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。