立新能源：“牛”的理由

一支“妖股”，能有真材实料吗？

8月9日，立新能源发布2026年半年度报告。数据显示，其上半年实现营业收入6.44亿元，同比增长近30%；归属于母公司股东的净利润为7302.39万元，同比增长超过700%；第二季度净利润达到6833.11万元，环比增长951.75%，扣非净利润7031万元，同比增长1568.33%。经营活动现金流净额达到2.84亿元，同比增长84.63%。

作为从7月14日开始拉出一条陡峭上升曲线的知名“牛股”，立新能源只用了半个月就实现股价翻倍。这份还不错的业绩，也成功为市场情绪兜了底，再度创造了一个涨停。

抛开炒作因素影响，立新能源实际上折射出风光储电力市场正在发生的诸多变化：第三通道项目并网、新能源补贴回款、购售电业务扩张以及储能布局，共同构成了业绩改善的动力。公司上半年风电业务收入3.07亿元，同比增长16.7%；购售电和综合能源服务收入达到1.56亿元，同比增长429.52%。

风电仍是收入的压舱石，光伏提供规模支撑，储能与购售电业务则开始承担新的增长任务。立新能源的变化，恰好对应着新能源行业正在经历的经营逻辑变化：发电企业不能只看装机规模，还要关注电量能否消纳、价格如何形成，以及储能和交易业务能否创造利润。

一、从装机增长到收益增长，新能源项目再次算账

风电和光伏行业过去较长时间的成长逻辑，是资源获取、项目建设和装机并网。风光资源优质、设备价格下降、项目规模扩大，通常意味着项目投资回报改善。

而随着装机规模快速增加，项目盈利也会开始受到更多变量影响。

国家发展改革委、国家能源局于2025年2月发布《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》，明确推动新能源上网电量全面进入电力市场，并建立新能源可持续发展价格结算机制。对于存量项目，政策要求妥善衔接原有保障性电量和电价；对于增量项目，机制电量规模和机制电价由各地结合实际确定。

政策变化并不意味着新能源项目失去收益保障，而是意味着项目收益需要同时考虑市场交易和机制结算。过去，项目模型更多围绕固定上网电价展开；从2025年开始，发电量、交易价格、利用小时、辅助服务费用和储能投资，都需要纳入测算。所以，这个时候的新能源项目收益可以概括为：

项目收益=发电量×市场电价+机制电价结算收益+绿电及绿证收益−运维成本-折旧−财务费用−储能与调节成本

这个公式中，发电量和市场电价具有同等重要性。装机规模扩大，若利用小时下降，或者高比例电量在低价时段出售，收入未必同步增加。反过来，具备较强交易能力、储能调度能力和优质客户资源的运营商，可能凭借相同装机取得更好的收益水平。

立新能源截至2026年6月拥有4634MW装机容量，其中风电2720.5MW、光伏953.5MW。公司风电收入保持增长，说明存量资产仍然具有稳定贡献；购售电业务收入快速增加，则表明公司正在从单一发电业务，向电力交易和综合能源服务延伸。

需要注意的是，购售电业务的价值，不只在于扩大收入规模。新能源企业参与市场交易后，可以围绕发电侧、储能侧和用户侧安排电量，改善电力资源配置。公司需要管理的不再只是发电设备，还包括交易合同、客户需求和价格波动。

另外，购售电收入增速较高，并不意味着利润必然同步增长。售电业务往往具有较大的收入规模，但利润率取决于购电成本、客户电价、交易策略和风险管理。立新能源后续能否把业务增长转化为稳定利润，仍需观察毛利率、经营现金流和客户结构。

二、储能从配套设施走向市场主体，商业模式加速完善

包括立新能源在内，当下所有能源运营商关注的重点是储能。

风电和光伏的共同特点，是发电出力受自然条件影响。风电可能集中在夜间或季节性较强的时段，光伏发电则主要集中于白天。用电负荷与新能源出力无法完全匹配时，储能便承担起时间搬运和系统调节功能。

储能的作用包括削峰填谷、平滑出力、缓解新能源弃电、参与辅助服务，以及在现货市场中捕捉价格差异。随着电力市场建设推进，储能已经不再只是新能源项目的附属设备。

国家早期出台的新型储能政策，已明确新型储能的独立市场主体地位，并提出研究储能参与中长期交易、现货交易和辅助服务市场的准入条件与交易机制。

2025年，国家能源局进一步推进新型储能规模化建设，强调拓展电源侧、电网侧和用户侧应用场景。到2025年，全国新型储能等效利用小时数达到1195小时，比2024年增加近300小时。

利用小时提升，说明储能调用频率正在改善；但储能是否具备理想回报，还需要看收入和成本两端。

储能收入主要来自容量租赁、峰谷价差、现货交易、调峰调频和其他辅助服务。成本则包括电池、变流器及配套设备投资，此外还要承担折旧、运维、充放电损耗和电池衰减。

因此，储能项目能否盈利，取决于以下关系：

储能利润=放电收入−充电成本−损耗成本−折旧与运维费用+辅助服务收入+容量服务收入

根据公开信息，立新能源目前独立储能规模达到960MW/3840MWh，另有 400MW/1600MWh 独立储能项目已核准在建，全年计划新增储能装机40万千瓦/ 160万千瓦时。储能已经成为公司资产结构的重要组成部分。公司提出“风电为压舱石、光伏为支撑、储能为增长引擎”，背后反映的是新能源运营商对行业变化的判断：未来项目竞争不仅是发电成本竞争，也包含调节资源竞争。

回归业务线，储能对能源项目的意义，至少有两层。第一，储能可以改善风光项目的出力曲线，提高电量交易的灵活性；第二，独立储能可以作为单独市场主体参与电力交易，形成新的收入来源。

从行业角度看，储能规模扩大具有明确的长期价值。全国电力市场交易规模持续增长，2025年累计完成市场交易电量6.64万亿千瓦时，同比增长7.4%；市场化交易电量占全社会用电量的比重达到64%。电力交易规模扩大，为储能参与现货、辅助服务和峰谷套利提供了更大的市场空间。

针对储能，市场关注的问题是它仍处于商业模式完善阶段。装机规模可以衡量建设进度，不能单独证明盈利能力。储能利用小时、循环次数、容量租赁收入和辅助服务收入这些指标都值得长期跟踪。只要市场机制继续完善，储能便有机会从成本项目逐步转化为收益项目。

三、电力市场化交易，为新能源运营商打开新的增长空间

围绕整个能源产业链，电价是当前最重要的未来预期影响因素。新能源上网电价市场化改革，本质上是电力行业定价方式的变化。随着新能源电量进入市场，发电企业面对的客户、价格和交易方式更加丰富，企业经营能力也会成为利润来源之一。

市场化交易扩大后，新能源企业可以通过中长期交易锁定部分电量和价格，通过现货交易应对短期供需变化，通过绿电和绿证交易体现环境价值。储能则可以帮助企业改善出力时段，在低价时段充电、高价时段放电，提升电量配置效率。

对于立新能源而言，购售电和综合能源服务收入快速增长，表明公司已经开始抓住电力交易扩张带来的机会。公司还积极参与电网调峰和现货交易，说明经营重心正在从“建设更多电站”，扩展到“管理更多电力资源”。

从综合数据看，2025年全国可再生能源新增装机4.52亿千瓦，占全国电力新增装机的83%；截至2025年末，全国可再生能源装机占比超过六成。风光发电仍处于扩张阶段，电力需求增长、绿色电力消费和新型电力系统建设，将持续带来项目开发和运营机会。

不过，装机增长与盈利增长之间并非简单对应关系。未来新能源运营商需要同时具备四项能力：

获得优质资源的能力，包括优质风光资源、项目指标、土地和并网条件；控制融资和建设成本的能力；参与电力交易的能力，包括中长期交易、现货交易、绿电销售和储能调度；以及组织稳定用电客户的能力，包括工业客户、算力中心和绿氢项目等。

立新能源当前已经形成风电、光伏、储能和购售电业务的组合。风电和光伏提供基础资产与发电收入，储能提升调节能力，购售电业务则有机会连接发电侧与用户侧。三类业务协同后，公司对单一电价和单一发电量的依赖有望降低。

上半年利润大幅增长，既包含项目并网和补贴回款带来的阶段性改善，也反映出业务结构正在发生变化。接下来，判断公司成长性的关键，不只是新增多少装机，而是新增项目能否取得合理利用小时，储能能否形成稳定收入，购售电业务能否保持盈利，以及经营现金流能否支撑资产扩张。

从行业前景看，风光储仍处于较好的发展阶段。新能源装机扩张尚未结束，电力市场交易规模继续扩大，储能利用场景逐步增加，绿色电力消费需求也在提升。市场化改革会提高运营难度，但也会为具备资源、资金、交易和客户能力的企业带来更大空间。

来源：松果财经