长源电力2026年中报：发电量止降转增、净利扭亏，风电成新能源战略主攻方向

一、战略主题演变：从"存量提质、增量做优"到"将发展风电作为主要方向"

2025年年报确立的战略框架为"坚持存量提质、增量做优，突出效益优先、成本领先"，在新能源领域提出"优先发展风电，择优开发光伏，合理布局发展新型储能"。2026年半年报将战略重心进一步收窄并具体化，明确"坚持市场导向，突出质量效益，将发展风电作为主要方向，全力争取风电资源和建设指标，加快优质风电项目落地实施，优化新能源装机结构"。

资源获取数据印证了这一转向：

2026年上半年获取的建设指标全部为风电，且半年的指标获取量已超过2025年全年水平。风电从"优先发展"的并列选项升级为明确的"主要方向"。

二、业务结构变化：水电与热力贡献增强，光伏发电量收缩

各电源发电量及结构变化：

收入与毛利结构方面，2026年上半年发电-电力收入60.03亿元，占总收入87.52%，同比+2.12%；发电-热力收入7.88亿元，占比11.49%，同比+20.39%，毛利率15.40%，同比提升22.62个百分点；电力业务毛利率6.74%，同比下滑1.98个百分点。热力业务量价齐升，成为收入与盈利结构中最突出的改善项，与公司"火电厂全部具备供热能力，并依托周边经济开发区积极拓展热力市场"的表述相互印证。

光伏是上半年唯一收缩的电源：发电量下降26.99%，管理层归因于"全省装机持续增长，光伏企业存在大发时段因电网断面阻塞而无法发电的情况，且上半年阴雨时长高于同期"。同期湖北全省水电同比增长52.83%，管理层明确表述为"严重挤压火电机组发电空间"，但公司火电发电量仍实现+1.12%的正增长，主要依托2026年1月汉川四期第二台100万千瓦机组投产转商运带来的增量——公司可控装机从2025年末的1260.25万千瓦增至1360.25万千瓦（火电从931万千瓦增至1031万千瓦），占湖北全省装机比重由9.07%升至9.53%，火电占比由20.49%升至22.42%。

三、关键措施执行情况：扩能落地、转型提速与亏损治理承压并存

• 煤电扩能：2025年年报披露"聚力攻坚工程建设，汉川四期7号机组一次性通过168小时试运行，并于年底完成并网"；2026年半年报确认8号机组于2026年1月投产转商运，2×100万千瓦项目全面投产，半年报新增"优质煤电装机100万千瓦"。
• 新能源开发节奏放缓：2025年全年新能源项目开工2.09万千瓦、投产39.14万千瓦，年末新能源装机269.72万千瓦；2026年上半年新开工8.216万千瓦，全年计划为新开工18.216万千瓦、投产6.216万千瓦。投产计划规模较2025年实际投产水平明显收窄，同期公司新设松滋新能源（风力发电，尚处基建期），资源重心向风电储备倾斜。
• 亏损治理未见显著成效：2025年年报提出"加强亏损企业治理，'一厂一策'制定扭亏方案"。2026年上半年，长源一发净利润-3094.66万元、青山公司-1772.51万元，钟祥新能源-1775.07万元、荆门新能源-736.92万元，多数光伏子公司及两家火电子公司延续亏损，亏损面未明显收窄。
• 年度目标进度：2025年年报提出2026年营业收入155.79亿元、发电量398.4亿千瓦时、售热量2311万吉焦的经营目标，上半年实现营业收入68.59亿元、发电量169.28亿千瓦时、售热量1319.22万吉焦。

四、核心能力建设：研发投入收缩，竞争壁垒表述转向系统调节能力

• 研发投入：2025年全年研发投入9960.94万元，同比+87.77%，占营业收入0.74%，其中资本化研发投入7950.96万元、资本化率79.82%，管理层说明系对科技项目中研发应用的设备费用进行资本化；2026年上半年研发投入412.36万元，同比-71.44%，管理层解释为"报告期研发项目及费用减少所致"。研发投入在年报大幅冲高后于中报明显回落，资本化因素对投入规模的扰动值得关注。
• 研发方向：2025年年报披露的在研项目集中于煤电灵活性改造，包括基于熔盐储能的煤电机组调频调峰供热、基于透明可视的1000MW级燃煤锅炉灵活智能燃烧、智慧干式排渣系统等，与火电功能定位转换方向一致。
• 核心竞争力表述调整：2025年年报四项竞争力为电源布局、电煤保供控价、机组性能、公司治理与人才；2026年半年报调整为电煤保供控价、电源布局、系统支撑力、公司治理。"机组性能优势"（30万千瓦以上机组、4台100万千瓦超超临界机组）被"系统支撑力优势"取代，后者强调火电"充分发挥电力系统安全稳定运行的'压舱石''调节器'作用"，并突出"经过技术改造，公司火电厂全部具备供热能力"。公司对自身能力的定义正从设备规模优势转向系统调节与综合能源服务能力。

五、财务表现与经营质量：净利扭亏依赖燃料成本与电价回升

• 盈利驱动因素切换：2025年公司亏损的主因是"售电均价同比下降减利16.39亿元、发电量同比减少减利4.47亿元"，燃料降价（增利10.61亿元）未能完全对冲；2026年上半年利润总额2.45亿元、同比+32.13%，管理层归因于"入炉综合标煤单价同比下降、投资收益同比增加、售电均价同比上升"三因素。上半年不含税平均上网电价390.95元/千千瓦时，同比增加3.14元/千千瓦时，电价自2025年的下行通道中初步企稳。
• 利润结构：上半年投资收益4565.29万元，占利润总额18.64%（主要系联营企业净利润增加）；计提信用减值损失-1091.57万元，占利润总额-4.46%。利润对非主营项目的依赖度处于相对高位。
• 债务结构短期化：短期借款占总资产比例由上年末的14.85%升至22.72%，长期借款占比由28.25%降至25.16%；财务费用同比+15.67%，扭转了2025年-19.18%的下降趋势。
• 现金流质量：经营现金流净额连续两个报告期同比下降（2025年-23.47%、2026年上半年-19.40%），现金及现金等价物净增加额-4623.81万元，管理层解释为经营活动及筹资活动现金流净额减少所致。

六、风险认知的演进：从"市场竞争风险"到"经营效益风险"

2025年年报对2026年度重大风险的评估排序为：市场竞争风险、工程项目管理风险、生产管理风险、燃料采购与供应管理风险；2026年半年报评估排序为：工程项目管理风险、生产管理风险、经营效益风险、燃料采购与供应管理风险。

"市场竞争风险"退出前四，新进入的"经营效益风险"位列第三。半年报对该风险的描述聚焦电价机制变化："由于现货市场化程度持续提升，电价受供需形势、天气变化、新能源出力等因素影响更加显著，电价波动不确定性增加。新能源装机增速快、占比大，火电发电空间进一步被挤压。"应对措施从2025年年报的"增强争量稳价能力、发挥中长期交易'压舱石'作用"细化为"优化长短协与现货交易协同，落实合约日跟踪、周调整机制，紧盯气象水情，对冲现货价格波动风险"。

此外，2025年年报预判2026年煤炭市场"供需相对平衡、阶段性供应偏紧，市场煤价中枢预计同比上移"，而2026年上半年利润改善仍部分依赖"入炉综合标煤单价同比下降"，燃料成本红利是否延续构成下半年盈利的敏感变量。

综合结论

2026年上半年，长源电力发电量止降转增（+1.28%），归母净利润扭亏为盈（1.73亿元，+82.39%），核心驱动力来自入炉标煤单价下降、售电均价回升与水电大发，而非电量规模的扩张；汉川四期2×100万千瓦全面投产使火电装机增至1031万千瓦，火电在省内占比升至22.42%，"压舱石"定位进一步固化。战略层面，公司明确将风电作为新能源发展的主要方向，上半年获取风电建设指标50万千瓦、超过2025年全年水平，但2026年全年新能源投产计划（6.216万千瓦）远低于2025年实际投产规模（39.14万千瓦），资源储备与建设节奏之间存在错位。值得关注的另一组信号是：光伏发电量因断面阻塞和阴雨天气下降26.99%，上半年研发投入同比-71.44%，经营现金流连续两个报告期下滑，短期借款占比上升推高财务费用，以及多个火电与光伏子公司延续亏损——这些因素共同构成对下半年"经营效益风险"管控的检验。

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