新能源不再香？两大央企上市公司为“绿”所困

2月3日，国家电投集团旗下上市公司吉林电力股份有限公司（以下简称“吉电股份”，SZ：000875）公告称，公司中文名称已变更为“国电投绿色能源股份有限公司”，证券简称由“吉电股份”变更为“电投绿能”。

吉电股份称，变更公司名称是为了更加突出绿色能源的企业属性。

但讽刺的是，这家新能源装机占比近80%的央企上市公司，业绩正在被新能源业务严重拖累。华夏能源网注意到，就在更名三天前，吉电股份发布业绩预告称，预计2025年净利润同比大降59.97%-50.88%。

无独有偶，国家能源集团旗下的长源电力（SZ：000966）也在近日发布业绩预告，预计2025年亏损6500万元–9700万元，比上年同期下降109.09%–113.56%。

为何两家以新能源为主营业务的国有控股上市公司，一下子都陷入了盈利危机之中？对于新能源行业来说，这传达出了什么信号？新能源企业又该如何突破困局？

新能源成拖累，吉电股份净利腰斩

吉电股份是国家电投集团实际控制的上市公司，也是国家电投绿色氢基能源平台。公司上市之初全部为火电资产，2012年开始向新能源转型发展。

目前，吉电股份新能源资产遍布全国，已由传统火电企业成功转型为以新能源为主的全国性清洁能源企业。据吉电股份2025年半年度报告，公司清洁能源装机1135.09万千瓦，占总装机比重77.48%；煤电装机仅为330万千瓦，且均为热电联产机组。

2026年1月30日，吉电股份发布2025年业绩预告，归母净利润4.4亿-5.4亿元，同比下降59.97%-50.88%。

吉电股份2025年业绩预告

针对业绩大降的主要原因，吉电股份解释称，一是新能源业务板块受电力现货市场连续试运行、新能源全电量入市政策及限电率升高等因素影响，平均利用小时数、结算电价同比降低；二是火电业务板块自2025年9月份起纳入电力现货市场连续试运行范围，不再执行原辅助服务相关政策，导致火电辅助服务收益较上年同期减少。

然而，火电机组纳入电力现货市场已经是2025年第四季度的事情了，并且吉电股份目前的火电装机占比较低，因此原因二实际对其业绩影响有限。吉电股份净利润下滑，主要还是因为风光新能源业务出了问题。具体而言，主要有以下两方面：

一方面，伴随着各地新能源装机大幅走高，新能源能够获得的电价也在大幅走低。

另一方面，新能源限电愈演愈烈。经多方了解核实，多家头部能源企业在东北三省的风电弃电限电率已普遍超过20%，光伏所面临的限电率比这个还要更高。

吉电股份在解释更名原因时称，作为国家电投集团公司面向全球发展的唯一绿色氢基能源平台，公司现有名称无法准确体现公司以“新能源+”和绿色氢基能源“双赛道”发展的业务布局和未来方向。变更公司名称可以突出绿色能源的企业属性，顺应国家发展新质生产力的要求，彰显企业新形象。

但氢能比风电、光伏还要“烧钱”，吉电股份发力绿色氢能业务，恐怕并不能直接带来盈利能力的提升，这意味着公司的未来业绩或持续承压。

“绿电转型”未达预期，长源电力陷入亏损

长源电力是国家能源集团旗下上市公司。公司注册地在湖北武汉，2000年3月在深交所上市。

华夏能源网注意到，1月31日，长源电力发布2025年度业绩预告称，净利润为亏损6500万元–9700万元，上年同期盈利7.15亿元；扣除非经常性损益后的净利润为亏损1.2亿元–1.7亿元，上年同期盈利6.93亿元。

截至2025年6月底，长源电力可控总装机容量1151.48万千瓦，其中，火电831万千瓦，水电58.11万千瓦，风电26.4万千瓦，光伏233.81万千瓦，生物质2.16万千瓦。

虽然长源电力目前还是以火电装机为主，但其盈利危机却与“绿电转型”息息相关。

数据显示，2025年6月，长源电力火电、水电、风电装机规模与一年前相比均保持不变，而光伏装机新增597.4兆瓦。按照同比例预测，光伏发电量应新增6亿千瓦时左右，实际发电量应达到30亿千瓦时左右。可事实上，长源电力光伏发电量仅24.5亿千瓦时，新增发电量仅0.81亿千瓦时。

装机大增，发电量不增，原因是湖北省的光伏限电。2022年-2024年，湖北省新能源利用率在95%左右。2025年，湖北省新能源装机快速增长，新能源实际弃电率已超过15%。

新能源限电率攀升的同时，新能源电价也在全面下行。2025年，湖北省存量光伏平价电价已低于0.28元/千瓦时，存量风电0.35元/千瓦时。

量价齐跌，其结果是新能源收益锐减。2025年上半年，长源电力营业收入66.14亿元，同比下降了16.76%。

长源电力2025年上半年经营业绩

此外，长源电力的火电发电量也在大降，也是拖累业绩的重要因素。

长源电力2025年1-12月累计完成发电量344.40亿千瓦时，同比降低14.12%；其中，火电累计发电量同比降低16.60%。2025年12月单月，长源电力完成发电量23.80亿千瓦时，同比降低40.54%；其中，火电发电量同比降低43.39%。

长源电力火电发电量下降，主要是因为湖北省内新能源装机及发电量快速增长，省外购电规模持续扩大，挤占了火电的发电空间。

新能源量价齐跌、火电发电量受到大幅挤压，要加快“绿电转型”的长源电力，陷入了尴尬境地，盈利能力大幅下降。

值得一提的是，2025年12月5日，长源电力发布《关于国能长源汉川市新能源百万千瓦基地二期项目进展情况的公告》、《关于国能长源汉川市新能源百万千瓦基地三期项目进展情况的公告》、《关于国能长源荆门市源网荷储百万千瓦新能源基地钟祥子项目进展情况的公告》。

长源电力在上述公告中宣布，放弃原计划在湖北建设的800兆瓦光伏电站指标。新能源项目伤透了心，长源电力干脆不玩儿了。

限电常态化，新能源企业该如何应对？

去年底，国家能源局提出目标，2026年将新增风光装机2亿千瓦以上。这一目标的提出，为新能源行业提出了保底目标，为行业发展吃下“定心丸”。

新能源装机持续增长的同时，低电价和高限电率成为行业难题。大量新能源电站被限电，不同程度沦为“晒太阳工程”，实是巨大浪费。但很可惜的是，弃电这个难题是无解的。

在近日举行的中国光伏行业协会年度展望大会上，国网能源研究院新能源研究所所长代红才坦言：弃电将成为高比例新能源电力系统的常态现象。

代红才称，“十五五”期间，我国新能源装机规模将普遍出现超过本地最大负荷的情况。午间光伏大发时段，新能源弃电将成为常态，市场主体尤其是光伏行业需重点关注弃电问题。

“随着新能源装机规模和电量比例持续增加，进一步增加了负荷侧消纳压力，电网侧调节能力和跨区通道承载能力等系统调节能力需求提升。此外，国家明确对因报价原因未中标的电量不纳入新能源弃电量统计。这些因素都将推动大限电在中国成为常态。”代红才说道。

面对弃电成为常态的挑战，新能源上市公司业绩承压是必然的。但也并非只能被动适应，主动突破创新依然有破局可能，核心思路为：减少“非必要弃电”，并让“不得不弃”的电创造新价值。华夏能源网分析认为，至少有以下四方面的潜力可挖掘：

1.绿电直连。这是政府政策鼓励的重要方向，去年5月国家发改委、能源局发布《关于有序推动绿电直连发展有关事项的通知》（650号文），打破了此前存在的政策藩篱，为新能源绿电提供了就近就地消纳的新途径。

2.配置储能。通过为风光电站配置储能，可减少弃电损失，通过峰谷价差套利（部分省市已消政峰谷电价）、参与辅助服务市场获得更多收益。

3.提升交易能力。新能源电力全面参与市场交易后，新能源企业的交易能力就显得非常重要，组建专门团队，

深入研究交易规则，善用人工智能工具，市场交易的收益会很可观。

4.跨产业合作。对于有实力的企业，可以尝试更高级的模式。例如，牵头开发“多能互补”基地（风光水储一体化），或探索与化工、运输等行业合作，布局绿氢、绿氨，将绿电转化为高价值商品获取更高收益。

总的来说，弃电是新能源企业不得不面对的难题，关键在于转变思路，主动应对，将挑战转化为提升自身竞争力和盈利能力的新机遇，在电力市场化改革改革浪潮中逐浪前行。