国电电力（600795.SH）公司研究

估值基准日：2026年8月28日 当前股价：5.19元/股 | 目标价：5.40–6.20元/股（情景中枢5.91元）| 上行空间：+4.0%~+19.5% 投资评级：审慎看多——风险/收益比尚可，下行保护强于上行弹性

一、一句话投资结论

国电电力是国家能源集团旗下唯一的常规能源整合平台，背靠"长协煤99%占比"成本护城河与"大渡河17级开发权"资源护城河，在2026年水电大年（投产380万千瓦）、煤电容量电价一次性提升65%、财务费用持续下降三重共振下，2026–2028年归母净利润有望从71.6亿元增长至110亿元（年均复合增速15–20%）；叠加2026年8月19日启动的1386万千瓦集团资产收购（其中水电620万千瓦），是2018年集团整合承诺的实质加速信号，对应目标价区间5.40–6.20元，较当前5.19元有4.0%–19.5%的上行空间。

核心判断：公司估值已反映"煤价企稳+长协煤护城河+60%分红"的稳健情景，4.64%股息率构成下行保护；要兑现目标价上沿，需要水电大年、注入预期、容量电价执行三个条件同步落地。

二、公司是什么

国电电力是一家"煤电为基本盘、水电与新能源为弹性"的全国性发电央企，由国家能源集团（持股50.68%）控股，2010年由中国国电集团整合成立，2017年原中国国电与神华集团合并为国家能源集团后承继，2018年3月集团正式承诺将国电电力作为常规能源整合平台（区别于龙源电力的新能源专业平台、国电科环的节能环保平台）。1

公司同时在A股（600795.SH）和H股（2380.HK）上市，截至2026年8月28日收盘价5.19元/股，对应总市值925.67亿元、总股本178.36亿股，业务覆盖全国30个省、市、自治区，是国内控股火电装机规模仅次于华能国际的第二大发电央企。12

截至2026年上半年，公司控股装机容量达1.3亿千瓦（火电8302万千瓦/水电1685万千瓦/风电1067万千瓦/光伏1974万千瓦），权益装机7519万千瓦；其中火电是利润压舱石（2025年贡献归母净利61.4%），水电是利润弹性增长极（2025年同比增长31%），新能源是结构性扩张方向。2

公司的稀缺性在于**"双平台"定位**——既是国家能源集团整合常规能源资产的唯一上市平台（享受大股东资产注入期权），又拥有大渡河干流17级梯级开发权（华能、华润、大唐等同行均缺乏同类流域开发资源），形成"煤电+大水电"双轮驱动模式，这是公司区别于其他火电央企的核心差异化优势。

三、公司怎么赚钱

3.1 业务模式：电费收入为绝对核心

国电电力的盈利来源高度单一：电费收入（包括煤电、水电、风电、光伏的上网电费）和热力收入（部分火电厂的蒸汽、热水供应）。2025年公司总营收1702.44亿元，其中向国家电网销售占比84.60%（前五大客户合计90.67%），属于"to G"型收入结构，电价波动直接传导至利润表。1

盈利的关键传导链是"装机规模→发电量→上网电价→收入→扣燃料成本→毛利"，其中燃料成本（火电厂的煤炭采购）占火电营业成本的65%以上，是最大的利润变量。国电电力的特殊优势在于长协煤占比高达99%（行业平均70-80%），依托国家能源集团"煤电路港航"一体化产业协同优势，2025年入炉标煤单价同比下降97.11元/吨，降幅10.53%，这是公司火电板块2025年毛利率改善1.47个百分点至10.99%的根本原因。13

3.2 装机结构：火电为主、水电为弹、新能源为势

2026年上半年公司控股装机结构呈现"火电主导、新能源快速跟进、水电稀缺"的特征：火电8302万千瓦（占63.7%）是基本盘，光伏1974万千瓦（占15.1%）、风电1067万千瓦（占8.2%）是结构性扩张方向，水电1685万千瓦（占12.9%）是稀缺资源。2

从利润贡献看，结构与装机并不完全对应：火电虽占装机64%但因毛利率仅10.99%，贡献2025年归母净利61.4%（44.0亿元）；水电虽装机仅12%但毛利率高达47.46%，贡献22.7%（16.3亿元）；新能源装机23%但单瓦利润较低，风电、光伏分别贡献12.0%（8.6亿元）和9.8%（7.0亿元）。1

3.3 核心驱动：分部归母净利的"水电跃升"

2026年上半年最值得关注的变化是水电板块归母净利占比从2025年的22.7%跃升至33.5%（10.81亿元/分部合计32.4亿元），同比增长22%。这一变化的核心驱动是大渡河流域2026年密集投产——双江口200万千瓦、金川86万千瓦、枕头坝二级30万千瓦、沙坪一级36万千瓦，仅上半年即新增水电装机172万千瓦，对应水电板块毛利率维持48%以上的高位。24

同期光伏板块归母净利同比下滑62%（从2025年全年7.0亿元降至2026上半年2.2亿元），主因光伏电价同比下降2.0分/度、利用小时同比下降29小时。这是新能源全面入市（136号文）的直接冲击，但因公司光伏装机占比仅15%，对整体利润影响有限。

四、行业与政策环境：2026年的关键变化

4.1 电力供需：装机突破40亿千瓦，但容量价值更突出

2026年上半年全国发电装机容量突破40亿千瓦，非化石能源装机占比62.4%，但这并不意味着传统电源失去价值——恰恰相反，新能源出力的间歇性使峰时有效容量仍依赖火电、抽水蓄能和长时储能。2026年上半年全国全社会用电量5.10万亿千瓦时，同比增长5.3%，比去年同期提升1.6个百分点，其中第二产业（高技术装备制造）拉动5.1%、第三产业（数字经济、服务业）拉动8.0%，需求结构持续优化。2

国电电力2026年上半年完成发电量2189.10亿千瓦时，同比增长6.25%，高于全国平均；其中市场化交易电量占比已达93.72%，公司层面市场化程度高于全国平均（约60%），电力供需的市场化定价对其盈利的传导更为直接。4

4.2 煤价：长协"压舱石"、现货触底回升

2026年上半年国内煤炭市场呈现"供给持续收缩、价格震荡上行、淡季不淡、供需紧平衡"的特征。秦皇岛5500大卡现货煤价同比上涨13.23%，但国电电力入炉标煤单价仅同比上升0.64%（从831.48元/吨升至836.84元/吨），二者差异充分体现长协煤占比99%的"缓冲器"功能——现货涨、我们不涨；现货跌、我们也不跌。25

国金证券测算：2025年秦皇岛5500大卡现货煤价均值约697元/吨，2026年初至今均值约774元/吨，若当前煤价维持，2026年全年均值约800元/吨。结合供需紧平衡格局，预计2027年煤价同比小幅上行。3

4.3 容量电价：2026年是第一个完整年度，幅度提升65%

2026年5月，发改价格〔2026〕114号文《关于完善发电侧容量电价机制的通知》落地，煤电机组通过容量电价回收固定成本的比例提升至不低于50%，这是2023年容量电价改革后的又一次重大调整：2024–2025年多数省份煤电容量电价为100元/千瓦·年，2026年起统一提升至165元/千瓦·年（涨幅达65%）。2

国金证券测算：按公司85.72GW在运火电装机口径，容量收入（扣除增值税）将提升至约125亿元，较2025年提升72%，意味着仅容量电价一次性提升就能贡献2026年公司归母净利润约25亿元增量（按权益比例和所得税折算）。3

4.4 电改：4号文+114号文双重利好

2026年4月，国办发〔2026〕4号文《关于完善全国统一电力市场体系的实施意见》出台，首次提出"电源全面市场化"目标——到2030年市场化交易电量占全社会用电量比例达70%左右。这意味着火电不能再依赖"基数电量+政府定价"的传统模式，核心竞争力从"装机规模"转向"调节能力+成本控制+市场交易能力"。2

国电电力的优势在于：60万千瓦及以上煤机79台（占煤电73.17%）、100万千瓦及以上煤机26台（占32.22%），且"十五五"末所有火电机组具备20%深度调峰能力——大机组+深调能力=容量电价高定价+辅助服务高收入。2

4.5 行业判断：火电困境反转、水电大年、新能源结构调整

2023–2025年火电行业经历了"煤价下降-电价下降"的恶性循环，2026年Q1以来煤价中枢企稳回升、电价下行幅度收窄，恶性循环有望在2027年结束。同时2026年是水电"装机大年"（大渡河投产5GW），新能源进入"抢质量"阶段（从规模扩张转向差异化布局）。63

对国电电力而言，这是"煤电困境反转+水电大年+新能源结构调整"的三重叠加，盈利的β弹性比同业更大。

五、核心增长引擎

国电电力的增长引擎是双主线设计——主线A是水电大年带来的盈利改善，主线B是集团资产注入带来的估值上修。这两条主线相互独立但共同支撑2026–2028年的业绩与估值修复。

5.1 主线A：水电大年——大渡河2026年投产380万千瓦

大渡河是长江上游重要支流、第五大水电基地，总装机超2700万千瓦。国电电力持有国能大渡河80%股权，拥有干流17级梯级开发权，已投运超1300万千瓦，是四川省调水电主力军（约占四川省调水电总装机的1/4）。1

2026年是大渡河近十余年最重要的投产年：

• 双江口200万千瓦（首台500MW已于2026年6月26日并网，剩余1.5GW预计年内投产）——这是国能大渡河首个具有年调节能力的龙头水库
• 金川86万千瓦（6月投产）
• 枕头坝二级30万千瓦（5月投产）
• 沙坪一级36万千瓦（7月投产1-6号机组）

合计年内已/将投产约5GW（含双江口剩余），按80%权益折算，国电电力2026年水电权益装机增长约4.0GW，是2025年水电权益装机（1350万千瓦）的25%。3

双江口龙头水库的调节价值是这一轮水电大年的关键看点。双江口是已建最高坝（坝高312米），投运后将成为下游16级电站的"龙头水库"——年调节能力使下游电站枯水期增发电量。国金证券测算：双江口投产后可使下游增发电量36.17亿千瓦时，按公司80%权益折算可增厚归母净利润约6.7亿元，占2025年公司水电归母净利的31%。3

更重要的是，2026年8月19日启动的1386万千瓦资产收购中包含水电620万千瓦（松滋抽蓄120万千瓦+奔子栏260万千瓦+旭龙240万千瓦），意味着2027–2028年水电装机仍有一次大幅扩张。

5.2 主线B：集团资产注入——2018年承诺8年来首次实质加速

国电电力的母公司国家能源集团（持股50.68%）在2018年3月正式做出避免同业竞争承诺：5年内逐步将常规能源资产注入国电电力。但实际履约节奏远低预期：2019–2022年仅小规模整合（北京国电组建、区域资产置换、大渡河增持11%），2023年承诺到期未实质完成，延期至2026年。1

2026年8月19日，公司公告启动从控股股东收购1386万千瓦常规能源资产（含32万千瓦在运+1354万千瓦在建/拟建），是2018年承诺后8年来最大规模单次注入，标志承诺履约加速。7

收购资产的典型项目包括：

• 国能湖北松滋抽水蓄能67%（120万千瓦，水电）
• 国能金沙江奔子栏水电51%（260万千瓦，水电）
• 国能金沙江旭龙水电51%（240万千瓦，水电）
• 国家能源集团安徽能源100%（安庆三期200万千瓦+铜陵二期200万千瓦，火电）
• 国能滇南开远发电100%（小龙潭四期70万千瓦，火电）
• 国能青海德令哈煤电100%（132万千瓦，火电）
• 国能衡水热电65%（衡丰扩建132万千瓦，火电）

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收购完成后，公司控股装机将新增约1386万千瓦，其中水电620万千瓦（占比近45%）、火电734万千瓦、光伏32万千瓦——这是公司水电装机自2017年收购以来最大规模的一次扩张。按水电+火电平均ROE 8-9%估算，收购完成后年化增量归母净利约15-20亿元。7

管理层在2026年半年报业绩说明会确认"积极稳步推进"但"暂无时间表"，按2021年集团资产注入平均PB 1.45倍参考、假设本次按PB 1.5倍注入，估算收购对价约500-600亿元，资金来源为200亿公司债（2026年7月已注册）+经营现金流+银团贷款。9

集团剩余未上市常规能源资产仍有空间：玛尔挡232万千瓦（已投运，集团旗下）尚未纳入本次收购包，旭龙、奔子栏之外的大渡河、金沙江流域待开发梯级也具备后续注入潜力。预计2027–2028年存在第二轮资产注入可能。

5.3 大渡河整合：从"分散开发"到"流域协同"

2025年9月，国能大渡河公司吸收合并金沙江公司，合并后形成"大渡河+金沙江"流域一体化开发平台。整合后的协同价值体现在三方面：①装机规模翻倍式增长潜力；②流域梯级联调（统一调度可优化发电效率）；③大水电资源稀缺性溢价。1

对国电电力而言，整合后的国能大渡河将成为更稀缺的流域开发平台——这是公司相对华能国际、华润电力、大唐发电等火电央企的核心差异化优势（后者均缺乏同类流域开发资源）。

六、财务画像

6.1 营收与利润：2026H1"增收不增利"是盈利底部

2025年公司总营收1702.44亿元，同比下降4.99%；归母净利71.61亿元，同比下降27.15%。归母大幅下降的主因是2024年含一次性资产处置收益45.68亿元（国电建投50%股权转让），剔除后2025年扣非归母+45.23%至67.76亿元——主业经营韧性显著强于报表观感。1

2026年上半年呈现"增收不增利"特征：营收+1.77%至790.29亿元，但归母-18.25%至30.14亿元。表面看是负面信号，但拆解后是盈利底部：

• 火电板块归母-15%至16.41亿元（电价同比-4% + 煤价同比+0.64% + 容量电价尚未完整兑现）
• 水电板块归母+22%至10.81亿元（大渡河新机组投产）
• 光伏板块归母-62%至2.23亿元（电价大幅下行）

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国金证券判断Q2业绩超市场预期（火电板块超预期），主要因入炉标煤单价企稳+长协煤99%占比的成本护城河。2026H1是盈利底部，2026H2–2027H1在水电大年加持下盈利增速有望回升。5

6.2 归母净利润趋势：业绩波动主要来自一次性损益

6.3 2026–2028预测：与券商的分歧是关键变量

核心冲突：财务专家预测2028年归母110亿元 vs 国金83.46亿元 vs 信达87–88亿元，差幅25–33%。差异主要来自三方面：

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6.4 2026–2028财务预测（财务专家口径）

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6.5 财务质量：高杠杆下的稳定现金流

国电电力的财务结构呈现"重资产、高杠杆、稳定现金流"特征：

• 2025年末总资产5244.48亿元，归母净资产602.49亿元，资产负债率73.45%（行业合理水平）
• 有息债务3321亿元，2025年财务费用99.80亿元，综合融资成本约3.0%
• 2025年经营现金流净额536.68亿元（同比-3.54%），OCF/归母比约7.5x
• OCF/折旧比2.0x、OCF/Capex 1.28x，财务质量在A股大型电力央企中处于较好水平

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核心结构性特征：归母权益占股东权益仅42.7%，少数股东权益占比57.3%（源于大量火电/新能源项目为51:49、60:40等少数股东合资结构），这使归母净利对少数股东损益分流高度敏感——按2025年口径，净利润137亿元中归母仅占72亿元（分流47%）。这是估值时需要给予10–15%折价的结构性原因。2

6.6 利率下行+财务费用节约：未来3年关键利润弹性

2025–2026年新发短融/中票票面利率已降至1.41%–1.84%（25国电CP002 1.76%、CP003 1.71%、26国电CP001/002/003 1.60%），新增短融/中票利率较2020–2021年高峰下降200–300bp。存量高成本债务（4%–5%）集中到期置换为1.5%–2%新债，理论上可贡献年化30–50亿元财务费用节约（理论极限假设全部高成本债完成置换；国金证券实际测算为年化20–40亿元，差异主要来自实际置换节奏和部分中长期债务未到期）。2

国金证券测算，财务费用每节约10亿元，对应归母增厚约8亿元。2026–2028年随着新发债务利率从4%+降至1.5%–2%，财务费用有望每年下降20–40亿元（实际可达口径），相当于归母增厚2.5%–5%。

七、估值与目标价

7.1 估值方法：DCF（50%）+ 可比公司（30%）+ DDM（20%）

国电电力的估值不能用单一"火电公司"框架完成，必须采用"火电基本盘+水电大年+集团注入期权"的三因子结构。综合三种方法后，目标价区间5.40–6.20元/股，对应当前5.19元有4.0%–19.5%上行空间；情景加权中枢5.91元/股，上行13.9%。11

7.2 三种方法的结论

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7.3 DCF估值的核心假设

DCF采用FCFE（股权自由现金流）口径，理由是公司归母利润与少数股东损益分流比例约43:57，FCFE能直接反映归母股东的可分配现金流。关键假设：

• 折现率r=8.0%（无风险利率2.5% + 市场风险溢价6.0% × β约0.9）
• 永续增长率g=2.5%（与GDP长期增速相当）
• 2026–2030年归母净利83/98/110/120/128亿元，CAGR 9.1%
• 2026–2030年分红率62%→65%，每股分红从0.288元增至0.467元
• 归母FCFE从51.5亿元增长至83.2亿元

显性期FCFE折现值合计273亿元 + 终值折现1,056亿元 = 归母权益价值1,329亿元，对应每股价值7.45元；考虑少数股东权益分流折价10%，DCF中性目标价6.71元/股。

7.4 可比公司估值（SOTP）

国电电力的业务结构（64.9%火电+11.9%水电+23.2%新能源）按板块分别对标再用SOTP汇总：

SOTP给出4.46–4.99元/股，显著低于当前5.19元——这反映了SOTP未充分体现（1）水电大年（2026投产380万千瓦）的增长溢价；（2）集团资产注入的看涨期权；（3）容量电价提升的边际改善。SOTP在此处作为"保守下限"使用。

7.5 DDM估值（验证分红可持续性）

基于2025–2027三年分红承诺（≥60%归母+每股≥0.22元）以及2030年后分红率维持60%的假设：

• 显性期分红折现值1.530元 + 终值5.929元 = DDM每股价值7.46元

DDM结果与DCF中性6.71元高度一致，验证了"60%分红锁定+水电大年增量"的内在一致性。但若2030年后分红率从65%降至50%（反映资本开支压力），DDM降至约5.74元/股，这构成了DCF目标价的中性下沿风险点。

7.6 注入期权价值

2026年8月启动的1386万千瓦收购的定价影响是估值的最大变量：

• 按2021年集团资产注入平均PB 1.45倍参考、假设本次按PB 1.5倍注入
• 收购对价约500–600亿元，资金来源为200亿公司债（已注册）+经营现金流+银团贷款
• 增量归母净利约15–20亿元（按收购资产净利率与公司归母比例折算）

对EPS的影响取决于支付方式：

• 若全部现金收购，EPS增厚 = 15–20亿 / 178.36亿股 = 0.084–0.112元
• 若50%现金+50%增发（按现价5.19元增发约48–58亿股），增厚后EPS反而降低

第二轮注入期权价值（2027–2028年）：假设规模500–1000万千瓦，注入概率60%，按13x PE估值，期权价值0.44–0.66元/股，已部分包含在DCF中性目标价中。

7.7 情景分析

情景综合目标价：0.25×7.25 + 0.50×5.80 + 0.25×4.80 = 5.91元/股（较当前5.19元上行13.9%）。

7.8 隐含回报与下行保护

即便在悲观情景下（归母仅70亿），60%分红对应每股0.236元，股息率4.55%，仍高于10年国债收益率2.5%约200bp，构成估值的下行保护。

八、关键风险

8.1 Top 3 下行风险

1. 煤价超预期反弹+利率反弹的"双向夹击" 若标煤单价突破900元/吨（同比+10%以上），2026年归母可能从+15.9%逆转为-5%~-10%。在长协煤99%占比下，煤价冲击的传导系数约-0.25元/标煤单价每+30元/吨（即归母减少6-8亿元）。同时若利率反弹导致新发债务利率回升，财务费用节约逻辑被打破，对应估值下调0.30元/股（利率+50bp）。两者叠加可能使目标价下行至4.50-4.80元（较当前-12%）。

2. 1386万千瓦资产收购整合风险 本次收购是估值上修的关键期权，但支付方式（现金vs增发）和对价水平（PB 1.5倍假设）尚未披露。若收购PB>1.8倍、且50%以增发股份支付，可能稀释EPS；商誉减值与协同不达预期是核心风险。需在2026Q4方案披露后重新评估。

3. 少数股东损益分流扩大 2025年少数股东损益分流约47%（65亿/137亿），随着新能源项目大量合资结构，归母占比可能从当前0.43降至0.40以下——意味着即便净利润增长，归母增长可能慢于净利润增长10-20%，对应估值给予额外折价。

8.2 Top 3 上行机会

1. 2027–2028第二轮资产注入 若集团未上市水电资产（玛尔挡232万千瓦+其他梯级）再注入500–1000万千瓦，目标价可上修至7.00元以上。管理层的口径是"暂无时间预期"，但本次1386万千瓦收购的成功执行将显著提高第二轮注入的概率。

2. 容量电价进一步上调+财务费用加速节约 若165元/千瓦·年容量电价进一步上调至200元/千瓦·年，归母增厚10–15亿元/年；若高成本债务（4%+）加速置换为新债（1.5–2%），财务费用每年节约30亿元，对应归母增厚15–20亿元/年。

3. 双江口下游增发电量超预期 若双江口龙头水库效应释放+10%（年发电量660亿千瓦时+增发电量），归母增厚5–10亿元/年。考虑到双江口2026年6月才并网，完整年度贡献要等到2027年，存在超预期空间。

8.3 其他重要风险

九、观察指标与时间表

未来3–12个月是验证本轮投资逻辑的关键窗口，以下事件将直接决定估值上修或下修：

关键跟踪指标（投资者可自行监控）：

• 秦皇岛5500大卡现货煤价（周频）
• 江苏省月度电价（公司主要市场）
• 大渡河水电利用小时数（季度披露）
• 国家能源集团资产收购公告

十、未解决的关键问题

本轮研究中识别的影响估值±0.5–1.0元的未解决项，需在后续披露中重点跟踪：

10.1 1386万千瓦收购的具体方案（影响估值±0.5–0.8元）

• 对价水平：估值采用PB 1.5倍参考假设，但实际对价可能偏离±30%。若披露PB<1.3倍，注入不稀释反而增厚EPS；若PB>1.8倍，注入稀释EPS。
• 支付方式：现金vs增发的比例决定EPS影响方向。50%增发下，EPS反而下降约15%。
• 业绩承诺：注入资产的盈利保障条款是判断"是否高溢价"的关键。
• 预计披露时点：2026Q4–2027H1（待公司公告）

10.2 集团剩余未上市常规能源资产清单（影响估值±0.3–0.5元）

• 完整资产清单未公开：仅披露典型项目（玛尔挡232万千瓦等）。
• 第二轮注入期权价值：假设规模500–1000万千瓦，但实际规模可能差异较大。
• 预计披露时点：2027–2028年（注入执行前）

10.3 双江口龙头水库对下游增发电量的精确数值（影响估值±0.2–0.3元）

• 国金证券测算6.7亿元归母（占2025年水电归母31%），但公司原文未确认此数字。
• 若实际增发电量低于测算值，2026–2027年水电板块利润弹性将打折扣。

10.4 2026年中期分红方案（影响估值±0.1–0.2元）

• 2026年8月25日业绩说明会仅表示"适时制定"，尚未落地。
• 若中期分红低于市场预期（如0.05元/股以下），将削弱60%分红承诺的可见性。

10.5 各省2026年容量电价执行细则（影响估值±0.1–0.2元）

• 114号文要求"≥50%固定成本回收"，但各省具体执行细节未完整披露。
• 若多数省份按"≥50%"下限执行，2026年容量收入增量可能从+72%下修至+50%。

10.6 财务专家预测与券商一致预期的分歧（影响估值±0.5–1.0元）

• 财务专家2028E归母110亿 vs 国金83亿，差幅33%。
• 两种路径对应的目标价差异约0.8–1.5元/股。
• 需要等待2026Q3、2027Q1的实际数据来验证哪条路径更准确。

十一、投资结论

国电电力是一家"业绩底部确认+负债结构改善+承诺履行启动"三重共振的传统电力央企。当前价格5.19元已基本反映"煤价企稳+长协煤护城河+60%分红"的稳健情景，4.64%股息率构成下行保护；要兑现目标价上沿（5.91元，+13.9%），需要水电大年、注入预期、容量电价执行三个条件均能兑现。

风险/收益比尚可：下行空间约-13%（至4.50元），上行空间约+34%（至7.00元），风险/收益比约1:2.6。

建议持有期：1–2年（2026–2027年是水电大年+注入执行的关键窗口）。

建议操作：

• 保守型投资者：当前价位可建仓（下行保护4.55%股息率），目标价5.40元，对应+4%空间。
• 平衡型投资者：目标价5.91元（情景中枢），对应+13.9%空间。
• 进取型投资者：目标价6.50–7.00元（乐观情景），需水电大年充分兑现+注入按计划+容量电价进一步上调。

最关键观察期：2026年9-10月（中期分红方案+收购方案首份披露），这两个事件将直接决定估值修复的斜率。

本报告基于公开披露资料与卖方研报撰写，所有预测均明确标注假设区间与验证节点。投资决策需结合个人风险承受能力与专业投资顾问意见。

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