China Green Electricity Investment has reported 1H26 revenue of RMB2.67bn (+14.2% YoY), an attributable NP of RMB294mn (-52.5% YoY), and a recurring NP of RMB293mn (-52.5% YoY), in line with its profit alert guidance (RMB250-350mn). In 2Q26, revenue reached RMB1.49bn (+13.8% YoY, +26.4% QoQ), while the attributable NP came in at RMB205mn (-44% YoY, +130% QoQ), with the YoY decline narrowing notably from 1Q26 (-65%). The earnings decline reflected a sharp fall in power tariffs following the full transition of renewable energy to market-based trading, lower utilization hours, and higher depreciation and financial expenses after projects were transferred to fixed assets. However, CCER revenue and subsidy collections drove a 41% increase in the operating cash flow. The company also completed and cancelled shares under its first-ever buyback. Maintain BUY.
Strong output but lower tariffs; earnings drop narrows QoQ
Power generation reached 11.23TWh in 1H26 (+21% YoY), while on-grid power output was 10.94TWh (+21% YoY), including 3.95TWh from wind power (-3% YoY) and 6.88TWh from solar power (+34% YoY). However, the volume-price divergence persisted. Wind/solar utilization hours declined to 908/457 hours (-139/-194 hours YoY). Based on power revenue divided by on-grid output, we estimate that the average on-grid tariff declined by approximately 9% YoY to RMB0.233/kWh in 1H26. The gross margin for the power segment fell to 39.3% (-17.5pp YoY), with the northwest region facing the greatest pressure at 35.5% (-23.5pp YoY). Net profit at Xinjiang Green Development declined by 75% YoY. Attributable NP declined by 65%/44% YoY in 1Q26/2Q26, indicating a sequential moderation in the earnings decline as downward tariff pressure began to stabilize at the margin.
Earnings forecasts and valuation
We lower our 2026/2027/2028 attributable NP forecasts to RMB525/852/981mn (-27%/-21%/-21% versus our previous forecasts, with a three-year CAGR of 7%), corresponding to EPS of RMB0.26/RMB0.41/RMB0.48 and BPS of RMB9.74/RMB10.05/RMB10.35. The downward revisions mainly reflect higher curtailment rates, which have resulted in lower-than-expected wind and solar utilization hours. Comparable companies trade at an average of 1.67x 2026E PB on Wind consensus. The company’s attributable NP CAGR for 2026-2028 is above the industry average (4.8%), but its 2026E ROE (2.6%) is below the industry average (8.6%). We therefore apply 1.2x 2026E PB to derive our target price of RMB11.70 (previously RMB11.80, based on 1.2x 2026E PB).
Risks: intensifying competition in the green-power industry, wind-power curtailment, worsening subsidy payment delays.

　　绿发电力发布半年报，2026年H1实现营收26.65亿元（yoy+14.2%），归母净利2.94亿元（yoy-52.5%），扣非净利2.93亿元（yoy-52.5%），符合公司业绩预告区间（2.5~3.5亿元）。其中Q2实现营收14.88亿元（yoy+13.8%，qoq+26.4%），归母净利2.05亿元（yoy-44%，qoq+130%），降幅较26Q1（-65%）明显收窄。业绩下滑因新能源全面入市下电价大幅下行、利用小时回落及转固后折旧财务费用攀升；但CCER与补贴回款带动经营现金流高增41%。公司首次回购注销落地。维持“买入”评级。
　　电量高增难抵电价下行，盈利降幅逐季收窄
　　1H26公司发电量112.34亿千瓦时（yoy+21%），上网电量109.39亿千瓦时（yoy+21%），其中风电39.52亿千瓦时（yoy-3%）、光伏68.76亿千瓦时（yoy+34%）。但量价剪刀差持续：风电利用小时908小时（yoy-139h），光伏457小时（yoy-194h）；按电力收入/上网电量测算，1H26平均上网电价约0.233元/千瓦时，同比下降约9%。电力板块毛利率39.3%（yoy-17.5pct），其中西北区域毛利率35.5%（yoy-23.5pct）承压最重，新疆绿发子公司净利同比-75%。盈利结构上，26Q1/Q2归母净利分别yoy-65%/-44%，降幅逐季收窄，电价下行压力边际趋稳。
　　“两个转移”战略推进，增量结构持续优化
　　截至6月末公司在运装机22.28GW，1H26新增并网850MW。上半年获取新能源建设指标96万千瓦（天津风电46万+山西储能30万+内蒙乌海储能20万），并新获江苏东台20万千瓦海上光伏指标，公司“由光伏向风电储能转移、由西北向中东部转移”战略持续落地；天津滨海46万千瓦风电项目（资本金IRR约19.24%）推进前期论证与开工筹备，打造战略落地标杆。公司同步深挖存量：“一场一策”电量提升、电力营销体系与交易辅助决策系统建设，绿电、绿证、CCER交易累计创收超9,000万元，其他业务收入1.11亿元（yoy+763%），电价下行周期中增厚利润。
　　经营现金流高增41%，财务费用进入高峰期
　　1H26公司经营活动现金流净额18.39亿元（yoy+41%），因补贴回款及CCER收入增加；投资活动现金流-10.45亿元（基建投入同比减少72%），资本开支节奏主动放缓；期末资产负债率73.64%（较年初-0.17pct）。成本端压力集中体现为：营业成本yoy+55%（项目转资折旧增加），财务费用4.44亿元（yoy+65%，转固后借款利息费用化）；信用减值损失0.35亿元（上年同期0.62亿元，同比少提）。期末应收账款60.77亿元（较年初+8%），补贴回收与新增长期并存。股东回报落地，上半年完成首次回购1,088.45万股（金额9,274.89万元）并注销。
　　盈利预测与估值
　　我们下调公司26-28年归母净利至5.25/8.52/9.81亿元（较前值分别调整-27%/-21%/-21%，三年复合增速为7%），对应EPS为0.26/0.41/0.48元、BPS为9.74/10.05/10.35元。下调主要是考虑到弃电率上升导致风光发电小时数低于预期。Wind一致预期可比公司26年PB均值1.67x，公司26-28年归母利润CAGR高于行业均值（4.8%）、但26年ROE（2.6%）低于行业均值（8.6%），给予公司26年1.2xPB，目标价为11.7元（前值11.8元，对应26年1.2xPB）。
　　风险提示：绿电行业竞争加剧；弃风限电风险；补贴拖欠恶化。

China Green Electricity Investment's 2025 revenue was RMB4,893mn (+27% YoY), attributable net profit was RMB801mn (-21% YoY), and recurring net profit was RMB878mn (-3% YoY). Attributable net profit was in line with the company profit alert of RMB691-898mn. We attribute 4Q25 losses to declining power tariffs, increased power curtailment, and asset impairment provisions. For 1Q26, revenue was RMB1,177mn (+15% YoY), and attributable net profit was RMB89mn (-65% YoY), missing the lower end of our forecast (RMB180mn), which we attribute to falling power tariffs, rising curtailment, and increased depreciation/amortization/interest expenses. As renewable electricity is fully market-traded, power tariffs face pressure. We expect the company's shifts toward wind power & energy storage systems (ESS) and Central & East China to mitigate pressure on existing assets. In addition, accelerating subsidy collection has meaningfully improved operating cash flow. Maintain BUY.
Power generation expansion struggled to offset tariff declines
In 2025, power output climbed by 82% YoY to 19,762mn kWh, and on-grid power output rose by 82% YoY to 19,230mn kWh. However, the average on-grid power tariff fell by 33% YoY to RMB0.278/kWh, with market-oriented trading power output accounting for 72.93%. We attribute power tariff declines mainly to the following factors: 1) In a unified national power market, renewable electricity is fully market-traded. 2) In core operating regions such as Xinjiang and Qinghai, expanded renewables capacity intensified competition. 3) Amid trial operation of the continuous settlement mechanism, power tariffs moved closer to the cost line. 4) For certain hours, electricity was traded at low or even negative tariffs. In 1Q26, power output was 4,911mn kWh (+21% YoY); wind power utilization was 410 hours (-13% YoY), and PV utilization was 198 hours (-39% YoY). Rising power curtailment and falling electricity tariffs resulted in weaker revenue growth than we expected.
Shifting to wind power & ESS and East & Central China
At the end of 2025, the company's controlling commissioned installed capacity was 21.43GW, comprising 4.09GW of wind power, 16.84GW of PV, and 0.50GW of ESS & CSP. Capacity under construction was 10.81GW, comprising 8.40GW of wind power, 1.75GW of PV, and 0.66GW of ESS & CSP. In 2025, the company acquired a quota of 6.36GW for renewable energy capacity, comprising 4.10GW of wind power and 1.20GW of ESS. We expect the company's shifts from PV power and Northwest China to wind power & ESS and Central & East China to mitigate operation pressure.
Slightly raise target price based on 2026E valuation
Given that: 1) power tariffs face persistent pressure after renewable electricity is fully market-traded; 2) in core regions such as Xinjiang and Qinghai, spot power prices stay sluggish; 3) rising wind and PV power curtailment rates impede effective power output expansion; and 4) many CIP projects have translated to fixed assets, sending depreciation and financial expenses into a peak, we lower our 2026/2027 attributable net profit forecast by 43/29% to RMB717/1,081mn, and add our 2028 forecast of RMB1,236mn (2026-2028 CAGR: 16%), implying 2026/2027/2028 BVPS of RMB9.83/10.21/10.59. We value the stock at 1.2x 2026E PB, below its peers' average of 1.66x on Wind consensus, as the company's 2026-2028 attributable net profit CAGR is higher than the sector average (3.2%) but its 2026 ROE (3.6%) is lower than the sector average (9.3%). Our target price is RMB11.80 (previous: RMB10.71, based on 1.1x 2025E PB).
Risks: Intensifying competition in the green power sector, curtailment risks, worsening subsidy arrears.

　　事件：
　　公司发布2025年及2026年一季度业绩报告：2025年公司实现营业收入48.93亿元，同比增长27.41%；归母净利润为8.01亿元,同比减少20.61%；每股收益0.39元/股，同比减少22.00%。其中，公司归母净利润较上年同期减少的主要原因为：（1）受市场环境、行业政策影响，公司存量项目因限电导致损失电量同比增加，叠加平均上网电价同比下行，导致利润空间进一步收窄；（2）根据《企业会计准则》有关要求，部分在建工程转固后开始计提折旧，同时公司对部分风电机组实施“以大代小”增容升级改造，计提相关资产减值准备，致使利润进一步承压。2026Q1，公司实现营收11.77亿元，同比增加14.76%；扣非归母净利润0.88亿元，同比下降65.12%，主要系公司项目限电电量增长，推动整体弃电率上升，电价下行导致电力交易难度上升，收入增长不及预期，而且同比折旧、利息费用、计提应收可再生能源补贴电费减值损失均同比增加所致。
　　装机稳健增长，市场化交易电价承压
　　2025年公司风电、光伏、储能&光热分别新增15、242.4、40万千瓦截至2025年末，公司在运装机规模2142.55万千瓦，风电、光伏、储能&光热分别为408.6/1683.95/50万千瓦。在建装机规模1081.25万千瓦，其中风电、光伏、储能&光热分别为840.25/175/66万千瓦。公司实现发电量197.62亿kwh，同比+81.75%；其中，风电发电量77.4亿kwh，同比+9.80%；光伏发电量116.51亿kwh，同比+215.06%。电价方面，2025年，公司平均上网电价为0.278元/kwh（含税），同比-32.5%，主要由于市场化交易电价降低、新增并网项目电价较低所致。公司作为绿发集团新能源业务的唯一上市平台，有望凭借集团跨区域资源整合优势，不断拓展综合开发场景，提升公司区域化业务布局及规模化资源获取能力，2025年通过与股东方产业协同获取新疆、青海等地区新能源项目建设指标共470万千瓦。
　　完善业务布局体系，有望受益于国家东数西算政策
　　2025年公司积极实施“两个转移”（由光伏向风电储能转移，由西北向中东部转移），多措并举获取新能源项目建设指标共636万千瓦，其中风电410万千瓦、储能120万千瓦，占比分别为64.46%、18.87%。
　　国家推动“东数西算”和构建新型电力系统，为公司带来融合机遇。2026年3月9日公司公布，在甘肃、青海、新疆等地设立八家区域公司，配备了专业的电力营销团队，重点对接数据中心等高耗能企业，力求实现更多绿电交易的达成。同时在本部层面，公司成立了西北绿电外送工作组，大力推动绿电消纳工作。
　　国补回收助力现金流大增
　　2025年公司累计收回可再生能源补贴资金22.82亿元，受益于补贴大增，公司2025年经营活动现金流量净额49.09亿元，同比+172.67%。
　　风险提示：资源获取风险、行业政策风险、送出消纳风险、电价下行风险。

　　绿发电力发布年报及一季报，2025年实现营收48.93亿元（yoy+27%），归母净利8.01亿元（yoy-21%），扣非净利8.78亿元（yoy-3%），归母净利符合业绩预告区间（6.91~8.98亿元）；其中Q4业绩转亏主要受电价下行、限电增加及资产减值计提影响。2026年Q1实现营收11.77亿元（yoy+15%），归母净利0.89亿元（yoy-65%），低于华泰预测区间下限（1.80亿元），主要受电价下行、弃电率上升、折旧摊销及利息费用增加的影响。新能源全面入市背景下电价承压，公司积极推进“两个转移”战略，有望对冲存量资产的经营压力；补贴回收加速，经营现金流大幅改善。维持“买入”评级。
　　新能源全面入市致电价大幅下行，电量增长难抵价跌影响
　　2025年公司发电量yoy+82%至197.62亿千瓦时，上网电量yoy+82%至192.30亿千瓦时，但平均上网电价yoy-33%至0.278元/千瓦时，市场化交易电量占比72.93%。电价下行主因：1）全国统一电力市场建设推进，新能源全面入市；2）新疆、青海等核心经营区新能源装机扩容，供给宽松加剧竞争；3）现货市场连续结算试运行，电价向成本线靠拢；4）部分时段出现低价甚至负电价。26Q1公司发电量49.11亿千瓦时（yoy+21%），但风电利用小时410小时（yoy-13%）、光伏利用小时198小时（yoy-39%），弃电率上升叠加电价持续承压，导致收入增长不及预期。
　　公司推进向风电储能转移、向中东部转移战略
　　截至2025年末公司控股投运装机规模21.43GW，其中风电4.09GW、光伏16.84GW、储能及光热0.50GW；在建装机规模10.81GW，其中风电8.40GW、光伏1.75GW、储能及光热0.66GW。2025年公司累计获取新能源建设指标6.36GW，其中风电4.10GW、储能1.20GW，积极推进“由光伏向风电储能转移、由西北向中东部转移”战略，有望对冲经营压力。
　　经营现金流大幅改善，在建转固致财务费用攀升
　　2025年公司经营活动现金流49.09亿元（yoy+173%），主要得益于补贴电费大幅回收及收入增加；年末应收账款56.13亿元（较年初减少6.39亿元），应收电费收费权质押余额减少。部分在建项目转固后相关贷款利息支出费用化，公司财务费用大幅增长，2025/26Q1分别为6.49/2.08亿元（yoy+42%/+68%）；同时公司对部分风电机组实施“以大代小”增容改造，计提资产减值准备及处置损失合计0.67亿元。
　　下调盈利预测，基于26年估值小幅上调目标价
　　我们预计公司26-28年归母净利润为7.17/10.81/12.36亿元（较前值分别调整-43%/-29%/-，三年复合增速为16%），对应BPS为9.83/10.21/10.59元。下调主要是考虑到新能源全面入市后电价持续承压，新疆、青海等核心区域现货价格低迷；弃风弃光率上升，消纳瓶颈制约电量增长；在建项目集中转固，折旧与财务费用进入高峰期。Wind一致预期可比公司26年PB均值1.66x，公司26-28年归母利润CAGR高于行业均值（3.2%）、但26年ROE（3.6%）低于行业均值（9.3%），给予公司26年1.2xPB，目标价为11.8元（前值10.71元，对应25年1.1xPB）。
　　风险提示：绿电行业竞争加剧；弃风限电风险；补贴拖欠恶化。

　　事件：
　　公司发布2026年半年度报告，2026年上半年实现营业收入26.65亿元，同比+14.22%，实现归母净利润2.94亿元，同比-52.53%，实现扣非归母净利润2.93亿元，同比-52.49%。2026年2季度实现营业收入14.88亿元，同比+13.8%，环比+26.4%，实现归母净利润2.05亿元，同比约-43.82%，环比+129.99%，实现扣非归母2.05亿元，同比约-43.68%，环比+131.55%。2026年7月15日公司发布业绩预告，预计归母净利润为2.50亿–3.50亿元，实际业绩位在预告区间中值附近。
　　发电量稳定增长，电价下降导致盈利能力承压明显
　　2026年上半年公司累计完成发电量112.34亿千瓦时，同比+20.81%，上网电量109.39亿千瓦时，同比+20.87%。风光结构上，光伏发电量68.76亿千瓦时，同比+33.57%，贡献主要增量，风电发电量39.52亿千瓦时，同比-3.28%，基本持平。风电平均利用小时908小时，同比减少139小时，光伏平均利用小时457小时，同比减少194小时，主要受国内新能源电量消纳压力影响。在国内电力市场化建设快速推进的背景下，风光发电上网电价阶段性承压，对公司盈利能力造成影响。2026年上半年，公司毛利率约41.74%，同比下降约15个百分点。
　　推进“两个转移”战略，拓展绿电、绿证交易，提升运营资产质量
　　2026年上半年公司新增并网装机85万千瓦，截至报告期末在运装机规模2227.55万千瓦。公司持续推进"两个转移"战略（由西北向中东部地区、由光伏向风电转移），以优化区域与电源结构，2026年上半年获取新能源项目指标96万千瓦，其中风电46万千瓦、储能50万千瓦。公司计划以“一省一策”制定电力交易策略，拓展绿电绿证交易，主动对接高耗能企业、算力中心等大客户签订中长期协议，加强外送通道、调度交易规则等基础要素摸排，以缓解西北低电价高限电困境。推行“限电检修”模式，精细化运维提升电量。
　　盈利预测及投资建议
　　公司是国内优质综合绿色能源服务商，新增项目积极转向风电储能项目，同时积极开拓“新能源+”融合发展模式，具备算电协同方面开拓潜力。国内新能源发电行业短期面临消纳和电价压力，长期看能源转型趋势不改，电网和储能行业建设将有效提升电力系统的消纳水平。我们维持预测，预计公司2026至2028年分别实现营业收入53.7亿元、63.2亿元、76.1亿元，同比增速分别约为9.7%、17.7%、20.5%，分别实现归母净利润5.6亿元、6.8亿元、8.9亿元，同比增速分别约为-30.6%、23.0%、29.8%，对应目前市值PE分别为28X、23X、18X，维持给予“推荐”评级。
　　风险提示：1）国内风光发电上网电价不及预期；（2）国内新能源发电消纳情况不及预期；（3）风光储项目开发进度不及预期；（4）政策风险：新能源、储能政策将显著影响项目收益率情况；（5）原材料价格波动超预期：风机等设备直接材料占比较大，原材料价格波动将对项目收益率产生影响；（6）新业务开拓进度不及预期。

　　中国绿发旗下新能源业务上市公司平台，深耕新能源开发领域多年
　　绿发电力是中国绿发目前旗下唯一的新能源业务上市公司平台，是国内最早从事新能源开发的企业之一，业务主要包括海上风电、陆上风电、光伏发电、储能业务和光热发电。公司先后投资开发了国内第一批陆上风电、海上风电、第二批光伏发电特许权项目、国家首批多能互补集成优化示范工程，在新能源开发领域积累丰富。近年来，受益于装机容量的持续增加，公司营收规模持续增长，利润短期略有承压，主要受到新能源上网电价下降的影响。公司重视股东回报，近几年股利支付率保持较高水平。截至2025年底，公司实现连续十年实施现金分红，并承诺2025年至2027年以现金方式累计分配的利润不少于未来三年实现的年均可分配利润的30%。
　　新能源行业短期承压，中长期增长态势不改
　　国内新能源行业发展进入新的发展阶段，新增装机增速中枢有所下移，风光上网电价有所承压。随着行业供需错配格局的改善，以及电网投资及储能行业的持续发展，国内新能源行业将有望重拾增长态势。2020年以来，国内新能源行业经历了爆发增长，近年来消纳压力开始显现，新增装机容量边际放缓，2025年随着新能源发电全面入市交易的政策落地后，风光发电上网电价承压。长期来看，能源转型是必由之路，短期行业波动不改变长期趋势。政策方面，随着绿证制度等相关制度持续完善，有望成为绿电资产价值提升的重要支撑，共同推动新能源行业持续增长。消纳能力方面，国内电网投资进入新一轮上行周期，储能呈现快速增长态势，将打开新能源装机的远期增长空间。
　　算电协同助力新能源资产提质增效，绿电资产价值有望重估
　　算电协同是算力行业与电力行业的双向赋能。算电协同的模式是通过数字化技术、信息网络等手段，促进算力基础设施与电力系统深度融合，推动资源动态匹配与优化配置的新基建工程，实现“以电强算、以算促电”的良性循环，实现比特与瓦特的协同运行。算电协同在促进算力基础设施绿色发展的同时，能够提升新能源消纳能力，是推动数字经济与能源体系深度融合的重要路径。数据中心行业长期高速增长需要优质、具备经济性的电力资源提供保障，近几年国内以智能计算中心为主要增量的算力基础设备加快部署，带动配套电力需求持续增长，利好绿电消纳。
　　公司战略重心转向风电储能，积极拓展“新能源+”融合发展模式
　　近年来，公司在运装机规模快速增长，主要得益于近几年公司光伏电站新增规模持续增长，累计装机结构上，公司目前主要以光伏电站为主，风电为辅。2024年以来,为应对优质风光资源竞争日趋激烈、新能源项目质量和投资收益水平波动的影响，公司积极实施由光伏向风电储能转移，由西北向中东部转移的“两个转移”战略，提升新增项目的收益率确定性。公司积极论证“新能源+”融合发展模式，明确算电协同是“新能源+”融合发展的重要场景，并积极与相关数据中心企业开展对接沟通。公司在绿电、储能行业开发经验丰富，集团资源协同效应明显，在头部客户资源积累、跨区资源与指标储备、资金与治理保障方面优势明显，公司具备算电协同方面开拓潜力。
　　盈利预测、估值与评级
　　公司是国内优质综合绿色能源服务商，新增项目积极转向风电储能项目，同时积极开拓“新能源+”融合发展模式，具备算电协同方面开拓潜力。我们预计公司2026至2028年分别实现营业收入53.7亿元、63.2亿元、76.1亿元，同比增速分别约为9.7%、17.7%、20.5%，分别实现归母净利润5.6亿元、6.8亿元、8.9亿元，同比增速分别约为-30.6%、23.0%、29.8%，对应目前市值PE分别为30X、24X、19X，首次覆盖给予“推荐”评级。
　　风险提示：（1）国内风光发电上网电价不及预期；（2）国内新能源发电消纳情况不及预期；（3）风光储项目开发进度不及预期；（4）政策风险：新能源、储能政策将显著影响项目收益率情况；（5）原材料价格波动超预期：风机等设备直接材料占比较大，原材料价格波动将对项目收益率产生影响；（6）新业务开拓进度不及预期。