核心观点

公司系中国华电集团新能源最终整合平台，近年来，公司新能源装机维持较高增速。截至2025 年6 月末，公司控股发电项目装机容量为8213.75 万千瓦，较去年同期增加2811.1 万千瓦，其中，风电3554.22 万千瓦，太阳能发电4559.53 万千瓦。此外，公司参股福清及三门核电项目，权益装机规模为285.36 万千瓦。目前，公司在手新能源项目资源丰富，重点开发西北清洁能源基地项目、东部海上风电项目，装机规模有望持续增长。电价方面，受平价项目增加的影响，公司上网电价整体呈下行趋势。伴随136 号文的出台，新能源全面入市交易，各地陆续出台136 号文承接细则。综合来看，存量新能源项目收益有望维持稳定，增量项目政策存在区域差异性，消纳能力强区域政策保障相对充分。

摘要

中国华电新能源整合平台，风光项目全国广泛分布

华电新能系中国华电集团旗下风力发电、太阳能发电为主的新能源业务最终整合的唯一平台。公司控股股东系华电福瑞，持有公司52.40%股份；实际控制人为中国华电，通过华电福瑞及华电国际合计控制公司 83.43%的股份。截至2025 年6 月末，公司控股发电项目装机容量为8213.75 万千瓦，较去年同期增加2811.1 万千瓦，其中，风电3554.22 万千瓦，太阳能发电4559.53 万千瓦，其他电源装机100 万千瓦。此外，公司参股核电项目权益装机规模为285.36 万千瓦。截至2025 年6 月末，公司累计在建项目装机容量2895.71 万千瓦，新取得项目核准/备案容量1959.89 万千瓦。伴随公司核准在建项目的陆续投产，公司装机容量有望持续增长。在区域分布方面，公司新能源项目遍布国内 31 个省（直辖市、自治区），其中新疆、内蒙古、山东、云南和江苏五地装机容量最多， 分别为1474.76、875.90、513.52、473.55 和397.99 万千瓦；占全部装机比例的18.0%、10.7%、6.3%、5.8%和4.8%。

装机提升带动营收增长，电价承压拉低利润增速

装机提升带动营收增长，市场化+平价项目影响利润增长。截至2025 年6 月末，公司控股装机容量达8213.75 万千瓦，较去年同期增长2811.10 万千瓦。2025 年上半年，公司实现上网电量为555.4 亿千瓦时，同比增长28.0%；当期营业收入199.97亿元，同比增长15.9%。伴随公司风光装机容量的提升，公司上网电量及营收规模呈持续增长趋势。同时，公司在手新能源资源丰富，装机容量与营收规模有望保持增长势头。盈利能力方面，2025 年上半年，公司实现毛利润100.03 亿元，同比增　　长7.5%；实现毛利率约50.0%，同比下降约3.9 个百分点。近年来，公司毛利率水平整体呈下行趋势，我们认为主要系平价项目增长、市场化比例提升、风光比例变化等因素的影响。考虑平价项目占比持续提升以及新能源项目全面入市交易的影响，我们认为风光整体上网电价仍存在下行压力，公司毛利率或将阶段性走低。归母净利润方面，2025 年上半年，公司实现归母净利润62.40 亿元，同比增长0.5%。受综合上网电价下行、折旧摊销及财务费用支出增长的影响，公司利润增速不及营收。在净资产收益率方面，公司2025 上半年ROE(加权)为6.82%，同比下降0.93 个百分点，主要系销售净利率同比下降的影响。

136 文开启全面入市阶段，各省承接细则陆续出台

近期，国家发改委发布《关于深化新能源上网电价市场化改革促进新能源高质量发展的通知》（下文简称为136 号文），要求新能源项目全面入市交易，上网电价由市场形成。与此同时，136 号文提出差价结算机制，为新能源项目收益提供一定程度的保障，避免市场交易的波动影响新能源可持续发展。目前，全国已有20 余地发布136 号文承接细则（包含正式发文及征求意见稿），由于各区域在电力市场结构、供需情况、新能源消纳情况等方面存在差异，对136 号文的承接细则也存在差异。其中，上海新能源消纳压力较小，差价结算保障程度较高；山西省细则衔接过去三年的市场交易情况，并在容量补偿范围纳入新能源项目；宁夏新能源消纳承压，承接文件保障程度有限；山东近期完成全国首次增量项目竞价，竞价结果体现市场竞争情况。

装机规模有望稳步增长，平价项目摊薄补贴电费

截至2025 年上半年，公司已获得新疆天山北麓、内蒙古腾格里、甘肃腾格里、青海格尔木东等大基地项目的牵头开发权，规划总装机规模接近 6000 万千瓦。清洁能源基地项目均配套调节电源与电化学储能设施，并通过特高压外送通道向重庆、浙江、江西等地输送电量，有助于保障项目消纳利用水平。在项目收益方面，大基地项目可通过联营交易的方式参与电力市场交易（即新能源与配套调节电源将作为联营主体入市交易），有助于新能源项目市场竞争力的提升，保障项目收益率水平。2025 年上半年，公司发电项目平均度电上网电价约为0.3582 元/千瓦时（不含税，下同），同比下降0.0367 元/千瓦时，降幅约9.3%；分电源类型来看，风电和光伏上网电价分别为0.3807 和0.3284 元/千瓦时，分别同比下降0.0234 和0.0467 元/千瓦时，降幅分别为5.8%和12.5%。分收入类型来看，公司标杆电价维持相对稳定，补贴电价被平价项目的增长持续摊薄。

风险提示

上网电价降幅较大的影响；风光上网电量波动的风险；投资收益波动的风险