华电新能首次覆盖报告：央企底色稳成长新能赛道具优势

目 录TOC\o"1-2"\h\z\u1、华电系新能源主力，营收稳步增长 5背靠电团成集新能发重整平台 5主营务定营持增长 72、风光资源丰富，政策持续加码 9绿电价续迭16号文兜绿电价 9我国光源富政支持电展 113、风光装机规模巨大，电费收入持续增长 14风电模势著在工程量障来机长 14光伏机盖国电收入续长 174、核电运营平稳，贡献相对稳健投资收益 205、募投项目分散布局，多点并进 236、行业装机龙头，光伏板块具备优势 237、盈利预测与估值 27关键设 27盈利测估值 308、风险分析 32图目录图1：公发历程 5图2：公股结（至2025三度） 5图3：中华与电能关图（至2025季度） 6图4：公营收及比（2020-2025三度亿元，%） 7图5：公营收拆（2020-2025H1，%） 7图6：公投收及比（2022-2025三度亿元，%） 7图7：公参核投收益（2022-2025H1，） 7图8：公营支及比（2020-2025三度亿元，%） 8图9：公毛润毛率（2020-2025三度亿元，%） 8图10：司利、净利（2020-2025三度，元） 8图司薄ROE（2020-2025前季，%） 8图12：司电网（2022-2025H1，元千时） 9图13：司场交量及比（2022-2024年亿千时，%） 9图14：国增电装机量累并装容量（2013-2025.11，GW） 12图15：国阳资布图 13图16：国增阳网装容及计网机容（2013-2025.11，GW） 14图17：司电股容量（2022-2025H1，瓦） 14图18：司电股容量国市份（2022-2025H1，千，%） 14图19：司电网及公整市化易量占（2022-2024，千瓦，%） 16图20：司电网及同（2022-2025H1，/千瓦，%） 16图21：司电体及同（2022-2025H1，元，%） 16图22：司电杆收入可生源贴比（2022-2024，%） 16图23：司电设（2022-2024年元/17图24：司电位折旧（2022-2024年元千瓦） 17图25：司伏股容量（2022-2025H1，瓦） 17图26：司伏股容量国市份（2022-2025H1，千，%） 17图27：司伏网及公整市化易量占（2022-2024，千瓦，%） 19图28：司伏网及同（2022-2025H1，/千瓦，%） 19图29：司伏体及同（2022-2025H1，元，%） 19图30：司伏杆收入可生源贴比（2022-2024，%） 19图31：司伏件价格（2022-2024年元千瓦） 20图32：司伏位折旧（2022-2024年元千瓦） 20图33：清电三电发量（2021-2025年亿千时） 21图34：清电三电利小数（2021-2025年，时） 21图35：国电电发电完情（2023-2026E，千时） 21图3：清电三电上电（税202024年，元千时） 22图37：国电电度电业本（2021-2024，元/瓦） 22图38：行公风用小数（2022-2025上年，时） 25图39：行公光用小数（2022-2025上年，时） 25图40：行公营比（2025H1，%） 25图4：行公风光伏综上电（税02H，元瓦） 25图42：行公营入对情（2022-2025H1，亿） 26图43：行公净对比况（2022-2025H1，亿元） 26图44：行公毛与净率比（2025H1，%） 26图45：行公司ROE对比（2022-2025H1，%） 26表目录表1：华集上公装机量比至2024年底万瓦） 6表2：我历风保性电具情况 9表3：我历光保性电具情况 10表4：各份“136号内容总部） 10表5：不时，国I至IV类能源划况 12表6：我太能源分类况 13表7：截至2025半公司电建程部） 15表8：截至2024底风电况部） 15表9：截至2025半公司伏建程部） 17表10：至2024底司太能况部） 18表11：2021-2025H1核电三核的利（亿） 20表12：建、江电电定机制 22表13：司投目况 23表14：至2025上年公及行可公风电光装情（千瓦） 23表15：2024不上司风、伏电的域结构 24表16：司电光股装容预（千） 27表17：司能发用小数发量售量及网价测 28表18：业出测 29表19：司营务测 29表20：司利及净利预测 30表21：比司值 31表22：司利测值简表 31图1：公司发展历程

1、华电系新能源主力，营收稳步增长1.1背靠华电集团，成为集团新能源发电重要整合平台（以下简称（福清2012年在港股上市，20202021电新能完成增资并引入13家战略投资者。2025年，华电新能披露招股说明书，拟募资180亿元发展新能源业务。2025年7月16日在A股上市。公司官网，公司招股说明书，光大证券研究所

华电新能是我国五大发电集团之一的中国华电集202545.22%持有华电新能26.78%0.72%58.04%图2：公司股权结构（截至2025年三季度末），公司招股说明书，光大证券研究所图3：中国华电与华电新能关系图（截至2025年三季度末）公司公告， ，光大证券研究所截至2024年12月31（华电集团（备案）的新能源项目控股装机容量共1254.37万千瓦，占华电新能运行期、建设（备案项目装机容量的6.25%。其中177.36万千瓦新能源项目涉及上市公司独立性、业务存在实质区别等原因将不会注入华电新能；剩余1077.01万千瓦新能源项目，占华电新能在运及储备项目控股装机容量的5.37%华电集团拟在上述1077.01万千瓦新能源发电项目资产具备注入上市公司条件后推动上述项目资产依法依规注入华电新能。公司名称火电公司名称火电水电风电光伏风电及其他）5735.34245.9000-）641.20000-黔源电力（总装机）0323.35087.21-）003202.453659.26-）12969.003093.00007892.00公司招股说明书，各公司年报，光大证券研究所备注：华电集团未披露风电及光伏数据，仅披露风电及其他发电类型装机容量1.2主营业务稳定，营收持续增长发电为主的新能源项目的开发、投资和运营。公司2020-2024年营业收入总体呈现上升趋势。2025年前三季度，公司实现营业收入294.79亿元，同比增长18.21%；公司营业收入持续增长，主要系公司充分发挥专业化平台优势，持续2020-2023年公司风电的营收占公司总体营收的70%年上半年公司光伏202021.02%上升到35.82%。图4：公司营业收入及同比（2020-2025前三季度，亿元，%） 图5：公司营业收入拆分（2020-2025H1，%）营业收入 营业收入同比 风电光伏其他4003503002502001501000

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90%80%70%60%50%40%30%20%10%0%

2020 2021 2022 2023 2024 2025H1，公司招股说明书，光大证券研究所 ，公司招股说明书，光大证券研究所公司是国内为数不多拥有核电参股股权的公司之一，24年核电机组小修导致公括公司持有的福清核电39%股权和三门核电10%股权确认的核电投资收益。2022-2024年公司参股福清和三门核电占投资收益的比例高达96%，期间平均贡献金额约为17.724年5月25日，福清4号机组410小修期间发生运行事故导致利用小时数偏低。2025年上半年公司确认核电13.57亿投资收益。图6：公司投资收益及同比（2022-2025前三季度，亿元，%） 图7：公司参股核电投资收益（2022-2025H1，亿元）投资收益 投资收益同比 福清核电投资收益额 三门核电投资收益额25 40% 2530%20 2020%15 10% 1510 0% 1010%5 520%02022 2023 2024 2025

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2025H1，公司招股说明书，光大证券研究所 注：三门核电和福清核电投资收益贡献按照公司招股书披露的各自净利润*公司对各家电持股比例，公司招股说明书，光大证券研究所毛利率下滑，毛利润增长放缓。2020-2024年公司毛利率从51.75%下滑到年毛利润为85.43亿元，2024年达到156.59亿16%。2025133.22亿45.19%。图8：公司营业支出及同比（2020-2025前三季度，亿元，%） 图9：公司毛利润、毛利率（2020-2025前三季度，亿元，%）营业支出 营业支出同比 毛利润 毛利率200180160140120100806040200

35%30%25%20%15%10%5%0%

180160140120100806040200

60%50%40%30%20%10%0% ，公司招股说明书，光大证券研究所 ，公司招股说明书，光大证券研究所202-202304年盈利有所回落且ROE公司-202340.79亿元上升到96.20年公司净利润和归母净利润分别下降至94.80亿元和16.49和8.20/光伏平均上网电价同比下降9.1/23.4%；叠加公2020-2023年公司ROE11.654年受投资收益下降及平均上网电价下降影响，ROE下降至8.36%。2025年前三季度公司实现净利润及归母净利润分别为83.70、77.50亿元，同比增长3.14%、0.17%。图10：公司净利润、归母净利润（2020-2025前三季度，元） 图11：公司摊薄ROE（2020-2025前三季度，%）

净利润归母净利润

14%12%10%808%606%404%202%00%，公司招股说明书，光大证券研究所 ，公司招股说明书，光大证券研究所2022-20250.45元/0.44元/0.40元/千瓦时、0.38元/0.60元/千瓦时、0.47元/千瓦时、0.36元/千0.33元/2022-2024年期间，公司市场化交易电量及交易占比逐年提升，分别为265.91亿千瓦时、409.82亿千瓦时、543.05亿千瓦时，占上网电量比例分别为51.60%、61.80%、62.29%。图12：公司绿电上网电价222205H1，元千瓦时） 图13公司市场化交易电量及占2022024年亿千瓦%风电上网电价 光伏上网电价 市场交易电量 市场交易电量占比0.70.50.30.1

600500400200100

70%60%50%40%30%20%10%02022

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0 0%2022 2023 2024公司招股说明书，光大证券研究所 公司招股说明书，光大证券研究所表2：我国历年风电保障性电价具体情况

2、风光资源丰富，政策持续加码136号文”兜底绿电电价风电划分四类资源区，保障性电价逐步进入平价时代。2009年，国家按资源状2014-2016标杆电价。2019年，集中式项目标杆电价改为指导价，新核准上网电价通过竞2021年1月1政策文件内容陆上风电价格（含税，元/千瓦时）海上风电价格（含税，元/千瓦时）I类资源II类资源III类资源IV类资源近海潮汐带发改价格〔2009〕1906号2009年8月至2014年标杆电价0.510.540.580.61发改价格〔2014〕3008号2015年标杆电价0.490.520.560.61发改价格〔2014〕1216号2014年6月至2017年标杆电价0.850.75发改价格〔2015〕3044号2016年至2017年标杆电价0.470.500.540.60发改价格〔2016〕2729号2018年标杆电价0.400.450.490.570.850.75发改价格〔2019〕882号2019年指导价格0.340.390.430.520.80不得高于陆上指导电价2020年指导价格0.290.340.380.470.75不得高于陆上指导电价发改价格〔2021〕833号2021年新核准陆上风电平价上网------公司招股说明书，光大证券研究所整理光伏保障性电价历经四个阶段，平价时代已来临。2011行全国统一标杆电价，2013年起实施三类资源区分区标杆电价及补贴制度。2013-2017准价执行，光伏平价时代来临。表3：我国历年光伏保障性电价具体情况政策文件内容集中式（含税，元/千瓦时）分布式（含税，元/千瓦时）I类资源II类资源III类资源发改价格〔2011〕1594号2011年7月以前标杆电价1.151.151.15-2011年7月至2013年8月标杆电价1.001.001.00-发改价格〔2013〕1638号2013年9月至2015年标杆电价0.900.951.000.42发改价格〔2015〕3044号2016年标杆电价0.800.880.980.42发改价格〔2016〕2729号2017年标杆电价0.650.750.850.42发改价格规〔2017〕2196号2018年1至6月标杆电价0.550.650.750.37发改能源〔2018〕823号2018年6月至2019年6月标杆电价0.500.600.700.32发改价格〔2019〕761号2019年7月至2020年5月指导电价0.400.450.550.10（、0.18（）发改价格〔2020〕511号2020年6月至12月指导电价0.350.400.490.05（、0.08（）发改价格〔2021〕833号2021年新建光伏项目实行平价上网----公司招股说明书，光大证券研究所整理

13620251272025〕136号），2025年多省份陆续发布配套细则省份存量新能源项目省份存量新能源项目增量新能源项目机制电价(元/千瓦时)机制电量执行期限机制电价（元/千瓦时）中标机制电量比例执行期限北京0.3598100%集中式投产满20年/合理利用小时数（光伏260000小时，风电36000小时），分布式按投产满20年之前0.359820%不高于12年天津0.3655与现行具备条件的新能源电量衔接投产满20年/合理利用小时数（光伏26000小时，陆风36000小时，海风52000小时）0.319680%10年河北南网0.3644集中式风电70%、集中式光伏40%（扶贫项目100%）10kV及以上并网分布式光伏80%，其他100%投产满20年/合理利用小时数光伏0.3344风电0.35380%风电10年，光伏12年，海上风电、光热14年冀北0.372以实际非市场化交易结算电量占上网电量比例作为上限投产满20年/合理利用小时数光伏0.352风电0.347100%风电10年，光伏12年，海上风电、光热14年山东0.3949单个项目上限原则上和现行具有保障性质的相关电量规模政策衔接投产满20年/合理利用小时数光伏0.225风电0.31980%70%深远海风电15年，其他10年山西0.332在核定值范围内每年自主确定比例，但不能高于上一年原则上20年/合理利用小时数0.319990.2846680%未明确安徽0.3444上网电量乘以机制电量比例确定，分散式风电、分布式光伏100%原则上20年/合理利用小时数（风电36000小时，光伏22000小时）统一竞价0.384独立竞价0.3837约85%按同类型项目回收初始投资的平均期限确定福建2025/1/27前竞配海上风电按竞配价格；其他0.3932100%原则上20年/合理利用小时数（陆上风电36000小时，海上风电52000小时，光伏22000小时）海上光伏0.388其他0.3590%按同类型项目回收初始投资的平均期限确定上海0.4155最高100%原则上20年/合理利用小时数0.4155-12年江苏0.391新能源不高于90%；户用分布式光伏、光伏扶贫项目100%原则上20年/合理利用小时数光伏0.3690%按同类型项目回收初始投资的平均期限确定浙江0.4153不得高于上一年，统调新能源项目不高于90%，其他不高于100%原则上20年/合理利用小时数集中式光伏0.392990%8-12年湖北0.4161集中式占全省上网电量12.5%原则上20年/合理利用小时数光伏0.333风电0.387-12年湖南光伏扶贫/布式光伏0.45；110伏及以上风100%入电压等级35千伏的新能源80%；过渡60%原则上20年/合理利用小时数，过渡期项目5年光伏0.375风电0.3380%10年电项目集中式光伏项目0.38江西0.4143集中式上限85%，分布式上限95%；光伏扶贫100%，绿电交易新能源不纳入原则上20年/合理利用小时数光伏0.33风电0.37565%按同类型项目回收初始投资的平均期限确定吉林0.3731衔接省级保障性收购电量政策原则上20年/合理利用小时数光伏0.334风电0.25--12年黑龙江0.374不高于现行保值性收购电量原则上20年/合理利用小时数0.228111风电约83%12年辽宁0.3749未明确原则上20年/合理利用小时数光伏0.3风电0.3380%2025年竞价执行期限为12年甘肃0.3078扶贫特许/分布式光伏/平价示范/光热发电100%原则上20年/合理利用小时数0.1954--12年宁夏0.2595分布式100%，集中式补贴10%；2024/6/1前投产的集中式平价30%，后10%原则上20年/合理利用小时数0.259565%12年青海扶贫、特许经营、光伏应用、分散式风电、平价项目0.2277；金太阳项目0.3127；其他按现行价格光伏、分散式风电、光热发电100%20年/6按投产满25年0.240.24集中式光伏25%风电20%按同类型项目回收初始投资的平均期限确定陕西0.3545100%75%原则上20年/合理利用小时数风电0.352光伏0.35散式光伏90%左右；集中式陆上风电18.88%~90%；分散式陆上风电49.78%12年新疆补贴项目0.25；平价项目0.262补贴项目30%；平价项目50%原则上20年/合理利用小时数光伏0.235风电0.252约62.5%10年四川0.4012集中式风电400h,光伏300h分布式按实际上网电量原则上20年/合理利用小时数光伏0.372997风电0.39380%12年重庆0.3964上限100%原则上20年/合理利用小时数光伏0.3963风电0.3961--12年广东0.453110千伏及以下上限100%，2025/1/1100千伏及以上集中式光伏上限50%限70%海上风电23年、陆风19年、光伏21年光伏0.3680%海上风电项目14年，光伏项目12年云南0.3358集中式光伏55%到100%45%到60%，分布式/扶贫100%原则上20年/合理利用小时数光伏0.33风电0.332光伏≤75%风电≤65%12年海南0.429823前100%，23年90%，24投产85%，25/5/31前80%按20年减去截止2025/12/31已投产时间0.399880%海上风电项目14年，陆上风电，光伏12年北极星新闻网，光大证券研究所整理我国I至IV类风能资源区主要是根据风能资源状况和工程建设条件进行划分，公司在自然资源丰富地区布局风电。I类风能资源区：为风能丰富区，年平均有效风能密度大于200W/风速的年累积小时数大于5000hII类风150～200W/20m/s风速的年累积小时数为3000～5000h。III类风能资源区：是风能可利用50～150W/风速的年累积小时数为2000～3000hIV50W/㎡以下，3～20m/s2000hIIIIII类资源区以外的其他地区。时间I类资源时间I类资源Ⅱ类资源III类资源IV类资源2009年至2015年河北省张家口市、承德市，内蒙古自治区赤峰市、通辽市、兴安盟、呼伦贝尔市，甘肃省张掖市、嘉峪关市、酒泉市。吉林省甘肃省除地区，宁夏回族自治区。类资源区以2016年至2017年河北省张家口市、承德市，内蒙古自治区赤峰市、通辽市、兴安盟、呼伦贝尔市，甘肃省嘉峪关市、酒泉市。吉林省河子市以外其他地区，宁夏回族自治区。2018年至今河北省张家口市、承德市，内蒙古自治区赤峰市、通辽市、兴安盟、呼伦贝尔市，甘肃省嘉峪关市、酒泉市，云南省。吉林省河子市以外其他地区，宁夏回族自治区。、。公司招股说明书，光大证券研究所整理 备注：加黑字体的区域为公司机组所在地随着2006年开始，我国风电行业逐渐复苏，新增装机容量开始回升。图14：我国新增风电并网装机容量及累计并网装机容量（2013-2025.11，GW）新增装机累计装机7006005004003002001000 ，中电联，国家能源局，光大证券研究所33×-8×103M/m2×4开发装机容量达到156亿千瓦。其中，新疆维吾尔自治区最大，约为42亿千瓦，其次是青海和内蒙古自治区，分别为34亿千瓦和26.15亿千瓦，此外甘肃、西藏、宁夏以及山东等地太阳能可开发装机容量也比较可观。图15：我国太阳能资源分布图中国气象局风能太阳能中心，光大证券研究所表6：我国太阳能资源区分类情况

我国I至III类太阳能资源区主要是根据太阳能年等效利用小时数进行划分，公司光伏主要于I类及II类区域布局。年等效利用小时数大于1600小时为I类资源区，年等效利用小时数在1400-1600小时之间为II类资源区，年等效利用小1200-1400III类资源区，实行不同的光伏标杆上网电价。II1300III类资源区则是一二类之外的其他地区。类别地区I类资源宁夏青海甘肃新疆呼伦贝尔以外地区。Ⅱ类资源河北山西大同、朔州、忻州，陕西榆林、延安，青海、甘肃、新疆除Ⅰ类外其他地区。III类资源除Ⅰ类、Ⅱ类资源区以外的其他地区。注：2017年山西阳泉由III类资源区调整为II类资源区，其他地区的划分保持不变；加黑字体的区域为公司机组所在地公司招股说明书，光大证券研究所整理年我国太阳能光伏发电新增装机容量仅占全球市场的0.60%，但在国家政策支持及行业技术水平提高的驱动下，我国逐步发展成为全球最重要的太阳能发电应用市场之一，2013年，我国新增装机容量10.95GW，首次超越德国成为全球第一大太阳能光伏发电应用市场。20132024102025年11月，我国太阳能光伏发电累计装机容量达到1161.20GW，稳居全球首位。图16：我国新增太阳能并网装机容量及累计并网装机容量（2013-2025.11，GW）新增装机累计装机8004002000 ，国家能源局，光大证券研究所3、风光装机规模巨大，电费收入持续增长能源控股装机规模最大的公司之一。截至20253554.22万千瓦控股装机容量占据1的市场份额，发电装机量及市占率均稳居行业前列，具备重要影响力。图17：公司风电控股装机容量（2022-2025H1，万千瓦） 图18：公司风电控股装机容量及国内市场份额（2022-2025H1，万千瓦，%）

其他公司风电装机容量 公司风电装机容公司风电装机国内市场份额

6.5%6.0%6.5%6.0%6.5%6.0%5.5%02022 2023 2024 2025H1

02022 2023 2024

5.0%公司招股说明书，光大证券研究所 公司招股说明书，光大证券研究所升趋势；根据我们的统计，截至2024年年底，公司在建风电项目达1095万千2025目规模2895.712022年末的2233.76万千瓦增长至2025上半年末的3554.22万千瓦。随着公司快速发展，陆上风电、海上风电项目有望持续成为公司装机增量。表7：截至2025上半年末公司风电在建工程（部分）项目电厂类型总装机容量（万千瓦）项目预算（亿元）完工进度预计完工时间华电、东方电气二氧化碳储能600MW风电项目风电604054.35%2025年11月河北张家口蔚县西岭风电风电201759.08%2025年11月新疆华电天山北麓基地610万千瓦新能源项目风电6103030.94%2025年12月华电阳江三山岛六海上风电场项目风电506512.50%2025年12月公司招股说明书，光大证券研究所整理

风电项目集中分布在I、IV类资源区，24年风速下滑导致平均利用小时数下降。截至2430（I类资源区控股装机容量占比约为32.38I类资源区控股装机容量占比约为11.04%，I类资源区控股装机容量占比约为10.75%V类资源区控股装机容量占比约为45.83%2024年中国风能太阳能资源年景公报》，公司累计风电控股装机前五的省份（新疆、内蒙古、甘肃、河北、宁夏）2024年10米高度年平均风速较近102024年风电利用小时数同比下滑%2112小时。2025年上半年，公司风电利用小时数为1090小时，同比下降38小时，但高于全国平均风电利用小时数1087小时。表8：截至2024年底公司风电概况（部分）省份资源类型（千瓦）发电量（亿千瓦时）平均利用小时数（小时）202420232022202420232022内蒙古I类资源4888985772,1302,4072,401新疆I类资源5489268592,2342,2952,368甘肃II类资源2143539341,7881,9911,868云南II类资源1393220152,4142,3562,335黑龙江III类资源1382717122,1911,9262,200宁夏III类资源1702524231,5651,6881,594吉林III类资源376532,3401,9481,719广东IV类资源992322162,3162,2252,334湖南IV类资源1552319172,1992,4712,526安徽IV类资源448631,9972,4561,919福建IV类资源922725292,9812,7293,138山东IV类资源1252425241,9342,0091,956山西IV类资源1132021201,9582,0401,951陕西IV类资源911313111,9071,8781,723四川IV类资源1152622122,4502,7952,540广西IV类资源871915122,4132,4592,588河北IV类资源1893136341,8152,1692,228浙江IV类资源337662,1172,1912,619河南IV类资源771712102,3342,0932,213贵州IV类资源181--2,002--湖北IV类资源295551,7881,8951,998江苏IV类资源479981,8961,9431,770辽宁IV类资源244441,8972,1582,118江西IV类资源233221,7631,7942,033青海IV类资源653231,8281,5071,701重庆IV类资源407631,9651,8152,225公司招股说明书，光大证券研究所整理

2022-2024年公司0.45元/0.40元/于公司市场化交易电量占比提升导致。公司2022-2024年风电上网电量分别为435.11亿千瓦时、502.41亿千瓦时及569.11亿千瓦时。公司2022-2024年整体市场化交易电量分别为265.91亿千瓦时、409.82亿千瓦时及543.05亿千瓦51.60%61.80%及62.29%；市场化交易电量占比上升拉低公司整体上网电价。2025年上半年风电上网电价（除税）继续下行，达0.38元/千瓦时。图19：公司风电上网电量及公司整体市场化交易电量占比（2022-2024年，亿千瓦时，%）

图20：公司风电上网电价及同比（2022-2025H1，元/千瓦时，%风电上网电量 市场化交易电量占比 风电除税上网电价 上网电价同比60070%0.460%1%50060%0.442%40050%0.423%40%4%3000.405%30%6%20020%0.387%10010%0.368%9%00%0.3410%2022 2023 2024 2022 2023 2024 2025H1公司招股说明书，光大证券研究所 公司招股说明书，光大证券研究所2022-2024196.65亿元、218.96亿元、227.41亿元，受上网电价下降的影响，2024年公司风电收入增速放缓。2022-2024年，公司风电标杆电费收入分别为111.28128.43144.072022-2024年，公司风电可再生能源补贴收入分别为85.37亿元、90.53亿元、83.34亿元，风2025127.34亿元，同比增长6.15%。图21：公司风电整体营收及同比（2022-2025H1，亿元，%） 图22：公司风电标杆电费收入及可再生能源补贴占比（2022-2024年，%）风电营业收入 营业收入同比 标杆电费收入 可再生能源补贴500

2022 2023 2024

14%12%10%8%6%4%2%0%

90%80%70%60%50%40%30%20%10%0%

2022 2023 2024公司招股说明书，光大证券研究所 公司招股说明书，光大证券研究所2022-2024年公司风机及塔筒采购合同价格呈现下降趋势。风机采购合同价格分别为1843.49元/千1642.92元/千瓦和1628.97元/624.39元/471.20元/453.99元/2022-2024322.49亿元、372.01亿元、432.71亿元，对应风电单位折旧成本分别为1443.69元/千瓦、1398.06元/千瓦、1351.20元/千瓦，风电单位装机折旧逐年下降，部分对冲了风电电价下行带来的盈利压制。图23：公司风电建设成本（2022-2024年，元/千瓦） 图24：公司风电单位装机折旧（2022-2024年，元/千瓦）风机采购价格 塔筒采购价格 风电单位装机折旧

1,4601,44016001,420140012001,40010001,3808001,3606004002000 2023 2024

1,3401,3201,300 2022 2023 2024 公司招股说明书，光大证券研究所 公司招股说明书，光大证券研究所截至20254559.53万千瓦，占全国光伏市场的4.14%；三峡能源光伏控股装机容量为590.55万千瓦，占全国市场的5，太阳能的光伏在运装机容量为00.59图25：公司光伏控股装机容量（2022-2025H1，万千瓦） 图26：公司光伏控股装机容量及国内市场份额（2022-2025H1，万千瓦，%）

其他公司光伏装机容量 公司光伏装机容量 公司光伏装机国内市场份

4.%4.%3.%3.%2.%200060,0002.%150040,0001.%10001.%5000

2022 2023 2024 2025H1

20,0000

2022

2023

2024

2025H1

0.%0.%公司招股说明书，光大证券研究所 公司招股说明书，光大证券研究所公司在建工程主要为风力发电和太阳能发电电站的基建工程。2022-2024年，公司光伏在建工程整体呈上升趋势。2024720至20252895.71控股装机容量从2022年末的1284.86万千瓦增长至2025年中的4559.53万千瓦。随着公司快速发展，光伏项目的建设使得在建工程快速增长。项目电厂类型项目电厂类型项目预算（亿元）完工进度预计完工时间华电新和县产业园区低碳转型40万千瓦光伏项目太阳能401680.00%2025年7月华电于田40万千瓦光伏项目太阳能401695.00%2025年6月600MW太阳能602965.36%2025年6月400MW太阳能402138.00%2025年6月曲松县罗布沙850MW200MW项目太阳能201099.00%2025年6月山东华电潍坊寿光羊口营里500MW大基地光伏发电项目太阳能501027.81%2025年6月武威九墩滩50万光伏项目太阳能302379.16%2025年6月600MW太阳能602958.89%2025年6月200MW太阳能601164.00%2026年7月600MW太阳能602927.00%2025年6月200MW太阳能201164.00%2026年7月公司招股说明书，光大证券研究所整理光伏项目布局覆盖全国，光照偏弱导致平均利用小时数下降。截至24年年底，公司的光伏项目遍布全国31（I类资源区控股装机容量占比约为29.89%，I类资源区控股装机容量占比约为24.01，I类资源区控股装机容量占比约为46.09%。2024年公司光伏重点装机区域光照资源不佳，根据中国气象局发布的《2024年中国风能太阳能资源年景公报》，全国太阳能资源30年平均偏弱，导致公司2024年光伏利用小时数同比下滑5.4%至12662025为596小时，同比下降49小时，但高于全国平均光伏利用小时数560小时。省份资源类型省份资源类型（瓦）发电量（亿千瓦时）平均利用小时数（小时）202420232022202420232022内蒙古I类资源28411981,3111,7811,649宁夏I类资源84111151,6031,7141,699甘肃I类资源174181291,2471,5411,618青海I类资源126181121,4791,2901,334新疆I类资源4264821111,4051,3851,457四川II类资源19413201,3301,3821,506天津II类资源10616511,4931,3681,619河北II类资源17516961,1451,1841,412云南II类资源259251211,3271,3691,227黑龙江II类资源212211,4001,4221,542山西II类资源1129541,3241,4771,359江苏III类资源23318871,0851,5071,316安徽III类资源665211,1551,2041,084福建III类资源656419911,1291,105广东III类资源1257421,1899691,276山东III类资源29819741,1491,2931,310湖北III类资源237201251,1771,1961,239陕西III类资源1107321,2291,4191,668贵州III类资源15615941,2351,2401,244海南III类资源413211,3311,0581,259广西III类资源403211,0781,2601,265河南III类资源233221,3641,4501,475浙江III类资源1327431,0099501,042西藏III类资源834201,2231,2931,159公司招股说明书，光大证券研究所整理比提升，公司2022-2024年光伏除税上网电价逐年下降，分别为0.60元/千瓦时、0.47元/千瓦时、0.36元/千瓦时。公司2022-2024年光伏上网电量分别为80.27亿千瓦时、160.76亿千瓦时、302.71亿千瓦时。市场化交易电量占比上升拉低公司整体上网电价。2025年上半年光伏上网电价（除税）0.33元/千瓦时。图27：公司光伏上网电量及公司整体市场化交易电量占比（2022-2024年，亿千瓦时，%）

图28：公司光伏上网电价及同比（2022-2025H1，元/千瓦时，%光伏上网电量 市场化交易电量占比 光伏上网电价 光伏上网电价同比350

70%

0.7

20.5%300

60%

0.6

21.0%250

50%

0.5

21.5%200

40%

0.4

22.0%150

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0.3

22.5%100

20%

0.2

23.0%50 10%

0.1

23.5%02022

2023

0%2024

02022 2023 2024

24.0%公司招股说明书，光大证券研究所 公司招股说明书，光大证券研究所2022-202447.8075.20109.39年，公司标杆电费收入分别为21.95亿元、45.74亿元、80.50亿元，呈现逐年增长的趋势。2022-2024年，公司光伏可再生能源补贴收入分别为25.84亿元、29.45亿元、28.89亿元。虽然2024年较2023年有所下降，但整体在三年间仍保持在较高水平。2025年上半年，光伏发电业务实现营收71.62亿元，同比增长39.47%。图29：公司光伏整体营收及同比（2022-2025H1，亿元，%） 图30：公司光伏标杆电费收入及可再生能源补贴占比（2022-2024年，%）光伏营业收入 营业收入同比 标杆电费收入 可再生能源补贴0

2022 2023 2024

70%60%50%40%30%20%10%0%

90%80%70%60%50%40%30%20%10%0%

2022

2023

2024公司招股说明书，光大证券研究所 公司招股说明书，光大证券研究所下降趋势，2022-2024年公司光伏组件采购合同价格分别为1883.18元/千瓦、1464.73元/千瓦和865.41元/千瓦。从折旧维度来看，2022-2024年公司光伏折旧分别为50.8179.15116.08为393.10元/千瓦、358.37元/千瓦、317.25元/千瓦，光伏单位装机折旧逐年下降。图31：公司光伏组件采购价格（2022-2024年，元/千瓦） 图32：公司光伏单位装机折旧（2022-2024年，元/千瓦）8006004002000

光伏组件采购价格

2502001501000

光伏单位装机折旧 2022 2023 2024

2022 2023 2024 公司招股说明书，光大证券研究所 公司招股说明书，光大证券研究所4、核电运营平稳，贡献相对稳健投资收益公司参股中国核电旗下福清核电（参股39%）、三门核电（参股10%），截至2025年年底，其装机容量分别为667.8、250万千瓦。福建福清核电有限公司隶属于中国核工业集团，成立于2006年5月，由中国、39%和10%的比例共同出资组建。福清核电现有6667.8万千瓦。1-4号机组号机组采用拥有完全自主知识产权的三代核电技术“华龙一号”。2021年1月052年3月25日，6号机组投入商业运行，标志着“华龙一号”示范工程全面建成投产。项目地理条件优越，具备建设8台核电机组的条件，目前正积极推进7、8号机组前期工作。三门核电有限公司成立于2005年4月17日，由中国核能电力股份有限公司控号机组是全球首台AP100012号机组分别于2018年9月21年11月53、4号机组分别于2022628日，20233月22日正式开工，预计分别于2027年投入商业运行。三门第二核电有限公司成立于2025年3月20日，是三期工程项目业主。三期工程将采用我国完全自主知识产权的三代核电技术“华龙一号”建设2×1215兆瓦机组，于2025年4月27日通过国务院常务会议核准。三门第二核电由三门核电有限公司控股90%。核电项目为优质的电力资产，盈利能力较强。2021-2025H1，福清核电、三门核电分别实现净利润如下表所示。2021年2022年2021年2022年2023年2024年2025H1福清核电27.7642.0744.5138.1333.43三门核电14.4710.3221.4512.987.35合计贡献投资收益12.2717.4419.5116.1713.57占公司净利润比例16%19%19%17%20%公司公告、中国核电公告、光大证券研究所影响核电盈利的主要有以下因素：1、机组利用小时2021-2025由于其4号机组小修（于2024年10月8日结束小修并网发电），导致2024年利用小时数有所下降，对应当年发电量有所下行。2025年，福清核电发电量同比增长18.52%，主要原因为当年度机组检修天数较去年有所减少，发电量同比增加。但整体而言，福清核电及三门核电运营相对平稳。图33：福清核电、三门核电发电量（2021-2025年，亿千时） 图34：福清核电、三门核电利用小时数（2021-2025年，时）600 900080005007000400 600050003004000200 30002000100100002021

2022

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02021 2022 2023 2024 2025三门核电福清核电 三门核电 福清核电公司招股说明书，中国核电公告，光大证券研究所 公司招股说明书，中国核电公告，光大证券研究所电量，整体完成度高。2026年，中国核电全年发电量目标为2,592亿千瓦时，其中核电计划发电量为2,100亿千瓦时。整体发电量稳定且预计完成度高。图35：中国核电核电板块发电量完成情况（2023-2026E，亿千瓦时）2150 10%2100 8%2050 6%2000 4%1950 2%1900 0%150 -%100 -%150 -%100 -%1650

2024

2025

2026E

-10%核电发电量目标 实际完成情况 偏离度中国核电公告，光大证券研究所2、上网电价年年度长2026年福建省及浙江省电力交易细则，当年年初即可推算全年上网电价大致水平；其中，福清核电至少70%电量的上网电价由年初年度长协电价确认；三门核电90%电量在年初即可初发电量完成度较高情况下，整体电价及对应营收可预见性强。图36（含税（2021024元/千瓦时）

表12：福建省、浙江省核电电价定价机制0.430省份2026年核电交易机制福建省省份2026年核电交易机制福建省2026电量的80%障居民、农业优先购电。浙江省202650%分配政府授权合约，执行政府定价。0.4100.4000.3900.3800.3700.3600.3500.3400.3302021 2022 2023 2024 三门核电 福清核电公司招股说明书，光大证券研究所 福建省电力交易中心，浙江省电力交易中心，光大证券研究所3、营业成本国广核2024年营业成本情况，其占电力营业总成本比例分别为25.6%、31.36%10.92%及32.11%2020-2024期间整体处于平稳状态，为0.200元/千瓦时左右。图37：中国核电核电业务度电营业成本（2021-2024，元/千瓦时）0.3000.2800.2600.2400.2200.2000.1800.1600.1400.1200.1002021 2022 2023 2024，中国核电年报，光大证券研究所2027年三门核电34电的5、6号机组也将成为公司新的利润增长点。5、募投项目分散布局，多点并进公司本轮IPO募投资金拟投入4个项目。布局“风光大基地项目建设”；项目平均资本金净利润率为9.39%，平均投资回收期（税后）为12.67年。11.24%收期（税后）为13.00年。11.30%均投资回收期（税后）为12.86年。9.86%，平均投资回收期（税后）为12.80年。项目名称总装机规模（万千瓦）项目名称总装机规模（万千瓦）总投资金额（亿元）风光大基地项目525.00295.40就地消纳负荷中心项目362.55164.84新型电力系统协同发展项目305.20150.81绿色生态文明协同发展项目323.80193.42总计1516.55804.46公司招股说明书，光大证券研究所6、行业装机龙头，光伏板块具备优势公司是行业控股装机规模最大的新能源运营商，总控股装机量达到近8113.75截至20258113.75万千瓦，其中风电/光伏控股装机容量分别为3554.22/4559.53万千瓦。根据公司招股说公司名称风电装机容量公司名称风电装机容量光伏装机容量新能源总装机容量龙源电力3139.511179.494319.00三峡能源2297.022590.554887.57节能风电614.20-614.20太阳能-653.50653.50华电新能3554.224559.538113.75各公司公告，光大证券研究所截至2024量达到3205.45303040.88装机容量达2243.20万千瓦，业务主要聚焦海上风电业务，主要分布于广东、福建、江苏等沿海地区。截至2024装机容量达到3659.26312426.57万千瓦，业务聚集在内蒙古和青海等地；太阳能光伏控股装机容量达607.60万千瓦，业务集中分布在华东与西北地区。风电光伏风电光伏风电光伏省份发电量（亿千瓦时）发电量占比发电量（亿千瓦时）发电量占比省份发电量（亿千瓦时）发电量占比发电量（亿千瓦时）发电量占比三峡能源福建45.059.7%0.70.9%山西6.551.5%19.778.4%广东48.2010.67%2.080.7%江苏50.7311.23%20.3%内蒙古78.9017.47%59.824.93%浙江0.830.8%12.195.9%青海8.251.3%29.6312.36%安徽16.013.4%12.595.5%甘肃24.005.1%13.45.9%河南18.284.5%0.220.9%陕西2.150.8%8.243.4%江西0.880.9%1.130.7%宁夏11.082.5%125.0%新疆21.844.3%9.243.85黑龙江10.192.6%1.950.1%湖南2.640.8%--吉林3.770.3%3.071.8%四川6.031.3%4.121.2%辽宁10.192.6%2.871.9%重庆3.570.9%4.111.1%云南29.666.7%23.619.84%贵州2.520.6%0.720.0%广西4.150.2%6.082.4%山东34.027.3%12.355.5%河北12.222.1%10.514.8%海南--1.610.7%天津0.050.1%--龙源电力黑龙江31.985.8%--天津9.51.7%吉林21.453.4%--山西25.274.7%辽宁32.605.8%--宁夏16.62.4%内蒙古66.2010.93%--贵州17.962.7%江苏陆上23.323.5%--陕西17.72.2%江苏海上58.779.71%--西藏0.140.2%浙江3.750.2%--重庆6.681.0%福建33.395.1%--上海1.20.0%海南1.280.1%--广东3.310.5%甘肃35.055.9%--湖南7.081.7%新疆35.175.1%--广西29.724.1%河北36.736.7%--江西4.660.7%云南32.475.6%--湖北2.110.5%安徽17.712.2%--青海2.570.2%山东13.652.5%--华电新能安徽7.891.7%4.881.9%江苏8.921.5%17.565.1%福建27.454.6%5.981.4%江西2.890.0%1.680.5%甘肃35.176.0%17.985.4%辽宁3.740.5%0.260.8%广东22.983.8%7.092.0%内蒙古88.8415.40%10.873.3%广西19.083.1%3.050.9%宁夏25.114.5%10.693.7%贵州0.760.3%14.754.9%青海3.020.2%17.695.5%河北31.235.1%15.815.4%山东23.814.3%18.996.7%河南16.552.7%2.580.4%山西20.243.1%9.132.7%黑龙江26.924.7%1.540.0%陕西13.182.8%6.512.2%湖北4.910.5%20.436.4%四川25.774.7%13.344.4%湖南23.484.7%1.110.6%新疆92.3316.00%47.5715.46%吉林6.241.8%0.670.2%北京--0.540.8%云南32.085.6%24.838.07%海南--3.421.1%浙江7.061.2%7.22.4%天津--15.835.5%重庆6.681.6%0.530.7%西班牙0.60.0%--公司招股说明书，各公司年报，光大证券研究所整理备注：龙源电力未披露按区域划分的光伏发电数据公司新能源利用小时数均高于全国平均，光伏利用小时数更具优势。公司2022-2024年光伏机组利用小时数处于1260-1400小时之间，得益于产能地理位置布局广泛、日照资源稳定性较强；2025年上半年，公司光伏利用小时数为596560在2100-2250小时之间；2025年上半年，公司风电利用小时数为1090小时，略高于全国平均1087小时。图38：同行业公司风电利用小时数（2022-2025上半年，时） 图39：同行业公司光伏利用小时数（2022-2025上半年，时）5000

2022 2023 2024 2025H1

8006004002000

光伏利用小时数2022 2023 2024 2025H1三峡能源 龙源电力 节能风电 华电新能 三峡能源太阳能华电新能公司招股说明书，各公司公告，光大证券研究所 公司招股说明书，各公司公告，光大证券研究所公司风电营收占大头，综合上网电价略低于其他公司。2025年上半年，公司风电营收占比，光伏占比；三峡能源风电营收占比占比30.22%；龙源电力风电占比88.58%，光伏占比10.63%。2025年上半年公司综合上网电价为0.386元/千瓦时（除税），由于电价较低的光伏占比较高2025714.6730%左右；因海上风电上网电价较高拉高了三峡能源的综合上网电价，2025年上半年为0.410元/（除税价高，拉高了综合上网电价，为0.399元/千瓦时（除税）。横向来看，公司光伏电价具备优势，高于三峡能源、龙源电力。图40：同行业公司营收占比202H1，） 图41同行业公司风电光伏综合上网电（除税（20H1，元/千瓦时）风电光伏其他 风电电价 光伏电价 综合上网电价90%80%70%60%50%40%30%20%10%0%

华电新能 三峡能源 龙源电力

华电新能 三峡能源 龙源电力公司招股说明书，各公司公告，光大证券研究所 公司招股说明书，各公司公告，光大证券研究所价优势，2022-2024年华电新能营收从246.73亿元稳步增至339.68亿元，连续三年实现正增长，2025年上半年营收199.97亿元。由于龙源电力近年逐渐量提升。太阳能光伏产品销量与价格同步下滑，2024年营收大幅缩水至60.39亿元，规模差距持续扩大。图42：同行业公司营业收入对比情况（2022-2025H1，亿元） 图43：同行业公司净利润对比情况（2022-2025H1，亿元） 各公司公告，光大证券研究所 各公司公告，光大证券研究所得益于光伏电价优势及核电资产的稳定投资收益，公司整体盈利水平较为突出。2025年上半年，公司毛利率、净利率分别为50.02%（40.88%、25.57%）、太阳能（49.02%、25.18%），三峡能源（47.06%、28.30%）。ROE（摊薄ROE（摊薄）205RO（摊薄为.%4.51%、4.30%、2.83%。图44：同行业公司毛利率与净利率对比（2025H1，%） 图45：同行业公司ROE（摊）对比（2022-2025H1，%）毛利率净利率 华电新能 龙源电力 三峡能源 太阳能6000% 1400%5000% 1200%4000% 1000%3000% 8.0%2000% 6.0%1000% 4.0%0.0%

华电新能

龙源电力

三峡能源

太阳能

2.0%

2022 2023 2024 2025H1各公司公告，光大证券研究所 各公司公告，光大证券研究所7、盈利预测与估值关键假设营业收入及营业成本预测：1）境内新能源发电业务：未来新能源装机容量变化假设：截至51289.71/备案容量1959.89装机容量在2025-2725较24年年底增长900万千瓦，后续增量预计稍有回落，我们假设25年全年新增1200年每年新增500目丰沛，我们预计25年上半年光伏经历抢装后，风电将成为公司装机重要增量。公司上半年风电新增装机352万千瓦，我们假设公司风电25年全年新增500万千瓦装机容量；26-27年每年新增1000万千瓦。对应25-27年风电、光伏控股装机容量分别为3702、4702、5702万千瓦和4859、5359、5859万千瓦。表16：公司风电、光伏控股装机容量预测（万千瓦）202320242025E2026E2027E新能源总装机量4869686285611006111561YOY38.39%40.91%24.76%17.52%14.91%-风电26613202370247025702YOY19.12%20.35%15.60%27.01%21.27%-光伏22093659485953595859YOY71.90%65.68%32.79%10.29%9.3%公司招股说明书，光大证券研究所预测

影响新能源发电业务营收主要变量的假设小时数逐年下降。2025年为“136号文”落地元年，光伏、风电装机抢装趋势2025利用小时数较20242026、2027年风电、光伏利用小时数降幅收窄。2025年上半年，公司风电、光伏利用小时数分别为1090、596小时，同比分别下降38、49小时。2025年第三季度来风偏弱（全国2025第三季度风电利用小时数同比下降46小时2025年全年风电利用小时数下降至1900（同比下降212小时）；随着绿电消纳问题逐渐解决，我们假设2026及2027年利用小时数下降速度放缓，分别下降5020小时，对应18501830小时。我们预20251100小时（166小时）；2026及2027年分别为1050、1030小时。综合各发电类型装机容量及利用小时数估算，我们预计公司2025-2027年的风703870104421.92%23.67%、19.95%694、858、1029535、563、4亿千瓦时，同比增长73.5%、5.2%、2%，其上网电量为6、4、594亿千瓦时。2022-2024年公司市场化交易电量比例提升，分别为265.91、409.82、543.05亿千瓦时，占上网电量比例分别为51.60%、61.80%、62.29%，压制风电、光伏的上网电价。2025年上半年公司风电、光伏上网电价（除税）大幅下行，分别为0.3810.328元/2024年分别下降2分/3分/千瓦时。我们预计随着电力市场化持续推进，公司2025-27年市场化交易电量比例继续上升，绿电上网电价对应下行；叠加25年上半年抢装影响，风电、光伏2025年上网电价下行显著，预计2026-2027年电价下行将有所放缓。我们假设2025-2027（除税分别为0.3700.3650.360元/千瓦时，光伏的上网电价（除税）0.325、0.320、0.315元/千瓦时。综上，我们预计公司2025-2027年境内新能源发电业务营收分别为427、491、558亿元，同比增长27%、15%、14%。20232024202320242025E2026E2027E利用小时数（小时）-风电21942112190018501830YOY-0.45%-3.74%-1.0%-2.63%-1.08%-光伏13381266110010501030YOY-4.77%-5.38%-1.1%-4.55%-1.90%总发电量（亿千瓦时）673885123814331647YOY27.70%31.50%39.89%15.73%14.96%-风电5095777038701044YOY14.38%13.36%21.92%23.67%19.95%-光伏164308535563604YOY100%87.80%73.55%5.8%7.5%总上网电量（亿千瓦时）663872122014121623YOY28.74%31.52%39.91%15.74%14.96%-风电5025696948581029YOY15.40%13.35%21.96%23.67%19.95%-光伏161303526554594YOY10.5%88.20%73.59%5.8%7.5%/）------风电0.440.40.3700.3650.360YOY-2.22%-9.09%-7.50%-1.35%-1.37%-光伏0.470.360.3250.3200.315YOY-2.6%-2.4%-9.72%-1.54%-1.56%公司招股说明书，光大证券研究所预测影响新能源发电业务营业支出主要变量的假设根据我们的推算，2024年公司风电、光伏单位装机营业支出分别为442、253元/2022-202474%73%、75%（折旧变化），来测算公司营业成本变动水平。2025年风电装机成本预计维持202420%；对应2025年新增风电、光伏单位装机营业支出分别为442元/千瓦、202元/千瓦；对应2025年风电、光伏业务单位装机营业支出分别为442、240元/千瓦。202620272025年水平；对应2026、2027年风电业务单位装机营业成本均为442元/千瓦，光伏业务单位装机营业成本分别为237、234元/千瓦。我们预计公司2025-202728033538954%19%、16%。20232024202320242025E2026E2027E总营业支出（亿元）141182280335389YOY26%29%54%19%16%-风电（亿元）107121163208252单位装机营业支出（元/千瓦）460442442442442存量单位装机营业支出（元/千瓦）442442442当年增量单位装机营业支出（元/千瓦）442442442-光伏（亿元）3561117127137单位装机营业支出（元/千瓦）282253240237234存量单位装机营业支出（元/千瓦）253240237当年增量单位装机营业支出（元/千瓦）202202202公司招股说明书，光大证券研究所预测2）其他业务收入2022-2024年公司主营业务收入占营业收入比例均在99%2024年其他业务收入为2.9亿元，我2025-2027320252台100（上半年投产11台年上半年实现营业收入0.65亿元，上网电量2.82亿千瓦时，对应利用小时数3002025年全年利用小时数10002027年利用小时数4000小时；对应营收分别为4.3、17.3、17.3亿元。因此2025-20277.3、20.3、20.3亿元。毛利润预测综上，我们预测公司25-27年新能源发电业务毛利润分别为147、156、169亿元，其他业务毛利润分别为4、6、6亿元。因此公司25-27年整体毛利润分别为152、162、175亿元。综上，我们预计公司2025-2027年的营业收入分别为435、512、578亿元，同比增长28%、18%、13%；毛利润为151、162、175亿元；对应毛利率分别为35%、32%、30%。20232024202320242025E2026E2027E总体营收（亿元）296339435512578YOY19.84%14.76%27.96%17.70%13.04%-风电219228256314371YOY11.35%4.1%12.64%22.29%18.18%-光伏75109171177187YOY57.31%45.33%56.86%3.6%5.7%-其他2372020总体毛利润（亿元）154157151162175YOY15.04%1.9%-3.45%7.6%7.4%-风电11210793106119-光伏4148545050-其他12466总体毛利率（%）52%46%35%32%30%-风电51%47%36%34%32%-光伏54%44%31%28%27%-其他65%65%60%28%28%公司招股说明书，光大证券研究所预测

盈利预测与估值2024年风电/光伏度电净利润分别为0.112/0.071元/千瓦时。随着新能源市场共同影响下，有所下行；对应风电2025-2027年度电净利润为0.080、0.073、元/0.050、0.040、0.030元/千瓦时。对应风电、光伏净利润分别为55.3、63.0、70.7亿元及26.3、22.1、17.8亿元。截至2519.32年由于核电机组小修，整体投资收益贡献稍有下降；我们假设公司2025222026年年度20262026210020255%，2026年投资收益同比5%21亿元。20273、4号机组进入商业运行后将为公司贡献利润增量，假设3、4号机组年中投产，预计投资收益贡献7500万左右水202722亿元。考虑到其他业务净利润贡献，我们预计2025-2027年公司整体净利润分别为95.399.0101.92024年净利润为94.8088.3193.15%。我们假设公司2025-202788.9、92.5、95.3亿元，折合EPS0.21、0.22、0.23元。20232024202320242025E2026E2027E净利润（亿元）101.494.895.399.0101.9YOY（%）12.25%-6.49%0.4%3.8%2.0%其中：风电74.963.555.363.070.7YOY13.81%-1.2%-1.9%13.99%12.13%度电净利润（元/千瓦时）0.1490.1120.0800.0730.069光伏19.721.526.322.117.8YOY44.21%9.7%22.47%-1.7%-1.5%度电净利润（元/千瓦时）0.1220.0710.0500.0400.030其他6.89.813.713.813.4权益比例94.89%93.15%93.15%93.15%93.15%归母净利润（亿元）96.288.388.992.595.3YOY12.88%-8.20%0.8%4.5%3.0%EPS(元)0.270.250.210.220.23公司公告，光大证券研究所预测31截至2024年末，龙源电力风电控股装机容量3,040.88万千瓦，光伏等其他可再生能源控股装机容量约1,069.83万千瓦。表21：可比公司估值

20242,243.202,426.57万千瓦。2024风电运营装机容量604.27万千瓦。2024量607.60万千瓦。代码公司（）市值(亿元)归母净利润（亿元）PE（X）26/02/0520242025E2026E2027E20242025E2026E2027E001289.SZ龙源电力15.52129763.4564.1268.8375.0620201917600905.SH三峡能源4.11117561.1162.1466.7672.1119191816601016.SH节能风电3.1020013.3010.6512.3