新能源发电调研「新能源行业研究」

今天带来新能源发电调研「新能源行业研究」，关于新能源发电调研「新能源行业研究」很多人还不知道，现在让我们一起来看看吧！

（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 2001 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。2007 年 4 月 18 日，公 司成功于深交所上市。2014 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。2019 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。2021 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 4,600 万吨。2021 年公司实际生产原煤 4,598.22 万吨，实际销售原煤 4,603.68 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 2×600MW，以及铝业公司自备电厂火电机组共 180 万千瓦，此外另有新 能源装机 156 万千瓦，2021 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，2021 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 2021 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 1976 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 2015 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、7000 万千瓦、3500 万千瓦，均高居 全球第一，风电装机超过 3500 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，2021 年受益于煤炭、 电解铝价格大幅提升，公司 2021 年总营收达到 246.49 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，2021 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 2019 年收购电解铝业务以来，公 司经营性现金流大幅增长，从 2019 年 17.92 亿元快速增长至 2021 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 2018 年为正外均为 负，现金分红除 2018 年外也处于 50%左右的较高水平，资产负债率维持在 40%左 右，2021 年仅为 37.58%。公司近年来资本开支相对涨幅不大，仅从 2018 年的 23.98 亿元涨至 2021 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 2018 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，2022 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 2007 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，2019 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 2018 年度未分红，但公司于 2019 年额外实施了半年度分红方案，每股分红 0.4 元（含税），高于 2017 年度每股分红，与 2019 年度每股分红持平。此外，公司还 曾与 2008 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 2006 年碳排放量超过美国成为世界第一，2020 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。1992 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 197 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 120 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。2020 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 2030 年前达到峰值，努力争 取 2060 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，2021 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，2020 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，2010 年前基本保持在 80-90%，2010 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。2021 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，2019 年火电装机占比首次低于 60%， 2020 年煤电装机占比首次低于 50%，2021 年煤电装机占比首次低于非化石能源装 机占比。2022 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《2030 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 200GW）、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，2022 年 3 月财政部在《关于 2021 年中央和地方预算执行情况与 2022 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 2022 年中央本级政府性基 金预算支出由 2013-2021 年的 3000 亿元左右大幅提升至 7183.43 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 4000 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。2021 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 2025 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 2006 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。2011 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。2021 年 3 月通过的《国民经济和社会发展第 十四个五年规划和 2035 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。2022 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 2022 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。2021 年 8 月 17 日，国家 发展改革委印发《2021 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，2021 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， 2021 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。2022 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 2021 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。2021 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。2021 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”。2021 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，2021 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 2013 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 2016 年的 34.1 亿吨；此后，原煤产量再次爬升，2021 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。2016 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 2016 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 2016 年初的 1.2 万多处减少到 4500 处以内，其中年产 120 万吨以 上的大型煤矿产量占全国 85%左右，1200 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 4000 处以内，建成煤矿智能化采掘工作面 1000 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。2016 年起，随着我国煤炭消费量增 长，煤炭进口量逐年增加，2021 年达到 3.23 亿吨，仅次于 2013 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，2021 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 2008 年 以来最低，主要原因为 2021 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。2022 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。2016 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。2016 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。2021 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 2000 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 2021 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，2021 年平均 年度长协价格达 648.3 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，2022 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（5500 千卡）中长期交易价格每吨 570～770 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 535 元/吨，新基准价提高 26.2%至 675 元/吨，2021 年 4 月年度长协价格仍高 达 720 元/吨，煤炭价格中枢明显上移，超过 2021 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《2021 年煤炭报告》预测，2022 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 2013 年的纪录，为历史最高水平，而且 2024 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，2021 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。2021 年，我国 4343 家规模以上煤炭企业营业收入 32896.6 亿元，同比增长 58.3%；营业成本 20300.1 亿 元，同比增长 37.8%；利润总额 7023.1 亿元，同比增长 221.7%；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。2021 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，2021 年全国煤电企业电煤采购成本额 外增加 6000 亿元左右，央企煤电业务亏损高达 1017 亿元。2021 年 12 月，国家发 改委就 2022 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 100% 签订长协。2022 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 2022 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“2021 年中国煤炭企业 50 强名单”第 28 位，2021 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 4600 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 2021 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 8.2793 亿吨开 采储量的采矿权（核定产能 1500 万吨）、三号露天矿 13.76 亿吨开采储量的采矿权 （核定产能 2000 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 100%左右，2021 年公司煤炭产量 4598.22 万吨，销量 4603.69 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，2021 年达 5928 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。2021 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 2021 年 12 月长协价格同比提升 22.23%。

假设 2022 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 2022 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 2022 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，2021 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 2021 年中国 电解铝产量 3850.3 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 3818.8 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 1/3，2020 年，全国电解铝生产用电量 5022 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 4500 万 吨红线，新增产能严格受限，落后产能不断被淘汰。2022 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，2021 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。2021 年欧洲电解铝产量 746.8 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，2021 年为 7747.5 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 2021 年四季度一度达到历史极值，2022 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。2021 年电解铝总需求相比 2020 年提升，受 2021 年 第四季度电解铝价格激增影响，需求小幅下滑，但 2021 年 12 月仍实现同比提升。 2021 年电解铝实际消费量 4010 万吨，同比提升 5.1%。天山铝业预计 2021-2025 年 新能源汽车和光伏两大产业将新增用铝需求 263 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，2019 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 300kA， 不属于最新的《产业结构调整目录（2019 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 220 万千瓦，具体包括 180 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。2021 年，公司电解铝成本为 12125 元/吨，其中电力成本为 3531 元/ 吨，公司每吨电解铝平均消耗约 1.358 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 1456 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。2014 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”。2015 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。2021 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 2021 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 2020 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。2021 年 9 月 7 日，首次绿色电力交 易启动，共 17 个省份 259 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一，2017 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 2016 年 363 亿千 瓦时增长至 2021 年 1300 亿千瓦时，复合增长率达 29.1%，占省间市场化交易电量 20.4%。2021 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，2017 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，2016 年 2 月国家首提配额制及绿证交易机制，2017 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，2021 年 6 月 25 日，我国首单平价绿证交易完成。截至 2021 年 6 月底，已核发平价项目 绿证约 362 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。2021 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 8494.82 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，2020 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 2010 年的 0.381$/kWh、0.340$/kWh、0.089$/kWh、0.162$/kWh 降低至 2020 年的0.057$/kWh、0.108$/kWh、0.039$/kWh、0.084$/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 0.040$/kWh、0.076$/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，2020 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。2021 年，受硅料供给有限及下 有需求旺盛双重影响，硅料价格自 2020 年 7 月以来逆转此前多年连续下降趋势一 路上行，直至 2021 年 11 月达到最高点，多晶硅致密料平均价格 269 元/kg，相比最 2020 年 6 月低点 59 元/kg，涨幅高达 356%，抑制了下游需求。2022 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 220GW，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%。2021 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 2020 年 12 月的 3098 元/kW、3038 元/kW 降至 2021 年 12 月的 2798 元/kW、2359 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

2004 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，2014 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 2005 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。2019 年控股霍煤鸿骏，火电控股装机新增 180 万千瓦，公司总计控股火电装机 300 万千瓦，权益火电装机总计 211.8 万千瓦。目 前公司控股新能源装机 156 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 2×600MW， 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 2015 年 建成，2020 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 3000 小时，远超该地区及全国平均水平。180 万千瓦火电机组年消耗 1000 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 7000 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。2021 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 2014 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 2021 年底，公司控股新能源在运装机 156 万千瓦（含霍煤鸿骏 40 万千瓦就地消纳风电项目），在建装机 208.138 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 700 万千瓦以上，年均新增约 140 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 334 万千瓦，权益装机 275.14 万千瓦，储备项目控股装 机 250 万千瓦，权益装机 145.75 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 2022-2025 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 5000 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 2021 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 200 万千瓦新能源 装机，如果仅考虑 CFO，则可支持每年新增超过 600 万千瓦新能源装机。假设公司 每年新增 140 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2021 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。2021 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 10000 次，部分技术路线甚 至可以达到 20000 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 2017 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 250kW 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 400 天，根据调度需求完成近 200 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。2022 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 5000 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。2022 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 2022 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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