2022年中国核电研究报告 核电发展新跨越，新能源贡献新增量

1、中国核电：核电稳步推进，风光发展迅猛

1.1、核电主业发展稳健，新能源贡献增量

公司是国内核电“双寡头”之一。2021 年公司各类电源控股装机中核电装机 占到 74%，核能发电量占总发电量的 94.8%，核电仍是绝对主业。作为国 内核电运营的“双寡头”之一，公司核电的装机容量和发电量市占率都保 持 40%左右的占比。目前公司拥有国内最多的核电堆型，核心资产优质且 稳定，工程建设和运行管理经验丰富。

核电装机和发电量保持增长。截至 22Q1，公司拥有控股在运核电机组 25 台，总装机容量 2371 万千瓦。 2021 年有 2 台新机组投入运营，分别为福 清 5 号机组（华龙一号全球首堆）和田湾 6 号机组，新增容量了 227.9 万千 瓦。2022 年 1 月 1 日福清 6 号机组（我国第二台华龙一号）并网成功、正 式投入运行。随着新机组的投运，近年来公司核电机组的发电量也在稳步 增加，2021 年全年公司核电机组发电量为 1731.2 亿 kWh，同比增长 16.7%。

核电“应发尽发”，利用小时数有保障。核电本身运行稳定，且我国要求核 电“应发尽发”，一般不参与调峰，核电机组除大小修外基本保持满发状态。 由于江苏、福建等地用电需求较高，2021 年公司存量核电机组平均利用小 时数 7871 小时，高于全国平均水平（7777.85 小时），比去年同期增加 250 小时。

电力消纳和机组停机修理对利用小时数影响已消除。2014 到 2016 年，由 于电力消纳形势严峻、电网调停和降功率运行的时间较长，且机组大小修 天数较多，核电机组的利用小时数也下降较多。2019 年三门核电 2 号机组 因设备故障，1 月至 11 月机组小修、处于停机状态，机组的平均利用小时 数又有所下降。而自 2020 年以来，随着电力供需格局趋紧、消纳形势转好， 且三门核电机组恢复正常运行，利用小时数得以回升，2020 年公司存量核 电机组的平均利用小时为 7621 小时，高于全国平均水平（7426.98 小时）。

在 2016~2018 年核电核准停滞背景下，积极拓展新能源。公司从 2018 年开 始积极投资、开发风电和光伏项目，大力开拓新能源市场，在 2016-2018 年我国核电机组核准停滞的背景下发展新能源作为新的增长点。至 2020 年 新能源发电量达 56.4 亿 kWh，同比增长 861%。

收购汇能，风、光装机进入行业前列。2020 年 12 月，公司对控股股东中 国核工业集团有限公司的可再生能源板块——中核汇能进行收购整合。至 2021 年 12 月 31 日，公司拥有新能源在运装机容量 887.3 万千瓦，包括风 电 263.5 万千瓦、光伏 623.9 万千瓦，新能源装机容量在国内绿电运营商中 已位居前列。2021 年公司新能源发电量 95.1 亿 kWh，较去年同期增长 68.7%，其中光伏发电量 49.7 亿 kWh（同比+109.8%），风力发电量 45.5 亿 kWh（同比+39%）。

成为集团唯一新能源平台。在公司确定收购中核汇能后，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形成的新能源发电业 务外（主要为新华水电），集团其他子公司未来不会与公司在风电、光伏 领域发生同业竞争。

1.2、盈利能力回升，业绩稳健向好

核电主业增长稳健。目前公司的营业收入主要来源于核电，核电新机组的 投运，加上利用小时数的回升带来了稳步增长的业绩。2021 年公司实现营 收 623.7 亿元，同比+19.3%，2015-2021 年的营业收入年复合增长率 15.6%。 22Q1 实现营收 171 亿元，同比增幅再扩大至 22.8%。

三门机组影响消除，利润回升。近年来公司的毛利率保持稳定，但在 2017- 2019 年营业收入保持增长的情况下，归母净利润几无增长，净利率也有所 下滑，主因：（1）2017-2018 年投产多台新机组，费用化部分增多；（2） 2019 年，三门一期两台核电机组由于设备问题，投产不顺对公司的业绩产 生了负面影响。2020 年以来，三门核电两台机组开始满额发电，对公司业 绩的不利影响消除。 2021 年公司实现归母净利润 80.4 亿元，同比+34.1%。 今年得益于售电市场化占比提升，加上市场化电价上涨，一季度毛利率显 著上升至 51.5%；加上较好的费用控制，22Q1 实现归母净利润 28.8 亿元， 同比+53.2%。

2、量、价齐升，看好中国核电核电业绩增长

2.1、当前看点1——电量扩大：今年新增“一台半”机组电量

我国核电发电占比低于全球 5 个百分点，发展空间广阔。目前我国核电发 电占比仅约 5%，而全球平均占比为 10.6%，这与我国煤炭资源禀赋相对充 足，火电作为主力电源的关系较大。在“双碳”目标以及核安全技术进步的背景下，电力供给格局将呈现火电边走边退、水电开发逐渐达到天花板、 风光快速发展、核电积极有序发展的格局。

政策对核电行业的走势有决定性的影响。复盘近 10 年的核电政策演变，大 致可分为四个阶段，追求安全性、加强质量管理是最首要的目标：第一阶段：2011 年至 2014 年：日本福岛核泄漏后，国内核电历经了一年 半的安全检查，虽然得出安全有保障的结论，但不上马新的核电项目，核 电审批速度放缓乃至暂停；第二阶段：2015 年：“十二五”规划收官之年，核能协会、国家能源局相关 人员在不同场合透漏年内将有 6-8 台核电机组开工建设。随后 8 台新机组 审批通过，核电重启预期升温；

第三阶段：2016 年至 2018 年：2015 年审批通过 8 台机组之后，虽然国家 政策多次提过核电建设目标，但并无新核电机组报批。出现这个局面一方 面是福岛事故后公众舆论压力仍存；另一方面是福岛事故后新机组要求达 到三代机组的安全性，2018 年之前国内三代核电并无商运投产案例，因此 审批谨慎；第四阶段：2019 年至今：随着三代核电项目落地，2019-2020 年国家每年 核准新机组 4 台，2021 年《政府工作报告》提出“积极有序发展核电”，同 年国家核准 5 台机组，核电机组审批和开工的节奏明显加快。

总结来看：发展核电是改善我国能源结构的必然选择，同时我国三代核电 技术日益成熟，相关的负面舆论因素也逐步消退，对于发展核电的政策取 向愈发清晰、明确，核电发展进入一个政策加持期。

低碳效应显著、承担基础负荷角色，核电对于“双碳”目标的实现不可或缺。 （1）低碳优势：目前我国电力行业的碳排放量约占全国排放总量的 44%， 是碳排放最大的部门。核电全生命周期的总碳排放量较少，仅为 29g/kWh， 为煤电度电碳排放的 2.8%，也低于光伏和生物质发电，且运行过程中不产 生直接的碳排放。（2）基荷优势：此外，核电具有密度高、出力稳定的突 出优势，可独立承担基础负荷。（3）利用小时数优势：单个核电机组平均 年利用小时数超 7000 小时，远高于其他电源。无论是从碳排放量、独立性、 稳定性角度上看，核电都是替代煤电成为低碳基荷电源的最优选择。

沿海核电有助于缓解沿海省份发、用电不均衡问题，改善结构性缺电。中 国沿海省份发电量均小于用电量，均存在缺口，目前以特高压从外省市输 送缓解。从经济性看，沿海新建核电可以一定程度缓解沿海省份电力短缺 问题。当前沿海核电相比于内陆核电，在技术成熟度上更具优势、沿海地 区自净能力也优于内陆，发展核电的条件较为充足。

核电审批重启，核电建设有望加速。自 2011 年日本福岛发生核安全事故以 来，我国的核电审批进展缓慢，在 2021 年的《政府工作报告》中明确提出 “在确保安全的前提下积极有序发展核电”，这是过去四年来首次在政府工 作报告中明确提及核电，也是政府工作报告中首次用“积极”来形容核电的 发展。2021 年 10 月 24 日发布的《中共中央国务院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》和《2030 年前碳达峰行动方案》 中，都再次提到“积极安全有序发展核电”。预计未来我国核电审批将回归 正常，核电建设有望按照每年 6～8 台机组的速度稳步推进。

核电投资边际好转。2019 年至今，国内核电并网容量年均增速均低于 10%， 但从投资完成额这一前瞻性指标来看，2020 年、2021 年核电投资完成额分 别达 379 亿元和 538 亿元，分别同比增长 13.1%、42%，增速创新高。预计核电占比将稳步提升，2030 年发电量升至 6.2%。2021 年我国在运核 电机组总装机容量 5464.7 万千瓦，占发电总装机比例 2.3%，核电发电量 4071.4 亿 kWh，占全国总发电量的 4.8%。参考中国核能发展报告（2021）， 并根据年用电量需求及风、光、水、生物质能潜在可供电量分析：我们将 核电视作为补缺口电源，预计至 2030 年核电装机超 1 亿千瓦，核能年发电 达 7692 亿 kWh，占电力总供应 6.2%。

从竞争格局看，行业“双寡头”局面已明确。“资质+技术+资金”共同铸成核 电行业高、深、宽的行业壁垒，目前国内核电行业只有中核、中广核和国 电投三个厂商，前两者市占率合计又近 95%。截止 2021 年底，中国核电市 占率为 42%，先发优势已经突出，同时背靠中核集团有着产业链优势。电 价市场化后电价理论上存在一定的正负波动范围，而新增装机带来的售电 增加是业绩更主要的增量来源，也是决定未来竞争格局的主要因素。

公司核电装机稳步增长，22 年相比去年新增“一台半”机组的发电量。看 2022 年：全行业今年预计新投产 3 台机组（367 万千瓦），其中公司今 年的装机增量来源于年初并网的福清 6 号机组（116.1 万千瓦，今年贡献一 年的发电电量），以及去年年中并网的田湾 6 号机组（111.8 万千瓦去年贡 献半年发电电量，今年可以贡献一年的电量），相当于同比新增“一台半” 机组的发电量。从 22H1 数据来看，核电板块实现上网电量 830.7 亿千瓦时， 同比增速为 7.3%，全年增速预计与之持平。

看中长期：截至 2022 年 3 月，公司拥有在建核电机组 6 台，总装机容量达 635.3 万千瓦。漳州一期的两台机组预计在 2024、2025 年投产。2021 年以 来，田湾 7 号、海南昌江小堆、徐大堡 3 号、田湾 8 号机组陆续开工建设， 有望在“十五五”期间建成投产。徐大堡 4 号机组也已获得核准，预计在 2022 年可启动开工。此外，公司还拥有三门核电二期、徐大堡一期和二期、 湖南桃花江核电、福建三明核电、河南南阳核电等已开展前期准备、尚未 核准的核电项目。随着核电审批回归常态，未来公司的核电装机有望稳步 增长，为公司带来营收和利润的增量。

2.2、当前看点2——电价上浮：煤电价格支撑下，今年市场化电价上浮

煤电价上浮为市场化电价提供支撑。2021Q3~Q4 我国多地出现限电限产现 象，煤炭价格的大幅上涨加剧了电力供需失衡问题。为缓解煤电短缺问题， 一些省份允许煤电交易价格在基准价格基础上上浮不超过 10%。2021 年 10 月，国常会将电力市场交易电价相对基准价格的浮动范围由上浮不超过 10%、下浮不超过 15%，扩大为上下浮动均不超过 20%，且高耗能行业不 受上浮 20%的限制。同月，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》，要求有序放开全部燃煤发电电量上网电价，电力 市场化进程加快，我国多地的电力市场成交价均较基准价出现上浮。

部分地区此前市场化改革后电力交易均是折价成交，当前转为溢价。核电 作为可与煤电竞争的基荷电源，通常和煤电一起参与各省的电力市场交易， 市场交易电价与当地煤电交易电价基本一致，之前也都低于核电机组的核 准上网电价。在电力市场中受益于煤电市场电价的上涨，核电也将从折价 转为溢价。

以江苏为例：根据 2021 年 12 月江苏电力交易中心公布的《2022 年江苏电 力市场年度交易结果公示》，2022 年年度交易成交均价 0.467 元/kWh，相 较于煤电基准价格 0.391 元/kWh 上浮了 19.4%。而公司在江苏的田湾 1-2 号机组、3-6 号机组核准电价分别为 0.439 元/kWh 和 0.391 元/kWh，相比 之下也出现了一定的溢价。 近年来公司市场化交易电量的占比不断加大。2020 年市场化交易的总电量 达 511.8 亿 kWh，占公司核电总上网电量的 37.1%，2021 年占比升至 38.6%。而以往公司参与市场交易度电折价约 0.03-0.07 元，预计今年的折 价将消失，并能在核准电价的基础上平均上浮 0.02 元/kWh 以上。

电价、市场化电量提升带来利润弹性。根据测算，假设江苏和浙江年市场 化交易电量为当地发改委计划值，其余省份为 2021 年实际市场化电量；假 设以 2021 年实际市场化电价为基础，全年平均分别上涨 5%、10%、15%， 则公司核电业务全年或可增厚经营利润分别为 3/7.3/10 亿元，同比 +3.7%/9.1%/12.5%。进一步，假设市场化电量分别提升 5%、10%、15%， 则经营利润可增厚的最大值可达 11.5 亿元，同比+14.4%（电价、电量均提 升 15%的条件假设下）。

2.3、长期看点1——三代核电优势发挥，小堆技术进入验证阶段

与前代相比，三代核电安全性更佳。三代核电技术是当前最先进的主流商 用核电技术，相比第一、二代核电具有更高的安全性，三代机组的反应堆 堆芯损坏概率从原先二代核电要求的 1.0×10-4／堆·年降低到 1.0×10-5／ 堆·年，大量放射性释放概率从原来的＜1.0×10-5／堆·年降低到了＜1.0×10-6 ／堆·年。我国首个采用三代核电技术的项目是浙江三门核电 1 号机组（中 国核电项目），采用的是美国开发的 AP1000 堆型，这也是 AP1000 的全球 首堆。

与前代相比，三代核电寿命延长、大修减少，经济性更佳。全生命周期利 用小时数提升超 18 万小时。二代机组使用寿命为 40-60 年，三代机组为 60-80 年，较二代机组提升 50%；检修周期也由二代机组的 12-18 个月大修 一次延长至 18-24 月，相应的检修用时也从 30-60 天缩短至 22-23 天。在仅 考虑年度大修，并假设运行寿命为 60 年，检修周期为 18 个月，检修用时 为 22 天的情况下，一台三代核电机组较二代机组的全生命周期运行时长将 增加约 251 个月，折合 18.1 万小时，增幅高达 56.6%，按照目前电价来算， 每台机组能合计额外产生 240 亿营收。

年均折旧减少 18.8%。核电运营具有显著的重资产特性，在成本构成中固 定资产折旧占比达到 39.1%。根据公司 2020 年年报数据显示，使用 M310+ 二代机组的田湾 5、6 号机组项目单机装机规模为 111.8 万千瓦，造价约合 307.9 亿元，若按 40 年生命周期计算，年均折旧为 344.2 元/kw；而使用 “华龙一号”三代机组的福清 5、6 号机组项目单机装机规模 116.6 万千瓦， 造价约合 389.6 亿元，若按 60 年生命周期计算，年均折旧 279.6 元/kw，较 二代机组年均折旧下降 18.8%。

三代机组的两条技术路径比较：与 AP1000 相比，“华龙一号”具有造价低 的优势。目前我国新建核电项目主要应用三代核电技术，主要有 AP1000 与华龙一号两种机型。AP1000 为美国西屋公司设计，商运时间稍早；而华 龙一号国产化率超 85%，是由二代机组升级而来。目前华龙一号造价在 1.6 万元/kW，与 AP10001.8 万/kwh 的造价相比有成本优势。考虑到国产化程 度更高、二代机组在国内的产业链发展已较为成熟，我们认为随着三代机 组应用规模扩大，华龙一号未来降本节奏会快于 AP1000。

除主流的三代机组外，目前我国第四代核电机组的发展也已取得重大进展。 2021 年 12 月 20 日，山东石岛湾高温气冷堆示范工程首次并网发电，这是 我国自主研发、世界首座具备四代核电性能的商用核电站。高温气冷堆具 有固有安全性好、发电效率高、多模块灵活组合等特点，在核能发电、热 电冷联产及高温工艺热等领域商业化应用前景广阔。第四代机组反应堆化学形态更加稳定，安全性能进一步提升。第四代机组 主要采用高温气冷堆技术，与前三代核电机组所使用的压水堆技术相比， 安全阈值更高。根据《我国高温气冷堆技术及产业化发展》介绍：

技术升级主要体现在燃料元件、冷却剂与慢化剂的选择与结构设计两方面： （1）燃料元件：采用碳化硅球外壳包覆燃料颗粒；（2）冷却剂：使用氦 气惰性气体替代水；（3）慢化剂：采用熔点 3000℃以上的石墨替代水； （4）结构设计：上端进料、下端卸料，无需停堆换料。安全性能提升体现在：（1）模块化小堆+石墨吸热，避免停堆后的持续升 温（福岛核电站事故原因）；（2）包覆颗粒燃料结构，固锁放射性裂变 产物，避免放射性物质泄漏；（3）可控制进料进度，不必一次性放入过 量燃料，有效控制反应。

四代机组经济性较三代机组进一步提升，具体体现在四方面： （1）机组系统简单。在保障安全性能的基础上减少安全壳与稳压器装置，且 无需压水堆机组的应急给水系统与安全注入系统。 （2）模块化建造成本低、用时短。模块化建造减少大量焊接工作，且将建造时 间压缩至 4 年。

（3）发电效率、利用小时数提升。根据《高温气冷堆核电技术产业化思考》测 算，高温气冷堆发电效率可达 42%-50%，而压水堆发电效率为 33%-35%。此外， 四代机组无需停堆换料：高温气冷堆通过堆芯上方的装料机构向堆芯装料,而在 堆芯下部的卸料机构卸料，从而实现不停堆换料。与目前三代机组相比，检修 时间缩短，全生命周期利用小时数提升。 （4）四代机组可充分利用现 9 有燃煤机组改组建造。四代机组发电系统与 60 万 kWh 燃煤机组类似，可利用燃煤机组原有设备设施建设四代核电机组，一方 面减少核电建造成本，另一方面为火电转型升级提供可能路径。

产生高温蒸汽附属品，应用于工业的前景广阔。目前压水堆三代机组在 15MPa 的压力下，将一回路中冷却水饱和温度升至 340℃来加热二回路中 的水、产生蒸汽做功发电，到冷却剂出口温度仅能达约 330 ℃，主要热能 运用范围集中在乙醇提纯，海水淡化与集中供热领域。而四代机组采用氦气+石墨+其他耐高温材料，冷却剂出口温度可以达到 950 ℃，这使得机组 产生的工业蒸汽应用范围大大扩展，其中 900-950℃的高温工艺热可应用于 大规模制氢，而 540 ℃以下的工业蒸汽可运用于化工、炼油、稠油热采等 领域，可覆盖热能市场多领域需求。

2.4、长期看点2——与可比公司相比，核电业务防御属性有望进一步凸显

与长电开发模式有不同+涉足新能源，中国核电对资本开支仍有较高要求。 从早期三峡电站运营，到 2016 年溪、向电站注入，再到近期乌、白电站注 入，长江电力规模扩张呈现数年一个阶梯的特点，且采用集团建设再注入 的独特开发模式，使其在建设期持续资本开支的压力较小，相对应的能够 维持低于核电、纯绿电运营商的资产负债率。而中国核电在投资核电新建 机组的同时涉足新能源开发，现阶段对资本开支的要求更高。

公司当前已具备一定的公用事业防御属性，每股分红及送转略高于中广核。 相比于纯绿电运营商三峡能源，无论是核电还是水电企业都因为度电运营 成本较低，在电站投产后经营活动现金流净额高出净利润较多，现金流充 沛。体现在分红方面，长江电力因其高分红而被认为是具有极强的防御属性，我们认为类似商业模式下核电企业也同样具备该属性，从 2021 年数据 来看，中国核电每股分红、送转要高于同行中广核。

美核电龙头爱克斯龙分红比例不断扩大，公司拓展新能源业务、分红比例 下滑。爱克斯龙（EXC）是美国最大的核电运营商，多年来其分红比例不 断提升，在美股 2021 年电力板块平均 27 倍 PE 估值的背景下，享受一定的 估值溢价达到 33 倍 PE；而目前中国两大核电龙头中国核电、中国广核估 值水平均在 20 倍以下，低于电力板块均值（新能源板块拉高估值均值）。 我们认为从中可以看到：美国作为全球最大的核能国，核电龙头迈入成熟 期，会自然走向高分红的方向；国内核电当前处在新的发展阶段，公司目 前随着新能源的开发影响了分红比例，但核电业务分部未来分红逐步增多 将是大势所趋、值得期待。

3、中国核电新能源开发高增量，为核电巨头进一步注入成长性

3.1、“十四五”新能源发力，装机规模上“再造”一个中国核电

公司“十四五”装机规模计划翻倍，主要增量在新能源。到 2025 年，公司 规划运行的电力装机容量达到 5600 万千瓦，而由于 2016-2018 年我国核电 审批的停滞，2023 年将面临新机组投产的一年空窗期。从增量上看，除 2024、2025 年常规核电机组并网， 主要增量就集中在新能源的装机。

公司“十四五”期间新能源装机 CAGR 为 35.6%。截至 2021 年末，公司拥 有新能源在运装机容量 887.3 万千瓦，较去年同期增长 69%，其中风电 263.5 万千瓦、光伏 623.9 万千瓦，分别增长 50%和 78.6%；拥有新能源在 建装机容量 192.2 万千瓦，包括风电 27 万千瓦和光伏 165.2 万千瓦。根据 公司的“十四五”规划目标，到 2025 年公司的在运电力装机将达到 5600 万 千瓦，而 2025 年公司核电装机预计达 2600 万千瓦，意味着新能源装机将 达到 3000 万千瓦。为达成目标，2022~2025 年公司新能源装机将年均新增 超过 500 万千瓦，2021~2025 年 CAGR 为 35.6%。由于目前低基数，预计 今年装机增速达 56%。

3.2、在手资金、土地储备、集团资源是其竞争优势

公司现金流充沛，满足新能源装机投资需求。近年来公司经营活动净现金 流增长稳健，收现比保持在 100%以上。相比于其他可再生能源，核电的经 营更加稳定，同时受燃料成本的影响也较小，随着未来公司核电新机组的 投产，经营性现金流的稳步增长是确定性较高的，这为新能源装机的快速 增加提供坚实的资金基础。“十四五”期间公司若按照每年风电 100 万千瓦、 光伏 425 万千瓦的新增装机速度，假设风电、光伏的投资成本分别为 6000、 4000 元/kW，取资本金比例为 20%，则每年为投资新能源的资本金需要 46 亿元，相比于核电开发的资本支出并不大，完全可为公司经营性净现金流 覆盖。

核电站的滩涂资源及中核集团的土地储备支撑新能源项目建设。公司核电 基地周边的滩涂地区均可用于光伏项目建设，且具备较好的日照和风场条 件（沿海）。目前中核集团已与江苏省连云港市签订了田湾 200 万千瓦滩 涂光伏示范项目的投资合作协议，拟选址于田湾核电冷却水排水口附近海 域及滩涂，占地约 42000 亩。公司其他四大核电基地的滩涂规模与田湾核 电相似，则一共可开发约 1000 万千瓦的滩涂光伏。此外，中核集团拥有约 1900km2 的可开发土地资源，且多是在西北风光资源丰富的地区，若之后 相关外送通道的建设情况良好，新能源开发具有土地储备优势。考虑到公 司目前是集团唯一新能源平台，在新能源开发方面不存在集团资源分配问 题。

（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。）