山东能源转型现状 - 山东是传统用能用电大省和新能源大省 风光新能源装机接近1.3亿千瓦[1] 但煤电装机不降反增 从2020年底约1.09亿千瓦增至2024年底1.15亿千瓦[3][5][6] - 煤电装机占总装机约50% 但发电量占比高达83% 远高于全国64%的平均水平[2][8] - 山东电力行业碳排放占全省44%以上 转型压力较大[3] 煤电削减目标与实际执行 - "十四五"规划目标到2025年底将煤电装机降至1亿千瓦 即5年削减近1000万千瓦[3] - 实际执行中 2024年底煤电装机仍达1.15亿千瓦 较2020年底增加约600万千瓦[5][6] - 削减路径依赖关停燃煤自备电厂和30万千瓦以下机组 计划2030年前淘汰60%中小煤电机组[3] 新能源装机与发电量 mismatch - 新能源装机快速增长 2024年底风光装机突破1亿千瓦 2025年6月达1.23亿千瓦占全省装机49.63%[8] - 但2024年风光发电量仅754亿千瓦时 占总发电量12.4% 其中风电541.1亿千瓦时 太阳能212.9亿千瓦时[8] - 新能源装机量全国领先 但发电量贡献率低 利用效率不足[8][10] 煤电依赖症成因 - 中小燃煤机组装机占20%但承担80%供热需求 民生保障制约削减力度[7] - 电力保供压力大 政府无法激进削减煤电[9] - 新型电力系统发展不协调 新能源装机量与发电量转化不足[12] 国家政策导向 - 2022年《关于促进新时代新能源高质量发展的实施方案》提出7方面21项举措[11] - 重点包括大型风光基地建设 乡村振兴融合应用 新型电力系统构建 电力市场交易机制完善[11] - 政策旨在提升新能源发展质量而不仅是装机数量[11][12]

财务表现 - 2025年上半年公司实现营业收入58.1亿元，同比下降2.91%，归母净利润9.2亿元，同比下降21.7% [1] - 第二季度营业收入29.0亿元，同比下降0.89%，归母净利润3.9亿元，同比下降32.8% [1] - 预计2025-2027年营业收入分别为121亿元、143亿元、147亿元，归母净利润分别为20.1亿元、24.5亿元、25.8亿元 [3] 煤炭业务 - 原煤产量1120万吨，同比增长7.9%，商品煤产量994万吨，同比增长6.2%，商品煤销量943万吨，同比增长3.63% [1] - 吨煤售价529元，同比下降6.3%，外售均价513元，同比下降9.0%，吨煤成本327元，同比下降3.5%，吨煤毛利201元，同比下降10.6% [1] - 第二季度吨煤售价498元，环比下降11.1%，吨煤成本330元，环比略微增加，吨毛利168元，环比下降28.8% [1] - 煤炭销售收入50.0亿元，同比下降2.9%，对外销售收入32.8亿元，同比下降18.4%，煤炭毛利19亿元，同比下降7.3% [2] 电力业务 - 发电量66.7亿度，同比增长44.6%，售电量62.8亿度，同比增长44.2% [2] - 上半年发电利用小时数2008小时，同比下降12.9%，第二季度小时数917小时，同比下降14.7% [2] - 上网均价0.372元/度，同比下降9.7%，电力板块营收23.3亿元，同比增长30.2%，第二季度营收10.5亿元，同比增长24.9% [2] 产能规划 - 板集电厂二期于2024年10月投运，上饶电厂2×1000MW和滁州电厂2×660MW于2024年3月开工，计划2026年投运 [2] - 六安电厂2×660MW于2024年6月开工，计划2026年双机投运，煤炭方面主要规划杨村矿复产 [2]

西气东输果子沟管道工程 - 西气东输果子沟管道控制性工程首条山岭隧道于8月27日贯通 创多项行业纪录 标志长输管道在复杂地质条件下建设能力实现新突破 [1] - 工程包括4条长距离山岭隧道 为国内油气管道领域单次掘进长度最长(6612米) 断面尺寸最大(6870mm) 海拔最高(2005米) 高差最大(324米)的项目 [5][10] - 隧道总长23.16公里 首尾落差668米 采用双护盾全断面硬岩隧道掘进机 平均每月掘进450米 预计2027年9月全线投产 [7][8][10][12] - 工程线路全长32公里 建成后将与现役管道联合运行 互为备用 提升西部油气能源大通道安全运行能力 [8][12] - 西气东输二线 三线已累计输送天然气超5570亿立方米 惠及沿线5亿人口 [7] 超超临界双拱型燃煤机组 - 世界首台套660兆瓦超超临界双拱型燃煤机组全部成功投运 标志高效清洁煤电技术领域实现重要突破 [13] - 机组采用煤层气启停及助燃 同等耗材情况下二氧化碳排放量减少53% 氮氧化物 硫化物等污染物排放量下降超90% [15] - 专为燃烧难着火 难稳燃 难燃尽的无烟煤设计 每年可节约电煤成本7200余万元 [15][18] - 项目采用"煤电+新能源"方式 为"风光火储一体化"清洁能源项目 [15] 梅州抽水蓄能电站二期工程 - "十四五"粤港澳大湾区首个抽蓄工程——梅州抽水蓄能电站二期工程首台机组于8月26日投产发电 [19] - 每小时可产生30万度清洁电能 相当于5万居民用户一天用电需求 全部参与电力市场交易 [19] - 工程装机规模120万千瓦 推动广东抽水蓄能市场化运营规模达150万千瓦 [19][20] - 建成后将推动粤港澳大湾区抽蓄在运规模和调节能力分别突破1000万千瓦和2000万千瓦 [20]

能源供应与基础设施 - 能源基础设施网络横跨东西、纵贯南北、连通海外更加完善 [1] - 东部地区用能中40%来自西电东送、西气东输、北煤南运等能源大动脉 [1] - 居民用能保障能力持续提升 [1] 可再生能源发展 - 可再生能源发电装机占比由40%提升至60%左右 [2] - 风电光伏年新增装机先后突破1亿、2亿、3亿千瓦关口 [2] - 非化石能源消费占比每年增加1个百分点 预计超额完成十四五20%目标 [2] - 出口风电光伏产品为其他国家累计减少碳排放约41亿吨 [2] 能源科技创新 - 新能源技术装备领跑全球 [2] - 油气开发突破深地万米大关和千米深海 [2] - 能源产业与工业、交通等领域加速融合 [2] 能源市场化改革 - 煤电和新能源全面进入市场 [2] - 全部工商业用户进入电力市场 [2] - 油气全国一张网初步建成 [2] - 能源法颁布实施 [2]

核心财务表现 - 2025年上半年实现营业收入106.76亿元，归属于上市公司股东的净利润1.26亿元 [1] - 经营活动产生的现金流量净额27.26亿元，显著优于净利润水平 [1] - 营业成本84.33亿元，同比下降19.74%，费用等其他成本18.66亿元，同比下降11.15% [1] 电力业务运营 - 电力业务贡献营业收入78.24亿元，占总营收比重超73% [2] - 完成发电量178.94亿千瓦时、售电量169.61亿千瓦时 [2] - 燃煤电厂年度长协电量250.43亿千瓦时，张家港沙洲电力长协覆盖率71.5%，裕中能源和周口隆达分别达77.2%和80% [2] - 张家港沙洲电力创单日发电量7566.1万千瓦时、负荷率96.7%的历史新高 [2] - 燃煤电厂标煤单价同比下降181元/吨 [2] - 完成深度调峰电量3.72亿千瓦时，获得调峰与调频收入4312万元，燃气机组新增调峰收入2326万元 [3] 煤炭业务运营 - 煤炭业务实现营业收入25.38亿元 [4] - 完成原煤产量691.31万吨、销量689.01万吨，洗精煤产量115.25万吨、销量108.87万吨 [4] - 南山煤矿和森达源煤矿智能化矿井通过政府验收，孟子峪煤矿具备验收条件 [4] 重点项目进展 - 海则滩煤矿井下二期工程完成成巷11000余米，占二期总工程量的65% [5] - 规划2026年6月底形成首采工作面并试生产，2027年一季度实现联合试运转及"投产即达产"目标 [6] 行业环境分析 - 动力煤2025年三季度港口均价达652元/吨，较二季度632元/吨提升，且价格逼近700元/吨关口 [6] - 焦煤价格较6月份低位上涨近300元/吨，焦炭第六轮提涨已落地 [6] - 火电发电量增长带动煤耗上升，煤炭市场供大于求局面有望扭转 [6]

核心财务表现 - 报告期内实现营业收入106.76亿元，归属于上市公司股东的净利润1.26亿元 [1] - 经营活动产生的现金流量净额为27.26亿元，显著高于净利润水平 [1] - 营业成本同比下降19.74%至84.33亿元，费用等成本同比下降11.15%至18.66亿元 [1] 电力业务运营 - 控股电力总装机容量918万千瓦，参股总装机容量400万千瓦，区域覆盖江苏、河南等地 [1] - 累计完成发电量178.94亿千瓦时，对外供热1535.4万吉焦 [2] - 通过年度双边协商交易、电网代理、省间外送电交易等多种方式争取电量计划 [2] 煤炭业务表现 - 实现原煤产量691.31万吨，销量689.01万吨，煤炭业务营业收入25.38亿元 [2] - 焦煤价格自7月起触底回升，有利于利润修复 [3] - 优化调整2025年采掘接续计划，多个煤矿工作面单产单进创纪录 [2] 重点项目进展 - 海则滩煤矿井田面积200平方公里，资源储量11.45亿吨，煤种为优质化工用煤及动力煤 [3] - 预计2026年6月底形成首采工作面试生产，年底形成第二个工作面 [3] - 2027年一季度进行联合试运转，实现当年投产即达产 [3] 战略优势 - 煤电互补经营模式有效对冲煤价波动影响 [1] - 主营业务造血能力维持正常运营发展 [1] - 项目投产后企业经营业绩和核心竞争力将大幅提升 [3]

能源综合生产能力与指标完成情况 - 能源综合生产能力和非化石能源占比等"十四五"规划《纲要》主要指标将如期完成 [1] - 14亿多人的能源安全得到有效保障 [1] 可再生能源体系建设 - 构建全球最大、发展最快的可再生能源体系 [3] - 可再生能源发电装机占比由40%提升至60%左右 [3] - 全社会用电量中每3度电就有1度绿电 [3] - 累计为其他国家减少碳排放约41亿吨 [3] 能源科技创新突破 - 新能源专利数占全球4成以上 [6] - 新型储能规模跃居世界第一 [6] - 多个全球最大、全球首座工程建成投运 [6] - 智能微电网和虚拟电厂发展进入快车道 [6] - 车网互动规模化应用试点加快推进 [6] 能源市场化改革 - 煤电和新能源全面入市 [8] - 全部工商业用户进入电力市场 [8] - 油气"全国一张网"初步建成 [8] - 电力市场注册经营主体达97万家，是2020年的5倍 [8] - 绝大多数光伏设备制造企业和60%以上风电整机制造企业为民营企业 [8] 国际影响力与绿色转型 - 中国成为世界能源转型的重要推动者 [1] - 绿色低碳发展成就举世瞩目 [1] - "十四五"以来能源事业取得突破性进展和历史性成就 [1]

公司违规事件 - 国电建投内蒙古能源有限公司因未取得建设工程规划许可证建设煤电一体化项目被行政处罚 罚款金额为6294220.9元人民币[1][2] - 违法行为发生于2012年至2024年期间 项目位于内蒙古伊金霍洛旗乌兰木伦镇境内[1][2] - 处罚依据为《中华人民共和国城乡规划法》第六十四条 按工程造价125884418元人民币的5%计算罚款[2] 处罚具体细节 - 行政处罚决定书文号为伊自然资罚字﹝2025﹞第36号 处罚类别为罚款[2] - 处罚决定日期为2025年8月18日 处罚机关为伊金霍洛旗自然资源局[2] - 该项目被认定为尚可采取改正措施消除影响的违法建设项目 适用5%罚款比例[2] 公司背景信息 - 国电建投内蒙古能源有限公司成立于2005年11月18日 注册资本413460万元人民币[3] - 公司法定代表人为张聚国 是国家能源集团西部能源投资有限公司全资子公司[3]

投资评级 - 维持"增持"评级，目标价7.36元人民币 [1][4] 核心观点 - 1H25业绩低于预期，归母净利润同比下降21.72%至9.20亿元，主要因上网电价不及预期 [1] - 煤电联营战略有望深化，在建煤电机组464万千瓦预计2025年底起陆续投产，将提升协同效应 [1][3] - 外销煤价2Q25环比下降13.75%至478元/吨，但3Q25有望在"反内卷"政策下修复 [2] - 下调2025-2027年归母净利润预测9.4%/13.9%/15.5%至19.07/21.70/21.98亿元 [4] 财务表现 - 1H25营收58.11亿元（yoy -2.91%），2Q25营收29.01亿元（yoy -0.89%，qoq -0.29%） [1] - 煤炭板块1H25净利润同比下降21.75%至8.16亿元，电力板块净利润同比下降28.14%至1.82亿元 [2][3] - 1H25上网电量同比+44.22%至62.78亿千瓦时，但度电净利润下降2.92分至2.90分 [3] - 当前股价6.44元对应2025年预测PE 8.75倍，低于可比公司均值12.9倍 [4][9][11] 业务动态 - 2Q25商品煤外销量483.04万吨（yoy +5.47%），外销煤占比71.47%（环比+7.72pp） [2] - 新集利辛发电二期2*66万千瓦机组已于2024年8-9月投产 [3] - 公司2025年预测营收135.75亿元（yoy +6.66%），2026年预测营收175.10亿元（yoy +28.99%） [9] 估值比较 - 可比公司2025年PE Wind一致预期均值为12.9倍，公司获10倍2025年目标PE估值 [4][11] - 公司当前PB为0.98倍（2025E），低于可比公司均值1.4倍 [9][11] - 目标价7.36元较当前股价存在14.3%上行空间 [4][6]

投资评级 - 维持"买入"评级 [6] 核心观点 - 2025年H1公司营业收入58.11亿元，同比-2.91%，归母净利润9.20亿元，同比-21.72% [1] - Q2业绩受煤价下跌和发电量价下行拖累，但下半年供需改善有望推动业绩显著回升 [1][2][3] - 煤电一体化协同发展是核心优势，2026年装机容量预计达796万千瓦，自产煤供应保障盈利稳定性 [6] - 资本开支高峰后自由现金流提升，高分红潜力增强 [6] 煤炭板块表现 - 2025年H1原煤产量1119.65万吨，同比+7.88%；商品煤销量943.37万吨，同比+3.63% [2] - Q2煤炭销售均价477.60元/吨，同比-12.58%，环比-17.93% [2] - Q2商品煤成本329.99元/吨，环比+1.81% [2] - 安徽Q2现货煤价572.93元/吨（5000K），环比Q1下降13.02%，导致板块业绩环比-39.93% [2] - 三季度供需改善：7月全社会用电量增速8.6%，煤矿生产核查推动供应收紧，煤价有望环比大幅回升 [2] 电力板块表现 - 2025年H1上网电量62.78亿千瓦时，同比+44.22%；Q2上网电量28.52亿千瓦时，同比+50.82%，环比-16.75% [3] - H1平均上网电价371.6元/兆瓦时，同比-9.70% [3] - 电力板块净利润同比-28.35%，受需求放缓和新能源挤压影响 [3] - Q3"迎峰度夏"带动煤电需求回升，2026年容量电价补偿政策有望提升盈利水平 [3][4] 财务预测 - 2025-2027年归母净利润预测调整至20.69/25.92/26.15亿元 [6] - 对应PE分别为8.06/6.44/6.38倍（基于2025年8月22日收盘价） [6] - 2025年预计营业收入119.30亿元，同比-6.3%；2026年预计142.72亿元，同比+19.6% [5] - 毛利率2025E为41.6%，2026E提升至42.8% [5] - ROE 2025E为12.1%，2026E升至13.3% [5] 战略优势与展望 - 在建及规划燃煤机组容量464万千瓦，2026年中预计全部投运 [6] - 煤电一体化模式强化自产煤内部消化，提升盈利稳定性 [6] - 资本开支高峰后自由现金流改善，高分红潜力显著 [6]