立新能源研报：外送通道贡献的利润，与仍在下行的电价

研究日期：2026年11月5日

财报期间：2026年前三季度（2026年1月1日至9月30日）及2026年第三季度

核心判断

三季度归母净利润1.66亿元、同比增长33.8%，是过去两年最好的一个单季；前三季度归母净利润2.39亿元、同比增长79.8%，已经超过2025年全年0.85亿元的近三倍。但这笔利润里，真正来自风光电站自身经营的部分有限：前三季度最大的两块增量分别是一个不并表的参股项目贡献的权益法收益（2.38亿元，上年同期0.10亿元），以及存量可再生能源补贴回款带来的信用减值减少（前三季度计提1.24亿元，同比少提0.19亿元）。这两件事都来自“疆电外送”通道投资进入收获期和历史欠款回收，与新风机转起来无关。

与之相对，主业本身仍在承压。前三季度营业收入10.38亿元、同比增长23.6%，营业成本却增长63.1%，毛利率从54.4%降到39.8%；按公司披露的分产品口径测算，风电平均上网电价已从2023年的0.412元/千瓦时降到2026年上半年的0.239元。量在增加，价在下降，折旧在加重，这就是收入涨、利润却要靠别处补的结构。

判断估值的关键在于：现价8.70元对应市值81.2亿元，而公司净债务115.5亿元、少数股东权益16.1亿元，股权是资产价值扣除债务之后的薄残值。这个残值对折现率、装机兑现速度和联营项目收益的定价极度敏感。本报告基于已披露经营数据测算的每股价值区间为3.2元至12.1元，基准5.5元；现价落在基准与乐观情景之间，意味着市场已经在为2029年前后的盈利水平提前定价，并给集团资产注入和"外送+储能+绿电直连"的产业故事留出了较高溢价。

第一，量的增长来自新投产项目，价的下滑来自平价项目占比提升与市场化交易，两条线方向相反。

上半年风电上网电量12.86亿千瓦时，已相当于2025年全年19.42亿千瓦时的66%；光伏5.02亿千瓦时，相当于2025年全年10.33亿千瓦时的49%。新并网的1000兆瓦风电（2025年12月三塘湖800兆瓦、奇台200兆瓦）在2026年开始贡献电量。但同期风电平均电价从2025年的0.296元降到0.239元，降幅19%。公司全部电量参与新疆电力市场交易，136号文之后上网电价原则上由市场形成，机制电量与市场电量的差额由电网企业按机制电价结算12。

第二，三季度利润的主要来源是参股项目和回款，电站自身贡献有限。

前三季度投资收益2.375亿元，其中对联营合营企业的投资收益2.375亿元，上年同期只有0.10亿元，这部分来自公司持股13.42%的"疆电外送"第三通道新疆侧配套电源项目公司（总装机8100兆瓦）；同期信用减值损失1.239亿元，上半年公司已因补贴回款增加而冲回部分减值。两者合计对利润总额的贡献超过全部利润3。

第三，现金流在改善，但覆盖不住扩张。

前三季度经营活动现金流净额6.14亿元，同比增长37.7%，销售商品收到的现金10.01亿元；同期购建长期资产支付现金6.64亿元，自由现金流仍为负。全年维度更明显：2024年资本开支37.90亿元、经营现金流3.56亿元，2025年资本开支22.21亿元、经营现金流5.96亿元，连续两年经营现金流覆盖不了资本开支，缺口靠债务和少数股东出资填45。

第四，杠杆是这家公司当前最重要的财务特征。

9月末总资产187.30亿元、负债138.62亿元，资产负债率74.0%；有息负债合计119.4亿元，其中长期借款77.5亿元、融资租赁性质的长期应付款16.1亿元、应付债券11.1亿元。利息费用前三季度1.759亿元，已经相当于同期归母净利润的74%。归母净资产32.58亿元，少数股东权益16.10亿元，前者才是股东真正能分到的账面价值3。

第五，最大的单一风险在表外：31.4亿元补贴应收与尚未结束的合规核查。

公司可享受补贴的项目共15个，其中9个已纳入"国补目录"、6个已进入国家电网"合规清单"，其余9个仍未进入。募集说明书测算，若这9个项目最终均未通过核查，公司需退回补贴资金8.72亿元、终止确认期末应收补贴款26.23亿元，并补充计提坏账损失17.52亿元；同期应收补贴款周转天数已从2023年的1,409天升至2026年上半年的2,841天2。这笔金额相当于归母净资产的一半以上，本报告的估值区间没有把它计入中枢，只把它作为尾部风险提示。

一、公司靠什么赚钱

立新能源是新疆国资委实际控制的地方国有控股上市平台，主营风力发电和光伏发电项目的投资、建设与运营，产品就是电。截至2026年6月30日，已投产运营发电项目装机4634兆瓦，其中风电2720.5兆瓦、光伏953.5兆瓦、独立储能960兆瓦/3840兆瓦时；已核准的在建独立储能400兆瓦/1600兆瓦时；公司有34家下属子公司和1家参股公司1。

赚钱方式有三层，重要性完全不同。

第一层是自持电站发电并卖电。收入来自电网结算，包括市场化交易电量和按机制电价结算的机制电量，2025年含可再生能源补贴的平均上网电价0.3229元/千瓦时（含税），发电量33.21亿千瓦时、利用小时1414小时5。这一层的特点是：电量随装机增长，电价随市场化交易下行，折旧和利息随资产同步上升，现金回收慢，因为可再生能源补贴部分仍在挂账。

第二层是购售电与储能业务。2026年上半年"购售电服务及其他"收入1.56亿元，同比增长429.5%，占收入24.2%，毛利率只有16.33%，其中独立储能以独立主体身份参与电能量市场、赚取峰谷价差和辅助服务补偿。新疆自2026年6月起执行发电侧容量电价机制，为纳入清单的电网侧独立新型储能按可靠容量给予补偿1。这层业务增长快，但单位收入质量低，会在结构上稀释综合毛利率。

第三层是股权性收益。公司参与"疆电外送"第三通道（哈密送重庆）新疆侧配套电源项目，项目总装机8100兆瓦，公司持有项目公司13.42%股权，采用权益法核算。三季度之前这块几乎是零，2026年开始随着配套电源陆续并网投运而放大：上半年贡献投资收益1.21亿元，占利润总额146.75%；前三季度累计2.375亿元13。这部分利润不带来经营现金流入，只能通过项目公司分红实现。

公司对"疆电外送"的卡位是真实壁垒：新疆已建成哈密南—郑州、准东—皖南、哈密—重庆三回±800千伏特高压直流，第四通道配套电源已全面开工；2026年上半年新疆外送电量790.24亿千瓦时，同比增长25.11%。公司自营项目中包含"天中直流"外送549.5兆瓦风光电项目和"吉泉直流"外送300兆瓦光伏项目1。

二、行业规则正在把"发得出"和"卖得掉"分成两件事

2025年1月发改委、能源局《关于深化新能源上网电价市场化改革促进新能源高质量发展的通知》（136号文）推动新能源上网电量原则上全部进入电力市场，配套建立可持续发展价格结算机制，区分存量与增量项目；自治区层面以新发改能价〔2025〕350号落实，2026年3月《新疆电力中长期市场实施细则》执行，储能、虚拟电厂成为市场主体，2027年上半年增量新能源项目机制电价竞价衔接规则同步明确1。

对公司的直接含义是：以前靠保障性收购和补贴维持的稳定电价，正在变成随供需和季节波动的市场价。2026年上半年全疆新增新能源装机1180万千瓦，6月末新能源总装机1.73亿千瓦、同比增长35.4%，同期全疆弃电压力上升。公司自身的历史数据已经反映了这一点：伊吾淖毛湖49.5兆瓦风电项目弃风率从2023年的13.11%升至2025年的36.13%，上网电量较2024年再降15.74%2。

图：新疆大型风电基地直观呈现装机扩张与外送消纳约束；来源：kedo.net.cn。

电价下行的首要原因是结构，其次才是市场化交易。公司在募集说明书中的解释是：2022年及以后投运的新能源项目均不再享有发电补贴，平价项目装机与上网电量占比提升，拉低了综合度电均价（报告期含补贴综合度电均价分别为0.42、0.37、0.32、0.27元/千瓦时）；市场化交易电量占上网电量比重为30.98%、25.49%、33.99%、36.68%，市场化交易度电均价（不含补贴）为0.23、0.18、0.17、0.12元/千瓦时，低于保障性收购电价，但目前占比仍不足四成。公司同时测算，未来市场化交易占上网电量比重将升至存量补贴项目70%、存量平价项目50%、增量项目50%2。两条线都会继续压低均价，结构因素在当下更大。

分产品收入里的补贴占比可以印证这一点（口径为风电业务收入中来自电价补贴的部分，来源为募集说明书分产品收入表）：2023年52.2%、2024年53.4%、2025年41.3%、2026年上半年36.5%。同一份募集说明书另有一个全公司口径：未纳入"国补目录"或"合规清单"的项目在报告期内确认的补贴收入占营业收入36.14%、35.48%、27.61%、21.70%。两个口径都指向补贴收入占比下降，主因是平价项目放量，而不是市场化电量占比单独抬升。

对2025年6月1日以后投运的增量项目，机制电价通过竞价形成，竞价区间暂定0.15元/千瓦时至0.262元/千瓦时；存量补贴项目、存量平价项目的机制电价分别为0.25元、0.262元/千瓦时。区间下沿0.15元明显低于公司当前0.24–0.25元的平均上网电价，这是判断电价能否企稳时最需要盯住的一个数字。

三、三季度财报：收入涨23.6%，营业成本涨63.1%

资料来源：2026年三季度报告3

单季看，变化更集中：

单季数据由累计值相减得到，与结构化财务数据包一致4。

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把这张图和利润表放在一起看，结论很直接：2026年二、三季度归母净利润合计2.32亿元，超过2025年全年0.85亿元的两倍多；这轮利润抬升来自投资收益和减值两项非经营因素同时到位，收入端并没有加速，三季度收入环比只增长4.0%。

{"title": "单季度毛利率与归母净利率（2024Q1–2026Q3）", "url": "https://api.datgs.com/api/v1/stockmind/report-assets/69086ebd-7548-49d9-baa5-49a652bb0fdd/a335d99e309aad5d/widget-a335d99e309aad5d.html"}

季度毛利率的剧烈波动有明确成因：新并网项目初期折旧一次性进入成本而电量尚未爬坡，折旧与电量的错配把毛利率压得很低；四季度收入季节性回落，叠加集中计提减值，会把净利率压到负值。2025年四季度毛利率27.6%、归母净利率-21.7%，2024年四季度毛利率13.7%、归母净利率-50.5%——净利率为负主要来自减值，不来自毛利率转负。

因此，判断这家公司的季度利润不能只看一个季度，需要看三件事的合计：自持电站的经营利润、联营项目的权益法收益、以及减值计提的方向。

四、把收入拆开：量、价、结构三条线

公司披露的分产品数据给出了最直接的证据。

资料来源：2026年半年度报告1

结构变化解释了一切：风电收入增长16.7%但毛利率掉了14.3个百分点；光伏收入直接下滑11.2%；购售电收入翻两番却只有16%的毛利率，占比从5.9%升至24.2%。综合毛利率因此从49.1%降到32.5%。

电量与电价的长期走向：

{"title": "风电与光伏上网电量（2023–2026H1，亿千瓦时）", "url": "https://api.datgs.com/api/v1/stockmind/report-assets/69086ebd-7548-49d9-baa5-49a652bb0fdd/9c1ba99ad255cb2c/widget-9c1ba99ad255cb2c.html"}

{"title": "风电与光伏平均上网电价（2023–2026H1，元/千瓦时）", "url": "https://api.datgs.com/api/v1/stockmind/report-assets/69086ebd-7548-49d9-baa5-49a652bb0fdd/80e438fd753ed53d/widget-80e438fd753ed53d.html"}

按募集说明书披露的上网电量与半年报披露的分产品收入测算，风电平均电价从2023年的0.412元/千瓦时降到2026年上半年的0.239元，三年半跌42%；光伏从0.422元降到0.360元，跌15%。风电跌得更狠，募集说明书给出的市场化交易数据可以解释一部分：2025年风电参与市场化交易的电量占其上网电量的40.5%，高于光伏的21.8%；2026年上半年风电为43.2%、光伏为20.1%。其余跌幅来自平价项目占比提升与弃风率回升，两项都不可逆2。

2025年公司口径的发电厂利用小时数为1414小时，低于2024年的1696小时，其中既有新项目爬坡的影响，也有弃风弃光回升的影响5。

把量价放在一起，风电业务2026年上半年收入3.07亿元对应12.86亿千瓦时上网电量，折合0.239元/千瓦时；要让风电收入回到2023年的水平，在电价不变的情况下需要发到约24亿千瓦时，也就是把现在的风电电量再提升近一倍。这条路径存在——公司2025年一年新并网220万千瓦——但每一度新增电量都要先付出折旧、运维和利息。

五、财务质量：现金在改善，债务和应收才是重头

现金流的方向是好的。前三季度销售商品、提供劳务收到的现金10.01亿元，占营业收入的96.4%，经营现金流净额6.14亿元，接近同期归母净利润的2.6倍。改善来自新增项目上网电量提升后的电费回收，以及新能源补贴回款增加13。

{"title": "经营活动现金流与购建长期资产支出（2021–2025 及 9M2026，百万元）", "url": "https://api.datgs.com/api/v1/stockmind/report-assets/69086ebd-7548-49d9-baa5-49a652bb0fdd/c8ccd0ed051c4248/widget-c8ccd0ed051c4248.html"}

但现金改善没有改变一件事：公司仍在用债务和少数股东的钱扩产。2024年资本开支37.90亿元，2025年22.21亿元，前三季度6.64亿元，而同期经营活动现金流分别是3.56亿元、5.96亿元、6.14亿元。2026年前三季度筹资活动净流入0.80亿元，其中子公司吸收少数股东投资1.33亿元，另有1.11亿元新增应付债券（碳中和绿色科技创新公司债第一期6亿元、票面1.90%，科技创新低碳转型挂钩公司债第一期5亿元、票面1.74%）367。

应收账款是另一处需要盯住的地方，也是这份季报里最被低估的风险。9月末应收账款22.98亿元，比年初增加0.80亿元，占总资产12.3%，相当于归母净资产的70.6%。这笔应收的主体是可再生能源补贴。公司2026年7月26日的股票交易异常波动公告披露，截至2026年6月末应收可再生能源发电补贴款余额约31.35亿元，占应收账款95.38%；其中三年以上账龄占约52.92%，累计计提坏账准备约7.47亿元；2026年1–6月发电项目补贴部分收入约占营业收入的30.59%8。募集说明书（注册稿）给出更长的序列：应收补贴款余额2023年末22.18亿元、2024年末26.77亿元、2025年末29.89亿元、2026年6月末31.40亿元；周转天数从1,409天升至1,797天、2,379天再到2,841天；各期收到的补贴款只相当于期末应收账款余额的6.86%、3.78%、5.80%和2.16%2。31.35亿元与三季报22.98亿元的差额来自毛额（含税）与净额（已扣7.47亿元坏账准备）的口径差别，两者指向同一件事：公司的应收账款几乎全部是补贴应收。

这组数据改变了利润解释的分量。2026年上半年信用减值少提0.19亿元，是历史补贴回款节奏的产物；同一份募集说明书显示，2026年上半年公司实际收到的补贴款只有0.71亿元，占期末应收账款的2.16%，回款周期仍在拉长。回款改善能解释已经发生的减值节奏，不能当作未来减值下降的保证。

比账龄更重的一项是合规核查。公司可享受补贴的项目共15个，其中9个已纳入"国补目录"、其中6个已进入国家电网"合规清单"，其余9个尚未进入"合规清单"；若这9个项目最终均未通过核查、且已纳入目录的项目因未通过自查被移出，公司需退回补贴资金8.72亿元、终止确认期末应收补贴款26.23亿元，并补充计提坏账损失17.52亿元2。这笔金额相当于归母净资产32.58亿元的一半以上，是目前单一最大的下行风险，本报告把它写在风险与反证两处，而不是放进估值中枢。

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有息负债119.4亿元对应的年化利息成本约2.0%，这是这家公司的一项真实优势——在新疆能源集团体系内，低成本债券和银行贷款支撑了重资产扩张。但杠杆的另一面是股权被压缩：归母净资产32.58亿元对应市净率2.49倍，回报水平却不高——前三季度归母净利年化ROE约9.8%（以期末归母净资产32.58亿元为分母），TTM口径为5.86%94。少数股东权益16.10亿元、占所有者权益的33%，前三季度少数股东损益0.24亿元，约为归母净利润的10%，说明部分新增项目的利润归属并非全部归上市公司股东。

六、扩张的资金来源：定增尚未落地，摊薄是确定的

截至2026年9月30日，在建工程45.69亿元，固定资产89.49亿元。2026年7月3日公司披露向特定对象发行股票申请获得中国证监会同意注册；9月22日披露的募集说明书（注册稿）显示，本次发行拟募集资金总额18.29亿元，投向"立新能源三塘湖20万千瓦/80万千瓦时储能规模+80万千瓦"项目（项目总投入29.60亿元）和补充流动资金4.43亿元，发行股票数量不超过发行前总股本的30%，即不超过2.8亿股23。

公司对该募投项目给出的效益是：达产后年均营业收入3.79亿元（含税）、年均净利润0.90亿元，税后内部收益率6.75%，投资回收期12.1年。这组数字说明两件事：一是项目本身能盈利，二是回报率并不高——6.75%的税后内部收益率低于一家公司为股东创造的合理股权回报要求。

摊薄的量级也需要正视。若按发行价不低于定价基准日前20个交易日均价的80%发行，以现价8.70元估算、募集18.29亿元，对应约2.6亿股新增股份，股本从9.33亿股增至约11.9亿股，股本增加约28%；对每股收益的摊薄约22%，因为新增股本并不立即带来利润。募投项目年净利润0.90亿元对新增股本的贡献有限，短期内每股收益将被稀释。本报告的每股价值测算为发行前口径。

另一个尚未落地的变量是集团资产注入。控股股东新疆能源集团已就与公司存在同业竞争关系的335万千瓦新能源发电项目出具避免同业竞争函，承诺未来五年内以公允价格通过资产重组、股权置换等方式注入上市公司，目前部分项目已委托公司运营管理1。这是估值中弹性最大的部分，也是最难用公开数据定价的部分。

七、预测与估值

预测以2026年前三季度的实际数为起点，把已投产资产、在建项目和联营项目收益分别推演。

关键假设：2027年起在建风光与已核准的400兆瓦储能按期投产，风电综合电价企稳在0.24–0.25元附近（增量项目机制电价竞价结果落在0.15–0.262元区间的中上段）、购售电收入继续翻倍但毛利率维持在16%–18%，信用减值维持在每年1.2–1.5亿元区间，联营项目收益随配套电源并网继续爬坡但增速放缓。2026年四季度按季节性与年末减值惯例假设归母接近盈亏平衡，故全年归母2.6亿元低于前三季度累计的2.39亿元加上正四季度的乐观外推。表中息税折旧摊销前利润与资本开支为本报告测算值，折旧摊销由公司披露的2025年4.12亿元与固定资产、在建工程变动推算，未采用公司指引，公司亦未提供相关指引。减值假设对应补贴回款维持当前节奏；若账龄按过去三年速度继续拉长、减值回到2025年全年1.8亿元以上，2027–2029年归母净利润将低于本报告假设。

估值以企业价值倍数为主、现金流折现为交叉验证。理由是这家公司的股权价值是资产价值扣除115.5亿元净债务后的薄残值，单看股权倍数会被资本结构扭曲；而折现结果对折现率的敏感度极高，作为区间边界更合适。

先看市场给出的信号。公司股票在2026年7月15日至7月24日连续8个交易日收盘价格涨幅偏离值累计106.82%，触发严重异常波动；截至7月24日，公司滚动市盈率479.5倍、市净率3.98倍，而公司公告引用的电力、热力生产和供应业（D44）行业平均为20.17倍与1.64倍8。媒体报道口径显示，7月15日至27日累计涨幅逾121%、9个交易日录得7个涨停，8月10日盘中报14.48元、市值超过135亿元10。2026年11月5日收盘8.70元，较8月高点回落约四成，近60日下跌28.6%，近250日仍上涨5.8%，近20日成交区间8.01元至10.08元11。10月30日股东户数8.53万户，较上期减少4.48%12。股价已经从"追涨外送通道故事"回到"检验业绩能否兑现"的阶段，而当前价格仍对应42.5倍的滚动市盈率和2.49倍市净率，高于公司公告引用的行业平均倍数。

悲观一行的说明：若市场只给80.9亿元企业价值，扣除115.5亿元净债务和16.1亿元少数股东权益、再加回10.5亿元联营账面价值后，股权残值为-40.2亿元；本报告因此改用归母净资产0.92倍市净率（30.0亿元）作为下限，读者可以把这条下限理解为资产价值支撑，而不是经营价值支撑。联营权益的倍数给得不高（基准8倍、乐观9倍），原因是权益法收益不带来经营现金流，项目公司何时分红、分红多少尚无公开信息。

{"title": "每股价值情景与现价对照（元/股）", "url": "https://api.datgs.com/api/v1/stockmind/report-assets/69086ebd-7548-49d9-baa5-49a652bb0fdd/6012678d5cf1de79/widget-6012678d5cf1de79.html"}

12倍的EV/EBITDA以公司自身披露的资产回报率为锚：募投项目税后内部收益率6.75%，公司债券票面利率1.74%–1.90%，以此推算的重资产回报水平支持的倍数在10–13倍区间，12倍已位于偏乐观一侧。本轮未取得同业公司的可比估值数据，倍数选择不依赖外部横向比较，这是一项需要读者知道的证据限制。

反向估值给出更直接的判断。现价8.70元对应市值81.2亿元，加净债务115.5亿元、少数股东权益16.1亿元、扣除联营项目账面价值10.5亿元后，隐含企业价值约202亿元，相当于2028年预测EBITDA的15.9倍、2029年基准预测EBITDA的13.7倍；若2029年能达到乐观情景的17.4亿元，则为11.6倍。对应TTM市盈率42.5倍、市净率2.49倍；按不含少数股东权益的企业价值196.7亿元计算，EV/收入（TTM收入12.58亿元）为15.6倍，计入少数股东权益后为16.1倍；自由现金流收益率为-8.4%。换一个角度：在6%的加权平均资本成本下，要让现价成立，需要自由现金流以3.2%的速度永续增长。

现金流折现的交叉验证结果更极端。在基准假设下、加权平均资本成本5.5%、永续增长1%时，每股价值为负值；即使把资本成本压到4.5%、永续增长提高到1.5%（对应公司披露的项目税后内部收益率6.75%附近），每股价值也只有3.9元；最乐观的一组参数——乐观情景经营假设、资本成本5.0%、永续增长1.5%——对应每股7.74元，仍低于现价8.70元。资本成本每变动1个百分点，每股价值变动约2.4–3.8元。这种敏感度本身就是一个结论：这家公司的股权本质上是一个高杠杆的看涨期权，其价格取决于少数几个变量的兑现，而不是当前盈利。

因此，本报告给出的合理价值区间是3.2元至12.1元，基准5.5元。现价8.70元位于基准与乐观情景之间，向上需要机制电价改善、外送通道电量释放和集团资产注入同时发生，向下则面临电价继续下行、年末减值扩大以及补贴合规核查结果的冲击。

八、反证：这个判断可能错在哪里

第一，补贴合规核查是可能改写全部结论的一项。 若未纳入"合规清单"的9个项目最终均未通过核查，公司需退回补贴资金8.72亿元、终止确认应收补贴款26.23亿元并补充计提坏账17.52亿元，这一笔相当于归母净资产32.58亿元的一半以上，也会推高融资需求。本报告的基准与悲观情景都没有把它计入中枢，因此这两档数值只适用于"补贴合规状态维持现状"的假设。

第二，我把联营项目按收益倍数计价，市场可能按资产重估或注入预期计价。 13.42%的8100兆瓦项目公司股权，若按项目资产价值而非收益倍数估值，结果可能显著高于30.4亿元。这是基准与乐观情景之间差距的主要来源，也是最值得跟踪的一项。

第三，定增的价格与用途可能与市场预期不同。 若发行价高于按八折估算的水平、且募集资金用于已核准的高回报项目，摊薄幅度会小于本文测算。

第四，我用的收入假设偏保守。 2026年上半年风电电量已达2025年全年的66%，若四季度风资源好于季节性规律、且在建项目提前并网，2027–2028年的电量与EBITDA可能高于本报告假设，届时12倍倍数对应的是更高的每股价值。

第五，同业倍数缺失。 本轮无法取得风电运营商的可比公司估值数据，只能引用公司公告中引用的行业平均口径（7月24日电力、热力生产和供应业滚动市盈率20.17倍、市净率1.64倍）。若同类资产在市场普遍交易于15–20倍EV/EBITDA，本报告的12倍假设需要上修。

九、接下来看什么

• 2026年年报（预计2027年4月）：全年归母净利润能否达到2.6亿元以上；四季度是否再次出现大额减值；2026年平均上网电价与利用小时数。
• 应收补贴与合规清单进展：未纳入"合规清单"的项目数量是否变化、是否触发补贴退回或终止确认，应收补贴款周转天数能否从2,841天回落，2026年实际收到的补贴款能否高于上半年的0.71亿元。这是目前最大的单一不确定项。
• 联营项目公司的分红与权益法收益：投资收益能否从2.38亿元继续爬坡，以及是否开始以现金分红回流上市公司——这是把非现金利润变成现金的关键一步。
• 补贴回款与应收账款余额：22.98亿元应收账款的回收节奏，以及信用减值计提是否回到1.5亿元以上。
• 定增发行进展：发行价、实际股数、募投项目开工时点，以及对应的新增折旧与利息对2027年利润的净影响。
• 新疆机制电价竞价结果与外送通道电量：2027年上半年增量项目机制电价竞价的成交水平、第四通道配套电源开工与投运进度。
• 集团资产注入：335万千瓦同业竞争资产是否出现实质性方案、时间表或定价。

十、资料与证据边界

本报告的事实基础是公司定期报告（2025年年报、2026年半年报、2026年三季报）、募集说明书（注册稿）及投资者关系记录，结构化财务与估值数据包用于期间整理和确定性计算，媒体报道与市场数据用于市场预期的交叉验证。公司三季报未经审计。

四项关键缺口需要说明。第一，三季报未更新应收补贴款余额与账龄，最新口径来自公司2026年7月26日股票交易异常波动公告（6月末应收补贴31.35亿元、占应收账款95.38%、三年以上账龄52.92%、已提坏账7.47亿元）与募集说明书（2026年6月末31.40亿元、周转天数1,409天升至2,841天、各期收到补贴款占期末应收2.16%）；这些数字与三季报应收账款净额22.98亿元的差异来自毛额与净额口径，指向同一笔资产。第二，2026年9月末的分产品收入与毛利率未在季度报告中披露，本报告的季度毛利与量价分析基于半年度数据与累计值相减，无法精确拆分到单季产品口径。第三，本轮未能取得同业风电运营商的估值数据，EV/EBITDA倍数的选择以公司自身项目内部收益率和发债成本为锚，而非外部横向比较；可比参照只能用公司公告引用的行业平均市盈率20.17倍、市净率1.64倍。第四，公司披露的增量项目机制电价竞价区间为0.15–0.262元/千瓦时，2027年竞价结果将直接决定本报告"电价企稳0.24–0.25元"的假设是否成立。

本章使用的电价有两个口径，均已标明：年报口径0.3229元/千瓦时为含税口径且包含独立储能，第四章0.412/0.296/0.239元等为按分产品收入（含可再生能源补贴）与上网电量自行测算的不含税口径。

估值测算过程与计算回执保存在本次研究的工作目录中（估值快照、反向估值、DCF三情景及敏感性），可复算。

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