2026年上半年新能源发电全行业盈利收缩，三重压力重构逻辑。
预见能源注意到，7月14日，三峡能源发布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%。
上年同期这一数字为38.15亿元。公司给出的原因有三：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。
梳理同期其他电力上市公司的经营数据可以发现，新能源发电行业正在经历一场普遍的盈利收缩，即资源端、消纳端、电价端三重压力不断增大，行业赖以生存的“量价逻辑”正在被系统性重构。
资源分化
风光偏弱、来水不均，老天爷成了最大的变量
三峡能源将风光资源下降列在业绩变动原因的第一条。
2026年上半年，公司累计总发电量395.21亿千瓦时，较上年同期仅增长0.53%。其中风电完成发电量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%。
总发电量微增主要靠光伏拉动，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。
风电龙头企业龙源电力2026年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，龙源电力完成发电量535万兆瓦时，同比下降7.48%，风电发电量同比降幅达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%，并指出“电价与利用小时数令盈利下行的趋势未止”。
资源端的另一面是水电。
据悉，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%。
但这一增长主要依赖三峡水库来水偏丰28.74%，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%。
也就是说，同一家公司的不同电站，因来水差异出现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%，直接原因是所在流域来水偏枯。
全国层面的数据也印证了这一趋势。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，光伏利用小时虽在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%。
从行业来讲，风光资源的“大小年”效应本属正常，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，资源波动正在从偶发冲击变成系统性风险。
消纳承压
电发出来了，但送不出去
比“发不出来”更棘手的是“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”。这句话指向的是正在卷土重来的弃风弃光。
2025年上半年，全国风电弃电率达5.7%，光伏达6.6%，较2024年同期几乎翻倍。进入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与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。
预见能源认为，新能源发电企业正被困在一个结构性矛盾中：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，已经揭示了这一矛盾的现实后果。
电价下行
市场化改革把新能源推入价格红海
比“量”的收缩更隐蔽、影响更持久的，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的电价压力。
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。此前，新能源发电约85%的电量按燃煤基准价保价收购，剩余部分参与市场交易。全面入市后，价格形成的逻辑彻底改变。
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，均低于全生命周期成本。
华润新能源的招股书数据提供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，利润将被成倍压缩。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瓦解。
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，长江和国投这两家公司仍保持了正增长。
相较而言，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。
这种分化揭示出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：
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