三峽能源半年凈利跌超七成，龍源電力、國投電力等發電量持續下降 ，新能源發電行業遭遇“量價雙殺”

文 | 預見能源

預見能源注意到，7月14日，三峽能源發布2026年半年度業績預告，預計歸屬于上市公司股東的凈利潤為10.45億元至12.95億元，同比減少66%至73%。

上年同期這一數字為38.15億元。公司給出的原因有三：風光資源同比下降、部分區域消納形勢變化導致上網電量不及預期、市場化交易比例提高與交易價格波動拉低平均上網電價。

梳理同期其他電力上市公司的經營數據可以發現，新能源發電行業正在經歷一場普遍的盈利收縮，即資源端、消納端、電價端三重壓力不斷增大，行業賴以生存的“量價邏輯”正在被系統性重構。

資源分化， 風光偏弱、來水不均，老天爺成了最大的變量

三峽能源將風光資源下降列在業績變動原因的第一條。

2026年上半年，公司累計總發電量395.21億千瓦時，較上年同期僅增長0.53%。其中風電完成發電量242.62億千瓦時，同比下降3.19%；太陽能完成發電量148.94億千瓦時，同比增長7.07%。

總發電量微增主要靠光伏拉動，但占公司發電量比重更大的風電出現了明顯下滑。

這不是三峽能源一家的問題。

風電龍頭企業龍源電力2026年上半年累計完成發電量3878萬兆瓦時，同比下降2.19%，其中風電同比下降6.67%。6月單月，龍源電力完成發電量535萬兆瓦時，同比下降7.48%，風電發電量同比降幅達9.73%。

美銀證券預計龍源電力中期純利約為32億元，二季度同比下跌12%，并指出“電價與利用小時數令盈利下行的趨勢未止”。

資源端的另一面是水電。

據悉，長江電力2026年上半年境內六座梯級電站總發電量約1327.44億千瓦時，同比增長4.81%。

但這一增長主要依賴三峽水庫來水偏豐28.74%，烏東德、白鶴灘、溪洛渡、向家壩四座電站發電量均同比下降。烏東德水庫來水偏枯16.94%。

也就是說，同一家公司的不同電站，因來水差異出現了完全相反的發電趨勢。國投電力一季度水電上網電量同比下降7.84%，雅礱江水電同比降幅達9.95%，直接原因是所在流域來水偏枯。

全國層面的數據也印證了這一趨勢。1至5月，全國發電設備累計平均利用1155小時，比上年同期降低95小時。風電利用小時同比降幅明顯，光伏利用小時雖在5月同比由負轉正，但整體仍處低位。

全球能源互聯網發展合作組織與中國氣象局聯合發布的報告預計，2026年中國風電平均可發電小時數相比2025年下降近10%。

從行業來講，風光資源的“大小年”效應本屬正常，但當極端天氣頻發成為常態，新能源項目收益測算所依賴的“多年平均”假設正在被打破。

厄爾尼諾事件在2026年夏秋季大概率形成中等及以上強度，下半年的資源不確定性還在延續。

對于高度依賴自然資源的發電企業而言，資源波動正在從偶發沖擊變成系統性風險。

消納承壓， 電發出來了，但送不出去

比“發不出來”更棘手的是“發出來了卻送不出去”。三峽能源在公告中明確提到“部分區域消納形勢變化，上網電量不及預期”。這句話指向的是正在卷土重來的棄風棄光。

2025年上半年，全國風電棄電率達5.7%，光伏達6.6%，較2024年同期幾乎翻倍。進入2026年，情況未見好轉。1至2月，全國風電利用率同比下降2.3個百分點，光伏利用率同比下降3.1個百分點。部分地區棄電率已接近10%。

信義能源近日發布公告，預計上半年純利同比下降25%至35%，原因正是“中國內地多個省份的消納能力限制產生限電損失”。

問題的根源在于裝機增速與電網消納能力的嚴重脫節。截至2026年5月底，全國累計發電裝機容量突破40億千瓦，其中太陽能發電裝機12.6億千瓦，同比增長16.3%；風電裝機6.6億千瓦，同比增長17.0%。裝機的快速膨脹與電網建設、調峰能力的提升速度之間形成了越來越大的缺口。

預見能源認為，新能源發電企業正被困在一個結構性矛盾中：裝機不增長，規模效應無從談起；裝機繼續增長，消納壓力持續加大。而消納能力的提升涉及電網投資、儲能配置、跨省調度等多重因素，絕非一朝一夕可以解決。三峽能源上半年總發電量僅增長0.53%，遠低于裝機增速，已經揭示了這一矛盾的現實后果。

電價下行， 市場化改革把新能源推入價格紅海

比“量”的收縮更隱蔽、影響更持久的，是“價”的崩塌。三峽能源提到的第三個原因——“上網電量市場化交易比例提高與交易價格波動”——指向的正是新能源全面入市后的電價壓力。

2025年，國家發改委、國家能源局聯合印發《關于深化新能源上網電價市場化改革促進新能源高質量發展的通知》（136號文），明確新能源項目上網電量原則上全部進入電力市場。此前，新能源發電約85%的電量按燃煤基準價保價收購，剩余部分參與市場交易。全面入市后，價格形成的邏輯徹底改變。

市場給出的價格并不樂觀。2026年1至2月，全國電網代購電價平均分別為0.362元/千瓦時、0.360元/千瓦時，同比分別下降0.043元、0.035元，降幅較2025年同期明顯擴大。在光伏大發的中午時段，部分省份甚至出現接近零電價乃至負電價。寧夏光伏項目機制電價競價探底至0.18元/千瓦時，新疆低至0.15元/千瓦時，均低于全生命周期成本。

華潤新能源的招股書數據提供了一個更直觀的參照：2023年至2025年，其風力發電平均上網電價從0.45元/千瓦時降至0.35元/千瓦時，太陽能發電從0.37元/千瓦時降至0.28元/千瓦時。裝機增長了64%，利潤卻跌了26%——中間被吃掉的全是電價。

對于新能源發電企業而言，電價下行的沖擊是結構性的，而非周期性的。當“保量保價”的溫室被拆除，企業必須直面一個殘酷的現實：新能源發電的邊際成本雖然接近零，但固定投資巨大，一旦電價跌破某個閾值，利潤將被成倍壓縮。而目前行業的成本結構、投資決策邏輯乃至融資模型，大多建立在過去相對穩定的電價預期之上。這個預期正在被市場瓦解。

行業分化， 水電的相對優勢與新能源的系統性困境

橫向對比更能看清問題的全貌。同樣面臨資源波動，長江電力上半年發電量實現了4.81%的增長；三峽能源發電量僅增長0.53%；龍源電力發電量下降2.19%。

同樣是電力企業，業績走向出現顯著分化。

水電的優勢在于資源的可預期性更高、消納優先級更強、電價受市場化沖擊相對較小。

長江電力一季報歸母凈利潤67.61億元，同比增長30.5%。國投電力一季度歸母凈利潤21.18億元，同比增長1.91%。在水電來水整體偏弱的情況下，長江和國投這兩家公司仍保持了正增長。

相較而言，三峽能源的利潤降幅遠超發電量的降幅，這或許說明電價下行的殺傷力遠大于電量減少本身。

這種分化揭示出新能源發電行業過去依靠裝機擴張驅動增長的模式正在明確失效。當資源、消納、電價三個端口同時承壓，單純追求裝機規模已經無法轉化為利潤增長。行業需要重新審視其商業模式的底層邏輯。

三峽能源這份業績預告，不是一家公司的經營波動。它是整個新能源發電行業從“政策紅利期”進入“市場化陣痛期”的一個注腳。

氣候變暖帶來的極端天氣頻發是長期趨勢，而非偶發事件。新能源裝機仍在高速增長，消納壓力只會持續加大。市場化交易讓電價暴露在供需波動中，而行業尚未建立起有效的價格風險管理工具。

這三個因素疊加，意味著新能源發電企業的盈利壓力不是短期的，而是結構性的。行業需要回答的問題已經不再是“能發多少電”，而是“發的電值多少錢、能不能賣出去”。而這兩個問題的答案，正在變得越來越不確定。

下附三峽能源公告原文：