涪陵电力未来业务发展空间如何？

国网旗下配网节能平台，未来业务发展空间大。

1.配网节能改造可减少线路损耗，主要采用合同能源管理模式

配网节能改造以优化线路和变压器为主，有利于减少线路损耗。配电网处于电 力系统末端环节，是连接输电网与末端用户的毛细血管。目前配电网存在负荷不匹 配、线路过长、部分线路线径偏小、无功补偿不足等问题，配电网线损会造成电力 和能源的浪费，同时可能降低线路的使用寿命，因而深入挖掘降损潜力具有重要的 经济和社会效益。配网节能主要分为规划建设减损节能、生产运行降损节能以及需 求侧节能三种形态，技术主要包括变压器节能改造、线路节能改造、无功补偿、电 网升压改造、三相负荷不平衡治理、需求侧管理等。综合应用上述技术管理配电网 能有效实现节能降损，促进能源、经济与环境协调发展。

配网节能改造主要采用合同能源管理模式（EMC）。公司与用能单位签订能源 管理合同，以项目产生的节能量折合的市场价值确定合同金额（即节能效益）。节 能服务商前期需要投入大量资本性资金，提供设计、融资、实施改造、运行管理等 节能服务，在项目完工后每年以按比例分享节能效益等方式收回设备投资款、安装 调试费、技术服务费以及合理利润，在合同结束后将资产所有权无偿移交给用能单 位。用能单位在前期无需资本开支，项目建成后与节能服务公司共同分享节能效益， 该模式有助于其降低风险和用能成本。

在效益分享期内，项目收入为年效益分享额，成本来自资产折旧和项目运维， 盈利水平稳定，可预见性强。结合公司典型项目分析，每个项目年主营业务收入与 成本可预期性较强，其中年主营业务收入=年效益分享额=年节能电量×销售电价（不 变）×效益分享比例，年主营业务成本=设备折旧+运营成本，项目毛利率在效益分 享期内基本保持稳定。以浙江建德项目为例，公司主要安装变压器与配电箱等设备， 2021年-2024年项目年收入/成本分别为72.73/37.73万元，毛利率维持在48.12%。

2.政策端持续加码，配网节能市场空间广阔

配电网损耗占电网损耗的比重较大。根据《2022年中国电力行业年度发展报告》， 2021年中国电网线损电量3803亿千瓦时，线损率达5.26%按供电标准煤耗305.5 克/千瓦时计算，相当于每年多耗煤11618.17万吨，其中配电网线损占比较大，根据 公司2016年重大资产收购公告，中、低压配电网占电网损耗近50%，因而推进配网 节能、降低线损具有重要意义。

国家持续出台政策，推动配电网节能快速发展。近年来，有关配网建设与配网 节能的政策陆续出台，旨在提高配网能效水平。政策在变压器、线损率等方面提出 了新要求，《配电网建设改造行动计划（2015-2020年）》要求110kV及以下的线损 率由2014年的6.2%降至2020年的6%，《电力发展十四五规划》要求线损率从2020 年的5.9%降至2025年的5.5%。随着电网建设对配网侧的重视程度不断提高、“双 碳”目标推动节能减排成为电力系统发展重点，配网节能领域将迎来重大发展机遇。

配电网改造有望成为新型电力系统建设重点。十四五期间，新能源渗透率快速 提升推动电网投资进入上行周期，其中分布式光伏大规模接入带来配电线路过载、 电压质量等问题，亟需加快配电网改造。配电网改造体量较大，预计将逐步推进。 根据《构建以新能源为主体的新型电力系统行动方案（2021-2030 年）》，国网配 电网建设投资超1.2万亿元，占比超过60%，根据《南方电网“十四五”电网发展规 划》，南网配电网建设规划投资3200亿元，占比约48%。2022年电网基建投资为5012 亿元，同比增长仅2.0%，电网基建逐月累计投资增速放缓，低于预期主要因为疫情 影响前期工作开展，2023年有望得到改善。

与发达国家相比，我国线损率仍有较大下降空间。线损率是电力企业在供电过 程中耗用和损失的电量占供电量的比率，是衡量电力系统经济性的标准之一。2018 年前，我国线损率降低处于瓶颈期。自2018年以来，随着电力生产技术不断提高， 配网节能建设逐步开展，全国电网综合线损率一直保持下降趋势，根据《2022年中 国电力行业年度发展报告》，2021年线损电量为3803亿千瓦时，线损率降至5.26%， 同比下降0.34pct。考虑全球其他国家，韩国、日本、德国等在2012年的线损率已低 至3.39%、4.36%、4.26%，我国电力企业在管理效率和技术能力方面仍有较大改善 空间，线损率的降低将进一步帮助其节约电力资源，控制生产成本。

线损率持续下降，配网节能市场空间广阔。结合全国、国网线损率以及发达国 家线损率情况，我们预计国网线损率仍有下降空间，2025年国网配网节能市场空间 有望达244.46亿元，2030年有望翻倍增长。核心假设如下： （1）售电量：根据国网公布数据，2021年国网售电量为5.17万亿千瓦时，2022 年国网规划售电量增速为6.0%，考虑疫情影响，我们认为2022年实际增速低于规划 增速，参考中电联发布的《全国电力供需预测报告》，2022年全国全社会用电量增 速仅为3.6%，我们预计，2022-2023年增速分别为5.2%和6.0%，长期增速中枢为5.0%，则2025年国网售电量为6.36万亿千瓦时；

（2）线损率及配网线损占比：根据《电力发展“十四五”规划》，到2025年全国 线损率要求下降至5.5%以内，2021年全国线损率已降至5.26%，参考德日韩2012 年的线损率均值（4.12%），考虑国网的情况，2021年国网线损率从5.87%降至5.48%， 我们预计，国网长期线损率仍有1pct左右的下降空间，预计2022-2030年国网线损率 每年下降0.1pct；根据公司《重大资产购买及关联交易报告书》，我国配网线损占比 约为50%； （3）平均售电价格：受2018-2019年降电价影响，2020-2021年平均售电价格 偏低，参考2022年重庆一般工商业35千伏平段销售电价均值（0.72元/千瓦时），我 们预计未来平均售电价格维持在0.72元/千瓦时；

（4）效益分享比例及期限：国网综能节能改造项目的效益分享比例大部分为95% 或100%，保守估计统一假设为95%；效益分享期限为5-9年，此处统一假设为8年。 以2022年投产的项目为例，将于2022-2029年贡献收入，2030年不再贡献收入。因此，我们预计2025年国网配网节能市场空间达244.5亿元，2021年公司配网 节能业务收入仅为17.4亿元，未来增长空间广阔。考虑长期国网线损率下降空间存 在理论极限，我们预计2030年配网节能市场空间约为188.3亿元，仍远高于公司现有 收入体量。此外，配网节能新技术出现和平均售电价格上涨将推动配网节能市场空 间扩容，可能导致实际市场空间高于理论测算值。

3.依托国网支持，资质与资金优势共同打造配网节能业务壁垒

由于配网节能项目采用合同能源管理模式，前期需要大规模资本开支，同时配 网节能市场存在进入资质要求，壁垒较高。我们认为，配网节能的竞争核心在于资 质与资金：资质影响公司订单量，资金影响项目落地情况。 1. 资质：已解决同业竞争问题，公司成为国网旗下唯一配网节能平台。 配网节能行业壁垒高，同业竞争问题已解决。配网节能市场对参与公司有较高 资质要求，需要熟悉配网节能服务产业的大量技术标准及规范，具备完善的生产和 服务体系以满足下游电网公司的需求，目前市场主要参与者为国网和南网下属企业。 2016年公司收购国网配网节能资产，国网承诺在5年内解决同业竞争问题。2021年公司收购各网省公司配网节能项目，同业竞争问题得以解决，公司成为国网旗 下唯一配网节能服务平台。

国网配网节能新增订单量相对稳定，业务规模持续扩大。国网经营区域覆盖范 围较广，拥有广泛的配网节能需求，能够支撑公司订单稳定增长，从而增厚公司营 收。2018年-2019年，受同业竞争问题困扰，新项目拓展动力不足，在建工程与配 网业务营收增速较低；2020年起，同业竞争问题逐步解决，在建工程增速提升，由 于新项目尚未投产，2020年营收增速表现一般，随着新项目陆续投产，2021年配网 节能业务增速回升至24.81%。

2. 资金：供应链优势地位保障现金流，支撑大规模投资支出。 配网节能项目前期要求大规模投资支出，经营端与筹资端共同补充现金流。公 司投资活动主要为收购或自建各配网节能项目，配网节能业务发展节奏影响公司投 资支出，2016年-2021年投资活动现金流出额与在建工程CAGR分别为9.65%和 26.16%。投资端大规模支出要求经营端与筹资端进行弥补，2016年-2021年公司经 营活动现金流稳定增长，同时通过发行债券和非公开发行股票等方式获得资本市场 资金支持，现金流情况表现良好。

公司在供应链中处于优势地位，经营活动现金流稳定增长。配网节能业务上游 主要为设备和材料供应商，上游竞争激烈，公司处于优势地位，可占用上游资金缓 解压力。2016年至今，应付账款占负债的比例均超过50%，2021年应付账款达15.70 亿元，占比为72.14%。配网节能业务下游为各网省公司，应收账款占比低且坏账概 率较小，电网运营业务下游为工商业企业，主要以现金结算。公司利用供应链优势 地位，保证稳定的经营活动现金流入，2016年-2021年，经营活动现金流量净额/归 母净利润的比例始终高于200%。

4.存量项目充足，新增订单可期，支撑业绩持续增长

存量项目和新增订单共同支撑业绩持续增长。公司配网节能存量项目主要来自 2016年收购项目、2020年收购项目和2016年以来自建项目，提供业绩支撑；考虑到 分布式新能源渗透率提升、疫情影响逐步消除和2023年输配电价重新核定等因素， 预计各省配网节能需求有望加速释放。我们认为，公司新签订单规模有望明显增大。 预计存量在建项目与新增项目共同推动配网节能业务持续增长。

1. 存量项目：投产项目提供业绩支撑，在建项目即将贡献收入。 投产项目规模可观，提供业绩支撑。公司配网节能存量项目主要来自2016年收 购项目、2020年收购项目以及2016年来自建项目。2016年以来，公司完成了河北正 定和宁晋、山东青岛和烟台等多个项目的建设，2021年，公司收购四川、浙江、甘 肃、河南等地的125个项目，部分区域年均收益超1亿元，项目效益分享期约为5-9 年，为公司后续增长打下坚实基础。

考虑在建项目工程进度，预计于2023年投产并贡献收入。根据2022年半年报， 公司在建未投产的项目分别是浙江二期、陕西一期、新疆三期，预算投资额分别为 5.70、1.98、3.58亿元，其中22H1浙江项目工程进度接近100%，2021年陕西项目 与新疆项目工程进度80%/15%，按照平均项目建设周期1-2年测算，在建项目有望在 2023年投产，并开始贡献收入。

2. 新增订单：分布式新能源渗透率提升、疫情影响减弱和输配电价有望提升三 因素叠加，2023年配网节能需求有望加速释放。 分布式新能源渗透率提升要求加快配电网改造进度。根据国家能源局统计， 2022年我国光伏新增装机达87.4GW，其中分布式装机占比达58.5%，预计工商业分 布式和户用光伏建设将继续支撑分布式光伏发电市场发展。分布式新能源大规模接 入，使得配电系统由原来的放射状无源网络变为有源网络，电网的物理特性将发生 很大变化，可能导致反送电时配电设备和线路过载问题、电压质量问题和谐波问题 等。为适应分布式新能源高比例接入，亟需对配电网开展系统性改造升级。

疫情影响减弱有利于配电网改造顺利开展。配电网改造涉及设备和材料在用户 端的运输和安装工作，2022年受疫情影响较大，配电网改造难以实施，实际完成情 况不及预期。随着2023年疫情影响减弱，配电网改造工作可顺利推进，项目进展有望加快。我们预计，2023-2025年重新核定的输配电价有望上涨，支撑电网投资能力上 升。输配电价水平与电网投资能力正相关。2020-2022年，各省输配电价均有一定 程度的下调，让利下游用户，降低用电成本。中长期来看，新能源渗透率快速提升 促使电力系统加快建设和改造。第三监管周期电网输配电定价成本监审即将开展， 我们预计2023-2025年输配电价有望小幅上涨，从而提高电网投资能力，有利于配 网节能改造需求加速释放。我们认为，公司配网节能潜在订单规模有望明显增大。

综合考虑存量项目和新增订单，我们测算，配网节能收入增速有望触底反转。 2022年，公司处于效益分享期内的项目个数达135个，预计贡献配网节能收入（含 税）18.02亿元，假设增值税税率为6%，则配网节能收入（不含税）为17.00亿元， 同比小幅下降。考虑2023年投产项目移交和在建项目投产情况，预计处于效益分享 期内的项目个数为131个，贡献配网节能收入（不含税）19.00亿元，同比增长11.58%。 根据2016-2018年历史数据，公司年均新签订单为3-4个项目，我们预计，2023年4 个新签项目，考虑建设周期多为1-2年，新增项目将于2024年投产，则配网节能收入 （不含税）为22.86亿元，同比增长20.54%。

5.配网节能与集团综合能源服务协同发展，未来业务发展潜力大

公司配网节能业务与集团综合能源服务业务联系紧密，未来有望协同发展。 2022年，国网综能明确电网节能、电力需求侧管理、新型储能建设运营、公共机构 能源托管、多能互补协同供应为五大核心业务，并强调深化协同服务与发挥集团横 向、纵向协同优势，全面推进综合能源服务发展。公司配网节能业务属于国网综能 核心业务之一，有望与储能、电力需求侧管理等业务协同发展：例如台区储能可有 效解决配变容量不足问题，缓解用电高峰缺电问题，延缓配网改造时间，未来或成 为配网节能改造的新发展模式，同时台区储能也能够成为集团公司储能、电力需求 侧管理等业务的重要落脚点。

国网综能集团是国网综合能源服务发展载体，潜力巨大，未来可期。综合能源 服务主要提供面向终端的能源集成或创新解决方案，目前处于发展初期。根据中电 联的研究，2025年综合能源服务市场规模将达0.8-1.2万亿元。为适应能源体制改革， 国网于2013年成立国网节能（2020年更名为国网综能），业务包括配网节能服务、 多能供应服务、生物质发电、光伏与储能为主的清洁能源服务、智能用能服务，基 于虚拟电厂的能源交易服务等。2020年，国网综能综合能源服务营收240亿元，同 比+118.18%，规划2025年和2030年业务收入体量分别达800亿元、3000亿元。