三峡水利研究报告：电改重塑产业格局_掘金万亿综能市场.docx

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1、三峡水利研究报告：电改重塑产业格局_掘金万亿综能市场1. 配售电全国化布局 综合能源爆发元年1.1 三峡集团控股公司，十四五规划清晰远大“电改”“混改”重点企业，“十三五”期间被三峡集团收入麾下，“四网融合”推 动跨越式发展。2017 年为落实中央关于进一步深化电力体制改革和发展混合所有制经济决 策部署，重庆市与三峡集团提出以三峡水利为平台实现重庆四张地方电网“互联互通”； 2020 年 5 月公司重大资产重组完成标志着“四网融合”圆满结束，同时公司实际控制人变 更为三峡集团，管理机制逐步理顺，公司“十三五”期间在“电改”与“混改”取得阶段 性成果。重组完成后公司各项经营指标取得翻倍式增长，覆

2、盖区域由万州扩展至涪陵、黔 江、秀山、酉阳、两江新区及周边区域，从事配售电、综合能源、新能源等业务，为公司 未来实现又一次跨越式发展创造了良好条件。“十四五”规划清晰远大，以千亿配售电为基础发展综合能源。售电业务始终是公司 第一大业务，2021 年上半年，电力板块营收占比达到 59.9%。2021 年初，公司发布“十 四五”战略发展规划，确定以配售电为基础，积极发展市场化配售电、综合能源以及新能 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。轻资产配售电业务方面，计 划到 2025 年末，售电量1达到 1000 亿千瓦时，其中配售电/市场化售电分别为 200/800 亿千瓦时；重资产综

3、合能源及新能源业务方面，暂无明确考核指标，但公司计划到 2025 年资产规模达到 320 亿元，营收达到 150 亿元，2020-2025 年公司配售电量/市场化售电 量/总资产/营收复合年均增速分别为 12%/58%/10%/23%。1.2 配售电全国性布局，综合能源服务蓄势待发乘“电改”之风推进配售电业务全国化布局，网内网外齐头并进。电力市场化体制改 革下，一方面，市场化电价打开与现货交易使得售电公司经营风险增大，加速小规模、风 控管理能力不足的售电公司出清；另一方面，随着经营性用户全面入市以及火电发电量全 面进入市场化交易下，市场化售电增量超 2 万亿千瓦时。目前公司已形成稳固的配售电产

4、 业基础，拥有“发-配-售”技术积累和运营管理经验优势、股东资源优势、“混改”体制 机制优势等，为三峡集团、长江电力所属以配售电为主业的唯一上市平台。在此基础上， 公司通过配电网内自建电源、配电网外设立参股售电公司等途径，立志成为全国配售电行 业龙头标杆上市企业。新型电力系统下综能爆发，集团支持+售电协同+稀缺机制三重优势特色化拓展客户。综合能源服务以“源网荷储一体化”与“多能互补”等方式为用户侧用能提供综合解 决方案。需求方面，新型电力系统下综合能源服务呼之欲出；供给方面，政策端电力市场 化完善成本传导、打开电价保障盈利水平；产业链多领域龙头参与以及技术持续进步推动 单位千瓦建造成本降低，综

5、合能源服务盈利模式逐步清晰。在此背景下，公司围绕配售电 主业，以全国化售电业务扩展下游用能客户，根据用户用能特性选择性提供综合能源服务 深入绑定客户。同时，公司作为国内稀缺“电改”“混改”企业，极具体制机制优势：一方面，公司 作为三峡集团旗下“电改”平台，拥有丰富电力市场化经验，并在电源、资金以及项目获 取上获得集团大力支持；另一方面，公司以“混改”属性积极招揽具备丰富经验的人才， 成立市场化团队，并给予 9%/30%高规格超额利润分享与项目跟投等多维度激励机制。2 电改重塑产业格局 三峡系售电平台进击十四五2.1 电改再分配产业链利润，千亿配售电龙头呼之欲出发改委频发文件推进电力交易市场化，

6、机制保障市场化售电量价齐升。双碳战略及能 源改革浪潮推进下，国内电力紧缺问题凸显，对此国家发布多项文件再次深化电力体制改 革。2021 年 10 月国家发改委印发关于进一步深化燃煤发电上网电价市场化改革的通知， 提出有序放开全部燃煤发电电量上网电价，扩大市场交易电价上下浮动范围，推动工商业 用户都进入市场。2022 年 1 月 28 日国家发改委发布加快建设全国统一电力市场体系的 指导意见，明确提出 2030 年新能源全面参与市场交易。我们认为，双碳战略急需电力市 场化体制改革加速，政策电力市场化发展提供良好基础。用户侧及发电侧电力市场化改革下，市场化售电规模存在超 2 万亿千瓦时增量空间。

7、根据中电联中国电力行业年度发展报告 2021及中国宏观经济研究院，2020 年全国电 力交易中心组织完成市场交易电量 31663 亿千瓦时，同期全国发电量 76264 亿千瓦时、 火电发电量 51770 亿千瓦时，工商业用户用电量占全国用电量 70%-80%，且一半左右工 商业用户通过电力市场交易。基于以上信息，若发电侧仅考虑火电全部进入市场化交易情 形下，用电侧考虑工商业用户全部进入市场化交易，保守估计下，电力市场化交易电量仍 存在 2 万亿千瓦时增量。进一步深化电改促使产业链利润再分配，售电成兵家必争之地。按照应用场景可将电 力行业分为发电侧、电网侧以及用电侧。2021-2022 年国家发

8、改委出台文件进一步深化电 力市场化改革，使得电力产业链利润更多向两端（发电侧与用电侧）倾斜，发电侧上网电 量逐步全面进入市场化交易，市场化交易价格浮动范围进一步扩大，并落实发电侧与用户 侧直接对接。一方面发电侧议价权更大，另外一方面发电侧差异化服务重要性凸显，售电 公司掌握优质用户成为发电侧售电的量价关键。基于此，我们认为三峡集团若想在电改浪 潮中获得更大话语权，则需要大力发展旗下唯一配售电上市平台三峡水利。三峡集团唯一配售电上市平台，依托集团电源优势，千亿配售电龙头呼之欲出。公司 为三峡集团旗下控股企业，根据公司公告，三峡集团于 2020 年初出具中国长江三峡集团 有限公司关于支持重庆三峡水

9、利电力（集团）股份有限公司未来发展的有关意见，并明 确提出公司将作为集团唯一以配售电为主业的上市平台。三峡集团为全球最大的清洁能源 集团，2021 年，三峡集团发电量 3633 亿千瓦时，占全国总发电量 4.48%；可再生清洁能源发电量超 3400 亿千瓦时，约占全国可再生清洁能源发电量 15%。公司第一大股东长江 电力为三峡集团旗下水电运营商，其水电站沿长江布局，电量送往四川、上海、广东等地， 为后续公司售电业务拓展打下坚实基础。我们认为，集团海量的可再生清洁电源以及大股 东在长江经济带的多年业务布局，为公司市场化售电提供高质量电源以及区域服务经验。公司业务覆盖售电全产业链，掘金后端综合能源

10、服务。售电产业链可分为上游电源、 中游售电中介以及下游用电客户，公司在下游用户基础上延伸出综合能源服务市场。具体 而言，公司上游电源端组织电源，电力来源按照配电网区域可划分为两类，1）配电网内电 源获取途径主要有自发电、可调度火电机组以及外购电，公司在配电网内电力购买享有议 价权；2）配电网外通过各省电力交易中心获取电源。售电公司向下游客户销售电价均采用 协商定价方式，且公司在配电网内享有议价权。综上，公司通过售电接触获取客户，通过 综合能源服务为客户提供用能解决方案深度绑定客户，获得议价权。三峡集团“两端延伸”战略核心实施主体，有望充分受益于集团市场化售电规模提升。 2017 年以来，三峡集

11、团深入贯彻落实党的十九大精神，推动公司产业链向水资源开发保护 与配售电业务“两端延伸”。长江电力作为集团旗下最大的水电运营商，全力落实集团战 略，推进“水流-电流-现金流”价值链的市场化转型和“发电-配电-售电”产业链战略延伸。 2017-2020 年，长江电力市场化售电量占比逐年提升，截至 2020 年，市场化交易电量 320.7 亿千瓦时，占售电量 14.2%。“十四五”期间，长江电力将持续发展配售电业务，提升市 场化售电规模。长江电力市场化售电主要有旗下售电公司完成，而三峡水利作为旗下控股 的全国性布局的售电公司，有望充分受益于长江电力市场化售电规模的提升。2.2 配网内量价双保障，自有

12、电源弹性十足增厚利润公司供电区域划分明确，自有水电装机 75 万千瓦，售电 132 亿千瓦时。公司配电网 络集中在重庆地区，覆盖万州、涪陵、黔江以及两江新区等地，用户包含工商业及居民等。 其中万州供区面积约占万州区的 86%，用户包括大工业用户、工商业用户和居民用户；两 江新区由长兴电力（持股 50%）与国家电网（持股 50%）合资成立的两江供电提供增量配 电业务，供电范围集中在两江新区的龙兴、水土工业园区内；黔江和涪陵两个地区售电量 占公司售电量比例达到 80%、90%，均为固定园区和地理位置的工业用户。截至 2021 年 底，公司自有水电装机 74.62 万千瓦，当年重庆配电网内售电量达到

13、 132.18 亿千瓦时。公司配网区域供电垄断，电力来源丰富，盈利稳定。公司自有配网区域供电垄断，该 区域用户生产所需的电力均由公司配电网输送供应，公司在配电网区域内购售电享有议价 权。重庆区域电力来源主要为自有水电装机、网内具有并网调度权的火电机组以及外购电。 2021 年公司自有水电装机 75 万千瓦，自有水电在重庆配电网区域内售电 27.1 亿千瓦时；2020 年公司网内可调度并网机组装机 213 万千瓦。公司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，外购电供电可靠。我们认为，公司配网内售电来源丰富，且 公司在配网内区域售电享受议价权，保障购售电稳定价差，业绩较为稳定。公

14、司“十四五”期间配电网内售电规划达到 200 亿千瓦时，售电规模增长驱动来源为： 需求端用电用户提升；供给端三峡电入渝、自有电源规模提升；政策端电价打开。1）需求端：供电区域新建用户投运，用电需求上升。公司在重庆区域售电量长年维持 上升趋势，且长兴电力服务的重庆市两江新区为中国内陆第一个国家级开发开放新区，目 前已形成以汽车、电子信息、高端装备制造为支柱产业，大数据、大健康、绿色环保等战 略性新兴制造业、服务业协同发展的产业格局，发展前景良好，增量电力需求较高。根据 两江新区官网，2021 年两江新区直管区 GDP 达 2270.8 亿元、增长 11.8%；规上工业总 产值、增加值分别增长 2

15、1.5%、18.6%，工业投资增长 8.8%，进出口总额增长 29%。我 们预计两江新区未来将入驻大量的工商业企业，为配售电业务提供用户群体和市场空间。2）供给端：三峡电入渝叠加自有电源规模提升，降低成本抬高毛利率。三峡电入渝为 “四网融合”重要组成部分，2020 年三峡电入渝落地 41 亿千瓦时，其中公司供电范围获 得 17 亿千瓦时分配电量，价差按照 0.0828 元/千瓦时，根据招商引资推进情况，公司获得 的三峡电部分成本下降 0-0.0828 元/千瓦时2。另一方面，公司抓住重庆“以气代煤”能源 结构转型机遇，依托地区页岩气资源优势，积极谋划推进网内自主电源项目前期工作。已 在万州经开

16、区热电联产项目投资 11.1 亿元建设配套的热电项目（3500t/h 煤粉炉锅炉+2 80MW 背压机组），设计年供汽量 850 万吨、年发电量 12 亿千瓦时，向博赛矿业特铝 新材料项目提供可靠、稳定的蒸汽和电力供应。该项目已于 2022 年 4 月投产，预计全投 资收益率为 8.66%至 10.13%；另外永川“燃机热岛”项目已取得市发改委核准批复。3）政策端：市场电价打开，自发水电弹性十足增厚利润。在国家发改委关于进一步 深化燃煤发电上网电价市场化改革的通知以及重庆发改委关于调整工商业目录销售电 价的通知等政策推动下公司部分用户的售电单价提高，2022 年一季度公司不含税售电均 价 0.

17、4933 元/千瓦时，同比增加 17.82%。根据水电特性，投运后发电成本固定，售电价格 提升将直接带来盈利能力提升，公司重庆配电网区域内自有水电站年发电量约 27 亿千瓦 时，享受 15%所得税优惠政策，按照 6%增值税率，因此若市场化售电每提升 1 分/千瓦时， 则归母净利润增长 0.22 亿元。具体而言，以公司 2021 年经营数据为基准，假设基准售电价为 0.4150 元/千瓦时、 售电量为 27.11 亿千瓦时、成本不变、按照 6%增值税率与 15%所得税率，测算发现售电 价增加 0.05 元/千瓦时、上网电量增加 2 亿千瓦时，对应公司自发水电税后净利润增加 1.83 亿元。2.3

18、 三大优势护航全国售电布局，奠定综能发展基础以长兴电力为市场化配售电平台，设立与参股方式积极推进全国化布局。公司全资子 公司长兴电力为首批承担重庆市售电侧改革试点任务的企业之一，为重庆市最早开展售电 服务的公司之一，已积累一定数量的存量客户，在重庆市市场化售电行业具有显著竞争优 势。2020 年，公司市场化售电量约 80 亿千瓦时，预计 2025 年，市场化售电量达到 800 亿千瓦时。“十四五”期间，公司积极发挥长兴电力国家“电改”试点企业作用，升级再 造为市场化配售电平台。截至 2021 年，三峡水利已获得四川、广东、上海、浙江、江苏等 八个省市售电资质，在重庆、上海等地设立全资子公司，在

19、广东、四川等地参股当地优质 售电公司，力争成为全国市场化售电头部企业。参股广东省优质售电公司，技术与综合能源服务并驱保证负荷侧用能稳定。根据企查 查，公司通过长电能源间接持有广东新巨能 100%股份。广东新巨能为广东售电公司的领 军品牌之一，售电规模位列广东省前列，为用户提供电力交易、光伏、储能等全方位综合 服务。一方面，新巨能配备自主研发的互联网售电平台，集合客户用能数据，使用仿真算 法进行负荷预测与电力现货市场价格预测，优化购售电策略；另一方面，新巨能提供储能、 光伏等综合能源服务增强电力供给稳定性，为客户量身打造“售电+综合能源”的个性化服 务套餐，最大限度地满足客户需求。高起点切入四川

20、售电市场，专业化团队+客户资源优势助力综合能源发展。川能智网成 立于 2016 年，是经四川省国资委、天府新区管委会批准的智慧能源综合服务平台。川能智 网以“新电改”电力交易为入口，致力于打造国际化数字能源连结服务商，为企业用户提 供三个数字化服务数字化电力交易、数字化能效管理、数字化安全服务，目前在全国 已累计服务 5000 家企业用户。截至 2021 年年末，川能智网已在四川省 21 个地市州设有 属地化办公地点，配备超 300 人的专业团队。2019-2022 年，连续四年电力交易服务量和 用户规模全省排名第一。2022 年，川能智网在全国电力交易中心签约电力规模近 300 亿千 瓦时。

21、同时，川能智网已在成都、广安、雅安落地建成 3 个区域运营中心，为企业提供及 时、高效、定制化的综合能源服务。售电公司核心竞争力在于电源组织能力、客户获取能力、负荷预测能力以及购售电策 略。根据售电公司商业模式及电力市场化改革趋势，售电公司在将来比拼的不仅仅是售电， 还将比拼全方位、综合性的能源服务。需要具备合理预测购电需求和市场价格的能力；优 化购售电策略的能力；根据客户用能特点，为用户提供多元化、个性化和套餐式的综合能 源服务能力。具体而言，相对于独立售电公司，发配售一体化具备低成本电源与配电网内 购售电议价权，而综合能源服务将给予售电公司差异化服务能力，获得溢价能力。公司凭借三大核心优势

22、在“电改”浪潮下扬帆起航，为综合能源服务奠定扎实基础。 公司计划“十四五”期间市场化售电规模达到 800 亿千瓦时，较 2020 年新增约 720 亿千 瓦时，公司拓展市场化售电核心优势在于：1）大股东三峡集团为公司市场化售电提供优质 电源基础；2）“售电+综合能源服务”的业务协同模式下，售电端获取用户、差异化能源 服务提升用户粘性，增强公司售电议价权；3）“混改”体制下国有资本与非国有资本优势 互补，公司采用市场化选人机制招揽当地专业售电人才，超额回报与项目跟投激励激发员 工活力。我们认为，公司市场化售电凭借三大核心优势在万亿增量市场中占据一席之地， 获取海量用能客户为综合能源服务奠定扎实基

23、础。3. 万亿综合能源蓝海 三峡系平台扬帆起航3.1 新型电力系统亟须综能工具辅助，万亿市场爆发综合能源服务实现源网荷储与多能互补，新型电力系统迫切需要综合能源辅助发展。 综合能源服务具备纵向“源网荷储一体化”，横向“多能互补”两层含义，能够提升能源 效率、提升清洁能源产消占比和利用效率、提升能源系统的稳定性和配置效率，其意义与 建设目标与新型电力系统具有一致性。综合能源服务按照源网荷储等分为多场景，每个场 景由单个或多个综合能源工具箱提供特质，根据现阶段能源利用情况，综合管廊、 光伏电站、燃气分布式能源、储能、汽车充换电为综能核心系统3；根据国网能源研究院， 节能产业、热电联产、分布式光伏等

24、技术较为成熟，已进入成长期。“双碳”战略下综能市场供需结构持续改善，万亿市场蓄势待发。双碳战略下综合能 源服务市场基本面持续改善，供给端“电改”推进疏通综能业务模式、电力企业综能转型、 技术进步提升综能盈利能力；需求端工商业用户进入市场、高耗能企业能源排放硬约束等。 根据国网能源研究院测算，预计 2025 年市场规模达到 0.8-1.2 万亿、2035 年达到 1.3-1.8万亿。参考海外，假设 2030 年国内电力市场规模达到 7 万亿（12 万亿 kWh X 0.6 元/kWh）， 根据法国能源领域跨国集团 EGEIN 集团的经验，2019 年综合能源服务占到电力产业链的 34.94%，对

25、应国内以 15%占比保守估计，2030 年综合能源服务将是万亿市场。全产业链多领域龙头布局综合能源服务，2022 或成综合能源市场爆发元年。国内综合 能源服务主要有产业链延伸型综合能源服务模式和信息技术类能源增值服务模式。其中， 产业链延伸型综合能源服务模式主要包括以电切入和以气切入两大类；信息技术类能源增 值服务模式主要表现为以信息平台切入。在电力市场化改革浪潮下国家电网、三峡集团、 新奥能源、中石油等传统能源集团纷纷将综合能源服务作为“十四五”重要战略规划，以 能源供给、销售等方式布局综能业务；腾讯等互联网企业凭借信息技术为综能市场提供辅 助服务。2020-2022 年，能源服务全产业链龙

26、头企业加速布局综能业务，产业资本推动下 或成综能市场爆发元年。3.2 以用户为核心，力争成为国内综能细分领域排头兵售电与综能协同共进，高 ROE 综能项目投产有望增厚公司利润。“十四五”期间，公 司积极促进配售电业务和综合能源业务协同共进，深挖现有供区和新增市场化售电区域市 场，根据企业多元化用能和能效提升等不同用能需求，开展不同应用场景的综合能源服务， 面向公司供区、市场化售电区域和沿海经济发达地区及“长江经济带”等重点区域，力争 成为国内综合能源细分领域的头部企业和排头兵。我们认为，碳中和能耗双控约束下用户 节能降耗需求空前强烈，终端涨电价+辅助服务+现货市场推出，综合能源服务项目回报率

27、大幅提升，综能项目投产有望增厚公司利润。以用户为核心，三渠道多场景布局综合能源市场。用户侧综合能源服务客户包括工业 园区及工商业客户，以满足客户差异化用能需求为目的。基于综合能源服务特性，公司围 绕用户差异化需求，以城市、园区及集团为主要渠道，并依据应用场景为客户提供“城市绿色综合能源管家”、绿色低碳园区、用户节能降耗和能源高效利用、电动重卡“充换储 用”一体化业务等综合能源整体解决方案。由于综合能源服务需围绕用户用能特性定制， 故现有综能服务多以项目制为主，公司以三大渠道多样场景打造综合能源示范项目，将非 标项目模块化，借以复制、推广至全国。五年磨一剑，综合能源业务平台迎风起。公司于 201

28、6 年底设立两江综合能源服务有限 公司（以下简称“综合能源公司”），业务覆盖热电联产、储能、分布式能源等，已投产 分布式能源、余热发电等项目；2021 年，子公司长兴电力增资天泰能源并成为第一大股东， 持股 41.04%，推动将其打造成为综合能源服务示范项目；同年，公司响应换电重卡市场需 求，设立三峡绿动公司正式进军绿色交通领域，并完成包钢集团 3 座换电站与 80 辆换电重 卡交付。我们认为，公司较早进入综合能源领域，丰富的项目案例为公司综合能源业务带 来海量经营数据，提升客户用能预测准确度，为公司综能服务提供差异化优势。公司以集团支持+售电协同+稀缺机制三重优势特色化拓展客户，我们在第二章

29、详细介 绍了公司售电与综能业务的协同性，故在此主要介绍集团对公司综能业务的多维度支持以 及公司稀缺机制优势。集团支持：三峡集团在电源、资金、项目资源等多维度对公司综能业务支持。三峡集团业务覆盖水电、新能源、国际合作、生态环保投资与运营、资本投资与工程 技术咨询服务等多领域，为全球最大的水电开发运营企业和我国最大的清洁能源集团，在 清洁能源和长江生态环保等领域具有显著优势。2017-2020 年，集团经营性现金流净额维 持在 400 亿以上，其强大的现金流优势为项目开展提供支持。在集团 2022 年 2 月召开的 长江大保护 2022 年工作汇报会上，明确提出“十四五”期间，将重点投资长江流域，

30、以高 质量发展、可持续路径、市场化经营、系统性治理为长江大保护工作的新发展方向，以管 网为重点的“城市智慧水管家”作为主要发展模式，打造“水管家”样板，深入推进“两 翼”融合，深化共抓格局，为绿色发展做示范。集团在长江经济带与沿海经济发达城市中为公司提供综能项目资源。公司在“十四五” 战略发展规划中明确提出，将面向公司供区、市场化售电区域和沿海经济发达地区及“长 江经济带”等重点区域的优势细分领域拓展综合能源产业。2021 年至今，三峡集团与江西、 贵州、福建、云南、湖南、安徽、江苏、湖北、重庆等多省市开展座谈会，并在武汉东湖 高新区、安徽省、福建省等多地与政府的合作中涉及综合能源业务。集团与

31、省市政府的交 流合作将由旗下公司完成，考虑到三峡水利综能业务战略发展目标以及已落地的江西九江、 上海嘉定项目，我们认为集团将继续大力支持公司综能业务发展，提供更多优质项目。根据公司公告，集团在 2020 年初出具中国长江三峡集团有限公司关于支持重庆三峡 水利电力（集团）股份有限公司未来发展的有关意见，明确在资金、管理、技术、人才 等方面全力支持三峡水利，据此我们认为，三峡水利作为集团旗下唯一以发展综合能源业 务为“十四五”战略目标的上市平台，有望在综能项目上获得集团电源、资金、项目等多 维度全力支持。稀缺机制：公司为国家混合所有制改革试点，具备市场化团队与激励机制。2020 年 5 月公司完成

32、重大资产重组后，具有股权多元化、运作市场化、治理现代化等 混合所有制企业特点。一方面，实际控制人三峡集团与控股股东长江电力以权益法核算公司业绩，未并表，给予公司管理足够自主权；另一方面，公司股东重庆涪陵能源实业为非 国有资本，持有公司股份 9.82%，且公司总经理周泽勇具备多年市场化管理经验。在此机 制背景下，公司开创性实行了职业经理人制度，通过市场化选人用人机制组建百人市场化 团队，将个人绩效年薪与项目考核挂钩，落实集团/分子公司高管不超过 9%/30%比例的超 额回报，并根据项目风险程度采取强制跟投与自愿跟投措施，承诺 2021-2023 年股东现金 分红比例不低于 30%。我们认为，公司

33、为重庆市及三峡集团旗下“电改”“混改”稀缺标的，在重资产属性 浓厚以及用户特异性明显的综合能源业务领域，具备集团支持（电源、资金、项目资源）、 售电协同（售电+综能）、稀缺机制（电改+混改，市场化团队+超额利润分享+项目跟投+ 股东回报）。公司通过精细化运营管理，以重庆等地现有案例数据经验，将非标项目模块 化；拥有灵活的市场策略，坚持以用户需求为驱动，依靠专业技术团队与成熟解决方案， 在海量综能项目中挑选优质高回报率项目，助力公司综能业务体量与业绩实现跨越式发展。3.3 分场景打造可复制推广示范案例，非标项目模块化分场景打造样板案例，非标项目模块化加速全国推广。综合能源服务核心目的为满足 用户

34、需求，而能源样式与客户性质的多样化催生不同应用场景下的综合能源服务。由于综 能项目的差异化属性突出，公司作为集团在综能细分场景探路者，结合市场环境不断探索 合适场景。在繁杂的综合能源工具箱中，公司根据自身配售电优势，以电为切入点特性化 服务下游客户。根据应用场景划分，公司目前在综合能源业务重点布局工业节能、热电联 产、分布式光伏、换电重卡以及用户侧储能。3.3.1 工业节能：服务门槛高，公司配售电优势凸显工业企业工艺复杂、综能服务门槛高，公司优势凸显。工业企业因其复杂多样的生产 工艺，使得该领域综合能源服务门槛较高。公司以配售电为切入点，通过用户用能数据分 析用户用能结构，了解其用能特点及需求

35、。在九江市内，公司通过 EMC、设备租赁、BOT 以及 BOO 等四种商业模式，通过对变配电、中央空调、水泵、风机等系统进行改造，提供 余热发电、余气发电与余压发电等服务路线。2021 年 8 月，公司与杭州诺贝尔陶瓷等 25 个企业集中签订合约，为多个用户提供工业节能服务。2022 年 2 月，公司与上海嘉定区签 订合约，并吸引安徽合肥、芜湖、重庆万州、山东青岛、广东广州、深圳和福建厦门等地 的研究和探索。我们认为，公司以配售电优势，通过城市等多渠道推广，有望将工业节能 场景推广全国。我们认为，以城市为单位签订合作，有助于公司一次性拿下多个项目，提高服务规模、 降低边际成本。江西九江市与上海

36、嘉定区地处长江经济带较发达区域，客户质量优秀，为 公司多项目盈利提供保障。需求方面，随双碳战略有序开展，工业大城市与工业企业面临 较严格的排污要求成为综合能源刚性需求催化剂；供给方面，公司在九江的服务目前正有 序平稳进行，并吸引到上海嘉定等多个地区，后续有望随已落地城市项目加快推广。3.3.2 热电联产：单个项目投资总额高，回报率可观单个项目投资额高，回报率稳健。公司围绕工业园区提供用能或蒸汽供应，投资建设 热电联产机组等，为工业用户提供蒸汽和电力销售业务。2020 年 9 月，公司与重庆博赛集 团的战略合作项目，为九龙万博特铝新材料项目配套的热电系统，主要向九龙万博年产 360 万吨氧化铝项

37、目提供蒸汽和电力。一期规划建设 3 台 500 吨/小时超高压燃煤锅炉+2 台 80 兆瓦背压机组，计划总投资约 11.1 亿元，项目回报率约为 8.66%-10.13%。该项目于 2020 年 11 月正式启动，历时 16 个月完成了“两炉一机”从开建到 168 小时试运行合格各项工 作，将为博赛集团在万州区新增产值 110 亿元，新增就业岗位一千余个，持续推动万州工 业经济快速发展。我们认为，公司九龙园项目作为园区热电联产示范项目，为企业提供可观收益并有力 推动当地经济发展。尽管热电联产建设周期较长，但单个项目投资规模达 10 亿级别且全投 资回报率超过 8%。热电联产属于高定制化项目，公

38、司的市场化团队与案例经验将为其提供 有力竞争力。3.3.3 分布式光伏：建设周期短，可快速推广复制分布式光伏项目具备建设周期短与大面积推广复制特点。分布式光伏为国家重点推进 方向，2021 年 6 月，国家能源局综合司下发关于报送整县（市、区）屋顶分布式光伏开 发试点方案的通知，拟在全国组织开展整县（市、区）屋顶分布式光伏开发试点工作。 2021 年 7 月，三峡水利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 45 万千瓦，投资总额约 18 亿元。其中 2021 年 12 月开工建设装机规模约 20 万千瓦，投 资约 8 亿元，并于 2022 年 7 月底前完成建设；余下装机规

39、模 25 万千瓦，投资约 10 亿元， 于 2022 年开工，年底前完成建设。在此项目建设上，公司采用农光互补、林光互补等多种 光伏项目开发方式，为后续项目开展提供经验。公司与集团双重协同，增强分布式光伏项目获取能力。公司在分布式光伏项目获取具 备公司内与集团内双重业务协同性。公司内业务协同方面，公司通过配售电业务与下游用 电客户建立联系，拓宽客户资源池，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获取分布式光伏项目。集团内平台间业务协同方面，公司作 为三峡集团旗下电力公司，在分布式光伏项目的资源获取与投资建设与集团新能源业务存 在协同性。集团旗下三峡能源计划

40、“十四五”期间新增 70-80GW 新能源装机，公司有望 在配售电业务覆盖区域为三峡能源新能源项目提供增值服务。3.3.4 换电重卡：双碳下加速渗透，掘金千亿换电运营市场“双碳”目标下换电重卡具备清洁性与经济性，千亿换电站运营市场蓄势待发。重型 卡车的高排放、低柴油品质以及全天候运行特性，导致一辆重卡的二氧化碳排放量相当于 300 辆家用轿车，是大气污染的主要来源，“双碳”目标下亟待转型，而换电模式的清洁 性与经济性对重卡尤其具备吸引力。换电模式的核心优势在于节省充电时间，而重卡日运 营时间较长，往往采用“换人不停车”的工作模式，电动重卡如果采用普通充电方式则造 成大量工作时间浪费，实用性将远

41、低于燃油重卡。换电模式具有即换即走、完美适配运营 车辆的优点，可彻底解决里程焦虑，配合运营车辆高频使用特点，实现无间断运营。根据我们测算，预计 2030 年重卡换电站运营规模将超过 2000 亿。假设重卡每年报 废 60 万辆，2026-2030 年年销量相同，2021 至 2030 年新增销量换电车渗透率由 0.75% 提升至 35%；2021-2030 年重卡换电站单站服务车辆由 40 辆增至 60 辆；单车年行驶里 程 8.74 万公里（短倒重卡），每公里耗电 1.6 千瓦时。结合以上假设，预计 2030 年重卡 换电站需求约 2.4 万座，年耗电量超 2000 亿千瓦时，按照 1.1

42、元/千瓦时计算，对应市场 空间超 2000 亿。回归售电本源，投资见效快回报率高。换电站运营商收益来源主要为换电服务费与购 售电差价。换电站成本端包括建设成本（电池投资和设备投资）、运维成本以及购电成本 等；收入端为售电收入与服务收入，通常按照综合的度电价格对外出售；换电站利润与日 服务车次即换电站利用率直接相关。根据协鑫能科公告，单个重卡换电站投资额在 1000 万左右，建设周期为 8 个月，在日服务车辆达到 40 辆时，全投资回报率约 12.23%，投资 回收期 5.16 年。设立三峡绿动，把握换电新机遇。把握“双碳”目标下电能替代发展趋势，2021 年 9 月，公司投资设立电动重卡充换储

43、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，迅速推进重点项目落地；抢抓网内电动重卡市场，建设天泰能 源充换电示范站；积极拓展青海、甘肃、内蒙古等 8 省重点区域业务市场。公司已与包钢 钢联、山能枣矿物产、重庆万凯等签订合作，于 2022 年 1 月交付包钢钢联 80 台电动重卡 和 3 座快速充换电站；多个重点渠道和区域的项目陆续开展场景验证、试车试跑、充换电 站初步选址规划等前期工作。我们认为，换电重卡具备建设周期短、投资回报率高的特点， 将成为公司综合能源排头兵并增厚公司利润。3.3.5 用户侧储能：依托广东新巨能，以“售电+”形式进军储能业务峰谷价差为工商业用

44、户侧储能基础收益，分时电价保证用户侧储能经济性。2021 年 7 月国家发改委发布关于进一步完善分时电价机制的通知（下称“通知”），要求规划 峰谷价差空间、建立尖峰电价机制、健全季节性电价机制等。通知明确提出峰谷价差不低 于 3:1，且尖峰电价在峰段电价基础上上浮比例不低于 20%。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。随着电力市场化逐步深入与分时电价的出台，用户侧储能业务的空间逐 步凸显。广东地区用户侧储能基础收益满足经济性，市场空间广阔。根据公司官微，广东地区 用户侧储能项目在峰谷价差 0.7-0.8 元

45、/度的区域即可实现收支平衡。根据广东省发改委 2021 年 8 月颁布的关于进一步完善我省峰谷分时电价政策有关问题的通知，一般工商 业用户峰谷价差维持在 0.8 元以上，广东省用户侧储能具备经济性。据 2021 年广东电力交 易中心工作报告，珠三角五市 2.2 万余家 10kV 以上工商业用户具有安装储能装置降低用电 成本、提升电能质量和供电可靠性需求。根据三峡水利官微，“十四五”期间，广东省储 能市场化容量预计高达 8000 兆瓦，公司在广东地区项目需求广阔，广东新巨能作为广东省 头部售电公司有望占据一定市场份额。广东区域获多项政策支持，用户侧储能增值服务保障项目收益。广东作为用电大省以 及

46、电力市场化程度较高的省份，用户侧储能逐步成为企业保安全、保供应的重要刚需性配 置。2022 年 3 月多部门颁布多项激励政策，广东省能源局、南方能监局印发广东省市场 化需求响应交易实施方案(试行)，明确以市场化手段逐步形成年度最大用电负荷 5%的响 应能力；南方监管局发布南方区域可调节负荷并网运行及辅助服务管理实施细则(征求意 见稿)，鼓励各类市场主体投资建设可调节负荷，为电力系统运行提供调频、调峰等辅助 服务。基于广东省企业用能需求及相关政策支持，公司依托下属单位长电能源的参股企业 广东新巨能，推动储能业务驶入“赛车道”。依托广东新巨能，开创“售电+储能”广东模式。广东新巨能团队发挥“电力调

47、度”的 基因优势和电力交易的核心能力，先后研发了电力现货仿真算法、储能交易策略优化算法、 储能能源管理优化控制系统等关键技术，实现了用户侧储能项目开发、建设和运营全流程 管控能力。构建虚拟电厂负荷聚合平台，将储能能量管理技术与电力现货交易技术相结合， 构建新能源时代下的源、网、荷、储动态消纳体系。广东新巨能依托市场化售电资源优势， 创新探索出“售电+储能”商业模式，用售电业务保障储能的峰谷价差静态收益与市场化交 易动态收益，并利用“售电+储能”增值服务，打通用户侧供应链，增加客户长期合作的黏 性，为拓展广东售电市场聚合了稳定的客户资源。瞄准珠三角负荷中心区域，项目储备丰富、加速落地。广东新巨能

48、利用售电直营体系 拓展客户，打通小型项目从开发、建设到运营的“快速通道”。首个落地项目广州铭祥汽 车储能电站容量 1 兆瓦/2 兆瓦时，已累计运行 93 天，储放电量超 27 万千瓦时，累计收益 16 万元。截至 2022 年 3 月，广东新巨能已累计签约储能项目 31 个，规模达 72 兆瓦时； 投运 2 个，容量 3.6 兆瓦时；在建 12 个，容量 22.8 兆瓦时；到 2022 年底，广东市场储 能项目预计签约规模可达 200 兆瓦时，助力三峡水利在用户侧储能“赛车道”上跑出“加 速度”。公司在“十四五”期间将坚定“拓展新空间”发展战略，加强储能布局，提升方案制 定能力和项目实施能力，

49、在用户侧储能“赛车道”上，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，探索充储补用与 市场化售电协同的商业模式。为重点布局长江经济带售电市场提供有价值、可推广的“售 电+”发展模式。集团支持+配售电协同+体制机制优势，多场景推广打造集团综能排头兵。我们认为， 在综合能源爆发元年，公司拥有的三重优势将为其在综能项目获取中提供有利竞争力。具 体而言，集团在公司综能业务提供多项支持，优先参与集团内综能业务。我们强调，电改 趋势下，综能需求由传统大 B 逐步向小 B 释放，其复杂程度与市场化程度逐渐提高，为较 高回报率的个性化项目。公司通过配售电提前锁定客户，以其独特体制机制缩短项目决策 执行时间，在项目获取上极具优越性。截至目前，公司通过实践努力，已在工业节能、热 电联产、分布式光伏、换电重卡以及用户侧储能等多场景打造可复制