核心观点 - 报告认为电力行业在2026年将迎来估值与业绩的双重提升，核心驱动力在于电价企稳及供需格局改善 [1] - 火电板块在北方地区因新能源比例高而稀缺性凸显，电价呈现易涨难跌态势，南方现货电价亦开始上涨 [3] - 绿电领域投资机会将从总量增长转向结构性、区域性机会，具备强大电力交易和成本控制能力的央企将受益 [3] - 水电、核电等清洁能源资产的稀缺性和稳定价值日益凸显，电价有望温和上行 [3] 装机与电量结构 - 全国新能源装机高速增长，2025年第三季度末达到17.1亿千瓦，占全国总装机的46.0%，2020-2024年复合年增长率为27.4% [4] - 区域装机结构差异显著，甘肃省2025年第三季度末新能源装机占比高达64.8%，而广东省2025年上半年新能源装机占比为30.5% [4] - 三北地区（西北、华北、东北）是新能源装机集中地，青海、河北、甘肃、西藏、宁夏的新能源装机占比分别为71%、64%、64%、56%、55% [18] - 全国火电发电量在2025年上半年同比下滑2.4%，但北方地区火电电价保持强势，呈现"量跌价涨"格局 [28] 电价表现与趋势 - 现货电价呈现区域性分化，北方地区如甘肃现货电价在经历三年下跌后于2025年首次上涨并超过长协电价，预计2026年甘肃年度长协电价也将上涨 [3][22] - 南方地区如广东现货电价则呈现下跌趋势 [22] - 火电企业盈利分化，例如华能国际2025年上半年火电量同比下滑6.1%，煤机电价同比下滑2.6%；而华电国际火电量同比增长19.8%，电价同比下滑4.2% [29] - 火电在电力系统中扮演顶峰发电角色，例如2022年山西晚高峰现货均价达0.974元/度，是全年均价的2倍 [40] 火电供需模型 - 全国用电需求增速超过火电装机增速，导致火电供需趋紧，2025年全国用电量/装机比例预计为70% [35][48] - 火电的实际供需取决于风光发电间歇期（约每天11小时）的瞬时平衡，该时段的供需关系决定火电价格 [46] - 模型预测显示，甘肃、内蒙古等地区因用电/装机比例高（2025年分别为83%、74%），现货电价呈上涨趋势；而广东、山西该比例相对较低，电价承压 [48] 绿电发展新阶段 - 政策设定2035年风电光伏总装机达36亿千瓦目标，未来十年年均装机增量约2亿千瓦，风光仍是核心增量 [57] - "十五五"期间预计风电光伏年合计新增装机维持在3亿千瓦以上，2028年风光装机占比预计达55% [57] - 新能源上网电量全面市场化交易新政（136号文）下，项目收益率整体下行，行业竞争格局重塑 [59][60] - 已公布机制电竞价结果显示收益率承压，如山东光伏机制电价为0.225元/度，较燃煤标杆电价下降43% [61][62] - 市场化交易导致新能源电价下行，例如节能风电2025年上半年在甘肃、湖北的上网电价分别同比下降115元/MWh、150元/MWh [63][64] 水电资产价值 - 中国除西藏外的大水电资源基本开发完毕，存量大型水电站资产因其清洁、廉价和稳定性而稀缺性凸显 [3][71] - 水电市场电占比较小，"十三五"期间电价平稳，"十四五"期间小幅上行，预计后续有望温和上行 [3][76] - 水电电价显著低于其他电源，2024年行业样本公司平均上网电价为0.30元/度，较火电低0.17元/度 [76] - 主要水电公司如长江电力、华能水电等承诺高比例分红（如净利润的70%），提供稳定现金流回报 [77][78] - 复盘显示，水电板块在股市下行和震荡期间表现出显著的防御性，相对收益突出 [80][81] 核电政策与市场 - 核电增值税优惠政策调整，但对"十五五"阶段影响有限，已商运机组政策基本不变，在建及新核准机组政策有所调整 [82][83] - 核电审批加速，2024年核准11台机组，2025年核准10台机组，长期增量明确 [84][86] - 核电面临部分区域市场化电价下行风险，如中国核电在江苏的市场电量2025年长协电价下降4分，但整体风险可控 [87][91] 行业驱动因素 - 信息技术服务业用电需求呈现高增长，2024年增量达109亿度，2025年预计增量175亿度，成为用电需求新增长点 [54] - 全国最高用电负荷增速持续高于发电装机容量增速，凸显电力系统紧平衡状态 [35]

投资评级 - 报告对公司的投资评级为“买入”，并予以维持 [2][7] 核心观点 - 公司发布2025年三季报，1-9月实现营业总收入616.35亿元，同比增长8.16%，归母净利润80.02亿元，同比下滑10.42%，第三季度归母净利润23.36亿元，同比下滑23.45%，业绩略低于预期 [7] - 公司拟推动第三期权益型并表类REITs发行方案，发行规模约25.36亿元，底层资产为5家项目公司持有的光伏资产，总装机规模47.30万千瓦，以盘活新能源产业存量资产并解决发展资金需求 [7] - 公司在建及核准待建机组规模庞大，共19台，装机容量2185.90万千瓦，相当于在运机组规模的87%，2025-2030年将密集投产，其中漳州二号机组预计2025年第四季度投入商运，保障公司远期成长 [7] - 报告维持公司2025-2027年归母净利润预测分别为100.41亿元、104.96亿元、120.36亿元，对应市盈率分别为19倍、19倍、16倍 [6][7] 财务表现 - 2025年前三季度营业总收入616.35亿元，同比增长8.16% [7] - 2025年前三季度归母净利润80.02亿元，同比下滑10.42% [7] - 预测2025年营业总收入875.32亿元，同比增长13.3%，预测2026年、2027年营业总收入分别为929.72亿元、1062.11亿元 [6] - 预测2025年归母净利润100.41亿元，同比增长14.4%，预测2026年、2027年归母净利润分别为104.96亿元、120.36亿元 [6] - 2025年前三季度毛利率为44.0%，预测2025年全年毛利率为41.5% [6] 业务运营 - 核电业务：截至2025年9月，公司控股在运核电机组26台，装机容量2500万千瓦，1-9月发电量1510.08亿千瓦时，同比增长11.33%，主要受益于漳州1号机组年初商运，但部分机组因检修增加致发电量微降，前三季度核电业务归母净利润增长2.81% [7] - 新能源业务：1-9月控股新能源发电量333.56亿千瓦时，同比增长34.77%，其中风电发电量143.62亿千瓦时，同比增长29.28%，光伏发电量189.95亿千瓦时，同比增长39.25%，但受上网电价下降及REITs发行导致归母比例下降影响，新能源业务归母净利润下降67.96% [7] 市场数据 - 公司当前收盘价9.51元，一年内最高价10.58元，最低价8.37元 [2] - 市净率为1.7倍，股息率1.89% [2] - 流通A股市值1795.80亿元，每股净资产5.62元，资产负债率68.94% [2]

投资评级 - 报告给予甘肃能源(000791)"买入"评级 [2][8] 核心观点 - 甘肃能源是甘肃省属龙头电力平台，控股股东为甘肃省电力投资集团，实控人为甘肃省国资委，公司形成火电、水电、风电、光伏多元化电源结构 [1][5][14] - 截至2025H1，公司在运控股装机753.97万千瓦，其中火电400万千瓦、水电170.02万千瓦、风电110.35万千瓦、光伏73.6万千瓦 [5][14] - 2024年通过收购常乐电厂66%股权实现火电资产注入，营收从2023年26.41亿元增至86.95亿元，归母净利润从5.21亿元增至16.44亿元，2025H1营收39.31亿元，归母净利润8.25亿元 [5][20] - 公司预测2025-2027年归母净利润分别为19.71亿元、22.72亿元、23.74亿元，对应2025年9月23日收盘价PE为10.68倍、9.27倍、8.87倍 [7][8][90] 业务板块分析 火电板块 - 常乐电厂一期4×100万千瓦机组为"陇电入湘"特高压直流工程唯一配套调峰火电，电量直送湖南消纳，二期2×100万千瓦机组定位甘肃省内调峰电源，5号机组已投产，6号机组预计2025年9月底投产 [5][31] - 凭借区位优势主要采购疆煤，2022-2024年入炉标煤单价分别为625.39元/吨、576.21元/吨、509.19元/吨（7000K不含税），度电成本低于行业平均水平 [5][39] - 一期外送湖南执行"基准电价+浮动电价"机制，基准价320元/兆瓦时，容量电价执行湖南标准165元/千瓦·年；二期送甘肃省内，2024年省内火电结算均价380.2元/兆瓦时，高于甘肃燃煤基准价307.8元/兆瓦时，且甘肃容量电价新政提升至330元/千瓦·年 [5][46][51] - 外送电量通过三方协议保障，2024年开始年输送电量340亿千瓦时以上（常乐电厂200亿千瓦时），协议有效期至2039年 [5][53] 水电板块 - 控股水电装机170.02万千瓦，均为2~30万千瓦小机组，分布在白龙江、黑河等流域，2025年上半年平均上网电价375.75元/兆瓦时，同比大幅上涨 [5][57][59] - 成本中折旧占主要部分，2024年折旧4.58亿元，因机组多在2000-2010年投产，折旧预计2030-2040年间逐步到期，利润有望提升 [5][59] - 参股国投小三峡32.57%股权，合计机组容量75.45万千瓦，近五年年均贡献投资收益约1亿元，参控股水电合计贡献归母净利3~4亿元 [5][66][68] 新能源板块 - 控股风电110.35万千瓦、光伏73.6万千瓦，主要分布在甘肃河西地区，2025年上半年风电上网电价同比下降18.61分/千瓦时，光伏同比下降6.22分/千瓦时 [5][69][80] - 甘肃"136"号文落地后新能源全面入市，存量项目保障电量比例低于20%，增量项目执行期限12年，2025年上半年酒汇公司净利润0.25亿元，同比下降1.94亿元 [8][80] - 在手核准新能源项目610万千瓦，包括腾格里沙漠大基地、庆阳绿电等项目，未来装机扩张潜力较大 [8][83][84] 成长潜力 - 控股股东甘肃电投集团旗下还有武威、张掖、金昌三家火电公司，合计在运装机2.67GW、在建2GW，2024年张掖、金昌电厂扭亏为盈，净利润分别为1.79亿元、4.26亿元，若盈利提升有望注入上市公司 [8][86][87] - 公司在建及规划项目包括常乐二期6号机组、610万千瓦新能源项目，预计2025-2027年新增火电200万千瓦、风电60万千瓦、光伏160万千瓦 [8][88][90]

涉及的行业或公司 * 电力行业 包括新能源发电（风电 光伏） 新型储能 电力市场建设 电网运营等细分领域[1][2][5] * 提及山东省的电力市场实践和项目案例[2][11][13][42][54] 核心观点和论据 政策框架与目标 * 国家能源局和发改委于2025年9月12日联合发布五个电力电网和新能源政策通知 涵盖电力现货市场 新能源就近消纳 新型储能规模化建设等内容[2] * 政策是对前期政策的响应和延续 并非独立存在 例如就近消纳价格机制是对绿电直连和零碳园区政策的回应[3][4] * 根本目标是构建新型电力系统 其特点为清洁低碳 安全充裕 经济高效 供需协同和灵活智能[1][6] * 新型电力系统以负荷为核心 实现源网互动 鼓励绿电直连 零碳园区 源网荷储等新型经营主体发展[1][5] 市场机制与建设 * 通过市场化手段保障各方收益 包括容量电价政策 鼓励新兴经营主体发展 加快现货市场建设[10][13] * 预计2025年底全国所有省份都将开设现货市场 目前已有7个省份正式运行 4个省份试运行[13] * 现货价格范围逐渐扩大 例如山东和浙江将地板价放宽至负8分或负2毛 为储能提供更大盈利空间[13] * 现货交易比例正在快速提升 目前约20%的交易通过现货市场进行 其余75%至80%通过中长期合同进行[33][36] * 未来中长期合同将分时段签约 与现货价格贴近 拉大价格差异以鼓励新型储能等盈利模式[36][37] 就近消纳与新型业态 * 就近消纳价格机制覆盖分布式光伏和大型风电竞价项目 鼓励通过便宜且清洁的新能源满足需求[1][7] * 未来趋势是自建送出线路并配置储能实现自我调峰 新业态占比将逐步提升[1][8] * 自发自用比例主要针对就地消纳类型 如绿电直连 零碳园区等 目前示范性项目数量较少[30] * 项目审批流程更加清晰 促进新能源就近消纳项目发展[29][31] 储能发展与应用 * 储能在新能源市场中发挥重要作用 通过市场化手段实现盈利 例如风光储联合参与现货市场[1][19] * 新型储能总装机2024年底预计达到74GW 2027年底将增至180GW 相当于增加约110GW[18] * 储能与新能源的配比不断提高 目前约为5.5%至6% 未来预计会进一步增加[20][21] * 储能项目收益模式包括容量电费收入和峰谷套利等方式 例如甘肃和宁夏出台了容量电价政策[23] 成本与收益分析 * 风电和光伏发电的度电成本基本在每度2毛钱以内 输配电费通常在每度1毛到2毛之间 平均约1.5毛[27] * 假设加上储能成本和线路成本 总用电成本约为每度4.5毛钱[27] * 山东省光伏机制电价定价为0.225元/度 低于预期 使得很多项目收益率较低[51][52] * 海上光伏项目在当前机制电价下经济可行性较低 投资成本需4.5元/瓦以上[53] 挑战与解决方案 * 大西北地区的大型新能源基地面临特高压输电线路建设滞后和电力外送能力不足的挑战[47][48] * 为解决新能源消纳问题 采取外送和就地消纳结合 加快推进特高压建设 发展风光制氢项目[49] * 建立新型业态需解决保障各方权益的问题 明确各方角色定位和利益分配[9] * 自建输变电线路和储能存在成本和风险 例如110千伏线路每公里投资约七八十万元 且只能向单一用户供电[17] 国际比较与影响 * 欧盟2026年起要求产品使用绿电 将推动绿证直连等物理确认机制发展[43] * 德国风电和光伏发电占比高达70% 其系统运行费用和用户最终支付的电价呈上升趋势[45] 其他重要内容 * 新能源在电网中的电力装机占比从2016年的16%提高到2024年的42% 目前超过45%[20] * 山东省调整光伏与风电比例 从3.2:1调整至2.6:1 给予94亿元激励 风电获得80多亿元 光伏仅获得12.9亿元[54] * 负电价产生的原因包括火力发电竞争启停成本高和带补贴的风光项目即使报负价仍可获得补贴[35] * 电网在光伏出力的情况下 容量电费仍按原负荷计算 输配电费并未因使用自发电而减少[16] * 未来其他省份的机制电价水平可能会高于山东 例如上海和广东由于经济实力较强且风光占比少 竞价结果可能更乐观[55]

核心财务表现 - 2025年上半年公司实现营业收入231.41亿元 同比减少11.26% [1] - 归属上市公司股东净利润0.32亿元 同比大幅降低96.40% [1] - 第二季度归母净利润4.15亿元 同比减少46.52% 但较第一季度实现环比扭亏为盈 [4] 火电业务分析 - 煤电上网电量373.20亿千瓦时 同比减少3.85% [2] - 平均上网电价0.480元/千瓦时 同比下降0.059元/千瓦时 [2] - 煤电营业收入138.87亿元 同比降低19.70% [2] - 燃料成本同比下降11.48% 其中煤电营业成本同比下降16.05% [2] - 煤电归母净利润2910万元 同比下降90.48% [2] - 气电上网电量110.24亿千瓦时 同比减少0.39% [2] - 气电营业收入同比增长2.23% 但营业成本同比上升9.84% [2] - 气电归母净利润-21790万元 同比大幅转亏 [2] 清洁能源业务表现 - 水电上网电量1.36亿千瓦时 同比增加23.64% [3] - 水电归母净利润-527万元 较去年同期减亏488万元 [3] - 风电装机容量389.50万千瓦 同比增长14.73% [3] - 光伏装机容量457.45万千瓦 同比增长91.92% [3] - 风电上网电量26.14亿千瓦时 同比增长0.85% [4] - 光伏上网电量19.74亿千瓦时 同比增长88.90% [4] - 可再生能源板块营业成本同比增长22.41% [4] - 新能源业务归母净利润1.03亿元 同比减少48.15% [4] 其他财务指标 - 投资收益4.14亿元 同比降低24.16% [4] - 电力供需形势宽松及新能源扩张挤压火电出力空间 [2] - 广东电力市场竞争加剧导致电价下降 [2] - 风电发电量增长受限主因一季度沿海地区海风强度减弱 [4] - 新增装机投产推高折旧及运维成本 [4]

投资评级 - 维持"增持"评级 [9][12] 核心观点 - 2025年上半年公司实现营业收入231.41亿元 同比减少11.26% 归母净利润0.32亿元 同比降低96.40% [6][12] - 单二季度盈利能力有所修复 实现归母净利润4.15亿元 同比减少46.52% 但环比一季度扭亏为盈 [2][12] - 燃料成本优化难以对冲煤电量价双弱压力 新能源板块受成本抬升及资源限制影响明显 [2][12] 业务表现分析 - 煤电业务上网电量373.20亿千瓦时 同比减少3.85% 平均上网电价0.480元/千瓦时 同比下降0.059元/千瓦时 实现归母净利润2910万元 同比下降90.48% [12] - 气电业务上网电量110.24亿千瓦时 同比减少0.39% 营业收入同比增长2.23% 但归母净利润-21790万元 同比大幅转亏 [12] - 新能源板块风电装机389.50万千瓦 同比增长14.73% 光伏装机457.45万千瓦 同比增长91.92% 归母净利润1.03亿元 同比减少48.15% [12] - 水电上网电量1.36亿千瓦时 同比增加23.64% 归母净利润-527万元 较去年同期减亏488万元 [12] - 投资收益4.14亿元 同比降低24.16% 进一步压制整体业绩表现 [12] 财务预测 - 预计2025-2027年EPS分别为0.11元 0.22元和0.30元 对应PE分别为43.02倍 20.85倍和15.33倍 [12] - 预测2025年营业收入557.39亿元 2026年614.08亿元 2027年653.43亿元 [16] - 预计2025年归母净利润5.64亿元 2026年11.63亿元 2027年15.82亿元 [16]

新增装机容量 - 2025年上半年新增新能源装机119.36万千瓦 [1] - 新增风电装机50万千瓦 [1] - 新增光伏装机69.36万千瓦 [1] 在建项目规模 - 在建光伏项目合计装机容量91.5万千瓦（新疆克拉玛依等） [1] - 在建风电项目20万千瓦（山西、甘肃等） [1] 拟建项目规划 - 完成决策拟建项目67.2万千瓦 [1]

投资评级 - 维持"增持"评级 [5] 核心观点 - 公司上半年归母净利润同比大幅增长47.35%至45.79亿元，盈利超预期修复，主要受益于煤价下行和电价韧性 [1][5] - 公司首次进行中期分红，拟派发现金股利0.055元/股，并修订章程将分红基数调整为合并报表归属于普通股股东的可分配利润的50%，提升股东回报 [5] - 煤电板块度电盈利大幅改善，风电度电盈利逆势增长，新能源装机提速贡献业绩增长 [5] - 公司综合融资成本压降至2.43%，财务费用同比下降14.06%，融资成本持续优化 [5] - 上调2025-2027年归母净利润预期至60.28亿元、65.70亿元、70.89亿元，同比增长34%、9%、8% [5][6] 财务表现 - 上半年营业收入571.93亿元，同比下降1.93% [1][5] - 上半年毛利率18.55%，同比提升3.12个百分点；净利率10.61%，同比提升3.26个百分点 [5] - 上半年上网电量1239.93亿千瓦时，同比增长1.30% [5] - 平均上网电价444.48元/兆瓦时，同比下降3.95% [5] - 预计2025年营业总收入1309.09亿元，同比增长6% [6][9] 业务板块分析 - 煤电板块利润总额31.48亿元，同比增长108.51%，度电利润总额0.036元/千瓦时，同比增加0.019元/千瓦时 [5] - 水电上网电量134.47亿千瓦时，同比增长1.55%，度电利润总额0.090元/千瓦时，同比增加0.012元/千瓦时 [5] - 风电上网电量112.38亿千瓦时，同比增长31.28%，度电利润总额0.172元/千瓦时，同比增加0.04元/千瓦时 [5] - 光伏上网电量35.57亿千瓦时，同比增长36.35%，度电利润总额0.114元/千瓦时 [5] 估值与预测 - 当前股价对应2025-2027年PE分别为10.5倍、9.6倍、8.9倍 [5][6][10] - 当前股价对应PB分别为0.8倍、0.7倍、0.7倍 [10] - 预计2025年每股收益0.33元，每股股利0.10元 [6][10] - 总市值631亿元，流通市值423亿元 [2]

核心财务表现 - 2025年上半年营业收入571.93亿元，同比减少1.93% [1][2][3] - 归母净利润45.79亿元，同比增长47.35% [1][2][3] - 扣非归母净利润45.79亿元，同比增长43.92% [2] - 加权净资产收益率11.96%，同比增加3.94个百分点 [2] - 基本每股收益0.21元/股，同比增长65.67% [2] - 中期分红每股0.055元，分红金额10.18亿元，股利支付率26.7% [3] 业务板块盈利分析 - 煤机利润31.5亿元，同比增长108.5% [1][3] - 燃机利润1.3亿元，同比减少62.6% [1][3] - 水电利润12.1亿元，同比增长17.2% [1][3] - 风电利润19.4亿元，同比增长71.3% [1][3] - 光伏利润4.0亿元，同比增长3.6% [1][3] 费用结构变化 - 销售费用率0.10%，同比上升0.02个百分点 [1][3] - 管理费用率1.72%，同比上升0.04个百分点 [1][3] - 研发费用率0.01%，同比无变化 [1][3] - 财务费用率3.94%，同比下降0.56个百分点 [1][3] - 综合融资成本2.43%，较年初下降20BP，同比下降54BP [3] 装机容量与发电量 - 总控股装机容量8089万千瓦，其中煤机4783万千瓦、燃机714万千瓦、水电920万千瓦、风电1023万千瓦、光伏649万千瓦 [4] - 上网电量1239.9亿千瓦时，同比上升1.3% [4] - 煤机上网电量873.5亿千瓦时，同比减少1.7% [4] - 燃机上网电量84.0亿千瓦时，同比减少8.4% [4] - 水电上网电量134.5亿千瓦时，同比增长1.6% [4] - 风电上网电量112.4亿千瓦时，同比增长31.3% [4] - 光伏上网电量35.6亿千瓦时，同比增长36.4% [4] 电价与市场交易 - 平均上网电价444.48元/兆瓦时（含税），同比下降3.95% [4] - 市场化交易电量1076.79亿千瓦时，占比86.84% [4] - 煤机利用小时2032小时，同比下降122小时 [4] - 燃机利用小时1256小时，同比下降157小时 [4] 未来业绩展望 - 预计2025年归母净利润60.83亿元 [1][6] - 预计2026年归母净利润64.54亿元 [1][6] - 预计2027年归母净利润70.91亿元 [1][6] - 扣除永续债利息后普通股股东净利润2025年45.83亿元、2026年49.54亿元、2027年55.91亿元 [6] - 对应EPS分别为0.25元/股、0.27元/股、0.30元/股 [6] 行业趋势与公司战略 - 动力煤供需宽松支撑煤价下行趋势 [5] - 可再生能源上网电量增长对火电需求形成挤压 [5] - 绿色能源转型加速，新能源装机规模持续提升 [5] - 绿电新政有望加速环境价值兑现 [5]

投资评级 - 报告对江苏新能维持"强推"评级，目标价15.7元，较当前价13.68元存在约15%上行空间 [1][6] 核心观点 - 2025年上半年因来风偏弱导致业绩短期承压，但远期增长弹性显著，尤其受益于海上风电政策催化及项目储备推进 [1][6] - 公司作为江苏省属新能源运营平台，在区域电力供需紧张背景下保障项目收益率，电价风险较低 [6] - 盈利预测调整后，2025-2027年归母净利润预计为5.60亿、6.99亿、7.80亿元，对应EPS为0.63元、0.78元、0.88元 [2][6] 财务表现 - 2025H1营收10.54亿元（同比+0.48%），归母净利润2.82亿元（同比-3.62%）；Q2单季度营收4.80亿元（同比+25.47%），净利润1.18亿元（同比+181.56%） [6][7] - 毛利率2025H1为52.17%（同比-1.50pct），Q2单季度为47.80%（同比+10.57pct） [6] - 2025-2027年预计营收同比增速分别为2.0%、32.5%、22.8%，净利润增速分别为34.4%、24.7%、11.7% [2][6] 经营数据 - 2025H1总发电量17.83亿千瓦时（同比-2.67%），上网电量16.94亿千瓦时（同比-2.76%） [6] - 分类型发电量：陆上风电11.67亿千瓦时（同比-0.09%）、海上风电4.65亿千瓦时（同比-10.58%）、光伏1.50亿千瓦时（同比+4.90%） [6] - 截至2025年6月末，控股装机容量171万千瓦，权益装机141万千瓦，其中风电/光伏/生物质权益装机分别为114/17/10万千瓦 [6] 项目进展与规划 - 控股股东联合体中选155万千瓦海上风电项目，大丰85万千瓦海风项目在建，未来满足条件后优先注入上市公司 [6] - 连云港渔光互补、常州武进渔光一体等光伏项目在建，靖江船厂屋顶分布式光伏已全容量并网 [6] - 新型储能控股装机20.7万千瓦/40.7万千瓦时 [6] 行业与政策催化 - 2025年政府工作报告将"深海科技"列为战略性新兴产业，中央财经委员会提出推动海洋经济高质量发展 [6] - 海上风电成长空间大，2024年末全国海风装机仅41GW（占比1.2%），结构性调整中海风增速领先 [6] - 江苏地区电力供需紧张保障项目收益率，公司作为区域核心运营标的有望充分受益 [6] 估值分析 - 采用可比公司估值法（中闽能源、龙源电力、三峡能源），参照2026年16x PE，因海风催化及业绩弹性给予溢价，按2026年20x PE对应目标市值140亿元 [6] - 当前股价对应2025-2027年PE分别为22倍、17倍、16倍，PB分别为1.7倍、1.6倍、1.5倍 [2][6]