（报告出品方/作者：东北证券，笪佳敏、岳挺）
1.煤电铝协同发展，新能源前景广阔
1.1.立足煤炭开采，打造煤电铝协同产业
依托露天煤矿资源优势，全面布局煤电铝产业。公司成立于年12月18日，位于内蒙古自治区东部通辽市霍林郭勒，成立时主要从事煤炭产品生产、加工和销售，拥有国内五大露天煤矿之一霍林河露天煤矿的采矿权。年4月18日，公司成功于深交所上市。年，公司通过定增收购通辽霍林河坑口发电有限公司，进入发电行业，坑口火力发电机组所需煤炭全部来自于公司自有煤矿。年，公司通过重组配资成功收购内蒙古霍煤鸿骏铝电有限责任公司51%股权，进入电解铝行业，进一步与原有煤炭业务产生协同效应，正式成为业内少有的煤电铝一体化运营企业。年10月，公司更名为内蒙古电投能源股份有限公司，证券简称由露天煤业变更为电投能源，公司进入发展新时期。
煤电铝业务协同发展，一体化运营满产满销。煤炭方面，公司拥有国内大型现代化露天煤矿霍林河矿区一号露天矿田和扎哈淖尔露天矿田的采矿权，煤炭核准产能4,万吨。年公司实际生产原煤4,.22万吨，实际销售原煤4,.68万吨，实现利润总额22.94亿元。电力方面，公司拥有东北电网直调火电厂主力调峰机组，装机容量2×MW，以及铝业公司自备电厂火电机组共万千瓦，此外另有新能源装机万千瓦，年发电量76.56亿千瓦时，售电量68.89亿千瓦时，实现利润总额3.63亿元。铝业方面，公司控股子公司内蒙古霍煤鸿骏铝电有限责任公司拥年产86万吨电解铝生产线，年电解铝产量87.87万吨，销量88.03万吨，实现利润总额29.64亿元。
1.2.背靠国家电投，各项业务发展前景广阔
股权结构清晰，托管及资产注入避免同业竞争。据公司年报，公司大股东为中电投蒙东能源集团（简称蒙东能源），持股比例为58.39%。公司实控人为国家电投集团，持有蒙东能源65%股份，剩余35%股份由内蒙古霍林河煤业集团（简称霍煤集团）持有。霍煤集团为公司主发起人，前身为霍林河矿务局，始建于年4月19日，是我国五大露天煤炭生产企业之一，拥有我国第一个自行设计、施工的千万吨级大型现代化露天煤矿。为避免同业竞争，霍煤集团已承诺将其所有的霍林河煤田二号、三号露天矿采矿权完整地以市场价格转让给公司；国家电投在内蒙古下属的国家电投集团内蒙古能源有限公司（简称内蒙古公司）、蒙东能源、国家电投集团内蒙古白音华煤电有限公司等公司的经营性资产的经营权和其投资所形成的股权交由上市公司托管，公司与内蒙古公司、蒙东能源一体化运作，上市公司收取托管费。
实控人国家电投为世界最大新能源运营商，公司为其在内蒙古区域内煤电铝资源整合唯一平台。国家电投成立于年7月，是中央直接管理的特大型国有重要骨干企业，由原中国电力投资集团公司与国家核电技术有限公司重组组建，拥有成熟、完整的“煤电铝路港”一体化产业格局，集群和协同效应显著。国家电投是我国五大发电集团之一，也是全球最大的新能源发电企业，其可再生能源发电装机、新能源发电装机、光伏发电装机分别超过1亿千瓦、万千瓦、万千瓦，均高居全球第一，风电装机超过万千瓦，位居全球第二。国家电投共有下属上市平台6家，即电投能源、中国电力、吉电股份、上海电力、东方能源、远达环保，公司是唯一一家以煤炭为主业的上市平台。为避免同业竞争，国家电投做出承诺，公司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，暂不具备资产注入条件的资产由公司受托运营，内蒙古区域外的电解铝业务也将于符合条件五年内注入公司。在实控人国家电投的支持下，公司包括新能源业务在内的煤炭、电力、电解铝等各项业务均有望获得较快发展。
1.3.盈利能力持续增强，健康现金流助力新能源发展
营收持续增长，归母净利润创新高。公司近年来营收稳健增长，年受益于煤炭、电解铝价格大幅提升，公司年总营收达到.49亿元，同比增长22.79%，归母净利润为35.60亿元，同比增长71.92%，扣非净利润35.20亿元，同比增长77.85%。此外，公司毛利率呈较高水平，且近年来保持增长，年毛利率、净利率、加权平均ROE分别为34.03%、19.35%、18.81%，公司EPS、BPS、EBITDA、EBIT整体也呈上升趋势，公司经营稳健、盈利能力持续增强、发展势头良好。
经营性现金流大幅增长，支撑资本开支无压力。自年收购电解铝业务以来，公司经营性现金流大幅增长，从年17.92亿元快速增长至年63.33亿元。作为处于成熟期的企业，自上市以来，公司融资性现金流净额除年为正外均为负，现金分红除年外也处于50%左右的较高水平，资产负债率维持在40%左右，年仅为37.58%。公司近年来资本开支相对涨幅不大，仅从年的23.98亿元涨至年33.37亿元，年复合增长率仅为11.65%，公司经营性现金流净额除年外均为资本开支数倍，且能够在维持现有分红水平和逐步偿还债务的情况下保持资本开支规模。新能源发电属于资金密集型行业，年公司计划投资65.78亿元，其中大中型基建46.64亿元将全部用于新能源项目，预计公司的煤炭、电解铝等现有业务产生的充沛现金流以及较低的资产负债率能够为公司新能源业务发展提供坚实基础。
现金分红稳定可预期，高股息率提高投资收益。公司具有持续稳定可预期的分红政策，自年上市以来，公司累计实施分红15次，累计现金分红超过63亿元，分红率29.32%。其中，年公司因向蒙东能源发行股份购买霍煤鸿骏铝电公司导致年度未分红，但公司于年额外实施了半年度分红方案，每股分红0.4元（含税），高于年度每股分红，与年度每股分红持平。此外，公司还曾与年额外实施半年度分红。近年来公司股息率为3%左右，较高的股息率提高了投资收益水平，在我国及全球利率不断降低的背景下，公司凭借稳定及较高的分红，投资价值将得到一定程度地加强。
2.能源结构绿色低碳转型，先立后破带来发展机遇
2.1.全球碳排放量持续增长，遏制全球变暖成为各国共识
全球碳排放快速增长，温室效应导致全球平均温度升高。温室效应是指透射阳光的密闭空间由于与外界缺乏热对流而形成的保温效应，即太阳短波辐射可以透过大气射入地面，而地面增暖后放出的长波辐射却被大气中的二氧化碳等物质所吸收，从而产生大气变暖的效应。大气中每种气体并不是都能强烈吸收地面长波辐射。地球大气中起温室作用的气体称为温室气体，根据《京都议定书》以及生态环境部发布的《碳排放权交易管理办法（试行）》，温室气体包括二氧化碳（CO2）、甲烷（CH4）、氧化亚氮（N2O）、氢氟烃（HFCs）、全氟化碳（PFCs）、六氟化硫（SF6）和三氟化氮（NF3）等7种气体。二氧化碳是其中排放量最大的温室气体，虽然随着科技水平的进步人均碳排放水平不断下降，但随着经济发展碳排放总量仍处于上升阶段。我国于年碳排放量超过美国成为世界第一，年占全球比例为30.65%，但累计碳排放量仍低于美国位居全球第二，为美国的56.53%。
遏制全球变暖成为全球共识，《联合国气候变化框架公约》达成。年5月22日联合国政府间谈判委员会就气候变化问题达成《联合国气候变化框架公约》（UNFCCC），该公约是世界上第一个为全面控制二氧化碳等温室气体排放应对全球气候变暖给人类经济和社会带来不利影响的国际公约，也是国际社会在对付全球气候变化问题上进行国际合作的一个基本框架。目前UNFCCC共有个缔约国，《京都议定书》及《巴黎协定》都是UNFCCC的子公约。《京都议定书》与《框架公约》的最主要区别是后者鼓励发达国家减排，而前者强制要求发达国家减排，具有法律约束力。《巴黎协定》的目标是把全球平均气温升幅控制在工业革命前水平以上低于2℃之内，并努力将气温升幅限制在工业化前水平以上1.5℃之内。
我国推出“碳达峰”、“碳中和”时间表，主动承担与国情相符合的国际责任。据联合国环境规划署，全球已有余个国家和地区做出了碳中和承诺，我国作为世界上最大的发展中国家，计划用全球历史上最短的时间实现从碳达峰到碳中和。年9月22日，我国政府在第75届联合国大会上提出：“中国将提高国家自主贡献力度，采取更加有力的政策和措施，二氧化碳排放力争于年前达到峰值，努力争取年前实现碳中和。”具体而言，“碳中和”要求我国通过植树造林、节能减排等形式，抵消自身直接或间接产生的二氧化碳或温室气体排放量，实现正负抵消，达到相对“零排放”。目前包括我国在内的世界许多国家的碳排放密度（单位能源生产碳排放量）都呈下降趋势，我国在今年的政府工作报告中提出计划“十四五”时期单位国内生产总值能耗和二氧化碳排放分别降低13.5%、18%，预计将为我国如期实现“双碳”目标做出重要贡献。
2.2.火电仍为我国电源主体，能源结构转型势在必行
我国碳排放近七成来源于煤炭，电力行业煤炭消费占比过半。煤炭是我国主要能源来源，年煤炭消费量占能源消费总量的56.0%，比上年下降0.9个百分点，年我国碳排放总量中有69%来源于煤炭。煤炭主要用于动力煤消费和炼焦煤消费，且近十几年来占比逐渐提升，目前原煤产量中约90%用于动力煤消费。动力煤主要用于电力、热力、建材、化工、冶金等行业，其中电力行业动力煤消费量占动力煤总消费量的60%以上，近十几年来保持稳定。据此可知，电力行业动力煤消费量约占我国原煤产量的54%。
我国电力行业以火电为主，煤电装机占比近半。长期以来，我国电源结构以火力发电为主，年前基本保持在80-90%，年起随着新能源装机量不断增长，火电发电量占比逐步下降，占比随月份变化稍有不同，一般来讲冬春季发电量占比高于夏秋季，主要由于水电出力具有季节性，丰水期水电出力会挤占火电出力。年火电发电量5.77万亿千瓦时，占全国发电量比例达71.13%。装机情况来看，近年来我国火电及煤电装机占总装机比例不断下降，年火电装机占比首次低于60%，年煤电装机占比首次低于50%，年煤电装机占比首次低于非化石能源装机占比。年2月，全国火电装机占总装机比例为54.56%，煤电装机占火电装机比例为85.52%，煤电装机占总装机比例为46.66%。虽然以煤电为代表的火电发电量及装机量占比均不断下降，但仍均远超其他电源，依旧为我国电力生产行业的主体。
大幅降低煤电在能源结构中的占比，是我国如期实现“双碳”目标的必由之路。按照煤炭导致碳排放总量占比69%、动力煤消费量占比90%、火电动力煤消费占比60%计算，煤电碳排放占总碳排放的37%以上。按照火电发电量占比约70%、煤电占火电装机占比85%计算，通过使用风电、光伏等零碳排放电源替代煤电，在不考虑其他因素的情况下，火电发电量每降低10%将可降低碳排放6.3%。因此大力发展新能源，提高新能源装机在我国能源结构中的占比，使新能源占据能源主体地位，是如期实现我国“双碳”目标的必由之路。
构建双碳“1+N”体系，多角度支持新能源发展。为顺利如期实现“双碳”目标，促进新能源快速健康发展，我国加速出台政策文件，构建碳达峰碳中和“1+N”政策体系。顶层设计方面，中共中央、国务院发布《关于完整准确全面贯彻新发展理念做好碳达峰碳中和工作的意见》作为“1+N”中的“1”，发挥统领作用；随后，国务院印发《年前碳达峰行动方案》，对“1”进行了细化，是“N”中为首的政策性文件，当中提出了10个重点任务，排在第1位的即为“能源绿色低碳转型行动”，指出要“推进煤炭消费替代和转型升级”和“大力发展新能源”，在分解任务中分别排名前2位，意义十分重大。部委层面，国家能源局组织实施了风光大基地建设（目前已开展2期共GW）、整县(市、区)屋顶分布式光伏开发试点，极大的增强了新能源发展的确定性。资金方面，年3月财政部在《关于年中央和地方预算执行情况与年中央和地方预算草案的报告》中提出完善清洁能源支持政策，大力发展可再生能源，同时推动解决可再生能源发电补贴资金缺口，将年中央本级政府性基金预算支出由-年的亿元左右大幅提升至.43亿元，或预示全国新能源补贴补贴拖欠问题有望一次性解决。此外结合预算结余亿元，未来新能源发电企业有望在未来数年内不受补贴拖欠问题影响。
央企、大基地项目兜底，新能源发展确定性高。为确保如期达成“双碳”目标，国家积极推进发展新能源，组织实施了风光大基地、整县推进光伏等多个国家级项目，并对分散式风电、老旧风场改造项目公开征求意见。年12月，国务院国资委发布《关于推进中央企业高质量发展做好碳达峰碳中和工作的指导意见》，提出加快构建以新能源为主体的新型电力系统，到年可再生能源发电装机比重达到50%以上。在政策的支持下，我国以五大四小电力集团为代表的电力央企积极推进发展新能源，“十四五”均提及改善装机结构，国家和央企的新能源规划有效的保障了我国新能源装机量及装机增速，进一步提高了我国新能源发展的确定性。（报告来源：未来智库）
2.3.能耗双控转向碳排双控，先立后破纠偏“运动式减碳”
能耗双控历经四个五年规划，制度逐步完善。我国重视并提出能源消费总量历史较长，早在年3月发布的“十一五”规划纲要中就将“单位国内生产总值能源消耗降低20％左右”作为约束性指标。年3月，“十二五”规划纲要在把单位GDP能耗降低作为约束性指标的同时，提出合理控制能源消费总量的要求。年3月通过的《国民经济和社会发展第十四个五年规划和年远景目标纲要》提出进一步降低单位GDP能耗，完善能源消费总量和强度双控制度。年2月，国家发改委等12部门联合印发《关于印发促进工业经济平稳增长的若干政策的通知》，提出优化考核频次，能耗强度目标在“十四五”规划期内统筹考核，避免因能耗指标完成进度问题限制企业正常用能。在年《政府工作报告》中，首次提出能耗强度目标“留有适当弹性”。
能耗双控向碳排放双控转变，拉闸限电重现可能性较低。年8月17日，国家发展改革委印发《年上半年各地区能耗双控目标完成情况晴雨表》，表中显示能耗强度降低、能源消费总量控制方面分别有9个、8个省（区）上半年能耗强度不降反升。为完成能耗双控目标，叠加电力供需紧张影响，年9月起，全国多地进入“拉闸限电”模式，对国家经济发展甚至人民正常生活产生了不利影响。对此，年12月召开的中央经济工作会议首次提出新增可再生能源和原料用能不纳入能源消费总量控制，尽早实现能耗“双控”向碳排放总量和强度“双控”转变，加快形成减污降碳的激励约束机制，防止简单层层分解。由此可见，控制能耗不是最终目的，控制碳排放在当前的“双碳”时代背景下更具有现实意义。年政府工作报告中则进一步明确，能耗强度目标在“十四五”规划内统筹考核，并留有适当弹性，预计在“十四五”期间，能耗双控对我国经济和企业正常生产经营的影响将少于年，为满足国家能耗双控要求而导致的拉闸限电重现的可能性较低。
“先立后破”纠偏“运动式减碳”，传统能源价值重获肯定。年频发的拉闸限电除了与能耗双控政策有关外，煤电机组出力不足也为重要因素，而导致这一现象的原因之一是我国多地进行“运动式减碳”，限制煤电机组出力以降低发电产生的碳排放。此外叠加煤价高企导致煤电企业发电意愿较弱以及因煤炭供给不足导致煤电企业无电可发，最终使得发电量不足以实时满足各类用电需求，不得已进行拉闸限电以降低用电需求，由此可见，为避免拉闸限电再次发生、保证企业正常生产经营、人民正常生活，不能过早抛弃碳排放量较大煤炭、煤电等传统能源。年7月30日的中央政治局会议上便提出纠正运动式“减碳”以及先立后破，即低碳生产方式发展成熟之前要保证传统能源的正常发展，在低碳转型的过程中不能对传统能源进行运动式“减碳”。年12月的中央经济工作会议则再次明确，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，要立足以煤为主的基本国情,要确保能源供应。煤炭是保障我国能源安全的压舱石，煤电是我国电力行业的基石，为保证国家正常发展，在新型低碳生产方式建立之前，煤炭及煤电仍将发挥重要作用。
3.供给侧改革深化，煤炭板块稳中有进
3.1.供给侧结构性改革初见成效，年煤炭量价齐升
煤炭构成我国能源基石，供给量整体保持稳定。我国是“富煤、贫油、少气”的国家，煤炭是我国使用量最大的一次能源，构成我国能源结构的主体。21世纪第一个十年，我国原煤产量快速攀升，在年达到39.7亿吨的极值。随后受多重因素影响，原煤产量持续下降至年的34.1亿吨；此后，原煤产量再次爬升，全年原煤产量及12月份月度产量均创历史新高，分别达40.7亿吨、3.8亿吨，同比分别增长4.7%、7.2%。在“双碳”目标背景下，煤炭比重逐步降低，煤炭消费逐步减量替代，但“十四五”时期，煤炭仍构成我国能源结构主体。
低效产能快速退出，行业集中度提升。我国煤炭行业长期处于“多、小、散”的局面，小型煤炭生产企业众多，具有一定规模的煤炭生产企业数量比较少。年，国务院印发了《关于煤炭行业化解过剩产能实现脱困发展的意见》，提出从年开始，用3至5年的时间，再退出产能5亿吨左右、减量重组5亿吨左右。5年来，全国煤矿数量由年初的1.2万多处减少到处以内，其中年产万吨以上的大型煤矿产量占全国85%左右，0多个现代化大型煤矿占总产能的80%，内蒙古、山西、陕西、新疆占全国煤炭产能的79.9%，年产30万吨以下小型煤矿产能占全国比重下降至2%左右，行业集中度得到大幅提升。此外随着瓦日、浩吉等一批煤炭铁路干线投入运营，全国铁路运输瓶颈制约基本缓解。据《煤炭工业“十四五”高质量发展指导意见》显示，到“十四五”末，国内煤炭产量控制在41亿吨左右，全国煤炭消费量控制在42亿吨左右，年均消费增长1%左右。全国煤矿数量控制在处以内，建成煤矿智能化采掘工作面处以上，建成千万吨级矿井（露天）数量65处、产能超过10亿吨/年，培育3-5家具有全球竞争力的世界一流煤炭企业。
煤炭进口量逐年提升，国际局势扰动进口构成。年起，随着我国煤炭消费量增长，煤炭进口量逐年增加，年达到3.23亿吨，仅次于年的3.27亿吨，6年复合增长率达8.0%，远高于同期我国原煤产量增长率1.7%。进口构成方面，年最大的煤炭进口国依次为印尼、俄罗斯、澳大利亚，合计占比47.7%，为年以来最低，主要原因为年自澳大利亚进口煤炭同比大幅下降85%，其中前9个月进口量为0，印尼和俄罗斯的进口增加量未能弥补此缺口。年，受俄乌局势影响，我国自俄罗斯进口煤炭量预计将发生较大变化，印尼则因国内政策影响煤炭出口，从而影响我国煤炭进口量。在“双碳”目标预期下，由于煤炭建设周期较长，建成后折旧较大，煤炭需求下滑时盈利能力变差甚至导致亏损，预计我国未来几年煤炭进口量将持续增长。
价格驱动盈利，煤炭量价齐升。煤炭行业属于价格驱动型的周期性行业，产品同质化较为严重，价格对盈利的影响作用大于销量。年之前煤炭产量提升导致价格大幅下跌，煤炭企业普遍亏损。年国家开始煤炭供给侧改革，通过淘汰落后产能，煤炭价格迅速回升，煤炭企业盈利能力明显增强。年，随着疫情后经济的快速复苏，煤炭供需处于紧平衡，煤炭价格自年初开始大幅上涨，现货价格一度超过0元/吨。随后国家通过放开部分产能等一系列措施，使得煤炭价格回落至年初水平，但仍高于往年水平。
煤炭价格运行在合理区间，中枢有望上移。受煤炭供需关系紧张影响，年平均年度长协价格达.3元/吨，同比提升19.03%。为完善煤、电价格传导机制，保障能源安全稳定供应，年2月，国家发改委发布《关于进一步完善煤炭市场价格形成机制的通知》，明确煤炭价格由市场形成，引导煤炭价格在合理区间运行，指出秦皇岛港下水煤（千卡）中长期交易价格每吨～元（含税）较为合理，并规定了重点地区煤炭出矿环节中长期交易价格合理区间。相比之前长协煤基准价元/吨，新基准价提高26.2%至元/吨，年4月年度长协价格仍高达元/吨，煤炭价格中枢明显上移，超过年水平，煤企盈利能力预计将继续提升。国际能源署（IEA）发布的《年煤炭报告》预测，年，在中国、印度和东南亚等国煤炭消费推动下，全球煤炭需求预计达到80.25亿吨，将超过年的纪录，为历史最高水平，而且年全球煤炭消费量有望继续攀升，达到80.31亿吨的新纪录。近期，随着俄乌局部军事冲突以及印尼或缩减煤炭出口影响，近期国际煤价有望上行，国内煤价预计也将提升。
煤炭行业稳中向好，盈利能力大幅提升。我国经济快速增长提升电力需求，新能源新增供给能力有限，水电发电量同比去年下降，煤电需求旺盛，年我国煤炭消费量同比增长4.6%，煤炭价格抬升，煤炭行业整体表现突出。年，我国家规模以上煤炭企业营业收入.6亿元，同比增长58.3%；营业成本0.1亿元，同比增长37.8%；利润总额.1亿元，同比增长.7%；资产负债率64.9%，同比下降1.7个百分点。随着“双碳”目标下煤炭产能提升受限，全社会用电需求持续提升，煤炭长协中枢价格有望持续提升，煤炭企业盈利能力有望持续增强。
煤炭长协基准价提升，长协价格或超去年。年煤电供需明显失衡，动力煤价格一度大幅上涨，火电企业全年普遍大幅亏损，年全国煤电企业电煤采购成本额外增加0亿元左右，央企煤电业务亏损高达亿元。年12月，国家发改委就年煤炭长协签订征求意见，要求发电供热企业除进口煤以外的用煤%签订长协。年3月18日，发改委部署开展煤炭中长期合同签订履约专项核查，确保煤企签足中长期合同，且签订的中长期合同数量应达到自有资源量的80%以上，发电供热企业年度用煤应实现中长期供需合同全覆盖，且每笔煤炭中长期合同必须在合理区间内明确价格水平或执行价格机制。3月21日，中国煤炭运销协会、中国煤炭工业协会发布关于做好年煤炭中长期合同签订履约专项核查工作的通知。煤炭长协的签订有望提升煤炭企业盈利能力，并且平抑煤价大幅波动对火电企业的不利影响，火电企业持续经营能力将增强，煤炭采购需求将回升，煤企盈利确定性也得到加强。
3.2.坐拥蒙东两大露天煤矿，长协价提升盈利能力增强
坐拥两大露天矿矿，煤炭资源储备丰富。煤炭业务板块方面，公司经过多年的发展，已成为蒙东和东北地区褐煤龙头企业，位列“年中国煤炭企业50强名单”第28位，年煤炭产量位居全国第16位。公司具有霍林河矿区一号露天矿田和扎哈淖尔露天矿田的采矿权，煤炭核准年产能达到4万吨，其中霍林河矿区一号露天矿田累积资源储量13.87亿吨、扎哈淖尔累计资源储量12.17亿吨。截至年末，累积动用储量分别为5.41亿吨、2.45亿吨，按照核定产能计算可分别开采30和54年，剩余储备丰富。此外，股东霍煤集团已承诺将二号露天矿8.亿吨开采储量的采矿权（核定产能万吨）、三号露天矿13.76亿吨开采储量的采矿权（核定产能0万吨）以市场价格完整地转让给公司，公司煤炭储量有望进一步增加，为公司煤炭业务长期经营提供了有力保证。公司产能利用率及产销率常年维持在%左右，年公司煤炭产量4.22万吨，销量4.69万吨。
客户稳定粘性较强，东北煤炭供需缺口扩大提升需求。公司褐煤主要销往内蒙古东部、辽宁省、吉林省地区内按照霍林河褐煤理化指标设计或可掺烧褐煤的电厂，公司周边主要电厂的发电设备均根据霍林河煤炭高挥发分、高灰熔点、不易结焦的煤质特点设计，公司主要客户对公司产品依赖度较高，主要客户群稳定。受吉林、辽宁逐步淘汰落后煤炭产能影响，两省原煤产量近十年来逐步降低，由于发电耗用原煤整体保持稳定，原煤供需缺口逐年扩大，年达万吨。作为公司煤炭主要销售地，吉林、辽宁本地火电厂对公司动力煤需求持续提升。《内蒙古自治区煤炭工业发展“十四五”规划》中提出稳定蒙东地区煤炭产能，预计蒙东新增产能有限，随着老旧产能不断退出及东北地区煤炭供需缺口扩大，公司煤炭平均销售价格有望提升。
长协价格与指数价格联动，确保公司煤价与市场同步变化。年度，公司、扎矿与系统内关联用户（指国家电投、蒙东能源）发生的大宗煤炭销售关联交易，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，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。超出年度长协合同以外的煤炭，另行签订月度长协合同，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。测算可知，公司系统内关联用户年12月长协价格同比提升22.23%。
假设年CCTD秦皇岛煤炭年度长协平均价格与1-4月平均价格相同，且公司年煤炭平均售价增幅相对CCTD秦皇岛煤炭年度长协平均价格增幅保持不变，则公司年煤炭平均售价预计同比上升16.05%，测得公司煤炭业务净利润25.56亿元，同比提升21.68%。
4.以煤发电以电炼铝，打造电解铝低成本护城河
4.1.消费需求持续增长，产能受限价格提升
铝金属性质优良，中国电解铝产销全球占比过半。铝元素在地壳中的含量仅次于氧、硅，是地壳中含量最丰富的金属元素之一。由于具有密度小、导电性强、导热性强、延展性好、不易被腐蚀等原因，用途十分广泛。铝产量自超过铜产量开始，一直居有色金属之首，目前铝产量及用量仅次于钢材，成为人类应用的第二大金属。现代工业普遍使用电解法生产铝，电解铝即为通过电解得到的铝。过去几十年来，中国电解铝产量稳步提升，电解铝产销量全球领先，年中国电解铝产量占全球57.79%，同比提升0.64pct，消费量占比58.97%。国家统计局数据显示年中国电解铝产量.3万吨，同比增长3.8%；中国有色金属协会数据显示中国电解铝销量为.8万吨，同比增长4.0%。此外，我国每年进口电解铝仅为产量的4%，出口量极小。
电解铝碳减排压力大，产能天花板防无序扩张。电解铝属于典型高耗能行业，电力费用在电解铝成本中约占1/3，年，全国电解铝生产用电量亿千瓦时，占全国总用电量的6.7%。我国铝产业链的碳排放量约为5.6亿吨，约占国内二氧化碳排放量的6%，其中电解铝环节碳排放量为4.2亿吨，占铝行业碳排放的75%。为解决产能过剩与高碳排放问题，供给侧结构性改革要求电解铝产能不能超过万吨红线，新增产能严格受限，落后产能不断被淘汰。年2月10日，工信部等八部委印发“关于印发加快推动工业资源综合利用实施方案”的通知，再次明确严控新增钢铁、电解铝等相关行业产能规模。随着我国电解铝产能逐步接近天花板，落后产能不断出清，行业供需结构明显改善，铝价持续上涨，年电解铝企业盈利能力普遍大幅提升。
国际局势供给扰动，国际铝价居高不下。年欧洲电解铝产量.8万吨，占全球总产量11.1%。据国际铝业协会统计，欧洲36座铝厂中有10座位于俄罗斯，产量约占欧洲的48%，俄乌局势持续发酵将对国际电解铝供给产生一定扰动。此外，由于环保趋严导致欧洲电解铝减产、能源价格及电价大幅上涨等因素，国际铝价或将维持高位，对国内铝价形成一定支撑。
氧化铝成本占比最高，与电费和占总成本3/4。电解铝上游原材料主要包括氧化铝和预焙阳极以及氟化铝、添加剂等，其中成本占比较大的是氧化铝、电费和预焙阳极，其中氧化铝占比最高，电费次之，二者合计约占总成本的3/4，三者合计几乎占总成本的90%。中国氧化铝产量近几十年稳定提升，年为.5万吨，创历史新高，进口量约为产量的4%，几乎没有出口。价格方面，受供应扰动即海外减产、国内限产影响，叠加煤炭、烧碱等原材料价格以及进口铝土矿海运费大幅上涨，氧化铝价格年四季度一度达到历史极值，年初快速回落至正常水平，但仍处于高位。随着供应问题缓解、原材料价格回落，氧化铝价格有望下降。
电解铝下游需求多样。据中国有色金属协会统计，电解铝下游需求主要为房地产建筑业、交通运输、电力电子、机械制造和耐用消费品，前两者合计占比过半。铝制品在建筑行业主要作为玻璃幕墙及系统门窗的材料，在交通运输行业主要用于汽车轻量化，如汽车地板、连接件、车体等，随着新能源汽车产销量提升及单车铝用量增长，预计将成为电解铝需求新的增长点，在电子制造业主要用于笔记本电脑、手机的内部结构件和外壳等方面。年电解铝总需求相比年提升，受年第四季度电解铝价格激增影响，需求小幅下滑，但年12月仍实现同比提升。年电解铝实际消费量万吨，同比提升5.1%。天山铝业预计-年新能源汽车和光伏两大产业将新增用铝需求万吨，行业需求更加旺盛。（报告来源：未来智库）
4.2.自备电厂及原材料打造电解铝低成本护城河
铝业为公司第一大业务，满产满销营收占比过半。为避免同业竞争，年公司通过重组配资收购了关联方内蒙古霍煤鸿骏铝电有限责任公司51%股权，霍煤鸿骏成为公司控股子公司，是公司电解铝的业务主体。霍煤鸿骏全部采用冰晶石-氧化铝熔盐电解法。主要成品包括铝锭、铝液和多品种铝，铝液需要保持高温状态以便加工成型相关产品，一般会避免进行长距离运输，直接销往周边铝加工厂，铝锭和多品种铝主要售往内蒙古、吉林、辽宁、华北、华东区域。公司目前拥有86万吨电解铝产能，二期35万吨有效产能续建项目备案、环评、能评等审批手续齐全有效，公司电解铝产能有望扩张。此外，实控人国家电投承诺旗下另外两家电解铝公司青铜峡铝业股份有限公司、黄河鑫业有限公司在符合具体条件后的五年内全部注入公司，公司电解铝业务发展空间较大。受益于电解铝供给侧结构性改革，公司电解铝持续满产满销，盈利能力稳步提升。
制备工艺成熟，环保可控降成本。公司电解铝全部采用冰晶石-氧化铝熔盐电解法，所需主要原材料为氧化铝、碳块和氟化盐等。冰晶石-氧化铝熔盐电解法是用于工业生产金属铝的主要方法，制备工艺成熟，流程简单，自动化程度高，工厂可以选择持续性或者间接性生产，能够提高对电解铝产量的控制。公司实控人国家电投旗下的铝业国际贸易有限公司与东北铝业国际贸易有限公司为公司提供原材料采购与产品销售服务，明确采购上游与销售下游的信息，且不收取任何服务费用，充分保障了公司的独立性。在原材料采购中，通过化零为整，将小批量采购转化为大批量采购，公司能够获得更优的产品结构、更稳定的采购渠道和更及时的供货保障、更高的议价能力。电解铝主要生产设备是电解槽，公司使用电解槽最低规格为kA，不属于最新的《产业结构调整目录（年本）》的淘汰类科目，关停风险较低。
所需电力完全来自自备电厂，电解铝成本较低。电解铝行业发展较为成熟，生产工艺简单，企业竞争力主要体现在生产成本及销售运输方面。电力费用占电解铝总成本近1/3，公司在霍林河地区已经形成煤电铝联动产业链，拥有距离煤炭产地近的自备电厂，具有电力成本优势。公司自备电厂目前装机容量共万千瓦，具体包括万千瓦火电机组（两台10万千瓦、两台15万千瓦、两台30万千瓦、两台35万千瓦）与循环经济示范工程40万千瓦就地消纳风电示范项目（总核准80万千瓦，目前正在进行第五期20万千瓦风电项目建设）。自备火电机组分布于公司煤矿附近，煤炭采用皮带运输，为公司煤炭开采过程中的伴生产品，经济性优势明显，并且环保全部达标，为电解铝行业全国首例煤电铝烟气污染物趋零排放示范工程，环保优势明显。年，公司电解铝成本为元/吨，其中电力成本为元/吨，公司每吨电解铝平均消耗约1.万度电，测得公司实际电力成本仅为0.26元/度，低于全国平均燃煤基准价，相比燃煤基准价每吨可节省电力成本约元。考虑到国家发改委严禁对电解铝行业实施优惠电价政策，要求工商业电力用户全部进入电力市场，且高耗能企业市场交易电价原则上不封顶，公司自备电厂优势更加凸显。电价大幅上涨将进一步优化行业格局，公司作为电力、煤炭完全自供的电解铝生产商有望从中获益。
5.绿电转型蓄势待发，赋能成长属性
5.1.电力市场化改革加速推进，行业逻辑大幅改善
电力市场化改革加速推进，电力逐步回归商品属性。年，中央财经领导小组第六次会议在研究我国能源安全战略时提出“坚定不移推进改革，还原能源商品属性，构建有效竞争的市场结构和市场体系，形成主要由市场决定能源价格的机制”。年3月，中共中央国务院印发《关于进一步深化电力体制改革的若干意见》，明确“管住中间、放开两头”的体制架构。今年来，随着“双碳”目标的提出与落实，我国电力市场化改革进程明显加快。国家发改委、国家能源局近期密集出台了一些列电改有关文件，进一步完善了电力交易规则，扩大了电价浮动范围，现货交易及高耗能企业甚至不受上浮20%限制，困扰电力行业多年的电价问题逐步得到解决，初步建立了能涨能跌的电价市场化运作机制，电力商品属性逐渐还原，电力行业逻辑重塑。参考电力市场化发达地区如欧美电价变化趋势，电力平均价格持续稳步增长，发电企业盈利能力有望得到根本改善。
分时电价政策陆续出台，峰谷价差拉大助力新能源消纳。年7月，国家发改委为更好引导用户削峰填谷、改善电力供需状况、促进新能源消纳，发布《关于进一步完善分时电价机制的通知》，明确各地要将系统供需宽松、边际供电成本低的时段确定为低谷时段，促进新能源消纳、引导用户调整负荷，并充分考虑新能源发电出力波动，以及净负荷曲线变化特性。此后截至年4月22日，全国共有26个省区发布分时电价有关政策（3个省处于征求意见阶段，湖北于年11月发布）。其中，所有省峰谷电价比例不低于3，有11个省不低于4，新疆、广东、陕西、青海、安徽排名前5；24个省尖峰电价在高峰电价基础上上浮至少20%，其中广东、贵州上浮25%。分时电价全面施行后预计将有效改善个别时段电力供需不平衡，新能源消纳水平有望进一步提升。
绿电交易市场方兴未艾，市场化交易享受溢价。年9月7日，首次绿色电力交易启动，共17个省份家市场主体参与，达成交易电量79.35亿度，国网经营区域成交68.98亿度，南网经营区域成交10.37亿度，绿电交易市场正式开启。这次试点交易中，成交均价较正常中长期协议增加3-5分/度，较火电基准价大约上涨2分钱（长协低于火电基准价），即5%。绿电交易通过国家电网公司开发的“e-交易”电力市场统一服务平台上的绿色电力交易专区完成，交易系统运用了区块链技术，实现了整个交易环节可追溯、可追踪、可认证，提升了用户购买绿电的积极性、安全性，预计未来绿电交易范围、份额、频次将逐步扩大。除绿电交易市场外，省内、省间电力市场化交易中，绿电其由于绿色属性，有望享受高于火电的交易价格，保障利用小时数之外的市场化交易电量也有望享受高于电网保障电价，绿电运营商整体盈利水平预计将提升。
省间电力现货交易规则发布，新能源省间现货交易持续增长。省间电力交易市场是新能源消纳的重要途径之一，年8月18日，国家电网启动了跨区域省间富余可再生能源现货交易试点，新能源省间现货交易量持续增长，从年亿千瓦时增长至年1亿千瓦时，复合增长率达29.1%，占省间市场化交易电量20.4%。年11月22日，国家电网正式印发《省间电力现货交易规则（试行）》，将交易范围由“跨区省间”扩展到“所有省间”，将交易频率由按五个交易时段开展变为每两小时开展一次，将市场主体由可再生能源扩展到所有电源类型，并具有电源属性的标签，能够体系绿色电力的交易价值。随着省间电力现货交易规则进一步完善，预计新能源省间交易量将进一步增长，一方面有助于提高新能源发电利用率，另一方面有助于提高绿电交易价值。
绿证交易增厚收益，CCER有望重启。CCER，即国家核证自愿减排量，年后发改委暂停CCER签发，国内申请减排认证的方式从CCER转为绿证。绿证即绿色电力证书，年2月国家首提配额制及绿证交易机制，年绿色证书制度开始试行，每MWh结算电量对应1个绿证。绿证作为可再生能源发电的绿色电力属性标识，未来需求巨大，随着风光项目迈入无补贴时代，平价绿证开始交易，年6月25日，我国首单平价绿证交易完成。截至年6月底，已核发平价项目绿证约万个，其中光伏绿证占比72%、风电绿证占比28%。此外，随着北京绿色交易所升级为面向全球的国家级绿色交易所并承建全国自愿减排(CCER)交易中心，CCER有望重启，绿电交易方式进一步扩充，绿电运营商通过出售绿证、CCER将可获得额外收益。按照每张平价绿证50元计算，每度电可获得额外收益5分钱，相比燃煤基准价提升约13%，绿电运营商收入也将随之提升。
碳配额收紧提升火电发电成本，市场化交易电价中枢有望上移。年7月16日全国碳排放权交易市场启动，标志着我国碳市场建设进入新阶段。12月13日，市场化运行满百日，全国碳市场碳排放配额累计成交量达.82万吨，连续12个交易日单日成交额超1亿元，累计成交额突破30亿元大关，达到35.14亿元。其中，中国大唐和中国华电已完成全部重点排放单位缺口配额交易，交易平均价格分别为每吨42.14元和43.21元。目前全国碳交易市场仅纳入了火电企业，未来建材、钢铁、水泥等高耗能行业预计也将陆续被纳入。相比国际主流碳交易价格，我国目前碳交易价格明显偏低，未来随着碳配额逐步收紧以及可能实施的碳地板价政策，碳交易价格预计将持续上涨，火电发电成本将持续上升。10月12日，国家发展改革委印发《关于进一步深化燃煤发电上网电价市场化改革的通知》，要求燃煤发电电量原则上全部进入电力市场。因此，煤电发电成本的升高预计将传导至电力交易市场，市场化交易电价中枢有望上移，利好发电成本不受碳交易价格影响的绿电运营商。
5.2.技术进步促进成本下降，绿电盈利空间持续增长
新能源度电成本持续下降，绿电运营盈利空间持续扩张。随着技术水平不断进步，近十几年来风电、太阳能等发电成本不断下降。据IRENA统计，年全球光伏、光热、陆风、海风度电成本（LCOE）同比分别下降7%、16%、9%、13%，并分别从年的0.$/kWh、0.$/kWh、0.$/kWh、0.$/kWh降低至年的0.$/kWh、0.$/kWh、0.$/kWh、0.$/kWh，降幅分别为85.0%、68.2%、56.2%、48.1%，已经接近甚至低于火电发电最低成本，光伏、光热最新招投标数据显示甚至下降到0.$/kWh、0.$/kWh。相比之下，同时期生物质发电、地热发电、水电等可再生能源度电成本却持平甚至上升，凸显太阳能、风电优势。招标价格的不断降低扩展了风光运营商的盈利空间，预计随着技术水平进一步提升，光伏、风电等新能源发电成本会进一步下降，运营商盈利能力将进一步增强。
组件成本下降助力光伏成本降低，我国光伏发电成本较低。据IRENA统计，近10年来光伏发电成本下降贡献占比中，组件成本下降贡献46%，此外EPC工程、逆变器、支架安装分别占比12%、9%、7%，合计占比近3/4，预计随着组件、逆变器等核心设备成本持续下降，光伏发电成本将进一步降低。横向对比，主要依靠我国低成本光伏产业链，年我国集中式光伏每kW成本在全球各主要国家中排名较低，是全球光伏发电成本最低的国家之一。
光伏产业链价格预计今年回落，有效促进需求释放。年，受硅料供给有限及下有需求旺盛双重影响，硅料价格自年7月以来逆转此前多年连续下降趋势一路上行，直至年11月达到最高点，多晶硅致密料平均价格元/kg，相比最年6月低点59元/kg，涨幅高达%，抑制了下游需求。年，随着硅料产能扩张，全年产量预计将突破80万吨，足够支撑全球新增光伏装机GW，光伏产业链价格预计将于今年下半年逐月下降，重新激发下游装机需求，光伏电站投资成本预计将持续下降，项目收益率有望随之提升。
风机价格持续下降，持续降本助力风电发展。风机价格是风电项目成本中占比最大的部分，平坦地形、山地项目风机成本分别约占55%、39%。年，国内公开招标市场新增招标量54.15GW，同比增长74%，其中陆上新增51.37GW，海上新增2.79GW。随着风机招标量同比大幅增长，风机投标价格也大幅下降，3S、4S级别机组月度公开招标市场均价分别由年12月的元/kW、元/kW降至年12月的元/kW、元/kW，同比分别降低9.68%、22.35%。未来随着风机大型化、轻量化趋势发展，风机价格预计将继续下探，带动风电需求持续增长。
5.3.全力打造循环经济体系，绿色能源助力低碳转型
4年形成煤电双主业，目前火电装机占比近2/3。为增强抵御煤炭行业周期波动风险能力，公司积极向下游延伸产业链，年通过非公开发行募集资金20亿元收购关联公司通辽霍林河坑口发电有限公司，进入发电行业。霍林河坑口发电公司5年3月注册成立，装机为两台60万千瓦国产亚临界直接空冷凝汽式燃煤发电机组，属国内高寒地区首台空冷机组。年控股霍煤鸿骏，火电控股装机新增万千瓦，公司总计控股火电装机万千瓦，权益火电装机总计.8万千瓦。目前公司控股新能源装机万千瓦（含霍煤鸿骏40万千瓦风电装机），占总装机比例35%。公司火电所需煤炭全部自产，且电厂靠近煤田，因此原材料在电力成本中占比远低于行业平均水平，仅为38%。收购霍煤鸿骏后，公司电力营收占比约为10%，利润总额占比约为12%。
所有火电机组均使用自产煤炭，以铝带电利用小时数高。公司自有坑口电厂位于霍林河地区，其所采购煤炭经皮带直接运输至坑口电厂，实现“煤在空中走”，与其他电力企业相比减少了煤炭运输成本。坑口电厂总装机容量2×MW，具有建厂较晚、设备较为先进且全部国产化、初期投资成本较低的特点，盈利能力较强。另一方面，霍煤鸿骏自备电厂80万千瓦就地消纳风电项目一期30万千瓦于年建成，年9月增至40万千瓦。目前正在进行第五期20万千瓦风电项目建设，以及火电灵活性改造促进市场化消纳新能源试点30万千瓦风电和10万千瓦光伏项目，建成后自备电厂绿电比例将继续提升。由于当地风力资源好，且所发电力全部用于电解铝，风电机组利用小时数约小时，远超该地区及全国平均水平。万千瓦火电机组年消耗万吨劣质煤，由于优先满足电解铝需求，除检修外基本可以做到满发，利用小时数约小时，远高于全国火电平均水平，除满足电解铝需求外还可对外销售电力。该工程是我国首个风、火互补发电、实现高载能负荷清洁能源供电项目，曾获得“国家优质工程奖”等多个国家级奖项。
更名彰显转型决心，发力新能源前景广阔。年11月18日，公司名称由内蒙古霍林河露天煤业股份有限公司正式更名为内蒙古电投能源股份有限公司，证券简称相应由露天煤业变更为电投能源。公司更名表明公司一方面直接地表明公司为国家电投的下属上市公司，另一方面表明公司已经由单纯的煤炭企业发展成为一家综合性能源公司。相比于煤铝等传统能源业务受制于产能限制，新能源发展空间广阔。公司年进入新能源发电行业，投资建设了霍林河露天煤业20MWp分布式光伏发电项目。截至年底，公司控股新能源在运装机万千瓦（含霍煤鸿骏40万千瓦就地消纳风电项目），在建装机.万千瓦，绝大部分装机位于风光资源优良的内蒙古地区，收益水平较高。根据公司规划，“十四五”末公司新能源装机规模将达到万千瓦以上，年均新增约万千瓦。据公开信息统计，公司目前新能源在建项目控股装机万千瓦，权益装机.14万千瓦，储备项目控股装机万千瓦，权益装机.75万千瓦，预计“十四五”时期公司新能源装机量维持高增长。此外，由于在建+储备项目规模大于-年所需新增新能源装机量，预计公司将有较大可能完成“十四五”新能源发展规划。
现金流充沛，新能源有望成为利润新增长点。公司作为央企下属子公司，融资能力强、融资成本低。按照20%自有资金、80%融资计算，假设新能源项目投资成本为元/kW，则每百万千瓦新能源装机所需自有资金为10亿元。公司年CFO高达63.3亿元，CFO+CFF为38.3亿元，足够支持每年新增超过万千瓦新能源装机，如果仅考虑CFO，则可支持每年新增超过万千瓦新能源装机。假设公司每年新增万千瓦装机，则新能源业务每年额外可产生约2亿元净利润，约占年归母净利润的6%，公司有望从传统成熟能源企业转型成为具有一定成长属性的综合能源服务商。（报告来源：未来智库）
5.4.储能蓝海空间广阔，铁铬液流电池或成为新增长点
储能需求日益增长，铁铬液流电池前景广阔。虽然大规模发展新能源是我国能源转型的必由之路，但由于新能源发电具有间歇性、波动性等特点，大规模接入会给电网的安全稳定运行带来风险，因此储能需求日益增长。年7月，国家发改委、国家能源局发布《关于加快推动新型储能发展的指导意见》，提出实现液流电池等长时储能技术进入商业化发展初期。与锂离子电池等其他电化学储能技术相比，液流电池最突出特点就是循环寿命特别长，最低可以做到0次，部分技术路线甚至可以达到00次以上，整体使用寿命可以达到20年或者更长时间，规模化之后成本与抽水蓄能相当。相比于目前主流的锂离子电池与全钒液流电池，铁铬液流电池的运行温度上下限更高，特别是依靠其低温性能能够用于我国新能源资源丰富但温度低的三北地区。
国家电投抢先布局，技术领先实力强劲。早在年，国家电投便开始布局储能产业，进军铁铬液流电池技术研发领域。研发出第一代具有自主知识产权的铁铬液流电池储能产品——“容和一号”，实现了铁铬液流电池储能技术的产品化、标准化、产品示范验证及产线建设，打造了完整的铁铬液流电池产业链，其位于张家口的全球最大规模kW储能示范项目经受住了张家口地区-40℃极寒考验，已稳定运行近天，根据调度需求完成近余次充放电循环，为冬奥地区持续稳定存储、提供清洁电能超过5万千瓦时。年1月20日，国家电投拥有自主知识产权的“容和一号”铁铬液流电池堆量产线投产，每条产线每年可生产台30kW“容和一号”电池堆，标志着铁铬液流电池储能技术从实验室迈入商业应用阶段。
承建全球首个兆瓦级示范项目，或首先用于自备电厂。年初，国家电投在内蒙古霍林河启动全球首个兆瓦级铁铬液流电池储能示范项目建设，预计年年底投产，该项目投产后将再次刷新全球铁铬液流电池储能系统最大实证容量纪录。据公司投资者问答介绍，公司下属霍煤鸿骏铝电公司负责开发建设该容量为1MW的铁铬液流项目，项目产品计划自用。预计该项目建成后，其产品将首先用于霍煤鸿骏自备电厂，自备电厂利用小时数有望提升。
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