## Official Facts
- 2025年境内所属六座流域梯级电站发电量为307,194.40百万千瓦时（同比增加3.82%），售电量为305,808.80百万千瓦时（同比增加3.82%）。
- 2025年境内水电平均上网电价为280.28元/兆瓦时。
- 2025年市场化交易总电量为110,450百万千瓦时，占总上网电量的36.1%，占比较上年下降2.5个百分点。
- 2025年各电站发电设备利用小时数为：三峡电站4,303.48小时（同比+13.44%）、葛洲坝电站7,025.88小时（同比+11.87%）、向家坝电站5,753.75小时（同比+0.07%）、白鹤滩电站3,773.74小时（同比+0.07%）、溪洛渡电站4,927.23小时（同比-1.51%）、乌东德电站3,624.53小时（同比-6.63%）。
- 2025年营业成本中，折旧费、各项财政规费等发生额为25,882百万元，占境内水电行业总成本的53.07%（同比变动-7.30%）。
- 2025年三峡电能全口径市场化售电量超6,000百万千瓦时，售电区域拓展至9个省份；参与跨经营区绿电交易成交电量占全市场总成交量6.18%；虚拟电厂可调节容量扩容至近30兆瓦。
- 2026年第一季度，公司营业收入为18,111.54百万元（同比增长6.44%），利润总额为8,193.25百万元（同比增长32.07%），归属于上市公司股东的净利润为6,761.01百万元（同比增长30.50%）。
- 2024至2025年间，公司销售渠道呈现高度集中特征，第一大客户国家电网有限公司及第二大客户中国南方电网有限责任公司等前五大客户销售额占境内年度销售总额比例维持在93%以上。

## Management Claims
- 面对复杂的国际环境和电力市场化改革持续深化，新能源全面进入电力市场，叠加宏观经济形势变化与气候波动等多重因素，电力供需面临不确定性。
- 公司顺应电力体制改革方向，稳妥参与电力市场化交易，围绕绿色低碳发展战略，探索推进清洁能源绿色价值、调节价值兑现的有效路径。
- 梯级电站联合调度效益主要体现在上游水库蓄丰补枯提升下游发电效益，以及汛期提高洪水资源利用效率；随着乌东德、白鹤滩水库完成蓄水及流域来水逐步回归正常，联合调度增发效益将更加明显。

## Official Promotional Language
- 公司以“精益求精”的精神和“责任担当”的态度管理运行乌东德、白鹤滩、溪洛渡、向家坝、三峡、葛洲坝等六座水电站，为社会持续提供优质、稳定、可靠的清洁能源。
- 为全球最大的水电上市公司。
- 坚决扛牢大国重器责任担当。

## Third-party Data Used
- 无

## Third-party Views
- third_party_view：有第三方研究报告提出假设，2026年Q1归母净利润大幅增长30.5%主要系公司售电收入增加及所持金融资产浮盈所致；该观点尚需通过后续财报中对主业内生利润、财务费用缩减及非经常性损益的具体拆解验证。
- third_party_view：有第三方研究报告认为，水电外送电价高，低成本稀缺低碳电源有望在电力市场化推进中受益；该观点尚需通过核心受电省份风光平价入市后的市场化电量实际结算均价验证。

## Evidence Cards

### 终端需求与产能利用指标
- **观察事实**：2025年境内六座梯级电站总发电量307,194.40百万千瓦时（+3.82%）；在乌东德电站利用小时数同比下降6.63%、溪洛渡同比下降1.51%的背景下，三峡电站利用小时数同比提升13.44%、葛洲坝提升11.87%。
- **来源身份**：reported_fact
- **时间尺度**：单期（2025年度）
- **所有者相关性**：需求、单位经济模型
- **事实触发的问题**：跨梯级大坝的联合调度机制在多大程度上能够平滑上游单一水库来水偏枯对总体发电量与产能利用率的负面影响？
- **证据边界**：
  - 已记录事实：2025年总发售电量同比提升，且上下游电站的产能利用小时数存在方向性分化。
  - 可提示的问题：可提示物理资产在面临自然水文周期波动时的产量自我平滑调节机制。
  - 升级判断所需证据：需要连续长周期极度枯水年份下的全流域来水量数据、实际发电量底线记录，以量化极端气候波动对产销量的最大冲击幅度。
- **后续验证**：跟踪未来不同水文周期下各梯级电站综合耗水率指标的长期走势及最低发电保障能力。

### 交易条件与市场化电价指标
- **观察事实**：2025年境内水电上网电价为280.28元/兆瓦时；市场化交易总电量为110,450百万千瓦时，占总上网电量比例为36.1%，该占比较2024年下降2.5个百分点。销售端100%面向两大电网。
- **来源身份**：reported_fact
- **时间尺度**：跨期（2024-2025）
- **所有者相关性**：价格/交易条件
- **事实触发的问题**：在全国统一电力市场建设推进下，公司市场化交易电量占比的收缩是主动策略调整还是被动挤压？该部分电量在多大程度上受制于双轨制定价？
- **证据边界**：
  - 已记录事实：记录了均价读数、市场化交易电量绝对规模及占比的年度同比下行事实，以及对单一渠道（电网）的极端依赖。
  - 可提示的问题：可提示在缺乏终端消费者直接触达的情况下，价格获取可能暴露于政策指导价与新能源平价竞价的双重约束中。
  - 升级判断所需证据：需要分省份、分电站的市场化交易月度/年度实际结算单价，以及绿电绿证交易产生的溢价入账明细。
- **后续验证**：跟踪核心受电省份（如广东、华东区域）风光新能源大比例并网后，对公司市场化电量竞价均价的实际挤压或抬升影响。

### 成本结构与利润池弹性
- **观察事实**：2025年折旧费、各项财政规费等发生额为25,882百万元，占总营业成本的53.07%。2026年Q1公司营业总收入为18,111.54百万元（+6.44%），而归母净利润达到6,761.01百万元（+30.50%）。
- **来源身份**：reported_fact
- **时间尺度**：跨期（2025至2026Q1）
- **所有者相关性**：单位经济模型、利润池
- **事实触发的问题**：在燃料边际成本趋零、固定成本占绝对主导的模型下，单季收入微增带来利润高弹性的现象，有多大比例来源于财务费用与折旧压降，而非业务本身量价齐升？
- **证据边界**：
  - 已记录事实：记录了固定成本在营业成本中的占比结构，以及26Q1收入与利润增速显著的剪刀差。
  - 可提示的问题：可提示其单位经济模型对产销量规模效应极度敏感，同时利润释放受宏观利率（带息负债成本）波动的深刻影响。
  - 升级判断所需证据：需要拆解26Q1归母净利润增量中，主营业务量价影响、投资收益浮盈、折旧到期与利息费用缩减的具体构成绝对金额。
- **后续验证**：验证有息负债绝对额的压降进度及浮动利率长期借款在宏观利率变动周期的实际利息支出敏感度。

### 售电生态与新型电力网络参与
- **观察事实**：2025年三峡电能市场化售电量超6,000百万千瓦时，售电区域扩展至9省份；参与跨经营区绿电交易占全市场成交量6.18%；虚拟电厂可调节容量扩容至近30兆瓦。
- **来源身份**：reported_fact
- **时间尺度**：单期（2025年度）
- **所有者相关性**：需求、生态参与者经济模型
- **事实触发的问题**：公司向产业链下游（售电、虚拟电厂调峰）的延伸动作，在多大程度上能够摆脱传统“电网统购包销”模式，形成新的终端直连需求入口？
- **证据边界**：
  - 已记录事实：记录了售电侧子公司在交易规模、省份覆盖和新兴业务（绿电、虚拟电厂）上的绝对份额和容量读数。
  - 可提示的问题：可提示公司正在尝试打破单纯的批发生态，试图在终端工商业客户侧获取额外的增值服务经济模型。
  - 升级判断所需证据：需要提供售电生态参与者（如三峡电能）的单体盈利能力、单客获取成本（CAC）、客户续签率及这部分业务实际贡献的自由现金流净额。
- **后续验证**：跟踪未来几年售电及综合能源服务相关收入在总营业收入中的占比变化及其真实的资本回报率表现。

## Open Questions
1. 公司各水电站（特别是乌东德、白鹤滩）在主要受电省市参与市场化交易的实际平均结算单价是否存在批价倒挂或系统性折扣？
2. 在长周期枯水极端气候条件下，单瓦固定成本被动抬升对整体毛利率的绝对挤压幅度有多大？
3. 售电平台（三峡电能）的真实客户留存率与单用户利润贡献如何？其生态模型是否高度依赖总部的关联电力供给或电价让利？
4. 绿证核发与绿电交易在财务报表中实际确认为营收/利润的绝对金额规模是多少？是否具备持续性和规模化潜力？