2022年湖北能源（000883）研究报告 稳步转型风光发电，抽水蓄能注入新动力

1.湖北能源：三峡集团旗下上市平台，湖北省内综合能源龙头

立足湖北，三峡旗下综合能源发展平台

湖北能源成立于 1993 年 3 月，并于 2010 年借壳三环股份在深交所上市。2005 年湖北省清江水电投资公司 和湖北省电力开发公司合并，更名为湖北能源。公司原为湖北省地方国资企业，主营业务包含水电、火电、新 能源发电、天然气输配、煤炭贸易等板块。公司于 2007 年引入长江电力战略投资，2015 年三峡集团成为公司 实际控制人，从此公司转变为三峡集团旗下上市公司之一。公司作为三峡集团综合能源发展平台，主打中小型 水电与火风光综合能源均衡发展。公司发电业务立足于湖北省内，现已形成鄂西水电、鄂东火电能源格局，并 且兼顾国内其他地区和国际电站的运营。

三峡集团是湖北能源控股股东，通过直接和子公司间接持股比例为 43.88%。公司实际控制人为国务院国资 委，通过三峡集团、长江电力、长电资本和国家能源投资集团间接控制公司，累计持股比例约为 47.41%。公司 第二大股东为湖北宏泰集团，持股比例为 27.04%，由湖北省财政厅实际控制。公司作为央企控股与地方控股二 合一企业，具有获取省内资源的独特优势。

2015 年，三峡集团签署避免同业竞争承诺函，将湖北能源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。三峡集团的火电、热电、煤炭、油气管输业务以及省内核电、 中小水电、新能源开发均将以湖北能源为主体实施。同时，三峡集团及其他子公司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。

2021 年 11 月 21 日，湖北能源发布限制性股票激励草案，拟向公司董事、高管、中层、核心骨干人员不超 过 199 人授予总股本约 0.96%的限制性股票激励计划。本激励计划的授予价格为 2.39 元/股，分三批次解除限售。 限制性股票解除限售的考核标准为净资产收益率和营业收入复合增长率两个指标，三期分别要求 2022~2024 年 加权净资产收益率分别不低于 6.8%、6.95%、7.12%；自 2020 年起营业收入复合增长率不低于 15%，且不低于 同行业平均业绩水平。

从过往业绩来看，2021 年公司加权 ROE 为 7.89%；营业收入为 226.18 亿元。如果要达到解除限售条件，则公司未来三年 ROE 只需保持稳定，但 2022-2024 年营业收入分别需至少达到 225.13、258.90、 297.73 亿元。2022 年 2 月 9 日公司审议通过了《关于确认 2021 年限制性股票激励计划首次授予相关事项的议 案》，确认向 196 名首次授予激励对象 6230.14 万股限制性股票激励。整体来看限制性股票激励方案对股东权益 有较好的保护，也有助于激发管理层主观能动性，实现国有资产的保值增值。

公司主营业务包括发电、天然气输配、煤炭贸易和金融投资等领域，其中发电业务是公司的核心业务。在 稳健发展水电、火电的基础上，公司近年来优化战略布局，推进结构调整，加快绿色低碳转型发展。截至 2021 年底，公司控股装机容量 1168.86 万千瓦，其中水电 465.73 万千瓦，火电 463.00 万千瓦，风电 84.23 万千瓦， 光伏 155.90 万千瓦，清洁能源装机容量为 705.86 万千瓦，占可控装机规模的 60.39%。

天然气业务方面，公司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 个市、州。煤炭方面，公司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。

水电盈利长期稳健，绿电营收持续增长

电力业务是公司的核心业务，受益于装机容量持续增长，近年来公司营业收入稳步提升。2021 年公司实现 营收 226.18 亿元，同比增加 32.87%；2022 一季度公司实现营收 69.36 亿元，同比增加 36.13%。2021 年火电、 水电、新能源、天然气输配和煤炭贸易分别实现营收 74.74、46.53、15.07、19.94 和 63.75 亿元，分别占比 33%、 21%、7%、9%和 28%。

水力发电为公司主要的利润来源，截至 2021 年底公司水电装机容量为 465.73 万千瓦。2018-2019 年清江流 域来水为历史最枯，导致公司水电发电量减少，拉低水电当期业绩。不考虑 2018、2019 来水极端情况，水电业 务营收中枢在 40 亿元左右，毛利中枢 20 亿元，约占总毛利的 60%。新能源发电为公司新的营收增长点，2017 年公司新能源发电营收仅 6.83 亿元，2021 年已增长至 15.07 亿元，年复合增长率达 21.88%。

毛利方面，水电业务贡献公司绝大部分毛利，其次为新能源发电板块，受 2021 年煤炭价格猛涨影响，公司 2021 年火电板块毛利为负。2021 年，公司水电、火电、风电、光伏分别实现毛利 25.64 亿元、-2.85 亿元、5.79 亿元、3.1 亿元。毛利率方面，2019-2021 年电力板块毛利率分别为 29.26%、36.51%和 23.22%，2021 年主要受 煤炭价格高企导致火电亏损影响毛利率综合水平。分电力类型来看，水电作为公司利润支柱盈利能力十分稳健， 2019-2021 年公司水电业务毛利率分别为 47.25%、56.41%、55.10%。风电及光伏发电业务保持较好的盈利能力， 2021 年，公司风电业务毛利率为 62.79%，光伏发电业务毛利率 52.83%；2020 年新能源发电毛利率为 55.17%。 2019~2021 年公司火电毛利率分别为 17.48%、18.40%、-3.82%。

公司 2021 年资产负债率略有增加至 50.3%，2022Q1 资产负债率为 49.9%，主要系公司新融入长期借款及收 购新能源项目并入长期借款增加所致。从期间费用率上来看，公司期间费用率近年来持续优化，2021 年期间费 用率 6.26%，2022 年一季度期间费率为 4.51%。其中，2021 年公司财务费用率为 3.39%，财务费用率在总费用 率占比较高，主要系利息费用增加，但受益于营收增长公司财务费率下降。其次为管理费用，管理费用率近年 来较为稳定，维持在 3%左右，2021 年公司管理费用率为 2.72%，2022 一季度公司管理费用率为 1.49%。

近年来公司应收账款规模增长较快，占净资产的比重呈现上升趋势，主要系可再生能源补贴拖欠和年末电 费尚未回收所致。截止 2022 年一季度，公司应收账款为 41.61 亿元，占净资产比重 11.29%。从公司现金流情况 来看，2018-2020 年公司经营性现金流净额增长较快，2021 年受煤价影响经营性现金净额仅为 32 亿元。净现比 近年来比较稳定，但 2022Q1 煤价缓和、电价上浮空间释放使得经营性现金流同比增长 88%，净现比也因此增 加。

2.三峡集团：清江流域水电龙头，今年来水值得期待

年初来水偏丰，利用小时数改善

21 年以来火电受到煤价高位影响，出力不及预期，为保障枯水期电力供应，国家严格控制水电站水位，同 时叠加去年汛期上游来水偏枯因素，整体水电表现疲软，21 年后半年我国水电发电量同比增长始终处于低位， 但 2022 年年初全国降水量较往年同期偏多。2022 年 1-5 月我国水电累计实现发电量 4340 亿千瓦时，其中 5 月 份单月水电实现发电量 1217 亿千瓦时，同比增长 26.70%。从利用小时来看，2022 年 1-5 月我国水电累计平均 利用小时为 1262 小时，同比增加 118 个小时，主要系今年年初来水较好所致。

公司水电装机 465.73 万千瓦，其中湖北省内水电装机 420.13 万千瓦，占湖北省水电总装机容量（不含三峡 电站）的 27.44%。公司湖北省内水电装机主要集中在清江流域，管理包括水布垭、隔河岩、高坝洲三级电站。 公司通过全面推进清江流域梯级电站优化调度，开展清江与三峡、葛洲坝电站五库联调，水库安全生产和精益 管理能力不断提升。

从历史情况来看，公司水电年利用小时数深度依赖于清江流域来水情况，水电发电量与利用小时保持同向 变化。2018-2019 年清江来水历史最枯使得两年利用小时和发电量均同比下降 30%，2020 年来水恢复正常。2021 年清江汛期来水偏少，但公司通过加强各水库精确调度、精益运行和精心维护，合理安排蓄水与消落，提高水 能利用效率，成功控制发电量回落幅度在可接受范围内。全年利用小时 2587 小时，发电 133.04 亿千瓦时。

水电发电量主要与来水情况有关，来水情况则与出库流量成正相关关系。以公司最大水电站水布垭为例， 水布垭水电站坝址位于清江中游的巴东县水布垭镇，上距恩施 117 km ，下距隔河岩 92km，是清江梯级开发的 龙头枢纽。水布垭正常蓄水位 400m，装机容量 184 万千瓦，占公司水电总装机规模 39.5%。水布垭月均出库流 量与公司发电量呈现出强正相关关系，每年汛期水布垭出库流量较高时，公司发电量亦随之增长。

水电站水库水位则在一定程度上代表电站的发电潜力。根据水利部和长江三峡集团公布的主要水库流量数 据显示，我国主要水库 2022 年 1-5 月大部分水位较去年有所提升，并且清江流域来水较多年平均值偏丰 87%。 由于湖北省以亚热带季风性气候为主，每年降雨量主要集中在夏季，随着汛期将近，清江流域降水与来水有望 进一步增加，水电发电量有望实现丰收。

3.煤价企稳电价放开，三峡集团业务稳定性有望得到增强

火电仍占公司发电主体，煤价高企拖累全年业绩

公司电力板块中火电装机与水电装机相当，火电板块是公司业务的重要组成部分。截至 2021 年底公司火电 装机 463 万千瓦，在湖北省内装机 433 万千瓦，占湖北省火电总装机容量的 12.84%。近年来为响应国家能源结 构转型，公司新能源装机快速增长，但并未因此停止火电建设。

目前公司正在建设的火电项目有襄阳宜城 2× 1000MW 火电项目和辽宁营口燃机热电联产项目，其中襄阳火电项目于 2020 年 11 月经省发改委核准，目前项 目正在逐步推进建设，预计 2023 年-2024 年投产；营口热电联产项目属天然气发电供热项目，因涉及碳排放指 标尚未获得项目核准。公司火电机组发电量在 2019 年因新机组的投产使用快速增长 70%达 179.36 亿千瓦时， 2020 年受疫情影响湖北用电需求大幅降低致发电量持平。2021 年经济反弹用电需求激增，全年火电利用小时 4537 小时，发电量为 210.08 亿千瓦时，同比上升 17.45%。

从发电量结构来看，火电发电量多于水电发电量，占公司发电量的一半以上。2021 年火电发电量占总发电 量的 57%，水电、风电和光伏分别占 36%、5%和 2%。2018-2019 清江流域来水偏少时公司依靠火电出力平滑了 公司业绩的波动，整体来看火电突破水电出力的周期性限制，保障地区电力稳定供应，为公司业绩起补充作用。 2020 年受疫情影响公司火电营收小幅下降，但毛利率升至 18.4%，同比提升 0.9 个百分点。2021 年由于煤 炭价格剧烈波动，煤价一度突破历史高位，公司全年燃料成本同比增加约 26 亿元，导致公司 2021 年火电业务 净利润为亏损 5.31 亿元，同比减少 8.63 亿元。

加速深化煤电市场化改革，市场化电价涨跌幅进一步放开

近年来公司上网电量持续增长，2021 年增长至 351.78 亿千瓦时，同比上升 11.36%；公司市场交易结算电 量 186.07 亿千瓦时，同比上升约 44%，占公司所属境内电站上网电量的 56.21%。2021 年公司火电板块不含税 电价为 0.34 元/千瓦时，处于近年来较低水平。随着电力市场改革的持续深化，2021 年 10 月发改委推动全部煤 电机组及煤电发电能量进入市场化交易，预计今年公司煤电机组所发电量将全部进入市场化交易，公司市场化 交易电量占比将大幅提升，增强公司火电业绩弹性。

在当前的电价市场交易过程中，电力交易品种主要包括年度长协、月度长协、现货、电网代购电等。年度 长协是火电交易的压舱石，约占全部交易量的 60%；月度长协能够反映中观尺度电力供需情况，交易占比 25% 左右；现货交易占比约 5%；其他交易品种如电网代购电、挂牌交易等约占 10%。

煤电电价方面，2021 年 10 月 12 日发改委印发《关于进一步深化燃煤发电上网电价市场化改革的通知》， 要求在保持居民、农业、公益性事业用电价格稳定的前提下，将市场交易电价上下浮动范围调整为原则上均不 超过 20%；对高耗能行业可由市场交易形成价格，不受上浮 20%的限制。政策发布后，各地电力市场对此做出 积极回应。以江苏为例，江苏省 2022 年火电长协电价为 0.467 元/千瓦时，同比提升 27.97%，较基准电价上浮 19.36%，接近 20%顶格上浮。此外，据各省电力交易中心公开披露数据显示，广东、陕西、河北南网、广西、 海南火电年度长协电价均实现接近 20%上涨。整体来看，在 2021 年火电巨亏和 2022 年煤炭价格居高不下的背 景下，2022 年火电长协电价完成从折价到顶格上涨转变，显著提升火电企业对抗燃料成本波动风险能力。

2022 年一季度，湖北能源煤电上网电价较湖北省标杆电价上浮了 20%，火电业务仅亏损 0.58 亿元。而 2021 年全年火电净利润亏损 5.3 亿元，其中火电亏损主要发生在 2021 年四季度，相比之下火电已有明显改善。我们 判断 2022 年公司火电综合电价加权同比上浮 15%以上为大概率事件，在火电全部电量推入市场化交易的背景下， 公司全年火电业绩预计将有明显好转。

政策限制并调节基本面，2022 煤价有望受控

为压降火电燃料成本，确保国内能源安全及电力保供，今年国内先进煤炭产能得到有序释放。2022 年以来 我国原煤各月产量均大幅超过往年同期。尽管前五年我国原煤产量仍稳步增长，但一直维持较低增速。2022 年 1-5 月，原煤总产量已达 18.13 亿吨，同比增长 12.8%，全年增速有望到达 10%。我们预计 2022 年全年原煤产 量将持续保持较高水平，原煤产量的快速增长有望逐步缓解煤炭供需缺口，促成煤炭价格有序回落且显著改善 公司火电业绩。

2022 年 2 月 24 日，发改委印发《关于进一步完善煤炭市场价格形成机制的通知》。《通知》明确要引导煤 炭价格在合理区间运行，秦皇岛港下水煤 5500 大卡的中长期交易价格合理区间为 570~770 元/吨，较此前征求 意见稿范围 550~850 元/吨有所下降，同时也对晋陕蒙三省区出矿环节中长期交易价格合理区间进行了明确。

2022 年 5 月 1 日，长协煤政策正式实施，对于火电长协煤量、价均做出明确规定。我们预期政策明确后， 在煤炭持续保供和长协煤履约率有序提升背景下，火电燃料成本有望环比降低。虽然 2022 年煤炭基准价格有所 上调，但火电电价上涨能够较好地对冲这部分煤炭成本增量，预计 2022 年公司火电业务盈利能力将显著恢复， 同时在电力市场化机制不断深化背景下公司火电业务稳定性有望得到增强。

4.双碳目标指引电力储能，公司项目储备已成规模

抽水蓄能应用广泛、优势明显

2014 年国务院出台的《能源发展战略行动计划(2014—2020)》中，首次提出要将储能作为重点创新领域发 展，此后我国了发布一系列政策，加速储能技术进步和产业升级，从而推进多能源品种协同发展，加快构建清 洁低碳、安全高效的现代能源体系。2017 年五部委联合印发《关于促进储能技术与产业发展的指导意见》，从 技术创新、应用示范、市场发展、行业管理等方面对我国储能产业发展进行了明确部署。

2020 年 9 月，习近平主席代表中国在联合国大会上向世界宣布了“2030 年前实现碳达峰，2060 年前实现 碳中和”的目标。根据“双碳目标”的指引，我国在建设以风、光为代表的新能源发电系统的同时需要建设大 量的新能源储能系统。其中，抽水蓄能是目前应用最广泛的储能系统。其在用电低峰期时，可逆式水泵水轮机 作为水泵， 利用低价值电能将水从下水库抽至上水库，作为水的势能储存；用电高峰期时则将可逆式水泵水轮 机作为水轮机，在上水库开闸放水，将水的势能转换为高价值电能。

抽水蓄能由于可以做到持续 4-6 小时的放电，因而成为了电网调峰的主要手段。目前抽水蓄能技术成熟， 较电化学储能在成本方面具备明显优势。同时，抽水蓄能的寿命较电化学储能也具有巨大的优势。

短期内，我国储能技术仍将保持抽水蓄能技术为主。据《2019 中国储能产业现状分析与展望蓝皮书》显示， 截至 2019 年底，中国已投运储能项目累计装机规模 32.4GW，占全球市场总规模的 17.6%，同比增长 3.6%。其 中，抽水蓄能累计装机规模达到 30.3GW，占比为 93.4%。抽水蓄能相对其他储能方式成本较低、技术相对成熟， 短期看来，其在储能应用中的主导地位不会被动摇。

湖北省资源丰富，公司项目储备已成规模

综合来看抽水蓄能项目资源并不充裕。一方面抽水蓄能对地理环境要求较高，只有在地势差较大且有河流 的区域建设；另一方面抽水蓄能行业壁垒高，监管审批从严且投资数额较大。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。

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。整体来看，国家全力支持抽水蓄能的发展，且“十四五”期间正是抽水蓄能项目的建设高峰。

“十四五”期间浙江省拟实施 18 个重点项目，拟装机容量 2350 万千瓦，拟装机容量位居各省之首。湖南 省与贵州省分别拟装机 1512 万千瓦和 1480 万千瓦，分别为第二和第三。湖北省“十四五”期间计划重点实施项 目 9 个，拟装机容量达 1230 万千瓦。从中长期规划来看，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（2021 年-2035 年）》，项目总装机达 3900.5 万千瓦，总投资约 2700 亿元。

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》。《规划》要求有序推进重点 抽水蓄能电站建设，利用现有梯级水电站布局一批抽水蓄能电站。《规划》指出了 11 个大型抽水蓄能重点建设 项目和 9 个中小型抽水蓄能重点建设项目。公司目前已掌握 11 个大型抽水蓄能项目中的 6 个，分别为罗田平坦 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。其中，罗田平坦原抽水蓄能项目是湖北省“十一五”以来首个核准的抽水蓄能项目，树立了全省抽水蓄 能开发的标杆，公司在省内的资源获取能力较强。

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。国家发改委 在不同时期对抽水蓄能电价机制做出过不同的规定：2004 年发改委印发《关于抽水蓄能电站建设管理有关问题 的通知》，抽蓄电站由电网运营，并将成本和合理收益纳入电网销售费用；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》，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；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，导致投资热情低迷。

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：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；电量电价方面，以竞争方 式形成电量电价；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 号文规定的两部制电价和市场化机制将打开抽蓄电站盈利天花板，显著促进抽水蓄能利用率的提升。公司手握 大量优质抽水蓄能资源，在 633 号文形成的机制下抽水蓄能业务将作为新能源发电外的又一增长点，有助于进 一步增厚企业利润。

峰谷价差扩大利好抽水蓄能经济性

根据北极星储能网的数据，2021 年全国一般工商业峰谷价差基本均超过 0.3 元/千瓦时，半数地区峰谷价差 超过 0.5 元/千瓦时，京津冀、长三角、珠三角等经济发达地区峰谷价差更高。2022 年 4 月湖北省电网代购最大 峰谷价差 0.90 元/千瓦时，峰平价差 0.69 元/千瓦时，在全国价差排名中处靠前位置。参考《基于全寿命周期成 本的储能成本分析》，我们对抽水蓄能的成本进行测算。

我们以代表型的 140 万千瓦抽水电站做测算。假设条件有：①每瓦投资额 5.5 元， 140 万千瓦初始投资对 应 77 亿元；②每年运维成本占初始投资的 2.5%，年运维费用为 1.93 亿元；③年投资成本为等年值系数与初始 投资之积，等年值系数与电站寿命相关，根据论文假设运营寿命 30 年得出等年值系数 10.17%，故年投资成本 为 7.83 亿元；④年利用小时假设 2000 小时，发电转换效率 75%，故年发电量 21 亿千瓦时。综上假设，度电成 本为年投资成本与年运维成本之和比上年发电量，等于 0.46 元/千瓦时。

事实上，由于抽水蓄能电站的实际寿命约为 55 年，使用年限大概率会超过 30 年的既定寿命，因此年投资 成本有降低的空间；近两年来关于抽水蓄能电站的运维费用估算在不断下降，实际年运维成本在 0.05-0.08 元/ 瓦，年运维费用也有下降空间。若将使用年限提升至 40 年，等年值系数降至 7.50%，运维费率降至 1.5%，则度 电成本将降至 0.33 元/千瓦时。

湖北能源掌握的罗田平坦原抽水蓄能项目（140 万千瓦）为湖北省新建抽水蓄能项目的标杆，根据政府信 息公开显示，该项目总投资 94 亿元，设计年发电量 14.7 亿千瓦时，年抽水电量 19.6 亿千瓦时。尽管该项目年 设计利用小时经过测算可知在 1400 小时左右，与模型有一些差距，但在使用年限 40 年，等年值系数 7.50%和 运维费率 1.5%的条件下度电成本为 0.47 元/千瓦时，相比湖北较高的峰谷价差仍有优势。近年来各省电网代购 峰谷价差总体呈扩大趋势，随着经济不断发展，用电需求不断增加，抽水蓄能的经济性将进一步体现出来。

（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。）