事件：1）公司发布2023年年报，2023年公司实现营业收入225.3亿元，同比下降2.34%，实现归母净利润20.1亿元，同比增长13.4%，主因2023年公司计提资产减值6.2亿元，如将减值加回，公司归母净利润约25亿元，符合我们的预期。2）公司发布2024年一季度报告，2024年一季度公司实现营业收入56亿元，同比下降7.4%，实现归母净利润8.9亿元，同比增长3%，略超我们的预期。3）公司发布2023年利润分配公告，2023年公司计划分配现金红利0.185元/股（含税）。 2023年煤炭产量高增，煤电度电盈利提升，公司利润大幅增长。在电力方面，2023年公司实现发电量607.15亿千瓦时，同比下降0.59%，其中华北火电发电量216.2亿千瓦时，同比下滑8.4%，蒙西火电发电量356.3亿千瓦时，同比增长4.7%，新能源发电量34.7亿千瓦时，同比增长0.5%。2023年公司实现销售电价0.344元/千瓦时（不含税），同比下降6.23%（0.023元/千瓦时），其中蒙西地区售电均价0.3414元/千瓦时，同比下降9.85%，外送华北火电电价预估基本稳定。在煤炭方面，2023年公司完成煤炭产量1326.2万吨，同比增长52.1%，完成煤炭销售单价401.5元/吨（不含税），同比下降12.84%（59.16元/吨）。可以看出，公司利润增长主要来源于两个原因，一个煤炭产量大幅增长，二是煤炭采购成本下降幅度高于电价下降幅度，根据公司公告，2023年公司煤炭采购标煤单价为594.6元/吨，同比降低77.92元/吨，在售电单价同比下降22.87元/千千瓦时的情况下，公司度电边际贡献同比增加2.52%。 2024年一季度利润超预期，预计主因成本下降明显。2024年一季度公司实现火电发电量134.3亿千瓦时，同比下降1%，其中蒙西火电发电量87.3亿千瓦时，同比增长4.7%，外送华北火电发电量47亿千瓦时，同比下降10%，新能源电量10.1亿kwh，同比下降0.1%。公司一季度电价0.3506元/千瓦时，同比下降0.028元/千瓦时（不含税），主要由蒙西电价下降带来，根据蒙西市场化交易结果，预计蒙西电价下降超过10%，此外，公司一季度标煤采购成本587.81元/吨，同比下降43.14元/吨，由此测算单位外购燃料成本下降约0.013元/千瓦时，低于电价下降幅度，受此影响，市场普遍预期一季度盈利不够理想。我们分析公司一季度利润超出市场预期可能主要因为除燃料以外的其他成本下降明显。2024年Q1，在电价电量均下降明显的情况公司毛利率反而同比略有提升，从24.5%提升至25%，我们分析可能主要因为公司火电机组投产时间较早，部分机组可能折旧已经计提完毕，使得公司营业成本下降明显，除此之外，公司一季度延续2023年财务费用下降趋势，2024Q1财务费用同比下降0.4亿元，两大成本的下降抵消了电价下降带来的不利影响，使得公司盈利小幅提升。 煤电一体化经营盈利稳定性高，核增300万吨产能落地后盈利稳定性进一步增厚。2023年公司煤炭产量1326.2万吨，按照5000大卡计算，公司煤炭自供率（煤炭产量/测算用煤量）达53.7%，较2022年提高近10个百分点。2023年6月，公司魏家峁露天煤矿生产能力由1200万吨／年核增至1500万吨／年，如果核增完成，公司煤炭自供率将达到60%，煤炭一体的盈利稳定性进一步增强。公司规划2022-2024年现金分红率不低于70%，2023年公司计划分配现金红利0.185元/股（含税），占公司可供分配利润70.1%，对应2023年股息率4.2%。2024年公司盈利稳定性高，在分红率70%的情况下股息率5.2%。 盈利预测与评级：考虑到电价表现，我们下调公司2024-2025年归母净利润预测分别为24.8、28.1亿元（调整前分别为26.24、29.37亿元），新增2026年归母净利润预测30.1亿元，同比增长率分别为23.5%、13.5%、7.1%，当前股价对应的PE分别为12、10、10倍，当前估值水平较低，假设2024-2026年分红率维持70%，公司股息率分别为5.2%、6%、6.5%（股息率=（归母净利润-提取盈余公积-永续债利息）。 70%/当前市值），股息率价值凸显，继续维持“买入”评级。 风险提示：公司电价下降幅度超出预期，新增煤炭产能投产进度不及预期

事件：公司发布2023年半年报，上半年实现营收110.99亿元，同比增长1.17%；实现归母净利润14.80亿元（扣非14.52亿元），同比增长26.66%（扣非增长25.34%）；其中第二季度实现归母净利润6.19亿元（同比下降7.83%）。 盈利能力大幅提升，资产负债率下降明显上半年公司毛利率23.25%（同比+3.05pct），净利率15.65%（同比+1.92pct），ROE（摊薄）9.34%（同比+1.34pct），整体盈利能力同比大幅提升。期间费用率2.24%（同比-0.85pct），其中财务费用率1.95%（同比-0.96pct），成本控制能力良好。经营性净现金流26.54亿元（同比+13.55%），主要受益于煤炭销量及销售收入增加。截至上半年末，公司资产负债率47.80%（同比-3.49pct），资产负债率下降明显。 煤炭产销大幅增长提振业绩，电量及电价基本稳定上半年公司全力推进核增产能落地，煤炭产销量大幅增长，推动归母净利润高增长。上半年煤炭产量676.55万吨（同比+88.41%），煤炭外销量312.46万吨（同比+119.16%），煤炭销售均价415.25元/吨（不含税）（同比-13.81%）。上半年发电量285.56亿千瓦时（同比-1.58%），受蒙西电力市场交易情况影响，平均电价359.15元/千千瓦时（不含税）（同比-3.43%）。 煤炭产能核增至110500万吨，盈利稳定性进一步提升根据6月14日公司公告，经国家矿山安全监察局研究决定，同意魏家峁露天煤矿生产能力由1200万吨/年核增至1500万吨/年。魏家峁煤矿部分煤炭用于电厂自用和公司合并范围内销售，其余全部外销。按照2022年公司煤电发电量以及煤耗测算，核增完成后公司煤炭自给率将超过60%，进一步提升盈利稳定性并减少运输环节成本，煤电协同发展效应进一步增强。 十四五新能源目标110000万千瓦，22023--52025年复合增长率990%公司规划到十四五末，装机容量达到2000万千瓦，其中新能源装机比重达到50%（1000万千瓦），按照2023年上半年新能源装机144.62万千瓦测算，2023-2025年新能源装机复合增长率将达到90%，新能源建设有望进入加速期。公司将多措并举获取新能源资源，探索研究存量风电机组“以大代小”发展路径，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。截至上半年末，在建38万千瓦光伏项目预计年内投产，同时已获得备案或核准的储备项目107万千瓦。e_Summary]】估值分析与评级说明预计公司2023-2025年归母净利润分别为27.94亿元、32.41亿元、37.22亿元，对应PE分别为7.9倍、6.8倍、5.9倍。首次覆盖，给予“推荐”评级。 风险提示：煤价超预期上涨；新能源开发进度不及预期；上网电价下调。

事件：公司发布] 2023年半年报，实现营收 111亿元，同比增长 1.2%；实现归母净利润 14.8亿元，同比增长 26.7%；23Q2实现归母净利润 6.2亿元，环比下降 28.2%。 平均电价下滑 3%，压缩盈利空间。截至 2023H1，公司已投运装机容量 13GW，其中煤电装机容量为 11.4GW，在内蒙古电力市场份额较高，规模优势进一步凸显；2023H1，公司电力产品销售实现收入 95.1亿元，实现发电量 286亿千瓦时，蒙东/蒙西/华北发电量同比分别-8%/+1%/-6%；平均上网电价为 0.359元/千瓦时，同比下降 3%，标煤单价 601元/吨，同比下降 6%，电量电价下滑压缩利润空间。据中电联预测，下半年国民经济恢复向好叠加今年夏季全国大部地区气温接近常年到偏高，预计电力供需总体紧平衡，公司将是内蒙古自治区重要的电源支撑点。另外，公司上都发电厂“点对网”直送华北电源项目和蒙西至天津南特高压输变电工程外送项目具有跨区域送电的市场优势。 煤电协同优势突出，强力推进煤炭增产保供。2023H1，煤炭销售实现收入 13.0亿元，同比增长 88.9%。2023年 6月，魏家峁煤矿取得国家矿山安全监察局批复，煤矿生产能力由 1200万吨／年核增至 1500万吨／年，其中部分煤炭自用和公司合并范围内销售，其余全部外销，煤电协同效应进一步增强。2023H1魏家峁实现产量 677万吨，同比增长 88.4%，其中对外销量 312万吨，同比增长119%，平均销售价格为 415元/吨，同比下滑 14%。魏家峁产能核增释放增厚公司业绩，亦能减少成本端上行风险，增加公司自用/外销灵活度。 新能源转型步伐加快，项目储备丰富。公司顺应绿色低碳转型，不断推进新能源产业发展。截至 2023H1，公司在运新能源装机容量为 1.5GW，占已投运机组装机容量的 11.3%，其中风电/光伏装机容量分别为 1.4/0.1GW，在建光伏项目 0.4GW，已获得备案或核准的新能源项目 1.1GW；受益于内蒙地区新能源政策陆续出台，公司新能源转型步伐不断加快。 降本增效拓市场，大力开展效益调电。公司进一步突出营销龙头作用，全力增发抢发效益电。2023H1公司市场化交易电量 256亿千瓦时，占上网电量比例为96.5%；蒙西地区火电利用小时 2549小时，较去年同期增加 27个小时；魏家峁公司利用小时 2305小时，高于蒙西地区特高压外送平均利用小时。 同时，公司积极落实财税优惠政策，财务费用同比减少 1.0亿元（-31.7%），公司争取到 3年期能源保供专项贷款 5000万元，利率 1.75%，较同期 LPR利率下浮 190个基点，再创融资利率水平新优。 盈利预测与投资建议。预计公司 23-25年归母净利润分别为 32亿元/36亿元/42亿元，对应 23-25年 PE 分别为 7.0/6.2/5.3倍，维持“买入”评级。 风险提示：煤价电价波动风险，新能源发展或不及预期等。

事件：公司发布 2022年年报，全年公司实现营业收入231亿元，同比增长21.4%；归母净利润17.6 亿元，同比增长256%。 上网电量增长显著，经营业绩向好。2022 年全年公司实现上网电量566 亿千瓦时，较上年同期增长6.5%。受交易电价政策影响，市场化交易占比提升，带动电价上涨，2022 年公司平均售电单价367 元/兆瓦时，同比增长18.7%，同比增加57.8 元/兆瓦时，市场化交易电量占上网电量的96.3%，较去年同期提高34.4pp，电力销售业绩保持增长。 煤炭生产高增，支撑公司维持高盈利。公司所属魏家峁煤矿取得国家矿山安全监察局批复，同意煤矿生产能力由600 万吨／年核增至1200 万吨／年，产能进一步释放。全年魏家峁煤矿煤炭产量872 万吨，同比增长22.8%；煤炭自用和内销209 万吨，外销380 万吨，自用内销比例低于外销比例，持续推进煤炭增产保供扩销。尽管电煤价格持续高位运行，公司持续发挥煤电协同优势，公司标煤单价完成673 元/吨，同比增加8.7%，仍显著低于同行标煤单价水平，支撑归母净利润同比增长256%。魏家峁煤炭产能释放加快，煤炭自用率提升，“煤电一体化+特高压外送”的模式在高煤价预期下保障公司火电具有成本优势，为公司电力主营业务贡献充足现金流。 风光项目开发潜力大，有望实现快速发展。截至年末，公司风电装机容量为137.6万千瓦，光伏发电装机容量7万千瓦，在建光伏项目38 万千瓦，已获得备案或核准的新能源项目107 万千瓦，新能源装机占比达11.3%。2022 年公司风电发电量为33.3 亿千瓦时，同比增长5.3%；光伏发电量为1.2 亿千瓦时，同比增长2.4%。2022 年公司全资子公司聚达公司灵活性改造促进市场化消纳38 万千瓦新能源项目开工建设，推进新能源结构转型。 盈利预测与投资建议。预计2023-2025 年EPS 分别为0.47元、0.54元、0.63元，未来三年归母净利润将保持33.0%的复合增长率。鉴于火电成本优势，各业务协同效应显著，给予公司2023 年2.3 倍PB 估值，对应目标价5.06 元，维持“买入”评级。 风险提示：煤价电价波动风险，新能源发展或不及预期等。

业绩总结：202 2年上半年，公司实现营业收入109.7亿元，同比增长33.9%；归母净利润11.7 亿元，同比增长142%。上半年公司业绩大增，主要系售电量增加、市场化交易占比提升以及新能源投资回报增加所致。 量价齐升，火电业绩大增。22H1 公司以火电为主的电力产品营收99.9 亿元（+42.6%），营收大增主要系售电量和电价增加所致。22H1 公司售电量269 亿千瓦时（+7.2%），电量市场化交易占比由去年同期的56.8%增至22H1的95.2%，增长38.4pp。市场化交易占比提升带动电价上涨，22H1 平均上网结算电价为371.9 元/千千瓦时（+33.9%）。 煤炭产能扩张，煤电协同优势加固。22H1 魏家峁煤矿煤炭产量359.09 万吨（+9.74%），自用和内销216.5 万吨，占比高达60.3%。煤电协同优势促使公司22H1 标煤单价完成638.29 元/吨，虽同比增长20.8%，但显著低于同行标煤单价水平。22 年4月，魏家峁煤矿获批将产能增至1200 万吨/年，同期煤炭销售价418.8 元/吨（+9.6%）。双利好刺激，魏家峁在22H1 实现6.3 亿元净利润，为公司净利润贡献53.7%。魏家峁支撑公司煤电协同效应发挥作用，同时为公司电力主营业务贡献充足现金流。 加大风光资产投入，新能源业绩回报渐显。22H1 公司新能源装机容量144.6 万千瓦，占比11.3%。其中，风电装机容量为137.6 万千瓦，光伏装机容量为7万千瓦。22H1 聚达公司38 万千瓦新能源项目开工建设，打造风光火一体化，促进新能源消纳。同期乌达莱风电项目获公司0.33亿元新增投资，在重要在建工程新增投资额中占比97.6%。22H1 聚达和龙源风电新能源子公司实现营收27.6 亿元，贡献比例达25.2%；实现净利润4.4 亿元，贡献比例达38.1% 盈利预测与投资建议。预计2022-2024 年EPS 分别为0.45 元、0.55 元、0.62元，未来三年归母净利润将保持107.3%的复合增长率。鉴于火电成本优势，各业务协同效应显著，维持“买入”评级。 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等。

事件：公司发布] 22H1业绩快报称，实现营业总收入 109.7亿元，归属于上市公司股东的净利润 11.7亿元，分别同比（重述后）增加 33.9%和 142.0%。 经营业绩加速释放，归母净利润同比增长 142.0%。 22H1公司实现营业总收入109.7亿元，营业利润 16.9亿元，分别同比（重述后）增加 33.9%和 264.5%； 实现归母净利润 11.7亿元，同比（重述后）增加 142.0%。预计业绩环比继续提升，利润释放符合预期。 煤炭内部供应增加，煤电一体化产业协同优势显著。截至 2022年 6月，公司煤炭外销量 142.6万吨，同比减少 29.4%，系公司进一步发挥煤电一体化产业协同优势，增加煤炭内部供应，缓解燃煤成本上涨压力。公司煤炭产量 359.1万吨，同比增长 9.8%；煤炭销售平均单价完成 481.80元/吨（不含税），同比增加42.13元/吨（不含税），同比增长 9.6%。在内蒙古全力推进核增煤矿释放产能的背景下，2022年 6月公司魏家峁一期工程接续用地（第二批）项目进入公示，产能核增至 1200亿吨，截至 22年 7月秦皇岛动力煤 5500平均平仓价约1174元/吨，仍处在历史较高位，预计公司煤炭业务创收能力将持续增强。 发电业务稳步提升，盈利同比增长趋势逐步呈现。22H1社会用电量需求增加，公司发电量稳步上升，完成发电量 290.2亿千瓦时，较上年同期增长 6.7%；完成上网电量 268.7亿千瓦时，较上年同期增长 6.5%。公司 22H1实现平均售电单价 371.97元/兆瓦时（不含税），同比增加 94.30元/兆瓦时（不含税），同比增长 34.0%。内蒙古自 21年 10月以来逐步放开火电交易电价市场化上浮比例，其中高耗能上浮不设上限，其他行业不超过 20%，使公司前述指标较上年同期（重述后）相比均有较大幅度增长。公司是华能集团在内蒙的唯一上市公司，有望承接集团在内蒙的风光大基地规划，同时公司年内将建成两个灵活性改造项目，配套 85万千瓦光伏，通过火电灵活性改造实现风光火一体化发展。 盈利预测与投资建议。预计公司 22-24年归母净利润分别为 29.6亿元/36.0亿元/40.3亿元；考虑到公司拥有火电成本优势，各业务协同效应显著，维持“买入”评级。 风险提示：煤矿达产进度不及预期风险，煤价电价波动风险。

推荐逻辑：1）煤炭产能翻倍，煤价高位趋稳，营收将大幅提高；2）煤电联营 成本优势明显，市场化交易持续推高电价，预计22 年火电净利润将增加约15 亿；3）大基地政策叠加集团赋能，火电区域规模优势突出，有望利用火电灵活性进行调峰，打造风光储一体化项目，实现25年新能源装机比例不低于50%目标。 产能翻倍+煤价趋稳，煤炭业务创收能力强。2021 年公司实现煤炭销售收入20 亿元，毛利率66.3%，毛利占比大幅扩张至70%。2021 年公司综合毛利率、归母净利润增速、资产负债率等各项指标显著优于同行。魏家峁煤矿资源优质， 2022 年产能已正式核增至1200 亿吨，截至22 年7月秦皇岛动力煤5500平均平仓价约1174元/吨，仍处在历史较高位，预计煤炭业务创收能力持续增强。 成本优势+电价上涨，火电净利润或增长15 亿元。成本方面，通过灵活提高煤炭自用比例至48%，2021 年公司实现入炉标煤单价617 元/吨，显著低于同行， 22H1 自用比例达60.3%。销售方面，公司2021 年市场化交易占比达62.1%， 平均售电价同比上涨18.6%。22H1公司电力交易市场化比例大幅提升至95%， 售电单价进一步上涨至0.37 元/千瓦时，同比上涨34%。假设未来入炉标煤价格在650 元/t、火电售电单价0.36 元/千瓦时，预计22 年火电税后净利润将增长约15 亿元。 集团支持+大基地政策，风光项目将加速发展。一方面，内蒙提出“十四五”打造45GW风光大基地，与华能集团“两化”战略契合。公司作为华能集团在内蒙的唯一上市公司，有望承接集团在内蒙的装机规划；另一方面，公司火电装机占内蒙火电总装机容量12%，年内建成两个灵活性改造项目，配套85 万千瓦光伏，有望通过火电灵活性改造实现风光火一体化发展，参与调峰市场和现货市场，提高整体盈利水平。 盈利预测与投资建议。预计2022-2024 年EPS 分别为0.45元、0.55 元、0.62 元，未来三年归母净利润将保持107.3%的复合增长率。鉴于火电成本优势，各业务协同效应显著，给予公司2023 年2.5 倍PB 估值，对应目标价5.3 元，首次覆盖给予“买入”评级。 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。

?量价齐升，营收疫情逆势增长。公司2020年上半年完成发电量277.91亿千瓦时，同比增加21.05亿千瓦时，同比增长8.20%；实现上网电量257.48亿千瓦时，同比增加20.70亿千瓦时，同比增长8.75%，发电量的增长主要源于内蒙古和林发电公司的新增机组投产。分地区来看，蒙东地区实现发电量0.89亿千瓦时，同比增长13.48%，主要来自于乌力吉木仁风电场发电量同比增长了38.71；蒙西地区发电量163.30亿千瓦时，同比增长20.14%；华北地区火电受疫情影响，出现下滑，实现发电量113.60亿千瓦时，同比下滑5.36%。2020年上半年公司实现平均售电单价262.90元/千千瓦时（不含税），同比增加9.39元/千千瓦时（不含税），同比增长3.70%。在售电量和价格双双上升的情况下，公司克服了煤炭营收缩水影响，实现营收72.96亿元，同比增长7.99%。随着下半年疫情恢复，公司煤炭业务恢复，公司业绩有望更上一层楼。 ?成本大幅提升，利润遭受削减。2020年上半年，受疫情影响，公司标煤单价完成391.19元/吨，比上年同期上升42.86元/吨，增幅12.30%。公司标煤单价上升主要由供需两方面原因驱动：供给端，由于内蒙古煤炭领域违法违规问题倒查20年，区内煤炭产能、产量均有下滑。蒙西地区部分煤矿在春节后未能正常复工，供给明显下滑，叠加疫情封锁交通，煤价物力成本抬升。需求端，公司公告披露中报期内区域内特高压项目集中投产，外送电量抬高，电煤需求旺盛。中报期内，公司营业成本60.55亿元，同比增长了12.49%，增速大于营收增速。成本大幅提升，期内实现归母净利润6.84亿元，同比减少7.55%。下半年，随着疫情可控，公司煤炭业务有望恢复正常，公司自用煤成本可控，缓解用煤成本上升趋势，公司利润有望在煤价平稳的情况下逐步回暖。 ?结构转型初见成效，新能源表现优秀。清洁能源是未来发展的主线，同时内蒙古地区风、光资源丰富，公司顺应供给侧结构性改革，加快发展新能源产业。截至报告期，公司投资的乌达莱风电475兆瓦项目目前工程进度已经完成61.49%，而且2019年年末又成功收购察尔湖光伏项目，公司新能源产业正逐步壮大。2020年上半年风电合计发电量9.37亿千瓦时，同比增长5.04%。光伏发电量0.63亿千瓦时，同比增长200%。随着公司新能源项目逐步投产，电力结构进一步优化，公司竞争力得到加强。 投资建议2020年上半年，公司营业收入保持稳定增长，但疫情影响，营业成本抬高，公司利润受损。公司积极抗击疫情，新增发电机组发电量稳定，预计下半年电力需求回暖，全年电量仍能保持增长，电价维持相应水准的情况下，公司业绩有可靠保障。考虑到公司今年上半年煤炭业务受疫情影响严重，同时电煤成本明显增加，我们下调公司盈利预测，2020-2022年的营业收入分别从155.70亿元、164.37亿元和168.67亿元，下调至154.36亿元、163.13亿元、167.23亿元；同期归母净利润分别从14.69亿元、19.72亿元和23.86亿元，下调至10.22亿元、12.51亿元、15.79亿元，对应EPS分别为0.18、0.22、0.27元/股。维持“增持”评级。 风险提示1）受疫情影响，社会用电量需求下滑，发电量不及预期；2）煤炭价格事件性上涨，燃料成本上涨；3）新项目进度滞后于预期。

事件概述 2020年4月28日,公司发布2019年年度报告:公司2019年实现营业收入144.77亿元,同比增长5.34%;其中:电力产品销售收入实现131.19亿元,同比增长5.45%;供热产品销售收入实现2.97亿元,同比增长12.34%;煤炭销售收入实现9.63亿元,同比增长6.53%。归属于上市公司股东的净利润11.04亿元,同比增长41.07%;基本每股收益0.17元,同比增长30.77%。 公司发布2020年一季度报告,报告期内实现营业收入33.38亿元,同比上涨6.19%;实现归属于上市公司股东净利润1.28亿元,同比下滑27.51%。基本每股收益0.018元。 分析判断: 蒙西市场表现亮眼,公司业绩超预期。公司成立以来,主要以火力发电、供热为主。公司的全部发电资产均位于内蒙古自治区境内,为内蒙古自治区大型独立发电公司之一。截止2019年12月31日,公司可控装机容量1,237.6万千瓦,所发电量除了保证内蒙古自治区外,还向华北、京津唐等地区输送,为内蒙古自治区及我国社会经济发展和居民生产生活用电提供重要的电力能源保障。目前,公司在蒙西电力市场的份额约为10%左右;在京津唐电力市场的份额约为7%左右。受益于蒙西地区总体负荷增长较快及公司控股的内蒙古和林发电有限责任公司两台机组8月份投产等因素的影响,公司2019年完成发电量553.50亿千瓦时,同比增长4.08%;完成售电量511.74亿千瓦时,同比增长4.33%;实现平均售电单价256.37元/千千瓦时(不含税),同比增加2.73元/千千瓦时(不含税),同比增长1.08%;完成售热量1270万吉焦,同比增加89万吉焦,同比增长7.46%。2019年平均发电利用小时为4,827小时,比上年同期略降5小时。其中:蒙西地区火电平均利用小时为5,308小时,比上年同期增加587小时,增长12.43%,蒙西市场表现亮眼,目前电力供应还处于偏紧状态;外送华北地区火电平均利用小时为4,842小时,比上年同期减少621小时,下降11.37%,一方面在于公司外送华北机组2019年检修时间较长,另一方面外送京津唐电网沿线特高压配套电源大幅度增加,网内存量火电机组发电空间受到挤压;新能源项目平均利用小时为1,887小时,比上年同期减少113小时,下降5.65%。 收购并购察尔湖5万千瓦光伏项目,资产规模扩大。公司近年以来,通过处置低效无效资产、并购优质新能源项目以及魏家峁煤电公司、和林发电公司全面投产,使得公司产业布局不断完善,已经形成了跨区域送电、煤电一体化以及新能源与常规能源并重的良好发展格局。2019年,公司控股的和林发电公司132万千瓦发电机组投产,完成并购察尔湖5万千瓦光伏项目,年末发电装机容量1,237.60万千瓦,同比增加137万千瓦时,增长12.45%;年末资产总额446.09亿元,同比增长3.83%;负债总额271.03亿元,同比增长2.23%;资产负债率60.76%,同比下降0.95个百分点。报告期,公司根据减值测试结果,计提坏账准备及各类资产减值准备共计2.73亿元,进一步夯实了经营基础。 增资乌达莱公司475兆瓦风电项目,有望拉动风力板块表现。锡林浩特乌达莱475MW风电项目于2019年4月开工建设,年内已完成工程进度59.3%,计划2020年实现项目完工并投产运行。预计项目投产后,受益于优质风力资源,项目风机利用小时数有望超过3000,所发电能可通过锡盟-泰州特高压实现外送,公司年内又通过旗下全资子公司龙源风电间接持有乌达莱风电60%控股权,此次追加注资5.74亿元,该项目将成为风电板块新的增长点,将进一步增强公司的核心竞争力。2019年年末公司又成功收购察尔湖光伏项目,为公司的转型发展和结构调整提供了便利条件。 一季度公司业绩下滑明显,二季度预计情况有所改善。公司一季度营收实现营业收入33.37亿元,同比增长6.19%,实现归母净利1.28亿元,同比减少27.51%。主要原因在于受疫情影响,公司煤炭外销量同比降低44.19%,而销售单价下滑明显,销售平均单价完成276.22元/吨(不含税),同比减少29.63元/吨(不含税),同比降低9.69%,造成公司煤炭销售板块营收下滑。而内蒙区域动力煤平均坑口结算价格为221.94元/吨,较2019年四季度(下称环比)上涨4.50%,较2019年一季度(下称同比)上涨3.31%。公司电煤单价完成399.27元/吨,比上年同期增加47.41元/吨,造成了燃料成本的增长,影响了发电板块的利润率。好在内蒙古区域动力煤平均坑口价格在3月中旬达到最高值后已经开始回落,3月下旬回落至224.49元/吨,较3月中旬下降2.03%,二季度坑口动力煤价格有望继续回落,公司发电板块盈利情况有望得到改善。 投资建议 2019年营收同比稳步增长,在蒙西地区负荷需求保持一定增速的情况下,公司未来业绩有望得到持续支撑。一季度内蒙古区域动力煤平均坑口价格同比上涨3.31%,好在3月下旬价格已经回落,二季度坑口动力煤价格有望继续下降。同时公司通过收购增资等方式,不断扩大资产规模和发电装机容量,预计在成本下降和发电规模提升的前提下,公司业绩将进一步上升,我们之前预测2020-2021年营业收入为149.66亿元、154.45亿元,现我们上调公司营业收入,增加2022年预测。预计2020-2022年的营业收入分别为155.70亿元、164.37亿元和168.67亿元,同比增速分别为7.5%、5.6%和2.6%;归母净利润分别为14.69亿元、19.72亿元和23.86亿元,同比增速分别为33.0%、34.3%和21.0%,对应EPS分别为0.25、0.34、0.41元/股,对应PE分别为10、8、6倍。维持“增持”评级。 风险提示1)受疫情影响,社会用电量需求下滑,发电量不及预期;2)煤炭价格事件性上涨,燃料成本上涨;3)火电售电单价继续下滑;4)新项目进度滞后于预期。

事件: 公司发布实控人增持计划。公司公告实控人华能集团通过旗下华能结构调整基金2月4日增持公司股份0.344%,成交金额4867.19万元。同时,华能结构调整基金拟在未来6个月内,在不低于2亿元、不超过4亿元(含本次增持)范围内继续增持公司股份。 公司发布2019年经营数据。公司1月下旬发布2019年经营数据,全年完成发电量553.49亿千瓦时,同比增加21.69亿千瓦时,同比增长4.08%。 投资要点: 蒙西消纳机组发电量如期增长,和林电厂投产发电贡献增量。公司全年发电量同比增长4.08%,高于前三季度增速的3.88%。其中,蒙西消纳机组全年发电量同比增长20.83%,高于前三季度的20.15%,主要受益于公司和林电厂8月30日顺利实现双机投产,和林电厂4个月实现发电量27.26亿千瓦时,折合利用小时数2065小时,产能利用率爬坡迅速。除和林电厂外,其他蒙西消纳机组发电量亦保持高速增长,我们持续强调当前我国电力整体格局为供需区域分化,蒙西地区受益钢铁、有色等高耗能产业持续引进,用电需求持续领跑全国。同时,在2020年新电价机制下,我们判断供需格局持续向好的区域电价风险较低。目前蒙西火电机组市场化交易比例已接近70%,交易折价基本达到发改委规定的折价上限,蒙西机组综合上网电价无下行风险,长期看存在上行空间。 外送华北机组发电量受检修拖累,2019年为外送机组盈利低点。公司2019年外送华北机组全年发电量同比减少10.82%,略大于前三季度的10.68%。细分来看,四季度外送机组发电量下滑主要受上都第二电厂拖累,上都第一及魏家峁电站发电量降幅均有所收窄。外送机组发电量下滑系机组、线路检修以及区域外机组及集中投产等多方面因素所致,预计2019年外送机组处于盈利低点。 大股东增持体现大股东信心,高分红率承诺彰显配置价值。华能集团此次增持为第二轮增持,上一轮增持为2019年2月-8月,华能集团通过旗下华能结构调整基金累计增持公司股份1.85%(成交金额3.11亿元)。此次拟增持金额范围为2亿-4亿元,在当前股价处于低位时已完成近5000万元,彰显大股东对公司长期发展的信心。公司承诺2019-2021年度每年现金分红率不低于70%且每股派息不低于0.09元人民币,按照我们最新盈利预测及当前股价,70%分红率假设下公司2019年股息率有望高达5.4%,配置价值凸显。 盈利预测与评级:我们下调公司2019-2021年归母净利润预测分别为11.13、13.14和16.48亿元(调整前分别为14.09、17.80和20.25亿元),当前股价对应PE分别为13、11和9倍。公司煤电一体化盈利稳健,受益区域供需改善成长确定,估值低于行业平均水平,维持“买入”评级。

电价下降煤价上涨,Q3 业绩略低于预期;公司承诺不低于70%分红,预计2019 年股息率有望达到5%。 投资要点:[lT abl投e_资Su建mm议a:ry]维 持2019-2021 年EPS预测为0.23、0.26、0.27 元,考虑到公司分红比例较高,给予2019 年略高于行业平均的18 倍PE,维持目标价4.14 元,维持“增持”。 事件:公司发布三季报,2019Q3 营业收入37.2 亿元,同比增长4.2%;归母净利2.7 亿元,同比增长10.6%。业绩略低于预期。 Q3 电量增电价降,营收同比增长4.2%。Q3 上网电量139.7 亿千瓦时,同比增长6.2%。1)蒙西增长13.2 亿千瓦时(+19.8%):和林发电2 台60 万千瓦机组于8 月份投产,贡献7.2 亿千瓦时;同时蒙西地区负荷增长较快,蒙西机组利用小时提升;2)华北下降4.9 亿千瓦时(-7.5%):其中魏家峁电量下降4.3 亿千瓦时。电价方面,Q3 电价同比下降1.3%,主要由于电量的结构性变化。1)高电价的上都电厂电量减少(上都电价最高,超过3 毛);2)魏家峁临时结算电价调整(今年的临时结算电价比去年低);3)蒙西地区电价上升。 燃料成本上涨导致毛利率下降,2019 年股息率有望达到5%。Q3 营业成本同比增长9.1%,高于营收增幅4.2%,原因是公司燃料成本上涨,主要由于上都电厂煤价上涨(上都附近陆续有电厂投产,导致当地煤炭供需形势发生变化),蒙西区域电厂的煤价保持稳定。受电价下降与煤价上涨影响,公司Q3 毛利率同比下降3.6 个百分点,毛利同比减少0.98 亿,但由于少数股东损益同比减少,Q3 归母依旧实现正增长。预计2019 年归母净利有望超过13 亿元,按照公司承诺的不低于70%分红计算,2019 年股息率有望达到5%。 风险提示:用电需求不及预期,煤价差预期上涨

事件: 公司发布2019年三季报。前三季度实现营业收入104.72亿元,同比增长5.67%;实现归母净利润10.11亿元,同比增长87.89%,略低于申万宏源预期的10.4亿元。 投资要点: 蒙西机组发电量继续高增长,直送华北机组发电量受检修拖累,导致公司三季度业绩略低于预期。公司前三季度合计发电量达408.09亿千瓦时,同比增长3.88%,其中,蒙西地区机组发电量同比增长20.15%,与上半年的20.59%基本持平,主要受益于蒙西地区为钢铁、有色等高耗能产业转移主要基地,用电需求持续保持高增速,内蒙古前三季度累计用电增速达10.57%,增速位居全国前三。前三季度直送华北机组受机组、线路检修以及区域外机组及集中投产影响,利用小时数有所下滑,公司前三季度外送华北电量同比减少10.68%,较上半年的-12.1%略有收窄,主要系上都电厂检修接近尾声,而魏家峁电站三季度检修时间延长,发电量降幅扩大,对业绩有所拖累。此外,公司三季度计提3711万资产减值损失,主要系子公司海勃湾电力股份减值,进一步拖累整体业绩表现。 投资收益同比大幅增长,参股机组受益大幅改善。公司前三季度投资收益同比增加3.47亿元,其中公司大唐托克托电站(持股15%,仅分红时计投资收益)今年提前分红2.34亿元,剔除该影响后公司前三季度投资收益仍同比增加1.03亿元,其中三季度单季同比增加0.48亿元。公司参股机组主要位于蒙西地区,结合内蒙古电力供需格局以及公司蒙西机组电量、电价情况,我们判断公司参股机组有望实现量价齐升,盈利能力显著回升。 和林电厂投产发电,乌达莱风电项目全面开建。公司和林电厂8月30日顺利实现双机投产,和林电厂三季度实现发电量7.54亿千瓦时,折合利用小时数571小时,产能利用率爬坡迅速,后续有望持续贡献业绩增量。公司8月底披露向乌达莱风电项目公司增资5.74亿元.,目前乌达莱475兆瓦风电项目已全面进入安装阶段。项目通过锡盟-山东特高压线路外送,盈利能力可观,预计投产后显著提升公司风电板块装机规模。 供需分化背景下继续看好公司业绩释放,高分红率承诺彰显配置价值。当前我国电力基本格局为供需区域分化,我们判断在2020年新电价机制下,供需向好的地区电价下调风险极低,期待公司蒙西机组业绩持续改善、外送华北机组线路检修结束后盈利修复。公司承诺2019-2021年度每年现金分红率不低于70%且每股派息不低于0.09元人民币,按照我们最新盈利预测及当前股价,70%分红率假设下公司2019年股息率有望高达5.7%。 盈利预测与评级:我们下调公司2019-2021年归母净利润预测分别为14.09、17.80和20.25亿元(调整前分别为15.37、18.64亿元和20.33亿元),当前股价对应PE分别为12、10和9倍。公司煤电一体化盈利稳健,受益区域供需改善成长确定,我们预计2019年股息率有望高达5.7%,估值低于行业平均水平,维持“买入”评级。

业绩持续向好,维持“买入”评级 前三季度公司实现归母净利/扣非归母净利10.1/10.0亿元,同比+88%/+90%。业绩保持高增长的主因系蒙西电量持续增长+投资收益增加+煤炭销售额提升,增量资产陆续投运,我们继续看好存量火电资产业绩反弹。维持19-21年归母净利预测为13.2/16.3/18.7元,参考同行业19EPB均值1.2倍,考虑到公司业绩持续向好,投资价值可观,我们给予19年目标PB1.5-1.7倍,调整目标价为3.07-3.47元,维持“买入”评级。 前三季度业绩符合预期,继续看好未来业绩放量 前三季度业绩增长主因:1)发电量同比+3.9%:受益于蒙西用电需求高企,蒙西火电发电量前三季度同比+20%,其中Q3同比+19%;外送华北电厂受制于华北地区电力供给增加,发电量前三季度同比-10.7%,其中Q3同比-8%,下滑比例持续收窄;2)投资收益同比+3.5亿:公司持有托克托两大电厂15%股权,受益于18年托电利润同比+76%,19Q2宣告分红额大幅增长至2.3亿元;3)煤炭销售额提升:前三季度公司煤炭产量同比+15%,增产部分外销使得煤炭销售收入达7.6亿元,同比+52%;叠加蒙西参股火电资产盈利持续好转,前三季度公司实现归母净利10.1亿元,同比+88%。 2019-21年分红比率不低于70%,股息收益率预计将超5% 根据公司公告,19-21年公司将以现金方式分配的利润原则上不少于当年可分配利润的70%且每股分红不低于0.09元,我们预计2019年归母净利润达13.2亿。根据测算,在可转债不转股的情况下,假设分红比率为70%,则相对于10月29日收盘价的股息收益率为5.8%,如果18.7亿可转债全部转股,股本将增加至64.7亿股,股息收益率为5.2%,投资价值可观。 乌达莱&和林电厂投产在即+存量火电资产业绩反弹,未来潜力可期 增量资产前景可期:1)乌达莱项目:在建装机47.5万千瓦,我们预计2020年可完成投运,受益于风力资源禀赋优质+锡盟-泰州特高压外送,利用小时有望达3000小时,我们预计投运后可贡献归母净利1.5亿左右;2)和林项目:装机132万千瓦,外输至乌兰察布,18年乌兰察布供给缺口最高达270万千瓦,19年8月完成投运,我们预计未来该项目利用小时有望达较高水平。存量资产业绩有望反弹:我们继续看好蒙西电力需求持续走高推动利用小时继续走高+煤价下移带动蒙西存量机组业绩持续好转。 维持盈利预测,维持“买入”评级 我们维持19-21年归母净利预测为13.2/16.3/18.7元,对应EPS0.23/0.28/0.31元,BPS2.04/2.18/2.31元。参考同行业19EPB均值1.2倍,考虑到公司业绩持续向好,投资价值可观,我们给予19年目标PB1.5-1.7倍,调整目标价为3.07-3.47元,维持“买入”评级。 风险提示:电价超预期调整,煤价上涨,发电量不及预期。

三季度发电增速下滑,营收放缓。 2019年第三季度,公司单季发电151.24亿千瓦时,环比增加10.76亿千瓦时,环比增速为7.66%,较二季度发电增速20.72%下降13.06pct。拆分区域来看,主要受机组检修及区域外送机组逐步投产等因素影响,蒙东和华北地区三季度发电量环比分别下降36.84%和9.32%;蒙西地区和林发电今年8月份投产两台机组,同时地区总体负荷增长较快,蒙西在第三季度环比实现25.41%的增长,拉动公司三季度发电总量。前三季度营收增速5.67%较上半年增速6.49%下滑0.82pct。 上网电价继续下降,净利润环比减少。 继上半年平均上网电价同比降低0.54%之后,公司第三季度电价继续降低,前三季度平均售电单价为251.59元/千千瓦时,同比减少2.11元/千千瓦时,同比降低0.83%。在季度发电量环比增长7.66%的情况下,公司归母净利润环比减少明显,下降幅度为15.24%,我们判断三季度电价降低和度电发电成本的增加共同造成公司归母净利润环比减少。 优质风电进度符合预期,有望拉动板块表现。 根据北极星风力发电网新闻,2019年10月15日,锡林浩特乌达莱475MW风电项目完成238台风机基础浇筑完成,同时完成了52台风机吊装,计划2020年实现项目完工并投产运行。预计项目投产后,受益于优质风力资源,项目风机利用小时数有望超过3000,所发电能可通过锡盟-泰州特高压实现外送,或成为风电板块新的增长点。 投资建议 公司2019年前三季度营收同比稳步增长,在蒙西地区负荷需求保持一定增速的情况下,公司未来业绩有望得到持续支撑。我们预计公司2019-2021年的收入分别为144.18亿元、149.66亿元和154.45亿元,同比增速分别为4.91%、3.80%和3.20%;归母净利润分别为13.12亿元、14.59亿元和15.67亿元,同比增速分别为67.66%、11.19%和7.42%,对应EPS分别为0.23、0.25、0.27元/股,对应PE分别为13、12、11倍。首次覆盖给予“增持”评级。 风险提示 1)发电量不及预期;2)燃料成本上涨;3)售电单价继续下滑;4)新项目进度滞后于预期。

业绩持续向好,维持“买入”评级 19H1公司实现归母净利/扣非归母净利7.4/7.3亿元,同比+153%/+157%,业绩保持高增长的主因系蒙西电量持续增长+托电分红确认+煤炭销售额提升,乌达莱项目与和林电厂投产在即,我们继续看好存量火电资产业绩反弹。考虑到公司上半年业绩高于预期,我们将19-21年归母净利预测上调为13.2/16.3/18.7亿元,对应BPS2.04/2.18/2.31元,我们给予19年目标PB1.7-1.9倍,调整目标价为3.47-3.88元,维持“买入”评级。 蒙西电量持续增长+托电分红确认+煤炭销售额提升助推19H1业绩高增长 上半年业绩增长主因:1)19H1发电量同比+2.7%:受益于蒙西用电需求高企,蒙西火电发电量19Q1/Q2同比+42%/+5%;外送华北电厂受制于华北地区电力供给增加,利用小时19Q1/Q2同比-20%/-6%,Q2降幅有所收窄;2)2.3亿托电分红于19Q2确认:公司持有托克托两大电厂15%股权,受益于18年托电利润同比+76%,19Q2宣告分红额大幅增长至2.3亿元;3)煤炭销售额提升:19H1公司煤炭产量同比+32%,增产部分外销使得煤炭销售收入达5.5亿元,同比+99%;叠加蒙西参股火电资产盈利持续好转,19H1实现归母净利/扣非归母净利7.4/7.3亿元,同比+153%/+157% 。2019-21年分红比率不低于70%,股息收益率预计可达5% 根据公司公告,19-21年公司将以现金方式分配的利润原则上不少于当年可分配利润的70%且每股分红不低于0.09元,我们预计2019年归母净利润达13.2亿。根据测算,在可转债不转股的情况下,假设分红比率为70%,则相对于8月21日收盘价的股息收益率为5.0%,如果18.7亿可转债全部转股,股本将增加至64.7亿股,股息收益率为4.5%,投资价值可观。 乌达莱&和林电厂投产在即+存量火电资产业绩反弹,未来潜力可期 增量资产前景可期:1)乌达莱项目:在建装机47.5万千瓦,我们预计2020年可完成投运,受益于风力资源禀赋优质+锡盟-泰州特高压外送,利用小时有望达3000,我们预计投运后可贡献归母净利1.5亿左右;2)和林项目:装机132万千瓦,外输至乌兰察布,18年乌兰察布供给缺口最高达270万千瓦,未来该项目利用小时有望达较高水平,我们预计两台机组下半年可完成投产。存量资产业绩有望反弹:我们继续看好蒙西电力需求持续走高推动利用小时继续走高+煤价下移带动蒙西存量机组业绩持续好转。 上调盈利预测,维持“买入”评级 考虑到公司上半年业绩高于预期,我们将19-21年归母净利预测上调为13.2/16.3/18.7元(调整前:11.4/13.7/15.3),对应EPS0.23/0.28/0.31元,BPS2.04/2.18/2.31元。参考同行业19EPB均值1.3倍,考虑到公司业绩持续向好,投资价值可观,我们给予19年目标PB1.7-1.9倍,调整目标价为3.47-3.88元,维持“买入”评级。 风险提示:电价超预期调整,煤价上涨,发电量不及预期。