湖北能源研究報(bào)告

湖北能源研究報(bào)告一、風(fēng)光水火儲(chǔ)互補(bǔ)，區(qū)域綜合能源平臺(tái)（一）清潔能源裝機(jī)占比64%，總裝機(jī)11.69GW三峽集團(tuán)旗下區(qū)域性綜合能源平臺(tái)，湖北省財(cái)政廳為第二大股東。公司原為湖北省地方國企，2015年通過非公開發(fā)行，成為三峽集團(tuán)二級(jí)子公司，三峽集團(tuán)將湖北能源定位為區(qū)域性綜合能源公司，三峽集團(tuán)火電、熱電、煤炭、油氣管輸業(yè)務(wù)以及湖北省內(nèi)核電、中小水電、新能源開發(fā)將以湖北能源為主體實(shí)施，同時(shí)，三峽集團(tuán)在湖北省不再從事裝機(jī)在0.3GW以下的中小水電業(yè)務(wù)。截至2022年5月，三峽集團(tuán)及旗下子公司合計(jì)持股44.56%；湖北宏泰作為第二大股東持股27.04%，由湖北省財(cái)政廳全資控股。央企控股+地方政府持股，公司在湖北省內(nèi)資源優(yōu)勢(shì)顯著。截至2021年底，公司控股總裝機(jī)11.69GW，在湖北省裝機(jī)10.49GW，占全省總裝機(jī)65.76GW（不含三峽電站）的15.9%。其中，公司水電、火電、風(fēng)電、光伏裝機(jī)分別為4.66、4.63、0.84、1.56GW，在湖北省內(nèi)市占率分別為27.4%、12.8%、11.7%、11.7%。2021年實(shí)現(xiàn)營業(yè)收入226.2億元，同比增長32.9%，實(shí)現(xiàn)業(yè)績23.4億元，同比降低4.8%。公司以電力業(yè)務(wù)為主，以天然氣和煤炭貿(mào)易物流業(yè)務(wù)為輔，2021年煤價(jià)大漲，出于保供需要，公司火電發(fā)電量和煤炭銷售量大幅增長，帶動(dòng)全年收入同比提升32.9%，燃料成本上行導(dǎo)致火電業(yè)務(wù)虧損，2021年歸母凈利潤小幅下滑4.8%。2022年一季度，煤價(jià)同比仍居高位，公司業(yè)績同比下降20.7%。截至2021年底，公司控股裝機(jī)11.69GW，權(quán)益裝機(jī)9.66GW。水電、火電、風(fēng)電、光伏權(quán)益裝機(jī)分別為4.31、2.96、0.84、1.56GW，風(fēng)光權(quán)益裝機(jī)占比24.8%。2016-2021年，公司水電、火電、風(fēng)電、光伏裝機(jī)CAGR分別為4.7%、13.6%、11.6%、57.1%，新能源裝機(jī)增長較快?；痣?、水電、煤炭貿(mào)易業(yè)務(wù)貢獻(xiàn)主要收入，水電貢獻(xiàn)主要毛利潤。公司電力業(yè)務(wù)和煤炭貿(mào)易貢獻(xiàn)主要收入，2021年火電、水電、煤炭貿(mào)易收入占比達(dá)81.2%。電力業(yè)務(wù)貢獻(xiàn)公司主要毛利潤，其中水電業(yè)務(wù)盈利穩(wěn)定，毛利潤占比達(dá)68%，火電業(yè)務(wù)受燃料成本影響毛利潤有所波動(dòng)，2021年因煤價(jià)大漲出現(xiàn)虧損。煤炭貿(mào)易和天然氣等業(yè)務(wù)毛利率較低，對(duì)毛利潤貢獻(xiàn)較小。2021年公司水電總裝機(jī)4.66GW，國內(nèi)主要集中于清江水電公司。公司水電以清江流域水布埡、隔河巖、高壩洲三大梯級(jí)電站為主，具備多年調(diào)節(jié)能力，合計(jì)裝機(jī)3.32GW；2019年出資2.56億美元收購秘魯查格亞水電站，持股40%（并表），裝機(jī)456MW；此外，公司還擁有洞坪、江坪河等湖北省內(nèi)中小水電，水電總裝機(jī)4.66GW。擬建淋溪河水電站是湖北省十四五重點(diǎn)開發(fā)建設(shè)水電站之一，裝機(jī)0.19GW。2021年公司火電總裝機(jī)4.63GW，主要集中于鄂州發(fā)電公司。鄂州發(fā)電建設(shè)三期工程，合計(jì)裝機(jī)3.96GW；此外，公司擁有東湖燃機(jī)熱電聯(lián)產(chǎn)項(xiàng)目0.37GW，以及援疆項(xiàng)目新疆楚星能源0.3GW。公司主要通過新能源公司從事風(fēng)電、光伏開發(fā)建設(shè)，通過省煤投公司開展煤炭貿(mào)易業(yè)務(wù)，通過天然氣公司開展天然氣業(yè)務(wù)，同時(shí)參股長江證券和三峽財(cái)務(wù)。（二）水火互濟(jì)風(fēng)光為補(bǔ)，2021年發(fā)電量368億千瓦時(shí)裝機(jī)帶動(dòng)發(fā)電量增長，2016-2021年公司發(fā)電量、上網(wǎng)電量CAGR分別為12.4%、12.2%。2021年，公司實(shí)現(xiàn)發(fā)電量368億千瓦時(shí)，同比增長11.7%，實(shí)現(xiàn)上網(wǎng)電量352億千瓦時(shí)，同比增長11.4%。水火互濟(jì)降低波動(dòng)，風(fēng)光為補(bǔ)貢獻(xiàn)增量。公司電力業(yè)務(wù)以火電和水電業(yè)務(wù)為主，兩者互補(bǔ)共同帶動(dòng)發(fā)電量穩(wěn)定提升，2018-2019年，清江流域來水偏枯，公司水電發(fā)電量分別同比降低29.9%、20.2%，公司火電發(fā)電量則分別同比提升18.1%、69.7%，保障公司經(jīng)營穩(wěn)定，2021年，為保障湖北省電力供給，公司火電利用小時(shí)數(shù)提升674小時(shí)至4537小時(shí)，發(fā)電量同比提升17.4%。公司風(fēng)光裝機(jī)快速提升帶動(dòng)發(fā)電量增長，2016-2021年，公司風(fēng)電、光伏發(fā)電量CAGR分別為22.8%、48.0%，新能源發(fā)電量占比從2016年的3.4%提升至2021年6.8%。2022Q1公司平均上網(wǎng)電價(jià)0.47元/千瓦時(shí)，相比2021年提升7.3%。2019-2021年，公司上網(wǎng)電價(jià)保持穩(wěn)定，2021年平均上網(wǎng)電價(jià)0.438元/千瓦時(shí)，同比提升1%。2022年一季度，公司煤電上網(wǎng)電價(jià)較煤電基準(zhǔn)價(jià)格上浮20%，平均上網(wǎng)電價(jià)達(dá)0.47元/千瓦時(shí)，相比2021年提升7.3%。2021年銷售煤炭2252萬噸，同比提升285.4%。公司煤炭主要來源于山西、安徽、河南和陜西等地，主要在湖北省內(nèi)銷售。2021年荊州煤炭鐵水聯(lián)運(yùn)儲(chǔ)配基地一期工程正式投產(chǎn)，煤炭中轉(zhuǎn)能力2000萬噸/年，2021年轉(zhuǎn)運(yùn)煤炭595.47萬噸。2022年，公司計(jì)劃煤炭銷售量2400萬噸，同比提升6.6%。天然氣公司在2015年引入中石化天然氣公司增資，公司和中石化天然氣分別持股51%、49%，截至2021年底，公司天然氣業(yè)務(wù)已在湖北省內(nèi)建成37座場(chǎng)站，省內(nèi)天然氣長輸管線660公里（不含東湖燃機(jī)管道），城市燃?xì)庵袎汗芫€235.2公里，覆蓋湖北全省13個(gè)省轄市、州中除十堰市外的12個(gè)。2021年，公司銷售天然氣24.05億方，同比增長16.9%。2022年，公司計(jì)劃天然氣銷售量25億方，同比增長4%。煤炭采購均價(jià)同比提升45.9%，火電業(yè)務(wù)虧損5.31億元。2021年公司煤炭采購均價(jià)同比提升45.9%至739元/噸，火電業(yè)務(wù)虧損5.31億元，毛利率降低至-3.8%，水電業(yè)務(wù)盈利穩(wěn)定，2021年毛利率55.1%。在火電業(yè)務(wù)影響下，2021年公司毛利率、凈利率分別下降至17%、10%，ROE同比下降0.9pct至7.9%。2022年一季度在電價(jià)提升下，公司火電業(yè)務(wù)虧損0.58億元，相比2021年虧損明顯減小。2021年公司期間費(fèi)用14.2億元，期間費(fèi)用率6.3%。2019年公司收購秘魯查格亞電站及鄂州發(fā)電三期投產(chǎn)，當(dāng)年財(cái)務(wù)費(fèi)用提升較大。公司期間費(fèi)用率常年保持低水平，2017年以來不超過8%。參股多家上市公司和金融企業(yè)，2021年投資收益占利潤總額比例達(dá)21.6%。公司參股長源電力、長江證券、長江財(cái)險(xiǎn)、三峽財(cái)務(wù)公司等多家上市公司或金融企業(yè)，2021年長期股權(quán)投資達(dá)53.6億元，占總資產(chǎn)比7.3%，可貢獻(xiàn)大量投資收益，公司歷年投資收益占利潤總額比例超10%，2021年，公司實(shí)現(xiàn)投資收益6.5億元，占利潤總額比例達(dá)21.6%，其中長期股權(quán)投資貢獻(xiàn)3.68億元。公司負(fù)債規(guī)模逐漸提高，截至2021年總負(fù)債367億元，資產(chǎn)負(fù)債率逐漸提升至2021年50%。2021年長期借款大幅增加主要系處于項(xiàng)目建設(shè)需要擴(kuò)大長期融資以及收購

新能源項(xiàng)目并表，其他負(fù)債增加主要系預(yù)收煤炭款項(xiàng)導(dǎo)致合同負(fù)債增加。傳統(tǒng)能源業(yè)務(wù)貢獻(xiàn)充足現(xiàn)金流，2021年經(jīng)營現(xiàn)金流凈額32億元。固定資產(chǎn)占比高，歷年折舊占成本比重較高，因此經(jīng)營現(xiàn)金流充裕。2019年，公司收購秘魯查格亞電站，投資現(xiàn)金流凈額-63億元，2021年公司新增新能源項(xiàng)目1.09GW，投資現(xiàn)金流凈額-37億元。分紅穩(wěn)定，2018年以來公司分紅率超30%，股息率超2.5%。2021年，公司制定2021-2023年股東回報(bào)規(guī)劃，承諾每年利潤分配規(guī)模不低于當(dāng)年歸母凈利潤的15%，實(shí)際上，2018年以來，公司分紅率均超30%，股息率在2.5%以上。（三）股權(quán)激勵(lì)+回購+增持，彰顯公司發(fā)展信心公司實(shí)施股權(quán)激勵(lì)計(jì)劃，首次授予股票占公司總股本比例0.96%。2021年11月，公司發(fā)布限制性股票激勵(lì)計(jì)劃（草案），2022年2月9日，公司向196名員工授予限制性股票6230.14萬股，占公司總股本0.96%，授予價(jià)格2.39元/股。設(shè)置業(yè)績考核目標(biāo)，2022-2024年凈資產(chǎn)收益率分別不低于6.8%、6.95%、7.12%，營業(yè)收入相比2020年復(fù)合增速不低于15%，計(jì)算2022-2024年?duì)I業(yè)收入不低于225、259、298億元。公司估值維持較低水平，擬使用5-10億元資金回購公司股份。2022年以來，公司PE-TTM維持在12倍左右，PB-TTM長時(shí)間低于1倍。較低的估值水平下，2022年4月，公司發(fā)布回購計(jì)劃，擬使用5-10億元資金回購公司股份，回購價(jià)格不超過4.67元/股。以4.67元/股的回購價(jià)格計(jì)算，預(yù)計(jì)回購數(shù)量1.07-2.14億股，占公司總股本的1.63%-3.26%。公司控股股東及一致行動(dòng)人持續(xù)增持公司股份。2015年三峽集團(tuán)通過定增成為公司控股股東后，多次增持公司股票，2016-2020年，三峽集團(tuán)、長江電力和長電資本合計(jì)增持5%。2022年3月29日，公司公告稱控股股東一致行動(dòng)人長電投資擬在6個(gè)月內(nèi)增持公司股份0.5%-1%。彰顯控股股東對(duì)公司發(fā)展信心。二、來水偏豐，水電業(yè)績穩(wěn)中有升（一）Q1清江來水量同比偏多50%，水電發(fā)電量提升在即公司主要水電資產(chǎn)集中于清江公司，開發(fā)建設(shè)長江支流清江流域三大梯級(jí)電站，水布埡、隔河巖、高壩洲，裝機(jī)分別為1.84、1.21、0.27GW，占公司水電裝機(jī)比例71.3%。其中，水布埡電站具備多年調(diào)節(jié)能力，與下游電站聯(lián)合運(yùn)行，可增加隔河巖、高壩洲發(fā)電量2.4億千瓦時(shí)，并且可與三峽、葛洲壩電站聯(lián)合調(diào)度。清江來水波動(dòng)較大，公司水電利用小時(shí)數(shù)與來水情況高度相關(guān)。水力發(fā)電易受來水情況影響，清江流域來水波動(dòng)較大，2018、2019年，公司三大梯級(jí)電站來水偏枯三成以上，導(dǎo)致公司水電利用小時(shí)數(shù)分別同比降低30%、29.1%。2022年中國清江流域來水偏豐，一季度公司發(fā)電量同比+2.83%。公司在2021年度業(yè)績說明會(huì)上表示，2022年一季度，清江流域（水布埡）來水同比偏多50.1%，較多年平均值偏多86.9%，2022Q1公司實(shí)現(xiàn)水電發(fā)電量30.84億千瓦時(shí)，同比增長2.83%。從水布埡電站每日入庫流量來看，2022年1-5月入庫流量均值為近五年最高水平，水庫水位與2021年基本持平。伴隨汛期到來，清江來水量仍將持續(xù)增加，預(yù)計(jì)將帶動(dòng)公司水電發(fā)電量和業(yè)績向上提升。（二）電價(jià)頂格上浮對(duì)沖成本，火電業(yè)績有望改善2022Q1煤電電價(jià)較基準(zhǔn)價(jià)上浮20%，短期收入端迅速打開天花板。原則上燃煤發(fā)電電量全部進(jìn)入電力市場(chǎng)，還將煤電交易電價(jià)上下浮動(dòng)范圍擴(kuò)大至20%，高耗能企業(yè)不受限制。2022年，在煤價(jià)大漲情況下，公司已經(jīng)交易的煤電上網(wǎng)電價(jià)較煤電基準(zhǔn)價(jià)格上浮20%。我們對(duì)公司火電業(yè)務(wù)核心子公司鄂州發(fā)電，從上網(wǎng)電價(jià)、利用小時(shí)數(shù)、燃料單價(jià)三個(gè)指標(biāo)進(jìn)行敏感性測(cè)算。鄂州發(fā)電2021年?duì)I業(yè)收入65.6億元、營業(yè)利潤-3.3億元。參考公司2022年一季度已交易煤電電價(jià)相比基準(zhǔn)價(jià)上浮20%，假設(shè)鄂州發(fā)電全年上網(wǎng)電價(jià)中樞值為0.4801元/千瓦時(shí)；利用小時(shí)數(shù)為4750小時(shí)；考慮當(dāng)前煤價(jià)仍在高位，假設(shè)煤炭采購均價(jià)為804元/噸，同比增長7%，則2022年鄂州發(fā)電營業(yè)利潤中樞值為5.23億元。公司在建火電裝機(jī)2.98GW，預(yù)計(jì)2023年可投產(chǎn)2GW。公司目前擁有兩個(gè)在建火電項(xiàng)目，其中襄陽宜城火電擬建2×1000MW超超臨界燃煤機(jī)組，年設(shè)計(jì)發(fā)電量84億千瓦時(shí)，已于2021年6月開工，根據(jù)招標(biāo)公告預(yù)計(jì)可于2023年投產(chǎn)，屆時(shí)公司火電裝機(jī)可同比增長43.2%。同時(shí)，襄陽是浩吉運(yùn)煤通道進(jìn)入湖北的首站，煤炭運(yùn)輸條件較為優(yōu)越。遼寧營口燃機(jī)項(xiàng)目目前由于政策原因推進(jìn)緩慢，預(yù)計(jì)短時(shí)間難以投產(chǎn)。三、十四五擬新增新能源8GW+，抽水蓄能儲(chǔ)備4.4GW（一）年內(nèi)擬投產(chǎn)新能源

2.08GW，2021-2025新能源裝機(jī)增速45%湖北省規(guī)劃十四五新增光伏、風(fēng)電裝機(jī)15、5GW。2022年5月，湖北省發(fā)布湖北省能源發(fā)展“十四五”規(guī)劃，提出大規(guī)模發(fā)展光伏發(fā)電、風(fēng)電，十四五期間分別新增光伏發(fā)電、風(fēng)電裝機(jī)15、5GW，2025年光伏、風(fēng)電發(fā)電總裝機(jī)達(dá)到32GW，年發(fā)電量400億千瓦時(shí)，預(yù)計(jì)2021-2025年，湖北省光伏、風(fēng)電CAGR分別達(dá)26.7%、14.1%，到2025年，光伏、風(fēng)電占總裝機(jī)比例分別達(dá)21.5%、10.7%。公司規(guī)劃十四五末總裝機(jī)突破22GW，預(yù)計(jì)2021-2025年新能源裝機(jī)復(fù)合增速可達(dá)45.3%。湖北能源董事長朱承軍在接受湖北日?qǐng)?bào)采訪時(shí)表示，在十四五末，公司總裝機(jī)將突破22GW，其中可再生能源15GW，占比達(dá)70%?？紤]十四五期間，公司襄陽宜城火電2GW可投產(chǎn)，水電無新增裝機(jī)，要使總裝機(jī)達(dá)到22GW，預(yù)計(jì)公司新能源裝機(jī)將達(dá)到10.71GW，同時(shí)公司規(guī)劃2022年新增裝機(jī)2.08GW，則2023-2025年年均新增2.08GW，2021-2025年新能源裝機(jī)復(fù)合增速可達(dá)45.3%。公司在手儲(chǔ)備項(xiàng)目充裕，已公告擬建新能源項(xiàng)目2.85GW。公司在手項(xiàng)目充裕，擬建兩個(gè)大型項(xiàng)目，湖北能源宜城新能源百萬千瓦基地項(xiàng)目裝機(jī)400MW，計(jì)劃于2022年6月開工，宜城鶯河、東灣馬頭山農(nóng)光互補(bǔ)項(xiàng)目已取得行政批復(fù)。陜武直流配套新能源一期光伏發(fā)電項(xiàng)目裝機(jī)2.1GW，目前正辦理備案手續(xù)。此外，公司還將投資多個(gè)光伏發(fā)電、農(nóng)光互補(bǔ)、光儲(chǔ)漁業(yè)一體化項(xiàng)目。截至2022年3月底，公司在湖北、陜西、新疆等地儲(chǔ)備新能源資源基地、政府競(jìng)配等項(xiàng)目近10GW。此外，公司傳統(tǒng)能源業(yè)務(wù)現(xiàn)金流充沛，測(cè)算存量火電、水電項(xiàng)目可提供年均40億元以上的經(jīng)營現(xiàn)金流凈額。參考公司擬建光伏項(xiàng)目單位投資5000元/千瓦左右，假設(shè)項(xiàng)目所需資本金為30%（下同），則公司傳統(tǒng)業(yè)務(wù)帶來的現(xiàn)金流可支持每年2.7GW左右的光伏建設(shè)；假設(shè)新建陸風(fēng)項(xiàng)目單位造價(jià)為5571~4782元/千瓦，則可支持每年2.47~2.90GW陸風(fēng)建設(shè)。（二）政策端加碼抽水蓄能，已儲(chǔ)備資源4.4GW抽水蓄能為目前中國運(yùn)用最廣泛、成本最低的儲(chǔ)能技術(shù)。各儲(chǔ)能技術(shù)中，抽水蓄能相比電化學(xué)儲(chǔ)能和其他儲(chǔ)能技術(shù)有明顯的成本優(yōu)勢(shì)，當(dāng)利用小時(shí)數(shù)為2000小時(shí)時(shí)，抽水蓄能成本僅為0.46元/千瓦時(shí)，為目前最主流的抽水蓄能技術(shù)，2021年抽水蓄能裝機(jī)占儲(chǔ)能裝機(jī)占比達(dá)86.3%。除了發(fā)電蓄電以外，抽水蓄能還有調(diào)峰填谷、調(diào)頻、調(diào)相的功能，是成熟的電力體系中不可缺少的一環(huán)。政策端加碼抽水蓄能，預(yù)計(jì)2021-2030中國抽水蓄能裝機(jī)CAGR達(dá)14%。過去10年內(nèi)中國抽水蓄能裝機(jī)保持較快增長，2011-2021年裝機(jī)CAGR達(dá)7.1%，2021年抽水蓄能裝機(jī)達(dá)36.39GW。2021年9月17日，國家能源局正式發(fā)布抽水蓄能中長期發(fā)展規(guī)劃（2021-2035年），規(guī)劃要求2025年中國抽水蓄能裝機(jī)將上升至62GW，2030年進(jìn)一步提高至120GW，CAGR達(dá)到14%左右，到2035年，中國將形成滿足新能源高比例大規(guī)模發(fā)展需求的抽水蓄能現(xiàn)代化產(chǎn)業(yè)。容量電價(jià)納入輸配電價(jià)回收，新兩部制電價(jià)解決原本制約抽水蓄能發(fā)展的成本疏導(dǎo)問題。5月8日國家發(fā)改委發(fā)布的關(guān)于進(jìn)一步完善抽水蓄能價(jià)格機(jī)制的意見進(jìn)一步完善兩部制電價(jià)疏導(dǎo)，容量電價(jià)（假設(shè)電站運(yùn)營期為40年，按照資本金IRR6.5%核定電站容量電價(jià)）將納入輸配電價(jià)回收，由電網(wǎng)企業(yè)支付，解決原本容量電價(jià)付費(fèi)主體不明晰的困境，逐步完善成本疏導(dǎo)問題。電量電價(jià)中引入市場(chǎng)化競(jìng)爭(zhēng)機(jī)