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2025年年报和2026年一季报。2025年实现营收48.93亿元，同比+27.41%；实现归母净利润8.01亿元（扣非8.78亿元），同比-20.61%（扣非同比-2.81%）；位于业绩预告区间（6.91-8.98亿元）中枢略偏上水平。
　　归母净利润和扣非归母净利润之间的差异主要由于非流动资产处置损益同比-1.18亿元至-0.39亿元，营业外收入和支出同比-0.70亿元至-0.40亿元。25Q4实现营收11.86亿元，同比+29.44%；归母净利润-0.05亿元（扣非0.63亿元），同比-105.14%（扣非同比+0.59%）。26Q1实现营收11.77亿元，同比+14.76%；实现归母净利润0.89亿元（扣非0.88），同比-65.01%（扣非同比-65.12%）。公司2025年年度拟派发现金红利0.165元/股（含半年度现金分红0.045元/股），2026年4月27日收盘价对应股息率1.60%；叠加回购金额0.55亿元，2025年度累计现金分红总额为3.95亿元，占归属于上市公司股东净利润的比例为49.34%。
　　装机驱动电量增长，电价明显下行。
　　截至25年末，公司在运装机规模2142.55万千瓦，其中风电、光伏、储能&光热分别为408.6、1683.95、50万千瓦，对应年内新增15、242.4、40万千瓦。截至25年末，公司在建装机1081.25万千瓦，其中风电、光伏、储能&光热分别为840.25、175.00、66万千瓦。2025年，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%。2025年，公司平均上网电价为0.278元/kwh（含税），同比-32.5%或-0.134元/kwh，预计主要系市场化交易电价降低、新增并网项目电价较低所致。26Q1，公司新增装机55万kw；实现发电量49.11亿kwh，同比+21.14%；其中，风电发电量18.08亿kwh，同比-4.49%；光伏发电量29.31亿kwh，同比+38.91%。
　　我们以营业收入/上网电量近似模拟公司上网电价（不含税），26Q1为0.246元/kwh，同比-5.25%或-0.014元/kwh。
　　成本、财务费用随装机增长刚性增加，少数股东损益占比提升。2025年，公司发生营业成本25.88亿元，同比+48.8%，增速高于营收端，主要系折旧等成本随装机增长而增加，使得毛利率同比-7.60pct至47.10%。26Q1，公司营业成本同比+53.3%至7.42亿元，毛利率同比-15.85pct至36.93%。与此同时，随在建项目转固，相关贷款的利息支出按规定费用化导致公司财务费用大幅增长，进一步拖累盈利表现，2025、26Q1分别为6.49、2.08亿元，同比+42.11%、+67.96%。此外，由于公司部分新增并网项目持股比例较低，使得少数股东损益占比有所提升，2025、26Q1分别为34.37%、32.97%，同比+19.60、+5.88pct。
　　国补回收助力现金流大增，信用减值损失冲回增厚业绩。截至2025年末，公司全年已累计收回可再生能源补贴资金22.82亿元，同比大增189%。受此驱动，公司2025年经营活动产生的现金流量净额达到49.09亿元，同比+172.67%。得益于补贴的大额回收，公司2025年冲回以前年度确认的信用减值损失0.94亿元（24年计提信用减值损失1.17亿元）。
　　投资建议：我们预计公司26-28年分别实现归母净利润7.32、9.00、11.92亿元，对应PE分别为28.92x、23.51x、17.76x。维持“推荐”评级。

　　事件：
　　公司发布2025年三季度报告，前三季度公司实现营业总收入37.07亿元（同比+26.78%），归母净利润8.05亿元（同比-12.02%）。单三季度实现营业收入13.74亿元（同比+22.72%），归母净利润1.87亿元（同比-58.50%）。归母净利润同比下滑主要由于（1）存量项目限电率提升、市场化竞争加剧及电价下行；（2）新疆大基地等项目陆续投运提升公司发电量，公司前三季度发电量同比提升，但由于新疆部分大基地项目为公司控股，对归母净利润贡献力度有限。
　　可再生能源补贴回款改善经营性现金流，费用管控缓解毛利率下滑压力。
　　公司经营活动现金流量净额40.58亿元，同比增长221.72%，主要由于收回可再生能源补贴款，截至2025年8月末，公司累计收回新能源电价补贴16.67亿元。2025Q1-Q3公司毛利率52.15%，同比下降7.08pct，期间费用率16.81%，同比下降0.61pct，公司持续加强费用管控能力，一定程度上缓解由于新项目投产带来的折旧摊销费用上升的压力。
　　新项目投产带动发电量快速上升，新能源业务朝更高质量、更融合业态发展。
　　25Q3公司完成发电量58.55亿千瓦时，同比增长86.46%；前三季度累计完成发电量151.54亿千瓦时，同比增长95.41%，其中光伏发电量完成发电量89.15亿千瓦时，同比增长289.30%，风电完成发电量60.70亿千瓦时，同比增长12.41%。资源获取方面，公司前三季度相继获得新疆、内蒙、青海、宁夏等地多个新能源项目，合计建设指标377万千瓦（风电200万千瓦，储能97万千瓦，光伏80万千瓦）。“136号文”后，公司对于新投项目或将趋于谨慎，更加看重项目收益率及质量，持续优化装机结构。此外，公司加快推进建立“新能源+”融合业态”，积极对接数据中心、高消纳企业，探索推进绿电直连项目开发，有望步入“高质量”发展阶段。
　　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。