营收基本持平、净利承压，抽蓄并表对冲风电波动。2026 年上半年，公司实现营业收入11.03 亿元，同比下降0.12%；归母净利润3.47 亿元，同比下降7.29%；基本每股收益0.18 元/股，同比下降10%；加权平均净资产收益率4.52%，较上年同期减少0.38 个pct。营业收入下降主要为风资源状况不及上年同期、福建省外项目限电率同比上升、市场化交易影响导致综合电价同比下降，但依托抽水蓄能并表对冲，营收降幅仅0.12%。公司于2026 年4 月完成收购控股股东投资集团持有的闽投抽水蓄能51%股权，本次收购为同一控制下企业合并，根据企业会计准则的相关规定，公司对上年同期数进行追溯调整。

    　　抽水蓄能并表增厚利润，120 万千瓦装机贡献第二增长极。截至2026 年6 月30日，公司控股并网装机容量219.93 万千瓦，其中风电94.93 万千瓦（陆上风电65.33/海上风电29.6 万千瓦）、光伏发电2 万千瓦、生物质发电3 万千瓦、抽水蓄能120万千瓦。2026 年上半年，公司抽水蓄能完成发电量6.95 亿千瓦时（yoy+10.94%），对应子公司闽投抽水蓄能实现净利润1.31 亿元，对应归母净利润0.67 亿元，占总归母利润的19.25%。需关注的是，根据福建发改委发布的《关于落实第四监管周期输配电价有关事项的通知》，自2026 年8 月1 日起，福建抽水蓄能电站抽水（发电）电量全部进入市场，抽蓄业务从计划电量步入市场化时代，对调度能力和市场研判能力提出更高要求。

    　　风电量价双承压，海上风电仍为利润压舱石。2026 年上半年，公司在福建的风电项目完成发电量12.78 亿千瓦时（yoy-0.45%），黑龙江风电完成发电量0.82 亿千瓦时（yoy-6.87%）；风电电量同比下降原因为风资源状况不及上年同期、福建省外项目限电率同比上升所致，叠加市场交易后综合电价同比下降，风电主业量价承压。但受益于区位资源优势，公司福建所属海上风电场平均发电设备利用小时达2015 小时、陆上风电场达1260 小时，海上风电核心子公司中闽海电实现净利润2.23 亿元（yoy+0.3%），海上风电仍是公司业绩基本盘。此外，新疆哈密光伏完成发电量0.086 亿千瓦时（yoy-10.33%），黑龙江生物质发电完成发电量0.27 亿千瓦时（yoy+10.49%），两者体量均较小、对当期业绩影响有限。

    　　长乐外海送出工程落地，海上风电规模化打开成长空间。公司拟投资建设长乐外海　　集中统一送出工程项目，总投资约73.35 亿元，新建输出容量210 万千瓦，建设±525千伏海上柔性直流换流站和陆上集控站（含储能21 万千瓦/42 万千瓦时）各1 座，项目预计2026 年底开工、建设期24 个月，公司通过51%股权比例预计投入资本金约7.48 亿元。该项目作为长乐外海5 个海上风电场项目的配套集中统一送出工程，投运后通过向各配套海上风电场业主收取过网输电服务费获取稳定收益。同时，公司扎实推进福建省内海上风电项目、渔光互补项目和老旧风电场改造升级。

    　　投资建议：公司作为福建省投资集团旗下新能源上市平台，短期业绩受风资源、限电及市场化电价下行压力影响，中长期则受益于抽水蓄能并表与海上风电、长乐外海送出工程投运的增量贡献。预计公司2026-2028 年实现营业收入21.53、22.76、23.54 亿元；实现归母净利润6.67、6.93、7.04 亿元，同比+27.8%、+3.9%、+1.7%；对应EPS 为0.35、0.36、0.37 元/股；对应PE 为15.0X、14.5X、14.2X，维持“增持”评级。

    　　风险提示：风资源波动风险、新能源限电风险、上网电价下行风险、抽水蓄能市场化改革风险、增值税优惠政策变动风险、项目建设进度不及预期风险。