（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、三峡能源、湖北能源及三峡水利四家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。
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”。
(资料图)
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。
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。
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%。
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%。
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。
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%。
（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）。
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%。
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。
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。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。
（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。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。
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。
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。
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。
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。
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。
（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；（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。
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。
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。
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。
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。
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。
（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。
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%）。
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。
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%。
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。
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%。
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。
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。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%。
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。
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。
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。
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。
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。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。
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。
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。
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。
（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。
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。
四、盈利预测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。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%。
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%。
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