（报告出品方/分析师：中泰证券 汪磊）
火电起家加速新能源发电转型，30 年铸造区域电力运营龙头。
公司前身为包头第二热电厂，是国家“一五”计划期间兴建的 156 项重点工程之一。公司主营以火电为主的发电、供热业务以及风电和太阳能等新能源发电业务，并经营煤炭生产及销售等业务。公司主要面向蒙西、蒙东、华北供电，其中蒙西、东北两个区域主要以直调、大用户交易方式售电，华北电网以“点对网”和特高压直送方式售电。
发展历程：火电业务起家（1993-2006）：
1993年公司设立，1994 年 5 月 20 日“内蒙华电”股票在上海证券交易所挂牌交易，公司成为内蒙古自治区第一家上市公司。
发展煤电联营（2007-2014）：
2007年公司臵换魏家峁公司和林发电厂等大容量机组，2012年收购魏家峁煤电公司 88% 股权，建立煤电联营业务格局。
新能源结构转型（2015 以来）：
2015 年起公司大力推进能源结构转型，于 2017 年、2019 年分别收购北方龙源风电公司、察尔湖光伏项目，2020 年末乌达莱公司风电项目实现全容量并网，加速新能源产业布局。
内蒙华电由内蒙古电力（集团）有限责任公司、中国华能集团公司、华能内蒙古发电公司作为发起人以社会募集方式设立，实际控制人为国务院国资委。截至 2022 年 6 月 30 日，公司第一大股东是北方联合电力有限责任公司，持股 50.64%。中国华能、广东能源、中国神华能源分别持有北方联合电力 70%、20%、10%股份，国资委持有 90%中国华能集团股份。
控股装机规模稳中有升，清洁能源比例提高。
截至 2022H1，公司全资子公司 6 家，控股公司 7 家，参股公司 9 家，公司总控股装机达到 1284.62 万千瓦，规模优势进一步凸显。其中，火电装机 1140万千瓦，占比 88.74%，为公司最主要发电方式。
公司清洁能源业务占比增加，装机总量，为 144.62 万千瓦，占比接近总装机的 11.26%。其中风电装机 137.62 万千瓦，光伏装机 7 万千瓦，占总装机比重分别为 10.71%、0.54%。
产业协同严控成本，22 年业绩同比大幅增长。
公司充分发挥产业协同优势，在燃料成本大幅上升的严峻形势下，优化发电时序，争取政策支持，结算电价大幅提升，有效缓解了火电企业亏损局面。
2022 年前三季度，交易电价单价同比提升 81.43 元/MWh，实现营收 172.37 亿元，同比增 长 30.27%，归母净利润大幅增长达 15.58 亿元，同比增长 537.22%，业绩获得大幅反弹。
电力营收占比超九成，煤炭业绩贡献利润增长。
2018-2020 年电力占公司总营收的比重基本保持在91%左右，2021年煤炭营收占比增长至11%，2022 年恢复至 91%左右。
主要是因为 2021 年煤炭价格上涨，公司魏家峁煤电一体化项目煤炭平均销售单价完成 545.47 元/吨（不含税），同比增长 86.08%，全年煤炭销售收入达 19.96 亿元，同比增长 105.61%。
盈利能力回升，资产回报率提升。
公司毛利率、净利率较 2021 年大幅回升，2022前三季度分别达17.57%、11.20%，同比增加9.49%、12.07%，盈利水平回归。
在盈利能力指标方面，2022 前三季度公司 ROE、ROA、ROIC 分别为 9.02%、6.48%、4.72%，整体趋势与公司业绩增长保持一致，未来盈利能力有望进一步增强。
经营性净现金流充沛。
公司资产负债率持续优化，2022Q3 降低至 49.44%。2018 年以来，公司经营性净现金流充足，稳定在 30 亿以上，筹资性净现金流波动较大，近三年投资性净现金流基本不变，公司现金流净增加额维持稳中有升态势。
未来随着公司业务规模快速扩张，预计经营性净现金流有望进一步增长。
2.1 煤炭资源丰富，产能产量表现出色
立足以煤炭为主的基本国情，带动国内煤炭消费持续增长。
2021年12月召开的中央经济工作会议提出要求：立足以煤为主的基本国情，抓好煤炭清洁高效利用。中国不仅是煤炭生产大国，也是煤炭进口第一大国。
近两年极端天气频发，清洁能源受阻，欧洲多国增加煤电供应，加大进口煤采购量，国际煤炭价格不断增长，同时极端天气导致供电需求增加，拉动煤炭需求上升。
自 2022 年以来，中国煤炭进口量大幅减少。
根据国家统计局能源生产情况，截至2022年10月进口煤炭 2.30 亿吨，同比下降10.5%。煤炭保供政策持续出台，能源保障基础进一步夯实，煤炭供需维持紧平衡状态。国内原煤产量持续增长，截至 2022 年 9 月，全国原煤产量达 33.16 亿吨，同比增长 11.20%。2021 年全国煤炭消费量约 29.34 亿吨，同比增长 3.74%。
内蒙古煤炭资源丰富、产能突出，居全国前列。
内蒙古煤炭资源丰富，产量占全国四分之一、全球的八分之一。我国共有五大露天煤矿，内蒙古坐拥其中四大露天煤矿，包括伊敏、霍林河、元宝山和准格尔露天煤矿。
过去十年，内蒙古现代能源经济高质量快速发展，建成了全国最大的煤电、煤化工基地，累计生产煤炭 98.9 亿吨、外运 59.3 亿吨。根据“十四五”规划，全区煤炭产能、产量动态稳定在 13 亿吨、10.5 亿吨左右。
煤炭需求增大，政策支持煤矿增产。
2022 年 11 月 4 日，内蒙古自治区能源局印发《关于加快保供煤矿产能释放的通知》，按照边生产边办手续要求，推进保供煤矿产能释放，相关煤矿抓紧调整生产计划，并加强安全检查，在确保安全的前提下，于 2022 年 11 月 20 日至 2023 年 3 月 31 日，可按照拟核增产能、拟调整建设规模组织生产。
涉及产能核增煤矿 42 座，拟新增的产能 5150 万吨；涉及调整建设规模煤矿 10 座，拟新增的产能为 1910 万吨。
动力煤坑口价格先涨后降，煤炭价格趋于稳定。
根据内蒙古自治区发改委能源市场价格监测数据，2022 年 1-4 月，由于疫情影响煤炭生产、运输和需求节奏，煤炭价格上行，至 2022 年 4 月底，全区动力煤平均坑口价格为 445.88 元/吨，5 月份开始煤炭供需形势向好，价格回落，9 月底动力煤平均价格降至 399.00 元/吨，较 4 月底高位回落 10.51%，其中东部地区褐煤平均坑口价格为332.14元/吨，环比持平，同比增长8.64%，鄂尔多斯地区动力煤平均坑口价格 600.00 元/吨，环比持平，同比下降 30.03%。
2.2 内蒙古电力需求大，公司同时承担蒙电外送任务
内蒙古社会用电需求上升，第二产业用电量占比最大。内蒙古全区社会用电逐年增加，截止 2022 年 10 月，全社会用电 3449 亿千瓦时，同比增长 5.66%。第二产业用电量 3018 亿千瓦时，同比增长 5.83%，占总用电量 87.50%，同比增长 5.83%，工业用电量 3006 亿千瓦时，同比增长 5.86%。
跨省跨境送电，承担蒙电外送责任。
近年来，内蒙古社会用电量逐年增加，促进电力消费。同时，内蒙古作为全国重要电力中心，承担蒙电外送的责任，全区主要外送地区包括东北、华北、华东等地区。2022Q3 内蒙古自治区全区外送电量达到 1915 亿千瓦时，同比增长 3.44%，为全国电力服务行业做出重要贡献。
内蒙古电力多边交易市场中长期制度完善。
根据内蒙古自治区工业和信息化厅通知，2022 年蒙西电网区内电力市场交易电量规模 2000 亿千瓦时，蒙西地区全部煤炭用电企业全部纳入电力市场。
蒙西电网高耗能行业用户全部参加 2022 年年度交易，售电公司可以参与年度交易；所有工商业用户均可参加 2022 年分月开展的月度交易，高耗能用户月度交易电量上限为年度交易月分解电量的 30%，参与年度交易的售电公司月度交易电量上限为年度交易月分解电量的 50%；年内注册的高耗能用户可全电量参与月度交易；市场初期，以旬为周期组织开展增量电量及合同转让交易。
根据内蒙古电力交易中心披露的 2022 年 8 月的电力多边交易市场信息，发电侧结算均价 350.8 元/兆瓦时，其中火电、风电、光伏结算均价分别为 398.2、184.4、172.9 元/兆瓦时；用电侧结算均价 351.5 元/兆瓦时，其中东、西部高耗能行业结算均价分别为 363.1、331.6 元/兆瓦时；售电侧结算均价 315.1 元/兆瓦时。
取消不合理优惠电价，利好蒙西发电项目。
内蒙古地区为了大力推动战略性新型产业的电价优惠，于 2016 年明确战略性新兴产业目标交易到户电价为 0.26 元/千瓦时，与蒙西电网 0.4 元/千瓦时的代理售电平均到户价格相比，具有明显价格优势。
为了严格落实国家发改委清理取消不合理优惠电价政策要求，2022年 9 月 1 日，内蒙古自治区发改委发布《内蒙古自治区发展和改革委员会关于取消我区优惠电价政策的通知》，提出取消蒙西电网战略性新兴产业优惠电价政策、蒙东电网大工业用电倒阶梯输配电价政策。
取消不合理优惠电价将直接推动战略性新兴产业用户进入蒙西电力市场，参与双边协商交易，战略性新兴产业的电价将与市场接轨，用电价格将大幅提升，新能源发电项目或将受益。
2.3 新能源转型政策出台，发展绿色清洁电力
国家电力市场改革，促进新能源电力系统建设。电力市场逐步形成固定价格、“基准+浮动”等多样式的市场价格机制。国家发改委发布《关于进一步完善分时电价机制的通知》，完善峰谷电价机制、建立尖峰电价机制，尖峰电价在峰段电价基础上上浮比例原则上不低于 20%。
《关于新能源上网电价政策有关事项的通知》指出 2021 年起，新备案集中式光伏电站、工商业分布式光伏项目和新核准陆上风电项目，中央财政不再补贴，实行平价上网，2021 年起新建项目上网电价，按当地燃煤发电基准价执行。
风电装机容量呈现上升趋势。
根据内蒙古电力行业协会统计数据，6000 千瓦及以上电力装机累计容量占比中，火力发电新增占比呈现减小趋势，风力发电占比增加。
截止 2022 年 10 月底，全区 6000 千瓦以上电厂装机容量 15869 万千瓦，同比增长 5.41%，火电 9988 万千瓦，同比增长 5.41%，占总装机容量比例 62.94%，相较于 2021 年末下降 0.87%；风电 4236 万千瓦，同比增长 8.77%，占总装机容量比例 26.69%，相较于 2021 年末上升 0.77%。
发挥内蒙古风光资源优势，推动区域新能源项目发展。
2022年内蒙古地区出台多项政策，鼓励发展内蒙古地区新能源项目高质量发展。2022年8月 1 日，内蒙古出台《内蒙古自治区火电灵活性改造消纳新能源实施细则（2022年版）》，指出在确保电力系统安全稳定运行的前提下，煤电与新能源实质性联营，规模化、集约化开发建设新能源。立足于丰富的风能资源，内蒙古近年不断推进风电项目建设。
加快内蒙风电光伏大基地建设，三批项目有序开展。
2022 年 2 月，国家发展改革委国家能源局发布了《关于完善能源绿色低碳转型体制机制和政策措施的意见》，对电力能源未来绿色低碳转型进行了部署。以沙漠、戈壁、荒漠地区为重点，加快推进大型风电、光伏发电基地建设。
截止 2022 年 8 月，内蒙古第一批 8 个国家大型风电光伏基地项目共计 2020 万千瓦，已完成核准备案全部开工，力争到 2023 年，第一批大型新能源基地项目将建成并网；第二批 5 个大型风电光伏基地项目共计 1188 万千瓦，项目清单下发；第三批基地项目正在组织开展申报工作。
火电灵活性改造提升系统灵活性，推进风光制氢提升新能源消纳。
根据 《内蒙古自治区煤电节能降耗及灵活性改造行动计划（2021-2023年）》、《内蒙古自治区“十四五”节能减排综合方案》等文件，到 2025 年，完成煤电机组节能改造 2000 万千瓦、灵活性改造 3000 万千瓦，可再生能源电力消纳权重从 2020 年 20.1%提升至 2025 年 35%。
为进一步解决内蒙古“新能源开发模式单一、应用场景不足”等问题，加快新能源多元化场景应用，推进市场化消纳新能源项目建设，内蒙古自治区能源局印发了 2022 年版《内蒙古自治区源网荷储一体化项目实施细则》《内蒙古自治区燃煤自备电厂可再生能源替代工程实施细则》《内蒙古自治区风光制氢一体化示范项目实施细则》等 3 个实施细则。
计划“十四五”期间，全区建成市场化消纳新能源装机 4000 万千瓦以上，新增并网本地消纳 新能源 2/3 以上来自于市场化方式。
3.1 煤炭产销量突出，营收增长未来可期
充分利用煤炭资源，魏家峁项目煤炭产销量持续走高。
公司全资公司魏家峁项目就位于准格尔矿区东南部，截至 2021 年末，资源储量 9.21 亿 吨，可采储量 6.30 亿吨，煤质好，资源储备丰富。
随着内蒙古保供政策施行，区域煤炭产量大幅增加，公司煤炭产销量每年稳定上涨。2022 年前三季度，公司煤炭销量 245.82 万吨，同比增加 13.89%。
魏家峁煤炭产量 253 万吨，煤炭外销 103 万吨，约占整个公司煤炭销量的 42%。
近年来，魏家峁项目煤炭产量持续增长，营收可观。2022 年 4 月，经国家矿山安全监察局 2022 年第 11 次局务会议研究决定，同意魏家峁煤矿生产能力由 600万吨/年核增至1200万吨/年。据2022年 9月公司公告，今年煤炭产量力争破千万，明年达产，有望继续扩大营收增长。
煤炭价格走高回落，实现营收平稳增长。
近年来受疫情影响，进口煤炭减少，造成市场煤炭紧缺，煤炭价格大幅增长，价格上涨。
以内蒙古 2021 年为例，全区进口煤炭 1371.13 万吨，同比下降 50.28%，全区规模以上煤炭企业生产原煤 10.4 亿吨，同比仅增长 2.7%，煤炭供应体系遭到冲击。
2022 年 5 月，蒙西、蒙东两个区域明确了煤炭中长期交易价格合理区间分别为 260-460 元/吨和 200-300 元/吨，现货交易价格上限分别 为 690 元/吨和 450 元/吨。
随着政策出台，公司 2022Q3 煤炭价格下调 6.90%至 476.03 元/吨，仍保持较高位臵。
3.2 火电仍为公司主要业务，煤电一体化协同发挥强大优势
火力发电仍占主体地位，政策支撑业绩增长。
根据 2021 年年报，公司可控煤电机组 26 台，装机容量 1140 万千瓦，660/600MW 大容量机组各 6 台。
2022 年前三季度，公司发电量同比增加 7.19%，上网电量同比增加 7.11%。其中，火电发电量、上网电量分别同比增加 7.27%、7.17%；风电发电量、上网电量分别同比增加 5.94%，5.93%。火电发电量占总发电量的 94.82%，较去年同期上升 0.7%。
长协煤稳定供应，控制电煤价格风险。
控制燃料成本方面，公司积极应对市场变化，优化燃料全环节采购，加强自产煤协同控价作用，保障长协煤炭稳定供应，力争燃料成本可控在控。2021 年公司火电业务的入炉标煤单价为 618.77 元/吨，同比增长52.38%，火电营收压力大幅增加。
截止 2022Q3，标煤单价为 650.72 元/吨，同比增长 9.67%，增速降低约 42 个百分点。公司实现长协煤覆盖率 100%，控制煤炭价格反弹带来的风险。
发挥煤电一体化协同优势，保障公司营收增长。
公司电价和煤炭价格主要受国家政策、市场竞争和供需关系影响较大，煤炭价格增长，火电盈利下降，煤炭业务减轻火电成本压力，化解市场风险。
公司自 2017 年开始增加煤炭自用，魏家峁公司 2x660MW 燃煤发电机组使用该公司自产煤炭，通过调整煤炭内部供应量和外销量的比例获得稳定收益，凸显煤电协同效益，煤炭自用比例近三年呈现上涨趋势。2022 年前三季度，公司煤炭自用量达到 59.81%。
发挥跨区域送电优势，布局蒙西、华北、东北三大电网。
内蒙古电力外送通道建设提供新机遇，华北地区发电量占发电总量 41.41%，近两年送电量同比保持正增长，2022 前三季度向华北地区送电 191.25 亿千瓦时，同比增长 8.96%。
东北地区发电量较小，仅占比 0.3%。平均售电单价 367.91 元/MWh（不含税），同比上涨 81.43 元/MWh（不含税），同比增长 28.42%。
3.3 推动企业结构化转型，清洁能源占比持续增长
发挥企业社会责任，重视火电环保改造。2021 年，公司强化污染物排放管理，二氧化硫、氮氧化物、烟尘污染物超标排放小时数均实现同比下降。在全国火电机组能效水平对标中，公司魏家峁 1 号、2 号机组荣获 5A 优胜机组奖；达拉特电厂 1 号机组荣获“2020 年度全国发电机组可靠性标杆机组”。
公司燃煤机组均已按环保要求实现了超低排放，厂用电率、发电水耗等能耗指标逐年下降，处于区域行业领先地位。2022Q1，公司发电标准煤耗 305.85 克/千瓦时。
推进新能源优质项目，公司结构化转型趋势明朗。
为满足公司发展新能源战略要求，提高清洁能源发电装机比重，扩大清洁能源发电市场规模， 2015 年起公司大力推进能源结构转型。
于2017 年、2019 年分别收购北方龙源风电公司、察尔湖光伏发电有限公司 100%股权。
近年来，公司不断加大设备改造，淘汰落后机组。2022 年前三季度，公司新能源发电量 23.91 亿千瓦时，同比增长 2.2%。
龙源风电公司 2017-2019 三年 间，实现归母净利润 31675.77 万元，业绩承诺完成率 123.08%，业绩 优秀。
2021 年 4 月，公司投资建设的乌达莱公司 475MW 风电项目正式并网，通过特高压线路向华北网输电，加速新能源产业布局。
根据公司 公告，2021 年 11 月公司控股子公司和林发电公司完成火电灵活性改造促进市场化消纳新能源光火一体化项目备案，建设 47 万千瓦光伏发电项目，计划 2022 年 12 月建设完成。
2022 年公司投资建设内蒙古聚达发电有限责任公司灵活性改造促进市场化消纳 38 万千瓦新能源项目，项目预计总投资 19.7 亿元，贯彻落实内蒙古自治区有序推进火电灵活性改造促进市场化消纳新能源，保障电力稳定供应。
另外，魏家峁煤矿智慧绿色矿山建设全面推进，进入全国绿色矿山名录。
背靠华能集团，“十四五”规划新能源装机达 50%。
公司背靠华能集团，近年华能集团大力发展新能源业务，2020 年，华能集团实现新增新能源装机突破 10GW，规划到 2025 年发电装机达到 3 亿千瓦左右，新能源装机 80GW 以上。同时，随着内蒙古自治区新能源政策出台，公司投资建设火电机组灵活性改造配臵新能源项目，研究存量风电机组“以大代小”发展路径。
根据公司整体规划，通过自建或收购等方式，到“十四五”末，内蒙华电发电装机容量达 2000 万千瓦，新能源装机比重达 50% 目标。
核心假设：基于公司各项业务过往收入状况及公司未来发展战略方向，结合行业发展趋势和行业市场现状格局，我们对公司主要业务的收入及毛利率情况做出以下假设：
火电板块：装机规模方面，根据公司发展规划，预计未来几年火电机组将保持稳定，即 2022~2024 年装机量均为 1140 万千瓦。
利用小时数方面，参考各发电机组过往的情况，假设 2022-2024 年蒙西电网火电利用小时数分别为 5350、5300、5300 小时，华北电网利用小时数分别为 4800、4750、4750 小时。
电价方面，去年内蒙公布了火电市场化交易电价上浮政策，且高能耗企业不受 20%上浮限制，公司火电业务将受益，在市场化交易电价的推动下有望保持上浮趋势。
预计 2022-2024 年蒙西电网火电机组的上网结算均价分别增长 25%、5%、5%，华北电网火电机组上网结算均价分别上涨 12%、5%、5%。
风光新能源发电板块：
装机规模方面，新能源发电是公司未来重点发力方向，根据公司规划，“十四五”末新能源装机比重达 50%，即约 1000 万千瓦，目前公司风光装机合计 144.62 万千瓦，仍有较大的空间，公司自身以及集团必将加大新能源发电项目的开发。
考虑到 2022 年下半年疫情影响并结合公司核准项目建设进度，预估 2022~2024 年新增并网风电装机容量分别为 0、100、100 万千瓦，光伏装机同理分别为 38、147、100 万千瓦。由于 2022 年的 38 万千瓦光伏项目尚未完成并网，乐观估计今年可以实现并网，并假设 2022 年度仅贡献 1 个月的发电量。
未来 并网的项目均假设当年只贡献 50%的发电量。利用小时数方面，参考已并网项目的利用小时数。
电价方面，随着未来平价上网的项目增加，预计风电和光伏的电价将会有所下降，假设项目均按照内蒙标杆上网电价 282.9 元/MWh 结算。
煤炭板块：公司煤炭扩产进展顺利，据公司公告 2022 年力争实现产量 1000 万吨，明年可以实现满产。
预计 2022-2024 年煤炭产量分别为 1000、1200、1200 万吨，参考过往公司自用比例，假设 2022-2024 年煤炭销量分别为 350、400、450 万吨。
营业成本方面，根据公司半年报公布的发电标煤单价 638.29 元/吨，随着煤炭业务扩产，自用煤炭量提升，公司煤价有望扭转上升趋势，假设 2022-2024 年对应的发电标煤单价分别为 640、620、600 元/吨。
公司今年来不断通过节能改造降低火电煤耗，参考过往下降趋势，假设 2022-2024 年发电标准煤耗分别为 308、307、306g/kWh，计算得到发电燃料成本为 197.12、190.34、183.60 元/MWh。
综合折旧及人工费用，假设 2022-2024 年电力板块营业成本分别为 173.10、183.65、195.34 亿元，对应毛利率分别为 17.11%、19.86%、23.12%。
煤炭业务随着新 建产能的落地，综合成本将小幅提升，假设 2022-2024 年煤炭板块成本 分别为 7.40、8.51、9.79 亿元，对应毛利率分别为 55.00%、53.73%、51.65%。
热力业务也将随着煤炭成本下降盈利水平逐步修复，假设 2022-2024 年热力业务营业成本分别为 5.85、6.14、6.85 亿元，对应毛利率分别为-12.98%、1.13%、3.81%。
假设 2022-2024 年其他业务营业成本分别为0.78、0.82、0.86亿元，对应毛利率分别为34.74%、34.74%、34.74%。
假设 2022-2024 年公司总营业成本分别为 187.14、199.13、 212.85 亿元，对应毛利率分别为 19.22%、21.88%、24.74%。
选择以火电业务为主的福能股份、华电国际、国电电力作为可比公司。
可比公司 2022-2024 年 PE 均值分别为 11.92、9.24、7.90 倍。
公司作为内蒙古地区电力行业龙头企业，自治区内市场化交易平均电价高于标杆上网电价，有效增厚电力业务收益。同时煤电协同有效降低成本，火电板块盈利得到快速修复。
公司 PE 水平低于可比公司平均值，未来有较大成长空间。
可比公司 2022-2024 年 PB 均值分别为 1.08、0.99、0.88 倍。公司发电资产以火电为主，同样由于受益于市场化交易电价以及煤电协同带来的成本优势，盈利能力较强，公司 PB 水平明显被低估。
公司火电板块迎来盈利修复，充沛的现金流水平为继续开展新能源业务发展提供支撑。
预计随着煤矿核增产能落地、新能源项目投产，公司业绩进有望一步提升，公司成长性长期向好。
预计 2022-2024 年公司营业收入分别为 231.65、254.89、282.80 亿元，分别同比增长 22.35%、10.03%、10.95%，归母净利润分别为 21.96、30.54、41.10 亿元，分别同比增长 385.48%、39.10%、34.57%，对应 EPS 分别为 0.34、0.47、0.63，PE 分别为 10.61、7.63、5.67 倍。
煤价回落速度不及预期：2021年高涨煤价造成公司火电板块出现亏损，尽管有关保供稳价的政策出台，但电力需求的升高以及新能源发力的不稳定性均可造成煤炭供应阶段性紧张，煤价存在高位运行风险，对公司火电业务造成影响。
风光新能源装机增长不及预期：根据公司规划，“十四五”末风光新能源项目预计超1000万千瓦。若未来风光新能源发电项目落地进度不及预期，将会在一定程度上影响公司业绩增长。
市场化电价上涨不及预期：在2021年和2022年第一季度内蒙电价持续上涨，推动公司业绩上升。若未来市场化电价上涨不及预期，甚至有所下降，将可能会导致公司收入增长不及预期。
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