湖北能源研究报告：风光水火储互补被低估的清洁能源平台

湖北能源研究报告：风光水火储互补，被低估的清洁能源平台一、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。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。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%。（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抽水蓄能为目前我国运用最广泛、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。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制，明确在电力现货市场运行的地方，抽水蓄能电站抽水电价、上网电价按现货市场价格及规则结算，而湖北省已