2022年中国核电发展现状及发展趋势分析.docx

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1、2022年中国核电发展现状及发展趋势分析1.中国核电：立足核电，发力风光背靠中核集团，发展清洁能源核电运营龙头，大力发展清洁能源。公司主营核电、风光发电，其前身中核核电 于 2008 年成立，此后中核集团将旗下核电资产（秦山、江苏、三门、福清核电等） 陆续无偿划转至中核核电。2015 年，中国核电在 A 股上市，上市以后实现业绩与 资产的快速增长。2020 年 12 月，中国核电向控股股东中核集团收购中核汇能有 限公司 100%股权，成为集团旗下唯一的新能源发展平台。截至 2021 年底，公司 核电控股装机达 2254.9 万千瓦，占全国商运核电机组 42.25%；新能源控股装机 达 887.

2、3 万千瓦，风电 263.5 万千瓦，光伏 623.8 万千瓦。截至 2021Q3，公司第一大股东中国核工业集团控股比例为 63.89%，公司实控人为 国务院国资委。对于旗下核电资产，公司控股比例在 51%-72%不等，但全额控股 新能源子公司中核汇能。背靠中核集团，全产业链协同支撑。中核集团为我国最早进行商用核电站研发、 设计、建造及运营的公司，1991 年建成的秦山一期核电站并网发电，为我国第一 台自主设计、建造的发电站。此外，中核集团具备完整的核工业体系，是国内唯 一拥有完整核燃料循环产业、能够实现闭式循环的特大型中央企业。公司与中核 集团签订天然铀/浓缩铀采购框架协议等一系列服务协议，

3、保障了公司核电 全产业链运营的高度稳定。核电现金流充沛，新能源占比提升收购新能源，公司装机迅速增长。2021 年，公司总装机容量 3142 万千瓦，同比 增长 23%。其中，核电装机 2255 万千瓦，同比增长 11.5%，占比 71.8%；新能源 装机达 887 万千瓦，同比增长 69%，占比 28.2%，较去年提升 17.6pct。2021 年， 公司核电机组增长主要由于田湾 6 号、福清 5 号机组投产，新能源装机容量大幅 增长主要得益于在建项目快速投产。从发电量来看，2021 年公司总发电量 1826 亿千瓦时，同比增长18.6%。其中，核电发电量1731亿千瓦时，同比增长增长16.7

4、%； 新能源合计发电量 95 亿千瓦时，同比增长 68.7%，占总发电量 5.2%，较 2020 年 提升 1.5pct。营收稳步增长，新能源占比不断提升。2020 年公司实现营业收入合计 523 亿元， 同比增长 13.5%；其中，核电、风电、光伏及其他业务分别实现营收 489、14、17 和 2.6 亿元，分别占比 93.6%、2.7%、3.2%、0.5%。由于 2020 年末公司通过收购 集团新能源资产实现风电、光伏的大规模并表，2020 年新能源收入占比首次提升 至 5%以上。公司自上市以来，随核电机组投产节奏稳步推进，营收和毛利润稳定增长，但归 母净利润从 2016-2019 年间趋

5、于停滞，四年间仅增长 2.76%。主要有三个原因：1） 2016-2019 年间，增值税“即征即退”返还款从 24 亿退坡至 10 亿元；2）2018 年核电机组大规模投产结束后，利息资本化金额大幅下降，使得 2018 年后财务费 用有所上升；3）2019 年三门 2 号机组小修导致产生成本的同时无收入，造成业 绩负面影响。三门机组正常运营叠加新能源并表，2020 年业绩实现大增。2020 年，公司实现 归母净利润 59.95 亿元，同比增长 30%。主要得益于三门机组正常运营和新能源 并表：三门机组正常运营后，三门核电净利润从 2019 年的-8.7 亿元提升至 14.4 亿元；收购新能源并

6、表后，新能源贡献 2020 年净利润 7.2 亿元。2021 年上半年，公司新能源平台中核汇能实现营业收入 21.9 亿元，净利润 8.3 亿元，较去年同期 2.5 亿元增长 232%，占上半年净利润 10.6%。2021 年前三季度 实现归母净利润 65.1 亿元，同比增长 32.6%，2021 年全年业绩有望延续大增势头。毛利率节节攀升，ROE 保持稳定。2020 年公司毛利率为 45%，同比上升 2.94pct； 净利率上升至 21%，同比增长 2.69pct。2016-2019 年间，公司毛利率上行、净利 率逐步下行，主要原因为增值税“即征即退”带来其他收益的逐渐下降以及财务 费用率提

7、升带来的负面影响。2020 年新能源资产的大规模注入叠加三门机组的正 常运营，使得公司毛、净利率均大幅提升。2021 年前三季度，公司大规模偿还带息负债，财务费用有所下降，从三季度表现 来看，毛、净利率上升趋势有望进一步延续。从 ROE 表现来看，2021 前三季度公 司 ROE 为 8.97%，同比下降 0.09pct。虽然公司 2020 年净利率大幅回升，但受到 公司 2020 年末定增影响，权益乘数小幅下降，部分抵消净利率回升带来的影响， 导致 ROE 小幅下降。2017-2020 年，公司除税电价保持稳定，平均值为 0.354 元/kWh；度电总成本稍 有波动，平均值为 0.274 元

8、/kWh，2019 年度电成本升高主要是由于三门 2 号机组 小修，发电量下滑导致。核燃料、折旧及摊销、运行维护、财务费用分别占度电 总成本 16%、31%、15%、11%、18%。资产负债结构稳定，大规模偿债显著降低财务费用率。2016-2019 年，公司资产 负债率保持相对稳定，缓慢下降至 74%；2020 年末，公司完成定向增发 76 亿定向 增发用于新核电机组建设，进一步降低公司资产负债率，并提高公司速动比率至 95%。财务费用端，从 2019-2021Q3，公司财务费用率持续下降：2021 年前三季度 财务费用率 11.06%，同比下降 3.21pct，主要系公司持续大规模偿还债务降

9、低利 息费用。经营性现金流稳定增长，充裕现金流保障项目建设。2020 年，公司经营性现金流、 投资性现金流以及融资现金流分别为 311、-276 及 3 亿元。虽然核电需要利用核 燃料进行发电，但由于其燃料成本仅占营业成本约 17%，核电运营折旧占据成本 的主要部分。与水电项目类似，核电运营期内现金流表现十分强劲，长期高于当 期净利润。近三年，公司投资活动现金流小幅上升，随未来新能源开发力度逐渐加大，预计 资本开支进一步上升。通过大量核电机组以及新增平价新能源项目贡献现金流， 公司可以维持高装机增速所需资本金。“十四五”发展规划核电短期集中投产释放业绩，中期保持审批进度维持远期发展。公司 20

10、21 年集 中投产共计 344 万千瓦核电装机，其中田湾 6 号及福清 6 号机组分别投产于 2021 年 6 月及 12 月，预计 2021 年部分释放机组业绩，2022 年全额释放。受我国2016-2017 年暂停核电审批影响，2023 年将成为公司核电投产空窗期；2024-2025 年分别投产 125 万千瓦装机，到“十四五”末预计公司核电控股装机达 2617 万千 瓦。公司“十四五”期间将保证核电机组审核进度维持远期发展：2021 年三季度以前 公司包揽国内全部审核核电机组共计 520.3 万千瓦。公司将在“十四五”期间抓 紧开发建设审核机组，预计集中于 2027-2028 年投产。大

11、力发展新能源，达成 30GW 装机目标。根据公司“十四五”指引，公司计划到 2025 年新能源控股装机达到 30GW，约为 2020 年末新能源装机 6 倍。公司在中核 集团享有的新能源优先并购、开发等权利将进一步保障公司保质保量完成新能源 装机规划目标，助力国家实现“双碳”目标。2.破解能源转型难题，核电迎量价齐升“双碳”目标下，核电大有可为我国能源变革过程中面临两个不可能三角形难题。自 2020 年 9 月，习总书记提出 “双碳”战略以来，我国正式迈入向绿色能源转型的时代。以风电、光伏为代表 的新能源在 2020 年后解决了经济性问题后，大规模并网的同时带来了不稳定的问 题。绿色、稳定、廉

12、价在一段时间内处于“不可能三角”状态。在构建新型电力 系统过程中，会经历化石能源投资意愿下滑和能源边际消耗加快的矛盾状态，这 一状态可能会导致能源价格上涨。火电、水电发展受限，难堪基荷能源重任。从当前我国发电来源种类来看，新能 源在绝对值及占比上都迅速提高，对电网运行调度能力提出了更高的要求。火电 作为当前我国基荷能源的主力，由于碳排放高与“双碳”目标严重相悖，发展将 受到限制；水电兼具绿色、廉价的优势，但我国水电资源开发已近上限，剩余可 开发水电资源经济性较差，增量有限。核电可大规模替代火电成为基荷能源，破解不可能三角形。“双碳”转型提高了 新能源发电在电力系统中的比重，同时也为电网运行带来

13、了压力。在水电接近开 发上限、火电不满足清洁条件的情况下，核电将挑起电力系统基荷电源的重担：1）绿色、清洁：相较火电，核电运营过程零碳排放完全符合“双碳”目标建设要 求。根据中电联 2018 年统计分析数据，火电 CO2 排放强度约为 841g/kWh，如果 按年利用 5000 小时计算，则 2*1000MW 级火电机组年 CO2 排放量可达 814 万吨。 而核电运营过程可视为零碳排放，全生命周期内碳排放仅来自建设期间的水泥、 碳钢、铜和合金钢制造的排放。据统计，与相同容量的火电机组相比，核电全生 命周期内所产生的 CO2 量还不足火电的 1%；综合成本低且稳定：考虑绿色稳定能源综合成本，核

14、电成本优势明显。火电+CCUS， 核电+后处理，风、光+储能均能共提供绿色稳定的能源。因此，我们不仅要比较 发电成本，还要比较达到绿色稳定能源的配套外部成本，火电的外部成本是碳排 放，核电的外部成本是后处理，风、光电的外部成本是储能。当前煤价较高，沿 海地区火电发电成本约为 0.43 元/千瓦时，度电排放陈本约 0.04 元/千瓦时；核 电发电成本约 0.24 元/千瓦时，乏燃料后处理、中低放废物处理处置、退役基金 等后处理费用约 0.04 元/千瓦时；风电发电成本约 0.25 元/千瓦时，20%配比储能 成本约 0.05 元/千瓦时；光伏发电成本约 0.27 元/千瓦时，20%配比储能成本约

15、 0.05 元/千瓦时。核电是绿色能源转型中仅次于水电的低成本发电方式。相较于火电，核电上游燃料成本占比低且价格波动小。中国核电燃料及其他原材 料占营业成本比值仅为 17%，较火电 60%左右的燃料成本占比极低。此外，核电燃 料所需原料为铀，近五年来国际铀价保持相对稳定。3）出力稳定：未来新能源发电将成为新型电力系统的重要组成部分，但是风、光 发电具有间歇性的特点，为保持供需两端负荷的平衡，尖峰时刻成为了“木桶最 短的那块板”。2021 年，火电、水电、风电、核电、太阳能发电设备利用小时数 分别 4448、3622、2232、7802 和 1281 小时。核电出力稳定，利用小时数远高于 其他电

16、源种类，并且可以保证尖峰时段出力。4）能量密度高：核能要比煤炭的能量密度大的多，一座百万千瓦的煤电厂每年要 消耗约 300 万吨原煤，相当于每天需要一列 40 节车厢的火车为它拉煤；而一座同 样功率的核电站每年仅需补充约 30 吨核燃料，后者仅为前者的十万分之一，一辆 重型车即可拉走。同样，能源密度高也使得核电相对于风能、太阳能等可再生能 源来说，在占地规模及能源供应安全性方面有着显著优势。大力发展核电为“双碳”转型必不可少的一环。横向对比其他发电种类，核电所 具备的清洁稳定、综合成本低以及强度高的特点，装机总量将稳健增长；从低碳 转型的大趋势而言，新能源短期内增量难以满足整体用电需求、性质上

17、无法替代 火电这一基荷能源，决定了核电在新型电力系统中占比将有所提高。同时，当前 三代核电技术已经成熟，安全性及经济性有所保障，未来具备效率进一步提升及 降本的空间。四维度详解核电优势核电项目收益未来有望多维度增长。通过对核电项目盈利模式进行分析，我们认 为在短期内，新型电力系统构建过程中可能电力能源价格普遍上涨，核电利用小 时及电价存在上浮空间；中长期来看，核电审批已经回归常态，将保证中长期装 机量稳健增长；远期来看，高效率、高安全性的三代核电项目在造价进一步下降 的情况下电价更具竞争力，在市场电价的情况下项目收益率有上升空间。从核电盈利模式看，影响核电盈利的主要因素为装机容量、利用小时、电

18、价、造 价，接下来我们从这四个维度来分析核电的优势。审批有望放开，核电装机迎来战略机遇期装机、发电占比稳定增长。我国核电在过去十年中装机容量及发电占比在稳步提 升，截至 2021 年底，我国运行核电装机容量达 5326 万千瓦，占全国装机总量的 2.3%，2021 全年发电量达 4075 亿千瓦时，占总发电量 4.9%，装机及发电占比均 稳定提升。审批有望加速，核电前景广阔。“十三五”期间受福岛核事故等影响，2016-2018 年，核电机组零核准；2019 年，核准漳州 1、2 号和太平岭 1、2 号机组，共 4 台 机组；2020 年，核准昌江 3、4 号机组和三澳核电 1、2 号机组，共

19、4 台机组；2021 年，核准田湾核电 7、8 号机组，辽宁徐大堡核电 3、4 号机组，海南昌江多用途 模块式小型堆科技示范工程项目，共 5 台机组。核电机组审批呈加速趋势。“十四五”规划及 2035 远景目标纲要重新确立核电定位，核电将处于发展战略 机遇期。中华人民共和国国民经济和社会发展第十四个五年规划和 2035 年远景 目标纲要提出安全稳妥推动沿海核电建设，积极有序推进沿海三代核电建设， 预计到 2025 年，我国核电在运装机规模将达到 7000 万千瓦左右；中国核能行业 协会预测，到 2030 年，我国核电在运装机容量将达到 1.2 亿千瓦，核电发电量占 总发电量 8%；到 2035

20、 年我国在建及在运核电装机达 2 亿千瓦，发电量占总发电 量 10%。因此，受益于核电清洁、稳定及高效的优势，我国中长期大力发展核电 的战略决心没有改变。由于核电行业的特殊性及核电技术的复杂性，存在极高的技术、行政准入壁垒。 我国经国务院正式核准的核电项目（除示范工程、研究堆外），2020 年以前均由 中广核、中国核电和国家电投三家集团公司分别或合作开发运营，其中中广核（不 含联营 42.5%；含联营达 53%）及中国核电（42.3%）装机规模合计达 90%以上， 是我国核电开发运营的两家龙头企业。除少量在建项目，核电站基本属于中国广 核及中国核电上市公司控股。国家电投相对运营电站数量及规模较

21、小。华能集团则在 2020 年取得首个控股大型 压水堆核电项目海南昌江核电二期的核准。项目于 2021 年 3 月正式开工，成为 我国“十四五”开工建设的第一个核电项目。因此国家电投及华能集团，属于具 有核电开发能力的，并参与少量项目开发，逐步发展的两家集团公司。同时核电 部分资产目前不属于上市公司体系内。因此目前来看，我国核电开发运营方面呈 现主次分明的“2+2”格局的趋势。全面迈入三代核电，大力研发四代技术。我国自主研发了华龙一号，并通过引进 消化吸收再创新了国和一号等三代核电技术，设备国产化率稳步提升。在四代核 电技术成熟可商用之前，新建核电项目都将主要应用三代核电技术。2021 年 1

22、2 月 20 日世界首座“四代核电”华能石岛湾高温气冷堆核电站达并网发电。三代核电技术成熟，造价不断下降。三代核电技术为满足更高安全标准及进一步 提升燃料提升效率，采用更高性能的设备、材料和系统设计。我国首批三代核电 三门机组（AP1000）实际单位装机投资达到 26800 元/千瓦。通过提高设备国 产化率、降低工期等手段，目前我国核电项目单位装机成本明显下降，公司田湾 5、6 号机组（华龙一号），单位装机投资已下降至 19500 元/千瓦，根据后文项 目经济性测算，资本金收益率均能达到 8.5%左右，可实现平价上网。随着三代核 电的批量生产，单位装机投资有望降至 15000 元/千瓦。四代堆

23、更安全更高效。其中，高温气冷堆固有安全性高，被称为“不会熔毁的反 应堆”。它的核燃料元件是耐高温全陶瓷包覆颗粒球形核燃料元件，最外层是石 墨层，里面是弥散在基体石墨粉中的大约 12000 个四层全陶瓷材料包覆的、直径 约 0.9 毫米的核燃料颗粒。这种燃料球在 1620高温条件下，仍能够保持完好并 有效地阻挡放射性的泄漏。而且，由于良好的温度负反馈性，即便遇到极限事故， 反应堆的堆内温度也不可能达到 1620的高温限值，避免堆芯熔化。高温多用途。 相较于压水堆主蒸汽温度 284、压力 6.8MPa，高温气冷堆主蒸汽品质更高，其 温度为 571，压力为 14.1MPa。因此，除了常规发电外，高温

24、气冷堆还可应用于 石油精炼、稠油热采、页岩油提炼、合成氨及化肥生产、乙烯和甲醇合成、海水 淡化、煤化工以及制氢等诸多领域中，市场前景广阔。满发多发，高利用率助力“双碳”“双碳”目标下，稳定清洁的核电有望实现高利用率。目前，我国对于核电机组 上网发电的态度为“满发多发”，鼓励支持核电机组原则上满负荷发电上网。2021 年，核电机组利用小时达到 7802 小时，同比提升 349 小时，恢复至 2012 年的高 效利用状态。2017 年 2 月保障核电安全消纳暂行办法提出核电优先保障顺序 安排核电机组发电。“双碳”目标下，核电“满发多发”有助于新型电力系统实 现稳定清洁的电力供应。负荷因子未达上限，

25、我国核电利用小时数仍有提升空间。2015-2016 年间出现小 幅下滑主要由于全社会用电量增速放缓及发电机组大量投产；近五年随核电利用 小时数逐渐回升，主要得益于电量增速回升。横向对比美国，我们发现中国当前 核电机组利用小时数未达上限，有进一步提升的空间。市场化电价上浮空间打开，核电将充分受益核电核准电价相对稳定。2013 年，发改委发布核关于完善核电上网电价机制有 关问题的通知，核定全国核电标杆上网电价为每千瓦时 0.43 元；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，下同） 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；全国核电标杆上 网电价

26、保持相对稳定。今后将根据核电技术进步、成本变化、电力市场供需状况变化情况对核电标杆电价进行评估并适时调整。政府放开电价上浮空间，电力市场化更进一步。2021 年以来，由于后疫情时代用 电需求的迅猛增长，叠加年初南方来水较差以及北方夏季短暂贫风，我国部分地 区一度出现限制高耗能产业用电的情况。而从根源上来说，上游煤炭供应紧张引 起煤价高企，同时上网侧电价未能实现与煤炭联动上浮，从而火电现金流亏损， 无法正常发电。2021 年 10 月 11 日，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，将燃煤发电市场交易价格浮动范围扩大为上下浮动原 则上均不超过 20%，高耗能企业市场交易电价

27、不受上浮 20%限制。电力现货价格不 受上述幅度限制。市场化电价随火电同步上浮，带动核电电价中枢上移。2022 年江苏电力交易年 度交易结果公示，总成交电量 2647 亿千瓦时，成交均价 466.69 元/千瓦时，较 基准价上浮 19.4%。其中，江苏核电年度交易电量不低于 160 亿千瓦时；绿电成 交量 9.24 亿千瓦时，成交均价 462.88 元/千瓦时。从长期来看，市场化电价有望继续上升。根据国外电力体制改革以及低碳化转型 经验来看，低碳化往往伴随着整体电价中枢的上升，由市场机制实现额外成本在 发电侧、电网侧及用户侧有效率的配置。新能源发电实现平价上网未完全考虑其 给电网调峰调频带来的

28、额外成本。我们认为，低碳转型的外部成本需要通过市场 化交易传导至终端用户，从而决定了未来电价上涨的趋势。核电具备降本空间，项目收益率有望提升核电造价及融资成本对项目收益率影响巨大。从成本构成来看，核电项目进入平 稳运营期后固定成本（容量成本）约占 68%，主要包括折旧及摊销、运维、退役 基金、财务费用；可变成本（电量成本）占 32%，主要包括燃料费用、材料与水 费以及乏燃料后处理费。占比最高的固定成本主要受项目造价及融资成本影响。根据未来建设的第三代核电项目成本特点，我们对当前核电项目经济性进行分析。由于政府锚定一定收益率区间给予各核电机组相应核准电价，通过测算我们可以 从两方面印证核电项目的

29、经济性：1）若锚定一定资本金收益率区间（8.5%-9%），则当前核电单位造价水平（19500 元/kW）对应电价区间 0.408-0.414 元/千瓦时，核电电价在当前沿海省份电力市 场交易中具备竞争性；2）若参考历史审核情况、锚定三代核电核准电价水平（以三门核电为例：0.4203 元/千瓦时），考虑一定市场化电量折价后整体电价水平 0.41 元/千瓦时情况下， 三代核电项目（19500 元/kW）收益率可达到 8.65%。以下对单千瓦第三代核电经营情况进行模型预测，主要参数如下：目前三代核电单位装机成本约 1.95 万元每千瓦，常规项目 80%来源于银行贷款的 债务，利率根据公司平均 4.1

30、%计算，等额本息偿还期限 20 年。经营方面，电价 410 元每兆瓦时，85%负荷因子对应利用小时约 7450 小时，对应 年营业收入约 2526 元。成本及费用方面，折旧以 25 年无残值，进行直线法折旧， 运维费用中乏燃料处置基金为商运后第五年开始计提，工资及福利费 2000MW 电厂 对应约 800 人，20 万/年，单位千瓦工资及福利费 80 元/KW。每一次大修费率约 造价的 1.35%，大修周期 18 个月，折算成相应年化成本。此外数据根据相关研究测算进行假设。造价下降极大将极大提升核电项目收益率。未来，随三代堆型技术的大范围推广 运用，通过优化设计、上游设备制造固化、核心组件国产

31、化率进一步及缩短工期 等手段，预计三代核电技术最终可降低至 15000 元/千瓦。在建造成本为 15000 元/千瓦的条件下，我们假设新建核电机组 7500 的利用小时数，电价水平 0.41 元/千瓦时(含税)前提下，预计项目内部收益率为 18.3%。根据测算，单位造价每 下降 1000 元/kW，在 0.41 元/kWh 电价情形下，项目资本金收益率提升 1.6pct。项目收益率对利用小时数及造价极为敏感。结合前文分析，我们认为短期内受益 于用电紧张的背景，核电在未来一段时间利用小时数将有所上升。根据测算，利 用小时数每增加 100 小时，在电价 0.41 元/千瓦时的中性假设下，资本金收益

32、率 提升 0.4pct。短期增值税退税支撑高利润率，中期缴纳乏燃料处置基金降低现金流及利润，长 期债务偿清及折旧到期分别增益现金流与项目利润率。在中性假设状态下，核电 项目在项目前五年随利息费用的逐年降低以及所得税优惠，净利率从 9.7%迅速升 至 14.3%；从第五年开始，增值税“即征即退”退坡 5%，此外按 26 元/兆瓦时征 收乏燃料处置基金，导致净利率大幅回落，随后开始缓慢回升至 19.4%；到第 15 年后，增值税优惠彻底消失且债务偿清，项目运营稳态净利率为 13.6%，单位千 瓦装机权益现金流为 1122 元；达到 25 年折旧年限后，折旧成本消失引起净利率 大幅上升至 41.3%

33、，股权现金流受所得税增加影响略微下降。目前，公司几乎全 部机组（秦山一期已计提完折旧）处于 5-20 年运营期区间，随机组折旧到期，预 计会计利润逐渐增加。税费优惠是核电项目前期保持盈利、维系现金流关键所在。由于核电项目初期投 资举债比例占总投资 70%-80%，高额债务规模带来的利息费用大额削减项目会计 利润，再加上偿还债务支出以后，项目前期现金流回流缓慢，极大制约了项目收 益率及企业再投资。针对这一性质，我国对核电项目增值税缴纳方式做出单独安排：依据机组销售额 占年度全企业销售电力总额占比乘以核电企业实缴增值税额按一定比例退税，且 增值税退税款用于还本付息，不征收企业所得税。按 13%的增

34、值税率计算，该项 增值税退税方案将在项目前五年带来约为 9.75%的营收的会计利润以及现金流的 等额增益。除此之外，核电项目可享受可再生能源发电“三免三减半”的所得税 优惠政策，以及我国部分核电机组可享受免征城建税、教育费附加的政策，都极 大缓解了项目投产初期现金流紧张、会计利润较低的情况。3.“十四五”发展第二极 新能源填补核电投产 空档“双碳”目标确立新能源核心地位1.大力发展新能源具备国家重大战略意义2020 年 9 月 22 日，习近平主席在第七十五届联合国大会一般性辩论上向世界庄 严承诺，中国将提高国家自主贡献力度，采取更加有力的政策和措施，二氧化碳 排放力争于 2030 年前达到峰

35、值，努力争取 2060 年前实现碳中和，我国“双碳” 目标正式确立。2021 年 3 月 15 日，习近平主席在中央财经委员会第九次会议强调“要构建清洁 低碳安全高效的能源体系，控制化石能源总量，着力提高利用效能，实施可再生 能源替代行动，深化电力体制改革，构建以新能源为主体的新型电力系统”。在能耗不断上升的情况下，“碳达峰”及“碳中和”的实现需要极大限制化石能 源消费，进一步提升非化石能源消费在能源消费总量的占比。目前电力是非化石 能源消费的主要方式，通过光伏制氢等手段制取氢能的技术未能实现商业化推广， 在此情况下风电、光伏等新能源发电成为未来能源消费主要来源，成为未来新型 电力系统的主体。

36、我们测算 2030 年、2060 年清洁能源发电量分别达到 5.1、12.9 万亿千瓦时。由 于水电资源禀赋所限，未来装机增长有限，核电积极稳步发展，年均装机增加 6-8GW，因此清洁能源发电快速增长主要依赖风电、光伏。我们预计 2020-2025 年，风电、光伏发电量 CAGR 分别为 16%、20%；2020-2030 年风电、光伏发电量 CAGR 分别为 12%、17%；2020-2060 年风电、光伏发电量 CAGR 分别为 6%、8%，同 期 GDP 年均复合增速预计为 3.3%左右。在此基础上，我国未来 30 年风电、光伏 新能源装机高增长具备确定性，将成为能源领域最强成长赛道。2

37、.技术提升助力成本下行 新能源实现平价上网随风电、光伏技术不断提升，2021 年我国新能源发电正式迈入平价时代。过去 15 年间，随新能源产业技术迭代的不断更新，项目装机成本显著下降，同时机组 发电效率明显提升。2018 年 9 月 13 日，从国家能源局发布关于加快推进风电、 光伏发电平价上网有关工作的通知（征求意见稿）鼓励部分新能源项目平价上 网，到 2021 年 6 月，国家发改委发布关于 2021 年新能源上网电价政策有关事 项的通知，我国陆上风电、光伏 2021 年正式迈入平价时代。2.1 风电风力发电成本持续下行。2011-2020 年，我国陆上风电平均装机成本由 1459 美元

38、/kW 下降为 1264 美元/kW，下降 13.4%；LCOE（平准化度电成本）由 0.066 美元/kWh 下降至 0.033 美元/kWh，下降 50%。全球陆上风电平均装机成本由 1962 美元/kW 下降为 1349 美元/kW，下降 31.3%；LCOE（平准化度电成本）由 0.083 美元/kWh 下降至 0.041 美元/kWh，下降 51%。整机降本空间有限，风机大型化及提升消纳能力为未来发展方向。风电整机上游 中厚板、硅铁、螺纹钢、铜、环氧树脂等重要原材料与大宗商品市场价格相关， 无进一步下降空间。目前风电降本空间在于大型化通过大直径和大容量风机 来提升整体发电效率。近年来

39、我国新增装机中大容量风机占比不断提高、平均风 轮直径显著增长，风电机组的发电效率提升进一步推动风电成本下降。2.2 光伏光伏发电成本持续下行。2011-2020 年，我国光伏发电平均装机成本由 3458 美元 /kW 下降为 651 美元/kW，下降 81%；LCOE（平准化度电成本）由 0.248 美元/kWh 下降至 0.0438 美元/kWh，下降 82%。全球光伏发电平均装机成本由 4007 美元/kW 下降为 883 美元/kW，下降 78%；LCOE（平准化度电成本）由 0.289 美元/kWh 下降至 0.0567 美元/kWh，下降 80%。度电成本降本潜力巨大，光伏将成为未来

40、发电主力。未来光伏将进一步通过上游 各环节降本以及提升组件效率两方面降低度电成本。从 IRENA 对于过去 10 年度电 成本下降来源来看，上游组件价格的整体下降带来了度电成本 46%的下降，由效 率提升所带来的能力因子提升使度电成本下降了 4%。未来，光伏组件将主要通过 进一步提升转换效率方面实现度电成本的下降。技术进步推动电池转换效率不断提升。2020 年规模化生产的 P 型单晶电池均采用 PERC 技术，平均转换效率达到 22.8%，较 2019 年提高 0.5 个百分点，先进企业转 换效率达到 23%。据中国光伏协会统计，从 2019 年起，新建的电池产线绝大部分 采用 PERC 技术

41、，并且对老旧电池产线进行技改，使得 PERC 电池片反超 BSF 电池 片，占市场总额超 65%；BSF 电池市场占比约为 31.5%。收购中核汇能实现弯道超车 “十四五”新能源高速发展能源央企将成为未来新能源运营的主要参与者，未来十年进一步提高新能源运营 市占率。“十四五”期间我国新能源项目开发建设将主要围绕两大主线展开：“大 型风光基地项目建设”以及“整县推进”的分布式新能源项目建设。对于前者而 言，项目体量较大对于资金及企业背景要求高，天然适合大型央企开发运营，尤 其是基于现有传统能源的“水风光互补清洁能源基地”以及“风光火储一体化大 基地”。而对于分布式项目而言，“整县推进”的打包式开

42、发方式从根本上解决了过去央 企分布式资源获取能力差、开发运营效率的问题。从结果上来看，目前以晶科科 技为代表的民营光伏运营企业正逐渐售卖光伏资产，转向光伏上游 EPC、组件生 产以及下游运维端，新能源发电资源进一步向大型电力央企集中。从个体项目竞配角度来看，央企在“企业能力”以及“申报电价”两大主要考察 指标上上存在明显优势：1） 低融资成本奠定项目收益率底线，保障项目申报价优势：央企凭借强有力的 集团背书能力，获取市场最低的融资成本，从而在项目电价方面实现资源竞配的 绝对优势。由于新能源运营初期大量资本开支需求，项目自有资金投入占比往往在 20%-30%，较高的杠杆比例及初期投资使得项目整体

43、收益率对于债务融资成本 变动极为敏感；2） 存量项目深厚，央企能力保障高强度资本开支：新能源运营快速增长期资本 开支强度大，以 1：1 的比例每开发 1GW 新能源发电项目，按 30%资本金投入需要 15 亿元，老牌火电企业，如华润电力、华能国际，中国电力等，或是清洁能源企 业，如中国核电、龙源电力，凭借存量机组强有力现金流可以获取更多资源。从 目前上市大型新能源发电运营商装机规划来看，发展速度将超过行业平均水平；收购中核汇能成为集团新能源运营平台，成功跻身新能源运营一线企业。2020 年 12 月 12 日，公司发布拟收购中核汇能的关联交易公告；2021 年 1 月 6 日完成过 户手续，实

44、现对集团新能源平台的全资收购。本次交易对价 21.11 亿元，对应中 核汇能净资产 14.77 亿元。截至交易公告日（2020 年 11 月底），中核汇能持有 在运新能源装机 148.2 万千瓦（风电：107.6 万千瓦，光伏：40.6 万千瓦），在 建装机 50 万千瓦。中核汇能新能源资产注入后，截至 2021H1，公司控股风电装 机 197.39 万千瓦，光伏 406.3 万千瓦，控股在建新能源项目 109 万千瓦。同期，控股集团发布了中国核工业集团有限公司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，确认了公司在集团内部旗舰新 能源运营子公司的地位，公司拥有新能源

45、项目的优先开发权、优先收购权及优先 选择权。“十四五”新能源装机规划实现大幅度增长，平滑 2023 核电投产空档。根据公 司“十四五”装机规划，到 2025 年，公司计划电力装机达到 56GW，其中以风电、 光伏为主的新能源装机达到 30GW，实现 5 倍于 2020 年末新能源装机量的增长。 由于2023年为公司核电机组投产空档期，可能造成2023-2024年业绩增长的停滞。 在引入新能源发展规划后，按装机节奏逐渐加快的方式预测公司 2022-2023 合计 分别实现 8、8GW 的增量，对应每年净利润增量约为 16 亿之间。双轮驱动下，公 司业绩将保持稳定增长。除公司背靠中核集团发电央企优

46、势外，公司在新能源领域发展方向具备两大独特 优势：1）存量核电机组可以为新能源开发输送源源不断的现金流 新能源开发投资强度大，需要稳定现金流支撑。目前市场上一线新能源运营商主 要为两类，以华能国际、华润电力、中国电力等为代表的传统火电企业转型新能 源，以及纯正新能源运营商，如三峡能源、龙源电力及大唐新能源等。对于前者， 2021 年以前庞大的火电资产支撑了公司的资本支出，在新能源初始装机量较低的情况下实现了新能源的爆发式增长。核电资产现金流极强，且稳定性高于水电资产。在考虑到可再生能源补贴拖欠情 况下，核电资产“现金牛”属性仅弱于水电，稳定性甚至高于水电，这是由于核 电项目较高的折旧占比，同时

47、铀价的相对稳定也极大地降低了未来现金流的不确 定性。从上市以来，公司现金流稳定增长，2020 年全年经营性现金流净额达到 311 亿元，过去五年复合增速达 13.86%。2） 核电产业链提供“一揽子”业务，资源获取能力强 公司可利用提供“一揽子”业务优势获取新能源项目资源。在以“整县推进”为 代表的各类分布式新能源项目开发建设中，主要通过与当地乡县政府签订合作框 架协议达成，后期需要通过竞配等方式获取资源。乡镇政府更青睐具有知名度的 央企以及能够提供“一揽子”业务的大型集团，可以带动当地整体就业和经济发 展。公司背靠中核集团，可提供核电上游产业链业务建设，充分利用集团内部多 业务协同的特点获取项目，较纯发电企业具备相对优势。