Zhongmin Energy has reported 1H26 revenue of RMB1,103mn (down by 0.12% YoY), an attributable net profit of RMB347mn (down by 7.29% YoY), and a recurring net profit of RMB290mn (down by 3.76% YoY). The attributable net profit beat the upper bound of our forecast (RMB306mn), driven by better-than-expected earnings from the consolidated pumped storage business. For 2Q26, revenue was RMB639mn (up by 8.33% YoY, up by 37.96% QoQ), with an attributable net profit of RMB151mn (up by 22.43% YoY, down by 23.21% QoQ). With wind and solar earnings under pressure from weak wind resources and tariffs, we see the pumped storage injection becoming the key incremental driver for full-year earnings. Maintain BUY on improving fundamentals and attractive valuation.
We maintain our 2026/2027/2028 attributable net profit forecasts at RMB604/703/ 730mn (three-year CAGR of 11.85%), with EPS of RMB0.32/0.37/0.38. On Wind consensus, comparable companies trade at an average 2026E PE of 24x. We apply a 2026E PE of 24x to derive our target price of RMB7.68 (previous: RMB7.36, based on 23x 2026E PE).

　　公司公告2026年半年度报告：1）业绩表现：2026年上半年实现归母净利3.47亿元，同比下降7.29%；2026Q2实现归母净利1.51亿元，同比增长22.43%。2）营业收入：2026年上半年实现营收11.03亿元，同比下降0.12%；2026Q2实现营业收入6.39亿元，同比增长8.33%。3）毛利率：2026年上半年毛利率为58.58%，同比+1.07pct；2026Q2毛利率为55.48%，同比+17.50pct。
　　经营数据：抽蓄资产完成并表，带动发电量稳步提升。1）电量层面：2026年上半年公司累计完成发电量20.90亿千瓦时，同比增长2.87%；上网电量20.47亿千瓦时，同比增长2.84%。分业务看，福建风电/黑龙江风电/黑龙江生物质/新疆哈密光伏/福建抽水蓄能发电量分别为12.78/0.82/0.27/0.09/6.95亿千瓦时，同比分别为-0.45%/-6.87%/+10.49%/-10.33%/+10.94%。2）利用小时数：2026年上半年公司福建省陆上风电场利用小时为1260小时，海上风电场利用小时为2015小时，高于国内平均水平（全国风电利用小时为917小时）。3）装机层面：截至2026年6月30日，公司控股并网装机容量219.93万千瓦，其中陆上风电、海上风电、光伏、生物质、抽水蓄能项目装机容量分别为65.33/29.6/2/3/120万千瓦。
　　关注后续在建项目推进及节奏与大股东资产注入承诺的兑现情况。1）项目开发：公司正扎实推进福建省内海上风电项目、渔光互补项目和长乐外海集中统一送出工程项目的施工前准备工作，并同步开展老旧风电场改造升级的研究论证与申报准备。2）资产注入进展：公司此前发布公告称，待海电三期项目的可再生能源发电补贴自查核查结果确认后三个月内，将与控股股东协商启动海电三期项目资产注入程序，若海电三期能完成注入将对公司业绩带来较大弹性。上半年公司已顺利完成闽投抽水蓄能股权的注入，后续其他优质资产的注入值得期待。
　　海风成长潜力可期，“十五五”期间景气或持续上行。1）政策层面：2026年3月，“十五五规划纲要”指出，在渤海、黄海、东海、南海海域建设海上风电基地，规范有序推进深远海风电开发，海上风电累计并网装机规模达到1亿千瓦以上。2）海风成长空间大。未来新能源增量中或迎来风电与光伏的结构性调整，且海风目前有较快增长趋势，截至2025年存量海风装机仅47GW，占装机的比重仅为1.2%。在新一轮海洋经济的发展浪潮之下，空间展望或将进一步乐观。
　　投资建议：公司具有较强的区位优势，依托于较好的风资源条件和母公司背景的加持，公司后续增长空间广阔。1）盈利预测：结合公司当前运营情况，我们调整2026~2028年盈利预测至6.3、6.7、7.6亿元，对应PE为16、15、13倍。2）估值：对公司采用可比公司估值法，27年可比公司的平均PE为20x，我们给予公司27年20xPE，对应133亿目标市值，对应目标价7.0元，目标价较现价35%空间，维持“强推”评级。
　　风险提示：项目核准不及预期，资产注入不及预期，自然资源风险，电价及其他风险。

　　投资要点
　　事件：公司公告2026年半年度报告。
　　追溯调整口径下业绩承压，风资源、电价及税收政策影响利润释放。2026H1公司实现营业收入11.03亿元，同比-0.12%；归母净利润3.47亿元，同比-7.29%；扣非归母净利润2.90亿元，同比-3.76%。2026年上半年，风资源状况不及2025年同期、福建省外项目限电率同比上升，叠加市场化交易影响，综合电价同比下降；营业成本同比+3.75%，对盈利形成一定压力;其他收益同比-47.50%，主要受陆上风电增值税即征即退政策调整影响，叠加个别项目所得税优惠政策变化，利润端承压。
　　抽蓄注入托底总电量，风光发电仍受资源及限电影响。2026H1公司累计发电量20.90亿千瓦时，同比+2.87%；上网电量20.47亿千瓦时，同比+2.84%。分类型看，福建风电上网电量12.44亿千瓦时，同比-0.54%；抽水蓄能6.92亿千瓦时，同比+10.91%；黑龙江风电0.79亿千瓦时，同比-6.88%；生物质发电0.23亿千瓦时，同比+10.08%；新疆哈密光伏0.08亿千瓦时，同比-11.68%。抽蓄电量增长抵消风电、光伏下滑，带动公司整体发电量与上网电量同比增长。
　　核心海风贡献突出，抽蓄成为新增稳定利润来源。2026H1中闽海电实现营业收入4.42亿元、净利润2.23亿元；福清风电实现营业收入1.72亿元、净利润0.50亿元；闽投抽水蓄能实现营业收入3.16亿元、净利润1.31亿元，其中抽蓄净利润较2025年同期增长约11.7%。公司完成闽投抽水蓄能51%股权收购后，主营业务正式拓展至抽水蓄能领域，有望提供较为稳定的利润贡献。
　　抽蓄资产注入落地，装机规模及业务结构显著扩充。截至2026/6/30，公司控股并网装机容量219.93万千瓦，其中风电94.93万千瓦（陆风65.33万千瓦、海风29.60万千瓦）、光伏2万千瓦、生物质3万千瓦、抽水蓄能120万千瓦。2026年上半年公司完成闽投抽水蓄能股权交割，并新增诏安光伏、福州海电股权投资，形成“风电+光伏+生物质+抽蓄”四大业务板块。公司坚持自主开发与优质项目并购双轮驱动。
　　长乐海风及配套工程稳步投入，省内新能源项目储备持续推进。截至2026H1，长乐B区海上风电场项目预算10.74亿元，期末在建工程余额0.27亿元，工程进度2.30%；长乐外海集中统一送出工程预算73.35亿元，期末在建工程余额0.46亿元，工程进度0.62%。此外，公司同步推进诏安四都80MW、中闽福清新厝50MW及莆田北岸400MW等渔光互补项目，福建省内海风、光伏项目储备持续转化。
　　盈利预测与投资评级：我们维持公司2026-2028年归母净利润预测5.88/6.52/6.63亿元，PE分别为17/15/15倍（2026/9/1），维持“买入”评级。
　　风险提示：风电风况波动、电价波动、新项目开工投产不及预期等。

　　中闽能源发布半年报，2026年H1实现营收11.03亿元（yoy-0.12%），归母净利3.47亿元（yoy-7.29%），扣非净利2.90亿元（yoy-3.76%），归母净利高于华泰预测上限（3.06亿元），因抽蓄并表收益好于预期。其中Q2实现营收6.39亿元（yoy+8.33%，qoq+37.96%），归母净利1.51亿元（yoy+22.43%，qoq-23.21%）。风光主业受风资源与电价拖累承压，抽蓄注入构成全年业绩的核心增量。公司基本面边际改善，估值具备吸引力，维持“买入”评级。
　　风光电量电价双弱，抽蓄注入支撑总量
　　风资源不及上年同期叠加省外限电率上升，2026H1福建风电发电量12.78亿千瓦时（yoy-0.5%），黑龙江风电yoy-6.9%，新疆光伏yoy-10.3%；公司福建陆上/海上风电利用小时分别为1260/2015小时，仍显著优于全国并网风电均值（917小时，yoy-170小时）。永泰抽蓄4月完成并表，H1发电量6.95亿千瓦时（yoy+10.9%），实现营收3.16亿元、净利1.31亿元，按51%权益贡献归母约0.67亿元。市场化交易推进下综合电价同比下降，风光“量价齐弱”是营收微降的主因。
　　退税减少与所得税上行压制利润，减值冲回部分对冲
　　1H26公司盈利端面临三重压制：1）陆上风电增值税即征即退政策调整，其他收益2,777万元（yoy-47.5%）；2）个别项目所得税优惠到期，所得税费用1.24亿元（追溯调整后yoy+10.1%）；3）营业成本yoy+3.8%，因上年末收购台江盛达将霞浦风电（60%权益）并表。减值冲回部分对冲：1）抽蓄收回以前年度电费，信用减值冲回807万元（上年同期为损失1,937万元）；2）债务结构优化下财务费用6,966万元（yoy-18.2%），资产负债率47.43%保持稳健。1H26公司经营现金流净额10.98亿元（yoy+121.5%），得益于抽蓄与控股股东资金归集解除带来的现金流入。
　　抽蓄全面入市临近，项目储备支撑中期成长
　　闽发改价格〔2026〕334号明确2026年8月1日起福建抽蓄抽水（发电）电量全部入市，永泰抽蓄从“计划电量”步入市场化时代，容量电价机制托底下电站收益模式面临重构，公司调度与交易能力将成为关键变量。项目端，长乐B区114MW海上风电正推进施工前准备与招标，长乐外海集中统一送出工程同步推进，诏安四都、福清新厝渔光互补及福清嘉儒风电场改造升级有序储备；基于控股股东承诺，平海湾三期海电注入有待补贴核查落地。
　　盈利预测与估值
　　我们维持公司26-28年归母净利润预测为6.04/7.03/7.30亿元（三年复合增速为11.85%），对应EPS为0.32/0.37/0.38元。Wind一致预期下可比公司26年PE均值24x，给予公司26年24xPE，目标价为7.68元（前值7.36元，对应26年23xPE）。
　　风险提示：新项目建设滞后；补贴核查结果低于预期；新项目获取不及预期。

Zhongmin Energy's 2025 revenue was RMB1,607mn (-8% YoY), and recurring net profit was RMB499mn (-20% YoY). Attributable net profit fell by 20% YoY to RMB522mn, missing our estimate of RMB582mn, mainly owing to RMB68mn in asset impairment provisions booked in 4Q25 and the expiration of income tax incentives for some offshore wind power projects. For 4Q25, revenue was RMB527mn (-18% YoY), and attributable net profit was RMB194mn (-20% YoY). The company has abundant projects pending construction, and we expect the injection of Mintou Pumped Storage to contribute incremental earnings. Maintain BUY.
Earnings dented by asset impairments/power output declines
Asset impairments dragged down annual earnings. In 2025, the company booked RMB68.17mn in asset impairment provisions, mainly for fixed assets showing signs of impairment. In 2025, total power output fell by 4.4% YoY to 2,875mn kWh. Wind power output from Fujian, the core support, slid by 3.5% YoY to 2,621mn kWh due to equipment failures of some offshore wind turbine units and a lower availability rate. Wind power output from Heilongjiang/PV power output from Xinjiang fell by 27.4/33.2% YoY due to weak regional wind resources and a YoY rise in the curtailment rate.
Impacts of subsidy expiration/market-traded tariffs surfaced
1) As early onshore wind power subsidies expired, the proportion of the company's market-traded power volume climbed by 49.2pp YoY to 98.4% in 2025, intensifying the volatility of on-grid tariffs. The company partially offset the pressure of subsidy phase-outs and market-traded tariff discounts by engaging in green electricity certificate trading to obtain clean energy premiums. 2) Income tax expenses surged. Due to the expiration of the "three-year exemption and three-year 50% reduction", income tax policies for the Pinghai Bay Offshore Wind Power Phase II and Pingtan Qingfeng Phase II projects, in 2025, income tax expenses climbed by RMB68mn YoY to RMB197mn, squeezing net profit margin.
Mintou Pumped Storage consolidated
1) Projects pending construction are abundant. Currently, the company's reserves include the Changle Zone B offshore wind farm, fishery-solar complementary PV power stations (Zhao'an Sidu and Fuqing Xincuo), and the Fuqing Jiaru wind farm upgrading project. Specifically, the three fishery-solar complementary projects in Fuqing have been selected into the 2025 list of PV power station development and construction projects in Fujian, with newly added installed capacity of 250,000 kW. We expect their subsequent commissioning to bolster earnings. 2) Asset injections completed: The company completed the change registration of business license regarding the 51% equity in Mintou Pumped Storage on 27 April 2026. We expect it to be consolidated and contribute incremental earnings in 2026. The Putian Pinghai Bay Offshore Wind Farm Phase III project has not yet met the injection conditions as it has not received the final subsidy verification result
Earnings forecasts and valuation
Considering that progress in the Changle offshore wind power/Fujian PV power projects was slower than we expected, we cut our 2026/2027 attributable net profit forecasts by 3.6/5.0% to RMB604/703mn and add our 2028 forecast of RMB730mn (3Y CAGR: 12%), implying 2026/2027/2028 EPS of RMB0.32/0.37/0.38. We value the stock at 23x 2026E PE, in line with its peers' average on Wind consensus. Our target price is RMB7.36 (previous: RMB6.27, based on 19x 2026E PE).
Risks: Delays in new project construction, worse subsidy compliance results than we expect, slower acquisitions of new projects than we expect.

　　营收基本持平、净利承压，抽蓄并表对冲风电波动。2026年上半年，公司实现营业收入11.03亿元，同比下降0.12%；归母净利润3.47亿元，同比下降7.29%；基本每股收益0.18元/股，同比下降10%；加权平均净资产收益率4.52%，较上年同期减少0.38个pct。营业收入下降主要为风资源状况不及上年同期、福建省外项目限电率同比上升、市场化交易影响导致综合电价同比下降，但依托抽水蓄能并表对冲，营收降幅仅0.12%。公司于2026年4月完成收购控股股东投资集团持有的闽投抽水蓄能51%股权，本次收购为同一控制下企业合并，根据企业会计准则的相关规定，公司对上年同期数进行追溯调整。
　　抽水蓄能并表增厚利润，120万千瓦装机贡献第二增长极。截至2026年6月30日，公司控股并网装机容量219.93万千瓦，其中风电94.93万千瓦（陆上风电65.33/海上风电29.6万千瓦）、光伏发电2万千瓦、生物质发电3万千瓦、抽水蓄能120万千瓦。2026年上半年，公司抽水蓄能完成发电量6.95亿千瓦时（yoy+10.94%），对应子公司闽投抽水蓄能实现净利润1.31亿元，对应归母净利润0.67亿元，占总归母利润的19.25%。需关注的是，根据福建发改委发布的《关于落实第四监管周期输配电价有关事项的通知》，自2026年8月1日起，福建抽水蓄能电站抽水（发电）电量全部进入市场，抽蓄业务从计划电量步入市场化时代，对调度能力和市场研判能力提出更高要求。
　　风电量价双承压，海上风电仍为利润压舱石。2026年上半年，公司在福建的风电项目完成发电量12.78亿千瓦时（yoy-0.45%），黑龙江风电完成发电量0.82亿千瓦时（yoy-6.87%）；风电电量同比下降原因为风资源状况不及上年同期、福建省外项目限电率同比上升所致，叠加市场交易后综合电价同比下降，风电主业量价承压。但受益于区位资源优势，公司福建所属海上风电场平均发电设备利用小时达2015小时、陆上风电场达1260小时，海上风电核心子公司中闽海电实现净利润2.23亿元（yoy+0.3%），海上风电仍是公司业绩基本盘。此外，新疆哈密光伏完成发电量0.086亿千瓦时（yoy-10.33%），黑龙江生物质发电完成发电量0.27亿千瓦时（yoy+10.49%），两者体量均较小、对当期业绩影响有限。
　　长乐外海送出工程落地，海上风电规模化打开成长空间。公司拟投资建设长乐外海集中统一送出工程项目，总投资约73.35亿元，新建输出容量210万千瓦，建设±525千伏海上柔性直流换流站和陆上集控站（含储能21万千瓦/42万千瓦时）各1座，项目预计2026年底开工、建设期24个月，公司通过51%股权比例预计投入资本金约7.48亿元。该项目作为长乐外海5个海上风电场项目的配套集中统一送出工程，投运后通过向各配套海上风电场业主收取过网输电服务费获取稳定收益。同时，公司扎实推进福建省内海上风电项目、渔光互补项目和老旧风电场改造升级。
　　投资建议：公司作为福建省投资集团旗下新能源上市平台，短期业绩受风资源、限电及市场化电价下行压力影响，中长期则受益于抽水蓄能并表与海上风电、长乐外海送出工程投运的增量贡献。预计公司2026-2028年实现营业收入21.53、22.76、23.54亿元；实现归母净利润6.67、6.93、7.04亿元，同比+27.8%、+3.9%、+1.7%；对应EPS为0.35、0.36、0.37元/股；对应PE为15.0X、14.5X、14.2X，维持“增持”评级。
　　风险提示：风资源波动风险、新能源限电风险、上网电价下行风险、抽水蓄能市场化改革风险、增值税优惠政策变动风险、项目建设进度不及预期风险。