100、1200 小时。

2、 2021-2023 年风电平均上网电价分别为 0.69、0.67、0.65 元/千瓦时，光伏平均上网电价为 0.93、 0.88、0.83 元/千瓦时。

3、 2021-2023 年风电毛利率为 66%、光伏毛利率为 64%。

（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。）