中广核(000881)2022 年度业绩会纪要-调研纪要

中广核2022年度业绩会纪要运营 截至2022年底，公司共管理9大核电基地，共有26台在运机组 （29380MW）、7台在建机组（8380MW），其中在建机组包括受控股股东委托管理的惠州1、2号和苍南1、2号机组。 年内公司实现上网电量1983.75亿千瓦时，同比下降1.38%；控股子公司实现上网电量1564.61亿千瓦时，同比下降4.55%。 行业发展方面，据中电联，2022年全国核电平均利用小时数为7616小时，对比火电4379小时、水电3412小时、风电2221小时、太阳能1337小时，核电有清洁、高效、可靠等独特优势。2022年全国核电装机占比2.17%，发电量占比4.81%，比例都比较小，核电仍有广阔的发展空间。 政策方面，国家积极推动核电新项目审批，2022年共5个项目（10台机组）获批核准，其中包括公司的陆丰项目，陆丰5号机组去年9月已开工建设，6号将于今年开工。十四五期间，公司已实现红沿河5、6号机组投产，正在按计划推进防城港3、4号机组以及惠州1号机组高质量投产，争取每年开工建设2-3台新机组。 股息分配 在不发生重大变化并获得相关年度股东大会批准的前提下，公司计划在2020年分红比例（42.25%）的基础上，2021年至2025年保持分红比例适度增长。 2022年每股派息0.087元，派息总额占归母净利润44.09%（2021：43.58%）。 换料大修 2022年公司完成19个换料大修，比去年多3次；年内大修天数665天，同比增加98天。台山机组去年贡献比较小，现在的运行情况是1号处于正常的换料大修，2号机组正常稳定运行，预计今年发电贡献会高于去年。2023年公司计划进行19次换料大修，其中4次为十年大修。 利用小时数 年内26台在运机组平均利用小时数为7311小时，扣除台山1号停机检修因 素，其余25台平均利用小时数达到7510小时。2023年利用小时数上，防城港 3号作为华龙首堆可略作保守估计，其余机组基本维持稳定运行。市场化交易 2022年公司市场化交易电量比例达到55.3%（2021：39.15%），平均市场化电价 （含税）为0.4017元/千瓦时（2021：0.3574元/千瓦时）。分省份看： –广东：岭澳、岭东、阳江10台机组共164亿千瓦时直接参与市场交易，其余电量仍然以优价满发模式参与市场。年内结算市场化电量321.3亿 千瓦时，市场化比例33.4%，平均电价（含税）0.4237元/千瓦时。 –广西：防城港1-2号机组100%参与市场交易，年内结算市场化电量 165.8亿千瓦时，平均电价（含税）0.4105元/千瓦时。2 –福建：宁德1-4号机组100%参与市场交易，年内结算市场化电量314.1 亿千瓦时，平均电价（含税）0.3974元/千瓦时。 –辽宁：红沿河1-4号机组参与市场交易，市场化比例70.6%，年内结算市场化电量296亿千瓦时，平均电价（含税）为0.3773元/千瓦时。 2023年年度交易已经完成，广东省7500基准小时内由市场交易比例由15%提 升到25%，公司预计2023全年市场化电量会高于去年。 在建机组进度 2022年6月23日，红沿河6号机组顺利投产，标志着红沿河核电站全部建 成，目前公司管理的7台在建机组全部采用华龙一号技术，建设进度如下： 防城港3号预计在近期投入商运，4号投运时间还是保持12个月左右间隔。其他在建项目推进计划也都符合预期，正常情况下开工后60个月左右可以实现商运。 财务 2022年公司实现收入828.22亿元，同比增长2.66%。增长主要来源于建筑安装 和设计服务业务，其实现同比增长13.8%。成本结构方面，近两年公司营业成本总体保持稳定，2022年成本占收入比66.7%，同比下降0.1pcts，扣除建筑安 装和设计服务业务后，成本占收入比为54.5%，同比下降2pcts。成本占比下降主要还是得益于2022年平均上网电量的提升。 年内运维检修成本大幅下降，得益于公司持续开展降低检修费用相关工作，年内实现单个大修成本同比下降6%，即下降700万元左右。 EBITDA录得359.1亿元，同比减少2.41%；ROE为9.6%，同比下降0.4pcts，主要原因是2022年盈余公积和未分配利润持续增加。ROA为6.2%，同比下降0.2pcts，主要原因是在建工程大幅增加总资产规模。 经营活动产生净现金流313.68亿元，同比下降10.1%，主要原因是支付各项税费有所增加，总的来看公司现金流状况持续良好；融资渠道仍以长期债务为 主。年内资本开支为144.95亿元，同比减少的主要原因是防城港3、4号机组根据建设进度投资支出有所减少。 资本开支对现金流和派息的影响 国家积极推动核电建设，可以预见公司未来资本开支会有所增加，目前新项目 资本开支80%来自银行中长期贷款，剩余20%来源于资本金。公司计划2023全年共投入180亿左右，其中投入在运机组改造约30亿、在建项目约100亿、科研和基础设施约30亿、剩余用于结算前期项目的费用。扣除贷款后，公司出资 30多亿，占今年归母净利润30%多，扣除计划派息比例40%多后，归母净利润仍有结余，因此公司当前的判断是资本开支不会影响分红。 信用减值损失增长 主要因为今年往来资金较多，公司严格执行计提标准减值信用损失，目前的增长还是在正常范围内。 核燃料价格对成本的影响 全球对核电的重新定位带来核电燃料价格的上涨，公司通过与中广核集团下属的中广核铀业签订长期协议来控制燃料成本，协议的定价方式非常明确，另外中广核铀业资源储备丰富，非洲矿探明储量达到30多万吨，可以满足对公司长期稳定的供应，其在中亚也有合作矿源做包销业务。 其他 国内对核电清洁能源的认定 有些客户有购买低碳能源的需求，公司在售电的时候会请第三方做低碳/零碳认证，以满足客户自身减碳或出口的需求。考虑到国内对绿电有特殊的定价和支 持，公司也在与国家层面积极沟通，探讨核电作为绿电的认证问题。 对核电REITs的看法 REITs会出让部分资产中的股东权益，作为上市公司没有太大空间可以做REITs产品，同时REITs也会减少归母利润，减少现有股东利益，所以公司目前没有考虑。 非核业务探索 当前公司还是很看好核电业务的发展前景，未来计划专注于核电板块。对于核电配套业务也会积极关注，比如抽水蓄能，公司在大亚湾时期已经参股抽水蓄能项目，对于这方面比较熟悉，对投资回报也会有较好判断，未来无论是控股或参股建设，公司在这方面的探索都会是积极的。另外，抽水蓄能可以帮助核电实现多发满发，公司与电网也有长期合作关系，这几方面结合使得公司在抽蓄项目获取方面具备优势。 台山公司欧元债 台山公司按照出口信贷转贷协议，在2023至2026年间需对欧元债务进行还款，该协议下提前还款需缴纳高额中断费，所以难以提前还款。公司目前在做较长期的汇兑管理，以往董事会授权汇兑管理的时间较短（一般一年期），现在公司已向董事会申请较长时间的授权，以做好汇兑风险的管控。