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3. 商业模式与单位经济
收入模型
- 核心水电售电收入（占比95%以上，推断）：属于按实际供电量定期结算的持续类公用事业收入，下游以电网公司为主、少量直购电大用户，结算周期多为月度，需求刚性，无一次性属性。
- 投资收益：属于类固定/浮动利差收入，主要来自长期股权投资分红、金融资产公允价值变动，无履约成本。
- 抽水蓄能容量电费：属于类长期授权固定收入，按核定装机容量定期收取，对应抽蓄电站的容量价值，另有少量抽蓄电量电费按调度使用量结算。
- 国际项目运营收入：属于项目制+持续售电结合收入，为海外水电项目运营管理费、当地售电收入，占比极低。
- 事实缺口：各业务板块营收占比明细不足，仅能确认水电售电占比超95%。
成本结构（按1度电为核算单位拆解单位经济）
- 单位毛利：度电成本0.08-0.1元/千瓦时（事实包明确），参考国内水电平均上网电价0.25-0.3元/千瓦时（公开常识补充，事实包未收录2025年最新电价），对应度电毛利约0.15-0.22元/千瓦时，毛利率约55%-70%。
- 获客成本：几乎为0，下游电力需求刚性，无需主动获客，与电网的购售电协议为长期刚性合约。
- 履约成本：单位可变履约成本接近0，无燃料采购成本，仅需极低的瞬时运维成本。
- 维持成本：度电对应的固定成本分摊（折旧+财务费用+年度运维成本）合计即0.08-0.1元/千瓦时的度电成本，其中固定资产折旧占比最高，财务费用次之，运维占比极低。
- 复购率/留存率：接近100%，无弃水情况下发电量全额消纳，购售电合约续约率为100%。
- 事实缺口：各成本项（折旧、财务费用、运维）的单位分摊额明细不足，2025年最新平均上网电价数据不足。
增长来源
按贡献优先级排序：
- 并购：过往核心增长动力（如2020年后收购乌东德、白鹤滩电站实现装机翻倍），未来增量主要来自集团内其他水电资产注入、外部优质水电/抽蓄/水风光储项目并购并表。
- 周期（来水波动）：存量装机的发电量增长主要来自长江流域来水偏丰的周期红利，2025年3071.94亿千瓦时的发电量即受益于来水较好+调度效率提升。
- 提价/ARPU提升：电价市场化推进、绿电溢价、抽水蓄能电价机制落地带来的平均上网电价提升，直接增厚单位盈利。
- 运营效率提升：梯级电站联合调度效率优化、机组利用小时数提升，同等来水情况下提高发电量，属于存量挖潜。
- 产品组合改善：抽水蓄能、水风光储、国际业务占比提升，拉高整体盈利稳定性和收益率，目前占比极低贡献有限。
- 其他因素：汇率对业绩影响极小，下游客户以电网为主、数量稳定，无客户数增长贡献。
- 事实缺口：2025年营收利润拆分数据不足，无法确认2025年增长的具体贡献占比。
单位经济判断
增长以盈利增厚为主，仅少量新业务存在潜在稀释风险：
- 存量端增长（来水改善、调度效率提升、电价上调）：具备极强经营杠杆，因固定成本已全额计提，增量收入几乎无对应成本，接近100%转化为利润，不会稀释盈利，是当前利润增厚的核心来源。
- 增量端增长（并购、新投项目）：若并购/新投项目的内部收益率（IRR）高于公司加权平均资本成本（WACC约3%-4%），则增长增厚利润；反之则稀释。过往长江电力收购的干流优质水电资产IRR普遍高于6%，均实现利润增厚；新投抽蓄、水风光储项目的收益率尚未披露，盈利增厚/稀释暂不确定。
关键KPI（含替代指标、缺口说明）
- 长江流域月度来水量：核心前置指标，直接决定存量发电量上限，替代指标为三峡水库月度平均入库流量。
- 季度/年度发电量：直接对应核心营收，是业绩的核心先行指标。
- 平均上网电价：直接决定单位盈利水平，替代指标为当期营收除以当期售电量。
- 梯级电站联合调度效率：决定存量挖潜空间，替代指标为机组平均利用小时数。
- 资产负债率：影响财务费用规模，直接影响固定成本和利润水平，同时反映公司并购扩张的空间。
- 待补数据缺口：2025年年报完整财务数据、各业务板块营收占比、官方业绩指引，是判断未来增长的核心补充数据。
研究方法与边界
- 数据来源：公司公告、财报、公开新闻与第三方可验证公开信息。
- 分析方法：基于结构化问题模板与统一口径进行对比分析，输出可追踪结论。
- 边界说明：本页面用于研究交流，不构成任何投资建议。
- 研究团队：Research Helper AI 研究引擎 + 人工复核流程。