央企新能源运营商 走出“保量保价”时代

2026年上半年，四家大型央企新能源上市平台都少赚了钱。

这四家公司分别来自中国华电、三峡集团、国家能源集团和华润集团，合计装机规模约247GW，基本涵盖了央企新能源专业运营平台的头部公司。其上市子公司华电新能、三峡能源、龙源电力和华润新能源上半年的归母净利润，分别同比下降38.47%、68.05%、29.10%和29.55%。

值得注意的是，利润下降并非由于发电量下降：上半年，华电新能发电量增长22.48%，三峡能源增长0.53%，华润新能源售电量增长3.75%，只有风电占比较高的龙源电力出现发电量下降，降幅为2.19%。

过去，只要新增项目顺利并网，装机和发电量增长通常能够带动收入和利润。今年上半年，四家公司的经营数据没有继续保持这种同步关系。华电新能发电量增长超过两成，利润却下降近四成；华润新能源多卖了3.75%的电，营业收入反而减少2.94%。

综合四家公司半年报，原因主要归结为两个方面：一是年初以来风光资源偏弱，拖低了存量电站的利用小时数；二是更多新能源电量进入市场交易，售电价格继续下降。

上半年发电运营商利润齐下降

华电新能是四家公司中新能源装机规模最大的一家。

截至6月底，公司控股装机容量达到102.88GW，同比增加20.74GW。其中，风电装机44.99GW，光伏装机55.89GW，其他电源装机2GW。新增装机直接推高了发电量。

上半年，华电新能完成发电量690.72亿千瓦时，同比增长22.48%。发电量增长带动公司营业收入同比增加8.36%至216.68亿元，但归母净利润同比下降38.47%至38.39亿元。电价下降压低了发电业务的利润率。

此外，华电新能还有两项较大的减利因素。上半年联营企业投资收益同比减少约7.8亿元，陆上风电增值税优惠取消减少利润约2.58亿元。这使华电新能的利润降幅明显大于收入增幅。

三峡能源的发电量基本与去年持平。截至6月底，三峡能源控股装机容量为52.70GW，其中风电24.49GW、光伏26.94GW，另外还运营1.26GW独立储能项目。上半年，公司完成发电量395.21亿千瓦时，同比增长0.53%。

发电量变化不大，发电业务收入却下降得更多。三峡能源风电业务收入同比下降10.73%，光伏业务收入下降8.05%。同期风电营业成本增长5.85%，光伏营业成本增长16.14%。致三峡能源上半年实现营业收入133.58亿元，同比下降9.36%；归母净利润12.19亿元，下降68.05%。上市公司表示，这主要是因为上年同期处置水电资产形成了较高的比较基数。而在发电业务方面，电价下降和新增项目成本上升共同对利润形成压力。

龙源电力主要运营风电资产。公司6月底控股装机容量达到46.39GW，其中风电32.49GW、光伏13.90GW。上半年累计发电量约387.83亿千瓦时，同比下降2.19%。其中，风电发电量约312.72亿千瓦时，同比下降6.67%；光伏发电量约75.11亿千瓦时，同比增长22.22%。

由于风电资产体量较大，光伏增量尚未完全补足风电下降形成的缺口。上半年，龙源电力风电平均利用小时数为982小时，同比减少120小时。

公司营业收入同比下降6.48%至146.42亿元，归母净利润同比下降29.10%至23.93亿元。收入下降幅度超过发电量降幅，电价变化进一步放大了影响。

华润新能源的半年报也出现了电量和收入反向变化。截至6月底，公司控股并网装机容量为45.01GW，其中风电29.22GW、光伏15.79GW。华润新能源半年报没有披露发电量，而是披露了售电量。上半年，公司售电量为355.26亿千瓦时，同比增长3.75%。光伏电站的快速投产，拉动了公司整体售电量增长。

但华润新能源营业收入下降2.94%至126.32亿元，归母净利润下降29.55%至33.12亿元。公司风电利用小时数为1022小时，同比下降19.46%；光伏利用小时数为580小时，同比下降13.98%。

光伏新增装机弥补了部分风电缺口，电价下降则抵消了电量增长带来的收入增量。售电量增长3.75%，营业收入仍然减少，同样意味着单位电量收入在下降。

电量进了市场，装机要重新算账

2025年启动的新能源上网电价市场化改革，要求新能源上网电量原则上全部进入电力市场，价格通过交易形成。进入2026年，改革的影响进一步反映在运营商的半年报中。

业内人士向21世纪经济报道记者指出，风电和光伏经常在相近时段集中发电。当光照或风况较好时，大量新能源电量同时进入市场，交易价格容易下降。在新能源装机较多、当地用电需求不足的地区，限电和低电价还可能同时出现。

华润新能源售电量增长、收入下降，是其中最直接的例子。龙源电力的风电平均上网电价同比下降4.05%，三峡能源风电和光伏收入的降幅也大于对应发电量的降幅。“相比装机总量，项目建在哪个地区、当地能消纳多少电，对收入的影响越来越大。”上述业内人士表示。

这也在改变新能源公司的日常经营。龙源电力今年新设了市场营销中心。对此，财通证券分析师严家源、罗鑫在研报中提到：“风电量价承压拖累毛利。公司主动强化营销体系与交易能力建设。”

该研报指出，电站运营商开始研究不同地区的中长期合同和现货价格。企业需要判断什么时候卖电、以什么方式签约，以及多少电量放在现货市场。电力交易逐渐成为一项具体的经营工作。

新项目的账也要重新计算。风机和光伏组件价格下降，能够节省一部分建设投资，但电价稍有变化，可能抵消设备降价带来的收益。长城证券电力及公用事业团队指出：“电价是影响业主投资积极性的核心。而当前光伏组件价格变动对电站收益率影响较弱。”

因此，在增量项目测算中，机制电量和机制电价已经成为关键参数。剩余电量需要进入市场交易，最终价格取决于当地供需。消纳条件较好的项目更容易获得稳定收益，外送通道不足的项目即使资源条件不错，也可能面临较大的价格压力。

关于行业何时出现改善，申万宏源证券分析师王璐、朱赫、常洪雨在2026年中期公用事业策略报告中表示：“随着绿电直连、算电协同配套政策持续落地，以及特高压建设的推进，新能源消纳压力有望逐年缓解。看好2027年新能源供需格局改善，电价企稳，行业迎来困境反转。”