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【专题深度•方正郭丽丽】核电行业深度报告:核电审批重启在即,提振运营商成长预期

公用环保郭丽丽团队2021-04-06 09:36:18

文章来源

本报告摘自2018年8月17日发布的《核电审批重启在即,提振运营商成长预期》

郭丽丽    执业证书编号:S1220513070001


摘要

核电是高效的清洁能源,曲折发展不改前进方向

        核电具有绿色环保、节能高效、经济性好的特性,直接和间接温室气体排放量在所有电源中最低,核电既可以满足经济发展对电力的需求,也可以满足环境恶化对降低碳排放量的要求,是火电的完美替代者,受到全球各国的重视。虽然核电发展的总体趋势是向上的,但发展过程却充满曲折。2011年福岛核电站事故发生后对全球核电造成了较大冲击,部分国家一度主张“弃核”,但经历短暂冲击后,多数国家仍然认为在应对电力需求增长和气候变化等问题中,核电是重要的发展路径之一。

我国核电发展空间大,电源供给格局调整驱动核电发展

截至2017年底,我国核电机组装机容量达到3581万千瓦,是世界第四核电大国;在建机组装机规模1901.6万千瓦,位居世界第一。但核电占我国电力来源比例仅有3.94%,世界的平均水平在10%左右,与世界上其他核电大国相比,我国利用核能发电的增量空间巨大。2018年上半年用电量增速达9.4%,三产和居民用电成为用电量增量的主要来源。我们认为随着电能替代、居民需求和信息产业的用电规模持续扩大,未来中国用电量增速仍能够保持稳定增速,从而带动基荷需求的增长。煤电、核电和水电是基荷电源的主要选择,煤电和水电未来的增量均有限,核电目前来看是填补基荷缺口的最佳能源,未来的需求望持续扩大。

首堆第三代技术机组商运在即,核电审批将重启

三代堆型具有更高的可用性和更长的操作寿命,相比于二代和二代+堆型,发生严重事故的概率极低,我国在建机组以三代机组为主。三代机组建设进度不一,其中AP1000EPR首堆已于6月底开始并网发电,有望在今年实现商运。由于安全方面的考虑,2015年后国内核电审批陷入停滞。国家政府部门仍然对发展核电信心十足,《2018能源工作指导意见》的文件中提出积极推进具备条件项目的核准建设,年内计划开工68台机组。目前AP1000EPR首堆已开始并网发电,有望在年内投产,待三代首堆机组安全性得到实际验证后,今年核电审批重启是大概率事件。

电价稳定,利用小时数提升,核电运营环境得到改善

电价方面,由于核电新投产机组上网电价与燃煤机组标杆价格挂钩,因此高煤价能够支撑核电新投产机组上网电价。另外一方面,随着市场化交易电量规模的扩大,核电在市场化交易中的度电折价也有望随着煤电的折价程度减少而减少。利用小时数方面,全社会用电量增长超预期叠加电源装机供给持续下滑,电力供需已有改善,同时国家推进核电发电保障政策,有望继续提升核电利用小时数,核电运营商的经营环境望持续改善。

投资建议:

核电是填补基荷缺口的最佳能源,承载着清洁能源转型的重任,电源供给结构的调整必将推动核电向前发展;三代首堆有望在今年正式商运,国家发展核电决心不动摇,核电审批有望在今年重启,核电将重新开启成长预期。

我国核电运营商仅有中核、中广核和国电投,竞争壁垒极高,同时核电运营商盈利能力稳定,是同水电类似的公用事业品。核电项目审批将再次开启核电的成长预期,有望提高核电运营商的估值水平,建议提前布局核电相关标的,推荐港股的中广核电力(1816.HK)和A股的中国核电(601985.SH)

风险提示:

宏观经济下滑的风险、电价下调的风险、发生事故的风险

目录

核电是高效的清洁能源,曲折发展不改前进方向

1.1高效的清洁能源,火电的完美替代者

1.2全球核电在曲折中向前发展

我国核电发展空间大,电源供给格局调整驱动核电发展

2.1 我国已成为核电第四大国,但核电发展空间仍然巨大

2.2 电源供给格局调整是驱动核电发展的核心力量

首堆第三代技术机组商运在即,核电审批将重启

3.1 AP1000和EPR首堆望今年投产

3.2 今年核电核准审批将重启

电价稳定,利用小时数提升,核电运营环境得到改善

4.1 核电电价有望受高煤价支撑,市场化交易折价望缩

4.2 电力供需改善和消纳政策执行可提升核电利用小时数

5 投资建议和标的介绍

5.1 投资建议——积极布局核电领域

5.2 中广核电力

5.2.1 中国最大的核电运营商

5.2.2 公司业绩持续增长,度电利润小幅下滑

5.3 中国核电

5.3.1 公司为中核集团唯一核电运营标的

5.3.2 中核与中核建合并,央企重组实现资源整合

5.3.3 国内第二大核电运营商,公司规模持续扩大

6 风险提示


正文

 核电是高效的清洁能源,曲折发展不改前进方向

1.1     高效的清洁能源,火电的完美替代者

核电是利用核反应堆中核裂变所释放出的热能进行发电的方式。在核裂变过程中,快中子经慢化后变为慢中子,撞击原子核,发生受控的链式反应,产生热能,生成蒸汽,从而推动汽轮机运转。核电站与常见的火力发电站一样,都用蒸汽推动汽轮机做功,带动发电机发电。

压水堆技术应用较为普遍。根据反应堆冷却剂的不同,核电堆型可分为压水堆、沸水堆、重水堆和气冷堆。

        根据国际原子能机构的统计,截至20171231日,全球核电反应堆共448座,其中采用压水反应堆技术的共292座,占比达到65.2%

        核电具有绿色环保、节能高效、经济性好的特性,是高效的清洁能源。绿色环保方面,核电是减排效应最大的能源之一。核电本身不排放SO2、PM等大气污染物,一座百万千瓦电功率的核电厂每年可以减少二氧化碳排放600多万吨。根据核能行业协会的统计数据,使用核能发电替代火电,每度电相当于减少燃烧标煤318g,可减少833.16g二氧化碳、2.7g二氧化硫及2.35g氮氧化物排放,减排效应明显。

        核能发电本身不产生温室气体排放,但在核电厂建造和燃料设备制造过程会排放温室气体。考虑到整个发电产业链,核电链的温室气体排放仍然为所有电源中最低的,其中煤电的直接和间接温室其他排放量达1306 g·CO2/kWh,水电为236 g·CO2/kWh,核电仅为21 g·CO2/kWh,环保优势非常明显。

        节能高效方面,利用核能进行发电对于核燃料的使用效率极高。核电站所用的核燃料中有效成分是铀-2351千克铀-235全部裂变产生的原子能相当于2700吨标准煤燃烧释放的能量。根据欧洲核能协会公布的统计数据,1000克标准煤、矿物油及铀分别产生约8千瓦时、12千瓦时及24兆瓦时的电力。

        经济性好方面,核电发电成本较低。核电站的燃料费比火电厂低得多,火电厂的燃料费约占发电成本的60%,而核电站的燃料费只占20%至30%。由于核电节省燃料的特性,对铀矿进口国依赖相对较小,较少受制于进口国价格浮动。在OECD数据库给出了世界各国除水电之外其他电源的度电成本中,核电在其中具有最低的度电成本。

        由于核电的多种优点,核电既可以满足经济发展对电力的需求,也可以满足环境恶化对降低碳排放量的要求,是火电的完美替代者,因此核能一直被寄予厚望,日益受到各国的重视。

1.2 全球核电在曲折中向前发展

全球核电发展经历了四个阶段,核电发展在曲折中前行。核能发电技术自20世纪50年代以来投入商用并逐步成熟,作为对化石能源的替代,核电已经经历了四个发展阶段,分别是试验示范阶段(1954-1966)、高速推广阶段(1966-1980)、滞缓发展阶段(1981-2001)和逐步复苏阶段(2001至今)。

        核电发展的趋势总体向上。截至20171231日,全球核电机组装机容量达到3.92亿千瓦,整体呈现出稳步向上的趋势,其中个别年份出现装机量的下滑,如2011年由于福岛核电站事故导致全球核电装机出现过短暂的下滑。

        2011年福岛核电站事故发生后对全球核电造成了较大冲击,部分国家一度主张“弃核”,但经历短暂冲击后,多数国家仍然认为在应对电力需求增长和气候变化等问题中,核电是重要的发展路径之一。福岛核电事故对全球核电发展速度造成一定影响,但不影响继续向前的发展趋势。

        由于发展中国家对于电力供给的增量需求较大,未来发展中国家会成为核电发展的主要市场,目前在建的机组也主要集中于发展中国家。

我国核电发展空间大,电源供给格局调整驱动核电发展

2.1 我国已成为核电第四大国,但核电发展空间仍然巨大

我国已成为核电第四大国。2007年发改委作出的《核电中长期发展规划》及2014年国务院印发的《能源发展战略行动计划》等公开文件明确:到2020年,核电发电占比提升至4%。核电装机容量达到在运5800万千瓦,在建3000万千瓦规模。

截至2017年底,我国核电机组装机容量达到3581万千瓦,同比上年增长6.45%,增速较2014-2016年回落较多;我国在建机组装机规模1901.6万千瓦,位居世界第一。

        2018年一季度,随着田湾核电厂3号机组投入商业运行,我国投运的核电机组共38台,超越俄罗斯,跃居世界第四核电大国,仅次于美国(99台)、法国(58台)和日本(42台)。

        我国核电发电量和发电量占比持续提升。近年来我国核电发电量的绝对数值增长十分迅速,2017年的核电发电量(2475亿千瓦时)达到了2009年核电发电量(700亿千瓦时)的3.5倍。

        核电发电量在所有电源发电量中的占比也持续增长,2010年核电发电量占比仅1.77%,到2017年核电发电量占比已经达到3.9%,预计2020年有望完成核电占比提升至4%的目标。

我国核电装机容量与发电量都在全世界领先,是名副其实的核电大国。然而2017年核电占我国电力来源比例仅有3.94%,装机容量位列世界前两名的美国和法国,核电发电量占比分别为19.5%71.6%,世界各国这一比值的平均水平在10%左右。与世界上其他核电大国相比,我国利用核能发电的增量空间巨大

2.2 电源供给格局调整是驱动核电发展的核心力量

基本负荷是电力系统的基础。人们通常把使用电能的用电设备消耗的电功率称为电力负荷。根据电力用户的不同负荷特征,电力负荷可区分为各种工业负荷、农业负荷、交通运输业负荷和人民生活用电负荷等。

在给定期间内(如一天),电力系统出现的最小负荷,称为最低负荷;而出现的最大负荷,则称为最高()负荷。一般把最低负荷以下部分的负荷称为基本负荷,简称基荷。承担电力系统日负荷曲线基本负荷的发电厂叫基荷电厂。

煤电、核电和水电是基荷电源的主要选择。所有发电方式中,煤电和核电均因拥有较高的稳定性而成为基荷的首选电源,丰水期的水电和具有多年调节能力的大型水电机组同样可以负载基荷。

由于机组出力波动性较大,因此风电和光伏等发电机组不具备作为基荷电源的条件,同时如果新能源高比例接入电力系统后,常规电源不仅要跟随负荷变化,还需要平衡新能源的出力波动,会增加系统调节的负担。

        三产和居民用电是上半年用电量增速超预期主因。2018年上半年用电量增速达9.4%,达到了2012年以来的最高水平,这一数据远超过中电联对2018年用电量增速5.5%的预测。根据上半年的数据进行分析,我们认为三产和居民用电的增长是增量的主要来源,其中第三产业用电贡献率达到37%,较去年同期提高了17%,居民用电增量占总增量的20%,同比提高了9个点。数据印证三产和居民在用电量增量中的权重越来越高,逐步成为用电量增量的主要来源。


用电量持续增长带动基荷需求增长。我国用电量增速在经过2015年的低点后,已经连续两年实现稳定增长,我们认为随着电能替代、居民需求和信息产业的用电规模持续扩大,未来中国用电量增速仍能够保持稳定增速,带动用电量增速维持在5.5%以上的水平,从而带动基荷需求的增长。

受环保影响,煤电十三五后增量有限。社会用电需求的增量对发电量提出了更高的要求。一直以来我国能源消费结构以煤炭为主,煤炭在一次能源消费中的占比一直居于60%左右的高位。根据能源发展的十三五规划,到 2020 年,煤炭消费比重应该进一步降低,控制在58%以下;使清洁能源成为能源增量主体,非化石能源占比应达到15%

2012年以来火电占全部发电量比重由78.1%开始逐步下降,2017年这一比例为71.8% 20152017年三年间,我国能源消费结构持续优化:煤炭占比逐年下降,天然气和非化石能源占比逐年上升,“十三五”后煤电机组的增量有限,无法填补基荷缺口。

        我国水电的增量开发基本已经接近尾声。十三大水电基地是我国水电开发的重点地区,根据不完全统计,十三大水电基地全部规划水电装机容量2.73亿千瓦,目前已投产机组装机容量达1.55亿千瓦,在建机组装机容量6199.80万千瓦,停建机组装机容量749.4万千瓦,未开发机组4783.03万千瓦。已投产和在建的装机总量占比达到了79.27%,未开发的总量占比仅为17.54%,大部分的水能资源已经完成开发,或正在开发中,未来的增量已经不多。

        未开发地区集中于开发难度较大的中上游,高成本影响开发积极性。十三大水电基地规划中,未开发的水电装机总量达4783.03千瓦,其中怒江未开发的水电装机量达1712万千瓦,占比最高,其次为金沙江中游和大渡河流域,分别为720万千瓦和615千瓦。

除了怒江的特殊情况外,其他未开发水电中,中上游流域的水电装机量达2127万千瓦,占除怒江外未开发总量的69.24%。前文提到,西南地区中上游流域的开发涉及到弃水情况严重和开发成本高企等因素影响,这会影响发电集团的投资开发积极性,我们预计开发进度将较缓慢。

我国十三大水电基地的未开发总量占比较小,且中上游流域和怒江的开发利用预计会十分缓慢,我国水电的增量开发基本已经接近尾声。

基荷缺口是驱动核电发展的核心动力。我国用电量能够实现稳定增长,随着用电规模的扩大,基荷的规模也会持续扩大,而核电、煤电和水电是作为基荷能源的几种选择。但未来水电的增量开发已接近尾声,因环保影响煤电未来增量十分有限,核电目前来看是填补基荷缺口的最佳能源,未来的需求望持续扩大。

首堆第三代技术机组商运在即,核电审批将重启

3.1 AP1000和EPR首堆望今年投产

我国在建机组以三代机组为主。自上世纪80年代起,我国核电技术确定走引进、消化、研发、创新的路线,目前我国核电技术主要来自于美国、法国、加拿大和俄罗斯4个国家,机组型号较多,其中在运机组以二代机组为主,在建以三代机组为主。

三代堆型具有更高的可用性和更长的操作寿命,相比于二代和二代+堆型,发生严重事故的概率极低。我国已投入商运的38台核电机组全部属于二代堆,机组型号包括CNP-300CNP-600CNP-1000CANDU6M310CPR-1000;在建的17台核电机组中有9台属于二代堆,8台属于三代堆。

        三代进组建设进度不一,AP1000EPR首堆望今年投产。目前我国有五种第三代核电技术拟投入应用,他们分别是 AP1000、华龙一号、CAP1400、法国核电技术(EPR)以及俄罗斯核电技术(VVER)

        (1)AP1000:AP1000是美国西屋公司研发的“非能动型压水堆核电技术”,理论上是国际最先进核电技术之一。AP1000充分利用“做减法”的非能动安全体系,使得阀门、泵、安全级管道、电缆、抗震厂房容积等大大减少,但价值量基本不变。相比于传统的二代技术,AP1000既提高了核电安全性,也显著降低机组建设及长期运营成本。

        AP1000在国内的目标项目包括三门核电厂1-2号机组和海阳核电厂1-2号四个核电机组,以及五个有望核准的核电项目。2018年6月30日,三门核电1号机已并网发电,意味着全球首台AP1000核电机组即将投入运行。


2EPR法国EPR技术是与美国AP1000并列的当代先进的三代核电技术。与AP1000的设计思路截然相反,EPR致力于做加法,为提高安全性在二代技术基础上再增加强化专设安全系统,因此是造价最为昂贵的三代机型。该机型是我国出于政治关系的引进项目,不在目前国内新机组的技术选型考虑范围之内。

目前,全球在建EPR机型的国家主要有法国、中国和芬兰。在中国,台山EPR核电1号机组于2018629日首次并网发电成功,成在全球首台并网发电的EPR三代核电机组。

3华龙一号:我国自主研发的华龙一号与CAP1400均按照第三代核电技术的要求设计建造。具备完全自主知识产权的“华龙一号”具有价格优势,已实现出口。随着示范工程的开工,自主开发的CAP1400也将走出去。

“华龙一号”在安全设计理念上将能动和非能动相结合,贯彻纵深防御的设计原则。目前我国有4台采用“华龙一号”的机组在建,其中福清5号机组已进入设备安装阶段。

4CAP1400机组是国家核电技术公司在AP1000基础上开发的,功率更大,山东荣成1-2号机组的CAP1400示范项目正在等待核准。


3.2 今年核电核准审批将重启

        2015年后核电审批停滞。2011年福岛核电站事故后,我国共核准11台核电机组,其中20123台,20158台,其他年份均无核准审批,2015年后国内核电项目的核准审批由于安全考虑陷入停滞,使核电发展披上阴霾。

        “十三五”规划或将无法完成。早在2012年国务院做出的《核电中长期发展规划(2011-2020年)》中,就明确了2015年核电装机在运4000万千瓦,在建1800万千瓦的目标,这同时也是《能源发展“十二五”规划》的规划之一。然而,这一愿景并未在2015年顺利实现。即使到了2017年底,也没能达到4000万千瓦在运装机,仅仅实现了在运和在建之和达到5800万千瓦。

        核电装机目标的实现“迟到”了两年,不免令人担心2020年在运5800万千瓦,在建3000万千瓦目标实现的可能性。然而,在201611月发改委发布的《电力发展“十三五”规划(2016-2020)》中,并未对这一目标进行调低,这侧面体现出国家发展核电的信心,但根据目前的建设进度,我们预计5800万千瓦的在运目标有望在2022年达成。

        政策文件提出年内计划开工68台机组2017能源工作指导意见》中要求2017年建成的三门1号机组、海阳1号机组和台山1号机组并未如期投产,今年再次被写入了2018年的《能源工作指导意见》。

        在20186月台山1号和三门1号相继实现并网发电、海阳1号机组获批装料等三代机组里程碑式进展的示范效应下,后续三代核电机组的批准进程有望大大加快。可以预计2018年的《意见》将取得更好的实现结果,同时2018年的文件中提出积极推进具备条件项目的核准建设,年内计划开工68台机组。

        三代投产+政策支持,今年核电核准有望重启。近年我国核电发展虽然低于预期,“十三五”规划目标也无法如期完成,但从政策层面仍然没有改变“十三五”规划目标的总量,发展决心依旧坚定。

        核电发展低于预期主要原因是国家对核电安全性的考虑,由于未来我国建设的机组主要为三代技术机组,目前几类三代技术的机组均未能如期投产,安全性未能可能到实际的验证,政府层面基于谨慎性原则未放开核电核准。

        今年AP1000EPR首堆已开始并网发电,有望在年内投产,待三代首堆机组安全性得到实际验证后,今年核电核准重启是大概率事件。

电价稳定,利用小时数提升,核电运营环境得到改善

4.1 核电电价有望受高煤价支撑,市场化交易折价望缩窄

从“一厂一议”到标杆电价。核电上网电价的定价方式最早是以成本加成的方法,即“一厂一议”的方式,自2013年10月国家发改委下发《关于完善核电上网电价机制有关问题的通知》,其中指出自2013年1月1日后投产的核电机组执行标杆上网电价政策,核电标杆上网电价为每千瓦时0.43元。

        核电标杆电价仍和煤电上网电价挂钩。《关于完善核电上网电价机制有关问题的通知》中指出了核电标杆电价与当地火电标杆电价有差异时的处理方式。

        当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。

        标杆电价和市场化交易电价并存。除了执行核电标杆上网电价,目前核电也有少量机组开始参与电力市场交易,目前参与地方电力直接交易的核电机组,其上网电价分为两部分,即:原核准上网电价(保障内电量)和市场化上网电价(保障外电量)。市场化上网电价则是通过双边交易或集中竞价的方式形成。

        20181季度,大型发电集团核电发电累计上网电量578亿千瓦时,占其总上网电量的6.9%;市场交易电量114亿千瓦时,市场化率为19.7%,市场化交易电价为0.354/千瓦时,较核电平均上网电价降幅0.054/千瓦时。

        20181季度,大型发电集团核电参与市场化交易的省份一共有5个,交易电量最多的省份是福建、广西和浙江,分别为39.8亿千瓦时、39.2亿千瓦时和13.7亿千瓦时,平均交易电价分别为0.320/千瓦时、0.390/千瓦时和0.393/千瓦时。

        煤炭价格持续上涨提高煤电成本。2017年煤价整体处于高位运行,且仍有上涨,2017年底秦皇岛港山西优混(Q5500K)价格为694.2元/吨,较年初的614元/吨上涨13%。2017年全年全国电煤价格指数平均值为515.99元/吨,较16年的380.93元/吨提高了35.46%。

        煤电联动虽难执行,但使电价具有较强支撑预期。我国从2004年开始截至目前,煤电联动机制共执行了6次,前4次上调煤电上网电价,后2次下调上网电价。18年煤电上网电价理论上可上调空间为3.62/kwh,虽然目前煤电联动恐难执行,但使得目前上网电价具有较强的支撑预期。

        核电电价有望受高煤价支撑,市场化交易折价望缩窄。由于核电新投产机组上网电价与燃煤机组标杆价格挂钩,因此高煤价能够支撑核电新投产机组上网电价。另外一方面,随着市场化交易电量规模的扩大,核电在市场化交易中的度电折价也有望随着煤电的折价程度减少而减少。

4.2 电力供需改善和消纳政策执行可提升核电利用小时数

        上半年用电量增长超预期。上文提到,2018年上半年用电量增速达9.4%,达到了2012年以来的最高水平,这一数据远超过中电联对2018年用电量增速5.5%的预测。

        根据上半年的数据进行分析,我们认为三产和居民用电的增长是增量的主要来源,其中第三产业用电贡献率达到37%,较去年同期提高了17%,居民用电增量占总增量的20%,同比提高了9个点。数据印证三产和居民在用电量增量中的权重越来越高,逐步成为用电量增量的主要来源。

        预计未来仍能维持较高增速。我国用电量增速在经过2015年的低点后,已经连续两年实现稳定增长,我们认为随着电能替代、居民需求和信息产业的用电规模持续扩大,未来中国用电量增速仍能够保持稳定增速,带动用电量增速维持在5.5%以上的水平。

        电源装机供给持续下滑,电力供需明显改善。截至2018年6月底,全国发电设备装机容量达17.3亿千瓦,同比增长6.2%。随着煤电装机受控,水电增量有限,核电发展低于预期,风电和光伏因补贴缺口也受到限制发展,增速近五年持续降低。

        2018年上半年新增装机容量达5211万千瓦,同比提升155万千瓦,其中水电同比减少315万千瓦,火电、核电、风电和太阳能发电分别同比增加944152219万千瓦。新增装机中63.9%为风电和光伏,其利用小时数要远低于其他电源,经计算后的新增等效装机增速仅为2.93%,叠加用电量增速快速增长,电力供需环境明显改善。

        上半年核电利用小时数明显增长。2018年上半年,核电完成利用小时数3,548小时,同比增长141小时,是自2013年再次实现同比提升。

        核电弃电现象严重,国家要求保障核电安全消纳。2016年,全国核电机组按发电能力可生产2428亿度电,但由于各种因素限制,实际完成的计划电量1829亿度,参与市场交易消纳137亿度,总计损失电量462亿度,弃核率达19%,相当于近7台核电机组全年停运。

        国家发改委和能源局于2017年3月1日联合印发《保障核电安全消纳暂行办法》,对核电的保障性收购做出了较为详尽的规定,办法自发布之日起实施。办法规定:

        通过积极参与市场化交易实现核电多发。20187月国家发展改革委和国家能源局下发的《关于积极推进电力市场化交易,进一步完善交易机制的通知》中指出“在保证安全的情况下,稳妥有序推进核电机组进入市场,在保障优先发电计划外,鼓励核电机组通过参与交易实现多发”,这一政策有望继续提高核电利用小时数,提高核电机组的发电效率。

        虽然市场化交易电价要低于核电标杆上网电价(0.43/度),但核电运营商有望通过以价换量来获取更大收益,利好核电运营商业绩。

        核电运营环境已得到改善。随着电价逐步稳定、利用小时数未来预期提升,核电运营商的经营环境已经得到大幅改善,且未来预期持续向好,公司盈利能力有望持续好转。

5 投资建议和标的介绍

5.1 投资建议——积极布局核电领域

        核电具有绿色环保、节能高效、经济性好的特性,直接和间接温室气体排放量在所有电源中最低,核电既可以满足经济发展对电力的需求,也可以满足环境恶化对降低碳排放量的要求,是火电的完美替代者,受到全球各国的重视。

        2011年福岛核电站事故发生后对全球核电造成了较大冲击,部分国家一度主张“弃核”,但经历短暂冲击后,多数国家仍然认为在应对电力需求增长和气候变化等问题中,核电仍然是重要的发展路径之一。

        截至2017年底,我国核电机组装机容量达到3581万千瓦,是世界第四核电大国;在建机组装机规模1901.6万千瓦,位居世界第一。但核电占我国电力来源比例仅有3.94%,世界的平均水平在10%左右,与世界上其他核电大国相比,我国利用核能发电的增量空间巨大。

        2018年上半年用电量增速达9.4%,三产和居民用电成为用电量增量的主要来源。我们认为随着电能替代、居民需求和信息产业的用电规模持续扩大,未来中国用电量增速仍能够保持稳定增速,从而带动基荷需求的增长。煤电、核电和水电是基荷电源的主要选择,煤电和水电未来的增量均有限,核电目前来看是填补基荷缺口的最佳能源,未来的需求望持续扩大。

        三代堆型具有更高的可用性和更长的操作寿命,相比于二代和二代+堆型,发生严重事故的概率极低,我国在建机组以三代机组为主。三代进组建设进度不一,其中AP1000EPR首堆已于6月底开始并网发电,有望在今年实现商运。由于安全方面的考虑,2015年后国内核电审批陷入停滞。国家政府部门仍然对发展核电信心十足,《2018能源工作指导意见》的文件中提出积极推进具备条件项目的核准建设,年内计划开工68台机组。

        目前AP1000EPR首堆已开始并网发电,有望在年内投产,待三代首堆机组安全性得到实际验证后,今年核电审批重启是大概率事件。

        电价稳定,利用小时数提升,核电运营环境得到改善电价方面,由于核电新投产机组上网电价与燃煤机组标杆价格挂钩,因此高煤价能够支撑核电新投产机组上网电价。另外一方面,随着市场化交易电量规模的扩大,核电在市场化交易中的度电折价也有望随着煤电的折价程度减少而减少。利用小时数方面,全社会用电量增长超预期叠加电源装机供给持续下滑,电力供需已有改善,同时国家推进核电发电保障政策,有望继续提升核电利用小时数,核电运营商的经营环境望持续改善。

        我国核电运营商仅有中核、中广核和国电投,竞争壁垒极高,同时核电运营商盈利能力稳定,是同水电类似的公用事业品。核电审批重启有望再次开启核电的成长预期,有望提高核电运营商的估值水平,建议提前布局核电相关标的,推荐港股的中广核电力(1816.HK)和A股的中国核电(601985.SH)。

        中国核电和中广核电力对比起来各有优势,从规模上看,无论是在运规模还是在建规模,中广核电力均要大于中国核电;从运营效率来看,中国核电利用小时数7461要高于中广核电力的6906小时;从上网电价来看,中广核电力的上网电价0.3585略高于中国核电的0.3540/千瓦时,主要原因为中广核电力市场化交易规模要小于中国核电;从整体的盈利能力来看,中广核要优于中国核电,且中广核电力的资产负债率更低。

5.2 中广核电力

5.2.1 中国最大的核电运营商

        中国广核电力股份有限公司于2014年经国务院国资委批准由中国广核集团联合恒健投资和中核集团发起建立。截至20171231日,公司总股本454.50亿股,公司实际控制人是国务院国有资产委员会,通过广核集团控股64.2%

        发电收入占比超过91%中广核电力的主要业务为发电,发电业务收入占比超过91%,其次为建筑安装和设计服务占比5.8%,其中发电收入今年持续上升,增长明显。

        公司是国内最大的核电运营商。截至2017年底,公司在运总装机容量2147万千瓦,占全国在运核电装机容量59.96%,在建总装机容量1027万千瓦,占全国在建装机46.10%

        公司附属运营的核电站包括阳江核电站、宁德核电站、大亚湾核电站等,全年累计上网电量为115.87亿千瓦时,同比增长18.37%,联营核电站全年累计上网电量21.86亿千瓦时,同比增长23.58%,公司总发电量占国内核电发电量的59.46%

机组多处于负荷中心,电力需求有保障。公司装机主要分布于广东、福建等东南沿海地区,广东、福建和广西机组占比达89.9%,这些地区电力需求较大,降低了公司机组的弃电风险。

5.2.2 中国最大的核电运营商

        2017年公司业绩实现快速增长,2017年实现归母净利润96.25亿元,同比增长29.99%,增速同比提高了将近20个百分点。

        度电利润小幅下滑。2017年公司度电收入为0.359/度,较2016年减少了0.013/度,主要因为2017年合并的宁德核电平均上网电价低于其他公司。度电成本较2016年上升了0.001/度,主要受利用小时数下降影响,公司度电利润在2017年出现小幅下降。

5.3 中国核电

5.3.1 公司为中核集团唯一核电运营标的

        公司是中核集团唯一核电运营标的。2011年中国核能电力股份有限公司由中国核工业集团公司作为控股股东,联合中国长江三峡集团公司、中国远洋运输总公司和航天投资控股有限公司共同出资设立。截止2018年第一季度,控股股东中核集团持有公司70.40%的股份。


        公司的前身为中核核电,其于2008121日由中核集团独资设立,并且为实现核电产业的规模化发展、专业化运营,避免同业竞争,中核集团将其持有的下属核电业务板块企业秦山一核、秦山二核、秦山三核、江苏核电、三门核电、福清核电、海南核电、桃花江核电、辽宁核电、三明核电和山东核电的股权全部划转给中核核电。


        公司以电力业务为主,2017年公司电力收入332.84亿元,占总收入的99.09%,其中核电发电量达1006.95亿千瓦时,占公司全部发电量的99.94%,核电板块收入为332.56亿元,占公司整体收入的99.92%。

5.3.2  中核与中核建合并,央企重组实现资源整合

        中核与中核建实现重组合并。2018131日,国资委下发《中国核工业集团有限公司与中国核工业建设集团有限公司实施重组》的通知,中国核工业集团有限公司与中国核工业建设集团有限公司实施重组,中国核工业建设集团有限公司整体无偿划转进入中国核工业集团有限公司。

        央企重组实现资源整合,打造全产业链核电巨头。中核集团和中核建集团曾经都属于原中国核工业总公司。1999年,中核总公司拆分为中核集团和中核建集团,其中,中核集团承接了中核总公司大部分产业,保留了完整的核工业科研生产体系,承担核动力、核材料、核电、核燃料、乏燃料和放射性废物的处理与处置、铀矿勘查采冶等业务;

        中核建集团则负责核电工程、军工工程等建设工作,也即被称为EPC的工程总承包任务

        中核集团与中核建集团业务互补,重叠部分少,因此合并难度较小,可以实现对资源的有效整合。此次重组将使得中核集团拥有更为完整的产业链,实现核电开发建设一体化,有利于中核集团在国内竞争与国外市场中占据优势地位。

5.3.3  中核与中核建合并,央企重组实现资源整合

        控股装机容量达到1434万千瓦。中国核电的装机容量为世界第七。2014年以来,公司装机容量逐年提示,截止2017年底,公司投入商业运行的核电机组共17台,均为控股机组,控股总装机容量达到1434万千瓦,同比增长8.23%

        发电效率要高于中广核。中核、中广核与国电投是国内核电的三大运营商, 2017年中核的控股装机容量虽然仅为中广核的三分之二,但上网电量却略高于中广核的三分之二,说明中核控股核电站的发电效率更高。

        公司发电量持续提升,但增速下滑,2017年公司发电量达1007.47亿千瓦时,同比增长15.71%。 2015年公司的发电量和上网电量实现了40%的增速,得益于方家山1号和福清1号两台百万千瓦级别机组的首次全年运行,以及方家山2号机组的年初投运和福清2号机组的年中投运。2016年和2017年的新装机容量保持在1-2台,发电量增速放缓到10%左右。

        市场化电量增加影响利润增速。从经营状况来看,公司营收状况良好。2012-2017年公司营收以及归母净利润逐年提升,公司2017年营业收入335.9亿元,同比增长11.93;归母净利润44.98亿元,同比增长0.2%。2017年秦山核电、江苏核电和福清核电完成市场化交易电量198亿千瓦时,占公司上网电量的21%,对公司盈利能力造成一定影响,进而影响利润增速。

6 风险提示

宏观经济下滑的风险、电价下调的风险、煤价上升的风险


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方正公用事业与环保团队介绍


郭丽丽:方正证券研究所董事,环保与公用事业首席分析师,曾就职于环保部下属研究院, 2012年加入方正证券研究所,曾获第十三届新财富最佳分析师公用事业第三名、第十四届新财富最佳分析师公用事业第四名、第十五届新财富最佳分析师公用事业第五名以及水晶球、金牛奖、第一财经、天眼等多个奖项。


李思萌:美国南加州大学经济数学专业本科,约翰霍普金斯大学金融硕士,于2015年加入方正证券研究所,主要负责天然气及相关产业研究。


靳晓雪:同济大学环境工程专业本科,管理学硕士毕业,曾就职于国金证券,2016年加入方正证券研究所,主要负责节能环保产业研究。


杨阳:湖南大学电气工程专业本科,中央财经大学会计硕士,就职于国内某金控集团和中泰证券,2018年加入方正证券研究所,主要负责电力及相关产业研究。


穆合塔尔:浙江大学能源环境工程专业硕士毕业,于2018年加入方正证券研究所。


免责声明

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