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。
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%。
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。
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。
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。
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。
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%。
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。
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。
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。
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。
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
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%。
（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%。
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。
（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
（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 16.5%，较 2021 年提升约 5.5pcts。
远期分电源看，光伏与风能发电量占比将逐渐提升，火电占比将逐渐收缩。根据能源研 究所等机构的预测，预计到 2050 年我国风能、光伏发电量占比分别可达到 33%、39%， 合计约占 69%，比 2025 年 16.5%的目标提升了约 52pcts。随着新能源发电及配套技术 的不断成熟，新能源装机量不断增加，未来的火电将越来越承担“调节性电源”的作用。
（4）装机量目标
存量角度看，未来五年的非化石能源装机占比、可再生能源装机占比大约提升超过 7pcts。 由于风电、光伏发电等发电方式的可利用小时数低于火电，非化石能源装机占比往往大 于前文所分析的发电量占比。2021 年我国非化石能源装机占比约 47%，2025 年装机目 标约为 52%，提升 5pcts。2021 年我国可再生能源发电累计装机占比约 44.8%，2025 年装机目标约 50%，提升 5.2pcts。
增量角度看， “十四五”规划阶段是风电和光伏发电的崭新阶段，光伏发电新增装机 规模将实现翻番。长三角（宣城）光储产业联盟成立大会暨新能源产业发展论坛报告指 出，到 2025 年新能源发电累计装机占比超过 30%，而截至 1Q22，光伏发电与风电累 计装机量合计占比约 27%。根据国家发展改革委能源研究所等机构的预测，到 2025 年 光伏总装机量预计占全国总装机的 24%，2035 年光伏总装机规模达到 30 亿千瓦，占全 国总装机的 49%，而截至 1Q22，我国光伏总装机量仅占全国总装机量的 13%。我们预 计“十四五”期间光伏发电年均新增装机量在 70-90GW 之间，风电年均新增装机量超 过 50GW。
2.4 电力行业竞争格局：市场结构稳定，传统发电企业新能源转型加速
（1）“五大四小”稳居电力行业第一梯队
发电市场整体集中度不高，国家能源集团、华能集团、国家电投装机量位列前三。2020 年“五大”发电集团累计装机量排名为国家能源集团、华能集团、国家电投、华电集团、 大唐集团，最大的国家能源集团装机量 257GW，约占全国总装机量的 11.7%；“四小”发电集团和公司累计装机量排名为三峡集团、中广核集团、华润电力、国投电力，最小 的国投电力装机量约占全国总装机量的 1.4%。
（2）风电、光伏市场结构较为稳定，集中度小幅提升
龙源电力风光装机规模稳居第一，三峡能源、华润电力、华能国际 2021 年风光装机量 进入快速增长通道。国家能源集团旗下龙源电力的风光装机量最大，三峡集团旗下三峡 能源风光装机量紧随其后。华润电力和华能国际 2021 年风光装机量同比增速超过 30%， 超越大唐新能源。
风电方面，市场结构相对稳定，龙源电力的风电权益装机规模最大，华润电力亦位列前 茅，且市占率有所提升。龙源电力 2020 年、2021 年市占率约 7.9%、7.2%，2021 年下 降了 0.7pct。华润电力 2020 年、2021 年市占率分别为 3.6%、4.4%，2021 年提升了 0.8pct。
光伏发电方面，市场较为分散，集中度逐年小幅提升。三峡能源的光伏发电权益装机规 模较大，2021 年市占率约 2.7%，较 2020 年提升 0.1pct；中国电力、华能国际、京能 清洁能源、信义能源、大唐发电次之，2021 年市占率分别为 1.4%、1.1%、1.1%、0.8%、 0.7%，较 2020 年分别提升 0.1pct、0.1pct、0.0pct、0.1pct、0.1pct。
（3）传统电力运营公司新能源装机增速较高
“十四五”期间，传统电力运营公司新能源装机增速预计高于新能源电力运营公司。根 据各公司装机发展现状及未来规划，我们预测了部分电力运营公司 2021-2025 年的新能 源新增装机量。结合 2021 年风电光伏装机实际情况，我们预测了其 2021 年末到 2025年末 4 年时间的累计装机 CAGR，中国电力、华能国际、华润电力、大唐发电等以火电 业务为主的发电企业 CAGR 较高，分别为 71%、42%、35%、51%；三峡能源、龙源电 力、大唐新能源、中广核新能源、信义能源等新能源电力运营商CAGR分别为41%、21%、 18%、16%、18%。
3.1 新能源发电：风光装机增速快，将为平价时代新的增长极
3.1.1 预计“十四五”期间风光装机增速快
可再生能源收入增长迅速，占比逐年提升。2019-2021 年公司可再生能源发电以风电为 主，光伏为辅，水电占比较低。销售收入分别为 106、125、203 亿港元，分别同比增长 16.2%、17.8%、62.5%，占比分别为 15.6%、17.9%、22.6%，可再生能源收入贡献 持续增长。随着风电和光伏对比火力发电的盈利能力越来越强，风光发电厂建设积极性 将大大提高。
预计公司 2022-2025 年风光发电装机量 CAGR 为 35%。根据华润电力“十四五”规 划，公司力争在“十四五”期间新增 40GW 可再生能源装机，也就是到 2025 年底实现 51GW 可再生能源装机，推算出 2022-2025 年复合增长 35%，到时公司的可再生能源装 机占比也将超过 50%。
风电方面，公司装机量 2021 年起进入加速通道，增速高于同等规模的其他企业。 2019-2021 年公司风电装机量为 8.7GW、10.4GW、14.3GW，2021 年同比增速高达 37.4%， 增速高于风电装机规模略低一点的大唐新能源、华能国际等。
公司光伏发电装机量规模较小，2021 年高速增长。2019-2021 年，公司光伏发电装机 量分别为 4.5GW、5.6GW、8.2GW，2021 年同比增长 46%，相对同行增速更快。
3.1.2 利用小时数高，盈利能力强
公司风光资产质量较高，利用小时数行业领先。风电方面，2019-2021 年公司风电利用 小时数为 2200、2236、2464 小时，在同行中保持领先地位，可以与风电龙头龙源电力 相媲美（龙源电力利用小时数为 2189、2239、2366 小时）。光伏方面，2020-2021 年公 司光伏发电利用小时数分别为 1424、1560 小时，同样位列行业第一梯队。这主要是因 为公司对新能源项目所在地的先天自然资源要求较高，同时公司采用较为先进的机型。
2019-2021 年公司可再生能源分部利润分别为 45.5、48.0、94.3 亿港元，2021 年分部 利润同比增长 96%，可再生能源度电利润提升了 6 分钱。可再生能源业务是公司业务的 稳定器，在 2021 年火电板块盈利不佳时支撑了公司业绩。
相比同行，华润电力的风电及光伏板块利润率较高，盈利能力更强。2019-2021 年公司 可再生能源板块利润率为 43%、34%、41%，高于中国电力相应板块利润率为 31%、 31%、27%和中广核新能源可再生能源板块利润率为 33%、33%、38%。
3.1.3 平价时代不再依赖补贴，预计政府一次性下放拖欠补贴，现金流将更高
平价时代可再生能源项目不再依赖补贴，较补贴时代现金流有所改善。（1）风电方面， 我国 2019 年开始积极推进并优先建设风电平价上网项目；2020 年新增海上风电不再纳 入中央财政补贴范围，2021 年风电取消补贴实行平价上网。（2）光伏发电方面，2019 年开始采用竞价补贴政策，加速了向平价上网的过渡，2021 年进入平价上网时代。以往 补贴拖欠现象严重，平价上网项目中的上网电价不再包含补贴，现金流及盈利性的能见 度更高。
预计政府将一次性下放可再生能源拖欠补贴，公司有大量补贴拖欠款，一旦发放，现金 流将大幅好转。截止 2021 年底，我国可再生能源补贴拖欠金额约为 4000 亿元人民币。 补贴不到位会影响项目正常开发，导致部分投资方高估项目内在收益率和现金流状况， 甚至最后可能导致项目不了了之。2022 年 3 月 24 日，财政部网站发布 2022 政府性基 金预算表，列出本年政府性基金总预算为 8071 亿元，较 2021 年的 3940 亿元执行数增 加 4131 亿元。
其中，往年的可再生能源补贴科目与其他 8 个科目合并披露，合并后为 “其他政府性基金支出”，而“其他政府性基金支出”中“中央本级支出”从 2021 年的 928 亿元增加 3609 亿至 4528 亿元。综合上述预算项目的变动，财政部大概率通过增加 预算来一次性解决可再生能源补贴的问题，以促进行业更良性的发展。截至 2021 年底， 公司新能源项目已进入补贴目录的应收补贴电费数额较大，有望受益补贴发放。
3.2 火力发电：电价预期上涨，燃料成本改善，火电回归现金牛角色
3.2.1 收入端：市场化水平节节攀升，政策利好电价上浮
公司市场电占比逐年提高，且市场电价格较标杆上网电价降幅不断收窄，全年电价预期 上涨。2019-2021 年公司市场电占比由 66%提升到 71.5%，提升了 5.5pcts；市场电平 均电价（不含税）较标杆电价降幅从 8.1%下降到 3.4%，收窄了 4.7pcts。我们预计 2022 年公司火电市场电占比将继续提升，且平均电价（不含税）较标杆电价有望从 2021 年 的折价 3.4%转为上浮，全年销售电价预计上涨 10%以上。
3.2.2 成本端：煤价环比下跌改善盈利水平、长协煤比例提升降低煤价上行风险
以燃煤为主的燃料成本为最主要的成本项，受煤价波动影响大。2021 年公司燃料成本占 比高达 65%。而折旧与摊销、雇员福利开支、维修和维护、材料、税金及附加、减值损 失及其他成本项占比较小，且波动幅度不大，是较为稳定的成本项。
2021 年火电成本端煤价的持续拉升使得火电企业成本压力巨大。2021 年 10 月下旬动 力煤（Q5500，山西产）秦皇岛市场价一度攀升至 2592.5 元/吨。中国电力的单位燃料 成本由 2020 年的 197 元/兆瓦时提升到 2021 年的 278 元/兆瓦时，相当于每度电提升了 8.1 分的燃料成本。华润电力由 2020 年的 191 元/千瓦时提升到 2021 年的 306 元/千瓦 时，相当于每度电提升了 11.5 分的燃料成本。华电国际、华能国际每度电燃料成本分别 提升了 13.3 分、10.7 分。
煤价上升造成许多火电企业亏损。由于各地区电价不同，对应的煤价盈亏平衡点有所不 同，大约在 600-1000 元/吨区间，因此许多企业出现暂时性亏损。2020 年各公司火电业 务毛利率大约在 14%-15%，华润电力、华能国际、华电国际较 2019 年有所提升。而 2021 年华润电力、华能国际、华电国际、大唐发电等火电企业火电毛利润为负。
为了控制煤价上涨，有关部门通过规定长协签订比例、提升中长协价格来鼓励发电供热 企业签订煤炭长协。2021 年 12 月 3 日，全国煤炭交易会公布了国家发改委制定的《2022 年煤炭中长期合同签订履约方案（征求意见稿）》，要求发电供热企业除进口煤以外的用 煤 100%签订长协。价格方面仍然采用“基准价+浮动价”的定价机制不变，新一年的 动力煤长协每月一调，5500 大卡动力煤调整区间为 550-850 元/吨之间。
其中下水煤长 协基准价为 700 元/吨，较此前的 535 元上调约 31%。2022 年 2 月 24 日，国家发改委 出台了《关于进一步完善煤炭市场价格形成机制的通知》，划定秦皇岛港下水煤（5500 大卡）中长期交易价格为 570-770 元/吨（含税）为较合理区间。
此外，国家发改委先后 下发了 2022 年煤炭中长期合同“签订履约工作”“监管工作”和“专项核查工作”的通 知，并召开了 2022 年煤炭中长期合同签订履约专项核查工作动员部署会，强调了煤炭 企业签订的中长期合同数量应达到自有资源量的 80%以上，发电供热企业年度用煤应实 现中长期供需合同全覆盖。随着政策的落地，2022 年煤价逐步趋稳，预计 2022 年火电 企业的燃料成本同比会有所回落。
公司火电度电利润与煤电燃料成本呈现密切的反向关系，未来随着煤价环比下跌，火电 利润有望得到改善。同时随着长协煤签订比例的提升，公司将进一步锁定煤价上行风险。
3.2.3 火电运营能力优秀，支撑公司资本开支
从火电运营数据来看，公司火电资产运营能力非常稳定。2019-2021 年公司火电装机量 分别为 31.0GW、32.1GW、32.6GW，同比增长 3.9%、3.7%、1.3%，保持稳定增长； 2021 年火电售电量为 1425 亿千瓦时，同比增长 7.5%，增速较快。
2019-2021 年公司火电平均利用小时数为 4735、4489、4730 小时，远超华能国际、华 电国际等同行，较全国平均利用小时数高出数百个小时。
2019-2021 年公司火电收入分别为 520、514、695 亿港元，分别占整体收入的 76.8%、 74.0%、77.4%；火电利润 50、75、-72 亿港元，煤价正常年份下火电业务为公司利润 的重要支撑，在新能源发电补贴拖欠的背景下，相较新能源板块经营现金流状况更好， 为公司经营所需资本开支提供了重要支撑。
（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。）
