【华泰证券】高性价比标的，业绩增长动能充足.pdf

2022-09-13

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三峡集团旗下综合能源平台，整体发展稳中求进

湖北能源系三峡集团旗下湖北省的综合能源发展上市平台，拥有集团在湖北省新能源业务的唯一开发权。公司业务范围广泛，包含发电、天然气销售及煤炭贸易等主营业务。截至 2021 年底，公司拥有水电/火电/风电/光伏装机容量 465.7/463/84.2/155.9 万千瓦，水电/ 火电/新能源装机占比约为 2：2：1。2016-2021 年，公司营业收入实现持续增长；归母净利润主要因来水波动及煤价阶段性上涨存在一定波动性，但水电业务对公司盈利起到了压舱石作用；每股股利基本实现持续增长，且分红比例均高于承诺。

区域型综合能源平台，拥有集团湖北省新能源项目唯一开发权

公司早年为湖北省国资委控股管理的省属国有企业，后转变为三峡集团二级子公司。湖北能源原为国有独资企业，于 2005 年 2 月由原湖北省清江水电投资公司和湖北省电力开发公司合并组建而成。在 2007 年引入长江电力战略投资，2008 年变更为股份有限公司， 2010 年借壳湖北三环实现整体上市。2015 年年底，三峡集团参与公司定增，成为公司实际控制人。公司作为湖北省能源安全保障平台和集团公司综合能源发展平台，已广泛开发水电、火电、新能源、天然气、煤炭贸易等多个业务板块，是我国能源业务品种最全的上市公司。

截至 2022 年 6 月 30 日，三峡集团合计持有公司 32.63%股权。三峡集团通过直接及间接方式合计持有公司 32.63%股权，为公司控股股东。此外，公司主要股东还包括长江电力（直接及间接合计持有 29.10%）及湖北宏泰集团（27.20%）。公司旗下现有 19 家成员单位，其中包含 4 家湖北省外企业及 1 家海外企业（秘鲁瓦亚加发电股份公司）。三家主要子公司为：1）湖北能源集团鄂州发电有限公司，主营火电，所经营的鄂州电厂一到三期装机容量合计为 396 万千瓦；2）湖北清江水电开发有限责任公司，主营水电，总装机容量为 336.13 千瓦，主要运营水布垭、隔河岩、高坝洲三座水电站；3）湖北能源集团新能源发展有限公司，主营公司新能源业务。

公司为三峡集团旗下区域型综合能源公司，于湖北省内拥有绝大部分集团业务优先开发权。自 2015 年三峡集团成为公司控股股东，公司被定义为三峡集团控制的区域性综合能源公司；三峡集团承诺集团火电、热电、煤炭、油气管输业务以公司为主体实施，且公司是集团于湖北省内核电、中小水电（30 万千瓦及以下）、新能源开发的唯一平台。三峡集团旗下另外两家电力运营商长江电力/三峡能源主要专注于发展大水电/新能源业务。公司发电机组大部分位于湖北省内。截至 2021 年底，公司 90%/94%/100%/71%的水电/ 火电 / 风电 / 光伏装机分布于湖北省内，且该部分装机在全省的市占率分别达到 27%/13%/12%/12%。

水电业务为公司盈利基石，新能源处于快速发展阶段

公司业务范围广泛，但发电业务为主要收入来源。2016-2021 年，公司总收入实现持续增长，其中发电业务收入贡献每年均在 60%以上，剩余收入中天然气及煤炭贸易业务贡献较大。天然气业务：截至 2021 年底，公司已在湖北省内建成 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；公司 2021 年销售天然气 24.05 亿方，实现营收 19.9 亿元。煤炭贸易业务：公司持有煤炭港口子公司 1 家，煤炭贸易子公司 2 家，持股比例均为 50%。2021 年公司荆州煤炭铁水联运储配基地一期工程正式投产，全年转运煤炭 595.47 万吨；除对内使用外，公司煤炭贸易板块还对外销售给湖北、湖南和江西省客户，2021 年公司完成煤炭销售量 2172.24 万吨，同比大幅增加 329.85%，主要是 2021 年煤炭市场需求旺盛。

水电/火电板块贡献大部分发电收入，新能源业务处于快速发展阶段。截至 2021 年底，公司拥有水电/火电/风电/光伏装机容量 465.7/463/84.2/155.9 万千瓦，水电/火电/新能源装机占比约为 2：2：1。在公司 2021 年的发电收入中，传统能源火电和水电合计占比高达 89%。但公司新能源收入也正随着新增装机投产而快速增长，十三五期间，公司风电/光伏装机容量 CAGR 分别高达 25%/88%，收入 CAGR 分别为 38%/172%；2021 年公司新增光伏装机 101.6 万千瓦，同比涨幅达到 187%，推动光伏收入同比增长 109%。

水电发电量受清江流域来水影响较大，火电发电量主要取决于用电需求。公司水电站主要集中在清江流域，因此公司水电发电量受清江流域来水影响较大，2018 及 2019 年清江流域来水偏枯，整体水电发电量较往年有所下降；2020 年为丰水年，来水同比偏丰叠加 45 万千瓦新增机组投产，公司水电发电量同比大幅增长 102%；2021 年公司水电发电量基本维持 2020 年水平。不考虑新增机组投产，火电作为我国最主力的发电电源，发电量主要受到用电需求影响，如 2021 年公司火电发电量在湖北省全社会用电量同比增长 15%的背景下同比提升 17%。

水电业务为公司盈利的压舱石。2016-2021 年，公司归母净利润存在一定波动性。2018 年及 2019 年公司归母净利润（分别为 8.2/3.7 亿元）较 2016-2021 年中其他年份（平均 14.5 亿元）偏低主要是由于 2018 及 2019 年来水偏枯导致公司水电发电量下滑严重，水电利润较少。但即便水电利润随来水波动，其对公司利润也起到稳定器作用。如 2021 年，煤炭、天然气价格大幅上涨使得公司火电业务燃料成本大幅增加，当年公司火电业务净亏损 5.3 亿元，但由于水电业务较为平稳，缓冲了火电业务亏损对公司整体归母净利润的影响，以至于公司不似一般火电公司 2021 年产生整体亏损；叠加新能源业务及煤炭贸易净利润的增长，公司 2021 年归母净利润仅同比下降 5%至 23.4 亿元。

公司资产负债率/财务费用率总体呈上升/下降趋势。公司资产负债率水平一定程度上体现了公司的发电装机规模增长情况。如 2019/2021 年公司资产负债率分别同比大幅提升 5.2/8.6 个百分点,主要系 2019/2021 年公司新增不同类型电源装机规模合计值分别达到 264.8/114.4 万千瓦。而 2016-2018 年及 2020 年，公司每年新增发电机组规模在 15.3-67 万千瓦之间。但尽管公司 2021 年资产负债率水平突破了 50%，但公司财务费用率仅为 3.4%，较 2016 年下降 1.6 个百分点。未来随着公司新能源装机的逐步增加以及抽水蓄能电站的建设推进，我们预计公司资产负债率可能进一步提升。

公司经营性净现金流总体较为稳定，每股股利2021年上涨明显。2020年公司经营性净现金流高达 53.8 亿，同比大幅增长 63%，主要系当年发电量提升带动发电收入增长显著，经营活动现金流入同比增长 5.4%；同时天然气和商品煤采购量减少，经营活动现金流出同比减少 9.0%。除 2020 年外，2016-2021 年公司经营性净现金流稳定在 35.6 亿左右。 2015-2020 年，公司承诺的分红比例均不低于 30%；2021-2023年，该承诺比例下降至 15%（我们认为公司主要考虑十四五期间大力发展新能源和抽水蓄能所需资本开支较大）。实际上，2016-2021 年，公司每股股利基本呈现逐年增长趋势，且分红比例均高于承诺值。

水火互济，维持整体业绩稳定

截至 2021 年底，公司水电与火电装机比例接近 1：1，且水电和火电位于湖北省内的装机占比均超过 90%。由于清洁能源如新能源和水电拥有优先消纳权，水电电量上网对火电有一定挤兑，但反过来看，水电和火电出力具有一定的互济性。同时由于水电几乎没有可变成本，火电盈利受到燃煤成本变动影响较大，公司水电业绩在一定程度上具有公司整体业绩稳定器作用，如 2021 年公司火电板块因高煤价产生大额亏损，但公司全年归母净利润仅同比下降 5%。分板块看，公司水电 ROE 水平因为高电价而较为突出；公司火电业绩有望在 2H22 高电价、煤价回落、火电发电量贡献增加的情况下有所反弹。

水电站主要集中于清江流域，盈利能力因高电价而突出

公司水电集中于湖北省内，清江水电公司拥有公司大部分水电装机。截至 2021 年底，公司已投产水电装机容量达到 465.73 万千瓦，其中湖北省内装机占 90%；公司水电装机占湖北全省除三峡电站外水电装机的 27%。公司水电业务重要主体为全资子公司湖北清江水电开发有限责任公司（简称：清江水电公司），其拥有水电装机 341.93 万千瓦（占公司水电装机的 73%），主要为清江水布垭、隔河岩、高坝洲三大水电站；此外，公司另有子公司溇水水电公司、汉江能源公司以及海外项目秘鲁查格亚水电站。目前，公司正积极推进溇水干流的淋溪河水电站（装机 17.5 万千瓦）的前期工作。

清江流域来水系影响公司水电发电量的重要因素之一。由于公司 73%的控股水电装机位于清江流域，清江流域来水丰枯与否对公司水电发电量产生重大影响。水布垭、隔河岩、高坝洲水电站分别为清江流域三级水电站的上、中、下游水电站，且分别具有多年调节、年调节及日调节能力，高坝洲水电站还具有对隔河岩水电站的反调节能力。

由于日调节能力较多年调节能力和年调节能力更弱，高坝洲的库水位每日同比增速波动幅度较水布垭和隔河岩更大。根据 2016 年 1 月 1 日至 2022 年 8 月 29 日，清江水域三级水电站的每日库水位同比增速图我们还能看出 2018 和 2019 年水布垭和隔河岩水电站的来水偏枯，且 2019 年偏枯程度更大，因此公司 2017/2018/2019 年水电发电量分别为 117/82/66 亿千瓦时， 2018/2019 年公司水电发电量分别同比下降 30%/20%。2022 年上半年三座水电站来水同比偏丰，但自 7 月以来，水布垭/隔河岩水电站来水同比严重偏枯。

公司水电电量主要消纳于湖北省及周围区域。清江流域全线位于湖北省境内，高坝洲水电站和水布垭水电站购电方为湖北省电力公司；隔河岩水电站全部电量销售给华中电网。 2021 年，公司水电销售额的 90%/10%分别来自于国家电网公司华中分部/国网湖北省电力有限公司。

正常情况下，公司水电板块 ROE 仅低于长江电力，主要得益于其高水电上网电价。由于清江流域 2018 和 2019 年来水偏枯程度较大，对公司水电板块盈利产生负面影响，公司水电板块 ROE 于 2017-2021 年波动较大。2020 年和 2021 年，公司水电板块表现基本恢复正常平稳状态，其 ROE 仅低于兄弟公司长江电力，甚至高于大水电华能水电和雅砻江水电，主要得益于湖北能源的高水电电价。2016-2021 年，公司不含税水电平均电价 0.348 元/千瓦时，显著高于另外三家水电公司（均低于 0.25 元/千瓦时），主要是由于另外三家水电公司的水电站基本位于水电大省四川和云南，本省消纳的水电市场化交易电价让利较多，外送消纳的水电电价经落地端倒推后也处于较低水平，而公司水电基本执行批复电价，让利较少。

而在利用小时方面，我们认为公司水电平均利用小时低于另外三家水电公司可能主要系资源禀赋的差异；而公司水电平均利用小时年间波动更大，我们则认为主要是公司水电站规模较另外三家更小，且调节能力更弱，如公司仅有水布垭一座多年调节能力水电站，而另外三家公司的多年调节能力水电站更多，大水库库容也更大，因而梯级联合调度能力也更强。

十四五期间火电仍将在湖北省电力格局中扮演重要角色

公司火电业务主要载体为鄂州发电公司，火电装机多位于湖北省内。截至 2021 年底，公司已投产火电装机量为 463 万千瓦，主要火电厂包括鄂州电厂一至三期（396 万千瓦）、武汉东湖燃机热电厂（37 万千瓦）和新疆楚星热电厂（30 万千瓦）。除新疆楚星热电厂外，公司所有火电装机位于湖北省内，即公司湖北省内火电装机占其火电总装机的 93.52%。目前，公司正建设襄阳宜城火电（200 万千瓦），并积极开展江陵火电（200 万千瓦）项目的前期工作。

影响煤电盈利最主要的因素包括市场化电价、用电需求、动力煤价格。1）电价方面， 2021 年 10 月的电改前，每年仅有部分电量参与市场化交易，且交易价格均较基准电价下浮。 2021 年 10 月 12 日，国家发改委发布《国家发展改革委关于进一步深化燃煤发电上网电价市场化改革的通知》，燃煤发电电量原则上全部进入电力市场，市场交易电价较基准电价上下浮动范围调整为[-20%，+20%]，且高耗能行业不受上浮 20%限制。2022 年以来，由于煤价仍处于较高水平，湖北省的煤电市场化电价基本较基准电价顶格上浮 20%，在 0.4993 元/千瓦时左右。 2022 年湖北省完成年度市场化交易电量 772.65 亿千瓦时，签约电量超过前三年用电量平均值的 80%，因此我们认为即使下半年煤价下行，公司全年煤电平均电价下行空间较为有限。

2)用电需求：从湖北省总体电力供需格局看， 2016-2021 年，全省发电量与用电量均存在一定的差值，且该差值基本稳定在三峡水电站发电量的 79%左右，波动趋势也与三峡水电站基本一致；综合三峡水电站每年仅枯水期（10 月至次年 4 月）有 52%电量送华中及丰水期超区域设计输电能力的电量送华中的消纳方案，我们推测该差值主要为三峡水电站外送其他省份电量。 2016-2019 年，湖北省用电量年均实现 5%以上同比增长；2020 年受疫情影响，湖北省全社会用电量同比下降 2.2%； 2021 年全社会用电量同比增速高达 15.3%，我们认为一方面是疫情恢复后复工复产带来的用电需求增加，另一方面与基数较小也有关，2021 年全社会用电量较 2019 年增加 11.6%。发电量层面，2016-2021 年，湖北省发电量均实现同比正增长。

十四五期间，湖北省电力供需格局或处于紧平衡状态。根据湖北省能源发展“十四五”规划对 2025 年末各电源装机规模的要求，我们对十四五期间湖北省电力供给情况进行了预测。同时，参考 1H22 湖北省用电量同比增长 8%，我们预计 2022 年湖北省用电需求同比增速为 6%，并给予 2023-2025 年湖北省用电需求较为中性的 5%同比增速假设。

因此 2022-2024 年湖北省发电量和用电量差值年均较三峡外送电量预测值低 91 亿千瓦时左右， 2025 年低 48 亿千瓦时左右。这说明在 2022 年/2023-2024 年火电利用小时预测值 4350 小时（考虑 1H22 湖北省火电发电量同比-10.2%，7 月同比+36.6%，全年给予 2.4%同比增速预期）/4312 小时（2017-2021 年湖北省火电利用小时平均值）的情况下，2022- 2024 年湖北省或出现供不应求情况，因此，即使湖北省十四五期间有 20GW 新能源新增装机，以及 10.9GW 火电新增装机，火电也要在一定程度上加大发电量（新建输入特高压及外送入鄂机组建设需要时间），才能满足用电需求增长。

3）煤价：2021 年，煤价高涨，如秦皇岛 Q5500 动力煤 2021 年市场均价同比大幅增长 78%至 1028 元/吨，但电价市场化改革带来的煤电电价上涨滞后于煤价上涨且电价上涨幅度远不及当时的煤价，因此燃煤成本大幅上涨导致公司火电板块 2021 年净亏损 5.3 亿元。综合 2H22 执行 303 号文价格区间长协煤的比例提升以及市场煤价下半年的下行趋势预期，我们认为下半年公司燃煤成本或将迎来明显下降。

执行价格区间的长协煤比例有望持续提升。2022 年 2 月 24 日，国家发改委发布的《关于进一步完善煤炭市场价格形成机制的通知》（发改价格〔2022〕303 号），明确要求秦皇岛港下水煤（5500 千卡）中长期交易价格较合理区间为 570～770 元/吨（含税），自 2022 年 5 月 1 日起实施。但 5 月 1 日后，该政策实际落实情况不够理想。

”换改签之前，湖北能源落在国家发改委价格区间的长协煤比例为 52%左右，而 7 月 8 日（长协换改签截止日期）后，我们测算华能国际在发改委价格区间的长协煤比例在 60%左右，较 6 月底应该提升了超过 15 个百分点。因此推测本次换改签后，湖北能源的落在国家发改委价格区间长协煤比例应该也有明显提升。同时，公司煤炭主要供应商为陕煤、中煤、晋控煤业等煤炭国企央企，我们认为公司长协煤执行质量或较一般火电公司更有保障。

市场煤价 2H22 或将迎来下行。从煤炭的供需格局看，今年二季度以来处于偏松状态。国家统计局数据显示，1-6 月我国原煤产量 21.9 亿吨，同比大幅增长 11%。但 3/4/5/6 月，火电发电量分别同比下降 5.7%/11.8%/10.9%/6%，动力煤需求有所下降。根据华泰煤炭组于 8 月 2 日发布的《煤炭：供应或超预期，下调 2H22 煤价区间》报告：“北港 5500k 煤价反而逆季节性从 7 月 4 日的 1,255 元/吨小幅下跌至 7 月 29 日的 1,145 元/吨。6 月份以来北方和南方多年未遇的持续高温天气以及国内经济的小幅环比改善推动了煤炭日耗的显著上行，但多个煤炭库存监测指标显示旺季去库不力，或隐含国内供应提升超预期。考虑到超预期的煤炭供应和下半年温和而非强劲的经济环比复苏，下调 2H22 煤价预测区间从 1,000-1,500 元/吨到 800-1,300 元/吨。”

公司火电板块 ROE 与长源电力走势较为一致。采用同为区域火电公司的皖能电力、赣能股份和长源电力作为可比公司，公司 ROE 水平较可比公司偏低。同时，由于长源电力也为发电业务聚焦于湖北省的电力公司，公司火电板块 ROE 与长源电力走势较为一致。 2017 年，公司火电业务亏损主要是由于煤炭价格同比大幅上涨，为缓解煤电经营压力， 2017 年 7 月 1 日湖北省将燃煤标杆电价自 0.3981 元/千瓦时上调至 0.4161 元/千瓦时，公司火电平均电价也因此有所上涨。2018 年由于国家鼓励降低工商业用电成本，湖北省多次印发降低电价的通知，因此公司平均火电电价下调至湖北省燃煤标杆电价水平。2019 年公司及长源电力 ROE 尤为突出，我们认为主要系由于 2019 年来水严重偏枯，水电电量挤兑减少，火电出力增加。2020 年来水偏丰，公司火电 ROE 同比有所回落。

公司 2022 年全年火电业绩有望改善。2022 年的高电价已大部分通过年度长协锁定，即使 2H22 煤价下行带来月度煤电市场化交易电价下降，影响也较为有限。2H22 在长协煤履约增加及动力煤现货价格下行的预期下，煤电燃煤成本有望迎来下降。7 月开始，水电来水同比下降幅度较大，水电发电减少，火电有望在迎峰度夏阶段承担主要任务。高电价、煤价回落、发电量增加，2H22 公司火电盈利有望明显改善，从而带动全年火电业绩恢复。

大力发展新能源和抽蓄，开启业绩增长新征程

十三五期间，公司新能源发展较为缓慢，但公司存量新能源项目单位千瓦装机净利润较新能源行业龙头及盈利能力最强的公司也有一定优势。公司新能源业务十四五期间或将迎来快速发展，我们预计其十四五将新增新能源装机 1000 万千瓦，其中光伏为 900 万千瓦。且公司新能源项目资源获取在新增调峰容量及外送通道配套资源的支撑下保障性较强。同时，公司还将大力发展抽水蓄能，目前在手 3 个项目的装机容量合计为 440 万千瓦，我们测算全部投产后预计合计带来年均 8.8 亿元净利，3 个项目的资本金 IRR 在 9.5%-12%之间。新能源和抽水蓄能的大力发展有望开启公司业绩增长新征程。

存量机组盈利能力较强，多渠道保障新能源资源获取

公司新能源业务十三五期间发展较为缓慢，十四五或将迎来快速增长。十三五期间，公司新能源业务发展速度较为缓慢，仅新增风电/光伏装机 51/52 万千瓦。截至 2020 年底，公司风电/光伏装机分别为 77/54 万千瓦，风电装机略高于光伏。十四五期间，公司预计新增新能源装机 800-1000 万千瓦，其中大部分为光伏装机。2021 年，公司已经开始在新能源板块迈大步伐，当年新增风电/光伏装机 7/102 万千瓦，累计 109 万千瓦，高于十三五五年累计新增新能源装机容量。截至 2021 年底，公司合计持有新能源装机 240 万千瓦，且持股比例接近 100%。

公司存量新能源单位装机净利润水平较高。我们选取了截至 2021 年新能源装机规模最大的新能源上市公司三峡能源、龙源电力以及风电项目盈利能力（除海风）的行业排头兵华润电力、华能国际作为公司新能源项目盈利的可比公司。以上四家可比公司均以风电装机为主。2019 年/2020 年公司新能源单位装机净利润为 412/341 元/千瓦，均领先于其他四家可比公司。2021 年，公司新能源装机结构发生了较大改变，由十三五期间的风电为主，改变为光伏装机是风电装机的 1.9 倍，而一般而言风电项目由于利用小时远高于光伏而盈利能力更好，因此公司 2021 年新能源单位装机净利润下滑至 251 元/千瓦，但仍较三峡能源高 62 元/千瓦。

多渠道保障公司新能源资源获取。2021 年 7 月 26 日，湖北省能源局发布了《湖北省能源局关于 2021 年平价新能源项目开发建设有关事项的通知》（鄂能源新能〔2021〕44 号），对源网荷储和多能互补百万千瓦基地的配套标准做出了相关要求：一是可按照不超过火电机组新增调峰容量的 2.5 倍配套新能源项目，二是风光水互补基地按照不超过抽水蓄能电站容量的 2 倍配套新能源项目。1）依托于新增调峰容量：公司十四五期间预计于湖北省内新增火电装机 200-400 万千瓦，开工抽水蓄能项目 440 万千瓦。火电按照容量的 70% 作为调峰容量，光新增火电机组及抽蓄项目可获取新能源资源 1230-1580 万千瓦；同时公司在湖北省内还有 396 万千瓦的存量煤电机组，若进行灵活性改造，按 20%的新增调节容量，还可获取新能源资源 198 万千瓦。

2）凭借外送通道：因为陕武特高压的建设，公司在陕西省获得 350 万千瓦新能源资源，建成后该部分电量将通过陕武特高压送回武汉消纳。

应收账款/净资产比率不高，可再生能源补贴欠款有望陆续收回。截至 2022 年 6 月底，公司应收账款为 47.4 亿元，我们认为其中或大部分为应收可再生能源补贴款，其应收账款/ 净资产比率为 12.8%，显著低于兄弟公司三峡集团的 31.5%，主要系公司净资产中还包括火电和水电等其他能源。今年以来，可再生能源发电补贴（含欠款）正陆续下发，3 月 24 日，发改委、财政部、国家能源局联合下发《关于开展可再生能源发电补贴自查工作的通知》，为已经完成核查的部分项目拖欠补贴下发 500 亿元；随着国家对可再生能源补贴欠款的清算力度加大，我们认为公司可再生能源补贴欠款有望陆续收回。

经营性现金流较为充沛，为公司新能源发展提供资金支撑。由于公司水电：火电：新能源装机比例约为 2：2：1，传统能源每年的折旧、水电经营利润等为公司带来较为充沛的现金流，2019-2021 年，公司经营性现金流净额约 30-50 亿元，1H22 更是已达到 47.4 亿元。假设新能源平均造价为 5 元/W，20%的资本金比例，每年 50 亿现金可支撑 5GW 新能源发展。

三峡集团抽蓄发展主体之一，收益率较为可观

新能源装机快速增长将带来大量调峰电源需求。随着双碳目标的逐步推进，新能源装机将迎来快速增长，我们预计 2022-2025 年我国风电/光伏年均新增装机中枢将高达 65/96GW，较 2018-2021 年的 41/44GW 有大幅提升，2025 年风光装机占比将达到 39%（2021 年为 26%），发电量占比将达到 19%（2021 年为 12%）。而风光电源发电具有较高的不稳定性，风光装机的快速增长对电力系统中调峰电源装机容量提出更高要求。

抽水蓄能目前在各灵活储能方式中具有较大优势。在我国现有主要储能手段中，抽蓄储能具有技术成熟、容量大、应用广、成本低等优势。据国际水力协会统计，全球范围内抽水储能占总储能量比例高达 94%以上。文贤馗等著《大容量电力储能调峰调频性能综述》（2018 年 12 月 31 日）中指出目前火电一次调频性能受锅炉蓄热等问题限制，且电力清洁化要求控制火电厂体量，限制了火电改造的收益；同时，新型灵活性提供方法手段大部分尚未成熟，超导储能等高新方案甚至尚处于示范阶段。在新型储能完成实用性突破前，抽水蓄能仍将是灵活性资源的主要来源。

十四五、十五五期间，抽水蓄能行业将迎来建设高峰期。根据 2022 年 6 月 24 日水电水利规划设计总院、中国水力发电工程学会抽水蓄能行业分会联合发布的《抽水蓄能产业发展报告 2021》，截至 2021 年底，我国抽水蓄能已建成规模居世界首位，达到 3639 万千瓦；核准在建总规模为 6153 万千瓦。2021 年 9 月 17 日，国家能源局发布《抽水蓄能中长期发展规划（2021-2035 年）》，提出我国抽蓄投产容量将在 2025 年/2030 年分别达到 62GW 以上/120GW 左右，为截至 2021 年底装机水平的 1.7x 和 3.3x。报告还提出我国中长期规划布局中抽水蓄能重点实施项目达 340 个，总装机容量约 421GW；储备项目 247 个，总装机规模约 305GW；合计 726GW。

湖北省能源发展“十四五”规划也对省内抽水蓄能项目发展做出明确要求。2022 年 5 月 19 日，湖北省人民政府印发湖北省能源发展“十四五”规划，其中提出“有序推进规划内抽水蓄能电站建设，开工建设罗田平坦原、通山大幕山等 5 个以上抽水蓄能电站，利用现有梯级水电站规划布局一批抽水蓄能电站。”母公司三峡集团抽蓄规划体量庞大，公司所处湖北省为其重点布局区域。据我们对已有信息的整理和统计，“五大四小”发电集团中，三峡集团抽蓄规划容量为 51.2GW，显著高于其他发电集团。在全国各个省份中，三峡集团于湖北省的项目规划最高，达到 16.7GW。公司作为三峡集团旗下抽蓄发展主体之一，扎根湖北省，未来抽蓄发展空间较大。

公司目前确定性较高的抽蓄项目合计 440 万千瓦。公司目前在手抽蓄项目 3 个，分别为罗田平坦原项目、长阳清江项目和张家坪项目，总装机容量合计 440 万千瓦，均为湖北省大型抽蓄重点建设项目。其中，罗田平坦原项目（140 万千瓦）已于 2021 年核准，为湖北省“十一五”以来首个核准的抽蓄项目；长阳清江项目（120 万千瓦）于 2022 年 6 月获得核准；张家坪项目（180 万千瓦）目前处于可研阶段。基于三峡集团在湖北省的抽蓄高规划，而公司又是三峡集团于湖北省的发电业务主体（除三峡水电站），我们认为公司十四五期间还将陆续获取其他抽蓄项目开发权，且规模预计较为可观。

2023 年开始，抽蓄电站执行两部制电价，其中容量电价保障 6.5%资本金 IRR。2021 年 4 月 30 日，国家发改委发布发改价格〔2021〕633 号文《关于进一步完善抽水蓄能价格形成机制的意见》（2023 年开始实施），抽蓄蓄能电站执行两部制电价，其中容量电价回收的是除抽发运行成本外的综合性成本，保障抽蓄电站 6.5%资本金 IRR；电量电价用于回收抽水、发电的运行成本，以体现抽水蓄能电站提供调峰服务的价值。根据电力现货市场运行与否，抽水电价及上网电价所执行的电价政策不同。电力现货市场运行机制下，电量电价盈利主要取决于峰谷价差大小，峰谷价差越大，盈利越好。

公司三座抽蓄电站完全投产后年均贡献利润可达 8.8 亿元。公司南漳张家坪、罗田平坦原、长阳清江三座抽蓄电站的单位装机造价分别为 6.667/6.72/7.391 元/瓦，结合发改委 633 号文，我们测算该三座电站每年的容量电价分别为 0.638、0.643、0.708 元/瓦；抽蓄电站建设周期 5-6 年，完全投产后，我们测算南漳张家坪、罗田平坦原、长阳清江年均利润贡献分别为 3.5/2.8/2.5 亿元，累计贡献净利润 8.8 亿元，占公司 2021 年归母净利润的 38%。敏感性分析：1）容量电价主要回收的是除抽发运行成本外的综合性成本，因此在造价确定的情况下，借贷利率会对容量电价产生较大影响，我们进行了敏感性测算，在 4.2%-4.8% 的借贷利率下，南漳张家坪、罗田平坦原、长阳清江的容量电价分别在 0.631-0.651、 0.636-0.658、0.7-0.721 元/瓦。

2）抽蓄电站的度电调峰成本受发电量、抽水电价、运维成本、利息及折旧的影响。无现货市场交易机制下的抽水电价一般等于基准电价的 75%（湖北省基准电价 0.4161 元/千瓦时），利用小时决定发电量，故我们进行了关于借贷利率及利用小时数的抽水蓄能电站调峰成本敏感性分析：在 4.2%-4.8%借贷利率，1700-2000 的利用小时情景下，南漳张家坪、罗田平坦原、长阳清江抽蓄电站的度电调峰成本在首年分别为每千瓦时 0.372- 0.438/0.374-0.440/0.401-0.474 元；还贷完成后，南漳张家坪、罗田平坦原、长阳清江抽蓄电站的度电调峰成本分别为每千瓦时 0.260-0.287/0.261-0.289/0.277-0.307 元。

3）在无现货市场机制下，我们对三座抽蓄电站的整体资本金 IRR 进行了利率和利用小时的敏感性分析，南漳张家坪、罗田平坦原、长阳清江的整体资本金 IRR 分别可达到 9.88%-12.09%、9.92%-12.12%、9.48%-11.55%。

新能源业务助力公司成长

我们预计公司 2022-2024 年归母净利润为 28.9/32.2/35.5 亿元，其中新能源板块贡献 7.2/9.5/12.2 亿元。公司作为水电+新能源装机占比高达 60%（截至 2021 年底）的转型公司，2022E/2023E/2024E PB 估值仅 1.04/0.95/0.86 倍，估值性价比较高。根据公司 2022 年新能源板块归母净利润 7.2 亿元，水电/火电归母净资产 119/35 亿元，参考可比公司 Wind 一致预期 2022E PE/PB/PB 均值 20/2.2/1.1x，考虑公司新能源存量资产盈利性较好但未来新增规模较可比公司有一定差距；近两年水电资产 ROE 较多数可比公司更高但规模偏小；及火电可比公司 PB 一致预期含新能源资产预期，给予公司 2022E PE/PB/PB 预期 19/2/0.8x，新能源/水电/火电市值 137/238/28 亿元，目标市值 404 亿元。

2022/2023/2024年营收有望同比增长8.6/14.2/2.7%

公司作为一家综合能源运营商，业务范围广泛，但发电业务为公司最主要的收入来源。 2019-2021 年发电业务收入占公司营收的比例分别达到 62%/71%/60%。此外，公司经营的煤炭/天然气/热力销售三项业务合计营收于 2021 年同比增长 78.9%主要系 2021 年煤炭业务营收因煤炭价格高涨及煤炭销量提升而大幅增长。

2022 年，公司预计煤炭销售量 2400 万吨（同比增长 7%），天然气 25 亿方（同比增长 4%），由于今年上半年燃煤价格较高，即使我们判断下半年煤价将下行，保守起见预计 2022 年公司煤炭销售采购差价保持不变，天然气及热力供应单价也同比持平，因此 2022 年煤炭/天然气/热力销售三项业务合计营收将同比增长 5.8%。2023-2024 年，我们预计煤炭/天然气/热力销售三项业务营收保持平稳。综合对公司发电板块的预测，预计公司 2022-2024 年营收分别同比增长 8.6%/14.2%/2.7%至 245.5/280.4/287.9 亿元。

控股装机容量：公司预计宣城 200 万千瓦火电装机将于 2H22 投产，同时 2022 年还将新增 208 万千瓦新能源装机（其中光伏 200 万千瓦，风电 8 万千瓦），水电十四五期间或无新投产机组。我们预计公司十四五期间将累计新增新能源装机 1000 万千瓦，2023/2024 年投产量分别为 223/230 万千瓦（其中光伏每年均为 200 万千瓦），截至 2024 年底，公司新能源装机有望达到 901 万千瓦。公司十四五期间还将争取开工江陵 200 万千瓦煤电项目，我们暂预计无法在 2024 年及之前投产。

利用小时数：公司 2020 年及 2021 年水电发电情况基本恢复正常平稳状态。1H22，公司完成水电发电量 78.9 亿千瓦时，同比增长 10%左右；但由于 7 月以来清江流域来水偏枯，公司水布垭/隔岩河水电站水位平均同比偏低 3.4%-4.2%，我们预计下半年公司水电发电量将同比下降 12%左右；综合来看，可预计全年水电利用小时同比持平。

2021 年为大风年，2022 年上半年来风同比下降较多，我们预计 2022 年风电利用小时同比下降 8.3%至 1761 小时，2023-2024 年维持 2022 年水平。公司债券募集说明书公布的利用小时数计算方式为发电量/当年装机容量，而公司 2021 年新增 102 万光伏装机（大部分下半年并网），因此 2021 年光伏利用小时数偏低。随着前一年新增装机在当年实现完整年度发电，以及新增光伏机组效率不断提升，我们预计公司 2022-2024 年光伏利用小时分别为 591/641/691 小时。

1H22 湖北省火电发电量同比下降 10%，但 7 月湖北省火电发电量同比增速高达 36.6%，我们认为下半年湖北省火电发电量同比增速将因夏季高温干旱及经济恢复而处于较高水平，因此预计 2022 年全年公司火电利用小时同比下降 8.8%至 4173 小时，2023-2024 年公司火电利用小时暂预计维持 2022 年水平，对应 2022/2023/2024 年公司火电发电量 205 (1H22:124 亿千瓦时，同比增长 15.5%)/274/274 亿千瓦时。因此，公司 2022-2024 年整体发电量合计 376/463/485 亿千瓦时，分别同比+2.1%/+23.3%/+4.7%。

上网电价：2019-2021 年，公司水电平均上网电价呈现下行趋势，但绝对价格变动幅度较小，我们认为可能是不同计划电价的水电站发电量结构变化导致，市场化电量或较为有限。在 2022 年煤电电价大幅上涨的背景下，四川和云南等水电大省的水电市场化电价均实现了上涨。因此我们保守预计公司 2022-2024 年水电市场化电价保持 2021 年的水平。2022 年，煤电电量几乎 100%参与市场化交易，湖北省燃煤标杆电价为 0.4161 元/千瓦时，顶格上浮 20%为 0.4993 元/千瓦时（含税），因此我们预计公司 2022 年火电不含税平均上网电价同比增长 15.8%至 0.442 元/千瓦时，而 2023/2024 年将随着入炉煤价改善而同比下降 0.5%/0.5%。

由于目前对平价风光的上网电价要求为齐平当地燃煤标杆电价，且公司风光电量的最终消纳地均为湖北省（燃煤标杆 0.4161 元/千瓦时），对公司 2022-2024 年新增风光项目的电价假设均为 0.4161 元/千瓦时（含税）。存量项目中，公司 2021 年风光电量市场化交易比例约为 20%，较批复电价折价 1 分钱左右；2022 年在煤电市场化交易电价大幅上涨背景下，新能源市场化电价也有所上涨，预计公司存量风光项目上网电量仍有 20%左右市场化比例，交易电价较批复电价溢价 3 分钱；存量和新增项目上网电价加权平均得出 2022 年风电/光伏平均上网电价将同比下降 2.1%/25.3%。2023-2024 年，除每年风电/光伏新增项目均考虑湖北省燃煤标杆电价外，所有 2022 年已在运项目电价假设均保持不变，则 2023/2024 年风电电价将同比下降 7.1%/6.4%；光伏电价将同比下降 9.9%/5.2%。

综合以上假设，至 2024 年，公司风电/光伏收入将达 12.4/22.4 亿元，新能源收入合计 34.8 亿元，占总营业收入的 12%，较 2020 年提升 6 个百分点。2021-2024 年风电/光伏收入 CAGR 分别为 14%/66%。

预计2022/2023/2024年营业成本将同比上升3.7/14.2/1.0%

我们测算公司 2022-2024 年燃料费同比-0.9%/+30.9%/-2.0%。1H22，公司入炉标煤电价约为 1265 元/吨。在火电章节，我们详细阐述了对今年下半年煤价的判断，假设 2H22 公司入炉标煤单价环比上半年下降 7%，因此公司 2022 年公司入炉标煤单价为 1131 元/吨，较 2021 年同比增长 1.4%。随着国家发改委对煤炭长协执行监管的不断趋严，我们预计 2023/2024 年公司入炉标煤单价分别同比-2%/-2%至 1108/1086 元/吨。2023 年燃料费同比增加 30.9%主要系由于我们假设 2022 年下半年宣城电 200 万千瓦装机投产，带来 2023 年火电发电量提升。

公司营业成本变动的主要影响因素包括燃料费及折旧摊销。公司 2022-2024 年折旧摊销上行主要是由新增机组投产带来的，2022 年同比上涨幅度较小主要是由于该年度火电及新能源将大部分集中于下半年投产，折旧非完整年度。因此，我们预计公司营业成本 2022- 2024 年将同比上升 3.7/14.2/1.0%。

预计2022/2023/2024年归母净利润同比增长23.6/11.5/10.2%

我们预计公司 2022-2024 年实现归母净利 28.9/32.2/35.5 亿元，同比增长 23.6/11.5/10.2%。公司无研发费用，2021 年营业/管理费用率分别为 0.2%/2.7%，我们预计 2022-2024 年该两项费用率维持 2021 年水平。财务费用方面，根据后续新能源、抽蓄项目的建设，公司杠杆比例将增加，财务费用将上涨，我们预计公司 2022-2024 年财务费用分别为 9.7/11.2/11.9 亿元。公司新能源板块 2024 年归母净利润占比将从 2020 年的 18%提升至 34%，2021-2024 新能源归母净利润 CAGR 为 28%。由于新能源几乎为 100%持股，新能源净利润即为归母净利润。我们预计 2022-2024 年新能源板块将实现新能源归母净利润 7.2/9.5/12.2 亿元，关键假设为：因平价新能源项目增多带来上网电价下行，公司新能源项目净利润率 2022/2023/2024 将分别从 2021 年的 40%下降至 37%/36%/35%。

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