投资概要

公司目标於十四-五期间新建40GW可再生能源发电规模容量, 约占公司於2020年底在运11.2GW可再生能源权益容量规模约3.57倍. 我们预计可再生能源发电板块贡献利润将会从2020年约38.9%提升到2025年超过75%. 给予公司$33.4 HKD 目标价, 当中主要考虑1) 十四-五 期间预测利润增幅达13.6% CAGR 2). 预测公司市盈率与新能源企业之间的差距将收缩。仍未考虑潜在正面因素包括1) 绿电交易为可再生能源发电提供电费潜在溢价, 2). 扩大𡶶谷电价价差对火电电费收入潜在正面影响.

十四-五期间新能源发电投资带动利润增长提速，有望收窄与新能源企业之间估值差距。

公司可再生能源发电分部利润从2020上半年30亿按年增长70.5%至2021上半年51.1亿元，主要来自新装机规模提速所贡献。我们根据管理层十四-五期间40GW新能源发电规模新建目标, 预测新能源板块分部利润於2020-2025年将会录得36.5% CAGR. 预计新能源板块利润将会於2025年贡献超过75%企业总利润, 相信市场会重新归类华润电力为新能源发电企业. 公司估值有望与港股新能源企业逐步拉近.我们认为公司目前财政状况足够应付未来所需约300-350亿每年的资本开支,相信不需要於港股市场进行股本融资.

稀有传统电力龙头梯队企业缺席A股市场, 扩大新能源发展将会带来回归好时机.

根据公司40GW新能源新建目标, 我们预计未来5年资本开支可能将会达到约$1,500至$1,750亿港元. 相较於13-5期间总资本开支$1,049亿港元增幅约达43%至67%. 虽然我们认为公司在不进行股本融资下仍然能够支撑其资本开支需要，但华润电力作为电力行业龙头梯队企业考虑回归A股市场作融资是绝对有其可能性. 而且加大新能源投资符合”双碳” 减排政策, 相信现在属於有利时机考虑回归A股. 但相信於港股进行股本融资的可能性不大; 1).参考有於港股及A股双边挂牌的传统电力企业,例如:大唐,华能,华电.按照9月15日收市价计算, A/H股溢价平均达到约1.16倍. A股市场进行融资对股本分摊比例预计将会大幅小於港股市场进行融资. 2). 虽然华润电力於过去1年股价累积升幅已经达到约157.32%, 但P/B 仍然只是小幅高於1. 如果股本融资需要按照P/B > 1发行股本而言相信市场价格波动可能会影响发行的实际可行性, 所以相信於港股市场作资本融资的风险相对较细.

煤价下半年涨幅较大将会短暂影响今年火电利润, 但不改十四-五期间强劲基本面。

煤价於下半年涨幅较大, 我们预计2021年火电板块可能会出现零利润状况.公司约50%总发电量为以直供电方式销售,我们假设火力总发电量中直供电比例相约的情况下, 其将会於年底根据当时煤价水平重新调整2022年供电价格。因此，我们预计火电利润将会於2022年有所恢复。整体十四-五期间火电预计 业务维持小幅增长.新能源板块於2020-2025年之间预计利润将会录得约36.5% CAGR, 所以我们认为煤价上涨的短期负面因素将不会影响公司十四-五期间加速转型新能源发电对整体基本面带动.

公司盈利预测及投资建议

公司三大业务: 传统火电, 热能供应 及可再生能源发电分别占2020年总收入大约74%/ 8%/ 18%。从公司上半年公布的业绩来看，营业收入为422.3亿元人民币，同比增长35.4%. 预计火电除了因煤价於2021下半年大幅上涨所带来短期负面影响外, 总体保持平稳增长. 扩大新能源投资将会加速利润增长, 以及减低业绩受煤价波动而影响. 给予公司2021年目标价为33.4港元，对应2021/ 2022/ 2023 每股盈利的市盈率为24.5x/ 14.4x/ 12.5x。首次覆盖，给予买入评级。

公司介绍

华润电力於2001年在香港注册成立,并於2003年成功於港交所上市.公司收入主要来自於火电, 风电, 水电及光伏能源发电. 华润电力发电厂分布於全国. 公司於2018年退出采煤矿业务, 并於2019年开始明显加大对可再生能源发电投资.

公司历史

华润电力於2001年在香港注册成立. 2002年通过收购三个分别位於温洲, 湖北及广东的发电厂, 公司成为中国独立发电商. 於2003年, 公司成功於港交所上市. 2006年及2007年分别以收购和自建方式成功建立营运第一个风电及水电项目. 2009年, 湖南分公司成立, 标志华润电力的区域分公司改革第一步. 同年, 公司成为唯一入选香港恒生指数成份股的中资电力公司. 2010年, 公司通过技改, 成功实现了发电, 蒸汽, 热水, 制冷四联供, 成为区域分布式能源项目. 2018年,公司建立售电与综合能源服务“灵犀”品牌.

经营情况

公司经营传统火电及可再生能源发电业务. 截至2021年6月30日, 公司运营权益装机容量为47,063兆瓦. 其中,火电权益装机为32,127兆瓦,占比约为68.3%; 风电,水电及光伏发电项目运营权益装机容量共达14,936兆瓦,占比为31.7%. 持续加大投资新能源项目以符合新能源发电转型及国家碳中和与碳达𡶶的发展方向. 营运地区分布方面, 发电规模容量主要集中於华东, 华中以及华南地区.

发电组合分布中, 新能源发电装机持续提升.

公司2020-2025年总计划新增约40GW新能源发电容量规模,扩投後新能源规模容量占比将会超过总容量一半. 截至2021年6月底, 公司新能源投产装机占比为32%. 新能源投产容量占比从2019年23%上升至2020年26%. 於2021上半年新能源投产容量增长提速从2020年底占比26%上升至32% 占比增幅达约6ppts. 我们预计十四-五期间年均资本开支将会加大至约300-350亿港元, 预计负债比率会有所提升但会维持在可控范围内.

公司2018,2019年开始加大新能源投资并出售上游煤采矿业务.提高业绩稳定性,并降低盈利受到煤价波动的影响.

2011-2017年期间, 公司每股盈利变化与煤价走势整体呈现反向关系,而且作为比较重要的业绩波动因素.例如: 2011-2015年期间, 煤价下跌带动燃料成本下跌,利润持续提升. 2015-2017年期间,煤价上升带来成本端压力而导致每股利润出现下降. 2018年主要因为公司出售煤矿资产所录得的一次性亏损, 从而导致(会计)净利出现较大幅度下降.2018-2020年, 虽然煤价呈现平稳状态, 但同时较多光伏/风电发电机投产而提供了逐年稳定业绩增长. 公司约50%总发电量为以直供电方式销售，我们假设火力发电总量中直供电比例相约. 以直供电模式下, 年度电费价格一般会於上年底根据当时煤炭价格水平而订立. 如果煤价於年内录得较明显升幅, 公司一般不能够在年内以提高供电价格方式从而转嫁成本上涨到下游用户. 加大新能源布局将会令业务呈现较稳定上升的情况.

十四-五期间大力投放於可再生能源, 业绩增长将会进入快车道.

於十四-五期间,华润电力将会投资建设约40GW光伏或风电发电项目.预计到2025年底,公司可再生能源装机比例将会超过传统火电规模, 相对2020年底,公司在运约11.3GW可再生能源投产容量增长将会达到约3.57倍规模. 相信能够进一步改善公司业绩稳定性, 我们认为公司将会存在与可再生能源企业估值差距收窄的可能.由於火电盈利受到煤价作为主要原材料波动而对利润的影响相对较大. 於十四-五期间随着新能源业务扩大,我们预计公司利润将会总体呈现较快速上升的情况.公司过去一般以IRR约8-9% 作为项目投资回报最低目标, 但我们认为进入平价时代, 现金流回款加快可能将进一步改善项目的整体回报率.

电力行业相关政策分析

我们认为政策方向利好整体电力行业发展,而不仅是光伏与风电. 由於风能及太阳能发电的连续性及可靠性相对传统火电为差，在能源转型中 [储电仍然相对贵的情况下] 火电将会担任重要用电量调𡶶角色。我们认为政策主体是利好新能源发展, 但存量火电也会合理成长及维持. 例如: 政策合理拉大𡶶谷电价价差, 将会利好火电作为调𡶶能源角色. 可再生能源方面, 政策加大力度改善新能源企业现金流,当中包括以绿电交易方式减轻补贴延迟对企业利息负担. 鼓励金融企业合理加大支持新能源企业融资需求.

绿电交易试点启用.将允许可再生能源发电通过电网与用电企业进行直接交易取得溢价, 减轻补贴延迟的利息负担. <中国绿色电力交易试点正式启动>>

绿色电力交易现阶段主要优先包括未纳入国家可再生能源电价附加补助政策范围内风电和光伏发电量参与交易. 按照新华社数据显示, 9月7 日首批绿电交易价格较当地电力中长期交易价格高约0.03元-0.05元/千瓦时. 我们估计相较不同地区脱硫煤标杆电价存在约8-10%电费溢价. 由於大企业需要履行社会责任而改用可再生能源, 所以他们一般能够接受较煤电价市场高的绿电费率. 绿电交易能够让企业以主动承担电价溢价方式, 更便捷地确保其用电为来自可再生能源. 但由於现时只是以试点型式进行, 所以短期的利好因素相信相对有限.

政策合理拉大𡶶谷电价价差, 相信能够为火电电价收入带来小幅改善.

根据 <关於2021年风电,光伏发电开发建设有关事项的通知(征求意见稿)>>, 全国十四-五期间目标是加大新能源发电量占比从11%左右逐年提高到2025年约16.5%左右. 由於光伏及风能发电等可再生能源发电可靠性相对较弱, 会加大整体发电, 供电及售电成本负担以维持电网供应稳定. 由於用电量比较集中於数个时间段, 电网及发电量日内需求起伏相对较大. 由於光伏及风能发电输出的可变性较低, 建立分时电价机制将会能够转嫁更高的营运成本到用户. 从而建立让电网及发电侧运营更有效率的用电习惯, 减少总体社会发电成本. 对於火电企业作为重要调𡶶能源, 政策扩大𡶶谷电价价差将会有利其电费收入.

火电企业能够提供调𡶶发电设施, 将会有助更多可再生能源发电实行并网.

由於新能源发电相对依赖自然环境, 发电量的可调控性较低. 比较适合作为基本负载性质的电力供应. 如果电力供应在某一时间点出现不足的情况, 光伏/风能由於天然资源不可控性而无法立刻提高发电输出. 可再生能源占比加大将会影响电网供应的稳定性, 所以政府鼓励兴建新发电产能时同步建设1). 备电 及 2) 储电 相关产能. 根据<国家发展改革委 国家能源局关於鼓励可再生能源发电企业自建或购买调𡶶能力增加并网规模的通知="">> 文件显示, 超过电网企业保障并网以外的规模初期按照功率15%的挂钓比例(时长4小时以上) 配建调𡶶能力, 按照20%以上挂钓比例进行配建的优先并网. 2021年国家保障性并网规模为不低於9,000万千瓦. 由於2020年光伏及风电装机规模已经达到约1.2亿千瓦, 所以提供备电/调𡶶 [例如:火电] 能力将会是新能源企业装机容量在保障性并网规模以外希望建设更多新能源发电装置的重要决定因素.相信会有利於综合型发电企业.

展望十四-五期间电力行业供需格局分析:

十四五期间, 行业分析预测全社会用电需求将会保持4.17% 复合增长率.

电力行业相信於十四五期间将会维持较快用电量增长速度. 汽车电动化将会为未来电力行业带来新增长动力. 根据全球能源互联网发展合作组织预测, 中国全社会用电量将会由2020年的7.5万亿千瓦时增长至2025年以及2030年分别约为9.2万亿, 10.7万亿千瓦时. 到2050年以及2060年, 总用电量将会达到约16万亿及17万亿千瓦时.

十四-五可再生能源发展预期:

可再生能源发电增量将会为十四-五期间社会用电增量需求的主要贡献来源. 根据相关行业协会对十四-五期间新增规模容量预测, 我们估计新建光伏及风电发电量将会仅足够提供约2/3的中国全社会用电增量需求. 由於光伏/风电整体平均利用小时少於火电50%, 所以一般需要较大的装机容量来满足相等的电力需求.

中国可再生能源发电装机, 预计在2025年底达到超过50%.

截至2020年底, 中国可再生能源发电装机总容量规模达到9.3亿千瓦, 占总发电装机容量比重为42.4%. 相对2012年的水平, 上升约14.6%. 根据发改委2021年4月2日发布标题为 <为中国可再生能源实现跨越式发展>>, 预计到2025年底, 可再生能源的发电装机占中国电力装机比例将超过50%. 全社会用电量持续转向风能, 太阳能, 相信会持续利好对於新能源发电投资企业未来前景. 但需要留意可再生能源发电装机 > 50% 并不等於发电量超过50%, 主要是光伏/风能的平均利用小时远低於火电. 实际发电量一般 = 利用小时 x 设备规模 (ex:500MW).

业界预计风能装机规模到2030年至少达到8亿千瓦 (800GW).

根据2020年10月份风能企业代表联合发布<风能北京宣言>>, 於十四五期间保证年均新增装机5,000万千瓦以上. 2025年後, 中国风电年均新增装机容量应不低於6,000万千瓦. 到2030年总风电装机规模容量将不少於到8亿千瓦, 到2060年不少於30亿千瓦. 参考金风科技公开数据显示, 全国公开招标风电容量为Q1 - 14.2GW, Q2 — 17.2 GW. 相对於风电业保证每年新建不低50 GW 相约. 所以认为未来随着风电设备价格维持合理水平, 将会有利於未来风电相关投资.

风电装置总成本相对光伏较贵. 但如果按照全国平均利用小时数差异作调整,现时风电每度电固定成本与光伏相约.

根据电力企业相关数据, 风电及光伏发电装置总资本开支 [包括:安装, 施工等等] 分别约为$6,000 和 $3,000 - $4,500 人民币每千瓦, 按照现时发电设备价格估计. 但风电与光伏之间所存在的价格差距并不代表光伏发电相对风能拥有绝对竞争优势, 主要原因是光伏利用小时相较风能为低. 按照2020年全国风电/光伏平均利用小时数分别为2,097小时及1,160小时计算, 我们认为现时风电与光伏整体每度电成本相约. 所以我们认为短期影响装机规模比的要素反而是1). 各地的风资源情况. 2). 地区政府对可再生能源的规划情况.

光伏发电装机预计将会於十四-五期间加速.

中国光伏行业协会预测,“十四五”期间,国内光伏装机规模年均增幅约为70-90GW. 预计90GW为相对较乐观的预测. 根据 <关於2021年风电,光伏发电开发建设有关事项的通知(征求意见稿)>>, 全国风电及光伏发电发电量占比预计从2021年约11%左右, 逐年提高到2025年约16.5%左右.

分布式光伏带动装机容量增长.

根据国家能源局数据显示, 2021年上半年新增装机为13.01GW, 其中, 集中式光伏新增装机规模为5.36GW, 分布式光伏为7.65GW, 占比分别约为41.2%和58.85%. 根据 2021年8月1日起开始执行的<关於2021年新能源上网电价政策有关事项的通知>> , 2021年对新备案集中式光伏电站, 工商业分布式光伏项目, 中央财政不再补贴, 实行平价上网. 相信可能会对上游机组价格带来回落的空间从而利好下游投资者.

十四五期间, 火电增量需求预测:

核电及水电於十四-五期间预计增量有限, 由於一般建设周期较长不能於短时间加大规模.

A. 根据核能行业协会发布 <中国核能发展报告(2021)>>蓝皮书, 十四五时期核电机组运转装备容量将达到7,000万千瓦. 相较2020年底约5,000万千瓦增幅为2,000万千瓦.

B. 根据水规总院2021年6月发布<中国可再生能源发展报告>>数据,中国在建水电规模约为4,800万千瓦.由於一般水电规模较大, 需要5-7年建设期. 所以我们认为十四-五期间规模增长不大於5,000万千瓦.

火电能源未来发展:

市场相对比较担忧火电未来发展, 主要是由於不了解光伏/风电每年新增发电量预计并不足够满足每年全国社会用电增量. 现时电力企业积极加大对再生能源发电投入, 但相信新建可再生电力容量只能够满足约2/3社会用电需求增量.存量及部份新增电力需求仍然会由火电提供,所以整体存量火电资产的利用小时相信会持续保持平稳至小幅上升. 根据 <可再生能源发电全额保障性收购管理办法>> 2016 - 於电量需求有限的情况下, 再生能源(非化石能源)发电项目供应将会被优先采用. 市场担忧存量火电项目的利用小时数会否因可再生能源装机扩大而出现明显下降, 但我们认为市场属於过份担忧.

用电量需求增长预测足够支撑火电行业利用小时数.

从长远发展方向, 可再生能源发电量占比会持续扩大. 未来火电可能会成为调𡶶或备用发电等等型式存在. 展望十四五期间, 如果按照相关风能/光伏新增装机预测, 约66%的新增用电量将会能够以新增光伏/ 风能装机所支撑. 由於电量需求新增足够, 所以我们认为存量火电的利用小时不会受到影响.

预计新建煤电厂供应相对有所限制

我们认为十四-五期间将会持续过去13-5期间对火电政策措施; 1) 淘汰落後产能 及2). 优化改造现有产能. 对於未来新增火电项目可能会以风光火储能一体化的项目为主. 过去政策一直对於新增火电项目方面相对严格. 例如: 自2017年发布 <关於推进供给侧结构性改革 防范化解煤电产能过剩风险的意见="">>, “政府发布煤电规划建设风险预警, 接照适度有序的原则, 分类指导各地自用煤电项目的核准, 建设工作.” 以减少煤电新产能建设. 2019年国家发改委, 能源局联合发布 <深入推进供给侧结构性改革 进一步淘汰煤电落後产能="" 促进煤电行业优化升级的意见="">>, 其中主要包括淘汰关停 1) 一些不具备供热改造条件的机组. 2). 供电煤/水耗改造後仍不达标机组. 未来新建煤电厂相信有限, 会小幅度有利存量火电利用小时数提升.

近期催化因素:

可再生能源板块从2021年开始进入平价时代, 不再补贴新建但不影响已并网存量项目补贴. 平价项目由於没有补贴, 将不会受到补贴发放延迟影响.由於中国再生能源基金缺口持续扩大, 电力企业普遍开始采取了不同融资方式 (例如: ABS, ABN 发行来解决可再生能源补贴延迟发放对现金流压力. 煤价持续上行, 对火电厂短期经营带来压力. 企业积极请求地方政府允许电价上浮从而减轻火电厂经营压力.

陆上风电及光伏电价明确以当地燃煤发电基准价执行

2021年陆上风电及光伏发电进入平价及竞价时代後, 新并网风电及光电项目将不再会得到新能源补贴。根据 2021年6月份发改委发布 <关於2021年新能源上网电价政策有关事项的通知>> 新建光伏及陆上风电将上网电价会以平价, 即根据当地脱硫燃煤机组标杆上网电价而定. 相较以往可以选择以平价或竞价方式并网发电, 政府对於陆上风电及光伏电价市场化力度加大；竞价上网要求以招标价低者得方式进行电价确定. 明确中央政府不再补贴 “新备案集中式光伏电站, 工商业分布式光伏项目和新核准陆上风电项目”, 相信会减轻再生能源发展基金未来潜在新支出的额外压力.

煤价上升影响火电利润, 业界请求提价以改善经营.

年初至今煤碳价格涨幅较大, 对於不少火电企业带来经营亏损压力. 截至目前,部分地方政府已经发文提及允许交易电价基准上浮不超过5%/ 10%/ 15%不等. 但由於调价需要当地政府允许, 可能一些地区因为调价影响相对较大而暂不进行调价. 过去电力企业包括 大唐国际,北京国电电力,京能电力,华能集团等11家燃煤企业曾联名请求 <关于重新签约北京地区电力直接交易2021年10-12月年度长协合同的请示>>, 以减轻煤碳价格大幅上涨所带来的亏损. 但总体我们相信煤价上涨对直供电利润方面影响相对短暂, 由於一般直供电价会於明年根据当时煤价水平而重新订价.

鼓励以确权补贴应收款进行融资，相信能够改善新能源企业现金流。

由於新能源发展缺口较大, 我们估计截至2019年底累计达到约3,158亿人民币规模缺口 [根据行业协会 <新能源补欠问题及政策建议>> 文件显示估计截至2019年底, 总拖欠金额约为3,273.09亿元]. 在缺口於2020年持续扩大情况下补贴资金发放款方面延迟, 对於发电企业的现金流方面构成一定负面影响. 我们认为政策正积极为新能源企业因补贴延迟而影响企业现金流着力改善, 例如: 2020年底发布,<不再发布可再生能源补贴目录申请 以加快补贴清单有关审核工作="">>. 能够加快企业可再生能源发电量补贴确权, 从而能够以确权补贴应收帐取得融资渠道. 2021年2月份的政府文件也鼓励再生能源发电企业以多元化方式融资, 例如: 再生能源应收帐证券化等等, 将会有利行业现金流转化及再投资. 近期比较多电力企业发行补贴应收帐ABS以加快回款速度, 从而加快新能源项目投资.

我们预测短期再生能源基金缺口会持续存在，但由於新建不再进行补贴以缺口将会逐年缩减.

按照现时的收费标准1.9分/kWh 可再生能源电价附加费，相信国家能源补贴缺口会持续存在。而且相信增加附加费的可能性将会较低, 主要是避免加大社会负担. 由於补贴支出於2021年进入平价时代後,将不会出现过去般的大幅上升以及项目补贴只有约20年有效期，所以我们认为补贴应收帐只是出现时间延迟的情况而不会出现过去市场担忧的违约风险。 我们认为<关於引导加大金融支持力度 促进风电和光电等行业健康发展的通知="">> 及 <关於加快可再生能源发电补贴项目清单审核有关工作的通知>> 两份政策文件 1). 鼓励金融机构支持新能源企业贷款, 2). 加快可再生能源发电补贴项目清单审核, 目的是为了减轻新能源企业补贴延迟所带来的现金流压力. 而且, 不少电力企业已经开始发行应收帐ABS以改善其现金流问题. 所以总体我们相信情况正在逐步改善.

公司经营分析:

十四五期间, 公司计划新建40GW 可再生能源发电机组。

管理层计划於2021-2025年期间目标新增40GW可再生能源装机容量. 新能源装机容量占比将会超过传统火电规模. 资本开支相信将会维持於较高水平约300-350亿每年, 管理层认为1) 内生业务现金流增长, 2) 贷款融资 及 3) 新能源补贴证券化 将会足够支撑所需的资本开支. 公司现时资本负债水平属低於同业水平. 截至2021上半年底, 华润在手已核准或备案约0.6GW兆瓦风电 和22.3GW光伏项目，合共约22.9GW . 相信目前公司在手项目能够为未来40GW建设目标提供足够确定性.

相信以补贴应收帐发行ABS能够加快现金回流, 支持公司未来资本支出.

我们预测总负债资产比率会於2021-2022年有所提升, 但总体仍然处於可控范围. 随着更多可再生能源设施上网发电贡献收入,将会减轻公司投资所需资金压力. 我们预计资产负债率将会逐年提升并预计会於2023年开始见顶回落, 自由现金流预计将会於2022-2023年开始回复正值数. 未来更大部份的利润预计将会来自於可再生能源 (光伏/风电) 发电量贡献, 将会於2023-2025年成为可再生发电利润贡献为主的电力企业.

总体负债率低於行业平均水平, 相信能够支撑未来十四-五期间投资所需.

虽然於十四-五期间公司预计加大投放於新能源的资本开支,将会小幅扩大其负债比率. 预计公司负债比率仍然会低於行业平均. 所以我们认为加大投资对於公司负债压力相对不大, 资本融资的压力也相对较少. 但我们相信40GW新能源投入 (预计约300-350亿每年投入) 能够为公司带来潜在回归A股上市机会, 以及未来转型为新能源收入为主导的发电企业. 将会可能出现估值修复机会.

公司火电资产优於行业, 能够提供现金流投资新能源.

市场担心火电於未来可能面对利用率降低的影响, 主要因为不同电力企业都大幅度增加对於可再生能源发电投入可能影响对火力发电需求. 但我们相信市场过分担忧可再生能源对存量火电项目的影响. 根据全社会用电量於十四-五期间保持约4.17% 复合增长率的行业预测, 风能及光伏发电增量预计只满足约2/3的全社会用电增量. 虽然再生能源发电量占比整体会有所提升, 但相信对於存量火电项目的影响不大. 2021上半年, 公司火电利用小时数仍然录得按年约10.5% 增幅至2,254小时. 华润电力总体煤电平均利用小时高於主要同业, 显示公司火电资产相对处於电力需求较强的地区. 所以我们认为其火电经营方面会持续保持,并为新能源发展项目提供现金流.

煤价下半年出现大幅上涨导致火电经营环境转差,反而可能带来买入好机会.

2020下半年煤价上升对火电企业经营压力相对较大,相信火电下半年可能出现亏损的情况.但与过去2016-2017年煤价上涨对润利影响的情况有所不同是公司新能源装机规模有所扩大, 2021年将会受惠於新能源规模容量大幅上升所带来的增量利润. 我们认为如果9-12月份煤价上涨对公司股价出现负面影响反而会是进场的好时机, 主要因为1). 公司约50%总发电量为以直供电方式销售，我们假设火力发电总量中直供电比例相约的情况下, 2022年直供电的供电价格将会於2021年底根据当时煤价而订定. 所以火电利润有望於2022年开始改善. 2). 公司积极於十四-五期间转型为新能源发电利润贡献为主的企业, 所以煤价影响相信只是较短期的负面因素. 并不会影响对公司的长期投资逻辑.

新能源企业市场估价更高, 相信可能为公司带来重估机会.

我们认为华润电力作为港股传统电力龙头梯队企业 1)稀有缺席A股市场, 2) 十四-五转型後预计大部份利润贡献将会来自於可再生能源, 将会有望於未来获得重估机会. 截至2020年度, 公司风能发电量占比达到13.1% 为传统电力企业较高的水平. 虽然公司没有水电经营贡献较大幅度可再生发电量, 但由於水电方面相对受到水资源波动性影响较大而利润稳定性相对不足. A股新能源企业平均2021年预期P/E 为约33.6倍, A股传统电力企业也有约18.3倍P/E 估值. 所以我们相信如果公司选择回归A股为未来新能源所需资金作资本融资, 将会为公司迎来估值修复. 另外, 随着公司新能源发电利润占比於十四-五期间逐年扩大, 1).利润上升及2)估值向新能源企业靠近将会为股本回报的双引擎.

再生能源补贴延迟影响可控.

市场忧虑再生能源发展基金缺口扩大，会对可再生能源发电企业现金流影响。我们认为担忧可能大於实际影响，主要因为相关企业开始以”补贴应收帐发行ABS形式”来加快应收帐回款速度。2021上半年, 公司已经成功发行约20亿元应收帐证券化，公司预计下半年会再次发行ABS以加快现金流回款速度.

盈利预测

我们预测公司2021年盈利将会按年录得轻微倒退，主要原因是煤碳价格下半年出现较大幅度上升而影响火电板块利润。公司约50%总发电量为以直供电方式销售，我们假设火力发电总量中直供电比例相约的情况下，火电直供电的比例将会在年底为下一年重新签订供电价格，所以火电利润相信会於2022年有所恢复。可再生能源利润规模预计於2025年将会约为2020年4.7倍，主要由於公司40GW新建项目规划所贡献。

公司估值:

我们认为公司估值提升将会主要来源於1).扩大投资新能源项目, 利润增长提速, 2) 与新能源企业估值差距拉近。 我们给予华润电力目标价为$33.4 HKD ($1,608 亿市值)。

- 新能源板块估值主要根据 2022年预测新能源分部利润达到144.2亿元对标港股新能源企业平均2022年预测市盈率为11.7倍。给予新能源板块$1,687亿估值。

- 火电板块估值将会根据2022年预测分部利润将会达到47.6亿元，以及对标港股传统能源板块平均2022年市盈率为9.6倍。给予火电板块$457亿估值。

- 假设长期税率为25%, 以给予SOTP最终估值。

风险因素

1) 疾情控制不及预期

2) 煤价持续大幅度上升。

3) 新能源装机规模不及预期。

4) 光伏／风电设备价格上升超过预期。

5) 补贴回款速度慢过预期。

财务数据

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