华润电力新能源项目进度及增量空间如何？

十四五规划新增绿电 40GW，迎高速发展期。

1.新能源资源禀赋优良，风光利用小时数引领同行

公司新能源资产以风电为主，近年来风电装机CAGR达22.5%。2017-2022年公司风 电、光伏装机CAGR分别为22.5%、34.5%，均高于全国平均风电、光伏增速（17.5%、 24.9%）。截至2022年末，公司运营风电装机15.5GW、光伏装机1.2GW。

公司新能源项目遍布全国，主要集中于沿海和中部地区。公司风电项目主要集中于 广东、河南、山东、湖北、山西等中部或沿海地区，经济发达用电需求高，利于绿电 消纳，在内蒙古、宁夏等风能资源富集地区亦有分布，同时在浙江苍南开建公司第 一个海风项目华润苍南1#海上风电项目；公司目前光伏装机较小，分布于宁夏、黑 龙江等地。

公司IV类资源区风电装机占比最高，截至2022年装机12.57GW，占比80.5%。根据 风能密度及地形状况，我国陆上风能资源区可分为四大类。内蒙古、新疆、河北、甘 肃、吉林、黑龙江、宁夏七个省区风能资源丰富，省内包括I、II、III类资源区。公司 风电装机规模较高， IV类资源区装机占比最高，截至2022年底，装机12.57GW，占比80.5%；I、II、III类资源区分布比较均匀，合计装机3.05GW,占比19.5%。

新能源资产禀赋优良，风光利用小时数引领同行。公司作为大型发电企业，新能源 资产遍布全国，虽在风能资源优良的Ⅰ-Ⅲ类资源区装机量较少（仅占16%），但凭 借不断优化电源布局、加强项目选址和工程建设管理，使得公司风光利用小时数稳 中有升。其中风电利用小时数与风电龙头企业龙源电力相当甚至略胜一筹，2022年 公司风电利用小时数同比下降2.7%至2398小时，仍超出全国风电平均利用小时数 177小时。光伏发电方面，公司光伏利用小时数远高于全国光伏平均利用小时数， 2022年光伏利用小时数与去年持平为1510小时，超过全国光伏平均利用小时数173 小时。

2.“十四五”拟新增装机 40GW，新能源增量空间广阔

“十四五”期间公司风光装机复合增速高达35.4%，2025年末新能源装机达51GW。 公司大力发展能源转型，“十四五”期间拟新增可再生能源装机40GW，在水电装机 维持280MW的前提下，到2025年风光装机将超50GW。2022-2025年期间的新能源 装机CAGR为45.0%并且高于行业龙头龙源电力、三峡能源的规划装机增速，亦高于 五大发电集团规划装机增幅，增量空间广阔。

公司风光资源储备充裕，光伏将接力风电引领下一轮装机增长。截至2022年末，公 司风电在运/在建/核准分别为15.51/4.86/5.02GW，光伏在运/在建/备案分别为 1.21/5.60/49.07GW。2017年以来，风电运营装机逐年增长，公司风电项目陆续投产， 风电增速有所放缓。而光伏项目截至2022年末,投产+在建装机共计6.82GW，核准或 备案装机高达49.1GW（是已投运装机的45倍）,开发潜力巨大，将接力风电开启下 一轮装机增长。

预计光伏产业链供给过剩，全年价格趋势仍呈现明显下降。根据PVinfoLink数据，组 件出口量连续三月衰退，此前由于需求不景气带动多晶硅、硅片价格均出现高位回 落，近期有所调整，6月21日182mm单晶组件现货价格降至1.43元/片。根据 PVinfoLink《2023光伏市况更新》观点，虽厂商调整开工率有可能造成短期价格波 动，但受到供给过剩影响，全年价格趋势仍呈现明显下降。展望未来，我们认为伴 随组件价格的下降以及储能成本陆续清晰，需求释放或可期。

硅料价格下降可提升项目盈利能力，预计将有效加快新增装机投产节奏。测算不同 投资水平下光伏项目的IRR水平，主要假设：（1）光伏系统效率首年衰减2.5%，首 年以后每年衰减0.6%；（2）运营期25年，折旧年限25年；（3）年利用小时数1300 小时（无弃光），上网电价0.4元/千瓦时（含税）；（4）贷款利率4.5%，贷款年限 15年。根据以上假设，当光伏单位投资为4.6元/W时，项目资本金IRR为7.0%，若单 位投资降低0.5元/W至4.1元/W，IRR提升2.6pct至9.6%。若硅料价格见顶后回落， IRR将进一步改善。

绿电发电量占比提升带来消纳问题，火电调峰助力资源获取。近期电改政策频发， 结合山东在五一期间出现的连续22小时负电价、新能源消纳预警中心4月风电、光伏 利用率环比下降等事件，电改核心是聚焦于绿电发电量占比迅速提升过程中带来的 电网不稳定、新能源消纳、辅助服务定价等问题，正是我国新型电力系统发展、改革 的重点方向。

电力系统需要多时间尺度调节，各类灵活性资源具有不同的技术特性，故适应新型 电力系统发展需要对灵活性资源进行多维度配置。调频、调峰、备用的时间尺度依 次提升。火电是电力系统的“压舱石”，是调频、调峰、备用的主体，由于近年来新 能源快速发展，调频速率和折返次数提高，调峰深度加大，导致火电在调频调峰方 面压力提升。电化学储能和抽水蓄能具有较强的调频调峰能力，是火电的有益补充， 但由于电化学储能一般配置2-4小时、抽水蓄能库容8小时左右，故难以满足日以上 级别备用需求。需求侧响应依托用户侧资源参与电力系统调节，调节速率相对有限， 将主要满足部分调峰和备用需求。氢能主要通过电解水制氢和氢燃料电池参与电力 系统调节，若能够实现氢能长时间低成本的制备和存储，则氢能能够广泛满足调频、调峰、备用需求。在调峰方面，火电（进行灵活性改造）、抽水蓄能、电化学储能、 需求侧响应均可实现；火储具备小时级别以上较长周期调节优势。

部分省份已出台针对火电机组调峰、消纳的政策补偿。展望我国电改的政策思路， 特别是如山东、云南、甘肃、新疆等地已经出台的政策，均不断强调针对辅助综合 服务、特别是调峰、消纳的政策，其中多地明确对火电机组调峰给予补贴/容量电 价。公司火电资产遍布中东部地区17个省份，与绿电资产分布区域重叠度高，凭借 自有火电带来的调峰消纳能力，公司在绿电资源获取中具备更强的竞争力。

3.拟分拆绿电上市 A 股，融资加速绿电建设并提高分红能力

公司拟分拆全资子公司华润新能源上市 A 股，分拆后华润新能源仍然纳入公司合并 报表范围。公司提出十四五期间新增 4000 万千瓦可再生能源装机的规划，截至 2022年末，距离目标仍有 34GW 的差距，未来存在较大的资本支出，过去两年煤价高企 也影响了公司火电业务的现金流，本次分拆上市既能融资支撑绿电建设，也可以提 高公司后续的分红能力。 绿电龙头公司 PE 估值在 20-25 倍。三峡能源、龙源电力分别于 2021 年 6 月、2022 年 1 月上市，由于绿电市场空间广阔，公司成长性突出，市场赋予绿电龙头较高估 值水平，2022 年 4 月之前，两者 PE 估值始终维持在 30 倍以上。但伴随硅料价格 居高不下，光伏投资成本大幅提高，叠加新能源发电量快速提升带来日益严峻的消 纳问题，各省陆续要求新增新能源项目配备储能，进一步提升新能源项目投资成本， 由此引发市场担忧新能源项目的盈利水平，两大龙头公司估值逐渐回落至接近 20 倍 （PE-TTM）水平。当前电改政策陆续出台明确调峰消纳成本、光伏产业链价格下降， 绿电建设提速，绿电公司估值有望回升。

2022年公司新能源业务股东应占利润为76.8亿港元（未审计），假设港币兑人民币 汇率0.9，对应人民币利润为72.06亿元，参考龙源电力和三峡能源当前估值，假设 发行市盈率15倍，在发股比例30%的情况下（发行后公司持有华润新能源70%股 权），预计融资规模311亿元，假设新项目贷款比例70%，则可撬动资金1037亿 元，假设风电/光伏单位投资成本分别为6000/4000元/千瓦，则可建设风电17GW或 光伏26GW，叠加可再生能源业务自有现金流，基本可满足后续绿电项目建设。

成长与分红兼备，火电业绩反转+绿电分拆融资，分红能力有望大幅提升。公司火电 业务现金流充裕，在保障新能源建设资金的同时仍能保持较高比例的分红。2018年 后，公司绿电建设资金需求提升，分红总额有所降低，但股利支付率仍保持在40% 左右，明显高于纯绿电企业。煤价下降后火电业绩反转，同时绿电上市A股融资缓解 资本支出压力，公司分红和股息率有望逐渐修复。