2022年内蒙华电主力区域及业务介绍分析

1、2022年内蒙华电主力区域及业务介绍分析1.内蒙华电：电力龙头深耕内蒙区域平台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（2

2、007-2014 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

3、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

4、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%

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

6、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

7、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

8、.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.

9、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 1.6

10、pp，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。20

11、21 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。2.内蒙华电扎根内蒙资源丰富，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

12、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，

13、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

14、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。20

15、22H1 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

16、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.内蒙华电：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

17、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

18、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

19、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

20、，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

21、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

22、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 226.3339.5 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

23、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

24、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

25、 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.

26、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.内蒙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

27、，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

28、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，