電投能源研究報告：穩定向好煤與鋁，轉型成長風與光國電投旗下公司，蒙東煤電鋁一體化龍頭國家電投旗下公司，2021年更名為電投能源。電投能源原名內蒙古霍林河露天煤業股份有限公司，于2007年4月在深交所上市，2018年起煤炭年產能穩定在4600萬噸，并于2019年5月收購霍煤鴻駿鋁電公司51%股權，正式進軍鋁行業。2021年11月，公司正式更名為內蒙古電投能源股份有限公司。電投能源母公司為中電投蒙東能源集團，其對電投能源持股比例約為58.4%；而國家電力投資集團是蒙東能源背后大股東，其對蒙東能源持股比例為65%，對電投能源路徑持股比例達37.95%。2021年營收和業績均創新高。公司自2019年收購電解鋁業務后，當年營收同比增長132.8%，并在往后年度維持在190億元以上。2021年，受益于大宗商品景氣度上行，公司實現營業總收入246.49億元，同比增長23%；實現歸母凈利潤35.60億元，同比大幅增長72%，營收與業績均創新高。主要財務指標表現良好。縱向對比來看，除2020年或受疫情影響之外，公司近5年ROE和ROA分別基本在18%和12%左右小幅波動，盈利能力整體穩健。銷售現金比率和資產負債率因2019年收購電解鋁業務出現波動，在2020年后逐漸恢復常態，2021年公司銷售現金比率和資產負債率分別為26%和38%，收現能力較2019年前整體提升，償債能力逐步得到改善。橫向對比來看，公司和板塊代表性煤炭公司及電解鋁公司相比，ROE表現也多年位于前列，且與以鋁業務為主業的公司相比盈利能力穩定程度更高。公司對單一客戶依賴程度逐漸下降，營收來源更穩健。從2016年到2021年，公司前五大客戶銷售額由33.72億元升至83.48億元，占總銷售額的比例由61.3%下降至33.9%，其中關聯方銷售額占總銷售額的比例由33.6%下降至11.7%，降幅達22個百分點，可見公司業務對單一客戶及關聯方的依賴程度在逐漸下降，客源更廣泛反映營收來源更穩健。蒙東地區煤電鋁一體化龍頭。公司主營業務由煤炭、電力、電解鋁三大板塊組成，其中煤炭業務和電力業務由公司分別和旗下子公司扎哈淖爾煤業、霍林河坑口發電共同經營，電解鋁業務則由參股公司霍煤鴻駿鋁電負責。煤炭、電力、電解鋁三大業務現有產能分別為4600萬噸/年、456萬千瓦（其中火電裝機容量300萬千瓦，新能源裝機容量156萬千瓦）和86萬噸/年。2018年及以前，公司煤炭業務為營收主要來源，占比達80%及以上，自2019年起電解鋁業務開始貢獻營收，2021年煤炭業務和電解鋁業務收入占比分別達30%和59%。各業務板塊毛利率有所提升，煤鋁業務占毛利大頭。從毛利率情況來看，公司毛利率自2019年收購電解鋁公司后逐步回升，2021年煤炭業務毛利率達48%，電力業務毛利率達31%；而電解鋁業務毛利率達26%，提升最為顯著，同比增長6個百分點。在毛利潤絕對值上，2021年公司實現毛利83.9億元，其中煤炭業務和電解鋁業務合計貢獻毛利73.1億元，兩大業務板塊毛利占比已基本持平，分別占42%和45%。煤炭業務資源集中，產能穩定。公司擁有霍林河礦區一號露天礦田和扎哈淖爾露天礦田的采礦權，其中霍林河露天煤礦是全國五大露天煤礦之一；所產煤炭品種皆為優質褐煤，具有低硫、低磷、高揮發分、高灰熔點的特點，平均發熱量為3100大卡/千克，燃燒反應充分且不結焦，符合電廠環保需求。截至2021年底，公司核定產能為4600萬噸/年，查明資源儲量26.04億噸，剩余資源儲量為18.19億噸。噸煤成本較低，量價有所保障。得益于露天開采，公司煤炭成本較低，噸煤成本多年低于90元/噸。盡管在售價上褐煤同樣低于一般動力煤水平，但公司噸煤毛利率仍能保持在40%以上并不斷提高，2021年公司噸煤成本為85.2元/噸，噸煤毛利率達47.5%。在產銷量方面，基于公司在蒙東地區龍頭地位疊加穩定長期的客源，公司煤炭常年保持滿產滿銷狀態，產銷量基本等于核定產能4600萬噸/年。火電坐擁東北電網主力機組，新能源轉型有望成為業績新增長點。火電方面，公司全資子公司通遼霍林河坑口發電有限責任公司擁有2×600MW國產亞臨界直接空冷機組，是東北電網直調火電廠主力調峰機組，生產的電力主要向內蒙古東部、遼寧省、山東省及華北地區輸送，熱力供應則主要負責霍林郭勒市城區部分居民采暖負荷。新能源運營方面，截至2021年末公司新能源并網裝機規模約156萬千瓦，其中并入霍林河循環經濟局域電網裝機規模40萬千瓦；并入國家電網及蒙西電網裝機規模116萬千瓦，發電量約20億千瓦時，營業利潤約1.8億元。量價方面，公司年發售電量逐年增加，發電利用效率基本穩定在90%左右，度電售價自2017年的0.26元/千瓦時逐年提升至2021年的0.33元/千瓦時。通過并購快速切入電解鋁領域，有效拓寬利潤來源。2018年，電投能源通過發行股份和支付現金的方式，從中電投蒙東能源集團有限責任公司購買霍煤鴻駿鋁電公司共計51%的股份，蒙東能源承諾2018-2020年霍煤鴻駿總業績須達13.12億元，其中除2018年外，2019和2020年度霍煤鴻駿均實現超額收益，業績完成率分別為108%和224%，承諾期內業績總完成率達125.6%，可見霍煤鴻駿擁有較強的“造血能力”。電解鋁盈利能力快速提升，產銷率達100%。自2019年上半年至2020年底，公司噸鋁價格基本保持在12000元/噸左右，而噸鋁成本呈下降趨勢，使得單位毛利率從9%逐年提升至20%。2021年以來受益于鋁價大幅上漲，公司電解鋁單位售價提升至15000元/噸以上，毛利率提升至25%以上。產銷量方面，公司全年產銷量基本穩定在89-91萬噸左右，產銷率達100%。煤鋁業務盈利趨穩，造血能力有望增強煤炭：價格中樞抬升，助力現金流企穩增厚公司長協占比高，保供穩價政策持續推進利好公司煤炭業務利潤穩定釋放。2021年以來，受到疫后全球經濟復蘇需求旺盛、碳中和背景下煤炭資本開支縮減、極端天氣疊加出口超預期等多重因素影響，我國煤炭供需緊張狀況出現頻次有所增加，動力煤現貨價格整體波動較大。為避免煤炭價格快速上漲影響國計民生，國務院、國家發改委等多個相關部門多措并舉，反復強調做好煤炭保供穩價工作。自2021年底發布《2022年煤炭中長期合同簽訂履約方案（征求意見稿）》以來，保供穩價政策在限價要求上更加細化完善，在長協簽訂數量要求上監管督察也更趨嚴格。在此背景下，長協比例較高且簽訂履約情況較好的公司利潤確定性相對更強，現金流有望穩中有升。2022年2月發改委發布《關于進一步完善煤炭市場價格形成機制的通知》（303號文件），首次提出秦皇島港下水煤（5500千卡）中長期交易價格合理區間以及晉陜蒙三省區出礦環節中長期交易價格合理區間，并規定5月1日起正式執行。5月9日發改委公眾號發布《目前7省區已明確中長期和現貨價格合理區間》進一步明確中長期及現貨交易價格合理區間，其中，公司所處蒙東地區3500大卡煤炭出礦環節中長期交易價格合理區間為200-300元/噸。明確價格合理區間后煤價趨穩、中樞抬升，公司盈利確定性增強。公司煤炭以長協銷售為主，煤種為3100大卡左右褐煤，根據全國煤炭交易中心發布的NCEI中長期合同價格變化率聯動調整長協售價。通過觀察近年來蒙東地區3200大卡褐煤車板價走勢可以發現，在不考慮坑口價到車板價的運雜費等因素情況下，同熱值動力煤出礦環節中長期交易價格區間已處于近年車板價的中等偏上位置，可見合理區間明確后蒙東地區煤價中樞或顯著抬升。同時，如果將蒙東地區價格合理區間按公司煤炭熱值進行折算可以發現，公司近年來噸煤售價明顯低于蒙東3100大卡煤炭中長期交易限價上限，公司煤炭價格仍有進一步提升的空間，助力公司煤炭業務“造血能力”增強。成本優勢突出，毛利率不輸可比公司。在長協煤價中樞提升支撐行業整體業績增厚的背景下，電投能源與業內主要公司相比，也具備其自身的獨特優勢。一方面，受益于露天開采的特性，公司噸煤成本持續處于業內低位，同時低成本并未削弱其煤炭業務整體盈利能力，公司煤炭業務毛利率自2019年起顯著高于可比公司，近5年均保持在40%-50%區間內，盈利能力穩中向前。電解鋁：供需格局向好，有望迎來底部反彈高耗能屬性強，供給天花板明確。由于過去電解鋁產能大量無序投放，且本身屬于高耗能行業之一，自2013年起，國家陸續出臺系列政策，清理整頓違法違規項目以化解產能嚴重過剩矛盾；2017年供給側改革開始后，中央進一步嚴控電解鋁產能上限，在2018年明確新增產能只能通過產能指標置換、關停原有產能再投產新產能、地方特批這三種方式實現，近年已投產產能也均在以上范疇。在供給放量嚴重受限的情況下，行業內基本確定了國內電解鋁產能天花板為4500萬噸/年。近年已投放產能均在以上范疇，截至2022年7月底，已建成產能約4102萬噸（上海有色數據），距離約4500萬噸產能指標上限已經十分接近，考慮新增投/減產及存量復產因素，2022/2023年預計投放產量增幅為4.9%、3.5%，2023年以后或幾乎無增量，供給端整體呈剛性。傳統需求穩定，新能源拉動增量。盡管供給端存在上限，電解鋁的下游消費領域卻不減反增。電解鋁傳統終端需求中，房地產、交通運輸和電力為三大主要消費領域，近年來這些行業整體發展穩定，用鋁量也因此呈剛性。而隨著“碳中和”時代的到來，汽車、電力等傳統領域又圍繞著新能源衍生出了新興消費需求，如新能源汽車零部件生產、風力和光伏發電機組建設等，這些基于新能源的用鋁消費為電解鋁需求端注入了新的活力。預計2022-2025年全球新能源車+風電+光伏合計用鋁量可達600-1400萬噸以上，對電解鋁需求年均拉動約3%，占增量需求比重超過50%。供需格局良好疊加庫存低位，電解鋁有望迎來底部反彈。6月以來受“衰退預期”影響，包括電解鋁在內的大宗商品價格較前期有所回落，而實際上庫存等基本面指標并未出現系統性惡化，電解鋁庫存仍在持續去化。考慮到近期海外通脹壓力緩解悲觀情緒階段性釋放完畢、國內穩經濟政策加碼、新能源需求向好疊加顯性庫存等微觀基本面指標表現良好，電解鋁有望迎來底部反彈。產業鏈協同疊加自備電廠，有效控本支撐高盈利空間。電解鋁屬于能源密集型行業，成本控制對盈利性較為關鍵。電解鋁成本大部分來源于原材料和電力成本，其中氧化鋁成本占34%，電力成本占35%。電投能源在原材料端及產品銷售端充分利用集團公司國家電投旗下的貿易公司平臺提供專業的服務，在原材料采購中通過化零為整，將小批量采購轉化為大批量采購，從而獲得更優的產品結構、更穩定的采購渠道和更及時的供貨保障，同時提高議價能力，且不收取任何服務費用。同時，霍煤鴻駿公司本身在電力端也擁有180萬千瓦火電和80萬千瓦（目前實際建成并網容量為40萬千瓦）風電的自備電廠，可有效降低電解鋁生產過程中的電力成本。中性假設下，2022年煤鋁業務有望助力公司實現業績38-60億元。假設公司煤炭售價根據蒙東地區煤炭中長期交易價格合理區間折算確定，且假設2022年電解鋁價格中樞為18000-20000元/噸，在不考慮新能源轉型帶來的業績增量的情況下，據此測算電投能源2022年業績有望達到38-60億元，與2021年業績35.6億元相比，同比提升幅度可達5%-68%。考慮到公司2022Q1已實現歸母凈利潤15.12億元，且公司過往噸煤售價顯著低于價格合理區間上限、提升空間廣闊，隨著動力煤長協價中樞提升疊加電解鋁景氣度有望回歸，公司2022年業績有望顯著增長并為新能源轉型提供充沛的現金流。煤企轉型排頭兵，強勢布局新能源“雙碳”目標驅使煤企謀求轉型之路。2020年10月，清華大學氣候變化與可持續發展研究院發布研究報告《中國低碳發展戰略與轉型路徑研究》提出，1.5℃情景目標下，通過燃燒煤炭生產的電力比例將在5%以下。BCG公司在同期發布《中國氣候路徑報告》提出，若實現2050年1.5℃情景目標，碳排放量需要下降至28億噸，降幅達到76%。從主要減排抓手來看，能源結構轉型將扮演最為重要的角色。能源結構轉型預計需要貢獻52億噸二氧化碳減排任務，不考慮基準情景下的自然減排情況，能源結構轉型的減排份額占比將超過70%。因此傳統的火電行業，即通過燃燒煤炭發電將勢必受到最為顯著的影響，這促使煤炭企業謀求轉型之路。內蒙古地理優勢明顯，風電光伏裝機容量穩居全國前十。公司所處內蒙古地區既是煤炭主產區，同時也具備優渥的風光資源。內蒙古風電及光伏累計裝機容量多年位于全國前列，根據內蒙古政府“十四五”規劃，到2025年內蒙古新能源裝機規模有望達到1.35億千瓦以上，新能源裝機占比超過50%。風光資源區與煤炭資源區的重合為公司轉型新能源運營提供天然的區位優勢。電投能源在煤企轉型浪潮中具備先發優勢。截至2021年底，公司新能源并網裝機規模已達156萬千瓦及以上，其中風電項目在運裝機容量達80萬千瓦以上，光伏項目在運裝機容量達70萬千瓦以上，可稱得上是煤炭板塊新能源轉型領域的“排頭兵”。此外，公司在建及擬建風電及光伏項目分別為262萬千瓦及51萬千瓦左右，并確立了“十四五”期間“綠色效益再翻番、低碳智慧創雙一”的轉型戰略，規劃到2025年新能源裝機規模達到700萬千瓦以上，力爭將公司打造成具有核心競爭能力的綜合能源企業。背靠國家電投，集團實力強勁。電投能源的母公司為中電投蒙東能源集團，其持有電投能源58.39%的股份。而中電投蒙東能源集團的大股東為國家電力投資集團，持股比例達到65%。截至2021年底，國家電力投資集團的營業收入為3323.09億元，同比增長20.9%；經營性現金流為433.16億元，同比下降21.3%，但仍高于2016-2019年水平。國電投在新能源方面布局超前，可提供項目與經驗支持。國家電力投資集團是我國五大發電集團之一，2020年和2021年其清潔能源裝機占比分別為56.09%和62.43%，位列五大發電集團之首。截至2021年11月底，國家電力投資集團電力總裝機已超過1.9億千瓦，其中光伏發電裝機規模超3800萬千瓦，新能源發電裝機規模超7500萬千瓦，可再生能源發電裝機規模超1億千瓦，均位居世界第一。公司作為集團在內蒙古地區唯一能源上市平臺，有望承接集團在內蒙古地區的新能源項目，同時在項目質量、技術儲備、經驗儲備方面也具備天然優勢。結合公司現有新能源在運及擬在建項目、“十四五”新能源裝機規模目標，我們對電投能源2022-2025年新能源運營業務所需自籌資金以及利潤貢獻進行測算。具體假設如下：

1）裝機容量：公司在運新能源裝機容量156萬千瓦左右，擬在建新能源裝機容量為314千瓦左右，“十四五”末新能源裝機目標為700萬千瓦以上；根據預計投產時間，假設2022/2023年分別投產160/154萬千瓦，剩余目標裝機容量均攤至2024/2025年，其中各年度投產風電和光伏項目比重假設為3:1；

2）建設成本：由于公司地處內蒙古，不考慮海上風電項目，假設陸上風電建設單位成本為76億元/GW，光伏建設單位成本為46億元/GW；

3）資金分配：假設項目投資自籌資金比例為20%；

4）項目凈利潤：假設風電項目凈利潤為1.5億元/GW，光伏項