【西南公用 | 公司深度】内蒙华电煤电联营盈利显著，绿电业务扬帆起航

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图为内蒙华电魏家峁煤电一体化项目

投资要点

推荐逻辑1）煤炭产能翻倍，煤价高位趋稳，营收将大幅提高；2）煤电联营成本优势明显，市场化交易持续推高电价，预计22年火电净利润将增加约15亿；3）大基地政策叠加集团赋能，火电区域规模优势突出，有望利用火电灵活性进行调峰，打造风光储一体化项目，实现25年新能源装机比例不低于50%目标。

产能翻倍+煤价趋稳，煤炭业务创收能力强。2021年公司实现煤炭销售收入20亿元，毛利率66.3%，毛利占比大幅扩张至70%。2021年公司综合毛利率、归母净利润增速、资产负债率等各项指标显著优于同行。魏家峁煤矿资源优质，2022年产能已正式核增至1200万吨，截至22年7月秦皇岛动力煤5500平均平仓价约1174元/吨，仍处在历史较高位，预计煤炭业务创收能力持续增强。

成本优势+电价上涨，火电净利润或增长15亿元。成本方面，通过灵活提高煤炭自用比例至48%，2021年公司实现入炉标煤单价617元/吨，显著低于同行，22H1自用比例达60.3%。销售方面，公司2021年市场化交易占比达62.1%，平均售电价同比上涨18.6%。22H1公司电力交易市场化比例大幅提升至95%，售电单价进一步上涨至0.37元/千瓦时，同比上涨34%。假设未来入炉标煤价格在650元/t、火电售电单价0.36元/千瓦时，预计22年火电税后净利润将增长约15亿元。

集团支持+大基地政策，风光项目将加速发展。一方面，内蒙提出“十四五”打造45GW风光大基地，与华能集团“两化”战略契合。公司作为华能集团在内蒙的唯一上市公司，有望承接集团在内蒙的装机规划；另一方面，公司火电装机占内蒙火电总装机容量12%，年内建成两个灵活性改造项目，配套85万千瓦光伏，有望通过火电灵活性改造实现风光火一体化发展，参与调峰市场和现货市场，提高整体盈利水平。

盈利预测与投资建议。预计2022-2024年EPS分别为0.45元、0.55元、0.62元，未来三年归母净利润将保持107.3%的复合增长率。鉴于火电成本优势，各业务协同效应显著，给予公司2023年2.5倍PB估值，对应目标价5.3元，首次覆盖给予“买入”评级。

风险提示政策风险，煤价电价波动风险，新能源发展不及预期。

1.

电力龙头深耕内蒙，业绩稳健盈利突出

1.1 华能旗下内蒙龙头，煤电联营业绩稳健

公司是华能集团内蒙古区域平台，深耕火电同时积极转型新能源。内蒙古蒙电华能热电股份有限公司（以下简称“内蒙华电”）自上市以来持续深耕火电业务同时深化业务布局，现已形成跨区域送电、煤电一体化及新能源发展三条经营主线，主要经历了以下三个阶段1）扎根内蒙，火电起家（1993-2006年）1993年公司以包头第二热电厂为基础设立，次年于上交所上市，成为内蒙古第一家上市公司，1999年收购丰镇发电厂1、2号机组，开创内蒙古向北京送电先河；2）煤电联营，结构优化（2007-2014年）公司持续优化资产和业务结构，2007年置换魏家峁煤电公司和林发电厂等大容量机组，2008年公司开始涉足风电项目，2009年置换乌海发电厂，2012年收购魏家峁煤电公司88%股权，奠定煤电联营新格局；3）绿电转型，深化布局（2015-至今）2015年公司开始积极布局风光项目，先后两次增资参股龙源风力发电公司，2017年龙源风电正式成为全资子公司，2019年公司收购获得察尔湖5万千瓦光伏项目，风光煤业务格局形成，2022年4月公司魏家峁露天煤矿获产能核增至1200万吨/年，跨区域送电、煤电一体化及新能源发展三条经营主线不断深化。

背靠三大能源集团，国资委是实际控股人。公司第一大股东是北方联合电力有限公司，持股50.6%。为避免同业竞争，内蒙华电得到母公司多次注入相关资产和业务，成为煤电一体化业务的最终整合平台。北方联合电力背靠华能集团、广东省能源集团和国家能源集团。其中华能集团、广东能源集团、中国神华能源股份有限公司（实际控股人是国家能源集团，持股69.52%）分别持有北方电力股票份额 70%、20%、10%，华能集团成为北方联合电力的控股股东，而国资委通过持有90%中国华能集团股份，是内蒙华电的实际控股人。

业务版图逐步扩张，遍布蒙西、东北和华北电网。公司是区域大型的综合性能源公司之一，发电资产遍布自治区七个盟市，主要处于电力、热力负荷中心或煤炭资源丰富区域。公司不断拓展业务版图，依托特高压运输通道提供电力服务，所发电量主要送往蒙西、蒙东和华北电网，重点聚焦蒙西和华北项目，具有区域规模优势和跨省送电市场优势。其中公司控股的上都发电厂、魏家峁公司煤电一体项目、乌达莱公司风电项目均向华北电网输电，助力火电和新能源跨区域消纳。

装机规模稳中有升，新能源装机占比有所提升。2017-2021年公司总装机规模由11.0GW增至12.9GW，保持稳中有升态势，其中火电装机达11.4GW，占比达88.7%；风电装机1.4GW，占比10.7%；光伏装机容量7万千瓦，占比仅0.5%，同期风光装机占比由8.4%增至11.2%。公司总发电量呈稳步上升，2017-2021年发电量由475亿千瓦时增至572亿千瓦，其中2021年由于火电业务盈利下行影响，公司发电量微降0.9%至572亿千瓦时，其中火力发电541亿千瓦，同比降低2.8%，新能源发电31亿千瓦，同比增长53.2%。受社会用电量增加影响，2022H1公司完成发电量290亿千瓦时，同比增长6.68%。

煤电联营业绩增长稳健，2022Q1利润超预期增长。2017-2021年公司营收由118亿元增至189 亿元，保持稳步增长，2022Q1同比高增45%至55亿元；归母净利润方面，由于行业煤价高企，电价上涨幅度不及煤价，2020年和2021年归母净利润有所下滑，分别为7.6亿元和4.5亿元，分别同比降低31%和 40%，2022Q1公司由于销售电价进一步上升，叠加控本能力突出，实现归母净利润5亿元，同比增长188%。根据公司最新发布的业绩预告，2022 H1公司发电量、售电单价稳步上升，预计实现归母净利润10.4-12.5 亿元，同比增加136%-182%

煤炭销售毛利占比扩大至70%，有效对冲电力毛利下行。2017-2020年公司营收以电力为核心，2021年电力营收占比达86%；2017-2020年煤炭业务毛利占比略低于20%，2021年由于煤价高企，煤炭销售毛利占比大幅由18.5%增至70%。

1.2 成本管控提升盈利能力，充沛现金流保障业务转型

标煤价格上涨提升22Q1综合毛利率，煤炭/电力业务毛利率分别为66%/4.5%。近两年来电煤价格持续上涨，叠加2021年乌达莱风电项目转入商业化运营，公司电力销售毛利率持续下行，2021年同比下降8.6pp至4.5%；煤炭销售毛利率66.3%，同比大增23.8pp；热力业务毛利率-46.5%，同比下降36.2pp。2022Q1煤炭业务对整体盈利能力提升显著，煤炭业务毛利率达66.3%，电力业务降至4.5%（仍显著领先），推动Q1整体毛利率增至18.6%，净利率回升至11.8%。

业务协同优势凸显，公司盈利能力领先火电龙头。2021年电煤价格的非理性上涨使得燃料成本大幅上涨，煤电企业和热电联产企业持续大幅亏损，8-11月集团煤电板块亏损达100%，全年累计亏损面达80%。2021年内蒙华电、国电电力、华能国际、大唐发电、华电国际毛利率分别为10%/7%/0%/-6%/-1%，2022Q1则毛利率分别为16%/12%/3%/8%/2%。另一方面，应国家政策要求淘汰不达标火电机组，同期国电电力/华电国际/华能国际/大唐发电分别计提资产减值损失18.4/29.3/0.9/11.7亿元。公司燃煤机组均已按环保要求实现了超低排放,厂用电率、发电水耗等能耗指标行业领先，有效缓解了火电企业亏损局面，综合毛利率、归母净利润跌幅均领先同行。

财务费用率近5年来持续下降。近年来公司持续推进债务结构优化，2021年成功发行了15亿元3+N可续期公司债券，发行利率 3.32%，创内蒙古自治区近三年来同品种同期限票面新低；10 亿元超短期融资券，发行利率 2.49%，为全国首批、内蒙古首单能源保供债券，创公司直接债务融资同期限历史最优水平。2021年公司财务费用同比减少 1.1 亿元，同比下降 13%，财务费用率3.9%，同比下降1.6pp，连续5年下降，比2017年下降4.4pp；公司管理费用率常年稳定在0.2%低位，体现出卓越的费用管控能力。

资产负债率低去杠杆压力小。2021年受煤价高企，燃料成本大幅上行影响，大型煤电发电集团资产负债率均有提高，而公司充分发挥运营能力和煤电一体化优势，资产负债结构持续优化。具体来看，2021年国电电力、华能国际、华电国际和大唐发电的资产负债率分别为72%、75%、66%、74%，分别同比提高5pp、7pp、7pp与6pp，同年公司实现资产负债率54%，同比下降4pp，连续5年降低，去杠杆压力小于行业

货币资金充沛，现金流充裕可支撑投资转型。2021年公司加强资金集中管控，增加电费结算现金比例，在手货币资金7.8亿元，同比增长164%。另一方面，燃料价格上涨导致购买商品接受劳务支付的现金增加，公司经营性净现金流小幅下降至30.9亿元，近五年来保持 30 亿元以上，现金流充沛，可为后续转型新能源提供充足的资金支持。

2.

扎根内蒙资源丰富，煤炭业务量价齐增

2.1 内蒙煤炭资源丰富，增产保供产能翻倍

煤电一体项目选址鄂尔多斯，煤炭资源得天独厚。鄂尔多斯是全国重要的能源和战略资源基地，产业基础雄厚、区位优势突出。公司前瞻性布局煤炭业务，选址内蒙鄂尔多斯市准格尔旗全资持有魏家峁煤电一体化公司。2021年全国规模以上煤炭企业原煤产量40.7亿吨，其中内蒙古自治区规模以上煤企产量10.4亿吨，全国占比25.5%，仅次于山西省，其中鄂尔多斯市原煤产量占全自治区产量 64.4%。

增产保供密集出台，魏家峁煤矿核准产能增长近70%至1200万吨/年。自去年四季度以来，国家密集出台煤炭增产保供政策，并于今年明确提出年内新增煤炭产能3亿目标。公司魏家峁露天煤矿煤质好、资源储备丰富，已纳入重点保供煤矿范围，近年来魏家峁公司产能产量持续扩张，2017-2021年公司煤炭产量从560万吨增长至710万吨，2021年同比增长18.4%；2022年4月已正式核增至1200万吨，预计2022年有望完成产能目标1200万吨，将实现同比增长69%。

魏家峁露天煤矿储备丰富，可供开发超50年。2021年末公司在建工程账面余额6.7亿元，其中煤矿项目2.7亿元，占比41%。魏家峁露天煤矿可采储量6.3亿吨，若按核增后年产1200万吨的开采量，可供开发超50年。

2.2 煤炭业务量价齐升，煤电一体业绩稳定

2021年煤炭业务量价齐增推动营收大增，2022年煤价整体仍然较高。2021年受产能不足、进口煤配额限制等因素影响，2021年10月秦皇岛动力煤平仓价大幅上涨至2431元/吨，达到历史最高位，其后受政策打击大幅回落。受益于煤价高涨，公司2021年煤炭平均销售单价545元/吨（不含税），同比增长86%，全年合计销售煤炭366万吨，同比增长11%，共实现营收20亿元，同比增长106%。2022年3月受俄乌冲突、印尼禁令影响，4-5月进入消费淡季叠加国内疫情爆发，终端煤耗下降明显，煤价短暂冲高至1531元/吨后承压下跌。随着国内外形势好转，长协煤督察力度加大，2022年7月全国煤炭中长期合同签订总量超过全国煤炭需求总量的75%以上，煤价逐步趋稳。6月后煤价在1231元/吨小幅波动，22年至今仍保持1174元/吨的较高价格水平，较去年同期增长明显。2022H1公司煤炭销售平均单价完成 482元/吨（不含税），同比增长 9.6%。

公司灵活提高自用比例，魏家峁公司创收能力进一步增强。公司煤炭业务以外销为主，历年外销占比持续保持在50%以上。2021年公司发挥煤电一体优势，灵活提高自用比例，煤炭自用及内销占比48.5%，同比提高3.7pp，2022H1自用占比进一步提高至60.3%。2021年受益于煤价高涨和产能扩张，魏家峁公司充分发挥协同优势，实现营业收入39.7亿元，同比增长54%。

魏家峁公司净利润大幅增长，有效对冲公司整体业绩下行。2021年电煤价格的非理性上涨大幅拉升燃料成本，8-11月部分集团的煤电板块亏损达100%。其中公司旗下的上都发电厂、聚达发电厂及和林发电厂全年亏损超1.5亿，魏家峁煤电一体公司通过煤炭高价外销获取高额利润、自用及内部销售拉低火电燃料成本，有效缓冲燃料成本高企带来的业绩下行。2017-2021年魏家峁公司对内蒙华电归母净利润的贡献率维持在65%以上高位，其中2021年魏家峁公司实现净利润14.6亿元，同比增长149%，有效对冲公司其他资产亏损。

3.

煤电协同成本占优，电价提升盈利领先

3.1 聚焦蒙西华北电网，电价提升困境反转

省内外用电需求增长强劲，公司跨区域送电优势突出。公司所有发电资产位于内蒙古，按消纳区域来看，公司所发电量保证内蒙古自治区外，还向华北、京津唐等电力需求旺盛的地区输送。一方面，内蒙古高耗能企业密集，2017-2021年内蒙古工业用电量由2531亿千瓦增至3450亿千瓦时，持续5年正增长；另一方面，由于用电规模持续扩张，2021年北京/天津/河北地区电力供需缺口分别为760/182/781亿千瓦时，跨省送电区域电力供需缺口进一步扩大，为公司电力消纳提供保障。

布局聚焦蒙西和华北区域，蒙东占比极低。2021年公司装机规模保持平稳，其中蒙西电网装机容量723万千瓦，占比56%；华北电网552万千瓦，占比43%，蒙西和华北电网装机规模合计超99%。蒙西和华北发电规模分别为337/233亿千瓦时，合计占比达99.7%。受煤电成本上升影响，出于盈利性考虑优化发电时序，2021年公司向蒙西电网所发电量有所减少；2021年乌达莱风电项目投入商业运营，华北电网发电量有所上升；蒙东电网装机量保持9.9万千瓦，2021年仅完成发电量1.9亿千瓦时，占比0.3%。

凭借扩区域送电优势，公司利用小时数大幅高于平均水平。近年来国家在大力推动能源结构转型，可再生能源利用效率得到显著提高，火电利用小时数不可避免地出现下降。2021年公司、内蒙古和全国发电设备利用小时数分别为4502/3907/3817小时，公司跨区域送电优势显著，旺盛省外需求推动电力消纳，使公司发电利用小时数明显高于内蒙和全国平均水平。其中蒙西/华北和蒙东利用小时数分别为4666/4329/1942小时，蒙东电网利用小时数较低，主要由于项目以风电为主，同时公司在蒙东地区的装机、发电布局逐渐缩减。

售电单价大幅上涨，2022Q1上网电量同比增长15%。受燃料成本急剧上升影响，2021年公司实现上网电量530亿千瓦，同比降低0.9%。一方面随着全国用电量保持稳步增长，供暖季北方地区需求旺盛拉动发电侧、上网电量同比上升，2022H1公司实现上网电量269亿千瓦时，同比增长6.5%；另一方面公司深入市场化交易，近几年来电力销售均价大幅提升，2021年实现售电均价309元/兆瓦时，同比增长18.6%，2022H1进一步上浮至372元/兆瓦时，同比增长34%。

蒙西和华北电网售价高企带动营收提高，蒙东营收减少但占比小。1）蒙西电网蒙西电网机组售电量比上年同期减少10.8亿千瓦时，但售电单价增加74.2元/千千瓦时，使得蒙西地区售电收入同比增长34%；2）华北电网公司直送华北电网机组售电量同比增加 6.02亿千瓦时，主要为乌达莱风电项目转入商业运行。售电单价增加10.6元/千千瓦时，使得华北电网地区售电收入同比增加6.8%；3）蒙东电网公司向蒙东售电量比上年同期减少497万千瓦时，售电单价降低13.5元/千千瓦时，售电收入同比下降5.6%。

3.2 煤电协同叠加市场化交易，火电盈利行业领先

公司火电板块装机保持稳定，以高参数为主且布局合理。2021年末公司可控煤电机组共28台，总装机容量11.4亿千瓦，未有新增煤电项目。其中660/600/200MW机组各6台，330MW机组8台，660/600MW大容量机组容量占比分别为35%和32%，合计占比67%，且主要位于鄂尔多斯、锡林郭勒盟和呼和浩特等煤炭资源丰富及耗电量高的地区。2017-2021年公司火电发电规模从421亿千瓦时增长至541亿千瓦时，其中2021年发电规模同比减少2.8%，主要是受电煤价格持续高企影响，公司主动优化发电时序，2022H1火电发电量则同比大幅增长7.1%至273亿千瓦时。

深度参与市场化交易，蒙西火电售价较基准价上浮11%。自2021年10月15日起，蒙西电力交易市场燃煤发电交易价采取“基准价+上下浮动不超过20%”方式（电价区间在226.3~339.5元/兆瓦时），而钢铁/电解铝/焦炭等高耗能企业市场交易电价不受上浮20%限制。公司深度参与市场化交易，2017-2021年市场化交易电量由169亿千瓦提升至329亿千瓦，GACR达到18%；同期市场化交易占比由38.4%提升至62.1%，2022H1市场化占比大幅提高至95%。受益于市场化交易和高耗能企业客户资源，2021年公司蒙西地区火电售电价为313.5元/兆瓦时，较基准价上浮11%，22H1平均售电单价0.37元/千瓦，由于蒙西火电销售占比大，合理推断价格进一步上浮。

区位优势叠加煤电联营，入炉标煤价格大幅低于行业。一方面公司所有发电资产位于内蒙，且高参数机组分布在内蒙古鄂尔多斯、锡林郭勒等煤炭资源丰富地区。另一方面，公司前瞻性布局魏家峁煤电一体项目，煤电联营优势突显，2021年实现标煤单价619元/吨，同比增长52%，仍远低于同行，其中国电电力/华润电力/华能国际/大唐发电/华电国际入炉标煤单价分别为900/1022/1088/1099元/吨，公司的控本能力优于煤电龙头企业，盈利水平更稳定。

动力煤供需矛盾逐步解除，未来动力煤价格或将回归合理区间。2021年9月末重点电厂煤炭库存仅4584万吨，动力煤供给爬升缓慢，“迎峰度冬”日耗急剧拉升，供需矛盾日益加剧带动煤炭价格高涨。随着稳价政策密集出台，2022年1-5月动力煤总供给量同比提升明显，累计总供给量同比增加1.4亿吨；另一方面，4月全国多地疫情散发，加上5月以来来水情况好，替代部分火电需求，1-5月电力行业累计总消费量同比减少772万吨。且截至2022年4月30日，重点电厂煤炭库存量7097万吨，同比增长30.5%，库存可用天数再次提高到22天，达到2021年11月高位，重点电厂吸取去年经验，预计未来不会出现集中补库需求，动力煤价格或将回归合理区间。

根据测算，随着煤价得到控制且电价维持较高上浮比例，2022年公司火电业务税后净利润有望增加约15亿元。参考公司2021年运营数据，假设公司2022年火电装机量为1140万千瓦，火电机组平均可利用小时数微降至4700小时，火电发电量536亿千瓦时，上网电量495亿千瓦时，单位燃料成本0.200元/千千瓦时，营业税金及附加占营收比率3.59%，所得税率25%，其他电力相关费用假设在装机规模不变的情况下保持不变。如果2022年全年平均标准煤价企稳，即650元/t，煤电平均上网电价假设为0.36元/千瓦时，公司2022年火电业务将实现发电净利润增加约15亿元。

4.

集团支持叠加大基地政策，新能源业务驶入快车道

风光装机规模逐步增长，龙源风电公司单GW盈利高于同行。公司充分发挥区域资源优势，于2017年、2019年先后收购龙源风电和察尔湖光伏项目。截至2021年末，公司新能源装机容量达145万千瓦，其中风电138万千瓦，光伏7万千瓦。龙源风电选址内蒙古锡林郭勒盟，弃风率低，2021年龙源风电/三峡能源/龙源电力/江苏新能/大唐新能源单GW归母净利润分别为3.9/2.5/2.4/2.0/1.4亿元。

公司新能源业务有望驶入快车道，一方面得益于华能集团大规模规划支持。公司实控人华能集团于2019年提出重点布局新能源“两线”“两化”战略，其中“北线”战略是在“三北”地区，依托特高压送出通道起点，布局风光煤电输用一体化大型清洁能源基地，计划2025年低碳清洁能源装机占比50%以上。2016-2020年华能集团清洁能源装机容量由4797万千瓦提升至7192万千瓦，其中2020年华能集团风电装机容量2530万千瓦，光伏645万千瓦，清洁能源装机占比由29%提升至37%，距离50%的目标仍有较大的提升空间。内蒙华电作为华能集团在内蒙地区的唯一上市平台，有望承接华能集团在内蒙的装机规划。

内蒙风光资源丰富，按照“十四五”规划未来内蒙年均新增新能源装机2062万千瓦。内蒙风光资源丰富，2021 年内蒙古平均风速达7.2m/s，平均风功率密度364W/㎡，居全国之首；固定式发电最佳斜面总辐照量仅低于西藏和青海。内蒙古人民政府积极响应国家号召，《“十四五”可再生能源发展规划》中提出重点建设蒙西、蒙东千万千瓦级新能源基地，“十四五”时期自治区可再生能源发电装机达到1.35亿千瓦以上，其中风电8900万千瓦、光伏发电4500万千瓦。2021年内蒙古新能源总装机容量仅5291万千瓦，为满足规划要求“十四五”时期内蒙古自治区的新能源装机规模将翻一倍，未来每年平均新增装机需达2062万千瓦。

另一方面，公司有望于受益于内蒙大基地项目规划。以风电、光伏为代表的相关扶持政策密集出台，以沙漠、隔壁、荒漠地区为重点的“风光大基地”成为新能源建设排头兵。2021年11月国家层面提出建设第一批以沙漠、戈壁、荒漠地区为重点的大型风电、光伏基地项目，规模总计97GW，其中内蒙建设规模最大，覆盖3个800万千瓦沙漠戈壁荒漠地区项目，以及5个1220万千瓦外送项目。内蒙古政府积极跟进，提出“十四五”打造45GW风光大基地，打造蒙西、蒙东千万千瓦级新能源基地。

有望利用火电灵活性进行调峰，打造风光储一体化项目。1）灵活性电源可以缓解电力供需错配，通过在电力供不应求时“向上调节”增加出力、供大于求时减少出力，从而减少发电废弃，尽快恢复供需平衡；2）灵活性改造将提高电企利润水平。一方面，灵活性电源可以获得新能源调峰补偿收益，另一方面通过智能化响应现货市场，在低电价时段减少出力减少亏损，在高点加时段快速启机获取利润。根据国家能源局《关于2021年可再生能源电力消纳责任权重及有关事项的通知》，2022年内蒙古自治区可再生能源电力消纳责任权重为21.9%，出力的不稳定性以及与负荷曲线的错配使得新能源消纳成为制约我国能源转型的关键。受资源禀赋限制内蒙古抽水蓄能电站资源少、现阶段储能规模不足，内蒙古自治区为此提出，到2025年内蒙古完成煤电机组灵活性改造3000万千瓦，拥有燃煤机组的发电企业实施火电灵活性改造后，增加的调峰空间，按不低于50%的比例建设“市场型”消纳的新能源电源，在不占用大电网公共调峰资源的基础上，实现“风光火储一体化”发展。2021年末，内蒙古火电装机容量9834万千瓦，其中公司火电装机规模占12%，有望利用火电灵活性进行调峰，采取风能、太阳能、煤炭等多能源品种发电相互补充，打造风光储一体化项目。

两个火电灵活性改造项目计划年内完工，配套85万千瓦光伏项目。2021年公司经营性净现金流超30亿元，资产负债率54%，为参与火电灵活性改造提供强有力的资金保障。公司紧密跟踪煤电灵活性改造等政策动向，进一步提高清洁能源和高参数大容量高效火电机组的比例，截至2021年末公司在建工程余额为6.7亿元，其中技术改造项目余额2.1亿元，占比32.1%。此外，报告期内公司旗下聚达公司灵活性改造促进市场化消纳38万千瓦新能源项目、和林发电公司火电灵活性改造促进市场化消纳新能源光火一体化47万千瓦光伏发电项目已收到备案通知书，总投资规模近40亿元，并预计年内建成。

5.

盈利预测与估值

5.1 盈利预测

公司主营业务可主要分为电力、煤炭、热力三大板块。对于电力业务，考虑到公司未来加大风光投资力度，我们按能源类型对分部收入及成本进行了以下关键假设

假设1对于火电机组，2022-2024年装机量保持稳定，利用小时数逐年下降，分别为4700/4550/4200小时，售电均价逐年下降，分别为每千瓦时0.3600/0.3500/0.3300元；

假设2对于风电机组，根据公司十四五规划，2025年新能源装机比例达50%，2022-2024年装机量分别为184/304/484万千瓦，得益于海风投产和新能源消纳问题的改善，利用小时数逐年增加，分别为2550/2580/2600小时，售电均价分别为每千瓦时0.4000/0.3900/0.3800元；

假设3对于光伏机组，2022-2024年装机量分别为47/127/247万千瓦，得益于新能源消纳问题的改善，利用小时数逐年增加，分别为1700/1750/1760小时，由于平价项目占比提升，售电均价逐年下降，分别为每千瓦时0.7400/0.7000/0.6800元；

假设4对于煤炭燃料成本，考虑到国家控煤价决心强，2022-2024年入炉标煤价格分别为每吨650/610/580元；

对于煤炭和热力销售业务，我们结合过往运营数据以及煤炭供需情况，对分部收入及成本进行了以下关键假设

假设5对于煤炭业务，考虑到22年整体煤价仍维持在较高区间，公司产能翻倍，预计22-24年煤炭业务收入增速为70%/15%/10%，毛利率为67%/64%/62%；

假设6对于热力业务，考虑到国家控煤价决心强，预计22-24年业务收入增速为20%/15%/8%，毛利率为-30%/-15%/-5%。

基于以上假设，我们预测公司2022-2024年分业务收入成本如下表

5.2 相对估值

综合考虑各业务板块，我们给予23年2.5倍PB，对应市值346亿，目标价5.3元。考虑到业内煤电联营企业较少，分部业务数据缺失，我们选取火电企业和煤炭企业对公司进行整体估值。华能国际、大唐发电、赣能股份电源结构皆以火电为主，近年来开始加大清洁能源比重，与公司业务构成及未来规划相似，作为公司电力板块可比公司，平均PB为2.38倍；山煤国际、兖矿能源、陕西煤业业务均以煤炭采掘销售为主，作为煤炭业务的可比公司，平均PB为2.66倍。2022Q1公司每股净资产为2.12元，考虑到公司拥有火电成本优势，各业务协同效应显著，且未来具有大规模风光装机规划，因此，我们给予公司2023年2.5倍PB，预计公司2023年总市值为346亿，对应目标价5.3元，首次覆盖，给予“买入”评级。

6.

风险提示

政策风险，煤价电价波动风险，新能源发展不及预期

西南证券地产&公用事业研究

池天惠 地产&公用事业组组长

电话13003109597

邮箱cth8938935.com

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