一、更名电投能源，传统煤炭企业向新能源转型迈出坚实一步

内蒙古电投能源股份有限公司（原称内蒙古霍林河露天煤业股份有限公司）由霍煤集团（前身霍林河矿务局）为主发起人，联合十家机构共同发起，成立于2001年12月18日，并于2007年4月18日正式登陆国内A股市场。

公司成立初期主要从事煤炭产供销业务，后于2014年收购通辽霍林河坑口发电有限责任公司 100%股权，2019年露天煤业收购内蒙古霍煤鸿骏铝电有限责任公司51%股权，快速进入电解铝业务领域，形成了煤电铝一体化综合发展。

截至2021年11月，公司拥有4600万吨褐煤产能、120万千瓦火电和86万吨电解铝产能（配套180万千瓦火电和40万千瓦风电自备电厂）。

近年来，公司依托大股东国电投大力发展新能源发电业务，目前公司新能源并网规模为1.6GW，在手和规划订单约5.3GW，权益产能分别为1.4GW和3.8GW。

2020年10月，公司由之前的露天煤业正式更名为电投能源，体现公司为适应产业结构调整需求，由之前的煤电铝传统能源提供商转型向新能源转型的决心。

公司实际控制人国电投，全称国家电力投资集团有限公司，成立于2015年5月29日，由中国电力投资集团（中电投）与国家核电技术有限公司合并重组而成。

中电投和国家核电合并后，新公司成为在五大发电集团中唯一拥有核电投资运行资质的企业，也是全国唯一同时拥有水电、火电、核电、新能源资产的综合能源企业集团。

2018年，钱智民任国家电投董事长，国电投正式提出“2035一流战略”，即2020年成为国内领先的清洁能源企业、2025年成为有一定国际影响力的清洁能源企业、2035年基本建成具有全球竞争力的世界一流清洁能源企业。

近年来国电投深入布局央企民企战略合作，不断创新发展，发挥“锚点”作用，利用资源、资金、运营方面的优势，与民企协同作战，目前已在氢能交通、换电物流、核能供热、储能应用等领域有很好实践。

2016年2月5日，《关于煤炭行业化解过剩产能实现脱困发展的意见》，文件指出，自2016 年起 3 年至 5 年内，煤炭行业将退出产能 5 亿吨左右、减量重组 5 亿吨左右，正式开启煤炭供给侧改革新篇章。

公司 2016 年营业总收入和营业总成本分别同比下降 1.54%与 11%，但毛利率却稳定提高，同比上涨 21.2%，来源于煤炭产品和电力产品双重作用的结果：在限产政策落实和煤炭需求增长驱动下，2016 年下半年煤炭市场回暖，煤价快速上涨，在 2016 年原煤销售量同比下降 8.2%的情况下，公司实现以价补量，带动煤炭产品毛利率稳定上涨至 35%。

2017年，国家放宽“276天煤炭限产政策”，要求煤炭企业“去库存”，建立煤炭最低库存和最高库存制度，促进煤炭价格合理稳定上涨，带动公司毛利率平稳上升。

2019年，公司收购霍煤鸿骏51%股权，进入电解铝领域，利用霍煤鸿骏自备电厂且具有距离煤炭产地近的优势，形成良好的产业链带动效应，2019 年实现营收将近 192 亿，同比增长132.76%，毛利同比增长42.56%，但毛利率由 2018 年的 44.54%下降到 27.28%，主要是由于当年电解铝占比较大，拉低公司毛利率水平。

2020年受疫情影响公司盈利能力下降，但仍维持较为稳定的产销量，叠加电解铝终端产品价格震荡上行，带动公司营业收入和毛利率持续稳定增长；煤炭产品和电力产品进入成熟期，毛利率水平和吨营收均较为稳定。

公司已经成为内蒙古东部和东北地区褐煤龙头企业，产品质量稳定，销售服务体系完善，品象根深蒂固，形成了比较稳定的用户群和销售网络。

公司在煤电铝传统业务领域壁垒深厚，依托“以煤发电、以电炼铝、以铝带电、以电促煤”发展战略，利用煤炭成本优势+充沛的电力资源，形成了良好协同效应，稳定提升公司的盈利能力和抗风险能力。

二、长协价上涨抬升煤炭行业毛利率水平，新产能投产节奏是电解铝价格关键

（一）煤炭：供需紧平衡，预计煤价中枢保持较高水平

煤炭供给侧改革之后，2016-2020年国内煤炭产量和表观消费量年复合增速分别为 3.3%和 3.5%，供需总量基本平衡；十三五期间进口煤总量在 2.5-3 亿吨左右，占国内总产量比例的不足 10%，进口煤调节煤炭阶段性供应过剩或紧缺的重要变量。

2020 年国内原煤产量约 39 亿吨，进口煤总量在 3 亿吨左右，国内煤炭总需求量大约 42 亿吨左右。

2021年煤价大幅波动，年初在春节结束后煤价出现季节性回落，北港 5500 卡下水煤价格从 1150 元/吨回落至 750 元/吨附近。

3-5 月期间在保供煤陆续退出+澳煤受限背景下，煤炭供给增量较为有限，煤价在 5 月初夏季用煤高峰来临之前即已上涨至千元每吨以上，下游电厂在 7 月份之前未将煤炭库存补充至正常安全库存以上。

高煤价下 7、8 月份用煤高峰时节下游电厂未大力补库，基本以按需采购为主度过了夏季用煤旺季。

8 月底开始全口径库存处于近年同期最低水平，在下游电厂大力补库驱动下，北港市场煤价格一度涨破 2500 元/吨之上。

后在国家强力保供和政策调控下，煤价在 10 月中旬出现拐点，北港市场煤价从高点回落至年末 800 元/吨附近。

电厂库存经过近 2 个月的大力补库在用煤旺季来临之前恢复正常水平以上。

需求方面，疫情后经济快速复苏的驱动下，2021 年 1-11 月份国内发电量同比增加 9.2%，2021 年恰逢枯水期，水电发电量同比下降 2.2%，核风光等清洁能源占比较小难以弥补较大的供需缺口，需求增量主要以火电补充，2021 年前 11 月火电发电量同比增加 9.9%。

从需求结构来看，电力+工业需求占比接近 90%，而电力需求增速又与工业需求增速同向，这意味着经济复苏带动国内煤炭需求大幅增加。

2021 年年中开始，国家相继出台煤矿核增+煤矿新增土地批复+临时性增产措施，据我们不完全统计，煤炭永久+临时产能增量最大口径增量约为 4.3 亿吨/年。

增产保供效果从 9 月份开始显现，国内煤炭日产量从 8 月日均 1081 万吨上升至 11 月份日均 1236 万吨，11 月国内原煤产量上升至 3.7 亿吨，环比和同比上涨 3.9%和 6.8%，这也是供给侧改革以来单月最高产量。

剔除 1、2 月份春节假期影响，2021 年 11 月单月产量较年内低点增加了 5667 万吨，折日产量约 188 万吨。

国内煤矿满开最明显的效果体现在 9、10 月份国内全产业低库存补库到 12 月初库存已超出往年同期水平，12 月份用煤旺季甚至出现了用煤旺季煤价单边下跌的情形。

需要说明的是，2021 年煤价大涨大跌并不是常态，煤矿全力保供也不是常态。

如果假设 11 月煤炭产量突破 3.7 亿吨是国内煤炭生产上限，在正常情况下我国自产煤完全可以满足国内动力煤用煤需求，国内供给弹性完全可以覆盖进口动力煤日均 50-60 万吨量。

而 3.7 亿吨的量很难持续，原因在于：

第一，这里面我们很难区分哪些属于核定产能以内生产量、哪些属于保供政策下超负荷生产的量；

其二，煤矿作为工矿企业需要设备检修和工人正常休息；

第三，煤炭安监从严的背景下对于煤矿生产事故和煤矿超负荷生产容忍度较低，即使 2021 年 11 月全力保供政策主导下，山西煤炭安监部门仍对某大型煤企超负荷生产做出了处罚。一旦煤价和库存恢复至正常区间，安全生产检查势必恢复常态化运行。

2021 年 12 月初官方发布了《2022年煤炭中长期合同签履约工作方案》征求意见稿，规定 2022 年长协煤价区间为北方下水煤价 550-850 元/吨，5500 卡基准价为 700 元/吨，较 2021 年上升了 165 元/吨。

征求意见稿中提出，供应方原则上要求中长期合同覆盖所有核定产能在 30 万吨以上煤炭企业，需求方主要为发电和供热用煤企业，支持建材、冶金、化工等企业签订长协，鼓励化肥企业参与合同签订。

对于期限方面，中长期合同原则上为一年及以上合同，三年及以上长期合同量不少于各企业签订合同量的 50%；单笔合同月度履约率不低于 80%，季度和年度履约率不低于 90%。

2021 年末的经济工作会议中提出要立足以煤为主的基本国情，传统能源逐步退出要建立在新能源安全可靠的替代基础上，未来要保障稳定的能源供应。

对于 2021 年一次性释放产能增量造成供应过剩的担忧，需要说明的一点是供给侧改革以来要求的煤矿产能置换要求并没有取消，政策对于 2021 年核增产能只是需要暂缓落实产能置换指标，先期采用承诺的方式进行产能置换，取得产能核增批复后，在 3 个月内完成产能置换方案。

根据我国煤炭工业协会发布的《2020 煤炭行业发展年度报告》里设定的目标，十四五末国内煤炭产量控制在 41 亿吨，煤炭消费量控制在 42 亿吨左右。

煤矿本身就有正常的生产周期和替换节奏，去年新批复的产能更偏向于一次性释放未来几年的储备产能，在碳排放总量强约束下，未来供给端难有大幅增量。

煤炭长协价的确定和能源稳定供应的要求将使煤企在中高煤价下形成稳定的现金流和 ROE 持续抬升的局面。

我们以 2022 年供给增速 5%计算，2022 年全年供需缺口约 0.5 亿吨左右。在需求端相对稳定的情况下，煤炭核心变量在于政策管控对于供给的弹性。

（二）电解铝：供给修复制约上行空间，新能源需求有望弥补地产缺口

产能天花板明确，产能转移和能耗双控是影响供给端的核心变量。供给侧改革以来，国家积极推进电解铝产能置换，产能从山西、山东、新疆向以内蒙和云南为代表的环境容量大，能源富集地区转移。

截止 2020 年底，十三五期间已有 680 余万吨电解铝产能完成跨省置换，有效产能达到 4495.61 万吨，逼近 4500 万吨/年“天花板”。

2021 年在 国内经济复苏的背景下，缺煤+能耗双控成为影响电解铝行业供给端的主要变量。

2021 年 3 月，内蒙古率先实施能耗双控，5 月云南开始限电，9 月能耗双控影响进一步扩展， 限产范围扩散至新疆、贵州和广西等地。

国电电解铝在产产能从 4 月份开始一路走低，行业开工率下滑至 90%以下。

根据首创期货统计，截至 2021 年 12 月，新建+复产产能 为 191 万吨，减产 397 万吨，全年净减产 206 万吨。

电价是成本端主要变量，2022年是新投产能高峰期。

电解铝用电单耗在13000-14000度之间，是能耗双控的重点关注行业。

2021 年 8 月，国家发改委发布《关于完善电解铝行业阶梯电价政策》的通知，对电解铝行业阶梯电价进行分档，分档标准为每吨 13650 度。

电解铝企业铝液综合交流电耗不高于分档标准的，铝液生产用电量不加价；高于分档标准的，每超过 20 千瓦时，铝液生产用电量每千瓦时加价 0.01 元，不足 20 度的，按 20 度计算。

2023 年起，分档标准调整为铝液综合交流电耗每吨 13450 度（不含脱硫电耗）；2025年起，分档标准调整为铝液综合交流电耗每吨 13300 度（不含脱硫电耗）。

这将进一步加快行业内节能改造，不达标的企业将承受高于行业先进产能的用电价格。

这也将加速国内电解铝行业的洗牌，新置换产能将拥有跟低廉的能源使用价格和更先进的生产装置。

2021 年受能耗双控影响，新建产能未能如期投放，预计 2022 年将投产超 200 万吨装置，具体投产力度将制约电解铝价格上行空间。

需求方面，我国电解铝下游最大的行业是建筑地产，占比约 27%，其余为交运、电力和机械等行业。

截止 2021 年 11 月，国内电解铝表观消费量达到 3664.89 万吨，建筑行业总消费量约 990 万吨，2021 年预计年化表观需求量约为 1080 万吨。

2021 年下半年开始，随着地产三条红线压力显现，房企信用风险逐渐暴露，地产新开工面积持续回落。

2022 年在稳增长预期下，建筑地产用铝需求预计同比下降 5-10%，对应地产基建用铝需求减少量在 54-108 万吨之间，区别在于基建和保障房的建设实施力度。

汽车销量回暖带动车用铝需求增加。

根据中汽协预计，2021 年我国乘用车销量为 2600 万量，其中新能源车销量约为 340 万量；2022 年汽车总销量预计为 2750 万辆，增长 5.4%，乘用车销量预计为 2300 万辆，同比增长 8%，新能源汽车销量预计为 500 万辆，增长 47%。

在芯片问题逐渐解决和经济复苏驱动下，我国 2022 年汽车销量除了有量的增加还有结构性的改善，乘用车销量同比增加 170 万量带来用铝量增加 24.65 万吨，电动车需求同比增加 160 万量带动用铝需求增加 29.41 万吨，二者合计增加约 54 万吨。

能源转型推动光伏装机用铝量持续提升。

2020 年我国新增光伏装机 48GW，根据中国光伏协会预测，2021 年我国光伏新增装机规模保守测算新增装机 55GW，乐观情况下新增装机 65GW，对应 2022 年和 2023 年分别为 60-75GW 和 70-90GW,我们以每 GW 光伏用铝 2 万吨（主要用于铝合金边框和支架）对上述中值进行计算，2021-2023 年光伏用铝量分别为 120、135 和 160 万吨，2022 和 2023 年新增 40 万吨需求,年化新增铝需求量约 20 万吨。

剔除国内新增光伏产能，全球其他地区 2021-2023 年新增光伏装机中值为 100、135 和 160GW，按我国组件出口市占率 85%和海外组件 0.45 万吨/GW 计算，海外光伏带动我国用铝需求量 38.25、51.63 和 61.2 万吨。

全球新能源转型驱动我国 2022 和 2023 用铝需求增量分别为 28 和 35 万吨。

此外，十四五期间特高压电网建设和城市轨道交通用车有望带来 10 万吨左右的电解铝需求增量。

叠加汽车需求和光伏装机需求增量，2022年电解铝需求增量在 92 万吨左右，有望抵消地产需求下降带来对于电解铝需求端的冲击。

2022年电解铝行业核心变量在于供给端投产进度和稳增长政策对基建地产的支撑力度。

（三）新能源电站：成本持续下降，光伏和风电已具备平价上网水平

经过十余年的发展，我国新能源发电取得长足的进步，以光伏和风力发电的口径统计，我国新能源装机总容量从 2010 年底的 2978 万千万增加至 2019 年的 41477 亿千瓦，年复合增速超过 33%，占国内装机总容量的比重由 3.1%提升至的 20.6%。

2019 年光伏并网发电容量为 20472 万千瓦，风电并网容量为 21005 万千瓦，分别占全部并网发电容量的 10.2%和 10.4%。作为清洁能源的代表，光伏和风电在每年的新增装机容量占比较大，2019 年占全年总新增容量的 58%。

从经济性的角度来看，2019 年陆上风电度电成本为 0.32～0.57 元/度，平均度电成本约为 0.39 元/度。

在风电消纳较好且利用小数较高地区已可实现平价上网，东北、西南和东南地区的大部分省风力发电成本低于当地燃煤基准电价，中东部一带度电成本接近燃煤基准电价，西北和华北等富煤地区高于当地燃煤基准电价。

2019 年光伏发电成本约为 0.29～0.8 元/度，平均发电成本 0.39 元/度。光伏发电价格区间大于风力发电，主要原因在于各地日照时间长度和土地使用成本差异巨大，西北、华北和东北大部分省市光伏发电成本地区接近甚至已达到平价上网水平，且成本小于风力发电；在四川和云南这两个水利发电大省较燃煤电厂发电成本低一些，但比起更具优势的水利发电仍显不足。

从投资的角度来看，光伏发电中组件成本占比为 37%，建安和接网成本分别占比为 29%和 18%，其他成本包括前期开发成本和土地成本等。

除了设备成本外，其他三项地区差异较大，且各地利用小时数差别显著，最终体现到度电成本上为西北和东北等地广人稀综合成本较低并且利用小时数较长的地区发电成本较低，2019 年内蒙光伏利用小时数约 1600 小时，度电成本 0.29 元为全国最低。

风力发电中设备成本占比超 60%，接网、建安和其他成本不足 40%。三北地区开发成本较低，但由于天气原因维护成本较高。

西南一带由于丘陵和高原等地形较为复杂投资成本高于三北地区，但可通过利用小数和较 好消纳环境来弥补投资高的劣势，2019 年云南风电利用小时数为 2808 小时，度电成本 0.32 元为全国最低。

我们以单晶 PERC 组件和陆上风电 3MW 装机容量进行测算，光伏发电利用小时数选用 2019 年全国集中式平均 1260 小时，风电发电选取中东部地区 2000 利用小时。

通过测算后可以发现，集中式单晶硅发电成本约为 0.38 元/度，陆上风电成本约为 0.34 元/ 度。

其中单折旧这个非现金科目占到了光伏和风电度电成本接近五成，财务成本占度电成本的三分之一，运行成本和运营成本占比较小。

需要说明的是，我们这一测算结果仅为全国平均水平的概算，实际生产过程中不同地域间利用小时数、土地成本、建安成本各要素差异明显

对于光伏和风力发电来说，因总投资额带来的折旧和财务费用占据了度电成本的 80%。

降低总成本的核心在于降低投资费用，投资费用可分为设备费用和非设备费用。设备费用依赖于行业规模不断扩大、行业技术不断进步带来的生产成本不断降低，对于企业而言可控制的地方主要在于非设备费用。

这里面包括建设区位的选择，不同地区的利用小时数、地方电网接网费用、财税补贴、土地和人工成本都会带来显著差异。根据彭博新能源财经预测结果，2025 年我国未来光伏和风电发电成本将下降至 0.21～0.32 元/度和 0.18～0.24 元/度，2050 年将下降至 0.12～0.18 元/度和 0.13～0.17 元/度，除了必要的调峰机组外，基本实现新能源发电平价上网。这也为清洁能源在其他领域的应用创造出良好的条件。

以现有条件来看，光伏和风力发电各有千秋，光伏夜间难以发电，风力发电可以 24 小时运行但受天气条件制约较大。

对于想利用清洁能源制氢的企业来说，无论是采用光伏还是风电亦或二者搭配运行均具备可行条件。企业可根据地域区位特点和公司本身条件来决定方案构成。

三、煤电一体化龙头均衡发展，新能源电站是转型方向

（一）大股东实力雄厚，新能源电站是主要发展方向

公司实际控制人是国家电力投资集团，截至 2021 年末，国电投电力总装机超过 1.9 亿千瓦。其中，光伏发电装机规模超 3800 万千瓦，新能源发电装机规模超 7500 万千瓦， 可再生能源发电装机规模超 1 亿千瓦，均位居世界第一。

国电投内蒙古分公司是国电投集团全资子公司，公司是国电投内蒙古分公司的上市平台。作为电投能源的集团公司，国电投内蒙古分公司拥有煤炭、火电、铝业、新能源电站和货运业务。

截至 2021 年底，国电投内蒙古分公司拥有煤炭产能 8100 万吨、火电装机 679.9 万千瓦和 97.5 万吨电解铝运行产能，赤大白、锦赤铁路运营里程 627 公里和锦州煤炭港口规模 1800 万吨/年；下设 39 家子公司，主要分布在内蒙古蒙东地区、湖南、湖北、河南、山西、辽宁等省份。

除上市公司 4600 万吨煤炭产能外，国电投内蒙古分公司还有 3500 万吨煤矿产能，分别是 1500 万吨的白音华二号露天煤矿和 2000 万吨的白音华三号露天煤矿。

电投能源是国家电投集团在内蒙古区域内煤炭、火力发电及电解铝资源整合的唯一平台和投资载体。

为了提高国有资本配置效率，逐步兑现蒙东能源将相关资产注入露天煤业的承诺，充分整合资源和发挥规模效应，国家电投于 2017 年 3 月将其在内蒙古区域所属公司经营性资产的经营权和所属公司投资所形成的股权委托给电投能源管理。

截至 2019 年底，国电投内蒙古分公司资产证券化率为 45%。

传统业务稳步发展，新能源电站是主要建设方向。

煤炭、火电和电解铝属于传统行业，受总量限制、新增产能审批困难和能耗双控影响，新建产能多以产能置换或某一时段的国家政策契机，总体增量较为有限。

国电投内蒙古分公司未来两年存在投产预期的只有白音华煤电公司 40 万吨电解铝装置，该装置已于 2021 年 Q4 开始验收工作，完成后将根据地方政府有关规定择机投入运行。

新能源电站符合国家低碳发展战略和国电投总体战略规划，在国家‘3060’双碳政策约束下，内蒙古分公司近年来大力投建新能源电站，进一步优化能源产业结构，积极推进绿色低碳结构调整，向世界一流清洁综合能源企业迈出坚实步伐。

2021 年 11 月，国家发改委和能源局正式印发《第一批以沙漠、戈壁、荒漠地区为重点的大型风电光伏基地建设项目清单的通知》，内蒙古公司 4 个项目共计 310 万千瓦纳入开工名单，分别为：乌兰察布风电基地一期 600 万千瓦示范项目首批 120 万千瓦就地消纳工程、锡盟阿巴嘎旗别力古台 500MW 风力发电项目、通辽市 100 万千瓦外送风电基地项目和上海庙至山东特高压外送通道阿拉善基地 400MW 风电项目。

截至 2021 年底，内蒙古公司 2021 年末新能源装机达到 263 万千瓦，同比增加 38 万千瓦，电力总装机达到 943 万千瓦，新能源装机占比 27.82%，同比增加 3%。

内蒙古公司大力推进对外合作，累计与呼和浩特市等 8 个盟市级政府签订合作框架协议，与通辽经济技术开发区等 29 个旗县政府签订合作框架协议，与协鑫集团、金风科技等 36 家企业签订合作框架协议，成立合资公司 7 家，大客户合作储备项目 18 个、239 万千瓦。

（二）长协煤价上调提供盈利保障，电解铝盈利有望高位运行

公司位于内蒙古通辽霍林郭勒市，煤炭主要满足蒙东和东三省的用煤需求。

2010 年以后，在东北地区老工业地区资源日渐枯竭和供给侧改革政策驱动下，东三省从煤炭自给自足的地区变为煤炭净调入地区。

国家统计局数据显示，2019 年东三省煤炭表观需求量约为 4.16 亿吨，当年煤炭产量为 0.97 亿吨，超过 3 亿吨的用煤缺口需要从东三省以外地区调入。

公司拥有 4600 万吨露天煤矿产能，主产煤种为褐煤，平均发热量为 3100 大卡/千克，具有低硫、低磷、高挥发分、高灰熔点的特点。

露天矿产出较为稳定，一次性投产后，单吨煤炭成本中原料、折旧和修理费用较为稳定，浮动部分在于人员工资和委外剥离费用，2016-2020 年公司单吨煤炭成本在 65-77 元之间，单吨毛利弹性更多体现的是煤炭售价弹性。

定价方式方面，公司采用国家发改委要求的“基础价+浮动价”机制，煤炭价格构成主要包括年度长协价和月度长协价格。

其中年度长协合同煤炭价格调整采取与环渤海及锦州港价格联动,环渤海及锦州港价格联动即：以上年度 12 月为起点,环渤海指数变化幅度和锦州港褐煤成交价格变化幅度 7:3 权重计算值每月或连续多月累计变化大于等于正负 3%,即同比例调整下一月度基础价格；月度长协煤炭价格调整由双方根据市场情况逐户协商确定。

2021 年底，国家发改委将长协基准价从 535 元/吨上调至 700 元/吨，上调幅度为 31%。

公司公开披露的信息显示，公司 2021 年 12 月份综合价格同比涨幅也在 31%左右，公司煤炭板块有望在长协占比较高且下游客户相对稳定的基础上获得较好的盈利能力。

电解铝作为严控供给总量的传统工业品，电力成本是企业获得超额利润的关键所在。

公司 2019 年收购集团公司的电解铝产能，实现了用煤发电、用电炼铝、以铝带电、以电促煤的“煤—电—铝”一体化的循环经济产业链。

公司产出的褐煤单吨附加值较低，外运成本里运输费用要占较大比例。

公司霍煤鸿骏自备电厂具有距离煤炭产地近的优势，就近消纳煤炭直接转化成电力即提高了煤炭转化效率又实现了煤炭需求端稳定输出，从而形成了良好的产业链带动效应。

公司电解铝用电单耗约为 13600 度/吨，90 万吨产量需要约 122.4 亿度电，按照风电 2500 利用小时计算，40 万千瓦风电可发电 10 亿度，其余部分靠 180 万千瓦火电厂提供，自备电厂年化利用小时数约为 6200 小时，远超外送火电厂 4000 小时的利用小时数。

从成本端来看，2020 年公司火电厂外送电成本约为 0.21 元/度，考虑到利用小时数的影响，公司自备电厂成本在度电折旧和人工方面要低于外送电成本。除了火电厂外，公司还有 40 万千瓦的风力发电机组，新能源搭配火电的组合有助于公司更好的满足能耗总量和强度的考核要求。

2021 年内蒙能耗双控从严背景下，公司电解铝产品依然按照年初公司制定的计划进行，没有在二三季度限产。公司电解铝配套的 80 万千瓦风电机组已按照相关国家产业政策规定均取得了立项、环评批复或备案文件，目前已投产 40 万千瓦装机，还有 40 万千瓦风电指标，未来在能耗双控从严背景下有望发挥更重要的作用。

在能源 稳定供应和下游需求良好支撑下，公司 2021 年开始，电解铝毛利稳定在高位。

（三）内蒙地区可实现新能源平价上网，1GW 净利在 7000-11000 万元之间

作为传统能源类企业，公司向新能源电站领域扩张具有相当的可行性和必要性。煤炭和电解铝扩张受到供给总量严约束，火电厂指标受碳约束也不易拿到，这三类业务在国内供给总量限制的情况下，每年可为公司贡献稳定的现金流和营业利润。

新能源电站业务成为公司向新领域扩张的优质选项：

首先，在双碳政策驱动下，国家大力拓展清洁能源利用，政策端鼓励企业建设光伏或风力发电装机，融资端配套有碳减排金融支持工具，政策支撑和低成本融资的天时已经具备；

其次，公司地处内蒙古东部，是国内风力和太阳能富集区域，具备发展新能源电站的地理条件；

最后，公司作为五大电力集团子公司，具有良好的技术储备，同时在拿指标、批项目方面具有天然的便利条件。

经过 10 余年的发展，国内风光电站投资和运营水平已经具备平价上网条件，2021 年开始，国家要求风力和光伏新增装机平价上网。

公司公告显示，公司并网+在建风电和光伏装机每千瓦投资分别为 6000-8000 和 3000-4000 元水平。

我们对公司风电项目平价上网能力进行测算：

内蒙古蒙西和蒙东上网电价 0.2829 和 0.3035 元（含 13%增值税），每千瓦初始投资成本分别为 6000、7000 和 8000 元，利用小时数为 2500 小时，财务费用按照 4%的利率、15 年融资期限并以等额本息的方式进行测算，税金及附加为 2%，所得税率为 15%，每千瓦运营成本为 50 元。

得到公司在蒙西电网平价上网时 ROA 水平在 0.4-2.2%之间，按照 80%贷款比例，ROE 水平约为 2-10.8%；蒙东电网 ROA 水平在 0.8-2.7%之间，ROE为 4.1-13.6%。盈利能力的核心在于初始投资水平和上网电价。

我们以光伏每千瓦投资 3000、3500 和 4000 元分别对公司测算，除利用小时数降为 1500 小时外其余条件与风电相同，得到公司在蒙西电网平价上网时 ROA 水平在 1.1-3.1% 之间，ROE 水平约为 5-15%；蒙东电网 ROA 水平在 1.6-3.7%之间，ROE 为 8-19%。考虑到单机规模的提升和技术进步，未来新投的新能源电站盈利能力仍有提升的空间。

根据我们不完全统计，截至2021年底，公司拥有 1.6GW 光伏和风电并网装机，其中风电和光伏分别为 0.83GW 和 0.76GW；在建和拟投机组量约为 5.3GW，其中在建 2.2GW，拟投 3.1GW。

我们按照每千瓦光伏 3500 元计算，1GW 光伏在蒙西和蒙东每年净利润约为 6840 和 8750 万元，平均净利润 7800 万元；对应风电在蒙西和蒙东净利润为 8070 和 11420 万元，平均净利润为 9750 万元。

电站分布在内蒙古、山西、陕西、天津和辽宁等北方省市自治区。不同省份的利用小时数和上网电价决定了不同投资主体的盈利能力。

2021年下半年，在电力需求旺盛+电厂库存偏低+来水偏枯的共同作用下，煤价大幅上升，火电厂持续扩大。

2021年10月，《关于进一步深化燃煤发电上网电价市场化改革的通知》，电力市场化改革正式开启，未来将有序放开全部燃煤发电电量上网电价，将燃煤发电市场交易价格浮动范围由现行的上浮不超过10%、下浮原则上不超过15%，扩大为上下浮动原则上均不超过20%，高耗能企业市场交易电价不受上浮20%限制，浙江、重庆等地的电价均接近定格上调。

2021年底的经济工作会议里指出，新增可再生能源和原料用能不纳入能源消费总量控制，创造条件尽早实现能耗“双控”向碳排放总量和强度“双控”转变。

前者放宽了电价浮动的上限，后者能耗总量考核转向碳排总量考核相当于豁免了使用新能源能耗考核，将加速情节能源电力的推广应用。

2021年底江苏和广东年度电力交易结果显示，江苏省2022年绿电交易成交9.24亿千瓦，成交均价0.463元/千瓦时，较省内燃煤上网基准价上浮0.072元/千瓦时，广东省绿电交易成交 6.79亿千瓦时，成交均价0.514元/千瓦时，较省内燃煤上网基准价上浮0.061元/千瓦时。

华东和华南两大工业大省绿电成交溢价较 9 月初绿电试点交易的0.03-0.05元/千瓦时涨幅明显扩大。

短期来看，电力价格体系进一步理顺，中长期来看，随着电力市场化改革的深入，未来国内电力交易有望从目前的中长期和省内交易为主的体系向短中长并行、省内省外并行的交易体系转变。

国家目前在西北地区规划了大量的风光基地，未来随着电网通道扩容和储能设施的进一步完善，有望更好的解决西北地区新能源电力的消纳和实现更好的经济效益。

四、盈利预测与估值

我们预计公司2021-2023年归母净利润分别为42亿元、48亿元和50亿元，对应EPS依次为2.17、2.49和2.6元/股。

按照2023年业绩给传统业务8倍PE，43亿元净利润对应目标市值344亿元；新能源电站已投+在建3.8GW预计净利7.2亿，按照可比公司给予20倍PE目标市值144亿元。综合市值488亿元对应25.4元/股目标价。

五、风险提示

需求不及预期，产能投放进度不及预期。

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