新能源业务贡献提升，估值重塑再启程

公司为可再生能源转型中的综合能源服务商，电力央企中的龙头。华润电力主要从事火电和可再生能源电站的投资、开发和运营。截至2021年，公司运营37座燃煤发电厂、141座风电场、31座光伏电站和2座水电站，权益装机容量为48.0GW，其中火电/风电/光伏发电/水电占比分别为67.8%/29.9%/1.7%/0.6%。2021年公司收入898亿港元，同比增长29%，其中火电/可再生能源发电/热能供应（火电厂发热）收入分别占比70%/23%/8%，同比增速分别为35%/63%/24%。在国内煤炭价格较低的年份，公司以火电为利润主要来源，2021年由于上游煤价高企，火电亏损，可再生能源发电的利润贡献度大幅上升。 新能源电力持续降本市场空间广阔，传统电企力挺新能源转型。我国电力结构以火电为主，火力发电量占71%。随着新能源发电成本不断降低，新能源发电有望成为未来的主力电源，而火电则充当调节性电源的角色。新能源发电转型既符合产业方向，也符合国家“双碳”远期政策目标。“十四五”期间，传统火电企业纷纷加大在新能源装机方面的投入，风光发电在平价后酝酿倍数级的市场增长。 风光发电突破增长天花板，提升公司盈利稳定性。公司预计在“十四五”期间力争新增4000万千瓦可再生能源装机，2025年末可再生能源装机占比超过50%。结合公司2021年装机量实际增长情况，我们预计未来4年公司风光装机量增速较高，CAGR达到35%。长期来看，随着新能源装机量的不断提升，新能源发电有望持续贡献收入，并改善公司盈利能力。且未来平价时代不再依赖补贴，预计公司大量应收补贴缺口有望在今年补齐，公司现金流将大幅改善。 长协煤比例提升锁定煤价上行风险，公司火电业务盈利能力有望改善。公司市场电占比逐年提高，2021年占比达到71.5%，且市场电平均电价较标杆电价降幅不断收窄，2021年公司市场电折价3.4%，较2020年收窄了4pcts。我们预计2022年公司火电市场电占比将继续提升，且整体市场电平均电价较标杆电价有望从折价3.4%转为上浮，全年综合销售电价预计上涨。成本方面，长协煤比例提升亦可降低煤价上行风险，加上煤价已经到了历史较高阶段，一旦煤价反转，公司火电板块盈利预计将得到改善。 投资建议：我们预测公司2022-2024年的营业收入为1137/1237/1286亿港元，同比增长26.7%/8.8%/4.0%；归母净利润为39.7/83.7/133.1亿港元，同比增长148.9%/111.2%/59.0%。考虑未来各业务发展空间、公司行业地位等估值因素，我们认为公司合理市值为925亿港元（19.24港元/股），对应未来12个月15倍P/E，首次覆盖，给予“买入”评级。 风险提示：煤价大幅上升或下降幅度不及预期风险、补贴发放低于预期风险、可再生能源装机增速不及预期风险、电价不及预期风险。 财务指标 一、公司介绍：可再生能源转型中的综合能源服务商 华润电力成立于2001年，2003年在港股上市。公司早期以火电业务起步，陆续向其他可再生能源发电业务拓展，2015年在广东成立售电公司，正式进入售电领域，2017年开始开展综合能源服务。始于2008年的煤炭业务于2018年被剥离，2019年起不再贡献收入。目前公司营运两个业务分部，即火力发电（包括燃煤电厂及燃气电厂）和可再生能源（包括风力发电、水力发电及光伏发电）。此外，公司旗下大部分火电项目开拓了热力市场，向居民和工商业客户提供热能服务。 图表1：公司发展历程 截至2021年，公司运营装机容量60.5GW，运营权益装机容量为48.0GW，过往5年公司可再生能源装机增速较高。华润电力旗下运营37座燃煤发电机、141座风电场，31座光伏发电站、2座水电站和4座燃气发电站。其中火力发电/风电/光伏发电/水力发电运营权益装机分别为32.6/14.3/0.8/0.3GW，占比分别为67.8%/29.9%/1.7%/0.6%。 2016-2021年，公司可再生能源权益装机容量复合增速为26.1%。 图表2：公司火电、风电+光伏、水电权益装机容量 图表3：火电、风电+光伏、水电业务上网电量 图表4：公司各业务地区分布 公司控股股东华润集团为我国四大驻港央企之一。大股东华润集团拥有华润电力62.93%股份。华润集团是国内大型央企，早在上世纪就在香港从事贸易及实业，因此市场化程度在央企中处于领先水平，业务涵盖大消费、大健康、城市建设与运营、能源服务、科技与金融五大领域。华润电力作为集团的电力业务平台，并通过旗下华润电力投资、华润新能源投资、华润新能源第八风能等子公司拥有大量电站，支撑公司多种发电类型业务蓬勃发展。 图表5：公司股权结构图 公司2021年收入高速增长，火电占比超3/4，可再生能源发电分部增速快。2021年公司收入898亿港元，同比增长29%。火电分部作为最主要的业务部门，收入626亿港元，占比70%；火电和可再生能源分部收入同比增速分别为22%、63%，可再生能源发电是增速最快的分部。 图表6：公司分部收入 图表7：2021年公司收入构成 正常年份下，火电为利润主要来源，2021年由于上游煤价高企，火电亏损，可再生能源发电分部成为利润支撑点。2021年公司分部利润22.7亿港元，可再生能源发电盈利94.3亿港元，火电亏损71.6亿港元。考虑汇兑净损失后的火电、可再生能源分部公司股东应占利润分别为-63.5亿港元、83.7亿港元。公司未来的资本开支也将投放在新能源装机方面。 图表8：公司分部利润 图表9：公司各分部股东应占利润（非现金汇兑损益前） 二、行业分析：电力市场化改革深化，传统电企力挺新能源转型 2.1电力市场运行现状：电力市场化改革持续深化 电力产业链可分为发电-输电-配电-售电-用电等环节。发电企业发的电经过输电、配电、售电到达用户端，供居民用户、商业用户和工业用户使用。其中，（1）发电端主要是各类电力运营公司把各种类型的一次能源通过对应的各种发电设备转换成电能，（2）输电和配电端通过网络把电能由发电厂输送到售电端，（3）售电端为最终用户提供不同电压等级和不同可靠性要求的电能。 图表10：电力产业链 目前我国计划电与市场电并存。计划电主要由电网企业向发电厂采购电能量，再提供给诸如居民（含执行居民电价的学校、社会福利机构、社区服务中心等公益性事业用户）、农业用电等保障性用户。市场电则主要由各参与主体在各省电力交易中心进行市场交易。 近年来，我国市场化交易电量占比不断提升，2021年我国市场化交易电量达37787亿千瓦时，占全社会用电量比例达45%。 图表11：我国市场化交易电量及其占比 电力市场交易以电能量交易为主，可分为中长期交易和现货交易，可以在省内交易或跨区跨省交易。中长期交易又主要分为年度（多年）电能量交易、月度电能量交易、月内（多日）电能量交易，现货交易可以分为日前、日内、实时电能量交易。中长期交易在“基准价+20%上下浮动”范围内形成上网电价，现货价格则不受20%幅度限制。 图表12：我国电力市场构成 最终销售给用户的电价则主要包括交易得到的上网电价、输配电价、线损折价、辅助服务费用、政府基金及附加部分。输配（含线损）折价、政府基金及附加等部分占比较小，且按照国家规定价格执行。因此，影响最终销售电价的最主要成分即为上网电价。 图表13：电价构成 参与电力市场交易的主体非常多，包括发电企业、售电企业、电网企业、电力用户、电力交易机构、电力调度机构、独立辅助服务者等。 图表14：中国电力市场参与主体 2021年10月11日，国家发改委发布了《关于进一步深化燃煤发电上网电价市场化改革的通知》。通知做出以下改革内容：（1）有序放开全部燃煤发电电量上网电价。（2）扩大市场交易电价上下浮动范围，将燃煤发电市场交易价格浮动范围扩大为上下浮动原则上均不超过20%。（3）推动工商业用户都进入市场。（4）保持居民、农业用电价格稳定。 图表15：深化电价市场化改革要点 在现货市场建设方面，目前第一批试点中大部分省市可以长周期连续结算，部分第二批电力现货试点省市已经开始试运行。2017年8月28日，国家发改委和国家能源局发布《开展电力现货市场建设试点工作的通知》，正式启动电力现货交易市场的试点工作，选择南方（以广东起步）、蒙西、浙江、山西、山东、福建、四川、甘肃等8个地区作为第一批试点地区。2021年4月26日，国家发改委、国家能源局发布的《关于进一步做好电力现货市场建设试点工作的通知》再次扩大试点范围，第二批电力现货试点包括上海、江苏、安徽、辽宁、河南、湖北等6省市。目前，第一批试点中的多个省市已经可以实现长周期连续结算，第二批试点中的江苏和安徽也已经开展试运行工作。 图表16：现货试点试运行进展 2.2行业规模和电力结构现状：火电为主，新能源占比迅速提升 （1）发电量 火电是我国传统的电力来源，目前仍为发电主力，风光发电量占比不足15%。火力发电量占比持续下降，2021年火力发电量5.77万亿千瓦时，占全国发电量比例仍有71%。 风能和光伏发电量占比逐步提升，2021年风能+光伏发电量占比大约为9.2%。 图表17：各发电类型月度发电量 （2）装机量 存量角度看，火电累计装机量占比最大；光伏发电与风电累计装机量大致相当，合计约占总装机量的1/4。火电装机规模大且持续下降，截至1Q22的装机占比为54%。而光伏发电、风电累计装机量分别为319GW、336GW，分别占全部累计装机量的13%、14%，合计占比27%。 图表18：各发电类型季度累计装机量 增量角度看，风电与光伏发电新增装机量约占全部新增装机量的一半，火电新增装机量整体低于新能源发电。整体来看，2021年风电和光伏发电新增装机量占全部新增装机的58%。（1）我国风电和光伏发电新增装机量存在一定程度的波动，一般12月份全口径装机量为全年最高，数倍于其他月份。2020年12月，受抢装潮的影响，风电和光伏发电新增装机量分别达到47.5GW和22.3GW，合计约占全部新增装机的79%；2021年12月，风电和光伏发电新增装机量分别达到22.9GW和20.1GW，合计约占全部新增装机的80%。（2）2021年传统淡季不淡，1-2月风电和光伏装机量分别达到5.7GW和10.9GW，合计约占全部新增装机的71%。 图表19：各发电类型月度新增装机量 2.3行业规模和电力结构展望：新能源发电盈利改善潜力巨大，符合产业和政策方向 （1）新能源发电成本下降空间大，符合产业发展方向 预计2025年光伏发电将成为最经济的发电技术之一，远期看陆风发电成本优势仅次于光伏发电。由于火电发电技术已经成熟，其发电成本几乎不存在下降空间，而新能源发电成本降低空间巨大。根据能源研究所的预测，到2025年，光伏当年新增装机发电成本（含税和合理收益率）将低于0.3元/千瓦时，在所有发电技术新增装机中，成本处于较低水平。同时光伏发电成本仍将保持快速下降，到2035、2050年新增光伏发电成本相比当前预计分别约下降50%、70%，达到约0.2元/千瓦时、0.13元/千瓦时。2030年预计陆上风电发电成本将低于0.3元/千瓦时，2050年发电成本将低于0.23元/千瓦时。 图表20：不同发电技术发电成本趋势（单位：元/千瓦时） （2）能源消费目标 “双碳目标”的政策背景下，我国持续推进能源绿色低碳转型。2020年，我国非化石能源占一次能源消费比重为15.9%，2025、2030和2060年预计分别提升至20%、25%和80%。 图表21：全国非化石能源占一次能源消费比重目标 （3）发电量目标 中短期看，发电量口径的目标包括非化石能源发电量以及风电、光伏发电量，均提升明显。（1）非化石能源发电量：2020年/2021年我国非化石能源发电量占比约33.9%/47.0%，2025年目标为52%。（2）2020年风能+光伏发电量占比约9.7%，2021年达到12%（超额达成11.0%的目标），2025目标为1