China Longyuan’s 1Q26 revenue fell by 4% YoY to RMB7,868mn; the attributable net profit slid by 15% YoY to RMB1,624mn; and the recurring net profit dropped by 12% YoY to RMB1,639mn. Its attributable NP was in line with our estimate of RMB1,400-1,800mn. The capacity of wind and PV power generation expanded steadily, while weaker wind resources dragged down wind power output. In 1Q26, wind power tariffs rose YoY/QoQ, while PV power tariffs remained low. The net profit per kWh edged down YoY but rose notably QoQ. Backed by mechanism-based electricity tariffs and growing environmental value, long-term returns on renewable-energy power plants are likely to stabilize, in our view. China Longyuan’s fundamentals are approaching an upward inflection point. Maintain BUY on both the A- and H-shares.
Power generation capacity expanded steadily
For 1Q26, newly added consolidated installed capacity was 279.27MW, consisting of 222.95MW of wind power capacity and 56.32MW of PV power capacity. As of end-1Q26, consolidated installed capacity was 46.27GW (+12.5% YoY), consisting of 32.37GW of wind power capacity and 13.90GW of PV power capacity. Due to YoY weaker wind resources in some regions, in 1Q26, the average utilization hours of wind turbines fell by 65 hours YoY to 520 hours, and wind power output slid by 7.3% YoY to 16,476mn kWh. By region, power output in Heilongjiang, Jilin, Gansu, and Xinjiang grew YoY, while power output in Inner Mongolia, Jiangsu (onshore), Jiangsu (offshore), Fujian, and Hainan fell YoY. The capacity of PV power continued to ramp up, and average hours rebounded YoY, with PV power output up by 33.3% YoY to 3,344mn kWh.
Raise earnings forecasts and target prices
As wind power capacity additions and tariffs beat our expectations, we raise our 2026/2027/2028 attributable net profit forecasts by 2.5/9.5/10.1% to RMB4,489/5,520/6,650mn (2026-2028 CAGR of 14%), with EPS of RMB0.54/0.66/0.80. Our A-share target price is RMB18.90 (previous: RMB17.68), based on 35x 2026E PE, a discount to its peers’ average of 39x on Wind consensus, considering that our forecast for the company’s 2026-2028 attributable net profit CAGR (14%) is lower than its peers’ average (28%). Our H-share target price is HKD8.00 (previous: HKD7.68), based on 13x 2026E PE, a premium over its peers’ average of 10x on Wind consensus, as our forecast for the company’s 2026-2028 attributable net profit CAGR (14%) is higher than its peers’ average (-0.3%).
Risks: sharper power tariff declines than we expect; weaker wind resources than we expect; a higher curtailment rate than we expect; slower power generation capacity additions than we expect; and lower subsidy receipts than we expect.

　　国内风电运营龙头，聚焦风电优势主业高质量发展
　　公司是国内最早开发风力发电的公司，首家“A+H”两地上市新能源央企，世界领先风电运营商。截至2024年末，公司已剥离全部火电及煤炭业务，聚焦风电主业。
　　截至2025年底，公司装机容量46GW，其中风电装机32GW，占比70%。
　　我们预计公司2026-2028年营业收入分别为317.48/331.02/345.74亿元，归母净利润分别为53.44/55.02/59.18亿元，EPS分别为0.64/0.66/0.71元，对应当前PE分别为23.8/23.2/21.5。我们认为风电行业已迎来“政策底”，并看好公司作为国内风电龙头在风电领域的先发优势。首次覆盖，给予“买入”评级。
　　风电补贴陆续退坡，行业政策底已现，有望受益于绿电需求提升
　　2025年，新能源全面入市叠加风电增值税补贴退坡，公司风电单位售电收入422元/兆瓦时，同比减少46元/兆瓦时。2025年，可再生能源电力消纳责任权重考核范围拓宽，在电解铝行业基础上，新增钢铁、多晶硅、水泥和枢纽节点新建数据中心可再生能源消纳权重考核目标，绿色电力消费比例完成情况核算以绿证为主。2026年，绿证政策过渡期导致的供给冲击将结束，叠加钢铁等重点用能单位正式面临绿电消费比例考核，绿证市场活力有望进一步被激发，同时，绿电直连、算电协同等新能源消纳新业态有望打造运营商第二成长曲线。
　　“以大代小”有望优化风资源利用率，集团资产注入可期
　　公司控股股东国家能源集团风电装机容量世界第一，集团承诺在2028年前解决同业竞争问题；若集团风电资产全部注入，公司装机容量将增加约一倍。截至2023年末，公司1.5MW及以下机组近1万台；截至2010年末，公司在运风电装机6.56GW，按照70%-100%技改率、1-3倍增容测算，技改带来的装机增量空间约4.59~19.68GW。公司早期风电场集中于风资源优势地区，随着以大代小技术改造的持续推进，公司风电装机容量与风场风资源利用率有望进一步提升。
　　风险提示：绿证市场量价不及预期；电网及灵活性资源建设不及预期；市场化电价波动风险；风光资源波动风险；补贴回收不及预期。

China Longyuan has reported 2025 revenue of RMB30.3bn(-18.6%YoY),an attributable NP of RMB4.5bn(-28.8%YoY,restated number)and arecurring NP of RMB4.4bn(-22.8%YoY).The attributable NP was below our forecast of RMB6.4bn,mainly because power generation and electricity prices were weaker than our expectations.In 4Q25,the company recorded revenue of RMB8.0bn(-22.0%YoY,+22.4%QoQ)while the attributable NP was RMB133mn(-83.2%YoY,-86.9%QoQ).Leveraging the Qingyuan large model,the company advanced intelligent O&M,while power generation and operating efficiency improved steadily.Market-based trading exerted pressure on electricity prices,but we think that stronger environmental value may help stabilize returns.The receipt of renewable energy subsidies significantly improved operating cash flow.The company is balancing shareholder returns with refinancing.Maintain BUY on both China Longyuan-A and China Longyuan-H.

　　龙源电力发布年报，2025年实现营收302.53亿元（yoy-18.6%），归母净利45.26亿元（yoy-28.8%），扣非净利44.09亿元（yoy-22.8%）；归母净利低于华泰预测（63.78亿元），主要是发电量和电价不及我们的预期。其中Q4实现营收80.32亿元（yoy-22.0%，qoq+22.4%），归母净利1.33亿元（yoy-83.2%，qoq-86.9%）。公司依托“擎源”大模型推进智能运维，发电量与运营效率稳步提升。市场化交易导致电价承压，环境价值提升或将稳定收益率。国补回款显著改善经营现金流，股东回报与再融资并重。A/H股均维持“买入”评级。
　　装机规模跨越式增长，运营效率保持行业领先
　　2025年公司获取开发指标8.63GW，其中风电4.27GW、光伏4.36GW；新增装机4.85GW，其中风电1.74GW、光伏3.14GW；年末控股装机容量达到46GW，其中风电32.15GW、光伏13.85GW。全年完成新能源发电量764.69亿千瓦时（yoy+12%），规模保持行业领先。受风况下降和弃电率上行影响，全年风电平均利用小时数2,052小时（yoy-138小时），较全国风电平均水平高73小时；依托“擎源”大模型推动精益运维，公司实现机组“零火灾”、“零倒塔”，运营效率保持行业领先。
　　市场化交易导致电价承压，环境价值提升或将稳定收益率
　　2025年136号文政策落地，新能源上网电价全面进入市场化交易阶段。公司全年风电平均上网电价（含增值税）475元/MWh（yoy-52元/MWh）；太阳能电价318元/MWh（yoy-17元/MWh）。受电价下降影响，风电分部经营利润率37.3%（yoy-5.6pp）；公司光伏装机以新项目为主，太阳能分部经营利润率30.3%（yoy+1.5pp）。2025年公司核发绿证1,620.7万张、占发电量的21%，交易绿证1,632.2万张（yoy+59%）；2025年公司完成绿电交易85.6亿千瓦时（yoy+28%）、占发电量的11%。随着机制电价逐步落地、环境价值显性化提升，我们认为绿电长期收益率有望趋于稳定。
　　国补回款显著改善经营现金流，股东回报与再融资并重
　　2025年末公司应收款项融资436.73亿元、同比仅上升3.66亿元；2025年经营现金流净额218.33亿元（yoy+28%），主要得益于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。公司承诺2025-27年派息率不低于30%，25年派息目标如期达成。A股定向增发拟募资不超过50亿元投入海南东方50万千瓦海上风电及“宁湘直流”配套沙坡头100万千瓦风电项目，项目建成后将进一步优化装机结构，巩固绿电龙头地位。
　　下调盈利预测与目标价
　　我们将公司26-27年归母净利下调35%/35%至43.81/50.43亿元、预计28年60.40亿元（三年复合增速为10%），对应EPS为0.52/0.60/0.72元。参考25年风况与弃电率，下调风电利用小时数预测；基于风电增值税返还取消政策，下调其他收益预测。给予公司A股目标价人民币17.68元（前值19.44元），基于2026年34xPE，低于可比均值35xPE，考虑到26-27年归母净利CAGR（5.6%）低于可比均值（24%）；给予公司H股目标价港币7.68元（前值7.99元），基于2026年13xPE，高于可比均值10xPE，考虑到26-28年归母净利CAGR（10%）高于可比均值（-0.2%）。
　　风险提示：电价下降超预期；来风不及预期；弃电率超预期；装机进度不及预期；补贴回款不及预期。

　　事件：公司发布2025年年报。2025年实现营收302.53亿元，同比-18.60%；实现归母净利润45.26亿元（扣非44.09亿元），同比-28.78%（扣非同比-22.81%）。公司2025年度累计派发现金分红0.1625元/股，现金分红总额占归母净利润的30.01%，与2024年持平。2026年4月1日收盘价对应股息率为1%。
　　风电利用小时下降影响电量表现，装机扩张驱动光伏电量高增。2025年，公司净新增新能源控股装机4851.10MW，其中风电1738.60MW、太阳能3142.50MW，生物质-30MW。截至25年末，公司控股装机容量45994.29MW，其中风电32147.37MW，太阳能13840.82MW，其他可再生能源6.10MW。公司2025年累计完成发电量764.69亿kwh，其中风电630.86亿kwh，同比增长4.19%；太阳能133.77亿kwh，同比增长70.92%。2025年公司风电平均利用小时2052h，同比下降138h，在一定程度上拖累风电电量表现。公司风电利用小时下降主要原因包括：1）2025年公司项目分布区域平均风速同比下降0.1米/秒；2）限电损失同比增加。
　　风电电价降幅大于光伏，分部业绩表现分化。2025年公司收入下降部分受到火电资产出表的影响。分业务来看，风电分部实现收入259.95亿元，同比-27.66亿元或-9.6%，主要系电价下行所致。2025年，公司风电平均上网电价475元/MWh（含税），同比下降52元/MWh，主要由于风电市场交易规模扩大，平价项目增加以及结构性因素导致。叠加成本端折旧摊销费用同比4.65亿元或4.5%，风电分部经营利润同比-26.68亿元或-21.6%至96.87亿元。太阳能分部2025年实现收入38.09亿元，同比13.68亿元或56.0%。2025年，公司太阳能发电平均上网电价318元/MWh（含税），同比下降17元/MWh，主要由于太阳能发电市场交易规模扩大，市场交易电价偏低拉低平均上网电价。考虑成本端折旧摊销费用同比7.73亿元或62.1%，太阳能分部实现经营利润11.52亿元，同比6.31亿元或121.0%。
　　国补回收助力现金流优化，26年新增装机指引进一步放缓。2025年，公司经营活动产生的现金流量净额为218.33亿元，同比27.61%，主要得益于可再生电费补贴回款较上年同期大幅增加。截至25年末，公司应收款项融资436.73亿元，同比仅增加0.8%，增速较以往年度大幅放缓。2025年，公司新签订开发协议5.86GW，其中风电4GW、太阳能0.65GW、储能1.21GW，均位于资源较好地区；全年累计取得开发指标8.63GW，其中风电4.27GW，太阳能4.36GW。展望2026年，公司计划开工新能源项目450万千瓦，投产450万千瓦，较2025年新增规模有望进一步放缓，进入高质量发展阶段。
　　投资建议：我们预计公司26-28年分别实现归母净利润44.9、52.3、57.7亿元，对应PE分别为30x、26x、23x；给予“推荐”评级。
　　风险提示：电价超预期下跌的风险，资源条件&限电导致利用小时不及预期的风险等。

　　事件：公司发布2025年年报，全年实现营业收入302.53亿元，同比减少18.60%；归母净利润45.26亿元，同比减少28.78%。基本EPS为0.5414元/股，同比减少28.25%；加权平均ROE为6.08%，同比减少2.59个百分点。2025年度公司拟派发现金红利13.58亿元（其中，中期分红8.36亿元已派发），总分红比例30.01%，符合2025-2027年分红规划。
　　业绩短期承压，经营现金流明显改善。2025年公司归母净利润同比下滑28.78%，剔除火电业务出表影响后，新能源业务归母净利润同比下降22.46%。利润承压主要源于三方面：一是风电平均上网电价同比明显下降，主要受市场交易规模扩大、平价项目增加及结构性因素影响；二是2025年部分区域平均风速同比下降0.1米/秒；三是限电比例同比升高，限电损失增加。
　　现金流层面，公司表现稳健，全年经营活动现金流净额达218.33亿元，同比增长27.61%，主要得益于可再生能源补贴回款显著提速（前三季度回款92.5亿元，同比增长168%）。绿电绿证交易持续放量，全年绿电交易85.6亿千瓦时（yoy+27.74%），绿证交易1632.2万张（yoy+59.47%）；福建首笔6年期绿电合约落地，溢价逾20元/兆瓦时，绿色环境价值加速兑现。
　　装机规模快速扩张，发电量稳步增长，电价呈现结构性下行。截至2025年底，集团（指公司及附属公司，下同）控股装机容量达45.99GW，其中风电32.15GW、太阳能13.84GW；全年净新增装机4.85GW；全年累计取得开发指标8.63GW（风电4.27GW、太阳能4.36GW），资源储备充足。
　　发电量方面，全年累计完成发电量764.69亿千瓦时（yoy+1.22%），新能源发电量同比增长11.82%，其中风电发电量630.86亿千瓦时（yoy+4.19%），太阳能发电量133.77亿千瓦时（yoy+70.92%）。
　　电价方面，风电平均上网电价475元/兆瓦时，同比减少52元/兆瓦时，主要由于风电市场交易规模扩大、平价项目增加及结构性因素；太阳能平均上网电价318元/兆瓦时，同比减少17元/兆瓦时，主要由于市场交易规模扩大，交易电价偏低拉低均价。
　　聚焦大基地与海风，2026年目标开工投产各450万千瓦。公司聚焦“沙戈荒”大基地和海上风电规模化开发。根据2025年12月12日投资者关系管理信息，宁夏腾格里沙漠新能源基地作为“宁电入湘”重点配套电源，首批300万千瓦光伏于2025年10月25日全容量投产；在运/已获取开发指标海上风电项目容量为260/464万千瓦，海南东方CZ8场址50万千瓦海上风电项目于2025年10月全面开工，为集团首个深远海项目。
　　科技创新方面，公司发布行业首个新能源AI大模型“擎源”，其“风电行业高质量数据集”获国家数据局与国资委双重权威认证；全球首座风渔融合浮式平台“国能共享号”完成验收，国内首套海上风电综合探测平台“国能海测1号”成功投运。
　　2026年，公司计划开工、投产新能源项目各450万千瓦。
　　国际化布局多点开花，海外储备持续扩充。公司系统谋划“一核发展、两翼驱动、五域布局、六维支撑”境外战略，聚焦重点区域实现稳健突破：2025年，南非塔拉农场、卡弗兰特等合计144万千瓦太阳能项目获选批复；沙特220万千瓦风电项目获投标资格；与南非电力公司（Eskom）签署合作谅解备忘录，形成“多点开花”的境外储备布局。
　　投资建议：公司作为新能源运营平台，短期虽受电价下行及消纳压力影响，但经营现金流明显改善，绿电绿证交易持续增长，大基地与海风项目储备充足，科技创新持续赋能。建议积极关注公司“十五五”开年大基地项目落地节奏，及电力市场化交易进展，我们预计公司2026-2028年实现营业收入329.14、346.11、356.04亿元，同比增长8.8%、5.2%、2.9%；实现归母净利润45.92、50.09、53.57亿元，同比增长1.4%、9.1%、6.9%；对应EPS为0.55、0.60、0.64元；对应PE为28.3X、25.9X、24.2X，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、技术迭代与资产效率风险、项目建设与并网延期风险。

　　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。