2026年华电新能首次覆盖报告：央企底色稳成长，新能赛道具优势

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

背靠华电集团，新能源发电领军企业。华电新能源集团股份有限公司（以下简称 “华电新能”）是中国华电集团旗下以风力、太阳能发电为主的新能源业务最终 整合的唯一平台。其前身为华电（福清）风电有限公司，由华电福新能源股份有 限公司出资设立。华电福新于 2012 年在港股上市，2020 年退市。2021 年，华 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。

背靠华电集团，股东背景强大。华电新能是我国五大发电集团之一的中国华电集 团的重要风光电资产整合平台，承担其新能源业务的整合任务，享有集团在资源 获取、政策支持等方面的显著优势。截至 2025 年三季度末，中国华电集团全资 子公司福建华电福瑞能源发展有限公司持有华电新能 45.22%的股份，华电国际 持有华电新能 26.78%的股份，华电集团产融控股有限公司持有华电新能 0.72% 的股份，华电集团合计间接持有华电新能 58.04%股份。中国华电实力雄厚，是 国家电力体制改革组建的国有独资发电企业，属于国务院国资委监管的特大型中 央企业，拥有国家级火力发电能效检测、分布式能源技术等多个科技创新平台。

公司是中国华电集团风力发电、太阳能发电为主的新能源业务最终整合的平台。 中国华电集团旗下的电力运营上市企业包括华电国际、华电能源、黔源电力、华 电新能。华电集团是全国性的综合电力运营商，其旗下华电国际的定位是全国性 的火电运营商；华电能源的主营业务是黑龙江省的火力发电业务；黔源电力主要 经营贵州省的水电和光伏业务；华电新能的定位是全国性的绿电运营商。 华电集团绿电资源充足，后续仍有注入预期。截至 2024 年 12 月 31 日，华电新 能控股股东和实际控制人（华电集团）控制的在运行期、建设期和完成核准（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 期和完成核准（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。

1.2 主营业务稳定，营收持续增长

营业收入稳步上升，光伏收入占比提升。公司的主营业务是以风力发电、太阳能 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 推动风力、太阳能发电电站项目投资建设，风力、太阳能发电项目的控股装机容 量不断增加，收入规模呈现上升趋势。2020-2023 年公司风电的营收占公司总体 营收的 70%以上；随着公司光伏控股装机容量的上升，2025 年上半年公司光伏 的营收占比从 2020 年的 21.02%上升到 35.82%。

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 司投资收益下降。公司投资收益主要由权益法核算的长期股权投资收益构成，包 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 17.72 亿元。其中，2024 年核电投资收益有所下降，主要由于 2024 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。

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 46.1%，主要原因是公司新能源上网电价下行。相应地，公司毛利润整体呈增长 趋势，但增速逐渐放缓。2020 年毛利润为 85.43 亿元，2024 年达到 156.59 亿 元，期间年复合增长率约为 16%。2025 年前三季度公司实现毛利润 133.22 亿 元，毛利率为 45.19%。

2020-2023年盈利持续增长，2024 年盈利有所回落且ROE 下降。公司2020-2023 年归母净利润持续增长，从 40.79 亿元上升到 96.20 亿元，主要得益于公司新能 源业务规模的扩张。2024 年公司净利润和归母净利润分别下降至 94.80 亿元和 88.31 亿元，同比降幅分别为 6.49%和 8.20%，主要是因为并网平价项目增加以 及市场化比例提升导致风电/光伏平均上网电价同比下降 9.1%/23.4%；叠加公 司当年投资收益下降，致使公司整体盈利水平有所下降。2020-2023 年公司 ROE 整体波动不大，平均在 11.65%，24 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%。

市场化交易电量占比上升，综合上网电价逐年下降。公司绿电上网电价逐年下降， 2022-2025 上半年，风电分别为 0.45 元/千瓦时、0.44 元/千瓦时、0.40 元/千瓦 时、0.38 元/千瓦时；光伏分别为 0.60 元/千瓦时、0.47 元/千瓦时、0.36 元/千 瓦时、0.33 元/千瓦时。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%。

风光资源丰富，政策持续加码

2.1 绿电定价持续更迭，“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 况将全国划分为四类风能资源区，核定对应标杆上网电价。2014-2016 年，陆上 风电标杆电价下调，且鼓励通过招标确定上网电价，其不得高于国家规定的当地 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 争确定且不超所在资源区指导价；分散式项目参与市场化交易的电价由企业与用 户协商，不享补贴，不参与执行所在资源区指导价，且指导价若低于当地燃煤发 电基准价，以基准价为准。陆上风电于 2021 年 1 月 1 日进入平价时代，海上风 电补贴由地方自行安排。

光伏保障性电价历经四个阶段，平价时代已来临。2011 年，非招标光伏项目实 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 年电价逐步下调，同时鼓励通过招标确定业主和上网电价，且不超同 类资源区标杆电价。2021 年起，新备案集中式光伏电站、工商业分布式光伏项 目不再享受中央财政补贴，实行平价上网，新建项目上网电价按当地燃煤发电基 准价执行，光伏平价时代来临。

各省发布“136 号文”细则，兜底绿电电价。2025 年 1 月 27 日，国家发展改革 委、国家能源局发布《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》（发改价格〔2025〕136 号），2025 年多省份陆续发布配套细则 或征求意见稿，明确了绿电消费的相关政策导向和机制，有助于稳定市场预期， 减少因政策不确定性带来的价格波动，使得绿电价格在一个相对稳定的框架内运 行，通过机制电价部分对绿电价格进行兜底。

2.2 我国风光资源丰富，政策支持绿电发展

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/㎡，3～20m/s 风速的年累积小时数大于 5000h。II 类风 能资源区：属于风能较丰富区，年平均有效风能密度在 150～200W/㎡之间，3～ 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 区，年平均有效风能密度在 50～150W/㎡之间，3～20m/s 风速的年累积小时数 为 2000～3000h。IV 类风能资源区：为风能贫乏区，年平均有效风能密度在 50W/ ㎡以下，3～20m/s 风速的年累积小时数在 2000h 以下。指除 I 类、II 类、III 类 资源区以外的其他地区。

多政策支持风电发展，风电装机规模持续增长。随着 2006 年《中华人民共和国 可再生能源法》的实施以及《电网企业全额收购可再生能源电量监管办法》《可 再生能源发电全额保障性收购管理办法》等各项配套制度的不断完善，我国风电 进入高速发展。“十二五”期间，为引导风电行业可持续发展，我国政府发布了 一系列政策，针对有效缓解风电并网、弃风限电、无序竞争等问题进行改革。2013 年开始，我国风电行业逐渐复苏，新增装机容量开始回升。

我国太阳能资源储备丰富，三分之二以上的面积拥有良好的太阳能资源。我国太 阳能发电行业起步相对较早，技术进步与创新引领我国太阳能发电行业发电效率 逐年提升、发电成本同步降低。我国太阳能资源储备丰富，根据国家气象局风能 太阳能评估中心发布的数据显示，中国陆地面积每年接收的太阳辐射总量为 33 ×103-84×103MJ/m2，相当于 24×104 亿吨标准煤的储量，全国太阳能技术可 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。

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 时数在 1200-1400 小时之间为 III 类资源区，实行不同的光伏标杆上网电价。II 类地区最低保障发电小时数为 1300 小时。III 类资源区则是一二类之外的其他地 区。

我国太阳能发电装机规模持续增长，位居全球首位。我国太阳能发电发展虽然相 较于欧美国家起步较晚，2008 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。2013 年至 2024 年，我国太阳能光伏发电新增装机容量连续 10 年稳居世界第一。截至 2025 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。

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