中國核電研究報告：電價受益市場環(huán)境變化-新能源為擴張賦新能

中國核電研究報告：電價受益市場環(huán)境變化_新能源為擴張賦新能

國內核電行業(yè)龍頭，正積極布局新能源

公司于2008年1月成立，中核集團自2008年起陸續(xù)通過股權劃轉方式將11家下屬核電經營企業(yè)股權劃轉至公司；2011年，公司變更為股份有限公司；2015年公司成功在上交所上市。截至2020年底，大股東中核集團合計持有公司64.11%股份，公司實際控制人為國務院國資委。目前公司主營業(yè)務涵蓋核電項目及配套設施的開發(fā)、投資、建設、運營與管理以及清潔能源項目的投資、開發(fā)等領域，公司盈利主要來源于核電與風光的銷售業(yè)務以及技術服務等。

從核電裝機規(guī)?？矗灸壳盀閲鴥鹊诙?，世界第四大核電公司，截至2021年9月30日，公司控股投產核電機組共24臺，裝機容量2,250.9萬千瓦，占全國總裝機42.3%，在建核電機組6臺，裝機容量625.8萬千瓦，公司核電機組大部分位于經濟發(fā)達的浙江、江蘇、福建等沿海省份。公司具有多年核電工程建設管理實踐經驗，公司建設的秦山核電是中國第一臺自主研究、設計、建設、管理的核電機組，被稱為“國之光榮”。

集團全產業(yè)鏈布局，有力協(xié)同公司核電業(yè)務發(fā)展。核電行業(yè)的上游主要是核燃料循環(huán)產業(yè)、核電設備制造產業(yè)等，核燃料循環(huán)產業(yè)發(fā)展直接影響公司運行成本，而核電設備制造的發(fā)展水平及制造能力等因素關系到建造工期、工程造價，間接影響公司運行成本?？毓晒蓶|中核集團是經國務院批準組建、中央直接管理的國有重要骨干企業(yè)，其前身是中國核工業(yè)總公司（歷經第二機械工業(yè)部、核工業(yè)部），作為國家核科技工業(yè)的主體，中核集團擁有完整的核科技工業(yè)體系，目前主要從事核電業(yè)務、核燃料循環(huán)業(yè)務、核能技術研發(fā)與服務等。中核集團的全產業(yè)鏈布局將為公司發(fā)展提供燃料采購、加工、工程設計、建設、設備進口、技術服務、乏燃料運輸及后處理等全方位支撐。就核燃料循環(huán)而言，國家授權中核集團對核燃料、鈾產品的生產經營和進出口實行專營，中核集團是我國唯一擁有完整核燃料循環(huán)產業(yè)的企業(yè)，目前我國僅中核集團具有國內鈾礦開發(fā)、核燃料組件加工的資質和能力。

核電技術方面，一直以來中核集團堅持走自主化路線，配合國家的核電自主化整體安排，實現核電技術消化吸收再創(chuàng)新。在三代核技術方面，中核集團聯(lián)合其他單位研發(fā)了“華龍一號”三代核電技術，該技術是在我國三十余年核電科研、設計、制造、建設和運行經驗的基礎上，充分借鑒國際三代核電非能動安全的先進理念，深刻汲取福島核事故教訓，滿足國際最先進的法規(guī)標準而研發(fā)的三代核電機型，具有完全自主知識產權，采用華龍一號技術的福清5號機組已經在2021年初順利投入商業(yè)運行。

公司近年來收入增長穩(wěn)健，過去5年間，公司營業(yè)收入自2016年的300億元增至2020年的523億元，期間復合增速為12%。從公司2020年收入構成看，目前公司營業(yè)收入主要依賴于核電售電，在整體收入中占比達到92%。

在持續(xù)夯實核電領域競爭優(yōu)勢同時，公司近年來在在新能源領域也在積極探索并收到良好成效，通過自建、資產注入等措施推動新能源裝機規(guī)模成長迅速。從裝機規(guī)模看，截止2021H1，公司新能源裝機在運裝機已經達到694萬千瓦，公司目前的新能源裝機規(guī)模在國內上市公司中排名靠前，已經具備一定市場影響力。在雙碳戰(zhàn)略推動的行業(yè)大發(fā)展機遇期以及公司在行業(yè)機遇期來臨的進取心推動下，新能源業(yè)務未來有望發(fā)展成為公司業(yè)績成長動力中僅次于核電的第二增長點。

核電行業(yè)壁壘突出，雙碳目標助力發(fā)展提速有望

低碳特征突出，三代技術成新建項目主流

核電低碳、清潔，環(huán)保優(yōu)勢顯著。與火電相比，核電不排放二氧化硫、煙塵、氮氧化物和二氧化碳等物質；與水電、風電相比，較少受自然條件的約束，發(fā)電規(guī)模穩(wěn)定。根據中電聯(lián)數據，每燃燒1噸標準煤將產生二氧化碳2,620千克，二氧化硫8.5千克，氮氧化物7.4千克和280千克爐渣。核電作為同樣穩(wěn)定的基核能源，幾乎無排放物。從經濟性來看，一座百萬千瓦的煤電廠耗煤量達到300萬噸/年，而一座同樣功率的核電站僅需要核燃料30噸/年。以中國核電為例，“十三五”期間，中國核電累計新增超過5,000億度核能發(fā)電，相當于減少標準煤消耗1.5億噸，減少排放二氧化碳4.1億噸，減少排放二氧化硫134萬噸，減少排放氮氧化物116萬噸，相當于造林144萬公頃，面積可覆蓋整個北京。

技術走向成熟，安全性日益提高。核電的主要原理為核燃料在反應堆內發(fā)生裂變而產生大量熱能，高溫高壓的一回路冷卻水把這些熱能帶出反應堆，并在蒸汽發(fā)生器內把熱量傳給二回路的水，使它們變成蒸汽，蒸汽推動汽輪機帶動發(fā)電機發(fā)電。

自1954年6月27日前蘇聯(lián)奧布寧斯克核電站首次利用核能發(fā)電以來，世界核電至今已有近70年的發(fā)展歷史。就技術發(fā)展看，已經經歷了三代，安全性日益提高；特別是福島事件后，世界更加關注核電安全性。世界范圍內看，第三代核電技術堆型在安全、設計上已趨成熟，未來較長一段時期將是第三代核電技術和第二代核電技術并存時期。

從歷史來看，我國在基本完成“兩彈一艇”軍用核工業(yè)的歷史任務之后，開始轉向民用核電應用。1974年，我國成為世界上第七個具備獨立設計、建造核電站能力的國家，自主設計建造的秦山核電廠300MW壓水堆核電機組，于1991年底并網發(fā)電。目前國內整體技術水平已經基本趕上海外國家，已經成功在二代基礎上結合消化吸收引進的第三代核電技術，研發(fā)并建設我國自主化的第三代核電技術。目前投入商用的核技術中，三代核電技術最先進。中國獨立研發(fā)的“華龍一號”“全球首堆”福清5號、“海外首堆”巴基斯坦K2，分別于2021年1月30日和2021年5月20日商業(yè)運行，標志了中國已真正掌握了三代核電技術，并躋身世界核電發(fā)展的第一梯隊。我們預計，在國內“十四五”新規(guī)劃項目中，華龍一號將成為主流技術路線選擇。在成功掌握三代技術的同時，目前我國也在加緊研究四代堆型，有望成為世界最早突破四代技術的國家之一。

牌照、技術密集等共筑核電壁壘

核電投資運營屬技術密集行業(yè)。核電行業(yè)涉及核物理、化學、材料、運行、維修、性能監(jiān)督、環(huán)境污染監(jiān)測、輻射防護等多個領域。核電廠的建設，需要綜合權衡安全性、技術先進性、經濟性和工程可實施性要求，符合核安全法規(guī)要求，采用成熟的技術和經過驗證的技術；要符合技術經濟性原則，滿足造價總體控制目標；要符合總體進度要求，包括開工條件、建造周期等方面。上述方面對于核電開發(fā)商的技術基礎及管理水平要求較高，核電行業(yè)存在較強的技術壁壘。核電行業(yè)核心骨干人員培訓的時間較長，需求量很大。其中反應堆的操縱員必須按照核安全法規(guī)的要求，通過國家能源局組織的考試，才可獲得國家核安全局頒發(fā)的執(zhí)照，之后才能進行反應堆的操縱。

核電運營牌照造就較強準入壁壘。鑒于國家對于核安全、環(huán)保的高度重視，我國政府對核電項目及業(yè)主采取核準、發(fā)放許可證、執(zhí)照等方式，對投資主體進入市場進行管理。核電新建建設項目由國家發(fā)改委負責審查其項目申請報告，并報國務院核準。2020年前，國內所有在運及在建核電站（不含研究堆、示范工程）一直是中核集團、中廣核集團和國家電投集團三足鼎立；2020年，華能集團首次獲得建設壓水堆核電項目的資格，成為中國第四張核電牌照的持有者。

在國內四家擁有核電牌照的企業(yè)中，從裝機規(guī)模及裝機數量看，中核集團和中廣核集團目前占據國內核電市場主導地位。目前中廣核集團下屬的中國廣核（003816.SZ）是中國最大的核電企業(yè)，截至3Q2021，中國廣核的控股投產核電機組25臺，控股投產核電機組裝機量合計2,826.1萬千瓦，占全國總裝機53.1%，核電機組位于廣東、福建、廣西、遼寧；中國核電的控股在運的核電機組共24臺，總裝機容量達到2,250.9萬千瓦，約占全國商運核電機組的42.3%。從兩家公司的在運核電項目區(qū)域分布，除在在福建省存在核電機組重疊外，兩家公司的核電項目存在明顯的地域分布差異。

核電項目盈利能力突出且保障性強

核電基荷運行且優(yōu)先調度，利用小時處于較高水平。根據《節(jié)能發(fā)電調度辦法（試行）》，在電力調度上，核電作為清潔能源，調度順序優(yōu)先于燃煤、燃氣、燃油等火電機組，優(yōu)先調度保證了核電機組的年發(fā)電利用小時較高，2016~2020年我國核電利用小時水平均在7,000小時以上，遠高于火電、水電等其他電源。

核電執(zhí)行標桿電價，保持相對穩(wěn)定。2013年國家發(fā)改委出臺《關于完善核電上網電價機制有關問題的通知》，對2013年1月1日后投產的核電機組實行標桿上網電價政策，根據核電社會平均成本與電力市場供需狀況，核定全國核電標桿上網電價為0.43元/千瓦時。全國核電標桿上網電價高于核電機組所在地燃煤機組標桿上網電價（含脫硫、脫硝加價）的地區(qū)，新建核電機組投產后執(zhí)行當地燃煤機組標桿上網電價。全國核電標桿上網電價低于核電機組所在地燃煤機組標桿上網電價的地區(qū)，承擔核電技術引進、自主創(chuàng)新、重大專項設備國產化任務的首臺或首批核電機組或示范工程，其上網電價可在全國核電標桿電價基礎上適當提高，具體由省級價格主管部門提出方案報國家發(fā)改委核批。

核電單位投資較大，普遍超出其他電源。就投資而言，核電單位造價相對較高，通常在1.1~1.7萬元/千瓦之間，明顯高于火電等其他類型電源。目前國內二代+技術經過多年實踐，建造成本大約在1.2萬元/千瓦，三代技術由于在尚未到大量投入商業(yè)運行階段，目前建設成本大概在1.6~1.7萬元/千瓦的投資水平，未來隨著主設備制造國產化率逐步提高及新技術規(guī)?；瘧?，三代技術核電造價有望呈下行趨勢。

核電成本結構相對穩(wěn)定。成本構成看，主要有核燃料成本、折舊、乏燃料處置基金、員工成本、運營維護費及其他費用。具體來看，公司通過與中核集團下屬燃料采購企業(yè)、組件加工企業(yè)簽訂長期協(xié)議，有效鎖定燃料采購規(guī)模和價格，保障公司穩(wěn)定的成本結構和燃料來源；折舊方面，不同機組單位造價或有所不同，但投產后折舊成本基本固定；乏燃料處置基金根據《核電站乏燃料處理處置基金征收使用管理暫行辦法》規(guī)定，已投入商業(yè)運行五年以上的壓水堆核電機組按實際上網銷售電量按0.0260元/kWh的標準征收。由此可以看出，核電行業(yè)成本結構相對穩(wěn)定。

國家給予稅收優(yōu)惠政策，進一步鼓勵并支持核電行業(yè)發(fā)展，主要有增值稅先征后退（投產后此外起5年內、6~10年、10~15年分別返還75%/70%/50%）和所得稅優(yōu)惠（投產初期三免三減半）。綜合來看，核電呈現明顯的建設期投入高，運營期投入低且投入較為穩(wěn)定的特點；加之稅收、調度等政策扶持，核電行業(yè)具有較強的盈利能力且穩(wěn)定性強，從中國核電和中國廣核兩家上市公司數據看，核電運營商的綜合毛利率約40%~50%，ROE10%~15%。

審批放開助核電重啟，碳中和背景下核電發(fā)展提速

國內核電裝機量及發(fā)電量占比遠低于全球平均水平，仍有充分發(fā)展空間。據國家統(tǒng)計局和世界核協(xié)會數據顯示，2020年，國內核電發(fā)電量占總發(fā)電量的4.9%，相比法國、美國等國家的核電發(fā)電量占比，國內核電電量占比仍有較大上升空間。

2016~2018年，國內核電審核處于冰封期；2019年，國家新核準漳州1/2號等多臺機組，核電審批迎來重啟。在政府提出雙碳戰(zhàn)略目標后，低碳且可充當基核能源的核電未來將在電源結構中發(fā)揮重要作用，行業(yè)長期成長前景打開。2021年3月頒布的《中華人民共和國國民經濟和社會發(fā)展第十四個五年規(guī)劃和2035年遠景目標綱要》，提出到2025年，中國在運核電裝機達到7,000萬千瓦，在建核電裝機達到3,000萬千瓦。我們預計在“十四五”期間，核電項目的政府審批節(jié)奏將開始提速至年均6~8臺，國內核電裝機規(guī)模有望在2030年達到1.0億千瓦，并在2035年增至1.6億千瓦。

風光持續(xù)高速成長可期，充分享受降本紅利擴張回報

碳中和推動能源及電源轉型，新能源長期發(fā)展明確

隨著國內在風光電站運營領域持續(xù)加速推進，2012年以來，中國逐漸成為全球新能源裝機增長的主要貢獻力量。截止2020年末，國內光伏發(fā)電累計裝機規(guī)模達到253吉瓦，風力發(fā)電累計裝機規(guī)模達到282吉瓦，2013~2020年，國內光伏發(fā)電裝機年均復合增速為50.4%，風電裝機容量年均復合增速為18.6%。其中在“十三五”期間，國內風光的實際發(fā)展遠超政府規(guī)劃，其中光伏發(fā)電早在2017年即已經完成《太陽能發(fā)展“十三五”規(guī)劃》提出的“2020年太陽能發(fā)電規(guī)模達到1.1億千瓦以上”的目標，風電在2019年完成《風電發(fā)展“十三五”規(guī)劃》中提出的2020年底風電累計并網裝機容量達到2.1億千瓦以上的目標。

從國內目前的能源消費結構看，中國富煤貧油少氣的特殊資源稟賦使得國內能源消費長期以煤炭為主，能源結構在總體上呈現出黑色、高碳、低熱值、高污染的低質型特征。近年來因為環(huán)境污染治理等方面的壓力，煤炭發(fā)展受到抑制推動煤炭消費在國內整體能源消費中占比持續(xù)下降，其在能源消費總量的占比已經在2005年的72%一路下滑至2020年的57%，但占比仍然超過50%使得煤炭目前仍然穩(wěn)居國內能源消費核心地位。從國內碳排放的行業(yè)分布看，電力及熱力、工業(yè)、交通運輸、建筑目前是國內碳排放的主要構成，2018年上述4個行業(yè)分別占國內碳排放總量的51.4%/27.9%/9.7%/4.1%。由此可見，在能源消費領域推廣可再生清潔能源，在電力領域減碳去碳，是保證2030年碳達峰和2060年碳中和目標實現的關鍵步驟。

產業(yè)鏈內議價能力突出，大型化伴隨招標價格快速下降

從全球主要風電裝機國家的風電單體裝機變動趨勢看，風機大型化是全球趨勢。從全球對比看，國內風電單機規(guī)模相比丹麥、德國等仍存在較大差距，2018年這些國家的新增風電平均單機規(guī)模即已經達到3.5MW水平。從中國風能協(xié)會統(tǒng)計的2008~2019年國內新增風電裝機平均單機容量數據看，國內風機大型化多年在持續(xù)推進，2011年國內新增風機突破1.5MW并在2017年突破2.0MW，2019年達到2.5MW附近水平。

風電電價補貼不斷下調并在2021年進入全面平價時代，推動風電制造行業(yè)加速技術進步步伐以適應行業(yè)新電價環(huán)境。風電機組技術進步主要體現為機組大化，從今年的國內陸風及海風招標情況看，國內風電裝機單機大型化明顯提速，近期各家企業(yè)招標中陸風單機容量在3MW以上已經變得較為普遍。從金鳳科技等風電設備行業(yè)龍頭的訂購結構看，2021年前三季度，金風科技實3/4S平臺機組銷售容量達到2,511MW，同比增長224.4%，在公司整體銷售中占比達到39.6%，同比提升30.3個百分點；6/8S平臺機組實現銷售容量1,487MW，同比增長332.0%，占比23.4%，同比上升19.3個百分點。

風電機組大型化主要呈現為高塔筒和長葉片兩個大型化趨勢，高塔筒意味著能夠捕獲更高高度處的風速，長葉片意味著風輪的受風面積更大能夠捕獲更多的能量，這也使大型化機組通常有更低的建造運維成本，更高的利用小時。在建設及運維成本方面，大容量機組相比小容量機組的裝機容量增長通常高于其相比小機組的零部件重量增長，即裝機存在規(guī)模效應，可以降低分攤到單位容量的原料車成本；此外，大容量機組可以降低塔筒、基礎建筑工程、吊裝、輸電線路等投資成本；從運維角度看，大容量機組對于電站后期運維成本節(jié)約也有幫助。從利用小時角度看，機組容量大型化可以提升風機掃風面積和降低切入風速要求，因此單位容量增加通常意味著更高的利用小時。

機組大型化帶來的成本下行效應在近期招標價格中已經開始體現，國內風電招標價格年初以來出現明顯下降。根據其官網披露，2021年9月，金風科技3S級別機組的全市場整機商參與的投標均價已經降至2,410元/千瓦，4S級別機組的全市場整機商參與的投標均價已經降至2,326元/千瓦，均相比去年搶裝時的價格高點均已經出現約1,500元/千瓦的絕對價格下降，降價幅度接近40%。

風電運營商在產業(yè)鏈中議價能力突出，享受技術進步紅利充分。在本輪風電機組大型化過程中，觀察今年1~3季度金風科技、明陽智能、遠達股份及電氣風電等整機制造企業(yè)的毛利率，各家前三季度毛利率相比其2018~2020年歷史毛利率而言均基本穩(wěn)定。風電整機設備制造商的毛利率并未隨著風機大型化而相應擴張，這意味著風電整機制造企業(yè)將技術進步紅利基本全部讓給了下游運營商。

新能源運營商擴張ROE的機遇期已經出現

我們假設一個風電模擬項目，用于測算風電造價下行對于項目回報的影響。按照目前的陸風招標價格，國內風電單位建造已經降至6,000元/千瓦附近的水平，相比本輪降價前的7,500~8,000元的常見造價區(qū)間，下降了約20%。我們假設模擬項目的單位裝機合計投資為6,000元/千瓦，其中風機造價為2,500元/千瓦，項目年利用小時為2,800小時，上網標桿電價為0.35元/千瓦時，項目投資的資本金比例為30%。

從各家新能源運營商的歷史ROE情況看，2016~2020年，新能源運營商的ROE通常集中在8%附近。從我們模擬項目的回報測算看，在風機大型化推動下，我們預計新投產風電項目回報將明顯超過歷史水平，而ROE改善將加速風電運營商的裝機步伐。

受益市場電價轉暖預期，新能源打造成長新動力

裝機增長&利用小時改善，助核電電量持續(xù)溫和增長

“十三五”期間（2016~2020年），大量在建核電項目陸續(xù)投產使得公司核電裝機規(guī)模取得11.2%的雙位數快速增長。公司投入商業(yè)運行的核電裝機規(guī)模已經自2016年的1,325萬千瓦增至2,020年的2,023萬千瓦，投入商業(yè)運行的核電機組數量自2015年末的14臺增至2020年末的23臺。從公司“十三五”期間核電裝機投產時間分布看，2018年為公司核電機組投產大年，田灣核電3、4號機組和三門核電1、2號機組均在當年順利投產推動公司2018年裝機同比高增33.1%至1,909萬千瓦。如前所述，基核能源、優(yōu)先調度以及核電的特殊性使得核電機組的利用小時波動相對較小，對終端用電需求波動的敏感性要明顯低于火電等機組，核電的上述特性使得公司“十三五”期間發(fā)電量增長和裝機增長基本同步?！笆濉逼陂g，公司核電發(fā)電量規(guī)模自2015年的743億千瓦時增加至2020年的1,488億千瓦時，此期間的復合增速為14.9%。

我們預計“十四五”期間公司核電裝機復合增速為5.2%，增速略微低于“十三五”期間裝機復合增速。2021年年初以來，公司陸續(xù)投產了福清5號機組和田灣6號機組兩臺核電機組，其中福清5號為華龍一號全球首堆。截止2021Q3，公司共有6臺在建核電機組，其中福清6號機組在今年11月初已經開始進入主系統(tǒng)主系統(tǒng)帶核調試階段，預計有望在今年年底順利投產，有望全年3臺機組投產推動公司今年末的核電裝機同比增長17%增至2,367萬千瓦。從除福清5號的其余5臺在建機組的投產計劃看，預計漳州1號、2號機組有望在2024年/2025年分別正式投產。展望“十四五”期間公司核電發(fā)展，根據公司在建項目建設節(jié)奏，我們預計公司核電裝機規(guī)模有望在2025年末達到2,609萬千瓦，“十四五”期間累計增加586萬千瓦，對應復合增速為5.2%。綜合來看，受政府在“十三五”期間對于核電項目審批態(tài)度相對謹慎的影響，公司在“十四五”的核電投產規(guī)模略微低于“十三五”期間投產規(guī)模。

我們預計2021~2023年公司核電發(fā)電量將保持溫和增長態(tài)勢，核電發(fā)電量同比增速分別為12.5%/4.0%/3.0%?！笆濉逼陂g，國內電力整體過剩大環(huán)境擠壓核電上網空間，使得國內核電利用小時在“十三五”期間弱于“十二五”。從電力行業(yè)供需形勢及電源結構演化情況看，我們預計電力供需環(huán)境在“十四五”期間有望改善且核電作為低成本基核電源的性價比將持續(xù)凸顯，核電行業(yè)利用小時有望在“十四五”期間出現趨勢回升，從今年前三季度情況看，用電需求旺盛及火電發(fā)電意愿不足等推動今年前三季度的全國核電利用小時已經同比回升321小時至5,842小時。在新核電機組投產以及利用小時回暖共同催化下，我們預計公司2021~2023年發(fā)電量將維持溫和增長態(tài)勢，預計公司2021~2023年的核電發(fā)電量將達到1,674/1,741/1,794億千瓦時，同比增長12.5%/4.0%/3.0%。

電價預期正在轉暖，核電市場交易折價或將消失

年初以來，國內動力煤價格漲勢兇猛并在今年10月創(chuàng)下多年歷史新高，高煤價使得今年的火電行業(yè)出現前所未有的深度虧損，部分地區(qū)火電在2021Q3甚至出現經營活動現金流虧損?！岸喟l(fā)多虧”使得火電發(fā)電意愿不足，與此同時國內今年的用電需求表現較為旺盛，因此今年國內電力供需形勢格外緊張，大范圍長周期的拉閘限電在各地成為普遍現象。

面對電力供應緊張形勢，中央及地方政府陸續(xù)開始出臺政策措施，通過終端電價上漲來向下游疏導火電企業(yè)成本壓力，以保障電力供應安全和改善火電企業(yè)盈利能力。國內各省市的月度市場化交易電價近期已普漲，相比標桿電價普遍出現溢價，且部分省市的市場交易電價在新政出臺后已經快速觸及20%價格浮動上限。7月底，國家發(fā)改委發(fā)文拉大電力峰谷價差；10月份，國務院常務會議明確將市場交易電價上下浮動范圍由分別不超過10%和15%調整為原則上均不超過20%，且高耗能行業(yè)由市場交易形成價格不受上浮20%限制；10月份，國家發(fā)改委發(fā)文取消工商業(yè)目錄銷售電價并推動燃煤發(fā)電電量全部進入市場。隨著電價管制的不斷放松，近期,國內各地市場化交易電價出現普漲，長期以來市場化交易電價相比標桿電價打折的情況得到逆轉。7~8月以來，內蒙、寧夏、廣東等多地的月度市場化交易電價上漲幅度已經達到前期政策規(guī)定的10%漲價上限；在10月國常會將價格浮動范圍放松至20%后，江蘇、廣東等省的11月市場化交易電價已經快速達到20%的價格浮動上限。

能源轉型期的系統(tǒng)成本上升壓力配合電價形成機制正在完善，預計國內下游用電價格有望迎來長期結構性上漲。我國在碳達峰、碳中和戰(zhàn)略目標推動下，新能源發(fā)電正在從輔助性角色向主力電源和主力能源邁進。而從德國及美國加州的國外經驗看，新能源裝機大幅上升時電價通常會出現持續(xù)性上漲，即電力系統(tǒng)綜合成本在新能源化過程中的達峰可能需要較長時間周期。這意味著對于國內電價而言，即使度過本輪煤炭價格大幅上漲帶來的上漲壓力，從中長期看也面臨新能源裝機提升后的系統(tǒng)成本上升帶來的結構性價格上行壓力。與此同時，政府也正在深化改革以加速推動電力市場價格形成機制設立，讓市場交易電價有效反應市場供需和成本變化。

公司在運核電機組主要分布在江蘇、浙江、福建等三省積極推動核電進入市場開展市場化交易，核電機組在當地參與市場的電量規(guī)模逐年擴大。從三省公布的2021年電力市場化交易方案看，江蘇省明確江蘇核電全年市場交易電量不低于180億千瓦時，其中年度交易電量不超過140億千瓦時；參考浙江省年初制定的各個核電機組的市場交易電量，我們預計浙江省2021年核電最終市場化實際參與比例接近50%；福建省提出非華龍一號的核電機組均進入市場，全年市場電量275億千瓦時，并可根據全省電力電量平衡情況調整。

我們預計2021年公司市場化交易電量規(guī)模有望增至700億千瓦時，市場電的度電絕對價格折扣幅度約為0.05元/千瓦時，折扣幅度接近2020年。2016年，公司下屬核電機組開始參與電力市場化交易，當年市場化交易電量規(guī)模合計僅為73億千瓦時，在公司當年核電上網電量中占比僅為9%；2020年，公司市場化電量已擴大至513億千瓦時，在公司核電上網電量中占比攀升至37%。長期以來，電力市場供需形勢寬松使得各省的市場化交易電價相比本省標桿電價持續(xù)存在5%~10%的價格折扣。對于公司而言，我們測算的結果顯示，2018~2020年，公司市場化交易電價絕對折扣規(guī)模約0.05~0.06元/千瓦時。我們預計2021年公司市場化電量規(guī)模有望增加至701億千瓦時，在公司核電上網電量中占比增至45%。通常國內各省市的市場化交易電量主要以年度合同電量為主，且2021年的年度合同基本已經在電力供需矛盾尚未激化的去年底或者今年初已鎖定電價，我們預計2021年公司市場化交易電價絕對折扣為0.05元/千瓦時，和2020年折扣幅度基本接近。

我們預計2022~2023年公司市場交易或將不再讓利。核電機組通常和或火電機組一起以雙邊協(xié)商和月度集中交易等方式參與電力市場化交易，當前電力市場供需環(huán)境已經發(fā)生根本變化，火電市場化交易電價相比基準電價存在溢價的情況已經出現并有望長期持續(xù)，核電機組在參與本省市場交易將相應從火電市場電價上漲中受益。展望2022~2023年，我們預計公司下屬核電機組在參與所在省的電力市場交易時，公司將不再對下游用戶提供電價折扣，市場交易電量有望按照核電計劃內銷售電價或者參考價格更高的火電市場電價來簽署電量合同。我們按照相對謹慎的態(tài)度來預測公司未來的市場交易電價，預計公司2022~2023年的市場交易電量的電價折扣為0.00/0.00元千瓦時，即市場化交易核電按照核電標桿電價執(zhí)行。

近年來，由于公司核電市場化交易電量規(guī)模的不斷擴大且市場電價持續(xù)存在折扣，使得公司市場化交易帶來的讓利規(guī)模持續(xù)增加。我們估計2020年公司市場化交易讓利規(guī)模為21.8億元，預計在2021年，該讓利規(guī)模有望進一步增加至27.9億元。如前所述，我們預計公司在2022~2023年的市場化交易中將不再給予用戶電價折扣，這意味著公司雖然仍將有大量核電市場交易電量，但是市場交易不在對公司營業(yè)收入產生拖累。由于前期讓利規(guī)模巨大，未來市場交易電價不再讓利有望成為公司2022~2023年營業(yè)收入及業(yè)績增長的重要推動力。

我們對于公司市場化交易的基準假設為：2022~2023年，核電市場化交易電量在整體核電上網電量中占比維持在45%，且市場化交易電價相比核電標桿電價不在給予電價折扣。考慮到各省市最新的火電市場交易電價已經出現溢價且明顯高于核電機組獲批電價，公司核電市場交易時除不給予用戶價格折扣外，可能簽署高于核電機組獲批電價的市場交易電價，即核電市場交易電價出現溢價。我們分三種情景假設測算，情境1：2022~2023年的公司市場化交易電量部分折價0.02元/千瓦時，情境2：2022~2023年的公司市場化交易電量部分溢價0.02元/千瓦時，情境3：2022~2023年的公司市場化交易電量部分溢價0.02元/千瓦時且市場化交易電量占比提升10個百分點。從情景分析結果看，情景3下,公司2022~2023年的凈利潤將達到101/107億元，對應2022~2023年公司凈利潤增速分別為33%/7%，情景3下的2022~2023年凈利潤相比基準假設分別增長7%/7%，情景1下,公司2022~2023年的凈利潤將達到88/94億元，相比基準假設下凈利潤下降分別6%/6%。

風光有望實現跨越，成為第二業(yè)績增長點

公司對新能源業(yè)務發(fā)展表述逐漸積極，正積極布局新能源業(yè)務謀發(fā)展。2017年前，公司在年報中對新能源業(yè)務態(tài)度一直是“適度開發(fā)新能源”；2018年起，公司開始加速新能源布局，在年報中將發(fā)展態(tài)度調整為“大力開拓風電、光伏等新能源市場，增加新的經濟增長點”；2019年，公司在年報中將發(fā)展態(tài)度進一步調整為“抓住新能源規(guī)模發(fā)展機遇期，自主建設和收并購并行，實現跨越式發(fā)展?！睆纳鲜霰響B(tài)措辭演進可以明顯看出，公司對于發(fā)展新能源板塊的態(tài)度逐步積極，正著力將新能源打造為業(yè)績成長新增長點。

公司新能源業(yè)務發(fā)展迅速，2020年末公司收購集團旗下中核匯能為新能源跨越式發(fā)展再添加強勁助力。公司風光總裝機容量2018年僅為16.4萬千瓦，2019年已經增至102.0萬千瓦；2020年，公司在保持新能源業(yè)務內生增長高增發(fā)展的同時，完成了對原集團下屬的新能源發(fā)電平臺——中核匯能的收購，在內生外延雙輪擴張推動下，公司2020年末新能源裝機在運裝機容量增長至525.0萬千瓦，其中風電175.7萬千瓦、光伏349.3萬千瓦。中核匯能成立于2011年，是中核集團旗下核心風光發(fā)電平臺，經過近10年發(fā)展，中核匯能已建立與新能源產業(yè)相適應的管控體系，形成了較為完善的項目開發(fā)、建設、運維等一系列制度流程，具備進一步快速發(fā)展的基礎。中核匯能下屬新能源資產已經具備相當體量，截至2020年11月底，其持有在運的新能源裝機148.2萬千瓦，其中風電107.6萬千瓦，光伏40.6萬千瓦，在建新能源裝機規(guī)模50.0萬千瓦。本次收購無交易對價為21.11億元，2019年末凈資產為14.77億元，收購對價對應2019年PB為1.4倍。

在完成收購后，按照2020年末裝機規(guī)模，公司新能源已經成功進入行業(yè)第一梯隊。截至2020年底，按照在運裝機排名，在A&H兩地上市公司中，公司清潔能源裝機量已經位居第六，其中光伏裝機量位居第三，僅次于三峽能源和太陽能；2017~2020年市場上主要新能源上市公司的清潔能源裝機CAGR普遍在10%~30%，而公司新能源裝機容量從2018年16.41萬千瓦增長至2020年525萬千瓦，兩年CAGR達到566%，呈現爆發(fā)式增長。項目分布方面，公司風光裝機分布廣，項目遍布15個省份或自治區(qū)，在貴州、廣東、遼寧等省份實現零突破。整體來看，中國核電的風光業(yè)務已躋身行業(yè)第一梯隊。

公司低成本融資優(yōu)勢突出，收購中核匯能也有助公司整合集團產業(yè)優(yōu)勢，長期發(fā)展新能源業(yè)務潛力充沛。從近2年公司發(fā)展成本看，公司發(fā)債成本普遍在3%~4%的區(qū)間內，低融資成本有望成為公司持續(xù)發(fā)展新能源重要助推力。通過