三峡能源半年净利跌超七成，龙源电力、国投电力等发电量持续下降，新能源发电行业遭遇“量价双杀”

2026年上半年的数据，给整个新能源发电行业泼了一盆冷水。盈利全面收索，三重压力正在从根本上改写行业逻辑。

一个标志性的事件是，7月14日，三峡能源发布了2026年半年度业绩预告，预计归属于上市公司股东的净利润为10.45亿元至12.95亿元，同比减少66%至73%。

直接把去年同期的38.15亿元利润放在一起对比，降幅触目惊心。具体原因，公司自己归纳了三条：风光资源同比下降、部分区域消纳形势变化导致上网电量不及预期、市场化交易比例提高与交易价格波动拉低平均上网电价。

细看同期其他电力上市公司的经营数据，你会发现，这不是一家公司的问题，而是整个行业的普遍症状。资源端、消纳端、电价端，三座大山同时压顶，行业过去赖以生存的“量价逻辑”正在被系统性重构。

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资源分化

风光偏弱、来水不均，老天爷成了最大的变量

三峡能源把风光资源下降列在了业绩变动原因的第一条，这绝非偶然。

上半年，公司累计总发电量395.21亿千瓦时，同比仅增长0.53%。拆开来看：风电完成发电量242.62亿千瓦时，同比下降3.19%；太阳能完成发电量148.94亿千瓦时，同比增长7.07%。

总发电量微增，全靠光伏在拉，但占公司发电量比重更大的风电，出现了明显下滑。

这不是三峡能源一家的问题。

风电龙头龙源电力的情况更直接：上半年累计完成发电量3878万兆瓦时，同比下降2.19%，其中风电同比下降6.67%。6月单月，风电发电量同比降幅更是达到9.73%。美银证券预计龙源电力中期纯利约为32亿元，二季度同比下跌12%，直言“电价与利用小时数令盈利下行的趋势未止”。

资源端另一面是水电，但同样不平静。

长江电力2026年上半年境内六座梯级电站总发电量约1327.44亿千瓦时，同比增长4.81%。

可这个增长，主要依赖三峡水库来水偏丰28.74%。与此同时，乌东德、白鹤滩、溪洛渡、向家坝四座电站发电量均同比下降，乌东德水库来水偏枯16.94%。同一家公司，不同电站，因为来水差异，走出了完全相反的发电趋势。国投电力一季度水电上网电量同比下降7.84%，雅砻江水电同比降幅达9.95%，直接原因就是所在流域来水偏枯。

全国层面的数据也在印证这种趋势。1至5月，全国发电设备累计平均利用1155小时，比上年同期降低95小时。风电利用小时同比降幅明显，光伏利用小时虽然5月同比由负转正，但整体仍处低位。

全球能源互联网发展合作组织与中国气象局联合发布的报告预计，2026年中国风电平均可发电小时数相比2025年下降近10%。

从行业角度看，风光资源的“大小年”效应本属正常现象。但当极端天气频发成为常态，新能源项目收益测算所依赖的“多年平均”假设，正在被现实打破。

厄尔尼诺事件在2026年夏秋季大概率形成中等及以上强度，下半年的资源不确定性还在延续。对于高度依赖自然资源的发电企业而言，资源波动已经从偶发冲击，演变为系统性风险。

02

消纳承压

电发出来了，但送不出去

比“发不出来”更棘手的问题，是“发出来了却送不出去”。三峡能源在公告中明确提到“部分区域消纳形势变化，上网电量不及预期”。这句话背后，是卷土重来的弃风弃光。

2025年上半年，全国风电弃电率5.7%，光伏6.6%，较2024年同期几乎翻倍。2026年，情况未见好转。1至2月，全国风电利用率同比下降2.3个百分点，光伏利用率同比下降3.1个百分点。部分地区弃电率已接近10%。

信义能源近日发布公告，预计上半年纯利同比下降25%至35%，原因正是“中国内地多个省份的消纳能力限制产生限电损失”。

问题的根源在于装机增速和电网消纳能力的严重脱节。截至2026年5月底，全国累计发电装机容量突破40亿千瓦，其中太阳能发电装机12.6亿千瓦，同比增长16.3%；风电装机6.6亿千瓦，同比增长17.0%。装机的快速膨胀，与电网建设、调峰能力的提升速度之间，形成了越来越大的缺口。

新能源发电企业现在被困在一个结构性矛盾里：装机不增长，规模效应无从谈起；装机继续增长，消纳压力持续加大。而消纳能力的提升，涉及电网投资、储能配置、跨省调度等多重因素，绝非一朝一夕可以解决。三峡能源上半年总发电量仅增长0.53%，远低于装机增速，已经把这个矛盾赤裸裸地摆在了台面上。

03

电价下行

市场化改革把新能源推入价格红海

比“量”的收索更隐蔽、影响也更持久的，是“价”的崩塌。三峡能源提到的第三个原因——“上网电量市场化交易比例提高与交易价格波动”——指向的正是新能源全面入市后，电价面临的巨大压力。

2025年，国家发改委、国家能源局联合印发《关于深化新能源上网电价市场化改革促进新能源高质量发展的通知》（136号文），明确新能源项目上网电量原则上全部进入电力市场。在此之前，新能源发电约85%的电量是按燃煤基准价保价收购的，剩余部分才参与市场交易。全面入市后，价格形成的逻辑被彻底改变了。

市场给出的价格，并不乐观。2026年1至2月，全国电网代购电价平均分别为0.362元/千瓦时、0.360元/千瓦时，同比分别下降0.043元、0.035元，降幅较2025年同期明显扩大。在光伏大发的中午时段，部分省份甚至出现接近零电价乃至负电价。宁夏光伏项目机制电价竞价探底至0.18元/千瓦时，新疆低至0.15元/千瓦时，都低于全生命周期成本。

华润新能源的招股书数据给出了一个更直观的参照：2023年至2025年，其风力发电平均上网电价从0.45元/千瓦时降至0.35元/千瓦时，太阳能发电从0.37元/千瓦时降至0.28元/千瓦时。装机增长了64%，利润却跌了26%——中间被吃掉的全是电价。

对于新能源发电企业而言，电价下行的冲击是结构性的，而非周期性的。当“保量保价”的温室被拆除，企业必须直面一个残酷的现实：新能源发电的边际成本虽然接近零，但固定投资巨大，一旦电价跌破某个阈值，利润就会被成倍压缩。而目前行业的成本结构、投资决策逻辑乃至融资模型，大多建立在过去相对稳定的电价预期之上。这个预期，正在被市场一点点瓦解。

04

行业分化

水电的相对优势与新能源的系统性困境

横向对比，更能看清问题的全貌。同样面临资源波动，长江电力上半年发电量实现了4.81%的增长；三峡能源发电量仅增长0.53%；龙源电力发电量下降2.19%。

同样是电力企业，业绩走向出现了显著分化。

水电的优势在于资源的可预期性更高、消纳优先级更强、电价受市场化冲击相对较小。

长江电力一季报归母净利润67.61亿元，同比增长30.5%。国投电力一季度归母净利润21.18亿元，同比增长1.91%。在水电来水整体偏弱的情况下，这两家公司仍保持了正增长。

相比之下，三峡能源的利润降幅远超发电量的降幅。这或许说明，电价下行的杀伤力，远大于电量减少本身。

这种分化揭示了一个关键问题：新能源发电行业过去依靠装机扩张驱动增长的模式，正在明确失效。当资源、消纳、电价三个端口同时承压，单纯追求装机规模已经无法转化为利润增长。行业需要重新审视其商业模式的底层逻辑。

三峡能源这份业绩预告，不是一家公司的经营波动。它是整个新能源发电行业从“政策红利期”进入“市场化阵痛期”的一个注脚。

气候变暖带来的极端天气频发是长期趋势，而非偶发事件。新能源装机仍在高速增长，消纳压力只会持续加大。市场化交易让电价暴露在供需波动中，而行业尚未建立起有效的价格风险管理工具。

这三个因素叠加，意味着新能源发电企业的盈利压力不是短期的，而是结构性的。行业需要回答的问题，已经不再是“能发多少电”，而是“发的电值多少钱、能不能卖出去”。而这两个问题的答案，正在变得越来越不确定。

下附三峡能源公告原文：