1、 国内风电运营龙头，聚焦优势主业高质量发展

公用事业/电力龙源电力（001289.SZ）日期2026/4/10当前股价(元)15.24一年最高最低(元)19.50/14.961,274.04768.39总股本(亿股)83.60流通股本(亿股)50.42近3 个月换手率(%)10.91股价走势图数据来源：聚源风电龙头源远流长，集团资产注入可期——公司首次覆盖报告王高展（分析师）黄懿轩（联系人）证书编号：S0790525070003证书编号：S0790125070014 国内风电运营龙头，聚焦风电优势主业高质量发展公司是国内最早开发风力发电的公司，首家“A+H”两地上市新能源央企，世界领先风电运营商。截至2024 年末，公司已剥离全部火电及煤炭业务，聚焦风电主业。截至2025 年底，公司装机容量46GW，其中风电装机32GW，占比70%。我们预计公司2026-2028 年营业收入分别为317.48/331.02/345.74 亿元，归母净利润分别为53.44/55.02/59.18 亿元，EPS 分别为0.64/0.66/0.71 元，对应当前PE分别为23.8/23.2/21.5。我们认为风电行业已迎来“政策底”，并看好公司作为国内风电龙头在风电领域的先发优势。首次覆盖，给予“买入”评级。 风电补贴陆续退坡，行业政策底已现，有望受益于绿电需求提升2025 年，新能源全面入市叠加风电增值税补贴退坡，公司风电单位售电收入422元/兆瓦时，同比减少46 元/兆瓦时。2025 年，可再生能源电力消纳责任权重考核范围拓宽，在电解铝行业基础上，新增钢铁、多晶硅、水泥和枢纽节点新建数据中心可再生能源消纳权重考核目标，绿色电力消费比例完成情况核算以绿证为主。2026 年，绿证政策过渡期导致的供给冲击将结束，叠加钢铁等重点用能单位正式面临绿电消费比例考核，绿证市场活力有望进一步被激发，同时，绿电直连、算电协同等新能源消纳新业态有望打造运营商第二成长曲线。 “以大代小”有望优化风资源利用率，集团资产注入可期公司控股股东国家能源集团风电装机容量世界第一，集团承诺在2028 年前解决同业竞争问题；若集团风电资产全部注入，公司装机容量将增加约一倍。截至2023 年末，公司1.5MW 及以下机组近1 万台；截至2010 年末，公司在运风电装机6.56GW，按照70%-100%技改率、1-3 倍增容测算，技改带来的装机增量空间约4.59~19.68GW。公司早期风电场集中于风资源优势地区，随着以大代小技术改造的持续推进，公司风电装机容量与风场风资源利用率有望进一步提升。 风险提示：绿证市场量价不及预期；电网及灵活性资源建设不及预期；市场化电价波动风险；风光资源波动风险；补贴回收不及预期。指标2024A2025A2026E2027E2028E营业收入(百万元)37,16430,25331,74833,10234,574YOY(%)-2.3-18.64.94.34.4归母净利润(百万元)6,3554,5265,3445,5025,918YOY(%)0.8-28.818.13.07.6毛利率(%)37.534.835.535.135.8净利率(%)17.115.016.816.617.1ROE(%)9.66.26.86.56.6EPS(摊薄/元)0.760.540.640.660.71P/E(倍)20.028.123.823.221.5P/B(倍)1.71.71.61.51.4数据来源：聚源、开源证券研究所-24%-12%0%12%24%36%2025-042025-082025-12龙源电力沪深300公司首次覆盖报告目 录1.1、 国家能源集团下属风电旗舰平台，聚焦风电主业高质量发展 .................................................................................. 41.2、 剥离火电、煤炭业务，聚焦风电优势主业 .................................................................................................................. 52.1、 风电全面入市、增值税补贴退坡，行业政策底已现 .................................................................................................. 72.2、 补贴欠款加速回收，行业现金流情况有望好转 ........................................................................................................ 112.3、 可再生能源消纳考核范围拓宽，绿电溢价有望提升 ................................................................................................ 133.1、 深耕风电行业，先发优势显著，场址资源较优 ........................................................................................................ 173.2、 以大代小提高风资源利用率，集团风电整合潜力可期 ............................................................................................ 194.1、 核心假设与盈利预测 ................................................................................................................................................... 224.2、 估值与评级 ................................................................................................................................................................... 22附：财务预测摘要 .......................................................................................................................................................................... 24图表目录图1： 龙源电力是中国最早开发风力发电的专业化公司 ............................................................................................................ 4图2： 公司隶属国家能源集团，A+H 两地上市........................................................................................................................... 4图3： 2025 年公司实现营收302.5 亿元，yoy-18.6% .................................................................................................................. 5图4： 2025 年公司实现归母净利润45.26 亿元，yoy-28.8% ...................................................................................................... 5图5： 2024 年公司完全剥离火电业务（亿元） ........................................................................................................................... 5图6： 2025 年公司风电业务收入259.95 亿元，yoy-9.6% .......................................................................................................... 5图7： 公司盈利能力稳定 ............................................................................................................................................................... 6图8： 公司主要的期间费用支出是财务费用................................................................................................................................ 6图9： 2025 年公司净现比3.98，现金流充裕（亿元） ............................................................................................................... 6图10： 公司资产负债率低于可比公司平均.................................................................................................................................. 6图11： 风力发电上网电价逐渐由政府指导价转向平价上网 ...................................................................................................... 7图12： 可再生能源补贴未能足额征收，2016 年起每年未征收资金约300 亿元 ................................................................... 12图13： 2024 年12 月起，绿证供给收缩并趋于稳定（单位：亿张） ..................................................................................... 15图14： 陆风与海风项目单位成本持续下降（USD/kW） ......................................................................................................... 16图15： 公司风电业务起步较早，装机容量持续领先可比公司（GW） ................................................................................. 17图16： 2025 年我国沿海和内陆北方省份风电利用小时数较高（小时） ............................................................................... 17图17： 公司风电资产多在三北地区以及东部沿海地区 ............................................................................................................ 18图18： 2025 年公司在江苏的发电量为77.67 亿千瓦时 ............................................................................................................ 18图19： 公司风机利用小时数高于全国平均值（小时） ............................................................................................................ 18图20： 公司风电利用小时数在可比公司中处于较高水平（小时） ........................................................................................ 18图21： 2025 年风电电价下行，公司单位售电毛利同比减少44 元/兆瓦时（元/兆瓦时） ................................................... 19图22： 2025 年我国存量<3MW 风机占比近40% ...................................................................................................................... 20图23： 2025 年我国新增风机集中在5-12MW ........................................................................................................................... 20表1： 136 号文明确新能源可持续发展价格结算机制的电量规模、机制电价和执行期限 ..................................................... 8公司首次覆盖报告表2： 从机制电量完成情况来看，多数省份完成度较高 ............................................................................................................ 9表3： 高价主要集中在东部以及西南省份，风电电价基本高于光伏（元/度） ..................................................................... 10表4： 根据《关于调整风力发电等增值税政策的公告》，陆上风电、核电增值税补贴退坡 ................................................ 11表5： 汇总16 家新能源发电板块上市公司2025 中报披露的应收账款，约占当前市值的59.7%（亿元） ....................... 12表6： 多家上市公司8 月收到大量可再生能源补贴（单位：亿元） ...................................................................................... 13表7： 新能源消纳政策逐步健全，消纳责任从电网公司、省级区域逐渐向下落实到重点行业 .......................................... 14表8： 发改能源〔2023〕1044 号文标志着我国进入“全面绿证”阶段 ................................................................................. 14表9： 我们测算，绿证覆盖率50%、单价10 元对应单位发电收益为5 元/兆瓦时（单位：元/个、元/兆瓦时） ............. 16表10： 公司技改项目已覆盖东北、西北、华东及沿海等多个区域 ........................................................................................ 20表11： 公司老旧风机技改带来的潜在装机增量空间较大 ........................................................................................................ 21表12： 我们预计2026-2028 年公司营收将持续增长 ................................................................................................................ 22表13： 公司PE 高于可比公司均值，PB 接近可比公司均值 ................................................................................................... 23公司首次覆盖报告
1、 国内风电运营龙头，聚焦优势主业高质量发展
1.1、 国家能源集团下属风电旗舰平台，聚焦风电主业高质量发展龙源电力是中国最早开发风力发电的专业化公司，也是首家“A+H”两地上市新能源央企。龙源电力成立于1993 年1 月，隶属于国家能源部；1999 年6 月，龙源、中能、福霖三家公司合并重组为龙源电力集团公司；2002 年底，电力体制改革后成为中国国电的全资子公司，后国电和神华联合重组成立国家能源集团，公司控股股东变更为国家能源集团；2009 年7 月，经国务院国资委批准，公司正式改制为龙源电力集团股份有限公司，同年12 月，龙源电力正式在港股上市；2022 年1 月，公司成功实现“A+H”两地上市，成为国内首家H 股新能源发电央企回归A 股的项目。截至2025 年底，公司装机容量4599.43 万千瓦，其中风电装机3214.74 万千瓦，占比69.89%；2025 年，公司总发电量764.69 亿千瓦时，其中风电发电量630.86 亿千瓦时，占比82.5%。图1：龙源电力是中国最早开发风力发电的专业化公司公司控股股东为国家能源投资集团，股权结构稳定。截至2025 年底，公司实控人为国务院国资委，大股东国家能源投资集团直接持股55.05%。截至2025 年底，国家能源集团总资产2.35 万亿元，是全球最大的煤炭产销、火力发电、风力发电、煤制油煤化工企业；拥有2 家A+H股上市公司（龙源电力、中国神华）和4 家A 股上市公司（国电电力、长源电力、龙源技术、英力特），产业布局覆盖全国31 个省区市及10 多个国家和地区。图2：公司隶属国家能源集团，A+H 两地上市国务院国资委国家能源集团内蒙古平庄煤业香港中央结算（代理人）国家能源集团辽宁电力龙源电力90%100%100%55.05%2.54%1.12%39.62%中国神华69.97%公司首次覆盖报告1.2、 剥离火电、煤炭业务，聚焦风电优势主业风电入市、电价下行，2025 年公司业绩承压。2025 年公司实现营收入302.53亿元，同比减少18.6%；实现归母净利润45.26 亿元，同比减少28.8%。2025 年公司业绩承压主要系风资源不佳、市场化电价下行等因素影响。图3：2025 年公司实现营收302.5 亿元，yoy-18.6%图4：2025年公司实现归母净利润45.26亿元，yoy-28.8%数据来源：Wind、开源证券研究所数据来源：Wind、开源证券研究所剥离煤炭、火电业务，聚焦风电主业。自2021 年起，公司陆续出售火电以及煤炭资产，聚焦风电主业；2024 年10 月末，公司转让江阴苏龙热电有限公司27%的股权，完成火电与煤炭业务出表。2025 年，公司风电业务收入259.95 亿元，同比减少9.6%，风电业务收入占比85.9%。图5：2024 年公司完全剥离火电业务（亿元）图6：2025 年公司风电业务收入259.95 亿元，yoy-9.6%数据来源：公司公告、开源证券研究所数据来源：公司公告、开源证券研究所公司盈利能力稳定。2025 年公司实现毛利率/净利率/ROE 分别为34.8%/18.1%/9.0%；2016-2025 年，公司毛利率/净利率/ROE 维持在35%/19%/9%左右，盈利能力较为平稳，2022 年净利率下跌主要系资产减值损失，2024 年资产减值损失减少，净利率回升。公司主要的期间费用支出是财务费用，2018-2023 年公司财务费用率持续下降，2025 年公司财务费用率11.4%，同比提高2.0pct。-30%-20%-10%0%10%20%30%40%2016201720182019202020212022202320242025营业收入（亿元）YoY-40%-30%-20%-10%0%10%20%30%40%2016201720182019202020212022202320242025归母净利润（亿元）YoY2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025风电其他可再生能源发电火电其他-15%-10%-5%0%5%10%15%20%25%2016201720182019202020212022202320242025风电业务收入（亿元）YoY公司首次覆盖报告图7：公司盈利能力稳定图8：公司主要的期间费用支出是财务费用数据来源：Wind、开源证券研究所数据来源：Wind、开源证券研究所公司现金流充裕，资本结构稳定，抗风险能力较强。公司资本结构稳定，资产负债率维持在60%-65%，低于可比公司平均。公司净现比较高，长期处于2-3 区间。2022 年净现比异常波动主要由于风电行业政策优化，补贴集中回款；2025 年补贴回款提速，公司实现经营性净现金流218.33 亿元，净现比提升至3.98。图9：2025 年公司净现比3.98，现金流充裕（亿元）图10：公司资产负债率低于可比公司平均数据来源：Wind、开源证券研究所数据来源：Wind、开源证券研究所33.5% 33.9% 36.4% 35.9% 37.2% 34.9% 34.4% 36.4% 37.6%34.8%0.0%10.0%20.0%30.0%40.0%2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025毛利率净利率ROE0%5%10%15%2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025销售费用率管理费用率财务费用率研发费用率2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025净利润经营性净现金流净现比（右轴）45%55%65%75%85%2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025龙源电力大唐新能源三峡能源节能风电新天绿色能源中广核新能源公司首次覆盖报告
2、 风电补贴陆续退坡，行业政策底已现
2.1、 风电全面入市、增值税补贴退坡，行业政策底已现风电上网电价整体经历了核准电价、标杆电价、竞配电价、平价上网、市场化上网五个时期。2006 年，《可再生能源发电价格和费用分摊管理试行办法》提出风力发电项目的上网电价实行政府指导价，电价标准由国务院电价主管部门按照招标形成的电价确定。2009 年，《关于完善风力发电上网电价政策的通知》将全国分为四类风能资源区，分别制定风电标杆电价；2014 年，补充近海风电/潮间带风电标杆电价。2019 年，《关于完善风电上网电价政策的通知》将陆上风电标杆上网电价改为指导价，新核准的集中式陆上风电项目上网电价全部通过竞争方式确定，不得高于项目所在资源区指导价。2021 年，《关于2021 年新能源上网电价政策有关事项的通知》要求新建陆风项目实行平价上网，上网电价按当地燃煤发电基准价执行，可自愿通过参与市场化交易形成上网电价；新建海风项目上网电价由当地省级价格主管部门制定，具备条件的可通过竞争性配置方式形成。2025 年，《关于深化新能源上网电价市场化改革促进新能源高质量发展的通知》要求新能源项目上网电量全部进入电力市场，由市场交易形成上网电价。图11：风力发电上网电价逐渐由政府指导价转向平价上网136 号文规定，新能源参与电力市场交易后，在市场外建立差价结算的机制，纳入机制的新能源电价水平、电量规模、执行期限等由省级价格主管部门会同省级能源主管部门、电力运行主管部门等明确。对纳入机制的电量，市场交易均价低于或高于机制电价的部分，由电网企业按规定开展差价结算，结算费用纳入当地系统运行费用。电力现货市场连续运行地区，市场交易均价原则上按照月度发电侧实时市场同类项目加权平均价格确定；电力现货市场未连续运行地区，市场交易均价原则上按照交易活跃周期的发电侧中长期交易同类项目加权平均价格确定。2025 年6 月1 日以前投产的新能源存量项目：（1）电量规模，由各地妥善衔接现行具有保障性质的相关电量规模政策。新能源项目在规模范围内每年自主确定执行机制的电量比例、但不得高于上一年。鼓励新能源项目通过设备更新改造升级等方式提升竞争力，主动参与市场竞争。（2）机制电价，按现行价格政策执行，不高于当地煤电基准价。（3）执行期限，按照现行相关政策保障期限确定。光热发电项目、已开展竞争性配置的海上风电项目，按照各地现行政策执行。2025 年6 月1 日起投产的新能源增量项目：（1）每年新增纳入机制的电量规模，由各地根据国家下达的年度非水电可再生能源电力消纳责任权重完成情况，以及用户承受能力等因素确定。超出消纳责任权重的，次年纳入机制的电量规模可适当减政府指导价陆风分区标杆电价海风分区标杆电价指导电价+竞争配置平价上网《可再生能源发电价格和费用分摊管理试行办法》（发改价格[2006]7号）《关于完善风力发电上网电价政策的通知》（发改价格[2009]1906号）《关于海上风电上网电价政策的通知》（发改价格[2014]1216号）《关于完善风力发电上网电价政策的通知》（发改价格〔2019〕882号）《关于2021年新能源上网电价政策有关事项的通知》（发改价格〔2021〕833号）市场化上网《关于深化新能源上网电价市场化改革促进新能源高质量发展的通知》（发改价格〔2025〕136号）公司首次覆盖报告少；未完成的，次年纳入机制的电量规模可适当增加。（2）机制电价，由各地每年组织已投产和未来12 个月内投产、且未纳入过机制执行范围的项目自愿参与竞价形成，初期对成本差异大的可按技术类型分类组织。竞价时按报价从低到高确定入选项目，机制电价原则上按入选项目最高报价确定、但不得高于竞价上限。竞价上限由省级价格主管部门考虑合理成本收益、绿色价值、电力市场供需形势、用户承受能力等因素确定，初期可考虑成本因素、避免无序竞争等设定竞价下限。（3）执行期限，按照同类项目回收初始投资的平均期限确定，起始时间按项目申报的投产时间确定，入选时已投产的项目按入选时间确定。表1：136 号文明确新能源可持续发展价格结算机制的电量规模、机制电价和执行期限项目类型2025 年6 月1 日以前投产的存量项目
2025 年6 月1 日起投产的增量项目
机制电量各地妥善衔接现行具有保障性质的相关电量规模政策。新能源项目在规模范围内每年自主确定执行机制的电量比例、但不得高于上一年各地根据国家下达的年度非水电可再生能源电力消纳责任权重完成情况，以及用户承受能力等因素确定。机制电价按现行价格政策执行，不高于当地煤电基准价各地每年组织已投产和未来12 个月内投产、且未纳入过机制执行范围的项目自愿参与竞价形成执行期限按照现行相关政策保障期限确定。按照同类项目回收初始投资的平均期限确定截至2026 年2 月初，全国31 省市自治区中，除贵州外，已有29 省市公布机制电价竞价结果（内蒙无机制电量）。其中，部分省份公布的为第一批竞价结果，2026年增量项目竞价工作仍在推进中。从机制电量完成情况来看，多数省份完成度超50%。甘肃、新疆、宁夏、黑龙江等北方省份实现近100% 机制电量利用，上海、天津利用率较低。从机制电价绝对值来看，高价主要集中在东部以及西南省份，风电电价基本高于光伏。其中风电、光伏机制电价低于0.3 元/度的仅有7 省，其中除了山东、黑龙江与吉林之外，均为燃煤基准价较低且新能源市场化交易程度较高的西北地区。从机制电价较燃煤基准价的降幅来看，目前有10 个省份的降幅在10%以上，主要集中在三北地区新能源装机大；部分省份的机制电价降幅较小，上海、云南、重庆等基本贴近机制电价上限出清，陕西机制电价超过燃煤基准价。公司首次覆盖报告表2：从机制电量完成情况来看，多数省份完成度较高省（市、区）竞价限制-电量（亿千瓦时）竞价结果-电量（亿千瓦时）完成度风电光伏合计风电光伏合计风电光伏合计风电光伏合计完成度北京//////天津////9.3923.5%冀北电网219.35138.52357.87103.736.13139.8339.1%河北南网245.8345.04290.87142.01156.0153.6%山西//55.0614.8239.7554.5799.1%山东81.7312.9494.6759.6712.4872.1576.2%辽宁105.8812.75118.6380.221.4381.6568.8%吉林38.627.1445.7637.7627.6265.38142.9%黑龙江//63.04//99.9%上海///5.3824.5%江苏陆风光120海风10/109.2%浙江/14.74//14.74/100.0%安徽////58.67765.2%福建/46.3//22.58/48.8%湖北///10.844.8815.72/湖南25.188.5833.7625.187.5832.7697.0%河南39.13105.1338.3761227.9674266.3435463.1%江西（第一批）5.75.911.64.61.315.9150.9%江西(第二批）12.2618.7130.971.357.508.8528.6%陕西62.752.362.752.3100.0%甘肃（第一批）//8.33.4644.8288.29299.9%甘肃(第二批）//15.2//15.2100.0%青海（第一次）5.4311.2516.685.4311.2516.68100.0%青海（第二次）10.4418.1528.596.68877.810414.499150.7%宁夏////100.0%新疆（第一批）185.3936.08221.4899.8%新疆（第二批）130.6267.63198.25130.6267.63198.25100.0%重庆22.648.620.7517.0237.7777.7%四川8.841.450.28.841.450.2100.0%广东///46.546.593.0%云南///////数据来源：光伏们公众号、开源证券研究所公司首次覆盖报告表3：高价主要集中在东部以及西南省份，风电电价基本高于光伏（元/度）省（市、区）燃煤基准价风电光伏竞价结果较燃煤基准价竞价结果较燃煤基准价北京36.0%0.35980.0%0.35980.0%天津0.36550.3196-12.6%//冀北电网0.3720.347-6.7%0.352-5.4%河北南网0.36440.353-3.1%0.3344-8.2%山西0.3320.285-14.2%0.32-3.6%山东0.39490.319-19.2%0.225-43.0%辽宁0.37490.3-20.0%0.33-12.0%吉林0.37310.25-33.0%0.334-10.5%黑龙江0.3740.228111-39.0%//上海0.41550.41550.0%//江苏0.391//0.36-7.9%浙江0.4153//0.3929-5.4%安徽0.38440.384-0.1%//福建0.3932//海上0.388陆上0.35海上-1.3%陆上-11%湖北0.450.33-26.7%0.375-16.7%湖南0.450.33-26.7%0.375-16.7%河南0.37790.304-19.6%0.276-27.0%江西（第一次）0.41430.375-9.5%0.33-20.3%江西（第二次）0.41430.365-11.9%0.379-8.5%陕西0.33450.3525.2%0.354.6%甘肃（第一批）0.30780.1954-36.5%//甘肃（第二批）0.30780.1954-36.5%0.1954-36.5%青海（第一批）0.32470.24-26.1%0.24-26.1%青海（第二批）0.32470.24-26.1%0.227-30.1%宁夏0.25950.25950.0%//新疆（第一批）0.250.2520.8%0.235-6.0%新疆（第二批）0.250.21-16.0%0.15-40.0%重庆0.39640.3961-0.1%0.39630.0%四川0.40120.393-2.0%0.373-7.0%广东0.453//0.36-20.5%云南0.33580.332-1.1%0.33-1.7%数据来源：光伏们公众号、开源证券研究所公司首次覆盖报告风电增值税补贴退坡。2025 年10 月，财政部、海关总署、税务总局印发《关于调整风力发电等增值税政策的公告》（财政部海关总署税务总局公告2025 年第10 号），2025 年11 月1 日起，陆上风电不再实行增值税先征后退政策，风电或迎来“政策底”；2025 年11 月1 日至2027 年12 月31 日，海上风电增值税即征即退50%。2025 年10月31 日前已正式商业投产的核电机组，继续按照财税〔2008〕38 号有关增值税规定执行；2025 年10 月31 日前国务院已核准但尚未正式商业投产的核电机组，自正式商业投产次月起10 个年度内，实行增值税先征后退政策，退税比例为已入库税款的50%；2025 年11 月1 日后核准的核电机组，不再实行增值税先征后退政策。表4：根据《关于调整风力发电等增值税政策的公告》，陆上风电、核电增值税补贴退坡电源类型新政策原政策陆上风电不再实行增值税先征后退增值税即征即退50%（财税〔2015〕74 号）海上风电2025 年11 月1 日至2027 年12 月31 日，增值税即征即退50%增值税即征即退50%（财税〔2015〕74 号）核电2025 年10 月31 日前商运的机组按照原有政策执行；2025年10 月31 日前核准未商运的机组，正式商运起10 年内增值税先征后退50%；2025 年11 月1 日后核准的核电机组，不再实行增值税先征后退政策。正式商运起5 年内返还75%；第6 至第10 年返还70%；第11 至第15 年返还55%；满15 年以后，不再实行增值税先征后退政策。（财税〔2008〕38号）2.2、 补贴欠款加速回收，行业现金流情况有望好转享受国家补贴的可再生能源项目，标杆电价与各地煤电标杆电价之差，由从全国销售电量中收取的“可再生能源电价附加”补足。《可再生能源法》实施以来，可再生能源电价附加标准历经五次调整，2006 年为0.001 元/千瓦时，2016 年提高至0.019元/千瓦时并维持至今。这使得十三五以来可再生能源电价附加征收额远低于实际需求，补贴缺口持续加大。同时，可再生能源附加电费未能足额征收，2016-2024 年征收率不到80%，每年约有300 亿元应收未收资金。据风能专委会统计，2019 年底补贴缺口累计超过2600 亿元，2020 年底缺口或突破3000 亿元。当前补贴总需求已经收口。按照《关于2021 年新能源上网电价政策有关事项的通知》（发改价格〔2021〕833 号），自2021 年开始，新核准的光伏和陆上风电项目全面实现平价上网，中央财政不再补贴，实行平价上网；按照《关于完善风电上网电价政策的通知》（发改价格〔2019〕882 号)，2022 年开始，新核准海上风电项目，国家不再补贴。风电光伏补贴需求的总盘子基本可以收口。《关于促进非水可再生能源发电健康发展的若干意见》（财建〔2020〕4 号）明确，依法依规纳入补贴目录的可再生能源发电项目，按国家发改委制定电价政策时依据的“合理利用小时数”核定中央财政补贴额度；《关于促进非水可再生能源发电健康发展的若干意见》（财建〔2020〕426 号）明确各类项目全生命周期合理利用小时数，规定风电、光伏发电项目自并网之日起满20 年后，生物质发电项目自并网之日起满15 年后，无论项目是否达到全生命周期补贴电量，不再享受中央财政补贴资金，核发绿证准许参与绿证交易。单个项目每年需要的补贴资金和未来项目寿命周期内所需要的全部补贴资金量基本明确，补贴资金上限收口。公司首次覆盖报告图12：可再生能源补贴未能足额征收，2016 年起每年未征收资金约300 亿元数据来源：Wind、开源证券研究所2022 年三部委授权两大电网成立可再生能源发展结算公司，统筹解决补贴问题。2022 年8 月，国家发展改革委、财政部、国务院国资委授权两大电网公司设立北京、广州可再生能源发展结算服务有限公司，统筹解决可再生能源发电补贴问题。结算公司市场化运作，在财政拨款基础上，补贴资金缺口按照市场化原则通过专项融资解决，专项融资本息在可再生能源发展基金预算中列支。根据三峡能源招股书，纳入补贴目录或补贴清单的项目，将根据可再生能源基金的拨付进度结算新能源补贴电费，未纳入补贴目录或补贴清单的项目，暂时不能获得新能源补贴电费的结算。发电项目实现并网发电后，燃煤脱硫标杆电价部分，由电网公司直接支付，通常跨月结收电费，即本月对上月发电收入进行结算，账龄一般在1 个月之内；可再生能源补贴发放周期较长，已经纳入补贴目录或补贴清单的发电项目，通常 1-3 年方能收回补贴。表5：汇总16 家新能源发电板块上市公司2025 中报披露的应收账款，约占当前市值的59.7%（亿元）股票代码公司简称企业类型应收账款（与票据） 营业收入当期新增应收/当期营收累计应收/总市值1798.HK大唐新能源中央国有企业95.62243.7168.4540.7%254.9%2380.HK中国电力中央国有企业343.67363.91238.5819.9%105.9%0579.HK京能清洁能源地方国有企业496.75494.55156.5737.9%99.6%0916.HK龙源电力中央国有企业161.85159.72109.0017.9%98.7%1811.HK中广核新能源中央国有企业204.93142.5226.9752.4%69.5%000591.SZ太阳能中央国有企业157.1986.9319.2236.7%55.3%0956.HK新天绿色能源地方国有企业101.5170.668.5780.8%69.6%600821.SH金开新能地方国有企业180.4269.4021.2422.3%38.5%600905.SH三峡能源中央国有企业214.0295.1724.5538.7%44.5%600032.SH浙江新能地方国有企业150.6880.35109.044.8%53.3%601778.SH晶科科技民营企业259.8183.7724.4431.2%32.2%000537.SZ中绿电中央国有企业1174.95496.51147.3633.2%42.3%601016.SH节能风电中央国有企业201.0570.8123.3335.6%35.2%600163.SH中闽能源地方国有企业113.2333.577.9437.7%29.6%601619.SH嘉泽新能民营企业151.7638.8113.1035.5%25.6%600956.SH新天绿能地方国有企业361.0278.76109.046.6%21.8%合计4,368.452,609.141,107.4025.4%59.7%数据来源：Wind、开源证券研究所（注：总市值取2026 年4 月10 日收盘价数据，应收账款、营业收入取2025 中报数据）0.20.40.60.81,0001,5002,000理论征收金额（亿元）实际征收金额（亿元）补贴征收比例公司首次覆盖报告2025 年9 月，太阳能、吉电股份、林洋能源、晶科科技、金开新能等多家上市公司公告称，8 月收到大量可再生能源补贴资金，同比大幅增长。可再生能源补贴欠款有望陆续补发，缓解上市公司现金流压力。表6：多家上市公司8 月收到大量可再生能源补贴（单位：亿元）股票代码公司简称
8 月收到补贴
1-8 月累计收到补贴1-8 月累计收到补贴同比1-8 月累计收到补贴占
2024 全年补贴总额
000591.SZ太阳能16.9223.19232.2%169.8%000875.SZ吉电股份9.1312.71154.2%135.4%601222.SH林洋能源2.033.06210.1%177.1%601778.SH晶科科技6.468.91248.0%166.0%600821.SH金开新能9.3912.14341.7%190.1%数据来源：各公司公告、开源证券研究所2.3、 可再生能源消纳考核范围拓宽，绿电溢价有望提升可再生能源消纳责任从电网公司、省级区域逐渐向下落实到重点行业。
2017 年
以前，我国绿电消纳政策主要是全额保障收购，优先解决新能源“能发不能上网”的问题。2019 年，《关于建立健全可再生能源电力消纳保障机制的通知》明确按年度向各省级区域下达可再生能源电力总量及非水可再生能源消纳责任权重，消纳责任落实到省级。2025 年3 月《关于促进可再生能源绿色电力证书市场高质量发展的意见》提出加快提升钢铁、有色、建材、石化、化工等行业企业和数据中心，以及其他重点用能单位和行业的绿色电力消费比例，消纳责任落实到具体行业。可再生能源消纳考核范围拓宽，完成情况核算以绿证为主。2025 年7 月，《关于2025 年可再生能源电力消纳责任权重及有关事项的通知》明确，在电解铝行业基础上，新增钢铁、多晶硅、水泥和枢纽节点新建数据中心可再生能源消纳权重考核目标；其中，枢纽节点新建数据中心绿色电力消费比例要求为80%。2026 年政府工作报告将“超大规模智算集群”“算电协同”等列为新基建重点工程。2023 年，《关于深入实施“东数西算”工程加快构建全国一体化算力网的实施意见》（发改数据〔2023〕1779 号）首次提出“创新算力电力双向协同机制”；2025年，《关于有序推动绿电直连发展有关事项的通知》定义绿电直连为风电、光伏、生物质发电等新能源不直接接入公共电网，通过直连线路向单一电力用户供给绿电，可实现供给电量清晰物理溯源的模式。2025 年，《关于促进新能源消纳和调控的指导意见》（发改能源〔2025〕1360 号）提出绿色燃料制备、高载能产业转移、源网荷储一体化、绿电直连、增量配电网等新能源就近消纳新业态。截至2026 年2 月，全国已有涵盖算力中心在内的84 个绿电直连项目完成审批，新能源总装机规模达3259万千瓦，应用场景涵盖算力中心供电、零碳园区等。公司首次覆盖报告表7：新能源消纳政策逐步健全，消纳责任从电网公司、省级区域逐渐向下落实到重点行业文件时间主要内容《可再生能源法》电网企业应当全额收购其电网覆盖范围内可再生能源并网发电项目的上网电量，并为可再生能源发电提供上网服务。《关于进一步深化电力体制改革的若干意见》（中发〔2015〕9 号）确保可再生能源发电依照规划保障性收购、认真落实可再生能源发电保障性收购制度。《关于建立健全可再生能源电力消纳保障机制的通知》（发改能源〔2019〕807 号）建立健全“可再生能源电力消纳保障机制”,自2019 年起，两部委每年印发各省级区域可再生能源电力总量消纳、非水可再生能源电力消纳责任权重。《关于完善能源绿色低碳转型体制机制和政策措施的意见》（发改能源〔2022〕206 号）鼓励各地区通过区域协作或开展可再生能源电力消纳量交易等方式，满足国家规定的可再生能源消费最低比重等指标要求。《国家能源局关于做好新能源消纳工作保障新能源高质量发展的通知》（国能发电力〔2024〕44 号）明确加快推进新能源配套电网项目建设、积极推进系统调节能力提升和网源协调发展、充分发挥电网资源配置平台作用、科学优化新能源利用率目标等重点任务，原则上新能源利用率不低于90%。关于促进可再生能源绿色电力证书市场高质量发展的意见（发改能源〔2025〕262 号）加快提升钢铁、有色、建材、石化、化工等行业企业和数据中心，以及其他重点用能单位和行业的绿色电力消费比例根据《可再生能源绿色电力证书核发和交易规则》，绿证指绿色电力证书，是我国可再生能源电量环境属性的唯一证明，1 个绿证对应着1000 千瓦时可再生能源电量，目前绿证仅可交易一次。2017 年，《关于试行可再生能源绿色电力证书核发及自愿认购交易制度的通知》（发改能源〔2017〕132 号）提出建立可再生能源绿色电力证书自愿认购体系，试行可再生能源绿色电力证书的核发工作，我国绿证机制开始试运行。2023 年，《关于做好可再生能源绿色电力证书全覆盖工作促进可再生能源电力消费的通知》（发改能源〔2023〕1044 号）明确绿证适用范围，规范绿证核发，完善绿证交易，标志着我国进入“全面绿证”阶段。现阶段国家能源局对风电、太阳能发电、生物质发电等可再生能源发电项目上网电量，以及2023 年及以后新投产的完全市场化常规水电项目上网电量，核发可交易绿证；对项目自发自用电量和2023年之前的常规存量水电项目上网电量，现阶段核发绿证但暂不参与交易。表8：发改能源〔2023〕1044 号文标志着我国进入“全面绿证”阶段发改能源〔2017〕132 号发改能源〔2023〕1044 号政策变化绿证含义向符合资格的可再生能源发电企业颁发的具有唯一代码标识的电子凭证我国可再生能源电量环境属性的唯一证明，认定可再生能源电力生产、消费的唯一凭证规范绿电（绿证）交易市场，凸显绿证唯一性核发机构国家可再生能源信息管理中心发改委、能源局负责确定核发可交易绿证的范围；能源局负责绿证相关管理工作。能源局下属部门负责绿证相关管理、核发工作。核发范围国家可再生能源电价附加资金补助目录内的风电（陆上风电）和光伏发电项目（不含分布式光伏项目）对全国风电等已建档立卡的可再生能源发电项目所生产的全部电量核发绿证，实现绿证核发全覆盖纳入常规水电，极大扩展了核发范围，扩大参与发电企业范围，满足更多类型的绿色电力消费需求。交易机构认购信息归信息中心所有。信息中心负责发布证书认购信息绿证依托中国绿色电力证书交易平台，以及北京、广州电力交易中心开展交易交易平台增加。方式自愿认购，认购平台挂牌出售采取双边协商、挂牌、集中竞价等方式进行交易方式更为完善。政策衔接/衔接碳市场。推动绿证国际互认旨在增强绿证适用性、进一步与国内外相关机制衔接。公司首次覆盖报告绿证用于承接可再生能源补贴任务，还原绿电环境价值。我国自2017 年开始实施绿证政策，目前已建立了绿证核发、交易、应用、核销的闭环管理机制。2024 年9 月，《可再生能源绿色电力证书核发和交易规则》正式实施，首次明确将分散式风电、海上风电纳入绿证核发范围，覆盖范围扩大至全类型可再生能源项目。2024 年下半年绿证补发工作造成供给冲击，年末补发工作基本结束，绿证供给收缩并基本维持稳定。截至2024 年末，国家能源局基本实现对已建档立卡的集中式可再生能源发电项目2022 年6 月以来的电量绿证核发全覆盖，后续进入以当期可再生能源电量为主的绿证核发阶段，2024 年12 月起绿证供给收缩并基本维持稳定。绿证有效期2 年，供给冲击已结束。根据《可再生能源绿色电力证书核发和交易规则》，绿证有效期2 年，自电力生产月起算；2024 年之前的绿证有效期至2025 年底。2024年，国家能源局共计核发绿证47.34 亿个，其中可交易绿证31.58 亿个；全国共计交易绿证4.46 亿个。2025 年，国家能源局共计核发绿证29.47 亿个，其中可交易绿证18.93 亿个；全国共计交易绿证9.30 亿个，绿证供需情况大幅好转。图13：2024 年12 月起，绿证供给收缩并趋于稳定（单位：亿张）数据来源：国家能源局、开源证券研究所绿证价值有望回升，保障运营商合理收益。2025 年3 月，《关于促进可再生能源绿色电力证书市场高质量发展的意见》明确要求钢铁、水泥、数据中心等重点行业2030 年绿电消费比例不低于全国可再生能源消纳权重；2025 年5 月，气候组织正式宣布国际绿色电力消费倡议组织（RE100）无条件全面认可中国绿证，我国绿证“走出去”实现历史性突破。长期来看，绿证需求有望逐步改善，绿证价格有望逐步回归。假设绿证价格5 元/个，则绿电环境价值覆盖率（绿证交易量/绿证核发量）每提高20%，运营商单位发电环境收益提高1.0 元/兆瓦时。根据国家能源局数据，2025 年12 月，绿证交易均价4.56 元/个，环比降低8.1%；2026 年1 月，绿证交易均价5.11 元/个，环比提高11.9%。以龙源电力为例，2025年全年公司实现风电售电量616.16 亿千瓦时，光伏售电量135.1 亿千瓦时；完成绿电交易85.6 亿千瓦时，交易绿证1632.2 万张；绿电市场化环境价值（绿电交易+绿证交易）在总电量中的覆盖率约为33.1%。2025 年公司单位风光发电税前利润约为0.095 元/千瓦时。假设绿电交易与绿证交易环境价值相等，若维持33%的环境价值覆盖率，绿证价格每提高10 元，则公司风光发电单位税前利润提高0.003 元，提升幅度为3.5%。0.002.004.006.008.0010.0012.0014.00风电太阳能发电常规水电生物质能发电其他可再生能源发电公司首次覆盖报告表9：我们测算，绿证覆盖率50%、单价10 元对应单位发电收益为5 元/兆瓦时（单位：元/个、元/兆瓦时）绿证覆盖率绿证单价10%20%30%40%50%60%70%80%90%100%0.10.20.30.40.50.60.70.80.91.00.20.40.60.81.01.21.41.61.82.00.30.60.91.21.51.82.12.42.73.00.51.01.52.02.53.03.54.04.55.01.02.03.04.05.06.07.08.09.010.02.04.06.08.010.012.014.016.018.020.03.06.09.012.015.018.021.024.027.030.05.010.015.020.025.030.035.040.045.050.010.020.030.040.050.060.070.080.090.0100.0数据来源：开源证券研究所风机价格持续下降。根据IRENA 发布的报告，2024 年陆上风电项目单位装机成本为1041 美元/千瓦，同比下降12.3%，较2010 年下降55.2%；海上风电项目单位装机成本为2852 美元/千瓦，同比下降0.5%，较2010 年下降48.3%。图14：陆风与海风项目单位成本持续下降（USD/kW）数据来源：IRENA、开源证券研究所2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024海风单位装机成本陆风单位装机成本公司首次覆盖报告
3、 风场资源先发优势稳固，以大代小技改巩固龙头地位
3.1、 深耕风电行业，先发优势显著，场址资源较优公司风电装机容量领先。作为我国最早开发风电的公司，公司自成立以来风电装机容量持续领先同行，2012年公司风电装机数量突破10GW，2025年末已达32GW。图15：公司风电业务起步较早，装机容量持续领先可比公司（GW）数据来源：各公司公告、开源证券研究所我国风能资源主要集中在三北地区以及东部沿海地区。2025 年我国沿海和内陆北方省份风电利用小时数较高；其中，福建风电平均利用小时数超3000 小时，华东地区其次，平均利用小时数2400 小时左右。图16：2025 年我国沿海和内陆北方省份风电利用小时数较高（小时）数据来源：Wind、公司公告、开源证券研究所公司现有厂址集中在北方风资源较好的地区。截至2025 年末，公司在江苏的风电装机容量最高，达3.5GW（含2.2GW 海风），在公司风电装机总量中占比达11.0%，发电量达77.67 亿千瓦时，占公司总发电量的12.3%；公司在内蒙、甘肃、新疆、广西的风电装机均超过2GW。200820092010201120122013201420152016201720182019202020212022202320242025龙源电力大唐新能源三峡能源节能风电华能国际新天绿色能源中广核新能源福建浙江江苏上海山西内蒙古山东河南安徽广东江西辽宁重庆黑龙江河北全国吉林宁夏北京云南四川湖南陕西天津湖北贵州广西甘肃新疆青海海南西藏公司首次覆盖报告图17：公司风电资产多在三北地区以及东部沿海地区数据来源：公司公告、开源证券研究所图18：2025 年公司在江苏的发电量为77.67 亿千瓦时数据来源：公司公告、开源证券研究所公司风场优质，风电利用小时数高于全国平均，处于行业较高水平。2025 年，公司风电平均利用小时数为2052 小时，同比下降138 小时，较行业平均利用小时高73 小时。风电平均利用小时数下降主要系风资源不佳、限电率上升等。图19：公司风机利用小时数高于全国平均值（小时）图20：公司风电利用小时数在可比公司中处于较高水平（小时）数据来源：公司公告、开源证券研究所数据来源：各公司公告、开源证券研究所（注：截至2026 年4 月1 日，三峡能源、节能风电未披露2025 年报）1,0001,5002,0002,5003,0003,5002025年龙源电力风机数量（兆瓦）2025年龙源电力风力发电量（亿千瓦时）龙源电力全国平均龙源电力大唐新能源三峡能源节能风电新天绿色能源中广核新能源公司首次覆盖报告电价下行，公司单位电量毛利承压。2016 年至2022 年，公司风电业务单位售电收入维持在480 元/兆瓦时之上，较为稳定；2023 年以来，随着新能源发电补贴逐渐退坡、市场化电量占比提升，风电电价承压；2025 年公司风电单位售电收入422 元/兆瓦时，同比减少46 元/兆瓦时，单位售电毛利157 元/兆瓦时，同比减少44 元/兆瓦时。公司风电业务单位售电成本较为稳定，2022-2025 年平均值为270 元/兆瓦时。图21：2025 年风电电价下行，公司单位售电毛利同比减少44 元/兆瓦时（元/兆瓦时）数据来源：公司公告、开源证券研究所3.2、 以大代小提高风资源利用率，集团风电整合潜力可期2023 年 6 月，国家能源局发布《风电场改造升级和退役管理办法》，鼓励并网运行超过 15 年或单台机组容量小于 1.5 兆瓦的风电场开展改造升级。改造升级项目的补贴电量按照项目容量与全生命周期合理利用小时数测算，其中项目容量以核准（备案）容量为准，若实际容量低于核准容量，则按实际容量确定。在全生命周期补贴电量范围内，项目发电量可继续享受补贴，上网电价按照改造前项目执行的电价政策结算，补贴标准为可再生能源标杆上网电价与当地燃煤发电基准价的价差（扣除适用增值税）。当项目发电量超过全生命周期补贴电量，或达到规定补贴年限后，不再享受中央财政补贴，其余电量上网电价按项目核准变更当年的电价政策执行，并可核发绿证参与绿证交易。公司技改项目已覆盖东北、西北、华东及沿海等多个区域；从实施方式看，主要包括增容技改、等容改造和“上大压小”等类型，核心特征是拆除早期小容量、老旧机组，替换为更大单机容量、更高效率的新型机组。单位收入单位成本单位毛利公司首次覆盖报告表10：公司技改项目已覆盖东北、西北、华东及沿海等多个区域项目改造内容改造收益伊春石帽顶子、小城山、老白山、小白山风电等容量升级改造项目拆除210 台单机850 千瓦的老旧机组，安装36 台单机5兆瓦的新机组预计年发电量约5.2 亿千瓦时，相比改造前每年可增发电量约1 亿千瓦时。贺兰山第四风电场200 兆瓦“以大代小”增容技改项目增容技改预计年上网电量约5.3 亿千瓦时。甘肃玉门风电场“以大代小”等容改造项目拆除266 台单机容量1 兆瓦以下的老旧机组，新建34台单机容量6.25 兆瓦的机组，其中4 台机组降容量运行预计年均上网电量达4.89 亿千瓦时江苏如东二期特许权项目拆除原有67 台1.5MW 风电机组，改造升级为39 台8.35MW 风电机组总装机容量由100.5 兆瓦提升至325.65 兆莆田南日岛三期120 兆瓦风电增容技改项目拟拆除57 台单机容量为850 千瓦的风电机组，新建16台单机容量为7.5 兆瓦的风电机组装机容量由48.45 兆瓦提升至120 兆瓦，预计年均上网电量达3.29 亿千瓦时东海塘12MW 等容改造风电项目拟拆除原项目6 台2.0MW 机组，等容改造容量12MW，新建2 台6.0MW 抗台机组新建风机呈大型化趋势。截至2025 年底，我国5.0MW 以下（不含5.0MW）风电机组累计装机容量占比为53.8%，同比下降12.4pct；5.0MW 至7.0MW（不含7.0MW）风电机组累计装机容量占比为30.9%，同比增长3.7pct；7.0MW 至9.1MW 风电机组累计装机容量占比为8.7%，同比增长4.2 pct；10.0MW 及以上风电机组累计装机容量占比为6.6%，同比增长4.5pct。在新增装机中，5.0MW 以下（不含5.0MW）风机占比0.9%，同比下降约4 个百分点。图22：2025 年我国存量<3MW 风机占比近40%图23：2025 年我国新增风机集中在5-12MW数据来源：CWEA、开源证券研究所数据来源：CWEA、开源证券研究所公司早期小容量机组占比较高，潜在装机增量空间较大。截至2023 年末，公司1.5MW 及以下机组近1 万台，占在运总台数的68%，具备较大改造空间；截至2010年末，公司在运风电装机6.56GW，若不考虑风机退役技改，截至2025 年末，以上6.56GW 风机均已运行15 年以上；按照70%-100%技改率、1-3 倍增容测算，我们预计“以大代小”带来的潜在装机增量空间约4.59~19.68GW。38.4%9.0%6.4%13.3%17.6%4.2% 4.5%5.8%0.8%＜3.03.0-4.04.0-4.95.0-5.96.0-6.97.0-7.98.0-9.10.3%15.4%31.3%12.1%14.6%23.8%2.5%＜5.05.0-5.96.0-6.97.0-7.98.0-9.110.0-11.912.0及以上公司首次覆盖报告表11：公司老旧风机技改带来的潜在装机增量空间较大潜在装机增量空间（GW）“以大代小”增容倍数1.001.251.501.752.002.252.502.753.00技改率70%4.5937.656.898.049.1810.3311.4812.6313.7875%4.9240.347.388.619.8411.0712.3013.5314.7680%5.2543.037.879.1810.5011.8113.1214.4315.7485%5.5845.728.369.7611.1512.5513.9415.3316.7390%5.9048.418.8610.3311.8113.2814.7616.2417.7195%6.2351.109.3510.9112.4614.0215.5817.1418.70100%6.567.569.8411.4813.1214.7616.4018.0419.68数据来源：开源证券研究所2022 年公司控股股东国家能源集团出具《国家能源投资集团有限责任公司关于避免与龙源电力同业竞争的补充承诺函》，承诺将在龙源电力A 股上市后3 年内稳妥推进相关业务整合以解决风力发电业务及火电业务的潜在业务重合问题。2024 年10月，公司已剥离全部的火电业务，并与国能资产管理公司、国能甘肃电力、国能广西电力分别签署《股权转让协议》，拟收购其所持有的8 家新能源公司股权，预计转让对价为16.86 亿元，获得风电装机131.60 万千瓦，光伏装机71.69 万千瓦。根据《补充承诺函（二）》，国家能源集团承诺在2028 年1 月24 日前将集团存续风力发电业务注入公司。截至2025 年末，国家能源集团风电装机总量达7200 万千瓦，剩余未注入风电装机约4000 万千瓦，若未来全部注入，公司风电装机容量将增加超一倍。公司首次覆盖报告
4、 盈利预测与投资建议
4.1、 核心假设与盈利预测风电板块：假设公司风电装机容量保持较快增长，2026-2028 年每年净新增超2GW；利用小时数维持在2000 小时；考虑到136 号文影响，假设公司风电综合上网电价（不含税）逐渐下降，2026 年下降约2 分/千瓦时，2027-2028 年降幅逐渐缩小。光伏及其他可再生能源板块：其他可在再生能源占比低，只考虑光伏发电业务。假设公司光伏装机容量保持较快增长，2026-2028 年每年净新增超1.5GW；利用小时数逐年小幅下降；考虑到136 号文影响，假设公司光伏综合上网电价（不含税）逐渐下降，2026 年下降约3 分/千瓦时，2027-2028 年趋稳。综上，我们预计公司2026 年-2028 年营业收入分别为317.48 亿元、331.02 亿元、345.74 亿元，毛利率分别为35.5%、35.1%、35.8%。表12：我们预计2026-2028 年公司营收将持续增长业务项目2024A2025A2026E2027E2028E电力业务营业收入（亿元）338.12296.89313.53328.25343.80YoY3.3%-12.2%5.6%4.7%4.7%营业成本（亿元）201.43193.34201.22212.36220.02YoY2.4%-4.0%4.1%5.5%3.6%毛利润（亿元）136.69103.55112.32115.89123.79毛利率40.4%34.9%35.8%35.3%36.0%其他业务营业收入（亿元）32.585.643.952.761.93YoY-33.6%-82.7%-30.0%-30.0%-30.0%营业成本（亿元）30.073.943.672.571.80YoY-29.7%-86.9%-6.9%-30.0%-30.0%毛利润（亿元）2.511.690.280.190.14毛利率7.7%30.1%7.0%7.0%7.0%合计营业收入（亿元）370.70302.53317.48331.02345.74YoY-1.5%-18.4%4.9%4.3%4.4%营业成本（亿元）231.49197.28204.89214.93221.81YoY-3.4%-14.8%3.9%4.9%3.2%毛利润（亿元）139.21105.24112.59116.09123.92毛利率37.6%34.8%35.5%35.1%35.8%数据来源：Wind、公司公告、开源证券研究所4.2、 估值与评级综合考虑业务范围以及体量规模，选取华电新能、三峡能源、节能风电、新天绿能作为同行业可比公司，公司估值高于可比公司均值。我们认为公司作为国内风电的领军企业，风电业务起步较早，在手风电资产质量较高，估值存在一定合理性。我们预计公司2026-2028 年营业收入分别为317.48/331.02/345.74 亿元，归母净利润分别为53.44/55.02/59.18 亿元，EPS 分别为0.64/0.66/0.71 元，对应当前PE 分别为23.8/23.2/21.5。我们看好公司作为国内风电龙头的竞争优势地位以及公司在风电领域的先发优势。首次覆盖，给予“买入”评级。公司首次覆盖报告表13：公司PE 高于可比公司均值，PB 接近可比公司均值公司代码公司名称评级（亿元）归母净利润（亿元）PEPB(MRQ)2025A/E 2026E 2027E 2028E 2025A/E 2026E 2027E 2028E600930.SH华电新能未评级2511.272.697.699.5/34.625.725.2/2.3600905.SH三峡能源未评级1175.036.762.869.2/32.018.717.0/1.3601016.SH节能风电未评级259.810.612.413.3/24.421.019.5/1.5600956.SH新天绿能未评级361.018.324.325.629.319.814.814.112.31.5平均值27.720.119.0/1.6001289.SZ龙源电力1274.045.353.455.059.228.123.823.221.51.7数据来源：Wind、开源证券研究所（注：①选取2026 年4 月10 日收盘价，已评级的盈利预测来自开源证券研究所，未评级的盈利预测来自于Wind 一致预期；②截至2026 年4 月10 日，节能风电未公布2025 年业绩，2025 年归母净利润为预测值。）
5、 风险提示
绿证市场量价不及预期：若绿证市场交易量、成交价仍维持较低水平，新能源发电环境价值未能合理定价，将会影响运营商盈利水平。电网及灵活性资源建设不及预期：若电网和调节资源建设不及预期，将显著降低新能源消纳率，进而影响利用小时数和发电量；市场化电价波动风险：若市场化竞争加剧，电价有较大波动风险；风光资源波动风险：风光自然资源的波动可能影响发电量；补贴回收不及预期：补贴不能及时收回将影响公司现金流甚至形成减值损失。公司首次覆盖报告附：财务预测摘要资产负债表(百万元)2024A2025A2026E2027E2028E利润表(百万元)2024A2025A2026E2027E2028E流动资产5195650944509355105651381营业收入3716430253317483310234574现金营业成本2321319728204892149322181应收票据及应收账款营业税金及附加其他应收款营业费用预付账款管理费用存货研发费用其他流动资产4582245808458084580845808财务费用非流动资产205713214317209542203666198073资产减值损失-979-89长期投资其他收益固定资产156810170377170115168110165646公允价值变动收益-25-20-10-18无形资产投资净收益其他非流动资产3637831426276762460722255资产处置收益-10资产总计257669265261260477254722249454营业利润10155流动负债72993809939033099035107640营业外收入短期借款2823116318430775153860076营业外支出应付票据及应付账款1841915150利润总额10252其他流动负债2634249526472534749747564所得税非流动负债9834595536749395380932762净利润长期借款9531592187715905046029413少数股东损益其他非流动负债归属母公司净利润负债合计171338176530165269152844140402EBITDA2189319883200342093622214少数股东权益1298813728148611602917284EPS(元)0.760.540.640.660.71股本资本公积1431114104141041410414104主要财务比率2024A2025A2026E2027E2028E留存收益5096952755572896195866979成长能力归属母公司股东权益7334375003803478584991767营业收入(%)-2.3-18.64.94.34.4负债和股东权益257669265261260477254722249454营业利润(%)23.2-31.219.03.07.6归属于母公司净利润(%)0.8-28.818.13.07.6获利能力毛利率(%)37.534.835.535.135.8净利率(%)17.115.016.816.617.1现金流量表(百万元)2024A2025A2026E2027E2028EROE(%)9.66.26.86.56.6经营活动现金流17109218332221823058ROIC(%)4.02.73.03.23.6净利润
8296 8
偿债能力折旧摊销1164112763116221227512898资产负债率(%)66.566.563.460.056.3财务费用净负债比率(%)150.5144.0137.9116.497.1投资损失-912-161-200-200-200流动比率0.70.60.60.50.5营运资金变动-6719-19-14824-153速动比率0.70.60.50.50.4其他经营现金流营运能力投资活动现金流-26085-23581-6668-6208-7124总资产周转率0.20.10.10.10.1资本支出2688123909应收账款周转率137.7112.80.00.00.0长期投资-75-227-227-227应付账款周转率1.71.43.00.00.0其他投资现金流每股指标（元）筹资活动现金流-26254-24374-24367每股收益(最新摊薄)0.760.540.640.660.71短期借款-1191426759每股经营现金流(最新摊薄)2.052.610.752.662.76长期借款18370-3127-20597-21130-21047每股净资产(最新摊薄)8.778.979.6110.2710.98普通股增加-22估值比率资本公积增加-1410-207P/E20.028.123.823.221.5其他筹资现金流-1105316006-32416-11705-11858P/B1.71.71.61.51.4现金净增加额-1697-1139-26652-8365-8433EV/EBITDA12.313.513.612.511.3数据来源：聚源、开源证券研究所公司首次覆盖报告《证券期货投资者适当性管理办法》、《证券经营机构投资者适当性管理实施指引（试行）》已于2017年7月1日起正式实施。根据上述规定，开源证券评定此研报的风险等级为R3（中风险），因此通过公共平台推送的研报其适用的投资者类别仅限定为专业投资者及风险承受能力为C3、C4、C5的普通投资者。若您并非专业投资者及风险承受能力为C3、C4、C5的普通投资者，请取消阅读，请勿收藏、接收或使用本研报中的任何信息。因此受限于访问权限的设置，若给您造成不便，烦请见谅！感谢您给予的理解与配合。