湖北能源评级水电业务稳定，积极布局新能源和抽水蓄能

股票代码 ：000883
股票简称 ：湖北能源
报告名称 ：水电业务稳定，积极布局新能源和抽水蓄能
评级 ：买入
行业：电力行业

证券研究报告 | 2022年06月05日

湖北能源（000883.SZ）买 入

水电业务稳定，积极布局新能源和抽水蓄能

核心观点 公司研究·深度报告

深耕湖北，优质水电、新能源资产支撑公司业绩表现。公司定位为三峡集团 公用事业·电力

湖北省区域性综合能源公司，业务包括水电、火电、风电、光伏及煤炭天然 证券分析师：黄秀杰

气贸易。2021 年公司水电、火电、新能源装机容量分别为 466、463、240（风 电 84、光伏 156）万千瓦；分别贡献利润约 15、-5.3、6 亿元。水电和新能

021-61761029
huangxiujie@guosen.com.cn

S0980521060002

改革持续推进，2022 年已交易火电上网电价较煤电基准价格上浮了 20%，有望带动煤电扭亏为盈。

新能源装机发展迅速，贡献二次增长曲线。2022 年公司规划新增新能源装机 容量 208 万千瓦，预计同比提升 85%；公司“十四五”期间新能源（风、光 合计）装机新增 1000 万千瓦，复合增速 54%，有望带动业绩持续增长。

大力布局抽水蓄能，进军储能优势赛道。新型电力系统下，抽水蓄能具有成 本低、稳定性高、规模大等优势，将成为最为重要的辅助服务方式。633 号 文两部制电价和独立市场化将大幅提升抽蓄盈利能力。湖北抽水蓄能资源丰 富，《抽水蓄能中长期发展规划（2021 年-2035 年）》中，湖北省项目总装

资料来源：Wind、国信证券经济研究所整理

万千瓦，上市公司中仅次于文山电力（资产置换后）、三峡能源。

风险提示

煤炭价格大幅上涨，新能源装机不及预期，来水较差，宏观政策变化等。

首次覆盖，给予“买入”评级

我们预计公司 22-24 年收入分别为 257/291/328 亿元，归属母公司净利 润 28.9/35.8/42.7 亿元，利润年增速分别为 23%/24%/19%，每股收益分 别为 0.44/0.54/0.65 元。通过多角度估值得出公司合理估值区间在 6.56-6.79 元之间，较较公司当前股价有 45%-50%溢价空间。我们认为，公 司在 2022 年来水增长、煤电盈利翻转的驱使下，业绩有望大幅增长，同时大力布局新能源和抽水蓄能，首次覆盖，给予“买入”评级。

请务必阅读正文之后的免责声明及其项下所有内容

内容目录

深耕湖北，优质水电资产支撑公司业绩表现..................................................................................5

背靠湖北省和三峡集团，覆盖多种能源业务..................................................................................................5 水电火电业务平稳，新能源占比持续提高......................................................................................................6“十四五”规划：大力布局“新能源+抽蓄”，开辟第二增长曲线..............................................................9

多因素向好，电力行业有望获得超期收益....................................................................................10

清江来水增多，水电发电量同比上涨............................................................................................................ 10“双碳”目标下新能源业务不断向好............................................................................................................ 11 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................................................13

新型电力系统下抽水蓄能迎发展良机，公司大力布局................................................................15

新型电力系统下，抽水蓄能优势明显............................................................................................................ 15 湖北省抽水蓄能资源丰富，公司已储备规模化资源....................................................................................16 电价机制改革打开抽水蓄能盈利天花板........................................................................................................19

盈利预测............................................................................................................................................20

假设前提.............................................................................................................................................................20 未来 3 年盈利预测............................................................................................................................................ 21 盈利预测的敏感性分析.................................................................................................................................... 21

估值与投资建议................................................................................................................................22

绝对估值：10.07-12.68 元............................................................................................................................. 22 绝对估值的敏感性分析.................................................................................................................................... 23 相对法估值：6.56-6.79 元............................................................................................................................. 23 投资建议.............................................................................................................................................................23

风险提示............................................................................................................................................24

财务预测与估值................................................................................................................................26

免责声明............................................................................................................................................27

图表目录

图1： 公司历史沿革................................................................................................................................................... 5 图2： 公司湖北省内装机比例...................................................................................................................................5 图3： 公司湖北省内装机占湖北总装机比例（去除三峡电站）.......................................................................... 5 图4： 2021 年底公司股权及控股子公司情况..........................................................................................................6 图5： 公司近五年营业收入情况（亿元）...............................................................................................................7 图6： 公司 2021 年各项业务收入占比.....................................................................................................................7 图7： 公司控股装机结构（万千瓦）.......................................................................................................................7 图8： 水电业务毛利润及占比（亿元）...................................................................................................................7 图9： 公司火电水电利用小时...................................................................................................................................7 图10： 公司历史发电量结构（亿千瓦时）.............................................................................................................7 图11： 公司新能源装机总量及增速（百万千瓦）.................................................................................................8 图12： 公司新能源净利润及占比（亿元）.............................................................................................................8 图13： 公司近五年毛利率、净利率情况.................................................................................................................8 图14： 公司近五年火电、水电、新能源毛利率、净利率情况.............................................................................8 图15： 公司历史财务费用（亿元）......................................................................................................................... 9 图16： 公司历史现金流情况（亿元）.....................................................................................................................9 图17： 公司 ROE 杜邦分析情况................................................................................................................................ 9 图18： 公司资产负债率............................................................................................................................................. 9 图19： 清江水布垭站点 2020-2022 年 1-5 月流量（立方米/秒）.....................................................................11 图20： 2021-2022 年一季度各水电公司发电量（只含水电）（亿千瓦时）..................................................... 11 图21： 2020-2060 年电量供给结构（万亿千瓦时）............................................................................................12 图22： 2020-2060 年装机容量结构变化（GW）....................................................................................................12 图23： 2020 全国 70m 高度层平均风功率密度分布..............................................................................................13 图24： 2020 全国水平面总辐照量分布..................................................................................................................13 图25： 抽水蓄能原理图........................................................................................................................................... 15 图26： 电力系统需要储能电站实现削峰填谷.......................................................................................................15 图27： 抽水蓄能占据我国储能主要部分...............................................................................................................16 图28： 抽水蓄能较其他储能方式具有明显成本优势...........................................................................................16 图29： 我国抽水蓄能中长期发展规划...................................................................................................................17 图30： 我国抽水蓄能中长期投资规划...................................................................................................................17 图31： 我国纳入规划的抽水蓄能资源情况...........................................................................................................17 图32： 我国在建抽水蓄能分布情况.......................................................................................................................17

表1： 我国主要水库 2020-2022 年 1-5 月水位对比（米）.................................................................................10 表2： 近期关于新能源发展的政策及决策汇总.....................................................................................................11 表3： 近期关于煤炭价格的政策及活动汇总.........................................................................................................13 表4： 当前主流储能技术比较.................................................................................................................................16 表5： 抽水蓄能规划“十四五”重点实施项目.....................................................................................................18 表6： 部分上市公司抽水蓄能装机情况（单位：万千瓦）.................................................................................19 表7： 三种模式下抽蓄蓄能单 GW 盈利能力测算...................................................................................................20 表8： 新能源机组盈利测算.....................................................................................................................................20 表9： 水电机组盈利测算.........................................................................................................................................21 表10： 火电机组盈利测算....................................................................................................................................... 21 表11： 未来 3 年盈利预测表（百万元）...............................................................................................................21 表12： 2022 年 EPS 随水电电量增速及煤价涨幅的敏感性分析（元/股）........................................................22 表13： 公司盈利预测假设条件（%）.....................................................................................................................22 表14： 资本成本假设............................................................................................................................................... 22 表15： 绝对估值相对折现率和永续增长率的敏感性分析（元）.......................................................................23 表16： 可比公司估值表........................................................................................................................................... 23

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。

图1：公司历史沿革

资料来源：公司公告，官网，债券募集说明书，国信证券经济研究所整理

图2：公司湖北省内装机比例

资料来源：公司公告，国信证券经济研究所整理

图3：公司湖北省内装机占湖北总装机比例（去除三峡电站）

资料来源：公司公告，国信证券经济研究所整理

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。

图4：2021 年底公司股权及控股子公司情况

资料来源：公司公告，国信证券经济研究所整理

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%。

图5：公司近五年营业收入情况（亿元）

资料来源：公司公告，国信证券经济研究所整理

图7：公司控股装机结构（万千瓦）

资料来源：公司公告，国信证券经济研究所整理

图6：公司 2021 年各项业务收入占比

资料来源：公司公告，国信证券经济研究所整理

图8：水电业务毛利润及占比（亿元）

资料来源：公司公告，国信证券经济研究所整理

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。

图9：公司火电水电利用小时

资料来源：公司公告，国信证券经济研究所整理

图10：公司历史发电量结构（亿千瓦时）

资料来源：公司公告，国信证券经济研究所整理

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%。

图11：公司新能源装机总量及增速（百万千瓦）

资料来源：公司公告，国信证券经济研究所整理

图12：公司新能源净利润及占比（亿元）

资料来源：公司公告，国信证券经济研究所整理

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。

图13：公司近五年毛利率、净利率情况

资料来源：Wind，国信证券经济研究所整理

图14：公司近五年火电、水电、新能源毛利率、净利率情况

资料来源：Wind，国信证券经济研究所整理

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。

图15：公司历史财务费用（亿元）

资料来源：公司公告，国信证券经济研究所整理

图16：公司历史现金流情况（亿元）

资料来源：公司公告，国信证券经济研究所整理

图17：公司 ROE 杜邦分析情况 图18：公司资产负债率

资料来源：公司公告，国信证券经济研究所整理

资料来源：公司公告，国信证券经济研究所整理

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

蓄能电站（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。

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。

表1：我国主要水库 2020-2022 年 1-5 月水位对比（米）

资料来源：水利部，Wind，国信证券经济研究所整理

秒）千瓦时）

资料来源：水利部，Wind，国信证券经济研究所整理

资料来源：公司公告，国信证券经济研究所整理

“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”。

表2：近期关于新能源发展的政策及决策汇总

国家主席习近平提出，到 2030 年，中国单位国内生产总值二氧化

太阳能发电总装机容量将达到 12 亿千瓦以上。

“十四五”期间，公司经营区替代电量达到 6000 亿千瓦时；到 2025

营区风电、太阳能发电总装机容量将达到 10 亿千瓦以上。

大力发展新能源，加快建设全国碳排放权交易市场；“十四五”期

13.5%、18%。

会议指出，深化电力体制改革，构建以新能源为主体的新型电力系

整体布局。

资料来源：国家发改委、国家能源局、国信证券经济研究所整理

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。

图21：2020-2060 年电量供给结构（万亿千瓦时）

资料来源：国家统计局、国信证券经济研究所整理

图22：2020-2060 年装机容量结构变化（GW）

资料来源：国家统计局、国信证券经济研究所整理

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%。

图23：2020 全国 70m 高度层平均风功率密度分布

资料来源：中国气象局、国信证券经济研究所整理，注：本地图 仅用于平台展示，不涉及国家版图相关内容

图24：2020 全国水平面总辐照量分布

资料来源：中国气象局、国信证券经济研究所整理，注：本地图仅用于 平台展示，不涉及国家版图相关内容

“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。

表3：近期关于煤炭价格的政策及活动汇总

引导煤炭价格回归合理区间，明确了煤炭（动力煤，下同）中长期交易价格的合理区

260-460 元，蒙东煤炭（3500 千卡）出矿环节价格合理区间为每吨 200-300 元。

经营者哄抬价格行为的公告》

中长期交易销售价格，超过国家或者地方有关文件明确的中长期交易价格合理区间上 限的；（2）经营者的煤炭现货交易销售价格，超过国家或者地方有关文件明确的中长 期交易价格合理区间上限 50%的。

秦皇岛港下水煤中长期、现货价格每吨分别超过 770 元、1155 元，山西煤炭出矿环节 中长期、现货价格每吨分别超过 570 元、855 元，陕西煤炭出矿环节中长期、现货价格 每吨分别超过 520 元、780 元，蒙西煤炭出矿环节中长期、现货价格每吨分别超过 460 元、690 元，蒙东煤炭（3500 大卡）出矿环节中长期、现货价格每吨分别超过 300 元、450 元，如无正当理由，一般可认定为哄抬价格。

发改委将通过稳煤价来稳电价，进而稳定整体用能成本。后续将密切监测煤炭市场价

引导煤炭价格回归合理区间。

凡以发电、机车推进、锅炉燃烧等为目的，产生动力而使用的煤炭属于动力煤。以流

卡的煤炭，一般可视为动力煤。

资料来源：国家发改委、国家能源局、国信证券经济研究所整理

燃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。

新型电力系统下抽水蓄能迎发展良机，公司大

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。

图25：抽水蓄能原理图

资料来源：《数据中心微模块储能应用》，国信证券经济研究所 整理

图26：电力系统需要储能电站实现削峰填谷

资料来源：VOITH 公司官网，国信证券经济研究所整理

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。

表4：当前主流储能技术比较

资料来源：CNESA，Fraunhofer，国信证券经济研究所整理

图27：抽水蓄能占据我国储能主要部分

资料来源：《数据中心微模块储能应用》，国信证券经济研究所

图28：抽水蓄能较其他储能方式具有明显成本优势

资料来源：《储能的度电成本和里程成本分析》，国信证券经济研究所整

整理 理

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。

图29：我国抽水蓄能中长期发展规划

资料来源：国家能源局，抽水蓄能行业分会，国信证券经济研究

图30：我国抽水蓄能中长期投资规划

资料来源：国家能源局，抽水蓄能行业分会，国信证券经济研究所整

所整理 理

图31：我国纳入规划的抽水蓄能资源情况

资料来源：抽水蓄能行业分会，国信证券经济研究所整理

图32：我国在建抽水蓄能分布情况

资料来源：抽水蓄能行业分会，国信证券经济研究所整理

表5：抽水蓄能规划“十四五”重点实施项目

资料来源：国家发改委、国家能源局、国信证券经济研究所整理

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。

表6：部分上市公司抽水蓄能装机情况（单位：万千瓦）

资料来源：Wind，公司公告，公司官网，国信证券经济研究所整理

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。

表7：三种模式下抽蓄蓄能单 GW 盈利能力测算

资料来源：国网新源公告、国家发改委、国信证券经济研究所整理

盈利预测

假设前提

我们的盈利预测基于以下假设条件：

1）装机容量方面：公司计划“十四五”期间投产 10GW 新能源装机，我们预计 2022/2023/2024/2025 年，分别投产 2.08/2.2/2.3/2.4GW；襄阳宜城 2*100 万千 瓦燃煤发电项目将于 2023 年投产。

2）利用小时数方面：由于一季度公司主要水电业务所在清江流域（水布垭）来水 同比偏多 50.1%，较多年平均值偏多 86.9%，一季度水电发电量同比增长 2.83%。我们预计 2022 年水电发电量同比增长 5%。

3）抽水蓄能建设方面：“十四五”期间分别开工建设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）。

4）新能源运营指标方面：新增风电、光伏机组利用小时数分别为 1950、1060 小 时。

表8：新能源机组盈利测算

资料来源：公司公告，国信证券经济研究所预测

表9：水电机组盈利测算

资料来源：公司公告，国信证券经济研究所预测

表10：火电机组盈利测算

资料来源：公司公告，国信证券经济研究所预测

未来 3 年盈利预测

表11：未来 3 年盈利预测表（百万元）

资料来源：公司公告，国信证券经济研究所预测

按上述假设条件，新能源机组营业收入随着装机持续增长，但随着平价机组占比 增加，毛利率有所下行；2022 年清江流域来水偏丰，营业收入随水电发电量而增 长，毛利率有所提升，后续维持稳定；火电机组随着电价上浮，毛利率大幅回升。我们得到公司 2022-2024 年收入分别为 257/291/328 亿元，归属母公司净利润 28.9/35.8/42.7 亿 元 ， 利 润 年 增 速 分 别 为 23%/24%/19% ， 每 股 收 益 分 别 为 0.44/0.54/0.65 元。

盈利预测的敏感性分析

我们的预测模型中，水电电量增速及煤价涨幅对业绩影响较大。现将公司 2022 年 EPS 对水电电量增速及煤价涨幅进行敏感性分析。水电电量增速 5%的基础上上 浮增加 5pct，就会 EPS 较原始估值提升 6%。煤价涨幅在原始值 1.7%的基础上下 降 2pct，就会 EPS 较原始估值提升 3.7%。

表12：2022 年 EPS 随水电电量增速及煤价涨幅的敏感性分析（元/股）

资料来源：公司公告，国信证券经济研究所分析

估值与投资建议

考虑公司的业务特点，我们采用绝对估值和相对估值两种方法来估算公司的合理 价值区间。

绝对估值：10.07-12.68 元

输入条件：基于公司历史财务报表中反映的公司资本结构和财务状况情况，我们 假定目标权益资本比为 50%，1 年期的周度数据计算贝塔系数为 1.05，无风险利 率采用 10 年期国债到期收益率为 3%，风险溢价为 7.0%，债务资本成本为 4.0%，计算得出 WACC 值为 6.8%；随着装机容量不断增长营业收入增速保持 7%-15%范围 内，毛利率随着新能源机组占比提升和煤价回落不断提升，期间费用率基本保持 稳定。

FCFE 估值结果：在永续增长率为 1%的假设条件下，测算湖北能源对应每股权益价 值为 8.41-9.24 元，高于目前股价 86%-104%。

表13：公司盈利预测假设条件（%）

资料来源：公司公告、国信证券经济研究所预测

表14：资本成本假设

资料来源：国信证券经济研究所假设

绝对估值的敏感性分析

该绝对估值相对于 WACC 和永续增长率较为敏感，下表是公司绝对估值相对此两因 素变化的敏感性分析。

表15：绝对估值相对折现率和永续增长率的敏感性分析（元）

WACC 变化

资料来源：国信证券经济研究所测算

相对法估值：6.56-6.79 元

将公司核电及新能源进行分部估值。

新能源方面，参考新能源龙头标的三峡能源对应 2022 年 PE 估值为 20X，考虑湖 北能源预计“十四五”新能源装机 10GW 规划完成能力较强，新能源装机年均增速 54%，给予公司 2022 年新能源业绩 18-20 倍 PE 估值。

水电方面，主要对标长江电力对应 2022 年 PE 估值为 16.3X，公司清江水电盈利 能力强劲，综合考虑公司水电资产历史给予公司水电部分 15 倍 PE。

火电、燃气、煤炭贸易方面，主要对标华电国际、中国神华、深圳燃气对应 2022 年 PE 估值分别为 9、8.7、11.9X，综合考虑公司火电、燃气、煤炭贸易资产历史 给予公司火电、燃气、煤炭贸易部分 7 倍 PE。

根据我们测算，2022 年公司水电、新能源、火电及其他部分归母净利分别为 17.63、7.87、3.38 亿元，对应权益市值分别为 265、142-157、24 亿元，对应公司权益 价值合计 431-446 亿元，对应 6.56-6.79 元/股合理价值，较当前股价有 45%-50% 的溢价。

表16：可比公司估值表

股价有 45%-50%的溢价。我们认为，公司在 2022 年来水增长、煤电盈利翻转的驱 使下，业绩将大幅增长，同时大力布局新能源和抽水蓄能，首次覆盖，给予“买 入”评级。

公司近五年关注度较低。原因主要有：（1）由于 2018、2019 年水位枯竭导致水电 业绩下滑，因此归母净利润在 2018、2019 出现较大幅度下降；2020 年水利条件 恢复正常后迎来股价回升，但在 2021 年由于煤炭价格大幅上涨、疫情后能源保供，导致火电业务出现净亏损，因此 2022 年股价表现低迷；（2）公司开展综合能源服 务，主要是火电、小水电、煤炭贸易及燃气，传统业务多元且增长较慢，因此股 价长期受到低估，市值跌破净资产。

相比之下，同为三峡集团子公司的长江电力和三峡能源，分别是水电板块和新能 源板块的龙头企业，在获得足够市场关注度的同时，收获了 20 倍以上 PE 的市值 表现。我们认为，湖北能源在资源能力和业务结构方面相较长江电力和三峡能源 存在一定优势：（1）湖北能源是三峡集团在湖北省唯一的综合能源服务平台、且 具备地方政府股东背景，因此在湖北省获取新能源、新型储能等资源不输于长江 电力和三峡能源；（2）“十四五”期间，公司大力布局新能源和抽水蓄能，进军优 质赛道，综合能源的业务形态具备更稳定的业绩表现

风险提示

估值的风险

我们采取绝对估值和相对估值方法计算得出公司的合理估值在 6.60-6.83 元之 间，但该估值是建立在较多假设前提的基础上计算而来的，特别是对公司未来几 年自由现金流的计算、加权资本成本（WACC）的计算、TV 增长率的假定和可比公 司的估值参数的选定，都加入了很多个人的判断：

1、可能由于对公司显性期和半显性期收入和利润增长估计偏乐观，导致未来 10 年自由现金流计算值偏高，从而导致估值偏乐观的风险；

2、加权资本成本（WACC）对公司估值影响非常大，我们在计算 WACC 时假设无风 险利率为 3%、风险溢价 7%，可能仍然存在对该等参数估计或取值偏低、导致 WACC 计算值较低，从而导致公司估值高估的风险；

3、我们假定未来 10 年后公司 TV 增长率为 1%，公司所处行业可能在未来 10 年后 发生较大的不利变化，公司持续成长性实际很低或负增长，从而导致公司估值高 估的风险；

4、相对估值时我们选取了与公司业务相同或相近的公司进行比较，选取了可比公 司 2021 年平均动态 PE 作为相对估值的参考，同时考虑公司增发的因素、公司成 长性，对行业平均动态 PE 进行修正。

最终给予公司新能源方面，参考新能源龙头标的三峡能源对应 2022 年 PE 估值为 20X，考虑公司新能源装机规模及增速，给予公司新能源部分 18-20 倍 PE。可能 未充分考虑市场整体估值偏高的风险。

盈利预测的风险

在对公司火电、水电及新能源项目未来盈利预测中，我们设定了很多参数，这些 参数为基于历史数据及对未来变化的个人判断：

1、我们认为若国家从煤炭供给侧对电力运营上游进行调控，电力市场化推进不及 预期可能导致电价的上浮不及我们预期；
2、若新能源投运增长不及预期，可能影响公司业绩增长；
3、若新能源当年来风、光照条件较差，可能影响公司当年新能源分部的业绩。4、若水电来水较差，可能影响公司当年水电分部的业绩。

经营及其它风险
1、电价波动风险。上网电价是影响公司盈利能力的重要因素。我国发电企业上网 电价受到政府的严格监管，未来随着电力改革的深入及竞价上网的实施，可能导 致公司的上网电价水平发生变化，这将可能影响公司的盈利水平。

2、政策风险。随着对新能源与传统能源公平竞争的互生越来越大，新能源配比储 能将大大增加成本，从而影响新能源盈利不及预期。

财务预测与估值

资料来源：Wind、国信证券经济研究所预测

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