内蒙华电深度：经营守正出奇，股息价值释放【国君能源运营】

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公司经营守正出奇，煤电一体优势强化，盈利具备向上空间，高分红实至名归，股息价值有望释放。

投资要点：

维持“增持”评级。公司煤矿产能释放，煤电一体化优势强化，价值属性凸显，维持23~25年EPS分别为0.55/0.61/0.66元，维持目标价5.20元，维持“增持”评级。

煤电联营优势强化，电价有望再添弹性。公司隶属华能集团，定位为整合北方联合电力旗下优质资产上市平台，以内蒙古区域煤电一体化业务为主体。市场认为公司盈利波动明显，分红价值难以兑现；我们认为，公司受益于产业链纵向布局和区域电力结构优势，经营周期向上，高股息价值凸显。

与众不同的信息与逻辑：1）公司煤电一体化，当前煤炭年产能增至1200万吨，支撑盈利稳健性强化，奠定持续高分红基础；2）在煤电一体化基础上，公司发电用煤仍存在净需求，受益于成本端煤价改善，公司盈利仍有修复空间；3）受益于地方高耗能产业高增、新能源装机调节和辅助服务需求提升以及现货交易扩大等因素，内蒙古区域电价相对行业整体具备更强向上空间。综上我们预计公司2023年股息率有望提升至7%以上（维持当年实现可分配利润70%现金分红比例的股东回报政策基础上，对应当前估值和股价水平）。

催化剂：1）市场无风险利率下行，公司高股息价值稀缺性凸显；2）内蒙古新能源装机高增，调节和辅助服务需求提升，进一步带动区域火电补偿和综合电价上涨；3）煤价下行带动公司盈利提升。

风险提示：电价低于预期，煤矿产量不及预期，资产减值风险等。

1.核心结论：经营守正出奇，股息价值释放

公司“守正出奇”，“高分红”实至名归，股息价值有望释放。自公司2019年提出高比例分红政策以来，市场认为公司盈利波动明显，分红价值难以兑现（EPS波动导致DPS波动）。我们认为，公司受益于产业链纵向布局和区域电力结构优势，经营周期向上，高股息价值凸显。

一方面公司经营“守正”：通过构建煤电一体化经营模式，盈利稳定性远超行业整体，煤炭产能扩产后煤电一体优势扩张，支撑盈利稳健性强化，奠定持续高比例分红基础。另一方面公司盈利有望“出奇”：在煤电一体化基础上，公司发电用煤仍存在净需求，公司盈利受益于煤价下行；内蒙古区域电价相对行业整体具备更强向上空间。在公司持续“高比例”分红政策背景下，DPS预期修正有望促进公司股息价值释放。

2. 盈利预测与估值

2.1. 盈利预测

公司主营业务包括电力、煤炭、供热板块，其中核心业务为发电业务。我们假设公司2023~2025年上网电量为574.3/598.6/624.1亿千瓦时，同比+1.5%/4.2%/4.3%；2023~2025年煤炭产量为1200万吨，外销量436/450/454万吨，同比+15.0%/3.0%/1.0%。

根据上述关键假设，预计公司2023~2025年的营业收入分别为238.3/247.0/255.1亿元，对应增速分别为3.3%/3.7%/3.3%。预计公司2023~2025年归母净利润35.8/39.7/43.2亿元，对应增速103.0%/11.1%/8.7%；EPS 0.55/0.61/0.66元。

2.2. 估值

相对估值法：PE估值法、PB估值法

公司以为火电及煤炭联营为主业，选取国电电力、中国神华、华能国际、福能股份作为行业可比公司。可比公司2023年平均PE为 11倍，给予公司对应PE约10倍，对应公司估值为5.50元；可比公司2023年平均PB为1.7倍，对应公司估值为4.81元。

绝对估值法：股利贴现法（DDM估值）

我们按照三阶段增长模型对未来内蒙华电的分红进行预期。把内蒙华电的分红增长在未来可以分为三个阶段：

1）我们预测2023~2027年为公司新能源发展前中期，新能源及火电相关改造需要一定资本开支，假设该阶段公司分红比例为归母净利润的70%。

2）2028~2032年为过渡增长阶段，假设2028~2031年公司归母净利润增速逐渐从2027年5.5%逐年下降至2.0%；过渡阶段公司经营现金流提升至较高水平，资本开支压力减小，分红比例提升至75%。

3）2032年后为永续增长阶段，我们假设此阶段分红比例维持75%不变，公司归母净利润同比增速维持在0.5%（主要考虑电力装机有望随全社会用电量一同保持长期增长）。

DDM模型估算公司每股内在价值为6.18元。无风险利率取十年期国债收益率2.9%，假设市场风险溢价7.0%；参考公司及行业可比公司过去24个月β系数，假设公司β系数为1.04，计算公司的股权成本Ke为10.18%；假设永续增长率假设为0.5%。DDM结果显示，公司每股内在价值为6.18元。

综合PE、PB和DDM三种方法，我们维持公司目标价5.20元，维持“增持”评级。

3. 煤电联营一体化平台，高分红规划明确

3.1. 隶属华能集团，公司定位明确

内蒙古区域发电企业，深耕行业多年。内蒙古蒙电华能热电股份有限公司（简称“内蒙华电”）是中国华能集团旗下的内蒙古区域性煤、电联营的一体化平台，1994年于上交所上市。公司依托内蒙古地区丰富的煤炭资源，深耕火力发电和供热业务多年，2012年收购母公司旗下魏家峁煤电一体化项目，2017年收购母公司旗下北方龙源风电公司，逐步形成煤电一体化为主体、兼具新能源的业务发展格局。

内蒙华电隶属华能集团，直接控股股东为北方联合电力。公司直接控股股东为北方联合电力，间接控股股东为五大发电集团之一的华能集团，实控人为国务院国资委。公司下属子公司主要包括煤电一体化的魏家峁公司；火电公司聚达发电、上都发电等；新能源公司北方龙源风电、乌达莱新能源等。

华能集团实力雄厚，赋予公司经营定位明确。截至2021年末华能集团控股装机容量约2.1亿千瓦，煤炭年产能超过1亿吨，其中内蒙古区域火电/风电/光伏装机23.1/4.6/0.9 GW。内蒙华电是华能集团内蒙古区域上市平台，作为华能集团旗下电力运营上市公司之一（其余包括华能国际、华能水电），其定位为北方联合电力煤电一体化等业务的最终整合平台。截至2021年末，公司直接大股东北方联合电力控股装机20.2 GW（火电/风电/光伏装机18.6/1.4/0.3 GW），此外拥有煤炭产能1700 万吨/年。

3.2. 以电力业务为主体，煤电互补盈利稳定性突出

公司以发电业务为主体，经营稳健。2022年公司实现营业收入231亿元，同比+21.4%；受益于上网电价和煤炭售价提升，公司营业收入大幅增长。公司发电业务营收占比稳定在90%左右，发电业务毛利润占比稳定在40%左右，其中2021年煤炭业务营收和毛利润占比升，主要与煤价大幅上涨以及外销量增加等因素有关。受益于煤电一体化优势，公司穿越煤价波动周期，盈利水平稳定性优于同业（详见图19）。

3.3. 重视股东回报，长期高分红规划明确

公司以发电业务为主体，经营稳健。2022年公司实现营业收入231亿元，同比+21.4%；受益于上网电价和煤炭售价提升，公司营业收入大幅增长。公司发电业务营收占比稳定在90%左右，发电业务毛利润占比稳定在40%左右，其中2021年煤炭业务营收和毛利润占比升，主要与煤价大幅上涨以及外销量增加等因素有关。受益于煤电一体化优势，公司穿越煤价波动周期，盈利水平稳定性优于同业（详见图19）。

4. 守正：煤电一体优势扩张，支撑盈利稳健性强化

4.1. 公司以煤电业务为主体，送电主要覆盖“两网”

公司电源布局内蒙区域，煤电居于电力业务主体。公司深耕内蒙古区域多年，发电资产遍布内蒙古七个盟市。截至2022年末，公司控股装机容量12.8 GW，其中煤电/风电/光伏装机分别为11.4/1.4/0.07 GW；公司权益装机15.6 GW，其中煤电权益装机14.1 GW。公司以煤电业务为主体，近年来整体装机增长较为平稳。

公司上网电量整体稳健，主要向蒙西、华北电网送电。2022年公司上网电量566亿千瓦时，同比+6.5%，其中火电532亿千瓦时，占比94.1%，新能源33.7亿千瓦时，占比5.9%。公司项目主要处于内蒙古电力负荷区域节点或煤炭资源丰富区域，分别向蒙西电网、蒙东电网、华北电网供电，接入三个电网装机占比分别为56%、1%、43%。其中向华北电网主要以“点对网”和特高压直送等方式供电，供电电厂主要为公司控股的上都发电（火电）、全资子公司魏家峁公司（火电）和北方龙源风电（风电）等，公司2021年外送上网电量占比40.7%。

公司制定 “十四五”发展目标，煤、电、新能源一体化方向明确。公司公告明确“十四五”将多措并举提升新能源占比，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，力争“十四五”末实现公司整体装机达到20 GW、新能源装机比重达到50%的目标，公司煤、电、新能源一体化发展方向明确。

4.2. 构建煤电一体化核心业务模式，支撑公司稳健经营

公司电厂先天具备区位优势，煤炭资源“近水楼台”。内蒙古的煤炭资源丰富，2021年原煤产量10.4亿吨，仅次于山西省。公司火电厂分布在煤炭资源丰富的蒙西和蒙中地区，蒙西地区火电厂坐落鄂尔多斯含煤区，围绕新疆探明储量最大的两座煤田——东胜煤田、准格尔煤田，可以使用区域内魏家峁煤矿自产煤，也便于从周边煤矿采购坑口煤（包括控股股东北方联合电力位于该区域的高头窑、铧尖、吴四等煤矿）。蒙中地区的上都电厂、上都二电则位于二连含煤区周边，用煤主要来自胜利煤田（控股股东北方联合电力参股）。公司可利用的煤炭资源丰富，坑口煤源价格、长协煤源价格具备优势。

收购魏家峁煤电一体化公司，构建煤电一体化核心业务模式，支撑公司经营和业绩。公司2012年收购母公司控股的魏家峁煤电公司88%股权，实现100%控股魏家峁煤电公司。魏家峁公司主要经营煤电一体化业务，其中魏家峁露天煤矿一期规划产能为年产煤炭 600 万吨，魏家峁电厂一期2*66万千瓦机组于2017 年投产。魏家峁煤矿是魏家峁煤电一体化项目的重要煤炭供应保障：位于内蒙古准格尔矿区，煤炭储量丰富、煤质优良，易于开采和运；截至2022年末，地质储量约9.1亿吨，可采储量为6.2亿吨。魏家峁公司经营业绩稳健，2021~2022年受益于煤价、电价上涨等因素，净利率及ROE提升，对内蒙华电公司归母净利润贡献突出。

公司自产煤炭保障部分基础供应，市场化外销实现利润最大化。根据公司安排，魏家峁公司自产煤用途主要包括：

1）保障魏家峁电厂自用煤；

2）对内销售主要采取就近原则，选择就近的电厂，补充了内蒙华电控股电厂用煤需求；

3）剩余部分根据经济性原则进行部分外销（以2022年为例，魏家峁合计产量872万吨，公司自用287万吨，内销209万吨，外销380万吨）。

公司煤炭生产成本和供销渠道稳定，煤价上涨销量增加带动公司煤炭收入增长。公司市场化对外销售煤炭主要向母公司旗下北方联合电力煤炭运销分公司销售，再由其统一组织和对接资源向内蒙古及华北地区华能集团或其他电厂销售。公司近年来煤炭生产成本相对稳定，外销价格明显高于内蒙古煤价，有助于公司实现利润最大化。2021年以来煤价大幅上涨，带动公司煤炭业务营收增长，单吨盈利提升。

公司自收购煤电一体化平台魏家峁公司以来，盈利周期显著弱化。公司自2012年收购魏家峁公司以来，经营稳定性逐步提升。公司在2013~2014年ROE高点低于火电行业整体，2016~2017年ROE低点高于火电行业整体。2021年以来受高煤价拖累，火力发电行业整体经营承压，公司凭借煤电一体化优势，盈利稳定性优势显著（2021年公司ROE 2.7%，同比-3.0 ppts，火电行业ROE -6.1%，同比-12.3 ppts）。

4.3. 煤电协同优势扩张，公司盈利稳健性有望进一步提升

公司响应政策和市场需求，魏家峁煤炭产能进一步释放。为缓解煤炭产能不足、价格上涨的情况，2021年以来政策加快新增产能核准、释放。2021年10月，内蒙古能源局发布了《关于加快释放部分煤矿产能的紧急通知》，将魏家峁煤矿列入国家具备核增潜力名单煤矿范围。2022年4月，公司公告，魏家峁矿被纳入重点保供煤矿范围，获得国家矿山安全监察局核准，将扩建二期项目，年生产能力由600万吨核增至1200万吨。2022年下半年以来公司煤炭产量逐步抬升，截至公司2022年年报期，产能已经提升至1200万吨，1Q23公司煤炭产量已经增至329万吨，同比+92.1%，环比+26.5%。公司煤炭产能释放成效显著，煤电一体化优势扩大。

煤电协同程度增强，有利于盈利稳定提升。对比煤炭行业和以煤炭主业的煤电一体化公司中国神华，随着控股煤电装机逐步增长（由2007年上市时的12.6 GW增长至2022年末39.2 GW），虽然煤炭产销量仍远超发电用煤量（2022年中国神华煤炭产量超3亿吨，销量超4亿吨），但伴随公司煤电协同水平提升，ROE波动性较煤炭行业明显收窄。我们认为，公司煤炭产能扩产、覆盖用煤比例提升，煤电协同程度相应增强，盈利稳健性有望进一步增强。

5. 出奇：煤价回落盈利修复，区域电价优势凸显

5.1.煤价成本回落，公司盈利仍有修复空间

政策明确引导主产地煤价回归合理，内蒙古坑口煤价回落。2022年2月，发改委印发了《关于进一步完善煤炭市场价格形成机制的通知》，明确蒙西和蒙东地区煤炭中长期交易价格合理区间。随着政策引导煤炭长协执行比例提升，控制现货煤价合理区间，2022年内蒙古区域煤价相对高位有所回落。2023年煤价进一步下行，根据Wind数据，截至2023年4月末，内蒙古霍林郭勒煤矿坑口价（Q3500）和东胜煤矿坑口价（Q5200）分别位498元/吨和769元/吨，较2022年末分别下降19%和20%。但当前价格总体仍高于政策中长期合理价格区间，且较2021年初价格仍有37%和66%左右涨幅。我们预计，随着政策进一步夯实长协履约情况，煤价仍有下降空间。

公司煤电一体化基础上，煤炭仍有净需求缺口，受益于煤价成本改善，公司盈利仍有修复空间。根据公司公告，2020~2021年公司控股口径发电用原煤约3367万吨和3407万吨（我们根据公司电量和供电煤耗测算，标煤耗用量约1707万吨和1654万吨），近年公司煤电装机规模稳定且在建煤电装机有限，预计整体耗煤量基本保持稳定。假设2023年公司原煤耗用量约3400万吨，公司煤炭产能从600万吨提升至1200万吨，煤电一体化优势得到强化，但仍有一定外购缺口。我们认为，考虑到执行进度及签约量等因素，公司2023年合理价格区间长协煤履约率较2022年预计仍有提升空间，受益于煤价成本改善，公司盈利仍有修复空间。

受益于煤价下行，公司盈利修复弹性明确。考虑到公司煤炭供需量及热值情况，我们对于控股资产盈利的敏感性分析表明：Q5500含税煤价下降10元/吨，公司2023E归母净利润提升1.09亿元，提升幅度约3.04%。此外，考虑到公司参股部分煤电装机（贡献投资收益提升）等因素，我们预计综合煤价下降带动公司盈利提升弹性更足。

5.2.区域电价优势凸显，有望提升公司盈利

5.2.1.内蒙区域高耗能高增速，有望持续带动电价提升

蒙西推进电力市场化改革深化，高耗能市场交易电量不限价，带动电价涨幅突出。2021年以来，煤价大幅上涨并维持高位运行，发电企业盈利及现金流存在亏损风险，影响电力安全供应，蒙西地区逐步深化电力市场化改革，实现燃煤发电市场交易价格在“基准价+上下浮动”浮动范围内形成，上下浮动不超过20%，明确钢铁、电解铝、铁合金、电石、聚氯乙烯、焦炭等高耗能企业市场交易电价不受上浮20%限制。根据内蒙古发改委统计，自以上政策执行以来，2021年10月至2022年10月期间，蒙西地区高耗能行业平均交易价格为0.394元/千瓦时。根据内蒙古电力交易中心披露的月度交易数据，2022年5月~2023年3月，蒙西地区高耗能电量占交易电量比例平均约49.3%，我们测算占蒙西全部用电量约35.4%，高于全国高耗能电量占比（中电联统计2022年化工、建材、黑色金属冶炼、有色金属冶炼四大高载能行业用电量合计23019亿千瓦时，占比约26.7%），高耗能带动区域电价上涨贡献明确。

受益于蒙西高耗能行业电力市场化交易溢价，公司电价上浮明显。公司2021和2022年市场化比例分别提升至62%和95%，在市场化交易电价带动下，公司综合电价大幅提升至0.31和0.37元/千瓦时（不含税），同比+18.6%和+18.7%。我们测算2021和2022年公司综合上网电价较基准电价上浮0.03元/千瓦时和0.10元/千瓦时，上浮比例达10.3%和30.9%，上浮比例远超火电行业平均水平。

内蒙古高耗能产业增速超平均水平，区域用需求相对旺盛，有望持续带动电价提升。内蒙古近年高耗能产业增速超全国平均水平：2018~2022年四大高耗能行业（石油、煤炭及其他燃料加工业/化学原料和化学制品制造业/黑色金属冶炼和压延加工业/有色金属冶炼和压延加工业）规模以上工业增加值增速平均高出全国6.9/2.9/4.0/6.2 ppts。高耗能电量需求持续增长及占比提升有望带动区域综合电价进一步提升。在高耗能产业高速增长等因素带动下，2017~2022年，内蒙古火电利用小时平均约5014小时，公司蒙西火电利用小时平均约4915小时，分别高于全国平均水平约691小时和592小时，内蒙古区域用电需求旺盛加之基准电价偏低的背景下，区域电价有望维持较高上浮水平。

5.2.2.内蒙古新能源加速发展，辅助服务和补偿机制提升火电收益

内蒙古风光资源丰富，新能源计划新增装机规模较大，具备一定消纳压力。 截至2022年末内蒙古新能源装机61.0 GW（全国第三），风电装机45.5（全国第一）、光伏装机15.6 GW。2022年4月，内蒙古印发“十四五”能源发展规划，政策提出到2025年，在全国率先建成以新能源为主体的能源供给体系，新能源装机规模达到1.35亿千瓦以上，新能源装机占比超过50%。我们据此测算2023~2025年内蒙古年均新增新能源24.6 GW，三年CAGR约30.3%，预计增速远超全国平均水平。而当前内蒙古消纳已经存在一定压力，火电优化风光电力供给曲线能力突出，能有效稳定电力输出，提升风光电量消纳。

蒙西创建调峰辅助服务市场和平衡补偿机制，用经济信号引导火电机组主动释放调峰空间，提升火电收益。为加强新能源消纳，增强电网调节能力，2018年内蒙古发布《内蒙古电力调峰辅助服务市场运行规则模拟运行版》，并于2021年修订后发布运行。根据试运行结算报告披露，火电企业在2019年的试运行中通过提供调峰辅助服务整体实现收益，新能源实现电量增发并分摊相应费用，通过电网调峰辅助服务市场化，缓解了新能源消纳、电网调峰之间的矛盾。2023年以来，内蒙古电力交易中心进一步制定新能源平衡补偿机制，通过在全网新能源波动不同时段统计燃煤机组调节电量确定调节贡献，分配平衡补偿费用，提升燃煤发电主动平衡新能源波动的积极性，保障新能源消纳和电网稳定运行。内蒙古电力交易中心统计，截至2023年3月该机制运行两个月，燃煤机组平衡补偿费用合计1.3亿元，电价最多提高2.6分/千瓦时。截至2022年末内蒙古火电装机约105 GW，公司在区域内火电装机11.4 GW，占比约13.2%，公司火电收入端有望显著受益于辅助服务市场和新能源平衡补偿机制。

5.2.3.电力现货有望锦上添花

蒙西2022年正式开展电力现货连续运行，高峰期平均电价远高于中长期电价。2017年蒙西成为8个第一批现货试点区域之一，2022年6月蒙西开展电力现货结算连续试运行工作。根据内蒙古电力交易中心数据，2022年6~8月火电现货交易电价约为0.39/0.50/0.54元/千瓦时，平均电价较蒙西基准电价（0.2829元/千瓦时）上浮近70%，远高于中长期交易电价。我们预计公司2023年火电全年参与区域电力现货交易规模较2022年有望提升，电价有望进一步受益。

内蒙古作为外送电大省，省间现货发展潜力巨大。国家发展改革委、国家能源局2021年11月正式批复《省间电力现货交易规则（试行）》，2022年1月，省间电力现货市场启动试运行。根据国网蒙东公司数据，2022年1~3月，国网蒙东开展省间电力现货交易累计电量0.54亿千瓦时（同期净外送电量335亿千瓦时）。2022年6月，蒙西电网首次参与省间日前现货市场，灵活送出网内富余电力至江苏省，交易电量12.5万千瓦时。根据国家电力调度控制中心数据，2022年省间电力现货市场试运行全年累计交易电量278亿千瓦时，其中四川、山西、河北居前。我们预计2022年内蒙古参与省间现货处于起步阶段，规模相对有限，但作为外送电大省，省间现货交易规模未来提升空间较大，有望带动区域内发电企业综合上网电价提升。

公司盈利对电价敏感，业绩有望享受电价向上弹性。有望提升综合以上等因素（高耗能电价上涨、火电辅助服务和补偿机制、电力现货交易），我们认为公司位于内蒙古区域，电价相对行业整体具备更强的向上弹性，但考虑到公司参与调峰等因素电量可能略有下降，我们测算2023年公司电价以及发电量变动对公司归母净利润影响：1）公司平均度电电价上涨0.01元/千瓦时，2023年归母净利润提升约10%；2）公司火电利用率下降1%，2023年归母净利润下降约1%。我们认为，随着内蒙古新能源装机比例提升，火电参与调峰等辅助服务需求增长，叠加高耗能用电及电力现货交易带动，公司电价具备向上弹性，公司盈利有望提升。

6. 守正出奇，期待公司股息价值释放

公司“守正出奇”，“高分红”实至名归。自公司2019年提出高比例分红政策以来，市场认为公司盈利波动明显，分红价值难以兑现（EPS波动导致DPS波动）。我们认为，当前一方面公司经营“守正”：通过构建煤电一体化经营模式，盈利稳定性远超行业整体，煤炭产能扩产后煤电一体优势扩张，有望支撑盈利稳健性强化，奠定持续高分红基础。另一方面公司盈利有望“出奇”：在煤电一体化基础上，公司发电用煤仍存在净需求，公司盈利受益于煤价下行；内蒙古区域电价相对行业整体具备更强向上空间。在公司持续“高比例”分红政策背景下（要求70%可分配利润的分红比例），DPS预期修正有望促进公司股息价值释放。

在此基础上，我们认为公司同时具备维持高分红的能力和意愿，分红能力方面：公司现金流充裕，支撑高分红无虞。公司煤电一体化经营现金流稳定，公司业务以整合控股股东北方联合电力资产为主，近年资本开支维持较低水平。2017~2022年公司年均购建固定资产、无形资产和其他长期资产支付现金14.5亿元，而公司年均经营净现金流约37.8亿元，远超资本开支需求。截至1Q23末，公司负债率降至45.9%，处于同行业最低水平（与民营企业宝新能源相近）。公司资本开支及偿债需求较少，可分红资金充裕，有能力长期维持高分红水平。

公司具备高分红意愿：控股股东北方联合电力公司及华能集团资金需求较大，增强公司分红动力。公司直接控股股东北方联合电力公司，计划到十四五末控股装机达到40 GW，其中新能源装机达到20 GW，煤炭产能达到3000 万吨/年，截至2021年末公司新能源装机仅1.7 GW；间接控股股东华能集团，十四五规划新增新能源装机80 GW。公司控股股东后续新能源资本开支需求巨大，公司作为煤电一体化企业现金流充沛，有动力提升分红助力控股股东完成转型所需资本开支。

公司股息率优势有望进一步凸显。在高分红政策及以上多方面因素推动下，公司2022年分红对应股息率约4.0%，处于行业领先水平。我们预计公司2023年盈利增长的背景下，维持当年实现可分配利润70%的现金分红比例，当前估值对应股息率有望提升至7%以上，股息率优势有望进一步扩大。

7. 风险提示

电价低于预期风险：电力市场化推进，电价受政策及市场影响增加，可能出现电价下降超预期风险。

煤矿产量不及预期风险：煤矿开采、运输等环节存在一定安全风险，区域煤矿事故可能影响公司煤矿产量；此外煤炭市场需求可能存在波动，可能影响煤矿产量。

资产减值风险：公司火电利用率受全社会用电需求影响，可能出现不利变动；公司煤价、电价价格可能出现不利波动，以上等因素可能影响公司火电盈利，火电资产存在计提减值风险。

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证券分析师：于鸿光

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