2023年中国核电研究报告 基荷之重器-低碳之先锋

2023年中国核电研究报告基荷之重器_低碳之先锋一、中国核电：基荷之重器，低碳之先锋1.1历史沿革：脱胎于“国之光荣”秦山核电，完善核能绿电“双擎”布局中国核电全称“中国核能电力股份有限公司”，是中核集团下属主营核能发电及新能源发电运营的上市平台。中国核电最早可追溯到被称之为“国之光荣”的秦山核电站，实现了我国大陆核电“零的突破”。2008年，中国核电正式成立，2011年改制为股份有限公司，随后在海南、湖南桃花江、辽宁、漳州、河北等地相继成立核电项目公司，与已成立的江苏田湾核电、三门核电、福清核电交相辉映，呈现百花齐放态势。2015年，公司正式登陆A股；2021年，公司正式完成中核汇能的收购，初步完成核能发电、新能源发电并行的“双擎”布局。公司主营业务为电力生产与销售，包括核能发电与风、光等非核清洁能源发电。截至2022H1，公司控股在运核电机组25台，合计装机容量2371万千瓦，占当期我国在运核电机组装机容量总数5553万千瓦的42.70%。新能源发电方面，截至2022H1，公司合计装机容量887.33万千瓦，在建装机容量264.37万千瓦。除主营业务电力之外，凭借多年核电建设运营管理经验，公司积极开展核电相关技术服务与咨询业务，努力培育新的经济增长点。1.2股权结构：中核集团为控股股东，国务院国资委为实际控制人中核集团直接持有公司59.37%股份，股权结构长期保持稳定。截至2022年三季报，中国核工业集团直接持有公司59.37%股份，为公司控股股东。而国务院国资委持有中核集团90%股权，故国务院国资委为公司实际控制人。自2015年上市至今，公司均由中核集团控股，股权结构长期保持稳定。中核集团核能全产业链布局，强力支持公司核电运营业务发展。中核集团作为国有重要骨干企业，业务覆盖核能利用、天然铀、核燃料、核技术应用、工程建设、核环保、装备制造等核能全产业链。中核集团及其下属成员单位先后创造了我国第一颗原子弹、第一颗氢弹、第一艘核潜艇、第一座核电站、第一台自主知识产权三代核电机组、第一座快中子反应堆等多项核能领域“新中国第一”，拥有极其罕见的完整核科技工业体系，是名副其实的中国核科技开拓者。背靠中核集团强大的核工业体系，公司在核电运营领域拥有了海量资源支撑。1.3财务分析：收入体量与发电量高度相关，装机增长构成成长来源电力为公司最主要的营收及利润来源，2021年电力业务占公司总收入/毛利润的占比分别为98.13%/98.03%，故公司收入及利润体量高度相关于公司当年发电量。从占比来看，2013年至今电力板块对公司营收及毛利润的贡献均超过97.5%，是公司最重要的业务板块，反映到实际业务经营层面即当年度公司发电量的多与少决定了公司的营收水平。2015-2021年，公司的发电量由742.7亿千瓦时上升至1826.37亿千瓦时，CAGR为16.18%；同时间段公司的收入规模由262.02亿元上升至623.67亿元，CAGR为15.55%。盈利能力持续保持稳健，财务费用率处于较高水平。2021年公司销售毛利率/销售净利率水平分别为44.19%/22.54%，相较往年变化幅度较小，持续保持稳健，这主要得益于核电商业模式中量、价及成本的相对稳定性。此外公司三大费用中财务费用率较高，2021年为11.02%，主要原因为核电行业为典型的重资产行业，单位装机投资额较大，公司核电机组规模扩张的同时伴随相应的融资成本。核电商业模式贡献现金能力卓越，公司经营性现金流水平屡创新高。类似于水电，核电在进入运营期后由于前期建设中大量的资金投入使得折旧构成主要成本，故现金创造能力卓越，是类似于水电一样的“现金奶牛”。2021年公司收现比高达106.42%，自上市以来持续维持在100%以上，净利润现金含量高达442.99%。得益于卓越的现金创造能力，公司经营性净现金流屡创新高，2021年达356.08亿元，期末现金及等价物余额达124.67亿元。加权ROE整体保持稳定，杜邦分析视角下总资产周转率得到提高。2021年公司加权平均净资产收益率为12.04%，与2015年上市时12.70%基本一致，整体保持稳定。但从杜邦分析视角下出发，公司销售净利率整体保持平稳，总资产周转率得到提高，权益乘数减少。这说明公司的经营效率正逐步改善，且依赖杠杆作用的程度越来越低。2021年公司资产负债率为69.42%，较2013年时接近80%的资产负债率有较大改善。上市以来分红率维持在35%以上，每股股利持续提高，另添类债资产属性。自2015年上市以来公司历年实际股利支付率均维持在35%以上，合计实现现金分红总额137.20亿元，每股股利由2015年的0.09元/股上升至2021年的0.15元/股。持续稳定的分红比例叠加逐年增长的每股股利，为公司另添类债资产属性，彰显长期投资价值。1.4战略规划：明确发展目标，世界一流清洁能源运营商雏形可见公司已形成核能发电、新能源发电“双擎”驱动，目标2050年成长为具有全球竞争力的世界一流清洁能源服务商。2021年，公司完成对中核集团体内新能源发电开发平台中核汇能的收购，正式形成“核能发电+新能源发电”的“双擎”驱动格局。在年报中，公司明确短（“十四五”期间）、中（2035年）、长（2050年）期发展目标，着力于低碳绿色能源发展，为公司2050年成长为具有全球竞争力的世界一流清洁能源服务商打下坚实基础。二、核电：商业模式可谓类债标杆，机组持续投产带来成长2.1类债资产的重新定义：本质在于资产端的现金流回报类似于债券与市场普遍将高股息资产定义为类债资产的观点不同，我们认为类债资产的本质在于资产端的现金流回报类似于债券，即在建设期一次性高投入（类似于购买债券时发生的本金投入），在运营期具有较稳定的现金流回报（类似于债券的利息收入或本息收入），而该资产在全生命周期的内部收益率（IRR）则类似于债券的到期收益率（YTM）。因此类债资产往往呈现运营阶段收入较稳定、现金成本占比较低的特性。收入的稳定来自于该资产具有较稳定的产品定价模式，表现为：（1）政府定价型，例如电力行业的基准价格；（2）政府调控定价型，例如供给侧改革之后的煤炭长协价；（3）市场公允型，例如商业地产租金收入。类债资产在运营期现金流和净利润趋于稳定，而由于折旧占成本比重较高经营性净现金流往往高于净利润，净利润又会在折旧摊销结束后实现跃升。已经处在成熟期的类债资产规模相对较稳定，增速较低，稳定的现金流带来现阶段较高的分红率，我们归类为当前高分红类债资产，典型的代表如流域内规划装机投产完毕的水电公司；而尚处在成长期的类债资产表现为当前整体运营规模仍保有增速，单项目经营期的现金流汇报往往会用于新项目建设的再投资，事实上类似于一系列不同投入期的债券组合，财务表现为现阶段的增长和未来的高分红率，我们归类为未来高分红资产。类债资产的本质为现金流特征符合建设期一次性高投入（重资产），且运营期内现金流回报稳定（收入稳定且现金成本占比低）。我们用（固定资产+在建工程+无形资产）/总资产来衡量中国核电的重资产程度，用经营性净现金流和净利润现金含量来衡量中国核电的现金流表现。2021年，中国核电（固定资产+在建工程+无形资产）占总资产的比重高达80.85%，自上市以来持续保持在80%以上；经营性净现金流高达356.08亿元，净利润现金含量高达442.99%。从基本的指标判别来看，中国核电符合类债资产特征。2.2核电商业模式：四阶段发展类似水电，测算全投资IRR=7.1%我们在2019年3月4日发布的研究报告《水电行业深度报告：国之重器，宁静致远》中，将水电项目的全生命周期分为四阶段，其中第一阶段为投建期，二-四阶段为现金流特征各不相同的运营期。我们构建了单个百万千瓦核电机组的全生命周期运行模型发现，与水电项目类似，单核电项目全生命周期可划分为相同的四个阶段：投建期：资金需求量大，典型重资产模式。以当前我国主流三代核电机组“华龙一号”为例，单千瓦装机成本约2万元。此阶段项目只有投资现金流的大量流出，在建工程不断增长，而无营业收入。运营阶段一（还本付息期+折旧）：由于重资产属性，核电项目在进入运营期后通常折旧占总营业成本的约30%，其余成本主要以财务费用（占比约20%）、燃料（占比约15%）、运维（占比约10%）、人员及其他（占比约25%）构成。由于折旧为非付现成本，故一旦进入运营期核电可产生大量现金流，一方面用于偿还债务本金，另一方面结余现金支撑运营阶段二（稳定低利息支出+折旧）：当项目的有息负债率达到目标值之后，项目经营所产生的现金将不再继续大量偿债，利息支出将维持较低水平。同时运营仍会产生大量现金流入。运营阶段三（稳定低利息支出+折旧完成）：通常核电项目的综合折旧年限约30年，而实际可使用寿命达40年以上。故完成折旧后，利润将实现大幅跃升（同时经营现金流因税盾消失有所降低），并仍然维持高现金流流入、高分红、低负债率的特点。我国核电项目的收入拆分简式：上网电量、上网电价及增值税退税共同作用我国核电项目收入由营业收入和营业外收入两部分组成。（1）营业收入=上网电量*上网电价：核电项目的营业收入可简单理解为上网电量和上网电价的乘数。其中上网电量等于发电量扣除厂用电及损耗，发电量由装机容量和设备利用小时数决定；对于单个核电项目来说装机容量、设备利用小时数正常情况下均保持稳定。上网电价由计划内保障标杆上网电价和市场化交易电价两部分决定。（2）营业外收入：主要是增值税退税收入。我国核电项目实行增值税先征后退政策，返还比例分三阶段逐级递减，具体为正式商运次月起5年内退还75%、6-10年退还70%、11-15年退还55%、15年后不退还。其中增值税退税款专项用于还本付息，不征收所得税。折旧和财务费用占至核电项目总营业成本的50%以上，建造期装机成本及融资成本将对核电项目运营期时营业成本产生影响。核电项目的主要成本由折旧（占总营业成本约30%）、财务费用（占比约20%）、燃料（占比约15%）、运维（占比约10%）、人员及其他（占比约25%）构成。其中折旧费用由建造期时装机成本及折旧年限决定，财务费用主要受装机成本、融资能力、盈利能力等决定。区别于部分国内大型水电基地已基本结束机组投产期，我国核电机组正处于“积极安全有序”发展阶段，可归类为类债资产中“未来高分红”的资产。当前国内部分大型水电基地此轮机组投产期已基本接近完成，如长江干流已完成葛洲坝、三峡、溪洛渡、向家坝、乌东德、白鹤滩六座巨型水电站的投产，澜沧江干流在建待投产仅剩托巴水电站（装机容量140万千瓦，预计于2024年投产）。而核电在现阶段电力结构调整的过程中充当基荷电源的意义越来越凸显，从政策引导上看，2021年3月李克强总理在《政府工作报告》中指出要“积极安全有序发展核电”；2023年2月，国家发改委在《求是》上发表署名文章，其中表示要“积极推动核电建设”。从核准结果来看，2021年全年国常会核准5台核电机组，2022年全年国常会核准10台核电机组，我国核电机组有望继续按照每年8-10台的核准节奏稳步推进，“积极”发展正在兑现。2.3中国核电：2024年起进入稳定投产周期，项目运营边际改善截至2022年中报，中国核电控股在运机组25台，合计装机容量2371万千瓦；控股在建机组7台，合计装机容量1012.90万千瓦；控股核准机组2台，合计装机容量242.40万千瓦。中国核电控股在运核电机组分别由下属子公司秦山一核、秦山二核、秦山三核、方家山核电、田湾核电、福清核电、海南核电、三门核电运营，另有漳州核电、海南核电、田湾核电、徐大堡核电、三门核电在建及核准机组。截至2022年中报，中国核电控股在运机组装机容量达2371万千瓦，占当期全国核电装机容量的42.70%，是我国核电运营行业的半壁江山。2.3.1在建核电项目转固周期已至，规划2024年起每年拥有核电机组投产截至2023年2月，中国核电在漳州核电、海南核电、田湾核电、徐大堡核电和三门核电拥有9台核准在建核电机组，合计装机容量1012.90万千瓦；2022年国常会新核准漳州核电二期工程两台机组，合计装机容量242.20万千瓦，目前正在稳妥有序推进开工前各项准备工作。从核电机组装机容量上来看，一方面在建9台核电机组预计自2024年起、至2028年前全部建成投产，未来增长的确定性较强；另一方面今后我国预计每年将核准8-10台核电机组，作为中国核电运营行业半壁江山，公司未来成长性得到保障。根据中国核电2022年中报，公司正在开展前期准备工作的核电机组超过10台，满足国家核电发展规划需求。在建工程转固进程加速，公司总资产体量稳步增长。核电机组的设计工期通常为5年，但因缺乏经验、设计变更、耗时检测、许可变更等因素，实际建设周期通常约5-10年。我国核电机组审批工作于2019年重新启动，经过连续建设后公司在建核电机组正逐步迎来投产，在建工程逐步进入转固周期。截至2022年中报，公司在建工程721.71亿元，相较2019年降低12.93%；固定资产2658.49亿元，相较2019年增加29.69%。公司已迎来在建核电机组转固周期，总资产体量实现稳步增长。2.3.2设备降低建设成本，控制铀矿降低燃料成本据中国核电2021年年报，公司2021年主要的成本项分别为折旧、燃料及其他原材料、运行维护费用、人员费用和其他成本。其中折旧占比39.10%，燃料及其他原材料占比21.10%，构成公司最主要的成本来源。折旧成本与前期核电项目高昂的建设费用相关；燃料方面，我国铀资源对外依赖度较高，2021年达80.29%。设备国产化率的提高带动核电建设成本降低，进而降低运营期时的折旧费用。以我国早期引进的M310机组为例，初期大亚湾核电从法国引进M310时发电成本为332.25元/兆瓦时；岭澳一期核电使用的M310国产化率达30%，发电成本降至290.53元/兆瓦时；进一步测算国产化率达到50%、70%时发电成本分别为253.72元/兆瓦时、211.15元兆瓦时。从中国核电三代核电项目投资额来看，“华龙1号”首堆和第三堆福清核电5号机组、6号机组国产化率不低于85%，总投资额385亿元，对应单位投资额16580.53元/千瓦。同样采用“华龙1号”的漳州3号、4号机组预计国产化率进一步提高，总投资额400亿元，对应单位投资额16501.65元/千瓦。母公司中核集团收购罗辛铀矿，直通上游资源有望降低综合燃料成本。2019年7月，中核集团向力拓集团收购世界第四大产能铀矿罗辛铀矿，以68.62%的股权实现对其控股。2021年，全球天然铀产量达4.83万吨，其中中核集团产量3562吨，占比7%；下属罗辛铀矿产量2444吨，占比5%。由于我国属于贫铀国家，对外控股重要矿山一方面加强国内铀资源战略储备，另一方面也可利好核电运营，有望降低公司综合采购成本。2.3.3市场化电价引入带来盈利空间提升可能对核电运营的收入进行拆解，核心的变量仍为电价。核电收入简式可拆分为：营业收入=上网电价*上网电量=上网电价*装机容量*设备利用小时数*（1-厂用电率）。其中，装机容量在项目建设初期已经确定，设备利用小时数和厂用电率在多年稳定运行后也可达到稳态，故电价的波动将对核电收入产生影响。从定价机制的演化来看，2015年核电市场化电价的逐步引入和2021年市场化交易电价浮动区间上调给予了核电盈利一定弹性：（1）2013年以前：“一厂一价”。出于在发展初期对行业的鼓励和保护，我国对2013年以前开始商运的核电机组实行分别定价，上网电价由核电项目造价核算而出，核电企业建设控制成本的积极性较弱；（2）2013年7月：标杆上网电价，对标煤电“两价取其低”。在国家发改委《关于完善上网电价机制有关问题的通知中》明确提出对新建核电机组实行标杆上网电价政策，核定全国核电标杆上网电价为每千瓦时0.43元。若全国核电标杆上网电价高于核电机组所在地燃煤机组标杆上网电价（含脱硫、脱硝加价）的地区，新建核电机组投产后执行当地燃煤机组标杆上网电价。而对全国核电标杆上网电价低于核电机组所在地燃煤机组标杆上网电价的地区，承担核电技术引进、自主创新、重大专项设备国产化任务的首台或首批核电机组或示范工程，其上网电价可在全国核电标杆电价基础上适当提高；（3）2015年-2017年：逐步引入市场化电价。2015年发布的《关于进一步深化电力体制改革的若干意见》中提出减持市场化改革，形成适应市场要求的电价机制，激发企业活力。此后国家发改委、国家能源局指出“新核准的核电等机组除根据相关政策安排一定优先发电计划外，应积极参与电力市场交易”。2017年，国家发改委、国家能源局进一步明确“在市场上条件允许的情况下，省级政府电力主管部门按照国家规定的原则确定本地区核电机组优先发电权计划，核电优先发电权计划由电网消纳企业保障性收购”。（4）2021年起：市场价浮动区域上调带来进一步带来业绩弹性。2019年发布的《关于深化燃煤发电上网电价形成机制改革的指导意见》建立了煤电上网电价“基准价+上下浮动”的形成机制，其中浮动范围为上浮不超过10%、下浮不超过15%。2021年受国内煤价高企且需火电稳定出力影响，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》，指出全部燃煤发电原则上全部进入电力市场，通过“基准价+上下浮动”机制形成上网电价，同时将上下浮动区间拓展至20%。这使得参与市场化交易的核电盈利空间有进一步提升的可能。从中国核电在运机组所在省份来看，浙江、江苏、福建、海南燃煤基准电价顶格上浮后较核电机组计划内上网电价有15%左右的溢价。各省电力交易中心在当年年初发布年度核电市场化交易计划，其中浙江、江苏近两年核电市场化交易占比达到50%，福建、海南较低。随着电力市场化改革的推进，叠加我国电力供应整体偏紧、煤电电价上浮预计持续，预计公司核电机组参与市场化交易的数量及价格均将稳步抬升，从而创造一定业绩弹性。三、新能源发电：独享集团资源，风光发展加速3.1完成收购中核汇能，深度契合我国能源结构调整方向深度契合我国能源结构调整方向，战略布局新能源发电板块。中国核电在发展核能发电主业的同时，对风、光等新能源发电亦进行了战略布局，“双擎”驱动路径逐渐明确。2021年，公司完成母公司旗下新能源发电发展平台中核汇能的收购，实现在新能源发电板块的关键布局。截至2022年中报，公司新能源在运装机容量达8