2026年嘉泽新能公司研究报告：进军绿色燃料打开成长空间，技术优势显著贡献更高盈利

小而美风电运营商，大股东定增完成展现增长信心

小而美风电运营商，宁夏起家走向全国。公司是宁夏地区新能源上市公司，自2010年成立以来专注于风电、光伏的建设和运营，截至 2025 年 6 月底，公司拥有并网装机容量231.6万千瓦，其中风电 204.1 万千瓦，占比 88%，光伏及微电网装机27.5 万千瓦（其中分布式光伏 24 万千瓦），占比 12%。 大股东定增完毕后，实控人及其一致行动人持股比例 44.3%（截至2025 年9月26日）。2025 年初，公司公告第一大股东博荣益弘（公司实控人陈波）以现金方式全额认购定增股份（总金额约 12 亿元，定价 2.51 元/股，增发股份 4.78 亿股），该事项于2025 年9月底完成，根据公司公告，发行完成后，实际控制人陈波及其一致行动人博荣益弘、嘉实龙博、金元荣泰共持有公司 12.9 亿股，占公司发行后总股本（截至 2025 年9 月26 日）的44.3%。公司大比例回购，充分展现对公司发展的信心。根据公司公告，2026 年1月1日，公司计划以集中竞价交易方式回购股份，计划回购金额 2.2-4.4 亿元，回购价格上限6.63元/股，充分展现对公司发展的信心。

与一般民营企业切入光伏不同，嘉泽新能从成立之初便将风电作为主要投资建设方向，2025H1 公司装机结构中风电占比 88%。由于风能资源集中，风电项目审批层级较高，且项目开发运作能力要求高（风电需要测风），在新能源发展初期，风电资源多由央企开发，民企则更倾向于发展光伏。公司虽是民企，但自成立以来就将风电作为自身发展的重点，并将宁夏作为开发起点。截至 2025 年 6 月底，公司拥有并网装机容量231.6 万千瓦，其中风电204.1 万千瓦，占比 88%，光伏及微电网装机 27.5 万千瓦，占比12%（光伏主要为分布式光伏）。风电业务的持续发展展现出公司项目运作管理的实力。2021-2024 年在运新能源发电资产年均归母净利润 7 亿元左右，ROE12%以上。公司作为以风电为主的新能源运营商，业绩波动受电价和风资源影响较大，2021-2024年均归母净利润维持在 7 亿元左右，ROE12%以上，我们分析其主要原因在于公司具有更高的市场化管理能力和更为灵活的项目机制。一般而言，民企由于更高的贷款利率和更严格的投资回报率要求，会更加注重项目的前期考察和费用控制，同时更为市场化的管理机制和激励机制也更能释放企业发展活力。从新能源项目的实际收益率表现来看，公司的ROE也高于大多数龙头企业。

风电：电价下降压力趋缓在手储备充足保障增长

2.1.存量项目：3/4 风电位于宁夏、山东，电价下行压力或已逐步释放

截至 2025 年半年报，公司在运风电 2GW，主要分布于宁夏、山东、河北、河南、内蒙等地，其中宁夏、山东风电装机几乎占据公司近 3/4 的份额（电量口径），分析来看：

1）宁夏风电：2021-2024 年公司宁夏风电综合电价维持在0.53-0.57 元/千瓦时之间，2021-2023 年甚至有所增长，我们分析其主要原因有二：一是宁夏项目建设时间较早，多为带补贴项目；二是宁夏地区电力供需偏紧（2018 年以来宁夏地区火电利用小时数远高于全国平均），且市场化交易方案较为友好，为交易电价提供支撑，2025 风电市场化交易电价在0.1-0.25 元/千瓦时之间。

当前宁夏 136 号文承接方案已然出台，明确存量项目“机制电价为宁夏燃煤发电基准价，2024 年 6 月 1 日前投产的集中式平价项目机制电量比例为30%，2024 年6 月1日起投产的集中式平价项目机制电量比例为 10%”；增量项目“机制电价通过统一竞价形成，竞价上限暂设为 0.2595 元/千瓦时，下限为 0.18 元/千瓦时，后续视情况调整，执行期限为12年”。我们分析对于存量项目而言，10%-30%的电量执行燃煤标杆价，剩余70%-90%的电量参与市场化交易，而 2025 年风电结算均价为 186.97 元/兆瓦时，我们认为其基本反映了高新能源装机占比结构下市场交易供需关系与竞争格局，未来电价进一步下降的压力或较小（截至2025年10月底宁夏风电装机1527.8万千瓦，光伏装机3747.26万千瓦，合计占比超56%）。我们从宁夏首次机制电价竞价结果也能看出电价趋势，首次竞价结果机制电量规模为102亿度，机制电价水平 0.2595 元/千瓦时，与宁夏的煤电基准价相同，同样充分反映了宁夏新能源项目的电价韧性。 展望未来，随着外送特高压投产+未来新增装机放缓，我们预计未来交易电价降幅或有限。2025 年 8 月，“宁电入湘”外送通道已经投产，其年送电量超360 亿千瓦时，其中新能源电量占比超 50%，预计将大幅提升宁夏新能源外送能力；除此之外，随着136 号文的推进，我们预计未来新能源新增装机或将逐步放缓，受此影响，我们预计未来宁夏地区交易电价下降幅度或有限，项目回报率有望稳健。 我们预测宁夏地区电力供需平衡表如下，假设 2026-2027 年宁夏地区用电量增速维持5%，同时基于对未来两年新增装机的预计及外送通道的增量，我们预计2026-2027年宁夏地区电力火电利用小时数下降幅度有限，电力供需仍然以紧平衡为主。

2）山东风电：2022-2024 年公司山东风电电价维持在0.54-0.55 元/千瓦时之间，电价较为坚挺，主要因为山东地区市场化交易方案较为友好，2024 年之前基本按照“90%政府授权合约+10%市场交易”执行，即 90%电量执行燃煤标杆电价，仅10%按照现货市场价格结算。 山东 136 号文细则延续政策友好性，明确存量项目“2025 年6 月1 日前投产的存量新能源项目全电量参与市场交易后,机制电价水平按国家政策上限执行，单个项目机制电量上限原则上与现行具有保障性质的相关电量规模政策相衔接”，按照这一政策，基本可以认为山东地区存量新能源项目大比例电量按照燃煤标杆价结算，仅少部分电量参与市场交易，预计或将保障存量风电项目回报率稳定。

2.2.增量项目：在手在建拟建风电项目或超2.5GW，未来几年逐步投产有望保障装机成长

积极与外部产业资本合作满足各省产业投资需求，公司获取新能源项目的能力强。近年来，公司在获取项目的同时会通过产业基金或者与合作伙伴一起投资满足配套产业要求。这样一方面能拉动当地产业投资，另一方面与其他产业资本合作能降低投资成本，合作共赢。2021 年公司与鸡西市人民政府、天津中车风能签订了《新能源产业合作框架协议书》，计划与天津中车风能在鸡西投资建设新能源装备制造工业园区，产业投资陆续兑现，有望为公司未来持续获得新能源项目提供助力，2023 年 2 月，公司公告在黑龙江获得110万千瓦风电项目。 除黑龙江外，2023 年 2 月公司联手金风科技共同投建的广西柳州零碳新能源智慧装备产业园首台机组正式下线，下线仪式上柳州市人民政府、嘉泽新能和金风科技三方就建设柳州市北部生态新区零碳新能源智慧装备产业园签订了投资开发合作协议，随着公司在柳州市产业投资正式落地，公司有望大量获取该地区优质风电资源，实现快速成长。2025 年底，公司再次在黑龙江鸡西签订投资，其中明确上海嘉益荣源能源化工有限公司（嘉泽新能子公司）建设绿色甲醇 45 万吨/年、绿色乙醇 15 万吨/年、绿色航煤10万吨/年项目。其中：一期项目计划 2025-2027 年投资建设，达到 24 万吨/年绿色甲醇、8万吨/年绿色乙醇或 5 万吨绿色航煤产能规模；二期项目视一期项目经营状况、产品市场开拓情况适时投资建设；基于此，鸡西市政府将按 10 万千瓦/3 亿元的产业项目投资强度为本项目争取风电预安排建设规模，并协助办理选址预审、征地、核准、接入等手续。本项目开工后，按省发改委风电建设规模配置程序，为公司先行争取 30 万千瓦风电建设规模；其余建设规模按本项目实际完成投资强度计算确定，待适宜风电开发的土地资源可利用后即予优先配置。截至 2025 年 6 月底公司拥有在建及拟建风电项目 2.2GW，若加上公司2025年底与鸡西市政府签订的《鸡西市绿氢醇航油化工联产项目》相关合作协议中提及的30万千瓦风电，公司获取指标有望超过 2.5GW，其主要位于黑龙江、广西、吉林等地。

我们分析新增项目盈利如下：按照当前 136 号文政策导向，新增项目采用竞价模式确定是否进入机制电量以及机制电价，考虑到黑龙江、广西两地风资源较好，且当前风电建造成本较低，我们预计未来项目投产后收益率较高。 1）黑龙江：2025 年 9 月黑龙江发布 136 号文承接文件，明确存量项目“机制电价为0.374元/千瓦时，机制电量妥善衔接现行具有保障性质的相关电量政策”，新增项目“第一年纳入机制电量与现有新能源非市场化比例衔接，第二年及以后根据国家下达的年度非水电可再生能源电力消纳责任权重完成情况及用户承受能力等因素确定；竞价上限不得高于煤电基准价，竞价下限初期可按照先进电站造价水平折算度电成本确定”。从黑龙江首次竞价结果来看，共 277 个项目入围，机制电量规模为63 亿度，机制电价水平 0.2281 元/千瓦时，考虑到近三年风电平均利用小时数约2485 小时及当前较低的造价，首批项目回报率有望较高。 2）广西：2025 年 12 月广西发布 136 号文承接文件，明确存量项目“已进入电力市场的新能源项目上网电量的 50%纳入机制电量，机制电价暂定为0.34 元/千瓦时”，增量项目“首次纳入机制的电量规模适当衔接 2024 年新能源保障利用小时数，按照全区新能源增量项目年度预测上网电量的 40%确定，后续新增纳入机制的电量规模，根据国家下达的年度非水电可再生能源电力消纳责任权重完成情况，以及用户电价承受能力等因素动态调整；首次新能源增量项目竞价上限暂定为 0.36 元/千瓦时，竞价下限暂定为0.15 元/千瓦时。后续年度竞价上下限水平由自治区价格主管部门在每年竞价公告前另行明确”。3）吉林：2025 年 10 月吉林发布 136 号文承接文件，明确存量项目“机制电量规模衔接省内保障性收购电量，机制电价 0.3731 元/度”，增量项目“首次竞价电量规模参考吉林省 2025 年风电、光伏项目非市场化分配方案统筹制定，第一年比例暂定为40%；机制电价上限为 0.334 元/度，下限为 0.15 元/度”。 从吉林首次竞价结果来看，光伏入围机制电量 2.76 亿千瓦时，机制电价334.0元/兆瓦时；风电项目入围机制电量 37.76 亿千瓦时，机制电价 250.0 元/兆瓦时，考虑到近三年风电平均利用小时数约 2280 小时及当前较低的造价，首批项目回报率有望较高。