2026年嘉泽新能公司研究报告：风电运营稳步扩张，绿色能化驱动长期成长

风电运营区域龙头，大比例回购彰显股东信心

1.1 宁夏民营风电运营商，新能源开发运营出售协同

公司是宁夏地区新能源上市民营企业。公司成立于 2010 年，2017 年 7 月 20 日在上海 证券交易所主板上市，公司自 2010 年成立以来专注于风电、光伏的建设和运营，并拓展新 能源电站运维管理服务、屋顶分布式光伏、绿色能源等业务。截至 2025 年底，公司拥有并 网装机容量 248.7 万千瓦，其中风电 221.1 万千瓦，集中式光伏 3 万千瓦，屋顶分布式光伏 24.0 万千瓦，智能微电网 0.6 万千瓦。 实控人持股比例 44.4%，大比例回购彰显信心。截至 2025 年年报，实际控制人陈波及 其一致行动人博荣益弘、嘉实龙博、金元荣泰共持有公司股权 44.4%。根据 2026 年 1 月 1 日公告，公司计划使用 2.2-4.4 亿元的自有资金及股票回购专项贷款，回购价不超过 6.63 元 /股，通过集中竞价交易方式回购公司股份，截至 2026 年 3 月底，公司已累计回购股份 699.9 万股，占公司总股本的比例为 0.24%，购买的最高价为 5.82 元/股、最低价为 5.38 元/股， 已支付的总金额为 0.399 亿元。

1.2 财务分析：风电电价承压，降费提效显著

风电电价短暂承压，降费提效显著。2025 年公司实现营收 25.0 亿元，同比+3.2%；实 现归母净利润 7.1 亿元，同比+13.4%；扣非归母净利润 7.2 亿元，同比+12.6%。25 年销售 毛利率为 57.4%，同比-4pp，销售净利率 28.6%，同比+2.5pp，毛利率下滑主要系风电电价 下滑影响；在费用端，财务费用率同比-2.5pp，管理费用率同比-1.1pp，公司降费效果显著。

分业务看，25 年公司新能源运营及出售业务实现收入 23.3 亿元，同比增长 2.2%，占总 收入的 93.3%，其中发电收入 22.7 亿元，同比增长 0.6%；从收入端，风电售电量 54.5 亿 千瓦时，同比增长 10.5%；光伏售电量 0.4 亿千瓦时，同比下降 1.6%，25 年新能源综合电 价 0.412 元/千瓦时（根据发电收入口径），同比下降 4 分/千瓦时；新能源发电是公司主要的 利润来源，25 年新能源运营及出售业务毛利率达 59.1%，同比 24 年下降 3.7pp。 屋顶分布式光伏方面，25 年公司分布式光伏业务实现收入 0.9 亿元，同比增长 37.0%， 占总收入的 3.6%，毛利率达 52.3%，同比 24 年下降 5.7pp。 新能源电站运维管理服务方面，25 年公司实现收入 0.7 亿元，同比增长 7.4%，毛利率 达 32.1%，同比 24 年下降 1.3pp。

风电运营稳步扩张，机制电量提供支撑

2.1 风电装机稳步增长，项目获取能力较强

截至 2025 年底，公司拥有风电并网装机容量 2211MW，同比增加 170MW，装机主要 分布在宁夏、河南、河北（含天津）、山东、内蒙、黑龙江等地，其中宁夏、山东两地发电 量占比合计达 67.5%。

在手项目储备充沛，在建及待建风电项目 2.6GW。根据公司公告，公司目前在建风电 项目装机规模 1.36GW，拟建 1.05GW，核准 0.2GW，公司在建及待建风电项目达 2.6GW， 在手项目储备充沛。

通过产业落地绑定新能源资源，强化项目获取能力。2021 年，根据公司公告，公司与 鸡西市人民政府、天津中车风能科技有限公司于 2021 年 6 月 15 日签订了《新能源产业合作 框架协议书》，2022 年，根据公司公告，公司与柳州市北部生态新区管理委员会、新疆金风 科技股份有限公司签订《柳州市北部生态新区零碳新能源智慧装备产业园（一期）投资协议 书》。

2025 年 3 月 26 日，根据公司公告，为进一步开拓区外市场、寻求符合公司战略发展方 向的投资机会、完善公司的战略布局，公司与广西能源集团组成联合体共同申报风电项目。 截至目前，拟共同申报 10 个风电项目，约 140 万千瓦；取得了广西壮族自治区 2024 年度 7 个陆上风电项目共 85 万千瓦的项目建设指标。 公司通过联合风电装备企业与地方政府签署新能源产业合作协议，以“新能源基地+装 备制造产业落地”为条件，获取地方优先配置的风光开发指标，形成“产业投资换资源”的 项目获取模式，提升装机成长确定性。 2025 年，公司与鸡西市政府签署绿氢醇项目投资协议，项目建设规模为绿色甲醇 45 万 吨/年、绿色乙醇 15 万吨/年、绿色航煤 10 万吨/年，其中一期项目计划 2025-2027 年投资建 设，达到 24 万吨/年绿色甲醇、8 万吨/年绿色乙醇或 5 万吨绿色航煤产能规模；二期项目视 一期项目经营状况、产品市场开拓情况适时投资建设。根据协议，地方政府按产业投资强度 （10 万千瓦/3 亿元）为项目配套新能源指标，项目开工后优先配置 30 万千瓦风电规模，并 根据后续投资进度持续增加风电资源。同时政府提供秸秆原料保障、绿电配套及运输等要素 支持。 公司通过“产业投资+资源配套”模式获取新能源开发指标，并以绿电供给绿醇生产形 成消纳闭环，该合作标志着公司从单一风电运营向“新能源发电+绿色燃料”一体化布局延 伸，通过产业落地绑定新能源资源，提升装机获取能力并打开中长期成长空间。

2.2 机制电量托底存量项目，风电电价下行趋于温和

136 号文推动新能源全面入市。136 号文件明确，风电、太阳能发电项目上网电量原则 上全部进入电力市场，电价通过市场交易形成。136 号文改变了以往部分电量享受保障性收 购的历史模式，推动新能源电力全面回归商品属性。政策以 2025 年 6 月 1 日为界，对存量 和增量项目实行差异化安排。存量项目机制电价按现行政策执行，不高于当地煤电基准价， 而增量项目的保障性电量规模由各地结合实际动态确定，其机制电价需通过年度市场化竞价 形成，并设有上下限。

多省“136”号文承接政策陆续发布，其中： 宁夏：存量项目：分布式项目上网电量全部纳入机制电量，集中式补贴项目机制电量比 例为 10%（2024 年 6 月 1 日前投产的机制电量比例为 30%），机制电价为宁夏燃煤发电基 准价（0.2595 元/千瓦时）。执行期限按照项目达到全生命周期合理利用小时数与项目投产满 20 年较早者确定；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，纳入机制的增量项目执行期限为 12 年。 山东：存量项目：机制电价水平按国家政策上限执行，统一明确为 0.3949 元/千瓦时（同 燃煤基准价），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，执行期限按照全生命周期合理利用小时数剩余小时数与投产满 20 年较早者执行，根据 北极星电力网统计，2024 年山东新能源电量保障收购比例为集中式 90%，分布式 100%； 增量项目：机制电价通过价格竞争方式确定。首次竞价上限不高于该电源上年结算均价；竞 价下限参照先进机组固定成本造价水平折算度电成本。设置竞价申报充足率下限，2025 年 不低于 125%，引导新能源充分竞争，降低全社会用能成本；入选项目按申报价格从低到高 确定，机制电价按入选项目最高报价确定。 黑龙江：存量项目：电量规模妥善衔接现行具有保障性质的相关电量政策，规模上限不 高于现行保障性收购电量；机制电价按与现行保障性价格政策保持一致（燃煤基准价 0.374 元/千瓦时）；执行期限按存量项目剩余全生命周期合理利用小时数对应时间与投产满 20 年对 应时间较早者确定。增量项目：第一年纳入机制电量与现有新能源非市场化比例衔接，机制 电价通过每年 10 月组织已投产和未来 12 个月内投产、且未纳入过机制执行范围的项目自愿 参与竞价形成，分为风电、太阳能发电两类组织竞价，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，执行期限暂定为 12 年。

广西：存量项目：对已进入电力市场的新能源项目实行过渡政策。2025 年已进入电力 市场的新能源项目上网电量的 50%纳入机制电量。机制电价适当衔接 2025 年广西电力市场 电能量交易价格，暂定为 0.34 元/千瓦时，执行期限结合广西新能源项目和电力市场发展等 有关情况，过渡期暂定为 3 年，视实际情况调整。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动态调整。首次增量新能源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在每年竞价公告前另行 明确，入选的增量项目机制电价执行期限为 12 年。 从各省存量项目看，四地均给予了存量项目一定保障，机制电价基本锚定当地燃煤基准 价形成价格托底，并通过设置较高的机制电量比例及执行期限平滑过渡，但保障力度存在差 异，其中山东、黑龙江机制电量比例较高、保护力度较强，广西采取阶段性过渡安排，宁夏 机制电量比例较低。公司存量风电项目主要分布于山东和宁夏两地，其中山东存量项目机制 电量比例较高，可对电价形成较强支撑；宁夏虽机制电量比例相对较低，但仍有部分电量按 燃煤基准价结算，对整体电价形成底部保护。综合来看，公司存量项目整体仍具备一定比例 的保障电量，市场化电价下行对平均上网电价的冲击相对可控，预计存量资产电价降幅有限、 整体收益具备韧性。 从增量项目看，四地均按照 136 号文要求引入竞价机制确定机制电价，并限定执行期限 （普遍约 12 年），但竞价方式和竞争强度不同，公司新增项目主要分布于黑龙江、广西两地， 其中黑龙江增量项目首年机制电量与现有非市场化比例衔接，有助于提供一定电价托底，降低收益波动；广西竞价上下限较大但保留一定比例机制电量，亦对项目收益形成阶段性支撑。 整体来看，公司增量项目虽逐步进入市场化定价阶段，但仍具备一定机制电价保障，预计电 价下行节奏相对温和。

2.3 推动电站资产变现，提升经营性现金流

公司新能源电站的开发-建设-运营-出售业务是基于“滚动开发”的理念，采取“开发一 批、建设一批、运营一批、出售一批”的经营模式，依托公司稳定的新能源项目开发和储备 能力，确保公司拥有盈利能力更强、并网装机容量更大的新能源发电资产，以开展发电和售 电的核心业务。公司每年根据预计开发和建设的新项目数量，结合存量发电资产结构状况， 在保证资产规模稳步增长的基础上，综合考虑存量和新增项目的收益率、现金流、运营年限 等因素，制定电力资产优化方案，改善发电和售电业务的现金流，提升净资产收益率。 发展电站项目滚动出售模式，风电项目利润可观。 2021 年，公司先后出售了新疆和宁 夏地区 11 个风电和光伏电站，累计出售装机容量 495MW，实现投资收益 3.93 亿元，单瓦 利润 0.79 元/W，2023 年，公司出售了谭庄子 50MW 风电项目和顺博 100MW 光伏项目， 合计实现投资收益 0.71 亿元。

REITs 项目若顺利落地有望增厚现金流。2023 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 REITs 项目的申报发行工作，2025 年底公司调整基础资产为宁夏国博新 能源同心焦家畔风电项目（100MW）和宁夏国博新农村风电项目（17.5MW），2026 年 3 月 4 日，公司公告该 REITs 项目已获得受理，若项目顺利落地，公司有望通过资产证券化实现 存量电站价值变现，回笼大量现金并降低有息负债水平，从而改善资产负债结构、提升再投 资能力。