煤铝底部已现，绿电转型加速

维持盈利预测和目标价，增持评级。维持公司2022、2023、2024年EPS 2.95、3.01、3.06元，结合可比公司PE/PB，维持公司目标价22.76元，增持评级。 与市场不同的观点：公司转型进度有望超预期。市场认为，煤企转型绿电运营不如火电转型有优势，担忧公司转型较慢，成长性较差。我们认为：1、公司以煤、铝为基，现金流充沛，转型“绿电”投资端无压力； 2、煤企可充分利用面积辽阔的采煤沉陷区建设光伏项目，土地资源优势明显；3、公司早年就开始煤电联营，拥有丰富电力运营经验。 煤企转型先锋，背靠国电投，“绿电”将成为公司盈利重要增长点。公司当前新能源业务已初具规模，在运新能源装机156.7万千瓦，背靠国电投，在项目资源获取和资金成本等方面具有较大优势，当前在建新能源装机308.6万千瓦，拟建新能源装机161.5万千瓦，有望成为国电投内蒙新能源核心平台。2022年5月公司发布定增预案，拟募集资金总额不超过40亿元用于风电项目及补充流动资金，控股股东蒙东能源拟同价认购金额不低于16亿元，彰显对公司“绿电”转型发展的信心和决心。 煤铝业务底部已现，盈利稳定现金流充沛，助力转型加速。煤、铝业务为当前公司主要营收和毛利来源，2021年毛利占比分别高达45.3%、46.2%。公司煤炭以长协为主，受益于2022年长协价提高，业绩高位稳定。电解铝已形成煤电铝一体化产业链，自备电厂，用煤自供，成本优势明显。二季度以来，铝需求下行，铝价持续下跌，随着全球商品价格企稳，铝价已企稳反弹，后续地产回暖以及制造业需求回升将支撑铝价，且公司电解铝成本优势明显，盈利能力高于同行。 风险提示：煤价超预期下跌，转型进度不及预期。 Table_Profit] 利润率和估值指标 1.背靠国电投，煤、铝为基，积极转型 1.1.背靠国电投，更名“电投能源”彰显转型决心 公司一直以来致力于延伸产业链，多元化经营，不断探索在煤炭主业上转型升级。公司成立于2001年12月18日，前身是霍林河矿务局，是全国五大露天煤矿之一。早在2014年，公司就开始布局新能源产业，投资1.7亿建立20MWp分布式光伏发电工程进入绿电运营行业；同年，收购通辽霍林河坑口发电有限责任公司100%股权布局煤电业务；2019年，收购内蒙古霍煤鸿骏铝电有限责任公司51%股权布局电解铝业务。 2021年起，在“双碳”目标指引下，公司开始大规模布局新能源领域。 图1：公司发展历程 背靠国电投，更名“电投能源”彰显积极转型新能源决心。公司大股东为中电投蒙东能源集团（简称“蒙东能源”），持股58.39%，实际控制人为国家电力投资集团，持股65%蒙东能源。国电投是五大集团中转型新能源先锋，实力雄厚，助力公司转型，2021年10月，公司由“露天煤业”更名为“电投能源”，彰显积极转型新能源决心。 公司有望成为国电投内蒙地区新能源主要平台。国电投是五大集团中转型新能源先锋，截至2021年11月，集团新能源发电装机规模超75GW，其中光伏发电装机规模超38GW，位居五大集团之首。集团“十四五”规划提出到2025年国家电投电力装机将达到2.2亿千瓦，清洁能源装机比重提升到60%的目标，集团董事长在2021年9月的一次公开论坛上提出力争到2025年，国家电投光伏发电装机达到80GW以上，即“十四五”新增光伏装机高达50GW。集团实力雄厚、转型积极、目标远大，公司作为集团旗下内蒙古地区能源上市公司，有望成为集团内蒙地区新能源主要平台，背靠国电投，在项目资源获取和资金成本等方面具有较大优势，助力公司新能源项目扩张。 图2：公司股权结构图 1.2.煤、铝为基，助力转型 公司经营结构多元化，煤-电-铝协同发展，业绩稳步增长。公司主营业务包括煤炭、电解铝和电力三大板块，受益于业务结构多元化，煤-电-铝产业链联动优势明显，近年来，除了2020年疫情冲击下利润有所下滑，公司业绩实现稳步增长，抗风险能力较强。 煤、铝业务为当前公司主要营收和毛利来源。2021年，公司营收结构中，煤、铝、电分别占比31.4%、59.3%、9.3%；毛利结构中，煤、铝、电分别占比45.3%、46.2%、8.5%，煤、铝业务为公司当前主要业绩来源。2021年至今，在煤、铝业务高景气，盈利能力提升拉动下，公司2021年营收和归母净利分别实现22.8%和71.9%的高增长，2022Q1高景气延续，营收和归母净利分别同比增长24.0%和49.5%。 图3：2022Q1营收同比增长24.0% 图4：2022Q1归母净利同比增长49.5% 图5：2021年营业收入结构 图1：2021年毛利结构 煤、铝为基， 现金流充沛 ，助力转型 。公司煤、铝业务营收质量好，2019年以来，销售商品提供劳务收到的现金/营业收入均高达90%以上，且受益于煤炭业务折旧等非现金成本占比高，公司现金流高于净利润。 传统业务现金流充沛助力公司转型，投资端无资金压力。 图7：公司营收质量好 图8：近年来，公司现金流远高于净利润 2.电力：新能源发电领域将成为公司盈利重要增长 点 2.1.煤企转型先锋，新能源业务已初具规模 煤企转型先锋，新能源业务已初具规模，当前在运新能源装机156.7万千瓦。2014年，公司投资1.7亿建立霍林河露天煤业20MWp分布式光伏发电工程，开始布局新能源产业，起步早，当前新能源产业已初具规模。根据最新统计，公司当前在运新能源装机合计156.7万千瓦（包括电解铝业务控股子公司霍煤鸿骏的自备40万千瓦风电），其中风电82.5万千瓦，光伏74.3万千瓦。 表1：公司新能源在运项目情况 2.2.内生+外延，发展空间巨大 “内生+外延”积极发展，当前在建新能源装机308.6万千瓦，拟建新能源装机161.5万千瓦。2021年，在双碳目标推动下，公司积极转型，大规模布局新能源领域，包括收购陕西中核光伏发电公司、以独资或合资等方式注册成立9家新能源公司等，并更名为“电投能源”，彰显转型决心。根据统计，公司当前在建新能源装机308.6万千瓦，拟建新能源装机161.5万千瓦，合计470.1万千瓦。 除了内生发展外，公司与股东中电投蒙东能源、关联方国电投内蒙古公司为一体化运作，截至2020年底，国电投内蒙古公司在运新能源装机235.24万千瓦，在建及核准项目755万千瓦。公司作为国电投内蒙古公司的上市平台，国电投内蒙古公司的新能源资产未来有望注入公司体内。 表2：公司新能源在建及拟建项目情况 立足内蒙，积极外拓。公司扎根内蒙，在运新能源装机中87%位于内蒙古，内蒙古风光资源丰富，风能技术可开发利用量高达1.5亿千瓦，全国第一，太阳能技术可开发量2.6亿千瓦，仅次于新疆和青海。内蒙规划到2025年新能源装机规模达到1.35亿千瓦以上，截至2022年6月底，新能源装机达到5653万千瓦，距目标还有7847万千瓦增量，公司有望成为国电投内蒙地区新能源主要平台，发展空间广阔。2021年以来，公司除内蒙外，还积极布局省外新能源项目，包括山西、吉林等地，当前在建及拟建项目中，省外项目占比达到38%，未来有望进一步扩大装机区域范围，打开更大成长空间。 图9：在运新能源装机地区分布 图10：在建及拟建新能源装机地区分布 2021年起，新增风光项目为平价项目，根据测算，蒙西和蒙东新增平价风电项目单位千瓦净利润分别为310、360元，新增平价光伏项目单位千瓦净利润分别为150、180元。 核心假设如下： 1、假设新增风电和光伏单位千瓦造价分别为6000、4000元； 2、风电和光伏利用小时数分别为2500、1500小时（2021年内蒙风电利用小时数2429，光伏1563）； 3、由于当前煤电交易电价普遍较基准价高比例上浮，绿电相较煤电具备环境价值，理应获得相应溢价，假设绿电溢价0.03元/千瓦时； 4、假设资本金比例30%，贷款利率3.7%。 表1：新增平价风光项目业绩测 按照测算盈利能力，公司现有“在运+在建”新能源发电规模，即可支撑约11亿元归母利润（光伏5.8+风电5.2）。 2.3.控股股东同价认购定增，加速“绿电”成长 控股股东同价认购定增彰显信心和决心。公司5月13日发布公告，拟向包括蒙东能源在内的不超过35名特定投资者非公开发行不超过5.76亿股本，募集资金总额不超过人民币40亿元，用于风电项目及补充流动资金。其中，蒙东能源拟认购金额不低于16亿元。蒙东能源是公司的控股股东，为公司的关联方，不参与市场竞价过程，但承诺接受市场竞价结果，与其他特定投资者以相同价格认购本次非公开发行的股票，控股股东同价认购彰显对公司“绿电”转型发展的信心和决心。 募投项目助力新能源板块加速成长。定增募投项目主要为通辽市100万千瓦外送风电基地项目（拟使用募集资金28亿元）。该项目位于内蒙古自治区通辽市扎鲁特旗和科尔沁左翼中旗境内，区域风能资源相对丰富，大部分区域 90m 高度风速超过7.0m/s，推荐布置方案年上网电量为3,052.81GW·h，年等效满负荷小时数3054h。根据项目可行性研究报告，假设按照限电5%测算，通辽市100万千瓦外送风电基地项目全部投资财务内部收益率（税后）为6.34%，资本金财务内部收益率9.85%（税后），投资回收期为12.48年（税后），经济效益良好。 表4：定增募集资金投向 2.4.坑口电厂成本优势明显，充分受益于煤电电价上涨 坑口电厂，煤炭自供，成本优势明显。除新能源发电外，公司现有2×600MW火力发电机组，该电厂为坑口电厂，发电所需煤炭全部自供，成本优势明显。2021年在煤价大幅上涨的背景下，不同于其他煤电企业盈利普遍亏损，公司煤电业务仍实现净利润2.13亿元，同比仅下滑27.43%，主要受益于自供煤炭成本稳定，且电价上涨提高盈利。 煤电联产将显著受益于煤价中枢提高推动下的电价上涨。2021年10月，发改委发布《进一步深化燃煤发电上网电价市场化改革的通知》，推动全部煤电和工商业用电进入市场化交易，交易电价可上浮不超过20%，高耗能企业用电上浮不受限。现各省煤电电价普遍上浮近20%，公司煤电联产，将充分受益于电价上浮。对于煤电联产机组，由于煤炭自供，在过去电价不变时代，煤价涨跌带来的其实是利润在公司煤炭和电力板块之间分配问题，整体来看利润不变，而在当下电价可涨时代，高煤价推动电价上涨，将带来整体利润提高。 图11：公司煤电成本稳定 图12：2021年公司煤电业务仍实现盈利 3.煤炭：蒙东褐煤龙头，业绩高位稳定 3.1.蒙东褐煤龙头，持续受益于区域供需不匹配 蒙东褐煤龙头。公司位于内蒙古通辽霍林郭勒市，坐拥霍林河1号和扎哈淖尔两大露天煤矿，公司煤种为褐煤，具有热值低（发热量一般在2600~4000大卡）、水分大（15-60%）、挥发成分高（>40%）、开采成本低的特点，适合产区周边销售。 目前公司合计煤炭产能4600万吨/年，拥有的霍林河1号露天煤矿（2800万吨/年）和扎哈淖尔露天煤矿（1800万吨/年）均属于国内大型现代化露天煤矿，其中霍林河1号煤矿又分为南露天矿（1800万吨/年）、北露天矿又分为一采区（300万吨/年）、二采区（300万吨/年）和三采区（400万吨/年）；扎哈淖尔露天矿位于霍林河2号矿区。公司项目开采方式均为大型露天开采，达到国家安全生产标准化考核的一级安全生产标准化露天矿标准。 表5：露天煤业煤矿产能情况 公司煤炭销售区域主要为内蒙古、辽宁、吉林。公司生产的煤炭自霍林河经过通霍线运往通辽，由通辽发往辽宁、吉林，通辽市同时与辽吉两省接壤，与沈阳、长春形成交通等边三角，交通便利具备明显的便利性和经济性。2021年，公司内蒙、辽宁、吉林煤炭销售收入分别为35.22、19.94、22.35亿元，占比45.4%、28.8%、25.7%。 图12：2021年公司煤炭销售收入结构 图13：露天煤业煤炭销售辐射吉林辽宁，区位优势明显 公司将持续受益于区域煤炭供需缺口扩大。公司在吉林、辽宁合计销售占比超过50%，吉林和辽宁为煤炭净调入省