能源央企利润腰斩，弃风弃光暴涨，收益底线守不住了？

环球零碳

碳中和领域的《新青年》

摘要：

弃风弃光率居高不下，电价下行，多重冲击下，存量电站的收益模型被系统性击穿。何时能重建？

撰文 |维小尼

编辑 | 小澜

→这是《环球零碳》的第2127篇原创

新能源开发的逻辑完全变了，以前“抢到资源就赢一半”的路径已经行不通了，有些甚至开始筛选和抛弃到手的风光资源。

比如最近在新疆、内蒙古等风光富集地区，就出现多个大型光伏EPC项目接连遭遇央企中标后集体弃标的现象，涉及金额超21亿元。有些宁可赔偿违约责任也不愿意开发下去。

为什么会出现这种现象？

最近，一些新能源发电行业交出的2026年上半年成绩单，或许能解释其中原因。

在新能源板块集中披露的半年报中，一批以风电、光伏资产为主的能源央企与地方国企，净利润普遍腰斩，部分企业甚至由盈转亏。有些甚至出现风光装机规模和发电量保持增长，企业盈利却出现大面积滑坡的背离现象。

与此同时，弃风弃光规模也在显著上升，由于消纳受限，电价下行，在此多重冲击下，存量电站的收益模型被系统性击穿。

这不是个别企业的经营波动，而是整个行业发生了根本性变化。曾经依赖政策保量保价的收益底线，很快就守不住了。

1，利润塌方：从腰斩到亏损

根据北极星太阳能光伏网的梳理，2026年上半年，以新能源资产为主的央国企上市公司，普遍出现净利大幅下降的趋势，有些甚至超过50%，有些加速滑向亏损。

从已披露的 20 家央国企上市公司经营数据来看，近八成企业新能源业务净利润同比下滑。

部分上市企业上半年盈利情况。

来源：北极星太阳能光伏网

最具代表性的是三峡能源。这是一家央企新能源的标杆企业，公司预计上半年归母净利润为10.45亿元至12.95亿元，同比大幅下降66%-73%。去年同期这一数字为38.15亿元。

三峡能源给出的原因很有代表性：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。同期，公司总发电量仅增长0.53%，远低于装机增速。

其他以新能源业务为主的能源央企，也面临同样严峻的情况。

大唐新能源预告归母净利润 6.75 7.05 亿元，同比下降 58% 60%；

中广核新能源净利润同比下降 49.80%；

华润新能源正式半年报显示归母净利润 33.12 亿元，同比下滑 29.55%；

龙源电力归母净利润23.93亿元，同比下降29.10%。

综合性能源企业和地方国企同样未能独善其身。

国电电力在光伏装机规模与发电量双增的背景下，公司上半年净利润由2025年同期的7.69亿元降至2.58亿元，降幅高达67.3%。

其中光伏净利润仅2.85亿元，同比暴跌62.94%，度电净利润只有0.026元/千瓦时；风电运营情况稍好，净利润同比下降24.53%，度电净利润0.052元/千瓦时。

值得注意的是，国电电力光伏发电量上半年同比增长约 9%，属于典型的量增利减，发电量上涨并没有转化为利润，电价下跌吞噬了绝大部分增量收益。

中国电力上半年净利润15.08亿元，同比下降46.81%；

华能国际上半年归母净利润65.86亿元，同比下降28.89%。

地方能源国企方面，金开新能上半年净利润仅0.62亿元，同比降幅高达85.89%；江苏新能、浙能电力、浙江新能等净利润降幅均在45%至60%区间。

2，电价与消纳的双重冲击

利润暴跌的直接原因，来自电力市场化改革。

2026年起，136号文正式落地，新能源原则上全部电量进入电力市场，根据供需双方需求，进行市场化交易，这意味着运行多年的保量保价收购电量的时代正式结束。

全面进入现货市场后，与价格波动想伴随的是电价踩踏现象频繁出现。

尤其是风光装机比较密集的西北省份，光伏结算价普遍在0.15元/度以下，山东现货市场光伏结算均价甚至仅8分钱/度，为全国最低，明显低于风光项目全生命周期度电成本。

华中、华东、南方负荷区结算电价虽相对较高，在0.25至0.35元/度区间，但仍呈下降趋势。

以华润新能源招股书数据显示威力，2023 2025 年，风电平均上网电价从0.45 元每度电下滑至0.35元每度电，光伏从每度电0.37元下滑至 0.28元。电价每下跌1分钱，项目资本金内部收益率就会下降0.5 0.8个百分点，大量存量项目立项时的收益模型将被直接击穿。

除了电价这个直接冲击外，消纳端的压力也在持续加大。

相关数据显示，弃风弃光率正在重新抬头。

官方统计数据显示，2026上半年全国风电利用率 90.9%，光伏利用率 91.4%，同比分别下降2.3、2.6 个百分点，连续三年出现回落，相当于每 10 度风光电就有接近1度无法并网消纳。

第三方研究机构估算数据和部分企业公布的数据显示，弃风弃光规模要远高于官方数据。

华夏能源网引述两家海外权威非营利性能源机构——能源与清洁空气研究中心（CREA）和全球能源监测（GEM）发布的一份电力监测报告显示，今年上半年，中国国内风电、光伏弃电规模高达3600亿度，同比暴涨49%。

如果持续下去，全年风电光伏弃电规模预计达到7000亿度以上，这将占到2025年我国绿电发电总量（3.5万亿度左右）的20%以上，这个比例是非常高的。

部分企业的数据印证了这一估算。正泰电器披露的数据显示，15个装机规模未变动的省份中，有12个省份光伏上网电量同比下降，江西、青海、云南、内蒙古等省份降幅高达20%至40%。

申能股份下属15家装机未变的项目公司中，有13家上网电量下降，江苏、山西、山东、湖北等省份光伏项目上网电量降幅达20%至30%。

弃风弃光率上升，导致上网电量出现 20% 40% 的同比下滑，意味着发出的电用不掉，直接造成资产收益折损。

在电价和消纳双重打压下，很多新能源开发商难免出现量增利减的现象。比如国电电力2026年上半年光伏发电量同比增长约9%，新增装机85.30万千瓦，光伏净利润却暴跌62.94%。

除此之外，成本端的压力也在同步显现。最近土地使用税、耕地占用税等税费追缴逐步落地，很多早期项目投决阶段并未将这部分成本纳入测算，进一步挤压本就微薄的利润空间。

3，规模优先转向质量优先

盈利下行已经开始向投资端传导。2026 上半年全国光伏新增装机72.07GW，同比大幅下滑约66%，创“十四五”以来最大降幅。存量资产收益恶化，直接压低企业投资新项目的意愿。

这就出现文章开头所述的弃标现象。

过去，新能源开发企业把“抢占资源，扩大装机规模”作为利润增长的重要模式，现在这个逻辑已经断裂，央国企的投资逻辑正在从规模导向转向质量导向，新能源项目更关注所在区域的消纳条件、电价水平与度电价值，而非单纯装机规模。

这时，就非常考验企业的运营能力。

北极星电力市场网做了一个案例推演。同样是100MW的三家风电场，接入同一个电网接入点，年发电量相差不到5%。但到了年底结算时，收入差距却可能高达40%以上。

因为在电力市场交易策略上走了三条完全不同的路，这三座场站的综合结算电价出现了显著分化，有些年收入是6000多万元，有些年收入超1亿。

因采用不同交易策略，三个场站呈现不同收入。

来源：北极星电力网

企业做项目投决不再只看装机规模，开始精细核算消纳、电价、税费等全维度指标，行业进入审慎投资阶段。

政策层面，也在不断提出应对之策，包括全面推进电力现货市场，完善辅助服务市场，建立可靠容量补偿机制，并推动绿电直连、智能微电网、零碳园区等新模式。

能源转型的步伐不会停止，目前电价下行和弃风弃光率上升，是新能源行业“转型和成长烦恼”的集中爆发。

参考资料：

[1]光伏們：央国企风、光电站净利持续暴跌

[2]北极星太阳能光伏网：资源、消纳、电价三重冲击，央国企风光收益“塌方”！

[3]预见能源：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”

[4]清泉能源：弃风弃光率居高不下，是新能源装机过快，还是电网不堪重负？

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