原文链接：内蒙华电2024Q1经营数据解读
内蒙华电2024一季度的经营数据出来后公众号后台不少人问我的看法，因为只是发电量和电价数据，一季报还没出来，刚出来的时候我以为上网电价只是电量电价不含容量电价，外销煤价还没降多少，外购煤根据前几个季度的数据对比明显下降较多，那一季度的业绩就很可观了。但后来问清楚以后发现已经包括了容量电价，这两天大幅回调也反映了市场的预期，预期太高的人自然就走了。内蒙华电的投资逻辑已经在以前的文章《内蒙华电投资逻辑》说得很清楚了，我们买股票不应该被市场波动左右，更应该看看我们关注基本面是否发生改变，当初买入的逻辑是否改变。
行业基本面：
1、新能源发展到一定的程度，装机已超10万亿千瓦，占全国总装机容量三分之一，上网电量超总发电量15%，调峰调频问题已经急需解决，否则会影响到电力安全，电网扛不住了，未来几年之内抽水蓄能和电化学储能还指望不上，唯一能指望的就是拉出来就能用的煤电！国内的几大火电企业不但要承担对新能源的调峰兜底，还要承担新能源建设的任务，这么重要的事情必须要有人愿意干，亏钱的事情谁愿意干？所以一定得让火电有点钱赚，至少不能让火电亏钱关停，如果出了容量电价还亏钱，那也一定还会从其他地方找补，没有退路，火电企业资产负债表需要修复。
2、容量电价不会让火电有暴利，但有助火电企业改善大面积亏损的局面。至于说火电企业基于市场竞争的角度降低市场化电量交易价格，那说明他已经有钱赚了，可以降低电量价格让利。如果煤价跌了还要加上容量电价补偿，这利润就太大了，这时降低一点电量价格是合理的。
3、只要火电能稳定盈利不亏损，利润增加叠加不用资产减值，火电资产价值重估。火电配置上优选煤炭长协覆盖率高、煤电一体化或水火并济，可以规避部分煤价波动风险。
公司基本面：
1、内蒙华电属于煤电一体化经营，魏家峁年产1500万吨/年 5000多大卡热值的露天煤矿是核心，外购煤长协覆盖率也高，可以对冲部分煤价波动风险，具备经营韧性，确定性比较高。
2、三百亿左右的估值还很合理，承诺70%的分红比例，经营状况能够维持5%以上的高股息，买入就是当做公共事业股吃股息的。
只要以上基本面没有变化，估值不是贵了，年报和季报数据有些波动不影响持股逻辑。
一季度电量电价数据解读
投资火电和新能源，我们会关注随着新能源上网电量占比提升，火电和新能源的电量和电价会怎么演变，从而对发电企业产生什么影响。全国范围新能源发电量占比大约15%，而蒙西电网的绿电占比已经超过30%，基本上全电量市场化交易，所以内蒙古的绿电和火电的演变具有前瞻意义。
蒙西地区以前对电力用户签约新能源电量的比例设置了上限，2022年是15%，2023年是20%，根据2024年的蒙西电力市场交易安排，取消了电力用户签约新能源电量的比例上限的限制，同时将新能源发电交易前置于燃煤发电交易，由电力用户和新能源发电企业自主决定成交规模。也就是说电力用户全部电力交易合同中新能源电量合同占比最高今年可以直接签100%。
当绿电占比高比例时会发生什么，2024年一季度的数据提供了一个非常好的观察点。
一、Q1数据分析
先说主要结论：电量电价下跌比较多是因为煤价也下跌比较多，别指望容量电价能让火电企业多赚，容量电价未来也只能起到平衡煤价上涨、绿电占比高带来的负面影响。
1、一季度内蒙古工业产品产量和工业固定资产投资增速同比超高速增长，前者拉动当前整体用电需求高增长，后者会拉动后续的用电需求，所以需求端没什么问题。
2、放开新能源上网后，蒙西地区新能源电量占比超过30%，因为蒙西地区的绿电价格才两毛多，新能源量价齐升，绿电一定程度挤占了火电的空间，火电电价一部分原因是受到绿电挤压导致，另一部分原因则是是煤价下跌导致。
3、2023年Q2开始煤价下降明显，后续各季度入炉标煤价格一路走低，导致电价也逐季回落。特别是2023年一季度煤价处于高位，整个蒙西电网的火电结算电价很高，所以2024年一季度即使加上容量电价，也仍然同比低了2.8分，但这个电价的降幅跟煤价幅度是匹配的，因为Q1的标煤价格我估计同比下跌了10%左右。
4、在2024年Q1煤价环比下跌的情况下，实际上火电的电量电价环比是持平的，加上容量电价后火电价格还略有提升。这也带动内蒙华电的结算电价环比上季度企稳，略有提升。不过不要指望容量电价能够给火电企业带来暴利，容量电价未来也只能起到平衡煤价上涨、绿电占比高带来的负面影响。
二、短期业绩影响
我在估值的时候就没算容量电价进去，敏感性测算已经覆盖煤价在2023年长协价上下浮动15%，电价同等幅度上下浮动15%。在完全放开绿电上网的情况下，当前变量波动的范围还在我的测算区间，而且容量电价确实起到了提高安全边际的作用，所以短期业绩的波动，没什么好担心。
三、未来影响
1、随着绿电上网电量进一步增加，火电的电量和电价都会继续受到挤压，每年每千瓦100元的容量电价不足以对冲绿电带来的影响，而国家层面的政策制定者也是预计到了这一点，所以发改委定的容量电价机制从2026年起，将各地通过容量电价回收固定成本的比例提升至不低于50%即每年每千瓦165元是很正确的。
2、内蒙新能源上网电量已经比例超过30%，但可想而知，势必带来调峰的需求，能否满足负荷曲线是个问题，一旦天气原因导致新能源功率出现波动，会导致调峰需求剧增。改革委、国家能源局印发《关于建立健全电力辅助服务市场价格机制的通知》 2024 年 3 月 1 日正式实施，电力辅助服务市场价格机制出台，已经完成灵活性改造的火电赚取辅助服务费也是对冲发电小时数下降，改善火电企业经营的一个重要手段。
3、内蒙古自治区能源局印发了《内蒙古自治区能源局关于调整优化2024年蒙西电力市场交易机制的通知》，对2024年蒙西电力市场交易机制进行优化调整。本《通知》自4月1日起执行。有几条是明确在绿电上网电量增多的情况下改善火电的经营环境：
1）因为在现有的差价合约机制下，发电企业需强制持仓差价合约，新能源发电侧普遍通过差价合约套利补偿低电价，这样就会导致新能源结算电价多出的部分要让火电机组分摊，现货价格越高，火电分摊得越多，其实就是补偿新能源了。《通知》优化新能源风险防范分摊机制，保持当前现货市场分区不变，在新能源风险防范费用分摊过程中考虑燃煤机组结算价格，改善燃煤机组盈利面。
2）通知还鼓励燃煤发电机组足额签订中长期交易合同，进一步发挥保障电力供应、稳定经济运行的重要作用。交易机构可研究制定燃煤机组中长期签约的激励机制，对于月度合同签约率较高的燃煤机组适度提升其煤炭用户生产用电交易上限（煤炭行业用电价格1块多一度）。
未来含容量电价的综合上网电价保持跟煤价联动，度电利润在2023年的基础上小范围波动，但不会赚太多，像内蒙华电这种煤电一体化企业，经营能保持稳定，把它当做一个公用事业股，保持合理的预期就可以了。