国信环保公用 |湖北能源（000883.SZ）：水电业务稳定，积极布局新能源和抽水蓄能

核心观点

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。水电和新能源业务贡献公司净利润约90%。

来水大增、火电电价上涨，传统能源盈利或迎增长

2022Q1湖北能源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，来水量和降水量有望进一步上升，水电业务有望实现更高营收和利润。发改委强势引导动力煤市场回归合理价格，同时对煤电电价机制改革持续推进，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，湖北省项目总装机达3900万千瓦。《湖北省能源发展“十四五”规划》中，11个大型抽水蓄能重点建设项目中，湖北能源掌握的项目资源高达6个，装机容量达740万千瓦，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。

投资建议：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21-23年分别为0.44/0.54/0.65元。通过多角度估值，得出公司合理估值区间，我们认为公司股票价值在6.60-6.83元之间，较当前股价有46%-51%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。

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。

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。

“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。

我们测算2030年、2060年清洁能源发电量分别达到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。我们预计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。

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。

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。

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。

未来3年盈利预测

按上述假设条件，我们得到公司21-23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21-23年分别为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%

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%。

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%。

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。

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。

投资建议

综合上述几个方面的估值，我们认为公司股票价值在6.56-6.79元之间，较当前股价有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。

附表：财务预测与估值

文章来源：国信证券