微信客服
微信公众号
2026年上半年，龙源电力实现营业收入146.42亿元，同比下降6.48%；归母净利润23.93亿元，同比下降29.10%；扣非归母净利润24.13亿元，同比下降26.60%。放在主要新能源央国企中，这样的利润降幅不算最差，但也绝不轻松。
比业绩下滑更值得关注的，是龙源电力明显放慢的装机节奏。
龙源电力在半年报中称，公司“规模发展成效突出”。但今年上半年，公司新增新能源控股装机仅397.27MW，其中风电340.95MW、光伏56.32MW，远低于华电的5.50GW。
在新能源项目收益率普遍承压、“十五五”项目尚未全面接续的背景下，央企放慢风光投资并不意外。
华电新能源其实也在减速，只是凭借充足的存量项目，仍在以规模扩张对冲电价下跌、利用小时下降和补贴退坡。代价也很明显，装机增加了，利润却没有同步增长。
龙源电力则明显收缩了上半年新能源装机及投资力度。但其全年目标并不小。
按照公司规划，龙源电力2026年计划新增新能源装机450万千瓦，且以风电项目为主。
上半年实际完成不足年度目标的一成。这意味着，下半年还需新增约410.27万千瓦，压力都在下半年了。
上半年比行业多发65小时，龙源仍少赚近10亿元
2026年上半年，龙源电力风电平均利用小时数为982小时，同比减少120小时，但仍比全国并网风电平均水平高出65小时。
运营基本盘并未失守，但跑赢了行业平均线，龙源却没能守住利润。
上半年，龙源电力归母净利润23.93亿元，较上年同期减少约9.82亿元；风电分部收入减少13.71亿元，经营利润由62.13亿元降至50.07亿元，减少12.06亿元。风电业务的利润降幅，超过了公司归母净利润的整体降幅。
其背后是“风电资源”和“价格”一起变差。
上半年，龙源风电发电量为312.67亿千瓦时，同比下降6.67%；风电平均上网电价则由477元/MWh降至457元/MWh，下降约4.19%。公司将电价下滑归因于风电市场交易竞争加剧、无补贴项目增加。
龙源并非个例。
风电观察简单统计了下，从发电量来看，风电与光伏走势分化明显。
风电板块全面承压，上市公司风电发电量同比降幅明显：中广核新能源同比下降17.90%，大唐新能源下降13.51%，国电电力下降9.97%，龙源电力下降6.67%，三峡能源下降3.19%。
光伏则是另一番景象。受新增装机拉动，多数企业光伏发电量仍在增长。但对龙源电力而言，光伏并没有成为风电之外的利润缓冲垫，反而陷入了更典型的“电量增长、利润下滑”。
光伏增长对冲，多发少赚
风电的问题是量价齐跌。光伏看似好一些：发电量增长、电价基本稳定，结果却同样没能守住利润。
作为全球规模领先的风电运营商，龙源电力在“十四五”期间对光伏的态度几经变化。
2022年至2023年前后，龙源一度进入“光伏补课期”。相比风电，光伏建设周期更短，组件价格的大幅下降使得同样资本开支买到更多装机容量。2024年，大量前期取得的光伏项目集中投产以及外购项目，推动龙源迅速扩大光伏业务规模。
但当电价下行、消纳恶化和全面入市改变收益模型后，龙源又迅速将光伏从“高效快速发展”降级为“择优发展”。
态度变化的背后，是规模与收益逐渐脱节。
两年时间，光伏收入几乎翻倍，2026年上半年，龙源太阳能发电量同比增长22.22%，太阳能分部收入增长20.39%；平均上网电价为308元/MWh，与上年同期基本持平。但太阳能分部经营利润反而下降12.78%。
电发得更多，收入也增长，利润反而更少。
原因主要藏在折旧里。龙源太阳能分部折旧摊销从9.15亿元升至13.03亿元，同比增长42.43%，远快于20.39%的收入增速。太阳能分部经营利润率也由32.3%降至23.4%。
项目利用小时、电价和消纳水平不足以覆盖快速增加的折旧，规模越大，利润被摊得越薄。
税收返还也少了近4亿元
龙源将收入下降主要归因于风电利用小时和电价下降。但从利润表看，还有一个很容易被忽视的因素：增值税即征即退收益大幅减少。
这个可以追溯到2025年的一个重要政策。
2025年10月，财政部、海关总署、税务总局发布公告，自当年11月1日起，废止实施了陆上风力发电增值税优惠政策。
此前，为鼓励风电发展，自2015年7月1日起，纳税人销售自产风电可享受增值税即征即退50%。政策调整后，陆上风电不再享受这一优惠，只有海上风电被暂时保留至2027年底。
十年政策红利，就此退出陆上风电。
2020年至2024年，公司每年确认的增值税即征即退收益平均约8.7亿元，占同期营业收入的比例平均为2.4%。
2025年上半年，龙源电力确认增值税即征即退收益4.81亿元；到了2026年上半年，只剩0.95亿元，同比减少3.87亿元。即便对家大业大的龙源电力而言，这也不是一个可以忽略的数字，进一步压低了企业的利润总额。
风电的旧账，算不下去了
行业早已做好新能源进入“微利时代”的准备，但现实比预期更严峻。新能源全面入市后，过去建立在固定电价和稳定利用小时之上的收益模型，正在失效。
先看电量。2026年上半年，全国风电、光伏发电利用率分别降至90.9%、91.4%，已连续三年同比回落。
龙源的区域数据更直观。在其披露的30个国内风电经营区域中，25个利用小时同比下降，18个降幅超过10%。山东、湖南降幅均在27%左右，广东、广西超过18%，湖北超过17%，江苏陆风、海风分别下降16.41%、13.65%。
风电消纳难题，已经从西北蔓延至中东部。
电价也在持续下探。2025年，龙源风电平均上网电价由527元/MWh降至475元/MWh；2026年上半年又降至457元/MWh。
过去，风机降价还能消化部分收益压力。但整机商已榨无可榨。今年上半年，风机价格较2025年有所好转，陆上风机中标价格在不同月份间存在差异，中标均价在1385.24~1701.42元/kW之间变动。
与此同时，部分新能源项目还面临土地两税、“三免三减半”等税收口径变化。
电发得更少，卖得更便宜，设备降本见底，税收优惠退场。整套收益模型被重新改写。
重新扛起风电大旗
不过，当光伏增收不增利、风电旧收益模型失效，龙源电力给出的答案，是重新强化自己的风电身份。
7月9日，龙源在投资者交流中明确提出：“优先发展风电，择优发展光伏。”正在编制的“十五五”规划，也将重点投向“沙戈荒”大基地、海上及深远海风电，并推进老旧风场“以大代小”。
这一转向已经反映在装机结构中。
2024年，龙源新增新能源控股装机748.07万千瓦，达到近年高点；2025年净新增规模降至485.11万千瓦；2026年上半年仅新增39.73万千瓦。规模在减速，风光次序也在改变。
2023年至2025年，光伏连续三年占新增风光装机六成以上；今年上半年，风电占比重新升至85.83%。龙源电力2025年新签订开发协议5.86GW，其中风电4GW、太阳能0.65GW。
但上半年的投产速度，与全年计划相去甚远。
龙源手中并非没有项目。上半年，宁夏腾格里2.5GW风电项目已经全面开工，海南东方CZ8海上风电项目也在陆续并网。截至2026年一季度末，公司已取得开发指标的海上项目容量约700万千瓦，主要分布在江苏、海南、福建和广东。
更大的一笔筹码，是甘肃巴丹吉林基地。
今年6月，龙源以2463.17万元收购国能巴丹吉林公司剩余49%股权，持股比例由51%升至100%，买下的是千万千瓦级基地的开发平台，完全主导这一项目的开发节奏。该基地规划新能源装机11GW，其中风电4.3GW、光伏6.7GW，并配套4GW调峰火电、1.4GW/5.6GWh储能。
存量风场也要继续挖潜。2026年，龙源计划在浙江、海南、福建、江苏等地开工9个“以大代小”项目，将原有43万千瓦装机扩容至91万千瓦，增幅超过一倍。
不过，项目多并不等于利润稳。
电力交易正在成为运营商的一项专门生意。龙源旗下子公司今年新设市场营销中心，上半年新增的221.73万元销售费用，全部花在营销人员薪酬上。
过去，运营商的核心能力是拿指标、建电站；现在还要判断电什么时候卖、以什么价格卖、多少电量进入现货市场。
从重押大基地和海上风电，到改造老旧风场，再到补上电力交易能力，龙源正在寻找新的增长方式。
只是，“十五五”的竞争已经不再是谁装得更多，而是谁能把新增装机真正变成电量、收入和现金流。龙源重新押注风电，押中的不能只有规模。
0 条