聚焦｜受益新项目审批重启核电运营收益高且稳定-第3页-北极星核电网

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二、核电运营收益高且稳定，公司盈利能力有望改善

2.1.核电运营收益高且稳定

核电站利用核反应堆中核裂变所释放的能量进行发电。核裂变反应在核电机组的压力容器中产生热能，反应堆冷却剂通过吸收这些热量转变为高温流体，高温冷却剂在蒸汽发生器中与给水换热后再回到压力容器中，这个通过主泵带动的循环被称为一回路。给水吸收热量后生成蒸汽，从而推动汽轮机带动发电机组发电，做功后的蒸汽通过冷凝器转化为给水再被送回到蒸汽发生器中，这个通过主给水泵带动的循环被称为二回路。核电与常规火电站的区别仅在于进入汽轮机的蒸汽携带的能量来源不同，火电站是通过燃烧煤炭、石油、天然气等燃料产生热能，核电站则通过铀核燃料裂变产生热能。

根据核电运营的特点，影响核电行业利润水平的主要因素包括：上网电价、发电量（设备利用小时）、工程造价、利率、汇率、核燃料成本、人工成本、计提的乏燃料后处理费用等。而影响其收入的最主要因素为发电量（设备利用小时）和上网电价，影响其成本的最主要因素是折旧、人工和燃料成本等。

核电设备利用小时位居第一。一般来说，核电机组间隔 12-18 个月才更换一次核燃料和检修，与其他能源相比，核电可以保持长时间稳定运行。同时核电单机容量较大，最高可达近 180 万千瓦，是理想的承担电网基本负荷的电源。根据中电联公布的 2017 年电力工业统计数据，核电设备年运行小时数为 7108 小时，在所有发电类型中高居第一，远高于发电设备平均利用小时（3786）。

2017 年公司核电机组平均利用小时数为 7461.2 小时，较 2016 年提高 90 个小时，高于行业平均水平。

核电上网电价与火电相当。公司电价可以分为标杆上网电价和市场化交易电价，对于市场化交易电价，目前主要以市场化协商电价为主，具体价格由供需双方协商确定。对于核电标杆上网电价，根据《国家发展改革委关于完善核电上网电价机制有关问题的通知》，2013 年 1 月 1 日以后投产的核电机组实行标杆上网电价政策，标杆上网电价确定为 0.43 元/千瓦时；标杆上网电价高于核电机组所在地燃煤机组标杆上网电价（含脱硫、脱硝加价）的地区，新建核电机组投产后执行当地燃煤机组标杆上网电价；全国核电标杆上网电价低于核电机组所在地燃煤机组标杆上网电价的地区，承接核电技术引进、自主创新、重大专项设备国产化任务的首台或首批核电机组或示范工程，其上网电价可在全国核电标杆电价基础上适当提高；2013 年 1 月 1 日以前投产的核电机组的上网电价仍按原规定执行。总体来看，核电上网电价与火电相当，高于水电。公司运营机组在浙江、江苏、福建和海南四个省份，与当地燃煤机组标杆电价相比，浙江省内机组上网电价略低，江苏省内机组机组上网电价略高，福建和海南省内机组上网电价相当（昌江核电站上网电价预计为 0.43 元/千瓦时）。

公司成本结构稳定，未来有望逐渐下降。公司成本中固定成本占比较高，而可变成本占比较低。2017 年，公司主营业务成本中固定资产折旧占比为 38%、燃料及其他原材料占比为 24%、人工费占比为 10%、运维费占比为 14%。人工费和运维费与机组数量密切相关，相对比较固定，占比也相对较小，所以对公司成本影响有限。折旧费是公司成本中占比最高的部分，公司运营的核电机组中固定资产折旧年限为 5-30 年，而二代核电机组正常可运行 60 年，三代核电机组设计寿命为 60 年，正常运行年限有望更高。折旧完成后，公司成本有望获得大幅降低。燃料及其他原材料在成本中占比位居第二，公司核燃料主要通过采购天然铀再委托加工燃料组件的方式。其中加工燃料组件费用较为固定，而天然铀采购一般签订长期合同，价格波动较小，且近年来国际天然铀价格处于低位。总体来看，公司成本结构稳定，随着时间的推移，若各类设备陆续折旧完毕，公司单位发电成本将逐渐下降。

核电运营收益高且稳定。受益于核电上网电价和设备利用小时均较高，核电业务营业收入保持较高的水平，同时核电业务的成本结构较为固定，未来还将逐渐下降，核电运营业务收益较高。公司销售毛利率与销售净利率多年来分别保持在 40%和 27%左右，高于同级别火电企业，略低于同级别水电企业。2018 年第一季度，公司销售毛利率为 44.86%，销售净利率为 26.44%。

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