公司的增长逻辑有机会从单一装机扩张，升级为 " 规模、效率与场景 " 共同驱动。

新能源行业正在告别 " 装机即增长 " 的简单叙事。

过去，拿到指标、建成电站，企业就能迅速扩张规模。如今，电网建设、用电负荷与电源扩张并非总能同步，如何消纳、以什么价格成交，开始比单纯增加装机更考验运营商。

全国风电平均利用小时数从 2022 年上半年的 1156 小时，下降至 2026 年上半年的 917 小时；同期全国光伏平均利用小时数也从 623 小时降至 527 小时。两类电源同步走低，反映出新能源供给增长后，电网承载、用电负荷和跨区域消纳尚未完全匹配，成为行业共同压力。

不过，压力最陡的阶段或正在过去。据华泰证券 2026 年 8 月 10 日研报测算，2026 年大概率是风光消纳的底部：2026 年上半年，国家电网、南方电网固定资产同比分别增长 13% 和 15%，而同期新增光伏、风电电源同比分别下降 66% 和 25%，电网建设速度首次显著超过新能源扩张速度，为未来消纳带来有利信号。同时，储能渗透率由 2025 年的 7% 提升至 2030 年的 8% — 16%，为新能源高比例并网提供支撑，风光消纳拐点的轮廓正在清晰。

但在当前盈利承压的行业背景下，山高新能源 2026 年中期业绩同样受到影响。上半年，公司实现营业收入约 21.31 亿元、期内利润约 2.48 亿元，经营表现阶段性承压。尽管 2026 年新能源运营商的业绩均受到不同程度的冲击，华泰证券自年初以来就认为电价拐点即将出现，新能源运营商盈利能力反弹的概率较高。当下，资本市场更关心的是，公司如何应对眼前的挑战，突破眼前量价下行双重压力、打开新的增长空间，把行业回暖的预期转换为自身业绩的现实。

一、行业逆风期，如何稳住基本盘

电网限电、风光资源和交易电价难以由单个企业控制，能够主动调整的，是发电效率、交易能力和资金成本。在这三个维度上，山高新能源均正形成可验证的抓手。

截至 6 月末，山高新能源风光并网装机约 5.02 吉瓦，上半年总运营发电量约 33.29 亿千瓦时。其中，风电资产仍是公司较有辨识度的优势。上半年，公司风电项目加权平均利用小时数达 1216 小时，比全国平均水平高出 299 小时，相当于在同等装机下多发约四分之一的电量。虽然同样受到行业影响，但优质的选址、机型配置和精细运维管理，仍为公司提供了一层安全垫。

公司正推进场站自动化、少人值守和集控中心智能化改造，并利用在线监测和智能诊断提前预警设备故障。同时，将部分检修安排在低电价或限电时段，尽可能保障高电价时段稳发满发。" 生产与交易协同 " 的实质，是从只管理设备转向同时管理电量和价格，以提高存量资产收益质量。公司提出建设智能交易决策辅助平台，目的就是在市场化交易中占据主动。

公司电力营销团队立足各场站属地政策与区域市场差异，制定 " 一站一策 " 定制化交易方案，强化电力交易组织与策略优化，主动对冲市场下行风险，牢牢守住电价底线；充分挖掘绿电绿证的环境价值与经济价值，推动经营效益与绿色转型协同发展。上半年累计完成绿证出售 20 余万张，实现生态价值直接变现；统筹开展绿电市场化交易，截至 6 月底成交绿电近 2000 万千瓦时，较常规交易模式额外增收 125 万余元，为集团开辟了新的收益增长点，增强了经营抗风险能力。

另一个缓冲来自资金端。上半年，公司财务费用同比下降 21.3%，行政开支下降约 24.1%。通过低成本融资置换和提前偿还高成本借款，年内两期绿色中期票据的票面利率分别为 1.99% 和 1.75%，融资成本处于行业较低水平。降本不只是改善当期报表。新能源项目回收周期长，融资利率会持续影响项目全生命周期回报；电价波动越大，低资金成本带来的安全边际越重要。同期，公司经营活动现金流净额约 9.32 亿元，同比增长约 47%；期末现金及现金等价物约 52.10 亿元，为逆风期继续投入，把握建设与缤购窗口提供了充足底盘。

从外部环境来看，尽管企业对限电等外部因素的影响力有限，消纳环境亦正从 " 不可预测 " 转向 " 有区间约束 "。2026 年 8 月《新型电力系统建设 " 十五五 " 规划》首次分地区设定新能源利用率指导目标，第一档地区新能源利用率原则上不低于 95%、第二档不低于 90%、第三档不低于 85%。对运营商而言，弃电风险正从完全外生的变量，转变为可测算、可对标的经营参数，这也是逆风环境下稳住基本盘的积极信号之一。

二、从 7.8 吉瓦储备到新型用能场景，未来看点不止装机

短期经营看存量资产，长期增长则取决于项目储备能否转化。

上半年，公司新增获取新能源指标 2.89 吉瓦，截至 6 月末储备开发项目超过 7.8 吉瓦，相当于现有风光装机的约 1.6 倍，其中 100 兆瓦以上项目达到 36 个。上半年，公司加大新能源施工进程，资本开支约 10.81 亿元，同比增长约 69%。

公司并不缺少增长资源，真正要突破的是从指标到并网的转化链条。其增长模式也由 " 市场开发 " 单一核心，调整为 " 开发与并网双核心驱动 "。随着重点项目投产节奏加快，7.8 吉瓦储备的含金量将持续兑现。

目前，山东菏泽风电项目群正在加快落地：郓城 175 兆瓦项目、定陶 287.5 兆瓦项目已推进建设，牡丹区 212.5 兆瓦项目已签订 EPC 合同；内蒙古通辽奈曼旗 800 兆瓦、锡林郭勒盟镶黄旗 175 兆瓦以及湖北阳新 100 兆瓦等项目，则进一步拓展了区域风电业务发展空间。

新增 2.89 吉瓦指标中，风电达到 1.96 吉瓦，占比 68%。如果新项目能够延续现有风电资产的运营效率，公司获得的就不只是装机增长，更是资产组合和现金流质量的改善。这一结构也契合行业中长期趋势。《" 十五五 " 碳达峰行动方案》提出 2030 年风光总装机不低于 28 亿千瓦的目标，结合《可再生能源发展 " 十五五 " 规划》全国风电、光伏置信出力需分别达到 11%、6% 以及平均 8% 的政策要求，可得 2030 年风电装机约 11 亿千瓦、光伏约 17 亿千瓦，风电占比将由 2025 年的 35% 升至 40%。风电利用小时数通常高于光伏，新增指标向风电倾斜，有助于公司获得相对更稳定的发电表现。

但公司对未来的布局并未停留在增加风光电站，更具想象力的是向综合清洁能源服务延伸。

首先是 " 源网荷储 "。消纳压力上升后，行业不仅要解决发电，还要为电力匹配负荷，并利用储能平滑出力。乌兰察布 " 源网荷储 " 项目，正持续推进绿色能源与算力基础设施的深度融合落地。若未来电源、储能和算力负荷协同运行，便有机会提高就地消纳，逐步弱化对单一上网模式的依赖。

山高新能源正在加速推进吉林松原绿色冶金产业园 " 绿电直连 " 项目，其背后是相似的逻辑：将新能源与工业负荷更直接地连接，创造更加稳定的用电场景。掌握负荷端资源，公司才可能从单纯 " 卖电 "，走向提供电力、储能和综合能源解决方案。

绿电直连、非电利用与算电协同并列为 " 十五五 " 三大新型消纳方式，配合储能和网侧的加速投资，将有效带动装机增速提振；其中发改委 262 号文已要求新建算力设施绿电消费比例不低于 80%，为绿电创造了可观的增量需求。公司持续开展的乌兰察布项目将绿色能源与算力基础设施结合，加速推进的吉林松原绿电直连项目，均精准对应了需求端承接新增装机的方向。

其次是交能融合。高速公路网络连接服务区、收费站、物流节点及产业园区，既有可开发空间，也有照明、充电和商业运营等用电需求。依托山东高速集团，公司因此拥有不同于普通运营商的项目入口。

目前，公司与北京航空航天大学共建交能融合研究中心；临滕高速光伏项目费县段 15.6 兆瓦已经并网并入选全国创新案例，《高速公路光伏廊道建设指南》也已完成专家评审。从研究、标准到项目落地，交能融合已初步形成完整转化链条。

单个项目体量不大，价值在于复制。如果公路沿线、服务区和产业园能持续转化为光伏、储能及充电项目，公司就可能把山东高速的交通网络变成稳定的资源渠道，显著降低项目筛选、协调和获客成本。随着充电需求增长，交通场景中的绿电生产、储能调节与充电消费还可能形成内部闭环。

储能、发电侧虚拟电厂以及 " 绿电 + 绿氢 " 等探索，都是在为公司寻找新的价值出口。它们目前仍是有待验证的增长期权，但方向一致：从只建设电源，走向同时管理电源、电网、负荷和储能。

三、结语

山高新能源上半年的业绩承压，反映了行业由规模扩张转向消纳和价值竞争的阶段性阵痛。公司一面通过精益运维、交易协同和融资降本稳住 5.02 吉瓦存量资产，一面推动超过 7.8 吉瓦储备项目加快转化，并进入源网荷储、绿电直连、算电协同、交能融合等新场景，攻守节奏清晰。

从行业层面看，若 2026 年确为消纳与盈利的底部区间，2027 年起电价与利用小时数同步修复，那么公司此前在运维效率、交易能力与场景布局上的投入，其意义将从单纯的 " 防御 "，转向存量资产的运营优势，乃至托举企业进入新场景的先发位置，有望在行业回暖时塑造超出平均水平的盈利弹性。

资本市场定价的从来不会只是规划，而是这些布局能否形成可复制的项目、稳定负荷和持续现金流。随着重点项目并网提速、新型用能场景逐步落地，公司的增长逻辑有机会从单一装机扩张，升级为 " 规模、效率与场景 " 共同驱动——这正是 " 拼运营 " 时代里，山高新能源突围的底气所在。

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