[Table_Title] 三峡水利（600116.SH）

电改加速，三峡系配售电平台开拓综能蓝海

核心观点：

立足重庆，三峡的唯一配售电上市平台。公司是“发配售”一体化售电公司，长江电力及一致行动人是公司控股股东，并定位公司为三峡集团配售电唯一上市平台。22年公司售电量 136亿千瓦时，重庆市内市占率约 10%，此外，公司首个综能项目成功投运，22年实现营收 7.03亿元，利润 0.51 亿元。22 年公司共实现营收 110.9 亿元、业绩 4.8 亿元。公司管理层部分持股，且陆续推出超额利润分享、项目跟投等市场化机制，嫁接股东背景，成长空间广阔。

⚫ 发配售一体化发展，售电区域不断扩张。发电侧：公司自有水电装机74.62万千瓦，2022 年自发电20 亿千瓦时，总售电136 亿千瓦时(同比+2.7%)，售电均价0.49元/千瓦时（同比+11.8%），且拟布局燃气及风电业务规模 108 万千瓦。配电侧：公司整合重庆四区域电网，区域内具备议价权；售电侧：通过设立和参股形式布局全国售电市场，在重庆外已获得8省市售电资质准入。公司规划十四五末配售电/市场化售电量分别达 200/800 亿千瓦时，22-25 年 CAGR 分别为 26%/42%。

⚫ 电改加速，售电龙头开拓综能服务蓝海市场。电改政策相继出台，输配电改革明确电网运行费向用户侧传导、需求侧管理方法强调发挥电力需求侧管理服务机构的资源整合能力，综合能源服务市场空间打开。公司依托配售电业务协同发展综能服务，2022 年首个综能项目万州热电联产建成投运，光伏、储能亦有项目落地，公司在手项目充足，凭借售电能力和用户资源，可实现综能项目的规模扩张与快速复制。

⚫ 盈利预测与投资建议。预计公司 23\~25 年归母净利润为8.8/11.1/13.9亿元，按最新收盘价对应 PE 分别为 20/16/13 倍。公司是三峡集团唯一配售电上市平台，已获得8省市市场化售电资质。给予公司 23年 25倍 PE估值，对应11.54元/股合理价值，首次覆盖给予“买入”评级。

⚫ 风险提示。来水波动；购售电价差缩小；综能服务进展不及预期。

盈利预测：

	2021A	2022A	2023E	2024E	2025E
营业收入（百万元）	10,177	11,093	12,767	13,761	15,085
增长率（%）	93.6	9.0	15.1	7.8	9.6
EBITDA（百万元）	1,633	1,272	1,712	1,930	2,243
归母净利润（百万元）	865	476	883	1,113	1,394
增长率（%）	39.5	-45.0	85.4	26.0	25.3
EPS（元/股）	0.45	0.25	0.46	0.58	0.73
市盈率（x）	25.77	34.41	20.05	15.91	12.70
ROE（%）	7.9	4.3	7.6	9.0	10.5
EV/EBITDA（x)	16.92	17.35	13.65	11.83	10.21

数据来源：公司财务报表，广发证券发展研究中心

证券研究报告

[公司评级 Table_Invest] 买入

当前价格 9.26 元

合理价值 11.54 元

报告日期 2023-05-22

基本数据[Table_Base

总股本/流通股本（百万股）	1912/1576
总市值/流通市值（百万元）17706/14595
一年内最高/最低（元）	12.50/7.93
30日日均成交量/成交额（百万）14/129
近3个月/6个月涨跌幅（%）-0.64/9.72

相对市场[Table_PicQuote] 表现

[分析师：Table_Aut ]郭鹏

SAC 执证号：S0260514030003

L SFC CE No. BNX688

公 021-38003655

区 guopeng@gf.com.cn

分析师：姜涛

国 SAC 执证号：S0260521070002

021-38003624

区 shjiangtao@gf.com.cn

请注意，姜涛并非香港证券及期货事务监察委员会的注册持牌人，不可在香港从事受监管活动。

[Table_ 相关研究：DocRep

[联系人：Table_Co s]郝兆升 021-38003800

haozhaosheng@gf.com.cn

目录索引

一、立足重庆，三峡系唯一配售电上市平台.. .5
（一）四网融合完成，打造三峡集团唯一配售电上市平台 .. 5
（二）重组扩大业务规模，收入业绩迎跨越式增长. . 10
（三）混合所有制改革重点企业，激励约束机制提高管理效能. .. 12
二、发配售一体化发展，集团支持打造售电龙头. .. 15
（一）推进售电侧市场化改革，培育多元化售电主体... ... 15
（二）稳定电源供给+配电网+增值服务是售电公司三大核心竞争力 .. 17
（三）发配售一体化发展，三大优势打造龙头配售电平台 .. 22
三、延伸售电产业链，开拓广阔综能蓝海... .. 29
（一）电改催化负荷侧需求，综合能源服务迎发展良机. .. 29
（二）售电协同，多线共进发力综能服务.. .. 34
四、盈利预测和投资建议.. .. 39
（一）关键业务核心假设. .. 39
（二）盈利预测与投资建议. . 39
五、风险提示.. .. 41

图表索引

图 1：三峡集团旗下四家电力上市公司（截至2023Q1）
图 2：三峡集团整合资产逐步形成“四网融合”格局.......
图 3：截至2023Q1水电控股装机 74.6 万千瓦. ... 7
图 5：售电量来自于自发水电+外购电量..
图 6：公司售电量约占重庆市用电量的10%... ........................................... ...... 7
图 8：电力销售+综能业务为两大收入来源.. ... 8
图 9：2022 年售电业务毛利润为 7.5 亿元.... .... 8
图 11：2022 年公司电解锰产销量下滑...... ...........................
图 12：2022 年 12 月电解锰均价为 1.60 元/吨.... .....................
图 14：公司规划十四五末售电量达 1000 亿千瓦时.... .... 10
图 15：2022 年营业收入同比提升 9.0%... .... 10
图 16：2022 年归母净利润同比降低 45.0% ........................................................ 10
图 17：公司毛利率净利率有所下滑... .... 11
图 18：公司期间费用率持续降低.......
图 20：投资收益+公允价值变动损益对利润影响较大 .. .... 11
图 21：截至 2023Q1 公司长期借款占比 29.7% ....... ..... 12
图 22：截至 2023Q1 公司资产负债率 49.9%..... ...... 12
图 23：2022 年公司经营现金流净额 8.5 亿元，投资性现金流净额-7.7 亿元......12
图 24：公司拥有中央国资、地方国资、民营资本等股东背景（截至 2023Q1） 13
图 25：售电侧由电网企业垄断转变为多元化售电主体售电....... ...... 16
图 26：电网企业盈利模式由收取价差转为过网利润.. ... 17
图 27：改革后售电公司数量快速增加 ... .... 17
图 28：售电公司可按售电主体和经营模式进行分类............................................ 18
图 29：发配售一体的售电公司市场竞争力最强.. .... 18
图 30：售电公司注册数量和参与交易的数量对比 ............................................... 19
图 32：增量配电网项目上下游结构.. ... 21
图 33：增值服务类型多元化差异化发展..... ........................................... .... 22
图 34：公司配售电业务模式图 . ................................ ... 23
图 35：公司 2022 年完成发电量 20.3 亿千瓦时 .... ................................. .... 23
图 37：2022 年外购电度电毛利 0.06 元/千瓦时 ............................................. ..... 24
图 38：三峡集团发电量的市占率为 4%..... .. 26
图 39：三峡集团各电源发电量及清洁能源占比... ... 26
图 40：市场化售电业务布局全国.. .27
图 41：重庆市售电公司代理电量及代理服务单价. .. 28
图 42：重庆市市场化交易电量占比. .. 28
图 43：用户侧多样化需求增加. .. 29
图 44：综合能源服务的主要内容.. ... 30
图 45：十四五末节能服务产业总产值有望达万亿 . .. 32
图 46：微电网综合能源管理系统全面监控用户用能情况 ... 34
图 47：场景一：城市综合能源管家方案.. .. 35
图 48：场景二：园区综合能源服务. ... 35
图 49：智慧综合能源管理平台.. .. 36
图 50：基本实现电动重卡业务全国化布局.. ... 38
图 51：电动重卡应用场景全覆盖.. ... 38
表 1：公司整合重庆市内四张电网.. ..... 6
表 2：公司主要长期股权投资公司及投资收益. ... 11
表 3：公司主要董事、监事和高级管理人员的任职情况. ... 13
表 4：公司建立系列激励与约束机制. ... 14
表 5：政策推动售电侧市场化改革. ... 15
表 6：增量配电网国家及地方层面重点政策. .. 19
表 7：公司运营管理 24 座水电站 .. .. 23
表 8：自有水电利润弹性测算假设. .. 25
表 9：自有水电利润弹性测算 .. . 25
表 10：2020 年公司获得“三峡电”入渝供电分配 . .. 25
表 11：公司通过自营+分销模型开展市场化售电业务（2022 年）. .. 26
表 12：重庆市售电侧市场改革过程.. .. 27
表 13：多地2023年度中长期交易电价均为顶格上浮 . 30
表 14：《关于进一步完善分时电价机制的通知》主要内容 .. 30
表 15：国家及各省陆续出台能耗双控政策. .. 31
表 16：市场主体及竞争优势... .. 32
表 17：两网五大集团等大型能源企业及互联网企业开展综合能源服务 . .. 33
表 18：公司以四大综合能源项目子公司开展综能服务... ... 34
表 19：场景三：用户综合能源服务.. .. 35
表 20：公司主要城市综合能源项目.. .. 36
表 21：公司主要热电联产项目 .... .. 37
表 22：公司主要分布式光伏项目. .. 37
表 23：公司主要电动重卡项目 .. 38
表 24：购售电业务经营数据预测.. .. 39
表 25：公司各分部业务预测.... . 39
表 26：三峡水利同业对比（收盘价日期：2023/05/22） .. 40

一、立足重庆，三峡系唯一配售电上市平台

（一）四网融合完成，打造三峡集团唯一配售电上市平台

立足重庆，三峡集团旗下唯一配售电上市平台。公司控股股东三峡集团旗下控股长江电力（600900.SH）、三峡能源（600905.SH）、湖北能源（000883.SZ）及三峡水利（600116.SH）四家A股上市公司。其中长江电力主要为水力发电，三峡能源为新能源发电，湖北能源定位为区域性（湖北省内）综合能源公司，三者均主要从事发电侧业务，公司是集团旗下唯一配售电上市平台。

图 1：三峡集团旗下四家电力上市公司（截至2023Q1）

数据来源：Wind，广发证券发展研究中心

资产重组整合地方电网，打造集团内唯一配售电上市平台。为响应国家电力体制改革，三峡集团陆续成立长兴电力、联合能源，并参股重庆区域地方电网，2019年3月取得三峡水利控制权，2020年5月以三峡水利收购联合能源和长兴电力，顺利完成“四网融合”，公司资产规模和售电规模实现跨越式提升，成为集团旗下唯一配售电上市平台，未来公司将围绕配售电、综合能源、新能源三大业务，打造“以配售电为基础的一流综合能源上市公司”。

图 2：三峡集团整合资产逐步形成“四网融合”格局

数据来源：《三峡水利发行股份及以现金购买资产并募集配套资金暨关联交易报告书》，广发证券发展研究中心备注：分业务收入比例根据收购前 2018 年的营业收入计算

集团承诺注入存量配售电资产，公司规模有望再度提升。地方电网龙头成型，重组后公司供电区域由万州区扩大至两江新区、涪陵区、黔江区等地区。在资产重组的同时，三峡集团承诺，将集团内存量配售电资产及托管运营等业务按市场化方式逐步注入或优先交由三峡水利参与实施。2016年长江电力设立三峡电能，参与增量配网改革并开展配售电业务和综合能源业务，业务覆盖湖北、安徽等多个省市，年售电量近200亿千瓦时，超过公司重组后售电量，若未来资产进一步整合，公司规模有望再度迎来跨越式提升。

表 1：公司整合重庆市内四张电网

地方电网	供电区域	供电模式	装机/ 万千瓦	售电量 /亿千瓦时	业务特点
三峡水利	万州区	发供电一体	26.9	19.4	（1）承担万州地区约 80%的居民及工商业用电（全用户结构）；
长兴电力	两江新区	由国家电网	0		（2）按照目录电价进行配售电业务。
					（1）重庆市售电侧改革增量配网首批试点企业;
					（2）目前市场化售电经纪业务已于重庆地区取得较大优势; （3）在有广阔电力市场前景的两江新区工业园区内进行市场化配售电业务;
					（4）业务范围涵盖电力工程、配售电、电力运维、综合能源。
					（1）涪陵区招商引资电力能源保障平台，主要为涪陵三大工业园区供电;
					（2）以“自发电+外购电”的业务模式赚取购售电价差;
聚龙电力	涪陵区	发供电一体	11.5	57.9	（3）以物价局及政府定价为基础，可进行一定市场化协商，电价更具竞争力。


乌江实业	黔江区	发供电一体36.1		22.3	（1）主要为黔江区工商业用户供电; （2）拥有 35.85万千瓦水电资源，盈利核心是销售低成本的自发水电;
					（3）以物价局及政府定价为基础，可进行一定市场化协商，电价更具竞争力。
	合计		74.6	158.9

数据来源：《三峡水利发行股份及以现金购买资产并募集配套资金暨关联交易报告书》，广发证券发展研究中心
备注：售电规模为 2019 年全年数据，聚龙电力和乌江实业归属于公司资产重组方案标的联合能源

自有水电装机扩大至74.6万千瓦，利用小时数波动较大。截至2023Q1，公司自有水电装机74.6万千瓦，水电站主要位于重庆市内磨刀溪、阿蓬江等流域以及云南芒牙河。公司水电站装机规模较小，利用小时数波动较大，2022年公司并网水电机组利用小时数为2768小时，全国水电平均利用小时数为3412小时。

图 3：截至2023Q1水电控股装机74.6万千瓦

数据来源：定期报告，广发证券发展研究中心

图 4：2022年公司并网水电机组利用小时数2768小时

数据来源：定期报告，中电联，广发证券发展研究中心
备注：全国平均数据为 6000千瓦及以上电厂发电设备利用小时

售电量大幅提升，重庆市内市占率近10%。除自发水电外，为保证客户用电量的快速增长，公司向国家电网、南方电网等购电销售，2022年受流域来水极度偏枯影响，公司自有水电发电量仅20.3亿千瓦时，外购电量118.3亿千瓦时，外购电占售电量比例提至87%。售电量逐年增长，2022年完成售电量135.72亿千瓦时（同比+2.7%），占重庆市全年用电量的9.7%。电价端，为传导上涨的购电价格，公司提高了部分用户的售电单价，2022年公司售电均价为0.491元/千瓦时（不含税），同比提升11.8%。

图 5：售电量来自于自发水电+外购电量

数据来源：定期报告，广发证券发展研究中心

图 6：公司售电量约占重庆市用电量的10%

数据来源：定期报告，广发证券发展研究中心
识别风险，发现价值

图 7：单季度售电量和售电均价（不含税）

数据来源：wind，定期报告，广发证券发展研究中心

重组后配售电仍为业务核心，新增电解锰业务，并拓展综合能源服务、新能源业务。重组完成后公司电力销售业务规模扩大，2022年实现营业收入66.6亿元（占比60%），毛利润7.5亿元（占比64%）。由于自发水电电量下降、外购电占比提升，叠加煤价高企购电成本上升，电力销售业务毛利率有所降低，2022年毛利率降低5.0pct至11.2%。

2020年起公司新增电解锰业务，2021年实现营业收入35.3亿元（占比35%），毛利润6.1亿元（占比36%），2022年电解锰价格回落，且产销量下降，贡献利润大幅缩小。近两年公司发展综合能源业务，培育新的利润增长点，2022年万州热电联产项目顺利投产，带动综能板块实现营业收入7.03亿元，营业利润0.51亿元，毛利率14.8%，高于公司整体毛利率水平10.5%。

图 8：电力销售+综能业务为两大收入来源

数据来源：定期报告，广发证券发展研究中心

图 9：2022年售电业务毛利润为7.5亿元

备注：2022 年公司不再单独披露锰业及贸易板块营收，将其合并至其他板块，同时单独披露综能业务财务数据

数据来源：定期报告，广发证券发展研究中心

图 10：2017年起外购电占比提升导致电力销售毛利率波动

数据来源：定期报告，广发证券发展研究中心

电解锰量价齐降，业务利润承压。受国家双控政策和行业供给侧改革影响，2021年子公司重庆锰业关停退出，目前公司通过下属子公司贵州锰业开展锰矿开采及电解锰生产、加工业务，公司自有锰矿资源储量1864万吨，电解锰产能8万吨/年，产能国内排名第三，通过“自产自销+外购销售”开展业务。受疫情和政策影响，2022年公司电解锰产销量大幅下滑4-5成，且电解锰售价受市场影响波动较大，截至2022年12月，电解锰价格已下滑至1.60万元/吨，量价齐降之下，公司电解锰业务业绩承压。

图 11：2022年公司电解锰产销量下滑

数据来源：定期报告，广发证券发展研究中心

图 12：2022年12月电解锰均价为1.60元/吨

数据来源：百川盈孚，广发证券发展研究中心
备注：2019 年数据根据前三季度推算得出

发展战略清晰，规划十四五末千亿售电量。根据公司十四五期间发展战略，公司将积极发展配售电、综合能源、新能源三大业务，打造以配售电为基础的一流综合能源上市公司，规划到2025年，销售电量达1000亿千瓦时，其中市场化售电量达800亿千瓦时，配售电200亿千瓦时；总资产达320亿元，营业收入达150亿元，2022-2025年营业收入/总资产/配售电/市场化售电量CAGR分别为10.6%/13.5%/26.2%/42.2%。

图 13：公司开展配售电、综合能源、新能源三大业务

数据来源：定期报告，广发证券发展研究中心

图 14：公司规划十四五末售电量达1000亿千瓦时

数据来源：定期报告，广发证券发展研究中心
备注：营业收入、总资产单位为亿元，配售量/市场化交易电量单位为亿千瓦时；市场化电量包括合营和参股公司的市场化电量

（二）重组扩大业务规模，收入业绩迎跨越式增长

重组后收入业绩规模跨越式提升，2022年自发水电及电解锰业务导致业绩承压。重组后公司供电区域扩大，售电量增加及电解锰业务注入带动公司收入业绩大幅提升，2021年公司营业收入同比提升93.6%，归母净利润同比提升39.5%。2022年实现营业收入110.9亿元（同比+9.0%），但归母净利润同比下滑45.0%，主要受三方面的影响：一是电解锰量价齐降，利润下滑；二是电力板块低成本自发水电的减少导致电力板块增收不增利；三是公允价值变动损益大幅减少，2022年公允价值变动损失1.76亿元（上年同期实现收益2.59亿元）。

图 15：2022年营业收入同比提升9.0%

数据来源：Wind，广发证券发展研究中心

图 16：2022年归母净利润同比降低45.0%

数据来源：Wind，广发证券发展研究中心

公司毛利率净利率有所下滑，收入提升带动期间费用率持续下降。2022年由于购电成本提升以及电解锰量价齐降导致毛利率下滑，公司毛利率降至10.5%，叠加股票公允价值降低的影响，公司净利率降至4.3%。2019-2022年公司期间费用率下降4.9pct，重组后公司拓展业务，销售和财务费用均上升，但由于营业收入的大幅提升，各项费用率仍维持较低水平，2022年公司期间费用率仅为6.3%。

图 17：公司毛利率净利率有所下滑

数据来源：Wind，广发证券发展研究中心

图 18：公司期间费用率持续降低

数据来源：Wind，广发证券发展研究中心

固定资产是公司的主要资产，投资收益+公允价值变动对利润影响较大。截至2023Q1公司总资产为225亿元，其中固定资产94.48亿元（占总资产的42.0%），主要包括水电站及配电网资产等。长期股权投资和交易性金融资产分别为16.77、6.00亿元，导致投资收益和公允价值变动损益明显影响公司利润，2022年公司实现投资收益1.75亿元，占营业利润的35.4%，主要来自长期股权投资标的黔源电力、天泰能源等。2022年公司公允价值变动损失1.76亿元，主要系持有的涪陵电力公允价值下降，导致当期业绩下滑。

图 19：截至2023Q1公司总资产225亿元

数据来源：WIind，广发证券发展研究中心

图 20：投资收益+公允价值变动损益对利润影响较大

数据来源：Wind，广发证券发展研究中心

表 2：公司主要长期股权投资公司及投资收益

被投企业	长期股权投资余额/ 百万元（2022年末）	权益法确认投资损益/百万元		发放股利或利润/百万元
被投企业	长期股权投资余额/ 百万元（2022年末）	2021	2022	2021	2022
黔源电力	551.74	23.02	41.40	10.99	6.11
天泰能源	497.58	124.41	18.47	6.89	14.08
两江供电	118.31	-5.35	-9.64
重庆公用站台设施投资	43.76	10.26	0.77	20.40	5.1
广东新巨能	14.96	-0.12	3.83
其他	422.81	20.79	53.93	8.43
合计	1,649.17	173.01	108.77	46.71	31.48

数据来源：定期报告，广发证券发展研究中心

截至2023Q1公司资产负债率49.9%，负债结构持续优化。长期借款和短期借款是公司负债的主要部分，截至2023Q1公司长期借款33.39亿元，占比29.7%。公司资产负债率相对平稳，截至2023Q1公司资产负债率49.9%，其中带息资产负债率维持在30%左右的低水平。

图 21：截至2023Q1公司长期借款占比29.7%

数据来源：Wind，广发证券发展研究中心

图 22：截至2023Q1公司资产负债率49.9%

数据来源：Wind，广发证券发展研究中心
备注：带息负债包括长期借款、短期借款、一年内到期的非流动负债

2022年公司经营现金流净额8.5亿元，投资性现金流净额-7.7亿元。重组后公司经营性现金流净额大幅提升，净现比在1.5左右，现金流充沛。2022年受主营业务业绩的影响，公司经营性现金流净额有所减少为8.5亿元（同比-35.0%）；投资性现金流净额-7.7亿元，主要系出售涪陵电力股票等投资活动现金流入增加；筹资现金流净额-3.7亿元，主要系取得借款减少以及退回票据保证金减少。

图 23：2022年公司经营现金流净额8.5亿元，投资性现金流净额-7.7亿元

数据来源：Wind，广发证券发展研究中心

（三）混合所有制改革重点企业，激励约束机制提高管理效能

混合所有制改革重点企业，公司股权结构多元，拥有中央国资、地方国资、民营资本等股东背景。截至2023年3月末，三峡集团通过旗下长江电力、三峡电能、长电宜昌能源投资、三峡资本、长电投资等合计持股22.24%（另通过重庆涪陵能源实业间接持股1.98%），其中第一大股东长江电力并未对公司并表，给予公司经营自主权。此外，国家水利部综合事业局间接持股10.94%，其他股东中存在地方国资、民营资本等背景，股权结构多元化。

图 24：公司拥有中央国资、地方国资、民营资本等股东背景（截至2023Q1）

数据来源：Wind，广发证券发展研究中心
备注：长电宜昌能源投资为原长电资本

管理团队多元化，提高公司运营效率。凭借混合所有制改革优势，公司管理团队结构多元，成员拥有水利部、长江电力、三峡电能等工作经历，兼具规范治理制度和市场化运营等特点，充分发挥国有资本和非国有资本的各自优势，有效提高公司运营效率。

表 3：公司主要董事、监事和高级管理人员的任职情况

任职人员	现任职务	主要工作经历	任期
谢俊	董事长	现任本公司董事长，长江电力副总经理，三峡电能董事长，长电销售执行董事，长电新能执行董事，曾任三峡水利副董事长，三峡电能总经理	2022.11-
刘赞东	副董事长	现任本公司副董事长，新华水利副总经理，新华水力发电董事，国网信息通信副董事长	2022.04-
董显	董事	现任本公司董事，长电联合副总经理，曾任三峡水利副总经理，三峡电能市场发展部副主任、主任	2022.04-
江建峰	董事	现任本公司董事、党委书记，曾任三峡水利执行董事	2022.04-
熊浩	董事	现任本公司董事，曾任长江电力二级咨询、检修厂厂长、党委副书记、纪委书记	2022.04-
徐梓曜	董事	现任本公司董事，水利部综合开发管理中心办公室工作	2022.04-
杨华君	董事	现任本公司董事，曾任重庆新禹能源监事会主席，重庆黔江区城投集团总经理	2022.04-
周泽勇	董事	现任本公司董事、总经理，东升铝业董事长，曾任长电联合总经理，中涪南热电董事长，长兴电力总经理，聚龙电力总经理	2022.04-
张娜	监事会主席	现任本公司监事会主席，长江电力资产财务部主任，云南华电金沙江中游水电监事会主席	2020.07-
邓义虹	财务总监	现任本公司财务总监，长电联合财务总监，曾任长兴电力副总经理、财务总监，长江电力财务部预算主任、财务部经理助理,国有资产监管委副调研员	2020.08-
车亚平	董事会秘书	现任本公司董事会秘书，曾任长电联合发展规划部主任，三峡集团核电项目助理师，长江电力战略投资部业务主办、业务经理，长电联合发展规划部副主任	2020.08-

数据来源：定期报告，广发证券发展研究中心
备注：表中仅摘录部分董事、监事和高级管理人员的任职情况

公司建立混合所有制企业激励约束机制，深化企业改革、提高管理效能。公司制定了薪酬考核、超额利润分享、项目跟投等一系列市场化激励约束机制，提出将高管年薪与业绩挂钩，并将当年实际利润中超出目标利润部分的30%与核心员工共享；此外，提出项目跟投方案，将公司投资风险收益与个人的风险收益相挂钩，降低公司项目投资风险。

表 4：公司建立系列激励与约束机制

主要内容
《高级管理人员薪酬与考核管理制度》	（1）个人绩效年薪=个人基本年薪200%集团年度指标考核系数个人综合评价系数; （2）集团年度指标考核系数=（集团年度指标考核得分/100）调节系数，基本指标每未完成一项调节系数-0.2，分
	类指标每未完成一项调节系数-0.1; （3）集团年度指标考核计分：基本指标（80%）=净利润（40%）+净资产收益率（40%），每超过/低于目标值
	3%，加减1分，上下限为基本分的20%。分类指标（20%）=定量指标+定性指标，定量指标每超过/低于目标值 1%，加减1分，上下限为基本分的20%，定性指标按评估标准进行评定，加减分上下限为基本分的20%;
《超额利润分享管理办法》	（1）激励对象：工作1年以上对企业经营业绩和持续发展有直接重要影响的管理、技术、营销、业务骨干人才; （2）超额利润：当年实际利润与目标利润的差额，目标利润可按照集团公司或分子公司年度预算及年度经营计划确定；（3）集团超额利润分享总额为超董事会审批的年度目标利润值的 30%，集团公司高级管理人员合计所获得的超额利润分享比例不超过超年度目标利润值的9%。
《项目跟投管理办法（试行）》	（1）公司投资风险收益与个人的风险收益相挂钩，主要采取现金出资方式，强制跟投与自愿跟投相结合，跟投员工与企业共享项目发展成果，共担市场竞争风险; （2）跟投分为平台跟投和基金跟投，平台跟投采用间接持股的方式开展，由跟投员工现金出资成立跟投平台进行跟投，基金跟投即跟投员工与公司共同参与产业基金投资，与公司绑定，同进同出。

数据来源：《高级管理人员薪酬与考核管理制度》、《超额利润分享管理办法》、《项目跟投管理办法（试行）》，广发证券发展研究中心

二、发配售一体化发展，集团支持打造售电龙头

（一）推进售电侧市场化改革，培育多元化售电主体

电改推动输配售分开，售电侧改革培育多元化售电主体。2015年电改9号文出台，提出“管住中间、放开两头的体制架构”，“有序放开输配以外的竞争性环节电价”，其中两头部分即发电侧和售电侧。电改9号文配套文件《关于推进售电侧改革的实施意见》中首次提出售电侧市场化改革理念，打破原有电网企业垄断售电的模式，多途径培育售电侧市场主体，建立规范的购售电市场化交易机制。2022年6月出台的《关于加快建设全国统一电力市场体系的指导意见》中同样提出：引导社会资本有序参与售电业务，鼓励发电企业与售电公司、用户等开展直接交易。

表 5：政策推动售电侧市场化改革

时间	政策名称	主要内容	性质
	《关于进一步深化电力 2015.03体制改革的若干意见(中发［2015]9号)文》	（1）在进一步完善政企分开，厂网分离，主辅分离的基础上，按照管住中间、放开两头的体制架	支持类
		构，把输配电价与发售电价在形成机制上分开，有序放开输配以外的竞争性环节电价，公益性和调
		节性以外的发售电价格由市场形成;
		（2）鼓励电力用户或售电主体与发电企业通过自愿协商、市场竞价等方式自主确定市场交易价格，并按照其接入电网的电压等级支付输配电价
2015.03	《关于推进售电侧改革的实施意见》（9号文配套文件）	（1）售电侧市场改革目标：改变传统的电网公司单一售电模式，形成具有竞争的售电市场; （3）市场主体交易方式：市场主体可以自主双边交易，也可以通过交易中心集交易，拥有分布式电	（2）三大发展方向：一是市场化方向，逐渐向社会资本开放售电业务，多途径培育售电侧市场主体、建立规范的购售电市场化交易机制；二是安全高效清洁低碳方向，优先促使高能效、低排放的
			发电企业和用户参与交易，并鼓励分布式电源发展，支持新能源、可再生能源上网；三是技术和管
			理机制创新方向，加强新技术与售电侧市场融合；
			源的用户可以委托售电公司代理购售电业务; （4）培育多元化售电主体，电网企业、发电公司、及其社会资本均可投资成立售电公司，拥有分布支持类
		式电源的用户，供水、气、热的公共服务行业，节能服务公司均可参与市场化售电业务，形成“多方买-多方卖”的市场格局; （5）符合条件的电力用户直接参与交易，符合市场准入条件的电力用户可以作为购电主体，直接与发电公司交易，也可以自主选择与售电公司交易，或选择不参与市场交易。拥有分布式电源的用户
	2017.06	《电力发展“十三五” 规划》	也可以从事售电业务，鼓励企业、社区、家庭广泛利用分布式能源; （6）电网企业提供保障电力服务，电网企业将定位于提供普遍服务、保障基本供电、保障电网公平无歧视开放、安全运行，承担其他电力企业和政府无法履行的责任（1）全面推进配售电侧改革，支持售电主体创新商业模式和服务内容，2018年底前完成售电侧市场竞争主体培育工作，基本形成充分竞争的售电侧市场主体;
	2020.11	《国家电网公司 2020 年1号文件》	支持类（2）建立市场主体准入退出机制，在试点基础上全面推开配售电改革; （3）发电和售电侧引入市场竞争，形成主体多元、竞争有序的交易格局（1）积极推进全国统一电力市场建设，建立适应电力市场的运营管理新机制，优化电网建设、运维支持类
	2021.11	《售电公司管理办法》交易；	检修、调度运行等业务流程，建立适应售电侧放开的新型营销服务模式（1）售电公司可采取多种方式通过电力市场购售电，可通过电力交易平台开展双边协商交易或集中
			强制类（2）售电公司自主选择各级电力交易机构进行跨省跨区购电和省内购电；

识别风险，发现价值

（3）多个售电公司可以在同一配电区域内售电，同一售电公司可在多个配电区域内售电；

（4）可向用户提供包括但不限于合同能源管理、综合节能、合理用能咨询和用电设备运行维护等增值服务，并收取相应费用；

（5）售电公司需承担与年售电量相对应的可再生能源电力消纳量；

（6）售电公司在零售市场与电力用户确定售电服务关系，在批发市场开展购售电服务

（1）明确全国统一电力市场体系到 2025 年初步建成，到 2030 年基本建成；

（2）建立多元市场主体参与跨省跨区交易的机制，鼓励支持发电企业与售电公司、用户等开展直接交易；

《关于加快建设全国统2022.06 一电力市场体系的指导意见》

（3）严格售电公司准入标准和条件，引导社会资本有序参与售电业务，发挥好电网企业和国有售电支持类公司重要作用，健全确保供电可靠性的保底供电制度，鼓励售电公司创新商业模式，提供综合能源管理、负荷集成等增值服务；

（4）强化电网输配电准许收入监管，推动电网企业输配电业务和购售电业务分开核算，妥善处理政策性交叉补贴

数据来源：国家能源局，发改委，广发证券发展研究中心

售电侧引入市场竞争，形成多元化售电主体。市场化改革前，电力市场参与者分别是发电企业、电网企业、电力用户，电网企业作为购售电主体垄断售电业务。售电侧市场化改革培育多元化售电主体，将电网企业售电职能剥离（电网企业可成立售电公司），引入社会资本参与竞争，售电公司主要可分为三类：电网企业的售电公司；社会资本投资增量配电网并拥有配电网运营权的售电公司；不拥有配电网运营权的独立售电公司。售电公司核心业务是购售电交易，并提供合同能源管理、综合节能和用电咨询等增值服务。

图 25：售电侧由电网企业垄断转变为多元化售电主体售电

数据来源：《关于推进售电侧改革的实施意见》，广发证券发展研究中心

输配电价改革落实“管住中间”政策，电网企业盈利模式转变。2023年5月17日，国家发改委印发《关于第三监管周期升级电网输配电价及有关事项的通知》，此次监管周期是继17、20年后的第三次输配电价核定，完成了输配电价与购销电价的脱钩，落实按照“准许成本+合理收益”直接核定省级电网输配电价。

现行的电价体制下，电网企业不再将销售电价和上网电价之间的价差作为收入来源，而是按照政府批准的输配电价格收取上网费，发电价格和售电价格实现直接传导，产业链利润重新分配，更多向发电侧和用电侧倾斜，在此情境下，发电侧上网电量逐步参与市场化交易，通过市场竞争形成上网电价，售电侧成为连接发电企业和电力用户的纽带，在下游通过竞争形成销售电价，从中赚取价差。

图 26：电网企业盈利模式由收取价差转为过网利润

数据来源：《售电侧放开下电力市场化交易模式研究》苏贲（湖北工业大学），广发证券发展研究中心

响应市场化改革号召，售电市场规模发展迅猛。售电侧改革推出后，售电市场经历了先爆发后逐渐冷却的过程，改革初期2015-2017年售电企业数量猛增，2017年新增企业达4068家的峰值，2018年开始新增企业数量有所下降，截至2022年10月17日，2022年新增数量为221家，存续和在业的售电企业数量达15328家。从各省市十四五期间电公司发展规划来看，以重庆、广西、广东为例的大部分省市鼓励深化电力市场建设、扩大市场化交易规模，推进多元化售电公司新模式业态，进一步向社会资本放开售电和增量配网业务。

图 27：改革后售电公司数量快速增加

数据来源：中国企业数据库，广发证券发展研究中心

（二）稳定电源供给+配电网+增值服务是售电公司三大核心竞争力

按售电主体划分，售电公司可分为独立售电、发电企业售电、节能服务企业售电、分布式能源企业售电、电网公司售电、大型工业园区售电六种类型：

（1）发电端拥有电源的是由发电企业组建的售电公司、分布式能源企业成立的售电公司以及大型工业园区内组建的售电公司，这类公司的优势在于自有电源的成本较低，售电模式更直接；

识别风险，发现价值

（2）配电端具有配电网络的是原本的电网售电公司以及分布式能源企业售电公司，电网公司拥有庞大的输配网资源，在长期电力业务经营的过程中积累了大量的客户资源，在售电侧市场化后先天优势明显，能在原有区域实现售电业务的主导地位；（3）售电端竞争的核心在于拥有客户资源，各售电公司通常依靠自身特点针对性地吸引客户，以及提供差异化的增值服务等延长盈利周期。

图 28：售电公司可按售电主体和经营模式进行分类

数据来源：《售电侧放开下电力市场化交易模式研究》苏贲（湖北工业大学），广发证券发展研究中心

竞争优势之一：稳定电源供给

电源端具有稳定的电力供给，配电端具有垄断的资产议价权，是售电企业的核心竞争力。独立售电公司缺少可增长的实体资产，客户资源是最大的软资产，缺乏持续发展基础；配售一体的公司以配电网为根基在配电网络内具有购电的议价权；发售一体的公司拥有自有电源，购电成本低提高了其在市场的竞争优势；发配售一体的公司具有低成本电源供给和配电端垄断资产议价权的双优势，是目前售电市场上最具优势的经营模式，陆续有发售电公司通过增量配网建设等弥补配电短板，实现发配售一体化。

图 29：发配售一体的售电公司市场竞争力最强

数据来源：广发证券发展研究中心

拥有稳定电源的发售电公司市场参与度高、竞争力强。从近三年各省市售电公司参与交易的数量来看，随着售电市场的监管逐渐严格，连续三年未参与交易的售电公司将被强制退市。在对售电公司严格审查并强制退市后，截至2022年12月，广东电力市场售电公司仅剩284家，累计退市271家。以2022年的广东省电力交易市场为例，独立售电公司在市场中数量最多，但交易参与率仅48.7%，相比之下，发售电公司的交易参与率高达85.3%，稳定电源供给是售电公司核心支撑。

图 30：售电公司注册数量和参与交易的数量对比

数据来源：各省市电力市场年度报告，广发证券发展研究中心备注：重庆市 2021 年数据为前三季度数据

图 31：发售电公司交易参与率最高，达87.9%

数据来源：广东省电力交易中心，广发证券发展研究中心

竞争优势之二：配电网

增量配电网是以配电网为载体，多种服务并重的综合电网运营体系。增量配网最早在2015年的电改9号文中提出：向符合条件的市场主体放开增量配电投资业务，鼓励以混合所有制方式发展配电业务。现有增量配电网形式有两种：一是历史形成的国网、南网存量资产以外的配电资产；二是电压等级在110千伏及以下的新增配电网和220千伏及以下的局域电网。第三轮输配电改革方案将大工业用电与工商业用电合并将，有利于推动增量配电网发展。

政策鼓励社会资本投资、建设、运营增量配电业务，与传统电网企业的配电业务形成对标效应，从而促进配电网建设发展和提高配电网运营效率。此外，为顺应新型电力市场模式，增量配电网往往“轻资产、重服务”，有利于分布式发电、储能、微电网、多能互补、智慧能源、综合能源服务等新业态的发展，实现以配电网为载体，多种服务并重的综合电网运营体系。

表 6：增量配电网国家及地方层面重点政策

时间	政策名称	主要内容
国家层面（指引性）
2015.03	《关于进一步深化电力体制改革的	鼓励社会资本投资配电业务，按照有利于促进配电网建设发展和提高配电运营效率的要求，探索
2015.03	若干意见(中发〔2015]9号)文》《关于推进售电侧改革的实施意	社会资本投资配电业务的有效途径;
2015.03
2016.10	《有序放开配电网业务管理办法》	（2）配电网业务是指满足电力配送需要和规划要求的增量配电网投资、建设、运营及以混合所有制方式投资配电网增容扩建; （3）电网企业控股增量配电网拥有其运营权，在配电区域内仅从事配电网业务，其竞争性售电业务，应逐步实现由独立的售电公司承担; （4）增量配电区域的配电价格由所在省（区、市）价格主管部门依据国家输配电价改革有关规
2017.06	《电力发展“十三五”规划》	（5）发电企业及其资本不得参与投资建设电厂向用户直接供电的专用线路，也不得参与投资建设电厂与其参与投资的增量配电网络相连的专用线路; 鼓励社会资本开展新增配电业务，明确增量配电网放开的具体办法
2017.12	《关于制定地方电网和增量配电网配电价格的指导意见》	各省市区制定增量配网配电价格机制提供了原则性的指导
2019.01	《关于进一步推进增量配电业务改革的通知》	进一步规范了增量配网业主的确定；增量和存量业务的范围；督促地方做好增量配电网规划工作；规范增量配电网的投资、建设和运营
2020.11	《国家电网公司2020年1号文	积极实施混合所有制改革，积极引入民营资本参与增量配网试点项目
2021.05	《2021 年能源工作指导意见》	进一步推动电力交易机构独立规范运行和增量配电试点项目落地（1）输配电价结构更加合理，不同电压等级电价更好反映了供电成本差异，为促进电力市场交
2023.5.17	《关于第三监管周期省级电网输配电价及有关事项的通知》	易、推动增量配电网微电网等发展创造有利条件; （2）输配电价功能定位更加清晰，将原包含在输配电价中的上网环节线损和抽水蓄能容量电费单列，有利于体现用户购电线损变化，反映电力系统调节资源费用，强化电网准许收入监管; （3）激励约束机制更加健全，对负荷率较高的两部制用户的需量电价实施打折优惠，有利于引导用户合理报装容量，提升电力系统经济性
2016.09	《山西省放开增量配电业务试点方	地方层面（实施细则）（1）增量配电网资产包括：一是历史形成的，国网山西分公司和晋能集团以外的存量配电网资产；二是纳入配电网年度建设计划中，电压等级在110千伏及以下的新增配电网，（2）增量配电网实施主体：以煤矿集团等大型企业自供区和国家、省级园区为重点，鼓励用电企业、发电企业、产业园区、社会资本等合作，共同组建混合所有制公司，形成拥有配电网资产
		的售电公司；（3）配电业务的垄断性：同一营业区内可以有多个售电公司，但只能有一个拥有配电网资产的售电公司，具有配电网经营权，并提供保底供电服务; （4）列入国家100个吸引社会资本投资增量配电业务的试点项目优先纳入山西省试点范围（1）鼓励社会资本整合多方资源组成联合体参与竞争，鼓励电网企业与社会资本通过股权合作等方式成立产权多元化联合体参与竞争; （2）鼓励竞争者搭建招商引资平台，为增量配电业务试点项目引入先进理念、技术、资本和产《关于做好重庆市增量配电业务改
2017.03	革试点工作的通知》	业，带动地方经济发展; （3）电网企业控股增量配电网拥有其运营权，在配电区域内仅从事配电网业务，其竞争性售电业务，应由独立的售电公司承担; （4）同一配电区域内只能有一家公司拥有该配电网运营权。
2017.04	《湖南省增量配电网业务试点工作方案》	（1）通过试点放开增量配电市场，引进社会资本参与增量配电业务，创新增量配网建设运营方式，探索电力行业混合所有制改革，到2018年基本形成社会资本投资增量配电网的有效途径，初步形成安全有序的增量配电业务区域市场; （2）确定增量配电网试点项目突出"三个优选"：优选混合所有制企业、优选政府与社会资本合作

（PPP）模式、优选诚实守信的投资主体；

2017.04	《江苏省增量配电业务改革试点实施细则(征求意见稿)》	（1）优选增量配电项目业主时，以配电价格作为优选条件；配电价格不得高于用户接入电压等级对应的省级电网共用网络输配电价扣减该配电网接入电压等级对应的省级电网共用网络输配电
2017.04	《江苏省增量配电业务改革试点实施细则(征求意见稿)》	价的差值; （2）优选增量配电项目业主时，把配电业务独立核算作为优选条件：即拥有增量配电业务经营
		权的售电公司，应将配电业务和竞争性售电业务分开核算，便于进行监管和考核; （3）增量配电网应与公用电网相连，除鼓励发展以可再生能源就近消纳以及促进能源梯级利用为目的的局域网、微电网外，发电企业及其资本不得参与投资建设电厂向用户直接供电的专用线路，也不得参与投资建设电厂与其参与投资的增量配电网络相连的专用线路;
	福建省物价局《关于我省增量配电 2018.04 网配电价格机制有关事项的通知》	全国首个省级增量配电网配电价格机制出台（1）任何情况下，用户承担的增量配电网配电价格与上一级电网输配电价之和不得高于用户直接接入上一级电网相同电压等级的输配电价; （2）通过招标方式确定投资主体的增量配电网项目，配电价格通过招标形成。配电价格未通过
	《天津市关于增量配电网电价有关 2018.10 事项的通知》	招标形成的，实行最高限价管理。任何情况下，用户承担的增量配电网配电价格与天津电网输配电价之和不得高于用户直接接入相同电压等级对应的天津电网输配电价;
2018.10	四川省《关于进一步做好增量配电业务试点工作的通知》	要求国家电网公司（包括国网四川省电力公司）不得控股增量配电网运营企业，可以参股，增量配电区域内包含少量的居民、农业、重要公用事业用户，其运营主体可由各地自行确定国有控股或社会资本控股。

数据来源：国家能源局，发改委，地方政府、发改委，广发证券发展研究中心

增量配电业务具有区域垄断性，与售电业务结合增强市场竞争力。增量配电网项目的运营模式为由政府、发电用电企业、产业园以及社会资本合资成立公司，开展增量配电网项目，服务于以工业园区为主的下游客户。具有增量配电业务的公司在经营范围内具有垄断性，同一区域的多家售电公司中只有一家拥有配电网资产，公司在配电网络内购电具有议价权，能一定程度地降低园区用电成本。在售电侧市场化改革的形式下，增量配电能作为连接发、售电端的桥梁形成配售一体或发配售一体的售电公司，增强市场竞争力。同时，依托配网资产，提供综合能源服务、节能改造，能源管理服务等终端能源服务，可增加售电用户粘性。

图 32：增量配电网项目上下游结构

数据来源：发改委，国家能源局，广发证券发展研究中心
识别风险，发现价值

竞争优势之三：差异化增值服务

售电公司根据自身优势和用户需求提供差异化的增值服务是提升客户黏性延长盈利周期的关键。售电公司入场初期，利润主要来自购售电价差及中小客户信息获取能力差带来的高分成（服务费），伴随售电公司数量增加竞争愈加激烈，靠吃“价差”的模式难以为继，根据客户个性化需求提供“售电+”增值服务是售电公司发展方向之一。主要内容是依托售电业务挖掘用户用电需求，根据用户需求制定能效管理、综合能源、储能服务、电力运维等服务方案。不同售电主体组成的售电公司可以根据自身优势提供差异化的增值服务，如分布式能源企业组建的售电公司可以借助微网系统提综合能源服务，节能服务公司组建的售电公司可以制定能效管理方案提供节能化增值服务。

图 33：增值服务类型多元化差异化发展

数据来源：广发证券发展研究中心

（三）发配售一体化发展，三大优势打造龙头配售电平台

公司围绕配售电业务打造“发电、配电、售电”一体化产业链，具备区域供电的市场优势。电源端通过低成本自发水电和批发外购电保证稳定的电源供给；输配电端整合重庆市内四张电网，打造地方电网龙头；售电端提供电力销售业务，并充分利用客户资源提供综能服务、能效管理、储能服务、电力运维等差异化的增值服务。稳定的电源供给、稀缺的配电网市场资源、庞大的用户群是公司发展配售一体化产业链的核心筹码。

图 34：公司配售电业务模式图

数据来源：定期报告，广发证券发展研究中心

发电侧：重组后自发水电装机规模大幅提升，2022年实现发电量20.29亿千瓦时。公司现有电站全部为水力发电，运营管理24座水电站，截至2022年底，公司水电控股装机74.6万千瓦，除芒牙河二级电站，均分布在重庆市内。2022年上半年，公司电站所在流域来水偏丰，水电发电量同比增加22%，三季度以来全国主要流域来水偏枯，公司水电站发电量大幅下降，单三季度同比下降63.5%。2022年全年实现发电量20.29亿千瓦时（同比-27.0%），上网电量20.07亿千瓦时（同比-27.1%）。

图 35：公司2022年完成发电量20.3亿千瓦时

数据来源：定期报告，广发证券发展研究中心

表 7：公司运营管理24座水电站

电站名称	持股比例	控股装机容量/ 万千瓦	所在流域	投产时间	位置	接入电网
鱼背山电厂	100.00%	1.70	磨刀溪流域	1998年7月	重庆市万州区	三峡水利电网
双河电厂	100.00%	2.83	磨刀溪流域	1991年7月	重庆市万州区	三峡水利电网
赶场电厂	100.00%	3.75	磨刀溪流域	1997年1月	重庆市万州区	三峡水利电网
长滩电厂	100.00%	0.64	磨刀溪流域	1966年4月	重庆市万州区	三峡水利电网
滚渡电厂	100.00%	0.13	溪渡河	1944年8月	重庆市万州区	三峡水利电网
重庆市万州区恒丰水电设备工程有限公司	100.00%	0.12	磨刀溪流域	1948年1月	重庆市万州区	三峡水利电网
向家嘴电厂	88.89%	1.26	磨刀溪流域	2009年6月	重庆市万州区	三峡水利电网
杨东河水电站	100.00%	4.80	磨刀溪流域	2011年12月	湖北省利川市	三峡水利电网
峡门口电站	99.85%	0.80	东溪河	2006年8月	重庆市	国家电网
两会沱水电站	99.85%	2.00	后溪河	2015年6月	重庆市巫溪县	三峡水利电网
镇泉水电站	99.85%	3.00	后溪河	2016年9月	重庆市巫溪县	三峡水利电网
金盆水电站	99.85%	2.50	后溪河	2018年5月	重庆市巫溪县	三峡水利电网
新长滩电站	100.00%	0.96	磨刀溪流域	2018年5月	重庆市万州区	三峡水利电网
芒牙河二级电站	55.56%	2.49	盈江县芒牙河	2014年8月	云南省	南方电网
石板水电站	52.53%	11.50	长江流域龙河	1996年9月	重庆市丰都县	三峡水利电网
渔滩水电站	100.00%	2.80	阿蓬江	2005年12月	重庆市黔江区	三峡水利电网
舟白水电站	100.00%	2.40	阿蓬江	2005年8月	重庆市黔江区	三峡水利电网
箱子岩水电站	100.00%	3.20	阿蓬江	2007年8月	重庆市黔江区	三峡水利电网
双泉水电站	100.00%	0.25	阿蓬江	1990年12月	重庆市黔江区	三峡水利电网
大河口水电站	100.00%	8.25	阿蓬江	1996年12月	重庆市酉阳区	三峡水利电网
梯子洞水电站	100.00%	3.60	阿蓬江	2003年12月	重庆市酉阳区	三峡水利电网
石堤水电站	100.00%	12.00	酉水河	2007年5月	重庆市秀山县	三峡水利电网
宋农水电站	100.00%	1.44	梅江河	1997年7月	重庆市秀山县	三峡水利电网
三角滩水电站	100.00%	2.20	梅江河	2011年5月	重庆市秀山县	三峡水利电网
合计 74.62

数据来源：《重庆三峡水利电力(集团)股份有限公司 2022 年度第一期中期票据募集说明书》，定期报告，广发证券发展研究中心

自发水电形成稳定供给和成本优势，度电毛利远高于外购电。水电建成投产后可变成本极低，2022年公司自发水电毛利率高达61.4%，度电毛利0.3元/千瓦时。但由于自发水电规模受限且受来水波动，公司大量外购电源扩大售电规模，2022年公司外购电共计118.3亿千瓦时，是自发水电（20.3亿千瓦时）的5.8倍。公司外购电通常保持稳定的购售价差，2015-2019年度电毛利在0.14-0.16元/千瓦时，2020年后公司资产重组导致电力销售收入成本变化较大，2022年由于煤价高企购电成本提升，电价传导滞后并存在限制，公司外购电度电毛利仅0.06元/千瓦时。

图 36：自发水电度电毛利约0.30元/千瓦时

数据来源：定期报告，广发证券发展研究中心

图 37：2022年外购电度电毛利0.06元/千瓦时

数据来源：定期报告，广发证券发展研究中心

测算发电量每提升1亿千瓦时可带动公司归母净利润提升约0.37亿元。2022年来水严重偏枯，公司自有水电发电量20.29亿千瓦时，同比降低27.04%，若来水修复将带动公司利润明显提升。由于水电站投运后成本基本固定，发电量提升会导致水资源费增加，假设税金及附加与收入呈固定比例，所得税率15%，测算发电量每提升1亿千瓦时可带动公司归母净利润提升约0.37亿元，若发电量恢复至25亿千瓦时，则可带动公司归母净利润提升1.76亿元（占2022年归母净利润的36.9%）。

表 8：自有水电利润弹性测算假设

发电量/亿千瓦时	20.29	2022年公司自有水电发电量
上网电量/亿千瓦时	20.07	2022年公司自有水电上网电量
售电价/元/千瓦时（不含税）	0.491	2022年公司售电均价
税金及附加/营业收入/%	0.52%	2022年实际值
所得税率/%	15.00%
少数股东权益比例%	7.87%	水电权益装机/控股装机
水资源费/元/千瓦时	0.005	重庆市内水力发电水资源费

数据来源：Wind，经营公告，广发证券发展研究中心

表 9：自有水电利润弹性测算

发电量/亿千瓦时	20	21	22	23	24	25	26	27	28	29	30
上网电量/亿千瓦时	19.78	20.77	21.76	22.75	23.74	24.73	25.71	26.70	27.69	28.68	29.67
上网电量增加/亿千瓦时	-0.29	0.70	1.69	2.68	3.66	4.65	5.64	6.63	7.62	8.61	9.60
收入增加/亿元	-0.14	0.34	0.83	1.31	1.80	2.28	2.77	3.25	3.74	4.22	4.71
水资源费增加/亿元	0.00	0.00	0.01	0.01	0.02	0.02	0.03	0.03	0.04	0.04	0.05
税金及附加增加/亿元	0.00	0.00	0.00	0.01	0.01	0.01	0.01	0.02	0.02	0.02	0.02
所得税增加/亿元	-0.02	0.05	0.12	0.20	0.27	0.34	0.41	0.49	0.56	0.63	0.70
净利润增加/亿元	-0.12	0.29	0.69	1.10	1.50	1.91	2.31	2.72	3.12	3.53	3.93
归母净利润增加/亿元	-0.11	0.26	0.64	1.01	1.38	1.76	2.13	2.50	2.88	3.25	3.62

数据来源：Wind，经营公告，广发证券发展研究中心

集团推动“三峡电”入渝，提供低价优质的电源支撑。考虑到重庆市枯水期供电相对紧张，自2007年起重庆被纳入三峡电能消纳的供电范围，每年从三峡增发电量中送20亿千瓦时给重庆。公司作为三峡集团内以配售电为主业的唯一上市平台，集团与重庆市政府签订战略合作协议，共同推动“三峡电”入渝，降低综合供电成本，提供优质低价的电源支撑。2020年新增三峡电入渝的电量约41亿千瓦时，在万州等15个区县内进行分配，公司供电范围内的万州区和涪陵区共分得电量17.38亿千瓦时。公司通过“三峡电”入渝可直接从集团获得电量代替外购电从而降低度电成本，2020年公司外购电的度电成本为0.2228元，较2019年降低32%。

表 10：2020年公司获得“三峡电”入渝供电分配

区域	分配电量/亿千瓦时	用途	用电价差/元/千瓦时
万州区	13.98	降低存量工业企业用电成本和招商引资增量项目
涪陵区	3.40	存量大数据智能化等战略新型产业降低电价和增量企业招商引资	0.0828
共计	17.38

数据来源：《关于 2020 年新增三峡电入渝的提示性公告》，广发证券发展研究中心

三峡集团是我国最大的清洁能源集团，拥有布局全国的低成本水电和风光发电资源。集团旗下长江电力是全国规模最大的水电上市公司，在金沙江下游和长江上游拥有六座大型水电站，水电销售区域遍布中部和东部地区，三峡能源是国内新能源龙头公司，项目遍布全国，2021年三峡集团发电量在全国市占率约为4%，但其中90%以上发电量为清洁能源发电，集团庞大的清洁能源资产是公司的坚实后盾。

图 38：三峡集团发电量的市占率为4%

数据来源：债券募集说明书，广发证券发展研究中心

图 39：三峡集团各电源发电量及清洁能源占比

数据来源：债券募集说明书，广发证券发展研究中心

筹划开展燃气发电项目建设，强化网内电源保障。除自发水电外，公司结合重庆市“以气代煤”能源结构转型，依托页岩气资源优势，计划开展燃气发电项目建设。2022年10月公司发布公告称拟建设重庆万州燃气发电项目，项目总投不超过12.65亿元，建成后拟作为全市调峰电厂运行，项目装机490MW，投产后预计年发电量约11.5亿千瓦时。目前公司已决策的燃气和风电业务装机规模108万千瓦，预计增加年发电量25亿千瓦，烫平来水波动对公司自发电量造成的冲击。

配电侧：“四网融合”后地方电网龙头成型，配电网内议价权优势显著。公司的骨干电网覆盖重庆市多个区县，并与重庆市、贵州省、湖南省、湖北省等电网联网运行，掌握了稀缺的配电网资源。十三五期间三峡集团主笔，2020年资产重组后整合地方电网，在重庆市内完成“四网融合”，公司配售电范围由万州区扩大到两江新区、涪陵区、黔江区。此外，公司子公司长兴电力的合营企业两江供电在两江新区龙兴、水土工业园内开展增量配电业务，该项目是重庆市第一批5个增量配电业务试点项目之一。依托园区内配电网资源，同时能为客户提供综合能源服务、节能改造，能源管理服务等增值服务，在配电网内拥有稳定客户群体和议价权优势。

售电侧：升级打造市场化配售电平台，2025年市场化售电规模达800亿千瓦时。公司市场化售电业务以自营+分销的方式经营，通过自有售电资质自主进行市场化售电服务以及与其他售电公司开展股权合作，打开外地市场，目前公司通过长电能源、长兴电力、广东新巨能、两江供电等开展市场化售电，其中两江供电在重庆市内市场化售电的市占率达30%以上，是重庆市最早开展市场化售电服务的公司之一。2022年五家子公司及参股公司共完成市场化交易电量278.13千瓦时，公司计划到2025年完成市场化售电800亿千瓦时，复合增速达42.2%。

表 11：公司通过自营+分销模型开展市场化售电业务（2022年）

公司名	与母公司关系	市场化交易电量/亿千瓦时	售电区域
长电能源	全资子公司	16.41	上海市
长兴电力	全资子公司	19.81	重庆市
广东新巨能	参股公司（参股45%）	15.82	广东省
川能智网	参股公司（参股17.5%）	169.10
两江供电	合营企业（长兴电力持股 50%）	56.99	重庆市两江新区

278.13

数据来源：定期报告，广发证券发展研究中心

以重庆市为起点，通过设立和参股形式大力布局全国售电市场。公司子公司长兴电力是重庆市内首批售电侧改革试点企业，依托长江经济带和成渝双城经济圈战略，通过设立和参股方式打造市场化配售电平台，2021年以增资扩股的方式进入广东新巨能，将其作为华南地区售电业务支撑点，切入广东售电市场；2021年2月全资子公司长电能源正式取得上海市售电资质，打开华东区域市场；截至2021年，公司已完成四川、重庆、江苏、浙江、上海、江西、安徽、广东八省市的售电资质准入。

图 40：市场化售电业务布局全国

数据来源：三峡水利官微，广发证券发展研究中心

重庆市作为国家首批售电侧改革试点的两个城市之一，市场化售电空间广阔。在重庆市内具有试点条件的区域（主要是有支柱企业和战略性新兴产业的地区），向社会资本开放配售电业务，电力用户与发电企业通过电力交易平台直接交易。同时，放开试点区域增量配网，售电公司依托区域内既有输配电网和增量配网，对用户售电并提供综合能源服务，发挥市场配置资源的决定性作用。

表 12：重庆市售电侧市场改革过程

时间	政策名称	主要内容
2015.11	《关于同意重庆市广东省开展售电侧改革试点的复函》	（1）国家发改委、能源局批复同意重庆市开展售电侧改革试点; （2）试点地区需坚持三条原则：①市场定价的原则；②平等竞争的原则；③节能减排的原则; （3）参与市场交易的用户购电价格由市场交易价格、输配电价（含线损和交叉补贴）、政府基金三部
2015.12		分组成重庆市委市政府将重庆两江长兴电力有限公司（三峡集团控股）、重庆能投售电有限公司（重庆市能投集团控股）、重庆渝西港桥电力有限公司（国电投集团控股）三家公司设为售电侧改革试点公司
2016.2	《关于印发重庆市售电侧改革试点工作实施方案的通知》	（1）明确售电侧改革的试点范围：为支柱产业和战略性新兴产业重点项目集聚区，包括两江新区水土、鱼复、龙兴三个园区，长寿经开区晏家、江南、八颗三个组团，万州经开区万盛平山工业园区等; （2）明确售电侧改革的用户范围：符合国家政策、单位能耗、环保标准的新增电力用户; （3）制定暂行输配电价，输配电价暂执行现行大用户直供输配电价标准，220千伏、110千伏、其他电压等级输配电价分别为0.1942元/千瓦时、0.2152元/千瓦时、0.2372元/千瓦时；（4）截至目前，重庆市共有11家企业与售电公司签订了购电合同，2016年3月1日起，两江长兴电

识别风险，发现价值

《重庆市售电侧改革市场主体 2016.4		（1）确定了售电公司注册资本额度与售电业务规模的关系：资产总额在0.2-1亿元的售电公司的年售电量为6-30亿千瓦时；资产总额在1-2亿元的售电公司年售电量为30-60亿千瓦时；资产总额在2亿
	准入与退出的指导意见》	元人民币以上的，不限制售电量; （2）售电公司可资源申请退出售电市场，也可以被清退推出
	《重庆市人民政府办公厅关于	（1）全市市级及以上工业园区全部纳入售电侧改革试点范围，不再区分存量和增量用户; （2）做好输配电价成本交叉监审工作，在输配电价改革初期保证基本电费在电价结构中占比不宜过
2016.6	降低电气价格支持工业经济发展的通知》	高，审价完成后将输配电价调价空间主要用于降低大工业基本电费; （3）允许售电公司代理用户直接参与交易（1）重庆电力交易中心挂牌成立，由电网、发电、售电、地方能源企业及第三方机构共同出资组建;
2016.9 2016.9	《关于公示拟列入重庆市售电公司目录第一批企业名单的通	（2）截至目前，重庆市共有32家企业与售电公司签订了购电合同拟纳入5家新售电公司
2018.9	知》	重庆市配售电行业协会正式成立
2019.4	《关于贯彻落实降低企业用电	（1）扩大用户参与市场化交易，全市工商业两部制用户均可参加电力直接交易，2020年逐步扩大到工
2019.11	成本的工作措施》《关于组织开展 2020 年电力	商业单一制用户，符合准入条件的工商业用户可自行选择售电公司购电参与市场化零售一般工商业用户正式获准入场参与电力直接交易，符合国家及重庆市产业政策、环保政策、节能减排政策的经营性电力用户均不受电量、电压门槛限制，可自行参与电力直接交易，也可通过售电公司代理参
2021.4	直接交易试点工作的通知》《重庆市服务业扩大开放综合	与支持民营企业以控股或参股的形式开展发电、增量配电和售电业务，深化售电侧改革，完善售电企业准
2022.6	试点总体方案》《重庆市能源发展“十四五” 规划》	入推出办法深化配售电改革，完善售电主体准入和退出机制，向社会资本放开售电和增量配电业务，有序推进增量配电业务试点项目，加快存量试点项目供区划分。

数据来源：国家能源局，发改委，地方政府、发改委，广发证券发展研究中心

重庆市内售电公司代理直接交易的模式在市场化交易中的占比逐年提升。随着售电侧改革推进，重庆市内用电企业更多选择售电公司代理直接交易。2021Q1-3重庆市市场化交易电量为318亿千瓦时，其中直接交易电量272亿千瓦时，售电公司代理直接交易电量270亿千瓦时，占市场化交易电量的85%。

图 41：重庆市售电公司代理电量及代理服务单价

数据来源：重庆市电力交易中心，广发证券发展研究中心

图 42：重庆市市场化交易电量占比

数据来源：重庆市电力交易中心，广发证券发展研究中心

三、延伸售电产业链，开拓广阔综能蓝海

（一）电改催化负荷侧需求，综合能源服务迎发展良机

负荷侧需求爆发，综合能源打造以用户为核心的多场景运营模式。在双碳和电力市场化改革双重催化下，用户侧出现多样化需求：一是经济需求，市场化电价上涨、分时电价推出、高耗能企业购电价格可无限制提升；二是环保需求，能耗双控、上市公司披露ESG信息、欧盟碳关税计划、我国碳中和不断推进；三是安全需求，高比例分布式光伏并网导致关口功率因数降低的问题、大功率直流充电桩冲击电力系统稳定性。负荷侧不断增加的各项需求需要全新的能源供给系统，这种系统是以用户侧需求为核心、提供解决方案式的能源供应模式，最终将打造新型电力运营商。

图 43：用户侧多样化需求增加

数据来源：广发证券发展研究中心

综合能源服务是将发电端的多种供能方式和用电端的多种用能需求排列组合而形成的能源创新模式。综合能源服务经过五年的发展已进入国家“十四五”规划体系，基本实现在各个省市的业务全覆盖。在发电端，通过分布式光伏、风电、燃气、储冷储热等方式实现多能互补从而降低发电成本；在用电端，需响应用户冷、热、电的复合需求；应用场景包括为大型企业、产业园区建设配套能源设施，建设区域能源站，提供能源托管服务等，是未来能源电力投资转型发展的重要方向。

图 44：综合能源服务的主要内容

数据来源：北极星电力网，广发证券发展研究中心

电价上浮、分时电价叠加能耗双控，企业用能成本增加。电价市场化改革后交易范围扩大，燃煤发电电量全部进入市场，工商业用户全部进入市场，电价自下而上传导成本以及市场供需和竞争关系，煤炭价格高企导致近两年各省电价大幅提升，多地2023年度中长期交易电价均为顶格上浮。对于用电侧尤其是工商业用户，电价整体上浮导致企业能源价格提升。

表 13：多地2023年度中长期交易电价均为顶格上浮

省份	燃煤标杆电价（元/兆瓦时）	2023年度成交电价（元/兆瓦时）	较标杆上浮/%
广东	463	553.88	19.63%
江苏	391	466.64	19.35%
陕西	354.5	425.40	20.00%
海南	429.8	515.76	20.00%

数据来源：北极星售电网，广发证券发展研究中心

分时电价机制拉大峰谷价差，提高企业能源管理需求。2021年7月国家发改委下发完善分时电价相关政策以来，湖北、江西等地区结合自身情况陆续调整分时电价机制陆续调整分时电价机制，合理拉大峰谷电价价差。由于制造业日内用电相对平滑，分时电价拉开峰谷价差，进一步提高企业用能成本和能源管理意愿，从而带动对于储能、综合能源服务的需求。例如微电网综合能源管理体系能根据电网价格、用电负荷、电网调度调整系统控制策略使企业微电网始终高效稳定运行，降低企业用电成本、实现能源互联、信息互动。

表 14：《关于进一步完善分时电价机制的通知》主要内容

主要内容
政策目标	（1）引导用户需求响应，优化用电行为。新政促使分时电价机制进一步完善，峰谷时段进一步优化，价差水平逐步拉大，
	有效促进用户参与需求响应，降低用户用能成本的同时，减轻高峰时期局部电网供电压力;
	（2）进一步促进新能源消纳，助力新型电力系统建设。有效引导用电行为，促进发用电匹配程度提升，从而提高可再生能
	源、新能源消纳水平;
	（3）有助于促进能源新模式新业态不断涌现。新政的颁布带动电价形成机制不断完善，推动分时电价执行范围逐步扩大，
	为储能、综合能源等业务的发展提供更广阔的市场空间和盈利机会，吸引多元资本参与，催生更多能源新业态新模式；（4）有助于节约电力投资，提高设备利用设备。峰谷分时电价机制可有效发挥价格杠杆的调节作用，平滑负荷曲线，提高设备利用率，有效优化电力规划投资。
具体措施	（1）优化峰谷电价机制：系统峰谷差率超过40%的地方，峰谷价差原则上不低于4:1，其他地方原则上不低于3：1; （2）建立尖峰电价机制：基于系统最高负荷情况合理确定尖峰时段，尖峰电价在峰段基础上上浮比例原则上不低于20%; （3）建立健全季节性电价机制和丰枯电价机制：日内用电负荷或电力供需有明显季节性差异的地方健全季节性电价机制，水电等可再生能源比重大的地方，建立健全丰枯电价机制; （4）明确分时电价机制执行范围：要求各地加快将分时电价机制执行分为扩大到工商业电价的电力用户；

数据来源：政府官网，广发证券发展研究中心

能耗双控推进产业结构调整，增加用能企业减排需求。“能耗双控”的概念最早于2015年党的十八届五中全会中提出，是指按省、区、直辖市设定能源消费总量和强度控制目标，到2025年单位GDP能耗和碳排放较2020年分别降低13.5%、18%。各省市纷纷出台政策举措，通过提高电价、限制高耗能企业用电总量、限制用电时段等方式促进能耗减排。“双控”指标倒逼用能企业加大节能投入，选择合适的技术路线和节能手段减低能源成本，兼顾节能减排和长期经济效益。

表 15：国家及各省陆续出台能耗双控政策

《完善能源消费强度和总量双控制度方案》
具体措施	（1）完善能耗双控制度。设置合理的双控指标，建立健全能源资源差别化配置机制，提高地方和企业用能责任意识；推动能源要素向优质企业、优质项目流动；建立数字化调控监测平台，加强节能监察，健全节能标准。（2）强化能源安全保供和结构优化。加快能源结构优化调整和安全高效转型，大力发展非化石能源；加快外来清洁电力大通道建设，建设一批气电、新型储能等灵活性电源，实施"上大压小"建设低排放高性能燃煤机组; （3）加快能耗双控倒逼产业转型升级。推进产业结构调整，精准实施能耗和用电量调控、能效准入标准、惩罚性电价等
	措施，遏制重点用能企业用能需求；建立健全节能低碳技术、核心节能装备推广机制，加快企业智慧能源系统建设，助力节能减排; （4）优先保障民生用能。多采取精准化、点穴式措施，把能源供应、电力供应作为重要的民生工程，提高电力应急响应
水平，推进有序用电精细化。各省市"能耗双控"政策要求
内蒙古	提高电价，执行高峰期限电要求，限电时间为每天晚上7点到10点。多家代表性合金企业纷纷发布减供公告
浙江	引导企业有序开展错峰、避峰用电执行程序，同时落实有序用电限额指标，控制高耗能、高污染企业用电
江苏	对大工业用户尖峰用电时期实行加价，并开展综合能耗5万吨以上企业专项节能监察行动
云南	要求多数企业实行错峰生产，只有晚上可正常或低负荷开工
广东	强化节能降耗工作措施，依法依规压减违规"两高"项目能耗，确保完成能耗强度下降目标任务
福建	严格开展"两高"项目节能审查和环评，严禁产能严重过剩行业新增产能；严控新增"两高"项目规划建设，大力推进"能耗双
陕西	控"考核预警，按季度通报各地"双控"指标完成情况陕西榆林市要求新建成“两高"项目不得投入生产，本年度新建已投产的"两高"项目，在上月产量基础上限产 60%

数据来源：国家发改委，地方发改委，广发证券发展研究中心

预计十四五末节能服务市场规模到有望达万亿，年均增速超10%。据EMCA中国节能协会的统计数据，2022年全国节能服务产业总产值5110亿元，较2016年累计增长43.3%，其中合同能源管理项目投资新增1654亿元。预计十四五末节能服务产业总产值达1万亿元，则2022-2025年期间以年均25.1%以上的速度增长。

图 45：十四五末节能服务产业总产值有望达万亿

数据来源：中国节能协会节能服务产业委员会，广发证券发展研究中心

综能服务市场主体多元发展，竞争格局动态深化。综合能源服务的市场参与主体大致可分为：发电公司、电网公司、售电公司、燃气公司、服务公司、互联网公司六大类，其中发电、燃气公司分别掌握电源和气源，电网公司掌握电网资源，这三类传统能源企业通过转型和产业链延伸参与综能服务，在市场中的重要性短时间内难以被其他竞争者效仿替代。互联网公司作为综能服务市场新进者，以平台型业务为主，具有先进的技术和海量的用户。其他类型的竞争者凭借各自不同的优势参与市场竞争，在不断深化的竞争格局中需要进行差异化升级以谋求生存。

表 16：市场主体及竞争优势

市场主体	特点	优势
发电公司	掌握电力生产资源	具有发电成本低、发售一体化优势，较早进入新能源发电、天然气三联供等业务，具有较好的发展空间
电网公司	掌握电网资源和先进电力技术，重点开展以电为中心的综合能源服务	随着我国电力消费的增加，以及能源互联网时代的到来，电网作为智能化网络型平台，将成为能源平台型业务的主导者
售电公司	售电侧改革的政策下，售电公司呈现多元化的特点，涵盖独立售电公司、发电企业、节能服务公司、电网企业等	配售电改革为售电公司打造了新的利润增长点，拥有客户资源的售电公司在综合能源服务的供应商中具有先天优势
燃气公司	掌握天然气资源和技术，重点开展以气为中心的综合能源服务	我国天然气消费量将于2040 年前后达峰，燃气业务具有一定的发展前景，燃气公司市场份额有望快速增长
服务公司	主要是轻资产企业，各类设计院、EPC单位、工程服务企业、节能服务公司、分布式能源方案设计公司	规模较小，能根据用户需求提供多元增值服务，搭建多种生活产品交易平台，提供电力、天然气到可再生能源供应等一系列综合解决方案
互联网公司	从能源数据等方面切入综合能源服务领域，形成综合能源服务平台经济体	通过“能源+互联网”进行技术研发、平台经济商业模式创新、客户资源和数据积累以及新业态开发

数据来源：国网能源研究院，广发证券发展研究中心

大型能源企业先后入局，专业化拓展综合能源服务。自2017年起，开展综合能源服务就成为各能源企业新的战略竞争和合作焦点，在2019-2021年间国网、南网及五大发电集团等大型能源企业先后成立综合能源专项公司，专业化拓展综合能源服务业务。目前，综合能源服务已成为国家电网第二主业，2020年实现营业收入240亿元，2020-2030年预计营业收入CAGR达28.7%；南方电网旗下的南网能源在2021年1月完成上市，2021年营业收入26亿元；五大集团均在“十四五”期间布局综合能源服务，开展能效服务、分布式可再生能源、多能互补协同供应等业务。

同时，综合能源服务作为能源互联网发展趋势下的产物，吸引了众多互联网龙头企业的投资。腾讯利用旗下腾讯云服务器打造综合能源服务平台，致力于能源行业数字化转型，目前在能源领域已服务20余家央国企和超过300家行业企业。

表 17：两网五大集团等大型能源企业及互联网企业开展综合能源服务

集团	专项公司	成立时间	发展方向
国家电网	国网综能	2020.1.15更名	综合能源服务业务升级为国家电网的第二主业，以电网节能服务、电力需求侧管理、新型储能、公共机构能源托管、多能互补协同供应等业务为抓手，提供节能降碳等服
国家电网	国网综能	（原名国网节能服务有限公司）	务，致力于成为集节能环保、综合能源服务、清洁能源开发一体的国内一流国际化综
南方电网	南网能源	2021.1.19上市	合能源产业集团；2020年营业收入240亿元开拓了节能服务、能源资源综合利用、清洁能源与可再生能源开发、节能服务电商平台四大主营业务；参股公司64家，参股公司主营业务为合同能源管理、节能改造工程、综合资源利用、电力/热电生产与供应、工业能源站项目投资运营、照明研究等;
大唐集团	大唐智慧能源	2019.12.2	2021年营业收入26亿元确定燃机分布式、楼宇分布式、智能微网、能源互联网和风光储五个专业方向，实现横向多能互补、纵向"源网荷储用"高效协同，提供电热冷气水等能源产品和综合能源服务
国家电投	国投综能	2020.5.20	早在 2015年，国家电投就率先成立氢能、储能、综合智慧能源三个研究中心，进军综合智慧能源。意欲整合氢能、储能、综合智慧能源三大模块，目标是“绿电交通"蓝海。目前开发了综合能源管控与服务平台——天枢一号，集成了能源监视、预测、调控、
华能集团	华能综能		分析、运维和服务等9类功能于一体，实现综合能源智慧化管理华能集团从2016年开始布局综能业务，集团旗下华能国际有4家区域性综合能源公司，但目前集团直属的综能业务布局较缓慢，但仍是公司"十四五"期间的发展方向
华电集团	华电综能	2021.1.29	依托华电集团在分布式天然气能源上的优势，向综合能源服务转型，重点开展多能互补清洁能源基地、区域多能供应、分布式可再生能源、综合能效服务、能源交易服务、设备销售及工程运维服务等六项业务
国家能源集团	国华分布式能源		主营业务是高效节能环保工业锅炉集中供热，分布式能源项目的投资运营，天然气等新能源项目、热网、中小型配电网及微网、多能互补、“互联网+"智慧能源系统的投资建设运营，提及热能、电能的销售等
三峡集团	三峡水利、三峡电能等		共有4家三峡系公司已涉足综合能源服务相关业务，用户侧综合能源服务业务布局以三峡水利和三峡电能为主，其拥有的成熟的配售电网络是核心竞争优势。此外还包括三峡智慧能源和三峡新能源
新奥能源			2021年综合能源业务营业收入78.05亿元（同比+54.8%），归母净利润13.65亿元（同比+51.2%），累计投运综合能源项目150个，带来冷、热、电、蒸气等共 190.65亿千瓦时的综合能源销售量，综合能源服务为客户降低666.67万吨二氧化碳
腾讯	腾讯云综能工	2020.9.10	腾讯云长期致力于能源行业数字化转型和经济社会可持续发展，目前在能源领域已服

	场	务20余家央国企和超过300家行业企业。综能工场基于能源连接器和能源数字孪生多技术融合系列产品，联合行业合作伙伴打造综合能源服务平台、全真互联产线、企业
阿里巴巴		内外一体化协同、零碳园区、基建数字化运营、数字化班组等一系列数字化标杆项目
	阿里云综合能 2018.5.3	以"厚平台、微应用"方式构建面向竞争性综合能源服务的业务中台，快速构建节电节
	源服务平台	能、电力需求侧、电务、能效管理、储能、微网一体化和能源电力交易等生态化应用

数据来源：公司官网，广发证券发展研究中心

依靠配电网资产和集团支持，售电公司顺势发展成为综合能源服务商。伴随电改的持续推进，售电主体之间的激烈竞争导致售电价差不断缩小，仅靠价差盈利的的售电模式难以持续，为用户提供综合能源增值服务将成为售电公司更好的发展方向。在以用户为核心的业务模式中，了解用户需求是核心环节，作为电力产业链中最靠近用户侧的一环，售电公司可以更好的挖掘用户需求信息和用户价值。在各种类型的售电公司中，拥有配电网资产和大型集团支持则更有可能发展成为综合能源服务商，以配电网资产垄断区域经营权，以大型集团提供能源供应，以工业园区、高耗能企业等用户为起点开展综合能源服务，将成为售电公司主要竞争优势和发展方向。

图 46：微电网综合能源管理系统全面监控用户用能情况

数据来源：安科瑞公司官网，广发证券发展研究中心

（二）售电协同，多线共进发力综能服务

依托售电业务，协同发力综合能源服务。“十四五”期间公司以控股子公司两江综合能源公司为主要实施载体，按城市、园区、用户三层级进行布局，向市场化售电区域、沿海经济发达地区、“长江经济带”等重点区域拓展综合能源产业，近两年开发的江西九江“城市综合能源管家+碳管家”模式初具雏形；公司还通过三峡绿动平台发展电动重卡充换储一体化业务，基本实现电动重卡业务全国化全场景布局。

表 18：公司以四大综合能源项目子公司开展综能服务

公司名称	成立时间	注册资本/亿元	定位	主营业务
综合能源公司	2016.12	5	围绕“城市、园区、	城市综合能源管家、低碳智慧综合能源、智慧城市能源互联网、零
			用户”发展综合能	碳智慧城市、低碳智慧工业区、源网荷储、绿色交通、热电联产、
			源、新能源业务的平台	集中式风光电站、分布式能源站、分布式光伏、能效服务、余能综
三峡绿动	2021.9	2	三峡集团电动重卡充换储用一体化业务平台	通过整合主机、电池、充换电站等产品向客户提供重卡电动化一揽子解决方案；开发数字能源管理平台工具实现人、车、货、站、电智能匹配和智慧调度；通过提供灵活精准的电池金融解决方案、车
					辆（车架）解决方案，促进节能低碳型交通工具推广应用
博联能源	2020.9	3	承担万州经开区九龙园热电联产项目的建设与生产经营管理	发电、输电、供电业务；热力生产和供应；为园区企业提供可靠、稳定的蒸汽和电能
智汇能源公司	2021.3	0.1	政企合作的能源创新研究平台	开展能源市场、能源政策、双碳等领域研究及咨询，承担公司电源规划和电网规划工作

数据来源：公司官网，广发证券发展研究中心

公司综合能源业务主要包括三大场景：一是城市绿色综合能源管家，主要是在城市中建设“低碳示范区+绿色交通+建筑节能+能源互联网”等项目；二是园区综合能源服务，围绕工业园区、产业园的能源供应和绿色转型需求，匹配相应技术手段，提供“售电+综合能源+增值服务”等用能一揽子解决方案，打造低碳/零碳园区；三是用户综合能源服务，提供有针对性的用能服务，推动用能高效优化。同时，公司打造智慧综合能源管理平台，全面监控综合能源服务项目。

图 47：场景一：城市综合能源管家方案

数据来源：三峡水利官微，广发证券发展研究中心

图 48：场景二：园区综合能源服务

数据来源：三峡水利官微，广发证券发展研究中心

表 19：场景三：用户综合能源服务

用户综合能源服务类型

（1）资源综合利用：利用冶金、化工、水泥等行业生产过程中产生的余热、余压和余气等资源，以合同能源管理模式投资、建设、运营资源综合利

用发电项目，变废为宝，实现环保和经济效益合作共赢;

（2）集中供热：为工业企业等客户提供锅炉、热力官网等设施的投资、建设运营服务，为客户提供蒸汽和热水等能源供应; （3）热电联产：结合地域能源禀赋及客户用能特点，开发建设综合能源利用效率高的用户型热电联产项目；

（4）充换电站：投资建设电动汽车充换电站和电动船舶岸电系统，打造新能源物流生态链;

（5）天然气分布式能源项目：以天然气为主要能源，构建以热、电、冷联供为主要形式的多联系统，为医院、学校、工业、企业提供分布式供能服

务，有效实现能源阶梯利用；

（6）用户侧储能：在峰谷电价差较大的区域投资建设用户侧储能项目；

（7）能效管理：针对工业、企业和公共建筑，利用设备节能、系统节能、平台能效管理和能源系统托管等多元化服务和技术手段，降低客户能源消

耗、优化能源成本、提高能源供给和使用的有效性、可靠性。数据来源：三峡水利官微，广发证券发展研究中心

图 49：智慧综合能源管理平台

数据来源：三峡水利官微，广发证券发展研究中心

1.城市综合能源管家：以九江为起点，模式可全国复制

2021年，公司与九江市政府合作，聚焦能耗和碳排放问题，打造“城市综合能源管家+碳管家”业务模式，为城市能源管理、园区降碳、企业降耗提供专业、优质的综合能源服务。“城市综合能源管家”首批25个项目集中签约，包括瑞昌市、德安县、濂溪区的低碳智慧园区项目，市工信局的绿色高端装备云产业园项目，诺贝尔陶瓷的绿色低碳示范工厂项目等。同时与九江诺贝尔陶瓷公司在光伏发电、电动叉车、节能设备三个方面开展合作，打造的九江市首家低碳绿色工厂。凭借九江示范项目，公司城市综合能源服务可向全国拓展布局。

表 20：公司主要城市综合能源项目

领域	项目名	主要内容
综合能源	《江西九江示范综合能源项	九江市与三峡水利合作打造“城市综合能源管家+碳管家”九江模式，在全市各地推进绿色工业，低碳园区等项目。同时与九江诺贝尔陶瓷公司在光伏发电、电动叉车、节能设备三个方面开展合作，打
管家	目》	造九江市首家低碳绿色工厂，预计每年节约标煤1.8万吨，降低碳排放5.8万吨，减排率可达10%
能源托管	《蜂巢金坛基地能源托管项目》	该项目采取行业主流商业模式能源托管模式，通过设备优化选型、节能群控等先进技术给蜂巢能源公司提供全面高效的综合能源解决方案，项目总投超1.6亿元，项目的中标为公司积累了大型综合能源托管项目经验，打造电池工厂综合能源示范
分布式能源站	《协创区二、三期房建分布式能源 BOOT项目》	该项目是协创区5个区域能源站的首站，拥有40万平米的区域建筑供能体量，项目总投8661万元，合作期为11个月（项目首期建设）+20年（运营期）。该项目是“成渝地区双城经济圈碳中和示范园区”典范，项目实施后，协创区每年减少3.25万吨二氧化碳排放量、1.32万吨标煤使用量

数据来源：定期报告，上海证券交易所官网，公司官网，广发证券发展研究中心

2.热电联产：万州项目顺利投产，成为新的利润增长点

公司投资11.1亿元建设万州经开区九龙园热电联产项目（3*500t/h煤粉炉锅炉+2*80MW备压机组），项目总投约11.1亿元，投资回报率为8.66%-10.13%，为公司培育新的利润增长，2022年已建成投运，预计后年供汽量850万吨，年发电量12亿千瓦时。此外，公司拟投资涪陵白涛化工园区热电联产项目，建成后预计年发电量约21亿千瓦时，最大供热量150万吨，预计总投资12.77亿元；拟投资不超过6.7亿元建设重庆龙兴赣锋能源站，设计年发电量约8.62亿kWh、产生热能210万吉焦。

表 21：公司主要热电联产项目

领域	项目名	主要内容
热电联产	《万州经开区热电联产项目》	该项目是公司在重庆市万州区成功建成投运的首个综合能源优质示范项目，由子公司联合能源设立项目公司（重庆博联能源发展有限公司），在重庆市万州经开区九龙园投资建设热电项目（3500t/h煤粉炉锅炉+280MW背压机组），项目总投约11.1亿元，年供汽量850万吨，年发电量12亿千瓦
热电联产	《涪陵白涛化工园区热电联产项目》	时，为九龙园区入驻企业提供可靠、稳定的蒸汽和电力供应该项目由子公司聚龙电力和综合能源公司共同出资成立项目公司，在重庆涪陵白涛化工园建设热电联产项目（1台套9F级燃气-蒸汽联合循环发电机组，装机规模49万千瓦），项目总投约12.77亿元，项目建成后预计年发电量约21亿千瓦时，最大供热量150万吨，将大幅提升公司自发电水平，降低
冷热电分	《龙兴赣锋分布式能源站项	综合购电成本该项目作为重庆两江新区重要能源基础设施，位于两江新区龙兴园区区内，规划建设2*50MW级燃气
布式能源	目》	-蒸汽联合循环机组，采用天然气分布式能源方式，为重庆赣锋锂电基地提供冷热电三联供，保障其电力、蒸汽及生产厂房恒温要求，该项目通过能源的梯级利用，综合能源利用效率在76%以上

数据来源：定期报告，上海证券交易所官网，公司官网，广发证券发展研究中心

3.绿电建设：布局光伏项目，提供清洁电源

综合能源公司与重庆市巫溪县政府签署了《光伏项目开发协议》，取得巫溪县有关辖区内符合规划的光伏项目开发权，总装机规模约450MW，总投约18亿元，计划于2022年底全部建成；与九江诺贝尔陶瓷公司合作，投资建设21.9MW的屋顶分布式光伏项目，并配备3MW/3MWh的储能系统，与用户九江诺贝尔按合同能源管理模式合作运营；投资建设重庆涪陵临港经济区首期屋顶光伏项目，该项目装机容量11.54MW，动态投资不超过0.46亿元。

表 22：公司主要分布式光伏项目

领域	项目名	主要内容
集中式光伏	《光伏项目投资开发协议》	综合能源公司与重庆市巫溪县人民政府签署《光伏项目投资开发协议》，并合资成立项目公司（重庆拓峰光伏发电有限公司），完成了相关项目备案，旨在推动巫溪县能源产业转型升级，将新能源资源优势转化为经济效益
分布式光伏	《江西九江诺贝尔濂溪工厂	拟与九江诺贝尔陶瓷公司合作，投资建设21.9MW的分布式光伏项目，并按照当地政策配备
	屋顶分布式光伏项目（二	3MW/3MWh 的储能系统，该项目采用"自发自用、余电上网"的模式运营，与九江诺贝尔签订合同能源
	期）》	管理模式合作，运行期20年
分布式光伏	《江西瑞昌光彩园屋顶分布	项目地处江西瑞昌市经开区光彩园，由子公司综合能源公司下属单位瑞昌三峡新能源有限公司投资建
分布式光伏	式光伏项目》	设，是装机0.98MW的屋顶分布式光伏项目，预计全生命周期发电2269.7万千瓦时，节省标煤6934
分布式光伏	《重庆涪陵临港经济区首期	吨，减少二氧化碳排放1.84万吨公司下属全资子公司聚龙电力出资5000万元设立全资子公司，并由该公司投资建设重庆涪陵临
分布式光伏	屋顶光伏项目》	港经济区首期屋顶光伏项目，该项目装机容量11.54MW，动态投资不超过4,550.37万元。

数据来源：定期报告，上海证券交易所官网，公司官网，广发证券发展研究中心

4.换电重卡：电动重卡充换储用一体化发展，实现全国化全场景布局

公司投资设立电动重卡充换储用一体化业务发展平台—三峡绿动，围绕城市、码头、

钢厂、矿山、电站等场景，基本实现电动重卡业务全国化全场景布局。目前在重庆市内高笋塘及高铁北站等片区建设12个直流快速充电站，镇乡58个交流充电桩以及万州客运港船用岸电项目，装机总功率约1万多kW，充电车位达226个。

表 23：公司主要电动重卡项目

领域	项目名	主要内容
新能源充电站	《万州客运港充电站》	项目地处万州城市核心区域，建有20个充电终端，装有360KW、120KW等不同规格的充电桩，可以同时满足20辆电动汽车充电需求，每辆车的充电用时在20-60分钟不等
新能源充	《万州高铁北站综合交通枢纽	项目是万州区内规模最大、标准最高、兴能最强的集中式电动汽车充电站，拥有充电桩15台、充电枪30把、大小车充电位30个，最大日充电近3万度，日容纳400辆左右车次充电。常规充电桩充
电站	充电站》	一次公交车需8小时，万州北站新型充电桩充一辆公交车或私家车仅需30分钟
电动重卡	《涪陵攀华码头短驳运输项	三峡绿动与国恒电力物流分公司合作了涪陵攀华码头短驳运输项目，其中首批纯电动牵引车正式投入
	目》	运营，预计每年将减少柴油消耗约22万升，降低二氧化碳排放约578吨

数据来源：定期报告，上海证券交易所官网，公司官网，广发证券发展研究中心

图 50：基本实现电动重卡业务全国化布局

数据来源：公司官网，广发证券发展研究中心

图 51：电动重卡应用场景全覆盖

数据来源：公司官网，广发证券发展研究中心

5.用户侧分布式储能：依托广东新巨能，开拓广东省储能市场

工商业用户侧储能以峰谷价差套利为基础收益，以需求响应、辅助服务等市场化交易为增量收益，项目基础收益稳定、增量收益空间大。广东市场用户侧储能项目在峰谷价差0.7-0.8元/度的区域即可实现收支平衡，2022年3月，10kV大工业用电度电峰谷价差高达1.1795元/度（尖峰1.4639元/度）。

公司依托广东新巨能在广东电力市场积极推进用户侧储能业务，开创“售电+储能”模式，利用售电端客户资源，拓展用户侧产业链。截至2022年末，公司累计签约用户侧储能项目84个，合计容量863MWh，累计开工项目13个，总容量131MWh，同时投资11.82亿元推动重庆市永川区和两江新区独立储能项目的建设。

四、盈利预测和投资建议

（一）关键业务核心假设

1.购售电业务：2020-2022年三重拉尼娜导致连续枯水年，2022年公司自有水电发电量20.29亿千瓦时，同比下降27.04%，2023年1月拉尼娜已结束，国家气候中心已观测到厄尔尼诺迹象，若气候转向厄尔尼诺，则我国南方降水将增加，假设公司自有水电发电量未来逐渐恢复；根据公司规划，十四五末配售电将提升至200亿千瓦时，考虑自有水电发电量回升后，假设外购电量以15%的复合增速提升，2025年售电量超200亿千瓦时；2023年一季度公司售电均价同比持平，假设全年售电均价与2022年持平，煤价回落后假设2024年后逐渐降低。

表 24：购售电业务经营数据预测

	2020A	2021A	2022A	2023E	2024E	2025E
装机/万千瓦	74.62	74.62	74.62	74.62	74.62	74.62
利用小时数/小时	3,949	3,727	2720	3128	3284	3612
发电量/亿千瓦时	29.47	27.81	20.29	23.34	24.51	26.96
自发售电量/亿千瓦时	29.17	27.53	20.07	23.08	24.24	26.66
外购电量/亿千瓦时	89.02	108.62	118.30	136.05	156.45	180
售电量/亿千瓦时	113.26	132.18	135.72	156.07	177.22	202.62
售电均价/元/千瓦时（不含税）	0.415	0.439	0.492	0.49	0.48	0.47
售电收入/亿元	32.57	58.07	66.62	76.48	85.07	95.23

数据来源：定期报告，广发证券发展研究中心

2.综合能源服务：公司综合能源服务包括热电联产、分布式光伏、储能等。2022年公司万州区首个综合能源示范项目—九龙园区热电联产项目建成投运，贡献利润5136万元，占营业利润的10.39%。

（二）盈利预测与投资建议

购售电业务：公司自有水电发电量恢复，外购电量提升，售电量逐年增长；伴随煤价回落，公司购电成本下降，度电毛利润回升；预计公司2023\~2025年购售电业务营业收入分别为76.48、85.07、95.23亿元，毛利率分别为14.0%、15.1%、16.5%；

综合能源业务：2022年5月公司九龙园区热电联产项目建成投运，2023年将全年运营；同时有多个分布式光伏和储能项目落地；预计公司2023\~2025年综合能源业务营业收入分别为12.41、12.59、14.47亿元，毛利率分别为15.1%、15.3%、15.3%；

其他业务：主要为电解锰业务，预期电解锰产能利用率逐渐回升，假设营业收入保持3%的增速，毛利率保持8%。

表 25：公司各分部业务预测

合计
	2020A	2021A	2022A	2023E	2024E	2025E
营业收入/亿元	57.31	101.77	111.32	127.67	137.61	150.85
增速/%	338.53%	77.56%	9.39%	14.69%	7.78%	9.63%
营业成本/亿元	47.53	84.95	99.67	111.97	119.64	129.61
毛利润/亿元	9.79	16.82	11.65	15.70	17.97	21.25
毛利率/%	17.1%	16.5%	10.5%	12.3%	13.1%	14.1%

购售电业务

	2020A	2021A	2022A	2023E	2024E	2025E
营业收入/亿元	32.57	58.07	66.62	76.48	85.07	95.23
增速/%	234.18%	78.32%	14.73%	14.79%	11.23%	11.95%
营业成本/亿元	25.74	48.64	59.15	65.75	72.23	79.49
毛利润/亿元	6.83	9.43	7.47	10.73	12.84	15.74
毛利率/%	21.0%	16.2%	11.2%	14.0%	15.1%	16.5%

综合能源

	2020A	2021A	2022A	2023E	2024E	2025E
营业收入/亿元			7.03	12.41	12.59	14.47
增速/%				76.44%	1.46%	14.96%
营业成本/亿元			5.99	10.53	10.66	12.25
毛利润/亿元			1.04	1.87	1.93	2.22
毛利率/%			14.8%	15.1%	15.3%	15.3%

其他业务

	2020A	2021A	2022A	2023E	2024E	2025E
营业收入/亿元	24.75	43.69	37.66	38.79	39.95	41.15
增速/%		76.57%	-13.81%	3.00%	3.00%	3.00%
营业成本/亿元	21.79	36.31	34.52	35.69	36.76	37.86
毛利润/亿元	2.96	7.39	3.14	3.10	3.20	3.29
毛利率/%	12.0%	16.9%	8.3%	8.0%	8.0%	8.0%

数据来源：定期报告，广发证券发展研究中心
备注：根据 2022 年业务划分，将电解锰业务并入其他业务

预计公司2023\~2025年归母净利润分别为8.83、11.13、13.94亿元，2023-2025年EPS分别为0.46、0.58和0.73元/股，按最新收盘价对应PE分别为20.05、15.91、12.70倍。公司是三峡集团唯一配售电上市平台，集团鼎力支持下已获得8省市市场化售电资质，成长空间广阔。参考同业公司，给予公司2023年25倍PE估值，对应11.54元/股合理价值，首次覆盖给予三峡水利“买入”评级。

表 26：三峡水利同业对比（收盘价日期：2023/05/22）

公司代码	公司名称	市值/亿元	最新收盘价元/股	PE/倍				归母净利润/亿元
公司代码	公司名称	市值/亿元	最新收盘价元/股	2022A	2023E	2024E	2025E	2022A	2023E	2024E	2025E
600116.SH	三峡水利	177.06	9.26	34.41	20.05	15.91	12.70	4.76	8.83	11.13	13.94
003035.SZ	南网能源	246.21	6.50	38.81	28.93	19.38	14.53	5.53	8.51	12.70	16.94

数据来源：同业对比公司盈利预测来自 Wind 一致预测，广发证券发展研究中心

五、风险提示

来水波动风险：电力销售是公司的主要收入来源，公司低成本自发水电带来高度电利润，2020年完成资产重组后水电装机量大幅增长，而水电发电量的多少取决于来水情况，公司所在流域降水量波动将会影响公司业绩。

锰业政策及价格波动风险：受政策影响电解锰行业淘汰落后产能形势进一步加剧，环保监管持续趋严，锰矿若遭遇政策性关停将导致电解锰产能产量下降，且电解锰市场价格波动较大，量价综合影响下锰业分部营收波动较大。

购售电价差缩小：公司外购电度电成本较高，度电成本近两年存在一定的波动，2021年公司外购电量占总售电量的82%，外购电占公司电力销售的重要部分，购售电价差缩小将减少电力销售业务业绩。

综合能源服务进展不及预期：公司积极拓展综合能源服务等新业务，综合能源服务技术新、投入高、用户分散，短期内还未带来规模收益。受宏观经济环境、行业发展以及市场竞争等因素影响，公司新业务拓展可能面临无法达到预期目标的风险。

[T资产负债表 able_FinanceDet
单位：百万元

至12月31日 2021A 2022A 2023E 2024E 2025E
流动资产	4,775	4,791	5,128	5,070	5,401
货币资金	1,750	1,667	1,694	1,533	1,471
应收及预付	855	1,126	954	1,272	1,167
存货	421	237	506	285	573
其他流动资产	1,748	1,761	1,974	1,980	2,191
非流动资产	16,477	17,070	17,376	17,822	18,531
长期股权投资	1,500	1,649	1,779	1,879	1,979
固定资产	8,488	9,515	9,535	9,632	9,856
在建工程	1,180	645	801	1,051	1,436
无形资产	1,232	1,201	1,201	1,201	1,201
其他长期资产	4,077	4,060	4,059	4,059	4,059
资产总计	21,252	21,860	22,504	22,892	23,932
流动负债	5,032	5,272	5,154	5,281	5,189
短期借款	2,133	1,603	1,403	1,203	1,003
应付及预收	967	1,400	1,344	1,589	1,588
其他流动负债	1,932	2,269	2,407	2,490	2,599
非流动负债	5,009	5,292	5,492	4,992	5,192
长期借款	4,215	3,570	3,770	3,270	3,470
应付债券	0	1,000	1,000	1,000	1,000
其他非流动负债	795	722	722	722	722
负债合计	10,042	10,564	10,646	10,274	10,382
股本	1,912	1,912	1,912	1,912	1,912
资本公积	6,541	6,551	6,551	6,551	6,551
留存收益	2,482	2,674	3,232	3,981	4,897
归属母公司股东权益	10,924	11,042	11,600	12,350	13,266
少数股东权益	287	254	258	269	284
负债和股东权益	21,252	21,860	22,504	22,892	23,932

利润表
单位：百万元

至12月31日	2021A	2022A	2023E	2024E	2025E
营业收入	10,177	11,093	12,767	13,761	15,085
营业成本	8,495	9,928	11,197	11,964	12,961
营业税金及附加	64	57	70	76	83
销售费用	18	24	26	28	30
管理费用	525	445	511	550	603
研发费用	0	0	0	0	0
财务费用	261	235	210	197	186
资产减值损失	-1	-2	-3	-3	-3
公允价值变动收益	259	-176	0	0	0
投资净收益	159	175	153	220	256
营业利润	1,288	494	1,021	1,292	1,619
营业外收支	-165	54	10	15	20
利润总额	1,123	549	1,031	1,307	1,639
所得税	250	79	144	183	229
净利润	873	470	887	1,124	1,410
少数股东损益	8	-6	4	11	16
归属母公司净利润	865	476	883	1,113	1,394
EBITDA	1,633	1,272	1,712	1,930	2,243
EPS（元）	0.45	0.25	0.46	0.58	0.73

识别风险，发现价值

现金流量表
单位：百万元

至12月31日	2021A	2022A	2023E	2024E	2025E
经营活动现金流	1,315	855	1,307	1,934	1,687
净利润	873	470	887	1,124	1,410
折旧摊销	552	582	623	654	691
营运资金变动	-192	-388	-256	192	-319
其它	81	191	54	-35	-95
投资活动现金流	-1,769	-770	-720	-810	-1,063
资本支出	-991	-667	-739	-930	-1,220
投资变动	-945	-286	-134	-100	-100
其他	166	184	153	220	256
筹资活动现金流	616	-368	-560	-1,285	-687
银行借款	5,822	4,348	0	-700	0
股权融资	30	14	0	0	0
其他	-5,236	-4,730	-560	-585	-687
现金净增加额	161	-283	27	-161	-63
期初现金余额	1,461	1,622	1,339	1,366	1,205
期末现金余额	1,622	1,339	1,366	1,205	1,142

主要财务比率

至12月31日	2021A 2022A 2023E				2024E 2025E
成长能力
营业收入增长	93.6%	9.0%	15.1%	7.8%	9.6%
营业利润增长	79.8%	-61.6%	106.6%	26.5%	25.3%
归母净利润增长	39.5%	-45.0%	85.4%	26.0%	25.3%
获利能力
毛利率	16.5%	10.5%	12.3%	13.1%	14.1%
净利率	8.6%	4.2%	6.9%	8.2%	9.3%
ROE	7.9%	4.3%	7.6%	9.0%	10.5%
ROIC	4.6%	3.2%	4.9%	5.7%	6.6%
偿债能力
资产负债率	47.2%	48.3%	47.3%	44.9%	43.4%
净负债比率	89.6%	93.5%	89.8%	81.4%	76.6%
流动比率	0.95	0.91	1.00	0.96	1.04
速动比率	0.73	0.70	0.71	0.71	0.72
营运能力
总资产周转率	0.48	0.51	0.57	0.60	0.63
应收账款周转率	14.10	11.43	16.52	12.76	15.77
存货周转率	24.15	46.78	25.21	48.24	26.34
每股指标（元）
每股收益	0.45	0.25	0.46	0.58	0.73
每股经营现金流	1	0	1	1	1
每股净资产	5.71	5.77	6.07	6.46	6.94
估值比率
P/E	25.77	34.41	20.05	15.91	12.70
P/B	2.04	1.48	1.53	1.43	1.33
EV/EBITDA	16.92	17.35	13.65	11.83	10.21

[Table_ResearchTeam] 广发证券环保及公用事业研究小组

郭鹏：首席分析师，华中科技大学工学硕士。

许洁：联席首席分析师，复旦大学金融硕士，华中科技大学经济学学士，2016 年加入广发证券发展研究中心。

姜涛：资深分析师，武汉大学金融工程硕士，武汉大学经济学学士，2019 年加入广发证券发展研究中心。

陈龙：高级分析师，新加坡管理大学应用金融学硕士，厦门大学生态学学士，2021 年加入广发证券发展研究中心。

荣凌琪：高级研究员，帝国理工学院金融科技硕士，同济大学金融学学士，2021 年加入广发证券发展研究中心。

许子怡：高级研究员，硕士，毕业于香港城市大学，2022 年加入广发证券发展研究中心。

陈舒心：高级研究员，新加坡国立大学硕士，2022 年加入广发证券发展研究中心。

郝兆升：研究员，复旦大学金融硕士，中央财经大学经济学学士，2022 年加入广发证券发展研究中心。

[Table_IndustryInvestDescription] 广发证券—行业投资评级说明

买入：预期未来12个月内，股价表现强于大盘10%以上。

持有：预期未来12个月内，股价相对大盘的变动幅度介于-10%～+10%。

卖出：预期未来12个月内，股价表现弱于大盘10%以上。

[Table_CompanyInvestDescription] 广发证券—公司投资评级说明

买入：预期未来12个月内，股价表现强于大盘15%以上。

增持：预期未来12个月内，股价表现强于大盘5%-15%。

持有：预期未来12个月内，股价相对大盘的变动幅度介于-5%～+5%。

卖出：预期未来12个月内，股价表现弱于大盘5%以上。

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[Table_Legal 法律主体Disclaimer 声明]

本报告由广发证券股份有限公司或其关联机构制作，广发证券股份有限公司及其关联机构以下统称为“广发证券”。本报告的分销依据不同国家、地区的法律、法规和监管要求由广发证券于该国家或地区的具有相关合法合规经营资质的子公司/经营机构完成。

广发证券股份有限公司具备中国证监会批复的证券投资咨询业务资格，接受中国证监会监管，负责本报告于中国（港澳台地区除外）的分销。

广发证券（香港）经纪有限公司具备香港证监会批复的就证券提供意见（4 号牌照）的牌照，接受香港证监会监管，负责本报告于中国香港地区的分销。

本报告署名研究人员所持中国证券业协会注册分析师资质信息和香港证监会批复的牌照信息已于署名研究人员姓名处披露。

[Table_I 重要mportant 声明N

广发证券股份有限公司及其关联机构可能与本报告中提及的公司寻求或正在建立业务关系，因此，投资者应当考虑广发证券股份有限公司及其关联机构因可能存在的潜在利益冲突而对本报告的独立性产生影响。投资者不应仅依据本报告内容作出任何投资决策。投资者应自主作出投资决策并自行承担投资风险，任何形式的分享证券投资收益或者分担证券投资损失的书面或者口头承诺均为无效。

本报告署名研究人员、联系人（以下均简称“研究人员”）针对本报告中相关公司或证券的研究分析内容，在此声明：（1）本报告的全部分析结论、研究观点均精确反映研究人员于本报告发出当日的关于相关公司或证券的所有个人观点，并不代表广发证券的立场；（2）研究人员的部分或全部的报酬无论在过去、现在还是将来均不会与本报告所述特定分析结论、研究观点具有直接或间接的联系。

研究人员制作本报告的报酬标准依据研究质量、客户评价、工作量等多种因素确定，其影响因素亦包括广发证券的整体经营收入，该等经营收入部分来源于广发证券的投资银行类业务。

本报告仅面向经广发证券授权使用的客户/特定合作机构发送，不对外公开发布，只有接收人才可以使用，且对于接收人而言具有保密义务。广发证券并不因相关人员通过其他途径收到或阅读本报告而视其为广发证券的客户。在特定国家或地区传播或者发布本报告可能违反当地法律，广发证券并未采取任何行动以允许于该等国家或地区传播或者分销本报告。

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本报告所载资料的来源及观点的出处皆被广发证券认为可靠，但广发证券不对其准确性、完整性做出任何保证。报告内容仅供参考，报告中的信息或所表达观点不构成所涉证券买卖的出价或询价。广发证券不对因使用本报告的内容而引致的损失承担任何责任，除非法律法规有明确规定。客户不应以本报告取代其独立判断或仅根据本报告做出决策，如有需要，应先咨询专业意见。

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本研究报告可能包括和/或描述/呈列期货合约价格的事实历史信息（“信息”）。请注意此信息仅供用作组成我们的研究方法/分析中的部分论点/依据/证据，以支持我们对所述相关行业/公司的观点的结论。在任何情况下，它并不（明示或暗示）与香港证监会第5类受规管活动（就期货合约提供意见）有关联或构成此活动。

[Table_Interest 权益披露Disclosur

(1)广发证券（香港）跟本研究报告所述公司在过去12 个月内并没有任何投资银行业务的关系。

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