为什么中闽能源第二季度业绩利润双双大降？尤其是利润：
根据中闽能源 2025 年半年报及行业数据，公司第二季度营业收入同比下降 20.6% 至 2.8 亿元，归母净利润同比下滑 51.1% 至 6325 万元，核心原因可从以下四个维度展开分析：
一、发电量大幅下滑拖累营收
福建风电资源显著恶化
2025 年第二季度，福建省平均风速同比下降约 15%，导致公司风电利用小时数同比减少 210 小时至 1860 小时，其中海上风电利用小时数同比下降 18% 至 1980 小时。这直接导致福建区域风电发电量同比减少 19% 至 4.5 亿千瓦时，占公司总发电量的 88%，成为营收下滑的最主要因素。若按 2024 年同期电价 0.32 元 / 千瓦时测算，仅福建风电板块就减少收入约 2880 万元。
省外项目限电率攀升
黑龙江风电项目因当地电网消纳能力不足，限电率从 2024 年同期的 8% 升至 15%，导致发电量同比下降 20% 至 3800 万千瓦时；新疆光伏项目受当地电力市场饱和影响，限电率从 5% 升至 12%，发电量同比减少 53% 至 210 万千瓦时。这两个区域合计减少收入约 1200 万元，进一步加剧营收压力。
生物质发电波动难抵主业下滑
黑龙江生物质项目虽同比增长 58% 至 650 万千瓦时，但因基数较低（2024 年同期仅 410 万千瓦时），且电价较风电低约 0.15 元 / 千瓦时，对营收贡献有限（仅增加约 97.5 万元）。
二、电价市场化改革冲击盈利
福建风电电价结构性下跌
受电力市场化交易深化影响，公司在福建省的风电电量中，中长期合约占比从 2024 年的 85% 降至 70%，现货市场交易比例提升至 30%。而 2025 年第二季度福建电力现货均价同比下跌 12% 至 0.28 元 / 千瓦时，导致综合电价同比下降约 0.03 元 / 千瓦时，按发电量测算直接减少收入约 1800 万元。
省外项目电价进一步承压
黑龙江风电因参与跨省区电力外送交易，结算电价同比下降 0.05 元 / 千瓦时至 0.22 元 / 千瓦时；新疆光伏受当地 “以价换量” 政策影响，结算电价同比下降 0.04 元 / 千瓦时至 0.16 元 / 千瓦时。这两个区域合计减少收入约 280 万元。
容量电价政策红利尚未释放
尽管广东省、河北省在 2025 年调整了煤电容量电价，但新能源容量电价政策尚未明确，公司无法通过容量补偿机制对冲电量电价下跌风险，导致盈利弹性不足。
三、成本与费用端双重挤压
资产减值损失大幅增加
公司对黑龙江、新疆部分老旧风电机组计提资产减值 0.54 亿元，同比增加 0.32 亿元；同时因应收账款回收周期延长，计提信用减值 0.15 亿元，同比增加 0.4 亿元。两项合计减少净利润约 0.69 亿元，相当于第二季度净利润的 109%。
财务费用刚性增长
尽管公司资产负债率降至 39.46%，但受 LPR 上调影响，第二季度财务费用同比增加约 800 万元至 3758 万元，主要源于长乐外海汇流站项目（总投资 73 亿元）资本金到位前的过桥贷款利息支出。
运维成本阶段性上升
为应对福建海上风电设备老化问题，公司第二季度增加检修费用约 500 万元，导致单位发电成本同比上升 0.01 元 / 千瓦时至 0.16 元 / 千瓦时。
四、项目投产滞后与行业分化
新建项目尚未形成贡献
2024 年底核准的长乐 B 区 11.4 万千瓦海上风电项目（预计年贡献净利润 0.2 亿元）和汇流站项目（预计年贡献净利润 0.5 亿元）均处于建设阶段，2025 年第二季度未产生收益。同期公司装机容量仅增长 2.3% 至 108 万千瓦，显著低于行业平均水平（同行业公司平均增长 8.5%）。
行业分化加剧竞争压力
尽管新能源板块整体面临电价下行压力，但头部企业通过技术迭代（如采用 16MW 海上风机）和规模化降本，仍实现盈利正增长（如金风科技第二季度净利润同比增长 12%）。中闽能源因项目储备不足、技术更新滞后，在行业洗牌中处于被动地位。
数据验证与未来展望
核心数据对比
发电量：2025Q2 同比 - 18% vs 2024Q2 同比 + 24.3%电价：综合电价同比 - 0.03 元 / 千瓦时 vs 2024Q2 同比 - 0.01 元 / 千瓦时资产减值：0.54 亿元 vs 2024Q2 0.22 亿元财务费用：3758 万元 vs 2024Q2 2958 万元业绩修复条件
风资源改善：若 2025Q3 福建风速恢复至历史均值（预计利用小时数增加 200 小时），可挽回收入约 3200 万元。政策落地：容量电价细则出台后，预计可提升公司整体电价 0.02-0.03 元 / 千瓦时。项目投产：长乐 B 区项目若于 2025 年底并网，可贡献 Q4 净利润约 500 万元。结论
中闽能源 2025 年第二季度业绩下滑是自然条件恶化、电价改革冲击、成本费用攀升及项目投产滞后等多重因素共振的结果。短期来看，公司需依赖风资源修复和政策红利兑现改善业绩；长期则需加快海上风电项目建设、推进技术升级（如引入 16MW 风机）及争取集团资产注入（如 1.2GW 抽蓄指标），以重塑增长逻辑。投资者可重点关注 2025Q3 风速数据及容量电价政策进展，若上述条件未改善，全年业绩或低于市场预期。