（报告出品方/作者：国信证券，黄秀杰，郑汉林）
配售电业务经营稳健，拓展综合能源业务
三峡水利：以配售电业务为基础，打造一流综合能源公司
重庆三峡水利电力（集团）股份有限公司起源于 1929 年成立的万县市电业公司。 1994 年，经四川省经济体制改革委批准，公司改制成为股份有限公司，并于 1997 年在上交所上市。2020 年，公司完成重大资产重组，收购重庆长电联合能源控股 权和重庆两江长兴电力 100%股权，完成重庆区域地方配售电企业整合，业务发展 区域由重庆万州拓展至其他区域。2021 年，公司发布《“十四五”（2021-2025） 战略发展规划（纲要）》，明确提出在“十四五”期间，公司将紧扣配售电、综 合能源、新能源三大业务，持续夯实存量配售电产业，积极打造四大产业发展平 台，稳步推进产业延伸，建成以配售电为基础的一流综合能源上市公司。
公司主营业务为电力生产、供应以及综合能源服务等业务。其中，电力生产为公 司自有水电项目发电，所发电量主要通过公司的配电网络销售给重庆万州、涪陵、 黔江等供电区域内电力用户，截至 2022 年，公司水电装机容量为 75 万千瓦。电 力供应业务方面，公司除销售自发水电外，还从国家电网、南方电网、网内其他 电力生产单位购进电力，通过公司配电网络销售给终端用户；目前，公司骨干电 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， 供电区域划分明确。
综合能源服务业务：公司立足用户用能特性和低碳降耗需求，引进“源网荷储” 理念、发挥能源服务专长，投资并运营用户侧分布式能源站（天然气分布式能源 站、分布式光伏等）、储能设施，同时从综合供能、节能改造等入手开展合同能 源管理，积极探索用户综合能源创新服务。公司综合能源服务业绩驱动因素为项 目投资收益增加和运营期获取的相关收益增加。
公司收入主要来自电力销售业务，综合能源业务开始落地。2022 年，公司电力销 售、综合能源、其他主营业务收入分别为 66.62、7.03、37.04 亿元，占比分别为 60.18%、6.35%、33.46%，电力销售为公司主要的收入来源。在电力销售业务中， 发电、供电收入分别为 9.75、56.84 亿元，占公司主营业务收入的比例分别为 8.81%、51.35%。此外，2022 年公司综合能源业务逐步落地，实现利润 0.51 亿元， 主要为万州经开区九龙园热电联产项目顺利投产实现利润。
收入规模持续扩张，盈利能力有望迎来改善
营业收入持续增长，净利润增速有所下降。随着公司资产重组完成，水电发电装 机容量增加以及售电量规模增长，公司营业收入持续增长。2022 年，公司实现营 业收入 110.93 亿元（+9.00%），这主要得益于售电量增加和综合能源业务收入增 长。2022 年，公司售电量 135.72 亿千瓦时，同比增长 2.67%。由于公司所属水电 站流域来水偏枯致发电量大幅下降、电解锰产销量和全资子公司电力投资公司持 有的上市公司涪陵电力股票公允价值变动收益下降影响，公司归母净利润大幅下 降，2022 年公司实现归母净利润 4.76 亿元（-44.95%），实现扣非归母净利润 3.89 亿元（-47.46%）。
业绩短期仍承压，静待来水恢复及综合能源业务发展推动盈利增长。2023 年一季 度，公司实现营业收入 29.43 亿元（+27.89%），归母净利润-0.38 亿元（-489.51%）， 扣非归母净利润-0.70 亿元（-152.09%），公司归母净利润大幅下滑主要系自发 水电量同比减少 3.13 亿千瓦时、外购电均价同比上升、联营企业重庆天泰能源集 团有限公司投资收益同比下降等因素影响所致。
毛利率、费用率下行，盈利能力有所弱化。受毛利率较低的供电业务占比增加以 及锰矿价格下行、自发水电量下降等因素影响，公司毛利率呈现下降趋势。2022年公司毛利率为10.50%，同比减少 6.02pct。费用率方面，公司加强费用管控， 管理费用率、财务费用率均有所下降，2022 年公司管理费用率、财务费用率分别 为4.01%、2.12%，分别同比减少1.15、0.45pct。从净利率和 ROE 等盈利能力指 标来看，由于公司毛利率下降，公司净利率、ROE 均有所下降，2022年，公司净利率、ROE 分别为4.24%、4.32%，分别同比减少 4.34、3.89pct。随着公司大力 发展综合能源、新能源等业务，预计公司盈利水平将有所改善。
资产负债率小幅提升，经营性现金流有所下降。2022 年，公司资产负债率为 48.32%，较 2021 年底的 47.25%增加 1.07pct，公司资产负债率处于较为合理水平， 预计未来随着公司加快推进综合能源、新能源业务发展，公司资产负债率水平或 将有所提升。现金流方面，2022 年，公司经营性净现金流为 8.55 亿元，同比下 降 35.00%，主要系主营业务毛利减少所致；投资性净现金流出 7.70 亿元，同比 显著下降，主要系出售上市公司涪陵电力股票以及同比减少联营企业投资支出和 购建固定资产支出所致；筹资性净现金流-3.68 亿元，较上年同期减少，主要系 减少项目贷款收到的现金以及退回票据保证金减少且支付票据保证金增加所致。
电力市场化改革推进，综合能源行业迎来发展机遇
电力市场化改革推进，电力行业市场化程度提升
电力市场化改革持续深化，售电侧市场化发展稳步推进。2015 年 3 月，中共中央、 国务院发布《关于进一步深化电力体制改革的若干意见》(以下简称“9 号文”)， 开启新一轮电改。按照管住中间、放开两头的体制架构，有序放开输配以外的竞 争性环节电价和有序向社会资本放开配售电业务成为本轮深化电力体制改革的重 点方向，输配电以外竞争性环节电价开始放开，电价形成机制逐步市场化；同时， 配售电业务向社会资本放开，政策鼓励以混合所有制方式发展配电业务和支持多 元市场主体参与售电市场，售电侧市场化程度提升。近年来，推动电力市场化改 革的政策持续出台，引导电价形成机制、电力交易机制市场化发展，并推动配售 电业务逐步放开。
工商业用户电力市场化发展，售电市场空间进一步释放。国家政策持续推动工商 业用户参与电力市场交易，《关于进一步深化燃煤发电上网电价市场化改革的通 知》(以下简称“1439 号文”)提出，有序推动工商业用户全部进入电力市场，目 前尚未进入市场的用户，10 千伏及以上的用户要全部进入，其他用户也要尽快进 入。随着工商业用户全部进入电力市场，预计市场化代理售电规模将快速增加， 售电行业市场空间有望持续扩张。
电力市场化交易电量持续增加，电力市场化改革成效逐步显现。电力市场化交易 是本轮电力改革的重点内容，随着 9 号文以及 1439 号文政策逐步落地，全国市场 化交易电量由 2017 年的 16324 亿千瓦时增至 2022 年的 52543 亿千瓦时，期间年 复合增长率达 26.34%，呈快速增长态势，且 2022 年市场化交易电量占全社会用 电量的比重为 60.8%，同比提高 15.4pct。预计未来随着 10kv 以上的工商业用户 全部参与电力市场交易，电力市场化交易规模将进一步扩张。
负电价现象开始发生，利好“配售电+储能”产业发展。现货市场建设是电力市 场改革的内容之一，而随着电力现货市场建设推进以及新能源装机占比提升，负 电价现象开始产生。2023 年 5 月 1 日-5 月 2 日期间，山东电力现货市场首次连续 出现 22 小时负电价，预计随着未来新能源装机占比持续提升后，负电价现象可能 更为普遍。负电价现象下，电价波动增加，而配售电企业可通过配套储能设施， 利用电价波动实现更高收益，因而未来更多负电价现象产生，将利好“配售电+ 储能”产业发展。
综合能源服务行业方兴未艾，市场空间广阔
综合能源服务为应用综合能源系统为终端用户提供综合能源产品/能源应用相关 综合服务，由综合能源系统和综合能源服务构成。根据《综合能源服务发展现状、 趋势及案例分析》，综合能源系统是指能源供给侧以多能互补、梯级利用和综合 供应为核心，协调优化电、热、冷、气、水等多种能源的供应、转化、存储、消 费，以提高综合效益的新型区域能源系统；能源综合服务是指通过综合能源系统， 对能源需求侧的建设、运维、管理、销售、金融及技术设备等多类型服务需求实 施一体化、集成化提供，推动能源的清洁、低碳、安全、高效利用。
综合能源服务产业发展有助于工商业企业节能降耗和保障能源供应安全。综合能 源系统通过对电、热、冷、气、水等多种能源供应系统协调规划和运行，实现能 源梯级利用和能源利用效率提升，降低工商业企业用能成本。同时，综合能源系 统通过将多个能源系统协调运行，可有效提高多种能源供应的可靠性，保障工商 业企业能源供应安全。 可再生能源是综合能源系统的重要组成部分，发展综合能源服务可促进可再生能 源的开发利用。综合能源系统可充分利用电、热、冷、气、水等多种能源的互补 替代性和时空耦合属性，减少大型热电联产等项目建设，在能源供应系统中增加 可再生能源使用量，促进可再生能源消纳水平提升。
当前，综合能源服务主要业务模式包括多能源供应模式、技术服务型模式、售电 平台+服务业务模式、电力需求侧响应、虚拟电厂等，下游终端用户可基于实际需 求来选择综合能源供应系统和定制增值服务，从而更好地节约工商业企业用能成 本。
综合能源服务行业中涉及发电企业、电网企业、电力用户三类主体，收入主要来 自服务费、能源费用和电能量费。在发电领域，综合能源服务企业在能源供应侧 可为发电、分布式能源站、多能源供应商、供热等企业提供综合能源规划、辅助 服务、能源金融等服务，从而获取服务费收入；在电网侧，综合能源服务企业为 电网企业提供能源供应、配网代维服务、辅助服务等服务，获取能源费用和服务 费收入；下游终端用户领域，综合能源服务企业为终端用户提供能效评估、节能 改造、需求侧管理、能源供应、充换电服务等服务类别，获取服务费、电能量费。 以南网能源为例，其合同能源管理相关业务收入主要来自服务费、节能效益分成 和电量/能量费用。
综合能源服务行业市场空间广阔。随着电力、油气等能源行业深化体制改革以及 信息技术发展，综合能源服务行业市场规模将不断扩张。根据中电联发布的《综 合能源服务发展现状、趋势及案例分析》一文，相关研究数据显示，2020-2025 年综合能源服务行业市场规模将达到 0.8-1.2 万亿元，2035 年市场规模将达到 1.3-1.8 万亿元。
电价上浮及能耗管控，综合能源服务行业加速发展
新型电力系统建设过程中，工商业是成本疏导的承担者。随着我国”碳中和”目 标提出，新能源装机大幅增加，电网的消纳压力在不断提升。从电网角度来看， 电网在不断传导自己的消纳压力和成本。发电侧，通过让新能源强制配储、推进 电力现货市场，一方面尝试减少新能源出力不稳定性、另一方面想让绿电价格体 现电力质量，但是目前都不顺利。用户侧，由于居民电价被压制，所以成本传导 不顺畅。因此，在目前情况下，工商业是可行且具备较强市场化承担能力的主体 来承受整个电力系统的成本增加。因此，工商业企业的能源服务商是整个新型电 力系统推进过程中的最大受益者。
电价上浮致工商业用电成本增加，工商业企业节能需求释放。自 1439 号文发布 以来，由于煤电燃料成本压力较大和电力市场供需关系变化，电力市场化交易电 价呈上浮态势，使得工商业企业用电成本增加。综合能源服务有助于工商业企业 降本增效，是工商业企业降低电力成本的重要举措，预计随着电力成本增加，工 商业企业对于综合能源服务的需求将加快释放。
能耗管控持续推进，加速综合能源管理市场发展。近年来，国家政策持续推动单 位 GDP 能耗和二氧化碳排放量下降，并要求提升非化石能源消费比重；同时，国 家能耗管控政策趋严，以及极端天气频发引致电力负荷走高，有序用电现象开始 产生，工商业企业节能降碳以及能源管理需求不断增长，促进综合能源管理行业 市场加快发展。 整体而言，新型电力系统建设过程，工商业企业用电用能成本增加，工商业企业 对降低用能成本和保障能源稳定供应的需求显著增长。综合能源服务通过多能源 协调使用、能源梯级利用以及能源利用效率提升，将有效满足工商业企业用能和 降本需求，综合能源服务行业将迎来快速发展。
配售电主业稳步向前，综合能源及新能源业务发展打开成长空间
持续夯实存量配售电产业，发展基本盘稳固
公司配售电主业发展稳健。自 2020 年资产重组完成后，公司整合重庆市内的万州 区、两江新区、涪陵区和黔江区四张区域电网，配售电主业实力增强。目前，公 司配售电网络涉及重庆市万州区、涪陵区、黔江区、秀山县、酉阳县等区域，掌 握稀缺的配电网市场资源，供电网络与国网重庆电力、湖北电网及南网贵州电网 均有联网，供电安全可靠性高。同时，公司在区域内有相对稳定的政府合作基础 和用户群体，在市场资源整合和开拓方面存量市场先入和增量市场先发优势显著。
公司发供电业务具有厂网一体化、市场及区位等优势。公司拥有完整的发、供电 网络，是上市公司中少数拥有“厂网合一”的电力企业，公司的厂网一体化保证 了对区域电力供应的市场优势。公司深耕电力业务所在区域，政企关系稳定，同 时公司高度重视用户开拓，依托所在区域较强的工业优势，拥有一批高质量大工 业用户，负荷增长稳定，用户维系及获取能力较强。 大力开展市场化售电业务，积极开拓新增配电业务，推进配售电业务向外拓展。 公司坚持“立足重庆、辐射西南、开拓华东华南”发展思路，依托长江经济带和 成渝双城经济圈战略，采取“自营+联营”的营销模式，大力拓展配售电业务。
目 前，公司完成四川、浙江、江苏、安徽、广东、江西等 8 省市的售电资质准入， 为拓展市场化售电业务发展奠定基础；同时，公司以增资扩股方式参股广东新巨 能公司，快速切入广东售电市场，作为华南区售电业务支撑点；在上海投资 2.05 亿元成立售电公司，支撑公司在长三角发达地区乃至全国范围内开展市场化售电 业务。当前，公司市场化售电业务取得积极进展，市场化售电签约客户数量突破 3700 家。2023 年，公司将继续大力拓展售电市场，促进配电业务规模、产能稳步 增长，预计实现售电量 138.50 亿千瓦时，同比增长 2.05%。
推动“售电+”增值服务落地，协同综合能源业务开展。公司市场化售电业务采 用“自营+分销”模式，依托自有售电资质自主进行市场化售电服务或与有资源、 有技术优势的售电公司开展股权合作，不断积累用户资源。同时，根据用户个性 化需求，积极推动“售电+”增值服务，依靠售电业务挖掘用户用电需求，并定制 增值服务，如综合能源、能效管理、储能服务及电力运维等，助力综合能源业务 发展。
电源保障不断增强，夯实配售电业务发展基础。公司通过统筹各区域电网协同， 跨省跨区向外部电厂购电，保障公司电网可靠运行；同时，公司抓住重庆能源结 构转型机遇，依托页岩气资源优势，积极谋划开展一批燃气发电项目建设，2022 年公司超 100 万千瓦装机的清洁电源项目落地。未来随着清洁电源项目投运，有 望逐步提高公司自发电水平，强化电源保障，增强公司电力电网的要素成本优势， 协同综合能源服务业务发展，并为公司带来新的利润增长点。
公司电力销售收入持续增长，未来销售电量有望快速增长。公司资产重组完成后， 电力装机容量及配售电区域增加，驱动电力销售收入显著增加。2022 年，公司电 力销售收入为 66.62 亿元，同比增长 14.72%。未来随着公司持续拓展配售电业务 区域和大力发展市场化售电业务，预计公司销售电量及电力销售收入规模将不断 扩张。根据公司《“十四五”（2021-2025）战略发展规划（纲要）》，到 2025 年，公司销售电量超过 1000 亿千瓦时（其中市场化售电 800 亿千瓦时），2022-2025 年期间销售电量将快速增长。
综合能源与新能源业务加快发展，拓展增量利润来源
依托现有优势，持续拓展综合能源业务。公司综合能源业务的发展策略：1）以综 合能源公司为主体，集中优势资源，打造公司综合能源发展平台；2）依托配售电 业务基础，发挥产业协同作用；3）加强储能等新技术储备和新业态研究，提升方 案制定能力和项目实施能力。在具体业务方面，公司综合能源业务包括热电联产、 分布式能源站托管等。 差异化布局，稳步开拓新能源业务。公司新能源业务的发展战略：以“自营”和 “新能源项目增值服务”为重要方向，对于与公司配售电产业协同程度高、互补 性强、效益促进作用明显的新能源项目采用自营方式经营，同时通过开展市场资 源开发、工程建设/BT 服务、运维服务、储能解决方案等增值服务参与其他新能 源项目服务。
促进售电业务与综合能源业务协同共进。公司在现有供电区域和新增市场化售电 区域市场内，根据企业多元化用能和能效提升等不同需求，开展不同应用场景的 综合能源服务。公司集中优势资源围绕“源网荷储一体化”以及“优质大用户”两大重点场景，大力拓展综合能源业务市场。公司首个综合能源示范项目--万州 经开区九龙园热电联产项目建成投运，为后续拓展园区型综合能源业务积累了经 验。同时，公司于 2022 年 8 月开始投资建设重庆龙兴赣锋能源站项目，为重庆赣 锋锂电在重庆两江龙兴园区年产 20GWh 的新型锂电池研发及生产基地提供冷热电 三联供，项目拟建 2×50MW 级燃气轮发电机组，总出力约 120MW，设计年发电量 约 8.62 亿 KWh、产生热能 210 万 GJ，公司投资建设龙兴赣锋能源站项目有利于公 司未来开拓分布式能源和用户侧综合能源市场。
积极探索综合能源业务新模式，多层级拓展综合能源项目。公司围绕“城市、行 业、用户”三个层级拓展综合能源项目，在江西九江探索打造“城市综合能源管 家+碳管家”业务模式，实施“1+6+N”整体解决方案，提供多项可选增值服务， 满足下游工商业用户的多元用能需求。
分布式光伏项目不断落地，增厚公司业绩的同时助力售电、综合能源业务发展。 公司拟与九江诺贝尔陶瓷公司合作，投资建设江西九江诺贝尔濂溪工厂屋顶分布 式光伏项目（二期），项目装机容量为 21.9MW，将采用“自发自用、余电上网” 的模式运营，并与用户签订合同能源管理合同，运营期 20 年；同时，公司拟投资建设重庆涪陵临港经济区首期屋顶光伏项目，装机容量 11.54MW，该项目有助于 公司稳固售电业务基本盘，进一步提高网内电源发电能力。目前，公司在建在运 分布式光伏装机规模超 100MW，分布式光伏项目落地将助力公司业绩增长。
储能业务双轮驱动，把握新型电力系统建设发展机遇。公司储能业务主要为独立 储能和用户侧储能两个细分业务，其中公司独立储能协同大股东业务布局重点区 域，目前项目订单逐步释放，2023 年以来，公司新获 2 个独立储能项目，合计项 目装机容量为 300MW/600MWh；用户侧储能则依托市场化售电资源优势，挖掘客户 用能需求，在广东等地积极推进用户侧储能业务并取得突破，目前公司累计签约 用户侧储能项目 84 个，合计容 863MWh，累计开工项目 33 个，总容量 131MWh，预 计随着峰谷价差持续拉大，公司用户侧储能项目将加快落地。 “十四五”期间，公司在用户侧储能领域将充分发挥售电资源、人才技术等优势， 打造以储能为聚合资源、GW 级规模、交易能力国内领先的运营商，同时协同公司 售电和综合能源业务发展，为重点布局长江经济带售电市场提供可推广的“售电+” 业务模式。
电动重卡充换储用一体化发展，业务快速落地。2021 年，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，围绕矿山、港口、钢厂、电厂、城市等场景，采用充换储用一体化模式，迅速推进重点项目落地，积极拓展青海、甘 肃、内蒙古等 8 省重点区域业务市。目前，公司完成决策项目 19 个，累计决策投 资额近 5 亿元，已实现电动重卡应用场景全覆盖以及基本实现电动重卡业务全国 化布局，且开发出数字能源平台，支撑电动重卡业务发展。
电动重卡销量快速增长，未来预计有望持续高增。2022 年，新能源重卡累计销售 25152 辆，同比增长 141%；其中，电动重卡累计销量为 22659 辆，较 2021 年的 9650 辆同比增长 134.81%。电动重卡技术相对成熟，具有低碳排放、可大幅降低 使用成本等优势，预计随着“双碳”政策持续推进，以及充电基础设施不断完善， 电动重卡销量将持续快速增长。
电池资产管理业务逐步发展，形成业务闭环。公司与长江电力、赣锋锂业、长江 绿色基金管理公司签订合作备忘录，拟共同投资设立电池资产管理公司，开展电 池资产管理服务业务。公司积极推动完成产业链闭环业务模式，发挥电池全生命 周期价值，并与公司综合能源、储能、电动重卡等业务产生协同，实现共同发展。
盈利预测
假设前提 。公司水电发电业务受来水量影响较大，若未来来水情况有所改善，则发电量增加， 业绩将有所修复；配售电业务受销售电量规模持续增加，未来业绩将呈现持续增 长态势；综合能源业务方面，公司大力拓展综合能源业务，并发展分布式光伏、 储能、电动重卡等业务，增厚公司业绩的同时，助力公司配售电、综合能源业务 发展。
我们的盈利预测基于以下假设条件： 水电：根据公司发展规划和项目资源储备情况，预计未来公司无新增水电装机， 公司水电装机规模保持稳定。参考公司过往利用小时数情况，假设 2023-2025 年 公司水电业务利用小时数分别为 3216/3474/3543 小时。电价方面，参考公司过往 水电上网电价及考虑电价上行趋势，假设 2023-2025 年公司水电上网电价均为 0.49 元/KWh。 配售电业务：根据公司十四五发展规划，预计未来公司售电量将持续增加，假设 2023-2025 年公司售电量增长率分别为 5%/22%/23%，平均售电价格均为 0.50 元 /KWh。电解锰：随着产能退出和业务重心转移，预计公司 2023-2025 年自产产量为 3.8 万吨，外购量为 2.4 万吨，毛利率分别为 12%/10%/10%。
综合能源业务：根据公司现有落地项目和拟投资项目情况，假设 2023-2025 年公 司燃气能源站装机容量分别为 160/650/750MW，收入增速分别为 100%/153%/73%； 储能业务方面，假设 2023-2025 年公司装机规模分别为 100、300、500MWh，储能售电单价均为 0.7 元/kwh；分布式光伏业务方面，假设 2023-2025 年公司分布式 光伏装机分别为 100、200、300MW，上网电价分别为 0.73/0.72/0.71 元/KWh。成本方面，主要考虑煤炭天然气价格、储能、分布式光伏项目投资成本等因素进 行假设，同时销售费用率、研发费用率、管理费用率、所得税率较为稳定，参考 公司过往水平进行设定。
未来 3 年盈利预测：按上述假设条件，同时考虑公司一季度来水情况较差及售电业务发展趋缓，下调 盈利预测。我们预计 2023-2025 年公司归母净利润分别为 8.56、12.09、14.48 亿元（原预测值为 11.53、14.88、18.92 亿元），同比增长 79.8%、41.1%、19.8%； 2023-2025 年 EPS 分别为 0.43、0.63、0.76 元。盈利预测的敏感性分析， 我们的预测模型中，2023 年公司水电项目平均利用小时假设为 3216 小时，上网 电价为 0.49 元/千瓦时。现将公司 2023 年的归母净利润与电价、利用小时做敏感 性分析，电价在原始值 0.49 元/千瓦时的基础上上浮 0.01 元/千瓦时，就会使归 母净利润较原始估值提升 2.3%。利用小时数在原始值的基础上提高 50 小时，会 使归母净利润较原始估值提升 1.6%。
（本文仅供参考，不代表我们的任何投资建议。如需使用相关信息，请参阅报告原文。）
精选报告来源：【未来智库】
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