公司公告2025年报：2025年公司实现营业收入45.0亿元，同比-10.6%；实现归母净利润6.9亿元，同比-48.4%；实现扣非净利润6.6亿元，同比-49.7%。2025Q4公司实现营业收入10.9亿元，同比-10.8%；实现归母净利润-0.6亿元，同比-143.2%；实现扣非净利润-0.7亿元，同比-143.9%。
　　短期经营承压，弃风限电与电价下行影响显著。2025年，公司经营有所承压，一方面，弃风限电问题加剧，全年因弃风限电损失的电量达25.22亿千瓦时，占总可发电量的17.41%，该比例较2024年的10.33%显著上升。其中，新疆、甘肃等西北重点区域受影响尤为严重，新疆地区弃风损失电量占比较上年大幅增加；另一方面，随着新能源全面参与电力市场，公司市场化交易电量占比提升至66.10%，但平均上网电价同比下降约12.09%，对收入端造成压力。此外，为提升长期资产质量，公司对部分老旧风场计提资产减值准备以实施“以大代小”改造，对利润端也产生了一定影响。
　　储能业务实现跨越式发展，或成为公司重要的增长引擎。为响应国家新能源产业发展战略，公司2025年加大对新增独立储能业务的开发、投资及建设，实现了从“0到1”的突破。公司储能业务主要面向电网侧和新能源电站配套场景，提供长时储能、调峰调频、容量租赁等服务。2025年公司在广东、甘肃、内蒙古、新疆、湖北等地区获取了6个独立储能项目，新增备案总规模达97.1万千瓦。截至2025年末，公司储能累计装机容量为20万千瓦，在建项目容量10万千瓦，为公司增长提供了重要动力。
　　海风成长潜力可期，“十五五”期间景气或持续上行。“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。截至2025年，海风装机占风电总装机的比例为7.4%，占全国风电及光伏装机的比例为2.6%，占全国总装机的比例仅为1.2%，占比仍较低，或意味着正站在新一轮成长周期的起点。公司聚焦风电开发与运营，有望在行业高景气时期核心受益。
　　投资建议：1）盈利预测：考虑到弃风限电及电价下行的影响，我们预计公司2026~2027年分别实现归母净利润7.0、8.4亿（前值为15.4、16.3亿），新增2028年盈利预测10.3亿，同比分别+1.8%、+19.8%、+22.9%，对应PE为42、35、29倍，对应PB为1.6、1.6、1.5倍。2）估值：对公司采用可比公司估值法，可比公司对应26年PB为1.7x，考虑到公司是市场上少有的纯风电运营商，在可比公司基础上给予一定溢价，给予26年PB为2.0x，对应一年期目标市值为361亿，对应目标价5.5元，目标价较现价约23%空间，维持“推荐”评级。
　　风险提示：政策变化风险，来风扰动和风电建设可能不及预期，市场化交易推进带来的电价风险等。

CECEP-Wind Power’s 2025 revenue was RMB4,495mn(-10.6%YoY),the attributable net profit(NP)was RMB686mn(-48%YoY),and the recurring NP was RMB656mn(-50%YoY).The attributable NP was in line with the profit alert range of RMB630-850mn.For 4Q25,revenue was RMB1,085mn(-10.8%YoY,+12.3%QoQ)and the attributable net loss was RMB64.59mn(turning loss-making YoY and QoQ),which we attribute mainly to the RMB266mn asset impairment provisions for the‘replacing small turbines with large ones’initiative in 4Q25,dropping market-oriented power tariffs,and rising wind power curtailment rates.For 2025,the company’s wind curtailment rate rose by 7.1pp YoY,the proportion of market-oriented transactions expanded to 66%,and regional electricity tariff differentiation intensified.The company is expanding into East China,offshore projects,and overseas markets to optimize its incremental project mix.We expect the launch of direct green power connection(DGPC)projects to address consumption bottlenecks in Northeast China,Northwest China,and North China.The company’s full-year dividend payout ratio was 36%,and the ratio reached 50%when including repurchases and cancellations.Maintain OVERWEIGHT.
Wind power capacity grew steadily
As of end-2025,the company’s cumulative installed wind power capacity was 6,350MW(+172MW YoY),operating capacity was 6,142MW(+99.5MW YoY),and the capacity of wind farms under construction was 650MW.In 2025,the capacity of newly approved wind farms was around 1,293MW,and the capacity of off-grid energy storage projects was 971MW.We project 2026/2027 newly grid-connected wind power capacity at 800/800MW.In 2025,the company’s wind power output rose by 1.4%YoY to 12,417mn kWh,and the average utilization hours declined by about 200 hours YoY to 2,035 hours.The company’s wind power curtailment rate increased by 7.1pp YoY to 17.4%,resulting in an electricity loss of 2.52bn kWh(+79%YoY),equivalent to 413 hours.Among regions where the company’s wind farms are located,Xinjiang(36%),Qinghai(24%),Gansu(22%),Guangxi(15%),and Inner Mongolia(14%)reported the highest wind power curtailment rates,mainly as the construction of power transmission/transformation channels and local consumption capacity failed to match the rapid expansion of new energy power unit capacity.
Cut earnings forecasts,lift target price on higher peer valuations
To factor in changes in wind turbine capacity,rising wind curtailment rates,dropping market-oriented power tariffs,and asset impairments,we lower our 2026/2027 attributable NP forecasts by 29/22%to RMB662/805mn and add our 2028 forecast of RMB962mn,for a2026-2028 CAGR of 12%and 2026/2027/2028 BVPS of RMB2.74/2.82/2.93.We value the stock at 1.6x 2026E PB,at par with its peers’average on Wind consensus based on its potential ROE upside.We lift our target price to RMB4.38(previous:RMB3.47,based on 1.2x 2026E PB,below its peers’then average of 1.3x).

　　节能风电发布年报，2025年实现营收44.95亿元（yoy-10.6%），归母净利6.86亿元（yoy-48%），扣非净利6.56亿元（yoy-50%），归母净利符合业绩预告区间（6.3~8.5亿元）。其中Q4实现营收10.85亿元（yoy-10.8%，qoq+12.3%），归母净利-6,459万元（同比/环比由盈转亏），亏损主因是四季度计提“以大代小”资产减值准备2.66亿元、市场化电价下行及弃风限电率上升。2025年公司弃风限电率同比上升7.1pp，市场化交易比例扩大至66%，区域电价分化加剧。公司“向东、向海、向外”发展，优化增量项目布局；绿电直连项目落地，有望破局“三北”电力消纳瓶颈。公司全年派息率为36%，加上回购注销后比例为50%。维持“增持”评级。
　　风电装机稳步增长，弃风限电率上升拖累发电量
　　截至2025年末公司风电累计装机6,350MW、同比增加172MW，运营装机6,142MW、同比增加99.5MW，在建风电项目650MW。2025年新增核准风电项目约1,293MW，独立储能项目971MW。我们预计2026-27年风电新增并网装机800/800MW。2025年公司风电发电量同比+1.4%至124.17亿千瓦时，平均利用小时数2,035小时、同比下降约200小时，其中弃风限电率上升导致损失电量25.2亿千瓦时（同比+79%）、折合413小时，限电率17.4%（同比+7.1pp）。公司项目所在区域弃风限电率前五为新疆36%/青海24%/甘肃22%/广西15%/内蒙古14%，主要因区域新能源装机增速较快，而输变电通道建设与本地消纳能力未能同步匹配。
　　市场电比例扩大加剧区域分化，存量风电电价降幅可控
　　2025年公司风电市场化交易电量78.7亿千瓦时，同比+23%，占比66.1%（同比+11.7pp）。全年平均含税上网电价约417元/MWh，同比减少57元/MWh；公司项目所在区域电价降幅前五为甘肃156/湖北111/陕西44/河南26/广东25元/MWh。2025年136号文出台后，存量项目机制电价与现行政策妥善衔接，差价结算机制有望平滑收益波动；公司增量项目占比较小，我们预计2026-27年电价降幅收窄、含税上网电价分别为413/407元/MWh。公司全年通过电力交易业务合计增收约4.1亿元，后续将依托专业交易团队与智能决策体系持续优化电价管理。
　　“向东、向海、向外”发展，绿电直连破局消纳瓶颈
　　向东方面，公司加大华东、华南等区域开发力度，2025年实现天津市场零的突破，河北（邢台）、河南、湖北、广西等中东部及南方项目陆续核准投运，该区域弃风率显著低于西北。向海方面，公司阳江南鹏岛项目稳定运营，钦州项目积极推进，海上风电就近消纳条件优。向外方面，公司成功签订塞尔维亚绿色能源合作协议，澳洲白石风电场依托电力+绿证双轨销售持续贡献海外收益。公司在“三北”区域通过绿电直连模式实现就地消纳破局，内蒙古察右前旗（兴和县）绿色供电项目锁定绿电结算价240元/MWh，实现物理层面全额消纳，有效规避输变电通道瓶颈与市场化电价波动风险。
　　下调盈利预测，基于可比估值上调目标价
　　我们预计公司26-28年归母净利润为6.62/8.05/9.62亿元（较前值分别调整-29%/-22%/-，三年复合增速为12%），对应BPS为2.74/2.82/2.93元。下调主要是考虑到风电装机变化、弃风限电率上升、市场化电价下行及资产减值影响。可比公司26年Wind一致预期1.6xPB，考虑到公司ROE具备提升潜力，给予公司26年1.6xPB，上调目标价至4.38元（前值3.47元，对应26年1.2xPB、可比1.3xPB）。
　　风险提示：风力发电竞争加剧；弃风限电风险；补贴回款低于预期。