盈利承压！头部新能源发电央企业绩复盘与转型新路径分析
2026 年上半年，国内发电行业迎来了一轮集中的业绩 “降温”，多家头部电力央企披露的经营数据显示，新能源板块盈利水平出现显著下滑，曾经被资本市场视作 “现金牛” 的绿电业务，正面临前所未有的经营压力。从行业标杆三峡能源，到龙源电力、华能国际等行业头部企业，均出现了不同程度的营收、净利润双降，这不仅是单一企业的经营波动，更是整个新能源发电行业发展模式迎来重塑的标志性信号。
一、头部企业业绩集体走弱，行业盈利收缩趋势明确
本次业绩下滑并非个别企业的偶发情况，而是覆盖了国内风光发电领域的核心主体，从已披露的公开数据来看，各家企业的盈利下滑幅度均十分显著，核心经营指标同步走弱。
作为行业标杆的三峡能源，业绩下滑幅度最为突出，2026 上半年归母净利润同比暴跌 66%-73%，拆分季度数据来看，一季度实现净利润 10.4 亿元，意味着二季度整体经营几乎没有盈利增量，盈利下滑趋势仍在持续。而其他头部企业也呈现出高度趋同的经营压力，行业整体的盈利收缩已经成为不争的事实。
二、行业盈利收缩的核心：三重长期制约因素叠加
单一企业业绩下滑可归为个体经营问题，但全行业同步盈利缩水，本质是行业发展模式变革下的三重长期制约因素，这也是未来发电集团必须直面的核心行业变量。
1. 自然风光资源波动加剧，发电核心基数持续走低
气候条件是新能源发电的基础变量，2026 年 1-5 月全国风电、光伏平均利用小时数分别同比减少 150 小时、36 小时，风光资源的周期性波动正在从 “可忽略项” 变为影响盈利的核心因素。过去依靠保障性收购机制，气象波动不会直接传导至企业利润；如今市场化交易全面铺开，发电量波动会直接转化为营收、利润变化，资源禀赋的差异直接拉开了企业盈利的差距。
2. 电网消纳配套滞后，弃风弃光问题持续恶化
国内风光装机规模保持高速扩张，但外送通道、储能配套建设进度未能同步跟进，新能源消纳矛盾持续凸显。2025 年全国风电弃电率 5.7%、光伏弃电率 6.6%，两项指标较 2024 年近乎翻倍；2026 年一季度光伏利用率一度跌破 91%。西北、蒙西等新能源大基地项目资源禀赋优越，但跨区域外送通道阶段性紧张，大量电力无法及时送出，形成 “发得出、卖不掉” 的尴尬局面，产能无法转化为实际收益。
3. 电价市场化改革重塑规则，传统稳收益逻辑失效
2025 年出台的 136 号电价市场化改革文件，是行业发生根本性转变的核心分水岭。在此之前，新能源项目投资逻辑简单清晰：只要抢占优质风光资源，项目建成后电量、电价均有稳定保障，装机规模越大，长期收益确定性越高。新规落地后，新能源发电量需全面参与市场化交易，电价完全由市场供需决定，电站盈利不再仅取决于发电总量，还要兼顾发电时段、区域负荷、电网输送能力、市场竞价水平多重变量，过去 “跑马圈地、扩装机即增收” 的投资模式彻底失效。
三、行业转型进行时：发电央企已开启的经营打法调整
面对行业环境剧变，各大发电央企已经放弃粗放式扩张老路，从投资布局、市场运营、配套业务三大维度重构发展策略，主动适配电力市场化新环境，为后续转型打下基础。
1. 调整投资导向，从 “资源抢占” 转向 “市场筛选”
过去行业发展以资源为核心，只要具备风光开发条件便快速拿地、上马项目；如今企业优先评估项目消纳条件、外送通道、区域电价水平，低收益资产逐步收缩，优质大型基地成为投资重心。国家能源集团新增资源重点布局沙戈荒新能源基地、采煤沉陷区综合能源项目；华能集中资源开发甘肃陇东、青海海南州等多能互补大型基地；国家电投梳理剥离收益薄弱的户用光伏资产，优化存量资产结构，投资逻辑的转变已经成为行业共识。
2. 搭建专业交易体系，补齐电力市场化运营能力
此前发电企业核心工作聚焦机组运维、安全生产，电力销售仅为辅助环节；市场化改革后，电价、收益高度依赖交易策略，各大央企纷纷搭建专业化电力交易团队与数字化营销平台。华能设立专业电力交易团队与市场研究中心，将市场化运营纳入改革主线；华电打造生产营销一体化数字平台，推出央企自有售电品牌 “华电易”；大唐在四川、海南落地现货交易智能决策系统，电力交易能力已经成为发电企业的核心竞争力之一。
3. 加码储能与灵活调节资源，破解供需错配难题
电价下行只是表层问题，风光发电间歇性、供需时段错配才是行业长期痛点。储能、虚拟电厂、综合能源服务从早期试点业务，升级为企业核心布局赛道，通过可调资源对冲市场波动风险。国家能源集团投运 12 座虚拟电厂，聚合可调资源超 550 万千瓦；国家电投苏州虚拟电厂整合 91 万千瓦分布式能源，具备 23 万千瓦灵活调节能力；华电江苏联合园区、设备企业搭建智慧能源平台，统一统筹光伏、储能、充电桩、工业可调负荷资源，通过多能互补提升收益稳定性。
四、未来行业新发展模式：发电集团的核心转型方向与落地路径
业绩下滑的阵痛，本质是行业从 “政策红利期” 进入 “能力竞争期” 的必然阶段。未来发电行业的新发展模式，将彻底告别过去的规模依赖，转向以价值创造为核心的全新体系，发电集团需要围绕四大核心方向完成深度转型，才能在新的行业环境中实现稳定盈利与长期发展。
1. 构建 “全生命周期价值管理” 的盈利新模式，从 “装机规模论” 转向 “度电盈利论”
未来行业的核心竞争，不再是谁的装机规模更大，而是谁的度电盈利更高、全生命周期收益更稳定。发电集团需要彻底重构投资决策体系，将市场化电价、消纳能力、资源波动、运维成本等变量前置到项目投资阶段，建立 “一项目一测算” 的精细化投资模型，摒弃过去 “先拿地、后算账” 的粗放模式。同时，针对存量资产开展提质增效，通过技术改造提升低效电站的发电效率，通过资产优化剥离低收益、高风险项目，实现存量资产的价值最大化，让每一台机组都能创造稳定的收益。
2. 打造 “源网荷储一体化” 的综合能源服务模式，从 “单一发电企业” 转向 “能源解决方案提供商”
单一的发电业务已经无法对冲市场化带来的收益波动，未来的核心增长曲线，在于从 “卖电” 向 “卖服务” 转型。发电集团需要依托自身的电源资源，向上游延伸至绿电开发、碳资产管理，向下游覆盖用户侧的综合能源服务，形成 “源 - 网 - 荷 - 储” 全链条的业务闭环。针对工业园区、大型公共建筑、高耗能企业等核心用户，提供定制化的绿电替代、储能配置、负荷管理、节能改造一体化解决方案，不仅能锁定长期稳定的电力消纳场景，更能通过服务创造额外收益，摆脱单纯依赖电价的盈利模式。
3. 建立 “市场化导向” 的精益运营模式，从 “生产型企业” 转向 “经营型企业”
电力市场化改革的深化，意味着发电企业的核心能力必须从 “安全生产、稳定发电”，延伸至 “精准预测、高效交易、灵活运营”。发电集团需要搭建三级电力交易体系：集团层面建立市场研究与交易决策中心，统筹全国市场的价格研判与交易策略；区域层面建立本地化交易团队，精准匹配区域内的供需关系与交易机会；场站层面建立智能化的交易执行系统，实现发电量、电价的精准申报与优化。同时，通过数字化转型，打造覆盖 “资源预测 - 发电计划 - 交易决策 - 机组运维” 全流程的智能运营平台，用数据驱动经营决策，最大限度降低市场波动带来的收益风险。
4. 布局 “全球化 + 新赛道” 的多元扩张模式，打开长期增长新空间
国内新能源市场已经进入存量竞争阶段，资源内卷、电价下行的趋势难以逆转，全球化布局将成为发电集团突破增长瓶颈的重要方向。具备条件的发电集团，可依托国内成熟的开发、运维、技术经验，布局东南亚、欧洲、拉美等海外新能源市场，参与全球绿电交易与碳市场，打开新的增长曲线。同时，在新能源主业之外，积极布局抽水蓄能、新型储能、氢能、光热发电等新赛道，形成多能互补的业务格局，通过不同能源品类的收益互补，对冲单一市场的波动风险，构建长期稳定的业务基本盘。
总结
三峡能源等头部企业的业绩下滑，并非发电央企的“铁饭碗” 破碎，而是行业发展底层逻辑的彻底重构。过去依靠政策兜底、规模扩张获取固定利润的时代已经落幕，未来的新能源发电行业，没有躺着赚钱的机会，只有靠精准的项目研判、成熟的市场运营、多元的业务布局才能实现稳定收益。对于发电集团而言，当下的业绩阵痛，正是倒逼企业完成模式迭代与能力重构的契机，谁能率先适配新的行业规则，谁就能在新一轮的行业洗牌中占据主动。
嘉伦国咨能源电力研究咨询中心简介
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来源：嘉伦国咨
