中国广核业务进展如何？

价稳量增，台山核电步入正轨。

1. 核电机组投产，扩大盈利空间

在建机组总装机容量高达 1324.6 万千瓦，项目核准有望持续推进。截至目前，公司共 有惠州 1、2 号，苍南 1、2 号，陆丰 5、6 号和防城港 4 号机组等 11 台在建机组，总装机 容量达 1324.6 万千瓦时。根据最新公告信息，7 台在建机组将于 2024 年至 2028 年陆续投 入运行，其中防城港 4 号机组已于 2023 年 11 月完成热态功能试验，将于 2024 年上半年投 产。与此同时，公司正在进行新项目核准前的各项准备工作，2024 年有望有更多新项目获 得核准开工。

在建机组陆续投产，提升长期盈利水平。我们认为随着公司投运装机容量的增长，公 司盈利能力有望进一步提升。一方面，在运机组数量增加有望促进公司核电上网电量的增 长，2022 年，由于红沿河 5、6 号机组的陆续投产，公司上网电量即同比增长 12.59%，有 效丰厚了当年核电发电收入。另一方面，公司 7 台在建机组全部采用“华龙一号”核电技术， 考虑到“华龙一号”是第三代核电技术，发电效率高，每台机组年发电量近 100 亿度，未来 7 台在建机组的投入将显著扩大公司未来盈利空间，有望大幅提升公司利润。

2.核电市场化交易价格稳定，保障电价收入预期

核电深入参与市场化交易，平均上网电价呈上升趋势。2019 年至 2023 年公司整体市 场化交易电量占总上网电量比例由 32.88%提高至 57.30%，核电参与市场化交易的程度逐渐 加深。2023 年，公司核电市场化交易平均含税电价与 2022 年基本持平。目前公司核电机组 位于广西、广东、福建和辽宁四个省份。根据公司四省份发布的 2024 年市场化交易方案， 预计平均上网电价总体呈现稳中有升的态势。

公司上网电价有望保持稳定。1）广西：100%参与市场化交易，核电结算电价接近核 电标杆电价。2023 年和 2024 年广西均实行“基准价+上下浮动”的市场化上网电价机制，核 定上网电价为 0.4063 元/千瓦时。2）广东：多样方式参与市场化交易，广东核电交易均价 接近市场参考价格。2024 年广东公司市场化交易已签约电量约 171 亿千瓦时，交易均价 接近市场参考价格 0.463 元/千瓦时。由于广东省实行核电收益回收政策，成交均价与市场 参考价（0.463 元）差额的 85%从核电机组进行回收，使得最终结算价格将基本回到市场 基准价附近。3）福建：100%参与市场化交易，核电交易均价与计划电价相当。福建省部 分核电按照核电标杆电价参与清洁能源挂牌交易，部分核电通过竞价方式参与双边协商交 易。2024 年宁德核电市场化交易已签约电量 157.5 亿千瓦时，交易均价与宁德核电计划电 价基本相当。其中，宁德 1、2 号机组，宁德 3 号机组和宁德 4 号机组的计划电价分别为 0.4153/ 0.3916/ 0.3590 元/千瓦时。4）辽宁：4 台机组参与市场化交易，辽宁核电价格保持 稳定。辽宁红沿河 1-4 机组以挂牌交易的方式参与市场化交易，挂牌价即为核电标杆电 价。红沿河 5-6 号机组使用计划电价，为 0.3749 元/千瓦时。

上网电价保持稳定，电量电价总体趋稳。根据公司公告，公司核电机组所在广东、广 西、福建和辽宁核电直接参与市场交易的机组和电量情况与 2023 年基本相同；预计广东省 全年市场化结算电价受市场化交易均价下降影响不大。公司核电已签订约 171 亿度年度中 长期售电合同，交易均价接近市场参考价格（0.463 元/千瓦时）。根据 2024 年核电市场化 交易收益回收机制，我们预计 2024 年市场化电价较 2023 年略有下降，与计划电价基本持 平；2024 年防城港核电 1-3 号机组全电量进入市场，4 号机组暂不进入市场。根据广西今 年发布的政府授权合约机制，预计 2024 年核电市场交易结算价格与计划电价基本相当；宁 德及红沿河预计 2024 年市场化结算电价与 2023 年基本一致，与计划电价基本持平。

3. 运行表现亮眼，台山核电步入正轨

公司核电机组提质增效成果显著。公司公告指出，核电机组的运行效率是通过能力因 子、负荷因子和利用小时数这三个关键指标来评估的。这些指标能够反映机组的性能和运 行状况，而换料大修是影响这些指标的重要因素之一。除此之外，电力线路的定期检修或 电力市场的供需波动也可能导致机组减载或暂时停机，进而影响负荷因子和利用小时数。 在 2023 年，共有 27 台在运机组，它们的平均能力因子为 89.43%，平均负荷因子为 85.72%， 而平均利用小时数达到了 7,509 小时，相较于 2022 年有了明显提升。

台山核电步入正轨，电量修复带来增量。台山核电站作为全球首个采用第三代 EPR 技 术的核电站，其 1 号和 2 号机组分别在 2018 年和 2019 年投入运营。2021 年 7 月~2022 年 8 月，1 号机组因燃料棒损坏而停机进行检修；2023 年，1 号机组进行换料大修并增加了检查与试验项目，进一步延长大修周期。上述两次检修导致了台山核电在 2021 至 2023 年间分 别遭受了 6.5、21.25 和 16.78 亿元的亏损，对公司的整体业绩产生了压制。随着 2023 年 11 月 1 号机组完成年度大修并恢复发电，业绩压制因素将得到缓解。2024 年 Q1，台山核电的 发电量达到了 66.00 亿千瓦时，同比增长了 51.2%，发电量已恢复至 2021 年 Q1 的水平。考 虑到连续三年的亏损，随着发电量的提升，公司的盈利能力有望得到改善。展望 2024 年， 根据公司公告，公司计划安排 18 次换料大修，包括 4 次十年大修和 1 次首次大修，我们预 计 2024 年大修周期有望进一步缩短，进而有效提高公司的核电机组年平均利用小时数。

公司积极探索核能综合利用，增强综合竞争力。公司近年来致力于扩展核能的多样化 产品线，通过开发新技术和探索创新模式，构建以核能为核心的多能源互补体系。这一战 略不仅支持了公司核电业务的持续发展，也有效应对了电力市场化改革对核电项目经济性 带来的挑战，并增强了公司的市场竞争力。在核能供暖领域，公司已经在红沿河核电基地 积累了宝贵的经验，计划在未来逐步扩大其应用范围。此外，公司正在核电站所在的省份 探索建设多样化的储能项目，这将有助于提高核电机组的能源使用效率，并为核电交易价 格的稳定提供支持。