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

　　内蒙华电发布三季报：3Q25实现营收52.25亿元（yoy-10.13%，qoq+9.43%），归母净利6.51亿元（yoy-7.28%，qoq-19.97%），归母净利润位于我们预期6.16-7.39亿元（中值6.78亿元）的下区间。1-9M25实现营收150.52亿元（yoy-9.23%），归母净利22.08亿元（yoy-10.60%），扣非净利22.07亿元（yoy-8.24%）。公司承诺2025-2027年每年现金分配利润不低于当年合并报表可供分配利润的70%，且DPS不低于0.1元，股息率（TTM）达5.14%，我们持续看好公司分红能力，维持“买入”评级。
　　电力板块：1-9M25上网电价同比+2.01%，同比增幅较1H25收窄
　　1-9M25，公司上网电量同比-11%至371.86亿千瓦时，同比降幅较1H25的14.58%有所收窄，主要是内蒙地区风电装机丰富，Q3为一年中的小风季，风电对火电发电空间的挤压作用较上半年减小。公司1-9M25平均上网电价（不含税）同比提升6.74元/MWh（yoy+2.01%）至341.52元/MWh，主要得益于：1）火电调峰次数增加促使调峰收入同比增长；2）火电上网电量同比下降使得度电容量电价同比提升。1-9M25电价同比增幅较1H25的4.74%减小，我们认为Q3调峰需求或较Q1/Q2一定程度减弱。3Q25公司归母净利润环比-19.97%主要是2Q25公司确认参股的托克托发电和托克托第二发电股利收入1.85亿元（计入投资收益科目）。
　　煤炭板块：产量/销量同比下滑，煤炭热值有待修复
　　1-9M25，公司煤炭产量和外销量同比变化由1H25的正增长转负，其中产量同比-0.92%至1045.90万吨，外销量同比-8%至481.08万吨。1-9M25公司外销煤价格（不含税）同比-26.42%，除市场煤价呈现下行趋势的因素外，主要是魏家峁煤矿开采目前已进入到首采区末端，阶段性临近矿田边缘层，原煤热值同比下降。期待魏家峁煤矿热值后续修复带来外销煤价（不含税）提升。
　　成本端：入炉标煤单价同比降幅进一步扩大，财务费用同比-20.77%
　　核心成本层面，1-9M25，公司入炉标煤单价同比-12.15%至508.65元/吨，同比降幅较1H25的10.73%进一步扩大，有利于煤电板块盈利能力提升。主要费用层面，1-9M25公司财务费用同比-20.77%至1.67亿元，主要得益于公司综合借贷成本同比下降。
　　盈利预测与估值
　　维持2025-2027年归母净利预期23.33/25.73/27.39亿元，对应EPS0.36/0.39/0.42元。参考可比公司Wind一致预期26EPE均值9.7x，考虑公司煤电联营下盈利稳定性较强且公司分红水平较高，给予公司12.526EPE，目标价4.93元（前值：4.83元基于13.5x25EPE），维持“买入”评级。
　　风险提示：煤价上涨超预期，电价上涨/煤矿产量/新能源投产不及预期。

　　事件：公司发布2025年前三季度业绩：公司2025年前三季度实现营业总收入150.52亿元，同比下降9.23%，归母净利润22.08亿元，同比下降10.60%，业绩符合预期。
　　电量下降电价上升，成本控制增厚利润。2025年前三季度，由于区域内新能源发电量增加，公司火电机组调峰次数增加，使得火电机组利用小时下降的影响，公司完成发电量401.58亿千瓦时，同比减少10.96%，其中火电发电量完成375.08亿千瓦时，同比减少11.80%。同时2025年前三季度，公司实现平均售电单价341.52元/千千瓦时（不含税），同比增长2.01%。区域内新能源发电量增加，公司火电机组调峰次数增加，导致火电利用小时数减少，但平均售电单价上升，火电辅助服务收益提升。公司通过分区域优化燃料采购策略，充分发挥长协议价优势，坚持“长协+自产+市场”采购模式，公司燃料采购价格也有所下降，公司入炉标煤单价完成508.65元/吨，同比下降70.36元/吨，同比减少12.15%。
　　煤炭板块业绩受产量和价格下行双重影响。2025年前三季度，公司煤炭产量实现1,045.90万吨，同比减少0.92%；煤炭外销量实现481.08万吨，同比减少8%。煤炭销售平均单价完成304.10元/吨（不含税），同比下降109.19元/吨（不含税），降幅26.42%。主要原因，一是公司拥有的魏家峁煤矿原煤开采目前已进入到首采区末端，阶段性临近矿田边缘煤层，原煤热值较上年同期有所下降；二是受市场供求关系的影响，魏家峁煤矿煤炭销售价格较上年同期下调。
　　注入风电资产并承诺三年业绩。公司提高拟注入风电资产收购比例并承诺三年盈利保障，看好增厚每股收益。公司于7月9日公布风电资产注入的方案，同时承诺25-27年注入的风电资产贡献不低于8亿元净利润，资产具备风力资源和电网外送优势，项目优质且盈利具备保障。本次交易完成及在建项目并网后，公司新能源装机将突破550万千瓦，占火电比例接近50%，产业结构更合理，公司新能源收入和净利润将得到提升，增强核心竞争力。
　　盈利预测与评级：考虑到公司煤电一体化的盈利稳定性较强，承诺注入风电资产盈利更体现公司对自身资产质量的信心，我们维持公司2025-2027年的预测分别为23.48、26.40、29.36亿元，公司当前股价对应PE为12、11、9倍，维持“买入”评级。
　　风险提示：电价下行的风险、利用小时数不及预期的风险、在建项目进度不及预期。

　　内蒙华电发布半年报，1H25实现营收98.27亿元（yoy-8.75%），归母净利15.57亿元（yoy-11.91%），扣非净利15.56亿元（yoy-9.02%）。其中2Q25实现营收47.75亿元（yoy-8.14%，qoq-5.49%），归母净利8.13亿元（yoy-7.53%，qoq+9.27%），归母净利位于我们预测区间7.65-8.18亿元的上沿。公司承诺2025-2027年每年现金分配利润不低于当年合并报表可供分配利润的70%，且DPS不低于0.1元，股息率（TTM）达5.43%，我们持续看好公司分红能力，维持“买入”评级。
　　电力板块：1H25上网电价同比+4.74%，主因蒙西区域调峰需求增加
　　1H25，公司上网电量同比-14.58%至225.21亿千瓦时，主要是区域内新能源发电量同比增加，公司火电发电空间被挤压，火电利用小时数同比下降。公司1H25平均上网电价（不含税）同比提升16.12元/MWh（yoy+4.74%）至356.49元/MWh，其中蒙西网火电电价同比提升24.58元/MWh；华北网火电电价同比提升8.24元/MWh。公司1H25电价同比提升主要得益于：1）火电调峰次数增加促使调峰收入同比增长；2）火电上网电量同比下降使得度电容量电价同比提升。由于公司参股的托克托发电和托克托第二发电2024年盈利同比增长，1H25公司确认上述两家公司股利收入同比+22.89%至1.85亿元。
　　煤炭板块：产量/销量均实现同比增长，热值同比下降影响外销价格
　　1H25，公司煤炭产量同比+1.74%至694.80万吨，其中外销量同比+1.60%至357.63万吨。但公司1H25外销煤价格（不含税）同比-24.65%，除市场煤价呈现下行趋势的因素外，主要是魏家峁煤矿开采目前已进入到首采区末端，阶段性临近矿田边缘层，原煤热值同比下降。我们认为待魏家峁煤矿进入新的开采区，原煤热值将修复至正常水平，外销价格有望回升。
　　成本端：入炉标煤单价同比-10.73%，财务费用同比-22.78%
　　1H25，因市场煤价快速下降，公司入炉标煤单价同比-10.73%至517.17元/吨，推动火电盈利能力提升。此外，公司大力压降费用，1H25公司财务费用同比-22.78%至1.14亿元。
　　盈利预测与估值
　　维持2025-2027年归母净利预期23.33/25.73/27.39亿元，对应EPS0.36/0.39/0.42元。参考可比公司Wind一致预期25EPE均值10.6x，考虑公司煤电联营下盈利稳定性较强且公司分红水平较高，给予公司13.525EPE，目标价4.83元（前值：5.01元基于14.0x25EPE），维持“买入”评级。
　　风险提示：煤价上涨超预期，电价上涨/煤矿产量/新能源投产不及预期。

　　事件：公司发布2025年半年度业绩：公司2025年上半年实现营业总收入98.27亿元，同比下降8.75%，归母净利润15.57亿元，同比下降11.91%。
　　电量下降电价上升，成本控制增厚毛利。2025年上半年，受区域内新能源发电量增加，公司火电机组利用小时下降的影响，公司发电量完成243.23亿千瓦时，较上年同期下降14.59%，其中火电发电量完成223.76亿千瓦时，同比减少15.61%。同时2025年上半年，公司实现平均售电单价356.49元/千千瓦时（不含税），同比增长4.74%。区域内新能源发电量增加，公司火电机组调峰次数增加，导致火电利用小时数减少，但平均售电单价上升，火电辅助服务收益提升。公司通过分区域优化燃料采购策略，充分发挥长协议价优势，坚持“长协+自产+市场”采购模式，标煤单价控制在517.17元/吨（不含税），同比下降10.73%。电力板块毛利实现18.4亿，同比增长14.21%。
　　煤炭板块业绩受热值下降和价格下行双重影响。2025年上半年，公司煤炭产量实现694.80万吨，同比增长1.74%；煤炭外销量实现357.63万吨，同比增长1.60%产销量均同比微增。煤炭销售平均单价完成314.04元/吨（不含税），同比下降24.65%，主要是魏家峁煤矿原煤开采目前临近矿田边缘煤层，原煤热值阶段性下降，同时煤炭供需宽松，两重原因共同导致煤炭结算价格下降。
　　注入风电资产并承诺三年业绩。公司提高拟注入风电资产收购比例并承诺三年盈利保障，看好增厚每股收益。公司于7月9日公布风电资产注入的方案，同时承诺25-27年注入的风电资产贡献不低于8亿元净利润，资产具备风力资源和电网外送优势，项目优质且盈利具备保障。本次交易完成及在建项目并网后，公司新能源装机将突破550万千瓦，占火电比例接近50%，产业结构更合理，公司新能源收入和净利润将得到提升，增强核心竞争力。
　　盈利预测与评级：考虑到煤炭价格下降和电价的下降，我们下调公司2025-2026年的预测分别为23.48、26.40亿元（原值为28.15、32.02亿元），并新增2027年预测为29.36亿元，公司当前股价对应PE为11、10、9倍，公司煤电一体化的盈利稳定性较强，承诺注入风电资产盈利更体现公司对自身资产质量的信心，维持“买入”评级。
　　风险提示：电价下行的风险、利用小时数不及预期的风险、在建项目进度不及预期。