中国核电研究报告：核电+风光双翼齐飞，双核驱动大有可为

1. 核电+风光双核驱动，清洁能源大势所趋

1.1. 核电龙头，收购中核汇能形成“双核”驱动

1982 年公司前身秦山核厂成立，是我国大陆第一座核电站，此后相继成立秦 山二核、秦山三核、田湾核电、福清核电、三门核电等。公司于 2008 年 1 月成 立，2011 年 11 月转制为股份公司，2015 年 6 月登陆 A股市场。历经近四十年发 展，从核电装机规模看，公司已经成为国内第二大核电公司。2020 年 12 月，公 司收购中核汇能 100%股权，2021 年 1 月中核汇能成为公司全资子公司，获得中 核集团除与中核建合并带来的特殊情况(即新华水电)以外的全部新能源资产，由此 成为集团旗下唯一的新能源发展平台，至此形成了“核电+风光”双发展的格局。

1.2. 股权结构稳定

根据公司公告，截至 2021 年三季报，公司第一大股东为中国核工业集团有 限公司，持股比例 63.89%。公司实际控制人为国务院国有资产监督管理委员会， 对中核集团 100%控股。

1.3. 一流核能企业世界领先，背靠中核集团协同发展

根据公司公告，截至 2021 年底，公司拥有控股在运核电机组 24 台，装机容 量 2254.9 万千瓦，占全国总装机 42.3%，拥有控股在建核电机组 6 台，装机容量 624.9 万千瓦，控股核准待开工核电机组 2 台，装机容量 253.9 万千瓦。公司核 电机组多位于沿海经济发达地区，如江苏、浙江、福建等，历经近 40 年发展，具 备卓越的运行和管理业绩，逐步成长为最具魅力的国际一流核能企业，世界领先 绿色能源上市公司。

背靠中核集团，协同核电业务大力发展。核电产业链的上游为铀矿开采加工 精炼、铀转化浓缩和核燃料组件制造；中游为核电设备制造，下游是核电站建设 运营及乏燃料处理等。上游直接影响公司运营成本，中游通过工程造价、工期间 接影响公司运营成本。公司背靠的中核集团，系由中央直接管理、国务院国有资 产监督管理委员会直接监管的特大型国有独资企业，建立了独有的完整的核科技 工业体系，是我国运行核电和在建核电的主要投资方、核电技术开发主体、最重 要的核电设计及工程总承包商、核电运行技术服务商和核电站出口商，也是国内 核燃料循环专营供应商、核环保工程的专业力量和核技术应用的骨干。中国核工 业集团是我国唯一拥有完整核燃料循环产业链的企业，持有从天然铀的开采、到 后端乏燃料处理的全部资质。其子公司中国核燃料有限公司是国内唯一的核燃料 专营供应商。

1.4. 业绩稳步增长，大力发展风光保障盈利能力

核电主业稳步发展，风光大力推进增添新动能。公司近年来业绩稳步增长， 根据公司公告，2020 年公司实现营收 522.76 亿元，同比增长 10.61%；归母净 利润 59.95 亿元，同比增长 26.02%；2021 年前三季度，公司实现营收 461.21 亿元，同比增长 21.7%；归母净利润 65.07 亿元，同比增长 29.73%。

三门核电影响消除，盈利能力自 2019 年后触底反弹。2019 年受三门核电 2 号机组小修拖累所致，发电量低于年初发电计划。2020 年三门核电 2 号机组已经 恢复运行，影响基本消除。公司毛利率维持在稳定水平，2020 年后有逐步上升趋 势；公司财务费用率在 2017-2019 年持续攀升，净利率不断下滑，在 2019 年触 底后反弹，主要由于前期三门核电不断投产延期，经过 2019 年机组检修后开始 满额发电。2016-2020 年，公司资产负债率从 74.57%降低至 69.49%，资产负 债率显著降低，主要由于公司在 2020 年完成 76 亿非公开股票发行。

2. 政策频出助力核电发展，能源转型下优势凸显

2.1. 能源紧缺背景下，核电发展进入新阶段

受全球气候变暖、不可再生的化石能源不断消耗等因素影响，全球能源消费 结构正向低碳化转型。国际社会已将可再生能源作为新一代能源技术的战略制高 点和经济发展的重要新领域，其中核能发电是可再生能源利用的重要组成部分之 一。根据世界核协会，2020 年全球核能发电量为 2553TWh，与 2019 年相比虽 然下降 4%，但体现了核电机组运行的灵活性，即核电机组在保障电力稳定、可靠 供应的同时能够更好的应对电力需求的变化。

核电具有以下优势：1）核电度电碳排放量远低于其他发电方式。根据 IAEA 报告，每发一度电，煤电需要排放 357g 碳当量，光伏发电需要排放 76.4g，水电 需要排放 64.4g，风电需要排放 13.1g，核电仅需要排放 5.7g。2）单位发电成本 较低。根据头豹研究院数据，相比光伏、生物质、风电等发电方式，核电发电成 本更低，为 39.5 元/万 KWh。3）核电稳定性高且优先调度，利用小时数远高于其 他发电方式。根据《节能发电调度办法（试行）》，核电调度顺序优先于燃煤、燃 气、燃油等火电机组，且相较于风电、光伏稳定性更高，保证了核电机组利用小 时数远高于其他发电方式。根据国家能源局发布数据，2021 年核电利用小时数为 7802 小时，是水电的 2.2 倍、火电的 1.8 倍、风电的 3.5 倍和光伏的 6.1 倍。4） 核电技术成熟，安全性能高。据国家能源局所述，我国核电站有 4 道安全屏障， 形成“纵深防御体系”，从而将核泄漏概率降至最低。

2.2. 政策助力核电稳步发展，核电发电仍有较大提升空间

核电是我国能源供应体系的重要组成部分，2007 年至今，我国出台了多个核 电行业政策，国家对核电行业的支持政策经历了从“适当发展”到“积极推进发 展”再到“安全稳妥发展”的变化。

目前国内核电装机量及发电量占比低于全球平均水平，尚有较大提升空间。 据国家能源局数据，2021 年，我国核电发电量为 4071.41 亿千瓦时，占全国累计 发电量的 5.02%，较 2020 年底进一步提高，但仍远低于世界平均水平 10%，未 来仍有较大提升空间。

2.3. 第三代核电全面发展，第四代技术蓄势待发

我国核电相比发达国家起步较晚。在上世纪 80 年代初，我国政府决定发展压 水堆核电厂，采用“以我为主，中外合作”的方针，引进外国先进技术，再逐步 实现设计自主化和设备国产化，标志着我国的核电产业开始起步。从 1991 年秦 山 30万千瓦压水堆核电站投用，到 1994 年大亚湾 100万千瓦压水堆核电站投用， 我国成功实现了大型商用核电站的起步，为中国核电事业发展奠定了基础。2013 年中央经济工作会议明确指出把核电作为和高铁一样的重要出口项目，推动了三 代核电技术的自主创新。我国在引进美国 AP1000、法国 EPR 和俄罗斯 VVER 系列等三代技术路线的同时，具有完整自主知识产权的 “华龙一号”于 2015 年 横空出世。2021 年 12 月，全球首座球床模块式高温气冷堆核电站——华能石岛湾核电高温气冷堆示范工程送电成功，这是全球首个并网发电的第四代高温气冷 堆核电项目，标志着我国成为世界少数几个掌握第四代核能技术的国家之一，意 味着在该领域我国成为世界核电技术的领跑者。（报告来源：未来智库）

目前投入商用的核技术中，三代核电技术最先进，随着三门一期投产、华龙 一号全球首堆后加快商运步伐，三代核电发展的技术性风险消除。以“华龙一号” 为例，2020 年 11 月，“华龙一号”全球首堆工程福建福清 5 号机组首次并网成功， 并于 2021 年 1 月正式投入商业运行。“华龙一号”是当前核电市场上接受度最高 的三代核电机型之一。截至 2021 年 12 月底，国内外共 14 台“华龙一号”核电 机组在运、在建，规划建设机组已经达到 23 台。根据公司公告，“华龙一号”造 价约为 1.6 万元/KW，后续随着批量化建设，成本有望进一步降低。

2.4. 核电审批重启，迎来积极有序新发展

核电审批恢复正常，迎来积极有序新发展。2011 年日本福岛核泄漏事件后， 我国核电项目审批处于停滞状态；2015 年，时隔三年后我国核电审批重启，当年 核准了 8 台新建核电机组；2016-2018 年，仅有中核集团的福建省霞浦县示范快 堆工程开工。由于核电建设周期在 5-6 年，按照建设进度，2021-2022 两年为投 产小高峰。2019-2021 年上半年，共有 12 台机组获得审批。连续三年对核电项目 的审批标志核电的审批已经恢复正常。2021 年《政府工作报告》中也明确提出， “在确保安全的前提下积极有序发展核电”，充分体现了发展核电的决心。

根据中国核能行业协会发布《中国核能发展报告（2021）》，预计到 2025 年， 国内在运核电装机达到 7,000 万千瓦，在建核电装机达到 5,000 万千瓦；到 2030 年，核电在运装机容量达 1.2 亿千瓦，约是目前的 2.3 倍，核电发电量约占全国 发电量的 8%；到 2035 年，我国核电在运和在建装机容量将达到 2 亿千瓦左右， 发电量约占全国发电量的 10%左右。根据中国核能行业协会数据，截至 2021 年 底，我国（不含我国台湾地区）运行核电机组达到 53 台，总装机容量为 54646.95MWe，仅次于美国、法国，位列全球第三；核电机组累计发电量为 4071.41 亿千瓦时，占全国累计发电量的 5.02%。为实现《中国核能发展报告 （2021）》的目标，“十四五”期间国内有望每年新核准 6-8 台核电机组。

未来 2-3 年公司迎来投产高峰，审批恢复常态促装机容量稳步提升。公司在 建的漳州 1 号和 2 号有望在 2024、2025 年投产，辽宁徐大堡 3 号 4 号、田湾 7 号 8 号及海南小堆预计“十五五”期间投入商业运营。此外，2021 年 11 月，经 国家批准，秦山核电厂 1 号机组装机容量由 330MW 变更为 350MW；同年 12 月，经国家批准，秦山核电二厂 1 号机组装机容量由 650MW 变更为 670MW，有 望增厚业绩。

3. 风光加持双核驱动，高速成长未来可期

3.1. 碳中和背景下风光持续受益，进入发展快车道

根据国家能源局数据显示，2021 年全国发电装机容量约 23.8 亿千瓦，同比 增长 7.9%。其中，风电装机容量约 3.3 亿千瓦，同比增长 16.6%；太阳能发电装 机容量约 3.1 亿千瓦，同比增长 20.9%。2021 年，我国风电和光伏发电新增装机 规模达到 1.01 亿千瓦，其中风电新增 4757 万千瓦，光伏发电新增 5297 万千瓦。 我国风电与太阳能发电装机容量已突破 3 亿千瓦，连续多年稳居世界首位。风电 和太阳能发电对全国电力供应的贡献不断提升。

2）上网电量：核电利用小时数稳定，根据以往假设为 7920 小时，预计 2022 年、2023 年公司上网电量将分别达到 1762.4、1877.3 亿千万时。

3.2. 收购中核汇能，风光助力高速发展

2020 年 12 月，公司发布《关于拟收购中国核工业集团有限公司持有的中核 汇能有限公司股权暨关联交易的公告》，拟收购公司控股股东中核集团持有的中核 汇能 100%的股权，交易对价为 21.11 亿元，于 2021 年 1 月完成转让过户手续， 中核汇能成为公司的全资控股子公司。截至 2021 年 12 月底，公司新能源在运装 机容量达 887.33 万千瓦，其中风电 263.47 万千瓦、光伏 623.86 万千瓦，在公 司在运总装机容量中占比分别为 8.4%、19.9%；在建装机容量 192.18 万千瓦， 其中风电 26.95 万千瓦、光伏 165.23 万千瓦，在公司在建总装机容量中占比分 别为 3.3%、20.2%。

集团承诺避免同业竞争，奠定公司唯一新能源上市平台地位。在公司确定收 购中核汇能后，针对集团内部在新能源开发、运营方面的同业竞争问题，母公司 中核集团出具了《关于在新能源发电领域避免与中国核能电力股份有限公司同业 竞争的承诺函》，承诺除了与中国核工业建设集团合并原因形成的新能源发电业务 外（主要为新华水电），集团旗下其他子公司将不再从事或参与任何与中国核电开 展业务构成实质性竞争的业务或活动，明确了公司在集团内唯一新能源上市平台 的地位。

3.3. 弥补核电短期“空窗”，风光提供新动能

根据公司公告，2021 年，公司完成发电量 1826.37 亿千瓦时，比去年同期 增加 247.87 亿千瓦时，同比增长 18.61%。风电及光伏发电量 95.14 亿千瓦时， 较去年同期增长 68.69%，其中：光伏发电量 49.65 亿千瓦时，较去年同期增长 109.77%，风力发电量 45.49 亿千瓦时，较去年同期增长 39.00%。公司自 2018 年以来通过收购和自建迅速扩张其新能源装机规模，收购中核汇能后，新能源装 机量已位于国内前列。公司新能源装机快速增长，形成“双核”驱动的业务模式。

2022 年 1 月，福建福清核电 6 号机组并网成功，2 月首次达到 100%满功率 运行。但之后会出现约两年“真空”期，漳州 1 号、漳州 2 号机组预计将在 2024、 2025 年才能投产。而根据公司“十四五”规划目标，公司计划 2025 年在运装 机容量达到 56GW，其中核电装机容量达到 26GW，新能源装机容量达到 30GW， 分别较 2021 年装机增长 15.3%、238.2%。2022-2025 年，公司新能源装机年均 新增 5.28GW。根据中核汇能发布的 2022 年度光伏组件设备第一次集中采购招 标公告，此次集采预计总容量为 6-7.5GW，预示公司新能源装机增速较高，将成 为公司“十四五”期间装机增长的新动能。

3.4. 电改背景下市场化比例有望提升，量价齐升增厚公司业绩

根据公司公告，近年来公司核电的市场化交易比例不断上升，由 2016 年的 8.93%上升至 2020 的 37.06%。我们预计 2021 年公司全年核电参与市场化交易 电量比例比 2020 年有所上升。鉴于电力供应形势紧张，需求表现较为旺盛，而 去年开始，国内动力煤价格持续处于高位，火电企业出现严重亏损，“多发多亏” 使得火电企业发电意愿不足，中央及地方政府陆续出台政策措施，通过终端电价 上涨、市场化改革缓解火电企业压力成本，来保证电力供应安全以及改善火电企 业盈利能力。2021 年 10 月 12 日，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》，从量上看，要求推动燃煤发电量实现 100%市场化交易并 且在“基准价+上下浮动”的范围内形成上网电价；从价上看，燃煤发电市场交易 价格浮动范围从上浮不超过 10%、下浮不超过 15%扩大至浮动范围均不超过 20%，且高耗能行业不受 20%限制。因为部分新能源发电价格直接对标火电市场 化交易价格，所以也将直接带动绿电交易电价的提升。

公司核电机组所在江苏、福建、浙江省，对核电均提出了市场化交易的指标。 其中江苏省发布的《关于开展 2022 年电力市场交易工作》中提出江苏核电有限 公司全年市场交易电量不低于 200 亿千瓦时，其中年度交易电量不低于 160 亿千 瓦时；福建省《2022 年福建省电力中长期市场交易方案》提出核电机组全部上网 电量（除华龙一号）参与市场交易；浙江省《2022 年浙江省电力市场化交易方 案》提出秦山一期全年市场化比例 50%，三门核电全年市场化比例 10%，秦山二 期、三期、方家山核电全年市场化比例分别占送浙落地电量的 50%、40%和 50%， 因此我们预计未来公司市场化交易比例有较大发展空间。

过去市场化电价较标杆电价折价 3-5 分钱。我们以公司 2020 年数据为基础， 进行测算，得出公司的市场化电价上涨 0.01 元，对应公司营收增加 6.4 亿，归母 净利润增加 2.88 亿元，电价上涨将为公司增厚利润。对此，我们对不同情景下， 电价和市场化比例进行测算，我们预计 2022 年公司或将迎来量价齐升，带来较 大业绩弹性。

4. 盈利预测及投资分析

4.1. 盈利预测

核心假设：

1）装机规模：根据公司十四五规划及现有项目投产情况，预计 2022 年、2023年核电在运装机容量将达到 22.55GW，新能源 2022 年、2023 年分别达到 10.6、 15.8GW。

2）上网电量：核电利用小时数稳定，根据以往假设为 7920 小时，预计 2022 年、2023 年公司上网电量将分别达到 1762.4、1877.3 亿千万时。

3）电价：预计 2022 年核电不再折价，假设核电 2022 年、2023 年分别为 0.376、0.375 元/kwh，风电价格为 0.463 元/kwh，光伏电价分别为 0.776、0.754 元/kwh。

4）成本：在核电价格回升后，公司毛利率将会出现小幅变动，预计 2022 年、 2023 年毛利率分别为 45.3%、44.4%。

4.2. 投资分析

公司核电+风光双核发展，在能源紧缺，能源结构迫切转型背景下，未来成长 性高。我们预计公司 2021 年-2023 年的收入分别为 623.7 亿元、747.7 亿元、797.8 亿元，增速分别为 19.3%、19.9%、6.7%，净利润分别为 80.4 亿元、104.4 亿元、 111.6 亿元，增速分别为 34.1%、29.8%、6.9%。

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