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，是区域大型的综合性能源公司之一；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 年收购控股股东北方公司的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9.311.011.012.412.912.812.813.213.315.00.0%18.2%0.0%12.4%3.8%0.0%0.0%3.0%0.4%1.2%-5%0%5%10%15%20%控股装机/GW增速（右轴）魏家峁电厂投产、收购北方龙源风电和林发电机组投产乌达莱公司风电并网聚达新能源并网收购北方公司风电项目公司深度研究扫码获取更多服务围调整至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
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-0.9%6.5%-0.6%-8.3%-4.6%-15%-10%-5%0%5%10%上网电量/亿千瓦时增速（右轴）18.6% 18.8%-6.2%-0.9%-7.6%-15%-3%9%21%33%45%售电单价（不含税，元/兆瓦时，右轴）增速（右轴）1月2月3月4月5月6月7月8月9月10月11月12月煤炭生产量/万吨煤炭销售量/万吨煤炭销售量/万吨煤炭销售价格（元/吨，不含税，右轴）公司深度研究扫码获取更多服务（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%
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）
图表12：公司主营业务毛利率情况
来源：iFinD，国金证券研究所来源：iFinD，国金证券研究所23.3% 21.8%-2.3%5.9%-11.8%-2.2%-13.6%-20%-10%0%10%20%30%营业收入/亿元（左轴）增长率（右轴）4.5417.67 20.0530.4024.939.216.94-40.4%289.2%13.4% 51.6%-18.0%3.7% -24.6%-100%-20%60%140%220%300%归母净利润/亿元（左轴）增长率（右轴）4.916.683.858.526.047.108.588.526.957.458.116.516.942022Q12022Q22022Q32023Q12023Q22023Q32024Q12024Q22024Q32025Q12025Q22025Q32026Q1归母净利润/亿元扣非归母净利润/亿元电力热力煤炭其他4.5%15.4%16.3%14.4%22.6%66.3%62.5%66.1%63.5%54.3%-60%-30%0%30%60%90%电力热力煤炭公司深度研究扫码获取更多服务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4×200MW 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。2.7%11.8%12.6%14.0%12.3%4.4%3.7%0.3%4.9%5.0%5.9%7.3%2.3%1.9%0%4%8%12%16%20%2025Q12026Q1ROE-加权ROA53.8% 48.7%41.0% 40.9%52.7%38.7% 39.7%61.0% 56.2%48.6% 46.3%54.8%42.5% 41.7%0%14%28%42%56%70%资产负债率加回永续债后的资产负债率53.8%48.7%41.0%40.9%52.7%0%16%32%48%64%80%
浙能电力上海电力华能蒙电
赣能股份皖能电力平均值公司深度研究扫码获取更多服务
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260.0(4.1)(6.2)(2.9)(2.5)-10-8-6-4-2资产减值损失/亿元信用减值损失/亿元(0.5)1.81.83.84.60.61.0-2投资收益/亿元-20.9%66.6%3.5%25.1%1.0%44.5%-37.3%-60%-30%0%30%60%90%2025Q12026Q1经营性现金流量净额（亿元，左轴）增速（右轴）-8-11-24-47-28-10-32-19-40-23-29-38-2-65-45-25-5投资现金流净额/亿元筹资现金流净额/亿元(23)-32-16自由现金流/亿元公司深度研究扫码获取更多服务次，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。0.75%1.01%4.16%4.58%4.90%2.54%4.70%4.74%5.08%4.91%0%1%2%4%5%6%归母净利润/亿元现金分红总额/亿元股息率（%，右轴）5.45.05.06.46.46.46.46.46.46.43.75.05.05.05.05.05.05.05.05.0蒙西火电/GW华北火电/GW公司深度研究扫码获取更多服务
图表23：2025 年蒙西火电发电量316 亿千瓦时、占64%
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。208 202 238 292 331 317 340 356 347 316
170 256
275 244 226 224 236 216 203 1810%20%40%60%80%100%2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025蒙西火电/亿千瓦时华北火电/亿千瓦时蒙西火电占比(右轴)2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025蒙西火电华北火电火电加权电价19.7418.9917.5114.3612.3211.338.635.945.945.94-3.8%-7.8%-18.0%-14.2%-8.0%-23.8%-31.3%0.0%0.0%-35%-28%-21%-14%-7%0%2026E2027E2028E2029E2030E火力发电折旧成本/亿元yoy（右轴）公司深度研究扫码获取更多服务
图表26：2025 年魏家峁公司贡献净利润14.67 亿元
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4x600MW51.00%
2006 年8 月
2007 年8、11 月
热电联产上都第二发电厂2x660MW51.00%
2011 年8、12 月
热电联产魏家峁电厂2x660MW100.00%
2017 年1、5 月
华北电网火电小计5,04067.33%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14.6415.7923.4823.7914.67322%89%117%78%59%0%80%160%240%320%400%魏家峁公司/亿元公司归母净利润/亿元魏家峁公司占比9.1%19.1%19.7%26.4%26.0%17.2%-60%-40%-20%0%20%40%上都发电魏家峁公司和林发电0%2%4%6%8%10%华北用电量/亿千瓦时用电量同比（右轴）公司深度研究扫码获取更多服务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
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#2x200MW100.00%
1993 年6、12 月
燃煤发电丰镇发电厂5-6#2x200MW100.00%
1995 年2、12 月
热电联产乌海发电2x330MW100.00%
2005 年8、12 月
热电联产丰泰发电2x200MW45.00%
2001 年12 月、2002 年8 月
热电联产京达发电2x330MW40.00%
2004 年8、10 月
热电联产聚达发电2x600MW100.00%
2006 年12 月、2007 年6 月
热电联产蒙达发电4x330MW53.00%1995 年11 月/1996 年11 月/1998 年6 月/1999 年2 月57%51%46%40%35%21%26%32%37%39%18%18%18%19%21%0%20%40%60%80%100%火电光伏风电水电86%83%81%79%74%0%20%40%60%80%100%火电光伏风电水电-11.6%-2.8%4.1%0.2%5.4%1.9%21.1%-0.6%3.7%1.8%-20%-10%0%10%20%30%华北火电/（元/兆瓦时，不含税）增速（右轴）公司深度研究扫码获取更多服务热电联产和林发电厂一期2x660MW100.00%
1993 年6、12 月
蒙西电网火电小计6,36079.75%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
图表37：内蒙古火电发电量占比仍在70%以上
来源：iFinD，国金证券研究所来源：iFinD，国金证券研究所2.44%11.01%15.52%8.93%6.77%1.46%6.12%12.40%7.67%5.43%0%4%8%12%16%20%内蒙古省用电量/亿千瓦时用电量同比（右轴）蒙西火电华北火电发电设备平均利用小时:火电:内蒙古64%62%55%47%42%9%9%11%19%20%26%27%33%33%37%0%20%40%60%80%100%火电光伏风电水电82%81%80%76%70%2%3%3%4%6%15%16%17%20%24%0%20%40%60%80%100%火电光伏风电水电公司深度研究扫码获取更多服务而电量电价方面，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-15.9%3.6%7.8%5.1%-1.6%32.4%20.4%-10.1%-4.7%1.0%-24%-12%0%12%24%36%蒙西火电/（元/兆瓦时，不含税）增速（右轴）国电电力华电国际上海电力华能蒙电-50%-25%0%25%50%75%国电电力华电国际上海电力华能蒙电公司深度研究扫码获取更多服务
图表41：2025 年公司标煤单价仅514 元/吨
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
合并报表净利润/亿元1.2020.2020.1123.5932.41煤炭毛利润/亿元13.2310.9316.5318.589.61煤炭销售量/万吨单吨毛利润/元公司煤炭销售价格（元/吨）同比-85-59-102秦皇岛动力煤现货价格（元/吨）同比-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）公司销售价格同比（低热值）单吨毛利/元煤炭毛利润/亿元10.0310.2710.5110.7510.9911.2311.47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6.076.216.366.506.656.796.94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%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）公司销售价格同比（正常热值）单吨毛利/元煤炭毛利润/亿元12.7913.3913.9914.5915.1915.7916.39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7.738.108.468.829.199.559.91较2025 年煤炭净利润增长33.1%39.4%45.6%51.9%58.1%64.4%70.6%52.4%8.7%-11.6%-1.7%-12.1%-8.2% -9.3%-16%0%16%32%48%64%标煤单价（元/吨，不含税）增速（右轴）51.5% 43.5% 47.0% 50.4% 43.6%49.5% 46.6%48.5% 56.5% 53.0% 49.6% 56.4%50.5% 53.4%0%20%40%60%80%100%煤炭外销煤炭自用公司深度研究扫码获取更多服务占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
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
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：单位为亿千瓦时来源：iFinD，国金证券研究所 备注：单位为小时1.381.381.381.382.980.070.070.450.500.65风电/GW光伏/GW0.10 , 3%0.81 , 22%0.65 , 18%2.08 , 57%蒙东风电蒙西风电蒙西光伏华北风电蒙东风电蒙西风电蒙西光伏华北风电蒙东风电蒙西风电蒙西光伏华北风电公司深度研究扫码获取更多服务
图表49：2025 年公司风电加权上网电价298 元/兆瓦时
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—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4.7%-3.3%-2.9%-4.6%-6%-4%-2%0%2%4%6%风电加权电价（元/兆瓦时，不含税）增速（右轴）光伏上网电价（元/兆瓦时，不含税）风电营收/亿元光伏营收/亿元2.82.33.42.1(0.8)2.03.73.32.55.82.9-2龙源风电乌达莱公司正蓝旗风电北方多伦11.6%9.4%13.2%6.1%-2.4%17.3%26.1%24.1%18.9%25.3%13.5%-8%0%8%16%24%32%龙源风电乌达莱公司正蓝旗风电北方多伦公司深度研究扫码获取更多服务（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北方公司正蓝旗风电风力发电70.00%2.0126.7128.72北方公司北方多伦风力发电75.51%24.64-24.64合计26.6626.7153.36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正蓝旗风电22.732.0622.7346.87106.18%0.345.006.495.75 2.95% 24.52% 28.56% 25.33%北方多伦18.261.7918.2632.6478.74%0.142.463.442.87 2.63% 28.40% 18.84% 13.54%合计40.991.9440.9979.5093.96%0.487.469.938.62 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96*6.2566%31.26风电察右中旗灵改配置新能源960MW 项目（其中风电810MW）810*1100%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72*6.7100%23.78总计88.67%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 年分公司深度研究扫码获取更多服务别增长59.7%/67.3%。
图表57：公司绿电板块（核心子公司）盈利情况
合并报表净利润/亿元1.2020.2020.1123.5932.41绿电净利润/亿元4.845.966.654.557.84绿电净资产/亿元36.0738.2739.1846.8277.07绿电ROE13.43%15.58%16.98%9.73%10.17%单位GW 净利润/亿元3.354.123.642.432.16度电净利润/元0.1590.1770.1960.1290.096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1.731.942.162.272.38存量绿电净利润/亿元6.277.057.848.238.62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1.731.731.731.731.73考虑新增后绿电净利润/亿元9.5410.7311.9212.5213.11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。公司深度研究扫码获取更多服务
图表59：公司电力业务经营数据预测
火电2026E2027E2028E累计在运装机规模/GW11.4011.4011.4011.4011.4011.40利用小时数/Hour发电量/亿千瓦时572.49550.17497.34486.03478.11470.32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2026E2027E2028E累计在运装机规模/GW1.381.382.984.875.375.87利用小时数/Hour发电量/亿千瓦时32.3128.7077.6892.47121.52134.06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0.1890.2000.1410.1450.1520.152光伏2026E2027E2028E累计在运装机规模/GW0.450.500.650.650.650.65利用小时数/Hour发电量/亿千瓦时2.337.597.188.618.448.53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
2024A2025A2026E2027E2028E合计收入/亿元222.94210.51212.59218.55218.86yoy-1.0%-5.6%1.0%2.8%0.1%成本/亿元179.85161.63161.47163.51161.61毛利润/亿元43.0848.8851.1255.0557.25毛利率/%19.3%23.2%24.0%25.2%26.2%电力业务收入/亿元182.65180.13179.65184.76185.23yoy-5.6%-1.4%-0.3%2.8%0.3%成本/亿元156.23139.33137.10139.32138.36毛利润/亿元26.4140.8042.5445.4446.87毛利率/%14.5%22.7%23.7%24.6%25.3%热力业务收入/亿元4.854.354.174.003.83公司深度研究扫码获取更多服务yoy-0.9%-10.4%-4.1%-4.1%-4.1%成本/亿元7.226.076.115.865.62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29.2817.7020.4521.4721.47yoy17.1%-39.5%15.5%5.0%0.0%成本/亿元10.708.0910.3310.299.66毛利润/亿元18.589.6110.1211.1711.81毛利率/%63.5%54.3%49.5%52.0%55.0%其他业务收入/亿元6.168.338.338.338.33yoy238.9%35.2%0.0%0.0%0.0%成本/亿元5.708.137.928.037.97毛利润/亿元0.460.200.410.300.35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2×600MW 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ROE2025A2026E2027E2028E2025A2026E2027E2028E25-28CAGR2024A2025A600863.SH 华能蒙电 338 11.73 12.56 11.33 10.80 24.93 26.88 29.81 31.267.8%12.8%14.8%601088.SH
中国神华 8835 15.23 15.29 14.70 13.95 528.49 578.01 600.95 633.296.2%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 78.253.0%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 36.676.8%12.6%11.8%601918.SH
新集能源 252 8.02 10.80 10.18 9.9021.36 23.36 24.77 25.496.1%16.5%13.1%来源：同业对比公司盈利预测来自iFinD 一致预测，国金证券研究所公司深度研究扫码获取更多服务五、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。公司深度研究扫码获取更多服务附录：三张报表预测摘要损益表（人民币百万元）资产负债表（人民币百万元）2026E2027E2028E2026E2027E2028E主营业务收入22,52522,29421,05021,25921,85521,886货币资金1,5951,0711,0321,0661,051增长率-1.0%-5.6%1.0%2.8%0.1%应收款项4,7494,9344,6443,9824,3934,399主营业务成本-17,797-17,999-16,176-16,147-16,351-16,161存货%销售收入79.0%80.7%76.8%76.0%74.8%73.8%其他流动资产毛利4,7284,2944,8755,1125,5055,725流动资产6,9906,5286,5735,8286,3056,278%销售收入21.0%19.3%23.2%24.0%25.2%26.2%%总资产17.7%16.4%13.5%12.0%12.6%12.3%营业税金及附加-900-884-744-723-743-744长期投资3,1703,4603,7534,0534,3534,653%销售收入4.0%4.0%3.5%3.4%3.4%3.4%固定资产23,82323,90830,07330,61831,37232,076销售费用%总资产60.3%60.0%61.8%63.1%62.5%62.7%%销售收入0.0%0.0%0.0%0.0%0.0%0.0%无形资产4,8514,8664,8434,8784,9144,948管理费用-30-49-50-51-52-53非流动资产32,48933,34942,07242,66243,88644,847%销售收入0.1%0.2%0.2%0.2%0.2%0.2%%总资产82.3%83.6%86.5%88.0%87.4%87.7%研发费用-46-35-55-53-57-55资产总计39,47939,87848,64548,49050,19151,125%销售收入0.2%0.2%0.3%0.3%0.3%0.3%短期借款2,5185,3296,3414,3395,3586,416息税前利润（EBIT）3,7523,3264,0254,2854,6534,873应付款项3,2863,2679,8876,7775,2183,368%销售收入16.7%14.9%19.1%20.2%21.3%22.3%其他流动负债财务费用-389-272-277-309-309-332流动负债6,1688,96516,66611,53811,03510,249%销售收入1.7%1.2%1.3%1.5%1.4%1.5%长期贷款9,6126,6928,2378,7378,9378,637资产减值损失-608-302-261-150-150-150其他长期负债公允价值变动收益负债16,17416,30125,65120,98320,69819,603投资收益普通股股东权益18,32217,89815,74119,45120,59621,744%税前利润7.3%12.8%12.4%10.7%9.7%9.8%其中：股本6,5276,5276,5277,0637,0637,063营业利润3,0163,1994,0484,3264,7024,917未分配利润4,5505,3417,3358,3989,54310,691营业利润率13.4%14.4%19.2%20.3%21.5%22.5%少数股东权益4,9825,6797,2538,0568,8979,778营业外收支-490-323-303-313-308-311负债股东权益合计39,47939,87848,64548,49050,19151,125税前利润2,5262,8763,7454,0134,3944,606利润率11.2%12.9%17.8%18.9%20.1%21.0%比率分析所得税-515-517-504-522-571-5992026E2027E2028E所得税率20.4%18.0%13.5%13.0%13.0%13.0%每股指标净利润2,0112,3593,2413,4913,8224,007每股收益0.3070.3560.3820.3430.3810.399少数股东损益每股净资产2.8072.7422.4122.4822.6292.775归属于母公司的净利润2,0052,3252,4932,6882,9813,126每股经营现金净流0.8170.7821.0310.5890.6670.722净利率8.9%10.4%11.8%12.6%13.6%14.3%每股股利0.1850.2200.0000.2300.2600.280回报率现金流量表（人民币百万元）净资产收益率10.94%12.99%15.84%13.82%14.48%14.37%2026E2027E2028E总资产收益率5.08%5.83%5.13%5.54%5.94%6.11%净利润2,0112,3593,2413,4913,8224,007投入资本收益率8.40%7.63%9.24%9.16%9.22%9.08%少数股东损益增长率非现金支出3,5923,1682,9042,9062,6972,748主营业务收入增长率-2.34%-1.03%-5.58%0.99%2.81%0.14%非经营收益-110-266EBIT 增长率13.40%-11.36%21.03%6.46%8.57%4.74%营运资金变动-496-313-2,420-1,966-1,831净利润增长率13.44%15.98%7.23%7.80%10.92%4.83%经营活动现金净流5,3325,1036,7324,1634,7145,099总资产增长率-1.76%1.01%21.99%-0.32%3.51%1.86%资本开支-2,387-3,696-3,767-3,488-3,894-3,691资产管理能力投资-154-223-300-300-300应收账款周转天数68.874.079.165.070.070.0其他存货周转天数8.58.711.210.010.010.0投资活动现金净流-2,355-3,681-2,821-3,357-3,769-3,542应付账款周转天数48.740.543.043.043.043.0股权募资3,5002,646固定资产周转天数354.4352.1475.9478.0475.0483.6债权募资-4,069-124-978-1,5481,243偿债能力其他-1,760-3,232-2,883-1,942-2,153-2,318净负债/股东权益45.21%47.98%58.74%43.78%44.85%44.42%筹资活动现金净流-2,329-2,404-3,786-844-911-1,572EBIT 利息保障倍数9.612.214.513.915.114.7现金净流量-981-38-15资产负债率40.97%40.88%52.73%43.27%41.24%38.34%来源：公司年报、国金证券研究所公司深度研究扫码获取更多服务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减持评分0.001.001.181.111.00来源：聚源数据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3.01~4.0=减持买入：预期未来6－12 个月内上涨幅度在15%以上；增持：预期未来6－12 个月内上涨幅度在5%－15%；中性：预期未来6－12 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。公司深度研究扫码获取更多服务国金证券股份有限公司经中国证券监督管理委员会批准，已具备证券投资咨询业务资格。形式的复制、转发、转载、引用、修改、仿制、刊发，或以任何侵犯本公司版权的其他方式使用。经过书面授权的引用、刊发，需注明出处为“国金证券股份有限公司”，且不得对本报告进行任何有悖原意的删节和修改。本报告的产生基于国金证券及其研究人员认为可信的公开资料或实地调研资料，但国金证券及其研究人员对这些信息的准确性和完整性不作任何保证。本报告反映撰写研究人员的不同设想、见解及分析方法，故本报告所载观点可能与其他类似研究报告的观点及市场实际情况不一致，国金证券不对使用本报告所包含的材料产生的任何直接或间接损失或与此有关的其他任何损失承担任何责任。且本报告中的资料、意见、预测均反映报告初次公开发布时的判断，在不作事先通知的情况下，可能会随时调整，亦可因使用不同假设和标准、采用不同观点和分析方法而与国金证券其它业务部门、单位或附属机构在制作类似的其他材料时所给出的意见不同或者相反。本报告仅为参考之用，在任何地区均不应被视为买卖任何证券、金融工具的要约或要约邀请。本报告提及的任何证券或金融工具均可能含有重大的风险，可能不易变卖以及不适合所有投资者。本报告所提及的证券或金融工具的价格、价值及收益可能会受汇率影响而波动。过往的业绩并不能代表未来的表现。客户应当考虑到国金证券存在可能影响本报告客观性的利益冲突，而不应视本报告为作出投资决策的唯一因素。证券研究报告是用于服务具备专业知识的投资者和投资顾问的专业产品，使用时必须经专业人士进行解读。国金证券建议获取报告人员应考虑本报告的任何意见或建议是否符合其特定状况，以及（若有必要）咨询独立投资顾问。报告本身、报告中的信息或所表达意见也不构成投资、法律、会计或税务的最终操作建议，国金证券不就报告中的内容对最终操作建议做出任何担保，在任何时候均不构成对任何人的个人推荐。在法律允许的情况下，国金证券的关联机构可能会持有报告中涉及的公司所发行的证券并进行交易，并可能为这些公司正在提供或争取提供多种金融服务。本报告并非意图发送、发布给在当地法律或监管规则下不允许向其发送、发布该研究报告的人员。国金证券并不因收件人收到本报告而视其为国金证券的客户。本报告对于收件人而言属高度机密，只有符合条件的收件人才能使用。根据《证券期货投资者适当性管理办法》，本报告仅供国金证券股份有限公司客户中风险评级高于C3 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