碳中和深度报告（十三）：发展提速，核电彰显高景气度

2020年以后，在“双碳”目标的指导下，核电加速复苏。2022年，我国新核准核电机组10台，新投入商运核电机组3台，新开工核电机组5台。2023年，我国新核准核电机组10台，共有中核集团三门核电4号机组、中国广核陆丰核电6号机组、国家电投海阳4号、中国核电徐大堡1号四台机组开工。按照《中国核能发展与展望（2022）》，我国自主三代核电有望按照每年6-8台机组的核准节奏稳步推进；根据《“十四五”现代能源体系规划》，核能在我国清洁能源低碳系统中的定位将更加明确，作用将更加凸显。 我们预计在高/中/低场景下2030年核电装机量可达1.06/1.00/0.93亿千瓦。我们将中国能源发展分为三种不同情形对核电装机进行预测，高场景下核电和新能源同时高速发展，核电装机以年均8-10台速度增长；中场景下偏向新能源发展，核电有序发展，核电装机以年均7-8台速度增长；低场景下新能源跨越式发展，储能技术加速布局，核电适度发展，核电机组以年均5-6台速度增长。在高/中/低场景下，我们预计2030年中国核电装机分别达到1.06/1.00/0.93亿千瓦。 国产自研技术华龙一号具备建设成本优势，整体经济性较好。根据机组类型计算平准化度电成本（LCOE），将市场分为乐观/中性/悲观三种情况，分别对应贴现率3%/8%/10%，则三代机组AP1000平准化度电成本分别为0.230、0.380、0.452元/千瓦时；EPR机组平准化度电成本分别为0.256、0.443、0.532元/千瓦时；华龙一号平准化度电成本分别为0.211、0.334、0.394元/千瓦时。在中性场景下华龙一号在存在三代机组价格补贴的情况下经济性较好，AP1000与EPR机组的引进初期成本过高因而导致经济性较差。参考同为三代机组且同处于浙江省的三门一期核电项目（试行价格按照每千瓦时0.4203元执行），建设成本为16800元/千瓦的华龙一号项目IRR接近10%。 投资建议：核电核准进度加速，“十四五”期间核能在我国清洁能源低碳系统中的定位将更加明确，作用凸显。按照《中国核能发展报告（2020）》核电建设有望按照每年6-8台持续稳步推进；2022年、2023年均新增核准了10台核电机组。我国核电审批重启，支持性政策频出，核电装机量有望稳步提升；盈利性较强的三代机组华龙一号是近期布局重点机型，核电运营商盈利空间逐步开拓。同时随着核电参与市场化交易占比不断提升，核电平均上网电价有望持续提升。 重点推荐：核电运营商目前主要以中国广核和中国核电为主。根据我们的预测，中国广核与中国核电24/25年EPS分别为0.23/0.26元与0.59/0.65元，当前股价对应PE分别为17X/15X与16X/14X。考虑：1）核电核准提速后在建及已核准拟建机组规模提升，2）对标业务模式与核电类似的水电，核电板块整体估值低于防御板块（水电）的平均水平。首次覆盖，予以中国广核、中国核电“买入”评级。 风险分析：市场化电价边际下行、核电运营安全风险、项目建设进度不及预期、测算假设无法实现或不准确而产生误差。 投资聚焦 在“双碳”政策的推进下，作为基荷能源，核电发展近年来在我国复苏。2023年全年国家新核准核电机组10台，维持近年高景气度。本篇报告梳理了核电全产业链的状况，并主要围绕：1）核电电价市场化对于核电平均上网电价的影响； 2）分析了三代核电机组的经济性。 我们的创新之处 我们对于三代核电机组的度电标准化成本进行了测算。根据机组类型计算平准化度电成本（LCOE），将市场分为乐观/中性/悲观三种情形，分别对应贴现率3%/8%/10%，则三代机组AP1000平准化度电成本分别为0.230、0.380、0.452元/千瓦时；EPR机组平准化度电成本分别为0.256、0.443、0.532元/千瓦时； 华龙一号平准化度电成本分别为0.211、0.334、0.394元/千瓦时。在中性场景下，华龙一号经济性较好，AP1000与EPR机组的引进初期成本过高因而导致经济性较差。随着建设成本下行，三代机组盈利能力有望进一步释放。 同时我们对于核电机组的项目内部收益率（IRR）进行了敏感性测算。华龙一号机组造价相对其他三代机组较低，整体项目IRR在三代机组中最高。参考同为三代机组且同处于浙江省的三门一期核电项目（试行价格按照每千瓦时0.4203元执行），建设成本为16800元/千瓦的华龙一号全项目IRR接近10%。 股价上涨的催化因素 （1）核电市场化占比提升，推动电力业务营收增长；（2）核电核准超预期增长，预计未来核电装机规模进一步扩大；（3）三代核电华龙一号加速装机，机组规模化促进造价降低，机组经济性进一步提高。 投资观点 随着核电核准的加速复苏，“十四五”期间核能在我国清洁能源低碳系统中的定位将更加明确，作用将更加凸显。按照《中国核能发展报告（2020）》核电建设有望按照每年6-8台持续稳步推进；2023年审批了10台核电机组。我国核电审批重启，支持性政策频出，核电装机量有望稳步提升；盈利性较强的三代机组华龙一号是近期布局重点机型，核电运营商盈利空间逐步开拓。同时随着核电参与市场化交易占比不断提升，核电平均上网电价有望持续提升。推荐中国广核、中国核电。 1、核电迈入新阶段，助力实现“双碳”目标 1.1低碳目标下核电稳步增长，机组分布在沿海地区 核电装机容量稳步增长。截至2023年底我国核电在运装机容量达到5703.13万千瓦。2023年我国核电上网电量达到4067.09亿千瓦时，相比2022年增长4.05%。 图1：2012年-2023年国内在运、在建核电装机容量（万千瓦） 图2：2012年-2023年国内核电上网电量（亿千瓦时） 错误！不能通过编辑域代码创建对象。错误！不能通过 编辑域代码创建对象。 从能源结构看，核电在中国能源结构中占比继续扩大。核电发电量占全国发电量的比重从2014年的2.39%上升到2023年底的4.86%。从地区分布看，核电机组分布在沿海地区。截至2023年年底，我国在运机组共55台，其中广东在运机组14台，广西在运机组3台（防城港核电厂3号机组于2022年11月25日首次装料，于2023年3月商运），福建在运机组10台，浙江在运机组11台，江苏在运机组6台，山东在运机组3台（石岛湾核电厂1号机组于2021年8月21日首次装料，于2023年12月商运），辽宁在运机组6台，海南在运机组2台。广东、福建和浙江装机量排名前三，分别为16136、11034、9126兆瓦。 图3：2023年国内各类能源发电量占比 图4：截至2023年底国内核电地区装机量（MW） 错误！不能通过编辑域代码创建对象。错误！不能通过 编辑域代码创建对象。 1.2低碳高产，核电发展有较大空间 党的二十大报告提出，“积极稳妥推进碳达峰碳中和”、“加快规划建设新型能源体系”。在我国，能源活动碳排放占二氧化碳排放总量的88%左右，而电力行业碳排放又占能源行业碳排放的42%左右。因此，实现“双碳”目标，能源是主战场，电力是主力军。完善低碳能源结构具有重要意义，而核电在低碳结构中难以被取代。 1.2.1核电清洁稳定，未来占比有望不断提升 核电是高效清洁的低碳能源。政府间气候变化委员会（IPCC）的评估报告指出，在考虑铀矿采冶级核电站退役治理后，核电依然是全生命周期碳排放最小的发电技术之一，每千瓦时仅产生12克二氧化碳。 图5：不同能源机组全生命周期碳排放（g CO2 /千瓦时） 核电运行高效可靠，发电效能稳定持续。在“双碳”背景下，能源结构清洁化、低碳化的进程进一步加快，煤电在能源结构中将从主要能源过渡为电力灵活性调节的辅助能源；风电、光电由于受到地理资源条件不稳定的影响，具有波动性与间歇性；核电稳定性强，除定期检修外长期稳定运行，2023年核电机组发电小时数达7670小时，远超其他类型机组，具备稳定持续发电能力。 图6：2023年6000千瓦以上发电设备利用小时（小时） 新能源快速发展下，核能在能源供应中占比有望持续提升。IEA（International Energy Agency国际能源署）针对2050年实现全球净零排放作出假设，按照全球各国政府已宣布承诺的情景，可再生能源将主导全球能源供应的增长，在能源结构中的份额将从2020年的12%增加到2050年的35%（既定政策情景下2050年为25%）。同时核能地位不断提升，在能源结构中的份额将从2020年的5.0%增加到2050年的7.5%（既定政策情景下2050年为5.2%）。 图7：IEA对2050年不同情景下，不同来源的能源供应占比预测 1.2.2核电处于快速发展阶段，预计2030年装机超1亿千瓦 从全球核电发展状况来看，截至2021年底，我国核电仍低于世界平均水平。从世界发电结构上看，2021年全球核电的发电量占总发电量的比重为10.8%。各国核电发电量在国内发电量占比中，法国（69%）、美国（20%）、俄罗斯（20%），我国核电发电量占比2021年刚突破5%，中国核电发电量占比在全球的排名中相对落后，未来仍具备提升空间。 图8：2020年、2021年各国核电发电量在总发电量占比 我国在主要核能发电国家与地区中仍是核电发电量增速最快的国家。受到疫情影响，2020年各国核电发电量增速有所下降，2021年中国核电发电量增速重回10%以上，达到11.3%。2022年由于大量反应堆停运，全球核能发电量26790.11亿千瓦时，同比下降4.4%，同期中国核电发电量增速有所放缓，但依旧保持2.5%的增长势头。 图9：2020-2022年核电主要市场发电量增速变化 图10：2013-2023年中国核电发电量（亿千瓦时） 从政策上看，“双碳”目标重塑国内核电低碳能源地位。我国核电发展的政策历程可以分为四个阶段，从开始学习引进到积极推进核电发展，再到福岛事故后核电陷入低谷期，如今“双碳”政策下核电快速重启： 1991年-2005年，引进学习外国核电技术，适当发展核电。 2006年-2010年，积极推进核电发展，统一核电技术发展路线，引进外国先进技术，吸收并再创新。 2011年-2020年，日本福岛核事故发生后，国务院立即做出重要部署，明确要求抓紧编制核安全规划，坚持“安全第一”方针。 2021年至今，在“双碳”目标下，积极安全有序发展核电，协助优化能源结构，同时推进先进示范堆工程。 表1：国家层面核电相关政策 与国家政策相对应，国内机组开工状况基本与政策同步分为4个阶段： 2005年以前适度发展核电，机组开工数量较少。 2006年-2010年在“积极推进核电发展”的政策下，国内机组开工数量快速增长，2009、2010年达到最高，一年开工九台机组。 2011年受到福岛核事故的影响，为进一步保障核安全与防治放射性0污染，国内开工机组有所减少，2015年核电审批短暂复苏，16-18年由于对三代机组安全性考察审批再度停滞，导致17-19年机组开工数较少。 2020年以后，在“双碳”目标的指导下，核电加速复苏。2023年，我国新核准核电机组10台，新投入商运核电机组3台，新开工核电机组4台。2023年，共有中核集团三门核电4号机组、中国广核陆丰核电6号机组、国家电投海阳4号、中国核电徐大堡1号四台机组开工。按照《中国核能发展与展望（2022）》，我国自主三代核电有望按照每年6-8台机组的核准节奏稳步推进；根据《“十四五”现代能源体系规划》，核能在我国清洁能源低碳系统中的定位将更加明确，作用将更加凸显。 图11：国内核电机组开工数量（截至2023年12月） 我们将中国能源发展分为三种不同情形对核电装机进行预测，高场景下核电和新能源同时高速发展，核电装机以年均8-10台速度增长；中场景下偏向新能源发展，核电有序发展，核电装机以年均7-8台速度增长；低场景下新能源跨越式发展，储能技术加速布局，核电适度发展，核电机组以年均5-6台速度增长。 根据《中国核能发展报告（2021）》蓝皮书预测，