煤价下行带动业绩增长，新能源业务稳健发展

电价下降致营业收入有所下降，煤价下行提高带动归母净利润提高。2024H1公司实现营业收入107.69亿元，同比减少2.97%，主要系公司上半年发电量及售电单价同比下降所致；实现归母净利润17.68亿元，同比增长19.17%； 实现扣非后归母净利润17.10亿元，同比增长17.45%，主要系上半年公司燃料采购成本下降，煤电企业经营效益向好，以及投资收益实现2.83亿元，较去年同期大幅增长等原因所致。 电量电价同比小幅下降，煤价走弱增厚煤电收益。2024年上半年，公司合并口径累计完成发电量284.76亿千瓦时，同比下降0.28%；上网电量263.66亿千瓦时，同比下降0.41%；市场化交易电量255.73亿千瓦时，占上网电量比例为96.99%。公司售电单价0.34037元/千瓦时（不含税），同比降低0.01879元/千瓦时；完成标煤单价579.32元/吨（含魏家峁煤电公司自产自用），较上年同期下降21.53元/吨。 煤炭售价上升，供热量稳步增长。2024年上半年，公司煤炭产量实现682.90万吨，同比增长0.94%；煤炭外销量实现352.01万吨，同比增长12.66%； 煤炭销售平均单价完成416.79元/吨（不含税），同比增长1.54元/吨或0.37%。公司供热量累计完成1114.62万吉焦，同比增长5.78%。 新能源业务持续发展，装机容量持续提升。截至2024年6月末，公司已投运机组装机1324.69万千瓦，其中煤电1140万千瓦，新能源184.69万千瓦。 公司新能源业务持续获取建设指标和投产，2024年上半年陆续并网2.07万千瓦分布式光伏；7月3日获批察右中旗灵改配置新能源项目，总装机容量为96万千瓦，其中风电81万千瓦、光伏15万千瓦。8月24日，库布齐沙漠基地鄂尔多斯新能源风电项目（二期暖水60万千瓦风电项目）与金桥和林火力发电灵活性改造配套消纳新能源480兆瓦项目获核准。 风险提示：煤价波动、煤炭供需形势变化、电价下调、风光项目建设不及预期、政策变化。 投资建议：调整盈利预测，维持“优于大市”评级。考虑到公司平均上网电价有所下降、煤炭价格下降、新能源项目持续投产、投资收益增加等因素的综合影响，预计2024-2026年公司归母净利润分别为25.3/27.3/29.6亿元（2024-2025年原为29.3/32.9亿元，新增2026年预测结果），同比增速26%/8%/8%； 每股收益0.39/0.42/0.45元 ， 对应当前PE分别为10.5/9.7/8.9x，维持“优于大市”评级。 盈利预测和财务指标 电价下降致营业收入有所下降，煤价下行提高带动归母净利润提高。2024H1公司实现营业收入107.69亿元，同比减少2.97%，主要系公司上半年发电量及售电单价同比下降所致；实现归母净利润17.68亿元，同比增长19.17%；实现扣非后归母净利润17.10亿元，同比增长17.45%，主要系上半年公司燃料采购成本下降，煤电企业经营效益向好，以及投资收益实现2.83亿元，较去年同期大幅增长等原因所致。 图1：公司营业收入及增速（单位：亿元） 图2：公司归母净利润及增速（单位：亿元） 图3：公司单季度营业收入情况（单位：亿元） 图4：公司单季度归母净利润情况（单位：亿元） 毛利率与净利率提高，费用率有所下降。2024年上半年毛利率为23.36%，同比上升0.11pct；净利率为18.27%，同比增加2.62pct，上半年煤价整体下降，煤电企业经营效益向好，盈利能力提升。上半年公司管理费用率为0.16%，同比上升0.04pct，主要系公司管理人员增加所致；财务费用率1.37%，同比下降0.58pct，主要系公司有息债务及融资成本下降所致；公司经营期间费用率合计1.54%，同比下降0.66pct。 净利率上升致ROE同比提高，融资性现金流明显上升。得益于净利率的明显提高，2024年上半年公司ROE为10.59%，同比提高1.25pct。公司现金及现金等价物净减少1.40亿元，其中经营性现金净流入25.19亿元，同比下降5.09%，主要系公司发电量及平均电价下降，售电收入减少所致；投资性现金净流出12.2亿元，同比下降19.37%，主要系公司基建投资支出减少所致，报告期内公司购建固定资产、无形资产和其他长期资产支付的现金为12.55亿元，同比减少23.15%；融资性现金净流出14.39亿元，同比增长91.87%，主要系公司偿还有息债务增加所致。公司资产负债率明显下降，截至报告期末为39.82%，同比降低7.94pct。 图5：公司毛利率、净利率情况 图6：公司三项费用率情况 图7：公司ROE及杜邦分析 图8：公司现金流情况（单位：亿元） 电量电价同比小幅下降，煤价走弱增厚煤电收益。2024年上半年，受蒙西地区风电场发电量不稳定与华北电网发电量下降影响，公司合并口径累计完成发电量284.76亿千瓦时，同比下降0.28%；上网电量263.66亿千瓦时，同比下降0.41%； 市场化交易电量255.73亿千瓦时，占上网电量比例为96.99%。报告期内，蒙西电网平均售电单价为0.32760元/千瓦时，同比下降10.39%，受此影响，公司售电单价0.34037元/千瓦时（不含税），同比降低0.01879元/千瓦时或5.23%。 2024年国内煤炭供需格局偏宽松，原煤产量和进口量维持高位，同时电厂库存高位，市场需求增长有限，国内煤价同比下降。内蒙古动力煤价格呈现先降后涨趋势，整体价格水平低于去年同期，2024年上半年内蒙古全区动力煤平均价格为363.33元/吨，同比下降7.28%。上半年公司完成标煤单价579.32元/吨（含魏家峁煤电公司自产自用），较上年同期下降21.53元/吨或3.58%。 图9：内蒙古动力煤平均坑口价格（元/吨） 图10：内蒙古动力煤季度坑口价格（元/吨） 煤炭售价上升，供热量稳步增长。2024年上半年，公司煤炭产量实现682.90万吨，同比增长0.94%；煤炭外销量实现352.01万吨，同比增长12.66%；煤炭销售平均单价完成416.79元/吨（不含税），同比增长1.54元/吨或0.37%。公司供热量累计完成1114.62万吉焦，同比增长5.78%。 新能源业务持续发展，装机容量持续提升。截至2024年6月末，公司已投运机组装机1324.69万千瓦，其中煤电1140万千瓦，新能源184.69万千瓦；参股电厂权益装机容量291.49万千瓦。公司煤电一体化和新能源业务双管齐下，新能源业务持续获取建设指标和投产，2024年上半年陆续并网2.07万千瓦分布式光伏。 2024年7月3日，公司察右中旗灵改配置新能源项目获批，总装机容量为96万千瓦，其中风电81万千瓦、光伏15万千瓦，总投资为41.93亿元。8月24日，库布齐沙漠基地鄂尔多斯新能源风电项目（二期暖水60万千瓦风电项目）与金桥和林火力发电灵活性改造配套消纳新能源480兆瓦项目获核准。鄂尔多斯新能源风电项目动态总投资31.26亿元，配置60兆瓦/120兆瓦时（10%/2小时）储能装置；金和新能源项目总投资19.86亿元。 投资建议：调整盈利预测，维持“优于大市”评级。 考虑到公司平均上网电价有所下降、煤炭价格下降、新能源项目持续投产、投资收益增加等因素的综合影响 ，预计2024-2026年公司归母净利润分别为25.3/27.3/29.6亿元（2024-2025年原为29.3/32.9亿元，新增2026年预测结果），同比增速26%/8%/8%；每股收益0.39/0.42/0.45元 ， 对应当前PE分别为10.5/9.7/8.9x，维持“优于大市”评级。 表1：可比公司估值表 财务预测与估值 资产负债表（百万元） 利润表（百万元） 现金流量表（百万元）