政策核心与执行时间 - 2026年1月1日起，新能源上网电量原则上全部进入电力市场，上网电价通过市场交易形成，不再执行固定价格，上网电费将出现波动[21] - 政策依据包括《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》及《山东电力市场规则(试行)》等文件[21] - 在市场外同步建立差价结算机制[21] 市场参与方式 - 分布式新能源项目入市交易方式包括独立入市、聚合入市和接受价格[2][22] - 选择独立或聚合报量报价入市需到山东电力交易中心注册，未注册的默认为接受价格方式[2][22] 上网电费构成 - 入市后，分布式新能源上网电费由市场化电费和机制差价电费两部分构成[2][22] - 市场化电费由电能量电费和市场化运行费用两部分组成[3][22] 电能量电费计算 - 电能量电费计算公式为：∑(本项目每日96点上网电量 × 地市96点现货实时市场电价)[8][34] - 接受价格的分布式新能源项目，其现货实时市场价格为项目所在区域（暂按地市）发电侧节点算术平均价格[3][23] - 现货实时市场电价受地理位置、气候、供需关系等因素影响，不同地市的同类型项目同一时段价格存在差异[3][23] - 上网电量每15分钟抄计一次，现货实时市场电价每15分钟形成一次[3][26] 市场化运行费用 - 现阶段市场化运行费用为优发超出优购曲线匹配偏差费用，按月测算发布[4][26] - 该费用由并入山东电网的所有发电企业、新型经营主体（含分布式电源）及全体工商业用户，按照当月上网电量、用电电量比例分摊[4][26] - 具体计算为：月结上网电量 × 优发超出优购曲线匹配偏差费用分摊标准[8][34] 差价结算机制 - 在市场外建立差价结算机制，根据纳入机制的电量、机制电价与结算参考价的价差计算机制差价电费[6][29] - 机制差价电费 = 机制电量 × (机制电价 - 结算参考价)[6][29] - 结算参考价为全省同类型集中式项目实时市场加权均价[6][29] - 自发自用电量及跨省跨区外送电量不参与机制电费结算[7][32] 项目分类与机制电价 - 存量项目指2025年6月1日前投产的项目[6][30] - 增量项目指2025年6月1日后（含）投产的项目[6][30] - 存量项目机制电价为0.3949元/千瓦时，机制电量比例见“项目机制电量电价表”[6][31] - 增量项目机制电价、机制电量比例按照省发改委正式公布的竞价结果执行[6][31] 机制电量确定原则 - 全额上网新能源项目月度机制电量 = (月度上网电量 - 跨省跨区外送电量) × 月度机制电量比例[10][35] - 余电上网的新能源项目月度机制电量 = ((月度发电量 - 月度上网电量 - 跨省跨区外送电量) / 月度发电量) × 月度上网电量 × 月度机制电量比例[12][35] - 若以上计算结果为负值，月度机制电量按0取值[12] - 分布式电源暂无跨省跨区外送电量[12] 具体项目机制电量与电价 - 纳入国家扶贫目录的光伏扶贫项目（2025年5月31日前投产），机制电量比例为100%，机制电价为0.3949元/千瓦时[14][39] - 并网电压220伏/380伏自然人户用分布式光伏项目（2024年12月31日前投产），机制电量比例为100%，机制电价为0.3949元/千瓦时[14][40] - 并网电压220伏/380伏自然人户用分布式光伏项目（2025年1月1日-5月31日投产），机制电量比例为85%，机制电价为0.3949元/千瓦时[14][40] - 按照集中式光伏实时市场加权平均电价结算的存量6兆瓦及以上工商业光伏发电项目，机制电量比例为0[14][40] - 存量项目曾持有过渡期间或以后省内中长期合约的，机制电量比例为0[14] - 其他存量项目，机制电量比例为80%，机制电价为0.3949元/千瓦时[14][40] - 增量项目中，竞得2025年度机制电量的项目（2025年6月1日-12月31日投产），机制电量比例为80%，机制电价为0.225元/千瓦时[40] - 增量项目中，竞得2026年度机制电量的项目（2025年6月1日-2026年12月31日投产），机制电量比例为80%，机制电价为0.261元/千瓦时[15][40] - 增量项目中，未竞得机制电量的项目，机制电量比例为0[15][41] - 注：2026年度光伏机制电价竞价结果（0.261元/千瓦时）已对外公示，尚未正式发文，暂不执行[41] 其他重要事项 - 享受国家可再生能源发电补贴的新能源项目，补助标准和结算方式继续按原政策执行[12][38] - 建议分布式光伏发电企业深入研究相关政策，紧盯电力市场价格信号，通过调整生产等方式科学参与电力市场以提升收益水平[12][38]

业务进展 - 公司于2026年1月完成对丹麦液冷企业Asetek的收购，正式切入数据中心液冷、AI服务器散热领域 [2] - 截至2026年2月，公司已获得3笔数据中心液冷订单，合计金额1.8亿元 [2] - 公司预计2026年第二季度将获得华为订单1.5亿元，第三季度获得阿里订单1.7亿元，目标全年液冷业务收入达到5亿元 [2] 行业政策与环境 - 公司预计2026年风电板块订单量较2025年增长20%-30%，该领域收入占比约为35% [3] - 2025年国家新能源上网电价市场化改革方案（如“136号文件”）有望推动风电装机需求，同时老机型换装周期带来增量机会 [3] 业绩经营情况 - 2025年半年度报告显示，公司营收同比增长15.41%至1.80亿元 [4] - 2025年半年度归母净利润同比下降27.47%至1447.87万元，主要因内销占比上升导致毛利率下滑 [4] - 公司正通过拓展储能、氢能及数据中心液冷等新领域以对冲传统业务压力 [4] 股票近期走势 - 2026年2月12日，因换手率达30.6%登上龙虎榜，当日机构席位净卖出272.62万元 [5] - 2026年2月13日收盘报32.98元，单日上涨5.03%，但近一周股价振幅较大 [5]

公司IPO审核结果 - 振宏股份于2026年2月13日通过北交所上市委员会审议，获审核通过 [1][2] - 公司最初于2022年7月申报创业板辅导，后于2025年1月变更为北交所，并于2025年6月27日获受理IPO申报 [2] 监管审议会议关注要点 - 上市委现场问询主要关注业绩增长可持续性，要求说明原材料价格波动对产品竞争力与毛利率的影响、5MW及以上风电主轴毛利率下降的影响、以及应对行业政策与周期变化的措施 [3] - 上市委现场问询同时关注经营性活动现金流，要求结合同行说明报告期内多期现金流净额为负的原因及合理性，以及融资结构以短期借款为主且金额较大的原因 [3] 公司基本情况与业绩表现 - 公司是专注于锻造风电主轴和其他大型金属锻件的高新技术企业，产品应用于风电、化工、机械、船舶、核电等领域 [5] - 风电锻件是核心业务，报告期内占主营业务收入比重从56.32%增长至66.96% [5] - 2022年至2024年，公司营业收入分别为8.27亿元、10.25亿元及11.36亿元，2023年和2024年同比增长23.94%和10.82% [5][7] - 2022年至2024年，公司扣非归母净利润分别为5809.23万元、7147.39万元及1.02亿元，2023年和2024年同比增长23.04%和42.79% [5][7] - 2025年度（全年）公司营业收入为13.28亿元，同比增长16.87%，毛利率为19.57%，同比提升1.27个百分点 [13] 业绩增长可持续性监管问询 - 监管重点关注公司业绩增长与同行业可比公司趋势不一致的问题，报告期内同行毛利率及净利润普遍持续下降，而公司业绩持续增长 [5][6][7] - 风电行业受政策影响大，曾出现“抢装潮”与“退潮期”，2020年抢装后2021年与2022年新增装机容量连续下降，行业已由政策导向转为市场导向，竞争激烈 [8] - 公司解释业绩增长合理性在于主要客户经营业绩整体增长带来稳定订单，同时公司通过降低部分产品单价、提升订单量及开拓新客户（如运达股份、阿达尼）实现了收入与市场份额增长 [9][10] - 针对2025年“136号文”政策可能导致客户需求在2025年上半年集中释放，公司认为风电行业阶段性特征已弱化，行业进入市场需求驱动阶段，全球装机需求将持续扩张，公司业绩增长具有持续性 [11] - 公司2025年1-9月数据显示，其营业收入与毛利率变动趋势与同行业可比公司平均值一致，部分同行变动幅度差异主要系自身经营情况影响 [12][13] - 公司认为风电主轴原材料价格下降是市场竞争激烈主因，预计“十五五”期间市场将继续增长，公司市场地位位居行业前三，应对能力强，销售价格预计不存在较大下降压力，期后毛利率及利润大幅下滑风险较低 [14] - 公司补充披露风险称，若钢材价格短期内大幅提高，存在无法及时调价导致毛利率大幅下滑的风险 [14] 关联交易监管问询 - 报告期内公司与实控人控制的其他企业存在多项关联交易，包括关联租赁、采购热水和污水处理服务、代收代付等，并与多家关联银行存在存贷业务 [15] - 公司自有及租赁房产面积合计69,302.93平方米，其中存在瑕疵的房产面积占26.57%，部分租赁房产出租方为关联方 [16] - 公司与关联方江阴银行存在“存贷双高”，报告期各期末存款余额分别为2931.18万元、695.80万元、9751.41万元和2055.62万元，贷款余额分别为9140万元、9120万元、6090万元和6080万元 [16] - 公司关联方存在为外协厂商的关联方吉银纺织转贷的情形 [16] - 公司答复称关联租赁具有必要性、合理性且定价公允，并已制定搬迁计划终止部分关联租赁，拟于2026年10月31日前完成整改 [17] - 公司在江阴银行的存贷业务与日常经营现金流需求匹配，存贷款利率公允，供应链金融业务基于真实合同，不存在利益输送或转贷等异常情形 [17] - 公司及关联方报告期后不存在协助客户或供应商转贷的情形，相关历史转贷行为已终止，受到行政处罚的风险较低 [18] 募投项目与资金使用监管问询 - 公司原计划IPO募资5.20亿元，其中4.15亿元用于年产5万吨高品质锻件改扩建项目，1.05亿元用于补充流动资金 [19][20] - 报告期内（2022-2024年）公司产能利用率分别为88.74%、92.88%和97.43% [20] - 锻件改扩建项目拟投资3.42亿元用于设备购置，达产后将新增6MW及以上风电主轴产能35,000吨/年，大吨位石油化工等其他锻件产能15,000吨/年 [20] - 监管关注新增产能闲置风险及补充流动资金的必要性，公司解释铺底流动资金4,416.50万元系按分项详细估算法计算 [21][22] - 公司报告期内累计现金分红2359.50万元，占累计归母净利润的7.69%，称不存在突击分红 [23] - 报告期内公司合计经营性现金流为负，主要因部分客户以票据回款及经营规模扩大导致资金需求上升，未来流动资金需求将进一步增加 [23] - 在第二轮问询答复前，公司调减了拟募资规模，将改扩建项目铺底流动资金4416.5万元和补充流动资金项目2486万元调减，调整后募集资金总额为4.51亿元 [24][25] - 公司解释6MW及以上风电主轴销量快速增长，大吨位化工锻件受产能限制有所波动，下游客户需求提升，各年末在手订单金额快速增加，新增产能闲置风险较小 [26] - 公司同时在招股书中提示，若产业政策调整、新产品开发或新客户开拓不及预期等，可能存在新增产能闲置风险 [26]

全国统一电力市场体系建设目标 - 国务院办公厅印发《关于完善全国统一电力市场体系的实施意见》，提出到2030年基本建成全国统一电力市场体系，到2035年全面建成该体系 [1][5] - 中国电力企业联合会表示，全国统一电力市场体系建设已取得重大进展，2025年将如期实现初步建成的阶段性目标 [1][5] 市场建设需破除的关键壁垒 - 当前市场建设的关键堵点包括区域电网之间及省际之间存在的有形和无形障碍 [2][6] - 需要打破的主要壁垒包括体制性障碍、技术瓶颈以及市场规则差异 [2][6] - 具体措施包括改革现有管理体制、加速智能电网与超高压输电等关键技术研发应用、以及统一市场规则以消除地区政策差异 [2][6] 统一市场体系的战略意义与影响 - 《意见》标志着电力市场体系将向更加统一、开放、竞争有序的方向发展，旨在打破省际壁垒，促进跨区域电力交易 [2][6] - 未来电力市场运行机制将更灵活高效，电价将更真实反映市场供需和资源稀缺程度，并能更好适应可再生能源大规模接入的需求 [2][6] - 全国统一电力市场能够带动相关产业提质增效强链，通过价格信号引导上下游合理投资，促进电力装备、风电、光伏等清洁能源制造产业发展 [3][7] 新能源参与市场交易的核心改革 - 2025年初国家发改委、能源局发布通知，明确新能源项目（风电、太阳能发电）上网电量原则上全部进入电力市场，上网电价通过市场交易形成 [3][7] - 《意见》提出推动“沙戈荒”新能源基地各类型电源整体参与电力市场，并支持分布式新能源以聚合交易、直接交易等模式参与市场 [3][7] - 绿电绿证机制的引入为风电、光伏等不稳定的新能源参与市场提供了重要路径，有助于提升新能源消纳水平与系统运行效率 [3][7] 受益的产业链环节 - 发电企业将获得更广阔的市场空间，有利于提升运营效率和降低成本 [4][8] - 电网公司将因加强输配电网络建设及维护工作而获得新的发展机遇 [4][8] - 储能行业作为解决新能源间歇性问题的关键，其重要性将进一步凸显，从而进入快速发展期 [4][8]

投资评级与估值 - 首次覆盖，给予电投绿能“优于大市”评级 [1][3][5] - 采用绝对估值法，认为公司股票价值在7.89元至8.24元之间，较当前股价有14%至19%的溢价 [3][5] 公司概况与核心定位 - 公司是国家电投集团面向全球发展的唯一绿色氢基能源平台，确立了“新能源+”与“绿色氢基能源”双赛道布局 [1][13] - 公司已从传统火电全面转向新能源，2024年风光新能源收入占比合计为52.5%，成为主要收入来源 [13][14] - 截至2024年，公司累计装机容量为1444.11万千瓦，其中风光清洁能源装机容量合计占比为76.9% [1][17] - 2024年公司风光清洁能源发电量占比合计为58.9% [17] 火电业务：盈利模式转变，稳定性提升 - 火电电价机制正由“单一制电价”向“两部制电价”转变，收益来源多元化，包括电量电价、辅助服务收入和容量电价 [1][38] - 煤电容量电价机制有助于回收固定成本，降低盈利波动，2024-2025年多数地区回收比例约为30%，2026年起提升至不低于50% [44][47] - 2024年公司火电度电收入为0.473元/KWh，同比增加0.034元/KWh [48] - 随着容量电价和辅助服务收入占比增加，公司火电业务盈利稳定性有望提升，持续贡献现金流 [38][51] 新能源发电：市场化推进，保障合理收益 - 国家“136号文”推动新能源上网电量原则上全部进入电力市场，同时建立可持续发展价格结算机制，以保障新能源项目合理收益水平 [2][64][67] - 该机制对纳入的电量进行差价结算，当市场交易均价低于机制电价时给予补偿，高于时则扣除，稳定了新能源发电企业的收益预期 [64][67] - 截至2025年末，国内风电、光伏累计装机容量合计占全国发电装机容量的47.33% [52] - 2025年以来国内新能源消纳压力增加，12月弃风率、弃光率分别为5.7%和5.4%，均为近年较高水平 [54] 绿色氢基能源：新兴业务，发展前景广阔 - 公司大力发展绿色氢基能源，率先打造“绿电-绿氢-绿氨”的绿色发展模式 [2] - 欧盟将船运纳入碳交易体系及国际海事组织推动净零排放，将促进绿色甲醇等绿色燃料需求释放 [2] - 公司已建成投产大安风光制绿氢合成氨一体化示范项目，并拥有梨树20万吨级绿色甲醇、盐城吉电绿氢制储运加用一体化等多个在建项目 [2] - 公司绿氢、绿氨、绿色甲醇合计产能分别为3.4万吨、18万吨、20万吨 [2] 财务表现与盈利预测 - 2025年前三季度，公司实现营业收入97.17亿元，同比下降4.42%；实现归母净利润7.83亿元，同比下降44.63% [23] - 2025年业绩承压，预计归母净利润为4.4亿至5.4亿元，同比下降50.88%至59.97%，主要受新能源市场化交易电价下降及火电辅助服务收益减少影响 [24] - 报告预测2025-2027年公司归母净利润分别为5.33亿元、8.09亿元、9.07亿元，对应增速分别为-51.5%、51.8%、12.2% [3] - 预测2025-2027年每股收益分别为0.15元、0.22元、0.25元 [3]

投资评级与估值 - 首次覆盖，给予“优于大市”评级 [1][3][5] - 采用绝对估值法，认为公司股票价值在7.89元至8.24元之间，较当前股价（6.92元）有14%至19%的溢价 [3][5] 公司核心概况与战略定位 - 公司是国家电投集团面向全球发展的唯一绿色氢基能源平台，确立了“新能源+”与“绿色氢基能源”双赛道布局 [1][13] - 公司已从传统火电全面转向新能源，新能源装机、营收与利润均已超越火电，成为以新能源为主业的绿色能源企业 [13] - 截至2024年，公司累计装机容量为1444.11万千瓦，其中风电、光伏等清洁能源装机占比合计达76.9% [1][17] - 2024年公司风光新能源收入合计占比为52.5%，已成为主要收入来源 [14] 火电业务：盈利模式转变，稳定性有望提升 - 火电电价机制正从“单一制电价”向“两部制电价”转变，收益来源拓展为电量电价、辅助服务收入和容量电价，盈利模式趋于稳健 [1][38] - 煤电容量电价机制出台，2024-2025年多数地区通过容量电价回收固定成本的比例约为30%，2026年起提升至不低于50%，有助于稳定火电盈利 [44][47] - 2024年公司火电度电收入为0.473元/KWh，同比增加0.034元/KWh，但利用小时数同比下降197小时至3652小时 [48] - 随着容量电价收入占比提升，公司火电收入波动性将下降，盈利稳定性有望增强 [1][45] 新能源发电业务：市场化推进，寻求合理收益 - 国家“136号文”推动新能源上网电量全面参与市场，并建立可持续发展价格结算机制，旨在保障新能源项目获得合理收益水平 [2][64][67] - 2025年国内风电、光伏累计装机容量合计占比已超47%，但消纳问题凸显，2025年12月弃风率、弃光率分别达5.7%和5.4% [52][54] - 公司新能源项目资源储备充足，在建项目规模体量较大，未来项目逐步投产将驱动新能源板块业绩稳步增长 [2] - 2025年公司新能源业务受电力现货市场试运行、全电量入市及限电率升高等因素影响，平均利用小时数和结算电价同比降低，导致业绩承压 [24] 绿色氢基能源业务：先发布局，前景广阔 - 发展可再生能源制氢、氨、醇等非电利用，是提升新能源消纳水平的重要举措，欧盟航运碳排政策也将催生绿色甲醇等需求 [2] - 公司率先打造“绿电-绿氢-绿氨”绿色发展模式，利用吉林西部风光资源制取绿氢并合成绿氨 [2] - 公司绿色氢基能源项目已陆续落地，已建成大安风光制绿氢合成氨一体化示范项目，在建梨树20万吨级绿色甲醇等项目 [2] - 目前公司绿氢、绿氨、绿色甲醇合计产能分别为3.4万吨、18万吨、20万吨 [2] 财务业绩与预测 - 2024年公司营业收入为137.40亿元，归母净利润为10.99亿元 [4] - 2025年业绩预告显示，归母净利润预计为4.4亿至5.4亿元，同比下降50.88%至59.97% [24] - 报告预测2025-2027年公司归母净利润分别为5.33亿元、8.09亿元、9.07亿元，对应增速分别为-51.5%、51.8%、12.2% [3][4] - 预测2025-2027年每股收益（EPS）分别为0.15元、0.22元、0.25元 [3][4] - 2025年前三季度，公司经营性净现金流为51.62亿元，同比增长30.54%，主要因可再生能源补贴回收增加 [30] - 公司资产负债率持续优化，2025年三季度末为69.11%，较2024年底下降0.88个百分点 [32]

公司业务与财务表现 - 公司2026年风电板块订单量预计较2025年增长20%~30% [2] - 风电领域产品近年来销售收入占总营收的35%左右，是公司业绩的压舱石 [2] - 2025年半年报显示，换热系统销售收入较上年增加17.73%，换热器销售收入增加16.87% [2] - 销售收入增长主要原因是内销市场风电领域客户需求订单增加及储能领域新客户开发新品批量转化为订单销售额增加 [2] 行业与市场驱动因素 - 2025年以来，风电机型大型化、老机型退役更新或存量替代、“沙戈荒”基地加速投产、深远海风电项目落地、以及风电出口前景向好等因素，推动陆上风电和海上风电装机需求呈现增长态势 [2] - 2020年风电装机高峰后，风电冷却系统设备质保年限一般为5年左右，近期有望带来一轮换装需求 [4] - 大兆瓦机型的引入、新能源电力系统技术的改进将促进风电市场改装需求 [4] - 国家发展改革委、国家能源局于2025年1月联合印发文件，明确新能源上网电价全面市场化改革路径，推动风电和太阳能发电全电量入市 [3] - 文件确定建立新能源可持续发展价格结算机制，对纳入机制的电量实行“多退少补”的差价结算方式，当市场交易价格低于机制电价时给予差价补偿，高于时则回收差价 [3] - 上述价格机制设计可保障机制电价对应电量部分有相对稳定的收益预期，并激励新能源企业提升电力市场交易能力 [3] - 行业人士认为，凭借“多退少补”的差价结算方式，发电企业可以形成基本的收益预期，未来两年风电领域的订单需求预计会增加 [4] 公司战略与展望 - 公司自2008年进入风力发电板块换热器和换热系统领域，积累了深厚的技术底蕴和客户基础 [2] - 公司预计2026年风电板块订单量将在2025年基础上继续增长 [2] - 公司新增订单主要以国内业务为主 [2] - 未来公司将在巩固成熟市场业务、满足产品技术升级需求的基础上，聚焦行业头部客户群体 [4] - 公司将加大在新能源（风电、储能、氢能等）以及新基建（数据中心、余热回收等）领域热管理相关产品的技术研发投入与市场开发力度，以提升市场份额与竞争力 [4]

2025年度业绩预告核心数据 - 预计2025年度实现归属于母公司所有者的净利润为68,000.00万元到88,000.00万元 [3] - 预计净利润较上年同期减少93,198.30万元到113,198.30万元，同比大幅下降51.43%到62.47% [3] - 预计扣除非经常性损益后的净利润为41,500.00万元到61,500.00万元 [3] - 扣非净利润较上年同期减少97,983.10万元到117,983.10万元，同比大幅下降61.44%到73.98% [3] 上年同期业绩基准 - 2024年度归属于母公司所有者的净利润为181,198.3万元 [5] - 2024年度归属于母公司所有者的扣除非经常性损益的净利润为159,483.1万元 [5] - 2024年度基本每股收益为1.5073元 [6] 本期业绩下滑的主要原因 - 国内陆上风机市场竞争加剧，2024年风机中标价格整体下降并探底 [7] - 2024年中标的低价订单于2025年集中交付并实现销售，导致风机业务毛利率和利润水平下降 [7] - 风机主要零部件如大型铸件、叶片树脂、塔筒钢材的市场价格上涨，进一步挤压利润空间 [7] - 新能源上网电价市场化改革推进，导致风电增量项目上网电价下降，公司电站产品销售的利润水平下降 [7] 股东增持情况 - 公司控股股东的一致行动人王佐春先生通过集中竞价交易方式增持公司股份15,000股 [12] - 本次增持金额合计为37.90万元 [12] - 增持主体王佐春先生暂无后续增持公司股份的计划 [12]

公司业绩预告 - 预计2025年度归属于母公司所有者的净利润为6.8亿元到8.8亿元，较上年同期减少9.32亿元到11.32亿元，同比大幅下降51.43%到62.47% [1] - 预计2025年度扣除非经常性损益的净利润为4.15亿元到6.15亿元，较上年同期减少9.80亿元到11.80亿元，同比大幅下降61.44%到73.98% [1] 业绩下滑原因：风机业务 - 2024年国内陆上风机市场竞争加剧，风机中标价格整体下降并探底 [1] - 2024年中标的低价订单于2025年集中交付并实现销售，导致收入确认时价格承压 [1] - 大型铸件、叶片树脂、塔筒钢材等关键零部件市场价格上涨，进一步挤压了风机业务的毛利率和利润水平 [1] 业绩下滑原因：电站业务 - 2025年新能源上网电价市场化改革推进，风电增量项目上网电价下降 [1] - 上网电价下降导致公司电站产品销售的利润水平下降 [1]

行业投资评级 - 电力设备新能源行业评级为“买入”（维持）[6] 核心观点 - 2025~2026年新能源增量项目机制电价竞价结果呈现“东高西低”的显著分化特征，东部地区竞价上限和结果较高，风光资源丰富的西部和北部地区竞价结果普遍承压[1][11] - 按全国平均水平测算，风电和光伏项目的全投资内部收益率分别在8%和6%左右，机制电价高于0.31元/kWh的省份（主要集中在中部及东部沿海地区）电价仍有下降空间，而三北地区和山东光伏项目收益率已显著承压，电价进一步下降可能性较低[2][11][58] - 在“136号文”保障存量项目盈利及国补回款加速的双重作用下，新能源运营商资产折价预期有望改善，PB估值较低的港股公司修复空间更明显，现金流改善也将助力其探索第二成长曲线[3][12][63] - 风光氢氨醇一体化是新能源运营商探索第二成长曲线的核心路径，可优化消纳并实现向高价值终端产品转化，此外布局数据中心也是开拓新增长曲线的方式[4][64] 机制电价竞价结果分析 - 截至2026年1月23日，全国27个省市完成了2025~2026年新能源增量项目竞价工作，25个省市机制电量计划竞价规模2522.43亿kWh，实际出清1806.50亿kWh，完成比例约71.62%[18][20] - 光伏机制电价平均约0.31元/kWh，较各省平均燃煤标杆基准电价下滑约15%，山东、新疆、黑龙江、甘肃、青海等地机制电价下浮程度超过30%[23] - 风电机制电价平均约0.31元/kWh，较各省平均燃煤标杆基准电价下滑约13%，黑龙江、甘肃、吉林等地机制电价下浮程度超过30%[27] - 部分地区的风光机制电价出现倒挂，如吉林的光伏机制电价溢价接近0.1元/kWh，体现了地方政府通过价格差异优化当地风光装机比例的意图[30] 项目收益率测算与分化 - 报告基于统一核心假设，对不同地区新能源项目的全投资内部收益率进行了测算，结果显示分化明显[37] - **收益率较高地区示例**： - 浙江省光伏项目：在单位投资2.7元/W、年利用1100小时、机制电价0.393元/kWh、机制电量比例75%的假设下，全投资内部收益率可达8.45%[39][40] - 宁夏回族自治区光伏项目：在单位投资2.1元/W、年利用1500小时、机制电价0.2595元/kWh、机制电量比例65%的假设下，全投资内部收益率可达9.66%[42][43] - 辽宁省风电项目：在单位投资3.8元/W、年利用2400小时、机制电价0.33元/kWh、机制电量比例80%的假设下，全投资内部收益率可达13.47%[43] - **收益率承压地区示例**： - 青海省风电项目：在单位投资3.8元/W、年利用1500小时、机制电价0.24元/kWh、机制电量比例40%的假设下，全投资内部收益率仅为1.42%[44][45] - 山东省光伏项目：在单位投资3.2元/W、年利用1250小时、机制电价0.225元/kWh、机制电量比例80%的假设下，全投资内部收益率仅为1.74%[46][47] - 新疆维吾尔自治区光伏项目：在单位投资2.7元/W、年利用1100小时、机制电价0.15元/kWh、机制电量比例62.5%的假设下，全投资内部收益率为-2.50%[47][48] - 甘肃省风电项目：在单位投资4.0元/W、年利用1600小时、机制电价0.1954元/kWh、机制电量比例70%的假设下，全投资内部收益率仅为0.68%[49][50] 提升收益率的路径：风光氢氨醇一体化 - 对于三北等消纳不足、收益率承压的地区，风光氢氨醇一体化是提升项目收益率的重要途径，可将绿电转化为绿氢、绿氨、绿醇等高价值化工产品[51][52] - 研究显示，当电价低于0.1元/kWh时，制绿氢全成本有望低于10元/kg，已接近煤制氢成本[52][53] - 以腾格里“沙戈荒”能源大基地电氢协同示范系统为例，在弃电成本0.1元/kWh等假设下，项目可实现年利润1.37亿元[53][56] 投资建议与关注标的 - 建议关注低估值的新能源运营龙头，如龙源电力（H）、新天绿色能源（H）、太阳能等[5][12][65] - 建议关注积极开拓并提前布局第二成长曲线的新能源运营商，如布局氢氨醇一体化的吉电股份、嘉泽新能，以及布局“绿电+算力”的金开新能等[5][66]