电力行业专题研究：核电电价市场化比例提升利好运营商

证券研究报告 行业研究|行业专题研究|电力（214101） 核电电价市场化比例提升利好运营商 请务必阅读报告末页的重要声明 2024年07月30日 证券研究报告 |报告要点 核电上网电价，大部分为计划电量上网电价，电价稳定确保运营商整体业绩，少部分是市场电量上网电价，受电力市场供需影响，但市场结算价格相对稳定。随着电力市场化加速推进，市场化交易电量占比提升，市场化进展较快为江苏、浙江、福建、广东等电力供需紧张省份，核电市场化比例提升后，电价有望具备向上弹性，推荐中国核电、中国广核。 |分析师及联系人 贺朝晖 SAC：S0590521100002 请务必阅读报告末页的重要声明1/16 行业研究|行业专题研究 2024年07月30日 电力 核电电价市场化比例提升利好运营商 投资建议： 强于大市（维持） 上次建议：强于大市 相对大盘走势 电力 20% 沪深300 3% -13% -30% 2023/72023/112024/32024/7 相关报告 1、《电力：15地区代购电价上涨，12地区开启夏季尖峰时段》2024.07.16 2、《电力：聚焦电改加速带来的电源升值机会-电力行业2024年度中期投资策略》 2024.06.29 扫码查看更多 核电电价可以分为以下四个主要发展阶段 1993~2013年：一厂一价模式，主要按照“成本加成”方式定价。2013~2015年：启动核电标杆电价模式。上网电价采用所在地燃煤机组标杆上网电价和0.43元 /kWh核电标杆上网电价的较低值。2015~2019年：核电市场化开始加速。2019~至今：“核准价+市场价”构成核电电价主体。 核电定价与所在省份、机组情况有关 核电的市场定价呈现出如下特点：1）核电电价水平与其他电源定价、电力供需状况有关。2）不同省份参与市场化交易情况不同，如江苏、福建、广西核电机组参与市场化交易比例较高；3）不同省份市场化交易电量的价格也存在较大差异，相同省份的不同机组也存在差异。 电量市场化比例提升后核电电价具备弹性 2015年9号文后，“市场化”比例逐步提升，2023年市场化电量占比已达61.4%，核电上网电价分为两部分，一部分为计划电量上网电价，另一部分是市场电量上网电价。核电计划电价方面一般低于当地煤电基准电价，市场化交易部分电价则通过集中竞价、双边协商等交易，更具备向上电价弹性。 各省核电市场化政策各异 江苏：江苏核电可参与电力中长期交易，2021-2024年核电参与市场化电量的规模由180亿kWh提升到2024年270亿kWh左右。浙江：2024年秦山一期、三门核电转为保障性机组。广东：岭澳核电和阳江核电全部机组进入市场，直接参与市场交易，电价方面设置超额回收机制。福建：2023年-2024年由434亿kWh提升至640亿kWh，市场化交易规模不断提升。 投资建议：关注受益电价弹性的核电运营商 核电上网电价，大部分为计划电量上网电价，电价稳定确保运营商整体业绩，少部分是市场电量上网电价，受电力市场供需影响，但市场结算价格相对稳定。随着电力市场化加速推进，市场化交易电量占比提升，市场化进展较快为江苏、浙江、福建、广东等电力供需紧张省份，核电市场化比例提升后，电价有望具备向上弹性，推荐中国核电、中国广核。 风险提示：核电机组建设不及预期；电力市场化交易风险。 正文目录 1.核电电价历史复盘，电价迈向市场化4 1.1“一厂一价”转变为“计划+市场化”4 1.2核电定价与所在省份、机组情况有关6 2.电改后核电电价具备向上弹性8 2.1燃煤标杆/基准电价、核电核准电价关系9 2.2电量市场化比例提升，电价更具弹性10 2.3各省核电市场化政策各异12 3.投资建议：关注受益电价弹性的核电运营商14 3.1中国核电：业绩稳健分红稳定，具备高成长性14 3.2中国广核：新增机组投产贡献业绩，电价总体平稳14 4.风险提示15 图表目录 图表1：我国核电项目统计情况4 图表2：核电电价历史演变5 图表3：“一厂一价”电价模式介绍6 图表4：核电机组实际电价和燃煤标杆电价体现出差异性7 图表5：在运核电项目清单及核准电价情况8 图表6：江苏相关电价情况9 图表7：浙江相关电价情况9 图表8：广东相关电价情况10 图表9：广西相关电价情况10 图表10：福建相关电价情况10 图表11：辽宁相关电价情况10 图表12：2019-2023年全国市场化交易电量情况11 图表13：中国核电市场化交易占比及电价变动11 图表14：中国广核市场化交易占比及电价变动11 图表15：江苏核电市场化交易情况12 图表16：中国核电江苏省核电上网电价情况12 图表17：中国核电浙江省上网电量、电价情况13 图表18：岭澳、阳江核电上网电量情况13 图表19：福建省2023/2024核电市场交易区别14 图表20：中国核电福建地区核电电价情况14 1.核电电价历史复盘，电价迈向市场化 1.1“一厂一价”转变为“计划+市场化” 积极有序发展核电是我国实现绿色低碳转型的重要任务举措之一。1991年，采用自主设计的浙江秦山核电1号机组正式投产商运，我国正式进入商用核能开发利 用时代。截止2024年5月，我国核电累计装机容量约58.1GW，2024年1-5月，我国 核电发电量累计达1765亿千瓦时，同比+1.0%。伴随着核电行业的发展和电力体制改革，核电上网电价机制也在不断进步之中。 图表1：我国核电项目统计情况 新增装机(左，GW) 累计装机(右，GW) 10.060 9.0 50 8.0 7.0 40 6.0 5.030 4.0 20 3.0 2.0 10 1.0 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 -0 资料来源：国家发改委，国联证券研究所 核电电价发展走向“核准价+市场价”。核电电价可以分为以下四个主要发展阶段： 1993~2013年：一厂一价模式。2013年以前投运核电站，由于成本差异较大，且并未实现规模化，均按照“成本加合理利润”方式定价，即所谓的“一厂一价”。 2013~2015年：启动核电标杆电价模式。2013年7月2日，国家发展改革委下发通知，部署完善核电上网电价机制，将核电上网电价由个别定价改为对新建核电机组实行标杆上网电价政策，上网电价采用所在地燃煤机组标杆上网电价和0.43元 /kWh核电标杆上网电价的较低值，标志着我国核电结束了“一厂一价”的定价机制，正式从计划走向市场。 2015~2019年：核电市场化开始加速。2015年新一轮电力市场改革以来，核电电价市场化改革进一步深化，2015年11月，国家发改委发布的《关于有序放开发用电计划的实施意见》提到，鼓励核电参与市场价交易，逐步引入双边协商定价和市场竞价机制。2016年部分核电机组开始参与电力市场改革，上网电量分为两部分确认，不参与电力市场部分继续执行核准电价（也称计划电价），参与电力市场部分执行市场定价，其中核准电价是依据“一厂一价”或标杆电价确定，而市场定价则是由供需双方协商或在市场竞争中确定。 2019~至今：“核准价+市场价”构成核电电价主体。2018、2019年增值税率由17%降至16%、13%，核电标杆电价也由0.43元/kWh降至0.4153元/kWh，即除了承担技术引进、自主创新、重大专项设备国产化任务的首台机组或示范工程（如“华龙一号”、AP1000首台机组）可突破0.4153元/kWh，其他在2019年后并网的核电机组最高电 价将是0.4153元/kWh。核电市场化交易比例持续提升，“核准价”和“市场价”成为了核电电价同等重量级的构成部分。 图表2：核电电价历史演变 资料来源：《促进核电高质量发展的电价机制研究》郑保军，国联证券研究所整理 “一厂一价”机制在早期核电项目成本较高的背景下，发挥了促进核电产业发展的作用。一厂一价机制主要包含还本付息电价、经营期电价及本利浮动电价等形式。1990年代，我国主要采用传统的还本付息定价法即基于核电项目成本及贷款偿还需求定价，确保成本回收与合理利润，同时有较强的政策导向。2001年中央发布文件，将电价模式改为更加成熟的经营期电价测算法，摆脱了以往以项目个别财务成 本为基础的定价方法，有利于鼓励企业降低成本和吸引投资。而广东大亚湾项目因特殊背景选择了本利浮动电价模式，电价随成本与市场供需浮动，其“引进外资、借贷建设、售电还钱”经营方针对广东核电的滚动发展起到了积极的作用，但在2009年之后不再采用。 图表3：“一厂一价”电价模式介绍 电价机制计算方法应用场景 还本付息电价 电价是销电收入和供电量之比，销售收入是考虑总成本费用、销售利润、销售税金的总和。 我国20世纪90年代电站的上网电价大都按这种模式,适用于新建核电站初期运营阶段，伴随着基于成本回收和政策导向的特点 本－利浮动电价 在每一个会计年度结束后30天内，董事会审批该年度实际的总发电成本与利润总额，确定分售结算电价等。会计年度实际的总发电成本与董事会确定的税后利润、应缴纳的所得税之和除以总分售电量之商即为该年度的分售电价。 运用于广东大亚湾核电站的特殊定价模式，是改革开放的产物，2009年已被经营期电价取代 经营期电价 在综合考虑电力项目经济寿命周期内各年度的成本和还贷变化情况的基础上，通过计算电力项目每年的现金流量，按照使项目在经济寿命周期内各年度的净现金流量能够满足按项目资本金计算的财务内部收益率为条件测算电价。 综合考虑经济寿命周期、动态调整、成本控制适用于核电站整个经济寿命周期，在2001年之后到2013年电改之前最为常用 资料来源：《我国核电电价机制的回顾与思考》王世鑫等，国联证券研究所整理 1.2核电定价与所在省份、机组情况有关 电改大背景下，核电未来有望参与更多市场化交易。国内在2013年前投运机组12.4GW，占当前运营58GW总装机的22%，78%的机组都是在2013年后的标杆电价时代投产的，均采用标杆电价模式。随着核电行业发展，已经跨过运行前期成本较高、收益较差的阶段，能够承受电价波动带来的经济风险，有能力参与市场竞争，“核准价+市场价”机制则是基于二代改进型机组制定的标杆电价转向市场定价。 核电的市场定价呈现出如下特点：一是核电电价水平与其他电源定价、电力供需状况有关，2020年前交易电价明显低于核准电价，2021年以来有所好转；二是不同省份参与市场化交易情况不同，如江苏、福建、广西核电机组参与市场化交易比例较高；三是不同省份市场化交易电量的价格也存在较大差异，相同省份的不同机组也存在差异。 随着电力市场化改革进程不断推进，在中长期交易为主的模式下，核电将面对 “优先发电合约+市场化中长期交易+现货市场交易+辅助服务交易”的多级市场交易，其中核准电价的影响程度将逐渐缩小。 图表4：核电机组实际电价和燃煤标杆电价体现出差异性 电价机制核电机组具体介绍及电价情况 标杆电价 “核准价 阳江1-6号 防城港1-2号 红沿河1-4号 宁德1-4号 方家山1-2号 福清1-4号 海南1-2号 三门1-2号 阳江1-6号核电机组位于广东阳江，由中国广核集团投资建设。机组自2008年起陆续开工，2014年首次投产，目前执行核电标杆电价，低于燃煤发电标杆电价。 防城港1-2号于2016年全部实现商业运营，投产时使用标杆电价制度，现在执行当前燃煤发电标杆电价,高于投产时电价。 红沿河系列是辽宁省大连市建设的重要核电项目，1-4号投产于2013年-2016年，当前电价高于投产时和当前燃煤发电标杆电价。 宁德核电机组位于福建宁德，1-4号于2013-2016年陆续投产，其中宁德1-2号执行核电标杆电价,低于投产