华电新能风光蓄势双碳护航价值

目录TOC\o"1-2"\h\z\u华电团新业务最整合一平台 6公司是华电系新源整合平台 6规模稳步增长现流改善 8资产模扩快优资源备丰富 公司风光资产规扩张快 公司资产集中在质风光资源区域 12集团和公司资源备丰富 13机制价托利碳助价值现 17风光电价普遍承压 17多地机制电价涨价保障项目盈利 17现货市场逐步完善助力供需改善 19双碳体系完善助清洁能源可持续发展 21盈利测和23图表目录图1：公司股权结构图（截至2026年一季报） 6图2：截至2025年末公司装机容量（单位：万千瓦） 6图3：2025年末公司控股装机结构 6图4：截至2025年末公司各地区装机分布占比 7图5：2022-2025年公司发电量（亿千瓦时） 7图6：截至2025年末公司发电量结构 7图7：公司营业收入及增长率 8图8：公司归母净利润及增长率 8图9：2020-2025公司主营业务收入结构（单位：亿元） 8图10：2025年公司主营业务收入结构 8图11：公司毛利结构（单位：亿元） 9图12：公司风光业务毛利率（单位：%） 9图13：公司经营活动产生的现金流 10图14：公司各项费用率 10图15：公司资产负债率（%） 10图16：公司历年风电和光伏装机规模（万千瓦） 11图17：公司各业务和整体市占率（以装机规模计） 11图18：公司风电光伏利用小时数（单位：小时） 12图19：2024年公司风电各省装机和利用小时数 12图20：2025年公司主要装机地区风电利用小时相对全国平均普遍较高 12图21：2024年公司光伏各省装机和利用小时数 13图22：2025年公司主要装机地区光伏利用小时相对全国平均普遍较高 13图23：公司历年平均上网电价（元/千瓦时，不含税） 17图24：公司历年度电成本（元/千瓦时） 17图25：公司装机省份分布 18图26：甘肃风光结算电价 20图27：历年绿证交易量 22图28：全国单独交易绿证价格 22表1：华电集团旗下各上市公司定位 14表2：公司在建项目情况 15表3：公司核准/备案批复规模及重点项目进展 15表4：136号文主要内容 17表5：历年部分省份机制电价对比（元/千瓦时） 18表6：电力市场1+6基础规则体系相关政策 19表7：非化石能源电力消费核算指南主要内容 21表8：公司主要假设 23表9：公司营业收入/拆分 24表10：可比公司估值 24华电集团新能源业务最终整合的唯一平台32（45.22%26.78%，公司的实际控制人为国务院国资委。图1：公股结图截至2026一报） 20259737.92876.2万千瓦，同比增加41.92%。其中公司风电装机规模4251.3万千瓦，占公司全部装机的44%。光伏装机5286.6万千瓦，占公司全部装机的54%。其他200万千瓦。公司参股持有核电权益装机约285万千瓦。图至2025年公装机（位万瓦） 图3：2025末司装机构 12,00010,000

其他,2%8,0006,000

风电,44%4,0002,000

光伏,54%02022

2023

2024

2025风电装机容量 光伏装机容量20256%4%32（202522%10%6%6%、5%，充分显示了公司多元化区域配置的特点。图4：至2025年末各地装分占比 新疆,22%其他,50%

云南,5%

内蒙古,10%四川,6%山东,6%公司公告20222025终占据较大份额，且呈增长态势。2025年公司风电发电量637.88亿千瓦时，同比增加10.57%。光伏发电量迅速增加，2025年公司光伏发电量为473.4亿千瓦时，同比增加53.89%。从2025年的发电量结构看，风电占比55.6%，光伏占比41.3%。公司发电量主要由风电和光伏构成，其中风电占比更突出，近两年光伏增长较快。图5：2022-2025年发电（千时） 图6：至2025年末发电结构 0

35.4835.48473.4307.63163.5581.82445.359576.92637.88509.02022 2023 2024 2025风电发电量 光伏发电量 其他

光伏发电量,41.3%

其他,3.1%

风电发电量,55.6%规模稳步增长现金流改善公司营收规模稳步增长。2025389.80亿元，较2024年同比增14.76%202572.63亿元，同比下降17.76%2025年2025150.5837.66%2025年公司风电和光伏的发电量分别同比增加0.5%和53.8%%，光伏同比增加37.66%，电价下降影响收入和利润表现。2026年一季度，公司实现营业收10610%2129%，电价和消纳的压力使得公司业绩承压。图7：公营收及长率 图8：公归净润增长率 0

2020A2021A2022A2023A2024A2025A2026Q1

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

0

2020A2021A2022A2023A2024A2025A2026Q1

100%80%60%40%20%0%-20%-40%营业收入（左轴，亿元） 增长率（右轴，%） 归母净利润（左轴，亿） 增长率（右轴，%）2020125.832025224.84亿元，虽然近几年增速放缓，2025年由于风况一般有略微下滑，但始终是营收基本盘。2025年公司风电营业收入224.84亿元，占总营收的57.7%。光伏发电业务增长更为突出，2020年34.70亿元起步，到2025年跃升至150.58亿元，复合增长率达到34.12%。2025年公司光伏营收150.58亿元，占比提升至图9：2020-2025公营业收结（位亿）图10：2025年司业务入构 0

2020A 2021A 2022A 2023A 2024A 2025A风力发电 光伏发电业务 其他业务

光伏发电业务,38.6%

其他业务,

3.7%风力发电,57.7%3.7%ifund，公司公告 ifund，公司公告同样，风电也是毛利核心来源。风电业务毛利规模2020-2023年从65.59亿元增长至12.18224年回落至16.80025年由于风电价格下降毛利继续回落至9.54亿元。光伏业务毛利规模持续攀升，2020202519.6059.44亿元，202052.13%202539.82%202056.47%202539.47%。毛利率下降主要是电价下行幅度大于成本下降幅度，补贴退坡后，风电光伏全面转向市场图司利构位：元） 图12：司光务率（位：%） 0

2020A 2021A 2022A 2023A 2024A 2025A风力发电 光伏发电业务

65605550454035302020A 2021A 2022A 2023A 2024A 2025A风力发电 光伏发电业务ifind，公司公告 ifund，公司公告2022298.05年184.7638.01%2023-2025185亿回升至2025年的318亿元，2024和2025年公司经营活动现金流净额同比分别上升30.79%31.73%202659图13：司营动的现流 3503002502001501005002020A 2021A 2022A 2023A 2024A 2025A 2026Q1经营活动产生的现金流量净额（亿元）公司的财务费用率呈下降趋势，管理费用率有波动。公司管理费用2020年为5.24亿，15.74亿。2026年公司管理费用有所控制，2026Q13.55%20250.49pct。2020年的18.68%逐步降至2026年一季度的14.39%。公司资产负债率整体处于较高水平。2020年末公司资产负债率为75.92%，随后在2021年末和2022年末有所下降，22-24年公司的资产负债率是整体小幅上升的趋势。202570.35%2024体呈现出在70%以上区间波动的态势。原因主要是公司在22年以来一直处于资产规模高速扩张的阶段，公司在保持资产规模扩张的同时，也在控制资产负债率和融资成本。图14：司项用率 图15：司产债（%） 5%4%4%3%3%2%2020A2021A2022A2023A2024A2025A2026Q1

20% 7719% 7618% 7517% 7416% 7315% 7214% 7113% 7012% 6911% 6810% 67管理费用/营业收入 财务费用/营业收入（轴）资产规模扩张快优质资源储备丰富务均实现显著增长。风电装机从2022年的2234万千瓦逐步提升至2025年的4251万1285万千瓦快速增长至20255287年风cagr24%60%。尤其是光伏的装机规模迅速增长，2024年光伏装机规模反超风电，展现出光伏业务的强劲发展动力。图16：公司历年风电和光伏装机规模（万千瓦）52874251528742513659320226612234220912852005000400030002000100002022

2023风电 光伏 其

2024

2025公司公告公司新能源的市占率同样在不断提升，尤其是光伏的市占率。公司风电市占率保持在6%左右的稳定水平，2025年回升至6.64%。光伏市占率从2022年的3.27%持续攀升至2025年的4.40%，增长趋势明显。整体市占率也从4.64%提升至5.18%，稳中有升的态势体现了华电新能在新能源市场的竞争力不断增强，其在风电和光伏领域的布局成效逐步显现。6.64%6.11%6.03%6.15%5.18%6.64%6.11%6.03%6.15%5.18%4.13%4.40%3.273.62%%7%6%5%4%3%2%1%0%风电 光伏 整体2022 2023 2024 2025公司公告平。平。能发电业务平均利用小时数分别为14051338126611851337小时、1286小时、1211小时和1088小时。公司光伏业务平均利用小时数高于全国600020252025年光伏利用小时数相比全国平97发电业务平均利用小时数2022-2025年分别为2204小时、2194小时、2112小时及19826000（同期分别为2221小2225小时、21271979小时区布局光伏装机，具备光伏利用小时数的优势，风电利用小时数也能较好匹配全国平均水在光伏发电方面，20222025图18：司电伏小时（位小） 2221222522212225212719792204219421121982140513381211108812661185风电光伏风电光伏全国6000千瓦以上电厂公司22002000180016001400120010002022 2023 2024 2025公司公告（2190万千瓦（1020万千瓦等三北地区占据显著份2025图19：2024年司各省机利小数 图年司要机地风利小时相对国均遍高 0

350030002500200015001000500甘肃河北宁夏湖南云南四川山西广东福建陕西广西河南青海江苏安徽重庆吉林浙江湖北辽宁江西贵州

0

2,5002,0001,500新疆内蒙古四川山东新疆内蒙古四川山东云南江苏河北甘肃贵州山西湖北浙江宁夏黑龙江陕西广东青海湖南福建5000风电各省装机（万千瓦） 风电各省利用小时数（右轴；小时）

公司该区域利用小时-全国利用小时数（风电；h）公司区域装机规模(右轴；万千瓦)公司公告 公司公告，中电联2025152小时、216小时、10小时、134小时。既充分发挥了集中式光伏在资源富集区的规模优势，又彰显了分布式光伏在负荷中心图21：2024年司各省机利小数 图年司要机地光利小时相对国均遍高 500

18001600140012001000800600400200云南湖北江苏四川河北甘肃贵州浙江青海山西陕西天津宁夏西藏安徽福建海南广西江西湖南重庆上海北京吉林辽宁

0

2,5002,0001,500新疆内蒙古四川山东新疆内蒙古四川山东云南江苏河北甘肃贵州山西湖北浙江宁夏黑龙江陕西广东青海湖南福建5000光伏各省装机（万千瓦） 光伏各省利用小时数（右轴；小时）

公司该区域利用小时-全国利用小时数（光伏；h）公司区域装机规模(右轴；万千瓦)公司公告 公司公告，中电联公司是华电以风光为主的新能源业务最终整合唯一平台，有望充分受益于集团资源倾2025年月31日，公司控股发电项目装机容量9,737.91万千瓦其中风电4,251.30万千瓦光伏发电,. 万千瓦其他万千瓦在集团新能源业务板块中占据核心地位且集团还有着丰富的新能源资源储备与业务发展潜力，华电新能在新能源领域的发展有望持续获得集团在资产整合、资源调配等方面的大力支持。定位控股装机容量（定位控股装机容量（2025集团持股比例上市平台（截至2026年一季报）华电国际 华电集团45.63%华电能源 华电煤业59.79%；电集团21.51%黔源电力 华电集团15.89%华电辽能 华电集团20.92%

公司控股装机容量为7,792.4288万千瓦。主5,438发电控股装机2,107.2708万千瓦，水力发电245.9机1.258万千瓦。641.231.75%。397.31电站装机容量为323.35机容量为73.96万千瓦。截至2025年12276.2522650.25（2.5风电离网制氢一体化项目。

电等多种类型机组。黑龙江省最大热电联产企业（和清洁能源开发热力生产企业华电科工 华电科工集团63.07% - 工程整体解决方案供应商国电南自

华电集团南京电力自 -动化53.77%

备及整体解决方案华电新能

45.2226.78各公司公告

9,737.914,251.305,286.60万千瓦，其他200万千瓦。

中国华电风力发电、太阳能发电为主的新能源业务最终整合唯一平台6,0001,6001,520已取得国家能源局关于电源方案批复，220万千瓦风电、380万千瓦光伏、10和200清洁能源基地项目规划装机容量1,774州、江苏等地也有不同规模的储备项目，为公司后续发展提供了有力支撑。50K5630H17#45万千瓦海上风电项目已取得核准，江苏盐城60万千瓦海上风电项目、海南CZ1-16034（×1,251兆瓦202220236号机组（规划容量2×1,215兆瓦）已获得核准批复文件，高质量推动施工准备工作。“全国一体化算力网络”和林格尔数据中心集群绿色能源供给示范项目、内蒙古通威硅能源绿色供电项目、内蒙古中车商都产业园绿色供电项目、内蒙古包头达茂旗零碳产业园绿区域 规划装机容量（万千瓦）表2：公司在建项目情况区域 规划装机容量（万千瓦）甘肃 约510万千瓦内蒙古 约400万千瓦云南 约200万千瓦新疆 约183万千瓦广东 约147万千瓦山东 约128万千瓦贵州 约128万千瓦江苏 约110万千瓦河北 约74万千瓦黑龙江 约70万千瓦公司公告区域批复规模重点项目进展青海约1,784万千瓦区域批复规模重点项目进展青海约1,784万千瓦1,774（5001,000264101500，已取得国家能源局关于电源方案批复，全部电源类型均已取得核准备案文件，积极推动各项前期工作甘肃约610万千瓦甘肃腾格里河西清洁能源基地项目规划装机容量1,520万千瓦（其中风电400万千瓦、光伏700万千瓦、配套常规电源400万千瓦、光热20万千瓦，配套储能200万千瓦/400万千瓦时，已取得国家能源局关于电源方案批复，22038010热和200万千瓦配套常规电源已取得核准备案文件并完成对应规模投资决策内蒙古约550万千瓦1,600（400800400125/500关于电源方案批复，风电、光伏和配套常规电源均已取得核准备案文件并完成项目整体投资决策，基地光伏先导一期项目、二期项目已投产并网，配套常规电源已开工建设，其余部分按计划稳步推进四川约238万千瓦-江苏约225万千瓦-山东约208万千瓦-新疆约190万千瓦-贵州约189万千瓦-河北约185万千瓦-浙江约140万千瓦-公司公告机制电价托底盈利双碳助力价值发现公司历年平均上网电价呈下降趋势。2022-2025年风电从0.45元/千瓦时降至0.36元/0.6元/0.32元/千瓦时。风电的价格下降主要是新增的风电项202120220.27元/20250.2元/千瓦时，单位成本的下降也是上网电价下降的因素之一。图司年均电元/千时不含 图24：公历年电本（元千时）税） 0.650.60.550.50.450.40.350.30.250.2

0.60.60.450.470.440.40.360.360.322022 2023 2024 2025风电 光伏

0.2900.2700.2500.2300.2100.1900.1700.150

2022 2023 2024 2025风电 光伏公司公告 公司公告多地机制电价涨价保障项目盈利4：136

2025年2月9（以下简称136号文），是我国新能源行业从格，逐步减少对补贴政策的依赖。136号文打破了传统的新能源电价补贴模式，加速了行业向市场化的迈进，促使新能源企业主动适应市场竞争，从依赖政策补贴转向依靠技术创责任公平承担

推动新能源上网电量参与市场交易健全中长期市场交易和价格机制价格市场形成健全中长期市场交易和价格机制价格市场形成2025年6月1日以前投产的新能源存量项目：机制电价，按现行价格政策执行，不高于当地煤电基准价。执行期限，按照现行相关政策保障期限确定。总体思路区分存量增量2025年6月1日起投产的新能源增量项目：责任权重完成情况，以及用户承受能力等因素确定。12确定，入选时已投产的项目按入选时间确定。政策统筹协调坚持统筹协调，行业管理、价格机制、绿色能源消费等政策协同发力，完善电力市场体系，更好支撑新能源发展规划目标实现。国家发改委

2026136号文的细则正式文年。存量项目的盈利能力相对更有保障。20272026年均有所上升。以甘肃为例，2025、2026年甘肃风光全部按下限0.1954元/kWh中标，行业低价内卷；2027上半年陆上风电中标价抬至0.244元/kWh、光伏贴近上限0.2447元0.2447元/kWh、下限0.1954元/kWh，通过价格区间约束，规避非理性低价恶性竞争。表5：历年部分省份机制电价对比（元/千瓦时）云南新疆甘肃风电光伏风电光伏风电光伏2025年0.3320.330.2520.2350.19540.19542026年0.3350.3290.210.150.19540.19542027年第一批0.33510.3310.230.2590.2440.2447北极星电力市场网

从公司装机地域结构来看，新疆装机占比达22.49%，为第一大装机省份，同时甘肃、云南装机分别占4.09%、5.13%，三地合计装机权重较高。公司核心风光装机集中在本次光业务盈利水平改善。装机省份分布其他,31%山西,3%贵州,3%甘肃,4%河北,4%江苏,4%

新疆,22%内蒙古,10%四川,6%山东,6%云南,5%2024 2024 中国电力 全国统一电力年11月 企业联合 市场发展规划会 蓝皮书电力 2020市场 年6月1+6 2025基础 年12月规则明确了全国统一电力市场发展的“路线图”和“时间表”，即2025年初步建2029203520252029发改委、电力中长期交从市场准入退出交易组织价格机制安全校核市场监管和风险防控等能源局易基本规则 面进行补充、完善，丰富了交易周期、交易品种和交易方式。国家发展电力中长期市构建了一个完整“市场生体系新增“市场成员（确权利与义务、改革委、场基本规则 “风险防控及争议处理法律责任等独立章节涵盖了市场主体交易标制、运营监控、风险处置等市场全要素公司公告现货市场逐步完善助力供需改善“十四五”期间，全国统一电力市场的顶层设计与基础规则体系得以逐步明确。到2024年11月，国家能源局、中电联等单位印发的《全国统一电力市场发展规划蓝皮书》明确了建设目标，即2029191N”基础规则体系里的“1”；之后，又围绕电力市场运作的核心部分与关键环节，陆续编制出台了6项配套规则。截至2025年7月，国家发改环节的“1+6”基础规则体系初步构建完成。表6：电力市场1+6基础规则体系相关政策类型 时间发布单位文件名 主要内容国家发展2025（区域关于加快建设 市场协同运行电力中长期现货辅助服务市场一体化设计联合运营跨2022改革委、全国统一电力 省跨区资源市场化配置和绿色电力交易规模显著提高有利于新能源储能等年1月国家能源市场体系的指 发展的市场交易和价格机制初步形成到2030年全国统一电力市场体系基顶层局导意见 本建成，适应新型电力系统要求，国家市场与省（区、市）/区域市场联合运设计国范围内得到进一步优化配置。体系局2023年9月国家发改委、国家能源局电力现货市场基本规则（试行）（（场与相关市场的衔接。2024年1月国家能源局电力市场信息披露基本规则集、整理和分析上的工作量。2024年5月国家发改委电力市场运行基本规则调整有关市场范围、运营机构、交易主体表述。完善市场成员、市场交易类型相关表述。完善电能量、辅助服务交易等定义和交易方式。2024年9月国家能源局电力市场注册基本规则重点对注册基本条件、注册申请、信息变更、市场注销、异议处理、监督管理等做出规定。2025年4月发改委、能源局电力辅助服务市场基本规则服务市场体系。2025年7月发改委、能源局电力市场计量结算基本规则解决了各地计量管理要求不规范、单位不统一、流程衔接不顺畅、电网企业与交易机构职责界面不明确、电费结算不及时等问题国家发改委，国家能源局，中国政府网等2025429日发布的关于全面加快电力现货市场建设工作的通知，要求湖北电力现货市场要在2025年6月底前、浙江电力现货市场要在2025202662025年底2025现货市场要启动连续结算试运行，京津冀电力市场要创造条件启动模拟试运行，现货市场进程明显提速。结合甘肃月度风光结算电价数据来看，对比2025年，2026年1-5月省内光伏、风20262有所修复外，其余月份光伏电价持续处于相对偏低区间，风电均价同样较去年常态水平有图26：甘肃风光结算电价250200150100502025年1月2025年2月2025年3月2025年4月2025年2025年1月2025年2月2025年3月2025年4月2025年5月2025年6月2025年7月2025年8月2025年9月2025年10月2025年11月2025年12月2026年1月2026年2月2026年3月2026年4月2026年5月甘肃光伏结算电价（元/兆瓦） 甘肃风电结算电价（元/兆瓦）甘肃众城能源6月1（试行建省级—地市—电力用户三级分层核算体系，配套明确责任分工与落地机制。省级层面由国家发展改革委、国家能源局组织开展核算，地市层面由省级能源主管部门组织开展政策 细则表7：非化石能源电力消费核算指南主要内容政策 细则三大核心核算原则统筹衔接加强与能源统计、碳排放核算等制度衔接，统筹考虑物理连接、电能量交易、绿证绿电交易等因素，分类明确非化石能源电力消费认定规则和省（自治区、直辖市，下同）市（地级）两级、电力用户核算方法稳妥有序结合电力市场、绿证市场等建设，稳妥有序推动核算规则由以电能量交易为基础向电能量交易与绿证交易并行转变。试行过程中按年核算，后续研究探索缩短核算周期。科学合理优先基于物理连接、市场交易等方式开展直接认定，无法直接认定的合理分摊，做好省间和地级行政区域间非化石能源电力消费核算增减平衡、避免重复计入。确认非化石能源电力归属方式 明确物理认定、交易认定、分摊认定三大非化石能源电力归属方式，覆盖全部电量场景。确认非化石能源电力归属方式 明确物理认定、交易认定、分摊认定三大非化石能源电力归属方式，覆盖全部电量场景。构建省级—地市—电力用户三级分层核算体系，配套明确责任分工与落地机制。政策构建分层核算体系 层面同步打通电能量交易、绿证交易、碳排放核算三大核心政策通道，实现与可再生能源纳权重、碳排放双控、碳排放统计核算等政策全面衔接。国家能源局

724权威统一的绿证价格监测体系落地成型。绿证是指可再生能源绿色电力证书，是我国可再走势直观反映绿色电力市场发展态势，是引导可再生能源扩量提质、稳健发展的风向标、晴20266181.023.2%。通过对市场价格信息的系统化监测与量化，将零散的绿证交易价格整合为清晰可追踪的价图27：年证易量 图28：国独易价格

9.39.31.10.10.62022年 2023年 2024年 2025年绿证交易量（亿个）

75.964.055.964.051.295432102024 2025 2026全国单独交易绿证价格（元/个）国家能源局 国家能源局盈利预测和估值2026-2028461.07498.27517.6718.3%、8.1%、3.9%61.16/64.44/70.57亿元人民币，对应增速分别-15.8%/5.4%/9.5%。2026-20285003002005002002026年预计风电光伏利用小时仍会因为新能源大量集中上网而受26-27272026-2028年每年风电的利用小时数同比上年分别-1002502502026年的上网电价仍会受到新能源大量上网的影响略有下降，随着风电光伏装机放缓预计27-28年电价变稳定，预计公司风电上网电价2026-2028年分别比上年变化-0.04-0.002和+0.001元/-0.04、-0.002、+0.001元/千瓦时。同时预计公司2026-2028年的单位成本不变。项目202420252026E项目202420252026E2027E2028E装机容量（万千瓦）风电装机容量3202.54251.34751.35051.35251.3光伏装机容量3659.35286.65986.66486.66686.6其他200.0200.0200.0200.0合计6861.79737.910737.911537.911937.9利用小时数（h）风电2112.01982.01882.01907.01907.0光伏1266.01185.01035.01060.01060.0发电量（亿千瓦时）风电发电量576.9637.9894.2963.31001.4光伏发电量307.6473.4619.6687.6708.8其他35.535.535.535.5合计884.61146.81549.31686.31745.7上网电量（亿千瓦时）风电569.1627.0878.6946.5984.0光伏302.7465.9609.6676.5697.4其他33.533.533.533.5合计871.81126.41521.81656.61714.9厂用电率风电1.4%1.7%1.7%1.7%1.7%光伏1.6%1.6%1.6%1.6%1.6%其他5.8%5.8%5.8%5.8%合计1.4%1.8%1.8%1.8%1.8%电价（元/千瓦时）风电0.400.360.320.320.32光伏.....聚源数据项目202420252026E2027E2028E项目202420252026E2027E2028E营业收入（亿元）风电227.64224.84281.17301.00313.90光伏108.98150.58170.70188.07194.56其他2.889.219.219.219.21合计339.50384.63461.07498.27517.67营业成本（亿元）风电120.61135.30189.61204.26212.35光伏61.4791.14119.26132.34136.42其他1.006.846.846.846.84合计183.08233.28315.71343.44355.61毛利（亿元）风电106.8090.4191.5696.74101.55光伏47.9157.9451.4455.7358.14其他1.882.372.372.372.37合计156.59150.73145.37154.84162.07度电毛利（元/千瓦时）风电0.190.140.100.100.10光伏0.160.120.080.080.08聚源数据2027E 2028E2026E2025A2028E2027E 2028E2026E2025A2028E2027E2026E2025A证券代码PE归母净利润（亿元人民币）总市值（）截至证券简称

2026-2028461.07498.27517.6718.3%、8.1%、3.9%61.16/64.44/70.57亿元人民币，对应增速分别-15.8%/5.4%/9.5%pe27/25/23PE31、27、23PE估值相对行业平均较低，给予“增持”评级。600905.SH 三峡能源 1,063.5 37.1 38.9 44.0 49.0 29 27 24 22601016.SH 节能风电 221.2 6.9 6.8 8.2 10.0 32 32 27 22000875.SZ 电投绿能 179.9 5.1 5.5 6.0 7.1 35 33 30 26行业平均 32 31 27 23600930.SH 华电新能 1,631.0 72.6 61.2 64.4 70.6 22 27 25 23（wind）风险提示快速增长进一步加剧电量平衡压力，若电力需求增速不及预期，可能导致部分区域电力消纳难度上升。公司虽聚焦跨区外送基地项目和优质风光资源以提升消纳能力，但仍面临东部等装机密集区域电量过剩、交易电价承压的风险。电价，增量项目需参与竞价，若未能精准把握市场节奏，可能导致收益稳定性下降。或政策调整，可能导致公司现金流周转不畅，影响资金周转效率。合并损益表

财务摘要百万元202420252026E2027E2028E营业总收入33,96838,98046,10749,82751,767营业收入33,96838,98046,10749,82751,767营业总成本25,53231,67840,80443,93645,874营业成本18,30823,54131,57134,34435,561税金及附加390506599647672销售费用00000管理费用1,3671,5741,8231,9962,070研发费用00000财务费用5,4666,0586,8116,9497,571其他收益538639639639639投资收益1,6872,1612,1612,1612,161净敞口套期收益00000公允价值变动收益01000信用减值损失-93-24000资产减值损失-165-824-700-80053资产处置收益-4-6-6-6-6营业利润10,3979,2497,3987,8868,741营业外收支93-13000利润总额10,4909,2367,3987,8868,741所得税1,0101,1177858591,004净利润9,4808,1196,6127,0277,737少数股东损益649857496583679归母净利润8,8317,2636,1166,4447,057聚源数据合并现金流量表百万元202420252026E2027E2028E净利润9,4808,1196,6127,0277,737加：折旧摊销减值13,31316,86219,40121,85422,765财务费用5,4245,9996,8116,9497,571非经营损失-1,822-2,298-2,156-2,156-2,156营运资本变动-3,2621,4449,027-9,548-11,307其它1,1251,729000经营活动现金流24,16431,83139,69524,12624,610资本开支71,47875,31140,00030,00030,000其它投资现金流-3,347-6842,1562,1562,156投资活动现金流-74,826-75,995-37,844-27,844-27,844吸收投资21,33733,994000负债净变化49,23925,18413,71612,82314,690支付股利、利息7,5118,5579,2818,7849,504其它融资