煤电协同成本优势凸显，新能源转型加速

公司煤矿资源优质，煤炭产能核增扩产顺利。公司全资公司魏家峁项目资源储量9.21亿吨，可采储量6.30亿吨。2021年魏家峁煤电一体化项目煤炭平均销售单价完成54 5.47元/吨，同比增长86.08%，全年煤炭销售收入达19.96亿元，同比增长105.61%。 2022年4月，经国家矿山安全监察局2022年第11次局务会议研究决定，同意魏家峁煤矿生产能力由600万吨/年核增至1200万吨/年。据2022年9月公司公告，今年煤炭产量力争破1000万吨，明年全部达产，有望继续带动煤炭业务营收增长。 火电仍占主要地位，煤电协同减轻成本压力。截至2022H1，公司总控股装机达到12 84.62万千瓦，规模优势进一步凸显，其中火电装机1140万千瓦，占总装机量的88. 74%，共26台煤电机组（60万千瓦以上大机组6台）为公司最主要发电机组。2022年前三季度，公司发电量、上网电量分别同比增加7.19%、7.11%，火电发电量、上网电量分别同比增加7.27%、7.17%。2021年公司火电业务的入炉标煤均价为618.77元/吨（同比+52.38%），火电营收压力大幅增加。进入2022年以来，入炉标煤单价持续高位，一季度均价650.03元/吨（同比+31.19%），二季度煤价有所下降，上半年平均价638.29元/吨（同比+20.76%），三季度煤价反弹上行，前三季度均价650.72元/吨（同比+10.71%）。公司已实现长协煤覆盖率100%，同时加强煤电协同，根据需求将自产的优质煤炭供应控股的火电厂，有效控制火电成本，在煤价维持高位振荡调整的背景下，公司火电业务率先扭亏为盈，并有望持续修复。 内蒙古风光资源禀赋好，“十四五”新能源转型提速。公司背靠华能集团，接下来将重点发展清洁能源发电，目前风光装机总量为144.62万千瓦，占比接近总装机的11.26%。 其中风电装机137.62万千瓦，光伏装机7万千瓦，占总装机比重分别为10.71%、0. 54%。根据公司公告，2021年11月公司控股子公司和林发电公司完成火电灵活性改造促进市场化消纳新能源光火一体化项目备案，建设47万千瓦光伏发电项目。2022年公司投资建设内蒙古聚达发电有限责任公司灵活性改造促进市场化消纳38万千瓦新能源项目，项目预计总投资19.7亿元，贯彻落实内蒙古自治区有序推进火电灵活性改造促进市场化消纳新能源，保障电力稳定供应。到“十四五”末，公司规划发电装机容量达2000万千瓦时，新能源装机比重达50%。 投资建议：公司火电板块迎来盈利修复，充沛的现金流水平为继续开展新能源业务发展提供支撑。预计随着煤矿核增产能落地、新能源项目投产，公司业绩进有望一步提升，公司成长性长期向好。预计2022-2024年公司营业收入分别为231.65、254.89、282.80亿元，分别同比增长22.35%、10.03%、10.95%，归母净利润分别为21.96、30.54、41.10亿元，分别同比增长385.48%、39.10%、34.57%，对应EPS分别为0. 34、0.47、0.63，PE分别为10.61、7.63、5.67倍。首次覆盖，给予公司“买入”评级。 风险提示：煤价回落速度不及预期、风光新能源装机增长不及预期、市场化电价上涨不及预期、研究报告中使用的公开资料可能存在信息滞后或更新不及时的风险。 1.立足火电，加速新能源产业布局 火电起家加速新能源发电转型，30年铸造区域电力运营龙头。公司前身为包头第二热电厂，是国家“一五”计划期间兴建的156项重点工程之一。 公司主营以火电为主的发电、供热业务以及风电和太阳能等新能源发电业务，并经营煤炭生产及销售等业务。公司主要面向蒙西、蒙东、华北供电，其中蒙西、东北两个区域主要以直调、大用户交易方式售电，华北电网以“点对网”和特高压直送方式售电。 发展历程：火电业务起家（1993-2006）：1993年公司设立，1994年5月20日“内蒙华电”股票在上海证券交易所挂牌交易，公司成为内蒙古自治区第一家上市公司。发展煤电联营（2007-2014）：2007年公司臵换魏家峁公司和林发电厂等大容量机组，2012年收购魏家峁煤电公司88%股权，建立煤电联营业务格局。新能源结构转型（2015以来）：2015年起公司大力推进能源结构转型，于2017年、2019年分别收购北方龙源风电公司、察尔湖光伏项目，2020年末乌达莱公司风电项目实现全容量并网，加速新能源产业布局。 图表1：公司发展历程与业务布局 内蒙华电由内蒙古电力（集团）有限责任公司、中国华能集团公司、华能内蒙古发电公司作为发起人以社会募集方式设立，实际控制人为国务院国资委。截至2022年6月30日，公司第一大股东是北方联合电力有限责任公司，持股50.64%。中国华能、广东能源、中国神华能源分别持有北方联合电力70%、20%、10%股份，国资委持有90%中国华能集团股份。 图表2：公司股权结构 控股装机规模稳中有升，清洁能源比例提高。截至2022H1，公司全资子公司6家，控股公司7家，参股公司9家，公司总控股装机达到1284.62万千瓦，规模优势进一步凸显。其中，火电装机1140万千瓦，占比88.74%，为公司最主要发电方式。公司清洁能源业务占比增加，装机总量，为144.62万千瓦，占比接近总装机的11.26%。其中风电装机137.62万千瓦，光伏装机7万千瓦，占总装机比重分别为10.71%、0.54%。 图表3：公司主要分支机构及参控股公司 图表4：2017-2022H1公司控股装机容量 图表5：2022H1公司控股装机规模结构 产业协同严控成本，22年业绩同比大幅增长。公司充分发挥产业协同优势，在燃料成本大幅上升的严峻形势下，优化发电时序，争取政策支持，结算电价大幅提升，有效缓解了火电企业亏损局面。2022年前三季度，交易电价单价同比提升81.43元/MWh，实现营收172.37亿元，同比增长30.27%，归母净利润大幅增长达15.58亿元，同比增长537.22%，业绩获得大幅反弹。 图表6：2018-2022Q3公司营业收入 图表7：2018-2022Q3归母净利润 电力营收占比超九成，煤炭业绩贡献利润增长。2018-2020年电力占公司总营收的比重基本保持在91%左右，2021年煤炭营收占比增长至11%，2022年恢复至91%左右。主要是因为2021年煤炭价格上涨，公司魏家峁煤电一体化项目煤炭平均销售单价完成545.47元/吨（不含税），同比增长86.08%，全年煤炭销售收入达19.96亿元，同比增长105.61%。 图表8：2018-2022H1公司电力行业各项业务营收占比 盈利能力回升，资产回报率提升。公司毛利率、净利率较2021年大幅回升，2022前三季度分别达17.57%、11.20%，同比增加9.49%、12.07%，盈利水平回归。在盈利能力指标方面，2022前三季度公司ROE、ROA、ROIC分别为9.02%、6.48%、4.72%，整体趋势与公司业绩增长保持一致，未来盈利能力有望进一步增强。 图表9：2018-2022Q3公司毛利率、净利率 图表10：2018-2022Q3公司盈利能力 经营性净现金流充沛。公司资产负债率持续优化，2022Q3降低至49.44%。2018年以来，公司经营性净现金流充足，稳定在30亿以上，筹资性净现金流波动较大，近三年投资性净现金流基本不变，公司现金流净增加额维持稳中有升态势。未来随着公司业务规模快速扩张，预计经营性净现金流有望进一步增长。 图表11：2018-2022Q3公司资产负债率 图表12：2018-2022Q3公司现金流变化（亿元） 2.内蒙古资源充沛，电力行业政策逐步完善 2.1煤炭资源丰富，产能产量表现出色 立足以煤炭为主的基本国情，带动国内煤炭消费持续增长。2021年12月召开的中央经济工作会议提出要求：立足以煤为主的基本国情，抓好煤炭清洁高效利用。中国不仅是煤炭生产大国，也是煤炭进口第一大国。 近两年极端天气频发，清洁能源受阻，欧洲多国增加煤电供应，加大进口煤采购量，国际煤炭价格不断增长，同时极端天气导致供电需求增加，拉动煤炭需求上升。自2022年以来，中国煤炭进口量大幅减少。根据国家统计局能源生产情况，截至2022年10月进口煤炭2.30亿吨，同比下降10.5%。煤炭保供政策持续出台，能源保障基础进一步夯实，煤炭供需维持紧平衡状态。国内原煤产量持续增长，截至2022年9月，全国原煤产量达33.16亿吨，同比增长11.20%。2021年全国煤炭消费量约29.34亿吨，同比增长3.74%。 图表13：2020-2022年10月中国煤炭进口量（万吨） 图表14：2015-2022Q3全国原煤产量（亿吨） 图表15：2017-2021全国煤炭消费量（亿吨） 图表16：国家煤炭保供政策措施 内蒙古煤炭资源丰富、产能突出，居全国前列。内蒙古煤炭资源丰富，产量占全国四分之一、全球的八分之一。我国共有五大露天煤矿，内蒙古坐拥其中四大露天煤矿，包括伊敏、霍林河、元宝山和准格尔露天煤矿。过去十年，内蒙古现代能源经济高质量快速发展，建成了全国最大的煤电、煤化工基地，累计生产煤炭98.9亿吨、外运59.3亿吨。根据“十四五”规划，全区煤炭产能、产量动态稳定在13亿吨、10.5亿吨左右。 图表17：内蒙古四大矿区地理位置 煤炭需求增大，政策支持煤矿增产。2022年11月4日，内蒙古自治区能源局印发《关于加快保供煤矿产能释放的通知》，按照边生产边办手续要求，推进保供煤矿产能释放，相关煤矿抓紧调整生产计划，并加强安全检查，在确保安全的前提下，于2022年11月20日至2023年3月31日，可按照拟核增产能、拟调整建设规模组织生产。涉及产能核增煤矿42座，拟新增的产能5150万吨；涉及调整建设规模煤矿10座，拟新增的产能为1910万吨。 动力煤坑口价格先涨后降，煤炭价格趋于稳定。根据内蒙古自治区发改委能源市场价格监测数据，2022年1-4月，由于疫情影响煤炭生产、运输和需求节奏，煤炭价格上行，至2022年4月底，全区动力煤平均坑口价格为445.88元/吨，5月份开始煤炭供需形势向好，价格回落，9月底动力煤平均价格降至399.00元/吨，较4月底高位回落10.51%，其中东部地区褐煤平均坑口价格为332.14元/吨，环比持平，同比增长8.64%，鄂尔多斯地区动力煤平均坑口价格600.00元/吨，环比持平，同比下降30.03%。 2.2内蒙古电力需求大，公司同时承担蒙电外送任务 内蒙古社会用电需求上升，第二产业用电量占比最大。内蒙古全区社会用电逐年增加，截止2022年10月，全社会用电3449亿千瓦时，同比增长5.66%。第二产业用电量3018亿千瓦时，同比增长5.83%，占总用电量87.50%，同比增长5.83%，工业用电量3006亿千瓦时，同比增长5.86%。 跨省跨境送电，承担蒙电外送责任。近年来，内蒙古社会用电量逐年增加，促进电力消费。同时，内蒙古作为全国重要电力中心，承担蒙电外送的责任，全区主要外送地区包括东北、华北、华东等地区。2022Q3内蒙古自治区全区外送电量达到1915亿千瓦时，同比增长3.44%，为全国电力服务行业做出重要贡献。 图表18：2019-2022Q3内蒙古全区用电量分布（亿千瓦时） 图表19：2019-2022Q3内蒙古外送电量（亿千瓦时） 内蒙古电力多边交易市场中长期制度完善。根据内蒙古自治区工业和信息化厅通知，2022年蒙西电网区内电力市场交易电量规模2000亿千瓦时，蒙西地区全部煤炭用电企业全部纳入电力市场。蒙西电网高耗能行业用户全部参加2022年年度交易，售电公司可以参与年度交易；所有工商业用户均可参加2022年分月开展的月度交易，高耗能用户月度交易电量上限为年度交易月分解电量的30%，参与年度交易的售电公司月度交易电量上限为年度交易月分解电量的50%；年内注册的高耗能用户可全电量参与月度交易；市场初期，以旬为周期