MengDian HuaNeng’s 2025 and 1Q26 results:For 2025,revenue came in at RMB21,050mn(-11.76%YoY,retrospectively adjusted),with attributable net profit of RMB2,493mn(-17.97%YoY,retrospectively adjusted),below our estimate of RMB2,702mn,due to lower-than-expected on-grid tariffs in western Inner Mongolia.Recurring net profit was RMB1,858mn(-17.50%YoY,retrospectively adjusted).In 1Q26,revenue fell 13.6%YoY(retrospectively adjusted)to RMB4,708mn,and attributable net profit declined 24.63%YoY(retrospectively adjusted)to RMB694mn,below the lower end of our 1Q26 preview range of RMB863mn,on weaker-than-we-expected external coal sales price.For 2025,DPS was RMB0.22/share,flat YoY,with apayout ratio of 70.45%(based on net profit attributable to ordinary shareholders),0.45pp above the committed ratio,implying adividend yield of 4.7%.We favor the potential profitability improvement from“equal-capacity replacement”of the company’s coal-fired units and its high-dividend characteristics.Maintain BUY.
1Q26 on-grid tariffs were broadly flat vs.full-year 2025
In 2025,on-grid electricity volume was 54,075GWh,down 8.32%YoY(retrospectively adjusted).The on-grid tariff(tax-exclusive)fell 0.94%YoY(retrospectively adjusted)to RMB333.10/MWh(tax-exclusive).The tariff was lower than we expected as western Inner Mongolia wind power tariffs came down from RMB332.6/MWh in 2024 to RMB150.0/MWh,due,in our view,to one-off factors.The power segment’s gross margin expanded 3.72pp YoY to 22.58%in 2025,driven by a12.14%YoY decline in the standard coal unit cost to RMB513.66/tonne.In 1Q26,the average on-grid tariff(tax-exclusive)was RMB331.09/MWh.While this appears to represent a7.63%YoY decline(retrospectively adjusted),it was broadly flat compared with the full-year 2025 average of RMB333.10/MWh.The apparent YoY decline reflects ahigh base in 1Q25.We therefore maintain our view that MengDian HuaNeng’s comprehensive thermal power tariff has largely bottomed.
Earnings forecasts and valuation
Factoring in slower-than-we-expected construction progress on the Chayouzhongqi thermal-flexibility-configured 810MW,Nuanshui 810MW,and Helin 480MW wind power projects(which we had previously expected to begin commissioning from end-2025),we forecast 2026/2027/2028 attributable net profit of RMB2,691/2,961/3,052mn(-7.8%/-0.1%vs.our prior 2026/2027 forecast).This implies EPS of RMB0.34/0.38/0.39.Referencing the 2026E Wind consensus PE average of 14.4x for peers,we assign a16.0x 2026E PE,with the premium over peers mainly reflecting the company’s stronger dividend capability.Our target price is RMB5.50(previous:RMB5.55,based on 14.0x 2026E PE).Maintain BUY.
Risks:Lower tariffs/utilization hours than we expect,higher coal prices/asset impairments/credit impairment losses than we expect.

　　事件：公司发布2025年年报和2026年一季报。2025年公司营业收入210.50亿元，同比减少11.76%；归母净利润24.93亿元，同比减少17.97%，基本符合我们的预期。2025年公司拟每股派发现金红利0.22元（含税），以5月8日收盘价计算，股息率达4.54%。2026年一季度公司实现营业收入47.08亿元，同比减少13.6%，实现归母净利润6.94亿元，同比减少24.6%，低于我们的预期，主要系市场竞争加剧供需宽松导致电价下滑，叠加魏家峁煤矿原煤热值阶段性下降导致煤价下滑。
　　2025年煤价下降，电力毛利大幅改善而煤炭量价承压。2025年公司发电量有所下滑、煤炭产销量也同比下降。分行业看，公司电力、热力、煤炭营收规模分别为180.13、4.35、17.70亿元，同比-9.18%（经追溯调整）、-10.41%、-39.55%。2025年公司完成发电量582.18亿千瓦时，同比减少8.37%；供热量1652.48万吉焦，同比减少11.25%。2025年受市场供需格局宽松影响，国内动力煤市场整体价格持续下行，公司燃料成本与上网电价均有所下降。公司全年平均上网结算电价同比下降0.94%至333.10元/兆瓦时，其中蒙西电网地区平均售电单价为316.52元/兆瓦时，同比下降2.0%。公司利用“长协+自产+市场”采购模式，全年标煤成本下降12.14%。电力成本端降幅大幅低于终端售价，2025年公司电力毛利同比上升54.80%至40.67亿元。2025年公司煤炭产量1349.35万吨，外销588.80万吨，分别同比下降6.58%及19.12%。价格方面，受全年煤价下降影响，2025年公司煤炭平均销售单价300.65元/吨，同比下降101.56元/吨。量价齐降，公司全年煤炭毛利下跌48.3%至9.61亿元。
　　新能源冲击下1Q26公司发电量下降，煤炭单价出现较大幅度下滑。1Q26公司完成发电量127.83亿千瓦时，同比减少4.40%（经追溯调整）。受蒙西地区及华北地区新能源发电机组装机容量持续增加，公司发电机组利用小时下降。同时受新能源装机规模提升影响，1Q26公司平均售电单价同比下降8.82%至331.09元/兆瓦时。同时，1Q26标煤单价489.40元/吨，同比下降减少9.34%，成本端下降可部分缓解电量下滑压力。煤炭方面，一季度公司完成煤炭产量320.90万吨，同比增长1.74%，其中外销量实现149.68万吨，同比减少4.10%，主要受魏家峁煤电公司发电量同比增加导致煤炭自供比例提升影响。受煤价结算价格下降及煤炭热值阶段性下降问题尚未解决的综合影响，公司煤炭外销价格完成269.65元/吨（不含税），同比下降24.84%。煤炭板块压力较大，导致公司业绩短期持续承压。
　　优质风电资产注入在建新能源项目规模庞大，公司长期稳定成长有保障。公司于2025年底完成北方上都正蓝旗新能源公司及北方多伦新能源公司风电资产的注入，新能源装机规模提升160万千瓦，同时公司年内完成察右中旗火电灵改配置15万千瓦光伏项目并网发电。截至2025年底，公司新能源装机容量362.62万千瓦，装机占比提高至24.13%。目前公司在建新能源项目规模庞大，包括察右中旗火电灵改配置81万千瓦风电项目，库布齐沙漠基地鄂尔多斯新能源风电项目等。公司在建项目全部建成后，公司新能源装机将超过550万千瓦，新能源板块将为公司带来稳定增量业绩。
　　盈利预测与评级：考虑到新能源冲击对火电的不利影响以及价格下跌拖累煤炭板块利润，我们下调公司2026-2027归母净利润预测至23.90、27.35亿元（原值为26.40、29.36亿元），新增2028年归母净利润预测为29.82亿元。当前股价对应PE分别为16、14和13倍。公司煤电一体化经营稳定，股息率位于行业前列，维持“买入”评级。
　　风险提示：煤价电价变动不及预期，新能源装机开发进展不及预期。

　　华能蒙电发布年报和一季报，2025年实现营收210.50亿元（yoy-11.76%，追溯调整后），归母净利24.93亿元（yoy-17.97%，追溯调整后），低于我们预期的27.02亿元，主要是蒙西上网电价低于预期，扣非净利18.58亿元（yoy-17.50%，追溯调整后）；1Q26公司收入同比-13.6%（追溯调整后）至47.08亿元，归母净利润同比-24.63%（追溯调整后）至6.94亿元，低于我们1Q26业绩前瞻报告预期区间下限的8.63亿元，主要是公司外销煤价低于预期。2025年公司DPS为0.22元/股，同比持平，分红比例为70.45%（分母为归属于普通股股东净利润），高于承诺比例0.45pp，股息率4.7%。我们看好公司煤电机组未来“等容替代”带来盈利能力提升潜力和高股息特性，维持“买入”。
　　1Q26公司上网电价较2025年全年基本持平
　　2025年，公司上网电量为540.75亿千瓦时，同比-8.32%（追溯调整后），上网电价（不含税）同比-0.94%（追溯调整后）至333.10元/MWh（不含税），上网电价低于我们预期主要是蒙西风电上网电价自2024年的332.6元/MWh下降至150.0元/MWh，我们认为或因一次性处理因素。公司2025年电力板块毛利率同比+3.72pp至22.58%，主要因入炉标煤单价同比-12.14%至513.66元/吨。1Q26，公司平均上网电价（不含税）331.09元/MWh，虽然表观上分析同比-7.63%（追溯调整后），但与2025年全年公司平均上网电价333.10元/MWh对比基本持平，主要是1Q25电价基数较高，因此我们不改对华能蒙电火电综合电价基本见底的观点。
　　魏家峁煤矿热值问题影响公司2025年和1Q26盈利
　　2025年，受煤矿采区间生产接续影响，公司煤炭产量同比-6.58%，外销量同比-19.12%至588.80万吨；同时受到市场煤价下降和煤炭热值阶段性下降影响，公司煤炭外销价（不含税）为300.65元/吨，同比-25.25%。1Q26，煤矿采区间生产接续问题仍持续，但公司煤炭产量同比+1.74%，外销量同比-4.10%至149.68万吨，对产销量影响有所减弱，外销煤价格（不含税）虽同比-24.84%至269.65元/吨，但较4Q25的285.24元/吨降幅为5.47%，我们认为若年内魏家峁煤矿完成第二采区的接续开采工作，煤炭热值修复，将对公司外销煤价产生积极影响，从而带动公司盈利同比提升。
　　长期维度，高能耗煤电机组“等容替代”有望提升公司盈利能力
　　截至2025年底，公司单机20万/33万千瓦高能耗控股煤电装机容量占于蒙西消纳煤电的19%/41%，运行年份均已超过20年，我们认为未来具有“等容替代”潜力，参考我们2026/1/19发布的深度报告《内蒙华电：电价下行风险小的稳健高股息标的》，我们测算替代后可节约单位燃料成本4.9分/千瓦时，对应度电净利润提升4.2分，此外还能进一步节约碳支出（2025年公司碳排放权支出为3.01亿元，同比-12.16%）。
　　盈利预测与估值
　　考虑公司察右中旗火电灵改配置81万千瓦、暖水81万千瓦和和林48万千瓦风电项目建设进度慢于我们此前预期（2025年底开始陆续投产），预计公司2026-28年归母净利润为26.91/29.61/30.52亿元，较前次预期调整-7.8%/-0.1%/-；对应EPS0.34/0.38/0.39元，参考可比公司26EWind一致预期PE均值14.4x，给予公司16.0x2026EPE，较可比公司均值溢价主要考虑公司分红能力高于可比公司，目标价5.50元（前值5.55元基于14.0x2026EPE），维持“买入”评级。
　　风险提示：电价/利用小时不及预期，煤价/资产/信用减值数额高于预期风险。

　　内蒙华电为华能集团旗下内蒙古地区煤电一体化经营主体，自2018年起每年实现60%+分红比例，2025E/26E股息率4.5/4.8%（假设配套融资完成），是稳健高股息标的。近期市场对煤电电价下行风险十分担忧，本报告从权益（归母）角度进行分析，认为公司资产抗风险能力强、蒙西高耗能小机组“等容替代”潜力有望进一步提升公司盈利能力，维持“买入”评级。
　　2026E归母净利润有望依托下行风险相对小的电价实现7.2%yoy
　　我们测算2025年公司权益煤电电量41.6%/58.4%留蒙西/送华北。考虑容量电价提升，我们预计蒙西2026年煤电上网电价（不含税，下同）同比+0.2分/千瓦时，主因：1）2023-24年蒙西电价快速下降已提前演绎多数省份2025-26年降价过程；2）盈利能力不具备降价条件，2024年公司控股蒙西煤电厂（除乌海）平均度电净利润-0.4分。送华北：2026E上都/魏家峁上网电价同比下降2.18/0.6分/千瓦时，主因外送省份多，高电价省份签约电量占比提升可对冲部分降价风险。我们预计公司2026E归母净利润同比+7.2%，蒙西/送华北电量电价同比降幅较预期每多下降0.5/0.5分/千瓦时，公司归母净利润同比增速较我们预期值下降2.8/1.0pp。
　　低权益电煤需求敞口弱化煤价波动对公司盈利影响
　　内蒙华电全资持有魏家峁煤矿1500万吨年产能，我们测算其2025-2027年权益电煤需求敞口分别为32%/17%/16%，处于（权益电煤需求大于权益煤炭产量的）煤电一体化公司的中低水平，2025年相对较高主因魏家峁煤矿热值下降，我们预计2026-2027年将随第二开采区开工恢复至正常热值。
　　看好公司资产注入和“等容替代”潜力促使未来盈利能力提升
　　短中期：1）我们测算魏家峁热值修复将带来1.8亿元归母净利润增厚；2）注入正蓝旗风电/北方多伦2024年ROE高达28.6%/18.8%，并表将提升公司盈利能力；中长期：截至2025年9月底，公司单机20万/33万千瓦高能耗控股煤电装机容量占留蒙西煤电的19%/41%，运行年份均已超过20年，我们认为未来具有“等容替代”潜力，以内蒙古通辽电投2*350MW超超临界“等容替代”项目为例，测算替代后可节约单位燃料成本4.9分/千瓦时，对应度电净利润提升4.2分，此外还能进一步节约碳支出。
　　我们与市场观点不同之处
　　市场对公司收购正蓝旗风电/北方多伦70%/75.51%股权表示担忧，我们认为标的资产并表将提升股东回报，原因：1）考虑配套融资，我们测算收购后公司2024年EPS将较收购前增厚6.4%；收购后2025E股息率将较收购前提升近0.3pp至4.5%；2）标的资产电量送华北，已100%市场化，虽电价有下行风险，但集团承诺标的资产2025-27年净利润8.71/8.95/8.90亿元。
　　盈利预测与估值
　　我们预计公司2025-27年归母净利润为27.02/28.95/29.63亿元，较前次预期上调15.8/12.5/8.2%，主要是公司本次注入风电资产已于2025/12/31完成过户，我们对公司2025-27年盈利预测已考虑注入资产；对应EPS0.37/0.40/0.41元，参考可比公司26EWind一致预期PE均值12.7x，给予公司14.0x2026EPE，较可比公司均值溢价主要考虑公司分红能力高于可比公司，但仅溢价10%主要考虑公司本次资产注入配套融资尚未完成，目标价5.55元（前值4.93元基于12.5x2026EPE），维持“买入”评级。
　　风险提示：电价不及预期风险，利用小时不及预期风险，煤价高于预期风险，资产/信用减值数额高于预期风险，测算和实际偏差风险。

　　投资要点：
　　事件：公司发布三季度报告，2025年前三季度公司实现营业收入150.52亿元，同比下滑9.23%，实现归母净利润22.1亿元，同比下滑10.6%，对应Q3公司实现归母净利润6.51亿元，同比实现下滑7.28%，低于我们的预期。
　　电量下滑+煤炭量价下降，公司Q3盈利有所下滑。2025年前三季度公司完成发电量401.58亿千瓦时，同比下降10.96%，实现上网电量371.86亿千瓦时，同比下降11%，预计发电量下滑主要受新能源挤压影响。2025年前三季度公司实现煤炭产量1045.9万吨，同比减少0.92%，其中煤炭外销量实现481.08万吨，同比减少8%；实现煤炭销售平均单价完成304.10元/吨（不含税），同比减少109.19元/吨（不含税），同比下降26.42%。综合影响下，公司盈利有所下滑。
　　计划收购1.6GW风电，项目盈利能力较高，预计收购完成或将大幅增加公司盈利。公司计划收购正蓝旗风电70%股权与北方多伦75.51%的股权，其主要资产为160万千瓦的风电，该项目属于“风火储”沙戈荒新能源基地项目，与火电机组共用500千伏送出线路送至华北电网，项目年均发电量约52亿千瓦时，倒算年均利用小时数3250小时，资源禀赋较好。更重要的是，该风电项目依托上都电厂372万千瓦火电外送华北消纳，预计电价水平高于省内消纳项目，收益率水平较高。根据公司公告，2024年收购公司合计实现净利润约10亿元，其中正蓝旗风电净利润6.5亿元，ROE28.6%，北方多伦实现净利润3.44亿元，ROE18.8%，盈利水平强。与此同时，北方公司承诺2025-2027年收购资产净利润不低于8.7、8.95、9.2亿元，充分体现股东对于注入资产盈利的信心。
　　煤电一体化奠定盈利护城河，再次承诺三年分红股息价值突出。当前公司魏家峁煤矿产能1500万吨／年，煤炭自供率达到61%，煤炭一体的盈利稳定性较强，而且公司一定程度上可以调整自用和外销的比例实现盈利最大化，为分红奠定基础。2025年公司再次提出三年分红承诺，明确2025-2027年每年以现金方式分配的利润原则上不少于当年实现的合并报表可供分配利润的70%，且每股派息不低于0.1元人民币（含税），按照2024年每股分红0.22元计算，公司当前股息率4.74%。
　　盈利预测与评级：不考虑资产注入，我们预计公司2025-2028年归母净利润分别为21.4、22.6、22.8、23.2亿元，同比增速分别为-7.96%、5.37%、0.99%、1.88%，考虑公司盈利稳定性较强且公司分红水平较高，自由现金流折现下按照折现率6.59%计算，目标价5.03元/股，维持买入评级。
　　风险提示。电价存在波动风险、煤炭产量存在波动风险、火电利用小时变动风险