华润电力专题报告：加速清洁低碳转型创新，未来增长可期

1.公司介绍

1.1 华润集团旗下综合能源供应商

公司成立于 2001 年 8 月，2003 年 11 月于香港联合交易所主板上市。公司是华润集 团旗下香港上市公司，是中国效率最高、效益最好的综合能源公司之一。主要业务 涉及火电及包括风电、光伏发电、水电在内的可再生能源领域；同时向客户提供综 合能源服务。公司主要在中国较富裕或资源丰富的地区投资、开发、经营和管理发 电厂、煤矿及新能源项目，在 “三个三角区，三条沿线”(京津唐、长江三角洲和 珠江三角洲地区，京广线、东部沿海线和国家特高压输电沿线地区)布局电源点。

上市 17 年间，公司业务及规模取得长足的发展，总资产增长 16 倍，营业收入增长 140 倍，经营利润增长 107 倍，发电运营权益装机增长 27 倍。截至 2021H1，公司 总资产达到 2,682.3 亿港元，发电运营权益装机容量 47,063MW，旗下发电项目投资 区域覆盖中国 30 个省、自治区、直辖市和特别行政区。

公司成立初期通过温州特鲁莱电厂、湖北蒲圻电厂、广东沙角 C 电厂三次重大收 购，迅速扩张规模，并于 2003 年 11 月 12 日在香港联交所上市。随后，公司继续 开拓发电领域，于 2006 年收购汕头丹南风电项目，拥有第一个风电场。2007 年，公司第一个水电项目——云南华润电力红河有限公司 3 台 7 万千瓦机组全部投产 发电；2008 年，通过收购江苏天能煤电有限公司进入煤炭领域；2015 年成立华润 电力广东销售有限公司，正式进入售电领域。至此，公司已成为涉及火电和可再 生能源领域的综合运营商。此外，公司积极调整区域布局战略部署，把握“一带 一路”带来的潜力，发展海外市场。2017 年，公司成功收购英国 Dudgeon 海上风 电场 12% 股权，拥有第一个海外发电项目。

公司大股东是由国务院国资委直接监管的华润集团（电力）有限公司。截至 2020 年 12 月 31 日，华润集团（电力）持有公司 30.27 亿股，持股比例为 62.93%；其 他 H 股股东持股比例为 37.05%。

1.2 装机组合多元化，可再生能源权益装机比例持续提升

截至 2021 年 6 月 30 日，公司发电厂的控股装机容量达到 59,186 兆瓦，权益装机容 量达 47,063 兆瓦，较 2020 年底增长 3,698 兆瓦，其中火电权益装机容量为 32,127 兆瓦；风电权益装机容量为 13,854 兆瓦，较 2020 年底增长 3,457 兆瓦；光伏权益 装机容量为 803 兆瓦，较 2020 年底增长 241 兆瓦。

2015- 2020 年，公司可再生能源权益装机容量持续高增长，年均复合增长率达到 20%。2021 年上半年，公司可再生能源权益装机容量保持高增长态势，同比增长 4,449 兆瓦或 47.2%，达 14,937 兆瓦。可再生能源装机容量占总装机容量比例逐年提升。 截至 2021 年 6 月 30 日，公司可再生能源权益装机占比达 31.7%，较 2016 年提高 17.8 个百分点；火电权益装机占比为逐年下滑，目前为 68.3%。

1.3 火电业务稳健，风电利润贡献持续提升

火电和可再生能源发电为公司主要营收及利润来源。2016-2020 年，公司营业收入 有小幅波动，总体稳健。2019 年营业收入同比下降 11.9%，主要是公司处置山西 煤炭资产，煤炭业务不再贡献收入以及火电利用小时数下降所致。2020 年，公司 克服疫情影响，全力推动风电项目建设，全年实现营业收入 695.5 亿港元，同比增 加 2.6%，其中可再生能源收入为 124.8 亿港元，同比增加 17.8%。

公司火电业务收入历年占比均在 80%以上，对公司净利润有显著影响。2016-2018 年，公司归母净利润持续下滑，主要是由于煤炭价格高企，公司利润空间压缩。 2019 年，受益于燃料成本下降、基数较小以及新投产风电带来的收益，公司归母 净利润达到 65.9 亿港元，同比增长 66.8%。2020 年，公司可再生能源净利润（不 包括非现金汇兑损益）为 41.93 亿港元，较 2019 年 29.17 亿港元大幅上升 43.7%， 可再生能源净利润贡献占比约 50.1%，首次超过火电业务。随着新能源项目的迅 速发展和投运，未来可再生能源对盈利贡献将进一步大幅攀升，持续驱动公司利 润增长。2020 年，公司归母净利润达到 75.8 亿港元，同比增长 15.1%。

2.双碳目标下新能源行业前景广阔

2.1 电价机制完善，利好发电行业

过去几十年，国家完善电价机制，促进电力市场健康发展的脚步从未停止。1984 年，原水利电力部批复同意福建电网、西北电管局、华中电管局实行高峰、低谷 分时电价政策，我国在销售侧开始采用分时电价机制；1985 年，国务院批转当时 的国家经委等部门《关于鼓励集资办电和实行多种电价的暂行规定》，明确提出 对部分电力实行多种电价，分时电价是其中之一；2003 年，发改委出台《关于运 用价格杠杆调节电力供求促进合理用电有关问题的通知》，大力推行峰谷分时电 价。随后各省份陆续出台峰谷电价、季节性电价、丰枯电价等分时电价政策。

然而，长期以来我国实行较低的居民用电价格，据国家电网 2020 年发布《2016- 2019 年国家电网降低用电成本成绩单》显示，我国与可获得数据的 35 个经合组织 （OECD）国家相比，销售电价位列倒数第三位，居民电价为 0.542 元/千瓦时，连 续十四年未变。根据 Statista 统计，目前我国电价与主要发达国家电价相比存在较 大差距。非市场化定价和大规模交叉补贴是造成我国的居民电价较工业电价更为 低廉的主主要原因。随着经济社会发展和电力市场化改革不断推进，交叉补贴扭 曲电价信号问题日趋严重、社会福利损失日益扩大，电价机制迫切需要完善。

随着我国经济社会不断发展，全社会用电需求持续上涨，多地出现用电紧张、用电 季节性强的局面；此外，以风电、光伏为主的可再生能源装机容量以及装机占比的 持续上升，其随机性、波动性的特点也带来消纳困难的问题。目前我国处于能源加 速转型阶段，可再生能源迅猛发展，但电力系统灵活性不足、调节能力不够等短板 和问题突出以及现阶段的电价机制存在较大缺陷，制约更高比例和更大规模；为适 应新能源大规模发展以及电力市场建设，持续深化电价市场化改革已是必行之路。

为保障我国电力系统的稳定运行，持续深化电力改革，2021 年以来国家发布一系 列政策举措。2021 年 4 月 21 日，国家《关于加快推动新型储能发展的指导意见 （征求意见稿）》明确 3000 万千瓦储能发展目标，实现储能跨越式发展，要求完 善峰谷电价政策，强调规划引导，深化各应用领域储能布局等； 2021 年 7 月 29 日，发改委发布《关于进一步完善分时电价机制的通知》规定未来电价的改革方 向，要求优化分时电价机制，提升电力系统整体利用效率，促进能源绿色低碳发 展。2021 年 8 月 10 日，《国家发展改革委 国家能源局关于鼓励可再生能源发电 企业自建或购买调峰能力增加并网规模的通知》中提出鼓励发电企业通过自建或 购买储能或调峰能力的方式增加可再生能源并网规模。

峰谷价差拉大将促进可再生能源消纳及装机并网

《关于进一步完善分时电价机制的通知》主要包括：1）合理确定峰谷价差，对上 年或当年预计最大系统峰谷差率超过 40%的地方，峰谷电价价差原则上不低于 4:1；其他地方原则上不低于 3:1；2）建立尖峰电价机制，根据前两年当地电力系 统最高负荷 95%及以上用电负荷出现的时段合理确定尖峰时段，在峰段电价基础 上上浮比例原则上不低于 20%；3）健全季节性电价及丰枯电价机制，分季节划分 峰谷时段，合理设置季节性峰谷电价价差，统筹风光水多能互补因素，健全丰枯 电价机制。截至目前，已有 29 个省份实施分时电价机制，但是现阶段大部分地区 的峰谷价差与《通知》要求还有差距，存在提升空间。

目前，电价市场机制，容量补偿机制、成本传导机制尚未健全，新能源消纳仍存 在较大困难，此次《通知》通过加大峰谷电价差距，1）引导用户侧调整用能习 惯，在用电高峰时段主动降低负荷，在用电低谷时段主动增加负荷，有效提升用 户用能的电网友好性，做到时间分布上更均匀用电；2）提升电力需求与电力供给 的匹配度，减少新能源波动性带来的影响，促进风电、光电的消纳，推进新能源 装机的快速投产；3）提高调峰能力，通过“削峰填谷”方式提高发电侧盈利空 间；4）促进火电灵活性改造，提高调峰收入。

综合电价有望上调，发电侧受益

2020 年，发改委、能源局发布《关于做好 2021 年电力中长期合同签订工作的通 知》，鼓励峰谷差价作为购售电双方电力交易合同的约定条款，在发用电两侧共 同施行，拉大峰谷差价。销售端峰期电价、尖峰电价的上调有望向发电侧传导。 随着分时电价政策完善，综合电价水平有望提升，为发电侧带来更高收益。

2.2 碳中和目标下，风电和光伏大有可为

2020 年 9 月 22 日我国在联合国大会首次承诺二氧化碳排放力争于 2030 年前达到 峰值，努力争取 2060 年前实现碳中和。在此目标下，预期我国非化石能源消费总 量将达到目前的 7 倍及以上，占一次能源消费比例从当前的 16%提升至 60%以 上。在碳中和目标下，风电和光伏将进入全新发展阶段。2021 年 4 月 19 日，国家 能源局下发《2021 年能源工作指导意见》及《关于 2021 年风电、光伏发电开发建 设有关事项的通知（征求意见稿）》提出 2021 年，全国风电、光伏发电发电量占 全社会用电量的比重达到 11%左右，后续逐年提高，到 2025 年达到 16.5%左右； 以非水电最低消纳责任权重为引导制定新增风电、光伏发电项目并网规模和新增 核准规模；建立保障性并网、市场化并网等并网多元保障机制等。

2.2.1 风电：2021 年陆风平价，海风抢装正当时

风电进入规模化发展新阶段

截至 2020 年底，我国可再生能源发电装机达到 9.34 亿千瓦，其中风电装机 2.815 亿千瓦。2020 年风电新增装机 7,167 万千瓦。《风能北京宣言》，提出年均新增 装机 5000 万千瓦以上。2025 年后，中国风电年均新增装机容量应不低于 6000 万 千瓦，到 2030 年至少达到 8 亿千瓦，到 2060 年至少达到 30 亿千瓦。国家发改委 能源研究所预测，到 2050 年，中国非化石能源占消费比重将提升至 78%，其中风 电将占到能源消费的 38.5%，成为绝对的能源主力。从 2021 年风电风电设备公开 招标容量以及大基地储备项目来看，预期 2021 年装机 35-45GW 左右。

风电消纳逐步向好

2020 年，全国风电利用小时数 2,097 小时，同比增加 15 小时； 2020 年全国平均 弃风率 3%，同比下降 1 个百分点，其中新疆、甘肃、蒙西弃风率呈现显著下降。

2020 年全国风电发电量为 4,665 亿千瓦时，同比增长约 15% ，风电消纳比例增至 6.2%。预计到 2050 年，我国风电装机将达到 14.4 亿千瓦，占比 27%，未来风电消 纳比例将大幅提升。

海上风电进入黄金发展期

根据中国风能协会的数据，我国海上风电资源技术开发潜力超过 3,500GW，其中 小于 50 米水深的技术开发潜力约为 1500GW（固定式+漂浮式），50-100 米水深 的漂浮式风电技术开发量潜力超过 2,000GW。2021 年是海上风电最后的抢装年 份，国补退出后，预期中央政府将出台相应的政策引导地方政府接续补贴。预期 海上风电在“十四五”期间将迎来黄金发展期，有望在 2025 年实现平价上网。

截至 2019 年底，中国在建海上风电项目达到 13 个，占全球 56.5%。国际能源署预 测，到 2040 年，中国海上风电装机可达 175 吉瓦，与欧盟的规模相当，发电量将会 占到总发电量的 3%到 5%。

2.2.2 平价上网时代，市场驱动光伏装机增长

近年光伏技术迭代极快，从硅料到组件各环节成本均快速下降。大尺寸硅片可在 硅片环节缩短单位质量拉晶耗时，在电池环节扩大以功率计量的设备产能，在组 件环节提高封装密度、降低 BOS 成本等，助力全产业链效率提升。

2020 年 4 月~10 月开标的、规模在 20MW 以上的地面光伏电站的 EPC 开标价格介 乎 2.43~4.85 元/W 之间，加权平均价格为 3.28 元/W；考虑到非技术成本，总成本大 致在 3.5~4 元/W 之间。预期未来在组件价格及辅材价格逐步下降的趋势下，平价项 目可以保持相对稳定的收益率。

2.3 国家利好政策不断，补贴欠款有望得到解决

2.3.1 非水可再生能源电力消纳责任权重不断提升

国家能源局发布《国家能源局综合司关于征求 2021 年可再生能源电力消纳责任权 重和 2022-2030 年预期目标建议的函》（下称《建议函》），根据测算，2030 年 全国统一可再生能源电力消纳责任权重为 40%（即总量消纳权重），各地 2021 年 实际完成情况与 40%的差值，平均到 9 年，则为各地每一年需要提升的百分点。 已经完成目标的省份，不能低于上一年，达到 70%以上时，消纳责任权重可以在70%以上浮动。从 2022 年开始，各地在 2021 年实际完成情况的基础上，采取全 国统一增福（每年 1.47 个百分点）的方式逐年提升。经测算，2030 年全国可再生 能源非水电电力消纳责任权重将达到 25.9%。

国家能源局针对 2021 年各省（区、市）非水可再生能源电力消纳责任权重提出的 建设数据显示，16 个省（区、市）2021 年指标 2020 年消纳目标提升 20%，河 南、湖南、贵州上述指标增幅超过 50%。

2.3.2 补贴欠款发放后，将显著运营商现金流改善

2020 年 10 月 22 日，财政部、发改委、能源局《关于促进非水可再生能源发电健康 发展的若干意见》有关事项的补充通知，对存量项目补贴权益进行了“确权”：1） 按“合理利用小时数”给予补贴，保证了可再生能源发电项目的合理收益水平；2） 正式明确补贴总额和期限，为解决补贴资金拖欠问题奠定了基础，预期补贴拖欠问 题有望在“十四五”期间得到实质性解决。

2019 年底电价补贴缺口超过人民币 2,600 亿元，近日财政部已经提前下发 2021 年 可再生能源电价附加补助资金预算，2021 年光伏平价上网后，将没有新增可再生能源发电国家补贴项目，我们初步测算 2020 年底补贴缺口总额将见顶达到约人民币 3,000 亿元。

一方面 2021 年以后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 时数补完后陆续退出；另一方面基于“十四五”期间发电量 4.4%增速测算，每年新 征收的可再生能源电价附加的金额有增长。这样补贴资金的收入和支出在 2021 年 以后就会发生正的逆转。 预期每年所需的补贴资金总量在 2020 年见顶，未来逐年呈下降趋势，有望在 2035- 2038 年左右回正。

2.3.3 碳交易机制不断健全利好可再生能源

全国碳排放权交易于 7 月 16 日上午正式启动开市。开市首日，全国碳市场碳排 放配额即 CEA 挂牌协议交易成交量 410.4 万吨，成交额 2.1 亿元，收盘价 51.23 元/吨，较开盘价上涨 6.73%。今年是全国碳市场第一个履约周期，首批纳 入发电行业重点排放单位 2,162 家，覆盖约 45 亿吨。碳排放较大的石化、化工、 建材、钢铁、有色、造纸、航空等八个重点行业，未来将逐步纳入交易市场。新 能源（光伏、风电、水电）、电动车、环保等相关企业，将是碳交易主要卖方。

在 2017 年之前，风电、光伏发电可以在碳市场申请 CCER（中国核证自愿减排额 度），对电厂而言，申报这些环境权益会带来一定收益。今年随着全国碳市场的 建立，预计 CCER 会再次开启，碳市场对可再生能源发展的推动作用也会显现。

30-60 碳减排、碳中和目标下，《碳排放权交易管理办法（试行）》的实施必然让更 多的排放大户产生出购买绿电和碳排放权的需求，为新能源企业创造了一个新的盈 利增长点。

3.公司投资逻辑

3.1 平均燃料成本低，盈利能力高于同行

2016 年国家推动电力行业供给侧改革，煤炭价格持续上涨。作为火力发电为主营 业务的公司，营业收入及利润对煤炭价格具有较高敏感性。2016-2018 年，煤炭价 格高企，公司平均单位燃料成本持续走高，从 2016 年的 156.18 元/兆瓦时上涨至 2018 年的 220.5 元/兆瓦时，使得公司经营业绩受到显著影响。2017 年公司营业利 润出现大幅下滑，从 2016 年的 166.97 亿港元下降至 2017 年的 125 亿港元，同比 下降超过 25%。2019-2020 年，受益于市场煤价逐步下行，公司平均单位燃料成本 下降至 2020 年 190.7 元/兆瓦时，营业利润加速增长。2020 年，公司实现营业利润 147.49 亿港元，同比增长 8.6%。

2016-2020 年，公司平均单位燃料成本虽然波动较大，但相比国内火电巨头华能国 际、华电国际及大唐发电，公司平均单位燃料成本均处于较低水平。2018-2020 年，华能国际三年平均单位燃料成本为 223.1 元/兆瓦时，华电国际三年平均单位 燃料成本为 242.4 元/兆瓦时。公司三年平均单位燃料成本则为 205 元/兆瓦时，分 别低于华能国际 18.06 元/兆瓦时及华电国际 37.38 元/兆瓦时，成本优势较突出。

2016 年以来，公司致力于资产结构优化，加快清洁能源开发建设同时，积极推进 煤炭去产能工作，并加速处置、转让或淘汰低效资产，升级改造传统燃煤机组， 提升整体机组效率和盈利能力，保持行业盈利能力领先。近几年随着公司对火电 机组改造的持续投入，机组效率提升效果明显。2016-2020 年，公司机组效率逐年 提高，公司平均供电煤耗呈现逐年下降趋势，从 2016 年的 305 克/千瓦时下降 9 克 /千瓦时至 296 克/千瓦时。我们预计，未来随着公司火电机组持续升级节能创新改 造，公司整体机组效率将会不断提升，平均供电煤耗将延续下滑趋势。

得益于燃料成本优势以及持续改善的机组发电效率，与我国火电龙头公司相比， 公司营业利润率处于行业领先。2020 年，华能国际、华电国际和大唐发电的营业 利润率分别为 7.1%、11.7%和 11.8%；公司营业利润率为 21.4%，分别高出 14.3、 9.7 和 9.6 个百分点。

3.2 火电机组参数高，利用小时数行业领先

截至 2021 年 6 月 30 日，公司运营 37 座燃煤发电厂、3 座燃气发电厂，火电运营 权益装机容量为 32,127 兆瓦，占比 68.3%。公司火电资产主要位于华东、华中和 华南等经济较发达或资源富足区，其中位于江苏省火电机组装机容量为 7,817.2 兆 瓦，占公司火电总权益装机容量 24.3%，占比最大；位于河南省、广东省、河北省 和湖北省紧随其后，火电机组权益装机容量分别为 4,320 兆瓦、4,260 兆瓦、3,703 兆瓦和 3,300 兆瓦，占比分别为 13.4%、13.3%、11.5%和 10.3%；其他省份装机容 量均低于 2,000 兆瓦。

深耕发电行业 20 年，公司一直致力于发电机组的高质量发展，火电机组以高参数 大容量的煤电机组为主。截至 2020 年 12 月 31 日，公司拥有 12 台容量超过 1,000 兆瓦的燃煤机组，占比约为 14%；27 台容量超过 600 兆瓦的燃煤机组，占比达到 32%；42 台容量超过 300 兆瓦的燃煤机组，占比 40%。受益于火电机组高质量、 高参数以及高效率，公司火电机组利用小时数远超行业平均水平。2020 年，公司 火电利用小时数为 4,489 小时，高出全国平均 273 小时。

3.3 加速新能源发展，“十四五”计划新增风光 40GW

目前公司运营 119 座风电场、25 座光伏电站、2 座水电站。2021 年上半年，公司 新增可再生能源装机容量 3,698 兆瓦，风电、光伏发电及水电运营权益装机容量合 共 14,936 兆瓦，占总运营权益装机容量约 31.7%%；其中风电机组权益装机容量为 13,854 兆瓦，占可再生能源装机比例最大，约为 92.8%；光伏装机容量为 803 兆 瓦，占比 5.4%；水电装机容量为 280 兆瓦，占比较小。

与火电机组布局相比，公司风电机组覆盖范围更广。公司围绕 “三个三角区，三 条沿线”(京津唐、长江三角洲和珠江三角洲地区，京广线、东部沿海线和国家特 高压输电沿线地区)布局风电项目的同时，还在甘肃、青海、西藏等风资源丰富地 区积极布局风电机组，充分利用地区资源优势。从 2020 年数据来看，公司风电装 机超过 1,000 兆瓦的省份分别为河南、山东、广东和湖北，装机容量分别为 1639.5 兆瓦、1560.5 兆瓦、1133.5 兆瓦和 1029.4 兆瓦。

得益于风电项目布局的资源优势，公司风电利用小时数大幅超过全国平均水平， 领先行业。2018-2020 年，公司利用小时数分别为 2,314 小时、2,201 小时和 2,236 小时，分别超过全国平均 219、119、139 小时。与同行相比，公司风电利用小时 数连续多年高于风电龙头企业龙源电力，展现公司风电项目在新能源行业中具有 强劲的竞争力。

双碳目标下，未来可再生能源项目规划、发展、建设将加速，给公司未来发展带 来巨大的机遇。随着我国经济的持续增长，全社会用电量不断提升；随着能源转 型，电力行业发展前景广阔。公司积极把握机遇，加快发展清洁能源发电项目， 未来五年公司计划新增 4,000 万千瓦可再生能源装机，预计 2025 年底，可再生能 源装机占比超过 50%。我们预计 2021-2025 年公司再生能源装机容量分别为 15.46GW、20.98GW、27.50GW、36.72GW 和 51.25GW。

3.4 把握机会窗口，进军异质结电池

2021 年 8 月 13 日，浙江省高质量发展建设共同富裕示范区重点项目中，公司 12GW 高效异质结太阳能电池及组件制造项目极具标志性。该项目位于舟山高新技 术产业园二期，总用地面积为 800 亩，总建筑面积为 56 万平方米，建设单位为浙 江铧海新能源有限公司。项目主要建设内容为：1）24 条 500MW 二代异质结太阳 能电池生产装备线；2）24 条 500MW 电池组件封装生产线等主体工程；总投资规 模高达 110 亿元。

异质结电池又名 HIT 电池，指的是采用 HIT 结构的硅太阳能电池。HIT 电池是在 晶体硅上沉积了非晶硅薄膜，综合了晶体硅电池与薄膜电池的优势，是高转换效 率硅基太阳能电池的重要发展方向之一。随着 PERC 电池的效率挖掘逐步接近 24.5%的效率极限，异质结电池被视为下一代光伏电池的革命性技术，其效率更 高，工艺更简单，能耗更低，长期来看代表未来电池技术的发展方向，公司积极 把握新能源发展带来的机遇，预计 2025 年异质结项目建设达产完成以后，将在舟 山形成一个从高效异质结太阳能电池片到高效异质结太阳能电池组件封装及太阳 能光伏发电的产业集团。根据测算，项目年均收入可达 190 亿元，贡献利润约 20 亿元，极大程度增厚公司利润。

4.财务分析

4.1 经营良好，财务稳健

2020 年公司总资产负债率约 59.2%，维持在较低水平且呈现逐年优化趋势；2020 年末公司在手现金和经营现金流分别为 50.36 亿港元和 207.02 亿港元；2020 年加 权平均资产收益率约 9.55%，较 2018 年低点有大幅提升；公司经营现金流和在手 现金持续稳定增长，整体经营良好，财务稳健。

4.2 持续高分红，股东回报稳定

公司派息率历年保持在较高水平，总体稳定保持在 40%以上。2020 年公司派息率 为 40%，末期股息为每股 0.406 港元，已于 2021 年 7 月 9 日向公司股东派发。

5.盈利预测

5.1 收入预测

根据公司可再生能源装机规模快速增长趋势，我们初步预测公司 2021 年收入为 855.38 亿港元，同比增长 23%，其中火电服务预测收入为 677.58 亿港元，同比增 长 18.7%；可再生能源预测收入为 177.8 亿港元，同比增长 42.5%。

5.2 盈利预测

综合考虑公司成本，我们预测公司 2021 年归属股东净利润为 85.25 亿港元，同比 增长 12.4%。

6.风险提示

电价下调、新能源补贴回收不及预期、新增装机不及预期

报告链接：华润电力专题报告：加速清洁低碳转型创新，未来增长可期

（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。）