（报告出品方/作者：兴业证券 余小丽）
1.1、华润集团旗下能源巨头
华润电力成立于2001年，并于两年后在港交所上市，是央企华润集团旗下电力上市平台，大股东持股62.95%。
公司是国内传统电力运营龙头，业务涉及燃煤发电、风力发电和光伏发电等，其火电装机约占我国火电装机的2.6%。
截至2020年底，华润电力可控发电装机容量为55.4GW，运营权益装机容量为43.4GW。
公司机组分布在全国，其中29.1%位于华东地区，27.6%位于华中地区，17.2%位于华南地区，15.2%位于华北地区，5.3%位于东北地区，3.4%位于西南地区以及2.1%位于西北地区。
公司正在积极拓展风光谋求转型且发展迅速。
截止2021年6月30日，公司火电运营权益装机为32.1GW，占比68.3%；可再生能源运营权益装机合共14.9GW，占比31.7%，其中风电、光伏、水电的运营权益装机容量分别为13.85、0.80和0.28GW。
2020年末公司风光在运装机排名A&H电力上市公司第三名，当年实现营收695.5亿港元，归母净利75.8亿港元，其中可再生能源利润占比已超过50%。
“十四五”期间，公司将力争新增40GW可再生能源装机，目标是2025年末可再生能源装机占比超过50%，目标属新能源上市企业中的第一梯队。
1.2、可再生能源已取得里程碑式发展
火电在营收结构中的占比超过80%，可再生能源对公司营收及利润的贡献不断提高。2020 年营业收入为696亿港元，同比上升约2.6%。
公司营业收入主要来源为火电，其占比一直超过80%；火电对公司利润的贡献则呈下降趋势，近三年其占比已经降至50%左右。
可再生能源对营收和利润的贡献有加速提升态势，占总营收的比重已从2015年的7%提高到 2020年的18%，占利润的比重已从2015年的13%提高到2020年的47.5%。
2021年上半年，可再生能源占公司净资产的比重达到54.2%，对净利润的贡献达到84.9%。
2020年归母净利润达75.8亿，接近2016年的较高位置。
2016-2018年，公司归母净利润持续下行，随着燃料成本下降，以及2017年以来可再生能源装机持续保持20%的增速带来的盈利改善，公司归母净利润企稳回升，2019年公司的归母净利润增速达到66.8%，2020年公司的归母净利润继续增长至75.8亿，已经接近2016年的较高位置。
1.3、可再生能源售电量占比不断提高
煤电售电量企稳回升，可再生能源售电量占比不断提高。公司售电量在2018-2019年同比有所下降是因为减持了部分电厂的股份并将其重新分类至联营企业；
2020年，公司售电量企稳回升，同比增长3.9%达到1549亿千瓦时。
从售电量构成来看，公司煤电占比呈现下降趋势，从2017年的92%下降至2021年上半年的80%,新能源发电量占比则提升至20%。
2.1、存量替代和增量空间双轮驱动
我国电力低碳转型进展顺利，新能源对煤电的存量替代将持续加速。截至2020年底，全国全口径发电装机容量2200GW，“十三五”期间年均增长7.6%。
其中，新能源装机占比从11.3%升至24.3%，五年累计提高13个百分点；煤电装机容量占比从2015年的59%下降至2020年的49.1%，比重首次降至50%以下。
“十三五”期间，我国煤电投资规模逐年下降，非化石能源投资比重从2015年的70.5%上升至 2020年的90.2%；我国非化石能源发电量年均增速达10.6%，高出同期煤电发电量增速7.1 个百分点。在“双碳”背景下，新能源对煤电的存量替代将持续加速。
电气化和低碳化进程打开全社会用电总量的增量空间。
“十三五”期间，我国电能替代推动电气化水平逐年提高，电能占终端能源消费比重从2015年的21.2%提高至2020年的27%左右。中电联预测，预计2025年我国全社会用电量为9.5万亿 千瓦时以上，“十四五”期间年均增速超过4.8%。
根据BP预测，电力占全球能源消费量的比重将从2018年的20%左右提升至2050年的45%，如在零碳场景下，该比例将达到50%。
IEA发布报告称，到2050年，几乎90%的电力将来自可再生能源，太阳能和风能总计占比或将接近70%。
可以预见，未来全球和我国的全社会用电总量的增长空间将持续提升，电气化和低碳化的进程正在加速。
新能源发电的消纳问题正在逐步缓解。
由于适宜新能源发电的地区多为西北等经济不发达地区，远离全国电力负荷区域，空间上的不匹配使得弃风弃光等现象一度较为严重。
而随着多条特高压线路的建设和储能技术的不断发展，新能源消纳问题正在持续改善。
目前，全国累计建成投运“十四交十六直”30项特高压工程，在运线路总长度达4.1万公里，为水电和新能源基地电量大范围消纳提供了重要支撑。
我国弃风率已经从2017年的12%下降至2020年的3%，弃光率从2017年的6%下降至 2%，光伏、风能发电的全国平均利用小时数也呈现持续提升态势，2020年光伏发电利用小时数为1281小时，风力发电利用小时数为2073小时。
目前新能源发电占比仍处于较低水平，“双碳”目标下其将具有巨大的发展空间。
2020年，我国风电和光伏合计发电占总量的比重为10%左右，与部分可再生能源发展理念较为先进的国家相比，仍有较大的提升空间，业内普遍预测2060年该比例或将达到60%以上。
我们认为，新能源发电量的提升不仅局限于对煤电的存量替代，还体现在当前电气化和低碳化趋势下全社会用电量增长带来的增量空间。
提出“双碳”目标，其中明确2030年我国风电、太阳能发电总装机容量将达到12亿千瓦以上，接近现有规模的三倍，超过目前全球风电、光伏的装机规模。
短期看，2021年国家对风光发展设有90GW的保量底线，并提出今年新建项目均按当地燃煤发电基准价格上网的鼓励方案，为今年的风光需求保驾护航。叠加今年为我国海上风电补贴的最后一年，海上风电大概率会在年底经历抢装潮。
2022年，由于硅料、玻璃产能扩产和价格下调，预计光伏需求将大幅升温，叠加整县推进分布式、BIPV等新的发展机遇陆续铺开建设，预计2022年将为风光发展大年。
“十四五”期间，风光装机量的景气度将持续提升，初步预计，我国风电装机年均增量或将达到50GW左右，光伏装机的年均增量或将达到60GW以上。
2.2、新能源度电成本持续下降，全面步入平价上网时代
上游设备制造产业链不断降本，新能源度电成本持续下降。
光伏发电方面，中国的光伏度电成本从2011年的0.250美元/kWh下降到了2019年的0.054美元/kWh，在世界各国中处于较低的水平；风能发电方面，全球的陆上风电发电成本从2010 年的0.086美元/kWh下降到了2019年的0.053美元/kWh。
在部分风光资源较好的地区，新能源发电的成本已经低于火电。
风光发电在技术迭代下不断的降本增效，有助于降低后续平价项目造价、提升运营商收益率预期，刺激运营商招标开工与装机新建步伐。
而在储能、电网等技术的配合下，目前，陆上风电、光伏发电基本可以做到低于常规能源发电成本，实现不依赖国家补贴的市场化自我持续发展，根据彭博新能源财经预计，2018-2050年，光伏电站的度电成本将降低71%，陆上风电的成本将降低58%。
依据目前技术进步和成本下降的速度，叠加储能和电网技术的全力配合，风光发电有望真正成为具有成本竞争力的、可靠的和可持续性的主力电力来源，开启更大市场空间。
新能源电站全面步入平价时代。
国家能源局在2018年5月发布49号文终止了实施九年的标杆电价，开启了风电平价时代。
2019年1月，国家发改委、国家能源局出台鼓励平价上网的19号文，进一步加快风电、光伏向平价上网的过渡。
随后陆续出台多项平价上网、竞价配置及完善上网电价的相关政策，进一步规范平价 竞价项目配置。
2020年1月，国家财政部、发改委、能源局联合发布5号文，明确自2020年起所有新增海上风电将不再纳入中央补贴范围，风电、光伏真正进入平价和竞价时代，考虑限电、交易等因素，部分项目已经进入低价时代。
2.3、新能源发电商业模式优秀，补贴问题正在解决
新能源发电项目收益稳定，商业模式优秀，资产可用期长。
新能源电力运营公司与电网企业为每个项目签订长期固定电价收购合约，合约时长一般不少于20年。
新能源发电项目所在地区的利用小时数也相对稳定，所以项目的发电量和发电收益非常稳定，基本不受宏观环境影响。
另外，平价时代下，随着各类技术不断地迭代和降本增效，以及智慧化技术的应用推广，一方面，新能源发电项目的质量将越来越好，另一方面，运营商对资产的要求和相互竞争的意识逐步提高，项目拓展和建设及管理能力成为公司的核心竞争优势。
公司将更加注重电站运营的品质建设和资产质量，无论是自建项目还是收购其他项目，新能源电站的品质都在不断提高，资产可用期更有保障。新能源发电项目无燃料成本波动风险，营运及维护开支一般较传统能源低。
对于燃煤、燃气等非可再生能源来说，燃料成本通常为发电成本的最主要可变部分，传统能源发电项目存在巨大的盈利波动性，属于周期性行业。
而新能源发电并无燃料成本波动风险，主要成本为折旧，其次是财务成本，雇员福利开支等，其商业模式类似水电，盈利的稳定性较强。光伏项目的制造商一般为组件提供20至30 年发电输出保证，风电机组的制造商一般为风机提供3-5年的质保。
随着未来智能化的普及和应用，我们预计新能源发电项目的营运及维护成本将一直维持低位，或将继续下降。
存量项目的补贴拖欠收口，增量项目现金流大幅改善。
平价时代下，电网企业负责收购新能源发电项目产生的电力，并与相关发电公司根据项目获批时的当地煤电基准价格或者更低的竞价价格订立长期固定电价收购合约，增量新项目不存在新能源补贴拖欠的问题，现金流情况良好。
“十四五”期间，新能源运营商雄心勃勃，新增项目计划饱满，新增项目占比的扩展有助于提振和改善公司整体的现金流情况。
未来，增量项目不再需要补贴，存量项目补贴将在全生命周期利用小时数补完后陆续推出；另外，国家每年新征收的可再生能源电价附加的金额将随着“十四五”期间全社会用电量持续增长而继续增长，补贴资金的收入和支出将在某个时点发生一个正向逆转。
所以，补贴收口对电力运营商的影响将持续收窄，相关公司的价值有望得到重估。
2.4、多项政策利好电力运营商未来发展
新能源发电项目享受特殊优惠政策。
适用于新能源发电运营企业的法定所得税税率为25%，根据《公共基础设施项目企业所得税优惠目录》的有关规定，部分新能源运营商自首个获利年度起计首三年获豁免缴纳中国企业所得税，而其后三个业务营运年度的应付企业所得税则享有50%的宽减。
所以在营业期内，新能源运营商支付的企业所得税远低于根据企业所得税法应付的企业所得税理论数额，随着运营商高增长目标的逐步落地，公司的税收优惠将持续发力，抵消之前已完成“三年三减半”老项目税收的影响，继续拉低公司整体税收水平。
全国碳市场已经成立，未来CCER、绿色电力证书等机制的联动有望增厚运营商 利润。全国碳市场启动首日成交2.1亿元，7月21日碳价收盘价已达到54.4元/盾，比部分碳交易试点的市场平均成交价高出不少。
高于预期的碳价有望利好新能源电力运营商，未来绿证和碳交易市场的结合，可以有效解决补贴拖欠问题，改善电力运营商现金流并增厚公司利润。
绿色电力交易试点已经推出，交易方案释放供需量价几重利好。
9月7日，发改委复函国家电网和南方电网公司，正在推动开展绿色电力交易试点的建设。
绿色电力交易是在现有中长期交易框架下，设立独立的绿色电力交易品种，积极引导有绿色电力需求、有意愿承担更多社会责任的用户直接与发电企业开展直接交易，以市场化方式引导绿色电力消费，体现出绿色电力的环境价值，产生的绿电收益将用于支持绿色电力发展和消纳，更好促进新型电力系统建设。
我们认为，该品种的交易价格或有一定的溢价，属于平价时代下首次以真金白银的交易形式肯定了绿色电力的溢价。
我们判断，绿电直供和绿电交易的模式，将直接提高新能源电力的消纳水平，同时对降低新能源运营商的补贴强度或有间接利好。双控政策的完善从用户侧直接鼓励新能源电量的消纳。
9月15日，国家发展改革 委印发《完善能源消费强度和总量双控制度方案》，作为指导节能降耗工作、促进 高质量发展的重要制度性文件，其对确保完成“十四五”节能约束性指标、推动 实现碳达峰碳中和目标任务具有重要意义。
双控政策的完善将可再生能源消纳和 区域经济间接地关联，保障了新能源消纳的奖惩力度，很大程度上激发了地方政 府、企业和市场主体使用新能源的积极性，进一步提升了可再生能源消纳量。 煤价上涨叠加电力供应短缺等原因，电价上涨呼声较高，行业情绪得到提振。
今年以来，随着全国燃煤价格大幅上涨，并持续高位运行，燃煤发电企业经营困难，在愈发频繁的电力短缺问题背后，国家及各地也开始大规模调整分时电价政策。
近期内蒙、宁夏等多省陆续放开火电电价机制中的上浮交易限制，政策信号开始向涨电价倾斜。
我们认为，随着电价上涨预期不断催化、还原电力商品属性有望得到政策支持，板块情绪有望加速改善，推动火电估值向正常化水平修复，提升水风光等优质清洁能源性价比，电力行业全面配置时点已经到来。
3.1、“现金牛”火电业务盈利能力持续领先
剥离煤炭资产，专注火电运营，装机量稳中有升。公司早期装机以火电为主且有部分煤炭业务，“十三五”以来公司全面加速风电光伏装机建设并相应调整化石能源业务，2018年公司剥离了旗下大部分煤炭资产，仅保留个别煤电一体化项目中的优质煤矿。
“十三五”期间，公司火电装机稳定在30GW左右。其中，2017-2018年有小幅下降，2019年后则持续回升。
截至2020年底，公司共运营37座燃煤发电厂、3座燃气发电厂，火电权益装机规模达到32.13GW，约占我国火电装机的2.7%。预计“十四五”期间，公司或将新增火电及燃气机组3.3GW。
火电机组效率较高且主要分布在用电需求较强的地区，未来竞争优势突出。
公司的火电机组以大容量、高参数著称，效率在行业内处于领先水平。公司火电机组主要集中于我国中东部地区的经济发达省份和人口大省，装机规模排名前五省份为江苏、河南、广东、河北和湖北，权益装机容量分别为7.71GW、4.32GW、4.26GW、 3.39GW和3.30GW。
火电利用小时数高于同行及全国平均水平，“十四五”期间有望继续领先行业。
公司火电组利用小时数在2015-2018年期间保持稳定，2019-2020年则出现连续下降的趋势。
2020年，公司火电平均利用小时数为4489小时，较2019年下降5.2%，但一直高于全国平均水平。
2020年，公司火电利用小时数高出全国平均水平273小时，高出华电国际448小时，高出华能国际430小时。
公司火电分部销售收入稳定，盈利水平主要受燃料成本影响。
2016-2020年，公司火电销售收入较为稳定，分别达到534.5、565.3、568.9、520.2和514.5 亿港元。火电分部的利润主要和燃料成本变化挂钩，在单位燃料成本上行时，分部利润会受到较大影响。
如2017年，单位燃料成本同比上升37%至214元/MWh 时，公司火电分部利润同比下降53%至65.4亿港元。
2020年，单位燃料成本同比下降6%至190.7元/MWh，公司火电分部利润同比提升50%至75.5亿港元。
2021年上半年，煤炭价格节节攀升，公司单位燃料成本同比上升30%左右达到241.6元/MWh 的历史高位，火电分部实现除税前利润率仅为3.9%，对该分部盈利影响较大。
公司平均燃料成本较低，平均供电煤耗呈现下降趋势，“十四五”期间，将继续保持领先水平。通过与我国火电龙头企业华能国际、华电国际的对比来看，近三年来公司平均燃料成本处于最低水平。
近两年，受煤价降低的影响，公司的平均燃料成本呈现下降趋势，2020年达到190.7元/MWh，而华电国际和华能国际则分别为234和209元/MWh。公司平均供电煤耗也呈现逐年缓降的趋势，处于同业中的较低水平。
2020年，该数据仅为296g/KWh，但该年度煤耗量较高的华能国际实现了较大降幅，降至华润电力供电标准煤耗之下。
火电业务创造充裕现金流，“十四五”期间不仅或将迎来更优的调峰商业模式，还将助力公司迈向新能源的“二次创业”。
电力运营是重资产行业，未来装机量的快速提升需要大规模的资本投入，公司的火电业务以相对稳定的回报率，创造充裕的现金流，近五年其每年仅折现对应的现金流也达到70-75亿港元，为新能源装机的增长以及公司分红规模提供了一定的支撑。
我们认为，未来5-10年火电仍将扮演我国电力系统转型期的压舱石角色，从中长期看，随着火电新增产能的收紧和全社会用电量空间的持续增长，火电的利用小时数或将有所改善；在未来以新能源为主体的新型电力系统中，火电作为优秀的灵活性调峰型电源，或将迎来一 个更优的电价机制和商业模式，公司的火电业务或将迎来底部估值的反转。
3.2、“十四五”期间新能源装机规模将实现近 5 倍增长
风光高速发展推动公司“十三五”整体装机及电量稳健增长，新能源发展已取得里程碑式进展。公司可再生能源权益装机规模从2016年的5.04GW提升至2020年的11.2GW，装机占比从 13.9%提升至 25.9%。
“十三五”期间，公司可再生能源装机CAGR达到22.1%，上网电量CAGR达到19.4%。2020 年末，可再生能源装机已经占公司整体装机的25.9%，占当年公司总上网电量的14%。 可再生能源对公司业绩的贡献有加速提升态势。
公司可再生能源业务占总营收的比重已从2015年的7%提高到2020年的18%，占利润的比重已从2015年的13%提高到2020年的47.5%。
2021年上半年，在煤价高企，火电经营较为困难的情况下，公司可再生能源业务对公司净利润的贡献达到84.9%，占公司净资产的比重达到54.2%，为公司业绩增长形成有力支撑。
公司风电资产优质，利用小时数表现优秀，单瓦盈利水平有望继续维持在新能源电力运营商前列。
公司当前可再生能源业务主要以风电为主，2015-2020年，公司风电装机占可再生能源装机的比重维持在 90%左右，售电量亦是如此。
公司风电机组的利用小时数在2016-2018年呈现连续上升的趋势，2019年有所回落，2020 年又回升至 2236 小时，和风电运营龙头龙源电力（00916.HK）的利用小时水平相当。
2021年上半年，公司风电利用小时数达到1326小时，为2015年来的最佳水平。
2019-2020年，公司风电业务的单瓦净利水平达到310元/kw 和373元/kw，排在新能源电力运营商前列；龙源电力的该数据为216和212元/KW，中广核新能源的该数据为220元/kw 和204元/kw，新天绿色能源的该数据为297和278元/kw。
“十四五”期间，公司将新增40GW的可再生能源装机，意味着其可再生能源的装机总量将从2020年的11.2GW增长至50GW以上，五年装机CAGR增速或将达到35%，售电收入的CAGR增速或将达到27%。
2017年来，公司可再生能源新增装机量分别为1.14、1.36、1.87、1.88GW，同比增速在20-25%左右。
而2021-2022年，公司可再生能源装机或将新增5.5GW左右/年，同比增速或将分别达到46%和34%。
“十四五”期间，在公司规划新增40GW可再生能源装机的目标下，初步估算，其可再生能源装机量的CAGR增速或将达到35%，可再生能源售电收入的CAGR增速或将达到27%，到2025年底，公司的可再生能源装机在整体装机中占比超过50%。
“十四五”期间，公司或将以 7:3 的比例发展光伏和风电业务。这就意味着，2025年底，公司的风电装机量或将从 2020 年的 10.4GW 增长到 26.1GW，增长 1.5 倍；风电售电收入或将从 2020 年的 115.2 亿港元左右增长至 268.6 亿港元左右，增长 1.3 倍；光伏装机量或将从 2020 年的 0.56GW 增长至 2025 年的 25.8GW，增长 44.9 倍；售电收入或将从 2020 年的 5.1 亿港元左右增长至 132.8 亿港元左右，增长 24.9 倍。
“十四五”期末，公司风电装机占可再生能源装机的比重或将降至50%左右。
虽然公司存量火电装机庞大，但在新能源业务快速发展以及积极对火电存量资产进行先进改造的推动下，公司预计将在2025年达到二氧化碳排放量峰值。
3.3、财务数据优秀支撑未来发展
经营现金流企稳回升，对大规模的资本开支计划有更强支撑。
“十三五”中前期，公司经营现金流整体随着煤价走高和剥离煤矿的影响而有所下降，但在 2019 年以后又随着煤价逐步回落以及新投产风电机组带来的盈利贡献而企稳回升。
电力运营是重资产行业，火电企业具备更好的现金流，对大规模的资本开支计划有一定的支撑能力。
2020 年，公司的经营性现金流已回升至 207 亿港元，而龙源电力（00916.HK）、中广核新能源（01811.HK）、新天绿色能源（00956.HK）、大唐新能源（01798.HK）和中国电力（02380.HK）的经营性现金流仅为 146、20、46、65 和 65 亿港元。
展望“十四五”期间，初步估算，如果公司将按照 3:7 的比例发展风电和光伏业务，假设风电投资为 7000 元/KW，光伏投资为 3500 元/KW，公司自有资金投资的占比为 30%，则公司年均自有资金投入或将达到 110 亿港元，公司现有 200 亿港元左右的经营性现金流，完全可以覆盖其发展可再生能源的资本性开支。
应收账款周转率呈下降趋势，资产负债率处于合理水平。
由于公司此前的新能源项目为带补贴项目，超出当地火电标杆上网电价部分需等待进入国家补贴目录后才会发放，导致公司的应收账款周转率随着可再生能源装机规模的持续扩张而呈 现下降趋势，但相较同行，其仍处于较高水平。
近五年来，公司资产负债率一直维持在60%左右的稳定水平，且在近两年略有下降，2020 年该数据达到59.2%，相较同行处于较低且合理的水平。
融资成本优势突出助力公司获取新项目。新能源电站运营为典型的重资产行业，融资成本的高低对项目回报率和企业开拓新项目的竞争力有较大影响。
作为央企，公司具有较强的融资能力和较低的融资成本，境外上市也让公司具备差异化的融 资优势。2020年，公司综合财务成本仅为 3.35%；2021年上半年，公司的平均借贷成本仅为 3.27%。
近期，公司的标普评级进一步从 3B+调高至 3B，较低的融资成本和良好的评级使得公司在获取新项目时将具备更强的竞争力。
3.4、集团协同效应下，“二次创业”加速估值修复
集团协同效应为公司带来资源获取和项目拓展的独特优势。
2000年以来，经过两次“再造华润”，华润集团奠定了目前的业务格局和经营规模，业务涵盖大消费、综合能源、城市建设运营、大健康、产业金融、科技及新兴产业6大领域，旗下共有7家港股上市公司。
华润电力不仅是集团唯一的电力上市公司，也是集团旗下领先的能源巨头。
华润集团的多领域布局为华润电力在拓展项目和新资源获取方面带来相当程度的便利，集团各企业协同作战的模式为公司创造了其他运营商不具备的独特优势。
煤电业务或迎底部反转，可再生能源业务的成长性加速估值修复。
当前，公司的火电基本面已处至暗时刻，煤价、电价和利用小时数等要素均有释放较大业绩弹性的可能性，公司该分部或将迎来底部估值的反转。
而公司的新能源运营业务具备高成长性，相较于纯粹的新能源运营商，其显著的优势是在于火电业务带来的强劲现金流、强大的品牌及资源获取能力和极具竞争力的融资成本。
火电+风光的运营模式和央企身份将助力公司在“十四五”期间转型新能源先锋运营企业。
我们认为，随着新能源发电业务的高速发展，公司的股价有望快速向内在价值回归，公司的属性正在从强周期切换到具有新兴成长的行业新逻辑，目前公司基本面和估值体系仍存在一定程度的错配，安全边际较强。
4.1、关键假设
火电分部：
假设 2021-2023 年，公司新增火电装机量分别为 515MW，700MW 和 700MW；火电利用小时数分别为 4600 小时，4646 小时和 4692 小时；发电量将分别达到 1478 亿度、1517 亿度和 1565 亿度。
火电不含税的平均上网电价为 0.34 元/度、 0.34 元/度、0.34 元/度。平均标煤价格为 801 元/吨，721 元/吨和 685 元/吨。
风电分部：
假设 2021-2023 年，公司新增风电装机量分别为 5000MW、1680MW 和 2160MW；风电利用小时数分别为 2236 小时，2254 小时和 2272 小时；发电量将分 别达到 275、361 和 404 亿度。
风电不含税的平均上网电价为 0.497 元/度、0.457 元/度和 0.444 元/度。
光伏分部：
假设 2021-2023 年，公司新增光伏装机量分别为 180MW、3920MW 和 5040MW；光伏利用小时数分别为 1424 小时，1424 小时和 1424 小时；发电量将分别达到 10.4 亿度、13.7 亿度和 86.0 亿度。
光伏不含税的平均上网电价为 0.732 元/度、0.730 元/度和 0.457 元/度。
4.2、盈利预测
我们认为，公司火电基本面已处在低谷时刻，或将迎来底部估值反转。
此外，公司正在优化组织结构，发挥华润品牌优势，通过华润集团各业态协同促进资源获 取，突出的融资成本优势也将助力公司积极开发新能源项目。
我们预计公司 2021- 2023 年将实现营业收入 836.80、883.71 和 950.38 亿港元，归母净利润 79.36、 113.51 和 149.95 亿港元。
我们采用分部估值对公司进行内在价值评估：
对于火电板块，给予 0.5 倍 PB，认 为其对应 2022 年公司火电分部的净资产，可带来 271.35 亿港元的价值；对于可再生能源板块，给予 2022 年 18 倍 PE，认为其可带来 1198.83 亿港元的价值。综合来看，给予公司目标价 30.56 港元。
在当前盈利预测下，我们假设 2021 年和 2022 年公司实现的平均标煤价格为 801 元/吨和 721 元/吨。
由于煤炭价格存在一定的不确定性，我们分别测算了 2021 年 和 2022 年煤价变化对当年公司盈利的敏感性分析。
2021 年，如果公司实现的平均标煤价格为 700、750、801、850、900 元/吨，则公司火电分部的归母净利润将达到 65.0、42.6、20.4、0.1 和-22.2 亿港元，公司的归母净利润将达到 126.7、103.2、79.4、56.2 和 23.5 亿港元。
2022 年，如果公司实现的平均标煤价格为 650、700、721、750、800 元/吨，则公司火电分部的归母净利润将达到 80.8、56.7、 46.9、33.0 和 10.1 亿港元，公司的归母净利润将达到 148.8、123.8、113.5、 98.7 和 73.7 亿港元。
煤价大幅上升：
可能导致公司火电板块业绩与现金流阶段性承压；
上网电价大幅下调：
如电价大幅下调，在同样的电力销售情况下，公司营收会受到相应波动，机组收益率会低于预期。
宏观经济大幅下行的风险：
宏观经济不景气会导致用电需求相应降低，进而影响公司的生产活动与电力销售。
风光发展速度不及预期：
可能导致公司风光板块业绩成长以及业绩占比提升速度低于预期；
国家补贴发放速度低于预期：
可能导致公司风光板块存量带补贴电站的经营现金流低于预期。
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