2022年中国核电发展现状及未来趋势分析.docx

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1、2022年中国核电发展现状及未来趋势分析一、国内核电运营主体之一，核电+新能源双轮驱动1.1 国内核电运营主体之一，中核集团新能源产业平台中国核电主营电力（核电与风、光发电）销售业务，控股股东为中核集团，实际控制人为国务院国资委。 中国核电是国内大型核电运营主体之一， 2021年底在运装机量22.55GW，国内市占率42%（在运装机量口径）。2020 年，核电业务收入489亿元，收入占比93.6%，是公司主要收入来源。 中核集团新能源产业平台。自2020年收购中核汇能以来，公司成为中核集团新能源产业平台，新能源业务快速发展， 2021年底，风光装机量已达8.87GW，占公司总装机量比重已提升至

2、28.2%（2018年占比仅0.9%）。2020年收入30.89亿 元，占公司收入比重5.9%。1.2 2020年业绩CAGR 9=16%，风光装机有望拉动业绩快速增长业绩快速增长。在装机量增长的拉动下，公司业绩快速增长，2021年实现收入623.7亿元，CAGR 9=15.0%；实现归母 净利润80.37亿元，CAGR 9=16.0%。预计在“十四五”风光装机持续增长以及2025年左右核电机组持续投运的拉动下，公司业绩有望继续保持快速增长。1.3 毛利率保持在44%左右，风光收入占比提升或拉动利润率提升公司毛利率稳中有升，近三年保持在44%左右，但净利率2017-2019年合计下滑4.9pc

3、t，主要是因为： I. 2017年后营业外收入下台阶：2016年，公司提前偿还俄政府贷款（2010年开始有折扣收益），锁定了俄政府贷款 的折扣收益，增加公司利润4.58亿元（计入营业外收入，占2016年净利润的10%）；其他收益主要来源于核电业务 增值税退税，其额度与公司核电机组在运数量及发电量有关。 II. 2019年财务费用率增加2pct：三门核电、田湾核电四台机组商运，利息费用全部费用化及新增可转换债利息。上述影响因素已消除，公司净利率逐渐恢复，2021年达12.9%。展望未来，在利润率更高的新能源业务收入占比有望 提升的背景下，公司利润率或呈稳中有升趋势。二、核电：量价齐升，2025年

4、起有望进入平稳投运期2.1 量：2022年公司或可新增109亿KWH上网电量2.1.1 核电行业进入发展新时期，2025年起有望进入稳定投运期核电是优质的基荷能源，具有利用小时数高、度电成本低（相较火电）、发电稳定性更强（相较风光发电）的优势。 我国核电发展仍有较大成长空间。由于我国核电起步较晚，核电相关建设周期长，我国核电发电量占总发电量比重 5.03%，低于世界平均水平8.12%（2015年值）。2019年起核电核准重启，2025年起有望进入稳定投运期。受日本福岛核电 站事故以及我国核电技术的影响，2011年以来，我国核电审批放缓。2019 年，核电重启；2021年提出“积极有序发展核电”

5、。假设核电机组建设周期为 5年，则2019年以来核准的机组有望于2025年前后投产。预计2022-2025年，我国年均有望核准7-8台机组。根据中国核能行业协会 发布的中国核能发展与展望（2021），预计到2025年、2030年我国核 电在运装机将达到7000万千瓦、1.2亿千瓦。2021年，我国核电在运装机 5465万千瓦、在建1751万千瓦，假设核电机组建设周期为5年、单台机组平 均容量为110万千瓦，则2022-2025年，我国年均需核准7-8台机组。2.1.2 2022年公司或新增109亿KWH上网电量公司是国内大型核电运营主体之一，2021年底，在运装机量市占率42%，与中广核电力共

6、同瓜分国内核电运营市场。 2021年底，公司核电装机量达22.55GW，装机量CAGR 6=11.86%。分地区来看，中国核电的核电机组主要分布在我国沿 海省市：江苏、福建、浙江和海南。短期：2021年至今，公司共新增并网3台核电机组，根据我们测算，保守假设上述机组利用小时数及机组能力因子等于 2021年行业水平， 2022年公司或可新增上网电量109亿KWH，总上网电量或达1726亿KWH，同比增长6.73%。中期： 2024年起核电机组进入稳定投运期，有望持续为公司贡献核电发电增量。若公司目前的在建机组均计划完工， 并假设上述机组投产后利用小时数及机组能力因子等于2021年行业水平，202

7、8年底公司或可新增750.2万千瓦装机量， 新增上网电量538.4亿KWH，核电总上网电量或将达2264亿千瓦时，CAGR 7=4.93%。2.2 价：市场化交易电价上涨全年或可增厚利润15-28亿2.2.1 电力市场化改革深化，电价上浮区间扩大至20%燃煤价格持续上涨。2021年以来，煤炭供应紧张背景下，煤炭价格持续处于高位，最高实现突破2500元/吨（对应的单 位燃料成本约0.9460元/千瓦时）。高企的煤价抑制了燃煤电厂的发电意愿，加剧全国电力供应紧张形势。 电力市场化改革持续深入，电价上浮区间扩大至20%。2021年10月12日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

8、通知，提出将市场交易电价的浮动范围扩大至20%；有序放开全部燃煤发电电量上网电价；有序推 动工商业用户全部进入电力市场，按照市场价格购电，取消工商业目录销售电价。 而核电同样也可参与市场化交易，享受电价上浮区间扩大的红利。2.2.2 市场化交易电价上涨全年或可增厚公司利润15-28亿根据我们测算，当市场化交易电价全年平均分别上涨5%、10%、15%时，考虑增值税率13%、所得税率15%，则公司核电 业务全年或可增厚利润15.62、21.92、28.21亿元。核心假设如下： I. 2022年市场化交易电量：江苏和浙江市场化交易电量为当地发改委计划值；福建省假设为2020年市场化交易电量； II.

9、 上网电价涨幅：除江苏省发改委规定年度市场化交易电价涨幅规定为19.4%外，其余地区及江苏省月度市场化交易电价 涨幅均假设为5%/10%/15%。三、风光：接棒发力，注入长期成长动力3.1 风电、光伏迎来发展大机遇3.1.1 政策驱动能源转型，风电光伏迎来发展机遇“双碳”目标坚如磐石，能源转型路径清晰。2020年9月习总书记提出“2030年碳达峰，2060年碳中和”发展目标；2021年 10月国务院下发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，提出2025/2030/2060年国内非 化石能源消费比重预计分别达到约20%、25%、80%以上。据Ember数据，2020年我国能源

10、消费结构中煤炭占比达63%。 光伏、风电迎来历史性发展机遇。电力部门是我国能源消费碳排放主要来源，电力行业减排效果对“双碳”目标的实现影 响重大。风电、光伏作为零碳清洁能源，2021年以来，在政策推动以及电站单位投资成本下降的背景下，风电光伏行 业迎来了历史性发展机遇。参考我国的非化石能源消费比重目标，我们预计风电累计装机规模2030年底将达8.4亿千瓦，2030年CAGR 10=11.6%； 光伏累计装机规模2030年底将达12.4亿千瓦，2030年CAGR 10=17.4%。 风光大基地的建设为风光装机量提供了强有力支撑。根据我国第一、二批风光大基地建设规划，“十四五”期间，我国大 基地风

11、光总装机量将达297GW，2030年前将达552GW，分别是2021年底风光新增合计装机量的2.9倍、1.9倍。3.1.2 风电：陆风仍有降本空间，海风步入平价时代陆上风电已进入平价时代。随着2021年以来国内大基地项目开启，风电机组大型化的趋势逐步建立，4、5MW机组开 始成为主力机型。2021年6月，金风科技4S机型风机价格已下降至2473元/kW，较2020年12月下降18.6%。机组大型化 趋势下，陆上风电未来仍有一定降本空间。 海风机组大型化进程迅速，平价时代逐步来临。海风风机大型化进程迅速推进，目前海风主力机型已经大于6MW，并 已出现16MW容量机组。同时，2022年起海风国补将

12、全面退出，年末抢装竞争激烈，部分项目中标单价大幅下降。 2021年10月，浙江680MW海风项目开标均价同比下降幅度均在30%以上，已低于平价临界点。3.1.3 光伏：硅料价格边际缓和，光伏装机压力缓解硅料价格边际缓和。2021年以来硅料价格持续上涨，国产硅料2021年底价格达235元/千克，同比大增176.5%，拉动光 伏电站投资成本大幅上升。进入2022年，硅料价格高位企稳，国产硅料价格稳定在240元/千克左右。 硅料新增产能即将落地，有望缓解光伏装机压力。目前海内外主要厂商硅料有效产能约57.3万吨，预计到2022年底可新 增产能约29.7万吨，较2021年增长约51.8%。Energy

13、Trend认为到2022Q3及Q4，硅料满足下游装机需求后或仍有余量。 硅料新增产能落地有望缓解硅料供应紧张格局，有望缓解光伏装机压力。长期产能陆续释有望将进一步缓解装机成本压力。现有多晶硅料企业扩产节奏加快。据隆基股份招股书，2020年全球多 晶硅产能约60万吨，据不完全统计，目前行业在建以及拟建多晶硅产能超过200万吨。随着上述新增产能的陆续释放， 多晶硅料市场供需将得到根本性改善，硅料价格将有望延续回落趋势。 长期来看，光伏产业链各环节仍有成本下降空间。光伏产业仍处于快速变革期，我国已拥有全球前沿完备的光伏产业链 ，产业链各环节成本仍有望继续下降，电池转换效率有望进一步提升，带动光伏电站

14、投资成本降低，度电成本下降。3.2 预计公司2025年风光收入152亿元，CAGR 5=37.6%3.2.1 预计公司2022-2025年风光年均新增并网量或达5-6GW收购中核汇能，公司新能源业务迎来跨越式发展。2020年，中国核电收购中核集团旗下的中核汇能，完成了对新能源产 业的关键布局，成为了中核集团新能源产业化平台。2021年底公司风光合计装机量已达8.87GW，是2018年的54倍；发 电量是2018年的161倍。 根据2020年年报，公司2025年运行电力装机容量计划达到56GW。假设2022-2025年期间，公司核电机组新增并网福清 六号（已并网）、漳州1号机组（计划2024年完

15、工）、漳州2号机组（计划2025年完工），则2025年底，公司核电在运 机组将达26GW，风光在运装机容量将达30GW，2022-2025年将新增并网21GW，年均新增5.2GW。3.2.2 预计公司“十四五”风电光伏项目总投资额约1100亿元根据公司2022-2025年将新增并网21GW风光装机量的测算值，假设新增风电和光伏装机量比例等于2021年，为1:3，则 将新增风电装机约5.2GW，光伏装机约15.7GW。若“十四五”期间完成30GW装机规模，预计总投资将达1100亿元。考虑 20%的资本金，则公司需投入自有资金220亿元。3.2.3 预计公司2025年风光收入152亿元，CAGR 5=37.6%根据公司 2025 年底达到约30GW的新能源在运装机量，我们测算得，2025年公司新增发电业务将实现收入106亿元。若公司 2025 年底达到约30GW的控股新能源装机量，我们测算得，2025年公司新能源业务将实现收入152亿元，CAGR 5=37.6%，占公司2021年总收入的24.4%。报告节选：