2022年湖北能源（000883）研究报告 湖北能源水电业务稳定，积极布局新能源和抽水蓄能

1.湖北能源：深耕湖北，优质水电资产支撑公司业绩表现

背靠湖北省和三峡集团，覆盖多种能源业务

立足湖北，开展综合能源业务。公司在 2005 年由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成立，作为湖北省地方国资企业，发展省内发电业务， 主营业务包括水电、火电、新能源发电、天然气输配、煤炭贸易。2007 年引入长 江电力战略投资。2008 年实行股份制改造，并于 2010 年借壳湖北三环实现整体 上市。2015 年通过非公开发行股票，三峡集团成为公司实际控制人，公司由湖北 省属国企转变为三峡集团二级公司，定位为三峡集团综合能源发展平台。

截至 2021 年底，公司已投产装机总量 1168.9 万千瓦，其中水电总装机 465.7 万 千瓦，火电总装机 463 万千瓦，风电装机 84.2 万千瓦，光伏发电总装机 155.9 万千瓦。天然气业务在湖北省内已建成投运高压管网 675 公里，中低压管网 229 公里，覆盖湖北全省 12 个省辖市、州；煤炭方面，投产荆州煤炭铁水联运储配基 地一期工程，煤炭中转能力达 2000 万吨/年，2021 年转运煤炭 595.5 万吨。2020 年，公司与罗田县政府签约罗田平坦原抽水蓄能项目，开始大力布局抽水蓄能业 务。

截至 2021 年底，三峡集团及其子公司合计持股 44.3%，公司实控人为国务院国资 委；公司第二大股东为湖北宏泰集团，持有公司股权 27.3%，湖北宏泰实际控制 人为湖北省财政厅。因此，公司具有“央企控股+地方政府持股”属性，在获取省 内业务资源方面具有天然优势。因此，公司具有“央企控股+地方政府持股”属性， 公司管理层中，董事长、三位副总经理和公司总会计师由三峡集团任命，副董事 长由湖北宏泰集团总经理兼任。

背靠三峡集团，共享省内资源。2021 年 9 月，三峡集团总部由北京迁往武汉，成 为湖北省内唯一一所能源央企。湖北能源作为央企与地方政府共同做强做优国有 经济的新典范，定位为三峡集团内唯一综合能源平台，集团此次回归湖北也将提 高公司在省内的资源获取能力，同时公司在集团的重要程度也将提升。

2015 年，三峡集团在控股公司时，签署了避免同业竞争承诺函，将公司定位为集 团区域性综合能源公司，是湖北省内核电、中小水电、新能源开发的唯一业务发 展平台，且三峡集团火电、热电、煤炭、油气管输业务以及省内核电、中小水电、 新能源开发将以湖北能源为主体实施。同时，三峡集团及其他企业在湖北地区未 来不再从事装机容量在 30 万千瓦以下的中小水电开发业务。

水电火电业务平稳，新能源占比持续提高

水电装机规模稳定，贡献公司主要利润。截至 2021 年底，公司水电装机总量为 466 万千瓦，占总装机的 40%，2017-2021 年水电装机累计增加 96 万千瓦，平均 每年增加 5%，装机规模未有大幅提高，但水电业务平均每年贡献 20 亿毛利润， 占公司总毛利润的 60%，清江三级电站也是目前我国中东部地区除三峡电站外最 大的水力发电基地。2018 年和 2019 年水电毛利润下降主要是受到清江流域来水 历史最枯的影响。

营业收入稳步增长，水电、火电业务收入超过 50%。2021 年公司实现营业收入合 计 227 亿元，同比增长 32.9%；其中火电、水电、新能源、天然气输配、煤炭贸易分别实现营收 75、47、15、20、64 亿元，分别占比 33%、21%、7%、9%、28%。 截至 2021 年，水电、火电总装机容量共 929 万千瓦，占总装机容量的 79%。

水火互济，抗波动能力强。2018、2019 年因清江清江流域来水历史最枯，导致水 电发电量减少，两年水电发电量分别同比下降 30%、20%，而公司依靠火电减少了 电力业务业绩受气候、季节影响的波动，保证了公司经营业绩的稳定。近年来， 火电和水电发电量增速高低互补，成为公司业绩的压舱石。

持续投产新能源项目，2021 年新能源装机规模和净利润大增。2021 年新增新能 源装机 109 万千瓦，装机量同比提升 82.5%，截至 2021 年，公司新能源装机总量 240 万千瓦，占总装机的 20.5%，较 2020 年提升了 10pct；公司新能源净利润 6 亿元，同比增长 34.1%，占公司净利润的 25%。2022 年，公司预计新增新能源装 机 208 万千瓦，同比提升 86.7%，预计 2022 年底公司新能源装机占比将达到 31.5%。

受累于 2021 年的火电亏损，公司整体毛利率和净利率下降。2021 年公司毛利率 17%、净利率 11%，分别同比下滑 10 pct、5pct。反观水电和新能源发电业务，水 电在 2018 和 2019 年来水条件史上最差的情况下，最低毛利率和净利率分别为 27%、20%；新能源业务则近五年来一直保持 50%以上毛利率、40%以上净利率。

从 ROE 表现来看，2021 年公司 ROE 为 7.89%，同比下降 0.86pct。2021 年公司因 为承担湖北省内部分疫后保供任务导致火电发电量增多、同时煤炭价格上涨导致 煤炭贸易收入上升，因此公司资金周转率提升，但受到火电亏损的影响，公司整 体净利率下降，导致 ROE 小幅下降。

资产负债结构稳定，财务费用率常年维持较低水平。2017-2021 年，公司资产负 债率保持相对稳定，常年控制在 50%以下。财务费用端，2017-2021 逐年增长，但 财务费用率始终控制在 5%以下，2019 年有较大幅度增长是秘鲁查格亚水电站及鄂 州电厂三期工程投产利息支出费用化所致。

2021 年，公司经营性现金流、投资性现金流以及融资现金流分别为 32、-37 及 16 亿元。由于水电和新能源业务没有燃料成本，因此公司运营期内现金流表现较好， 经营活动现金流表现十分强劲，长期高于当期净利润。2019 年较 2018 年投资活 动现金流出大幅增长是因为收购秘鲁查格亚水电站项目，2021 年较 2020 年投资 活动现金流出增长主要是因为投资新能源项目，2021 年当期新能源装机增加 108.6 万千瓦，同比增长 82.5%。

“十四五”规划：大力布局“新能源+抽蓄”，开辟第二增长曲线

公司“十四五”期间新能源装机新增 1000 万千瓦。2021 年新能源装机新增 109 万千瓦，2022 年新能源装机预计新增 208 万千瓦。其中省外项目陕武直流配套新 能源一期 210 万千瓦光伏发电项目已纳入国家第一批以沙漠、沙漠、戈壁、荒漠 地区为重点的风光大基地项目名单，目前正在进行项目备案。

2022 年 4 月湖北省发布能源发展“十四五”规划，公司的峡口塘水电站项目、林 溪河水电站项目、罗田平坦原大型抽水蓄能项目列入建设重点。

全面抢抓抽蓄资源落实落地。公司目前已在建或已签约的项目有罗田平坦原抽水能电站（140 万千瓦）、南漳县张家坪抽水蓄能电站（180 万千瓦）、长阳清江抽 水蓄能电站（120 万千瓦）、松滋江西观抽水蓄能电站（120 万千瓦）、巴东县桃李 溪抽水蓄能电站（180 万千瓦），总计 740 万千瓦。

2.多因素向好，电力行业有望获得超期收益

清江来水增多，水电发电量同比上涨

1-5 月我国主要流域来水偏丰，水电企业营收同比上升。2022 年 1-5 月，我国各 流域水资源较为丰富，与去年同期相比，各大型水库水量均有一定幅度的上升。 据水利部数据，1-5 月长江流域、黄河流域、海河流域和松花江流域的各水库水 位基本高于去年同期水平，蓄水量充足。来水方面，根据水利部和长江三峡集团 公司公布的主要水库流量数据，2022 年 1-5 月的入库流量相比去年同期均有一定 幅度的上升。

公司主要水电业务所在清江流域（水布垭）来水同比偏多 50%，较多年平均值偏 多 87%，一季度公司水电发电量达 30.84 亿千瓦时，同比增长 2.83%。预计随着 夏季的到来，来水量和降水量将进一步上升，水电的发电量预计会进一步上涨， 水电企业有望实现更高营收。

“双碳”目标下新能源业务不断向好

1.大力发展新能源具备国家重大战略意义

2020 年 9 月 22 日，习近平主席在第七十五届联合国大会一般性辩论上向世界庄 严承诺，中国将提高国家自主贡献力度，采取更加有力的政策和措施，二氧化碳 排放力争于 2030 年前达到峰值，努力争取 2060 年前实现碳中和，我国“双碳” 目标正式确立。

2021 年 3 月 15 日，习近平主席在中央财经委员会第九次会议强调“要构建清洁 低碳安全高效的能源体系，控制化石能源总量，着力提高利用效能，实施可再生 能源替代行动，深化电力体制改革，构建以新能源为主体的新型电力系统”。

在能耗不断上升的情况下，“碳达峰”及“碳中和”的实现需要极大限制化石能 源消费，进一步提升非化石能源消费在能源消费总量的占比。目前电力是非化石 能源消费的主要方式，通过光伏制氢等手段制取氢能的技术未能实现商业化推广， 在此情况下风电、光伏等新能源发电成为未来能源消费主要来源，成为未来新型 电力系统的主体。

根据我国 2030 年实现碳达峰、2060 年实现碳中和的规划，2030 年、2060 年我国 清洁能源发电量预计将分别达到 5.1、12.9 万亿千瓦时。由于水电资源禀赋所限， 未来装机增长有限，核电积极稳步发展，年均装机增加 6-8GW，因此清洁能源发 电快速增长主要依赖风电、光伏。根据《“十四五”现代能源体系规划》，2020-2025 年，风电、光伏发电量 CAGR 分别为 16%、20%；2020-2030 年风电、光伏发电量 CAGR 分别为 12%、17%；2020-2060 年风电、光伏发电量 CAGR 分别为 6%、8%，同 期 GDP 年均复合增速预计为 3.3%左右。

2022 年 6 月 1 日，国家发展改革委、国家能源局等 9 部门联合印发《“十四五” 可再生能源发展规划》，规划在明确指导方针和发展目标的同时，指出要大规模开 发可再生能源、高比例利用可再生能源、高质量发展可再生能源、市场化发展可 再生能源。

规划从可再生能源总量、发电、消纳及非电利用四个方面提出了发展目标，促进 可再生能源大规模、高比例、市场化、高质量发展，有效支撑清洁低碳、安全高 效的能源体系建设；规划提出大规模发展可再生能源，风电和光伏发电集中式和 分布式并举，推进水风光综合基地一体化开发，明确了风电光伏等可再生能源是 实现碳达峰碳中和目标任务的重要力量，为新能源发展注入动力；规划提出促进 存储消纳，完善可再生能源市场化发展机制，抽水蓄能迎来发展点，可再生能源 消纳能力将进一步提升，市场化的完善和价格机制的形成将给新能源和储能带来新的利润点。

2.湖北“十四五”规划大力发展新能源，湖北能源省内新能源装机占比持续增加

2022 年 5 月，湖北省发布《湖北省能源发展“十四五”规划》，明确“十四五” 重点任务，将大规模发展风电和光伏。综合考虑资源禀赋、生态环境承载力、电 网消纳特点，坚持集中式和分布式并举、多元发展和多能互补并行的发展模式， “十四五”期间分别新增光伏发电、风电装机 1500、500 万千瓦，2025 年光伏、 风电装机量分别达到 2200 万千瓦、1000 万千瓦，新能源发电总装机达到 3200 万 千瓦，年发电量 400 亿千瓦时，平均利用小时数为 1250 小时。“十四五”风电装 机翻 1 倍，光伏装机翻超过 3 倍。

截至 2021 年底，湖北省风电总装机容量为 720 万千瓦，光伏总装机容量 953 万千 瓦，其中湖北能源在湖北省内风电装机 84 万千瓦、光伏装机 111 万千瓦，分别占 湖北省风电和光伏总装机的 11.7%、11.7%。

“十四五”期间，湖北能源规划新能源装机新增 1000 万千瓦，“十四五”后新能 源装机总量 1131 万千瓦，2022-2025 年平均新能源装机年增速预计达到 47.3%。

国家引导动力煤回归合理区间，火电上网价格上涨，盈利环境逐 步改善

煤炭价格获得国家层面持续关注，已明确动力煤中长期交易价格合理区间。2022 年 2 月，国家发改委发布《关于进一步完善煤炭市场价格形成机制的通知》，明确 动力煤中长期交易合理区间，5 月国家发改委明确了煤炭领域经营者哄抬价格行 为，并表示未来将密切监测煤炭市场价格变化，对发现超过合理区间的立即进行 提醒约谈，必要时采取调查、通报等手段，引导煤炭价格回归合理区间，对于存 在涉嫌哄抬价格行为的，将移送有关部门依法查处。

煤发电上网电价得到提升。2021 年 10 月 11 日，国家发展改革委印发了《关于 进一步深化燃煤发电上网电价市场化改革的通知》，规定燃煤发电市场交易价格浮 动范围扩大为上下浮动原则上均不超过 20%，高耗能企业市场交易电价不受上浮 20%限制，电力现货价格不受上述幅度限制。这有助于解决政府制定电价不能及时 反应电力成本和市场供需的问题。 2022 年一季度，湖北能源煤电上网电价较煤电基准价格上浮了 20%，一季度湖北 能源火电业务仅亏损-0.58 亿元，相较于 2021 年的-5.3 亿元，有望扭亏为盈。

3.新型电力系统下抽水蓄能迎发展良机，湖北能源大力布局

新型电力系统下，抽水蓄能优势明显

新能源大规模并网，储能发展势在必行。根据我国“3060 双碳“目标指引，需要 构建以新能源为主体的新型电力系统，风电、光伏未来将迅速发展：我们预计到 2025、2030 年，风电、光伏装机量占比将达到 37.1%、46.5%，发电量占比将达到 16.3%、24.5%。然而，光伏发电和风电的间歇特性，需要配套储能电站才能承担 电力保障，因此，电力系统对储能电站容量的需求也将随之越来越大。

抽水蓄能是应用最广泛的调峰电源，2020 年末我国抽水蓄能占总储能的 89.3%。 抽水蓄能电站是利用电力负荷低谷时的电能抽水至上水库，在电力负荷高峰期再 放水至下水库发电的水电站，综合效率在 70%-85%之间。相较于传统水电站，抽 水蓄能电站对于水落差要求更高，一般为 100 米以上。传统水电站主要为径流式 和坝后式，径流式直接拦河发电无太高落差，坝后式利用一定落差来发电，但落 差比较小，因此水电站改抽水蓄能电站比例不大。

在调峰端，抽水蓄能较其他储能方式优势明显。目前电网侧协调用电供需两端平 衡主要为调频、调峰两大手段，前者对于放电的响应时间及速度要求较高，须达 到秒级、分钟级的水平，后者则对放电持续时间要求较高。抽水蓄能由于响应时 间一般在 7 分钟以上，但能做到持续 4-6 小时的放电，因此被主要用于调峰端， 而电化学储能则应用于调频端。除此之外，抽水蓄能当前技术极为成熟，且建成 后使用寿命极长，在调峰应用端具备无可比拟的优势。

初期投资成本占比较高，抽水蓄能度电成本优势明显。从抽水蓄能电站全生命周 期成本构成来看，较普通水电站，初期项目安装成本较低，其中系统成本占总成 本约 50%；运维成本较高，每年约为 7-8 万元/MW。相比其他储能技术，目前抽水 蓄能技术已十分成熟，度电成本仅为 0.21-0.25 元/千瓦时，较电化学储能在成本 方面具备明显优势。

在考虑电化学储能持续降本的情况下，预计未来十年抽水蓄 能度电成本依然能够保证相对优势。 目前，我国储能手段主要包括抽水蓄能和电化学储能。由于当前电化学储能成本 较高，而抽水蓄能有着安全、经济、稳定、有效、及时、大规模的调节电能的特 性，是当前及未来一段时期满足电力系统调节需求的关键方式，是我国储能行业的首选。稳定可靠的储能资源将极大增强系统并网运行的可靠性和灵活性、提高 风电和光伏发电的利用率，保证新能源电力系统的顺利转型。

南网明确抽水蓄能机组作为辅助服务的最高优先级。2022 年 3 月，《南方区域电 力辅助服务管理实施细则》（征求意见稿）中要求，电力调度机构应根据系统需要 优先调用抽水蓄能机组提供辅助服务，能力用尽方可调用其他辅助服务资源。抽 水蓄能机组当年抽发累计利用小时数超过 2700 小时且抽水累计利用小时数超过 1600 小时后，超出部分可纳入辅助服务补偿。

湖北省抽水蓄能资源丰富，公司已储备规模化资源

抽水蓄能资源稀缺。抽水蓄能业务具有明显的行业壁垒，一方面是因为抽水蓄能 发电需要一定势差，因此对厂址的选择有较大限制，目前我国中长期规划抽水蓄 能容量约 7 亿千瓦时。另一方面，我国抽水蓄能电站建设须经国家相关部门的严 格审批，且由于投资数额较大、建设周期长、运营支出高，使得资金投入门槛同 样较高。因此，在高行业壁垒的作用下，我国已投运的抽水蓄能电站中，主要由 国家电网下的国网新源及南方电网下的调峰调频公司占据主要份额，抽蓄资产目 前较为稀缺。

截至 2021 年，我国已投产抽水蓄能电站总规模 3639 万千瓦，主要分布在华东、 华北、华中和广东；在建抽水蓄能电站总规模约 5513 万千瓦，约 60%分布在华东 和华北。目前装机主要集中在国网及南网子公司投资运营。此外内蒙古电力（集 团）有限责任公司以及江苏、浙江等地的部分企业也运营少量抽水蓄能电站。

截至 2021 年 3 月末，随着安徽绩溪 180 万千瓦抽水蓄能电站全部投产运营，公司 在运控股装机容量增至 2087 万千瓦，占全国总装机比重约 65%。2020 年，得益于 电力系统调节需求增加和装机规模提升，公司抽水电量、发电量和上网电量等运 营指标均有所上升。截至 2021 年末，调南网峰调频公司在南方五省区运营的抽水 蓄能电站在运装机容量合计 788 万千瓦，占全国总装机比重约 25%。在建装机容 量合计 240 万千瓦。

国家大力发展抽水蓄能，十四五期间迎来项目建设高峰。2021 年 9 月国家能源局 发布《抽水蓄能中长期发展规划（2021—2035 年）》，到 2025 年，我国抽水蓄能 投产总规模较“十三五”翻一番，达到 6200 万千瓦以上；到 2030 年，抽水蓄能 投产总规模较“十四五”再翻一番，达到 1.2 亿千瓦左右。“十四五”期间将开工 1.8 亿千瓦，“十五五”期间开工 8000 万千瓦，“十六五”期间开工 4000 万千瓦。 初步测算新增投资规模约 18000 亿元，其中“十四五”、“十五五”、“十六五”期 间分别约为 9000 亿元、6000 亿元、3000 亿元。

湖北抽水蓄能资源丰富，未来重点实施项目规模居全国前列。“十四五”期间重 点实施项目拟装机容量前三的省份为浙江省、湖南省和贵州省，拟装机容量分别 为 2350、1512 和 1480 万千瓦，分别有 18、12、12 个重点项目。湖北省“十四五” 期间重点实施项目装机容量达 1230 万千瓦，项目数量为 9 个。《抽水蓄能中长期 发展规划（2021 年-2035 年）》中，湖北省通山大幕山、罗田平坦原等 38 个抽水 蓄能电站项目纳入国家抽水蓄能中长期发展规划，项目总装机达 3900.5 万千瓦， 总投资约 2700 亿元。

公司已储备较大规模的抽蓄项目资源，仅次于电网公司和三峡能源。2022 年 5 月 发布的《湖北省能源发展“十四五”规划》中，共有 11 个大型抽水蓄能重点建设 项目，其中湖北能源掌握的项目资源高达 6 个，分别是罗田平坦原抽水蓄能项目 （140 万千瓦）、南漳县张家坪抽水蓄能项目（180 万千瓦）、长阳清江抽水蓄能项 目（120 万千瓦）、松滋江西观抽水蓄能项目（120 万千瓦）、巴东县桃李溪抽水蓄 能项目（180 万千瓦），合计装机达 740 万千瓦。

2022 年 3 月，国家发改委、能源 局发布的《“十四五”现代能源体系规划》明确，要加快推进抽水蓄能电站建设， 推动已纳入规划、条件成熟的大型抽水蓄能电站开工建设，完善抽水蓄能价格形 成机制。据不完全统计，两大电网集团及部分上市公司已在抢占抽水蓄能项目资 源，目前上市公司中储备抽蓄资源的装机总量前三为文山电力、三峡能源和湖北 能源，分别为 1388、790、740 万千瓦。

电价机制改革打开抽水蓄能盈利天花板

根据发改委对于抽蓄电站电价形成办法及成本疏导办法，我国抽水蓄能电价机制 可大致分为三段：

成本加成锁定项目投资收益率，电网、发电侧及用户侧共担费用（2004-2014）。 根据 2004 年发改委印发的《关于抽水蓄能电站建设管理有关问题的通知》，抽蓄 电站主要由电网进行运营，成本及在此基础上产生的合理收益纳入电网销售费用。 在 2007 年《关于桐柏、泰安抽水蓄能电站电价问题的通知》中，发改委规定通知 以后的电站由电网全资建设、运营，通知以前的非电网持有的抽蓄电站由电网租 赁经营，成本均纳入电网费用。

两部制电价完善固定成本及变动成本补偿办法，成本疏导顺畅（2014-2016）。2014 年发改委印发《关于完善抽水蓄能电站价格形成机制有关问题的通知》，通知明确 了容量电价弥补电站固定成本及准许收益、纳入电网运行费用，电量电价弥补变 动成本，电价水平按照当地燃煤标杆电价执行的方法，抽蓄电站投资端及运营端 成本疏导顺畅。

成本疏导困难，“十三五”抽水蓄能发展不及预期（2016-2021）。截至 2020 年末， 我国抽水蓄能装机量达到 3179 万千瓦，但未达到《水电发展“十三五“规划》预 期的 4000 万千瓦装机量。2016 年“厂网分离”后抽水蓄能电站成本从电网成本 中剥离并规定不允许纳入输配电价定价成本，但未对费用疏导方式进行明确规定， 成本疏导不畅导致了投资热情低迷，“十三五”期间我国抽水蓄能发展较缓慢。

两部制电价和市场化打开盈利天花板。2021 年 4 月 30 日国家发改委出台《关于 进一步完善抽水蓄能电站价格形成机制的意见》（633 号文），明确了两部制电价 的机制：1）容量电价方面，明确经营期内资本金内部收益率按 6.5%核定；2）电 量电价方面，以竞争方式形成电量电价；3）强化与电力市场建设发展的衔接：构 建辅助服务和电量电价相关收益分享机制，收益的 20%留存给抽水蓄能电站分享， 80%在下一监管周期核定电站容量电价时相应扣减，推动抽水蓄能电站作为独立市 场主体参与市场。

我们认为，633 号文将促进抽水蓄能利用率提升。《南方区域电力辅助服务管理实 施细则》（征求意见稿）中要求，抽水蓄能机组当年累计放电利用小时数超过 1100小时后，超出部分可纳入辅助服务补偿。我们假设：两部制电价情况下，抽水蓄 能有 400 小时放电参与市场化交易；独立市场化情况下，有 1500 小时放电参与市 场化交易。根据测算，当前抽水蓄能机组单 GW 盈利约 1 亿元/GW，两部制电价有 望将盈利提升至 2 亿元/GW，独立市场化有望将盈利提升至 2.7 亿元/GW。

（本文仅供参考，不代表我们的任何投资建议。如需使用相关信息，请参阅报告原文。）