内蒙华电经营模式分析

公司“守正出奇”，“高分红”实至名归。

1.守正：煤电一体优势扩张，支撑盈利稳健性强化

公司以煤电业务为主体，送电主要覆盖“两网”

公司电源布局内蒙区域，煤电居于电力业务主体。公司深耕内蒙古区域 多年，发电资产遍布内蒙古七个盟市。截至 2022 年末，公司控股装机 容量 12.8 GW，其中煤电/风电/光伏装机分别为 11.4/1.4/0.07 GW；公司 权益装机 15.6 GW，其中煤电权益装机 14.1 GW。公司以煤电业务为主 体，近年来整体装机增长较为平稳。

公司上网电量整体稳健，主要向蒙西、华北电网送电。2022 年公司上网 电量 566 亿千瓦时，同比+6.5%，其中火电 532 亿千瓦时，占比 94.1%， 新能源 33.7 亿千瓦时，占比 5.9%。公司项目主要处于内蒙古电力负荷 区域节点或煤炭资源丰富区域，分别向蒙西电网、蒙东电网、华北电网 供电，接入三个电网装机占比分别为 56%、1%、43%。其中向华北电网 主要以“点对网”和特高压直送等方式供电，供电电厂主要为公司控股的 上都发电（火电）、全资子公司魏家峁公司（火电）和北方龙源风电（风 电）等，公司 2021 年外送上网电量占比 40.7%。

公司制定 “十四五”发展目标，煤、电、新能源一体化方向明确。公司 公告明确“十四五”将多措并举提升新能源占比，投资建设火电机组灵活 性改造配置的新能源项目，积极推进国有新能源项目并购工作，力争“十 四五”末实现公司整体装机达到 20 GW、新能源装机比重达到 50%的目 标，公司煤、电、新能源一体化发展方向明确。

构建煤电一体化核心业务模式，支撑公司稳健经营

公司电厂先天具备区位优势，煤炭资源“近水楼台”。内蒙古的煤炭资源 丰富，2021 年原煤产量 10.4 亿吨，仅次于山西省。公司火电厂分布在 煤炭资源丰富的蒙西和蒙中地区，蒙西地区火电厂坐落鄂尔多斯含煤区， 围绕新疆探明储量最大的两座煤田——东胜煤田、准格尔煤田，可以使 用区域内魏家峁煤矿自产煤，也便于从周边煤矿采购坑口煤（包括控股 股东北方联合电力位于该区域的高头窑、铧尖、吴四等煤矿）。蒙中地 区的上都电厂、上都二电则位于二连含煤区周边，用煤主要来自胜利煤 田（控股股东北方联合电力参股）。公司可利用的煤炭资源丰富，坑口 煤源价格、长协煤源价格具备优势。

收购魏家峁煤电一体化公司，构建煤电一体化核心业务模式，支撑公司 经营和业绩。公司 2012 年收购母公司控股的魏家峁煤电公司 88%股权， 实现100%控股魏家峁煤电公司。魏家峁公司主要经营煤电一体化业务， 其中魏家峁露天煤矿一期规划产能为年产煤炭 600 万吨，魏家峁电厂 一期 2*66 万千瓦机组于 2017 年投产。魏家峁煤矿是魏家峁煤电一体化 项目的重要煤炭供应保障：位于内蒙古准格尔矿区，煤炭储量丰富、煤 质优良，易于开采和运；截至 2022 年末，地质储量约 9.1 亿吨，可采储 量为 6.2 亿吨。魏家峁公司经营业绩稳健，2021~2022 年受益于煤价、 电价上涨等因素，净利率及 ROE 提升，对内蒙华电公司归母净利润贡 献突出。 公司自产煤炭保障部分基础供应，市场化外销实现利润最大化。根据公 司安排，魏家峁公司自产煤用途主要包括： 1）保障魏家峁电厂自用煤； 2）对内销售主要采取就近原则，选择就近的电厂，补充了内蒙华电控 股电厂用煤需求； 3）剩余部分根据经济性原则进行部分外销（以 2022 年为例，魏家峁合 计产量 872 万吨，公司自用 287 万吨，内销 209 万吨，外销 380 万吨）。

公司煤炭生产成本和供销渠道稳定，煤价上涨销量增加带动公司煤炭收 入增长。公司市场化对外销售煤炭主要向母公司旗下北方联合电力煤炭 运销分公司销售，再由其统一组织和对接资源向内蒙古及华北地区华能 集团或其他电厂销售。公司近年来煤炭生产成本相对稳定，外销价格明 显高于内蒙古煤价，有助于公司实现利润最大化。2021 年以来煤价大幅 上涨，带动公司煤炭业务营收增长，单吨盈利提升。

公司自收购煤电一体化平台魏家峁公司以来，盈利周期显著弱化。公司 自2012年收购魏家峁公司以来，经营稳定性逐步提升。公司在2013~2014 年 ROE 高点低于火电行业整体，2016~2017 年 ROE 低点高于火电行业 整体。2021 年以来受高煤价拖累，火力发电行业整体经营承压，公司凭 借煤电一体化优势，盈利稳定性优势显著（2021 年公司 ROE 2.7%，同 比-3.0 ppts，火电行业 ROE -6.1%，同比-12.3 ppts）。

煤电协同优势扩张，公司盈利稳健性有望进一步提升

公司响应政策和市场需求，魏家峁煤炭产能进一步释放。为缓解煤炭产 能不足、价格上涨的情况，2021 年以来政策加快新增产能核准、释放。 2021 年 10 月，内蒙古能源局发布了《关于加快释放部分煤矿产能的紧 急通知》，将魏家峁煤矿列入国家具备核增潜力名单煤矿范围。2022 年 4 月，公司公告，魏家峁矿被纳入重点保供煤矿范围，获得国家矿山安 全监察局核准，将扩建二期项目，年生产能力由 600 万吨核增至 1200 万吨。2022 年下半年以来公司煤炭产量逐步抬升，截至公司 2022 年年 报期，产能已经提升至 1200 万吨，1Q23 公司煤炭产量已经增至 329 万吨，同比+92.1%，环比+26.5%。公司煤炭产能释放成效显著，煤电一体 化优势扩大。

煤电协同程度增强，有利于盈利稳定提升。对比煤炭行业和以煤炭主业 的煤电一体化公司中国神华，随着控股煤电装机逐步增长（由 2007 年 上市时的 12.6 GW 增长至 2022 年末 39.2 GW），虽然煤炭产销量仍远超 发电用煤量（2022 年中国神华煤炭产量超 3 亿吨，销量超 4 亿吨），但 伴随公司煤电协同水平提升，ROE 波动性较煤炭行业明显收窄。我们认 为，公司煤炭产能扩产、覆盖用煤比例提升，煤电协同程度相应增强， 盈利稳健性有望进一步增强。

2.出奇：煤价回落盈利修复，区域电价优势凸显

煤价成本回落，公司盈利仍有修复空间

政策明确引导主产地煤价回归合理，内蒙古坑口煤价回落。2022 年 2 月，发改委印发了《关于进一步完善煤炭市场价格形成机制的通知》， 明确蒙西和蒙东地区煤炭中长期交易价格合理区间。随着政策引导煤炭 长协执行比例提升，控制现货煤价合理区间，2022 年内蒙古区域煤价相 对高位有所回落。2023 年煤价进一步下行，根据 Wind 数据，截至 2023 年 4 月末，内蒙古霍林郭勒煤矿坑口价（Q3500）和东胜煤矿坑口价 （Q5200）分别位 498 元/吨和 769 元/吨，较 2022 年末分别下降 19%和 20%。但当前价格总体仍高于政策中长期合理价格区间，且较 2021 年初 价格仍有 37%和 66%左右涨幅。我们预计，随着政策进一步夯实长协履 约情况，煤价仍有下降空间。

公司煤电一体化基础上，煤炭仍有净需求缺口，受益于煤价成本改善， 公司盈利仍有修复空间。根据公司公告，2020~2021 年公司控股口径发 电用原煤约 3367 万吨和 3407 万吨（我们根据公司电量和供电煤耗测算， 标煤耗用量约 1707 万吨和 1654 万吨），近年公司煤电装机规模稳定且 在建煤电装机有限，预计整体耗煤量基本保持稳定。假设 2023 年公司 原煤耗用量约 3400 万吨，公司煤炭产能从 600 万吨提升至 1200 万吨， 煤电一体化优势得到强化，但仍有一定外购缺口。我们认为，考虑到执 行进度及签约量等因素，公司2023年合理价格区间长协煤履约率较2022 年预计仍有提升空间，受益于煤价成本改善，公司盈利仍有修复空间。

受益于煤价下行，公司盈利修复弹性明确。考虑到公司煤炭供需量及热 值情况，我们对于控股资产盈利的敏感性分析表明：Q5500 含税煤价下 降 10 元/吨，公司 2023E 归母净利润提升 1.09 亿元，提升幅度约 3.04%。 此外，考虑到公司参股部分煤电装机（贡献投资收益提升）等因素，我 们预计综合煤价下降带动公司盈利提升弹性更足。

区域电价优势凸显，有望提升公司盈利

内蒙区域高耗能高增速，有望持续带动电价提升

蒙西推进电力市场化改革深化，高耗能市场交易电量不限价，带动电价 涨幅突出。2021 年以来，煤价大幅上涨并维持高位运行，发电企业盈利 及现金流存在亏损风险，影响电力安全供应，蒙西地区逐步深化电力市 场化改革，实现燃煤发电市场交易价格在“基准价+上下浮动”浮动范围内 形成，上下浮动不超过 20%，明确钢铁、电解铝、铁合金、电石、聚氯 乙烯、焦炭等高耗能企业市场交易电价不受上浮 20%限制。根据内蒙古 发改委统计，自以上政策执行以来，2021 年 10 月至 2022 年 10 月期间， 蒙西地区高耗能行业平均交易价格为 0.394 元/千瓦时。根据内蒙古电力 交易中心披露的月度交易数据，2022 年 5 月~2023 年 3 月，蒙西地区高 耗能电量占交易电量比例平均约 49.3%，我们测算占蒙西全部用电量约 35.4%，高于全国高耗能电量占比（中电联统计 2022 年化工、建材、黑 色金属冶炼、有色金属冶炼四大高载能行业用电量合计 23019 亿千瓦时， 占比约 26.7%），高耗能带动区域电价上涨贡献明确。

受益于蒙西高耗能行业电力市场化交易溢价，公司电价上浮明显。公司 2021 和 2022 年市场化比例分别提升至 62%和 95%，在市场化交易电价 带动下，公司综合电价大幅提升至 0.31 和 0.37 元/千瓦时（不含税），同 比+18.6%和+18.7%。我们测算 2021 和 2022 年公司综合上网电价较基准 电价上浮 0.03 元/千瓦时和 0.10 元/千瓦时，上浮比例达 10.3%和 30.9%， 上浮比例远超火电行业平均水平。

内蒙古高耗能产业增速超平均水平，区域用需求相对旺盛，有望持续带 动电价提升。内蒙古近年高耗能产业增速超全国平均水平：2018~2022 年四大高耗能行业（石油、煤炭及其他燃料加工业/化学原料和化学制品 制造业/黑色金属冶炼和压延加工业/有色金属冶炼和压延加工业）规模 以上工业增加值增速平均高出全国 6.9/2.9/4.0/6.2 ppts。高耗能电量需求 持续增长及占比提升有望带动区域综合电价进一步提升。在高耗能产业 高速增长等因素带动下，2017~2022 年，内蒙古火电利用小时平均约 5014 小时，公司蒙西火电利用小时平均约 4915 小时，分别高于全国平均水 平约 691 小时和 592 小时，内蒙古区域用电需求旺盛加之基准电价偏低 的背景下，区域电价有望维持较高上浮水平。

内蒙古新能源加速发展，辅助服务和补偿机制提升火电收益

内蒙古风光资源丰富，新能源计划新增装机规模较大，具备一定消纳压 力。 截至 2022 年末内蒙古新能源装机 61.0 GW（全国第三），风电装机 45.5（全国第一）、光伏装机 15.6 GW。2022 年 4 月，内蒙古印发“十四 五”能源发展规划，政策提出到 2025 年，在全国率先建成以新能源为 主体的能源供给体系，新能源装机规模达到 1.35 亿千瓦以上，新能源装 机占比超过 50%。我们据此测算 2023~2025 年内蒙古年均新增新能源 24.6 GW，三年 CAGR 约 30.3%，预计增速远超全国平均水平。而当前 内蒙古消纳已经存在一定压力，火电优化风光电力供给曲线能力突出， 能有效稳定电力输出，提升风光电量消纳。

蒙西创建调峰辅助服务市场和平衡补偿机制，用经济信号引导火电机组 主动释放调峰空间，提升火电收益。为加强新能源消纳，增强电网调节 能力，2018 年内蒙古发布《内蒙古电力调峰辅助服务市场运行规则模拟 运行版》，并于 2021 年修订后发布运行。根据试运行结算报告披露，火 电企业在 2019 年的试运行中通过提供调峰辅助服务整体实现收益，新 能源实现电量增发并分摊相应费用，通过电网调峰辅助服务市场化，缓 解了新能源消纳、电网调峰之间的矛盾。2023 年以来，内蒙古电力交易 中心进一步制定新能源平衡补偿机制，通过在全网新能源波动不同时段 统计燃煤机组调节电量确定调节贡献，分配平衡补偿费用，提升燃煤发 电主动平衡新能源波动的积极性，保障新能源消纳和电网稳定运行。内 蒙古电力交易中心统计，截至 2023 年 3 月该机制运行两个月，燃煤机 组平衡补偿费用合计 1.3 亿元，电价最多提高 2.6 分/千瓦时。截至 2022 年末内蒙古火电装机约 105 GW，公司在区域内火电装机 11.4 GW，占 比约 13.2%，公司火电收入端有望显著受益于辅助服务市场和新能源平衡补偿机制。

电力现货有望锦上添花

蒙西 2022 年正式开展电力现货连续运行，高峰期平均电价远高于中长 期电价。2017 年蒙西成为 8 个第一批现货试点区域之一，2022 年 6 月 蒙西开展电力现货结算连续试运行工作。根据内蒙古电力交易中心数据， 2022 年 6~8 月火电现货交易电价约为 0.39/0.50/0.54 元/千瓦时，平均电 价较蒙西基准电价（0.2829 元/千瓦时）上浮近 70%，远高于中长期交易 电价。我们预计公司2023年火电全年参与区域电力现货交易规模较2022 年有望提升，电价有望进一步受益。 内蒙古作为外送电大省，省间现货发展潜力巨大。国家发展改革委、国 家能源局 2021 年 11 月正式批复《省间电力现货交易规则（试行）》，2022 年 1 月，省间电力现货市场启动试运行。根据国网蒙东公司数据，2022 年 1~3 月，国网蒙东开展省间电力现货交易累计电量 0.54 亿千瓦时（同 期净外送电量 335 亿千瓦时）。2022 年 6 月，蒙西电网首次参与省间日 前现货市场，灵活送出网内富余电力至江苏省，交易电量 12.5 万千瓦时。 根据国家电力调度控制中心数据，2022 年省间电力现货市场试运行全年 累计交易电量 278 亿千瓦时，其中四川、山西、河北居前。我们预计 2022 年内蒙古参与省间现货处于起步阶段，规模相对有限，但作为外送电大 省，省间现货交易规模未来提升空间较大，有望带动区域内发电企业综 合上网电价提升。

公司盈利对电价敏感，业绩有望享受电价向上弹性。有望提升综合以上 等因素（高耗能电价上涨、火电辅助服务和补偿机制、电力现货交易）， 我们认为公司位于内蒙古区域，电价相对行业整体具备更强的向上弹性， 但考虑到公司参与调峰等因素电量可能略有下降，我们测算 2023 年公 司电价以及发电量变动对公司归母净利润影响：1）公司平均度电电价 上涨 0.01 元/千瓦时，2023 年归母净利润提升约 10%；2）公司火电利用 率下降 1%，2023 年归母净利润下降约 1%。我们认为，随着内蒙古新能 源装机比例提升，火电参与调峰等辅助服务需求增长，叠加高耗能用电 及电力现货交易带动，公司电价具备向上弹性，公司盈利有望提升。