本文源自金融界智能小金

（一）水利概念

“水利范围应包括防洪、排水、灌溉、水力、水道、给水、污渠、港工八种工程在内。”

其中的“水力”指水能利用，"污渠"指城镇排水。进入20世纪后半叶，水利中又增加了水土保持、水资源保护、环境水利和水利渔业等新内容，水利的含义更加广泛。 简单来说就是除水害，兴水利。

（二）发展趋势

①水利建设投资增速明显

据媒体5月19日报道，之前有关部门部署的55项重大水利工程已开工10项。从投资来看，1至4月份，全国水利基础设施建设各地已完成近2000亿元，较去年同期增长45.5%。

②水利基建未来规模广

以国内前四个月水利建设投资增速超40%算，我国水利基建全年投资有望达8000亿元；而除了水利基建外，此次会上提到地下管廊也有望成为城市新基建的重要内容之一。

 

（三）水利龙头股名单

安徽建工

主营建筑工程施工、房地产开发和水力发电；属水利建设环节；安徽水利建设龙头企业，安徽是国内水利投资第二大省；2018年上半年，公司工程施工业务累计新签合同138个，合计金额244.82亿元。

1、题材要点：水电业务

水电业公司控股运营水电站7座，总装机容量24.61万KW，权益装机容量18.81万KW，年设计发电量约10亿KWH，已全部建成发电，电站分别位于安徽省霍山县，金寨县和云南省怒江州贡山县。

2、最近消息：安徽建工控股子公司收到3份项目中标通知书 中标价合计42.62亿

公司控股子公司安徽水利开发有限公司(牵头人)及中铁四局集团有限公司和中国建筑西北设计研究院有限公司联合体中标三门峡市城乡一体化示范区乡村振兴EPC工程总承包项目，中标价25.03亿元；公司控股子公司安徽省公路桥梁工程有限公司中标G36宁洛高速公路明光至蚌埠段改扩建工程施工TJ-01标段项目，中标价6.69亿元；公司控股子公司安徽三建工程有限公司中标引江济淮工程同大镇二龙安置点(二期)及同大镇集镇安置点项目，中标价10.90亿元。

3、近期趋势：

近期的平均成本为7.19元，股价在成本上方运行。该股资金方面受到市场关注，多方势头较强。该公司运营状况良好，多数机构认为该股长期投资价值较高。

 

钱江水利

主营电力及水的生产和供应、管网工程等；属水利建设环节；公司所处的浙江省是我国经济发达的省份，水务业发展有良好的经济基础。

1、题材要点：水务主业

公司主要从事自来水的生产和供应，同时经营污水处理和市政自来水管道安装业务。公司产业链条完整，享有厂网一体化、供排水一体化优势。公司供水业务涵盖供水服务全产业链，包括原水、取水、制水、输水到终端客户服务，总供水设计规模161万吨/日。通过与当地水务公司以有限责任公司的形式组建水务公司，运营供水项目。公司污水处理业务系从城市污水管网收集生活污水、工商业污水、雨水及其他污水进行无害化处理，使污水处理厂出水标准达到国家法律法规规定，污水处理设计规模31万吨/日。目前主要由丽水供排水、永康钱江水务以及宁海污水公司从事污水处理业务。2019年公司努力实现水供给及处理行业收入约11.3亿元。

2、最近消息：连续二个交易日收盘价格涨幅偏离值累计超过20%

5月25日晚间发布公告称，钱江水利开发股份有限公司股票交易于2022年5月24日、5月25日连续二个交易日收盘价格涨幅偏离值累计超过20%。经自查核实，除已披露的信息外，公司不存在其他影响公司股票交易价格异常波动的应披露而未披露的重大事项。

2021年1至12月份，钱江水利的营业收入构成为：水供给及处理行业占比95.27%。

钱江水利的董事长是叶建桥，男，52岁，学历背景为硕士；总经理是何刚信，男，54岁，学历背景为本科。

3、近期趋势：

近期的平均成本为14.19元，股价在成本上方运行。该股资金方面呈流出状态。该公司运营状况良好，多数机构认为该股长期投资价值一般。

 

中国电建

主营水利水电建设、其他电力建设与基础市政设施工程，属水利建设环节，公司建设中国65%以上的大中型水电站和水利枢纽工程，一直是中国江河治理、水电开发的骨干力量和龙头施工企业，长期处于水利水电施工领先地位；2018上半年公司新签合同2613.98亿元。

1、题材要点：水资源与环境业务发展

积极参与长江大保护等生态文明建设工程。2019年内，公司水资源与环境业务新签合同678亿元，同比增长46.75%。连续中标了东莞市石马河流域综合治理项目（121.56亿元），龙岗区龙岗河流域，观澜河流域消除黑臭及河流水质保障工程（97.31亿元）等百亿级水生态环境项目，实现了在粤港澳大湾区市场区域营销的重大突破，在广州天河区，黄浦区，番禺区有效形成了区域项目群。

2、最近消息：国内单机容量最大抽水蓄能电站项目签约 涉中国电建下属公司

5月24日，中国电力建设集团所属水电十二局、五局与中国三峡建工(集团)有限公司签订浙江天台抽水蓄能电站主体工程施工合同，该项目是国内单机容量最大、上下引水斜井最长，世界额定水头最高的抽水蓄能电站，建设过程中将刷新多项纪录，推动抽水蓄能电站建设水平迈上世界新高地。

据了解，电站计划安装4台单机容量42.5万千瓦的可逆式水轮发电机组，总装机容量170万千瓦。电站额定水头724米世界最高，单机容量位居国内抽蓄电站之首，上下引水斜井长度483.4米全国第一。电站枢纽工程主要由上水库、下水库、输水系统、地下厂房和开关站等组成。天台抽水蓄能建成后预计年发电量17亿千瓦时，可节约燃煤约52万吨，减排二氧化碳约104万吨。

上市公司中国电建分别持有中国水利水电第十二工程局有限公司79.31%股权、中国水利水电第五工程局有限公司80.33%股权。

3、近期趋势：

近期的平均成本为7.52元，股价在成本上方运行。该股资金方面受到市场关注，多方势头较强。该公司运营状况良好，多数机构认为该股长期投资价值较高。

来源：【中国农网】

6月17日，水利部召开推进“两手发力”助力水利高质量发展有关情况新闻发布会。水利部副部长魏山忠指出，全面加强水利基础设施建设投资需求巨大，在加大政府投入的同时，必须更多运用改革的办法解决建设资金问题。就今年来讲，全国要完成水利建设投资超过8000亿元，迫切需要落实“两手发力”（政府作用和市场机制）要求，充分发挥市场机制作用，更多利用金融信贷资金和吸引社会资本参与水利建设，多渠道筹集建设资金，满足大规模水利建设的资金需求。

大规模水利建设资金从哪来？魏山忠表示，资金来源为政府财政资金、金融信贷、社会资本三个方面，金融支持在水利基础设施建设中长期发挥着重要的支撑作用。

近期，水利部、中国人民银行联合召开金融支持水利基础设施建设推进工作电视电话会议，进一步加强银行、政府和水利企业、项目对接，共同推进加强金融支持服务水利工作，进一步深化全方位、多层次、宽领域的战略合作，共同开创水利基础设施建设加快推进、金融事业更好发展的“共赢”局面。一是加大政策优惠。推动相关金融机构加大对水利项目的信贷投放力度，在延长贷款期限、优惠贷款利率和降低项目资本金比例要求等方面给予信贷优惠支持。二是立足职能定位。推动政策性、开发性银行用好新增的8000亿元信贷额度，抓好任务分解，强化考核激励，加大对国家重大水利项目的支持力度。在这个基础上还要充分发挥商业银行资金和网点优势，加大对商业可持续水利项目的信贷投放。三是创新服务模式。推动金融机构进一步拓宽水利贷款还款来源及担保方式，包括允许以水费收益权、生态价值权益等作为还款来源和抵押担保，并大力支持符合条件的水利企业扩大水利项目股权和债券融资规模。

水利部财务司司长杨昕宇介绍，近年来，水利部持续深化与国家开发银行、中国农业发展银行、农业银行等金融机构的战略合作，加强金融产品和融资模式创新，不断加大金融支持水利力度。特别是今年以来，水利部与金融机构共同部署推进金融支持水利基础设施建设，不断扩大水利信贷规模。据统计，今年1—5月，国开行、农发行、农业银行3家银行共发放水利贷款1576亿元，贷款余额15133亿元，较去年同期增长9.33%，重点支持了国家重大水利工程、水资源配置、农村供水及城乡供水一体化、水生态保护治理等重点领域，充分发挥了金融信贷资金支持水利建设、稳定投资和保障民生的重要作用。

今年的政府工作报告明确安排地方政府专项债券3.65万亿元，重点用于交通基础设施、能源、农林水利等九大领域，并允许将专项债券作为符合条件的重大项目资本金来使用。水利部规划计划司副司长乔建华表示，水利是扩大内需的重要领域，也是地方政府专项债券的重点支持领域。截至5月底，有1318个水利项目已落实地方政府专项债券1110亿元，较去年同期增加了719亿元，增长184%。项目覆盖重大水利工程、病险水库除险加固等各类水利工程，有9个地区落实的规模超过50亿元。

2015年以来，水利部、国家发展改革委、财政部选择了一批重大水利工程项目，吸引社会资本参与建设和运营。各地大胆探索，先行先试，贵州马岭、广东高陂水利枢纽等一批重大水利工程PPP项目落地实施，取得了明显成效。根据《全国PPP综合信息平台管理项目库2021年年报》统计，截至2021年底，水利领域累计入库项目450个、占入库项目总数的4.4%，投资额3940亿元、占入库项目总投资额的2.4%。累计签约落地的水利建设项目329个、占落地项目数的4.3%，投资额2972亿元、占落地项目总投资的2.3%。

为深入推进水利基础设施PPP模式规范发展、阳光运行，最近水利部制定出台了《关于推进水利基础设施政府和社会资本合作（PPP）模式发展的指导意见》，聚焦国家水网重大工程、水资源集约节约利用、农村供水工程建设、流域防洪工程体系建设、河湖生态保护修复和智慧水利建设等六大领域，采取投资补助、合理定价等有效措施，吸引社会资本参与，拓宽水利建设长期的资金筹措渠道。

下一步，水利部将建构“一二三四”工作框架体系，推进水利领域“两手发力”工作。

“一”就是锚定一个目标。即加快构建现代化水利基础设施体系，推动新阶段水利高质量发展，全面提升国家水安全保障能力。

“二”就是坚持“两手发力”。即坚持政府作用和市场机制“两只手”协同发力。各级水行政主管部门要全面履行战略、规划、标准、政策、监督、服务等政府职能，把政府该管的事情管好、管严、管到位，同时要善用、会用、用好市场机制，发挥市场在资源配置中的决定性作用，更多运用市场手段，增强水利发展生机活力。

“三”就是推进“三管齐下”。一是充分用好金融支持水利基础设施政策。近期，水利部已与中国人民银行联合召开会议，分别与国家开发银行、中国农业发展银行联合印发指导意见，部署金融支持水利基础设施建设工作。二是推进水利基础设施PPP模式发展。在“十三五”以来开展重大水利工程PPP项目试点的基础上，总结经验，印发指导意见，明确合作领域、合作方式和支持政策，鼓励和吸引更多社会资本参与水利基础设施建设运营，推动水利基础设施PPP模式规范发展、阳光运行。三是积极稳妥推进水利基础设施投资信托基金（REITs）试点工作。水利部已印发指导意见，落实国家有关部门出台的基础设施不动产投资信托基金政策，指导各级水利部门和水利企业，将具有供水、灌溉、水力发电等功能，具备一定收益能力的水利基础设施项目，通过REITs方式盘活存量资产，扩大水利有效投资。

“四”就是深化四项改革。即深化水价形成机制改革、用水权市场化交易制度改革、节水产业支持政策改革、水利工程管理体制改革，通过改革协同，充分激发市场主体活力。

作者：农民日报·中国农网记者 李锐

本文来自【中国农网】，仅代表作者观点。全国党媒信息公共平台提供信息发布传播服务。

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（报告出品方/作者：申万宏源证券 刘晓宁 查浩 邹佩轩 蔡思）

1. 重大资产重组整合完毕，十四五规划明确未来发展

1.1 重大资产重组完成，地方电网龙头成型

重庆市首家电力上市公司，三峡集团入驻成为实际控制人。

公司起源于 1929 年成立的重庆万县市电业公司，于1994年经四川省经济体制改革委批准，以定向募集方式改制成股份有限公司；并于1997年在上交所上市（600116），是重庆市首家电力上市公司。

2015年至2020年，三峡集团经过多次资本运作成为公司的实际控制人：

2015年，三峡集团子公司三峡资本新进持股 4.94%；2017年，长江电力成为公司新进股东并于年底成为公司最大股东，持股 12%；2018年底，三峡集团及其旗下机构合计持股 24.08%，较水利部合计持股仅相差 0.01%（2018年 8 月，原水利部副部长雷鸣山接任三峡集团董事长）。

2020年 2 月，三峡集团及其旗下机构合计持股 24.9%，超过水利部成为公司实际控制人。

随后公司多次增发稀释大股东股比，截至2021年三季度，三峡集团及其旗下机构合计持有公司 20.01%股份。

重大资产重组完成，发电资产大幅增长，地方电网龙头成型。

2017年 12 月，重庆长电联合能源通过增资扩股及股权收购的方式，整合了乌江实业和聚龙电力；2020年 5 月，公司通过发行股份及支付现金购买重庆长电联合能源88.41%股权以及重庆两江长兴电力有限公司100%股权（长兴电力持有联合能源10.95%股权）。

至此实现三峡水利、乌江实业、聚龙电力、长兴电力四家重庆地方电力企业的股权整合，整合完成后公司的供电区域由重庆万州扩大至重庆涪陵、黔江、秀山、酉阳和两江新区，发电资产和售电规模大幅增长：控股装机由 26.98 万千瓦增长至 74.62 万千瓦；售电规模由 19.01 亿千瓦时增长至 113.26 亿千瓦时，2020 年售电量占重庆用电量 9.5%，地方电网龙头成型。

1.2 “混改”“电改”双驱动，打造配售电为基础的一流

综合能源企业深入践行“混改”与“电改”，提出“打造以配售电为基础的一流综合能源上市公司” 全新的战略发展目标。

公司在实现重大资产重组与内部融合后，提出十四五期间公司将继续深入践行国家电力体制改革和混合所有制改革重大部署，践行三峡集团以配售电为主业的唯一上市平台使命，打造国家“电改”标杆和“混改”样板，构筑地方经济社会绿色低碳循环发展坚强能源保障平台，成为全国配售电行业龙头标杆上市公司，建成优势突出的以配售电为基础的一流综合能源上市公司。“混改”初步完成，重组后公司兼具股权多元化、管理团队多元化等混合所有制企业特点，提升企业运营效率。

公司作为三峡集团践行国家电力体制改革和混合所有制改革的试点平台，本次重大资产重组标志着公司“混改”初步完成，股权结构更加多元化，兼具公司管理团队多元化等特点。其中，公司第一大股东长江电力对公司进行长期股权投资，公司拥有更多自主权；公司管理团队具备水利部、长江电力、涪陵能源等工作经历，能够充分发挥国有资本和非国有资本的各自优势，促进各种所有制成分优势互补、互利共赢、融合发展，有较高的企业运营效率。

公司为三峡集团旗下唯一配售电上市平台，“十四五”期间将持续受益于电力市场化改革。

2015年 3 月，《关于进一步深化电力体制改革的若干意见》（9 号文），提出深化电力体制改革，地方存量配电网和增量配电网均有望成为电改推进的突破口。

2021年 3 月，中央财经委员会第九次会议提出深化电力体制改革，构建以新能源为主体的新型电力系统。

随着“十四五”期间增量配网改革的重点从扩大改革试点区域转向推动既有试点项目进入实质性建设运营阶段，公司作为三峡集团旗下唯一的配售电上市平台，未来将会是三峡集团以重庆为核心、逐步向周边和全国范围扩张、整合存量和增量地方配电网的唯一平台，也是配电业务改革试点的显著获益龙头，将持续受益于电力市场化改革。紧扣三大业务四大平台，力争2025年销售电量超 1000 亿千瓦时。

公司于2021年 3 月发布“十四五”战略发展规划，提出紧扣售电、综合能源以及新能源三大业务，持续夯实存量配售电产业，积极打造市场化售电、综合能源发展、新能源发展以及能源创新研究四大产业发展平台，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”的发展思路。

力争到2025年，公司销售电量超1000亿千瓦时，其中市场化售电量超800亿千瓦时，总资产超320亿，营业收入超150亿元。

超额利润分享及高级管理人员薪酬考核管理办法激励员工。

2021年8月26日，公司制定《超额利润分享方案》，提出对企业经营业绩和持续发展有重要影响的管理、技术、营销、业务等核心骨干人才分享超额利润。集团高级管理人员年薪由基本年薪、绩效年薪、超额利润分享和专项奖励组成。该项制度使得公司员工绩效与公司业绩高度挂钩，激励员工贡献业绩。

项目跟投机制进一步绑定员工与公司业绩。

为建立健全激励约束机制，建立公司和核心员工在项目投资时风险共担、利益共享的良好机制，公司设立项目跟投机制。

跟投人员分为强制跟投人员和资源跟投人员。对于风险较大的项目需进行强制跟投，项目引入者、决策者、项目论证主要负责人、项目公司经营班子及技术核心骨干人员等需强制跟投。

2. 三峡唯一配售电平台，重组拓宽业务范畴

2.1 重组拓展公司售电范围

公司迎来跨越式发展售电业务始终是公司的主要业绩来源。

2020年以前，公司主营业务包括售电业务和电力工程勘察设计安装，其中售电业务收入常年 70%以上。

2020年，公司收购联合能源和长兴电力两家公司，新增配售电系统开发建设、设计及运营管理，分布式能源综合利用服务，集供电、供气、供水、供热业务一体的综合能源服务，焙烧锰、碳酸锰、硅锰合金、锰铁合金的生产加工及销售等业务，售电收入占比降至60%，但仍占据主导地位。

重庆地区区域电网重组以来，公司售电范围大幅扩展。

2020年以来，随着公司将乌江电力、聚龙电力、三峡水利、长兴电力四张地方电网整合为一张电网，公司售电业务实现重大跨越：

1）售电范围在万州区基础上扩大至重庆市涪陵区、黔江区、秀山县，酋阳县，两江新区等和湖南省花垣县、永顺县、保靖县，以及贵州省松桃县等地；

2）自有及控股在运水电装机容量从269.8MW 增长至746.2MW；

3）自发电量由6.47亿千瓦时提升至29.47亿千瓦时。

收购完成的首年，公司业绩翻倍式增长。2020年，公司实现营业收入52.56亿元，实现归母净利润6.20亿元，较2019年分别增长 302%和 223%。其中售电收入32.57亿元，售电毛利6.83 亿元，较2019年分别增长234%和295%。

短期内，业绩对赌协议为公司业绩保驾护航。

公司为保障上市公司股东权益，在收购联合能源 88.41%股权时，采用双口径业绩承诺的方式签署了业绩承诺补偿协议，并提出优先以股份方式补偿。

若联合能源业绩补偿期内任意年度实现净利润未达《业绩承诺补偿协议补充协议》约定的两个口径之一承诺净利润，则需向公司控股股东长江电力及其一致行动人三峡电能履行业绩补偿义务。

市场化电价开启上涨，公司自有装机迎来完全盈利弹性。

2021 年 10 月，国家发改委发布深化电力市场化改革政策，提出燃煤电量全部进市场，并将市场化电价上下浮幅度提高至 20%，同时明确高耗能电量不受 20%幅度限制。

由于电力供需持续偏紧，部分省份市场化月度长协电价上浮接近顶格。假设公司售电电价上浮 20%（考虑到重庆电力供需偏紧，高耗能电价上浮不受限制），公司当前 30 亿自发电量将带来约 1.5 亿元的归母净利润增厚。

长期内，公司有望突破现有售电业务区域边界，布局“长江经济带”售电市场。

根据公司十四五发展战略，2021 年起，公司在售电业务上着眼于突破现有业务区域边界，力图走出重庆、辐射西南、开拓华东并大力布局长江经济带售电市场。

2020 年 8 月，公司在上 海投资 2.05 亿元成立售电公司，建立了三峡水利在长三角发达地区乃至全国范围内开展市 场化售电业务的桥头堡。

截至 2021H1，上海市售电公司实现签约电量 3055 万千瓦时。

2.2 重庆锰业关停影响有限，锰业有望迎来利润增厚

参与锰全产业链业务，电解锰产能居行业前列。

2020 年资产重组后，公司拥有锰矿开采及电解锰生产加工、销售的完整产业链：基于公司自有锰矿及外购锰矿生产电解锰、锰基新型材料等产品，公司下属贸易公司采购本公司及外部电解锰生产加工企业的电解锰产品，销售给钢铁等行业客户用作冶炼工业的重要添加剂。

各环节分解来看，公司下属武陵锰业是电解锰生产企业，拥有总产能约 11 万吨，处于国内行业前列，2020 年产量 8.96 万 吨，占全国电解锰总产量的 6.53%；公司下属贸易公司负责电解锰销售，2020 年共销售电解锰 12.97 万吨（自产自销+外购销售）。

2021 年电解锰价格高企，公司锰业利润有望增厚。

由于行业内普遍存在的电解锰淘汰产能改造现象及各地限电限产政策影响导致的供需不平衡，2021 年电解锰价格大幅上涨，并且于 7 月份开始进一步上升，受此影响，2021H1，公司电解锰毛利率 14.74%，较 2019 年高 6.81 个百分点。由于 2021 年下半年电解锰价格进一步高涨，预计全年电解锰盈利将大幅提升。

展望未来，随着限电限产政策的持续发酵，预计电解锰价格短期内易涨难跌，公司业绩有望持续高涨。

产能占比低叠加政府奖贴，预计重庆锰业关停影响有限。

2021 年 9 月 6 日公司收到《关于印发秀山土家族苗族自治县加快淘汰锰行业落后产能工作实施方案的通知》，重庆锰业被列为电解锰加工企业拟淘汰退出对象，须于 2021 年底实施关停。鉴于无复产可能，公司主动申请关停重庆锰业，由于主动申请关停，重庆锰业与秀山经信委签订《奖补协议书》，预计奖补金额 6000 万元，极大减少了公司关停损失。

另一方面，公司大部分电解锰产量集中于贵州锰业，重庆锰业电解锰产能仅 3 万吨/年，2020 年实际生产电解锰 2.18 万吨，占公司实际产量 24%，2021H1 重庆锰业实现营业收入仅占三峡水利的 3.6%，实现净利润仅占 4.18%，因此其关停对公司影响较小。

2.3 三峡集团唯一配售电上市平台

获取集团强力支持三峡集团唯一配售电上市平台，拥有配售电业务的“优先发展权”。

三峡集团于 2020 年初出具《中国长江三家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》（后称意见），意见指出公司为三峡集团以配售电为主业的唯一上市公司，并提出三峡范围内的存量配售电资产及托管运营等业务再履行相应合规程序后，将按市场化方式逐步注入或优先交给由三峡水利参与实施。

与此同时，在与重大资产重组相关的承诺中，长江三峡集团承诺不会在公司供电区域内以任何方式直接或间接从事可能与上市公司构成实质竞争的业务。受益于明确的优先开发权，和背靠三峡集团发电业务的庞大优势，公司有望实现售电业务的快速发展。

除明确的定位外，三峡集团还给公司提供大量业务协同支持，助力公司在售电业务、电力工程勘察设计安装业务和综合能源服务上快速增长：

1）三峡电入渝，支持降低综合供电成本。

重庆市发改委、能源局制定了 2020 新增三峡电入渝分配方案，表示2020 年新增三峡电入渝全部留存三峡库区，其中万州区分配13.98 亿千瓦时，涪陵区分配 3.4 亿千瓦时，价差按 0.0828 元/千瓦时确定，这一政策丰富了公司电源来源，有利于提高降低公司购电成本，提高售电盈利。

2）将黔源电力股权转移给公司，推动公司业务战略协同。

2020 年 12 月 21 日，公司以 15.5 元/股，通过深交所大宗交易系统受让三峡集团长江电力子公司长电资本持有的黔源电力 1283.89 万股，成交金额 1.99 亿元。

本次交易前，公司持有黔源电力总股本 5%股份，本次交易后，公司下属乌江电力持有黔源电力 2810.88 万股股份，占黔源电力总股本 9.2%，极大的提高了公司与电源企业的战略合作。

3）支持公司参与集团水电检修维护业务，提升运维检修市场竞争力。

意见提出积极支持三峡水利按照市场化方式参与三峡集团范围内的水电检修、维护业务。2020 年，公司与长江电力就乌东德、白鹤滩电站的流域电站相关运维检修项目签订了服务协议。该业务拓展了公司的运维检修业务，提升公司运维检修市场竞争力水平。

4）支持公司优先参与集团范围内发展综合能源服务。

意见指出三峡集团将积极支持公司发挥专业优势，参与三峡集团开展实施的长江大保护（水环境治理、水污染防治、水生态修复）项目，对其中涉及的配售电、微网、分布式能源等项目投资、建安及运维等业务，支持三峡水利按照市场化方式优先参与实施。

3. 电力市场化改革机遇下，综合能源时机已至

3.1 综合能源服务基本概念和实践

综合能源服务是能源转型发展过程中产生的能源服务新形态。

能源整体解决方案服务即为终端客户提供电、气、热、冷等多种能源的综合解决方案，为客户提供降低用能成本、提高用能效率的新服务模式。

综合能源服务大体上涵盖能源传输、能源管理、能源生产、能源分配、能源使用等环节，通过建设分布式电源、储能、热能、天然气等设施，根据各类能源自身特性，实现多能互补，并与外部能源供应商形成有效联动，产生节约用能费用，提高用能效率的作用。其中电力是综合能源服务的核心。

综合能源系统在国内外已有实际应用。

国内外近些年一直在探索致力于能源转型的综合能源服务技术和模式。如德国 EUREF Campus，整个园区几乎所有能源均由风、光、地热、沼气等可再生能源提供，通过智能微电网系统、超低能耗建筑、基于物联网的控制技术等，实现可再生能源高效利用、电动汽车智能充放电、冷热储能灵活转换及多种能源便捷交易等功能。

丹麦 EnergyLab Nordhavn 则是以电热互联为基础的综合能源管理系统，通过区域内大型热电联产设备、各类热泵、大型电储能与蓄热设备、电动汽车、具有储能功能的电加热器的灵活性来源，优化协调区域内电网、热网的运行。而日本晴海奥运村则是以氢能源为主体的综合能源项目，由地下输氢管道将氢气送往各区。

从综合能源服务的定义、目的、方法等方面分析，很显然，要充分发挥综合能源服务的优势，需要以下前提：需要能够提供给用户足够的经济效益。

综合能源服务的根本目的是降低用户用能成本，提高用户用能效率。综合能源服务相比于传统能源服务，需要更多的设备和投资，更复杂的用能系统，因此只有带来足够的经济效益才能充分激发用户需求。需要分布式可再生电源、储能等技术的支持。

分布式可再生电源和储能技术是综合能源服务的核心技术之一。

分布式可再生电源靠近负荷，输电成本低且利于消纳，可有效降低用户的用能成本。

储能一方面可以平抑分布式可再生电源出力不稳定，另一方面可以通过峰谷电价差套利、备用电源、容量费用管理等作用为客户提供价值。分布式可再生电源与储能的有机结合能提高用电效率，减少客户电费支出。需要市场化的电力及碳交易环境。

电力和碳排放市场化是综合能源服务的重要前提，综合能源管理系统用能方式相比于传统能源更为复杂，只有通过市场化交易才能对其进行准确定价，挖掘综合能源服务的价值，支撑多元化的商业模式。

此外，随着我国及全球对碳排放指标管控愈发严格，碳交易作为控制碳排放的重要手段，在用户用能过程中将占据重要地位，充分市场化的碳交易可有效发挥可再生能源的优势。

3.2 多重因素共同发力，综合能源服务一片蓝海

综合能源服务能够优先提升能源利用效率，降低能源使用成本。

但在过去的几年中，应用场景少、电价低、分布式光伏和储能成本高企、电力市场化不充分等因素导致综合能源服务投资意愿不足。

但是双碳目标的提出，上述问题随之得到改善，随着能耗指标愈发严格、电价的上涨以及峰谷价差的拉大、分布式光伏和储能大力发展，行业将衍生出大量用电行为管理、用电曲线优化、节能改造的需求。

能耗双控政策愈发严格和电价上涨促进电能替代和分布式光伏需求上升。

能耗双控即对生产中消耗的能耗强度和能耗总量进行控制，从而有效提高能量利用效率，降低用能碳排放和污染，是我国实现碳中和目标的重要举措。

2021年以来，我国能耗双控情况不容乐观，8 月 17 日，《2021 年上半年各地区能耗双控目标完成情况晴雨表》，文件中显示，上半年分别有 9 个和 8 个省份的能耗强度和能源消费总量不降反升，被列为一级预警。部分地区由于能耗双控完成情况不理想，部分高耗能企业被采取了限制用能的措施，影响了企业生产。

未来能耗双控政策一定会继续执行，企业面临的问题将长期存在。在此背景下，工业企业通过装设分布式光伏和储能系统，可有效降低企业用能指标，保证企业生产能力。

碳中和背景下化石能源需全面退出燃料领域，其核心是能源生产侧实现清洁替代，电能替代也是重要方向。用电技术进步是消费测电能替代的关键，以电制热（冷）技术、电动汽车、电化学技术为代表的电能替代持续扩展用电领域，各类用电技术将朝更加节能、高效、智能、可控的方向发展，推动用电负荷灵活可控，实现传统的“源随荷动”向新型“源荷互动”模式转变。

2016 年，《关于推进电能替代的指导意见》。意见提出四个电能替代重点领域，分别为北方居民采暖领域使用多种电采暖设施替代分散燃煤设施；生产制造领域与产业特点结合进行；交通领域使用电能替代燃油；电力供应与消费领域主要是满足电力系统运行本身需要。意见明确指出未来力争实现北方大中型以上城市热电联产集中供热率达到 60%以上。今年 4 月，国家能源局印发《2021 年能源工作指导意见》，提出新增电能替代电量 2000 亿千瓦时左右，电能占终端能源消费比重力争达到 28%。

电力市场化加速推进，综合能源服务基本条件初步具备。

2015 年之前 3 月，《关于进一步深化电力体制改革的若干意见》，宣告新一轮电改正式拉开序幕，本轮改革核心为“管住中间、放开两头”，即放开输配以外的竞争性环节电价，建立市场化机制。自此，向国家电网、南方电网直接购买电力的单一局面逐渐更改。

售电主体和用户从此具有自主选择权，确定交易对象、电力和价格并向电网企业支付相应过网费，进行多方交易。自此之后，电力市场化改革快速推进，特别是近两年，相关政策密集出台，我国电力市场化之门已彻底打开。

电价超预期上涨进一步提高综合能源系统收益率。

12 月 23 日、25 日，江苏、广东分别发布 2022 年电力年度长协市场化交易结果，2022 年江苏火电市场化交易电量 2638 亿千瓦时，电价 0.4667 元/千瓦时，上浮 19.4%，较 2021 年上涨 28%；2022 年广东火电市场化交易电量2535 亿千瓦时，电价0.4970 元/千瓦时，上浮9.7%，较2021 年上涨24%。

2014 年新一轮电改开放大工业用户直购电试点，实则为利用电力供需过剩，给大工业降电价。

2018、2019 连续两年一般工商业电价下调 10%，工业企业安装分布式光伏的积极性有限。但是在煤电电价新政影响下，一方面安装分布式光伏可显著降低用电成本，另一方面分布式光伏发电不纳入能耗双控指标，可一定程度保证企业用电需求。

影响分布式光伏项目回报率最主要的因素为当地一般工商业电价，一般工商业电价绝对值与基准上网电价相关但非完全对应，随着上网电价上涨，一般工商业电价与上网电价差值越小的地区，一般工商业电价上涨弹性越大，以广东、福建等地最为明显。

分时电价政策打开用户侧储能利润空间。

过去几年中，受多轮降低一般工商业电价政策的实施影响，用户侧配置储能削峰填谷积极性下降，普通工业和大工业用户安装储能仅少部分省能实现盈亏平衡。

进入 2021 年，国家层面与地方层面出台多项分时电价政策，使得部分省份能够进行用户侧储能峰谷价差套利。

国家层面，7 月国家发改委发布《国家发展改革委关于进一步完善分时电价机制的通知》给予明确信号，地方层面，6 月至今多地陆续出台分时电价，引导用户错峰用电以给予电力系统灵活性定价。

29 省推动全体工商业进入市场，综合能源服务市场广阔。

在电力市场化改革进程中，早期电力市场交易主体仅放开大工业用户参与，2018 年国家发改委、国家能源局联合印发《关于积极推进电力市场化交易，进一步完善交易机制的通知》，明确放开符合条件的用户进入市场，2019 年前后各省逐渐出台相关文件，允许工商业参与电力市场交易，并逐渐扩大工商业参与范围，2020 年 1 月提出全部放开规模以上工业企业参与电力市场化交易，2021 年 3 月政府工作报告和两会中都提出允许所有制造业企业参与电力市场化交易，市场交易主体基本放开。

2021年3月提出各地有序推动工商业用户全部进入电力市场，10千伏及以上用户全部进入市场，其他用户也要尽快进入，并取消工商业目录销售电价。29省积极响应，取消或逐步取消工商业目录销售电价，推动工商业用户全部进入电力市场。

3.3 多元需求催生多元综合能源服务商业模式

综合能源服务是一个非常复杂的系统，其中的要素可根据实际情况增减，比如只包含光伏和储能的简单系统以及包括所有主要能源的综合系统。

其规模也可大可小，从单一的 工商业用户，到整个工商业园区。

多元的需求催生出多元的商业模式，从而在不同应用场景下均有相应的商业模式供用户选择，做到综合能源服务提供商和用户互利共赢。综合能源服务收益来源极其丰富。

从收益来源来看，在综合能源服务五大过程中，能源传输、能源管理、能源生产、能源使用等环节均可以产生相应的收益。

在能源传输环节，用户侧将来是电网调峰调频的重要来源之一，综合能源服务商可以充分参与电网调节获取收益，具体方式有需求响应、参与调峰调频等电力辅助服务获取收益，此外也可以利用峰谷价差进行套利（事实上也是调峰的一种参与形式）。

此外还可以参与碳交易市场，利用综合能源服务可再生能源比例高的优势获取收益。

在能量管理环节，主要通过提供数字化的综合能源管理服务，设计符合用户特点的综合能源系统以及参与综合能源系统的建设、改造等获取收益。

在能源生产环节，通过就地建设的分布式电源、储能、生物质等生产能源，相比于外购大幅降低用能成本获取收益。此外生产的能源在满足自身需求之余，也可以通过出售给能源供应商或者就近用户的方式获取收益。

另外，在能耗双控愈发严格的背景下，自建的分布式可再生能源事实上提高了工业用户的生产力，也是重要的收益来源。

在能源使用环节，可以对电能替代进行有效规划，降低用能强度，降低用能支出。另外也可以利用低用电成本特点，通过提供诸如电动车换电等服务获取收益。

图 20：综合能源服务主要收益来源

综合能源服务未来的主要商业模式是 BOO 模式。

综合能源服务商经营模式主要有 BT （建造—移交）、BOT（建造—运营—移交）、BOO（建造—拥有—运营）等模式，且 BOO 模式将成为主要发展方向。

BT 模式下，综合能源服务商主要通过对综合能源系统设计和建设获取收益，整个系统的运营均由用户负责，在能源类型多样化的背景下，这种模式对双方的收益有限。

而在 BOT 和 BOO 模式下，双方通过 EMC（合同能量管理）等方式进行约定，可有效调动综合能源运营商积极性，提高系统运行效率。对用户来说可以有效保证实现节能目标，并节省系统运行所需人力、物力。

4. 立足配售电，打造一流综合能源企业

4.1 依托售电基础，勇当能源体制改革排头兵

售电为矛，电源为基，提供发展综合能源坚实基础。

公司十四五目标计划打造以配售电为基础的一流综合能源上市公司。公司提出走出重庆、辐射西南、开拓华东并大力布局长江经济带售电市场的战略目标，在重庆之外区域积极开展市场化售电业务。

售电业务将成为公司切入用户综合能源服务市场的重要基础，并利用其混合所有制企业的灵活优势，定制化服务好客户。

2022 年将成为公司综合能源服务业务投资元年。

依托大股东长江电力优质大水电资源，2020 年引入低价三峡入渝电量强化电价竞争力。

目前长江电力约 15%的电量参与电力市场化交易，后续长江电力收购乌东德白鹤滩电站后市场化交易电量规模将会进一步提升。在电力市场上，优质大水电资源具备极强竞争力，成为公司拓展综合能源业务的重要基础。

重组完成后重大人事变动。

2020 年 7 月 3 日，公司董事会会议通过聘任周泽勇为公司新任总经理。

周泽勇为现任重庆长电联合能源有限责任公司（联合能源）总经理、重庆东升铝业股份有限公司董事长、重庆市中涪南热电有限公司董事长，周泽勇曾任重庆两江长兴电力有限公司总经理、重庆涪陵聚龙电力有限公司总经理。其曾任多家三峡水利子公司经验，有助于公司快速整合新并入的子公司，更好地协调资源以执行公司战略目标。

重大资产重组巩固加强人才优势。

三峡水利由历史悠久的地方电力企业改制而成，积累了丰富的发、供经营管理经验，拥有一批经验丰富的公司管理者和技术人才等优势。在 2020 年完成重大资产重组后，公司集结了来自各方的优秀配售电技术人才，电力销售人才，进一步壮大公司人才储备。与其他市场主体相比，有比较明显的优势。

4.2 四大综合能源业务陆续开展，积累宝贵定制化服务经验

为践行公司十四五战略发展规划，实现“建成以配售电为基础的一流综合能源上市公司“目标，寻找新的业务模式和盈利模式，培育新的利润增长点，公司已经做出了诸多努力，并获得了部分成效。

公司利用三峡集团的支持，分别增持涪陵电力与黔源电力，增强联营企业间主业协同效应；

（1）利用其长期服务客户的优势资源，积极开辟下游客户，推动天泰能源股权重组，获取热电联产项目，培育公司新利润增长点；

（2）利用其长期在重庆营业的地方优势差异化布局新能源，开辟巫溪县分布式等光伏项目；

（3）设立绿动新能源平台，着重发展换电重卡；

（4）将九江市打造成绿色低碳样板城市，聚焦优质工业园区，拓展综合能源服务能力。

增持涪陵电力与黔源电力，推动主业协同。2020 年 12 月 21 日，公司以 15.5 元/股受让黔源电力 1283.89 万股，成交金额 1.99 亿元。

本次交易前，公司持有黔源电力总股本 5%股份，本次交易后，公司下属乌江电力持有黔源电力 2810.88 万股股份，占黔源电力总股本 9.2%。2021 年 8 月 13 日，公司以 12.18 元/股认购涪陵电力 3284 万股，总计认购金额 4.0 亿元。

本次认购完成后，公司持有涪陵电力股份比例为 4.31%。增持涪陵电力与黔源电力有利于增强三峡集团间的协同效应，为公司提供低价电源支撑。

（1）根据客户要求定制化热电联产项目。

公司目前正在积极开拓配售电衍生业务，形成新的业务模式和盈利模式，为公司培育新的利润增长点。2020 年 9 月，公司公告投资 11.1 亿元建设万州经开区九龙园热电联产项目，有助于公司在客户为先的综合能源服务市场积累宝贵的定制化服务经验，项目资金来源为公司自有资金 3 亿元，其余资金通过银行等金融机构融资方式融资，项目全投资收益率为 8.66%-10.13%，投产后全年利润约为 8000 万-1 亿元。

推动天泰能源股权重组，进一步加强公司热电联产业务布局。

2021 年 5 月 13 日，公 司公告其全资子公司长兴电力以其持有的重庆盛渝兴龙电力有限公司 50%股权作价 1.43亿元和公司向长兴电力提供的专项增资 1.3 亿元合计 2.73 亿元增资天泰能源。天泰能源发展方向以热电联产为基础，致力于拓展能源综合利用空间。

目前主要从事电力生产销售、综合能源、热力供应、电解铝生产销售等业务，现在正在加快推进 9F 级 486MW 燃气蒸汽联合循环机组项目建设。2021 年预计达成产值约 40 余亿元，三年内力争在铝材冶炼加工、高端新材料、新能源等领域实现年营业收入 100 亿元。公司未来将以其为平台扩展综合能源业务。

（2）差异化布局新能源，已获取光伏项目开发权。

公司子公司重庆两江综合能源与重庆市巫溪县政府签署《光伏项目投资开发协议》，公司依法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 45 万千瓦，投资总额 18 亿元。其中，预计 12 月开工建设规模 20 万千瓦，于 2022 年 7 月底前完成建设，余下 25 万千瓦于 2022 年开工，年底前完成建设。

（3）碳中和叠加国六排放标准实施，换电重卡迎来契机。

在交通运输行业中，重型卡车排量大，所用柴油品质低且几乎全天候运行，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。

受益于碳中和、碳达峰目标的提出，以及“车电分离“模式的提出，换电重卡迎来其市场。

此前纯电动重卡由于续航时间短，充电速度慢等问题相较于燃油重卡劣势明显，现在换电一次只需 5 分钟，接近于加一次油的时间。购电成本方面，纯电重卡电池成本占电动重卡整车成本约 50%，而”车电分离“模式提出电池由电池银行持有，用户仅购买车身，使得换电重卡购车成本与燃油重卡购车成本相差不大，且在使用上较燃油重卡节省费用。

另一方面，今年 7 月 1 日起，全国范围全面实施重型柴油车国六排放标准，禁止生产、销售不符合国六排放标准的重型柴油车。

而国六柴油重价格相对较高，且对油品质量要求较高，导致用户担心成本增加较大。因此用户急需寻找可替代传统燃油重卡的新能源车辆，而氢燃料电池重卡离商用车规模化运营还有很大距离，搭载技术成熟的磷酸铁锂电池的换电重卡迎来全面机遇。

以电动重卡为载体发展综合智慧能源服务。

出资 2 亿元设立重庆三峡绿动能源有限公司，围绕场景运营（包括市场化售电、充换电资产运营管理、数字化管理服务、电力市场辅助服务、储能业务等）和电力资产投资及租赁两大板块，开展以电动重卡应用为载体，以规模化建设重卡充换电站并开展新型售电、储能和电池管理为重点，以数字化管理为中心，瞄准绿色交通、生态环保、新基建等国内外需求场景的电动重卡充换储用一体化业务。

（4）打造综合能源绿色低碳样板城市，积累可复制可推广经验。

公司在九江与三峡集团下属公司长江清源节能环保有限公司设立合资公司，打造“城市综合能源管家+碳管家”双管家模式综合能源项目。

其具体内容涉及建设低碳智慧示范园区、增量配电网基础建设、节能减排及绿色交通等六大领域，目前三峡水利已在充换电基础设施、智慧泊车、充换电重卡、公交智慧站台、覆盖整个九江市的智慧路灯等领域与九江市各级政府、企业展开全面合作，并将通过新能源车辆推广、充换电基础设施投资建设运营、低碳智慧照明路灯推广收取充电服务费、节能服务费等获取项目收益。

公司将加速上述业务模式异地复制，以龙头城市和龙头客户为核心，为用户提供包括储能、分布式光伏在内的一站式综合能源管家服务。

5. 盈利预测与估值

公司当前 PE、PB 均处于历史较低分位。复盘公司过去五年的股价表现，我们发现公司历史估值水平波动较大，波动区间在 17x-58x 之间。

目前公司 PE-TTM 23 倍，PB 2.3 倍，估值水平位于历史低位。

我们假设公司 2021-2023 年经营数据如下：

1）售电业务：2021-2023 年重庆水电利用小时数 4212 小时，云南水电 2149 小时；重庆地区售电量增速分别为 15%、15%和 10%，其余参数参考 2020 年。

2）电解锰业务：假设 2021-2023 年电解锰贸易增速分别为 5%、0%、0%，毛利率分别为 20%、20%和 10%。

3）综合能源业务：2021-2023 年热电联产销售收入分别为 6、8、8 亿元，毛利率为 15%；分布式光伏装机容量分别为 0、45、60 万千瓦，利用小时数 1200，毛利率 40%；换电重卡 在运量分别为 1000、2000、4000 辆。

在上述假设下，我们预计公司 2021-2023 年营业收入分别为 73.4、99.4 和 124.2 亿元，同比增速分别为 39.6%、35.5%和 25%，归母净利润分别为 10.5、14.1 和 16.3 亿元，同比增速分别为 69.6%、34%、15.4%，当前股价对应的 PE 分别为 23、17 和 15 倍。

从可比公司估值来看，我们选取同行业的南网能源（依托南网优质资源，聚焦分布式赛道）、苏文电能（立足电力系统配网建设环节，为用户提供电力咨询设计、工程建设、设备供应和智能用电一站式（EPCO）用电服务）和涪陵电力（传统电力企业，逐步拓展综合能源服务业务）进行可比公司估值，2021-2023 年三峡水利 PE 分别 23 倍、17 倍和 15 倍，远低于可比公司均值 39 倍、32 倍和 27 倍。

考虑到公司业务仍处于发展初期，我们保守按照 2022 年 PE 25 倍进行计算，对应公司市值 350 亿元，较目前拥有 43%的上涨空间。

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