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。