国金证券_内蒙煤电一体高股息，煤质改善风光亦可期_20260708.pdf



华能蒙电（600863.SH） 买入（首次评级）

内蒙煤电一体高股息，煤质改善风光亦可期

投资逻辑

华能集团内蒙能源平台，主业盈利韧性突出

公司是实控人华能集团在内蒙古及华北地区能源保供的重要平台，也是控股股东北方电力煤电一体化等业务的最终整合平台。公司以发电业务为核心，电力业务贡献收入超过八成，截至2025年底控股装机15.03GW，其中火电装机11.40GW，新能源装机占比提升至 24%。公司依托煤电一体成本管控优、区域资源禀赋，主营盈利保持较强韧性；2025年实现归母净利润24.93亿元，2026Q1归母净利润6.94亿元。公司资产负债率持续优于行业平均，自由现金流长期为正，高分红政策延续，正常年份股息率在 4.5%-5%。

煤电一体夯实底盘，外送价值持续释放

公司火电资产主要送蒙西及华北电网、规模保持稳定，其中蒙西机组承担本地负荷支撑与调峰，华北机组则依托点对网和特高压通道实现跨区域供电。在新能源高渗透率背景下，火电利用小时面临下行压力，但容量电价、现货边际定价及系统调节价值有望增强火电收益稳定性。成本端，公司靠近煤炭资源富集区，并拥有魏家峁煤矿，形成长协+自产+市场采购的燃料保障体系，标煤单价显著低于可比公司；同时伴随老旧机组折旧陆续到期，火电板块利润空间有望进一步释放，结合容量电价及煤电一体优势，盈利稳定性高。

新能源扩张提速，成长与股息兼具

25年12月53亿元（定增+现金）完成风电收购（控股股东/机构投资者定增价格为3.46/4.94元），增加25年归母净利润6.2亿元 （占 25%，已并表）；25年末新能源装机达3.6GW，测算在建2GW风电26年投产后，悲观预期下绿电净利润亦增长 20%+。25年魏家卯煤矿开采至一区末，热值不足致利润下滑大；进入26年，一方面煤价回升（秦港煤价年初至今上涨超 20%），煤炭板块净利润有望增长 6%-7%；叠加公司预计下半年解决矿区煤炭热值下降问题，弹性有望更大。公司火电趋稳，新能源+煤炭利润释放，还具备分红不低于可分配利润 70%且不少于0.1元/股承诺，成长与股息兼具。

盈利预测、估值和评级

我们预测，2026/2027/2028年公司营业收入213/219/219亿元，同比+1.0%/+2.8%/+0.1%，归母净利润26.88/29.81/31.26亿元，同比+7.8%/+10.9%/+4.8%，对应EPS为0.343/0.381/0.399元。参考可比公司市场给予2026年10-15倍PE，公司兼备未来三年业绩增长较快及ROE较高优势，高股息价值亦突出，给予2026年17倍PE，对应目标价格5.83元/股，首次覆盖，给予“买入”评级。

风险提示

煤价波动；利用小时数及项目建设不及预期；限售股解禁风险。

公用事业与环保组

分析师：姜涛（执业S1130525120007）

jiang_tao@gjzq.com.cn

分析师：许子怡（执业S1130526030003）

xuziyi@gjzq.com.cn

市价（人民币）：4.31元

目标价（人民币）：5.83元


公司基本情况（人民币）

项目

2024

2025

2026E

2027E

2028E

营业收入(百万元)

22,294

21,050

21,259

21,855

21,886

营业收入增长率

-1.03%

-5.58%

0.99%

2.81%

0.14%

归母净利润(百万元)

2,325

2,493

2,688

2,981

3,126

归母净利润增长率

15.98%

7.23%

7.80%

10.92%

4.83%

摊薄每股收益(元)

0.356

0.382

0.343

0.381

0.399

每股经营性现金流净额

0.78

1.03

0.59

0.67

0.72

ROE(归属母公司)(摊薄)

12.99%

15.84%

13.82%

14.48%

14.37%

P/E

12.15

11.73

12.56

11.33

10.80

P/B

1.58

1.86

1.74

1.64

1.55

来源：公司年报、国金证券研究所


内容目录

一、华能集团内蒙上市能源平台，主营业务盈利韧性凸显 ... 5

（一）北方大型国有能源公司，华能集团内蒙上市能源平台 ... 5

（二）主营业务盈利韧性凸显，前三季度单季扣非业绩保持6-9亿元 ... 7

（三）三表提质持续优化，高分红稳享股息价值 ... 8

二、火电：煤电一体夯实成本优势，跨区外送打开价值空间 ... 10

（一）火电机组送蒙西+华北电网，装机及电量六四分布 ... 10

（二）送华北电价持续提升，跨区域输电价值凸显 ... 12

（三）蒙西火电转型调峰保供，市场化机制赋能稳价增收 ... 13

（四）煤电一体享资源成本优势，期待煤质修复贡献利润增量 ... 15

三、收购北方公司优质风电资产，新能源装机占比有望超三成 ... 17

（一）风光装机送内蒙及华北电网，以量补价支撑营收增长 ... 17

（二）53亿元收购控股股东1.6GW风电，期待在建绿电投产增厚盈利 ... 19

四、盈利预测、估值和评级 ... 20

（一）业务核心假设 ... 20

（二）盈利预测与投资建议 ... 21

五、风险提示 ... 23

图表目录

图表 1: 截至 2026Q1 北方联合电力持有公司 52.54%的股份 ... 5

图表 2: 截至 2025 年底公司在运控股装机 15.03GW ... 5

图表 3: 公司近年上网电量维持在 550 亿千瓦时左右 ... 6

图表 4: 近三年公司整体结算电价持续走低 ... 6

图表 5: 秦皇岛动力煤价格(元/吨，Q5500) ... 6

图表 6: 近年来公司煤炭产销量大幅增长 ... 6

图表 7: 2026Q1 煤炭销售单价降至 270 元/吨 ... 6

图表 8: 2026Q1 公司营收同比下降 13.6% ... 7

图表 9: 2026Q1 公司归母净利润同比下降 24.6% ... 7

图表 10: 公司前三季度单季度业绩相对稳定 ... 7

图表 11: 公司电力业务占营收比例超八成（亿元） ... 7

图表 12: 公司主营业务毛利率情况 ... 7

图表 13: 2025 年末公司加权 ROE 为 12.3% ... 8

图表 14: 2026Q1 公司资产负债率降至 39.7% ... 8



图表 15: 公司资产负债率持续低于行业平均水平 ... 8

图表 16: 2025年底公司资产减值损失降至2.49亿元 ... 9

图表 17: 公司投资收益显著增厚利润 ... 9

图表 18: 2025年底公司经营现金流净额达67亿元 ... 9

图表 19: 近年公司投资支出体量较大 ... 9

图表 20: 2026Q1公司自由现金流净流出23亿元 ... 9

图表 21: 经营正常年份公司股息率在4.5%-5% ... 10

图表 22: 2025年末公司控股在运火电装机11.40GW ... 10

图表 23: 2025年蒙西火电发电量316亿千瓦时、占64% ... 11

图表 24: 2024-2025年华北火电电价逆势提升 ... 11

图表 25: 预计2028年可较2025年节约火电折旧成本约6.38亿元 ... 11

图表 26: 2025年魏家峁公司贡献净利润14.67亿元 ... 12

图表 27: 2025年火电子公司ROE整体修复 ... 12

图表 28: 公司控股在运火电送华北电网项目梳理 ... 12

图表 29: 京津冀地区用电量保持稳健增长 ... 12

图表 30: 近年京津冀地区火电装机占比快速下降 ... 13

图表 31: 京津冀地区火电发电量占比仍在70%以上 ... 13

图表 32: 近年公司送华北火电电价持续提升 ... 13

图表 33: 公司控股在运火电送蒙西电网项目梳理 ... 13

图表 34: 近年来内蒙古用电量持续增长 ... 14

图表 35: 近年公司火电利用小时数均承压（小时） ... 14

图表 36: 近年内蒙古新能源装机占比大幅提升 ... 14

图表 37: 内蒙古火电发电量占比仍在70%以上 ... 14

图表 38: 2025年公司蒙西火电电价已开始回升 ... 15

图表 39: 公司标煤单价显著低于同行（元/吨） ... 15

图表 40: 公司标煤单价同比增速随行业周期同向波动 ... 15

图表 41: 2025年公司标煤单价仅514元/吨 ... 16

图表 42: 2025年公司煤炭自供率达到56.4% ... 16

图表 43: 公司煤炭板块经营及盈利情况 ... 16

图表 44: 热值恢复正常后煤炭板块净利润有望增长30%+ ... 16

图表 45: 截至2025年末公司新能源装机3.63GW ... 17

图表 46: 公司新能源资产分布于蒙西、蒙东和华北电网 ... 17

图表 47: 2025年公司新能源上网电量82亿千瓦时 ... 17

图表 48: 公司新能源发电利用小时数表现分化 ... 17

图表 49: 2025年公司风电加权上网电价298元/兆瓦时 ... 18



图表 50: 2025年公司光伏上网电价286元/兆瓦时 ... 18

图表 51: 2025年以量补价支撑新能源营收增长 ... 18

图表 52: 新能源子公司净利润情况（亿元） ... 18

图表 53: 新能源子公司ROE情况 ... 18

图表 54: 本次收购标的资产的交易对价及支付方式情况 ... 19

图表 55: 本次收购资产PB估值约2倍 ... 19

图表 56: 公司控股在建新能源项目 ... 19

图表 57: 公司绿电板块（核心子公司）盈利情况 ... 20

图表 58: 考虑在建绿电项目投产后，悲观预期下板块净利润亦可增长 20%+ ... 20

图表 59: 公司电力业务经营数据预测 ... 21

图表 60: 公司各分部业务预测 ... 21

图表 61: 华能蒙电同业对比（收盘价日期：2026/7/7） ... 22


一、华能集团内蒙上市能源平台，主营业务盈利韧性凸显

（一）北方大型国有能源公司，华能集团内蒙上市能源平台

公司是内蒙古自治区首家电力上市公司，是区域大型的综合能源公司之一；截止2026Q1控股股东北方联合电力直接持股公司 52.54%，中国华能集团合计控制公司 53.23%股权，为实际控制人。作为实控人华能集团在内蒙古和华北地区能源保供的核心力量，同时依托作为控股股东北方联合电力煤电一体化等业务的最终整合平台，公司凭借煤电一体化协同效应构建了极具竞争力的产业链优势。2026年2月，公司证券简称由“内蒙华电”更名为 “华能蒙电”，旨在强化华能品牌属性与蒙电主业地位。

图表1：截至2026Q1北方联合电力持有公司52.54%的股份


来源：iFinD，国金证券研究所

公司主营业务为发电并经营煤炭生产及销售等业务。发电业务方面，公司发电资产遍布自治区九个盟市，项目主要处于电力、热力负荷中心或煤炭资源丰富区域，以及特高压外送通道上，截至2025年底，公司控股装机达15.03GW、新能源装机占比提升至 24.13%。回顾过去，2017年上半年魏家峁1.32GW煤电投产，同年年底收购北方龙源风电，控股装机规模突破11GW；2019年和林发电1.32GW煤电投产，装机容量同比增加12.45%至12.4GW。 2020年乌达莱公司0.48GW风电全容量并网，2023年内蒙古聚达发电0.38GW新能源项目并网，2025年收购控股股北方公司的1.6GW风电项目，近年公司持续优化装机结构。

图表2：截至2025年底公司在运控股装机15.03GW


来源：iFinD，国金证券研究所

公司近年上网电量维持在550亿千瓦时左右，2025年受需求增长有限及新能源挤压等影响，蒙西、蒙东、华北地区电量均有所下降，年度上网电量为541亿千瓦时（同比-8.3%）。电价方面，受2021年下半年煤价大幅攀升影响，国家发改委将燃煤市场电价上下浮动范



围调整至 20%，2022年公司上网电价同比大幅提升 18.8%至0.367元/度（不含税）；近三年受到新能源全面入市交易、竞争愈加激烈等影响，公司整体结算电价持续走低，2026Q1售电单价降至0.331元/度（同比-8.8%）。

图表3：公司近年上网电量维持在550亿千瓦时左右


来源：iFinD，国金证券研究所 备注：2024年为追溯调整后数据

图表4：近三年公司整体结算电价持续走低


来源：iFinD，国金证券研究所 备注：2024年为追溯调整后数据

煤炭销售方面，魏家峁露天煤矿一期（产能600万吨/年）2014年投产，2022年4月二期产能完成释放，煤炭产能核增至1200万吨/年，2023年6月进一步核增至1500吨/万年。伴随魏家峁煤矿产能持续核增，公司近年煤矿产销量大幅增长，2025年实现煤炭生产量 1349万吨、销售量589万吨。受国家政策、市场竞争和供求关系影响，近年公司煤炭销售单价呈下降趋势，2025年受煤炭业务开展至一采区末端开采难度加大、煤质热值波动及市场煤价下行影响，2025年煤炭销售价格降低至301元/吨，2026Q1继续降至270元/吨，公司预计2026下半年解决矿区煤炭热值下降问题，我们预计26年下半年煤价呈先跌后涨趋势，全年中枢较25年提升，期待公司煤炭板块盈利修复。

图表5：秦皇岛动力煤价格（元/吨，Q5500）


来源：iFinD，国金证券研究所

图表6：近年来公司煤炭产销量大幅增长


图表7：2026Q1煤炭销售单价降至270元/吨

来源：iFinD，国金证券研究所


来源：iFinD，国金证券研究所


（二）主营业务盈利韧性凸显，前三季度单季扣非业绩保持6-9亿元

核心财务指标来看，公司近年营收维持在220亿元左右；受电价、电量、煤价下行等因素影响，2025年营业收入为211亿元（同比-11.8%），2026Q1营业收入为47亿元（同比- 13.6%）。从归母净利润来看，伴随煤价中枢逐步回落、煤炭产能持续释放，十四五期间公司业绩基本呈上升趋势，2025年归母净利润为24.93亿元（同比-18.0%），2026Q1为6.94亿元（同比-24.6%），业绩承压主要为收购资产并表增利，但存量新能源及煤炭销售业务利润下滑导致。分季度看，公司2023年至今1-3单季度盈利水平相对稳定，扣非归母净利润保持在6-9亿元（Q4由于集中计提资产减值、年终费用结算等原因利润水平较低）。

图表8：2026Q1公司营收同比下降 13.6%


来源：iFinD，国金证券研究所

图表9：2026Q1公司归母净利润同比下降 24.6%


来源：iFinD，国金证券研究所

图表10：公司前三季度单季度业绩相对稳定


来源：iFinD，国金证券研究所

公司主营业务包括发电、煤炭、售热等，电力业务占营收八成以上。从营收占比来看，2025年电力业务贡献营收180.13亿元，占比 85.6%；煤炭业务贡献营收17.70亿元，占比 8.4%；公司其他业务经营相对稳定，营收规模较小，合计占比 5%左右。毛利率方面，公司电力业务毛利率基本稳定，2025年提升至 22.6%主要为风电资产收购并表影响（毛利率高于存量业务）；煤炭业务毛利率稳中有降，2025年受煤价下降、热值偏低等影响同比-9pct至 54.3%。

图表11：公司电力业务占营收比例超八成（亿元）


来源：iFinD，国金证券研究所

图表12：公司主营业务毛利率情况


来源：iFinD，国金证券研究所


受益于煤电一体盈利相对稳定，以及近年新能源业务结构转型升级，公司毛利率水平由 2021年的 10.0%持续提升至2025年的 23.2%，2022-2025年加权ROE均保持 10%以上， 2025年公司加权ROE达 12.3%、ROA达 7.3%，核心盈利指标保持稳健，主营业务盈利韧性凸显。2026Q1毛利率回落至 24.4%，净利率回落至 14.8%，主要为新能源电价下行压力及煤矿热值尚未恢复等影响。

图表13：2025年末公司加权ROE为 12.3%


来源：iFinD，国金证券研究所

（三）三表提质持续优化，高分红稳享股息价值

资产扩张与债务偿付压降杠杆，资产负债率持续优于行业平均水平。2023-2025年公司总资产规模稳步扩张，主要为机组投产固定资产增加所致；2026Q1公司总资产达485.85亿元，其中固定资产268.99亿元，在建工程31.79亿元，应收账款43.28亿元，长期股权投资24.48亿元。受项目持续投入、股权并购等事件影响，公司近两年债务规模有所扩张； 2026Q1伴随到期应付账款的集中偿付，总负债规模回落至193亿元（较上年末下降 24.90%）。在资产负债双重影响下，公司2026Q1资产负债率降至 39.7%（若考虑永续债则为 41.7%），财务杠杆水平持续优于行业平均。

图表14：2026Q1公司资产负债率降至 39.7%


图表15：公司资产负债率持续低于行业平均水平

来源：iFinD，国金证券研究所


来源：iFinD，国金证券研究所

减值方面，公司历年减值损失以老旧火电及风机固定资产为主。2022年减值损失5.83亿元，主要为丰电能源 $ 4\times 200MW $ 火电机组减值和乌海发电厂应收委托运行费的坏账准备； 2023年资产减值规模达峰值6.18亿元，主要为乌海发电厂、白云鄂博风电场、乌力吉木仁风电场、丰电能源等多个资产组同步计提。截至2025年底公司相关减值损失已降至2.49亿元，有效释放利润空间。投资收益方面，公司投资收益持续增厚利润，2021年受煤价波动影响投资收益规模下降，其余经营正常年份均能贡献约 10%利润；其中长期股权投资做主要贡献，2025年公司长期股权投资收益达2.71亿元，参股公司中内蒙古岱海发电（火电）贡献最大，为1.63亿元。



图表16：2025年底公司资产减值损失降至2.49亿元


图表17：公司投资收益显著增厚利润

来源：iFinD，国金证券研究所


来源：iFinD，国金证券研究所

历年经营现金流均为正，资本开支扩张叠加股权融资落地，自由现金流短期转负。公司近 20年经营现金流均为净流入，2025年经营现金流净额已增至67亿元（同比+1.0%）；受营收下降影响，2026Q1经营现金流净额为9亿元（同比-37.3%）。2024年以来公司在建项目增多，投资现金流净流出规模较大，2026Q1净流出47亿元（绝对值同比+206.47%）。筹资现金流方面，公司历年以净流出为主，2026Q1由于增发股票转为净流入22亿元。近五年公司自由现金流保持20-40亿元波动，2026Q1受经营性现金流净额收窄与投资扩张的双重影响，公司自由现金流转负至净流出23.06亿元。

图表18：2025年底公司经营现金流净额达67亿元


来源：iFinD，国金证券研究所

图表19：近年公司投资支出体量较大


图表20：2026Q1公司自由现金流净流出23亿元

来源：iFinD，国金证券研究所


来源：iFinD，国金证券研究所

分红回馈方面，公司自2016年起连续发布三年股东回报规划，2019年起三期（2019-2021、 2022-2024、2025-2027）分红比例统一为可分配利润的 70%，且2019年起同时承诺每股不低于0.09元、2022年起每股提升至0.10元并延续至今。公司累计已完成现金分红26


次，累计分红总额134亿元，平均分红率达 62.11%。2023-2025年公司股息率分别为 4.74%、 5.08%、4.91%，股息回报水平稳健。

图表21：经营正常年份公司股息率在 4.5%-5%


来源：iFinD，国金证券研究所

二、火电：煤电一体夯实成本优势，跨区外送打开价值空间

（一）火电机组送蒙西+华北电网，装机及电量六四分布

截至2025年末，公司控股装机容量15.03GW，其中火电装机11.40GW（占比 75.87%）。分送电区域来看，公司火电业务向蒙西电网和华北电网供电，装机容量分别为6.36GW、 5.04GW。其中，蒙西区域主要以直调、大用户交易等方式销售，长期保持较高市场份额、规模优势显著；华北则以“点对网”和特高压直送为主，控股的上都发电厂是国内“点对网”跨区域输电标杆项目。参考公司当前无新增核准项目，预计火电规模保持稳定。

图表22：2025年末公司控股在运火电装机11.40GW


来源：iFinD，国金证券研究所

2023年前蒙西火电电价长期低于华北，主要源于蒙西作为煤炭资源富集地区，其燃煤标杆电价本身低于华北，形成了区域电价的初始成本锚，同时叠加蒙西市场化程度相对较低，交易电价以政策引导与中长期合约为主；而华北作为负荷中心电网，受能源输入依赖及燃煤标杆电价水平影响，中枢相对较高。2023年后，随着蒙西现货市场机制逐步完善、边际定价作用增强，实现火电电价的市场化重估上行；相较之下，华北市场电价结构仍以中长期合约为主，价格弹性有限，同时叠加新能源出力提升对火电边际电量的挤压，进一步限制火电电价上行空间，最终导致2021-2023年期间区域电价关系出现反转。2024-2025年蒙西、华北区域电量均有所下降，但华北电价逆煤价波动上涨，体现外送电电源稀缺性。



图表23：2025年蒙西火电发电量316亿千瓦时、占 64%


来源：iFinD，国金证券研究所

图表24：2024-2025年华北火电电价逆势提升


来源：iFinD，国金证券研究所 备注：单位为元/兆瓦时，不含税

公司近年火电折旧成本持续下降，由2021年的19.74亿元降至2025年的12.32亿元，累计降幅 37.6%。根据年报披露的发电设备折旧年限、结合各机组实际投产时间，丰镇电厂 3-6#（4×200MW）、蒙达发电（4×330MW）、丰泰发电（2×200MW）及京达发电（2×330MW）机组（合计3.18GW）已于2013-2024年间陆续完成折旧，乌海发电（2×330MW）2025年末完成折旧，是上述成本缩减的主要原因；展望后续，达拉特聚达（2×600MW）与上都电厂 （4×600MW）机组预计将于2026-2027年集中到期，三年内合计3.6GW机组退出折旧。以 2025年单位GW折旧约1.50亿元为标准保守估算，预计2028年可较2025年节约火电折旧成本约6.38亿元（占2025年电力毛利润的 15.7%），有效释放利润空间。

图表25：预计2028年可较2025年节约火电折旧成本约6.38亿元


来源：iFinD，国金证券研究所

综合来看，公司全资控股的魏家峁公司依托自有煤矿与电厂深度协同的一体化模式，有利抵抗煤价周期波动；2025年实现净利润14.67亿元，占公司归母净利润的 59%；在2021年煤价高企之际，魏家峁实现净利润5.94亿元（占比高达 322%），盈利韧性充分体现。伴随2022年后煤价中枢逐步回落，公司参控股火电公司盈利陆续修复，2025年上都发电、和林发电ROE水平均恢复至 10%左右；魏家峁公司ROE长期维持在 20%左右高位，显著优于其他子公司。公司火电及煤炭业务有效抵抗周期波动，同时在火电调节角色的转变下，一方面容量电价为公司每年稳定贡献16.65亿元，另一方面火电在市场化交易中获得额外电价收入，公司火电煤炭业务盈利稳定性持续提升。



图表26：2025年魏家峁公司贡献净利润14.67亿元


来源：iFinD，国金证券研究所

图表27：2025年火电子公司ROE整体修复


来源：iFinD，国金证券研究所

（二）送华北电价持续提升，跨区域输电价值凸显

公司送华北电网火电装机共计5.04GW，均为60万千瓦以上高效机组，其中上都一期2.4GW （4台60万千瓦）、上都二期1.32GW（2台66万千瓦）为“点对网”接入，魏家峁电厂1.32GW （2台66万千瓦）为通过特高压线路接入华北电网。电量端来看，在新能源高渗透背景下，点对网外送电量虽具备较强合约刚性，但在系统调度优先保障风光消纳及本地安全约束下，其边际可调度空间受到挤压，导致利用小时下降更为明显；相比之下，以魏家峁为代表的特高压入网电源融入华北统一调度体系，在现货与中长期联合优化机制下具备更强的跨时段出清能力，使其电量下降幅度相对更为平缓。

图表28：公司控股在运火电送华北电网项目梳理

所属电网

类型

名称

装机容量/MW

机组构成

持股比例

权益装机/MW

投运时间

华北电网

热电联产

上都发电厂

2400

4x600MW

51.00%

1224

2006年8月2007年8、11月

热电联产

上都第二发电厂

1320

2x660MW

51.00%

673

2011年8、12月

热电联产

魏家峁电厂

1320

2x660MW

100.00%

1320

2017年1、5月

华北电网火电小计

5,040

67.33%

3,217

来源：iFinD，国金证券研究所

外送华北电量在实际运行中面临多重边际约束，其中新能源优先消纳机制在多数时段构成系统第一约束，显著压缩火电及外来电的可调度空间，因而华北区域用电需求与新能源发电增量等将对公司外送电部分产生较大影响。我们以京津冀三地作为样本进行统一分析，北京、天津、河北三地用电量近十年内保持稳健增长，2025年合计达7942亿度（同比 +6.44%）；2025年京津冀地区GDP达11.99万亿元（计算同比+4.2%），其中第三产业增加值达8.40万亿元、占GDP比重 70%，以金融、科技、商贸服务为主的现代服务业已成为区域经济增长的主要驱动力。伴随区域一体化协同发展深入推进及数字经济加速渗透，预期未来华北地区用电需求将保持增长态势，为公司外送电量提供稳定消纳保障。

图表29：京津冀地区用电量保持稳健增长


来源：iFinD，国金证券研究所


从发电侧装机结构来看，近年来华北地区火电装机占比由2021年的 57%降至2025年的 35%，风电占比大幅提升至 39%，光伏小幅提升至 21%，新能源装机合计占比已达 60%。从发电量结构来看，尽管新能源装机规模持续扩张，2025年火电发电量占比仍达 74%，虽然较2021年的 86%有所下降，但其电量支撑与调峰调频价值仍难以被替代。

图表30：近年京津冀地区火电装机占比快速下降


来源：iFinD，国金证券研究所

图表31：京津冀地区火电发电量占比仍在 70%以上


来源：iFinD，国金证券研究所

电价机制方面，华北电力市场整体呈现中长期交易为主体、现货市场为补充、系统调度统筹平衡的运行机制。其中，中长期交易（年度及月度）在电量结构中占据主导地位，主要承担保供与价格稳定功能；现货市场则用于平衡偏差电量及反映短期供需变化。公司上都电厂电价机制以点对网通道约束下的中长期合同为主，体现计划性外送特征；魏家峁电厂则通过特高压接入华北统一电力市场，为中长期与现货联合出清定价，市场化程度更高、价格弹性波动更强，有望在发电曲线中通过市场化交易充分提高度电收入。

图表32：近年公司送华北火电电价持续提升


来源：iFinD，国金证券研究所

（三）蒙西火电转型调峰保供，市场化机制赋能稳价增收

公司送蒙西电网火电装机共计6.36GW，主要承担区域电力系统平衡与本地负荷支撑功能，在蒙西电网内形成基荷+调峰并存的格局；其中大部分机组已运行超过20年，整体资产年龄结构偏老。

图表33：公司控股在运火电送蒙西电网项目梳理

所属电网

类型

名称

装机容量/MW

机组构成

持股比例

权益装机/MW

投运时间

蒙西电网

燃煤发电

丰镇发电厂3-4#

400

2x200MW

100.00%

400

1993年6、12月

燃煤发电

丰镇发电厂5-6#

400

2x200MW

100.00%

400

1995年2、12月

热电联产

乌海发电

660

2x330MW

100.00%

660

2005年8、12月

热电联产

丰泰发电

400

2x200MW

45.00%

180

2001年12月、2002年8月

热电联产

京达发电

660

2x330MW

40.00%

264

2004年8、10月

热电联产

聚达发电

1200

2x600MW

100.00%

1200

2006年12月、2007年6月

热电联产

蒙达发电

1320

4x330MW

53.00%

700

1995年11月/1996年11月/1998年6月/1999年2月



热电联产和林发电厂一期

1320

2x660MW

100.00%

1320

1993年6、12月

蒙西电网火电小计

6,360

79.75%

5,124

来源：iFinD，国金证券研究所

电量端来看，内蒙古用电量持续增长，2025年内蒙古全区用电量5483.87亿度（同比 +5.43%），内蒙古作为国家现代能源基地与先进制造业集群，2025年第二产业增加值1.13万亿元（同比+5.45%），占地区生产总值的 42%，以现代煤化工、冶金及新能源制造为主的重工业构成用电基本盘。此外，作为国家“东数西算”工程的重要北方枢纽，区内绿色算力、大数据与人工智能等产业发展驱动三产用电潜力加速释放，2025年第三产业增加值 1.24万亿元（同比+3.95%），占比达到 46%，成为经济增长的主要贡献力量。

图表34：近年来内蒙古用电量持续增长


来源：iFinD，国金证券研究所

发电侧来看，蒙西电网内新能源占比持续提升，使火电逐步由传统基荷电源转向系统调峰与备用电源角色。在此背景下，老旧机组在深度调峰及频繁启停工况下运行负担加重，叠加供热及保供约束，其利用小时整体呈现结构性下行压力。但受益于煤电两部制电价的落地，2024年起电价构成分为电量电价、容量电价两部分，其中容量电价用于补偿煤电机组利用小时数下降以及备用的价值（2026年起蒙西地区已由100元/千瓦·年提升至165元/千瓦·年），弥补发电部分价值的下降。

图表35：近年公司火电利用小时数均承压（小时）


来源：iFinD，国金证券研究所

图表36：近年内蒙古新能源装机占比大幅提升


来源：iFinD，国金证券研究所

图表37：内蒙古火电发电量占比仍在 70%以上


来源：iFinD，国金证券研究所


而电量电价方面，分为中长期（年度+月度）及现货两大类，中长期电价更多挂钩用煤成本等；现货电价方面，蒙西是我国第一批电力现货市场建设试点，现货市场自2022年6月起转入连续不间断结算试运行；我们在2026年6月发布的行业深度《火电重估系列：煤价逐步传导，弱化利用小时，强化容量价值》曾分析讨论，火电可通过市场化交易的方式，在部分风光大发市场化交易电价较低的时段，通过现货市场等渠道采购更低价格的电量来履行发电合同，实现了不发电但形成收入的情况，即名义上利用小时数在下降，但实际度电收入/利润并未受损。因而2025年尽管在电量下降（利用小时数承压）、用煤成本下降情况下，公司蒙西火电电价同比仍然提升 1.0%。展望后续，伴随新能源接入比例持续提升，波动放大情况下，公司火电机组在保供同时仍然有望从市场化交易中获利。

图表38：2025年公司蒙西火电电价已开始回升


来源：iFinD，国金证券研究所

（四）煤电一体享资源成本优势，期待煤质修复贡献利润增量

从成本端来看，受益于靠近煤炭产地及自有煤矿，公司标煤单价显著低于同行。公司火电资产多分布于内蒙古鄂尔多斯、锡林郭勒等煤炭资源富集地区，区位优势突出；加之运用长协+自产（魏家峁煤矿年产能达1500万吨）+市场采购模式优化燃料采购策略、充分发挥煤电一体化协同优势。横向对比来看，公司标煤单价显著低于同行：2025年同比下降 12.14%至513.66元/吨，而同期国电电力、华电国际、上海电力分别为825.06、825.35、 996.98元/吨。从变化趋势来看，公司标煤单价随行业周期同向波动，但涨幅略低于、降幅略高于行业平均水平；2023年以来标煤单价持续下行，为盈利提供了稳定支撑。

图表39：公司标煤单价显著低于同行（元/吨）


图表40：公司标煤单价同比增速随行业周期同向波动

来源：iFinD，国金证券研究所


来源：iFinD，国金证券研究所



图表41：2025年公司标煤单价仅514元/吨


来源：iFinD，国金证券研究所

图表42：2025年公司煤炭自供率达到 56.4%


来源：iFinD，国金证券研究所

煤炭销售业务方面，魏家峁露天煤矿位于准格尔矿区东南部，地质储量9.8亿吨，2025年末生产能力仍为1500万吨/年，因开采年限将近，进入枯煤期导致热值下降，2025年底公司启动二采区征地及手续办理，预计2026年下半年解决矿区煤炭热值下降问题。进入 2026年煤炭市场价格上行，我们测算即使在热值影响犹存的情况下，公司煤炭板块净利润亦有 6%-7%的增幅，若考虑进入二采区煤炭热值完全恢复后，现货煤价均值上涨100元/吨时，公司煤炭板块净利润弹性达 58.1%，期待煤炭开采逐步恢复修复板块利润。

图表43：公司煤炭板块经营及盈利情况

2021

2022

2023

2024

2025

合并报表净利润/亿元

1.20

20.20

20.11

23.59

32.41

煤炭毛利润/亿元

13.23

10.93

16.53

18.58

9.61

煤炭销售量/万吨

366

380

623

728

589

单吨毛利润/元

362

288

265

255

163

公司煤炭销售价格(元/吨)

545

461

402

402

301

同比

252

-85

-59

1

-102

秦皇岛动力煤现货价格(元/吨)

883

1270

965

855

697

同比

311

387

-305

-110

-158

来源：iFinD，国金证券研究所

图表44：热值恢复正常后煤炭板块净利润有望增长 30%+

煤炭低热值影响仍在

市场现货煤价较2025年均值变化(元/吨,2025年均值为697元/吨)

20

40

60

80

100

120

140

公司销售价格同比(低热值)

4

8

12

16

20

24

28

单吨毛利/元

167

171

175

179

183

187

191

煤炭毛利润/亿元

10.03

10.27

10.51

10.75

10.99

11.23

11.47

较2025年煤炭毛利润增长

4.4%

6.9%

9.4%

11.9%

14.4%

16.9%

19.4%

煤炭净利润/亿元

6.07

6.21

6.36

6.50

6.65

6.79

6.94

较2025年煤炭净利润增长

4.4%

6.9%

9.4%

11.9%

14.4%

16.9%

19.4%

占2025年全口径净利润比例

18.7%

19.2%

19.6%

20.1%

20.5%

21.0%

21.4%

市场现货煤价较2025年均值变化（元/吨，2025年均值为697元/吨）

煤炭热值恢复正常

市场现货煤价较2025年均值变化(元/吨,2025年均值为697元/吨)

20

40

60

80

100

120

140

公司销售价格同比(正常热值)

10

20

30

40

50

60

70

单吨毛利/元

213

223

233

243

253

263

273

煤炭毛利润/亿元

12.79

13.39

13.99

14.59

15.19

15.79

16.39

较2025年煤炭毛利润增长

33.1%

39.4%

45.6%

51.9%

58.1%

64.4%

70.6%

煤炭净利润/亿元

7.73

8.10

8.46

8.82

9.19

9.55

9.91

较2025年煤炭净利润增长

33.1%

39.4%

45.6%

51.9%

58.1%

64.4%

70.6%


占2025年全口径净利润比例

23.9%

25.0%

26.1%

27.2%

28.3%

29.5%

30.6%

来源：iFinD，国金证券研究所

三、收购北方公司优质风电资产，新能源装机占比有望超三成

（一）风光装机送内蒙及华北电网，以量补价支撑营收增长

截至2025年末，公司控股新能源装机容量3.63GW，占总装机容量的 24.13% ，较十四五初期的 11.29%提升近13个百分点。分区域来看，公司风电业务覆盖蒙西、蒙东及华北电网，装机容量分别为0.81GW、0.10GW、2.08GW；光伏装机容量0.65GW，全部供蒙西电网。公司自2017年战略性收购北方龙源风电以来，已将新能源开发确立为核心经营主线：2019- 2020年间相继完成察尔湖光伏、乌达莱风电项目整合，2023年聚达公司380MW灵改新能源项目并网，2025年察右中旗150MW光伏并网，同年完成对北方公司旗下上都正蓝旗、北方多伦两处优质风电资产的收购，新能源业务版图持续扩展。

图表45：截至2025年末公司新能源装机3.63GW


来源：iFinD，国金证券研究所

图表46：公司新能源资产分布于蒙西、蒙东和华北电网


来源：iFinD，国金证券研究所 备注：单位为GW，2025年末分布情况

资产收购驱动新能源装机电量增长，电价下行与利用小时数分化并存。2025年公司共实现新能源发电量84.85亿千瓦时，占总发电量的14.57%；新能源上网电量完成81.90亿千瓦时（同比+131.6%），其中华北风电贡献电量57.12亿千瓦时，风电资产收购是最大增量来源。然而，在量增背景下，风光电价持续承压，2025年风电加权上网电价已降至298元/兆瓦时（不含税）；蒙西光伏电价降势更为显著、2025年仅有286元/兆瓦时。利用小时数方面，各区域表现明显分化：蒙东风电与蒙西光伏延续下行趋势，2025年分别降至 1591小时和1366小时，均触及近五年低位；而华北风电（2862小时）和蒙西风电（2084小时）则相对有所回升。

图表47：2025年公司新能源上网电量82亿千瓦时


来源：iFinD，国金证券研究所 备注：单位为亿千瓦时

图表48：公司新能源发电利用小时数表现分化


来源：iFinD，国金证券研究所 备注：单位为小时



图表49：2025年公司风电加权上网电价298元/兆瓦时


来源：iFinD，国金证券研究所

图表50：2025年公司光伏上网电价286元/兆瓦时


来源：iFinD，国金证券研究所

在上述指标综合影响下，2025年公司实现风电营收22.31亿元、光伏营收1.99亿元，收购资产以量补价支撑新能源营收增长。从新能源子公司盈利能力来看，控股子公司北方龙源风电（持股 78%）受电价下行和计提资产减值准备影响，2025年净利润转负至亏损0.78亿元，ROE较上年下降8.48pct至-2.36%，盈利显著承压。2025年内完成收购的正蓝旗风电（持股 70%）与北方多伦（持股 76%）净利润分别为5.75亿元和2.87亿元，ROE分别为 25.33%和 13.54%，受益于其锡盟一华北特高压外送模式、资产回报质量突出，已成为公司新能源板块的核心利润支撑。

图表51：2025年以量补价支撑新能源营收增长


来源：iFinD，国金证券研究所

图表52：新能源子公司净利润情况（亿元）


图表53：新能源子公司ROE情况

来源：iFinD，国金证券研究所


来源：iFinD，国金证券研究所


（二）53亿元收购控股股东1.6GW风电，期待在建绿电投产增厚盈利

公司作价53.36亿元收购2个标的公司（2倍PB），其中增发与现金相结合收购正蓝旗风电 70%股权、现金收购北方多伦 75.51%股权，2025年分别实现净利润5.75、2.87亿元。从交易方案来看，公司通过支付股权对价26.71亿元和现金2.01亿元的方式，向北方公司购买其持有的正蓝旗风电 70%股权，其中面向北方公司定向增发价格为3.46元/股、发行数量共计7.72亿股（占本次发行股份购买资产完成后上市公司总股本的 10.58%）；并通过支付现金24.64亿元的方式向北方公司收购北方多伦 75.51%股权。此外，公司还面向机构投资者以4.94元/股增发5.36亿股募集配套资金

图表54：本次收购标的资产的交易对价及支付方式情况

序号

交易对方

交易标的

类型

装机规模/MW

权益比例

支付方式/亿元

交易总对价/亿元

现金对价

股份对价

1

北方公司

正蓝旗风电

风力发电

1100

70.00%

2.01

26.71

28.72

2

北方公司

北方多伦

风力发电

500

75.51%

24.64

-

24.64

合计

1600

26.66

26.71

53.36

来源：iFinD，国金证券研究所

图表55：本次收购资产PB估值约2倍

交易标的

归母净资产/亿元

PB/倍

净资产/亿元

净利润/亿元

ROE

账面价值

评估价值

增值率

2022

2023

2024

2025

2022

2023

2024

2025

正蓝旗风电

22.73

2.06

22.73

46.87

106.18%

0.34

5.00

6.49

5.75

2.95%

24.52%

28.56%

25.33%

北方多伦

18.26

1.79

18.26

32.64

78.74%

0.14

2.46

3.44

2.87

2.63%

28.40%

18.84%

13.54%

合计

40.99

1.94

40.99

79.50

93.96%

0.48

7.46

9.93

8.62

2.85%

25.68%

24.23%

19.64%

来源：iFinD，国金证券研究所

自建项目方面，公司控股的在建项目包括察右中旗火电灵改配置新能源960MW项目，其中中150MW光伏已于2025年内并网；其余810MW风电项目、库布齐沙漠基地鄂尔多斯新能源风电项目（二期暖水600MW）、金桥和林火力发电灵活性改造配套消纳新能源480MW风电项目均按计划推进中，预计2026年内全面并网发电。在建项目全部投运后，公司控股装机总量将增长12.57%至16.93GW，新能源装机规模有望突破5.5GW、占比提升至 33%，风光煤火储一体化能源格局逐步形成。

图表56：公司控股在建新能源项目

所属地区

类型

项目名称

装机容量/MW

机组构成/MW

持股比例

权益装机/MW

预计并网时间

总投资/亿元

蒙西

风电

库布齐沙漠基地鄂尔多斯新能源项目二期暖水600MW项目

600

96*6.25

66%

396

2026

31.26

风电

察右中旗灵改配置新能源960MW项目(其中风电810MW)

810

810*1

100%

810

2026

39.64

风电

金桥和林火力发电灵活性改造配套消纳新能源480MW项目

480

72*6.7

100%

480

2026

23.78

总计

1890

88.67%

1686

94.68

来源：iFinD，国金证券研究所

受制于我国新能源装机持续高增，消纳压力持续凸显，当前公司绿电板块盈利能力仍在下行，2024年绿电ROE已降至 9.7%、2025年收购优质风电并表ROE略增至 10.2%。预计十五五伴随跨省跨区输电通道完善、灵活性调节资源加快建设、市场机制的陆续完善，风光消纳压力有望逐步缓解。以2025年公司单位GW绿电净利润2.16亿元为盈利能力基准，考虑1.89GW风电投产后，当盈利能力较2025年分别-20%/-10%时，投产后的绿电板块净利润较2025年分别增长 21.7%/36.9%；若绿电消纳问题解决、电能量价格企稳、环境价值提升，绿电盈利能力较2025年分别+5%/+10%时，投产后的绿电板块净利润较2025年分



别增长 59.7%/67.3%。

图表57：公司绿电板块（核心子公司）盈利情况

2021

2022

2023

2024

2025

合并报表净利润/亿元

1.20

20.20

20.11

23.59

32.41

绿电净利润/亿元

4.84

5.96

6.65

4.55

7.84

绿电净资产/亿元

36.07

38.27

39.18

46.82

77.07

绿电ROE

13.43%

15.58%

16.98%

9.73%

10.17%

单位GW净利润/亿元

3.35

4.12

3.64

2.43

2.16

度电净利润/元

0.159

0.177

0.196

0.129

0.096

来源：iFinD，国金证券研究所

图表58：考虑在建绿电项目投产后，悲观预期下板块净利润亦可增长 20%+

存量3.63GW绿电

单位GW净利润/亿元

1.73

1.94

2.16

2.27

2.38

存量绿电净利润/亿元

6.27

7.05

7.84

8.23

8.62

较2025年绿电净利润增长

-20.0%

-10.0%

0.0%

5.0%

10.0%

占2025年全口径净利润比例

19.3%

21.8%

24.2%

25.4%

26.6%

考虑1.89GW投产后

单位GW净利润/亿元

1.73

1.73

1.73

1.73

1.73

考虑新增后绿电净利润/亿元

9.54

10.73

11.92

12.52

13.11

较2025年绿电净利润增长

21.7%

36.9%

52.1%

59.7%

67.3%

占2025年全口径净利润比例

29.4%

33.1%

36.8%

38.6%

40.5%

来源：iFinD，国金证券研究所

四、盈利预测、估值和评级

（一）业务核心假设

装机方面，截至2025年末，公司控股装机15.03GW，其中，火电装机容量为11.40GW，新能源3.63GW（风电2.98/光伏0.65GW）。参考公司目前在建/储备项目，预计2026-2028年火电暂无新增装机，假设2026-2028年风电分别新增1.89、0.50、0.50GW，光伏暂无新增装机，则2028年末累计控股装机达17.92GW。

电量方面，考虑公司火电机组规模稳定下，出力受新能源挤压，假设2026-2028年公司火电利用小时数考虑同比分别-2.3%、-1.6%、-1.6%，对应火电发电量为486、478、470亿千瓦时；新能源受消纳及资源变动影响，假设风电利用小时数同比分别-3.3%、-5.9%、+0.5%，对应风电发电量为92、122、134亿千瓦时，光伏利用小时同比分别-3.0%、-2.0%、+1.0%，对应光伏发电量为8.6、8.4、8.5亿千瓦时。

电价方面，考虑煤电容量电价2024年起开始执行、并于2026年由100元/千瓦·年提升至165元/千瓦·年，电量电价部分跟随煤价趋势波动，综合影响下2026-2028年火电平均上网电价同比分别-0.3%、+0.7%、+0.4%；参考2026年新能源全面入市，后续伴随特高压投产、下游需求提升，新能源供需有所改善，假设2026-2028年风电上网电价同比分别 -4.9%、+1.4%、-1.0%，光伏上网电价同比分别-7.0%、0%、0%。

成本方面，公司煤炭采购坚持“长协+自产+市场”相结合的模式，根据2025年年报，报告期内入炉标煤单价同比下降 12.14%；结合煤价走势，年初至今现货煤价上涨 21%、但长协煤仅上涨 1.3%，考虑公司煤炭自产+长协优势，假设2026-2028年公司火电用煤成本同比分别+2.9%、0%、0%。综合考虑折旧和其他成本情况，假设2026-2028公司风电度电成本分别为0.145/0.152/0.152元；光伏度电成本假设持平。



图表59：公司电力业务经营数据预测

火电

2023

2024

2025

2026E

2027E

2028E

累计在运装机规模/GW

11.40

11.40

11.40

11.40

11.40

11.40

利用小时数/Hour

5215

4826

4363

4263

4194

4126

发电量/亿千瓦时

572.49

550.17

497.34

486.03

478.11

470.32

平均上网电价同比变化/%

-6.4%

-1.6%

1.3%

-0.3%

1.0%

0.1%

标煤单价同比变化/%

-11.6%

-1.7%

-12.1%

2.9%

0.0%

0.0%

风电

2023

2024

2025

2026E

2027E

2028E

累计在运装机规模/GW

1.38

1.38

2.98

4.87

5.37

5.87

利用小时数/Hour

2348

2085

2610

2524

2375

2387

发电量/亿千瓦时

32.31

28.70

77.68

92.47

121.52

134.06

平均上网电价同比变化/%

-2.9%

-4.6%

-18.6%

-4.9%

-5.4%

-1.2%

度电成本/元

0.189

0.200

0.141

0.145

0.152

0.152

光伏

2023

2024

2025

2026E

2027E

2028E

累计在运装机规模/GW

0.45

0.50

0.65

0.65

0.65

0.65

利用小时数/Hour

1414

1598

1366

1325

1299

1312

发电量/亿千瓦时

2.33

7.59

7.18

8.61

8.44

8.53

平均上网电价同比变化/%

-30.6%

-45.4%

-2.2%

-7.0%

0.0%

0.0%

来源：iFinD，国金证券研究所备注：表中2025年已考虑收购项目并表影响、2023-2024年未追溯，2026-2028年为假设值

（二）盈利预测与投资建议

基于以上核心业务假设，预计公司2026-2028年：

(1) 电力业务，营业收入分别为180/185/185亿元，对应毛利率分别为 23.7%/24.6%/25.3%。

(2) 热力业务，考虑公司售热量与火电机组挂钩，当前公司火电规模保持稳定，假设未来三年营收增速保持过去三年的均值水平，则对应营收分别为4.17/4.00/3.83亿元，毛利率考虑为过去三年均值，则为-46.6%。

(3) 煤炭业务，假设公司未来三年煤炭产量保持稳定、对外销售比例保持 45%，参考年初至今现货煤价上涨 21%，公司售煤为长协+现货模式，假设煤炭销售价格在2026年同比增长 12%、2027年同比增长 5%（二采煤质全面恢复）、之后保持稳定，则对应营业收入为 20.45/21.47/21.47亿元；2026年二期开采逐步步入正轨，对应单吨折旧分别为18/16/14元/吨，单吨其他成本为过去三年均值，则对应毛利率水平分别为 49.5%/52.0%/55.0%。

(4) 其他业务，考虑未来三年营收稳定维持8.33亿元，毛利率为过去两年平均水平，分别为 4.9%/3.6%/4.3%。

图表60：公司各分部业务预测

2024A

2025A

2026E

2027E

2028E

合计

收入/亿元

222.94

210.51

212.59

218.55

218.86

yoy

-1.0%

-5.6%

1.0%

2.8%

0.1%

成本/亿元

179.85

161.63

161.47

163.51

161.61

毛利润/亿元

43.08

48.88

51.12

55.05

57.25

毛利率/%

19.3%

23.2%

24.0%

25.2%

26.2%

电力业务

收入/亿元

182.65

180.13

179.65

184.76

185.23

yoy

-5.6%

-1.4%

-0.3%

2.8%

0.3%

成本/亿元

156.23

139.33

137.10

139.32

138.36

毛利润/亿元

26.41

40.80

42.54

45.44

46.87

毛利率/%

14.5%

22.7%

23.7%

24.6%

25.3%

热力业务

收入/亿元

4.85

4.35

4.17

4.00

3.83



yoy

-0.9%

-10.4%

-4.1%

-4.1%

-4.1%

成本/亿元

7.22

6.07

6.11

5.86

5.62

毛利润/亿元

-2.37

-1.73

-1.94

-1.86

-1.79

毛利率/%

-48.8%

-39.7%

-46.6%

-46.6%

-46.6%

煤炭业务

收入/亿元

29.28

17.70

20.45

21.47

21.47

yoy

17.1%

-39.5%

15.5%

5.0%

0.0%

成本/亿元

10.70

8.09

10.33

10.29

9.66

毛利润/亿元

18.58

9.61

10.12

11.17

11.81

毛利率/%

63.5%

54.3%

49.5%

52.0%

55.0%

其他业务

收入/亿元

6.16

8.33

8.33

8.33

8.33

yoy

238.9%

35.2%

0.0%

0.0%

0.0%

成本/亿元

5.70

8.13

7.92

8.03

7.97

毛利润/亿元

0.46

0.20

0.41

0.30

0.35

毛利率/%

7.4%

2.4%

4.9%

3.6%

4.3%

来源：iFinD，国金证券研究所

备注：表中2025年已考虑收购项目并表影响、2023-2024年未追溯

投资收益方面，主要来自其他权益工具投资（收取现金股利）、联营企业（权益法确认投资收益）两部分贡献，其中股利收入主要来自大唐托电及大唐托二，均为大型坑口火电、机组利用小时高、持续稳定大额分红，2025年贡献1.85亿元股利收入；长期股权投资收益主要为参股岱海发电等内蒙火电厂贡献。基于我们看好火电整体盈利趋稳，预计公司投资收益亦相对稳定，假设2026-2028年分别为4.31/4.25/4.50亿元。

少数股东损益方面，根据对各业务子公司股比计算，火电板块保持11.40GW装机容量稳定，但2023年公司完成以聚达公司 $ 2\times 600MW $火电作为开展REITs业务的基础设施项目 （对聚达公司的股比由 100%下降至 22% ，仍然并表），煤炭板块为全资子公司开展。2025少数股东损益提升至7.47亿元（同比增长7.13亿元），预计一方面为股比 100%煤炭业务减利影响，一方面为收购风电资产公司并表，持股比例为 70%-75.51%影响。假设后续公司少数股东比例相对稳定，则对应2026-2028年少数股东损益分别为8.03/8.41/8.82亿元。

综上，我们预测，2026/2027/2028年公司实现营业收入213/219/219亿元，同比 +1.0%/+2.8%/+0.1%，归母净利润26.88/29.81/31.26亿元，同比+7.8%/+10.9%/+4.8%对应EPS为0.343/0.381/0.399元。公司为华能集团在内蒙古的上市能源平台，煤电一体盈利韧性出众，积极推动新能源转型发展。参考电力及煤电一体标的市场给予2026年11- 15倍PE估值，公司兼备未来三年业绩增长较快及历史ROE相对较高优势，同时具备高股息价值，给予2026年17倍PE，对应目标价格5.83元/股，首次覆盖，给予“买入"评级。

图表61：华能蒙电同业对比（收盘价日期：2026/7/7）

公司代码

公司名称

市值/亿元

PE/倍

归母净利润/亿元

ROE

2025A

2026E

2027E

2028E

2025A

2026E

2027E

2028E

25-28CAGR

2024A

2025A

600863.SH

华能蒙电

338

11.73

12.56

11.33

10.80

24.93

26.88

29.81

31.26

7.8%

12.8%

14.8%

601088.SH

中国神华

8835

15.23

15.29

14.70

13.95

528.49

578.01

600.95

633.29

6.2%

14.0%

12.6%

600795.SH

国电电力

831

12.55

13.13

11.49

10.62

71.61

63.31

72.31

78.25

3.0%

18.8%

12.4%

001286.SZ

陕西能源

390

11.60

11.90

10.97

10.65

30.09

32.94

35.57

36.67

6.8%

12.6%

11.8%

601918.SH

新集能源

252

8.02

10.80

10.18

9.90

21.36

23.36

24.77

25.49

6.1%

16.5%

13.1%

来源：同业对比公司盈利预测来自iFinD一致预测，国金证券研究所


五、风险提示

煤价波动风险：由于公司火电机组占比较高，盈利水平受动力煤价格影响仍然较大。如果煤炭价格的再次大幅上涨，可能挤压火电公司的盈利空间，带来盈利水平波动的风险。

利用小时不及预期：公司发电项目集中在蒙西、蒙东地区，经济发展速度、夏季高温程度等对用电量影响较大，从而影响电力需求，若公司经营地区用电量需求不足则会降低公司火电的利用小时数及售电量，对未来营收、业绩产生较大影响。

项目建设不及预期：公司当前有序建设库布齐沙漠基地鄂尔多斯二期暖水600MW风电、察右中旗灵改配置810MW风电、金桥和林火电灵改配套消纳480MW新能源等项目。若项目建设进度不及预期，将对未来营收、业绩产生较大影响。

限售股解禁风险：公司面向控股股东北方公司定向增发价格为3.46元/股、发行数量共计 7.72亿股收购资产（占最新总股本的 9.85%），股份登记日期为2026年1月7日、60个月内不得转让（2031年1月7日）；此外，公司还面向机构投资者以4.94元/股增发5.36亿股募集配套资金（占最新总股本的 6.84%），股份登记日期为2026年2月9日、6个月内不得转让（2026年8月9日）。若解禁后机构集中抛售，短期会对股价形成压制。



附录：三张报表预测摘要

2023

2024

2025

2026E

2027E

2028E

主营业务收入

22,525

22,294

21,050

21,259

21,855

21,886

增长率

-1.0%

-5.6%

1.0%

2.8%

0.1%

主营业务成本

-17,797

-17,999

-16,176

-16,147

-16,351

-16,161

%销售收入

79.0%

80.7%

76.8%

76.0%

74.8%

73.8%

毛利

4,728

4,294

4,875

5,112

5,505

5,725

%销售收入

21.0%

19.3%

23.2%

24.0%

25.2%

26.2%

营业税金及附加

-900

-884

-744

-723

-743

-744

%销售收入

4.0%

4.0%

3.5%

3.4%

3.4%

3.4%

销售费用

0

0

0

0

0

0

%销售收入

0.0%

0.0%

0.0%

0.0%

0.0%

0.0%

管理费用

-30

-49

-50

-51

-52

-53

%销售收入

0.1%

0.2%

0.2%

0.2%

0.2%

0.2%

研发费用

-46

-35

-55

-53

-57

-55

%销售收入

0.2%

0.2%

0.3%

0.3%

0.3%

0.3%

息税前利润(EBIT)

3,752

3,326

4,025

4,285

4,653

4,873

%销售收入

16.7%

14.9%

19.1%

20.2%

21.3%

22.3%

财务费用

-389

-272

-277

-309

-309

-332

%销售收入

1.7%

1.2%

1.3%

1.5%

1.4%

1.5%

资产减值损失

-608

-302

-261

-150

-150

-150

公允价值变动收益

0

0

0

0

0

0

投资收益

185

367

465

431

425

450

%税前利润

7.3%

12.8%

12.4%

10.7%

9.7%

9.8%

营业利润

3,016

3,199

4,048

4,326

4,702

4,917

营业利润率

13.4%

14.4%

19.2%

20.3%

21.5%

22.5%

营业外收支

-490

-323

-303

-313

-308

-311

税前利润

2,526

2,876

3,745

4,013

4,394

4,606

利润率

11.2%

12.9%

17.8%

18.9%

20.1%

21.0%

所得税

-515

-517

-504

-522

-571

-599

所得税率

20.4%

18.0%

13.5%

13.0%

13.0%

13.0%

净利润

2,011

2,359

3,241

3,491

3,822

4,007

少数股东损益

6

34

747

803

841

882

归属于母公司的净利润

2,005

2,325

2,493

2,688

2,981

3,126

净利率

8.9%

10.4%

11.8%

12.6%

13.6%

14.3%

2023

2024

2025

2026E

2027E

2028E

净利润

2,011

2,359

3,241

3,491

3,822

4,007

少数股东损益

6

34

747

803

841

882

非现金支出

3,592

3,168

2,904

2,906

2,697

2,748

非经营收益

226

-110

-266

186

160

175

营运资金变动

-496

-313

853

-2,420

-1,966

-1,831

经营活动现金净流

5,332

5,103

6,732

4,163

4,714

5,099

资本开支

-2,387

-3,696

-3,767

-3,488

-3,894

-3,691

投资

-154

-223

715

-300

-300

-300

其他

186

238

231

431

425

450

投资活动现金净流

-2,355

-3,681

-2,821

-3,357

-3,769

-3,542

股权募资

3,500

952

76

2,646

0

0

债权募资

-4,069

-124

-978

-1,548

1,243

746

其他

-1,760

-3,232

-2,883

-1,942

-2,153

-2,318

筹资活动现金净流

-2,329

-2,404

-3,786

-844

-911

-1,572

现金净流量

648

-981

125

-38

35

-15

来源：公司年报、国金证券研究所

资产负债表(人民币百万元)

2023

2024

2025

2026E

2027E

2028E

货币资金

1,595

709

1,071

1,032

1,066

1,051

应收款项

4,749

4,934

4,644

3,982

4,393

4,399

存货

304

555

435

442

448

443

其他流动资产

342

330

423

372

398

384

流动资产

6,990

6,528

6,573

5,828

6,305

6,278

%总资产

17.7%

16.4%

13.5%

12.0%

12.6%

12.3%

长期投资

3,170

3,460

3,753

4,053

4,353

4,653

固定资产

23,823

23,908

30,073

30,618

31,372

32,076

%总资产

60.3%

60.0%

61.8%

63.1%

62.5%

62.7%

无形资产

4,851

4,866

4,843

4,878

4,914

4,948

非流动资产

32,489

33,349

42,072

42,662

43,886

44,847

%总资产

82.3%

83.6%

86.5%

88.0%

87.4%

87.7%

资产总计

39,479

39,878

48,645

48,490

50,191

51,125

短期借款

2,518

5,329

6,341

4,339

5,358

6,416

应付款项

3,286

3,267

9,887

6,777

5,218

3,368

其他流动负债

364

369

438

422

458

465

流动负债

6,168

8,965

16,666

11,538

11,035

10,249

长期贷款

9,612

6,692

8,237

8,737

8,937

8,637

其他长期负债

394

644

748

708

727

717

负债

16,174

16,301

25,651

20,983

20,698

19,603

普通股股东权益

18,322

17,898

15,741

19,451

20,596

21,744

其中：股本

6,527

6,527

6,527

7,063

7,063

7,063

未分配利润

4,550

5,341

7,335

8,398

9,543

10,691

少数股东权益

4,982

5,679

7,253

8,056

8,897

9,778

负债股东权益合计

39,479

39,878

48,645

48,490

50,191

51,125

2023

2024

2025

2026E

2027E

2028E

每股指标

每股收益

0.307

0.356

0.382

0.343

0.381

0.399

每股净资产

2.807

2.742

2.412

2.482

2.629

2.775

每股经营现金净流

0.817

0.782

1.031

0.589

0.667

0.722

每股股利

0.185

0.220

0.000

0.230

0.260

0.280

回报率

净资产收益率

10.94%

12.99%

15.84%

13.82%

14.48%

14.37%

总资产收益率

5.08%

5.83%

5.13%

5.54%

5.94%

6.11%

投入资本收益率

8.40%

7.63%

9.24%

9.16%

9.22%

9.08%

增长率

主营业务收入增长率

-2.34%

-1.03%

-5.58%

0.99%

2.81%

0.14%

EBIT增长率

13.40%

-11.36%

21.03%

6.46%

8.57%

4.74%

净利润增长率

13.44%

15.98%

7.23%

7.80%

10.92%

4.83%

总资产增长率

-1.76%

1.01%

21.99%

-0.32%

3.51%

1.86%

资产管理能力

应收账款周转天数

68.8

74.0

79.1

65.0

70.0

70.0

存货周转天数

8.5

8.7

11.2

10.0

10.0

10.0

应付账款周转天数

48.7

40.5

43.0

43.0

43.0

43.0

固定资产周转天数

354.4

352.1

475.9

478.0

475.0

483.6

偿债能力

净负债/股东权益

45.21%

47.98%

58.74%

43.78%

44.85%

44.42%

EBIT利息保障倍数

9.6

12.2

14.5

13.9

15.1

14.7

资产负债率

40.97%

40.88%

52.73%

43.27%

41.24%

38.34%



市场中相关报告评级比率分析

日期

一周内

一月内

二月内

三月内

六月内

买入

0

4

9

17

39

增持

0

0

2

2

0

中性

0

0

0

0

0

减持

0

0

0

0

0

评分

0.00

1.00

1.18

1.11

1.00

来源：聚源数据

投资评级的说明：

买入：预期未来6一12个月内上涨幅度在 15%以上；

增持：预期未来6一12个月内上涨幅度在 $5\% -15\%$

中性：预期未来6一12个月内变动幅度在 $ - 5\% - 5\% $;

减持：预期未来6-12个月内下跌幅度在 5%以上。

市场中相关报告评级比率分析说明：

市场中相关报告投资建议为“买入”得1分，为“增持”得 2分，为“中性”得3分，为“减持”得4分，之后平均计算得出最终评分，作为市场平均投资建议的参考。

最终评分与平均投资建议对照：

1. 00 =买入；1.01~2.0=增持；2.01~3.0=中性

1. 01~4.0=减持



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