在重庆涪陵白涛镇的山坳里，三峡水利的输电线如银蛇般缠绕着喀斯特地貌，为这里 92% 的工厂和民居输送着电能 —— 这是一家扎根三峡库区 96 年的电力企业，用区域内 92% 的电网渗透率、142 亿千瓦时的年售电量，构筑起坚不可摧的 "电力护城河"。然而在 1800 公里外的辽宁本溪，同样的 "三峡水利"logo 却出现在本钢板材的余气发电项目上，这座投资 12 亿元的 BOT 电站正将工业尾气转化为绿电，并入东北电网。
这种看似矛盾的存在，勾勒出三峡水利（600116.SH）当下最核心的商业张力：作为重庆地方电力 "地头蛇"，其在主城都市区及周边四区两县拥有绝对垄断地位，顶峰时期承担着全市近 10% 的用电负荷，堪称区域能源 "稳压器"；但当电价市场化改革倒逼利润空间，当新能源浪潮冲击传统供电模式，这家曾被戏称为 "山城电灯公司" 的企业，正带着鲜明的区域烙印，踏上跨区扩张的荆棘之路。
第一部分：三峡水利的业务模式
一、电力生产与配售电业务（核心业务）
1、传统电力销售
（1）配售电一体化运营：通过自有电网向供区用户（工业、商业、居民）直接销售电力，2024 年配售电量 142.46 亿千瓦时（+1.94%），创历史新高。
盈利逻辑就是简单的 “电价差 + 售电量增长”—— 向上游采购或自产电力，通过区域垄断性电网配送，赚取购销差价（含政府核定的输配电价）。
（2）电价政策优化：积极争取有利价格政策（如工业用户电价优惠），引导高耗能企业稳定生产、扩容扩产，提升用户粘性和用电负荷，直接推动电量增长和利润提升（电力业务利润实现增长）。
2、自有电源发电
水电为主，多能互补：2024 年自发水电上网电量 21.04 亿千瓦时（占总供电量约 14.8%），依托流域水电站低成本发电；同时推进热电联产（万州九龙园二期、涪陵白涛 49 万千瓦项目）、分布式光伏（万州 50MW、无锡龙光互补一期）等电源建设，逐步降低外购电依赖，优化成本结构。
二、综合能源与增值服务（新业务）
1、综合能源项目开发
“大用户 + 大项目” 模式：聚焦钢铁、化工、园区等高耗能场景，提供源网荷储一体化、能源托管、分布式能源站等解决方案。例如：
（1）本钢板材 2×135 兆瓦余气综合利用项目（BOT 总包）：利用工业尾气发电，赚取能源供应差价及运维服务收入；
（2）重庆两江新区分布式能源站（二期）：为园区用户提供 “电 + 热 + 冷” 多能供应，实现综合能源销售溢价。
（3）充换电网络运营：在物流干线和城市场景布局 15 座充换电站，运营动力电池 1300 套（+55.78%），通过向电动重卡、船舶等用户提供电池租赁、充换电服务盈利，2024 年综合能源业务利润超 1 亿元。
2、储能与市场化售电协同
（1）储能电站双向收益：
电网侧储能（广西平果 103MW/206MWh、两江龙盛 50MW/100MWh）：通过参与电力辅助服务市场（调峰、调频）获取收益，同时在峰谷电价差中套利；
（2）用户侧储能（签约 180MWh）：为工商业用户提供 “峰储谷用” 服务，降低用电成本并收取服务费，绑定售电合同提升用户粘性。
（3）市场化售电规模扩张：控参股售电公司在长江经济带、长三角等区域开展售电业务，2024 年市场化结算电量超 220 亿千瓦时，通过批量购电折扣、用户需求响应等方式赚取差价。
（4）虚拟电厂与资源聚合
作为重庆首批五家虚拟电厂运营商之一，通过 “聚能云” 平台聚合分布式电源（光伏、储能）、可调负荷（工业用户）、充换电站等资源（可调容量 49.1MW），参与电力市场调节，获取容量补偿、调峰奖励等收益，同时提升电网资源利用效率。
三、投资收益与政策红利（补充收益）
1、对外投资与产业协同
通过股权投资布局能源产业链（如联营热电项目、新能源企业），2024 年投资收益 2.75 亿元（占营业利润 28%），主要来自合作项目分红及资产增值。
参与电动船舶试点（云南向家坝库区项目），探索 “船电分离” 商业模式，为水上交通提供绿色能源解决方案，培育新市场。
2、政策与合规收益
获得政府补贴及税收优惠（如新能源项目补贴、保供奖励），2024 年其他收益 2.47 亿元（占营业利润 25%）；
通过优化公司治理（首次季度分红、现金分红比例提至 30%）提升资本市场形象，间接降低融资成本，增强投资者信心。
四、自身调整（剥离亏损）
1、传统低效业务收缩
逐步出清电解锰等亏损业务（2024 年其他业务亏损 1.58 亿元），聚焦核心能源主业，减少非经常性损失对利润的拖累。
2、成本管控与资产优化
通过电网升级（“十四五” 中期修编增补 14 项工程）降低线损、提升供电效率；清理无存续必要的股权投资，盘活资产提升资金使用效率。
五、总结
三峡水利核心盈利依赖 区域配售电垄断优势（通过电价差和售电量增长），同时通过 综合能源项目（大用户定制化服务）、储能与售电协同（市场化交易 + 辅助服务）、虚拟电厂（资源聚合收益） 构建第二增长曲线。未来计划通过自有电源建设（热电、光伏）降低外购电成本，加速新业务规模化（目标 2025 年综合能源利润占比提升至 40%+），形成 “基础电力稳增长、综合能源高弹性” 的盈利结构。
第二部分：2024Q4、2025Q1业绩梳理
一、2024 年：售电量创新高，但利润受多重因素拖累
1. 核心业务表现：
售电量破纪录：配售电量 142.46 亿千瓦时（+1.94%），创历史新高，顶峰出力占重庆最高负荷近 10%，保供能力获政府认可。
自发水电下滑：受流域来水偏枯影响，自发水电上网电量 21.04 亿千瓦时（-16.44%），外购电比例增加，推高成本。
电力主业利润微增：电力生产供应利润 3.44 亿元（占营业利润 96.3%），通过优化电价政策（引导用户扩容扩产）、推进电源建设（万州九龙园热电联产二期、涪陵白涛 49 万千瓦项目）部分对冲成本压力。
2. 新业务：规模尚小
综合能源盈利破亿：聚焦 “大用户 + 大项目”，建成 / 在建项目投资 30 亿元，重庆两江新区分布式能源站二期、本钢板材余气利用项目贡献利润 1.06 亿元（占营业利润 29.69%），电动重卡充换电规模同比增 55.78%（运营电池 1300 套）。
储能与售电协同：广西平果（103MW/206MWh）、两江龙盛（50MW/100MWh）储能电站投运，用户侧储能签约 180MWh；市场化售电结算 220 亿千瓦时，虚拟电厂 “聚能云” 成为重庆首批运营商。
新能源提速：新增光伏 / 风电并网规模同比增 5 倍（万州武陵 15MW 分布式光伏、涪陵太和 7 万千瓦风电核准），但尚未形成规模利润。
3. 利润下滑主因：非经常性损失拖累
锰业及贸易亏损 1.58 亿：电解锰价格下滑、产能利用率低，成为最大拖累（占营业利润 - 44.14%）。
资产减值与信用损失：信用减值 1.11 亿元（主要应收款坏账）、商誉减值 4067 万元，叠加投资收益减少（联营企业收益波动），导致归母净利润 3.10 亿元（-39.94%）。
现金流韧性：通过优化电网投资（农网改造 10.98 亿元）、控制成本（营业成本降 7.69%），总资产增至 252.02 亿元，资产负债率 55.37%（仍处可控区间）。
二、2025 年一季度：短期冲击显著，环比改善信号初现
1. 数据表现：量价齐跌，亏损收窄
电量双降：自发水电 2.77 亿千瓦时（-7.10%）、受电量 30.67 亿千瓦时（-9.16%），主因一季度来水持续偏枯（同比少 7%）。
营收利润双降：营收 22.71 亿元（-7.92%），归母净亏损 433 万元（去年同期盈利 1187 万），扣非亏损 1723 万（主要因投资收益减少 39.94%、资产处置收益归零）。
边际改善：亏损幅度环比 2024 年四季度（单季亏损未披露）收窄，现金流管理加强（货币资金 17.98 亿，同比增 9.22%）。
2. 亏损主因：短期非经营性因素集中释放
来水偏枯延续：水电出力不足，外购电成本刚性，叠加春节假期工业用电需求短期回落。
投资收益锐减：联营企业（如重庆陕渝临港热电、黔源电力）因煤价波动等因素，一季度投资收益同比减少超 40%。
资产处置收益消失：2024 年同期处置变电站资产获 2717 万收益，2025 年无此类非经常性损益。
三、业务结构透视：基本盘与新业务的 “跷跷板效应”
四、2025 年破局关键：降本、提效、新业务放量
1、核心业务降本：
涪陵白涛热电联产（2025 年中投产）投产后，预计降低外购煤电依赖，减少购电成本 1.2 亿元 / 年。
优化电网运行，推进 “农网改造 2.0”，降低线损率至 5.5% 以下（2024 年 6.2%）。
2、新业务提效：
储能电站通过 “峰谷套利 + 辅助服务” 双模式，预计单站年收益提升 30%（2024 年平均 0.15 元 / Wh）。
综合能源项目聚焦钢铁、化工等高耗能用户，2025 年目标签约 3 个亿元级 “能源托管” 项目。
3、风险管控：
清理非核心资产（退出 3 家参股小水电），回收资金 2-3 亿元，降低财务费用。
建立锰业价格预警机制，通过期货套保对冲 50% 以上原料成本波动。
五、总结
2024-2025Q1 的业绩下滑，本质是 “来水偏枯 + 旧业务出清” 的短期冲击，叠加新业务尚未形成规模效应。
但公司战略清晰：通过电源建设（热电联产、光伏）巩固配售电基本盘，以 “售电 + 储能 + 绿电交通” 构建第二增长曲线。
2025 年看点在于：涪陵白涛项目投产（6 月）、储能收益兑现、电动船舶首单落地。若新业务利润占比突破 40%（2024 年 29.69%），有望对冲传统业务波动，实现业绩反转。
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