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  三峡能源（600905）2026年半年度报告数据显示，公司当期实现营业收入133.57亿元（-9.36%），归属于上市公司股东的净利润12.19亿元（-68.05%），业绩降幅较2025年全年（归母净利润37.14亿元，-39.20%）逐步扩大。管理层将下滑归因于风光资源同比下降、部分区域消纳形势变化、市场化交易比例提高与价格波动、并网项目投产带来的折旧增加四重因素。与2025年年度报告对照，公司正处于规模扩张与效益回落并行、战略重心向提质增效与市场化运营转移的阶段。

  聚焦价值创造、坚持稳中求进，围绕沙戈荒大基地和海上风电大基地两大战略重点，落实四强四化行动要求

  围绕陆上大基地、海上风电引领者两大战略主线，全面落实四强四化，积极推动抽水蓄能、新型储能、光热、氢能等新兴业务发展

  以高质量发展为主题，锚定国家十五五规划发展目标，做强做优做大传统新能源业务，前瞻性研究布局绿电直连、绿电制氢氨醇、虚拟电厂等战略性新兴业务

  2026年半年报在宏观环境定性上延续了2025年年报安全风险叠加演变期、低碳转型加力推进期、能源创新加速突破期、体制改革深度攻坚期、国际合作调整重塑期的五期叠加判断，并首次将《新型能源体系建设十五五规划》要求2030年风电和太阳能装机比重超过50%、新能源发电量比重达到30%列为行业增长坐标。战略关键词由大基地、两大主线细化为系统友好、市场友好——2026年半年报在资源获取部分强调坚持市场驱动与效益优先原则，聚焦项目全生命周期精益化管理，与2025年年报经营计划中提质增效、锻造韧性的基调一致。

  值得关注的是，2025年年报公司发展战略部分首次列入把握投资并购机遇，稳健开展国际业务、拓展海外市场，将国际业务纳入战略框架；2026年半年报延续了该表述中培育新能源一体化聚合运营能力、适度探索虚拟电厂发展空间等新方向，显示战略框架正在从单一的装机增长叙事中拆分出运营、营销与海外三条增量线索。

  对比2025年同期（发电量393.14亿千瓦时，+8.85%），2026年上半年公司发电量增速由双位数滑落至接近零增长：风电发电量受区域平均风速下降与消纳限制转为负增长，太阳能发电量的正增长（+7.07%）主要依赖装机增长。太阳能已成为电量层面的增长引擎，但其收入表现并未同步——太阳能发电收入40.95亿元（-8.05%），降幅大于风电收入（88.80亿元，-10.73%）之外的所有板块，量价背离在两大主业中同时出现。

  2026年上半年公司新增并网装机仅36.12万千瓦（风电9.97万千瓦、太阳能16.15万千瓦、独立储能10.00万千瓦），期末累计装机5269.53万千瓦，较2025年末（5237.41万千瓦）净增约32万千瓦；同期转让明阳常村40MW分散式风电项目，核减装机4万千瓦。市场地位方面，风电累计装机占全国份额由2025年末的3.82%降至3.61%，海上风电份额由16.06%降至15.63%，太阳能份额由2.23%降至2.11%，集中式光伏份额由3.90%降至3.82%。

  在建项目结构显示调节性电源比重上升：2026年6月末在建项目计划装机1838.65万千瓦，其中火电796万千瓦、抽水蓄能360万千瓦合计占六成以上，而风电（438.56万千瓦）、太阳能（224.09万千瓦）在建规模较2025年末（风电558.98万千瓦、太阳能528.43万千瓦）明显收缩。新增核准/备案项目容量167.44万千瓦，仅为2025年同期的41.80%（400.56万千瓦）。资本开支重心集中于阳洲五期、七期海上风电（计划投资合计约245.45亿元）与库布齐鄂尔多斯中北部、新疆南疆塔克拉玛干沙漠两大沙戈荒基地（计划投资合计约1516.40亿元），青海格尔木南山口抽水蓄能电站（计划投资178.84亿元）为最大的单体调节性电源项目。

  ：2026年上半年新增并网装机36.12万千瓦，较2025年上半年的218.07万千瓦、2025年全年的461.53万千瓦出现量级性回落；发电量395.21亿千瓦时仅+0.53%，管理层以上网电量没有到达预期定性，与全力确保主要经营指标实现合理增长的计划形成落差。

  ：莆田平海湾海上风电场DE区项目实现全容量并网发电，莘县陆上风电项目全容量并网；库布齐、南疆大基地及阳洲五期、七期均处于在建状态，2026年上半年主要项目本期增加投入合计约67.56亿元（按披露的重大非股权投资加总口径计算口径外，以各项目本期增加金额为准：阳洲七期18.47亿元、库布齐13.83亿元、莆田平海湾9.46亿元、南疆7.12亿元、阳洲五期7.08亿元、格尔木抽蓄6.50亿元、莘县5.00亿元）。

  ：2025年公司市场化交易电量487.41亿千瓦时（+18.98%），占全年上网电量比例由58.59%升至65.80%；2026年半年报进一步披露参与市场化交易电量明显提高，并将营销体系升级、增量项目机制竞价、绿电跨省外送与多年期协议、CCER及绿证多元化销售列为重点工作，对应2025年年报构建营销对标体系、优化一站一策竞价、实现中长期合同应签尽签的计划。

  ：2025年度利润分配方案于2026年5月29日经股东会通过，每10股派发现金红利0.41元（含税），合计11.72亿元，占2025年度归母净利润的31.56%；控股股东三峡集团2026年4月完成一轮增持（超3.5亿股、超15亿元）后，于2026年7月20日启动新一轮增持计划，金额不低于15亿元、不高于30亿元——这是2025年报加强市值管理，推动信息披露向主动价值传递转变计划的具体落地。

  公司2025年全年研发投入合计5.55亿元，占据营业收入1.95%，其中资本化研发投入4.56亿元、资本化比重82.25%，费用化研发投入0.98亿元；2025年利润表研发费用0.20亿元（-53.97%）。2026年上半年研发费用0.12亿元（+36.16%），管理层说明系围绕主营业务的研发投入增加；当期签署2项科学技术合作协议、联合获批2项省级科技专项项目。

  从披露口径看，公司更倾向于以工程载体实现技术突破：2025年年报披露新增受理专利1500余项、授权专利700余项，累计拥有知识产权2000余项，±525kV交联聚乙烯绝缘光纤复合直流海底电缆系统等4项成果入选第五批能源领域首台（套）重大技术装备清单；2026年半年报未再披露专利数量，转而强调千万级测点秒级存储的工业网络站点平台、DCMM稳健级评估认证、人工智能故障检修分析与各省电费结算单识别等应用。对比2025年年报新能源工业网络站点平台已实现千万级测点毫秒级刷新、AI知识助手智小侠正式上线，公司数智化投入的叙事正从生产监控（毫秒级刷新）转向经营决策赋能（电费结算、经营分析）。

  资金与融资能力方面，公司维持AAA级信用评级，2025年财务费用-3.85%（项目综合融资成本下降，发行公司债券期末余额129.89亿元，较上年末+160.07%）；2026年上半年财务费用20.92亿元（+1.69%），变动源于并网项目投产带来的费用化利息支出增加，融资成本管控的表述与上年一致。

  利润率收缩的定价与成本双因素：2025年公司平均上网电价合计0.3767元/千瓦时（-10.74%），风电0.4059元/千瓦时（-10.42%）、太阳能0.3265元/千瓦时（-11.09%）；毛利率方面，风电46.47%（同比-6.55个百分点）、太阳能33.98%（同比-19.10个百分点）。电价下行斜率未在2026年上半年收敛——风电收入-10.73%（发电量-3.19%）、太阳能收入-8.05%（发电量+7.07%），量价缺口逐步扩大。成本端刚性特征显著：2026年上半年经营成本85.94亿元（+10.15%），其中风电成本51.09亿元（+5.85%）、太阳能成本31.88亿元（+16.14%）、独立储能成本1.88亿元（+32.21%），管理层解释为并网项目投产带来固定资产折旧及经营成本增加——2025年全年经营成本165.25亿元（+17.36%）亦呈同向趋势。

  利润结构中的一次性因素：2026年上半年投资收益合计5.65亿元，较上年同期（11.11亿元）减少3.51亿元，系上年同期处置参控股水电公司股权及相关债权形成较高非经常性收益；本期非经常性损益合计0.76亿元（2025年上半年为5.65亿元），其中非流动性资产处置损益1.15亿元。扣非归母净利润-64.28%与归母净利润-68.05%的差距主要由该因素解释，但即便剔除一次性收益影响，主营盈利能力仍在快速回落。

  现金流与盈利背离：经营活动现金流量净额87.62亿元（+6.23%），延续2025年全年+10.81%的增长，管理层归因于可再次生产的能源电价附加回收增加（2025年为新项目投产发电、电费回收增加）。在净利润大幅收缩的同时经营现金流保持增长，反映补贴回收节奏与利润确认时点存在一定的差异，也提示账面盈利向现金转化能力与市场化电价结算机制之间的匹配度需持续跟踪。

  盈利的季节性走弱：2025年分季度归母净利润依次为24.47亿元、13.68亿元、4.98亿元、-5.98亿元，第四季度出现亏损；2026年第一季度归母净利润10.40亿元（-57.49%）。结合2026年上半年加权ROE仅1.36%（同比-2.94个百分点），公司纯收入中枢下移在季度维度已连续六个季度显现。

  2025年年报与2026年半年报披露的可能面对的风险均为5项，名称与排列顺序完全一致：政策及市场变化风险、市场营销风险、电力消纳风险、资源获取风险、工程质量安全风险；2025年半年报的首项风险为政策调整风险，至2025年年报调整为政策及市场变化风险，市场营销风险升为第二顺位。

  风险表述的演进体现在权重而非种类：2026年半年报在销售模式描述中将136号文（发改价格〔2025〕136号）确立为上网电量原则上全部进入电力市场、上网电价通过市场交易形成的运行基准，并在核心竞争力部分明确积极应对现货市场全面运行与电价机制重塑新挑战，将推进增量项目机制竞价在多省市场取得积极进展列为成果；对应到财务结果，2025年市场交易电量占比65.80%（+7.21个百分点）与平均电价-10.74%的同步走高，说明电价形成机制的市场化程度与公司收入承压程度正相关，市场营销风险从预案表述变为季度损益中的显性变量。电力消纳风险方面，2026年上半年受部分区域消纳形势变化影响，上网电量没有到达预期被列为业绩下滑的四大主因之一，且风电发电量-3.19%与利用小时-143小时（1003小时，仍高于全国并网风电均值917小时）表明该风险已从区域现象演化为系统性约束。

  三峡能源2026年半年报呈现三重结构性特征：其一，新增并网装机36.12万千瓦仅为上年同期六分之一，资源获取（新增核准/备案167.44万千瓦）与在建规模同步收缩，公司事实上已从十三五十四五时期的装机高增长模式切换至十五五开局年的项目消化与运营深化模式，在建结构中火电、抽水蓄能等调节性电源占比提升，反映其对现货市场全面运行下消纳与电价环境的应对；其二，电量增长引擎由风电切换至太阳能，但电价市场化（2025年市场交易电量占比达65.80%）叠加折旧刚性使两大主业的收入、毛利率同步承压，2026年上半年利润降幅（-68.05%）远超收入降幅（-9.36%），盈利对电价与消纳的敏感度显著上升；其三，经营现金流持续改善（2026年上半年+6.23%）与分红比例提升（2025年度分红占归母净利31.56%）、控制股权的人连续增持形成呼应，公司正在以现金流+股东回报对冲净利润下行。需要持续跟踪的核心变量包括：存量项目机制电价结算的执行情况对综合电价的托底效果、库布齐与南疆大基地及阳洲项目的投产节奏对折旧压力与电量增量的再平衡、以及调节性电源（抽水蓄能、火电）投产后的盈利兑现能力。

  证券之星估值分析提示三峡能源行业内竞争力的护城河优秀，盈利能力平平，营收成长性一般，综合基本面各维度看，估值合理。更多

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