龙源电力发布三季报：Q3实现营收65.64亿元（yoy-14%，qoq-13%），归母净利10.18亿元（yoy-38%，qoq-31%），归母净利低于华泰预测（11.16~13.64亿元），主要是风电利用小时数下降导致电量低于预期。2025年Q1-Q3实现营收222.21亿元（yoy-17%），归母净利43.93亿元（yoy-21%），扣非净利42.92亿元（yoy-16%）。公司推出50亿元A股再融资计划加码风电项目，长期增长动力充足。维持“买入”评级。
　　装机扩容成效显著，光伏发电量实现大幅增长
　　1-9月公司净新增新能源控股装机2.27GW，截至9月末控股装机达43.42GW；其中风电新增1.13GW至31.54GW，光伏新增1.17GW至11.87GW，生物质发电减少30MW。1-9月累计完成发电量565.42亿千瓦时（yoy-0.5%），剔除已出表火电后yoy+13.8%；风电发电量461.88亿千瓦时（yoy+5.3%），主要依赖新增装机贡献；光伏发电量103.54亿千瓦时（yoy+78%），装机规模上升带动增长显著。受风速同比下降影响，1-9月风电平均利用小时数1,511小时（yoy-95小时）。
　　风电收入微降、光伏高增，市场化交易影响电价水平
　　1-9月风电分部收入191.44亿元（yoy-1.8%），主要因平价项目占比提升及市场化交易规模扩大，平均上网电价有所下降；光伏分部收入28.06亿元（yoy+64.8%），完全受益于装机容量的快速扩张。风电作为核心业务，尽管收入微降，但凭借规模效应和运营效率优化，盈利基本保持稳定；光伏业务则呈现“量增价稳”态势，成为业绩增长的重要对冲力量。随着136号文落地，新能源上网电价全面进入市场化交易阶段，短期内可能导致电价波动，但长期将通过机制电价稳定收益预期。
　　补贴回款大幅改善现金流，再融资加码风电项目
　　9月末公司应收款项融资426.94亿元，较6月末下降65.33亿元，结束此前逐季上升趋势。1-9月经营现金流净额157.84亿元（yoy+53%），主要得益于Q3可再生电费补贴回款大幅增加，叠加火电业务剥离后经营性支出减少。随着后续合规确权工作推进，公司资产流动性和估值水平有望进一步提升。公司拟在A股定增募资不超过50亿元，投入海南东方50万千瓦海上风电项目和“宁湘直流”配套沙坡头100万千瓦风电项目。项目建成后将新增风电装机150万千瓦，扩大风电业务规模，巩固行业领先地位。
　　下调盈利预测，基于26年估值上调目标价
　　我们下调公司25-27年归母净利润1.8%/8.7%/8.2%至63.78/67.32/77.80亿元（三年复合增速为7%），对应EPS为0.76/0.81/0.93元。下调主要是考虑到陆上风电增值税返还政策变化、政府补助收益下修。给予公司A股目标价人民币19.44元（前值18.72元），基于2026年24xPE，较可比均值溢价2x、考虑到26-27年归母净利CAGR（10.4%）高于可比中位值（7.9%）；给予公司H股目标价港币7.99元（前值7.63元），基于2026年9xPE，高于历史三年PE均值（7x），我们看好国补合规确权和机制电价实施催化价值重估。
　　风险提示：来风不及预期；弃电率回升；补贴回款不及预期。

　　龙源电力发布半年报，1H25实现营收156.57亿元（yoy-18.6%），归母净利33.75亿元（yoy-13.8%），扣非净利32.87亿元（yoy-12.3%）。其中Q2实现营收75.17亿元（yoy-18.2%，qoq-7.7%），归母净利14.73亿元（yoy-0.1%，qoq-22.5%）。Q2归母净利高于我们的预测（12.16亿~13.44亿元），主要是风电电价好于预期。公司拟派发中期股息0.1元/股，合计8.36亿元，派息比例24.77%。期待国补合规确权带来价值重估，A/H股均维持买入。
　　装机扩容带动发电增长，风资源下降致风电利用小时数降低
　　1H25公司控股装机新增2,053.54MW至43.197GW，其中风电新增986.95MW至31.396GW、光伏新增1,096.59MW至11.795GW。1H25公司新签订开发协议1.24GW，其中风电1.04GW、储能0.2GW；公司取得开发指标4.75GW，其中风电2.98GW、光伏1.77GW。1H25公司发电量yoy+12.7%（剔除已出表的火电），其中风电发电量yoy+6.1%至33,502GWh，主要得益于新增装机；光伏发电量yoy+71.4%至6,147GWh，主要是装机规模扩大。风电平均利用小时数yoy-68小时至1,102小时，主要因部分大容量项目所在区域风资源水平同比下降。
　　风电经营利润同比下降，受市场化交易扩大与结构性因素影响
　　1H25公司风电分部经营利润yoy-11%至62.13亿元，对应度电经营利润yoy-16%至185元/MWh，其中风电平均上网电价yoy-16元/MWh至422元/MWh，主要是市场化交易规模扩大和平价项目增加的结构性因素影响。1H25公司光伏发电分部经营利润yoy+51%至5.50亿元，对应度电经营利润yoy-12%至89元/MWh，其中光伏发电平均上网电价yoy-5元/MWh至273元/MWh。
　　国补回款不及预期，期待国补合规确权带来价值重估
　　2025年6月末公司应收款项融资较年初增加59.6亿元、占净资产比例qoq+2.9pp至55.7%，自2022年底以来（除3Q24外）逐季上升，主要是绿电国补回收进度低于预期。1H25公司经营现金流yoy-8.5%至66.73亿元，但2Q25yoy+7.3%至39.77亿元。当前公司仍有约30%容量的补贴项目未纳入合规清单，成为压制公司估值的重要因素；我们认为未来绿电国补合规确权落地将有利于公司实现价值重估。
　　调整盈利预测，小幅下调目标价
　　我们将2025-27年归母净利调整-1.1%/+1.0%/+2.8%至64.96/73.73/84.74亿元（三年预测期CAGR10.1%），对应EPS0.78/0.88/1.01元；调整主要考虑到电价与毛利率变化。给予公司A股目标价人民币18.72元（前值18.96元），基于2025年24xPE，较可比均值溢价2x、考虑到三年预测期归母净利CAGR高于可比均值（9.5%）；给予公司H股目标价港币7.63元（前值7.73元），基于2025年9xPE，高于历史三年PE均值（7x），我们看好国补合规确权和机制电价实施催化价值重估。
　　风险提示：来风不及预期；弃电率回升；补贴回款不及预期。

　　事件：公司发布2025年半年报，25H1实现营收156.57亿元，同比-18.61%，实现归母净利33.75亿元（扣非32.87亿元），同比-13.79%（扣非同比-12.26%）。由此计算25Q2单季度实现营收75.17亿元，同比-18.18%，实现归母净利14.73亿元（扣非14.26亿元），同比-0.07%（扣非同比+5.64%）。公司同时宣布进行中期利润分配，拟每10股派发现金红利1.00元（税前），占25H1归母净利润的比例为24.77%。
　　风资源较25Q1有所改善，光伏电价下行压力减轻。25H1，公司实现发电量396.52亿kwh，同比-1.07%；剔除火电出表影响后+12.73%。其中，风电、光伏发电量分别为335.03、61.47亿kwh，同比+6.07%、+71.37%。25Q2，公司实现发电量193.66亿kwh，同比+2.70%；剔除火电出表影响后+17.16%。其中，风电发电量157.27亿kwh，同比+8.06%；光伏发电量36.38亿kwh，同比+84.20%。截至25H1末，公司风电、光伏累计装机分别为31.40、11.79GW，对应年内新增装机0.99、1.10GW，已完成全年目标装机5GW的42%。25Q2，公司风电发电量仍受到风资源条件偏弱的拖累，但负面影响较25Q1有所减弱。25H1，公司风电平均利用小时数为1102h，同比-68h或-5.8%，较25Q1的-55h或-8.6%有所修复。25H1，公司风电平均上网电价422元/MWh（不含税），同比-16元/MWh或-3.7%，主要是源于风电市场交易规模扩大，平价项目增加以及结构性因素；光伏平均上网电价273元/MWh（不含税），同比-5元/MWh或-1.8%（vs.24H1新增装机1.69GW，电价yoy-9.9%），新增装机放缓或在一定程度上使得电价下行压力有所减轻。
　　受风资源、电价、折旧摊销多重影响，风电分部业绩承压。公司25H1营业收入同比降幅较大主要系火电资产出表影响，我们加总非火电分部的收入，25H1同比+3.09%至160.40亿元。具体来看，风电分部实现收入138.26亿元，同比-1.60%，主要系利用小时数、电价同比下行；光伏分部实现收入17.02亿元，同比+65.63%，主要得益于装机增长带来的电量增加。由于火电业务盈利能力明显弱于新能源，因此资产出表对公司利润的影响幅度小于收入，我们加总非火电分部的经营利润，25H1同比-6.81%至69.05亿元，其中风电分部实现经营利润62.13亿元，同比-10.54%，主要由于收入下滑但新增装机带来的折旧摊销增加较为刚性；光伏分部实现经营利润5.50亿元，同比+51.19%。
　　投资建议：我们预测公司25-27年归母净利润分别为64.40、71.11、79.44亿元，对应PE21.60x、19.56x、17.51x，维持推荐评级。
　　风险提示：风资源条件不及预期的风险；新项目建设进度&投产节奏不及预期的风险；电价下行风险等。

　　事件：2025年1-9月，公司实现营业收入222.21亿元，同比下降17.29%；实现归母净利润43.93亿元，同比下降21.02%；基本EPS为0.5255元/股，同比下降20.34%；加权平均ROE为5.88%，同比下降1.76个pct。Q3单季度公司实现营业收入65.64亿元，同比下降13.98%；实现归母净利润10.18亿元，同比下降38.19%。
　　火电剥离致营收承压，补贴回款夯实现金流根基。营收及利润下滑主要由于1）本年1-9月不再包含火电收入。根据2024年财报，火电营业收入57亿元，占2024年总营业收入的15.4%。2）平价风电项目增加、参与市场化交易规模扩大等使得风电电价下降；3）风电平均利用小时数1511h，较去年同期下降95h。由于前三季度可再生电费补贴回款较上年同期大幅增加，公司经营现金流同比增长53.33%，为主营业务稳健增长提供有力的现金流支撑。
　　新增装机驱动发电量同比增长，Q3风电电量环比收窄。前三季度，公司新增新能源装机227.42万千瓦，其中风电/光伏分别113.47/116.95万千瓦。前三季度，公司完成发电量565.47亿千瓦时（yoy-0.53%），剔除火电影响同比增长13.81%，其中风电发电量461.88亿千瓦时（yoy+5.3%），光伏发电量103.54亿千瓦时（yoy+78.0%）。
　　Q3单季度完成发电量168.94亿千瓦时（yoy+0.77%，qoq-12.8%），剔除火电影响同比增长16.43%，其中风电发电量126.85亿千瓦时（yoy+3.33%，qoq-19.3%），光伏发电量42.08亿千瓦时（yoy+88.57%，qoq+15.6%）。
　　投资建议：短期受火电业务剥离影响，但新能源核心业务增长强劲；在建装机持续推进、集团资源注入预期为公司长期发展注入动力。我们预计公司2025-2027年实现营业收入355.11、367.7，387.22亿元，实现归母净利润63.29、68.53、74.61亿元，对应EPS为0.76、0.82、0.89元/股，对应PE为23.2X、21.4X、19.6X，维持“增持”评级。
　　风险提示：电力需求不及预期风险、市场化电价波动风险、风资源波动与气候风险、技术迭代与资产效率风险、项目建设与并网延期风险。

　　事件：公司发布2025年中报。2025H1，公司实现营业收入156.57亿元，同比下降18.60%；实现归母净利润33.75亿元，同比下降13.79%；基本每股收益为0.40元/股，同比下降13.01%；加权平均ROE为4.51%，同比减少0.86个pct。
　　营收下降系火电业务剥离，新能源发电量收入均增长。2025年上半年，公司营业收入同比下降18.6%，主要受火电业务剥离影响；同时因平价项目增加己市场化交易规模扩大，风电板块售电收入同比下降2.39亿元。2025H1，公司风电/光伏发电量为335.03/61.47亿千瓦时，同比+6.07%/71.37%；风电/光伏上网电价为422/273元/兆瓦时（不含税），同比-3.65%/-1.8%；光伏装机容量同比增加，带动售电收入增加6.42亿元，部分抵消火电剥离和风电收入减少的影响，新能源板块实现发电量和收入双增长。
　　“宁电入湘”绿电外送通道投产，大基地项目陆续投产持续贡献业绩增量。
　　8月20日，我国首条主要输送“沙戈荒”新能源电力的特高压通道“宁电入湘”成功投产送电，公司负责建设该通道的配套电源—宁夏腾格里沙漠新能源基地项目，也已取得显著进展：200万千瓦光伏项目已分别于2023年4月、2024年6月成功并网发电；100万千瓦光伏项目计划于今年9月正式投产发电；250万千瓦风电基地建设已全面启动攻坚；300万千瓦光伏项目前期工作稳步推进。与此同时，据公司公告，国家能源集团承诺注入的4GW新能源资产已分批实施，目前已注入约203.29万千瓦，尚有196.71万千瓦在持续推进中。
　　投资建议：短期受火电业务剥离影响，但新能源核心业务增长强劲；在建装机持续推进、集团资源注入预期为公司长期发展注入动力。我们预计公司2025-2027年实现营业收入350.36、376.24、401.17亿元；实现归母净利润64.01、70.51、76.08亿元，同比+0.9%、+10.2%、+7.9%；对应EPS为0.77、0.84、0.91元；对应PE为21.8X、19.8X、18.3X，给予“增持”评级。
　　风险提示：电力需求不及预期风险、市场化电价波动风险、风资源波动与气候风险、政策审批与执行风险、技术迭代与资产效率风险、项目建设与并网延期风险。

　　全球龙头地位与战略聚焦巩固领航优势：作为国家能源集团旗下新能源领军企业，公司凭借先发优势与深厚技术积淀构筑行业壁垒。公司深耕风电领域三十余年，率先布局优质风资源区，以及海上、低风速等高难度场景，自2015年稳居全球风电装机第一。2024年公司电源结构战略性调整，完成火电资产清零，聚焦新能源主业发展，获得集团资产注入203万千瓦，总装机量达到4114万千瓦财务方面，公司费率稳定，叠加资结构不断优化，通过存量贷款置换压降资金成本，使其保持行业优势；25-27年中长期分红规划延续30%比例，提升投资者长期回报；24年资本开支同比增长42%，继续保持对新能源项目的投资建设，公司预计2025年新开工550万千瓦、投产500万千瓦新能源项目。
　　价值竞争与市场化改革重塑行业格局：经过十余年技术迭代驱动的成本下降周期，光伏组件、风电设备等关键产品降本空间逐渐收窄，在产业政策和市场机制双重作用下，行业发展逻辑从爆发增长的内卷式竞争，迈入以技术创新驱动、质量效益优先的高质量发展新周期。随着新能源全面入市政策出台，短期看，行业运营端面临电价下行与电量消纳瓶颈，加速淘汰低效能和行业洗牌；长期看，行业发展将以市场最优分配为导向，以合理收益空间为核心，通过输配电网通道的建设（完善终端用电支线行业以及电力远距离运输问题）、电力市场机制持续改革（发电侧各类电源合理承担功能与分配利益）、调控碳排放和可再生能源消纳权重等方式，构建新型电力系统以达到能源替换的目标。
　　资源整合与高效运营驱动核心优势协同优化：凭借规模化装机、高效运营及高价值区域布局等核心优势，实现稳健发展并巩固领先地位。公司资源获取与整合能力突出，2024年新增超14GW开发指标，完成首批203万千瓦集团资产注入。在区域布局上，形成以北方资源富集区与东南沿海经济带为核心、西南走廊与高溢价市场为补充的战略体系；东南沿海区域风电机组利用小时数、上网电价及市场占有率协同优化，技术领先与资源竞配能力显著，2024年高电价地区售电占比提升推动收益增长，新能源板块营业收入及利润两项核心指标增幅显著。公司将继续强化东南沿海高电价区域项目的竞争、开发和建设，具备技术研发能力优势，自研监控系统提升运营效率，以多维度优势引领业务高质量发展。
　　重点领域多点发力拓展规模化改造与增量空间：公司在风电改造升级、新能源大基地及海上风电领域多点发力。在风电改造升级领域，公司宁夏贺兰山项目实现单机容量、总装机规模与发电效率的跨越式提升，同时大幅降低运维成本、增厚利润，且当前公司存量风机投产年限>15年以上的容量约为450万千瓦，未来改造替换空间巨大。在新能源大基地领域，公司拥有多个千万千瓦级大基地项目在建/储备，其中宁夏腾格里大基地配套的“宁湘直流”已于6月29日完成试运行，具备400万千瓦送电能力，对应风光大基地项目的电量、电价具备明确且具有保障性的落地条件。
　　投资建议：公司作为国家能源集团控股的全球风电企业龙头，于A+H两地上市，凭借三十余年深耕风电领域积累的先发优势与技术构建起行业壁垒，拥有存量及增量优势。我们预计公司2025-2027年实现营业收入357.31、387.85、415.08亿元，实现归母净利润66.27、73.51、79.46亿元，同比增长4.4%、10.9%、8.1%；对应EPS为0.79、0.88、0.95元，对应当前股价PE为20.6、18.6、17.2X，维持“增持”评级。
　　风险提示：电力需求不及预期风险、市场化电价波动风险、风资源波动与气候风险、政策审批与执行风险、技术迭代与资产效率风险、项目建设与并网延期风险。