2025年华润新能源研究报告：华润旗下新能源平台，重点布局中东部区域

华润电力唯一新能源平台，机组重点布局中东部地区

公司系华润电力旗下新能源发电投资与运营的唯一平台，控股股东华润电力持有公司 100%股份；实际控 制人为中国华润。2010 年以来，公司进行多次资产重组，逐步整合华润电力所属新能源发电资产，并剥离非 新能源相关业务。2022 年，公司收购华润电力及其子公司所属的 81 家新能源项目公司以及新能源发电相关研 究的技术研究院，同时，公司向华润智慧能源出售华润综合能源（珠海）有限公司，剥离综合能源业务； 2023-2024 年，公司先后收购华润电力所属其他新能源风光资产，主要包括分布式光伏项目公司及新能源投资 公司。截至 2024 年末，控股股东华润电力及控制少量新能源资产，在建及在运新能源装机约 79 万千瓦，其中 77.8 万千瓦在满足相关条件后仍可能注入华润新能源。

截至 2024 年 12 月 31 日，公司控股发电装机容量为 3310.42 万千瓦，其中，风电 2353.07 万千瓦，太阳能 发电 957.35 万千瓦。在区域分布方面，公司新能源项目遍布国内 30 个省（直辖市、自治区），重点布局消纳 条件较好的中东部地区，并在风光资源较丰富的“三北”地区积极争取优质项目储备。具体来看，湖北、山东 和河南三地系公司新能源装机容量的 TOP3，分别为 356.9、334.6 和 279.0 万千瓦；占比 10.8%、10.1%和 8.4%。分电源类型来看，河南、湖北、山东三地风电装机最大，分别为 272.6、236.5 和 221.9 万千瓦；湖北、 新疆、山东三地光伏规模最大，分别为 120.4、120.0 和 112.8 万千瓦。受装机分布和区域电价的影响，公司前 五大销售客户分别为山东、河南、湖北、广东和山西电网，24 年合计销售收入占比约为 48.41%。

根据公司招股说明书，公司本次拟募集建设新能源装机 717.5 万千瓦，合计投资规模约为 404 亿元，折合 单位装机投资额约为 5634 元/千瓦。分电源类型来看，风电装机容量约为 416.5 万千瓦，光伏装机容量约为 301 万千瓦。公司本次募投项目主要包括新能源基地项目、多能互补一体化项目、绿色生态发展综合利用项目以及 融合发展型新能源项目四种类型，装机容量分别为 280、250、131 和 56.5 万千瓦，投资规模分别为 155、 152、59 和 38 亿元。假设项目均顺利投产，公司新能源装机分布如下图，其中湖北、新疆和山东装机容量位列 前茅，分别为 467、346 和 335 万千瓦。

平价上网拉低平均电价，可再生能源补贴减值总体可控

受平价项目增加及市场化交易占比提升的综合影响，公司风光项目上网均价有所下滑，上网电量增长带动 营收规模提升。2024 年公司实现主营业务营收 225.93 亿元，同比增长 10.9%；测算平均上网电价约为 0.4187 元/千瓦时（不含税，下同），同比下降 6.0%。分电源类型来看，公司风电和光伏营业收入分别为 198.55 和 27.39 亿元，同比增长 5.46%和 76.66%；上网电量分别为 453.80 和 85.80 亿千瓦时，同比增长 9.21%和 104.04%；测算不含税上网电价分别为 0.4375 和 0.3192 元/千瓦时，同比下降 3.43%和 13.42%。 在毛利润方面，公司实现主营业务毛利润 128.09 亿元，同比增长 3.2%；实现毛利率 57%，同比下降 4 个 百分点；实现度电成本 0.1813 元/千瓦时，同比增长 4.1%；实现度电毛利润 0.2374 元/千瓦时，同比下降 12.5%。新能源项目投产与利用小时下降使得度电成本分摊同比增长，叠加上网电量同比下降，导致度电毛利 减少。分电源类型来看，公司风电实现毛利润 115.61 亿元，同比增长 0.4%，毛利率 58.2%，同比下降 3 个百 分点，实现度电毛利润 0.2548 元/千瓦时，同比下降 8.0%；光伏业务实现毛利润 12.48 亿元，同比增长 39.3%，毛利率 45.6%，同比下降 12.2 个百分点，实现度电毛利润 0.1455 元/千瓦时，同比下降 31.7%。伴随平 价上网项目比例的提升及新能源市场化的推进，新能源上网电价仍存在进一步下降压力，其中光伏压力或将更 为明显。

在资产负债率方面，伴随公司新能源装机投资建设规模的增长，公司资产负债率有所提升。截至 2024 年 末，公司资产负债率为 57.50%，同比增加 2.70 个百分点；有息负债率为 44.21%，同比增加 3.99 个百分点。期 间费用率方面，2024 年，公司财务费用率、管理费用率、研发费用率和税金及附加率分别为 7.9%、5.7%、 0.8%和 0.4%，同比变化+0.5、-0.4、+0.2 和+0.2 个百分点。公司财务费用率同比提升主要系新能源发电项目投 资需求拉动资本开支增长，而非上市公司依赖债权融资，导致负债规模提升。如果公司完成上市募资，融资结 构有望改善。截至 2024 年末，公司带息债务规模约为 908.3 亿元，同比增长 29.9%；财务费用和带息债务的比 值为 1.98%，同比下降 0.18 个百分点，处于较低水平。在国内利率环境整体偏宽松的背景下，公司综合融资成 本仍有下降空间，我们认为公司财务费用边际变化更多受带息债务规模增长影响。

信用资产减值损失方面，公司 2022-2024 年计提信用减值损失分别为-0.17、0.39 和 0.29 亿元，主要包括应 收账款坏账损失及其他应收款坏账损失。截至 2024 年末，公司应收账款余额为 230.13 亿元；同比增长 17.4%；其中应收可再生能源补贴构成为 211.80 亿元，同比增长 20.3%；在公司应收账款中占比达 92.03%，同 比提升 2.21 个百分点。在坏账计提政策方面，公司对应收账款中的新增可再生能源补贴计提 1%的坏账准备。 是公司信用资产减值损失的主要构成。公司应收账款以国家可再生能源补贴为主，尽管回款周期较长，但是整 体可靠性有保障，伴随可再生能源款项的收回，减值损失仍有冲回潜力。同时，伴随新能源发电项目进入平价 上网阶段，公司可再生能源能源补贴规模将逐渐减少，坏账准备计提的对业绩的影响有望下降。

资产减值损失方面，公司 2022-2024 年计提资产减值损失分别为 0.56、0.75 和 1.88 亿元，主要包括固定资 产减值损失及在建工程减值损失。2022 年，公司计提在建工程减值损失 0.54 亿元，主要系在建工程建设进度 不及预期叠加预计可回收金额减少的影响；2023-2024 年，公司分别计提固定资产减值损失 0.51 和 1.47 亿元， 主要系未来收益不及预期的风电项目和风电场升级改造的影响。投资收益方面，2024 年公司投资净收益为 0.45 亿元，同比下降 50.2%；其中长期股权投资 0.34 亿元，同比下降 67.4%；公司长期股权投资收益的主要来 源为参股多个新能源发电公司贡献。2023 年后，公司完成对存放控股股东资金管理中心存款的清理，贷款利 息费收入不再发生。

归母净利润方面，2024 年，公司实现归母净利润 79.53 亿元，同比下降 3.9%；以上网电量折算，公司度 电归母净利润为 0.1474 元/千瓦时，同比下降 18.5%。我们认为上网电价下行、度电分摊成本增加、利息支出 增长以及资产减值的计提是公司经营业绩“增收不增利”的主要原因。伴随新近投产机组产能利用率的爬坡， 公司新能源发电利用小时有望提升，新能源项目盈利能力有望改善。在净资产收益率方面，公司 2024 年 ROE(摊薄)为 9.38%，同比下降 1.41 个百分点，主要系销售净利率同比下降的影响；23 年 ROE同比下降，主 要系公司资产规模增速较快，资产周转率下降，权益乘数上升。

现金流方面，受大规模项目投建的影响，公司投资与筹资活动现金净额持续增长。同时，伴随在建项目的 陆续投产，经营活动现金流入同比增长。2024 年，公司经营活动、投资活动和筹资活动净现金流分别为 157.20、343.94 和 171.26 亿元，同比增长 14.6%、24.3%和 35.1%。净现比方面，受可再生能源补贴回款波动的 影响，公司净现比水平有所波动，伴随平价项目的增长，公司盈利质量有望持续改善，净现比水平有望提升。 2024 年，公司净现比水平为 1.93，同比增长约 19.0%。

新能源全面入市交易，机制电价保障存量项目收益

装机容量有序增长，光伏发电贡献主要增长。截至 2024 年末，公司控股装机容量为 3310.37 万千瓦，其 中风电 2353.07 万千瓦，光伏 957.30 万千瓦；装机容量同比增长 779.28 万千瓦，其中风电和光伏分别新增 371.78 和 407.50 万千瓦。电量方面，2024 年公司上网电量为 539.6 亿千瓦时，其中风电和光伏分别为 453.8 和 85.8 亿千瓦时；同比增长 82.0 亿千瓦时，风电和光伏分别增长 38.3 和 43.8 亿千瓦时。

新能源全面入市交易，机制电价保障存量项目收益 装机容量有序增长，光伏发电贡献主要增长。截至 2024 年末，公司控股装机容量为 3310.37 万千瓦，其 中风电 2353.07 万千瓦，光伏 957.30 万千瓦；装机容量同比增长 779.28 万千瓦，其中风电和光伏分别新增 371.78 和 407.50 万千瓦。电量方面，2024 年公司上网电量为 539.6 亿千瓦时，其中风电和光伏分别为 453.8 和 85.8 亿千瓦时；同比增长 82.0 亿千瓦时，风电和光伏分别增长 38.3 和 43.8 亿千瓦时。

收入方面，公司发电收入可分为标杆电费及补贴电费，其中标杆电费由电网公司直接结算支付，补贴电费 由国家财政拨付。截至 2024 年末，公司平价项目装机容量为 1748.4 万千瓦，占比达 52.8%，较去年同期增加 14.5 个百分点。收入方面，2024 年公司标杆电费收入为 161.02 亿元，同比增长 15.9%，占比 71.3%，同比增加 3.1 个百分点；可再生能源补贴收入为 63.35 亿元，同比增长 0.2%。截至目前，公司尚有 95 个项目未纳入合规 清单，其中 66 项目已纳入补贴清单，29 个项目暂未纳入补贴清单，根据公司会计政策，未纳入合规的带补贴 项目会根据项目所面临的问题类型对补贴收入进行确认、冲减或者不确认处理。

平价项目叠加光伏增长，上网电价整体下降。我们使用公司营业收入及上网电量情况测算公司度电上网电 价。2024 年，公司发电项目平均度电上网电价约为 0.4187 元/千瓦时（不含税，下同），同比下降 0.0266 元/千 瓦时；分电源类型来看，风电和光伏上网电价分别为 0.4375 和 0.3192 元/千瓦时，分别同比下降 0.0155 和 0.0495 元/千瓦时。整体来看，公司平均上网电价的下降主要系平价项目占比增加拉低平均上网电价以及光伏 上网电量占比提升的综合影响。 分收入类型来看，公司度电标杆电价呈下行趋势，度电补贴电价持续摊薄。2022-2024 年，公司度电标杆 电价分别为 0.3046、0.3037 和 0.2984 元/千瓦时，度电标杆电费整体下降主要系使市场化交易比例提升导致电 费收入减少，同时，新增风光项目的区域分布变化也对平均电价有影响；度电补贴电价分别为 0.1671、0.1416 和 0.1203 元/千瓦时。伴随公司平价上网项目的增多，度电补贴电费持续摊薄。总体来看，伴随存量补贴电费 的逐渐减少和公司平价项目的增加，度平均上网电价仍将有所下降。

在现行电力交易政策下，电力市场上网电量可区分为保障性收购电量及市场化交易电量，其中保障性收购 电量主要执行保障性收购电价，市场化电量按交易电价结算。近年来，伴随各地新能源入市政策的推行，公司 市场化交易电量占比呈增长趋势。2022-2024 年公司市场化交易电量由 100.2 亿千瓦时增长至 205.77 亿千瓦 时，占全部上网电量的比例由 26.45%上升至 38.13%。电价方面，2022-2024 年，公司市场化平均电价分别为 0.25、0.26 和 0.27 元/千瓦时；非市场化平均电价分别为 0.32、0.32 和 0.31 元/千瓦时（均不含可再生能源补 贴）。总体来看，由于市场化交易电价低于非市场电价，因此市场化交易比例的提升导致公司平均标杆电价的 下降。在价格变化方面，公司市场交易均价有所提升，我们认为主要系高电价区域的交易电量增长的影响。 由于各省保障性收购政策、电力市场运行情况等因素有所不同，公司在不同电力市场的市场化交易电量存 在显著差异。在山东、河南、湖北、广东和山西（公司营业收入占比最高的五个区域）2024 年市场化交易电 量比例分别为 26.8%、0.0%、36.0%、14.7%和 92.1%，同比变化+5.98、0、+30.7、+8.48 和-6.06 个百分点。其 中，公司在山东省市场化交易比例提升主要系山东省现行市场规则规定参与中长期交易的全部电量均以市场化 方式结算，24 年山东中长期市场电价提升，公司参与中长期交易比例增加；湖北市场化交易比例提升主要系 24 年湖北省现货交易开放时间较长，公司市场化交易电量增长；广东市场化交易比例上涨主要系广东电力市 场化改革的持续推进，山西市场化交易电量比例下降主要系山西省要求补贴项目均需要参与市场化交易。新增 平价项目部分参与市场化的影响。

近期，国家发改委发布《关于深化新能源上网电价市场化改革促进新能源高质量发展的通知》（简称为 136 号文），要求新能源项目全面入市交易，上网电价由市场形成。同时，136 号文提出机制电价政策，要求 与各省现有保障性收购政策相衔接；以 2025 年 5 月 31 日进行新旧项目界定，分类施策。由于各省 136 号文细 则与保障性收购政策存在差异，因此新能源项目受保障程度方面或将倾向于区域分化。总体来看，我们认为存 量项目在机制电价政策的保障下，收益率变化相对较小；增量项目面临机制电量和电价的不确定性，收益率或 将面临波动。同时，因为各省保障性收购政策的差异性，我们预计机制电价政策也将呈现区域分化的特点。在 136 号文出台的大背景下，我们假设公司 2025-2027 年后新增新能源装机容量为 700 万千瓦(风电 400 万千瓦， 光伏 300 万千瓦)，且新增项目均列为增量项目，市场化比例为 100%，无保障消纳电量；存量项目与现有保障 消纳政策相衔接，市场化比例保持稳定。我们预计公司 25-27 年市场化电量比例分别为 47.9%、54.3%和 59.2%。同时，假设市场电价与保障电价保持相对稳定，我们预计公司度电电价（不含补贴）分别为 0.2942、 0.2914 和 0.2893 元/千瓦时。

在营业收入的区域分布方面，2024 年公司前 5 大售电客户分别为山东、河南、湖北、广东和山西电网，合 计销售收入为 110.73 亿元，约占发电总收入 48.41%；合计上网电量约为 243.19 亿千瓦时，约占上网电量 45.07%，测算平均上网电价约为 0.4553 元/千瓦时。其中，前五大客户平均上网均价分别为 0.4580、0.4640、 0.4211、0.4947 和 0.4526 元/千瓦时。按区域划分，公司华东、华中、华北、华南、西北和其他地区（其中地区 主要包括东北及中国香港等地）2024 年分别实现营业收入 54.06、51.31、44.90、27.18、25.20 和 23.06 亿元， 占主营业务收入的 23.9%、22.8%、19.9%、12.0%、11.2%和 10.2%。整体来看，公司机组主要分布于中东部地 区，新能源消纳情况总体较好。在 136 号文出台后，各省机制电价政策或将走向分化，消纳能力较强、保障性 收购政策较优惠区域有望提供的机制电量和机制电价水平，保障新能源项目收益率。

根据公司分区域的售电量情况与营收规模，我们测算公司不同区域的平均上网电价水平。2024 年，华 东、华中、华北、华南、西北和其他地区平均上网电价分别为 0.4483、0.4441、0.4134、0.4912、0.3101 和 0.4008 元/千瓦时（不含税，下同），同比变化-2.7%、-7.6%、+2.7%、-4.1%、-15.8%和-13.8%。西北地区平均 上网电价明显低于其他区域，同时上网电价的降幅较大。我们认为这主要受西北地区新增平价项目较多、新增 电源类型、本地燃煤标杆电价水平等因素的综合影响。2024 年，西北地区售电量为 81.28 亿千瓦时，同比增长 32.6%，高于其他地区售电量增速；其中风电售电量 55.94 亿千瓦时，同比增长 25.2%，光伏售电量 25.34 亿千 瓦时，同比增长 52.7%。在燃煤标杆电价方面，西北地区平均燃煤标杆电价为（各省份标杆电价的算术平均 值）0.2993 元/千瓦时，低于其他地区平均标杆电价水平。在现有新能源上网电价政策及标杆电价机制下，我 们预计西北地区新能源上网电价仍将维持相对低位水平。

营业成本方面，公司发电业务成本以折旧摊销等固定成本为主，营业成本增长主要由装机增长推动。2024 年，公司主营业务成本为 97.84 亿元，同比增长 28.8%；其中折旧摊销成本为 75.89 亿元，同比增长 22.5%，约 占主营业务成本的 77.6%；职工薪酬、维护维修、保险费用及其他成本合计为 21.95 亿元，同比增长 23.96%， 约占主营业务成本的 22.43%。分电源类型来看，风电和光伏营业成本分别为 82.94 和 14.90 亿元，同比增长 13.40%和 127.81%；按照当期上网电量折算，风电和光伏的度电营业成本分别为 0.1828 和 0.1737 元/千瓦时， 同比增长 3.8%和 11.6%。公司度电营业成本同比增长主要系公司 24 年新增风光项目转固带来折旧摊销成本增 长，叠加利用小时数下降、弃风弃光率上升的影响。

近年来，伴随新能源设备行业的逐渐成熟，公司设备采购价格呈下行趋势。风电方面，公司 2022-2024 年 风机和塔筒的采购价格分别为 2079.28、1744.86 和 1433.91 元/千瓦以及 530.35、525.77 和 428.71 元/千瓦；光 伏方面，公司 2022-2024 年组件采购价格分别为 1877.84、1365.39 和 779.46 元/千瓦。我们认为伴随设备采购 价格的下降，公司折旧摊销成本有望减少，度电成本有望逐渐改善。

综合来看，折旧摊销成本是公司营业成本的主要构成部分，伴随新投产机组折算利用小时数（上网电量/ 装机容量）的爬升，公司度电折旧摊销成本有望下降。同时，在设备采购价格整体下行的趋势下，公司新增机 组折旧摊销成本有望下降。假设公司新增机组营业成本与存量机组保持一致，风光发电项目投产 1 年后满产 （满产折算利用小时数水平为 2200 和 1100 小时），我们测算了公司度电营业成本的变化情况，2025-2027 年，伴随公司新能源装机规模的增长和存量机组利用小时数的爬坡，公司风电度电营业成本为 0.1813、0.1783 和 0.1761 元/千瓦时；光伏度电营业成本为 0.1749、0.1673 和 0.1625 元/千瓦时。

在前文上网电价及度电成本假设基础上，我们测算了公司风光度电毛利润的变化情况。风电方面，2025- 2027 年，我们预计公司度电毛利润为 0.2257、0.2055 和 0.1906 元/千瓦时；光伏度电毛利润为 0.1311、0.1308 和 0.1305 元/千瓦时。考虑上网电量的增长后，公司风电未来三年毛利润预计为 120.79、128.11 和 135.54 亿 元；光伏毛利润预计为 14.67、18.96 和 23.21 亿元。

编辑：火腿肠