2024年中国核电研究报告：核电加速核准，风光多线布局，开启新一轮成长

1、 核电巨头高质发展，风光注入增长动能

1.1、 中核集团旗下核电运营平台，积极布局风光业务

中核集团深耕核能领域三十年，业务领域覆盖核能全产业链。中国核工业集团 有限公司（简称：中核集团）是国家核科技工业主体，是推进核能开发利用、核工 程建设、核技术应用的国家队和主力军，拥有完整的核科技工业体系，主营业务覆 盖核电、天然铀、核燃料、核电建设、核电设备、核环保、核能技术应用等。公司 是中核集团下属的发电运营平台，业务范围覆盖核能、风能、太阳能等清洁能源项 目及配套设施的开发、投资、建设、运营与管理等。

公司依托中核集团高质发展，积极布局风光业务。2015 年，中国自主三代核电 技术“华龙一号”示范工程首堆在福清核电开工建设，公司成功登陆 A 股；2020 年， 公司收购兄弟公司中核汇能，注入新能源发电业务；同年，中核集团出具避免同业 竞争的函，承诺不再从事与上市公司主营业务构成实质竞争的业务或活动。2021 年， 公司下属全球首堆华龙一号机组——福清核电 5 号机组投入商业运行。2022-2024 年， 公司下属 5 个核电项目，共计 11 台核电机组获核准。

1.2、 股权结构稳定，2024 年获社保基金战略投资 120 亿元

公司控股股东为中核集团，股权结构稳定。截至 2024 中报，公司第一大股东为 中核集团，持股比例 59.36%，实际控制人为国资委。2021 年报至 2024 中报，公司 前十大股东持股比例变化较小，股权结构稳定，利于公司长期战略发展。 2024 年 8 月，公司拟向中核集团与社保基金会发行股票募集 140 亿元用于辽宁 徐大堡、福建漳州、江苏田湾核电项目建设；其中，中核集团拟认购金额为 20 亿元， 社保基金会拟认购金额为 120 亿元；本次发行完成后，社保基金会持有公司的股份 预计超过 5%。

1.3、 经营业绩拾级而上，盈利能力稳中有升

公司经营业绩持续增长。2023 年，公司实现营业收入 749.57 亿元，同比增长 5.2%； 实现归母净利润 106.24 亿元，同比增长 17.9%。2018-2023 年公司营业收入复合增速 为 13.8%，归母净利润复合增速为 17.5%。

公司盈利能力稳中有进，费用管控合理。2023 年公司毛利率 44.6%，同比承压 1.0pct；净利率 25.9%，同比优化 3.0pct；摊薄 ROE 为 11.7%，同比优化 1.5pct；期 间费用率 16.8%，同比优化 3.1pct。

1.4、 做优做强核电主业，风光注入增长动能

1.4.1、 核电行业护城河较宽，公司是国内核电运营商双寡头之一

核电行业护城河较宽，国内仅四家企业拥有核电牌照。我国核电的开发和运营 长期以来由中核、中广核两家核电央企主导。在引进美国三代技术 AP1000 后，控股 山东海阳核电的中电投与具备核电工程设计技术的国家核电重组合并为国家电投， 成为第三家具备核电业主开发资质的央企。2021 年，由华能集团控股的海南昌江二 期核电项目获得核准，标志着华能集团正式获得核电运营资质，成为我国第四家具 备核电运营资质的发电企业。 公司是国内核电双寡头之一，控股核电装机容量约占四成。截至 2024Q3，我国 已商运的核电机组达 56 台，装机容量 58.22GW，其中，公司控股 25 台，装机容量 23.75GW，占比 40.8%；我国已核准在建或待建核电机组（不含国核示范工程与霞浦 示范快堆）44 台，装机容量 52.22GW；其中，公司控股的已核准在建或待建的机组 18 台，装机容量为 20.64GW，占比 39.5%。

公司拥有五大核电基地，分布在浙江、江苏、福建、海南四省。截至 2024Q3 末，公司控股在运核电机组 25 台，总装机容量 23.75GW，权益装机容量 12.55GW， 在运机组平均商运时间 11.17 年。其中，秦山一期 1 号机组于 1991 年首次并网，设 计使用寿命 30 年，2021 年获准延续运行许可 20 年至 2041 年，是国内第一台获准延 寿的核电机组；福建福清核电站 5 号、6 号机组是国内首批“华龙一号”的机组，截 至 2024Q3 末，福清 5 号机组已投入商运超过 3.5 年。

核电站建设阶段可分为 FCD 准备、土建、设备安装、调试、并网五个部分。其 中，FCD 准备阶段指核电机组获得国务院核准至核岛浇筑第一罐混凝土（FCD，The First Concrete Date）；土建施工阶段指 FCD 至主厂房穹顶吊装就位；设备安装阶段指 核核岛系统设备全面安装施工至核岛主系统具备冷态功能试验条件；调试阶段指电 厂全面联合调试；并网阶段指发电机实现与电网首次并网后的调试。截至 2024Q3， 公司控股的已核准在建或待建的机组 18 台，装机容量 20.64GW。

根据公司公告，华龙一号机组从核准至建设完成大约需要 6 年，目前多数在建/ 核准待建核电项目有望于“十五五”期间投产。截至 2024Q3，公司控股的已核准在 建或待建的机组（不含霞浦示范工程）18 台，装机容量为 20.64GW，已核准项目全 部投产后，公司控股装机容量（不含霞浦示范工程）将较目前提升 86.9%。

2015-2023 年，公司控股核电装机容量快速增长，年复合增速为 9.5%。2015 年 末，公司控股已商运核电机组 14 台，装机容量 11.51GW；2023 年末，公司控股已 商运核电机组 25 台，装机容量 23.75GW；2015-2023 年复合增速为 9.5%。根据公司 公告，2024-2028 年，公司共有 11 台在建机组拟达到商业运行条件，合计装机容量 12.63GW；若项目建设进度符合预期，2028 年末公司控股核电机组装机容量将达到 36.38GW，较 2023 年末提升 53.2%，年复合增速 8.9%。

2018-2023 年，公司控股机组运营效率持续改善，平均利用小时数逐年提升。2023 年，公司核电机组平均利用小时数 7852，同比提升 0.7%；2023 年全年，公司共完成 17 次换料大修，其中常规大修 16 次，平均工期 23.75 天，较 2022 年优化 3.4 天。

公司市场化交易电量占比逐年提高，平均上网电价保持稳中有升。2023 年，公 司市场化电量约为 880 亿千瓦时，市场化电量比例为 44.6%，同比提升 0.9 个百分点； 核电平均上网电价（税后）0.3637 元/千瓦时，较 2018 年提高 3.3%。

1.4.2、 中核集团下唯一绿电开发运营平台，风光打造第二增长曲线

2020 年，公司收购兄弟公司中核汇能，成为中核集团下唯一绿电开发运营平台。 控股股东与公司不存在同业竞争。2020 年 12 月，经公司董事会审议，同意公司向控 股股东中核集团收购其持有的中核汇能有限公司 100%股权；同日，中核集团出具了 避免同业竞争的函，承诺除重组时保留的业务外，中核集团及其附属企业将不从事 与本公司主营业务构成实质竞争的业务或活动。2021 年 1 月，中核汇能 100%股权转 让过户手续已完成，中核汇能已成为公司全资子公司。2022 年 5 月，中核汇能完成 增资扩股。截至 2024 中报，公司控股中核汇能 70%。 2020 年起，公司风光装机容量快速扩张，利用小时数不断改善。截至 2024 中 报，公司控股风电装机容量 7.56GW，光伏装机容量 14.81GW，风光装机容量合计 22.37GW，占公司发电资产总装机容量的 48.5%。2024 年上半年公司获取新能源指 标 5.78GW，其中风电 1.60GW，光伏 4.18GW；2024 年 6 月中核汇能完成哈萨克斯 坦阿拜项目的股权交割，实现海外风电项目“零”的突破。根据公司“十四五”规 划目标，新能源总装机容量将达到 30GW。2023 年，公司风电机组平均利用小时数 2097，光伏机组平均利用小时数 993，较 2020 年实现较大提升。

公司绿电业务收入已具备一定规模。2023 年，公司实现风光发电量 161.42 亿千 瓦时，占总发电量的 11.8%；实现风光售电收入 98.09 亿元，占营业总收入的 13.1%。

绿电毛利率高于核电，风光业务占比提升有望抬高公司毛利率中枢。2023 年， 公司核电、风电、光伏发电毛利率分别为 43.0%、56.5%、62.2%。整体毛利率为 44.6%， 风光业务占比提升有望抬高公司毛利率中枢。

2、 核电：电力转型的“充要条件”，核电核准有望常态化

2.1、 “华龙一号”先进技术助力核准恢复，政策托底量&价

我国已形成“华龙一号”、“国核一号”自主三代核电技术。上世纪 80 年代以来， 我国以秦山一期 30 万千瓦起步，同时吸收法国 M310 技术，研发 60 万千瓦、百万 千瓦级二代热堆核能机型，实现了标准化、批量化发展。本世纪尤其在 2011 年福岛 核事故以后，我国对标全球最高安全标准，加快推进“华龙一号”、“国和一号”自 主三代核电实现批量化发展。目前，我国热堆技术已经实现了由二代向三代的全面 跨越并走出国门，2021 年“华龙一号”全球首堆——福建福清 5 号机组以及海外首 堆——巴基斯坦卡拉奇 K-2 机组正式投入商运。截至 2024H1，世界范围内在运“华 龙一号”机组 6 台，其中国内 4 台，巴基斯坦 2 台。“国和一号”一期示范工程于 2021 年开工，规划建设 2 台“国和一号”机组，机组单机发电功率 153.4 万千瓦，设计寿 命 60 年，有望于 2024 年年内投运。 “华龙一号”具备能动安全和非能动安全系统，极端条件下依旧能够保证安全。 历史上三次重大核事故使公众对核电的安全性产生了较大的怀疑，1979 年美国三哩 岛核事故、1986 年苏联切尔诺贝利核事故和 2011 年日本福岛核事故的共同原因在于 人为操作失误和极端情况导致的能动安全系统失效，最终导致堆芯过热熔毁、放射 性物质扩散。“华龙一号”可以抵御 17 级台风、9 度地震烈度；同时，“华龙一号” 非能动安全系统能够在电站断电的极端条件下，依靠重力、温差和压缩空气等自然 力，通过蒸发、冷凝、对流、自然循环等自然过程来带走热量，防止堆芯过热熔毁。

我国自主核电技术先进性得到验证，核电核准、建设进入快车道。2011 年福岛 核事故后，国务院《核电中长期发展规划（2011-2020 年）》提出“只在沿海安排少 数经过充分论证的核电项目厂址，不安排内陆核电项目”，“十二五”期间核准 10 台 机组，“十三五”期间仅核准 8 台机组。2021 年“华龙一号”全球首堆成功投入商运， 而后政府工作报告提出“确保安全前提下积极有序发展核电”，政策发生转向。 2022-2024 年分别核准核电机组 10/10/11 台机组，其中采用“华龙一号”技术的机组 18 台；截至目前，我国在运/在建/核准待建“华龙一号”机组累计达 30 台，我国核 电建设进入快车道。

电量：政策保障核电优先消纳，保量保价与保量市价结合。2017 年，《保障核 电安全消纳暂行办法》明确核电保障性消纳的基本原则为“确保安全、优先上网、 保障电量、平衡利益”，电力供求平衡的地区核电机组按机组满发运行来安排年度计 划电量，电力过剩地区按照上一年当地发电平均利用小时数的一定倍数确定核电机 组保障利用小时数，保障外的发电量鼓励通过市场化方式消纳；2019 年，《关于规范 优先发电优先购电计划管理的通知》提出优先发电是确保核电、大型水电等清洁能 源按基荷满发和安全运行的有效方式，《关于全面放开经营性电力用户发电计划的通 知》正式将核电机组发电量纳入优先发电计划。2021 年，《清洁能源消纳情况综合监 管工作方案》提出，督促电网企业优化清洁能源并网接入和调度运行，实现清洁能 源优先上网和全额保障性收购。

电价：核电的定价机制先后历经了“一厂一价”到“标杆电价”、再到“核准价 +市场价”的转变。 核电发展初期，国家采取支持核电发展的电价模式，不论是个别定价还是经营 期定价，不论是从机组利用小时还是内部收益率（FIRR）来看，都制定了支持政策， 对促进我国核电发展起到了积极的作用。 2013 年，国家发展改革委下发《关于完善核电上网电价机制有关问题的通知》， 将核电上网电价由个别定价改为对新建核电机组实行标杆上网电价政策，并核定全 国核电标杆电价为 0.43 元/千瓦时，标志着我国核电结束了“一厂一价”的定价机制， 正式迎来标杆电价时代，核电定价机制从计划走向市场。 2015 年新一轮电力市场改革以来，核电电价市场化改革进一步深化，逐步引入 双边协商定价和市场竞价机制，对核电经济性提出更高要求。2016 年，部分核电机 组开始参与电力市场改革，上网电量划为两部分，不参与电力市场的部分继续执行 核准电价（也称计划电价），参与电力市场的部分执行市场定价。 2020 年起，煤电价格联动机制取消，定价机制由标杆上网电价改为“基准价+ 上下浮动”的市场化机制；核电、燃气发电、跨省跨区送电价格形成机制等，参考 燃煤发电标杆上网电价的，改为参考基准价。

公司核电项目集中在沿海地区。截至 2024Q3 末，公司在运、在建、核准待建核 电站分布在浙江、江苏、福建、辽宁、海南 5 省，靠近沿海负荷中心。 核电市场化电价高于核电计划电价，市场化交易占比扩大有望抬升度电收入。 根据各省电力交易中心公告，2023 年平均市场化电价均较省内核电计划上网电价上 浮 10%以上。核电机组参与市场化交易有望抬升平均上网电价。

核电大省电力需求旺盛，核电市场化电价具备支撑。2023 年，核电装机 8 省用 电量占全国总用电量的 42.47%，并且其中 5 省用电量增速高于全国用电量增速。2023 年，核电装机 8 省用电量全部高于发电量；其中，广东、山东、江苏、浙江、辽宁 5 省省内电力供需呈现较大缺口，市场化电价具备较燃煤基准价上浮的支撑。

各省核电市场化交易政策：超额盈利回收机制削弱核电电价上浮弹性。 福建：除华龙一号机组外，全部参与市场化交易。根据福建省发改委文件，2024 年福清核电 1-4 号机组、宁德核电 1-4 号机组原则上全部上网电量参与市场交易，交 易规模约 640 亿千瓦时。 浙江：核电市场化规模约 50%，2023 年新增超额回收机制。2023 年，浙江省 发改委提出对核电机组的中长期交易电量，按照双边协商交易形成的中长期合约电 价与核电机组上网电价之差的一定比例进行回收（负值置零），超额回收机制将核电 市场化电价压制在计划电价附近。 江苏：核电市场化规模逐年扩大，交易价格不设限制。根据江苏省发改委文件， 2022 至 2024 年江苏核电有限公司所属核电机组（田湾核电）全年市场交易电量由不 低于 200 亿千瓦时增长至 270 亿千瓦时左右，约占田湾核电年发电量的 50%。 辽宁：优先发电以外的上网电量全部参与市场化交易。根据辽宁省工业和信息化厅文件，2023 年辽宁红沿河核电预计上网电量 470 亿千瓦时，优先发电量 133 亿 千瓦时。 海南：核电不参与市场化交易。

公司核电上网电价整体保持稳定。根据公司公告，公司核电机组所在四省中， 福建、浙江两省 2024 年度长协电价与当地核电核准电价基本持平；江苏省长协店家 波动对公司利润影响有限；海南核电不参与市场化交易。 2024 年江苏省年度长协电价有所下降，但下降后长协均价仍高于核电计划电价， 核电参与市场化交易对上市公司有利。根据江苏省电力交易中心公告，2024 年度长 协平均电价 0.4529 元/千瓦时，较 2023 年下降 0.014 元/千瓦时，降幅 2.94%。假设 江苏田湾核电上网电量 500 亿千瓦时；2023、2024 年市场化电量（包含年度长协与 月度竞价）分别为 220、270 亿千瓦时，市场化电量占比分别为 44.0%、54.0%；田 湾核电站装机容量加权的计划上网电价 0.4064 元/千瓦时，江苏省燃煤基准价 0.3910 元/千瓦时，2023、2024 年度长协均价分别为 0.4666、0.4529 元/千瓦时，分别较燃煤 基准价上浮 19.3%、15.8%。 由于月度竞价电量较少（2023 年不超过 40 亿千瓦时，2024 年为 30 亿千瓦时）， 假设月度竞价交易电价等于年度长协电价。据测算，由于 2024 年度长协均价下滑后 仍然大幅高于计划上网电价，以市场化电价上浮 20%、市场化交易比例 45%为基准 （接近 2023 年情形），当市场化电价上浮比例下降至 15%、市场化交易比例提升至 55%时（接近 2024 年情形），公司归母净利润减少约 0.96 亿元，占 2023 年公司归母 净利润不足 1%，对公司业绩影响有限。

2.2、 核电低碳且低成本，沿海厂址储备充裕，是理想的基荷电源

核电出力稳定，年利用小时数在主力电源中最高。核电出力不受季节和气候等 因素影响，除短暂的换料大修外，能以额定功率长期稳定运行。2023 年我国发电设 备平均利用时长 3592 小时，其中核电 7670 小时，火电 4466 小时，水电 3133 小时， 风电 2225 小时，光伏发电 1218 小时。

核能全生命周期碳排放量处于较低水平，是优质的清洁电源。根据联合国政府 间气候变化专门委员会（IPCC）的数据，核电全生命周期度电二氧化碳排放当量中 位数约为 12 克，与风电接近，低于光伏和水电，远低于煤电和气电。

核电度电成本在主力电源中处于较低水平，上下游供需稳定。相较于火电，核 电行业燃料成本占度电成本比重更低，且核电上市公司均与各自集团下铀业兄弟公 司签订了燃料供应长协，燃料成本受现货铀价波动影响微弱，度电燃料成本具备刚 性；除了人员成本变动、财务成本变动等宏观风险因素外，与其余行业几乎不具备 相关性。下游来看，核电电能质量优秀且价格较低，虽然国家政策保障核电优先上 网，但与新能源保消纳有本质区别，核电和水电消纳的市场性强于政策性。

核能是重要的清洁能源，在世界能源结构中占据重要地位。根据能源研究所（EI） 的数据，2023 年世界总发电量 29924.8TWh，核电贡献 2737.7TWh，占比 9.1%；经 合组织（OECD）国家总发电量 11178.6TWh，核电贡献 1831.7TWh，占比 16.4%。

我国核电装机容量、发电量占比均低于世界平均水平。根据中国核能行业协会 数据，2023 年我国累计发电量为 89092.0 亿千瓦时，运行核电机组累计发电量为 4333.71 亿千瓦时，占全国累计发电量的 4.9%，远低于世界平均水平 9.1%和 OECD 国家平均水平 16.4%。截至 2023 年末，我国商运核电机组 55 台，装机容量 57.03GW， 仅占全国总发电装机容量的 2.0%。

三代核电相关设备国产化率超 90%，具备每年 10 台/套左右主设备制造能力。 “华龙一号”首堆设备国产化率达 88%，实现了反应堆压力容器、蒸汽发生器、堆 内构件等关键设备在内的 411 台设备的国产化；目前批量化建设阶段相关设备国产 化率已超 90%。截至 2023 年底，“国和一号”已实现整机 100%国产化能力。目前， 我国已形成每年 10 台/套左右的百万千瓦级压水堆主设备制造能力，具备同时建造 40 余台核电机组的工程施工能力。 未来十年有望保持每年开工 8-10 台百万千瓦核电机组的建设节奏。根据核能行 业协会的报告，预计到 2035 年，核能发电量在我国电力结构中的占比将达到 10%左 右，与当前全球平均水平相当，到 2060 年，核能发电量占比需达到 18%左右，与当 前 OECD 国家水平相当。“十五五”和“十六五”期间，按年度开工 8-10 台百万千 瓦机组规模预计，2030 年、2035 年我国核电装机将分别达到 1.2 亿、1.5 亿千瓦左右， 发电量分别约占全国总发电量的 7.3%、10.0%。2022-2024 年，我国已连续三年每年 核准不低于 10 台机组，未来核准节奏有望维持平稳。

沿海核电厂址储备充裕，可满足中期发展需要。根据公开资料，沿海核电厂址 广西玉林、辽宁庄河、山东辛安等多个厂址已纳规，但尚无机组核准；现有核电厂 址浙江三门、浙江金七门、广东廉江等部分已纳规机组尚未核准，沿海核电厂址储 备充裕。根据公司公告，我国核电若按照当前每年 8-10 台的核准节奏，沿海的核电 厂址尚可满足“十四五”，甚至“十五五”的发展需要。

2011 年后我国内陆核电建设暂停。2008 年前后，国家发改委相继审批通过了湖 南桃花江、湖北咸宁、江西彭泽等内陆核电项目；2011 年福岛核事故后我国内陆核 电建设暂停；根据中国核能行业协会的一份报告，截至 2021 年，上述三个核电项目 均已完成项目审批与核准所需的工作，累计投入已超过 120 亿元，具备申请项目核 准开工建设条件。 内陆核电技术上完全可行。内陆核电厂一般是通过直流冷却、冷却塔和水库等 多种方式相结合的冷却方式来带走多余的热量，对河流水流量的要求并不高。我国 内陆核电厂厂址均布局在长江流域以及其他水资源丰富的地区，并采用降低核电厂 的用水量和耗水量的水冷却方案（如二次循环冷却、空冷和中水再利用等）；采用二 次循环冷却方式的 4 台百万千瓦的核电机组，补水量需求约为 4~6 立方米每秒。中 国广核集团有限公司党委书记、董事长杨长利曾表示，全世界核电在内陆和沿海采 用相同的安全标准，我国规划的内陆核电厂址具有足够抗震裕量、抵御洪水和干旱 的能力。

世界核电选址内陆是普遍现象，内陆核电与沿海核电数量相当。根据世界核协 会（WNA）公布的数据，截至 2020 年年底，全球在运行的 441 台核电机组中，有 251 台分布在内陆，占比 57%。美国 94 台核电机组中有 74 台分布在内陆，占比 79%， 其中密西西比河流域 31 台；法国 56 台核电机组中有 36 台分布在内陆，占比 64%， 其中罗纳河沿岸14 台。另外，我国出口巴基斯坦的四台核电机组全部位于内陆地区； 位于北京的快中子实验堆和高温气冷实验堆已平稳运行多年。 核电站替换火电站热电联产具备理论和经济可行性。国内目前在运的大型压水 堆核电机组二回路蒸汽温度一般为 200～300 摄氏度，可以在发电同时满足部分中低 温热负荷需求。以高温气冷堆为代表的第四代核反应堆主蒸汽参数与常规火电超高 压机组参数基本相当，可同时承接火电厂退役后电力用户、热力用户，直接和原有 管网系统、原有出线走廊对接，无需新建电力和蒸汽输出设施，经评估和少量改造 后，火电厂现有配套设施可直接用于高温气冷堆核电站。

2.3、 新型电力系统安全稳定运行需要核电提供坚强支撑

新型电力系统安全稳定运行需要核电提供坚强支撑。随着新能源装机和发电力 占比持续提升，电力系统主体电源由连续可控的火电机组变为弱可控和强不确定的 风光机组，高比例可再生能源和高比例电力电子设备的“双高”特性日益凸显。常 规火电机组被新能源机组大规模替代导致系统转动惯量减少、电力系统保持频率和 电压稳定的能力下降。核电机组是同步发电机，具有转动惯量，能够提高系统阻尼， 为电力系统提供有效的功角稳定、电压稳定和频率稳定支撑，能够有效应对火电机 组减少带来的系统安全风险，是新型电力系统安全稳定运行的重要保障。 核电能够缓解华中地区电力供需困境。2024 年 4 月，中国核能行业协会发布《中 国核能发展报告（2024）》蓝皮书，建议优化核电布局，针对电力供应缺口问题突出 的华中省份，尽快启动核电项目建设；中国工程院院士、国家电网有限公司顾问舒 印彪指出，中国中部地区，位于能源供应的末端，水电资源已开发，在运煤电机组 多，风光资源不具备基地型开发条件，核电成为实现能源可持续供应和替代煤电的 较好选择，2030 年前后，应适时启动中部地区核电项目前期及工程建设工作，内陆核电将对保障中部省份持续增长的用电需求、优化电源结构起到重要作用。 未来核电将充当电力系统的基荷电源发挥重要作用。根据国家电投的报告，未 来风光总容量将超过 50%，但要保证工业负荷瞬态安全，电网应该具有 60%的稳定 负荷供应能力，发电量：火电（25%）、水电（15%）、核电（20%）与储能联动。未 来核电装机容量应达到 4 亿干瓦、发电量在骨干电网占比应超过 20%，预计需要持 续建设 200 台以上的大型先进压水堆，直接总投资将超过 4 万亿。

3、 风光：价格传导机制理顺有望提振绿电收益

3.1、 新能源投资成本持续下行，全国风光装机容量快速增长

新能源投资建设成本大幅下降。根据国际可再生能源机构（IRENA）的报告， 2023 年，我国陆上风电、海上风电、大型光伏电站加权平均平准化成本（Levelised Cost of Electricity, LCOE）分别为 25.97 美元/兆瓦时、70 美元/兆瓦时、35.65 美元/兆瓦时， 分别较 2010 年下降 71.1%、34.9%、89.5%。

我国新能源累计装机容量快速提升。截至 2024H1，我国风电装机容量 466.71GW， 同比增长 19.9%；光伏装机容量 713.50GW，同比增长 51.6%。2024 年上半年，我国 新增风电装机容量 25.37GW，同比增长 6.7%；新增光伏装机容量 102.48GW，同比 增长 31.3%。

3.2、 市场机制建设逐渐完善，助力打通绿电环境价值传导机制

2017 年以前，我国绿电政策重点在于建立可再生能源发电全额保障性收购机制， 促进电网落实保障性收购任务。 2019 年，《关于建立健全可再生能源电力消纳保障机制的通知》正式提出建立健 全“可再生能源电力消纳保障机制”，自 2019 年起，两部委每年印发各省级区域可 再生能源电力总量消纳、非水可再生能源电力消纳责任权重。 2020 年，山东、黑龙江、湖北、陕西、北京、重庆等地先后印发本地区“消纳 保障实施方案”，各类市场主体除了实际消纳可再生能源电量以外，还可以通过购买 其他市场主体“超额消纳量”、自愿认购绿色电力证书等方式完成消纳量。 2021 年国家能源局华北监管局出台修订的《京津冀绿色电力市场化交易规则及 配套优先调度实施细则》，北京电力交易中心出台《北京电力交易中心可再生能源电 力超额消纳量交易规则（试行），“可再生能源电力超额消纳量交易”和“绿证交易” 应运而生。 伴随着可再生能源消纳责任保障机制的建立，超额消纳量交易绿电绿证交易等 市场交易机制逐步形成，一系列举措标志着我国向着建立可再生能源电力发展和消 纳的长效机制又迈进一步。

2017 年，《关于试行可再生能源绿色电力证书核发及自愿认购交易制度的通知》 （发改能源〔2017〕132 号）提出建立可再生能源绿色电力证书自愿认购体系，试行 可再生能源绿色电力证书的核发工作，完善绿色电力证书的自愿认购规则，做好绿 色电力证书自愿认购责任分工，我国绿证机制开启试运行。风电、光伏发电企业出 售绿证后，相应电量不得再享受补贴。绿证核发对象暂限于陆上风电和集中式光伏 项目。 2019 年，《关于积极推进风电、光伏发电无补贴平价上网有关工作的通知》（发 改能源〔2019〕19 号）提出开展平价上网项目和低价上网试点项目建设，鼓励平价 上网项目和低价上网项目通过绿证交易获得合理收益补偿，促进风电、光伏发电通 过电力市场化交易无补贴发展。风光进入无补贴时代，亟待与其他支持政策衔接。 2023 年，《关于做好可再生能源绿色电力证书全覆盖工作 促进可再生能源电力 消费的通知》（发改能源〔2023〕1044 号）明确绿证适用范围，规范绿证核发，完善 绿证交易。2023 年 1044 号文，全方位提高绿证唯一性、通用性和权威性，标志着我 国进入“全面绿证”阶段。

绿电交易量迎来井喷式增长。2024 上半年，全国各电力交易中心累计组织完成 市场交易电量 28470.3 亿千瓦时，同比增长 7.4%，占全社会用电量比重为 61.1%。 其中，省内绿电交易 905.4 亿千瓦时，同比增长 324.3%。 多个省区绿电交易量实现新突破。2024 上半年，海南省内“绿电+绿证”交易 总成交电量 6.47 亿千瓦时，是去年全年绿电交易量的 7.6 倍；新疆实现绿电交易电 量 8.6 亿千瓦时，较 2023 年全年绿电交易电量增长 2 倍。 绿证核发数量快速增长。2024 年上半年，国家能源局核发绿证 4.86 亿个，同比 增长 13 倍。其中，风力发电 1.97 亿个，常规水电 1.02 亿个，太阳能发电 1.33 亿个， 生物质发电 5435 万个，其他可再生能源发电 1.65 万个。核发补贴项目绿证 1.29 亿 个，核发无补贴项目绿证 3.57 亿个。自 2017 年实施绿证制度以来，累计核发绿证约 7.07 亿个，其中风力发电 3.15 亿个、常规水电 1.02 亿个、太阳能发电 2.29 亿个、生 物质发电 6068 万个、其他可再生能源发电 2 万个。 绿证交易规模显著提升。2024 年上半年，全国参与绿证市场交易的买方企业和 个人主体 3.9 万个，同比增长 4 倍，交易绿证 1.6 亿个（其中随绿电交易绿证 7737 万个），同比增长 6 倍，其中风力发电 9539 万个，太阳能发电 6413 万个，生物质发 电 18.5 万个，市场活力有效激发。

4、 投资分析

4.1、 商业模式：核电是兼具稳定分红能力与确定成长空间的优质资产

收入=电量×电价=（装机容量×利用小时数）×电价

（1）装机容量：华龙一号先进技术助力核电核准恢复。截至 2024 年 8 月末， 公司在运装机容量 23.75GW，在建以及核准待建装机容量 20.64GW，已核准机组有 望在 2031 年之前全部投产，对应 CAGR8.1%。（2）利用小时数：核电出力不受季节 和气候等因素影响，除短暂换料大修外，能以额定功率长期稳定运行，2023 公司核 电机组平均利用小时数 7852，高于全国核电平均利用小时数 7661。（3）电量&电价： 政策保障核电优先消纳，市场化交易影响较小。市场化电价整体高于核电核准价， 核电参与市场化交易有利；部分省份的超额收益回收机制将核电市场化电价压制在 燃煤基准价附近，但仍高于核电核准价格；多数省份上网电价基本等于核准价。

成本=固定资产折旧+原材料费用+运维及其他+财务费用+其他费用

（1）燃料：与集团下铀业兄弟公司签订燃料供应长协，燃料成本受现货铀价波 动影响较小。2016-2023 年，国际现货铀价上涨 84.97%，而公司单位燃料成本下降 16.24%。（2）折旧&财务费用：远期将释放大量利润空间。二/三代机组预期寿命 60/80 年，平均折旧期限25/30年，建设贷款期限约20年；当前核电企业税前利润率约30%， 折旧和财务费用占收入约 30%，远期税前利润存在较大释放空间。同时，公司现金 流充裕，资本开支结束后资本结构有望逐渐优化；LPR 下行助力公司财务成本改善。 抛开时间价值与环境价值，就电力的能量价值而言，不同电源产生的电能并无 区别，核电清洁且廉价，是理想的基荷电源。核电出力稳定，可预测性强，具备大 规模开发潜力，是电力系统中的优质基荷电源；其次，核电生命周期碳排放量较低， 契合能源转型需求；最后，核电度电成本较火电更低，仅高于水电。并且核电和水 电行业成本中，折旧和财务费用占比较高，不考虑扩张的前提下，当下的折旧和财 务成本未来明确可逐渐衰减为零，度电成本有大幅压降空间，远期利润率可观。核 电参与市场化交易具备相当的竞争力，市场化电价高于计划电价，有益于公司综合 盈利水平提升；同时，折旧和财务成本的逐渐衰减也能够增厚企业利润的“安全垫”。

4.2、 核电成长空间可观，资本开支结束后分红比例有望看齐长江电力

2022-2024 连续三年高核准打开核电行业未来 5-10 年期成长空间。2021 年“华 龙一号”首堆投入商运，自主核电技术路线先进性得到验证。2022-2024 年国常会分 别核准核电机组 10/10/11 台，其中采用“华龙一号”技术的机组 18 台。截至 2024Q3， 公司控股的在运核电机组 25 台，总装机容量 23.75GW，已核准在建或待建的机组（不 含霞浦示范工程）18 台，装机容量为 20.64GW，核电项目从核准到建成大约需要 7 年，当前已核准项目全部建成投产后，公司控股装机容量将较目前提升 86.9%。 2027 年前后，公司控股在建核电机组将迎来密集投产。2024-2029 年，公司共 有 11 台在建机组拟达到商业运行条件，合计装机容量 15.14GW；若项目建设进度符 合预期，2029 年末公司核电装机容量将较 2023 年末提升 63.7%，复合增速 8.6%。

公司现金流充沛，资本开支周期结束股利支付率有望看齐长江电力。根据公司 2023 年度利润分配方案，公司拟派发现金红利 36.82 亿元，每股股利 0.195 元，股利 支付率为 34.7%。2016-2023 年，公司现金分红金额逐年增长，CAGR 为 11.6%。长 江电力承诺 2021-2025 股利支付率不低于 70%。核电商业模式与水电类似，建设期 资本开支较高，建成后现金流充沛。当公司资本开支周期结束后，公司经营性现金 流较为充沛且高于净利润，公司分红比率有望逐渐看齐长江电力。

4.3、 折旧到期、建设期贷款偿还完毕后将释放大量利润空间

公司折旧政策保守，折旧年限远远低于电站实际使用年限。根据公司公告，核 电固定资产综合平均折旧年限为 25-30 年，建设期贷款期限 20 年左右，而二代、三 代核电设计寿命分别为 40 年、60 年，且存在到期延寿 20 年左右的预期，核电实际 运营时间远远超过可衰减成本的递减时间。 折旧和财务费用占据上市公司大量利润空间。拆解 2023 年公司电力业务收入， 折旧和财务费用占电力业务收入的 31.9%，原材料费用占 12.6%，税前利润率为 31.0%。 针对当前已投运的机组，在折旧到期、建设期贷款偿还完毕后，上市公司利润有较 大释放空间，届时公司税前利润率有望超 50%。

（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。）