2022年湖北能源（000883）研究报告.docx

2022年湖北能源（000883）研究报告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（20212035 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。