嘉泽新能进军绿色燃料打开成长空间技术优势显著贡献更高盈利

小而美风电运营商，大股东定增完成展现增长信心 5风电：电价下降压力趋缓在手储备充足保障增长 7存量项目：3/4风电位于宁夏、山东，电价下行压力或已逐步释放 7增量项目：在手在建拟建风电项目或超2.5GW，未来几年逐步投产有望保障装机成长 滚动出售存量带补贴电站提高资金周转率 12全球脱碳在即，构筑绿色燃料第二成长曲线 13全球交通领域脱碳在即，绿色燃料需求稳步释放 13航运业：船运减碳加速推进，绿色甲醇加速发展 13航空业：SAF掺混进入强制执行需求或即将释放 17技术路线多重，生物质路线降本空间更大 18绿醇对比：生物质成本更低，降本空间更大 18SAF对比：HEFA成本最低但存在上限，ATJ路线成本略高但供给量更大 19布局绿色燃料新赛道项目建设快速推进 19盈利预测与评级 20风险提示 21图表1：公司股权结构图（截至2025年底） 5图表2：公司2020-2025H1装机结构（万千瓦） 6图表3：公司2020-2025Q1-3收入、归母净利润及ROE表现 6图表4：2021-2025H1主要风电公司年化ROE比较 6图表5：2021-2024年公司各地风电发电量情况（亿千瓦时） 7图表6：2021-2024年公司各地风电电价情况（元/千瓦时） 7图表7：宁夏2025年新能源市场化交易电量及电价 8图表8：2018-2024年宁夏和全国平均火电利用小时数对比（小时） 8图表9：宁夏自治区电力供需平衡表测算 9图表10：截至2025年底公司在建、拟建项目梳理 11图表11：黑龙江2025年新能源结算电价 12图表12：广西2025年电力市场结算电价 12图表13：新能源公司收回补贴情况一览表（单位：亿元） 13图表14：EUETS碳税+FuelEU合规费用 14图表15：EUETS碳税+FuelEU合规叠加成本 14图表16：IMO政策下年度合规费用与实际GHG燃料强度（GFI） 15图表17：绿色燃料介绍 15图表18：到2050年主要机构减碳方案预测 16图表19：到2031年绿色甲醇需求预测（单位：万吨） 16图表20：已获批准的11种SAF生产工艺（截至2025年1月） 17图表21：2030年中国生物质SAF供给上限（万吨） 19图表22：不同生产工艺的SAF价格 19图表23：可比公司估值 21小而美风电运营商，大股东定增完成展现增长信心小而美风电运营商，宁夏起家走向全国。20105年6.6.1%.5（其中分布式光24），12%。2025926。2025年初，公司公告第一大股东博荣益弘（公司实控人陈波）以现金方式全额认购定增股份（总金额约2.1元/.8亿股5年9月底完成，持有公司.9亿股，占公司发行后总股本（截至5年9月6日）的.%。11计划以集中竞价交易方式回购股份，计划回购金额.4.4亿元，回购价格上限.3元/股，充分展现对公司发展的信心。图表1：公司股权结构图（截至2025年底），公司公告 所注：标黄的主体为一致行动人与一般民营企业切入光伏不同，嘉泽新能从成立之初便将风电作为主要投资建设方向，2025H188%。由于风能资源集中，风电项目审批层级较高，且项目开发运作能力要求高（风电需要测风），在新能源发展初期，风电资源多由央企开发，民企则更倾向于发展光伏。公司虽是民企，但自成立以来就将风电作为自身发展的重点，并将宁夏作为开发起点。截至5年6月底，公司拥有并网装机容量.6万千瓦，其中风电.1%.5（光伏主要为分布式光伏）。风电业务的持续发展展现出公司项目运作管理的实力。2021-20247公司作2021-2024年均归母净7，ROE12%以上，我们分析其主要原因在于公司具有更高的市场化管理能力和更为灵活的项目机制。一般而言，民企由于更高的贷款利率和更严格的投资回报率要求，会更加注重项目的前期考察和费用控制，同时更为市场化的管理机制和激励机制也更ROE也高于大多数龙头企业。图表2：公司2020-2025H1装机结构（万千瓦） 图表3：公司2020-2025Q1-3收入归母净利润及ROE表现所 所图表4：2021-2025H1主要风电公司年化ROE比较所存量项目：3/4逐步释放20252GW，主要分布于宁夏、山东、河北、河南、内蒙，其中宁夏、山东风电装机几乎占据公司近/4的份额（电量口径），分析来看：5：2021-2024（亿千瓦时）

图表6：2021-2024年公司各地风电电价情况（元/千瓦时）所 所宁夏风电：-04年公司宁夏风电综合电价维持在.-.7元/千瓦时之间，2021-2023一是宁夏项目建设时间较早，多为贴项目（20182025..5元千瓦时之间。图表7：宁夏2025年新能源市场化交易电量及电价飔合科技公众号 所图表8：2018-2024年宁夏和全国平均火电利用小时数对比（小时）中电联 所当前宁夏136号文承接方案已然出台，明确存量项目机制电价为宁夏燃煤发电基准价，2024年6月1日前投产的集中式平价项目机制电量比例为30%，2024年6月1日起投产的集中式平价项目机制电量比例为10%；增量项目机制电价通过统一竞价形成，竞价上限暂设为0.2595元/千瓦时，下限为0.18元/千瓦时，后续视情况调整，执行期限为12年。70%-90%的电量5年风电结算均价为.97元/至25年10月底宁夏风电装机.8.266%。我们从宁夏首次机制电价竞价结果也能看出电价趋势，首次竞价结果机制电量规模为102亿度，机制电价水平0.2595元/千瓦时，与宁夏的煤电基准价相同，同样充分反映了宁夏新能源项目的电价韧性。展望未来，随着外送特高压投产+未来新增装机放缓，我们预计未来交易电价降幅或有限。2025年8月，宁电入湘外送通道已经投产，其年送电量超360亿千瓦时，其中新能源电量占比超50%，预计将大幅提升宁夏新能源外送能力；除此之外，随着136号文的推进，我们预计未来新能源新增装机或将逐步放缓，受此影响，我们预计未来宁夏地区交易电价下降幅度或有限，项目回报率有望稳健。我们预测宁夏地区电力供需平衡表如下，假设2026-2027年宁夏地区用电量增速维持5%，同时基于对未来两年新增装机的预计及外送通道的增量，我们预计2026-2027年宁夏地区电力火电利用小时数下降幅度有限，电力供需仍然以紧平衡为主。图表9：宁夏自治区电力供需平衡表测算202120222023202420252026E2027E用电量（亿千瓦时）115812501387139014591532.01608.5yoy11.6%7.9%11.0%0.2%5.0%5%5%累计装机容量（万千瓦）621464746956751191201002210724火电3333330433133335334138054069水电43434343464646核电0000000风电1455145714641509155118352118光伏1384158421372624418143364491新增装机容量（万千瓦）2712604825551609902.5702.5火电7-299226464264水电0000300核电0000000风电78274542283.5283.5光伏1872005534871557155155发电量（亿千瓦时）1992212422152235237325932669火电1507161016221602161016861687水电21181720181919核电0000000风电281275294276298330385光伏183221282337446558579净流出83487482884591410611061利用小时数3277334832993090285427092574火电4526485249034820482347204286水电4884418639534634406240624062核电0000000风电1984188920131860194819481948光伏1418148915161414131113111311中电联、国家能源局、中国电建等 所山东风电：2022-2024年公司山东风电电价维持在0.54-0.55元/千瓦时之间，电价较为坚挺，主要因为山东地区市场化交易方案较为友好，2024年之前基本按照90%政府授权合约+10%市场交易执行，即90%电量执行燃煤标杆电价，仅10%按照现货市场价格结算。山东136号文细则延续政策友好性，明确存量项目2025年6月1日前投产的存量新能源项目全电量参与市场交易后,机制电价水平按国家政策上限执行，单个项目机制电量上限原则上与现行具有保障性质的相关电量规模政策相衔接，按照这一政策，基本可以认为山东地区存量新能源项目大比例电量按照燃煤标杆价结算，仅少部分电量参与市场交易，预计或将保障存量风电项目回报率稳定。2.5GW逐步投产有望保障装机成长积极与外部产业资本合作满足各省产业投资需求，公司获取新能源项目的能力强。近年来，公司在获取项目的同时会通过产业基金或者与合作伙伴一起投资满足配套产业要求。这样一方面能拉动当地产业投资，另一方面与其他产业资本合作能降低投资成本，合作共赢。2021211022025（嘉泽新能子公司45/15/10/年项2025-202724/8/年绿色5鸡西市政府将按0万千瓦/3亿元的产业项目投资强度为本项目争取风电预排建设规模，并协助办理选址预审、征地、核准、接入等手续。本项目开工后，按省发改30截至2025年6月底公司拥有在建及拟建风电项目2.2GW，若加上公司2025年底与鸡302.5GW，其主要位于黑龙江、广西、吉林等地。图表10：截至2025年底公司在建、拟建项目梳理地点项目名称规模（万千瓦）状态柳州融水鸡冠岭风电场项目14在建柳州150MW风电项目15拟建柳州融水塘苟山风电场10核准柳州融安仙人堂风电场10核准黑龙江鸡西200MW风电项目20在建黑龙江鸡西200MW风电项目20在建黑龙江鸡西200MW风电项目20在建黑龙江密山200MW风电项目20在建黑龙江密山200MW风电项目20在建黑龙江密山200MW风电项目20在建黑龙江鸡西绿色甲醇项目配套风电项目30合作协议河北200MW风电场工程20在建吉林300MW风电项目30拟建吉林4.4424在建合计25.24所我们分析新增项目盈利如下：按照当前136号文政策导向，新增项目采用竞价模式确定是否进入机制电量以及机制电价，考虑到黑龙江、广西两地风资源较好，且当前风电建造成本较低，我们预计未来项目投产后收益率较高。黑龙江：2025年9月黑龙江发布136号文承接文件，明确存量项目机制电价为0.374元/千瓦时，机制电量妥善衔接现行具有保障性质的相关电量政策，新增项目第一年纳入机制电量与现有新能源非市场化比例衔接，第二年及以后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及用户承受能力等因素确定；竞价上限不得高于煤电基准价，竞价下限初期可按照先进电站造价水平折算度电成本确定。从黑龙江首次竞价结果来看，共277个项目入围，机制电量规模为63亿度，机制电价水平.81元/千瓦时，考虑到近三年风电平均利用小时数约5小时及当前较低的造价，首批项目回报率有望较高。广西：2025年12月广西发布136号文承接文件，明确存量项目已进入电力市场的新能源项目上网电量的50%纳入机制电量，机制电价暂定为0.34元/千瓦时，增量项目首次纳入机制的电量规模适当衔接2024年新能源保障利用小时数，按照全区新能源增量项目年度预测上网电量的40%确定，后续新增纳入机制的电量规模，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，以及用户电价承受能力等因素动态调整；首次新能源增量项目竞价上限暂定为0.36元/千瓦时，竞价下限暂定为0.15元/千瓦时。后续年度竞价上下限水平由自治区价格主管部门在每年竞价公告前另行明确。吉林：2025年10月吉林发布136号文承接文件，明确存量项目机制电量规模衔接省内保障性收购电量，机制电价0.3731元/度，增量项目首次竞价电量规模参考吉林省2025年风电、光伏项目非市场化分配方案统筹制定，第一年比例暂定为40%；机制电价上限为0.334元/度，下限为0.15元/度。.6.0元/兆瓦时；风电项目入围机制电量.6.0元/利用小时数约2280小时及当前较低的造价，首批项目回报率有望较高。图表11：黑龙江2025年新能源结算电价 图表12：广西2025年电力市场结算电价飔合科技公众号 所 飔合科技公众号 所滚动出售存量带补贴电站提高资金周转率20212021司出售.5万千瓦电站，实现投资收益.3亿元，3年公司出售5万千瓦风电和0万千瓦光伏，实现投资收益.1亿元。按照上述交易测算，公司电站出售业务利润可观。分析其原因，一方面带补贴的项目电价水平更高，另一方面公司市场化的管理和更为灵活的项目机制使得公司项目回报率较高，历史平均来看公司风电资本金回报率15%左右，好于当前一般国企所要求的项目收益率6%-8%，在此背景下，公司出售存量电站能够获取回报率差额对应的利润空间。12REITs20263年底公司公告计划以下属风力发电项目作为基础资产开展RITs118MWRITs项目有望在6年落地，为公司带来可观的业绩增量，同时回笼现金流，为后续2026从部8月累计所获补贴甚至远2024我们认为，此次收到补贴有望较大程度上改善企业现金流水平，修复企业估值水平。图表13：新能源公司收回补贴情况一览表（单位：亿元）公司20242025年累计2058/92025年累计收到/2024年2058/9收到/205全年收到累计收到金开新能6.912.49.9190%7.3%太阳能136623.916.2170%7.0%新能源发电晶科科技5.78.916.6166%7.5%云南能投5.913.95.3%林洋能源1.33.062.3177%6.3%生物质发电光大绿色环保20.4各公司公告 所注：202520257-820.64202594日收到补贴情况，其余公司为2025年1-8月收到补贴情况全球脱碳在即，构筑绿色燃料第二成长曲线全球交通领域脱碳在即，绿色燃料需求稳步释放航运业：船运减碳加速推进，绿色甲醇加速发展2050103%，205010%。其二氧化碳排放主要来自船舶燃料燃烧，同时涉及氮氧化物、硫氧化物等污染物。为了实现全球降碳，在航运领域，国际海事组织（IMO）、欧盟等机构均设定了明确的脱碳目标与路径，具体而言：欧盟方面：欧盟Fitfor55一揽子能源和气候立法提案中，将航运业纳入欧盟碳排放交易体系（EUETS）和《欧盟海运燃料条例》（FuelEUMaritime）通过和生效。其中，1）EUETS：所有进出欧盟和欧洲经济区(EEA)港口、总吨位超过5000吨的客船与货船，均需为其排放的温室气体购置并缴纳碳排放配额，2024年40%的碳排放量需纳入ETS，2025年为70%，2026年及之后为100%，未足额清缴配额的缺口面临罚款。2）FuelEUMaritime：2025年1月1日起实施，针对所有在欧盟或欧洲经济区(EEA)内航行且总吨位超过5000吨的船舶，以2020年为基准，逐年降低全年平均燃料温室气体排放强度，2025年、2030年、2040年、2050年分别降低2%、6%、31%、80%，未达标船舶将面临每吨VLSFO能量当量2400欧元的高额罚款，连续两年违规者可能被禁止进入欧洲经济区港口。欧盟政策带来的合规成本较高（且未来预计将持续增加），促使船东使用绿色燃料。根972513992035VLSFO440/VLSFO625/1065520吨的生物甲醇。图表14：EUETS碳税+FuelEU合规费用 图表15：EUETS碳税+FuelEU合规叠加成本氏船级社、电氢燃料化学品公众号所

氏船级社、电氢燃料化学品公众号所另外在国际海事组织方面，2023年7月，国际海事组织海洋环境保护委员会(IMOMEPC)第80届会议推出《2023年国际海事组织船舶温室气体减排战略》，要求各国依据国情，力争在2050年前达成净零排放目标。2025年4月海上环境保护委员会(MEPC)第83届会议(MEPC83)批准了IMO净零框架规则草案，规定自2028年起5000GT以上商船的燃料温室气体排放强度以2008年基准年份逐年下降，对不达标的船舶征收碳税。20251017MEPC12202610罚款标准如下：要求船舶逐年降低年度燃料强度指标（FI），并设置两级FI目标，-0年罚款标准如下：一级合规赤字(FI在.49.CO2/MJ之间)罚款00美元/tCO;二级合规赤字GF9.gC2/MJ)罚款0美元/tCOq，若FI低于.CO2/MJ产生盈余单位U)，可储存两年供其他船舶使用。对该政策进行合规成本测算，其罚款成本高于欧盟政策，若后续净零框架得到通过，将参考DN《50,0DWT化学品运输船的真实案例进行测算，采用纯MO燃油Tr+Tr2弥补单位，TRU的年度成本8至0年始终维持在.3百万美元/年，T2RU的年度成本从8年的.2百万美元/年增至0年的.5百万美元/6T1RU和T2RU单位的MGO燃料费用。图表16：IMO政策下年度合规费用与实际GHG燃料强度（GFI）DNV《2050海事展望》，碳索绿色未来公众号 所LNGLNGLNG动力船舶兼容，但原料收集和处理成本高，规模化供应难度大；中期来看，随着基础设施建设和关键技术突破，绿色甲醇和绿氨将快速发展，其具备较大的减排潜力、成熟的船用技术以及健全的储运体系，预计将成为远洋航运脱碳的重要解决方案。图表17：绿色燃料介绍绿色燃料 介绍绿色燃料 介绍生物柴油以废弃油脂为原料，通过酯交换或催化加氢反应制成。与传统柴油兼容性高，船舶改装成本低，但受原料供应限制，产量有限。LNG有LNG动力船舶兼容，但原料收集和处理成本高，规模化供应难度大。绿色甲醇通过生物质气化耦合绿氢或二氧化碳与绿氢化学合成制取。便于储存运输，港口改造难度小，技术成熟度高，是航运脱碳的核心燃料之一。绿氨 利用绿氢与氮气催化合成能量密度略低于甲醇适合长距离航线但毒性强燃烧特性差，发动机商业化时间较晚，生产成本高昂。中国能源观察公众号、中国石化石科院公众号 所/综合劳氏船级DNV205020%-24%，生物燃料占比达11%-13%，绿色甲醇占比达到9%-12%。总的来看，主流机构测算生物燃料占比类似（10%-15%之间），但对于甲醇和氨能的预测存在较大差异，未来或主要取决于降本速度、安全性等，目前没有明确领跑者。图表18：到2050年主要机构减碳方案预测DDV 121%，液化天然气(LN和液化石油气(LP)燃20402050比或将下降IENA 25043171%，其他燃料占比30%美国船级社 2050年传统化石燃料的市场份额预计将下降到15%，绿色甲醇占比42%，氨的使用量将增加33%IEA 250443%RohnKuar团队 氢-氨甲醇三足鼎立的燃料组合是兼顾环境目标与技术可行性的最优解9%、LN(7)205024%，以电制甲醇为主的电子燃料占2002%(19)(1%(约减碳方案预测机构毕马威《绿氨行业概览与展望》等 所20251231（包括已投运、订单/在建/改造的船舶）总数已达439艘，相较于年初甲醇燃料船舶布局数量300艘增加了约140艘，同比增加了约47%。其中，2025年底处于订单/在建/改造状态的船舶高达334艘，占全球已布局的甲醇燃料船舶总数的76%，或意味着2026-2029年为甲醇动力船舶需求释放的集中年份，十五五期间绿色甲醇需求有望大幅释放。全球甲醇年需求量有望超1100万吨。439.35艘已投运船舶甲醇燃料年需求为.1%4艘船舶订单甲醇燃料年需求高达.2762030图表19：到2031年绿色甲醇需求预测（单位：万吨）香橙会氢能数据库 所航空业：SAF在航空领域降碳政策主要包括欧盟RFEUvtin可再生航空燃料法规和国际民航组织CRSIA的要求，其中：欧盟RFEUvtin可再生航空燃料法规：政策要求5年开始，所有在欧盟2%的可持续航空燃料，203070%。若航空公司/SAF2×每年航空燃料平均价格×未装罐数量；对航空燃料供应商罚款=2×（SAF年均价-航煤年均价）×不符合最低配额的航空燃料数量；国际航空业碳抵消与削减机制(CORSIA)：2027年开始强制要求，针对国际航空承运人（即执飞国际航班的航空公司），其运营的国际航空活动产生的碳排放需纳入机制，以2019年的国际航空排放量的85%为基准，航空公司当年的国际航空排放量若超过基准线，需对超出部分购买碳信用额度，2026年首笔符合CORSIA标准的信用价格为18.5美元/吨。SAFSAF（成为现阶段解决航空碳排放问题的主要方案。当前HEFA法(加氢处理酯SAFFT)和醇喷技术（tJ）有望逐渐从示范阶段进入商业化运营阶段，电转液技术Pt)还处在初期试验阶段。图表20：已获批准的11种SAF生产工艺（截至2025年1月）技术路线缩写原料来源最高掺混比例费托加氢合成石蜡煤油FT煤、天然气、生物质50%由加氢酯和脂肪酸合成石蜡煤油HEFA植物油、动物油脂、餐厨废油(地沟油)50%发酵糖加氢合成异石蜡SIP用于制糖的生物质10%非石油来源的轻芳烃烷基化合成含芳烃的煤油

FT-SKA 煤、天然气、生物质 50%乙醇制航空燃料合成石蜡煤油 ATJ-SPK 生物质基乙醇、异丁醇和异丁烯 催化水热裂解喷气燃料 CHJ 植物油、动物油脂、餐厨废油(地沟油) 由烃类加氢酯和脂肪酸合成石蜡煤油 HC-HEFA-SPK 藻类 含芳烃的合成石蜡煤油 ATJ-SKA 生物质中的C2-C5醇 /5%传统炼油厂中酯和脂肪酸的共加氢加工 植物油、动物油脂、与石油共处理过植物油产生的餐厨废油5%费托烃在常规炼油厂的共加氢处理 与石油共处理的费托烃 5%与HEFA共处理 3060公众号，北京市朝阳区能源与交通创新中心《中国可持续航空燃料中长期发展的关键问题与建议》，华源证券研究所4年全球F供应量约0ITA预计5年F需求跃升至200（25据yNRGICF的预测，预计0年全球F需求达到00万吨（超0家航空203010%SAF1300），2050SAF.6亿吨；若政策加速落地，需求将增至.2亿吨。技术路线多重，生物质路线降本空间更大绿醇对比：生物质成本更低，降本空间更大从技术路线来看，满足欧盟绿色甲醇要求的生产路线包括生物质制甲醇、生物质耦合绿氢制甲醇、电制甲醇，其中生物质制绿醇的生产成本较低，且理论上能做到更低的碳排放。绿氢+CO2CO2成本、绿氢成本、工程成本及其他成本等。绿电制甲醇的主要成本是绿电制氢，而绿电制氢主要成本来自于电价。随着风电、光伏技术降本，绿电成本已经大幅下.2元/W0元/8元/吨.5元/W0元/本则需要依赖电解槽等设备的成本下降。生物质气化制甲醇：将生物质（秸秆、木屑、稻壳等）置入气化设备生成粗气化气，质成本0元/t.2元/h5元吨，低于绿电制氢。其中主要成本项为生物质以及固定成本，其次为氧气成本和绿电成本。1000800600/t34002980、2560/t。随着项目投资增加，固定成本也有进一步下降的可能。0元/t.2元/Wh0元从经济性的角度看，生物质制绿色甲醇具备竞争优势。绿醇的生产成本主要包括氢气、.2元/kW)估算，其总生产成本为8元/t。在生物甲醇中，在生物质成本0元/t、绿电成本.2元/Wh3825/t，在经济成本上，生物甲醇具有一定竞争优势。SAFHEFAATJ作为当前SAF领域最成熟的技术路线，加氢处理酯和脂肪酸（HEFA）以废弃油脂、植物油为原料，凭借成熟的工艺体系实现了成本优势。这一经济性使其占据全球SAF路线的供给存在刚性上限，全球废弃油脂年供应量仅约4000万吨，SAF5%-8%的需求，且原料需同时供应油脂化工等其他行业，叠加回收分散、杂质处理难度大等问题，进一步制约了产能释放。ATJHEFA，但原ASTM标准的航空燃料，不与粮食生产竞争，供给潜力显著。图表21：2030年中国生物质SAF供给上限（万吨） 图表22：不同生产工艺的SAF价格洞见研报行业前沿公众号 所 060公众号北京市朝阳区能源与交通创新中《国可持续航空燃料中长期发展的关键问题与建议华源证券究所布局绿色燃料新赛道项目建设快速推进根据公司公告，20255月公司成立（95%，公司实控人之一5%）2个子公20255月成立的黑龙江嘉益荣源绿色化工有限公司20257月成立的吉林益荣源绿色化工有限公司。1960黑龙江：根据公司公告，公司在鸡西市投资建设绿氢醇航油化工联产项目，规划产能可45万吨绿色甲醇、15万吨绿色乙醇、10万吨绿色航煤，其中一期项目计划2025-202724/年绿色甲醇、8/5。根20265202710装工作，进入调试运行阶段，并计划于2027年底启动生产。81吉林嘉益荣源投资的吉林省敦化市绿氢醇化工联产项目获备204/年乙醇。乙醇发酵产生15/202642027年12月竣工。公司采用绿色乙醇与绿色甲醇联产工艺，能源利用效率更高，项目成本较低。2025年，国内首套绿色乙醇湿法联产绿色甲醇