电力系列深度（01）：重要基荷能源，核电迈入高景气周期

核电作为基荷能源的重要角色，兼具成长性和稳定性。1）核心要素一：核电可作为基荷能源，与水电、火电形成互补效应。核电发电平稳，2023年核电平均利用小时数高达7670h，近三年均保持在7500h以上，其平均利用小时数遥遥领先，高于火电、水电等其他能源。2）核心要素二：核电经济性优势凸显，具备现金牛特性。核电站建设与运营周期较长，短期设备厂商确认收入增多，长期运营商盈利稳健增长。电价：核电上网电价稳定性强，大多维持在0.40-0.45元/千瓦时，变动幅度较小，普遍持平或低于沿海各省煤电标杆电价。成本：投资建设和财务成本占比较高，核电LCOE低于煤电、海风和光伏等，长期运行的核电成本竞争力凸显。投资收益：核电站单位造价高，固定成本高，运营成本低，核电站投资回收期大约为17年，而设计寿命一般为40-60年，运营后期盈利能力较强，长期看具备较稳定的投资价值。3）核心要素三：国内外需求共振，核电产业景气上行。需求侧：2024年我国发电量有望达到9.9万亿kWh，电力需求旺盛，核电作为可靠的基荷能源，预计2035年核电发电量占比达10%。供给侧：近几年核电机组审批加速，十四五期间将按照每年6-8台新机组进行核准，在建装机容量逐步扩大，2023年已增至57.03GW。 国内核电规模持续增长，三代核电技术多点开花，四代技术已形成示范应用。 近年来中国新核准电机组数量加速，2019-2023年核准数量分别达4/4/5/10/10台，处于历史高位。截至2023年底，国内在运行核电机组55台，在建26台，总装机容量达30GW，其中华龙一号已成为中国三代核电发展的重要代表，中国四代技术也领先全球，目前已有山东石岛湾的高温气冷堆核电站示范工程投入商业运行，打开核电发展新空间。 核电产业链百舸争流，相关环节持续受益。1）上游：铀长协合同保障供应稳定；2）中游：在核岛设备领域，东方电气与上海电气的技术实力全国领先，在常规岛设备领域东方电气、上海电气与哈电集团三足鼎立，随着核准加速，核电设备厂商步入密集交付期；3）下游：核电渗透率仍较低，2035年有望达10%，需求空间广阔，核电运营商格局稳定。 投资建议：短期看，近三年核电机组审批加速，核电设备厂商将迎来密集交付期，重点推荐核岛和常规岛主设备厂商【东方电气】，建议关注【上海电气】； 重点推荐核级电机厂商【佳电股份】、【卧龙电驱】，建议关注吊篮筒体和堆内构件供应商【海陆重工】，核级阀门供应商【江苏神通】、【中核科技】。长期看，核电行业兼具成长性和稳定性，2035年核电发电量占比有望达10%，重点推荐核电运营商【中国核电】、谨慎推荐【中国广核】。 风险提示：1）审批核准进度不及预期。2）建设进度不及预期。3）核电电价波动风险。4）核电机组运行风险。 重点公司盈利预测、估值与评级 1核电：基荷能源的重要角色，兼具成长性和稳定性 1.1核心要素一：核电可作为基荷能源，配合电网调度安排 全球双碳减排背景下，核能作为一种低碳的清洁能源，相比光伏、风能、氢能等其他可再生能源，兼具高密度、清洁、低碳、长期稳定运行等优势，可作为能够连续、可靠地供应电力的基荷能源。 1）发电量稳定，基荷能源地位稳固 核电持续稳定发电，发电利用时长远优于其他电源。核电发电平稳，其平均利用小时数遥遥领先，远超火电、水电等其他能源。2023年核电平均利用小时数高达7670h，约为风电的3.45倍、火电的1.72倍、光伏的5.96倍，近三年均保持在7500h以上。因此，核电可依托其高度稳定性和可靠性作为基荷能源运行，与水电、火电形成互补效应。 图1：2012-2023各能源平均利用小时数对比（h） 图2：电力系统日负荷图 核电不依赖自然天气，原料供应充足，土地利用效率高，可以稳定持续产电。 与风电、光伏相比，核能发电不受季节、环境等自然状况影响，供电没有随机性、间歇性和波动性等问题，优势显著；与水电相比，核电在选址的地域限制相对较小，三代核电多建设于沿海地域，未来随着四代核电技术落地，选址空间更大，供电持续性上也更具优势。 表1：各能源稳定性能比较 2）核电安全性大幅提升，促进可持续发展 我国核电技术不断迭代，安全运行业绩国际领先。尽管苏联切尔诺贝利与日本福岛两次七级核事故一度让核电发展停滞，但借助三代核电技术的革新，核电的安全性得到显著提升。截至2024年Q1，我国运行核电机组和研究堆从未发生INES 2级及以上事件或事故，核电机组安全性能良好。2023年发生运行事件约13件均为0级事件，单机组平均运行事件数降低至0.24。核电安全运行业绩保持国际先进水平，2023年中国核电机组WANO综合指数高于美、俄、法等主核国家，33台机组为WANO综指满分，居世界前列。 图3：中国核电机组运行事件情况 3）核电清洁、低碳，顺应全球减碳大势 核电属于清洁能源，地位不可替代。核电在全球电力结构占比9.11%，作为清洁能源的一种，显示出其不可忽视的地位。中国电力结构正逐步优化，核电发电量占总发电量比例虽小幅度波动，但整体呈上升趋势，从2013年的2.11%上升至2023年的4.86%。尽管火电仍占主导地位，但能源绿色转型趋势不可阻挡，核电对于保障能源安全、清洁减碳具有不可替代作用。 图4：2022全球电力结构（TWh） 图5：2013-2023年我国电力结构变化 核电清洁优势显著，单位碳排放最低。据生态环境部最新测算，2021年全国电力平均二氧化碳排放因子为0.5568kgCO2/kWh，不同区域电网碳排有所差异，西南和南方地区碳排因子较小，电力结构正向绿色转型。IAEA报告表明，核能发电每生产一度电只需要排放5.7克碳，同等发电水平下核电碳排最少，比光伏、风电更加环保，环保性优于同类清洁能源风、光电。 图6：2021年度区域电力平均二氧化碳排放因子（kgCO2/kWh） 图7：各能源每度电碳排放量（g/kWh） 4）核燃料转化效率高，核电是高效能源 核电站发电效率高，且核燃料储量大，使用寿命长，可以更有效地利用资源。 核电主要使用铀-235作为核燃料，能源转换效率极高，1千克铀-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，百万千瓦级核电站机组一般每年只需要更换约30吨核燃料，而同等装机容量煤电厂每年需要300万吨煤。核燃料具备极高的能量密度，燃料转化效率和发电效率高，未来发展潜力极大。 表2：各电力能源效率对比 1.2核心要素二：核电经济性优势凸显，具备现金牛特性 核电站建设与运营周期较长，短期设备厂商确认收入增多，长期运营商盈利稳健增长。核电站的建设周期为4年到5年，其中设备采购周期为3年到4年，一般情况下，在核电站得到能源局允许开展前期工作批复后，运营商可以开始长周期设备的招标工作。核电机组投运后，发电运营周期大概40年，退役年限大概10年。 图8：核电站设备招标流程图 核电前期资产投资较大，满负荷或接近满负荷运行，利用小时数越高，核电经济性优势愈加凸显。核电经济性主要取决于收入、成本、费用，其中收入取决于发电量和上网电价，发电量取决于发电利用小时数，费用中占比最高的是固定资产折旧，折旧额与负荷因子强相关，高负荷运转能够显著降本。根据中国核能行业协会计算，2023年1-12月，核电设备利用小时数为7661.08小时，平均机组能力因子为91.25%。其中中国核电2023年平均负荷因子为89.63%，中国广核平均负荷因子85.72%，因此将核电作为基荷电源，保持满负荷或接近满负荷运行状态，整体固定和可变成本也将达到相对合理水平，进一步凸显核电的经济性。长期看，从欧美等国历史经验来看核电也具备较强的经济性，比如2023年法国核电占比已达65%，核电电价也仅是传统煤电电价的60%，是替代传统化石能源的性价比选择。 图9：核电站盈利模式 1.2.1核电电价：市场化交易比例提升，打开价格弹性空间 核电进入标杆电价时代，逐步参与地方市场化交易。核电电价机制从以前的“一厂一价”到执行“全国核电标杆上网电价为0.43元/千瓦时，并按照标杆电价和当地火电电价孰低”原则。核电参与地方电力直接交易的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，对核电的经济性提出了更高要求。 核电市场化交易比例逐步提升，市场化机制有利于提高核电电价弹性。随着电力体制改革的推进，全国范围内逐步构建起竞争充分、开放有序的电力市场体系，电力市场化交易规模将进一步扩大，2023年，全国各电力交易中心累计完成市场交易电量52543亿千瓦时，占全社会用电量的60.8%，比上年提高15.4%。中国核电的市场化交易电量占总发电量比例从2018年的27.06%增至2023年的44.57%；中国广核的市场化交易电量占总发电量比例从2019年的32.88%增至2023年的57.30%。 图10：2018-2023年中国核电市场化交易电量（亿千瓦时）及占比 图11：2019-2023年中国广核市场化交易电量（亿千瓦时）及占比 核电上网电价普遍低于电站所在沿海各省煤电标杆电价。核电上网电价稳定性强，大多维持在0.40-0.45元/千瓦时，变动幅度较小，普遍持平或低于沿海各省煤电标杆电价。新投产机组一般不高于当地煤电标杆上网电价，表明核电对于煤电有一定的基荷替代能力。全国在运55台核电机组中，28台上网电价低于当地煤电标杆电价，12台持平，持平和低于占比72.73%，15台高于当地煤电标杆电价，占比27.27%。随着电力体制改革的持续推进，中国核电电价体系将朝着更加合理、可持续的方向发展，核电企业有望获得更多电价定价权，为未来核电电价小幅提升创造条件。 图12：2023年我国核电机组计划电价及当地燃煤基准价（元/千瓦时） 1.2.2核电成本：投资成本占比高，远期边际成本逐步摊平 核电站的发电成本包括投资建设、财务费、燃料费、运行和维护、乏燃料处置以及退役等成本。1）投资建设：核电站建设周期长，单位造价成本较高，在度电单位成本中占比较高；2）财务费：由于建设工期足够长，财务费用还贷期较长，一般10-15年，财务成本也很高；3）燃料费：核电燃料成本受年换料量、核燃料价格的影响；4）运行和维护费：核电站的运行维修、定期大修，也要用到高技术含量的设备与材料；5）乏燃料处置：核燃料循环后端中乏燃料处置成本属于核电特有成本，乏燃料处理处置基金的征收、使用和管理按照国家相关文件执行；6）退役费用：目前核电厂退役基金的提取总额为核电厂建设工程固定资产原值10%。 核电成本结构中折旧占比最高。2023年两家核电企业营业成本结构中固定资产折旧占比较高，中国核电固定资产折旧占比为38.67%，其次为燃料及其他材料，占比为22.19%；中国广核固定资产折旧占比19.77%，核燃料成本占比15.93%。 图13：中国广核营业成本结构（%） 图14：中国核电营业成本结构（%） 核电考虑了全成本，减排背景下成本优势显著。核电发电成本为2.37欧分/KWh，其中投资、运维、燃料成本分别为1.38、0.72、0.27欧分/KWh，核电在运营过程中已将废物处置和退役费用考虑在完全成本中，而煤电发电成本为4.43欧分/KWh，其中投资、运维、燃料成本分别为0.76、0.74、1.31欧分/KWh。 考虑二氧化碳排放费20欧元/吨，二氧化碳成本每度1.62欧分，占发电成本36.6%。 图15：计入碳排放的发电成本（单位，欧分/Kwh） 图16：核电成本结构（%） 核电LCOE低于煤电、海风和光伏等，长期运行的核电成本竞争力凸显，因此延长核电厂的寿命可有效提升核电成本竞争力。平准化度电成本（LCOE）是假定在电厂项目计算期内，是对项目生命周期内的成本和发电量进行平准化后计算得到的发电成本，即生命周期内的成本现值/生命周期内发电量现值。根据世界核能协会《Nuclear PowerEconomics andStructuring》报告显示，假设