中國核電研究報(bào)告：電價(jià)受益市場環(huán)境變化-新能源為擴(kuò)張賦新能

中國核電研究報(bào)告：電價(jià)受益市場環(huán)境變化_新能源為擴(kuò)張賦新能

國內(nèi)核電行業(yè)龍頭，正積極布局新能源

公司于2008年1月成立，中核集團(tuán)自2008年起陸續(xù)通過股權(quán)劃轉(zhuǎn)方式將11家下屬核電經(jīng)營企業(yè)股權(quán)劃轉(zhuǎn)至公司；2011年，公司變更為股份有限公司；2015年公司成功在上交所上市。截至2020年底，大股東中核集團(tuán)合計(jì)持有公司64.11%股份，公司實(shí)際控制人為國務(wù)院國資委。目前公司主營業(yè)務(wù)涵蓋核電項(xiàng)目及配套設(shè)施的開發(fā)、投資、建設(shè)、運(yùn)營與管理以及清潔能源項(xiàng)目的投資、開發(fā)等領(lǐng)域，公司盈利主要來源于核電與風(fēng)光的銷售業(yè)務(wù)以及技術(shù)服務(wù)等。

從核電裝機(jī)規(guī)?？?，公司目前為國內(nèi)第二大，世界第四大核電公司，截至2021年9月30日，公司控股投產(chǎn)核電機(jī)組共24臺(tái)，裝機(jī)容量2,250.9萬千瓦，占全國總裝機(jī)42.3%，在建核電機(jī)組6臺(tái)，裝機(jī)容量625.8萬千瓦，公司核電機(jī)組大部分位于經(jīng)濟(jì)發(fā)達(dá)的浙江、江蘇、福建等沿海省份。公司具有多年核電工程建設(shè)管理實(shí)踐經(jīng)驗(yàn)，公司建設(shè)的秦山核電是中國第一臺(tái)自主研究、設(shè)計(jì)、建設(shè)、管理的核電機(jī)組，被稱為“國之光榮”。

集團(tuán)全產(chǎn)業(yè)鏈布局，有力協(xié)同公司核電業(yè)務(wù)發(fā)展。核電行業(yè)的上游主要是核燃料循環(huán)產(chǎn)業(yè)、核電設(shè)備制造產(chǎn)業(yè)等，核燃料循環(huán)產(chǎn)業(yè)發(fā)展直接影響公司運(yùn)行成本，而核電設(shè)備制造的發(fā)展水平及制造能力等因素關(guān)系到建造工期、工程造價(jià)，間接影響公司運(yùn)行成本?？毓晒蓶|中核集團(tuán)是經(jīng)國務(wù)院批準(zhǔn)組建、中央直接管理的國有重要骨干企業(yè)，其前身是中國核工業(yè)總公司（歷經(jīng)第二機(jī)械工業(yè)部、核工業(yè)部），作為國家核科技工業(yè)的主體，中核集團(tuán)擁有完整的核科技工業(yè)體系，目前主要從事核電業(yè)務(wù)、核燃料循環(huán)業(yè)務(wù)、核能技術(shù)研發(fā)與服務(wù)等。中核集團(tuán)的全產(chǎn)業(yè)鏈布局將為公司發(fā)展提供燃料采購、加工、工程設(shè)計(jì)、建設(shè)、設(shè)備進(jìn)口、技術(shù)服務(wù)、乏燃料運(yùn)輸及后處理等全方位支撐。就核燃料循環(huán)而言，國家授權(quán)中核集團(tuán)對(duì)核燃料、鈾產(chǎn)品的生產(chǎn)經(jīng)營和進(jìn)出口實(shí)行專營，中核集團(tuán)是我國唯一擁有完整核燃料循環(huán)產(chǎn)業(yè)的企業(yè)，目前我國僅中核集團(tuán)具有國內(nèi)鈾礦開發(fā)、核燃料組件加工的資質(zhì)和能力。

核電技術(shù)方面，一直以來中核集團(tuán)堅(jiān)持走自主化路線，配合國家的核電自主化整體安排，實(shí)現(xiàn)核電技術(shù)消化吸收再創(chuàng)新。在三代核技術(shù)方面，中核集團(tuán)聯(lián)合其他單位研發(fā)了“華龍一號(hào)”三代核電技術(shù)，該技術(shù)是在我國三十余年核電科研、設(shè)計(jì)、制造、建設(shè)和運(yùn)行經(jīng)驗(yàn)的基礎(chǔ)上，充分借鑒國際三代核電非能動(dòng)安全的先進(jìn)理念，深刻汲取福島核事故教訓(xùn)，滿足國際最先進(jìn)的法規(guī)標(biāo)準(zhǔn)而研發(fā)的三代核電機(jī)型，具有完全自主知識(shí)產(chǎn)權(quán)，采用華龍一號(hào)技術(shù)的福清5號(hào)機(jī)組已經(jīng)在2021年初順利投入商業(yè)運(yùn)行。

公司近年來收入增長穩(wěn)健，過去5年間，公司營業(yè)收入自2016年的300億元增至2020年的523億元，期間復(fù)合增速為12%。從公司2020年收入構(gòu)成看，目前公司營業(yè)收入主要依賴于核電售電，在整體收入中占比達(dá)到92%。

在持續(xù)夯實(shí)核電領(lǐng)域競爭優(yōu)勢同時(shí)，公司近年來在在新能源領(lǐng)域也在積極探索并收到良好成效，通過自建、資產(chǎn)注入等措施推動(dòng)新能源裝機(jī)規(guī)模成長迅速。從裝機(jī)規(guī)?？?，截止2021H1，公司新能源裝機(jī)在運(yùn)裝機(jī)已經(jīng)達(dá)到694萬千瓦，公司目前的新能源裝機(jī)規(guī)模在國內(nèi)上市公司中排名靠前，已經(jīng)具備一定市場影響力。在雙碳戰(zhàn)略推動(dòng)的行業(yè)大發(fā)展機(jī)遇期以及公司在行業(yè)機(jī)遇期來臨的進(jìn)取心推動(dòng)下，新能源業(yè)務(wù)未來有望發(fā)展成為公司業(yè)績成長動(dòng)力中僅次于核電的第二增長點(diǎn)。

核電行業(yè)壁壘突出，雙碳目標(biāo)助力發(fā)展提速有望

低碳特征突出，三代技術(shù)成新建項(xiàng)目主流

核電低碳、清潔，環(huán)保優(yōu)勢顯著。與火電相比，核電不排放二氧化硫、煙塵、氮氧化物和二氧化碳等物質(zhì)；與水電、風(fēng)電相比，較少受自然條件的約束，發(fā)電規(guī)模穩(wěn)定。根據(jù)中電聯(lián)數(shù)據(jù)，每燃燒1噸標(biāo)準(zhǔn)煤將產(chǎn)生二氧化碳2,620千克，二氧化硫8.5千克，氮氧化物7.4千克和280千克爐渣。核電作為同樣穩(wěn)定的基核能源，幾乎無排放物。從經(jīng)濟(jì)性來看，一座百萬千瓦的煤電廠耗煤量達(dá)到300萬噸/年，而一座同樣功率的核電站僅需要核燃料30噸/年。以中國核電為例，“十三五”期間，中國核電累計(jì)新增超過5,000億度核能發(fā)電，相當(dāng)于減少標(biāo)準(zhǔn)煤消耗1.5億噸，減少排放二氧化碳4.1億噸，減少排放二氧化硫134萬噸，減少排放氮氧化物116萬噸，相當(dāng)于造林144萬公頃，面積可覆蓋整個(gè)北京。

技術(shù)走向成熟，安全性日益提高。核電的主要原理為核燃料在反應(yīng)堆內(nèi)發(fā)生裂變而產(chǎn)生大量熱能，高溫高壓的一回路冷卻水把這些熱能帶出反應(yīng)堆，并在蒸汽發(fā)生器內(nèi)把熱量傳給二回路的水，使它們變成蒸汽，蒸汽推動(dòng)汽輪機(jī)帶動(dòng)發(fā)電機(jī)發(fā)電。

自1954年6月27日前蘇聯(lián)奧布寧斯克核電站首次利用核能發(fā)電以來，世界核電至今已有近70年的發(fā)展歷史。就技術(shù)發(fā)展看，已經(jīng)經(jīng)歷了三代，安全性日益提高；特別是福島事件后，世界更加關(guān)注核電安全性。世界范圍內(nèi)看，第三代核電技術(shù)堆型在安全、設(shè)計(jì)上已趨成熟，未來較長一段時(shí)期將是第三代核電技術(shù)和第二代核電技術(shù)并存時(shí)期。

從歷史來看，我國在基本完成“兩彈一艇”軍用核工業(yè)的歷史任務(wù)之后，開始轉(zhuǎn)向民用核電應(yīng)用。1974年，我國成為世界上第七個(gè)具備獨(dú)立設(shè)計(jì)、建造核電站能力的國家，自主設(shè)計(jì)建造的秦山核電廠300MW壓水堆核電機(jī)組，于1991年底并網(wǎng)發(fā)電。目前國內(nèi)整體技術(shù)水平已經(jīng)基本趕上海外國家，已經(jīng)成功在二代基礎(chǔ)上結(jié)合消化吸收引進(jìn)的第三代核電技術(shù)，研發(fā)并建設(shè)我國自主化的第三代核電技術(shù)。目前投入商用的核技術(shù)中，三代核電技術(shù)最先進(jìn)。中國獨(dú)立研發(fā)的“華龍一號(hào)”“全球首堆”福清5號(hào)、“海外首堆”巴基斯坦K2，分別于2021年1月30日和2021年5月20日商業(yè)運(yùn)行，標(biāo)志了中國已真正掌握了三代核電技術(shù)，并躋身世界核電發(fā)展的第一梯隊(duì)。我們預(yù)計(jì)，在國內(nèi)“十四五”新規(guī)劃項(xiàng)目中，華龍一號(hào)將成為主流技術(shù)路線選擇。在成功掌握三代技術(shù)的同時(shí)，目前我國也在加緊研究四代堆型，有望成為世界最早突破四代技術(shù)的國家之一。

牌照、技術(shù)密集等共筑核電壁壘

核電投資運(yùn)營屬技術(shù)密集行業(yè)。核電行業(yè)涉及核物理、化學(xué)、材料、運(yùn)行、維修、性能監(jiān)督、環(huán)境污染監(jiān)測、輻射防護(hù)等多個(gè)領(lǐng)域。核電廠的建設(shè)，需要綜合權(quán)衡安全性、技術(shù)先進(jìn)性、經(jīng)濟(jì)性和工程可實(shí)施性要求，符合核安全法規(guī)要求，采用成熟的技術(shù)和經(jīng)過驗(yàn)證的技術(shù)；要符合技術(shù)經(jīng)濟(jì)性原則，滿足造價(jià)總體控制目標(biāo)；要符合總體進(jìn)度要求，包括開工條件、建造周期等方面。上述方面對(duì)于核電開發(fā)商的技術(shù)基礎(chǔ)及管理水平要求較高，核電行業(yè)存在較強(qiáng)的技術(shù)壁壘。核電行業(yè)核心骨干人員培訓(xùn)的時(shí)間較長，需求量很大。其中反應(yīng)堆的操縱員必須按照核安全法規(guī)的要求，通過國家能源局組織的考試，才可獲得國家核安全局頒發(fā)的執(zhí)照，之后才能進(jìn)行反應(yīng)堆的操縱。

核電運(yùn)營牌照造就較強(qiáng)準(zhǔn)入壁壘。鑒于國家對(duì)于核安全、環(huán)保的高度重視，我國政府對(duì)核電項(xiàng)目及業(yè)主采取核準(zhǔn)、發(fā)放許可證、執(zhí)照等方式，對(duì)投資主體進(jìn)入市場進(jìn)行管理。核電新建建設(shè)項(xiàng)目由國家發(fā)改委負(fù)責(zé)審查其項(xiàng)目申請(qǐng)報(bào)告，并報(bào)國務(wù)院核準(zhǔn)。2020年前，國內(nèi)所有在運(yùn)及在建核電站（不含研究堆、示范工程）一直是中核集團(tuán)、中廣核集團(tuán)和國家電投集團(tuán)三足鼎立；2020年，華能集團(tuán)首次獲得建設(shè)壓水堆核電項(xiàng)目的資格，成為中國第四張核電牌照的持有者。

在國內(nèi)四家擁有核電牌照的企業(yè)中，從裝機(jī)規(guī)模及裝機(jī)數(shù)量看，中核集團(tuán)和中廣核集團(tuán)目前占據(jù)國內(nèi)核電市場主導(dǎo)地位。目前中廣核集團(tuán)下屬的中國廣核（003816.SZ）是中國最大的核電企業(yè)，截至3Q2021，中國廣核的控股投產(chǎn)核電機(jī)組25臺(tái)，控股投產(chǎn)核電機(jī)組裝機(jī)量合計(jì)2,826.1萬千瓦，占全國總裝機(jī)53.1%，核電機(jī)組位于廣東、福建、廣西、遼寧；中國核電的控股在運(yùn)的核電機(jī)組共24臺(tái)，總裝機(jī)容量達(dá)到2,250.9萬千瓦，約占全國商運(yùn)核電機(jī)組的42.3%。從兩家公司的在運(yùn)核電項(xiàng)目區(qū)域分布，除在在福建省存在核電機(jī)組重疊外，兩家公司的核電項(xiàng)目存在明顯的地域分布差異。

核電項(xiàng)目盈利能力突出且保障性強(qiáng)

核電基荷運(yùn)行且優(yōu)先調(diào)度，利用小時(shí)處于較高水平。根據(jù)《節(jié)能發(fā)電調(diào)度辦法（試行）》，在電力調(diào)度上，核電作為清潔能源，調(diào)度順序優(yōu)先于燃煤、燃?xì)狻⑷加偷然痣姍C(jī)組，優(yōu)先調(diào)度保證了核電機(jī)組的年發(fā)電利用小時(shí)較高，2016~2020年我國核電利用小時(shí)水平均在7,000小時(shí)以上，遠(yuǎn)高于火電、水電等其他電源。

核電執(zhí)行標(biāo)桿電價(jià)，保持相對(duì)穩(wěn)定。2013年國家發(fā)改委出臺(tái)《關(guān)于完善核電上網(wǎng)電價(jià)機(jī)制有關(guān)問題的通知》，對(duì)2013年1月1日后投產(chǎn)的核電機(jī)組實(shí)行標(biāo)桿上網(wǎng)電價(jià)政策，根據(jù)核電社會(huì)平均成本與電力市場供需狀況，核定全國核電標(biāo)桿上網(wǎng)電價(jià)為0.43元/千瓦時(shí)。全國核電標(biāo)桿上網(wǎng)電價(jià)高于核電機(jī)組所在地燃煤機(jī)組標(biāo)桿上網(wǎng)電價(jià)（含脫硫、脫硝加價(jià)）的地區(qū)，新建核電機(jī)組投產(chǎn)后執(zhí)行當(dāng)?shù)厝济簷C(jī)組標(biāo)桿上網(wǎng)電價(jià)。全國核電標(biāo)桿上網(wǎng)電價(jià)低于核電機(jī)組所在地燃煤機(jī)組標(biāo)桿上網(wǎng)電價(jià)的地區(qū)，承擔(dān)核電技術(shù)引進(jìn)、自主創(chuàng)新、重大專項(xiàng)設(shè)備國產(chǎn)化任務(wù)的首臺(tái)或首批核電機(jī)組或示范工程，其上網(wǎng)電價(jià)可在全國核電標(biāo)桿電價(jià)基礎(chǔ)上適當(dāng)提高，具體由省級(jí)價(jià)格主管部門提出方案報(bào)國家發(fā)改委核批。

核電單位投資較大，普遍超出其他電源。就投資而言，核電單位造價(jià)相對(duì)較高，通常在1.1~1.7萬元/千瓦之間，明顯高于火電等其他類型電源。目前國內(nèi)二代+技術(shù)經(jīng)過多年實(shí)踐，建造成本大約在1.2萬元/千瓦，三代技術(shù)由于在尚未到大量投入商業(yè)運(yùn)行階段，目前建設(shè)成本大概在1.6~1.7萬元/千瓦的投資水平，未來隨著主設(shè)備制造國產(chǎn)化率逐步提高及新技術(shù)規(guī)?；瘧?yīng)用，三代技術(shù)核電造價(jià)有望呈下行趨勢。

核電成本結(jié)構(gòu)相對(duì)穩(wěn)定。成本構(gòu)成看，主要有核燃料成本、折舊、乏燃料處置基金、員工成本、運(yùn)營維護(hù)費(fèi)及其他費(fèi)用。具體來看，公司通過與中核集團(tuán)下屬燃料采購企業(yè)、組件加工企業(yè)簽訂長期協(xié)議，有效鎖定燃料采購規(guī)模和價(jià)格，保障公司穩(wěn)定的成本結(jié)構(gòu)和燃料來源；折舊方面，不同機(jī)組單位造價(jià)或有所不同，但投產(chǎn)后折舊成本基本固定；乏燃料處置基金根據(jù)《核電站乏燃料處理處置基金征收使用管理暫行辦法》規(guī)定，已投入商業(yè)運(yùn)行五年以上的壓水堆核電機(jī)組按實(shí)際上網(wǎng)銷售電量按0.0260元/kWh的標(biāo)準(zhǔn)征收。由此可以看出，核電行業(yè)成本結(jié)構(gòu)相對(duì)穩(wěn)定。

國家給予稅收優(yōu)惠政策，進(jìn)一步鼓勵(lì)并支持核電行業(yè)發(fā)展，主要有增值稅先征后退（投產(chǎn)后此外起5年內(nèi)、6~10年、10~15年分別返還75%/70%/50%）和所得稅優(yōu)惠（投產(chǎn)初期三免三減半）。綜合來看，核電呈現(xiàn)明顯的建設(shè)期投入高，運(yùn)營期投入低且投入較為穩(wěn)定的特點(diǎn)；加之稅收、調(diào)度等政策扶持，核電行業(yè)具有較強(qiáng)的盈利能力且穩(wěn)定性強(qiáng)，從中國核電和中國廣核兩家上市公司數(shù)據(jù)看，核電運(yùn)營商的綜合毛利率約40%~50%，ROE10%~15%。

審批放開助核電重啟，碳中和背景下核電發(fā)展提速

國內(nèi)核電裝機(jī)量及發(fā)電量占比遠(yuǎn)低于全球平均水平，仍有充分發(fā)展空間。據(jù)國家統(tǒng)計(jì)局和世界核協(xié)會(huì)數(shù)據(jù)顯示，2020年，國內(nèi)核電發(fā)電量占總發(fā)電量的4.9%，相比法國、美國等國家的核電發(fā)電量占比，國內(nèi)核電電量占比仍有較大上升空間。

2016~2018年，國內(nèi)核電審核處于冰封期；2019年，國家新核準(zhǔn)漳州1/2號(hào)等多臺(tái)機(jī)組，核電審批迎來重啟。在政府提出雙碳戰(zhàn)略目標(biāo)后，低碳且可充當(dāng)基核能源的核電未來將在電源結(jié)構(gòu)中發(fā)揮重要作用，行業(yè)長期成長前景打開。2021年3月頒布的《中華人民共和國國民經(jīng)濟(jì)和社會(huì)發(fā)展第十四個(gè)五年規(guī)劃和2035年遠(yuǎn)景目標(biāo)綱要》，提出到2025年，中國在運(yùn)核電裝機(jī)達(dá)到7,000萬千瓦，在建核電裝機(jī)達(dá)到3,000萬千瓦。我們預(yù)計(jì)在“十四五”期間，核電項(xiàng)目的政府審批節(jié)奏將開始提速至年均6~8臺(tái)，國內(nèi)核電裝機(jī)規(guī)模有望在2030年達(dá)到1.0億千瓦，并在2035年增至1.6億千瓦。

風(fēng)光持續(xù)高速成長可期，充分享受降本紅利擴(kuò)張回報(bào)

碳中和推動(dòng)能源及電源轉(zhuǎn)型，新能源長期發(fā)展明確

隨著國內(nèi)在風(fēng)光電站運(yùn)營領(lǐng)域持續(xù)加速推進(jìn)，2012年以來，中國逐漸成為全球新能源裝機(jī)增長的主要貢獻(xiàn)力量。截止2020年末，國內(nèi)光伏發(fā)電累計(jì)裝機(jī)規(guī)模達(dá)到253吉瓦，風(fēng)力發(fā)電累計(jì)裝機(jī)規(guī)模達(dá)到282吉瓦，2013~2020年，國內(nèi)光伏發(fā)電裝機(jī)年均復(fù)合增速為50.4%，風(fēng)電裝機(jī)容量年均復(fù)合增速為18.6%。其中在“十三五”期間，國內(nèi)風(fēng)光的實(shí)際發(fā)展遠(yuǎn)超政府規(guī)劃，其中光伏發(fā)電早在2017年即已經(jīng)完成《太陽能發(fā)展“十三五”規(guī)劃》提出的“2020年太陽能發(fā)電規(guī)模達(dá)到1.1億千瓦以上”的目標(biāo)，風(fēng)電在2019年完成《風(fēng)電發(fā)展“十三五”規(guī)劃》中提出的2020年底風(fēng)電累計(jì)并網(wǎng)裝機(jī)容量達(dá)到2.1億千瓦以上的目標(biāo)。

從國內(nèi)目前的能源消費(fèi)結(jié)構(gòu)看，中國富煤貧油少氣的特殊資源稟賦使得國內(nèi)能源消費(fèi)長期以煤炭為主，能源結(jié)構(gòu)在總體上呈現(xiàn)出黑色、高碳、低熱值、高污染的低質(zhì)型特征。近年來因?yàn)榄h(huán)境污染治理等方面的壓力，煤炭發(fā)展受到抑制推動(dòng)煤炭消費(fèi)在國內(nèi)整體能源消費(fèi)中占比持續(xù)下降，其在能源消費(fèi)總量的占比已經(jīng)在2005年的72%一路下滑至2020年的57%，但占比仍然超過50%使得煤炭目前仍然穩(wěn)居國內(nèi)能源消費(fèi)核心地位。從國內(nèi)碳排放的行業(yè)分布看，電力及熱力、工業(yè)、交通運(yùn)輸、建筑目前是國內(nèi)碳排放的主要構(gòu)成，2018年上述4個(gè)行業(yè)分別占國內(nèi)碳排放總量的51.4%/27.9%/9.7%/4.1%。由此可見，在能源消費(fèi)領(lǐng)域推廣可再生清潔能源，在電力領(lǐng)域減碳去碳，是保證2030年碳達(dá)峰和2060年碳中和目標(biāo)實(shí)現(xiàn)的關(guān)鍵步驟。

產(chǎn)業(yè)鏈內(nèi)議價(jià)能力突出，大型化伴隨招標(biāo)價(jià)格快速下降

從全球主要風(fēng)電裝機(jī)國家的風(fēng)電單體裝機(jī)變動(dòng)趨勢看，風(fēng)機(jī)大型化是全球趨勢。從全球?qū)Ρ瓤?，國?nèi)風(fēng)電單機(jī)規(guī)模相比丹麥、德國等仍存在較大差距，2018年這些國家的新增風(fēng)電平均單機(jī)規(guī)模即已經(jīng)達(dá)到3.5MW水平。從中國風(fēng)能協(xié)會(huì)統(tǒng)計(jì)的2008~2019年國內(nèi)新增風(fēng)電裝機(jī)平均單機(jī)容量數(shù)據(jù)看，國內(nèi)風(fēng)機(jī)大型化多年在持續(xù)推進(jìn)，2011年國內(nèi)新增風(fēng)機(jī)突破1.5MW并在2017年突破2.0MW，2019年達(dá)到2.5MW附近水平。

風(fēng)電電價(jià)補(bǔ)貼不斷下調(diào)并在2021年進(jìn)入全面平價(jià)時(shí)代，推動(dòng)風(fēng)電制造行業(yè)加速技術(shù)進(jìn)步步伐以適應(yīng)行業(yè)新電價(jià)環(huán)境。風(fēng)電機(jī)組技術(shù)進(jìn)步主要體現(xiàn)為機(jī)組大化，從今年的國內(nèi)陸風(fēng)及海風(fēng)招標(biāo)情況看，國內(nèi)風(fēng)電裝機(jī)單機(jī)大型化明顯提速，近期各家企業(yè)招標(biāo)中陸風(fēng)單機(jī)容量在3MW以上已經(jīng)變得較為普遍。從金鳳科技等風(fēng)電設(shè)備行業(yè)龍頭的訂購結(jié)構(gòu)看，2021年前三季度，金風(fēng)科技實(shí)3/4S平臺(tái)機(jī)組銷售容量達(dá)到2,511MW，同比增長224.4%，在公司整體銷售中占比達(dá)到39.6%，同比提升30.3個(gè)百分點(diǎn)；6/8S平臺(tái)機(jī)組實(shí)現(xiàn)銷售容量1,487MW，同比增長332.0%，占比23.4%，同比上升19.3個(gè)百分點(diǎn)。

風(fēng)電機(jī)組大型化主要呈現(xiàn)為高塔筒和長葉片兩個(gè)大型化趨勢，高塔筒意味著能夠捕獲更高高度處的風(fēng)速，長葉片意味著風(fēng)輪的受風(fēng)面積更大能夠捕獲更多的能量，這也使大型化機(jī)組通常有更低的建造運(yùn)維成本，更高的利用小時(shí)。在建設(shè)及運(yùn)維成本方面，大容量機(jī)組相比小容量機(jī)組的裝機(jī)容量增長通常高于其相比小機(jī)組的零部件重量增長，即裝機(jī)存在規(guī)模效應(yīng)，可以降低分?jǐn)偟絾挝蝗萘康脑宪嚦杀?；此外，大容量機(jī)組可以降低塔筒、基礎(chǔ)建筑工程、吊裝、輸電線路等投資成本；從運(yùn)維角度看，大容量機(jī)組對(duì)于電站后期運(yùn)維成本節(jié)約也有幫助。從利用小時(shí)角度看，機(jī)組容量大型化可以提升風(fēng)機(jī)掃風(fēng)面積和降低切入風(fēng)速要求，因此單位容量增加通常意味著更高的利用小時(shí)。

機(jī)組大型化帶來的成本下行效應(yīng)在近期招標(biāo)價(jià)格中已經(jīng)開始體現(xiàn)，國內(nèi)風(fēng)電招標(biāo)價(jià)格年初以來出現(xiàn)明顯下降。根據(jù)其官網(wǎng)披露，2021年9月，金風(fēng)科技3S級(jí)別機(jī)組的全市場整機(jī)商參與的投標(biāo)均價(jià)已經(jīng)降至2,410元/千瓦，4S級(jí)別機(jī)組的全市場整機(jī)商參與的投標(biāo)均價(jià)已經(jīng)降至2,326元/千瓦，均相比去年搶裝時(shí)的價(jià)格高點(diǎn)均已經(jīng)出現(xiàn)約1,500元/千瓦的絕對(duì)價(jià)格下降，降價(jià)幅度接近40%。

風(fēng)電運(yùn)營商在產(chǎn)業(yè)鏈中議價(jià)能力突出，享受技術(shù)進(jìn)步紅利充分。在本輪風(fēng)電機(jī)組大型化過程中，觀察今年1~3季度金風(fēng)科技、明陽智能、遠(yuǎn)達(dá)股份及電氣風(fēng)電等整機(jī)制造企業(yè)的毛利率，各家前三季度毛利率相比其2018~2020年歷史毛利率而言均基本穩(wěn)定。風(fēng)電整機(jī)設(shè)備制造商的毛利率并未隨著風(fēng)機(jī)大型化而相應(yīng)擴(kuò)張，這意味著風(fēng)電整機(jī)制造企業(yè)將技術(shù)進(jìn)步紅利基本全部讓給了下游運(yùn)營商。

新能源運(yùn)營商擴(kuò)張ROE的機(jī)遇期已經(jīng)出現(xiàn)

我們假設(shè)一個(gè)風(fēng)電模擬項(xiàng)目，用于測算風(fēng)電造價(jià)下行對(duì)于項(xiàng)目回報(bào)的影響。按照目前的陸風(fēng)招標(biāo)價(jià)格，國內(nèi)風(fēng)電單位建造已經(jīng)降至6,000元/千瓦附近的水平，相比本輪降價(jià)前的7,500~8,000元的常見造價(jià)區(qū)間，下降了約20%。我們假設(shè)模擬項(xiàng)目的單位裝機(jī)合計(jì)投資為6,000元/千瓦，其中風(fēng)機(jī)造價(jià)為2,500元/千瓦，項(xiàng)目年利用小時(shí)為2,800小時(shí)，上網(wǎng)標(biāo)桿電價(jià)為0.35元/千瓦時(shí)，項(xiàng)目投資的資本金比例為30%。

從各家新能源運(yùn)營商的歷史ROE情況看，2016~2020年，新能源運(yùn)營商的ROE通常集中在8%附近。從我們模擬項(xiàng)目的回報(bào)測算看，在風(fēng)機(jī)大型化推動(dòng)下，我們預(yù)計(jì)新投產(chǎn)風(fēng)電項(xiàng)目回報(bào)將明顯超過歷史水平，而ROE改善將加速風(fēng)電運(yùn)營商的裝機(jī)步伐。

受益市場電價(jià)轉(zhuǎn)暖預(yù)期，新能源打造成長新動(dòng)力

裝機(jī)增長&利用小時(shí)改善，助核電電量持續(xù)溫和增長

“十三五”期間（2016~2020年），大量在建核電項(xiàng)目陸續(xù)投產(chǎn)使得公司核電裝機(jī)規(guī)模取得11.2%的雙位數(shù)快速增長。公司投入商業(yè)運(yùn)行的核電裝機(jī)規(guī)模已經(jīng)自2016年的1,325萬千瓦增至2,020年的2,023萬千瓦，投入商業(yè)運(yùn)行的核電機(jī)組數(shù)量自2015年末的14臺(tái)增至2020年末的23臺(tái)。從公司“十三五”期間核電裝機(jī)投產(chǎn)時(shí)間分布看，2018年為公司核電機(jī)組投產(chǎn)大年，田灣核電3、4號(hào)機(jī)組和三門核電1、2號(hào)機(jī)組均在當(dāng)年順利投產(chǎn)推動(dòng)公司2018年裝機(jī)同比高增33.1%至1,909萬千瓦。如前所述，基核能源、優(yōu)先調(diào)度以及核電的特殊性使得核電機(jī)組的利用小時(shí)波動(dòng)相對(duì)較小，對(duì)終端用電需求波動(dòng)的敏感性要明顯低于火電等機(jī)組，核電的上述特性使得公司“十三五”期間發(fā)電量增長和裝機(jī)增長基本同步?！笆濉逼陂g，公司核電發(fā)電量規(guī)模自2015年的743億千瓦時(shí)增加至2020年的1,488億千瓦時(shí)，此期間的復(fù)合增速為14.9%。

我們預(yù)計(jì)“十四五”期間公司核電裝機(jī)復(fù)合增速為5.2%，增速略微低于“十三五”期間裝機(jī)復(fù)合增速。2021年年初以來，公司陸續(xù)投產(chǎn)了福清5號(hào)機(jī)組和田灣6號(hào)機(jī)組兩臺(tái)核電機(jī)組，其中福清5號(hào)為華龍一號(hào)全球首堆。截止2021Q3，公司共有6臺(tái)在建核電機(jī)組，其中福清6號(hào)機(jī)組在今年11月初已經(jīng)開始進(jìn)入主系統(tǒng)主系統(tǒng)帶核調(diào)試階段，預(yù)計(jì)有望在今年年底順利投產(chǎn)，有望全年3臺(tái)機(jī)組投產(chǎn)推動(dòng)公司今年末的核電裝機(jī)同比增長17%增至2,367萬千瓦。從除福清5號(hào)的其余5臺(tái)在建機(jī)組的投產(chǎn)計(jì)劃看，預(yù)計(jì)漳州1號(hào)、2號(hào)機(jī)組有望在2024年/2025年分別正式投產(chǎn)。展望“十四五”期間公司核電發(fā)展，根據(jù)公司在建項(xiàng)目建設(shè)節(jié)奏，我們預(yù)計(jì)公司核電裝機(jī)規(guī)模有望在2025年末達(dá)到2,609萬千瓦，“十四五”期間累計(jì)增加586萬千瓦，對(duì)應(yīng)復(fù)合增速為5.2%。綜合來看，受政府在“十三五”期間對(duì)于核電項(xiàng)目審批態(tài)度相對(duì)謹(jǐn)慎的影響，公司在“十四五”的核電投產(chǎn)規(guī)模略微低于“十三五”期間投產(chǎn)規(guī)模。

我們預(yù)計(jì)2021~2023年公司核電發(fā)電量將保持溫和增長態(tài)勢，核電發(fā)電量同比增速分別為12.5%/4.0%/3.0%。“十三五”期間，國內(nèi)電力整體過剩大環(huán)境擠壓核電上網(wǎng)空間，使得國內(nèi)核電利用小時(shí)在“十三五”期間弱于“十二五”。從電力行業(yè)供需形勢及電源結(jié)構(gòu)演化情況看，我們預(yù)計(jì)電力供需環(huán)境在“十四五”期間有望改善且核電作為低成本基核電源的性價(jià)比將持續(xù)凸顯，核電行業(yè)利用小時(shí)有望在“十四五”期間出現(xiàn)趨勢回升，從今年前三季度情況看，用電需求旺盛及火電發(fā)電意愿不足等推動(dòng)今年前三季度的全國核電利用小時(shí)已經(jīng)同比回升321小時(shí)至5,842小時(shí)。在新核電機(jī)組投產(chǎn)以及利用小時(shí)回暖共同催化下，我們預(yù)計(jì)公司2021~2023年發(fā)電量將維持溫和增長態(tài)勢，預(yù)計(jì)公司2021~2023年的核電發(fā)電量將達(dá)到1,674/1,741/1,794億千瓦時(shí)，同比增長12.5%/4.0%/3.0%。

電價(jià)預(yù)期正在轉(zhuǎn)暖，核電市場交易折價(jià)或?qū)⑾?/p>

年初以來，國內(nèi)動(dòng)力煤價(jià)格漲勢兇猛并在今年10月創(chuàng)下多年歷史新高，高煤價(jià)使得今年的火電行業(yè)出現(xiàn)前所未有的深度虧損，部分地區(qū)火電在2021Q3甚至出現(xiàn)經(jīng)營活動(dòng)現(xiàn)金流虧損。“多發(fā)多虧”使得火電發(fā)電意愿不足，與此同時(shí)國內(nèi)今年的用電需求表現(xiàn)較為旺盛，因此今年國內(nèi)電力供需形勢格外緊張，大范圍長周期的拉閘限電在各地成為普遍現(xiàn)象。

面對(duì)電力供應(yīng)緊張形勢，中央及地方政府陸續(xù)開始出臺(tái)政策措施，通過終端電價(jià)上漲來向下游疏導(dǎo)火電企業(yè)成本壓力，以保障電力供應(yīng)安全和改善火電企業(yè)盈利能力。國內(nèi)各省市的月度市場化交易電價(jià)近期已普漲，相比標(biāo)桿電價(jià)普遍出現(xiàn)溢價(jià)，且部分省市的市場交易電價(jià)在新政出臺(tái)后已經(jīng)快速觸及20%價(jià)格浮動(dòng)上限。7月底，國家發(fā)改委發(fā)文拉大電力峰谷價(jià)差；10月份，國務(wù)院常務(wù)會(huì)議明確將市場交易電價(jià)上下浮動(dòng)范圍由分別不超過10%和15%調(diào)整為原則上均不超過20%，且高耗能行業(yè)由市場交易形成價(jià)格不受上浮20%限制；10月份，國家發(fā)改委發(fā)文取消工商業(yè)目錄銷售電價(jià)并推動(dòng)燃煤發(fā)電電量全部進(jìn)入市場。隨著電價(jià)管制的不斷放松，近期,國內(nèi)各地市場化交易電價(jià)出現(xiàn)普漲，長期以來市場化交易電價(jià)相比標(biāo)桿電價(jià)打折的情況得到逆轉(zhuǎn)。7~8月以來，內(nèi)蒙、寧夏、廣東等多地的月度市場化交易電價(jià)上漲幅度已經(jīng)達(dá)到前期政策規(guī)定的10%漲價(jià)上限；在10月國常會(huì)將價(jià)格浮動(dòng)范圍放松至20%后，江蘇、廣東等省的11月市場化交易電價(jià)已經(jīng)快速達(dá)到20%的價(jià)格浮動(dòng)上限。

能源轉(zhuǎn)型期的系統(tǒng)成本上升壓力配合電價(jià)形成機(jī)制正在完善，預(yù)計(jì)國內(nèi)下游用電價(jià)格有望迎來長期結(jié)構(gòu)性上漲。我國在碳達(dá)峰、碳中和戰(zhàn)略目標(biāo)推動(dòng)下，新能源發(fā)電正在從輔助性角色向主力電源和主力能源邁進(jìn)。而從德國及美國加州的國外經(jīng)驗(yàn)看，新能源裝機(jī)大幅上升時(shí)電價(jià)通常會(huì)出現(xiàn)持續(xù)性上漲，即電力系統(tǒng)綜合成本在新能源化過程中的達(dá)峰可能需要較長時(shí)間周期。這意味著對(duì)于國內(nèi)電價(jià)而言，即使度過本輪煤炭價(jià)格大幅上漲帶來的上漲壓力，從中長期看也面臨新能源裝機(jī)提升后的系統(tǒng)成本上升帶來的結(jié)構(gòu)性價(jià)格上行壓力。與此同時(shí)，政府也正在深化改革以加速推動(dòng)電力市場價(jià)格形成機(jī)制設(shè)立，讓市場交易電價(jià)有效反應(yīng)市場供需和成本變化。

公司在運(yùn)核電機(jī)組主要分布在江蘇、浙江、福建等三省積極推動(dòng)核電進(jìn)入市場開展市場化交易，核電機(jī)組在當(dāng)?shù)貐⑴c市場的電量規(guī)模逐年擴(kuò)大。從三省公布的2021年電力市場化交易方案看，江蘇省明確江蘇核電全年市場交易電量不低于180億千瓦時(shí)，其中年度交易電量不超過140億千瓦時(shí)；參考浙江省年初制定的各個(gè)核電機(jī)組的市場交易電量，我們預(yù)計(jì)浙江省2021年核電最終市場化實(shí)際參與比例接近50%；福建省提出非華龍一號(hào)的核電機(jī)組均進(jìn)入市場，全年市場電量275億千瓦時(shí)，并可根據(jù)全省電力電量平衡情況調(diào)整。

我們預(yù)計(jì)2021年公司市場化交易電量規(guī)模有望增至700億千瓦時(shí)，市場電的度電絕對(duì)價(jià)格折扣幅度約為0.05元/千瓦時(shí)，折扣幅度接近2020年。2016年，公司下屬核電機(jī)組開始參與電力市場化交易，當(dāng)年市場化交易電量規(guī)模合計(jì)僅為73億千瓦時(shí)，在公司當(dāng)年核電上網(wǎng)電量中占比僅為9%；2020年，公司市場化電量已擴(kuò)大至513億千瓦時(shí)，在公司核電上網(wǎng)電量中占比攀升至37%。長期以來，電力市場供需形勢寬松使得各省的市場化交易電價(jià)相比本省標(biāo)桿電價(jià)持續(xù)存在5%~10%的價(jià)格折扣。對(duì)于公司而言，我們測算的結(jié)果顯示，2018~2020年，公司市場化交易電價(jià)絕對(duì)折扣規(guī)模約0.05~0.06元/千瓦時(shí)。我們預(yù)計(jì)2021年公司市場化電量規(guī)模有望增加至701億千瓦時(shí)，在公司核電上網(wǎng)電量中占比增至45%。通常國內(nèi)各省市的市場化交易電量主要以年度合同電量為主，且2021年的年度合同基本已經(jīng)在電力供需矛盾尚未激化的去年底或者今年初已鎖定電價(jià)，我們預(yù)計(jì)2021年公司市場化交易電價(jià)絕對(duì)折扣為0.05元/千瓦時(shí)，和2020年折扣幅度基本接近。

我們預(yù)計(jì)2022~2023年公司市場交易或?qū)⒉辉僮尷：穗姍C(jī)組通常和或火電機(jī)組一起以雙邊協(xié)商和月度集中交易等方式參與電力市場化交易，當(dāng)前電力市場供需環(huán)境已經(jīng)發(fā)生根本變化，火電市場化交易電價(jià)相比基準(zhǔn)電價(jià)存在溢價(jià)的情況已經(jīng)出現(xiàn)并有望長期持續(xù)，核電機(jī)組在參與本省市場交易將相應(yīng)從火電市場電價(jià)上漲中受益。展望2022~2023年，我們預(yù)計(jì)公司下屬核電機(jī)組在參與所在省的電力市場交易時(shí)，公司將不再對(duì)下游用戶提供電價(jià)折扣，市場交易電量有望按照核電計(jì)劃內(nèi)銷售電價(jià)或者參考價(jià)格更高的火電市場電價(jià)來簽署電量合同。我們按照相對(duì)謹(jǐn)慎的態(tài)度來預(yù)測公司未來的市場交易電價(jià)，預(yù)計(jì)公司2022~2023年的市場交易電量的電價(jià)折扣為0.00/0.00元千瓦時(shí)，即市場化交易核電按照核電標(biāo)桿電價(jià)執(zhí)行。

近年來，由于公司核電市場化交易電量規(guī)模的不斷擴(kuò)大且市場電價(jià)持續(xù)存在折扣，使得公司市場化交易帶來的讓利規(guī)模持續(xù)增加。我們估計(jì)2020年公司市場化交易讓利規(guī)模為21.8億元，預(yù)計(jì)在2021年，該讓利規(guī)模有望進(jìn)一步增加至27.9億元。如前所述，我們預(yù)計(jì)公司在2022~2023年的市場化交易中將不再給予用戶電價(jià)折扣，這意味著公司雖然仍將有大量核電市場交易電量，但是市場交易不在對(duì)公司營業(yè)收入產(chǎn)生拖累。由于前期讓利規(guī)模巨大，未來市場交易電價(jià)不再讓利有望成為公司2022~2023年?duì)I業(yè)收入及業(yè)績?cè)鲩L的重要推動(dòng)力。

我們對(duì)于公司市場化交易的基準(zhǔn)假設(shè)為：2022~2023年，核電市場化交易電量在整體核電上網(wǎng)電量中占比維持在45%，且市場化交易電價(jià)相比核電標(biāo)桿電價(jià)不在給予電價(jià)折扣?？紤]到各省市最新的火電市場交易電價(jià)已經(jīng)出現(xiàn)溢價(jià)且明顯高于核電機(jī)組獲批電價(jià)，公司核電市場交易時(shí)除不給予用戶價(jià)格折扣外，可能簽署高于核電機(jī)組獲批電價(jià)的市場交易電價(jià)，即核電市場交易電價(jià)出現(xiàn)溢價(jià)。我們分三種情景假設(shè)測算，情境1：2022~2023年的公司市場化交易電量部分折價(jià)0.02元/千瓦時(shí)，情境2：2022~2023年的公司市場化交易電量部分溢價(jià)0.02元/千瓦時(shí)，情境3：2022~2023年的公司市場化交易電量部分溢價(jià)0.02元/千瓦時(shí)且市場化交易電量占比提升10個(gè)百分點(diǎn)。從情景分析結(jié)果看，情景3下,公司2022~2023年的凈利潤將達(dá)到101/107億元，對(duì)應(yīng)2022~2023年公司凈利潤增速分別為33%/7%，情景3下的2022~2023年凈利潤相比基準(zhǔn)假設(shè)分別增長7%/7%，情景1下,公司2022~2023年的凈利潤將達(dá)到88/94億元，相比基準(zhǔn)假設(shè)下凈利潤下降分別6%/6%。

風(fēng)光有望實(shí)現(xiàn)跨越，成為第二業(yè)績?cè)鲩L點(diǎn)

公司對(duì)新能源業(yè)務(wù)發(fā)展表述逐漸積極，正積極布局新能源業(yè)務(wù)謀發(fā)展。2017年前，公司在年報(bào)中對(duì)新能源業(yè)務(wù)態(tài)度一直是“適度開發(fā)新能源”；2018年起，公司開始加速新能源布局，在年報(bào)中將發(fā)展態(tài)度調(diào)整為“大力開拓風(fēng)電、光伏等新能源市場，增加新的經(jīng)濟(jì)增長點(diǎn)”；2019年，公司在年報(bào)中將發(fā)展態(tài)度進(jìn)一步調(diào)整為“抓住新能源規(guī)模發(fā)展機(jī)遇期，自主建設(shè)和收并購并行，實(shí)現(xiàn)跨越式發(fā)展?！睆纳鲜霰響B(tài)措辭演進(jìn)可以明顯看出，公司對(duì)于發(fā)展新能源板塊的態(tài)度逐步積極，正著力將新能源打造為業(yè)績成長新增長點(diǎn)。

公司新能源業(yè)務(wù)發(fā)展迅速，2020年末公司收購集團(tuán)旗下中核匯能為新能源跨越式發(fā)展再添加強(qiáng)勁助力。公司風(fēng)光總裝機(jī)容量2018年僅為16.4萬千瓦，2019年已經(jīng)增至102.0萬千瓦；2020年，公司在保持新能源業(yè)務(wù)內(nèi)生增長高增發(fā)展的同時(shí)，完成了對(duì)原集團(tuán)下屬的新能源發(fā)電平臺(tái)——中核匯能的收購，在內(nèi)生外延雙輪擴(kuò)張推動(dòng)下，公司2020年末新能源裝機(jī)在運(yùn)裝機(jī)容量增長至525.0萬千瓦，其中風(fēng)電175.7萬千瓦、光伏349.3萬千瓦。中核匯能成立于2011年，是中核集團(tuán)旗下核心風(fēng)光發(fā)電平臺(tái)，經(jīng)過近10年發(fā)展，中核匯能已建立與新能源產(chǎn)業(yè)相適應(yīng)的管控體系，形成了較為完善的項(xiàng)目開發(fā)、建設(shè)、運(yùn)維等一系列制度流程，具備進(jìn)一步快速發(fā)展的基礎(chǔ)。中核匯能下屬新能源資產(chǎn)已經(jīng)具備相當(dāng)體量，截至2020年11月底，其持有在運(yùn)的新能源裝機(jī)148.2萬千瓦，其中風(fēng)電107.6萬千瓦，光伏40.6萬千瓦，在建新能源裝機(jī)規(guī)模50.0萬千瓦。本次收購無交易對(duì)價(jià)為21.11億元，2019年末凈資產(chǎn)為14.77億元，收購對(duì)價(jià)對(duì)應(yīng)2019年P(guān)B為1.4倍。

在完成收購后，按照2020年末裝機(jī)規(guī)模，公司新能源已經(jīng)成功進(jìn)入行業(yè)第一梯隊(duì)。截至2020年底，按照在運(yùn)裝機(jī)排名，在A&H兩地上市公司中，公司清潔能源裝機(jī)量已經(jīng)位居第六，其中光伏裝機(jī)量位居第三，僅次于三峽能源和太陽能；2017~2020年市場上主要新能源上市公司的清潔能源裝機(jī)CAGR普遍在10%~30%，而公司新能源裝機(jī)容量從2018年16.41萬千瓦增長至2020年525萬千瓦，兩年CAGR達(dá)到566%，呈現(xiàn)爆發(fā)式增長。項(xiàng)目分布方面，公司風(fēng)光裝機(jī)分布廣，項(xiàng)目遍布15個(gè)省份或自治區(qū)，在貴州、廣東、遼寧等省份實(shí)現(xiàn)零突破。整體來看，中國核電的風(fēng)光業(yè)務(wù)已躋身行業(yè)第一梯隊(duì)。

公司低成本融資優(yōu)勢突出，收購中核匯能也有助公司整合集團(tuán)產(chǎn)業(yè)優(yōu)勢，長期發(fā)展新能源業(yè)務(wù)潛力充沛。從近2年公司發(fā)展成本看，公司發(fā)債成本普遍在3%~4%的區(qū)間內(nèi)，低融資成本有望成為公司持續(xù)發(fā)展新能源重要助推力。通過