水电拖累业绩增长，来水改善促进盈利提升

水电拖累业绩增长，火电盈利改善，新能源稳健增长。2023H1，公司实现营收90.89亿元（-14.47%），归母净利润9.01亿元（-37.58%），扣非归母净利润8.66亿元（-31.73%）。公司营业收入下降主要系年初起调水位大幅降低且来水持续偏枯致水电收入同比减少11.41亿元，以及煤炭价格下降及煤炭销售量减少致煤炭贸易收入同比减少9.5亿元。公司归母净利润下降主要系水电站年初起调水位大幅降低且来水持续偏枯影响，水电业务净利润减少10.29亿元。同期内，火电业务受益于发电量增加且煤价呈下降趋势，火电业务度电燃料成本同比减少，致火电业务利润同比增加4.51亿元，新能源发电则受益于装机规模增加、覆冰情况好于同期，发电量增加，新能源发电业务实现净利润3.71亿元，同比增加0.42亿元。 清江流域来水情况改善，水电业务盈利有望持续修复。三季度以来，清江流域来水情况改善，公司水布垭水库水位持续走高，当前水库水位及蓄水量处于较高水平，根据全国水雨情信息网数据，截至2023年8月22日，水布垭水位为391.88米，蓄水量为38.20亿立方米。预计随着清江流域来水情况改善，2023年下半年公司水电业务盈利将持续增长。 煤价持续处于低位，火电盈利仍有进一步改善空间。2023年上半年，煤炭产能继续释放、进口大幅增长，煤炭供应能力稳步提升，同时由于部分行业用煤需求增幅有限，煤价持续处于低位，有利于公司火电盈利持续改善。 新能源建设持续推进，发行可转债募资保障新能源项目落地。2023H1，公司可控装机净增加33.64万千瓦，其中风电7.89万千瓦、光伏25.75万千瓦； 截至2023H1，公司新能源合计装机容量为345.96万千瓦，其中为风电111.58万千瓦，光伏234.38万千瓦。2023年7月，公司发布公告，拟发行可转债募资总额不超过60亿元，募集资金主要投向8个风光新能源项目、罗田平坦原抽水蓄能电站项目以及补充流动资金。随着未来可转债发行完成，公司资本实力进一步增强，公司新能源项目逐步落地，驱动公司业绩持续增长。 风险提示：来水量不及预期；煤价上涨；电价下滑；行业政策不及预期。 投资建议：下调盈利预测，维持“买入”评级。由于年初以来水电起调水位大幅降低且来水持续偏枯，下调盈利预测，预计2023-2025年归母净利润分别为21.33/25.26/28.17亿元（2023/2024年原为35.79/42.70亿元），EPS分别为0.33/0.39/0.43元，当前股价对应PE分别为13/11/10x。给予2023年15-16倍PE，对应公司权益价值320-341亿元，对应4.91-5.23元/股合理价格，较当前股价有12-19%的溢价。 盈利预测和财务指标 水电拖累业绩增长，火电盈利改善，新能源稳健增长。2023H1，公司实现营收90.89亿元（-14.47%），归母净利润9.01亿元（-37.58%），扣非归母净利润8.66亿元（-31.73%）。其中，第二季度单季营收49.97亿元（环比+22.09%），归母净利润5.91亿元（环比+90.19%）。公司营业收入下降的原因在于：一是年初起调水位大幅降低且来水持续偏枯，水电发电量减少，致水电收入同比减少11.41亿元；二是因煤炭价格下降及煤炭销售量减少，致煤炭贸易收入同比减少9.5亿元。 公司归母净利润下降的原因在于是水电站年初起调水位大幅降低且来水持续偏枯，发电量大幅下降，水电业务净利润减少10.29亿元。同期内，火电业务受益于发电量增加且煤价呈下降趋势，火电业务度电燃料成本同比减少，致火电业务利润同比增加4.51亿元，新能源发电则受益于装机规模增加、覆冰情况好于同期，发电量增加，新能源发电业务实现净利润3.71亿元，同比增加0.42亿元。 水电发电量大幅下降，火电、新能源发电量显著增长，电价小幅增长。2023H1，公司完成发电量161.33亿千瓦时，同比下降9.06%。其中，水电发电量为41.45亿千瓦时（含查格亚电站），同比下降47.50%；火电发电量为97.09亿千瓦时（含新疆楚星电站），同比增长19.84%；新能源发电量为22.79亿千瓦时，同比增长30.46%。电价方面，2023H1，公司平均售电价格为0.4914元/千瓦时（含税），较上年同期增长0.0268元/千瓦时。 图1：湖北能源营业收入及增速（单位：亿元、%） 图2：湖北能源单季营业收入及增速（单位：亿元、%） 图3：湖北能源归母净利润及增速（单位：亿元、%） 图4：湖北能源单季归母净利润及增速（单位：亿元、%） 毛利率、净利率下降，费用率水平有所提升。2023H1，公司毛利率为20.16%，同比减少2.49pct，主要系高毛利的水电发电量大幅下降影响；费用率方面，2023H1，公司财务费用率、管理费用率分别为4.37%、2.65%，分别增加0.25、0.40pct，费用率水平小幅提升。由于毛利率下降以及费用率提升，公司净利率水平下降，较2022年同期的14.12%下降2.29pct至11.83%。 图5：湖北能源毛利率、净利率变化情况 图6：湖北能源三项费用率变化情况 ROE有所下降，经营性净现金流大幅下降。2023H1，由于公司净利率下降，公司ROE下行，较2022年同期下降1.71pct至2.88%。现金流方面，2023H1，公司经营性净现金流为8.91亿元，同比下降81.21%，主要系火电企业发电量增加致燃煤采购量增加，以及水电企业发电量减少致发电收入减少所致；投资性净现金流流出36.22亿元，同比增加131.25%，主要系项目增加致基建投资支出增加所致； 融资性净现金流32.43亿元，同比大幅增加，主要系新增借款增加及偿还债务同比减少所致。 图7：湖北能源经营性现金流情况（亿元） 图8：湖北能源ROE及杜邦分析 清江流域来水情况改善，水电业务盈利有望持续修复。三季度以来，清江流域来水情况改善，公司水布垭水库水位持续走高，当前水库水位及蓄水量处于较高水平，根据全国水雨情信息网数据，截至2023年8月22日，水布垭水位为391.88米，蓄水量为38.20亿立方米。预计随着清江流域来水情况改善，2023年下半年公司水电业务盈利将持续增长，推动公司整体业绩环比提升。 煤价持续处于低位，火电盈利仍有进一步改善空间。2023年上半年，煤炭产能继续释放、进口大幅增长，煤炭供应能力稳步提升，同时由于部分行业用煤需求增幅有限，煤价持续处于低位，有利于公司火电盈利持续改善。 新能源建设持续推进，发行可转债募资保障新能源项目落地。2023H1，公司可控装机净增加33.64万千瓦，均为新能源装机，其中风电7.89万千瓦、光伏25.75万千瓦；截至2023H1，公司新能源合计装机容量为345.96万千瓦，其中为风电111.58万千瓦，光伏234.38万千瓦。2023年7月，公司发布公告，拟发行可转债募资总额不超过60亿元，募集资金主要投向8个风光新能源项目、湖北罗田平坦原抽水蓄能电站项目以及补充流动资金。随着未来可转债发行完成，公司资本实力进一步增强，公司新能源项目将逐步落地，驱动公司业绩持续增长。 盈利预测假设条件： 火电：根据公司发展规划和项目资源储备情况，公司宜城火电项目预计于2023年投产，将新增2GW火电装机容量。利用小时数方面，参考公司过往项目利用小时数情况以及考虑社会经济发展等因素，假设2023-2025年公司火电利用小时数分别为4775/4536/4536小时。电价方面，考虑到煤电市场化交易电价上浮以及参考过往电价情况 ， 假设2023-2025年公司火电上网电价 （ 不含税 ） 分别为0.44/0.40/0.39元/kwh。 水电：根据公司发展规划，预计未来公司无新增水电项目，2023-2025年公司水电装机容量均为466万千瓦；来水变化影响发电量，根据来水情况，假设2023-2025年公司发电量增长率分别为5%/0%/0%；电价方面，参考过往电价水平，假设2023-2025年公司水电电价（不含税）均为0.40元/kwh。 风光新能源：未来公司将持续推进风光新能源项目开发，预计2023-2025年期间公司新增风电装机容量均为20万千瓦，新增光伏装机容量均为160万千瓦。利用小时数方面，参考公司过往的利用小时数情况，假设2023-2025年风电利用小时数分别为1971/1968/1966小时，光伏利用小时数分别为1058/1055/1054小时。 电价方面，未来新增风光新能源将实行平价上网，取湖北省燃煤基准电价0.4161元/kwh。 成本方面，主要考虑煤炭价格变化趋势、风光新能源项目投资成本、折旧摊销等因素进行假设。 表1：公司电力业务收入测算 投资建议：下调盈利预测，维持“买入”评级。由于年初以来水电起调水位大幅降低且来水持续偏枯，下调盈利预测，预计2023-2025年归母净利润分别为21.33/25.26/28.17亿元 （2023/2024年原为35.79/42.70亿元 ） ， 同比增速83.5%/18.4%/11.5%；2023-2025年EPS分别为0.33/0.39/0.43元，当前股价对应PE分别为13/11/10x。给予2023年15-16倍PE，对应公司权益价值320-341亿元，对应4.91-5.23元/股合理价格，较当前股价有12-19%的溢价。维持“买入”评级。 表2：可比公司估值表 财务预测与估值 资产负债表（百万元） 利润表（百万元） 现金流量表（百万元） 免责声明