首页一、内蒙华电：内蒙古首家上市公司，煤电一体化优势突出
（一）内蒙古首家上市公司，供电至蒙西、蒙东、华北三地
大股东为北方联合电力、实控人为华能集团，股东实力雄厚。截至2023年3月末， 大股东北方联合电力直接持股公司50.64%，实际控制人为华能集团。公司控股股东 北方联合电力为华能集团内蒙古西部地区发电资产及煤炭的运营主体，公司为北方 联合电力煤电一体化业务的最终整合平台。2022全年公司实现营收230.66亿元、归 母净利润17.62亿元，同比增加255.9%；2023年一季度归母净利润8.61亿元，同比 增加73.2%，业绩持续改善。
内蒙古首家上市公司，控股装机达13GW。公司是内蒙古自治区首家上市公司，截 至2023年3月末，权益装机达15.62GW；已投运发电厂共计17家，控股装机达 12.85GW（大部分为100%持股），其中燃煤发电11.40GW，占88.74%；新能源装 机1.45GW，占11.26%；公司拥有供热面积3000余万平方米、煤炭产能1200万吨。 十四五期间公司顺应能源绿色低碳转型，2025年发电装机容量拟达20GW，新能源 装机比重达到50%。
【资料图】
发电资产遍布自治区八个盟市，主要向蒙西等三地区供电。公司的全部发电资产均 位于内蒙古自治区境内，主要向蒙西电网、华北电网、东北电网（内蒙古东部电网） 供电。蒙西地区风光装机0.87GW，火电装机6.36GW；蒙东地区为风电0.10GW； 华北地区主要有：（1）“点对网”东送的上都电厂（3.72GW）；（2）通过特高 压直送的魏家峁公司电厂（1.32GW）及乌达莱风电（0.475GW）。
2022年归母净利润同比大幅增长255.9%，2023年一季度归母净利润同比大幅增长 73.2%，煤电一体化优势显著。受益于装机不断增长，电量提升带动近年公司营收 体量稳步增长。2021年受制于煤价攀高影响，公司归母净利润降至4.52亿元（同比 -40.4%）。2022年公司通过增加煤炭内部供应、进一步发挥煤电一体化协同优势， 实现营收230.66亿元（同比+21.4%）、归母净利润17.62亿元（同比+255.9%）。 2023Q1实现归母净利盈利8.61亿元（同比+73.2%），同期毛利率、净利率已分别 升至24.5%、14.3%，业绩持续改善。
（二）煤电一体化优势显著，2022 年电力毛利率接近 16%
电力业务量价齐升、营收同比+26.4%，煤炭业务因销售价格下降等因素、营收同比 -12.4%。分业务来看，2022年公司电力业务实现营收207.7亿元（同比+26.4%）， 售电量达566亿千瓦时（同比+6.5%）、售电单价达366元/兆瓦时（不含税，同比 +18.8%）。煤炭业务实现营收17.48亿元（同比-12.4%），主要系2022年煤炭销售 价格下降，对外销售价格为460.66元/吨（同比-15.5%）。
机组利用效率方面，受区域电力市场等因素影响，公司平均机组利用小时数有所下 降（2022年保供责任突出、利用小时数有所提升），但公司蒙西电网火电机组利用 效率超过地区平均水平，上都电厂和魏家峁电厂利用效率高于“点对网”及特高压 外送平均水平。此外，公司承担供热责任的机组占比较大，2021年以来由于供热量 持续增加，分摊的煤耗有所上升，故公司发电标准煤耗呈下降态势。
煤电一体化优势显著，2022年电力毛利率接近16%。公司煤电机组占比达88.74%， 煤炭价格对其发电及供热成本影响很大，2022年煤价仍在高位，公司通过增加煤炭 内部供应、对外销售量降至43.5%，有效控制煤电燃料成本（2022年标煤单价为 672.54元/吨），电力业务实现毛利润31.92亿元、毛利率升至15.4%。
（三）财务杠杆水平不断优化，经营现金流持续改善
总资产规模呈小幅下降态势。乌达莱风电的投产使得在建工程规模大幅降低。公司 资产以固定资产为主（2023年3月末占总资产58.89%），2020年以来伴随固定资产 折旧规模的增加，公司总资产规模呈小幅下降态势；2020年末乌达莱风电全容量并 网、而后公司在建工程规模大幅降低，2023年3月末为7.25亿元。受参股火电企业盈 利能力减弱影响，2021年末长期股权投资规模降至17.53亿元，2023年3月末已回升 至19.32亿元。
受参股电厂多为火电影响，2021年公司投资收益亏损0.48亿元、2022年已回正。公 司长期股权投资企业主要包括岱海发电（京能电力持股51%）、国华准格尔发电（神 华国电持股65%）、包头东华热电（华电集团持股75%）等；其他权益工具投资主 要包括大唐托克托发电、大唐托克托二电等，火力发电占绝大部分。 2021年受燃料成本上涨影响、火电厂盈利承压，长期股权投资收益亏损2.09亿元（同 比-272%）、其他权益工具投资股利收入为1.60亿元（同比-23.3%）；2022年受益 于电价上浮、煤价环比下降，长期股权投资收益回正至1.80亿元。
总债务规模有所下降，2023年3月末资产负债率降至45.9%。2021年由于“蒙电转 债”触发赎回条款，公司提前清偿债券余额、同时进行债务置换，因而债务规模有 所下降，2023年3月末资产负债率已降至45.9%。此外，公司分别于2018、2020年 发行20、10亿元永续债，若考虑加回永续债后、2023年3月末资产负债率为53.4%。
历年经营现金流净额均为正，2022年投资现金流同比有所提升。2021年受燃料成本 上升影响，公司经营现金流净额降至30.94亿元（同比-20.9%）；2020年末乌达莱 风电全容量并网后，公司投资支出规模不大且较为稳定，经营现金流可完全覆盖。 2022年公司筹资现金流净流出39.77亿元，主要系偿还债务60亿元影响；同期投资 现金流净流出11.01亿元、同比小幅提升，参考2025年发电装机容量拟达20GW、新 能源装机比重达到50%的发展规划，未来有望加快投资建设步伐。
1994年上市至今累计现金分红22次（已实施），近年分红率保持在60%以上。公司 历年现金流稳定且充裕（近20年经营现金流均为正），近5年分红率保持在60%以上， 同时公司承诺2022-2024年每年以不低于可供分配利润的70%进行分红且每股派息 不低于0.1元人民币（含税）。2022年度公司拟向全体股东每10股派发现金红利1.64 元（含税），合计拟派发现金红利10.70亿元；对应税前股息率为4.01%（2023年6 月1日收盘价），远超火电同业。
二、煤电联营优势不断增强，期待火电业绩持续修复
（一）魏家峁产能如期释放，巩固煤电联营优势
煤炭产能政策陆续出台，加速优质产能释放。2021年国际市场能源价格大幅上涨， 国内电力、煤炭供需持续偏紧，2021年10月国常会提到“要在保障安全生产的前提 下，推动具备增产潜力的煤矿尽快释放产能”；同期内蒙古自治区能源局发布《关 于加快释放部分煤矿产能的紧急通知》，列入国家具备核增潜力名单的72处煤矿（共 计新增产能9835万吨/年，公司魏家峁煤矿新核准产能600万吨/年），可临时按照拟 核增后的产能组织生产。
2022年魏家峁煤炭产量达872万吨，同比增长22.8%。公司所属全资子公司魏家峁 公司列入国家具备核增潜力名单煤矿范围、新增产能600万吨/年（增幅100%），2021 年魏家峁公司煤炭生产量已升至710万吨，同比+18.3%；2022年煤炭产量达872万 吨，同比+22.8%，预计1200万吨煤炭产能有望在2023年全部释放。公司煤电一体 化属性突出，2021年下半年至今煤价高位震荡、公司加大煤炭自用比例，2021Q4、 2022Q1、Q2、Q3、Q4煤炭自用比例分别达63.4%、64.5%、56.4%、59.1%、48.6%， 较此前40%~50%比例显著提升；2023Q1煤炭自用比例再次升至52.3%。
公司度电利润显著高于同业，较低标煤单价优势突出。对比同业来看，公司历年标 煤单价显著低于同业水平，主要系内蒙古为产煤大省、火电厂为坑口电站，因而标 煤单价中运输成本占比较低，对应的火电上网电价亦低于全国平均水平（蒙西、蒙 东电网燃煤标杆电价分别为0.2829、0.3035元/千瓦时）。但从度电利润角度来看， 近两年受制于高煤价、火电公司均为亏损，但公司于2021Q4率先恢复盈利、度电盈 利显著优于同业，煤电一体化优势凸显。
（二）量价齐升叠加煤价改善，看好火电业绩修复
公司火电主要送蒙西、华北电网，蒙西电量约占全部的60%。截至2022年末，公司 火电装机容量为11.40GW，其中送蒙西电网火电为6.36GW（占比55.8%），送华北 电网火电为5.0GW（占比44.2%）。伴随装机投产及利用小时数的提升，公司近年 火电发电量不断增加，2022年火电发电量为576.21亿千瓦时（同比+6.5%），其中 送蒙西为340.30亿千瓦时（同比+7.3%），送华北为235.91亿千瓦时（同比+5.4%）。
历年火电电价较标杆折价较多，2021开始有所改善，2021年、2022年电价分别同 比大涨18.7%和20.7%。回顾历史，公司送蒙西电网火电上网电价基本处于折价状态， 2022年大幅增至426元/兆瓦时（含税，下同）、较蒙西燃煤标杆电价（283元/兆瓦 时）溢价50.73%；送华北电网上网电价较标杆折价程度逐年收窄，至2022年公司华 北电价超越标杆电价（京、津、冀燃煤标杆电价分别为360、365、372元/兆瓦时）。 2022年受益于燃煤电价上浮空间升至20%，公司火电加权电价升至412元/兆瓦时（同 比+20.7%）。
送蒙西火电利用小时反超省内均值，送华北火电利用小时有所下降、但仍在高位。 从经营角度而言，公司送蒙西电网火电机组近年利用小时数提升显著、近三年超过 省内火电均值，2022年达5351小时、超过内蒙古火电利用小时数344小时；送京津 冀电网上都及魏家峁电厂利用小时数显著高于所在电网区域火电均值，省外电厂优 势显著。
市场煤价格下降叠加长协煤管控趋严，看好火电燃煤成本下行。截至2023年6月1日， 秦皇岛5500大卡煤价已下降至795元/吨，相较上一年高点降幅达50.3%；长协煤方 面，11月17日，国家发改委召开会议，基于10月31日印发的《2023年电煤中长期合 同签约履约工作方案通知》、提出“963”新规，强化保供思路不改。伴随电煤中长 期合同签约量由之前的26亿吨提升至29亿吨、优选贸易商、同时下调基准价格等， 我们认为电煤的管控侧持续增强，坚定看好长协签约履约率提升。
电价高位保持+燃料成本改善下，测算火电边际利润有望大幅改善。参考历史数据， 计算2019~2022年公司火电度电毛利润分别为0.037、0.026、0.001、0.043元/千瓦 时，假设公司火电利用小时数在5000小时左右、煤耗同比持平，当上网电价为0.42 元/千瓦时（含税）、标煤价格为616元/吨时，对应度电毛利润约0.062元/千瓦时， 伴随煤价的回落或电价的进一步提升，公司火电度电利润边际改善显著。
考虑公司为煤电一体化模式，综合考虑火电及煤炭业务利润整体进行敏感性测算。 基于公司一年570亿千瓦时火电发电量、煤耗306克/千瓦时，计算年均所需煤炭约 1745万吨。假设公司煤炭自用比例保持60%不变（对应720万吨，约占全部所需煤 炭41%），设定长协煤炭占比80%（对应外采长协煤676万吨）、市场煤价580元/ 吨、长协煤价460元/吨为基准情景，则当市场煤价跌破460元/吨时（蒙西地区（5500 千卡）煤炭中长期交易价格合理区间为260-460元/吨），公司火电+煤炭总利润边际 减少。
三、内蒙地区与华能集团绿电规划广阔，窗口临近建设 有望加速
（一）自治区风光资源优渥，积极推行火电灵改匹配风光
十四五末内蒙古新能源装机拟达135GW，较2022年末增长1.23倍。2022年2月28 日内蒙古发布《“十四五”可再生能源发展规划》，提出到2025年全区新能源装机 规模达到1.35亿千瓦以上、新能源装机比重超过50%。截至2022年末，全区新能源 装机达60.42GW、新能源装机及发电量占比分别为35.9%、18.4%；参考2025年政 策目标，2022~2025年新能源装机CAGR达30.7%。
内蒙古风光大基地项目已批复装机超50GW，库布齐、乌兰布和、腾格里、巴丹吉 林沙漠基地规划装机284GW。2022年2月26日，国家发改委、国家能源局发布关于 印发《以沙漠、戈壁、荒漠地区为重点的大型风电光伏基地规划布局方案》的通知， 根据方案规划：到2030年，建设风光基地总装机约4.55亿千瓦；其中，库布齐、乌 兰布和、腾格里、巴丹吉林沙漠基地规划装机2.84亿千瓦。2021年国家第一批风光 大基地中，内蒙古共8个风光大基地项目合计20.2GW；2022年第二批中，内蒙古入 选5个大型风电光伏基地项目共计11.88GW；2022年9月发改委发文同意由华能集团、 三峡集团牵头大基地项目共计24GW。综上，内蒙古风光大基地项目已批复装机超 50GW，较2030年284GW装机规划仍具备广阔发展空间。
内蒙古风、光资源优渥，利用小时数均居全国前列。内蒙古地势平坦，风光资源丰 富，风光利用小时数高于全国平均水平。根据国家统计局披露数据，2022年内蒙古 风电利用小时数为2532小时、居全国第四，全国风电平均水平2221小时、高出311 小时；2022年前11个月光伏利用小时数为1548小时、居全国第三，同期全国平均水 平为1260小时、高出288小时。
伴随风光发电量占比的快速提升，新能源消纳压力显现。电力系统运行要求实时平 衡，而新能源发电出力具有随机性、波动性、间歇性特点，因此随着新能源渗透率 提升，电力系统调节压力快速增长。当电力系统调节能力不足时，即会出现弃风弃 光等问题。近两年内蒙古新增风光装机大幅并网，2022年发电量占比迅速升至18.4%， 风光消纳压力显现，根据全国新能源消纳预警中心披露数据，2022年上半年，蒙西、 蒙东风电单月利用率一度低于90%。
由于弃风弃光率较高，并基于自身火电充足基本情况，内蒙古积极推行火电灵改匹 配风光。内蒙古作为我国煤炭资源大省之一，火电为其主要发电方式，2021年全区火电装机达98.34GW、占全部装机的63.8%，火电发电量占全部发电量的81.7%。 2022年8月，内蒙古自治区能源局提出火电灵活性制造改造，按照新增调节空间1:1 确定新能源规模。11月，公布29家纳入改造的火电厂名单，改造后新增调节能力514.1 万千瓦，配建新能源514.1万千瓦。
（二）火电灵改+强现金助力，2025 年新能源装机达 50%
十四五末新能源装机占比50%，测算发电量占比有望超45%。公司在2022年上半年 业绩说明会上公开表示，到2025年力争装机容量达到20GW，新能源装机比重达到 50%。假设2025年新能源装机为10GW，则2022~2025年装机CAGR达130%，新能 源发电量占比有望达到46.7%，公司转型目标基本实现。
华能集团到2025年新能源装机新增80GW以上、清洁能源占比达50%以上，期间旗 下电力平台华能国际拟新增新能源装机超40GW（2025年达55GW）、华能水电澜 沧江上游规划光伏10GW。内蒙古自治区作为我国重要的发电和能源基地、十四五 新能源发展规划空间大，相较华能国际面向全国、华能水电基于澜沧江，公司深耕 电力业务二十余载，十四五期间有望基于内蒙古优渥风光资源、实现新能源发电业务的快速成长。
公司已通过灵活性改造两个火电厂获得新能源备案，期待未来持续推进。2021年公 司通过对下属达拉特发电厂（2x600MW）、和林发电厂一期（2x660MW）进行灵 活性改造，分别于2021年11月、12月获得380、470MW新能源项目备案。2023年3 月，公司暖水600MW风电项目获得核准，目前公司新能源在建及储备项目共计 1.45GW，全部建成后公司新能源装机占比将提高9个百分点。参考截至2022年末， 公司火电装机达11.40GW，灵活性改造空间广阔，公司未来有望通过火电灵活性改 造新增调节空间获配风光。
考虑“火+新”打捆发电，则利润可由火力基础发电、火电调峰及新能源发电三部分 构成，此处以一台600MW火电机组改造至可下降至25%负荷运行为例，则参考内蒙 古新增调节空间1:1匹配新能源为（50%-25%）*600MW=150MW（此处以150MW 光伏项目为例）。 （1）火电调峰（深度调峰及启停调峰）：假设改造成本为65元/千瓦；标煤单价为 580元/吨。深度调峰方面，假设调峰频率为180次/年（负荷均降至25%），单次时 长为6小时，调峰补偿价格为0.25元/千瓦时，煤耗增加73克/千瓦时，维护、耗油等 运维成本增加1.6万元/小时。启停调峰方面，假设启停补偿为110万元/次，启停次数 为10次/年。 （2）光伏发电：假设单位投资成本为4元/瓦，资本金占30%，贷款利率为4.5%；考 虑内蒙古风光资源充裕、利用小时数为1500小时/年，上网电价为蒙西地区燃煤标杆 上网电价0.2829元/千瓦时。 （3）火力基础发电：标煤单价580元/吨时，预计公司火电实现盈利，假设基础发电 部分利用小时数为3000小时、度电盈利0.03元。 在以上关键假设的基准情形下，三者整体项目资本金IRR为5.86%。
十年维度看公司自由现金流充裕，期待后续加快绿电建设。受益于火电资产的持续 运营，公司历年自由现金流较为充裕、基本保持在40~70亿元之间；2023年一季度 经营现金流净额达13.16亿元（同比+78.5%），主要受益于盈利同比恢复，同期投 资现金流净流出-3.27亿元，自由现金流（经营-投资）已达16亿元。参考公司历年资 本性支出在20~30亿元左右，近年分红在5~10亿元左右，自由现金流可有效覆盖、 融资压力相对较小。同时我们注意到，硅料价格相较此前高点已大幅回落，期待价 格回落光伏装机加速落地。公司深耕内蒙古电力业务，有望依托区内优渥风光资源、 凭借自身火电灵活性改造调峰及强现金流优势，加速绿电建设。
四、盈利预测
（一）关键业务核心假设
1.火力发电
截至2022年末，公司控股火电装机11.40GW；考虑公司“十四五”积极发展风光等 清洁能源，故暂不考虑火电机组新增。收入端，考虑内蒙古地区风光快速发展，假 设2023~2025年火电利用小时数同比分别-1%、-1%、-1%，则发电量为570、565、 559亿千瓦时；假设同期电价同比分别为+1.0%、-1.0%、0%、基本保持平稳；成本 端，假设2023~2025年公司燃料采购均价同比分别-8%、-8%、-5%。
2.新能源发电
截至2022年末，公司控股新能源装机1.45GW，结合公司十四五新能源装机拟达50% 的目标，假设2023~2025年新增风电装机容量分别为1GW、1GW、1GW，新增光 伏装机分别为1.5GW、1.5GW、1.5GW，则2025年风光累计在运装机达8.95GW。 风电业务：收入端，假设2023~2025年利用小时数均同比+2%，则发电量为45、71、 98亿千瓦时；新增平价项目电价为各地区燃煤标杆电价；成本端，假设2023~2025 年造价同比均-3%。 光伏业务：收入端，假设2023~2025年利用小时数均同比+2%，则发电量为14、42、 70亿千瓦时；新增平价项目电价为各地区燃煤标杆电价；成本端，考虑当前硅料、 组件价格快速下行，假设2023~2025年造价同比-10%、-8%、-5%。
（二）盈利预测与投资分析
基于对上述关键业务核心假设，预计公司2023~2025年： 电力销售营收分别为216、227、240亿元，对应毛利率分别为21.5%、25.4%、28.1%； 其中火电业务营收分别为195、191、189亿元，对应毛利率分别为18.7%、22.6%、 25.3%；其中风电业务营收分别为17.15、24.73、32.61亿元，对应毛利率分别为52.4%、 49.5%、48.4%；其中光伏业务营收分别为4.14、10.74、17.61亿元，对应毛利率分 别为25.9%、20.1%、20.2%。 热力销售营收假设以每年8%增速增长，则分别为5.3、5.8、6.2亿元，对应毛利率分 别为-24.8%、-25.6%、-34.7%。 煤炭销售营收分别为25.47、23.87、22.88亿元，假设毛利率分别为60.0%、59.0%、 58.0%。
（本文仅供参考，不代表我们的任何投资建议。如需使用相关信息，请参阅报告原文。）
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