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。（报告来源：远瞻智库）

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。

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。