深耕华北区位，京能电力：优势显著，依托火电绿色转型可期

（报告出品方/分析师：东北证券 周颖）

1. 京能集团煤电平台，火电为基前景广阔

1.1. 北京首家电力上市公司，深耕煤电转型发展新能源

北京首家电力上市公司，控股装机 1714 万千瓦。公司全称北京京能电力股份有限公司，2002 年在上交所上市，是北京京能集团旗下、首都第一家电力上市公司。

截至 22H1 末，公司总资产 826.74 亿元，控制运营装机容量 1714 万千瓦，权益运营装机 容量 1946 万千瓦，拥有控股发电公司 20 家、售电公司 4 家、综合能源公司 4 家，参股发电公司 11 家，参股煤矿 1 家。

公司主要经营地区在内蒙古、山西、宁夏、河北、河南、湖北等地，主要向京津唐电网、蒙西电网、山西电网、豫北电网供电，其中直送北京电量占北京市用电量 34%以上。2021 公司成立新能源事业部，开启发展新阶段。

上网电价同比大幅增长，单季度上网电量涨幅持续提升。

截至 22H1 末，公司发电机组全部为燃煤发电机组，主要受益于电力市场化改革，上网电价及单位电量收入主要呈上升趋势，22Q1-3 平均上网电价达 418.97 元/兆瓦时（含税），同比增长 35.09%。

主要受益于装机量提升及电价提升，公司 22Q1-3 累计发电量 580.02 亿度，同比增长 7.95%，上网电量 534.42 亿度，同比增长 7.87%，其中 22Q1/Q2/Q3 同比涨幅 1.55%/4.09%/17.68%，涨幅环比扩大。

近年来公司发售电量除 2021 年因煤价高企同比降低外，整体保持上升态势，此外主要受政策影响，公司在建机组装机容量有所降低，总装机量增速放缓，22H1 末为 299 万千瓦，同比增长 2.08%。然而随着国家煤电机组审批加速，公司在建煤电机组装机容量或实现反弹。

1.2. 京能集团唯一煤电平台，背靠北京国资委优势显著

实控人为京能集团，拟成为直接控股股东。公司直接控股股东为北京京能国际能源股份有限公司（京能国际），直接持股比例 42.88%；京能集团为公司的第二大股东，直接持股比例 23.89%，并直接持有京能国际 80%股份，合计持有公司股份占比过半，为公司实际控制人。

京能集团以投融资和资本运作为主要业务，由北京国管全资控股，并由北京市国资委间接全资控股，公司背靠北京市国资委，股东优势显著。

为推进京能集团专业化整合、减少管理层级、提高决策运营效率，京能集团、京能国际、京能清洁能源及深圳京能租赁四方于 2022 年 5 月 10 日共同签署《吸收合并协议》，京能集团拟吸收合并京能国际，完成后京能集团将成为公司直接控股股东，直接持股比例约 67%。预计吸收合并完成后，公司在集团内部战略地位或将提升，公司有望进入发展新阶段。

京能集团实力强大，位列地方能源集团第一梯队。

公司实际控制人北京能源集团，连续位列市属国企 A 级序列，2021 年在煤电大幅亏损的情况下，集团营业收入、利润总额同比均实现两位数增长，超额完成市国资委考核指标。

截至 2021 年底，京能集团资产规模达到 4011 亿元，净资产 1409 亿元；运营装机容量 3434 万千瓦，其中，清洁能源发电装机 1720 万千瓦，可再生能源发电装机 1120 万千瓦；煤炭产能 1350 万吨/年；供热面积 5.18 亿平方米。

横向对比全国各主要省属地方能源集团，京能集团资产规模及盈利能力均位居前列。

京能集团控股五家上市公司，承诺公司为唯一煤电上市平台。

京能集团控股京能清洁能源、京能电力、昊华能源、京能置业、北京能源国际等 5 家上市公司，持有北京银行 8.59%股权，为其第三大股东，持有大唐发电 4.88%股权，资本运作实力较强。而公司是京能集团旗下唯一的煤电上市平台。

为避免同业竞争，北京能源集团承诺在面对可能与公司产生同业竞争的新业务时，将优先把新业务的商业机会提供给公司选择，并确保京能集团及其下属单位在未来也不会与公司产生实质性同业竞争。在实控人的支持下，公司煤电业务有望健康发展。

前瞻建立股权激励机制，通过长效机制提升员工积极性。

公司是少数实行股权激励计划的国有发电企业之一，2019 年 9 月 12 日，公司发布《公司股票期权激励计划（草案）》，2019 年 11 月 22 日，公司发布《关于股票期权激励计划获得北京市国资委批复的公告》，2019 年 12 月 9 日，公司向 172 名激励对象授予首期股票期权约 6 亿份，2020 年 9 月 29 日，公司向 23 名激励对象授予预留股票期权约 0.7 亿份。股权激励机制的实行有效的调动了公司员工的积极性和创造性，建立了长效机制吸引并留住人才，对促进公司业绩稳步提升具有积极意义。

1.3. 电价上涨煤价涨幅回落，多因素叠加顺利扭亏为盈

电价明显提升，营收快速增长。

主要受益于电改深化，2021 年公司平均交易电价实现同比上涨 66 元/兆瓦时，涨幅 24%，市场化交易电量占比提升至 72.78%，公司营业收入实现 222.37 亿，同比上升 10.65%，其中煤电业务占比 91.15%，实现营收 202.69 亿，同比上升 10.31%。

22Q1 公司市场化交易电量占比达 94.27%，22H1 主要受益于上网电价同比大幅增长 37.41%，公司实现总营收 140.71 亿，同比上升 40.26%；前三季度公司上网电价 418.97 元/兆瓦时，同比上涨 35.09%，实现营收 220.88 亿，同比上升 44.45%。

煤价高企拖累煤电毛利，公司营业成本暴涨。

公司煤电业务成本占公司总成本比重近九成，虽然 2021 年采购标煤量长协占比达 69.5%，但主要受煤价大幅上涨影响，公司 2021 年标煤采购均价达 736.04 元/吨（不含税），较 2020 年 410.02 元/吨（不含税）大幅增长 79.5%，2021 年煤电业务成本达 212.84 亿，同比大幅增长 44.63%，毛利润由 2020 年的 36.57 亿元大幅下跌至-10.15 亿元，毛利率跌至-5.01%，同比降低 24.91pcts，主要受此影响，公司归母净利润-31.11 亿元，同比降低 322.8%。

22 年业绩持续改善，盈利能力快速回升。

主要受益于电价同比大幅上升及燃料成本改善影响，公司 22H1 实现归母净利润 5.15 亿元，同比大幅增长 271.63%，前三季度实现归母净利润 7.77 亿元，同比增长 148.34%，毛利率、净利率、ROE、EPS 等指标均大幅回升。

未来随着电煤中长期合同执行力度加强、煤炭产能逐步释放，公司燃料成本有望持续改善，盈利能力有望持续回升。

资产负债率降低，现金流同比增加。

公司近年来资产负债率持续缓慢增长,但由于 2021 年煤价上涨过快，为保证正常生产经营，公司借款总额及资产负债率均有所增加，但 仍维持 70%以下，22Q3 末资产负债率 67.20%，相较 2021 年末同比下降 0.99pct。

现金流方面，公司 2020 年经营性现金流净额 CFO 达 49.85 亿元，然而由于 2021 年煤价大幅上涨，公司 CFO 下降至 6.23 亿元，2022 年前三季度快速回升至 48.33 亿元，同比增长 76.13%，接近去年全年水平。

主要由于煤机在建及开工量减少，公司近年来资本开支逐步减少，随着公司大力发展新能源，资本开支有所回升，2022 年前三季度达 33.49 亿元，同比增长 0.84%。

上市以来连续现金分红 19 次，股息率达到行业平均水平。

除 2021 年公司由于亏损没有分红外，公司自 2002 年 A 股上市以来，已连续实施现金分红 19 次，累计现金分红 78.71 亿元，累计分红率 58.57%，平均股息率 2.97%。与五大发电集团旗舰上市公司相比，公司股利支付率及平均股息率处于中等水平。

2. 煤电装机优势显著，盈利能力快速回升

2.1. 煤电机组扎根华北，坑口煤炭资源丰富

煤电机组主要位于华北，坑口煤源优势明显。

公司电厂多分布于煤炭资源丰富的内蒙、山西、宁夏地区，拥有坑口煤源优势，主要向京津唐电网、蒙西电网、山西电网、山东电网供电。

截至 22Q3 末，公司控股运营燃煤火电厂 20 家，控股装机容量 1716.5 万千瓦，按区域划分，内蒙古 982 万千瓦、山西 316 万千瓦、河北 140 万千瓦，合计占比达 84 %，其他区域控制装机容量 276 万千瓦；按售电区域划分，京津唐电网 654 万千瓦、蒙西电网 442 万千瓦、山西 316 万千瓦，合计占比达 82%，其余电网 302 万千瓦。

参股伊泰最大煤矿，煤电联营对冲亏损。

内蒙古伊泰集团有限公司是我国大型煤炭生产企业，在 2022 年度中国煤炭企业 50 强中排名第 16 位，其所属最大煤矿内蒙古伊泰京粤酸刺沟矿年产能高达 2000 万吨，公司直接持股 24%。

受益于煤价提升，2021/22H1 净利润达 32.28/17.25 亿，该投资收益部分对冲了公司由于燃料成本上涨导致的电力主营业务亏损。

此外，公司控股该矿坑口电厂内蒙古京泰发电厂，持股比例 51%，伊泰煤炭持股 29%，该电厂属煤电联营电厂，接入蒙西至天津南特高压交流输电通道，目前装机 66 万千瓦，二期项目 2*66 万千瓦预计于今年底投产，投产后总装机达 198 万千瓦，将成为公司第二大电厂，仅次于装机容量 262 万千瓦的岱海电厂，预计煤电联营将有效缓解煤炭价格波动对公司业绩的不利影响。

2.2. 电力需求较为旺盛，蒙西电价提升明显

售电区域主要位于华北及蒙西，上网电量增速高于全国平均水平。

公司主要售电区域位于京津唐、蒙西、山西等地，近 50%的发电量通过特高压和京津唐电网送往北京、天津和山东等经济发达地区，其中，京津唐上网电量占比最高，为 38%，蒙西及山西电网合计占比超过 1/3。

2021 年主要由于疫情影响用电需求及煤价高企，公司京津唐、蒙西上网电量同比分别降低 7.51%、12.09%，尽管由于山西上网电量同比上升 14.72%，公司上网电量整体仍下降 2.67%。

2022 年前三季度，主要受益于北方地区疫情缓解，公司京津唐、蒙西等地上网电量同比分别上升 5.38%、11.32%，公司上网电量整体实现同比增长 7.87%，高于同期全国火力发电量同比增速（0.5%）。

预计随着防疫政策放松、企业复工复产、极端气温频现，公司上网电量有望持续同比提升。

用电需求旺盛，蒙西电价提升明显。

2021 年全社会用电量 83128 亿千瓦时，同比增长了 10.3%，公司主要售电区域中，除蒙西电网用电量微降 0.5%外，其他区域全社会用电量均实现正增长，其中京津唐、山西电网同比分别增加 7.48%、11.36%。

主要受用电需求旺盛、21Q4 煤电市场化交易电价改革提升上浮比例、高耗能企业用户交易电价不受上浮 20%限制影响，蒙西上网电价同比增长 22.23%，公司整体上网电价同比增长 4.29%。

随着各地煤电电价政策逐步落实，公司 2022 年前三季度电价同比上涨 35.09%。达 413.09 元/兆瓦时，高于上半年平均电价 413.09 元/兆瓦时。预计若煤价回落速度不及预期叠加用电需求旺盛，公司上网电价有望维持高位。

代理购电价格持续提升，电价维持高位基础稳固。

电网代理购电价格在一定程度上能够反映电力供需情况，对预测直接交易电价具有一定指导意义，2022 年 1-11 月电网代理购电价格变化趋势显示进入夏季以来电网代理购电价格逐月提升，预计主要原因为电力供需关系趋紧。

在公司主要售电区域中，除山东电网代理购电价格相较于当地燃煤基准价上浮比例较低外（山东执行容量电价政策，电价上浮上限需减去 99.1 元/兆瓦时的容量电价），其余地区的电网代理购电价格整体上基本能够实现 20%左右上浮，揭示公司主要售电区域电力供需关系紧张，公司售电价格有望维持高位。

2.3. 相关政策不断加码，煤价企稳库存高位

煤价高企成本大幅上涨，各区域毛利率同比下降明显。2021 年，公司售电业务营业成本 212.84 亿元，同比增长 44.63%，占总成本比例为 88.65%。

燃料费用的大幅上涨严重拉低了公司售电业务的毛利率水平，由 2020 年 19.9%大幅下降至 2021 年-5.01%，同比下降 24.91pcts，除江西外所有售电地区毛利均同比下降，其中华北电网、内蒙古电网、山西地区营业成本同比分别增加 32.23%、31.82%、76.84%，毛利率同比分别下降 28.05、14.00、33.12pcts。

政策助力煤价回归合理区间，保供稳价政策持续性较强。

政策方面，为保障我国能源安全，促进煤价回归合理区间，国家密集出台了一系列针对性政策，如加快释放煤炭产能、确定煤价合理区间、免除进口煤关税、电煤长协全覆盖、增加煤电保供专项再贷款等，并于今年下半年首次提出实现 3 个 100%，即签约率 100%、履约率 100%、价格政策 100%执行。

产能方面，去年 9 月份至今年 8 月份，我国共核增煤炭产能 4.9 亿吨左右，其中今年核增 1.8 亿吨，2022 年前三季度我国原煤产量达 33.2 亿吨，同比增长 11.2%，大幅高于近年水平，且同比多增 3.85 亿吨，为去年全年进口量的 119%，有效缓解了进口煤价过高导致进口量下降的不利影响。

此外，煤炭开采和洗选业固定资产投资额2022年前三季度累计同比大幅增长28.4%，煤炭产能后续有望加速释放。

预计随着政策效果逐步显现、煤炭产能逐步释放，煤炭供需关系有望得到较大改善，煤价有望逐步回归合理区间。

长协价整体保持稳定，燃料成本有望控制在合理范围。

在国家一系列政策支持下，煤价过快上涨势头得以有效遏制。秦皇岛 5500 大卡下水煤年度长协价整体上自 2021 年 10 月以来持续回落，2022 年 5-10 月连续 6 个月维持 719 元/吨，虽然由于北方临近供暖季导致动力煤需求回暖，11 月长协价上涨 9 元/吨，但 2022 年 1-11 月平均价格 721.09 元/吨，同比增长 12.43%，相比 2021 年增长 11.22%，涨幅仍低于电价涨幅。

煤炭库存明显改善，煤价暴涨动力不足。

随着煤炭产能较快释放，全国各地区国有重点煤矿库存也相对于去年四季度有所改善，特别是西北地区库存持续上升，有利于公司主要机组所在地煤价稳定。

此外，全国重点电厂煤炭库存量约 7000 万吨，去年同期仅约 1000 万吨，电厂存煤同比大幅增加，煤炭刚性采购需求有所降低，市场投机情绪也受到一定程度抑制。

综合判断电煤价格继续上涨动力较弱，预计较难再现去年四季度煤价暴涨情形，公司燃料成本有望控制在合理区间。

2.4. 度电收益由负转正，盈利能力明显提升

电价上涨盈利能力增强，毛利率同比大幅改善。

虽然去年煤价整体维持上涨态势，公司 21Q1-Q4 归母净利润持续下滑，但主要由于公司 21Q4 营收由于电价允许上浮 20% 而大幅增长，毛利率、净利率均相对 21Q3 环比提升。

公司 Q1、Q2、Q3 营收同比分别增加 39.79%、40.86%、52.43%，毛利率分别为 8.10%、10.75%、10.71%，同比分别增加 0.23、9.61、29.44pcts，环比分别增加 26.51、2.65、-0.04pcts；净利率分别为 4.16%、4.88、4.18%，同比分别增加 2.83、15.21、35.40pcts，环比分别增加 30.72、0.72、-0.70pcts。

度电利润由负转正，盈利能力稳步提升。

主要由于煤价过高影响，公司 21Q3、Q4 上网电量同比分别下降 12.21%、7.48%，但主要由于电价提升及煤价回落（22Q1、Q2、Q3 单位度电成本环比分别下降 16.22%、12.50%）叠加 Q3 电力需求旺盛影响，公司 22Q1、Q2、Q3 上网电量同比分别上升 1.55%、4.09%、17.68%。

单位上网电量盈利能力方面，22Q1、Q2、Q3 度电收入分别为 0.44、0.40、0.40 元，度电毛利分别为 3.6、4.3、4.3 分，虽不及 2019/2020 年 16.79%/17.60%，但相较 2021 年-7.97%明显改善。若电力供需持续紧张、煤价涨幅如期回落，公司盈利能力有望持续回升。

2.5. 煤电业务盈利预测

基本假设：

1) 装机容量：

公司目前有 3 个在建火电项目，其中京泰二期 2×660MW 机组工程和京宁二期 2×660MW 热电联产工程年内具备并网条件，十堰二期 1×350MW 热电联产工程计划 2023 年底前投产，假设 2022、2023 年底公司新增煤电装机 264、35 万千瓦，并分别于 2023、2024 年初开始贡献业绩。

2) 利用小时数：

公司煤电机组利用小时数较高，“十三五”平均利用小时数 4712 小时，2021 年主要由于煤价过高，同比下滑 487 小时至 4255 小时。

今年受益于市场交易电价上浮，部分缓解了煤价上涨的成本压力，公司发电意愿预计同比提 升，叠加今年迎峰度冬期间电力供需关系紧张，假设 Q4 发电量环比 Q3 持平，算得 2022 年利用小时数为 4655 小时，接近“十三五”平均水平。

据电规总院预测，“十四五”期间电力供需持续紧张，但考虑到新能源装机量快速增长挤压火 电出力空间，假设 2023-2025 年公司煤电机组利用小时数每年降低 1%。

3) 度电营收：

考虑到“十四五”期间电力供需或持续紧张，公司煤机平均交易电价或维持高位。此外，公司主要售电区域蒙西、山西、山东等地电力现货市场、辅助服务市场发展较快，用户侧参与主体数量有望逐渐增加，电力现货交易价格有望进一步放开，辅助服务市场有望逐步完善，容量市场有望逐步建立，煤电机组作为重要可控灵活调节性电源有望受益于电力现货交易、获取辅助服务收益、享受容量电价政策，假设 22Q4 度电营收与 Q3 环比持平，2023-2025 度电营收每年同比下降 3%。

4) 度电成本：

由于公司未披露营业成本拆分详情，根据可比公司火电热力营收成本中燃料成本占比情况，预计公司燃料成本占比高于五大发电集团但低于沿海省属发电公司，约为 80%。

由于燃料成本占比较高，且煤炭长协率、履约率持续提升以及煤炭产能逐步释放，预计公司煤电业务营业成本将随单位燃料成本降低而下降，假设 22Q4 度电成本与 Q3 环比持平，2023-2025 度电成本每年同比下降 4%。

5) 费用率：

2016-2021 年公司税金及附加率及期间费用率均呈下降趋势，假设 2022- 2025 年税金及附加率与 2021 年持平，期间费用率每年同比下降 0.5pct。

6) 权益占比：

公司煤电控股装机 1714 万千瓦，权益占比 74.6%（不含参股装机），京泰二期与京宁二期 2022 年底投产后，2023 年煤电装机权益占比升至 74.7%，十堰二期 2023 年底投产后，2024 年煤电装机权益占比降至 74.5%。

分析结论：

1）在基本假设情形下，公司煤电业务 2023/2024/2025 年实现盈利 1.2/6.0/10.2 亿；

2）当 2023 年利用小时数同比提升 1%时，归母净利润增加 0.07 亿；

3）当 2023 年度电营收同比上涨 1%，归母净利润增加 1.96 亿；

4）当 2023 年度电成本同比下跌 1%，归母净利润增加 1.97 亿；

3. 火绿协同优势互补，新能源转型前景可期

3.1. 发挥既有火电优势，转型发展风电光伏

火电灵活性改造卓有成效，依托输电通道提高消纳能力。公司 2021 年制定新能源发展战略，把握时代机遇，作为京能集团唯一煤电平台，新能源发展优势明显。

首先，新能源存在间歇性、波动性等问题，为促进新能源消纳、提高电力系统安全性，国家 大力推动火电机组灵活性改造，目标“十四五”完成改造 2 亿千瓦，增加系统调节能力 3000-4000 万千瓦。

截至 2021 年末，公司灵活性改造机组容量占比 62%，全部 44 台机组中有 38 台参与电网调峰，部分机组深度调峰能力达 15%，优于行业水平，一方面煤电机组调峰极大增强了创收能力，另一方面为公司争取配套新能源项目奠定了坚实基础。

其次，公司依托现有煤电输电通道优势，能够以输电通道为载体，拓展风光火打捆外送，有助于减少弃风弃光问题，提高新能源项目收益率。

煤电机组具备地域优势，所在省区风光资源丰富。

据中央气象局数据，2021 年我国各省（区、市）70 米高度层年平均风速与平均风功率密度排名第一的省份为内蒙古，而公司装机容量的 58%位于内蒙古，此外公司其他大部分煤电机组所在地宁夏、河北、山西的风资源也位居全国前列。

太阳能资源方面，在 2021 年固定式发电最佳斜面总辐照量平均值排名中，内蒙古、宁夏、河北、山西分别位居第 3、6、7、12。公司煤电机组所在地风光资源丰富，新能源利用小时数及项目收益率有望得到保证。

3.2. 项目开发顺利推进，装机有望快速增长

新能源项目进展顺利，储备项目规模较大。

公司充分发挥现有煤电的支点作用，2021 年取得项目备案证的新能源指标超过百万千瓦，并有近 300 万千瓦集中式新能源筹建项目取得积极进展。

目前，湖北十堰丹江口 10 万千瓦光伏项目、山西长治长子县 10 万千瓦光伏项目、宁夏宁东 15 万千瓦光伏项目、内蒙古京海 10 万千瓦光伏项目、二连浩特市京能分布式光伏发电项目、乌兰察布市岱海 150 万千瓦风电绿电进京基地项目陆续开工建设。

其中，丹江口市蒿坪镇 100MW 林光互补光伏电站项目开工典礼于 2022 年 4 月 27 日举行，该项目是公司在“十四五”期间第一个开工建设的新能源发电项目，标志着京能电力在转型发展之路上迈出重要一步。

考虑到光伏项目建设周期较短，除新开工的岱海 150 万千瓦项目外，其余项目均有望于今年投产，今年底新能源装机量有望达到 47.1 万千瓦，权益装机 42.2 万千瓦，占比 90%。

岱海机组新能源配比高，新能源开发潜力大。

岱海 150 万千瓦基地项目位于乌兰察布市凉城县，场区规划面积 1028 平方公里，建成后将与公司岱海电厂共用一条送出线路，依托岱海电厂四台总装机容量 258 万千瓦机组的深度调峰能力，利用其现有点对网“岱海-万全-顺义”外送输电通道送至京津冀地区消纳。

由于具有场地、消纳、通道、火电机组调峰能力达至 15%等优势，岱海新能源项目装机容量占岱海电厂装机容量比例高达 58.14%，高于一般灵活性改造新能源项目配比，有力地佐证了公司依托火电机组大力发展新能源战略的可行性。

参股托克托新增权益新能源装机 50 万千瓦，新能源权益总装机或超千万千瓦。除依托自有火电机组开发建设新能源项目外，公司参股机组也可通过配套方式获取新能源项目，如公司持有世界最大火电厂大唐托克托电厂 25%股权，2022 年 10 月 20 日，位列第一批风光大基地项目清单的内蒙古托克托 200 万千瓦外送项目举行开工仪式，由大唐托克托发电公司的全资子公司负责建设和运营，公司间接持有该项目 25%股权，权益新能源装机达 50 万千瓦。截至 22H1 末，公司权益装机为 1946 万千瓦，以配比 50%计算，公司依托参控股火电机组可开发新能源规模为 973 万千瓦。

在建 299 万千瓦（权益占比 74%）火电机组投产后，可额外新开发新能源项目 110.2 万千瓦，合计约 1083 万千瓦。考虑到今年底有望投产权益装机 42.2 万千瓦，假设该新能源项 目于“十四五”全部投产，则 2023-2025 年均新增 347 万千瓦。

参考可比公司单 GW新能源装机净利润，假设公司参股新能源装机单 GW 贡献 2 亿元净利润，预计 2023- 2025 年新能源业务可为公司贡献归母净利润 3/7/13 亿元。

围绕火风光外延拓展，加大能源开发力度。

公司以灵活性煤电为支撑，以输电通道为载体，除大力发展新能源外，积极布局风光火储氢一体化、源网荷储一体化项目，加大京津冀地区能源开发力度，依托岱海电厂火电机组打造乌兰察布风光火储氢一体化示范项目，建设鄂尔多斯能源基地、锡盟能源基地、十堰能源基地，并拟在酒泉区域内打造甘肃省首个绿氢制取-储运-应用全产业链示范项目，公司有望从传统煤电企业发展成为综合能源上市公司。

4. 风险提示

电煤供应持续紧张，国内煤炭产量释放进度不及预期，电煤中长期合同履约率及价格低于预期，或导致公司燃料成本降幅不达预期；

全国特别是北方地区疫情反复，或导致公司售电量、售电价格及营收增速低于预期；

新能源项目成本居高不下，项目开工难度加大，弃风弃光率回升，平均上网电价低于中长期合同电价，或影响新能源项目收益率。

报告属于原作者，我们不做任何投资建议！如有侵权，请私信删除，谢谢！

精选报告来自【远瞻智库】远瞻智库-为三亿人打造的有用知识平台|报告下载|战略报告|管理报告|行业报告|精选报告|论文参考资料|远瞻智库