银星能源2026年中报解读：电量电价双降盈利承压，"以大代小"与产业协同持续推进

一、战略主题演变：从"规模扩张"叙事转向"存量提质与产业协同"

2025年年报中，管理层提出"十五五"期间推进"4+4+N+年度重点专项"战略规划新体系建设、打造中铝集团所属绿色能源平台，并以存量项目技术升级改造为基础，加快获取中铝集团内部风光资源。2026年半年报延续了这一框架，但表述进一步聚焦：公司明确新能源发电走"绿色低碳"发展道路，坚持与中铝集团主业嵌入式协同发展，在做好存量设备治理、老旧设备"以大代小"改造的同时，依托中铝集团铝产业高用电负荷开展分布式光伏项目建设，提供源网荷储一体化等综合能源服务，推动新能源产业由单一电力供应向电力服务产品多元化拓展。

核心竞争力表述的调整更能体现战略重心的迁移。2025年半年报将竞争优势概括为"资源优势、新能源规模优势、管理和人才优势、国家政策优势、产业协同优势"，其中两项与资源规模及政策红利直接相关；2025年年报及2026年半年报则调整为"资源禀赋、人才优势、专业治理能力、背靠千亿级用电负荷、商业信誉"五条，"国家政策优势"被淡化，新增"专业治理能力"（依托新能源智慧运维平台的集中运行监护）与"商业信誉"（国央企背景带来的审批、融资、合作优先条件）。战略叙事从"占有好资源、享受政策红利"转向"运营能力+产业协同+信用背书"，与公司当下"存量改造+服务多元化"的经营主线相互印证。

二、业务结构变化：发电主业收入占比回落，装备制造与其他业务放量

发电主业仍占绝对主导，但收入占比由97.82%回落至93.02%。管理层将发电收入下降归因于"上网电量、综合电价下降"，这一判断与2025年全年数据吻合：2025年平均上网电价（含税）为42,300,000元/亿千瓦时，较2024年的49,340,000元/亿千瓦时明显下行，全年收入增长3.47%主要依靠发电量35.36亿千瓦时（同比+11.44%）对冲电价下滑。2026年上半年电价降幅继续扩大，发电量增量已不足以弥补价差。

毛利率维度同样承压：发电行业毛利率由2025年上半年的39.35%降至2026年上半年的35.08%（-4.27个百分点），且已低于2025年全年35.39%的水平；分地区看，华北地区毛利率由2025年上半年的58.16%降至43.34%（-14.82个百分点），降幅显著大于西北地区（34.19%降至31.86%），内蒙古、陕西等省外场站受市场电价冲击更为明显。

收入结构的增量来自装备制造与其他业务。2025年公司塔筒销售量40套（上年为0），全年设备制造收入同比增长21.65%；2026年上半年设备制造及提供劳务收入0.21亿元，已接近2025年全年水平，同比+160.00%。其他业务收入0.22亿元（+256.39%），其中受托经营托管费收入707.55万元计入非经常性损益。两项业务合计占比由2.18%升至6.98%，但体量仍不足以对冲发电主业的下滑。

三、关键措施执行情况："以大代小"项目推进与延期并存

公司将"以大代小"更新改造列为存量提质的核心抓手，两期财报的进度数据可以勾画出执行情况：

关键矛盾点在于长山头项目的工期：2025年半年报曾计划"年内完成项目并网发电"，但截至2025年末项目进度仅49.13%，2026年上半年追加投入0.23亿元后进度达到61.56%，管理层将并网时点调整为2026年下半年。项目延期导致新增产能贡献滞后，而同期在建工程与长期借款同步上升（长期借款7.34亿元，较年初+14.71%，主要系长山头项目新增银行借款），资本开支压力后移。与之相对，太阳山一二期项目已于2025年完工并产生收益，成为"以大代小"策略的落地样本；太阳山三四期则在2025年以计提2.52亿元减值的方式完成资产出清，2026年上半年进入前期手续阶段。

分布式光伏是另一条增长线。2025年末公司已投产装机208.46万千瓦（风电160.5万千瓦、光伏47.96万千瓦含分布式16.96万千瓦），至2026年6月末增至209.25万千瓦（风电160.50万千瓦、光伏48.75万千瓦含分布式17.75万千瓦），增量主要来自分布式光伏并网。此外，控股股东中铝宁夏能源集团于2025年2月承诺24个月内按评估公允价格将陕西省地方电力定边能源有限公司49%股权及光伏相关资产注入公司，该承诺在2026年半年报中仍处于履行期内（至2027年2月12日），其落地进度将影响公司资产规模与同业竞争的解决进程。

四、核心能力建设：运营数字化与交易能力先行，研发投入规模有限

公司能力建设的重心在运维与电力交易两端。2025年以来建设的新能源智慧运维平台已实现对宁夏区内、内蒙古、陕西及分布式光伏项目的集中运行监护，管理层在2026年半年报中继续强调推动生产管控向"集中监控、少人值守、区域检修"的智慧运维模式转型；在电力交易端，公司计划建设电量交易辅助系统，依托信息化、数智化手段提升电力交易能力。

研发投入方面，2026年上半年发生研发投入158,419.50元（15.84万元），上年同期为0元；2025年全年研发费用亦为0元（同比-100.00%），管理层解释为"研发项目未发生费用化支出"。2026年上半年研发投入的出现，被归因于"本年开展研发项目所致"，但绝对规模有限，尚未形成对盈利结构的实质影响。整体来看，公司的能力建设更侧重存量资产运营效率与交易收益挖掘，而非技术研发投入。

五、财务表现与经营质量：现金流改善与盈利承压并行

盈利端的压力沿两条线传导：收入端受电量、电价双降影响缩水5.44%，成本端营业成本同比增长2.92%（设备制造成本、其他业务成本增加），发电主业毛利率被压缩；费用端则有所改善，财务费用0.50亿元（-20.10%），管理层归因于带息负债利率降低，2025年全年财务费用已同比-15.62%，降息红利持续释放。

2025年全年归母净利润仅0.44亿元，主要受第四季度计提太阳山三四期"以大代小"项目资产减值准备2.52亿元拖累（2025年第四季度单季归母净利润-1.93亿元）。2026年上半年未再出现大额减值，但净利润同比仍下降33.98%，显示电价下行对经常性盈利的侵蚀正在取代一次性减值成为主要压力源。

现金流与资产负债端呈现改善迹象。经营活动现金流净额1.99亿元（+3.29%），管理层归因于收到可再生能源补贴电费增加，2025年全年经营现金流12.22亿元（+128.18%）亦由补贴回款驱动，补贴回收节奏成为现金流质量的关键变量。但应收账款规模同步走高：2026年6月末应收账款25.54亿元，占总资产29.53%，较年初+8.45%（2025年末为23.55亿元，同比-10.22%），应收可再生能源补贴电费的累积与回款波动并存。负债结构上，短期借款已于2025年清零，长期借款7.34亿元（+14.71%）主要为长山头项目新增借款。分红方面，母公司报表未分配利润为-2.55亿元，尚不具备利润分配条件，公司计划不派发现金红利、不送红股、不转增股本；合并报表层面未分配利润由2025年末的-0.83亿元转正至2,594.84万元。

六、风险认知演进：电价风险由"趋势预判"转为"现实应对"

2025年年报与2026年半年报披露的风险框架一致，均列示上网电价波动、发电量波动、补贴电费不能及时结算三大风险，但管理层对电价风险的定性存在明显升级。2025年年报的表述为"新能源项目全面参与市场化交易已成趋势，上网电价由市场形成……存在一定波动风险"；2026年半年报则明确"2026年宁夏全面进入现货交易阶段，市场电价高低全部依据市场电力供需关系决定，由于受风资源、设备运行状况等因素影响，实际发电曲线与已取得合约曲线存在一定差异，导致结算电价有一定的波动风险，可能对公司的经营业绩带来不确定性影响"。

对应的应对措施也由原则性表述转为操作性安排：交易端提出提升交易人员能力、争取高价交易电量、做好省间现货和日融合交易、建设电量交易辅助系统；发电端提出系统化设备综合治理、"以大代小"改造、涉网技改以减少限电与考核损失；资金端则包括跟进补贴结算、通过银行贷款与中铝集团内部资金池借款补充流动性、加快清收清欠。风险应对从"被动承受市场价"转向"主动参与交易博弈"，与管理层在核心竞争力中强调的"专业治理能力"和电力营销能力建设相衔接。补贴电费结算滞后仍是资金链的主要约束，公司当期实际收到的补贴电费低于应收补贴金额，形成较大规模应收款项，这一风险在两期财报中表述基本一致。

综合结论

2026年上半年，银星能源处于新能源电价市场化改革的消化期：上网电量与综合电价双降导致发电主业收入同比下降10.07%，毛利率较上年同期收窄4.27个百分点，归母净利润下降33.98%；2025年四季度集中计提的2.52亿元资产减值未再重演，但电价对经常性盈利的侵蚀已成为主要矛盾。战略执行层面，"以大代小"改造与分布式光伏开发是明确的增量主线，太阳山一二期项目已兑现收益，长山头项目工期较原计划推迟、预计2026年下半年并网，太阳山三四期项目减值出清后进入开工准备阶段；装备制造与其他业务增速显著但基数有限。经营质量层面，经营现金流随补贴回款持续改善，财务费用受益于利率下行，但应收账款占总资产比重近三成、母公司未分配利润为负、不分红的状态延续。后续需跟踪的变量包括：宁夏现货市场运行对综合电价的实质影响、长山头及太阳山三四期项目并网进度、分布式光伏装机爬坡节奏，以及控股股东定边能源资产注入承诺在2027年2月到期前的履行进展。

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