湖北能源研究报告

湖北能源研究报告一、风光水火储互补，区域综合能源平台（一）清洁能源装机占比64%，总装机11.69GW三峡集团旗下区域性综合能源平台，湖北省财政厅为第二大股东。公司原为湖北省地方国企，2015年通过非公开发行，成为三峡集团二级子公司，三峡集团将湖北能源定位为区域性综合能源公司，三峡集团火电、热电、煤炭、油气管输业务以及湖北省内核电、中小水电、新能源开发将以湖北能源为主体实施，同时，三峡集团在湖北省不再从事装机在0.3GW以下的中小水电业务。截至2022年5月，三峡集团及旗下子公司合计持股44.56%；湖北宏泰作为第二大股东持股27.04%，由湖北省财政厅全资控股。央企控股+地方政府持股，公司在湖北省内资源优势显著。截至2021年底，公司控股总装机11.69GW，在湖北省装机10.49GW，占全省总装机65.76GW（不含三峡电站）的15.9%。其中，公司水电、火电、风电、光伏装机分别为4.66、4.63、0.84、1.56GW，在湖北省内市占率分别为27.4%、12.8%、11.7%、11.7%。2021年实现营业收入226.2亿元，同比增长32.9%，实现业绩23.4亿元，同比降低4.8%。公司以电力业务为主，以天然气和煤炭贸易物流业务为辅，2021年煤价大涨，出于保供需要，公司火电发电量和煤炭销售量大幅增长，带动全年收入同比提升32.9%，燃料成本上行导致火电业务亏损，2021年归母净利润小幅下滑4.8%。2022年一季度，煤价同比仍居高位，公司业绩同比下降20.7%。截至2021年底，公司控股装机11.69GW，权益装机9.66GW。水电、火电、风电、光伏权益装机分别为4.31、2.96、0.84、1.56GW，风光权益装机占比24.8%。2016-2021年，公司水电、火电、风电、光伏装机CAGR分别为4.7%、13.6%、11.6%、57.1%，新能源装机增长较快。火电、水电、煤炭贸易业务贡献主要收入，水电贡献主要毛利润。公司电力业务和煤炭贸易贡献主要收入，2021年火电、水电、煤炭贸易收入占比达81.2%。电力业务贡献公司主要毛利润，其中水电业务盈利稳定，毛利润占比达68%，火电业务受燃料成本影响毛利润有所波动，2021年因煤价大涨出现亏损。煤炭贸易和天然气等业务毛利率较低，对毛利润贡献较小。2021年公司水电总装机4.66GW，国内主要集中于清江水电公司。公司水电以清江流域水布垭、隔河岩、高坝洲三大梯级电站为主，具备多年调节能力，合计装机3.32GW；2019年出资2.56亿美元收购秘鲁查格亚水电站，持股40%（并表），装机456MW；此外，公司还拥有洞坪、江坪河等湖北省内中小水电，水电总装机4.66GW。拟建淋溪河水电站是湖北省十四五重点开发建设水电站之一，装机0.19GW。2021年公司火电总装机4.63GW，主要集中于鄂州发电公司。鄂州发电建设三期工程，合计装机3.96GW；此外，公司拥有东湖燃机热电联产项目0.37GW，以及援疆项目新疆楚星能源0.3GW。公司主要通过新能源公司从事风电、光伏开发建设，通过省煤投公司开展煤炭贸易业务，通过天然气公司开展天然气业务，同时参股长江证券和三峡财务。（二）水火互济风光为补，2021年发电量368亿千瓦时装机带动发电量增长，2016-2021年公司发电量、上网电量CAGR分别为12.4%、12.2%。2021年，公司实现发电量368亿千瓦时，同比增长11.7%，实现上网电量352亿千瓦时，同比增长11.4%。水火互济降低波动，风光为补贡献增量。公司电力业务以火电和水电业务为主，两者互补共同带动发电量稳定提升，2018-2019年，清江流域来水偏枯，公司水电发电量分别同比降低29.9%、20.2%，公司火电发电量则分别同比提升18.1%、69.7%，保障公司经营稳定，2021年，为保障湖北省电力供给，公司火电利用小时数提升674小时至4537小时，发电量同比提升17.4%。公司风光装机快速提升带动发电量增长，2016-2021年，公司风电、光伏发电量CAGR分别为22.8%、48.0%，新能源发电量占比从2016年的3.4%提升至2021年6.8%。2022Q1公司平均上网电价0.47元/千瓦时，相比2021年提升7.3%。2019-2021年，公司上网电价保持稳定，2021年平均上网电价0.438元/千瓦时，同比提升1%。2022年一季度，公司煤电上网电价较煤电基准价格上浮20%，平均上网电价达0.47元/千瓦时，相比2021年提升7.3%。2021年销售煤炭2252万吨，同比提升285.4%。公司煤炭主要来源于山西、安徽、河南和陕西等地，主要在湖北省内销售。2021年荆州煤炭铁水联运储配基地一期工程正式投产，煤炭中转能力2000万吨/年，2021年转运煤炭595.47万吨。2022年，公司计划煤炭销售量2400万吨，同比提升6.6%。天然气公司在2015年引入中石化天然气公司增资，公司和中石化天然气分别持股51%、49%，截至2021年底，公司天然气业务已在湖北省内建成37座场站，省内天然气长输管线660公里（不含东湖燃机管道），城市燃气中压管线235.2公里，覆盖湖北全省13个省辖市、州中除十堰市外的12个。2021年，公司销售天然气24.05亿方，同比增长16.9%。2022年，公司计划天然气销售量25亿方，同比增长4%。煤炭采购均价同比提升45.9%，火电业务亏损5.31亿元。2021年公司煤炭采购均价同比提升45.9%至739元/吨，火电业务亏损5.31亿元，毛利率降低至-3.8%，水电业务盈利稳定，2021年毛利率55.1%。在火电业务影响下，2021年公司毛利率、净利率分别下降至17%、10%，ROE同比下降0.9pct至7.9%。2022年一季度在电价提升下，公司火电业务亏损0.58亿元，相比2021年亏损明显减小。2021年公司期间费用14.2亿元，期间费用率6.3%。2019年公司收购秘鲁查格亚电站及鄂州发电三期投产，当年财务费用提升较大。公司期间费用率常年保持低水平，2017年以来不超过8%。参股多家上市公司和金融企业，2021年投资收益占利润总额比例达21.6%。公司参股长源电力、长江证券、长江财险、三峡财务公司等多家上市公司或金融企业，2021年长期股权投资达53.6亿元，占总资产比7.3%，可贡献大量投资收益，公司历年投资收益占利润总额比例超10%，2021年，公司实现投资收益6.5亿元，占利润总额比例达21.6%，其中长期股权投资贡献3.68亿元。公司负债规模逐渐提高，截至2021年总负债367亿元，资产负债率逐渐提升至2021年50%。2021年长期借款大幅增加主要系处于项目建设需要扩大长期融资以及收购

新能源项目并表，其他负债增加主要系预收煤炭款项导致合同负债增加。传统能源业务贡献充足现金流，2021年经营现金流净额32亿元。固定资产占比高，历年折旧占成本比重较高，因此经营现金流充裕。2019年，公司收购秘鲁查格亚电站，投资现金流净额-63亿元，2021年公司新增新能源项目1.09GW，投资现金流净额-37亿元。分红稳定，2018年以来公司分红率超30%，股息率超2.5%。2021年，公司制定2021-2023年股东回报规划，承诺每年利润分配规模不低于当年归母净利润的15%，实际上，2018年以来，公司分红率均超30%，股息率在2.5%以上。（三）股权激励+回购+增持，彰显公司发展信心公司实施股权激励计划，首次授予股票占公司总股本比例0.96%。2021年11月，公司发布限制性股票激励计划（草案），2022年2月9日，公司向196名员工授予限制性股票6230.14万股，占公司总股本0.96%，授予价格2.39元/股。设置业绩考核目标，2022-2024年净资产收益率分别不低于6.8%、6.95%、7.12%，营业收入相比2020年复合增速不低于15%，计算2022-2024年营业收入不低于225、259、298亿元。公司估值维持较低水平，拟使用5-10亿元资金回购公司股份。2022年以来，公司PE-TTM维持在12倍左右，PB-TTM长时间低于1倍。较低的估值水平下，2022年4月，公司发布回购计划，拟使用5-10亿元资金回购公司股份，回购价格不超过4.67元/股。以4.67元/股的回购价格计算，预计回购数量1.07-2.14亿股，占公司总股本的1.63%-3.26%。公司控股股东及一致行动人持续增持公司股份。2015年三峡集团通过定增成为公司控股股东后，多次增持公司股票，2016-2020年，三峡集团、长江电力和长电资本合计增持5%。2022年3月29日，公司公告称控股股东一致行动人长电投资拟在6个月内增持公司股份0.5%-1%。彰显控股股东对公司发展信心。二、来水偏丰，水电业绩稳中有升（一）Q1清江来水量同比偏多50%，水电发电量提升在即公司主要水电资产集中于清江公司，开发建设长江支流清江流域三大梯级电站，水布垭、隔河岩、高坝洲，装机分别为1.84、1.21、0.27GW，占公司水电装机比例71.3%。其中，水布垭电站具备多年调节能力，与下游电站联合运行，可增加隔河岩、高坝洲发电量2.4亿千瓦时，并且可与三峡、葛洲坝电站联合调度。清江来水波动较大，公司水电利用小时数与来水情况高度相关。水力发电易受来水情况影响，清江流域来水波动较大，2018、2019年，公司三大梯级电站来水偏枯三成以上，导致公司水电利用小时数分别同比降低30%、29.1%。2022年中国清江流域来水偏丰，一季度公司发电量同比+2.83%。公司在2021年度业绩说明会上表示，2022年一季度，清江流域（水布垭）来水同比偏多50.1%，较多年平均值偏多86.9%，2022Q1公司实现水电发电量30.84亿千瓦时，同比增长2.83%。从水布垭电站每日入库流量来看，2022年1-5月入库流量均值为近五年最高水平，水库水位与2021年基本持平。伴随汛期到来，清江来水量仍将持续增加，预计将带动公司水电发电量和业绩向上提升。（二）电价顶格上浮对冲成本，火电业绩有望改善2022Q1煤电电价较基准价上浮20%，短期收入端迅速打开天花板。原则上燃煤发电电量全部进入电力市场，还将煤电交易电价上下浮动范围扩大至20%，高耗能企业不受限制。2022年，在煤价大涨情况下，公司已经交易的煤电上网电价较煤电基准价格上浮20%。我们对公司火电业务核心子公司鄂州发电，从上网电价、利用小时数、燃料单价三个指标进行敏感性测算。鄂州发电2021年营业收入65.6亿元、营业利润-3.3亿元。参考公司2022年一季度已交易煤电电价相比基准价上浮20%，假设鄂州发电全年上网电价中枢值为0.4801元/千瓦时；利用小时数为4750小时；考虑当前煤价仍在高位，假设煤炭采购均价为804元/吨，同比增长7%，则2022年鄂州发电营业利润中枢值为5.23亿元。公司在建火电装机2.98GW，预计2023年可投产2GW。公司目前拥有两个在建火电项目，其中襄阳宜城火电拟建2×1000MW超超临界燃煤机组，年设计发电量84亿千瓦时，已于2021年6月开工，根据招标公告预计可于2023年投产，届时公司火电装机可同比增长43.2%。同时，襄阳是浩吉运煤通道进入湖北的首站，煤炭运输条件较为优越。辽宁营口燃机项目目前由于政策原因推进缓慢，预计短时间难以投产。三、十四五拟新增新能源8GW+，抽水蓄能储备4.4GW（一）年内拟投产新能源

2.08GW，2021-2025新能源装机增速45%湖北省规划十四五新增光伏、风电装机15、5GW。2022年5月，湖北省发布湖北省能源发展“十四五”规划，提出大规模发展光伏发电、风电，十四五期间分别新增光伏发电、风电装机15、5GW，2025年光伏、风电发电总装机达到32GW，年发电量400亿千瓦时，预计2021-2025年，湖北省光伏、风电CAGR分别达26.7%、14.1%，到2025年，光伏、风电占总装机比例分别达21.5%、10.7%。公司规划十四五末总装机突破22GW，预计2021-2025年新能源装机复合增速可达45.3%。湖北能源董事长朱承军在接受湖北日报采访时表示，在十四五末，公司总装机将突破22GW，其中可再生能源15GW，占比达70%。考虑十四五期间，公司襄阳宜城火电2GW可投产，水电无新增装机，要使总装机达到22GW，预计公司新能源装机将达到10.71GW，同时公司规划2022年新增装机2.08GW，则2023-2025年年均新增2.08GW，2021-2025年新能源装机复合增速可达45.3%。公司在手储备项目充裕，已公告拟建新能源项目2.85GW。公司在手项目充裕，拟建两个大型项目，湖北能源宜城新能源百万千瓦基地项目装机400MW，计划于2022年6月开工，宜城莺河、东湾马头山农光互补项目已取得行政批复。陕武直流配套新能源一期光伏发电项目装机2.1GW，目前正办理备案手续。此外，公司还将投资多个光伏发电、农光互补、光储渔业一体化项目。截至2022年3月底，公司在湖北、陕西、新疆等地储备新能源资源基地、政府竞配等项目近10GW。此外，公司传统能源业务现金流充沛，测算存量火电、水电项目可提供年均40亿元以上的经营现金流净额。参考公司拟建光伏项目单位投资5000元/千瓦左右，假设项目所需资本金为30%（下同），则公司传统业务带来的现金流可支持每年2.7GW左右的光伏建设；假设新建陆风项目单位造价为5571~4782元/千瓦，则可支持每年2.47~2.90GW陆风建设。（二）政策端加码抽水蓄能，已储备资源4.4GW抽水蓄能为目前中国运用最广泛、成本最低的储能技术。各储能技术中，抽水蓄能相比电化学储能和其他储能技术有明显的成本优势，当利用小时数为2000小时时，抽水蓄能成本仅为0.46元/千瓦时，为目前最主流的抽水蓄能技术，2021年抽水蓄能装机占储能装机占比达86.3%。除了发电蓄电以外，抽水蓄能还有调峰填谷、调频、调相的功能，是成熟的电力体系中不可缺少的一环。政策端加码抽水蓄能，预计2021-2030中国抽水蓄能装机CAGR达14%。过去10年内中国抽水蓄能装机保持较快增长，2011-2021年装机CAGR达7.1%，2021年抽水蓄能装机达36.39GW。2021年9月17日，国家能源局正式发布抽水蓄能中长期发展规划（2021-2035年），规划要求2025年中国抽水蓄能装机将上升至62GW，2030年进一步提高至120GW，CAGR达到14%左右，到2035年，中国将形成满足新能源高比例大规模发展需求的抽水蓄能现代化产业。容量电价纳入输配电价回收，新两部制电价解决原本制约抽水蓄能发展的成本疏导问题。5月8日国家发改委发布的关于进一步完善抽水蓄能价格机制的意见进一步完善两部制电价疏导，容量电价（假设电站运营期为40年，按照资本金IRR6.5%核定电站容量电价）将纳入输配电价回收，由电网企业支付，解决原本容量电价付费主体不明晰的困境，逐步完善成本疏导问题。电量电价中引入市场化竞争机