中国核电研究报告：核电重启加快新能源全面布局

　　我国两大核电巨头之一，控股在运、在建核准装机达23.71、10.13GW。1985年起中 核集团负责建设我国首座核电站秦山核电站，于1994年正式商业运行，实现我国核 电从无到有的重大突破。截至2022年4月底，公司在运核电机组25台，在运控股装机 达23.71GW（权益装机12.66GW），2021年公司控股装机占全国核电装机的41.3%。 公司在手9台在建及核准核电机组，控股装机达10.13GW（权益装机5.34GW），未2-5年内将有序投产。此外公司收购中核汇能积极布局新能源，截至2022年3月底 在运装机8.87GW，此外拥有2.07GW在建装机，打开第二成长曲线。

　　伴随福清5号、田湾6号、福清6号分别于2021年1月、6月和2022年3月陆续商业运行， 截至2022年4月底，公司在运核电机组达25台，控股装机容量达23.71GW，权益装 机容量为12.53GW。其中福清5、6号机组采用我国自主研发的第三代核电技术，福 清5号为全球“华龙一号”首堆，标志着我国核电技术的重大突破。

　　10.13GW控股在建+核准装机未来2-6年内将有序投产，2022-2028年装机复合增速 6.1%。此外，漳州1、2号机组等6台机组正在建设中，徐大堡4号机组已于5月19日 正式开工，2022年4月国常会一次性核准的6台机组中包括公司的三门3、4号机组， 截至2022年4月底公司控股在建+核准装机达10.13GW（权益装机5.34GW），储备 装机提供43%增长弹性，未来2-6年内将有序投产，预计2027年将迎投产小高峰， 2022-2028年装机复合增速6.1%。

　　公司核电机组主要分布在浙江、江苏、福建等东部沿海，电力消纳顺畅。从电力需 求来看，我国东部沿海地区人口密集、经济较为发达，电力供需存在缺口，因此我国 核电站多位于东部沿海地区。公司核电机组主要分布于浙江、江苏、福建等东部电力负荷较高省份，电力消纳顺畅。

　　收购中核汇能实现新能源装机迅速扩张至8.87GW，打开第二成长曲线 年起正式涉足新能源领域，2020年起自建风电、光伏项目大量投产。为实现新能源 装机的快速扩张，2021年1月公司完成母公司中核集团旗下新能源平台中核汇能的收购。2022年3月底在运光伏和风电装机达6.24GW和2.63GW，同时在建装机达 1.80GW和0.27GW，风光布局将打开公司第二成长曲线。

　　中核集团旗下核电运营平台，完整产业链支撑下优势显著。截至2022年一季度，中 核集团持有公司59.37%的股份，受益于集团完整的核科技工业体系的支撑，包括天 然铀的探、采及核燃料制造、核电技术研发、工程建设总包及核燃料循环及后端的 放射性废物处理处置等，公司核能发电竞争优势显著、壁垒突出，同时提升核电产业链整体价值。

　　核电+新能源双重布局下，5年业绩复合增速达15.4%。2021年公司实现623.67亿元 营收和80.38亿元归母净利润，同比上升19.3%和34.1%，迎来5年内业绩最快增速， 收入、利润的快速增长源于2021年以来3台机组陆续投产，并且2021年利用小时数 同比提升250小时，同时2021年通过收购中核汇能新能源发电量同比上升57.9%，此 外公司年内获得汇兑收益8.32亿元。依托于核电机组陆续投产+新能源布局，2017- 2021年营收和归母净利润复合增速达16.5%和15.4%。

　　2022年Q1公司归母净利润同比增长53.2%（追溯重述后）。2022Q1受益于市场化 交易电价上涨，以及一季度大修安排减少下上网电量同比上升，2022Q1实现170.99 亿元营收和28.84亿元归母净利润，同比增加22.8%和53.2%，市场化交易电价反转 下盈利能力大幅上升。

　　装机投产、上网电量提升带来稳定收入增长，核电收入5年复合增速达14.2%。核电 为历史公司盈利主要支撑，2017-2019年核电营收占比达99%以上，存量装机有序投 产下发电量稳步提升，叠加核电7800小时以上利用小时数，2017-2021年核电收入 复合增速达14.2%。

　　新能源业务加快拓展，2021年收入占比达7.6%。近两年来伴随新能源装机扩张， 2021年风电、光伏等新能源收入达到46.39亿元，占比已达到7.6%，未来还将持续上升。

　　核电机组有序投产+扩展新能源，2017-2021年公司总上网电量复合增速达16.1%。 伴随福清5号机组和田湾6号机组分别于2021年1月和6月商业运行，2021年公司核电 发电量和上网电量分别为1731.23亿千瓦时和1617.26亿千瓦时。此外公司通过收购 中核汇能大幅扩张新能源，2021年新能源发电量和上网电量分别为95.14亿千瓦时和 93.13亿千瓦时。受益于核电机组有序投产和拓展新能源，2017-2021年公司总发电量和上网电量复合增速为16.0%和16.1%。

　　核电业务：2017-2021年核电发电量、上网电量复合增速达14.5%，7871小时高利用 小时数保障核电盈利能力。核电机组建设期约5年，伴随存量核电机组有序投产，公司2017-2021核电发电量、上网电量复合增速达14.5%，历史同比增速基本保持在15% 以上，2020年增速下滑主要系疫情影响下核电机组投产推迟。2021年公司核电发电 量和上网电量分别达1731亿千瓦时和1617亿千瓦时，未上网部分电量主要为厂区内 自用。公司历史核电利用小时数均保持在7100小时以上高位，2021年机组发电负荷 水平有所提高，利用小时数同比上升250小时至7871小时，彰显核电资产盈利能力。

　　核电成本稳定可控，历史毛利率稳定在45%左右。成本端，核电成本端主要为固定 资产折旧摊销、铀原料和运维费用，抗通胀性强，历史核电毛利率稳定在45%左右 的高位。而新能源受益于历史高补贴电价，风电和光伏毛利率维持在50%和60%以上，伴随新能源补贴退坡未来可能会有所下滑。

　　期间费率稳步下降，2022Q1净利率上升至16.9%。充分受益于2021年底以来的市场 化电价大幅上升，2022Q1公司毛利率上升至51.5%，期间费用小幅下降至14.8%。 从期间费用结构来看，由于核电项目投资规模较大，公司费用主要为财务费用和管理费用，2021年受外币汇率波动影响，汇兑收益增加，2021年财务费率下降至11.0%。 依托高电价下51.5%的毛利率和良好的期间费用控制，2022Q1公司净利率进一步上 升至16.9%。

　　核电项目持续提供稳定良好经营性现金流，自由现金流逐渐转正。公司经营性现金 流主要来自电费收入，2021年带来356.08亿元经营性现金流量净额。由于核电资产 折旧摊销规模较大，净现比可达到4以上高位，同时历史收现比均在1以上。近年来 由于核电项目的陆续投产持续提供稳定现金流，新建项目资本开支维稳，公司自由 现金流（经营现金流净额+投资现金流净额）逐渐转正，2021年达到95.69亿元，充 裕现金为核电+新能源项目建设保驾护航。

　　核电资产折旧主要来自专用设备，采用工作量法。固定资产折旧为电力资产主要成 本来源，伴随机组投产固定资产折旧规模不断上升，2021年共计提138.38亿元，其 中核电资产折旧主要来自专用设备，占比约70%。专用设备折旧采用工作量法，根 据当月发电量占全生命周期内发电量比例计提折旧。由于核电发电量相对稳定，近 年来专用设备综合折旧率在4%左右。

　　测算公司存量核电机组专用设备折旧陆续到期，折旧将进入下行通道。由于核电机 组平稳运行后发电量较为稳定，根据当年专用设备计提折旧比例在4%左右，假设存 量机组专用设备在机组投产25年左右完成计提，之后核电机组仍将继续运营15-35年 左右。假设公司存量在建核准机组未来陆续投产，平均利用小时数保持2021年水平， 测算2029年起公司存量核电机组专用设备折旧将逐渐降低。

　　负债结构中长期借款占60%以上，资产负债率不断下降。负债端来看，公司负债结 构中长期借款占60%以上，负债结构较为健康，截至2022Q1长期借款达1853.59亿 元。核电等电力项目投资规模大、建设周期长，公司资产负债率维持在70%左右，近 年来伴随现金获取能力上升公司资产负债率呈下降趋势。

　　新能源资产并入下2022Q1应收账款规模上升至171.45亿元，伴随其他政府性基金大 幅增加应收国补将逐步收回。伴随新能源装机大幅扩张，公司应收可再生能源补贴 上升，截至2022Q1公司应收账款规模达171.45亿元。2022年3月23日，财政局公布 2022年中央财政预算，其中包含可再生能源补贴的其他政府性基金大幅增加至4529 亿，预计可再生能源国家补贴将加速回收，进一步改善公司现金流。

　　2019年起我国正式重启核电审批，今年起核准加速。受2011年福岛核电泄漏事故不 良影响我国核电进入停滞期，2011年以来有6年“零核准”，其中仅有2015年短暂重 启获批8台机组。然而双碳目标下，核电为电力结构转型的重要基荷电源，同时伴随三代核电技术下核电安全性提升，2019年我国正式重启核电审批。《“十四五”现 代能源体系规划》重提积极发展核电，2022年来核电核准加速，4月20日召开的国务 院常务会议一次性核准6台机组，为2008年后首次一次性核准6台机组，3个项目分别 为中核三门项目、中广核陆丰项目和国电投海阳项目。

　　十四五重提积极发展核电，规划核电增量15GW以上。双碳背景下，《“十四五”现 代能源体系规划》重提积极发展核电，十四五末期核电装机容量达到70GW，增量达 15GW以上（根据中国核能行业协会，2021年我国核电装机已达到54.65GW），2021- 2025年核电装机规模复合增速将达到6.4%。中国核能行业协会预计2030年核电在运 装机将达120GW，我国自主三代核电将以每年6-8台的核准节奏陆续落地，预计在政 策驱动下核电将重获快速增长。

　　三代核电成熟+四代核电萌芽减轻安全性隐患，三代核电机组核准加速中。未来伴随 三代核电机组逐渐取代二代核电（公司目前已商运2台“华龙一号”机组，三代小堆 “玲龙一号”正在建设中）以及四代核电技术萌芽（公司参与华能石岛湾高温气冷 堆2021年12月并网，中核集团霞浦钠冷快堆在建），核电安全性问题减轻后核准有 望进一步加速。此次国常会新核准的6台机组均为三代核电机组，技术迭代加速核电 机组核准步伐。

　　核电出力稳定、减碳效应显著，为我国电力“双碳”转型的重要基荷电源。与其他 发电方式比较，核电全天出力可维持100%，过去10年内，全国核电平均利用小时数 均在7000小时以上，2021年上升至7802小时，核电利用小时数优势显著。此外核电 单位千瓦时的碳排放仅为21g，减碳效应更为突出。核电作为发电能力、减碳效应最 为突出的清洁能源，为我国电力“双碳”转型的重要基荷电源。

　　对标海外发达国家，我国核电发电量占比仍有较大上升空间。从电力结构来看，我 国电力来源仍然主要为燃煤发电，对标海外发达国家，清洁能源占比较低。2020年 我国核电发电量占全球的13.56%，为世界第二大核电发电国，然而2020年我国核电 发电量占总电量比例仅有4.7%，相较俄罗斯、美国等国家接近20%的核电发电比例 仍有较大上升空间。随着我国双碳进程加速，预计未来核电发电比例将进一步提升。

　　江苏2022年度市场化交易结果较燃煤基准价溢价19.4%，核电折价消失带来盈利持 续上修。2021年10月，发改委发布《关于进一步深化燃煤发电上网电价市场化改革 的通知》，电价上浮空间提升至20%。2021年11月起江苏省集中竞价结果超过田湾 核电计划电价，2022年度交易价格反超核电计划电价，高达0.467元/千瓦时，相比 江苏燃煤发电基准价溢价19.4%，相比2021年度交易价格上升28.0%。以浙江省和江 苏省为例，过去电力市场化年度交易价格相比核电计划电价存在3-7分/千瓦时的折 价，存量折价市场化电价恢复至核定计划电价以上，带来核电盈利预期持续上修。

　　核电计划电价定价方式包括一厂一价及标杆上网电价，与燃煤基准价大致持平。 2013年以前核电采用一厂一价，根据成本和合理确定收益及税收等核算核电机组上 网电价。2013年，国家发改委发布《关于完善核电上网电价机制有关问题的通知》， 核定全国核电标杆上网电价为0.43元/千瓦时，采用当地核电标杆电价和燃煤标杆电 价中的较低值为核电机组上网电价，其中承担技术引进、自主创新等任务的机组可 适当提高上网电价。对于海外引进三代机组台山、三门、海阳核电站，国家发改委发 布《关于三代核电首批项目试行上网电价的通知》，核定其试行价格为0.41-0.45元 /千瓦时左右，处我国核电机组中较高水平。总体来看，核电机组计划上网电价在0.37- 0.45元/千瓦时左右，与燃煤基准价大致持平。

　　市场化交易比例提升+市场化电价上升，公司核电盈利持续上修。电价收入为核电运 营企业带来稳健营收，2021年共实现565.63亿元核电收入。近3年内，公司核电销售 电价呈现轻微下降趋势，主要系近年来市场化交易比例不断提升而过去电力市场化 交易价格相比核电计划电价存在一定折价。2021年底来受电价上浮空间提升至20% 催化，市场化交易价格已实现反转。2021年公司市场化交易电量达623.89亿千瓦时， 市场化交易比例上升至38.6%，叠加电价上浮弹性，公司核电盈利持续上修。

　　目前二代/三代核电建设成本约为1.2-2万元/千瓦，国产化率提升将进一步降本增效。 成本端来看，目前二代核电机组建设成本约为1.2-1.6万元/千瓦，而三代核电机组由 于对安全性要求更高，建设成本为1.7-2万元/千瓦。目前我国核电技术已呈现三代技 术逐步替代二代技术+四代技术齐头并进的发展格局，公司控股福清5号机组作为三 代技术“华龙一号”全球首堆已于2021年1月成功商业运行。技术迭代下我国核电建 设成本将呈现先升后降的趋势，伴随我国核电技术进步和核电装备国产化率提升， 三代核电仍有望进一步降本增效。

　　通过签订长期铀采购合同和自有铀矿平滑核燃料成本波动，核电成本稳定可控。由 于核电前期建设成本较高，公司成本中有约40%来自于固定资产折旧，此外有约22% 的成本来自于燃料。我国政府许可从事铀矿开采和进出口的企业仅有中核集团及中 广核集团，同时由于核燃料原件技术难度高、意义重大，我国核燃料元件 制造由中核集团旗下燃料元件公司垄断，议价能力极强。公司通过签订长期铀采购合同和自有铀矿平滑核燃料成本波动，在全球铀价波动中保有燃料价格优势，整体 核电成本稳定可控。

　　公司核电机组囊括二代/三代/四代多种堆型和技术，技术互补避免共因故障。公司目 前储备34台机组，在运核电机组包括23座压水堆和2座加压重水堆，压水堆中包括中 核集团自主研发的CP300、CP600和俄罗斯技术VVER1000、VVER1200等二代技 术以及西屋公司开发的AP1000和我国自主研发的“华龙一号”等三代技术，多种技 术互补避免共因故障，降低维修成本，保障核电机组稳健运营。此外公司控股股东 中核集团参与了华能石岛湾高温气冷堆建设，同时中核集团正在推动霞浦钠冷快堆 建设，四代技术有望进一步提升核电安全性。（报告来源：未来智库）

　　公司积极布局新能源以应对短期内核电投产放缓，截至2022年3月底在运及在建新 能源装机达8.87GW和2.07GW。 2020年12月，公司公告以21.11亿元收购中核集团 旗下新能源平台中核汇能100%股权，成为中核集团旗下唯一新能源平台，获得中核 汇能在运新能源装机1.48GW和在建装机0.5GW，其中风电1.08GW、光伏0.41GW。 收购完成后，截至2022年3月底，公司光伏和风电在运装机为6.24GW和2.63GW， 同时拥有1.80GW光伏和0.27GW风电在建装机，填补过去核电冰封期带来的2023年 公司核电投产空窗期，摆脱核电审批瓶颈保持持续成长。未来依托核电带来的优质 现金流，新能源装机提升将加速。

　　收购完成后2021年新能源发电量上升57.9%，由于补贴退坡风光电价呈下降趋势。 收购完成后公司新能源发电量大幅提升，2021年新能源发电量和上网电量分别达到 95.14亿千瓦时和93.13亿千瓦时，同比上升57.9%和69.3%。风光利用小时数主要受 资源禀赋情况影响，2021年风电和光伏利用小时数分别为2322小时和1423小时，未 来随着更多高质新能源资产的并入，利用小时数有望进一步抬升。发电量大幅提高 下，2021年风电和光伏分别贡献17.94亿元和28.45亿元营收，近三年由于国补退坡 风光电价呈现下降趋势，公司2021年风光税后电价为0.41元/千瓦时和0.58元/千瓦时。

　　子公司中核汇能拟增资扩股引入7位战略投资者，加速新能源业务发展。根据5月13 日公司公告，公司新能源平台中核汇能增资扩股拟引入川投能源、浙能电力、中国 人寿等7位战略投资者，合计出资75亿元认购中核汇能新增的6.64亿元注册资本。此 次增资完成后，中国核电对于中核汇能的出资比例将从100%下降至70%，7位战略 投资者合计出资30%，川投能源、浙能电力等战略投资者将与中核汇能在新能源业 务上实现优势互补、业务协同，加速新能源业务发展，同时优化中核汇能资本结构。

　　公司规划十四五末新能源装机将达到30GW，打开第二成长曲线 日投资者关系记录表，公司规划十四五末新能源装机将达30GW，2021-2025装机复 合增速高达35.6%。测算2025年公司新能源将贡献150.38亿元营收和83.28亿元毛利， 营收占比将从2021年的7.6%上升至17.3%，毛利占比将从2021年的10.3%上升至 18.6%。公司传统核电主业带来的良好现金流将支撑公司风光项目投资，打开第二成 长曲线，打造核电+新能源平台。

　　公司主营业务分为核电、光伏发电、风电及其他业务，我们分别对其做出核心假设 测算未来三年营收及成本规模：

　　收入端，核电收入拆分为单台机组收入，核电大修周期为12-18个月，根据各 机组过往大修情况对应的负荷因子假设其2022-2024年负荷因子，装机、计划电价和 上网电率维持2021年水平。

　　市场化交易方面，随着电力市场化交易的不断完善，假设2022-2024年公司江苏市场 化交易比例为45%、50%、55%，海南市场化交易比例为50%、55%、60%，福建市 场化交易比例为55%、65%、75%，浙江省根据年度电力直接交易公告进行假设。根 据2022年至今市场化交易情况，假设2022年江苏市场化交易电价为0.4667元/千瓦 时，2023-2024年维持相同水平，假设2022-2024年浙江、福建、海南市场化交易电 价相比燃煤标杆有8%的溢价。福清核电6号机组已于2022年3月底商业运行，根据并 网时间假设其2022年有效装机容量为893.81MW。

　　成本端，假设2022-2024年固定资产折旧、原材料成本、电厂运行维护费和人员费用 度电成本为0.0788、0.045、0.031、0.02元/千瓦时。

　　光伏发电：根据公司2025年新能源装机达到30GW的规划，假设2022-2024年光伏装机增量为3、3.4和3.9 GW，假设2022-2024年上网电价逐年下降5%，2022-2024年 度电成本为0.21、0.20和0.20元/千瓦时，上网电率为98%。