2022年中国核电发展现状及未来趋势分析 电力部门是我国能源消费碳排放主要来源

一、国内核电运营主体之一，核电+新能源双轮驱动

1.1 国内核电运营主体之一，中核集团新能源产业平台

中国核电主营电力（核电与风、光发电）销售业务，控股股东为中核集团，实际控制人为国务院国资委。 中国核电是国内大型核电运营主体之一， 2021年底在运装机量22.55GW，国内市占率42%（在运装机量口径）。2020 年，核电业务收入489亿元，收入占比93.6%，是公司主要收入来源。 中核集团新能源产业平台。自2020年收购中核汇能以来，公司成为中核集团新能源产业平台，新能源业务快速发展， 2021年底，风光装机量已达8.87GW，占公司总装机量比重已提升至28.2%（2018年占比仅0.9%）。2020年收入30.89亿 元，占公司收入比重5.9%。

1.2 2020年业绩CAGR 9=16%，风光装机有望拉动业绩快速增长

业绩快速增长。在装机量增长的拉动下，公司业绩快速增长，2021年实现收入623.7亿元，CAGR 9=15.0%；实现归母 净利润80.37亿元，CAGR 9=16.0%。预计在“十四五”风光装机持续增长以及2025年左右核电机组持续投运的拉动下，公司业绩有望继续保持快速增长。

1.3 毛利率保持在44%左右，风光收入占比提升或拉动利润率提升

公司毛利率稳中有升，近三年保持在44%左右，但净利率2017-2019年合计下滑4.9pct，主要是因为： I. 2017年后营业外收入下台阶：2016年，公司提前偿还俄政府贷款（2010年开始有折扣收益），锁定了俄政府贷款 的折扣收益，增加公司利润4.58亿元（计入营业外收入，占2016年净利润的10%）；其他收益主要来源于核电业务 增值税退税，其额度与公司核电机组在运数量及发电量有关。 II. 2019年财务费用率增加2pct：三门核电、田湾核电四台机组商运，利息费用全部费用化及新增可转换债利息。

上述影响因素已消除，公司净利率逐渐恢复，2021年达12.9%。展望未来，在利润率更高的新能源业务收入占比有望 提升的背景下，公司利润率或呈稳中有升趋势。

二、核电：量价齐升，2025年起有望进入平稳投运期

2.1 量：2022年公司或可新增109亿KWH上网电量

2.1.1 核电行业进入发展新时期，2025年起有望进入稳定投运期

核电是优质的基荷能源，具有利用小时数高、度电成本低（相较火电）、发电稳定性更强（相较风光发电）的优势。 我国核电发展仍有较大成长空间。由于我国核电起步较晚，核电相关建设周期长，我国核电发电量占总发电量比重 5.03%，低于世界平均水平8.12%（2015年值）。

2019年起核电核准重启，2025年起有望进入稳定投运期。受日本福岛核电 站事故以及我国核电技术的影响，2011年以来，我国核电审批放缓。2019 年，核电重启；2021年提出“积极有序发展核电”。假设核电机组建设周期为 5年，则2019年以来核准的机组有望于2025年前后投产。

预计2022-2025年，我国年均有望核准7-8台机组。根据中国核能行业协会 发布的《中国核能发展与展望（2021）》，预计到2025年、2030年我国核 电在运装机将达到7000万千瓦、1.2亿千瓦。2021年，我国核电在运装机 5465万千瓦、在建1751万千瓦，假设核电机组建设周期为5年、单台机组平 均容量为110万千瓦，则2022-2025年，我国年均需核准7-8台机组。

2.1.2 2022年公司或新增109亿KWH上网电量

公司是国内大型核电运营主体之一，2021年底，在运装机量市占率42%，与中广核电力共同瓜分国内核电运营市场。 2021年底，公司核电装机量达22.55GW，装机量CAGR 6=11.86%。分地区来看，中国核电的核电机组主要分布在我国沿 海省市：江苏、福建、浙江和海南。

短期：2021年至今，公司共新增并网3台核电机组，根据我们测算，保守假设上述机组利用小时数及机组能力因子等于 2021年行业水平， 2022年公司或可新增上网电量109亿KWH，总上网电量或达1726亿KWH，同比增长6.73%。

中期： 2024年起核电机组进入稳定投运期，有望持续为公司贡献核电发电增量。若公司目前的在建机组均计划完工， 并假设上述机组投产后利用小时数及机组能力因子等于2021年行业水平，2028年底公司或可新增750.2万千瓦装机量， 新增上网电量538.4亿KWH，核电总上网电量或将达2264亿千瓦时，CAGR 7=4.93%。

2.2 价：市场化交易电价上涨全年或可增厚利润15-28亿

2.2.1 电力市场化改革深化，电价上浮区间扩大至20%

燃煤价格持续上涨。2021年以来，煤炭供应紧张背景下，煤炭价格持续处于高位，最高实现突破2500元/吨（对应的单 位燃料成本约0.9460元/千瓦时）。高企的煤价抑制了燃煤电厂的发电意愿，加剧全国电力供应紧张形势。 电力市场化改革持续深入，电价上浮区间扩大至20%。2021年10月12日国家发改委发布《关于进一步深化燃煤发电上网 电价市场化改革的通知》，提出将市场交易电价的浮动范围扩大至20%；有序放开全部燃煤发电电量上网电价；有序推 动工商业用户全部进入电力市场，按照市场价格购电，取消工商业目录销售电价。 而核电同样也可参与市场化交易，享受电价上浮区间扩大的红利。

2.2.2 市场化交易电价上涨全年或可增厚公司利润15-28亿

根据我们测算，当市场化交易电价全年平均分别上涨5%、10%、15%时，考虑增值税率13%、所得税率15%，则公司核电 业务全年或可增厚利润15.62、21.92、28.21亿元。核心假设如下： I. 2022年市场化交易电量：江苏和浙江市场化交易电量为当地发改委计划值；福建省假设为2020年市场化交易电量； II. 上网电价涨幅：除江苏省发改委规定年度市场化交易电价涨幅规定为19.4%外，其余地区及江苏省月度市场化交易电价 涨幅均假设为5%/10%/15%。

三、风光：接棒发力，注入长期成长动力

3.1 风电、光伏迎来发展大机遇

3.1.1 政策驱动能源转型，风电光伏迎来发展机遇

“双碳”目标坚如磐石，能源转型路径清晰。2020年9月习总书记提出“2030年碳达峰，2060年碳中和”发展目标；2021年 10月国务院下发《关于完整准确全面贯彻新发展理念做好碳达峰碳中和工作的意见》，提出2025/2030/2060年国内非 化石能源消费比重预计分别达到约20%、25%、80%以上。据Ember数据，2020年我国能源消费结构中煤炭占比达63%。 光伏、风电迎来历史性发展机遇。电力部门是我国能源消费碳排放主要来源，电力行业减排效果对“双碳”目标的实现影 响重大。风电、光伏作为零碳清洁能源，2021年以来，在政策推动以及电站单位投资成本下降的背景下，风电光伏行 业迎来了历史性发展机遇。

参考我国的非化石能源消费比重目标，我们预计风电累计装机规模2030年底将达8.4亿千瓦，2030年CAGR 10=11.6%； 光伏累计装机规模2030年底将达12.4亿千瓦，2030年CAGR 10=17.4%。 风光大基地的建设为风光装机量提供了强有力支撑。根据我国第一、二批风光大基地建设规划，“十四五”期间，我国大 基地风光总装机量将达297GW，2030年前将达552GW，分别是2021年底风光新增合计装机量的2.9倍、1.9倍。

3.1.2 风电：陆风仍有降本空间，海风步入平价时代

陆上风电已进入平价时代。随着2021年以来国内大基地项目开启，风电机组大型化的趋势逐步建立，4、5MW机组开 始成为主力机型。2021年6月，金风科技4S机型风机价格已下降至2473元/kW，较2020年12月下降18.6%。机组大型化 趋势下，陆上风电未来仍有一定降本空间。 海风机组大型化进程迅速，平价时代逐步来临。海风风机大型化进程迅速推进，目前海风主力机型已经大于6MW，并 已出现16MW容量机组。同时，2022年起海风国补将全面退出，年末抢装竞争激烈，部分项目中标单价大幅下降。 2021年10月，浙江680MW海风项目开标均价同比下降幅度均在30%以上，已低于平价临界点。

3.1.3 光伏：硅料价格边际缓和，光伏装机压力缓解

硅料价格边际缓和。2021年以来硅料价格持续上涨，国产硅料2021年底价格达235元/千克，同比大增176.5%，拉动光 伏电站投资成本大幅上升。进入2022年，硅料价格高位企稳，国产硅料价格稳定在240元/千克左右。 硅料新增产能即将落地，有望缓解光伏装机压力。目前海内外主要厂商硅料有效产能约57.3万吨，预计到2022年底可新 增产能约29.7万吨，较2021年增长约51.8%。EnergyTrend认为到2022Q3及Q4，硅料满足下游装机需求后或仍有余量。 硅料新增产能落地有望缓解硅料供应紧张格局，有望缓解光伏装机压力。

长期产能陆续释有望将进一步缓解装机成本压力。现有多晶硅料企业扩产节奏加快。据隆基股份招股书，2020年全球多 晶硅产能约60万吨，据不完全统计，目前行业在建以及拟建多晶硅产能超过200万吨。随着上述新增产能的陆续释放， 多晶硅料市场供需将得到根本性改善，硅料价格将有望延续回落趋势。 长期来看，光伏产业链各环节仍有成本下降空间。光伏产业仍处于快速变革期，我国已拥有全球前沿完备的光伏产业链 ，产业链各环节成本仍有望继续下降，电池转换效率有望进一步提升，带动光伏电站投资成本降低，度电成本下降。

3.2 预计公司2025年风光收入152亿元，CAGR 5=37.6%

3.2.1 预计公司2022-2025年风光年均新增并网量或达5-6GW

收购中核汇能，公司新能源业务迎来跨越式发展。2020年，中国核电收购中核集团旗下的中核汇能，完成了对新能源产 业的关键布局，成为了中核集团新能源产业化平台。2021年底公司风光合计装机量已达8.87GW，是2018年的54倍；发 电量是2018年的161倍。 根据2020年年报，公司2025年运行电力装机容量计划达到56GW。假设2022-2025年期间，公司核电机组新增并网福清 六号（已并网）、漳州1号机组（计划2024年完工）、漳州2号机组（计划2025年完工），则2025年底，公司核电在运 机组将达26GW，风光在运装机容量将达30GW，2022-2025年将新增并网21GW，年均新增5.2GW。

3.2.2 预计公司“十四五”风电光伏项目总投资额约1100亿元

根据公司2022-2025年将新增并网21GW风光装机量的测算值，假设新增风电和光伏装机量比例等于2021年，为1:3，则 将新增风电装机约5.2GW，光伏装机约15.7GW。若“十四五”期间完成30GW装机规模，预计总投资将达1100亿元。考虑 20%的资本金，则公司需投入自有资金220亿元。

3.2.3 预计公司2025年风光收入152亿元，CAGR 5=37.6%

根据公司 2025 年底达到约30GW的新能源在运装机量，我们测算得，2025年公司新增发电业务将实现收入106亿元。若公司 2025 年底达到约30GW的控股新能源装机量，我们测算得，2025年公司新能源业务将实现收入152亿元，CAGR 5=37.6%，占公司2021年总收入的24.4%。

报告节选：

（本文仅供参考，不代表我们的任何投资建议。如需使用相关信息，请参阅报告原文。）