## 资源分化：老天爷成了最大的变量

2026年7月14日，三峡能源发布半年度业绩预告，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%，而上年同期这一数字为38.15亿元。公司将原因归结为三方面：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。

上半年，三峡能源累计总发电量395.21亿千瓦时，仅同比增长0.53%，其中风电发电量242.62亿千瓦时，同比下降3.19%，太阳能发电量同比增长7.07%。风电龙头企业龙源电力同期累计发电量同比下降2.19%，风电同比降幅达6.67%。美银证券预计龙源电力中期纯利约32亿元，二季度同比下跌12%。

水电方面呈现分化态势。长江电力上半年六座梯级电站总发电量同比增长4.81%，主要依赖三峡水库来水偏丰28.74%；但乌东德、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%。国投电力一季度水电上网电量同比下降7.84%，雅砻江水电降幅达9.95%。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。全球能源互联网发展合作组织与中国气象局预计，2026年中国风电平均可发电小时数相比2025年下降近10%。

## 消纳承压：电发出来了，但送不出去

三峡能源公告中提到的「部分区域消纳形势变化」指向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。2026年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%。信义能源预计上半年纯利同比下降25%至35%，原因正是多个省份消纳能力限制产生限电损失。

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，太阳能装机同比增长16.3%，风电装机同比增长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越来越大缺口。三峡能源上半年发电量仅增长0.53%，远低于装机增速，已揭示这一矛盾的后果。

## 电价下行：市场化改革推入价格红海

2025年国家发改委、能源局印发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。此前约85%的电量按燃煤基准价保价收购，全面入市后价格形成逻辑彻底改变。2026年1至2月，全国电网代购电价平均同比下降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。

华润新能源招股书数据显示，2023年至2025年，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64%，利润却下跌26%，中间被吃掉的全是电价。

## 行业分化：水电的相对优势与新能源的系统性困境

同样面临资源波动，长江电力上半年发电量增长4.81%，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%。水电的优势在于资源可预期性更高、消纳优先级更强、电价受市场化冲击相对较小。三峡能源利润降幅远超发电量降幅，说明电价下行的杀伤力远大于电量减少本身。

文章指出，新能源行业过去依靠装机扩张驱动增长的模式正在明确失效。气候变暖带来的极端天气频发是长期趋势，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，而行业尚未建立有效的价格风险管理工具。三峡能源这份业绩预告，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。行业需要回答的核心问题，已经从「能发多少电」转向「发的电值多少钱、能不能卖出去」。