电力事业专题报告：低碳高效的基荷电源积极发展核电逐步兑现

电力事业专题报告：低碳高效的基荷电源，积极发展核电逐步兑现1、政策首提“积极”发展，碳中和背景下核电迎来机遇期1.1、十四五期间，核电开启积极有序发展的新阶段十三五期间核电行业波折中发展，实际装机量未达原定目标。我国自

1974

年开

启核电站的探索，1993

年首座商业核电站-大亚湾一号机组并网发电，此后核电进

入适度发展的阶段。根据《核电中长期发展规划（2011-2020

年）》以及《电力发

展“十三五规划”》，均设定了“十三五”期间核电开工

3000

万千瓦以上、2020

年装机达到

5800

万千瓦的目标。然而，截至

2020

年底我国实际在运核电装机容

量为

5103

万千瓦，未达成十三五规划目标。2016-2018

年，三年核电项目零审批，

行业发展一度陷入停滞期。同时，早在

2014

年《能源发展战略行动计划（2014-2020

年）》中已经开始研究论证的内陆核电建设，至今仍未开启。核电进入积极有序发展新阶段，2021H新开工

5

台机组。2019

年，核电审批重启

获得官方确认。到

2025

年中国在运核电装机达到

7000

万千瓦，

在建核电装机达到

3000

万千瓦；到

2035

年在运和在建核电装机容量合计将达到

2

亿千瓦；核电建设有望按照每年

6

至

8

台机组稳步推进。2021

年上半年，我国

已新开工

5

台机组（包括昌江核电站

3

号机组，田湾核电站

7、8

号机组，徐大堡

核电站

3、4

号机组），积极有序发展的政策正在逐步兑现。1.2、沿海核电规模稳步增长，在建机组

2025-2026

年迎投产高峰十三五期间，我国核电装机容量和在运机组数量稳步增长。截至

2021H1，我国核

电装机容量达到

5327

万千瓦，同比增长

4.41%，在运核电机组达到

51

台。2021

年

上半年，全国共有

2

台核电机组首次装料，田湾核电站

6

号机组（1118MWe）于

5

月

11

日首次并网，红沿河核电厂

5

号机组（1119MWe）于

6

月

25

日首次并网。核电发电量

2021H增速明显回升，利用小时数延续提升趋势。2020

年核电发电

量

3662.43

亿千瓦时，同比增长

5.02%，增速放缓；2020

年核电平均利用小时数

达

7453

小时，同比继续提升。2021

年上半年，核电发电量

1950.90

亿千瓦时，同

比增长

13.70%，增速明显回升；同时设备利用小时数达到

3805

小时（年化后为7610

小时），设备利用小时数自

2016

年以来持续提升。核燃料：核燃料主要成本为铀。因须获政府许可，国内仅中核集团和中广核

集团具备资格从事铀矿开采进出口业务。且因高科技核燃料元件研制与国家

安全挂钩，该领域由中核集团垄断，核燃料元件企业议价能力极强。1.3、从设备到运营，核电产业链景气度回暖受益于核电积极发展的逐步兑现，核电全产业链的景气度有望回暖。核电产业链

及主要标的：1）上游：核燃料、核电设备与核电建设核燃料：核燃料主要成本为铀。因须获政府许可，国内仅中核集团和中广核

集团具备资格从事铀矿开采进出口业务。且因高科技核燃料元件研制与国家

安全挂钩，该领域由中核集团垄断，核燃料元件企业议价能力极强。核电设备：核心市场以国企为主，民营企业活跃于细分板块。核设备技术门

槛较高且涉及公共安全问题，受政府严格管控，民营企业获取资质难度大。

当前中国核电研发技术快速发展，预计核电国产化程度稳步提升。核电建设：中核建在核电建设市场具有绝对优势，在核岛建设领域一家独大。2）中游：核电运营核电运营：牌照壁垒，当前仅有四家企业（中核、中广核、国电投、华能）

拥有核电运营牌照，而中核与中广核两大龙头占据主要市场份额。核电站前

期投资规模大、建设期较长，运营期间固定资产折旧费用高，核燃料成本占

比较大。3）下游：乏燃料后处理、检修维护乏燃料后处理：国内尚未形成完整的乏燃料处理工业体系，目前乏燃料处置

仍以贮存为主，乏燃料后处理厂正在规划实施中。检测维护：主要由核电建设公司业务延伸而来。2、运营期稳健现金牛，利用小时数优势可作为优质基荷电源2.1、商业模式：重资产模式+运营期现金牛建设期：工期长，投资额大核电站的设计工期通常为

5

年，而实际建设周期约在

5-10

年。因缺乏施工经验，

设计变更，耗时检测等原因，中国核电机组普遍存在首堆拖期问题，导致建设期

利息费用增长、发电成本提高。而批量化生产有利于核电机组建设周期缩短、成

本下降。实现批量化建设之后，M310/CPR等同机型系列建设周期可逐渐稳定在

5

年左右。不同代次的核电机组建设成本不同，建筑成本分类构成存在略微差别。三代核电

技术提高了发电效率和单机组容量，且更关注设备安全，建设成本较二代+有所提

高，在

AP1000

基础上自主研发的三代核电技术

CAP1000

的建设成本为

14000

元

/kW，华龙一号建设成本达

17390

元/kW。受益于国产化研发替代，批量化建设后

有望降低建设成本。国产研发替代有利于降低核电建造成本。我国核电机组国产化程度逐步提高，以

核级阀门研发为例，核电阀门作为机组建设中使用数量较多的介质输送控制设备，

目前已达到近

80%的国产化程度，而国产核级阀门价格仅为进口阀门的

11.5%。以

M310/CPR核电系列为例，初期从法国引进的大亚湾首批机组单位投资额较高。

经过初步国产化后，国产化率达

30%的岭澳一期单位投资额有所降低。而

CPR1000核电机组技术基于

M310

进行了进一步的国产化创新，通过比较

M310

机组和

CPR1000

机组可得，国产化研发使同类型机组的投资成本显著下降。运营期：稳健现金牛（1）收入端：

营业收入=电价*上网电量=电价*装机容量*利用小时数*（1-厂电率）电价：

1）2013

年之前开始商运的机组分别定价，2013

年之后执行

0.43

元/千瓦时的标杆

电价、并与当地燃煤上网电价比较取其低值。

2）随着电力市场化改革推进，核电上网电价分成两部分，设计利用小时以内的电

量按照政府定价执行，以外的电量按照市场价格执行。

3）首批三代核电机组定价基本低于核电标杆电价，高于当地燃煤标杆电价。上网电量：

由于核电设备平均利用小时保持较高水平，2016

年以来核电利用小时数呈现小幅

提升趋势，核电的上网电量主要由投入运营的装机容量决定。截至

2020

年末，我国运行核电机组共

49

台，装机容量为

5102.72

万千瓦。根据《“十

四五”规划和

2035

远景目标纲要》，至

2025

年预计我国核电运行装机容量将达到

7000

万千瓦（据此计算十四五期间

CAGR为

6.53%）。（2）税收优惠：

核电企业享有增值税先征后退，高新技术企业

15%所得税税率优惠等政策。（3）成本端：

核电运营期成本=折旧（30-40%）+燃料成本（20-30%）+运维及其他（40%）核电项目前期建设投入高昂，因此固定资产折旧成本较高（占主营业务成本的

30-40%），核燃料成本次之（占主营业务成本的

20-30%）。核燃料的主要成本为铀，

自

2011

年以来铀价呈现下行趋势。全球的铀矿产出大国主要有哈萨克斯坦、澳大

利亚、纳米比亚、加拿大等国，而中国国内的铀矿资源短缺，2019

年国内产量仅

占需求量的

20%，利用海外铀矿成为中国铀矿消费的主要来源。主要途径包括：

1）通过贸易进口，2）海外直接投资矿山。2012

年

5

月，中广核完成对湖山铀矿

项目

100%股权的收购（位于非洲纳米比亚），其铀资源储量位列世界第三，2018

年达产。2019

年

7

月，中核集团向力拓集团收购罗辛铀矿（位于非洲纳米比亚），

正式控股世界第四大产能铀矿（持股

68.62%）。通过海外收购铀矿资源，我国核

电行业发展的燃料对外依存制约得以缓解。（4）现金流：

核电资产运营期可获得稳健而充裕的经营性净现金流。2020

年，中国核电的经营

性现金净流入为

311.28

亿元，是公司同期净利润的

2.84

倍；中国广核的经营性现

金净流入为

301.55

亿元，是公司同期净利润的

2.03

倍。一般核电站的经济寿命周期为

40-60

年，核电公司不同类别资产的折旧年限不一，

根据

2020

年固定资产折旧/年均固定资产原值计算，中国核电的固定资产平均折

旧年限为

25.63

年，中国广核为

31.98

年。当折旧完成而核电站资产仍在运营时，

净利润将大幅跃升。2.2、能源结构视角下的对比：核电是低碳高效的优质基荷电源碳中和背景下，能源结构加速低碳转型。2020

年

12

月的气候雄心峰会上，进一步表示到

2030

年单位

GDP的二氧化碳排放比

2005

年下降

65%以上，非化石能源占一次能源比

例达到

25%左右。对比我国近10年来的能源结构变化，非化石能源占比自2011年的10%提升至2020

年的

16%，其中核能占比从

0.7%提高至

2.2%。而从电源结构来看，核电发电量

占比从

2011

年的

1.9%提高至

2020

年的

4.9%。随着终端用能电力化叠加电源结

构调整，作为非化石能源的核电占比将继续上升。对比全球和主要国家的核能发电量占比，法国

2020

年的核电份额高达

64.53%，

位居全球第一。2020

年，全球平均的核能发电量份额为

9.52%，而我国核电占比

仅

4.9%，明显低于全球平均水平。未来在碳中和背景下，我国核电份额的提升

空间广阔。相比于其他发电方式，核电利用小时数高、度电成本较低，具有低碳、稳定、高

效的特点，适合作为优质基荷电源发展。3、竞争格局：行业高度集中于中核、中广核3.1、国内核电装机集中度高，核电出海带动新增长点核电的开发运营具有行政准入壁垒、技术壁垒、资金壁垒，呈现高度集中的行业

特征。目前国内仅中核、中广核、国电投、华能

4

家拥有核电运营牌照。截至

2020

年末，中广核集团的装机容量占比

54.42%，中国核电集团的装机容量占比

40.56%，

此外国电投装机容量占比

5.01%（按控股口径）。我国核电技术发展全球领先，“一带一路”政策下核电出海有望带动新增长潜力。

据中广核统计，“一带一路”沿岸共计划对

28

个国家进行核电出口，规划机组

126

台，合计约

1.5

亿千瓦。以三代机组平均造价

1.6

万元/千瓦预估，仅建造市场空

间已高达约

2.4

万亿元。3.2、中国核电：中核集团旗下核电龙头，新能源业务贡献新增长点中国核电是中核集团的控股子公司，原名“中核核电”，实际控制人为国务院国资

委。自

2008

年起，中核集团通过股权划转方式，将其下属

11

家核电经营企业的

股权划转给中核核电，2011年公司整体变更为股份有限公司并更名为“中国核电”，

2015

年

6

月实现上市（601985.SH）。2020

年，公司实现营业收入

522.76

亿元，同比+10.61%，近

5

年复合增速

14.81%；

实现归母净利润

59.95

亿元，同比+26.02%，近

5

年复合增速

9.66%；公司

2020

年核电发电量

1,483.36

亿千瓦时，同比增长

8.9%。公司通过电力中长期交易、省内直接交易、跨省交易、政策性直供以及电力现货

交易等多种方式争取发电份额，参与市场化的比例持续扩大。2020

年，秦山核电、

江苏核电、福清核电、三门核电以及海南核电总计完成市场化销售电量

511.84

亿

千瓦时，约占公司全年核电总上网电量的

37.06%。核电公司业绩增长的核心驱动力来自装机增长。2020

年，公司田湾

5

号机组（二

代

M310

技术）投入商运；2021

年

1

月，福清

5

号机组（三代技术，全球首台华

龙一号）投入商运；2021

年

6

月，田湾

6

号机（二代

M310

技术）投入商运。截

至

2021H，公司投入商运的控股核电机组共

24

台，总装机容量达到

2251

万千瓦，

约占全国商运核电机组的

43%；控股在建核电机组

3

台，装机容量合计

358.5

万

千瓦，其中

2021

年下半年计划投运

1

台（福清

6

号机组），2024

年和

2025

年各

有

1

台机组计划投运（漳州

1

号

2

号机组）。核电运营现金流良好，投资运营新能源贡献新的经济增长点。截至

2020

年末，

公司的新能源在运装机容量达

524.99

万千瓦（包括风电

175.69

万千瓦和光伏

349.30

万千瓦），在建项目装机容量

170.24

万千瓦（包括风电

34.00

万千瓦和光伏

136.24

万千瓦）。公司在核电运营的优质现金流基础上，进一步发展新能源运营业

务，风光装机规模快速上升，贡献新的业绩增长点。3.3、中国广核：中国广核集团旗下

A+H上市的核电龙头2014

年

3

月，中国广核集团作为主要发起人，联合广东恒健投资、中核集团出资

成立中国广核。2014

年

12

月，公司于

H股上市（HYPERLINK"/S/01816?from=sta