2024年明星电力研究报告：电力生产供应业务稳健，综合能源服务业务有序发展

公司概况

坐拥遂宁区域电网资产，发展电力、供水及综合能源服务业务

四川明星电力股份有限公司（简称“明星电力”）源于1926 年官绅合办的明星电灯公司，1959 年建成遂宁县龙凤水电站，1984 年更名为遂宁县电力公司，1988年进行股份制试点并注册成立遂宁电力股份有限公司，1993 年更名为四川明星电力股份有限公司；1997 年，公司在上交所上市；2009 年，四川省电力公司接收四川明珠水电转让的公司 20.07%股权，成为公司第一大股东。当前，公司加快建设“现代一流遂宁电网、现代一流明星公司”，统筹供区电网资源，构建“成体系、分层次、与地方发展相适宜”的坚强电网。 公司控股股东为国网四川省电力公司。截至 2024 年上半年，国网四川电力持有公司 20.07%股权，为公司控股股东；遂宁兴业投资集团、遂宁市瑞隆企业管理分别持有公司 5.70%、5.65%股权。截至 2024 年上半年，公司下辖遂宁市明星自来水、遂宁市明星酒店、四川明星新能源科技等 7 家全资子公司和1 家合营企业四川华润万通燃气，涉及供水、综合能源服务、电力与自来水工程设计、酒店、矿业和燃气等多个领域。公司深度、全面布局各领域，积极拓展多元化业务，培育新的利润增长点，以增强自身竞争优势、适应市场需求。

明星电力公司的主要业务为电力、自来水、综合能源服务等，其中电力、自来水的生产与供应为公司的核心业务，公司综合能源服务业务包括电水设计安装、智能运维、市场化售电、电动车充电、二次供水等经营业务等。电力业务经营模式：公司在遂宁市本级和船山区、安居区拥有完整的供电网络，网内水力自发电量全部上网销售，不足部分通过下网关口从国网四川省电力公司购买销售。供电区域为遂宁市本级和船山区、安居区。自来水业务经营模式：公司拥有完整的自来水制水、供水厂网系统，自来水厂生产后通过自有城市供水管网销售给网内用户。供水区域为遂宁市本级和船山区城区。2024 年 3 月之后，随着公司三座自来水厂陆续关停，自来水业务的经营模式将由“制水、售水”模式调整为“制水、售水”+“趸购、售水”模式，自制水不足部分将向其他公司趸购，再向用户销售。

综合能源业务经营模式：公司拥有完整的电水设计安装、智能运维、市场化售电、电动车充电、二次供水等综合能源业务服务体系。公司综合能源业务通过市场化方式，主要面向电、水用户提供服务。 公司为国家电网下属的电力、自来水生产经营及综合能源服务企业，拥有完整的供电、供水网络及服务体系。在辖区内供电市场占有率100%，供水市场占有率近90%，综合能源服务正积极开拓市场并加速发展。截至2024 年上半年，公司在遂宁市拥有水力发电站 4 座，装机容量 11.56 万千瓦。公司供区内有110 千伏变电站 19 座，35 千伏变电站 20 座，变电总容量 251.84 万千伏安，电力用户74.07万户；供水能力 22.50 万吨/日，自来水用户 30.86 万户。公司营业收入主要来源为电力生产、供应业务。2023 年，公司电力生产、供应业务收入为 22.16 亿元，占公司主营业务收入的比例为83.38%，为公司主要的收入来源；同期内，自来水、建筑施工、市场化售电服务收入分别为1.64、3.51、0.50亿元，占公司主营业务收入的比例的分别为 6.17%、13.21%、1.90%。

明星电力公司发展战略：，公司以建设“现代一流遂宁电网、现代一流明星公司”为战略目标，攻坚“四条路径”，实施“八大行动”，打造“十六个卓越”，推进“二四八十六”发展体系，重点围绕电水网络提档升级、供电供水保障能力提升、支持综合能源业务发展等方面开展投资，做强做优电水服务，拓展综合能源服务产业，进一步巩固公司的核心竞争力。

业绩表现稳健，财务状况较好

售电、售水量攀升，营业收入实现增长，归母净利润同比下降。公司业绩主要来源于电力、自来水和综合能源服务经营业务，经营利润主要来源于自发上网电量、售电量、售水量及综合能源服务业务收入的增长和成本、损耗（电力线损、厂用电消耗、水损）的有效控制。近年来，随着公司售电量持续增长，公司营业收入呈现增长态势。2024 年上半年，公司实现营业收入13.40 亿元（+3.37%），归母净利润 0.85 亿元（-16.54%），扣非归母净利润 0.84 亿元（-17.51%）。2024第二季度，公司实现营业收入 6.42 亿元（-0.36%），归母净利润0.15 亿元（-65.63%），扣非归母净利润 0.15 亿元（-67.16%）。上半年营业收入同比增长原因为公司加强配电网建设投资，提升电力保障能力，并受益于国家成渝“双城”经济圈战略和遂宁建设“三城三都”，大力推进“工业强市”政策，公司售电量、售水量攀升，2024 年上半年售电量 21.46 亿千瓦时，同比增长3.67%；售水量0.24亿吨，同比增长 1.80%。归母净利润同比下降主要原因包括：一是上半年上游来水偏枯，自发电量同比减少，上半年公司完成自发上网电量1.90 亿千瓦时，同比减少5.50%；二是上半年在建工程转固，电网资产累计折旧同比增加；三是上半年低谷时段的用电量同比增加，电费收入增速放缓；同时，随着公司三座自来水厂陆续关停，公司外购水量增加，营业成本也随之增加。综合上述原因，公司营业成本增幅高于营业收入的增幅，归母净利润下降。

毛利率下降，费用率水平提升，净利率下行。2024 年上半年，由于自发电量同比减少、低谷时段电费收入增速放缓等原因，公司毛利率为11.02%，较2023年同期减少 1.19pct；费用率方面，2024 年上半年，公司销售费用率、管理费用率、财务费用率分别为 0.33%、2.91%%、-0.21%，销售费用率、财务费用率分别同比增加 0.03、0.36pct，管理费用率同比减少 0.34pct，整体费用率水平有所上升。由于公司毛利率水平下降及费用率水平略有提升，公司净利率为6.33%，较2023年同期减少 1.51pct。

ROE 有所下降，经营性净现金流同比下降，资产负债率处于较低水平。2024年上半年，由于公司净利率下降，公司 ROE 为 2.96%，较2023 年同期减少了0.78pct。现金流方面，2024 年上半年，公司经营性净现金流为1.74 亿元，同比减少32.92%，主要原因是上半年缴纳各项附加基金、污水处理费同比增加864.96 万元，同时深圳市南山区人民法院因明星综合商社破产有关纠纷案冻结公司资金2830.17万元；投资性净现金流流出 1.67 亿元，同比增加 10.38%，主要系公司处置固定资产、无形资产和其他长期资产收回的现金净额大幅下降所致；融资性净现金流为-0.02 亿元，较 2023 年同期增加 2998.59 万元，主要原因是全资子公司自来水公司在 2023 年同期归还了银行借款。资产负债率方面，2024 年上半年，公司资产负债率为 29.63%，较 2023 年底的 27.62%增加 2.01pct，整体处于较低水平，公司资本结构较为合理。

现金分红总额呈增长态势，未来分红水平有望提升。公司高度重视提质增效重回报，积极践行“以投资者为本”理念，自 1997 年上市以来，公司通过送股、转增股本、现金红利等方式提高股东回报水平，为投资者带来长期、稳定的投资回报。公司 2021-2023 年度共计派发现金红利 1.10 亿元，三年平均现金分红占三年年均归母净利润的 23.73%；2023 年，公司派发现金红利0.10 元/股，现金分红总额为4214.33 万元，股利支付率为 23.50%。根据公司披露的《2024 年度“提质增效重回报”行动方案》，未来公司分红计划将充分考虑公司盈利状况、所处行业特点、现金流状况及公司可持续发展等因素，制定合理持续的利润分配方案，增强分红的稳定性、及时性和可预期性，在具备分红条件时，将优先采用现金分红的方式进行利润分配，力争实现现金分红比例不低于归母净利润的30%。

电改持续推进，新型电力系统建设提速

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”)，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。工商业用户实施市场化电价改革，对于拥有电网资产的企业而言，盈利模式由购销价差模式转变为输配电价模式。

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 2023 年的56679 亿千瓦时，呈快速增长态势，且 2023 年市场化交易电量占全社会用电量的比重为61.4%，同比增加0.6pct。2024 年 1-7 月，全国各电力交易中心累计组织完成市场交易电量34950.9亿千瓦时，同比增长 9.5%，占全社会用电量比重为62.4%。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。

第三监管周期省级电网输配电价政策落地，加快推动电力市场建设。2023年5月，国家发改委发布《关于第三监管周期省级电网输配电价及有关事项的通知》，在严格成本监审基础上核定第三监管周期省级电网输配电价，进一步深化输配电价改革。本轮输配电价改革的主要变化体现在以下方面：一是工商业用户用电价格由上网电价、上网环节线损费用、输配电价、系统运行费用、政府性基金及附加组成，系统运行费用包括辅助服务费用、抽水蓄能容量电费等，上网环节线损费用按实际购电上网电价和综合线损率计算，及时、合理体现用户购电线损变化和清晰反映电力系统调节资源费用；二是执行工商业（或大工业、一般工商业）用电价格的用户，用电容量在 100 千伏安及以下的，执行单一制电价；100千伏安至 315 千伏安之间的，可选择执行单一制或两部制电价；315 千伏安及以上的，执行两部制电价，现执行单一制电价的用户可选择执行单一制电价或两部制电价，不同电压等级电价更好反映了供电成本差异。

新型电力系统建设提速，源网荷储一体化发展推进

电力体制改革持续推进，加快新型电力系统建设。自2002 年5 号文发布以来，电力体制改革持续推进，在电力市场、电力市场主体多元化、电价市场化、电力交易市场化、输配电价改革等方面取得积极进展。当前，随着“双碳”目标政策推进，新能源装机容量和发电量占比持续提升，对电力系统平衡带来挑战，亟需采取市场化机制促进电力系统平衡，保障新能源消纳和“双碳”目标政策有效落地。2023 年 7 月 11 日，中央深改委第二次会议召开，审议通过了《关于深化电力体制改革加快构建新型电力系统的指导意见》等文件，会议强调要深化电力体制改革，加快构建清洁低碳、安全充裕、经济高效、供需协同、灵活智能的新型电力系统，保障国家能源安全。此次《意见》出台意味着新一轮电改启动，主要任务聚焦于构建新型电力系统。2024 年 5 月 23 日，国家领导人在山东济南召开企业和专家座谈会，座谈会上，国电投董事长、党组书记刘明胜等9 位企业和专家代表先后发言，就深化电力体制改革等提出意见建议。回顾我国电力体制改革历程可以发现，我国电力体制改革持续向电力行业市场化方向推进，多层次电力市场建设、电力市场主体多元化发展以及电价机制市场化是电力体制改革的重要方向。

新型电力系统含义：根据《新型电力系统发展蓝皮书》，新型电力系统是以确保能源电力安全为基本前提，以满足经济社会高质量发展的电力需求为首要目标，以高比例新能源供给消纳体系建设为主线任务，以源网荷储多向协同、灵活互动为坚强支撑，以坚强、智能、柔性电网为枢纽平台，以技术创新和体制机制创新为基础保障的新时代电力系统，具备安全高效、清洁低碳、柔性灵活、智慧融合四大基本特征。 《新型电力系统发展蓝皮书》提出，新型电力系统建设分为加速转型期（当前-2030年）、总体形成期（2030-2045 年）、巩固完善期（2045-2060 年）三个阶段，根据《新型电力系统发展蓝皮书》，对新型电力系统建设三个阶段的主要路径整理如下： 加速转型期（当前-2030 年）：电源侧非化石能源发电快速发展，新能源逐步成为发电量增量主体，同时煤电向基础保障性和系统调节性电源并重转型；电网侧以西电东送为代表的跨省跨区通道规模进一步扩大，配电网有源化发展以及分布式智能电网快速发展；用户侧终端用能电气化水平持续增长，灵活调节和响应能力提升；储能侧多应用场景多技术路线规模化发展，重点满足系统日内平衡调节需求。此外，全国统一电力市场体系基本形成，促进新能源发展，并激发各类灵活性资源调节能力。

总体形成期（2030-2045 年）：电源侧新能源逐渐成为主体电源，煤电加快清洁低碳转型；电网侧柔性化、智能化、数字化发展转型，常规直流柔性化改造、柔性交直流输电、直流组网等新型输电技术广泛应用，大电网、分布式智能电网等融合发展；用户侧低碳化、电气化、灵活化、智能化变革，全社会各领域电能替代广泛普及，虚拟电厂等用户侧优质调节资源参与电力需求响应市场化交易；储能侧规模化长时储能技术取得重大突破，满足日以上平衡调节需求。巩固完善期（2045-2060 年）：电源侧新能源逐步成为发电量结构主体电源，电能与氢能等二次能源深度融合利用，煤电等传统电源转型为系统调节性电源，新一代先进核电技术实现规模化应用；电网侧低频输电、超导直流输电等新型技术实现规模化发展，交直流互联的大电网与主动平衡区域电力供需、支撑能源综合利用的分布式智能电网等多种电网形态广泛并存，打造出输电—输气一体化的“超导能源管道”；用户侧构建以电氢协同为主的终端用能形态，与电力系统高度灵活互动；储能侧储电、储热、储气、储氢等覆盖全周期的多类型储能协同运行，大幅提升能源系统运行灵活性。

当前，新型电力系统建设加快推进，亟需建立起与新型电力系统相适应的电力市场体制机制，推进新能源发展的同时有效解决新能源消纳问题，实现电力能源安全、低碳、经济供应，并通过市场化方式提升电力资源配置效率。我们认为，本轮电改将进一步深化电力行业市场化，或主要将从多层次电力市场建设以及电价机制市场化两个方向展开： 1）健全多层次统一电力市场体系。中长期市场、现货市场、辅助服务市场、容量市场建设推进，不同市场之间的相互衔接机制逐步完善，为不同电力价值属性实现提供交易场所。同时，省内市场、区域市场、全国统一电力市场建设，跨区域电力市场建设逐步落地，实现不同区域间电力余缺互济和新能源跨区域输送，缓解电力短缺的同时促进新能源消纳水平提升。通过多层次电力市场建设，有效支撑新型电力系统发展。 2）电价机制市场化发展。两部制电价、分时电价、电价市场化等机制建立和完善，逐步由电力市场供需决定电价，体现电力商品的电能量、调节、容量、绿色价值，反映并疏导发电成本，降低交叉补贴，发挥价格信号作用实现供需调节引导新能源市场化消纳和保障能源安全。

配电网改造升级推进，助力坚强电网打造。2024 年7 月，国家发改委、国家能源局、国家数据局联合印发《加快构建新型电力系统行动方案（2024-2027年）》，提出优化加强电网主网架，补齐结构短板，夯实电力系统稳定的物理基础，实现配电网高质量发展行动，促进配电网对新能源的消纳能力提升。此后，国家能源局于 2024 年 8 月印发《配电网高质量发展行动实施方案（2024—2027 年）》，提出紧密围绕新型电力系统建设要求，加快推动一批配电网建设改造任务，补齐配电网安全可靠供电和应对极端灾害能力短板，提升配电网智能化水平，满足分布式新能源和电动汽车充电设施等大规模发展要求；制修订一批配电网规划设计、建设运营、设备接入标准，持续提升配电网运营效益。新型电力系统建设加快背景下，源网荷储一体化发展。新型电力系统相较于以化石能源为主的传统电力系统的变化主要体现在：一是电源端风光可再生能源发电成为主体电源；二是电网端形态将向多元双向结构层次转变；三是负荷端转变为柔性、源荷属性兼具方向发展；四是运行特性由“源随荷动”向“源网荷储”互动转变。新型电力系统建设加快推进背景下，风光新能源逐步成为主体电源，其波动性、间歇性、随机性的特点，影响电网安全稳定运行。通过推进源网荷储一体化发展，实现电源、电网、负荷和储能交互，提升电力系统的功率动态平衡能力，促进解决清洁能源消纳提升，同时降低其对电网安全稳定运营带来的影响。

政策支持推动源网荷储一体化发展，拥有电网资产的企业大有可为。2021年3月，国家发改委、国家能源局印发《关于推进电力源网荷储一体化和多能互补发展的指导意见》，提出优化整合本地电源侧、电网侧、负荷侧资源，以先进技术突破和体制机制创新为支撑，探索构建源网荷储高度融合的新型电力系统发展路径，主要包括区域（省）级、市（县）级、园区（居民区）级“源网荷储一体化”等具体模式。2021 年 10 月，国务院印发《2030 年前碳达峰行动方案》，提出加快建设新型电力系统，积极发展“新能源+储能”、源网荷储一体化和多能互补，支持分布式新能源合理配置储能系统。国家政策大力推动源网荷储一体化发展的背景下，拥有电网资产的企业可积极发展分布式电源以及储能业务，构建多能互补的能源供应体系，为下游用户提供多种能源供应和综合能源服务，实现盈利增长的同时提升电网资产利用效率，实现整体运营效益水平进一步改善。

四川省电源以水电为主，用电量增长较快

四川省能源资源丰富，是能源建设、生产和消费大省，在全国能源平衡和发展格局中具有重要地位。四川省作为全国的水电能源基地，其水电外送华中和华东是国家“西电东送”战略的重要组成部分，对优化全国电源结构至关重要。近年来，四川在能源发展方面进行了积极探索和布局。 装机规模不断扩大，电源以水电为主，多能互补能力逐渐提升。2019-2023年，四川省电源装机规模持续扩大，2023 年装机容量达12947 万千瓦，同比增长4.5%，较 2019 年的 9929 万千瓦增长了 30.4%。从电源装机结构来看，2023 年四川省火电、水电、风电及光伏装机容量分别为 1845、9759、770、574 万千瓦，分别同比增长 0.27%、0.13%、28.76%、178.64%，分别占四川省发电装机容量的14.25%、75.38%、5.95%、4.43%。近年来，四川新能源装机迅速增长，2023 年风光新能源发电装机容量达 1344 万千瓦，较 2019 年的 513 万千瓦增长了161.99%。《四川省电源电网发展规划（2022-2025 年）》指出，到2025 年，四川将基本建成具备较强抗风险能力的电力系统，电力装机规模再上新台阶，达16560 万千瓦；四川电源结构将更加优化，火电、水电、风电、光伏发电装机占比将调整为16.6%、64.1%、6.0%、13.3%，电源多能互补、水火互济能力显著增强，强化水电支撑地位，尽快提高风光新能源占比，提速顶峰兜底调节性火电建设，加紧推进抽水蓄能项目开工。

发电量持续增长，水电发电量占比最大，风光发电量占比提升。2019-2023年，四川省发电量呈增长态势，2023 年四川省规模以上工业企业发电量为4712.6亿千瓦时，同比增长 1.0%，较 2019 年的 3671 亿千瓦时增长28.4%。从发电量结构来看，2023 年四川省火电、水电、风电及光伏发电量分别为917、3583.3、167.4、44.05 亿千瓦时，分别同比增长 13.5%、-3.1%、23.7%、61.4%，分别占四川省发电量的 19.46%、76.04%、3.55%、0.93%。2023 年，四川风光发电量合计211.45亿千瓦时，较 2019 年翻倍，占全部发电量的比例也由2019 年的2.53%提升至2023年的 4.49%，增长了 1.96pct。

用电量逐年攀升，第二产业用电量占比最大，第三产业用电量占比显著增长。2023年四川省全社会用电量 3711.3 亿千瓦时，同比增长7.7%，达到《四川省“十四五”电力发展规划》预期的 2025 年全社会用电量达3700 亿千瓦时的水平。从用电量结构来看，2023 年，四川省第一产业、第二产业、第三产业、城乡居民生活用电量分别为 34.3、2326.4、692.5、658.1 亿千瓦时，分别同比增长21.52%、9.61%、12.04%、-2.96%，分别占四川省发电量的 0.92%、62.68%、18.66%、17.73%。2023 年，四川省第一产业、第二产业、第三产业、城乡居民生活用电量占比较2019年分别变动 0.43%、-0.95%、1.15%、-0.62%，第一产业用电量占比稍有提升，第三产业用电量占比增幅较大，第二产业、城乡居民生活用电量占比下降。随着四川经济的持续发展和人口的不断增加，电力需求将呈现持续增长的趋势。

根据发展规划和发展需求，未来四川将持续优化能源结构，将电力供给结构由水电单一主体转变为水电和新能源为双主体，其他电源做补充的多能互补的能源结构；加快建设跨省跨区的直流输电工程，由单一的水电外送大基地转变为中国西部水风光“多送多受”的清洁能源立体主枢纽；聚焦特高压、虚拟电厂、氢能储能等领域的核心技术研发和应用，打造新型电力系统“样板区”。四川大力发展新质生产力，加快构建现代化产业体系，四川省高新技术产业、新能源相关产业保持向好态势。2024 年上半年，四川全省规模以上高技术制造业增加值增长 6.9%，其中计算机及办公设备制造业、电子及通信设备制造业分别增长11.6%、10.0%；四川省六大优势产业（规模以上工业部分）增加值增长6.6%，其中先进材料产业、装备制造产业分别增长 11.2%、10.7%；绿色低碳优势产业增加值增长 11.0%，其中动力电池、钒钛产业分别增长42.1%、21.7%。未来随着四川持续推动新质生产力发展和承接东部地区产业转移，预计经济将保持较快增速，用电量有望实现较快增长。

四川省电力交易电量持续增加，现货市场建设逐步推进。2023 年，四川省内市场化交易电量 1912.76 亿千瓦时，同比增长 18.34%，占四川省全社会用电量的比例为 51.54%，同比增加 4.65pct；省间交易外送电量1655.47 亿千瓦时，同比增长4.14%。现货电力市场交易方面，根据四川省电力交易中心发布的《2023年度四川电力市场运营报告》，2023 年 1-6 月、11-12 月，四川开展火电竞价现货长周期结算试运行，合计上网电量 505.61 亿千瓦时，度电均价0.50 元/千瓦时，现货市场交易电量 69.47 亿千瓦时，现货均价为 0.62 元/千瓦时。工商业用户参与交易范围扩大以及新增新型主体参与电力市场交易，四川省电力市场交易规模有望进一步增加。《四川省 2024 年省内电力市场交易总体方案》提出，扩大地方电网网内工商业用户参与交易试点范围，纳入试点范围的地方电网工商业电力用户均可直接从电力市场购电，取消年用电量大于1000 万千瓦时要求。同时，增加新型主体参与市场交易，推动新型主体参与系统调节，增加满足市场准入条件的独立新型储能电站、用户侧新型储能项目、车网互动试点示范项目参与市场交易，助力新型电力系统建设。

电力生产、供应业务稳健，综合能源业务稳步发展

电力生产业务稳健，电力供应业务规模有望持续扩张

电力生产业务：当前公司水电资产主要为在遂宁区域的三星电站、过军渡电站、小白塔电站、龙凤电站 4 座水电站，公司水电发电量和电力生产业务收入受来水情况变化有一定波动，但公司遂宁区域的水电资产整体利用小时数较高，公司水电上网自发电量主要在公司供区范围内消纳，整体业绩表现较为平稳。未来公司将加强发电机组精益运维，充分利用来水满发多供，实现电力生产业务稳健发展。

电力供应业务：公司拥有区域性独立的电网优势，通过持续加大投入，基本形成坚强电网，在辖区内供电市场占有率 100%。受电力体制改革推进影响，工商业用户电价市场化改革落地，“放开两头、管住中间”实施，公司供电业务盈利模式从购销价差模式转变为输配电价模式，2023 年 6 月1 日起，国家实施新一轮电网输配电价，盈利空间进一步收窄，对公司经营业绩造成一定压力。输配电价基本稳定，未来公司供电业绩增长则主要依赖于供电量的增加。公司持续强化电网网架建设，变电容量持续增加。“十四五”期间，明星电力公司电网投资额达 29.64 亿元，主要用于主网建设和农网升级改造。根据《遂宁市“十四五”能源发展规划》，“十四五”期间明星电力供区共计新建110kV变电站 8 座，共计新增 110kV 变电容量 997MVA，其中船山区“十四五”期间新建110kV变电站 5 座，共计新增 110kV 变电容量 667MVA；安居区“十四五”期间新建110kV变电站 3 座，共计新增 110kV 变电容量 330MVA。 目前，公司加快推进 220kV 同盟站 110kV 配套出线工程、110kV 流通坝输变电工程等项目，还将陆续启动建设龙凤 110kV 输变电工程、分水35kV 输变电工程、同盟至白马、同盟至遂北 110kV 线路，110kV 遂东站主变增容扩建等项目，变电站容量有望进一步增长。公司将持续推进农村电网改造升级、配电网智能化水平提升，资本开支侧重配电网升级改造，未来公司保供服务能力有望不断提升，售电市场增量实现不断增长。

遂宁地区经济发展向好，公司有望收益。“十四五”开局之初，遂宁市结合自身资源禀赋及产业优势，明确筑“三城”（绿色智造名城、生态公园名城、养心文旅名城）兴“三都”（西部水都、东方气都、锂电之都）的发展目标，大力推进地区经济发展。十四五以来，遂宁招引多个锂电项目，2022 年遂宁锂电产业被列入四川省战略性新兴产业集群，锂电产业快速发展驱动遂宁地区经济稳健增长。2024 年上半年遂宁地区生产总值 841.89 亿元，同比增长6.8%。随着经济发展向好，遂宁地区的全社会用电量增长较快，2023 年遂宁全社会用电量达89.5亿千瓦时，同比增长 7.1%。受益于国家成渝“双城”经济圈战略和遂宁建设“三城三都”，推进“工业强市”政策，近年来辖区广泛承接东部地区产业转移、招商能力不断增强，为公司电力供应业务发展带来积极影响。

公司与同行业公司的比较分析：公司业务模式为生产、供电一体化，与公司业务模式比较相近的上市公司有三峡水利、广西能源、乐山电力等。从自有水电装机容量来看，广西能源、三峡水利的自有水电装机规模相对较大，明星电力与乐山电力的自有水电装机容量相当；从电网资产来看，明星电力的电网运营区域主要在遂宁市本级和船山区、安居区，三峡水利的电网运营区域主要在重庆市万州区、涪陵区、黔江区、秀山县、酉阳县、两江新区等地，广西能源的电网运营区域主要在贺州市三县两区，乐山电力的电网运营区域主要分布在乐山市和眉山市的部分区县；售电量情况，2023 年明星电力、三峡水利、广西能源、乐山电力的售电量分别为 44.0、139.8、84.6、45.3 亿千瓦时，三峡水利售电量规模相对较大，明星电力与乐山电力基本相当。

综合能源服务业务稳步发展，创造增量利润

公司围绕综合能源产业拓展，创造新的利润增长点。公司在持续做大传统建安和电力设计业务的同时，大力拓展设计安装、智能运维、市场化售电、电动汽车充电、能源托管等综合能源服务产业，创造更多的利润增长点。综合能源资本开支主要围绕充电站建设、能源托管等综合能源项目，增加新的利润增长点。2024年上半年，公司综合能源服务营业收入 1.32 亿元，净利润1310.04 万元。未来公司综合能源服务业务主要围绕设计安装、智能运维、市场化售电、电动汽车充电、能源托管等方面进行拓展。 公司市场化售电服务通过提供多元化的电力服务为电力用户提供更多的选择，使用户能够根据自身的需求和实际情况选择合适的电力供应商，提高用户用电服务质量和降低客户用电成本。公司积极参与市场化售电业务，售电量实现稳步增长，同时市场占有率也逐步提高，2023 年完成市场化售电量62.95 亿千瓦时。面对市场化售电领域的激烈竞争和高毛利率持续的不确定性，公司通过提供智能运维、能源托管等增值服务增强客户粘性，进一步提升公司在市场化售电领域的竞争力和市场地位。

公司综合能源业务主要由全资子公司四川明星新能源科技有限公司承担。近年来，该公司发展态势良好。充电站建设方面，公司积极融入新型能源体系建设，加快布局电动汽车充电站建设，自主设计、研发了“明星充电运营管理平台”，截至2024 年 6 月 30 日，已建成充电站 10 座（106 个充电终端），约占遂宁市城区充电终端总数的三分之一，2024 年上半年充电电量230.26 万千瓦时，同比增长17.56%；智能维保方面，新能源公司充分发挥电力专业人才与技术优势，自主开发“智能运维”云平台，现已将 20 家签约用户纳入该系统进行监测和管理。随着公司综合能源业务稳步发展，明星新能源公司业务收入、净利润水平呈现良好的发展态势，且盈利能力保持在较好水平。2023 年，明星新能源公司实现营业收入 3.63 亿元，同比增长 7.4%；实现净利润 0.35 亿元，同比增长55.1%；明星新能源公司 ROE 为 11.1%，同比增加 3pct。

遂宁市加强充换电基础设施建设，为公司综合能源服务业务发展带来机遇。《遂宁市“十四五”能源发展规划》提出，到 2025 年，全市力争建设充换电站459座，充电桩 17783 台。其中，建设公共充换电站 338 座，公共充电桩1895台；建设公交专用充电站 8 座，公交专用充电桩 158 台；建设配建充电站113 座，配建充电桩 15730 台。四川明星新能源公司一期（2021—2022 年）规划建设13座充电站，173 个直流快充桩，总功率 10380kW；二期（2023—2025 年）规划建设13座充电站，156 个直流快充桩，总功率 9360kW。

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