事件：公司发布2026年一季报，2026年一季度公司实现营收304.73亿元，同比+14.66%；实现归母净利润17.89亿元，同比-7.35%；实现扣非归母净利润17.83亿元，同比-6.00%。
　　量价齐跌致使营收同比回落，电价降幅相对可控体现区位韧性。根据公司披露的经营数据，2026年Q1公司累计完成发电量590.16亿千瓦时，完成上网电量553.69亿千瓦时，较追溯调整后的上年同期数据下降约8.4%，主要系新能源装机容量持续增加及新增装机挤占存量机组发电空间所致。分电源来看，火电上网电量约544.19亿千瓦时、水电约9.5亿千瓦时。电价方面，2026年Q1公司平均上网电价约为504.28元/兆瓦时，较追溯调整后的上年同期下降约2.58%，降幅约1.3分/千瓦时，降幅明显小于同期全国多数省份的长协电价下调幅度，我们认为主要系公司主力机组多位于北方等电价相对坚挺区域，自身区位优势有效缓冲了行业电价下行的冲击。
　　燃料成本优势助推主业盈利高增，投资收益下滑拖累整体业绩。成本方面，2026年一季度煤炭现货均价同比仍有降幅，导致公司持续受益于燃料成本的改善。利润方面，2026年Q1公司利润总额（扣减投资收益后）约为23.38亿元，同比增长约48.0%；然而，一季度公司投资收益仅为6.98亿元，同比大幅下滑约4.85亿元，主要系权益法核算的参股华电新能及部分煤炭公司的利润下滑所致，进而对公司整体业绩形成拖累。
　　同步发布提质增效重回报行动方案，充裕现金流奠定长期发展保障。2026年4月28日，公司董事会审议批准了2026年度“提质增效重回报”行动方案，明确提出量价统筹参与市场竞争、坚持效益最大化原则、优化中长期与现货及辅助服务市场交易，以及着力严控燃料成本等具体举措。2026年公司计划资本性支出约190亿元，考虑到公司2025年经营性现金流净额系当年资本开支的1.43倍，有望持续为公司的新能源转型与资产扩张提供坚实保障。
　　盈利预测与估值：展望2026年后续季度，煤炭价格受印尼产量配额预期及中东地缘冲突扰动，后续中枢存在抬升可能，燃料成本优势或有所收敛。但考虑到公司主力电厂所在区域电价降幅整体可控，叠加容量电价补偿比例持续提升后对稳定长期收益的积极效应，公司业绩仍有较强支撑。我们预计2026-2028年公司分别实现归母净利润52.17/56.39/61.31亿元，同比分别变化-14.05%/+8.07%/+8.73%，2026年4月30日股价对应PE为11.11/10.28/9.45倍。维持“强烈推荐”评级。
　　风险提示：用电量下滑风险；煤价大幅上涨风险；上网电价下调风险。

　　1Q26业绩符合预期。公司1Q26营收305亿元，同比-9.4%（追溯调整后可比口径）；归母净利润17.9亿元，同比-9.9%（追溯调整后可比口径），基本符合我们此前预期。
　　并表火电主业持续高增，投资收益拖累业绩。我们测算公司1Q26公司并表利润总额（利润总额-投资收益）为23.4亿元，同比+48.0%，并表主业利润维持高增。
　　1Q26公司毛利率12.6%，同比+1.9pct，毛利率同比持续扩张。我们推测公司经营主业利润率提升主要受益于：1）公司上网电价保持相对稳定：公司1Q26上网电价0.504元/千瓦时，同比-0.013元/千瓦时（同比-2.6%）；2）公司燃料成本持续下行：2025年12月~2026年2月（考虑1个月库存时滞）秦皇岛港Q5500山西产动力末煤平仓均价713元/吨，同比-6.2%。公司1Q26投资收益7.0亿元，同比-41.0%，我们推测主要受权益法核算的参股新能源及煤炭公司利润下滑影响。
　　集团常规能源整合平台，充裕现金流支持下分红仍有增长空间。
　　2026年我国各省份煤电容量电价补偿比例持续提升，叠加现货市场在全国范围内全面铺开。我们认为火电将逐步从基荷电源向调节性电源转变，在多元电价体系下火电商业模式改善已初见端倪。我们预计未来火电行业分红能力及分红意愿均有望持续提升。华电集团明确将公司作为中国华电整合常规能源发电资产（火电、水电）的最终整合平台和发展常规能源发电业务的核心企业，截至2025年末公司控股装机77.9GW（全部为常规能源发电资产，火电装机占比96.8%），已获核准及在建机组10.8GW，其中煤机/燃机/抽水蓄能4.0/1.1/5.7GW。公司2025年拟派发现金股息26.7亿元（含2025年中期分红），同比+19.5%；现金股息占同期归母净利润比例为44.0%，同比+4.8pct。2025年公司经营性净现金流272亿元，同期公司资本性支出176亿元，我们预计充裕现金流支撑下公司未来分红比例或仍有扩张空间。
　　综合考虑2026年全国长协电价签约及市场煤价情况，下调公司2026~2027年EPS至0.53/0.54元（原值0.65/0.66元），给予2028年EPS0.56元。参考行业可比公司2026年PE估值13倍，下调目标价至6.89元，维持“买入”评级。
　　风险提示
　　上网电价不及预期，煤炭价格超预期，资产减值超预期。

　　事件：公司发布2026年一季报。1Q26公司实现营业收入304.73亿元，同比下降9.43%；归母净利润17.89亿元，同比下降9.93%；扣非净利润17.83亿元，同比下降5.55%，业绩基本符合我们预期。
　　调整追溯口径下，一季度公司上网电量小幅回落。1Q26公司完成发电量590.16亿千瓦时，同比同期公告数据上涨14.85%，较追溯调整后的上年同期数据下降约8.39%（2025年公司实现资产注入），完成上网电量553.69亿千瓦时，较上年同期公告数据上涨15.32%，较追溯调整后的上年同期数据下降约8.45%。我们认为1Q26公司上网电量下降的主要原因在于公司火电重点经营区域如山东省内新能源装机规模快速增长，叠加一季度全国水电发电量高于去年同期，新能源与水电发电量增长，导致公司火电电厂的利用小时数同比下降。
　　成本小幅下降抵消电价回落影响，容量电价提升稳定长期收益能力。1Q26公司平均电价0.5043元/千瓦时，同比回落2.58%。而在成本端，1Q26秦皇岛5500大卡动力煤现货均价为716元/吨，同比1Q25下降约5元/吨，成本端小幅改善，部分抵消电价下降压力。同时2026年全国容量电价普遍上调，部分地区如吉林，云南等已执行330元/千瓦·年最高标准，进一步强化火电业绩的稳定性。气电方面，2025年包括广东省在内多项气电资产注入至公司体内，近年来全国多地上调气电容量电价，广东省气电自2025年8月起执行容量电价新规，盈利稳定性持续增强。
　　投资收益有所下降，推测受华电新能业绩下降影响。1Q26公司投资收益6.98亿元，同比下降42.6%，推测主要系公司参股26.78%的华电新能受消纳及电价下降因素业绩下滑，导致公司投资收益回落。除华电新能外公司还参股部分煤炭企业，2025年煤价较低，该部分投资收益为低基数。如Q2起新能源电价降幅收窄，煤炭投资收益增加，公司投资收益或将逐步回升。
　　盈利预测与评级：结合公司一季度经营情况，我们维持公司2026-2028年归母净利润预测分别为52.39、61.46、68.75亿元，当前股价对应PE分别为11、9、8倍，维持“买入”评级。
　　风险提示：上网电价回落，火电利用小时数下降，参股新能源发展不及预期。

　　业绩简评
　　2026年4月28日公司披露2026年一季报，完成营业收入305亿元（调整后同比-9.4%，下同），归母净利润17.89亿元（同比-9.9%），预计25年内完成收购广东气电增利、抵消煤电电价下降不利影响。
　　经营分析
　　营业收入同比下滑，预计为电量及电价均下降影响：26Q1公司完成上网电量553亿千瓦时（同比-8.5%），其中煤电456亿千瓦时，气电88亿千瓦时、水电9.50亿千瓦时；26Q1平均上网电价为0.5043元/度，同比下滑1.3分/度、降幅2.58%。
　　业绩同比降幅有限，考虑为收购气电增利抵消不利影响：1.26Q1公司毛利润同比增厚4.32亿元、毛利率同比提升2.48pct：预计主要为25年收购气电，广东气电容量电价上调、增强盈利影响；2.净利润同比基本稳定，费用下降抵消部分投资收益下滑：26Q1公司投资收益为6.98亿元，同比下滑5.18亿元、降幅42.6%（主要为参股华电新能及部分煤矿）；同期财务费用同比减少1.0亿元、管理费用减少0.2亿元。受资产收购影响，少数股东损益提升。
　　集团常规能源运营平台，在建核准规模达11GW、关注资产整合。截至2024年底，中国华电集团已注入公司的常规能源发电资产在运装机容量达10.01GW，2025年内公司完成江苏及广东火电机组收购，年末控股装机大幅增长至78GW，其中煤电54GW、气电21GW；当前在建及核准装机较大、共计11GW，其中抽水蓄能5.7GW、煤电4GW、气电1.1GW。考虑2025年内完成收购后，集团非上市火/水等常规能源仍有近50GW，关注后续资产整合预期。
　　盈利预测、估值与评级
　　公司为集团常规能源运营平台，作为全国性龙头，关注市值管理与资本运作。考虑到26年内电价下降，我们调整公司2026-2028年归母净利润预测至56.56/63.54/69.55亿元，剔除永续债利息后的EPS为0.44/0.50/0.55元；公司股票现价对应A股PE估值为10.2/9.1/8.3倍，维持“买入”评级。
　　风险提示
　　煤价持续上行风险；发电利用小时、上网电价不及预期风险。

　　火电行业正经历从“周期股”向“公用事业股”的根本性转型，价值重估的序幕已经拉开。在“双碳”目标与新型电力系统加速构建的背景下，火电的角色定位发生深刻变迁——从提供基础电量的“主力电源”向提供可靠容量与灵活调节的“系统支撑电源”转变。2023年煤电容量电价机制的出台，标志着煤电商业模式正式迈入“容量保底+电量搏收益”新阶段。2026年容量电价回收比例提升至不低于50%，则进一步夯实了煤电企业的稳定收入基础。此外，电力现货市场的全面运行与辅助服务市场的日益成熟，使得火电机组的“灵活性价值”得以通过市场化机制充分变现。成本端，煤炭“供需双侧收窄”新格局已然形成，煤价步入窄幅震荡的成熟市场阶段，为火电盈利构筑了坚实的“成本安全垫”。火电行业正站在系统性价值重估的起点，而华电国际凭借其独特的平台赋能、战略区位、机组效率与灵活调节等多维优势，有望持续获取超越行业的α收益。
　　集团平台护城河：作为中国华电集团唯一的常规能源整合平台，公司外延内生双轮驱动，铸就稳定性成长内核。2025年，公司完成对集团1606万千瓦优质火电资产的注入，实现装机规模与资产质量的双重飞跃，截至2025年12月31日公司控股装机跃升至7792.43万千瓦。注入资产中燃气机组占比高达52.37%，主要分布于江苏、广东、上海等核心负荷区域，显著优化了电源结构与区域布局。内生增长方面，2025年公司自主投产项目合计222.46万千瓦，包括广东华电惠州2×53.5万千瓦燃气机组、上海望亭49.46万千瓦燃气机组及龙口四期2×66万千瓦热电联产项目。龙口四期项目采用超超临界高效热电联产技术，综合能耗达国内同等级最优水平，有力保障了山东电网稳定性和民生供热需求。截至2025年12月31日，公司在建与已核准待建项目共计1081.824万千瓦，涵盖燃煤、燃气、抽水蓄能等多类优质资产，为“十五五”期间的持续增长储备了充足动能。
　　战略区位护城河：根植山东这一复杂市场化生态，同时在长三角、粤港澳大湾区等高价值负荷中心形成广泛布局。公司发源于山东，在山东，截至2025年12月31日公司控股装机达2128.44万千瓦，占公司总装机的27.31%，凭借最大的省内份额和多年的持续运营经验，深度融入山东复杂的市场规则体系，构筑了难以复制的认知壁垒，并转化为更优的报价收益和更低的市场风险成本。在长三角、粤港澳大湾区等负荷中心，公司布局了大量高效煤电机组和燃气机组。这些区域经济发达、电力需求刚性、电价承受能力强、峰谷价差大，机组在尖峰时段的顶峰价值能够通过市场化机制充分兑现，贡献超额收益。
　　机组布局护城河：公司火电机组技术参数全面领先，燃机规模扩张精准卡位系统调节需求。公司超过90%的煤电机组为300兆瓦及以上大容量机组，600兆瓦及以上超超临界机组占比约50%，远高于全国平均水平。2025年供电煤耗283.05克/千瓦时，同比-4.48克/千瓦时，显著优于全国平均水平。此外，公司新一代大容量机组在设计阶段便充分考虑宽负荷运行需求，龙口四期项目以19%THA深度调峰能力树立行业新标杆，为参与深度调峰和快速响应辅助服务指令提供了坚实的硬件基础。另一方面，公司燃气装机突破20GW，跃居行业前列，凭借分钟级响应速度和宽幅调节能力，在调频、调峰市场中具备天然优势。未来国家层面气电容量电价机制的出台和完善，或将进一步释放公司燃气机组的价值潜力。
　　新能源布局护城河：公司以“参股不控股”的轻资产模式持有华电新能26.78%股权，实现风险隔离与收益共享。通过2021年集团层面的资产重组，公司成功将旗下风光资产剥离，更加聚焦常规能源主业，同时以第二大股东身份深度绑定中国领先的新能源平台。这一模式使公司在有效规避巨额资本开支和项目开发风险的同时，能够按权益比例分享新能源行业的成长红利，为公司估值注入成长弹性。华电新能步入稳定成长期后，具备持续分红能力，可反哺华电国际的主营业务，增强公司整体的财务稳健性和发展可持续性，并实现ESG价值的赋能。
　　展望未来，公司盈利稳定性与成长确定性正经历根本重塑。短期看，煤价中枢企稳背景下成本红利持续兑现，容量电价提升有效对冲利用小时下滑压力；中期看，自主在建与核准项目储备丰厚，外延内生双轮驱动成长路径清晰；长期看，随着容量电价机制深化、现货市场完善、辅助服务市场成熟，公司公用事业属性持续增强，估值体系有望系统性抬升。我们预计2026-2028年公司营业收入分别为1203.77亿元、1258.97亿元、1301.65亿元，同比-4.5%、+4.6%、+3.4%，实现归母净利润61.33亿元、66.07亿元、70.53亿元，同比+1.0%、+7.7%、+6.7%，对应EPS分别为0.53、0.57、0.61元，当前股价对应的PE倍数为8.7X、8.0X、7.5X，参考可比公司估值均值具有较高性价比，维持“买入”评级。
　　风险提示：用电需求不及预期风险；煤价波动风险；电价下降预期风险；政策推进不及预期风险；项目建设进度不及预期风险；测算与实际情况不一致的风险。

　　事件：华电国际发布2025年报，公司全年实现营业收入1260.13亿元，同比-10.95%（追溯后，下同），归母净利润60.70亿元，同比+1.39%，扣非归母净利润56.88亿元，同比+6.40%，毛利率11.44%，同比+2.65pct，经营性净现金流272.21亿元，同比+39.90%；期内计提资产减值7.50亿元（上年为1.22亿元），长期借款与永续债分别下降155.50、40.20亿元，财务费用压降6.19亿元，少数股东利润占比同比+5.85pct。此外，公司预计派发现金红利26.71亿元（含中期分红），占可供分配归母净利润的48.47%（去年为45.72%）。结合经营数据我们点评如下：
　　火电：煤价下行对冲量价压力，2025年火电度电毛利润同比+0.011元/度。2025年公司完成火电售电量2365.47亿千瓦时，同比-7.98%，其中煤电利用小时3874h，同比-294h，气电利用小时2128h，同比-24h。2025年火电板块实现营业收入1094.30亿元，对应度电收入0.463元/度，同比-0.011元/度。成本端，公司入炉标煤单价为825.35元/吨，同比-15.18%，度电燃料成本0.335元/度，同比-0.032元/度。故2025年火电板块毛利率提升2.51pct至11.35%，度电毛利润提升0.011元/度至0.053元/度。边际上，公司储备煤机项目4.02GW、燃机项目1.10GW、抽蓄项目5.70GW。
　　投资收益：华电新能股权稀释&利润下滑，参股企业投资收益下滑。2025年公司投资收益为31.53亿元，同比-4.67亿元，其中联营企业投资收益为31.48亿元，同比-2.25亿元。其中，参股企业华电新能于期内IPO落地，公司持股比例自31.03%稀释至26.78%，叠加华电新能期内盈利下滑，其贡献投资损益20.79亿元，同比-5.67亿元；市场煤价下行参股煤企盈利收缩，华电煤业、银星煤业、鄂托克前旗长城三号、五号与煤矿公司合计贡献投资收益3.28亿元，同比-7.00亿元。
　　投资建议：维持“增持”评级。综合考虑2026年长协电价下行、现货市场套利、减值压降，我们预测公司2026-2028年归母净利润分别为50.31、56.77、61.72亿元，分别同比-17.1%、+12.8%、+8.7%，对应4月7日A股收盘价PE估值分别为10.4x、9.2x、8.5x，H股收盘价PE估值分别为8.2x、7.3x、6.7x。
　　风险提示：动力煤价格回升、原材料价格上行增加风机与光伏组件成本、用电需求不及预期、市场化交易导致电价波动、宏观经济风险

　　事件描述
　　公司发布2025年年度报告：报告期内公司实现营业收入1260.13亿元，同比-10.95%；归母净利润60.7亿元，同比+1.39%；扣非后归母净利润56.88亿元，同比+6.4%。
　　事件点评
　　动力煤中枢下行叠加长协保供，售电毛利率提升。公司完成发电量2,622.70亿千瓦时，较上年同期下降7.15%；完成上网电量2,464.47亿千瓦时，较上年同期下降7.09%。平均上网电价约为510.68元/兆瓦时，较上年同期下降2.83%。入炉煤折标煤单价为825.35元/吨，较上年同期下降15.18%。供热量完成2.2亿吉焦。2025年秦港动力末煤Q5500均价697.68元/吨，同比-18.42%；动力煤年度长协均价679.58元/吨，同比-3.08%。公司供电煤耗累计完成283.05克/千瓦时。整体燃料成本约为792.05亿元，同比-15.92%，受煤炭价格下降影响；售电业务毛利率13.22%，较上年同期增加2.73个百分点。
　　火电装机布局及结构优越，火电机组性能优良。公司已投入运行的控股发电企业共计55家，控股装机容量为7,792.4288万千瓦。主要包括燃煤发电控股装机5,438万千瓦，燃气发电控股装机2,107.2708万千瓦，水力发电控股装机245.9万千瓦，自用光伏发电控股装机1.258万千瓦。公司燃煤发电装机约占本公司控股装机容量的69.77%，燃气发电、水力发电等清洁能源发电装机约占30.23%。公司的火电机组性能优良，单位能耗较低，在节能发电调度中持续保持较高的竞争力，并在行业中始终保持领先水平。
　　央企加强市值管理或提振估值，清洁能源基础设施资产证券化。2025年利润分配方案拟派发股息每股0.14元（含税），以总股本为基数，合计派发现金红利占可供分配归母净利润的48.47%。随着市值管理考核加强及公司盈利继续增强，预计公司后期分红能力仍有提升空间。完成资本市场第一个央企燃机公募REITs项目发行上市，认购倍数和溢价率均为同时期同类项目最高，开辟清洁能源基础设施资产证券化新路径。
　　投资建议
　　预计公司2026-2028年EPS分别为0.57\0.6\0.61元，对应公司4月3日收盘价4.55元，2026-2028年动态PE分别为8.0\7.6\7.4倍，维持“增持-B”投资评级。
　　风险提示
　　1）宏观经济增速不及预期风险；2）电力市场风险；3）燃料煤价格超预期风险；4）项目发展风险；5）安全生产风险；6）环保风险。