报告公司投资评级 - 投资评级为“强推”，并予以维持[2] - 目标价为5.5港元，较报告发布时当前价3.87港元有约43%的上涨空间[2][6] 报告的核心观点 - 风电业务稳步增长，看好公司远期成长弹性[2] - 公司2025年归母净利润实现同比增长，且维持高比例分红，H股股息率具备吸引力[2][6] - 尽管2025年营业收入受天然气业务拖累下滑，但预计2026年起盈利将恢复快速增长[2][6] 2025年财务业绩总结 - 2025年公司实现营业收入198.3亿元，同比下降7.2%[2] - 2025年实现归母净利润18.3亿元，同比增长9.2%[2] - 2025年实现扣非净利润16.6亿元，同比增长1.6%[2] - 2025年第四季度实现营业收入53.9亿元，同比下降3.5%；实现归母净利润2.7亿元，同比增长51.2%[2] 风电业务运营情况 - 2025年新增风电控股装机容量1.19GW，累计控股装机容量达7.78GW[6] - 2025年控股风电场实现发电量148.5亿千瓦时，同比增长6.78%[6] - 风电场平均利用小时数为2236小时，同比增加10小时，高于全国平均水平257小时[6] - 2025年平均上网电价为0.41元/千瓦时，同比下降约0.02元/千瓦时，主要因市场化交易电量比例及平价项目占比提升[6] 天然气业务运营情况 - 2025年天然气业务总输/售气量为52.55亿立方米，同比减少10.71%[6] - 其中售气量47.71亿立方米，同比减少7.47%，主要因市场需求疲软及暖冬抑制消费[6] - 天然气销售业务毛利率为4.30%，同比提升0.78个百分点，得益于采购渠道拓宽及资源布局优化[6] 股东回报与股息 - 2025年拟每股派发现金红利0.20元（含税），共计派发9.03亿元[6] - 分红比例达到49.42%，维持较高水平[6] - 对应A股和H股股息率分别为2.5%和6.0%，H股较高股息率增强长期配置价值[6] 未来盈利预测与估值 - 预计2026-2028年归母净利润分别为25.05亿元、27.80亿元、30.96亿元，同比增速分别为+38.4%、+11.0%、+11.4%[2][6] - 预计2026-2028年营业收入分别为237.45亿元、265.81亿元、309.12亿元，同比增速分别为+19.7%、+11.9%、+16.3%[2] - 预计2026-2028年每股收益（EPS）分别为0.56元、0.62元、0.69元[2] - 基于可比公司估值法，给予公司2026年8.6倍市盈率（PE），对应目标市值215亿元/247亿港元[6] - 报告预测2026-2028年市盈率（PE）分别为6倍、5倍、5倍[2] 公司基本数据 - 总股本为45.13亿股，已上市流通股为21.46亿股[3] - 总市值为174.64亿港元，流通市值为83.05亿港元[3] - 资产负债率为66.30%[3] - 每股净资产为5.32元[3]

投资评级与目标价 - 报告给予新天绿色能源（00956.HK）“强推”评级，并予以维持 [2] - 设定目标价为5.5港元，较当前价3.87港元约有43%的上涨空间 [2][6] 核心观点与投资建议 - 报告核心观点是看好公司远期成长弹性，风电业务稳步增长 [2] - 基于盈利预测与可比公司估值法，给予公司2026年8.6倍市盈率，对应目标市值215亿元人民币（约247亿港元） [6] - 预计公司2026至2028年归母净利润分别为25亿元、28亿元、31亿元，同比增速分别为+38.4%、+11.0%、+11.4% [6] - 对应2026至2028年预测市盈率分别为6.1倍、5.5倍、4.9倍 [6] 2025年财务业绩回顾 - 2025年公司实现营业收入198.3亿元人民币，同比下降7.2%；实现归母净利润18.3亿元人民币，同比增长9.2% [2] - 2025年第四季度实现营业收入53.9亿元人民币，同比下降3.5%；实现归母净利润2.7亿元人民币，同比增长51.2% [2] - 2025年扣非净利润为16.6亿元人民币，同比增长1.6% [2] - 公司维持高比例分红，2025年拟每股派发现金红利0.20元（含税），合计9.03亿元人民币，分红比例达49.42% [6] - 按此分红计算，A股和H股股息率分别为2.5%和6.0% [6] 风电业务运营情况 - 2025年新增风电控股装机容量1.19吉瓦，累计控股装机容量达到7.78吉瓦 [6] - 2025年控股风电场实现发电量148.5亿千瓦时，同比增长6.78% [6] - 风电场平均利用小时数为2236小时，同比增加10小时，高于全国平均水平257小时 [6] - 2025年平均上网电价为0.41元/千瓦时，同比下降约0.02元/千瓦时，主要因市场化交易电量比例提升及平价项目占比提升所致 [6] 天然气业务运营情况 - 2025年天然气业务总输/售气量为52.55亿立方米，同比减少10.71% [6] - 其中，售气量为47.71亿立方米，同比减少7.47%，主要因市场需求疲软及暖冬条件抑制消费 [6] - 天然气销售业务毛利率为4.30%，同比提升0.78个百分点，主要得益于公司拓宽采购渠道及优化资源布局 [6] 财务预测与估值指标 - 预测公司2026至2028年营业总收入分别为237.45亿元、265.81亿元、309.12亿元，同比增速分别为19.7%、11.9%、16.3% [2] - 预测公司2026至2028年归属普通股东净利润分别为25.05亿元、27.80亿元、30.96亿元 [2] - 预测每股收益分别为0.56元、0.62元、0.69元 [2] - 基于2025年实际数据，报告列出公司当前市盈率为8倍，市净率为0.6倍 [2] - 预测2026至2028年市盈率分别为6倍、5倍、5倍，市净率分别为0.6倍、0.5倍、0.5倍 [2] 公司基本数据 - 公司总股本为45.13亿股，其中已上市流通股为21.46亿股 [3] - 以2026年4月22日收盘价3.87港元计，总市值约为174.64亿港元，流通市值约为83.05亿港元 [3] - 公司资产负债率为66.30%，每股净资产为5.32元 [3] - 过去12个月内股价最高/最低分别为4.74港元和3.79港元 [3]

核心政策变化 - 自2026年3月1日起，电力分时定价权正式移交市场，结束政府统一核定峰谷电价的时代 [1] - 改革核心是告别过去“全省统一、全年固定”的峰谷电价模式，让电价随实时供需动态波动 [3] - 此次改革并非取消分时电价机制，而是让市场供需成为定价核心依据 [1] 政策落地进展 - 截至目前，贵州、湖北、重庆、山东等9省市已正式落地相关政策 [1] - 江苏、山西正处于意见征集阶段，全国电价市场化进程全面加速 [1] - 已执行政策的9省市推出差异化方案 [5] 市场化定价模式与案例 - 山东推行“五段式”分时电价，深谷电价低至0.2元/千瓦时，尖峰电价冲高至1.2元/千瓦时，最大价差近1元 [3] - 江苏增设午间谷时段，夏季11:00-13:00、春秋季10:00-14:00执行谷段电价，以精准引导企业在光伏大发时段增加用电 [3] - 云南新增午间深谷时段，电价直接打五折 [7] - 辽宁延长采暖期谷段时长并减免输配电价 [7] 对工商业用户的影响与效益 - 工商业用户成为改革核心受益群体，不少企业通过错峰生产、配套储能实现显著降本 [5] - 南京一家酒店配置9兆瓦/18兆瓦时储能后，通过“谷充峰放”策略，每年可节约电费367万元 [5] - 江苏常熟龙腾特种钢有限公司2024年全年通过光储布局和电力市场交易累计节约用能成本约1250万元 [5] - 该公司2025年春节期间将电炉冶炼调整至夜间，储能充电45.788万度，深谷用电量达254.38万度，单时段就节省电费超百万元 [5] - 山东的100兆瓦/200兆瓦时储能项目通过“两充两放”策略，年收益可达2000万元 [5] - 峰谷价差拉大让工商业储能项目回收周期直接缩短2-3年 [5] 对发电侧与储能行业的影响 - 发电侧的新能源企业从“拼电量”转向“拼价值”，倒逼光储融合布局 [7] - 牡丹江恒丰纸业建设8.15MW/124.08MWh储能电站，2022年至2025年7月累计完成电力市场交易电量6.7亿度，2024年单年绿电交易就达3000万度 [7] - 储能和虚拟电厂的价值全面凸显 [7] - 截至2025年9月底，我国新型储能装机规模已突破1亿千瓦，占全球总装机比例超40%，跃居世界第一 [7] - 云南、浙江、江苏等省份储能项目等效利用小时数同比增加120小时 [7] 民生与农业用电保障 - 普通居民、农业用电、电网代理购电的中小微商户，电费计价方式和价格水平均保持不变 [7] - 居民阶梯电价、峰谷电价政策原样保留 [7] - 低保户、特困户的免费电量、电价减免政策继续执行 [7] - 农业生产用电仍享受政府核定的优惠价，确保农业生产成本稳定 [7] 改革意义与行业转型 - 改革适配新能源大规模并网的行业新需求，为电力全产业链带来新发展格局 [1] - 是对电力全产业链的系统性重构，推动行业从“政策驱动”向“市场驱动”转型 [7] - 是适配新型电力系统的关键一步，让市场在电力资源配置中发挥决定性作用 [9] - 通过差异化落地和严格的民生兜底，实现了改革与稳价的双赢 [9]

文章核心观点 - 国家能源集团长源电力缩减800兆瓦光伏项目投资近47亿元，并将战略重心转向风电，反映出电力投资央企在政策与市场剧变下，从追求规模扩张转向注重效益与风险平衡的战略再平衡 [1] - 2025年6月1日新能源上网电价全面市场化新政，从根本上改变了行业投资逻辑，项目决策核心从“能否建成”转变为“建成后能否赚钱”，不确定性成为最大挑战 [2] - 光伏行业深陷产能严重过剩与价格战困境，制造端年产能超1100吉瓦远超全球需求，组件价格跌破0.6元/瓦，导致企业大面积亏损，并传导至下游电站投资回报率承压，迫使投资趋于谨慎 [3] - 相较于光伏，风电在当前政策环境下电价压力不同、与电网匹配度更优、土地约束更明确，项目确定性更高，因此成为长源电力等央企新的战略主攻方向，多地新能源指标也显示风电占比显著提升 [4] - 长源电力的调整是中国光伏行业告别补贴、全面市场化过程中的一个缩影，标志着行业竞赛从装机容量比拼，升级为全生命周期资产管理能力与电力市场博弈智慧的较量 [5] 政策影响分析 - 2025年2月出台的“136号文”规定，2025年6月1日后新增并网项目上网电价全面通过市场交易形成，标志着补贴与保障收购时代终结 [2] - 长源电力因部分项目容量无法在2025年6月1日前全容量投产，为规避未来电价波动风险，决定缩减装机规模，这是对政策红线的直接反应 [1][2] - 电价市场化改革将投资决策基础从固定收益率测算，转向对未来多年电力市场价格的复杂预测，极大增加了项目开发的不确定性 [2] 行业现状与挑战 - 截至2025年上半年，中国光伏累计装机突破1000吉瓦，但制造端年产能高达1100吉瓦以上，远超全球需求，供需极端失衡 [3] - 产能过剩引发贯穿产业链的残酷价格战，光伏组件价格一度跌破0.6元/瓦，导致企业面临“生产即亏损”的窘境 [3] - 2025年上半年，通威、隆基等数家头部光伏企业合计亏损额便超过百亿元 [3] - 制造业的亏损压力传导至下游，电站投资商对项目投资回报率要求更严苛，预期收益不明朗的新增投资难以获得支持 [3] 公司战略调整案例 - 国家能源集团长源电力董事会决议，调整湖北三个大型光伏项目建设规模，累计缩减装机容量达800兆瓦，对应调减投资额近47亿元 [1] - 具体调整项目为汉川新能源百万千瓦基地二期、三期项目及荆门市源网荷储基地钟祥子项目，均因部分容量无法在2025年6月1日前建成投产而被削减 [1] - 公司在收缩光伏阵线的同时，明确将战略重心转向风电，计划在湖北汉川、荆门等地重点开发风电项目 [1][4] 投资风向转变 - 长源电力将风电列为“主攻方向”，是基于在当前政策与市场环境下对风险与收益的重新权衡 [4] - 相较于光伏，风电项目面临的电价市场化政策压力目前有所不同，其发电出力曲线与电网负荷特性匹配度更优，在部分市场中能获得更高的交易电价 [4] - 风电开发的土地约束相对明确，纠纷较少，项目推进的确定性更高 [4] - 2025年，辽宁、天津等多省市的新能源项目指标中，风电的占比和规模显著提升，甚至达到光伏的2-3倍，印证了投资偏好的转变 [4]

投资评级 - 投资评级为买入，并维持该评级 [5] 核心观点 - 报告公司2025年第三季度业绩受生物质机组减值拖累，但风电业务运营稳健，且可再生能源补贴回款大幅改善现金流 [5][7] - 福建省新能源政策保障存量项目回报率，消除市场担忧，并为已竞配海上风电项目提供可观收益预期 [7] - 集团承诺注入优质海上风电和抽水蓄能资产，预计将显著提升报告研究的具体公司未来利润弹性 [7] 基本数据与市场表现 - 截至2025年11月03日，报告研究的具体公司收盘价为5.22元，总市值约为99.34亿元，资产负债率为37.58% [3] - 2025年第三季度营业收入为2.86亿元，同比增长3.17%，归母净利润为0.14亿元，同比下滑79.8%，主要因计提0.63亿元资产减值 [7] - 剔除资产减值影响，2025年第三季度净利润约为0.64亿元，同比基本持平 [7] - 2025年前三季度经营现金流净额达15.62亿元，同比增长197%，主要因可再生能源补贴款回收增加 [7] 业务运营分析 - 风电业务：2025年第三季度福建省风电上网电量为4.44亿千瓦时，同比增长5% [7] - 生物质业务：富锦热电机组因生物质燃料价格高企导致盈利不佳，计提资产减值 [7] - 政策影响：福建省新能源方案明确存量项目机制电量100%，执行燃煤基准价393.2元/兆瓦时，保障现有项目回报率 [7] 资产注入前景 - 集团承诺注入资产包括121万千瓦海上风电指标和120万千瓦抽水蓄能指标 [7] - 其中莆田平海湾三期海上风电项目（31万千瓦）已投产，预计年均利润4-5亿元；永泰抽水蓄能项目（已投产）核定回报率6.5% [7] - 永泰抽蓄项目已于2024年底启动资产注入筹划，相关资产注入将带来较高利润弹性 [7] 盈利预测与估值 - 预测2025年至2027年归母净利润分别为6.27亿元、7.85亿元、8.43亿元，同比增长率分别为-3.72%、25.14%、7.45% [6] - 对应每股收益分别为0.33元、0.41元、0.44元，净资产收益率分别为8.70%、10.11%、10.10% [6] - 当前股价对应2025年至2027年市盈率分别为15.85倍、12.66倍、11.78倍 [6]

政策核心内容 - 云南省新能源上网电价从有序入市进入全面入市阶段 [1] - 新能源项目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 [1] - 建立市场外差价结算机制 机制电价与市场交易均价的差额由电网企业开展差价结算 费用由全体工商业用户分摊或分享 [1] 政策实施细节 - 以2025年6月1日为界 区分存量与增量项目分类施策 [1] - 存量项目与现行政策妥善衔接 [1] - 增量项目机制电价通过竞价形成 执行年限12年 执行到期后不再执行机制电价 由市场交易形成上网电价 [1] 政策覆盖范围与影响 - 新能源项目包括集中式光伏和风电 分布式光伏 分散式风电 [1] - 政策核心逻辑是全面市场化 新能源发电不再享受电价政策优势 将直面与煤电等传统能源的价格竞争 [1] - 电价波动将成为常态 考验企业的决策和经营能力 企业投资决策时需更加注重项目的成本效益和市场需求 [2]

公司概况与业务结构 - 九洲集团创立于1993年，专注于智能配电网和网络能源领域，是国家重点高新技术企业，2010年创业板上市（股票代码：300040）[2] - 业务涵盖智能配电网、新能源和综合能源服务三大板块，由三个业务集团管理，拥有超40家子公司，覆盖国内30个省市自治区[3] - 公司累计持有新能源电站装机容量超2.7GW，在建和已获指标容量1GW，开发中权益容量超2GW[3] - 拥有专利超200项，是国家绿色工厂、数字化工厂，连续多年纳税信用A级企业[3] 2025年上半年经营业绩 - 营业收入6.85亿元，扣非归母净利润4281.5万元，同比增长65.6%[4] - 综合智慧能源板块扭亏为盈，得益于生物质热电联产经营优化和减值影响减少[4] - 新能源业务受电力市场政策变动影响，风光发电毛利略有下降[4] 业务板块发展策略与目标 - 智能配电网业务2025年订单目标增长超20%，聚焦大客户和海外市场，电网内外订单占比约1:3，毛利率约20%，净利率约3%[5][6] - 新能源发电业务2025年增长目标10%，储备项目容量2-3GW，可支持未来3-5年增长[8] - 综合智慧能源业务2025年增长目标10%，重点发展分散式风电+供暖和生物质热电联产[6][9] 分散式风电+清洁能源供暖业务 - 储备分散式风电指标超300MW，已获取5个乡镇供暖项目资产，2个项目在建，预计2025年内并网[6] - 项目内部收益率可达10%以上，发电收入占比超90%，供热收入占剩余部分[7] - 东北三省潜在市场覆盖近300个县/区和超3000个乡镇[7] 国补回款与金融工具应用 - 2025年累计收到国补回款超2亿元，目前国补应收款超10亿元，风光项目均已进入合规清单和国补目录[4] - 可能使用基础设施REITs、ABS和RWA等工具实现电站资产出表[4] 电价市场化改革影响 - 存量项目沿用保障性电价，收益不受政策变动影响[5] - 新增项目通过竞价确定电价，降低收益不确定性，行业可通过压缩成本维持合理收益率[5] 研发与市场拓展 - 2023年底在江苏扬中设立新研发中心，降低运输成本，提升产品竞争力[5] - 2024年组建海外业务团队，聚焦一带一路和东盟国家，推进设备认证和发电项目考察[11] 融资计划 - 可能于2026年发行新一期可转债或定增，用于风光发电项目推进[10] - 可转债强赎计划将根据市场情况、剩余规模和到期时间讨论后公告[10]

行业地位与规模 - 中国光伏产业构建全球最具竞争力产业链体系 产量和装机量连续10余年稳居世界第一 [3] - 2025年上半年全国新增光伏装机212.21吉瓦 同比增长107% 占全球预计总装机量570-630吉瓦的45%以上 [3] - 截至2025年5月底全国光伏累计装机突破10亿千瓦 相当于48个三峡电站总装机量 [3] - 多晶硅、硅片、电池片和组件等主要制造环节产量占全球85%以上市场份额 [3] 政策与市场环境变化 - 2025年新能源上网电价市场化改革后 行业直面市场交易 电价波动成为常态 光伏出力高峰时段上网电价一度跌至每度电0.03元 [3] - 2024年8月六部门联合提出四项措施：加强产业调控、遏制低价竞争、规范产品质量、支持行业自律 [5] - 2025年7月中央财经委员会会议强调依法治理企业低价无序竞争 推动落后产能有序退出 [6] - 地方政策差异化探索：东部省份推行新能源电价市场化 中西部省份分档设定机制电量比例 部分城市明确7类禁止安装场景或要求自发自用比例超50% [6] 供需结构与行业挑战 - 截至2024年底主产业链各环节产能均突破1200吉瓦 而2025年全球需求仅580吉瓦左右 供给超出需求一倍有余 [4] - 供需失衡导致组件价格一度跌破0.6元/瓦 全产业链利润空间被严重挤压 [4] - 美国和欧盟政策调整带来新挑战：美国对东南亚四国光伏产品作出反倾销和反补贴肯定性终裁 欧盟通过《净零工业法案》要求2026年起固定比例新能源设备来自本土制造 [6] - 行业面临碳足迹标识、ESG要求趋严等国际标准接轨挑战 需构建绿色供应链增强出口竞争力 [8] 技术创新突破 - N型电池成为市场主流 TOPCon技术产能占比超75% HJT、BC等前沿技术加速商业化 [4] - 隆基绿能HIBC技术实验室转换效率突破27.81% HPBC 2.0组件转换效率达24.8% 良率超97% HIBC组件效率达25.9% 功率突破700W [4] - 钙钛矿太阳能电池实现重大突破：小面积器件效率26.3% 10cm²组件效率23.6% 硅基叠层电池效率突破34.2% [5] - 激光诱导局部电沉积技术实现以铜代银 大幅降低生产成本 [5] 企业表现与市场布局 - 隆基绿能、爱旭股份等BC技术企业展现抗风险能力 爱旭股份ABC组件上半年出货量8.57GW 同比增长超400% 第二季度实现单季度盈利 [4] - 中国企业通过多元化市场布局应对贸易壁垒：在中东参与沙特10吉瓦光伏制氢项目 在东南亚建设电池组件一体化基地 在拉美投资建设组件生产厂 在非洲建设光伏电站及配套设施 [7] - 平台化成为分布式光伏发展方向 通过AI预测和智能体调度提升自发自用比例 [7] 发展前景 - 行业从规模扩张转向质量跃升的关键转折期 [3] - 技术创新正成为破局关键 [4] - 为全球能源转型书写新篇章 [9]

雅江集团成立及雅下水电工程开工 - 国务院批准组建新央企中国雅江集团有限公司，负责雅下水电工程开发运营 [1] - 雅下水电工程正式开工，国务院总理李强出席开工仪式 [1] - 雅江集团成立是保障雅下水电工程顺利建设运营的重要举措 [1] 雅下水电工程规模及资源 - 雅鲁藏布江干支流水能理论蕴藏量超过11,000万千瓦 [2] - 雅下水电工程规划建设5座梯级电站，总投资约1.2万亿元 [2] - 装机规模约6,000万千瓦，是三峡电站的2.7倍，年发电量3,000亿千瓦时 [2] 项目成本分析 - 预计单位造价达2.0万元/千瓦，较行业平均1.4万元/千瓦高出约40% [3] - 输电费用预计超过0.10元/千瓦时，因输电距离远且地质条件复杂 [3] - 静态综合发电成本较高，主要受单位造价和输电成本影响 [3] 动态平衡与价值提升 - 电价市场化改革推进，大水电上网电价有提升空间 [4] - 配套新能源建设可降低综合发电成本 [4] - 大型基建工程综合拉动效应有助于平衡投资回报 [4]

公司上市概况 - 华电新能正式登陆沪市主板 成为年内第三家成功上市的光伏风电为主的新能源企业 [1] - 股票发行价3 18元/股 上市首日高开72 96% 报5 5元/股 总市值2253亿元 [1] - 超额配售选择权全额行使后发行股数57 14亿股 最高募集资金总额181 71亿元 为今年以来A股最大IPO项目 [1] 公司业务与财务数据 - 华电新能为华电集团风、光新能源业务的唯一整合平台 主营业务为风电和光伏电站的开发、投资与运营 [1] - 截至2024年底 公司控股装机容量68 62GW 其中风电32 02GW 光伏36 59GW 分别占全国市场份额6 15%和4 13% [1] - 2024年度公司营业收入340亿元 净利润率27 91% 净资产收益率10 16% 盈利指标领先同业 [1] 募集资金用途 - 募集资金将重点投向风光大基地项目、就地消纳负荷中心项目、新型电力系统协同发展项目和绿色生态文明协同发展项目 [2] - 公司将以募投项目为牵引 充分发挥基地化、规模化开发的核心优势 将募集资金高效转化为高质量发展的新动能 [2] - 公司计划将13200万千瓦备案储备项目优选精建 形成"开发更加有序、建设更加高效、运营更加稳健"的可持续发展新局面 [2]