投资评级 - 报告未明确给出“优于大市”、“中性”或“弱于大市”的评级，但核心观点认为公司股价未充分反映其增长潜力，隐含积极看法 [1] 核心观点 - 公司股价自9月初以来已跑输大盘30%，但基于与公司管理层的交流，报告认为考虑到公司在可再生能源项目上的增长潜力，当前市场表现并未充分反映其实际价值 [1] - 公司已从过往经验中汲取教训，尤其在生物质项目方面已积累重要经验，预计将逐步实现30%中段的EBITDA收益率 [1] - 亚洲地区拥有全球最高的可再生能源增速，鉴于日本能源结构仍高度依赖化石燃料，预计政府将大力推动清洁能源发展，为雷诺瓦提供有利的政策环境 [2] - 公司凭借卓越的技术/项目管理能力以及“一站式服务”开发模式，在区域乃至全球同业中形成差异化优势 [2] 公司业务与前景 - 雷诺瓦是一家日本独立可再生能源公司，凭借其在日本乃至全亚洲范围内的可再生能源产能扩张，将呈现强劲的盈利增长潜力 [2] - 公司中期发展规划目标在2030年实现累计装机容量5吉瓦，并达成600亿日元EBITDA [2] - 公司重申了2026财年业绩指引：营收预计为905亿日元（市场预期933亿日元）；EBITDA预计达316亿日元（同比增长36%，市场预期290亿日元）；净利润预计为15亿日元（2026财年末），高于市场预期14亿日元 [2] 项目进展 - 公司项目开发进展顺利，项目进度均符合预期 [1][3] - 大阪崎港生物质发电厂此前因锅炉辅助设备漏水问题于六月底暂停运行，但目前机组恢复运转后运行状况良好 [3] - 已投入运营的Himeji储能项目（发电容量15兆瓦，储能容量48兆瓦时，雷诺瓦持股22%）目前运行状况良好 [3] - 公司参与的Tomakomai、Shiraol及Morimachi mutsumii三个储能项目（雷诺瓦计划在各项目中持股39%，合计容量215兆瓦）预计商业运营时间可参见报告图1 [3] - 公司在美国德克萨斯州持有的BESS项目（容量200兆瓦，雷诺瓦持股70%）计划于2027财年投入运营 [3]

文章核心观点 四川省发展和改革委员会发布《四川省有序推动绿电直连发展实施细则（征求意见稿）》，旨在通过制定详细的规则，有序推动省内绿电直连项目发展，以发挥四川清洁能源优势，满足企业绿色用能需求，提升新能源就近就地消纳水平，并探索适合四川实际的绿电直连项目运行模式 [9][12][13] 绿电直连项目基本要求 - **项目定义与范围**：绿电直连电源限定为新增的风电、太阳能发电、生物质发电等新能源，不包括存量已并网电源及已批复的统调统分电源；直连线路现阶段是指电源向单一电力用户供电的专用线路，暂不开展向多用户供电的项目 [13] - **布局与负荷条件**：除万卡集群算电融合项目外，绿电直连项目原则上不受地域限制；新增负荷可配套建设直连新能源项目，存量负荷在已有燃煤燃气自备电厂足额清缴可再生能源发展基金的前提下可开展绿电直连，实现清洁能源替代；鼓励有降碳刚性需求的出口外向型企业利用周边新能源资源探索存量负荷绿电直连 [14][15] - **源荷匹配要求**：项目整体新能源年自发自用电量占总可用发电量的比例应不低于60%，占总用电量的比例应不低于30%，并不断提高比例，2030年前不低于35%；电力现货市场未连续运行前，不允许向公共电网反送电；市场连续运行后，可采取自发自用为主、余电上网为辅的模式；并网型项目余电上网电量占总可用发电量比例，“三州一市”（阿坝州、甘孜州、凉山州、攀枝花市）原则上不超过10%，其他地区原则上不超过20% [2][16] - **接入系统要求**：并网型项目接入公共电网电压等级原则上不超过220千伏；新能源电源与负荷直连线路长度原则上不超过60千米；项目应作为整体向公共电网申请接入，专线接入，接入点原则上不超过两个，并与公共电网间形成清晰物理界面 [17] - **并网调度与安全**：绿电直连项目的新能源发电项目豁免电力业务许可；项目整体及内部电源按接入电压等级和容量规模接受相应调度机构管理；发用电曲线可由项目业主和调度机构共同协商确定；项目与公共电网按产权分界点明确安全责任界面 [18][19] - **计量与权责**：并网型项目以项目接入点作为计量、结算参考点，作为整体与公共电网结算；项目应具备分表计量条件，在内部各关口安装合格的双向计量装置；项目应自主合理申报并网容量，并自行承担因自身原因造成供电中断的责任 [19][20] 绿电直连项目价格及交易机制 - **价格机制**：项目涉及的输配电费、系统运行费、政策性交叉补贴等缴纳执行国家相关规定；“三州一市”的绿电直连项目暂不执行尖峰电价政策 [3][21] - **交易机制**：并网型绿电直连项目作为统一整体参与电力市场，享有平等市场地位；项目用电应当直接参与市场交易，不得由电网企业代理购电；项目配套储能设施不能作为独立主体参与辅助服务等电力市场，不得通过租赁方式配置或对外租赁盈利，但可以与项目作为整体参与辅助服务市场 [5][21] 绿电直连项目管理方式 - **规划管理**：绿电直连项目应统筹纳入省级或市（州）的能源电力专项规划；直连风电和太阳能发电规模计入省级新能源发电开发建设方案 [22] - **整体实施方案编制**：各市（州）能源主管部门指导项目业主，委托有资质单位编制包含电源、储能、负荷、线路等内容的整体实施方案；方案深度需达到接入系统设计有关要求，并按照“以荷定源”原则确定新能源装机规模；鼓励依托国家能源创新平台开展新技术研究与示范 [6][23] - **方案申报与批复**：整体实施方案由市（州）能源主管部门会同相关部门及电网企业初步评估，经市（州）人民政府同意后报送省能源局；省能源局委托第三方评审后批复；针对算电融合类项目，按规定安排新能源激励配置规模；项目电源、负荷、储能等应按方案统一建设，同步投产 [7][24] - **建设实施管理**：项目业主分类提出新能源、储能和电网等工程核准或备案申请；获得核准（备案）后向电网企业提出接入申请；对已核准（备案）的项目，从核准（备案）之日起2年内未按规定开工的，取消并收回所有配置的新能源资源 [8][25] - **运行与监督管理**：绿电直连项目对应的直供新能源不考核新能源利用率，不计入全省统计范围，投资主体自行承担弃电风险；省能源局负责引导项目科学评估需求，做好项目管理和运行监测；电网企业应每月将项目相关费用及电量情况报告主管部门 [26] - **调整与退出管理**：坚决防止以项目名义套取新能源资源；非不可抗力因素，在实施方案明确的周期内，负荷原则上不一次性全部退出；若负荷部分减少或中断，应由属地政府要求业主重新引进新负荷；1年内无法完成等量新负荷补充的，省级能源主管部门将按比例对直供新能源退坡解列 [27]

河南省能源项目投资概况 - 河南省能源项目投资连续3年超过1000亿元人民币 [1] - 全省油气长输管道里程突破1万公里，位居中部地区第一 [1] 重点能源项目进展 - 许昌能信煤电项目按期投运 [1] - 信阳五岳抽水蓄能电站全面建成 [1] - 西气东输三线河南段投产送气，线路全长超过238千米 [1] - 西气东输三线中段于今年10月成功投产，完善了中部地区管网布局 [1] 民营企业参与情况 - 民营企业可参与风电、光伏发电、清洁高效煤电、新型储能、抽水蓄能、生物质发电、充电桩等领域的重大项目建设 [1] - 从项目数量看，民营企业建设光伏电站项目占比超过90%，生物质发电项目占比超过70%，清洁高效煤电项目占比超过20%，风电项目占比为20% [2] - 从投资额看，民营企业在地热供暖领域投资占比超过80%，充电桩领域占比超过70%，新型储能领域占比为25%，油气长输管道领域占比21% [2] - 从市场主体看，民营售电公司占比超过80%，规模以上充电桩运营商占比约为70% [2] 能源结构转型与装机容量 - 河南省电力总装机累计突破1.6亿千瓦 [2] - 可再生能源发电装机占比超过“半壁江山” [2] - 预计2025年全省可再生能源发电量将突破1400亿千瓦时，同比增长21% [2]

项目总体概况 - 2025年10月全国新增建档立卡新能源发电项目（不含户用光伏）共计5358个 [3] - 新增项目中，光伏发电项目占绝对主导，达5336个，风电项目18个，生物质发电项目4个 [3] - 光伏发电项目中，工商业分布式光伏项目为5317个，集中式光伏发电项目仅19个 [3] 项目类型分布 - 工商业分布式光伏是当月新增项目的最主要类型，数量为5317个，占全部新增项目的99.2% [3][4] - 集中式光伏发电项目新增19个，风电项目新增18个，两者数量接近 [3][4] - 生物质发电项目新增数量最少，仅为4个 [3][4] 地区分布特征 - 山东省新增项目数量全国第一，达2150个，其中工商业分布式光伏项目2148个 [4][6] - 山西省和河南省新增项目数量显著，分别为702个和729个，均以工商业分布式光伏为主 [4][6] - 部分省份新增项目数量极少，如四川省仅1个，青海省2个，西藏自治区则为0个 [5][6] - 经济发达地区如上海（98个）、江苏（203个）、浙江（357个）、广东（277个）的工商业分布式光伏项目活跃 [4][6]

2025年10月全国新增新能源发电项目总体情况 - 2025年10月全国新增建档立卡新能源发电（不含户用光伏）项目共计5358个 [4] - 新增项目以光伏发电为主导，共5336个，占当月新增项目总数的99.6% [4] - 风电项目新增18个，生物质发电项目新增4个 [4] 新增光伏发电项目结构分析 - 光伏发电项目中，工商业分布式光伏是绝对主力，新增5317个项目，占光伏新增项目的99.6% [4] - 集中式光伏发电项目新增19个，占比极小 [4] 各地区新增项目分布 - 山东省新增项目数量全国第一，达2150个，全部为光伏项目（2148个工商业分布式，2个生物质发电） [5][7] - 山西省新增702个项目，河南省新增729个项目，两省新增项目均全部为光伏发电 [5][7] - 部分省份如内蒙古、甘肃、青海、新疆等有集中式光伏和风电项目的新增，但数量较少 [5][7] - 广东省新增277个工商业分布式光伏项目，江苏省新增203个项目（含201个工商业分布式光伏、1个集中式光伏和1个生物质发电） [5][7]

政策发布 - 国家发改委印发《基础设施领域不动产投资信托基金（REITs）项目行业范围清单（2025年版）》，旨在拓展基础设施REITs发行范围以盘活存量资产、促进投资良性循环 [1] 申报要求 - 项目申报需严格遵循《国家发展改革委关于全面推动基础设施领域不动产投资信托基金（REITs）项目常态化发行的通知》等常态化推荐发行阶段政策要求 [1] - 各省级发展改革部门及有关中央企业需坚持"优中选优"原则，严格把关项目质量并强化风险意识，高质量完成项目申报工作 [1] 能源类项目范围 - 申报范围新增风电、太阳能发电、水力发电、天然气发电、生物质发电、核电等清洁能源项目 [2] - 涵盖储能设施项目以及清洁低碳、灵活高效的燃煤发电项目（含热电联产煤电） [2] - 燃煤发电项目需满足纯凝工况最小发电出力≤30%额定负荷、掺烧低碳燃料热量比例≥10%或配备大规模CCUS设备等条件之一 [2] 基础设施类项目范围 - 申报范围包括特高压输电项目、增量配电网、微电网及充电基础设施项目 [2] - 租赁住房、消费基础设施、商业办公设施、养老设施、城市更新设施等领域项目需由独立法人主体发起，且发起人不得从事商品住宅开发业务 [2]

行业投资评级 - 公用事业行业投资评级为“增持”（维持）[5] - 环保行业投资评级为“增持”（维持）[5] 核心观点 - 2025年是置换存量隐性债务三年实施行动的第二年，截至2025年8月底，一次性增加的6万亿元专项债务限额已累计发行4万亿元，化债行动持续推进有望改善环保行业报表[1] - 第三季度以来，环保行业垃圾焚烧发电、生物质发电国补回款超预期，例如光大绿色环保7-8月回款20.64亿元，三峰环境1-10月回款3.6亿元，伟明环保、绿色动力等公司均收到不同金额回款[1] - 佛山市召开价格调整听证会，污水处理费、垃圾处理费或将上调，为瀚蓝环境等相关企业费用回收增强保障[1] - 推荐资产优质、回款改善的环保运营高股息标的：瀚蓝环境、伟明环保、军信股份、绿色动力、光大环境[1] 水务运营子板块分析 - 资产状况：2025年以来水务运营应收类资产周转天数逐季度下降且降幅持续加大，3Q25降至39天，同比下降45天[2] - 现金流状况：在2Q24-3Q25共6个季度中，仅2Q25现金流指标同比下滑，其他季度均同比改善，3Q25净现比达到1.7，经营现金流/营收达到0.25，同比分别增加0.6和0.06[2] - 信用减值：第四季度为减值高峰，2025年前三季度信用减值/归母净利分别同比增加4、8、1个百分点[2] 垃圾焚烧子板块分析 - 资产状况：2025年以来垃圾焚烧应收类资产周转天数逐季度下降且降幅持续加大，3Q25降至-18天，自2023年以来首次转负，意味着3Q25应收类资产金额环比下降，主要来自国补电费回款超预期[3] - 现金流状况：2Q25-3Q25净现比同比增加0.4、0.6，经营现金流/营收同比增加0.15、0.12[3] - 信用减值：从信用减值/归母净利分析，大部分时间垃圾焚烧低于水务运营和环卫，3Q25降至-0.2%，自2023年以来首次转负，信用减值冲回的公司数量过半[3] 环卫子板块分析 - 资产状况：2025年以来环卫应收类资产周转天数同比下降，3Q25降至26天，同比下降12天[4] - 现金流状况：2Q25现金流承压，3Q25净现比、经营现金流/营收均同比改善[4] - 信用减值：2022年以来第四季度减值压力增加，信用减值、信用减值/归母净利大部分时间高于水务运营、垃圾焚烧[4] 重点推荐公司 - 瀚蓝环境：目标价41.70元，投资评级为“买入”，预计2025年归母净利润为19.84亿元[8][28][29] - 军信股份：目标价19.21元，投资评级为“买入”，预计2025年归母净利润为7.85亿元[8][28][29] - 伟明环保：目标价27.94元，投资评级为“买入”，预计2025年归母净利润为28.91亿元[8][28][29] - 光大环境：目标价5.86港元，投资评级为“买入”，预计2025年归母净利润为33.92亿港元[8][28][29] - 绿色动力环保：目标价6.25港元，投资评级为“买入”，预计2025年归母净利润为6.84亿元[8][30][31]

核心矛盾 - 河南省滑县每年秸秆产量超过200万吨，但当地生物质电厂年均仅消耗35万吨，面临原料供应不足的“吃不饱”困境 [1] - 大量秸秆堆积田间与生物质电厂原料短缺的矛盾，反映出农业废弃物资源化利用存在挑战 [1][2] 秸秆收储环节问题 - 小麦和玉米秸秆的收购、打包、离田时间短，受农时影响大 [1] - 机械化收割打包设备配套不足，秸秆收储点分布不合理 [1] - 秸秆收储市场化运作链条不完善，在便民方面存在不足，影响农民积极性 [1] - 企业与乡镇政府的秸秆回收战略合作不成熟，导致乡镇积极性不高 [1] - 秸秆密度小、体积大、分布松散，存储受场地及季节性影响大，今年秋收季节阴雨天气进一步加剧收储困难 [2] 解决方案与探索 - 生物质能源企业需解决收储问题，拉长秸秆收储运链条，通过调研与沟通选择农民欢迎的收储方式 [2] - 滑县重点支持标准化秸秆收储中心建设、秸秆离田、农机具购置、秸秆饲料化项目 [2] - 需要通过政策引导和市场运作，培育壮大秸秆收储企业，构建收储、加工、利用紧密衔接的产业链条 [2] 行业现状与潜力 - 滑县生物质能源发电企业年上网电量约2.3亿千瓦时 [1] - 秸秆资源化利用具有潜力，但需完善产业链使其成为有价值资源 [2]

可再生能源装机规模 - 2025年前三季度全国可再生能源新增装机3.1亿千瓦，同比增长47.7%，占新增装机的84.4% [2] - 细分新增装机中，太阳能发电新增2.4亿千瓦，风电新增6109万千瓦，水电新增716万千瓦，生物质发电新增105万千瓦 [2] - 截至2025年9月底，全国可再生能源总装机接近22亿千瓦，同比增长27.2%，占电力总装机的59.1%，其中风电和太阳能发电合计装机突破17亿千瓦 [2] 可再生能源发电量 - 2025年前三季度全国可再生能源发电量达2.89万亿千瓦时，同比增加15.5%，约占全部发电量的四成 [2] - 可再生能源发电量达到同期工业用电量的六成左右，有力支撑全社会电力供应 [2] 能源领域投资 - 2025年前8个月全国能源重点项目完成投资额达到1.97万亿元，同比增长18.2% [3] - 能源重点项目资金和要素保障不断强化，项目投资加快形成实物工作量 [3]

能源政策与规划方向 - 加快建设新型能源体系，建设能源强国成为“十五五”期间重大任务，重点包括优化能源资源基地布局、发展分布式能源、推动能源绿色低碳转型等[8] - 高质量编制“十五五”能源规划，科学研究谋划目标指标、重大政策、重大改革举措和重大项目，形成“1＋5”能源规划体系[9][10] - 聚焦激发灵活性资源潜力，从供需两侧协同发力，供给侧挖掘火电灵活调节能力、建设抽水蓄能、发展新型储能，需求侧挖掘用户侧调节潜力，目标到2030年全国虚拟电厂调节能力达5000万千瓦以上[40][41] 前三季度能源供需形势 - 能源供应保障有力有效，迎峰度夏期间全国最大电力负荷4次创新高，7、8月全国用电量连续两月破万亿千瓦时[10] - 能源生产平稳增长，规上工业原煤、原油、天然气产量分别同比增长2%、1.7%、6.4%，9月下旬5500大卡动力煤现货价达704元/吨左右[11] - 能源消费结构持续优化，1—9月第三产业和城乡居民生活用电对全社会用电量增长的贡献率合计达54.5%，天然气消费小幅增长，成品油消费延续下降趋势[11] 可再生能源发展 - 可再生能源装机规模持续扩大，前三季度全国可再生能源新增装机3.10亿千瓦，同比增长47.7%，约占新增装机的84.4%，截至9月底总装机达21.98亿千瓦，约占电力总装机的59.1%[13] - 可再生能源发电量稳步增长，前三季度达2.89万亿千瓦时，同比增加15.5%，约占全部发电量四成，其中风电、太阳能发电量合计达1.73万亿千瓦时，同比增长28.3%，超出全社会用电量增量（3581亿千瓦时）[14] - 光伏发电增长尤为显著，前三季度新增并网2.40亿千瓦，累计装机达11.25亿千瓦，同比增长45.7%，发电量9163亿千瓦时，同比增长44.1%[15] 电动汽车充电基础设施 - 充电服务能力持续提升，截至2025年9月底，电动汽车充电设施总数达1806.3万个，同比增长54.5%，有效保障全国4000万辆新能源汽车充电需求，全国公共充电设施额定总功率约2亿千瓦，较年初增长59.2%[17] - 政策支持力度加大，六部委联合印发行动方案，明确到2027年底在全国建成2800万个充电设施，满足超8000万辆电动汽车充电需求，前10大充电运营商中8家为民营企业，其运营公共充电桩数量占比达70.7%[18] - 新技术新业态取得突破，全国大功率充电设施已超3.7万台，实现“充电十分钟，续航300+”，17个省份开展车网互动规模化应用试点，聚合资源1943万千瓦[19] 电力市场建设与保供机制 - 电力市场交易规模稳步增长，截至9月底全国累计完成电力市场交易电量4.92万亿千瓦时，同比增长7.2%，占全社会用电量比重63.4%，市场经营主体数量突破百万，达102万家[21] - 市场化机制助力迎峰度夏保供，跨省跨区市场实现大范围高效互济，如闽粤联网满功率送电，电量同比增长85%，南方区域首次送电支援上海、浙江、安徽[21][22] - 现货市场形成价格引导，如广东电力负荷创新高时现货价格最高涨至1.293元/千瓦时，激励发电机组稳发满发，负荷侧通过价格信号引导用户优化用电曲线，实现削峰填谷[22][23] 绿证交易市场 - 绿证市场呈现量价齐升，1-9月绿证交易规模5.29亿个，同比增长1.1倍，三季度绿证平均交易价格达5.06元/个，较一季度增长210%[32] - 市场驱动因素包括机制完善、需求拓展和国际认可，创新推出多年期绿电协议，交易规模超300亿千瓦时，国际可再生能源自愿消费倡议组织（RE100）已完全认可中国绿证[33] - 下一步将修订出台可再生能源电力消费最低比重目标实施办法，对更多重点用能行业提出要求，并不断完善绿证绿电市场交易机制[34] 能源投资态势 - 能源投资保持较快增长，前8个月能源重点项目完成投资额达1.97万亿元，同比增长18.2%，山东、江苏、广东等6省（区）完成投资额均超1000亿元[45] - 投资结构呈现多元化，核电、电网、新型储能、煤电成为重要拉动力量，其中新疆、广东等地新型储能重点项目完成投资额同比增速均超100%[45] - 风电、氢能等领域投资快速增长，前8个月风电完成投资额同比增长超40%，吉林大安绿氢合成氨一体化示范项目建成投产，内蒙古30兆瓦级纯氢燃气轮机项目开工建设[46] 新型电力系统建设 - 构建“行动方案+实施方案、指导意见、试点引领”的“1+3”工作体系，通过九大行动任务提升电网对清洁能源的接纳、配置和调控能力[43] - 重点举措包括以电力规划引领“十五五”新型电力系统建设，统筹源网荷储各侧，科学规划实施重大战略任务、工程项目和改革措施[43] - 研究制定促进新能源消纳政策措施，通过分类引导开发与消纳、推动新模式新业态创新、增强系统适配能力等，促进新能源高质量消纳[44]