2026年内蒙华电公司研究报告：电价下行风险小的稳健高股息标的

内蒙区域煤电一体化经营龙头

华能集团旗下深耕内蒙煤电一体化发展主体

北方联合电力为公司大股东，华能集团是公司实控人。截至 2026 年 1 月 7 日，北方联合 作为大股东，持有公司 56.40%股权，其一致行动人华能结构调整 1 号证券投资私募基金持 有公司 1.78%股权，因此华能集团合计持有公司 40.08%股权，是内蒙华电的实控人。其他 持有 1%股本以上的股东中，太平洋人寿保险的传统保险高分红股票管理组合持股比例 1.47%，我们认为凸显了长期资金对内蒙华电的青睐。

内蒙华电聚焦于内蒙古地区电力发展。截至 2024 年底，公司控股在运装机 1328 万千瓦， 全部位于内蒙古区域，占集团控股总装机的 5%，其中煤电/风电/光伏装机分别为 1140/138/50 万千瓦。华能集团旗下另外两家电力上市公司：华能国际属于全国型电力公司， 装机规模大且装机种类丰富；华能水电在运装机主要聚焦于云南区域水电，后续水风光一 体化项目为其重点发展方向。截至 2024 年底，华能集团已上市的电力装机容量占比达 70%， 其中水电和火电证券化率较高，分别为 94%/82%。

2020 年以来公司煤电装机维持稳定，新增少量新能源装机。截至 2025 年 6 月底，公司装 机容量与 2024 年末持平，较 2020 年底仅新增 42.52 万千瓦新能源装机，主要是光伏装机。 截至 2025 年 6 月底，公司在建新能源装机合计 204 万千瓦，其中包括风电/光伏项目 189/15 万千瓦。2025 年 2 月，公司启动收购控股股东北方公司所属正蓝旗风电 110 万千瓦风电项 目 70%股权及北方多伦 50 万千瓦风电项目 75.51%股权事宜，截至目前公司已完成发行股 份及现金购买资产工作，配套融资工作尚在进行中。

此外，公司控股年产能 1500 万吨的魏家峁煤矿。截至 2025 年三季度末，公司控股煤炭年 产能为 1500 万吨，其中两次产能核增分别发生在 2022 年和 2023 年，主要是十三五期间 供给侧改革导致煤炭供给无法跟上煤炭需求增长，煤炭供需格局紧张导致 2021 年煤价高涨。 魏家峁煤矿生产的煤炭优先满足魏家峁电厂的电煤需求，剩余部分根据市场煤价情况灵活 控制内销（销售给内蒙华电控股其他电厂）和外销比例。

煤电一体化经营构建盈利稳健性

电力是公司核心收入来源。自 2020 年以来，公司电力收入占比在 82%及以上。2021/2022 年，公司电力营收同比增长 17.6%/26.9%主要是煤价高涨导致公司平均售电单价同比增长 18.6%/18.8%。由于内蒙古新能源装机快速增长，新能源挤占火电发电空间，公司煤电发 电量自 2023 年起呈现下行趋势，但 2024-2025 年内蒙古地区煤电装机享受每年 100 元/千 瓦的容量电价，一定程度上减轻了煤电利用小时下降对煤电机组盈利造成的负面影响；2023 年-2024 年煤价回落导致公司平均售电单价同比下降 6.2%/2.2%，因此 2023/2024 年电力 收入同比下降 6.8%/5.6%。1H25，因内蒙调峰需求增加促使公司调峰收入增长及利用小时 同比下降带来度电容量电价提升，公司平均售电单价同比+4.7%，逆全国交易电价下行趋势。

多数情况下公司煤炭外销比例在 50%左右，煤炭外销是公司第二大收入来源。2020 年-1H25， 公司煤炭收入占比处于 6%-13%的水平。除煤价水平较高的 2022 年，公司增加内部煤炭供 给导致煤炭外销比例下降至 44%，2020 年-1H25 的多数年份公司煤炭外销比例在 50%左 右。2020-2024 年，公司煤炭销售量持续提升，煤炭收入波动主要受煤价影响，2022 年公 司煤炭收入同比-12.4%，主要是 2021 年煤价高涨至异常水平，2022 年市场煤价回落，公 司煤炭外销价格同比-15.5%至 460.66 元/吨。1H25，公司煤炭收入同比-23.5%，主要是魏 家峁煤矿第一采矿区开采至边缘区导致煤炭热值阶段性下降，外销煤价同比-24.7%至 314.04 元/吨，我们认为随着第二开采区投入使用，公司煤炭热值有望修复。

煤电一体化经营增强了公司盈利的稳健性，火电普遍亏损的 2021/2022 年公司仍实现盈利。 在煤价高涨的 2021、2022 年，多数火电公司处于亏损状态，但公司仍实现盈利，且 2022 年公司归母净利润同比大幅增长 255.62%，且自 2022 年以来公司 ROE（加权）处于 11% 以上水平。我们认为主要是：1）公司既有煤又有电，此消彼长，本身经营稳健性相较纯电 或纯煤炭公司更高；2）蒙西区域市场化水平较高，在 2021 年 10 月出台新的电改政策前， 煤价高涨已促使蒙西区域煤电市场化电价开始实现较基准电价的上浮，电改政策后，因高 耗能企业不受市场化电价较基准电价最高上浮 20%限制，2022 年蒙西市场化电价较基准电 价综合上浮比例高于 20%。1-9M25，公司归母净利润同比-10.6%至 22.1 亿元，主要是受 到煤炭热值阶段性下降影响。

2020 年以来，公司资产负债率和财务费用率持续下降。“十四五”初期，公司发展新能源 较为谨慎，2023-2024 年随着在建新能源装机增加，公司资本开支有所增长。但得益于公 司充沛的现金流，债务偿还带动资产负债率持续下降，叠加借贷利率下行，公司财务费用 率自 2020 年的 5.5%大幅下降至 1-9M25 的 1.1%。

2020-2024 年，公司分红比例维持在 60%以上的高水平。公司经营净现金流充沛，且资本 开支水平相对较低，因此经营净现金流与资本开支的差值 2020-2024 年平均数为 29.9 亿元， 2020-2024 年公司平均分红额为 10.2 亿元，平均分红额/经营净现金流与资本开支的差值平 均数（简单用于评价公司现金流充裕度）为 34%，说明公司自身现金流足以支撑公司 60% 以上的高分红比例。2019-2021 年，2022-2024 年，公司均承诺每年现金分红不低于当年 实现的合并报表可供分配利润的 70%。且 2025-2027 年延续该承诺，公司实际分红比例低 于 70%主要是测算分母为合并报表归属于母公司净利润，合并报表可供分配利润=合并报表 归属于母公司净利润-永续债利息-每年计提的盈余公积。

市场对内蒙华电煤电相关疑问探讨

公司控、参股煤电消纳方式和定价机制如何？

截至 2025 年 6 月底，公司控股、参股火电厂合计装机容量于内蒙古市占率为 17.4%。公 司所有控股、参股电厂位于蒙西。根据内蒙古电力行业协会统计，2025 年上半年，内蒙古 6000 千瓦及以上火电厂装机容量为 12266 万千瓦，公司控股、参股火电厂（未考虑股权比 例）合计装机容量 2134 万千瓦，市占率达 17.4%。若仅考虑公司控股火电，其内蒙古地区 市占率为 9.3%。

截至 2025 年 6 月底，公司控股/权益煤电装机的 50%/62%送华北电网消纳。公司所有控股、 参股电厂按消纳地可区分为留蒙西电网和送华北电网。考虑控股、参股机组，公司权益煤 电装机容量合计 895 万千瓦，其中 62%送华北电网，38%留蒙西电网消纳。若仅考虑控股 机组，公司权益煤电装机容量 644 万千瓦，留蒙西电网和送华北电网容量占比各 50%。

公司参股煤电厂中，大唐托克托发电和第二发电为成本法核算，其他为权益法。公司分别 持有大唐托克托发电和大唐托克托第二发电各 15%股权，为成本法核算，对合并利润表的 影响：上述两家企业当年分红额计入内蒙华电当年投资收益科目，由于当年收到的分红额 是基于上一年归母净利润分配，因此内蒙华电当年投资收益受大唐托克托发电和第二发电 上一年归母净利润影响。此外，公司参股的岱海发电、国华准格尔发电、包头东华热电均 为权益法核算，公司分别持有其 49%/30%/25%股权。

送华北电网电厂的电量电价机制各异，落地区域也不仅是京津唐。公司外送华北电网的控 股、参股煤电电量落地区域主要是京津唐（北京、天津、冀北），但也会送到河北南网、山 东、江苏等地区。上都发电、上都第二发电、大唐托克托发电和大唐托克托第二发电上网 电价的基本定价原则均大致为落地省份市场化电价倒推得到上网电价，但上都发电和上都 第二发电在此基础上有价格限制，倒推回来的上网电价若高于/低于上都自身基准电价的 1.2x/0.8x，按上限/下限结算。魏家峁煤电上网电价大致参考蒙西燃煤基准电价 0.2892 元/ 千瓦时（具体较为复杂，大致数字）上下浮动，浮动比例取落地省份加权平均市场化电价 浮动比例。

上都电价高低取决于是否能够在高电价区域多签电量，魏家峁低基准价促使电价相对稳健。 上都发电和上都第二发电点对网送京津冀，由于国网省间电力交易，还可能送至河北南网、 山东和江苏等地。2026 年上述区域电量电价同比降幅或呈现一定差异，我们认为上都电价 的同比降幅大概率会小于上述省份的算术平均降幅，具体情况取决于营销部门能否与电量 电价同比下降幅度相对小的省份签约更高比重的电量。魏家峁的基准价为蒙西燃煤基准电 价 0.2829 元/千瓦时+0.005 元/千瓦时环保补贴=0.2879 元/千瓦时，显著小于落地省份燃煤 基准倒推回来的价格水平，我们测算北京/天津/冀北/河北南网/山东 2025 年市场化电价较燃 煤基准电价上浮比例的算术平均为 11.3%，举例：哪怕假设 2026 年上述省份市场化电价较 基准电价上浮比例同比下降 10pp，魏家峁电量电价同比-2.88 分/千瓦时，叠加容量电价提 升 1.46 分/千瓦时，含税综合电价同比仅下降 1.42 分/千瓦时，实际情况大概率较我们的测 算更理想，因电量权重里可能电价同比降幅相对小的电量占比更高。 留蒙西煤电机组全电量现货+中长期差价合约结算电能量电费。根据内蒙古 2026 年电力交 易方案，发电侧 2026 年月度及以上中长期交易电量/年度交易电量不低于上一年上网电量 的 80%/60%，较 2025 年下降 10/20pp；燃煤机组交易电价上限为燃煤基准电价 0.2829 元 /千瓦时的 1.2 倍（0.3394 元/千瓦时），下限为 0。蒙西煤电机组上网电价结算上，采用全 电量现货+中长期差价合约结算模式，而非像其他省份一般为年度/月度/现货交易电量按各 类交易实际签约电价/出清电价结算。 煤电机组要想获得高结算电价，一般会在高现货电价时多发电，但需要平衡中长期差价合 约部分的盈利情况。P 现货为发电厂自身的现货节点电价，而中长期差价合约中的 P 结算 参考点为全市场出清价格。比如在早晨 5 点，由于光伏无法出力，电力市场供需相对处于 日内的偏紧状态，现货节点价格高，煤电机组负荷提升，多发电获取高的现货节点电价。 但现货节点电价并非一味的越高越好，比如 2023 年 4 月，由于淡季机组大规模检修，导致 部分用电需求较高时点阻塞严重，P 结算参考点即全市场出清价格也大幅提升，相对低现货 节点电价的煤电机组甚至出现结算电价为负的情况。 内蒙的电能量交易结算规则下，1）对电力公司交易能力要求高；2）中长期合约电价签的 高不代表这份合约盈利一定高；3）现货电价不是越高越好，当大多数现货节点电价都高时 全市场出清电价即 P 结算参考点也高，中长期差价合约部分可能亏损，最优的状态是在全 市场出清电价一定的情况下，获得更高的 P 现货电价。

编辑：火腿肠