聚焦｜受益新项目审批重启 核电运营收益高且稳定

2.2.行业景气度回升，公司盈利能力有望改善

电力供需失衡继续缓解，核电设备利用小时有望继续回升。2017 年，受益于 全社会用电量快速增长，以及发电装机增速放缓，全国发电设备利用小时数实 现止跌回升。全年发电设备利用小时数为 3785.78，同比增长 0.78 小时；核 电设备利用小时数同样实现止跌回升，全年累计利用小时数为 7107.94，同比 增长 65.94 小时。2018 年 1-5 月份，全社会用电量同比增长 9.7%，增速较上 年同期提高 3.4 个百分点，用电量保持较快增长；6,000 千瓦以上电厂发电设 备容量同比增长 6.1%，增速较上年同期下降 1.3 个百分点，电力装机增速继 续放缓；全国发电设备利用小时数为 1539，同比增长 61 小时；全国核电设备 平均利用小时 2915 小时，比上年同期增加 99 小时。受第二产业用电量需求 的回暖、夏季高温以及“煤改电”政策带来的新增电能需求以及一般工商业电 价下调的影响，全社会用电量有望继续保持较快的增长；而随着煤电供给侧改 革的推进和水电装机的放缓，电力装机增速将继续放缓，电力供需失衡的情况 预期将继续得到缓解，全国发电设备利用小时数有望得到明显提升。核电作为 电网基本负荷之一，设备利用小时也将有望得到明显提升。

公司机组分布在浙江、福建、江苏、海南四个省份，2017 年各省份发电量占 比分别为 50.7%、17.2%、7.4%、24.7%。就此四个省份经济发展及用电量情况 来看，增长速度均高于全国平均水平，且江苏、浙江、福建都属于经济大省， 2017 年各省份 GDP 增速都保持在 7.0%以上；其用电负荷也较高， 2018 年 1-5 月份，用电量同比增速分别为 10.6%、9.3%、13.0%、9.9%。随着经济增速的 回暖以及全国电力失衡情况的缓解，公司机组所在省份未来用电量预期继续保 持快速增长，公司机组利用小时有望长期保持在较高的水平。

政策护航，核电有望优先消纳。核电站一般是按照带基本负荷运行的方式进行 设计，为保障机组运行稳定，核电机组基本不参与电网调峰。根据国务院下发 的《节能发电调度办法（试行）》，核电的发电序位仅次于可再生能源发电机组， 享有优先调度的权利。国家发改委、国家能源局在《电力中长期交易基本规则 （暂行）》明确，核电属于二类优先发电，次于风电、太阳能、气电和可调节 水电，在电力直接交易中可以按次序放开发电计划。此外，为保障核电机组的 电量消纳，国家发展改革委、国家能源局于 2017 年 2 月印发了《保障核电安 全消纳暂行办法》，明确了核电保障性消纳应遵循“确保安全、优先上网、保 障电量、平衡利益”的基本原则，按优先保障顺序安排核电机组发电。一是明 确电网企业要确保核电项目的配套电网设施同步投产，及时提供并网服务；二 是明确核电机组保障利用小时数的确定方法和保障性电量执行核电机组标杆 上网电价；三是对于保障外电量，鼓励通过电力直接交易等市场化方式促进消 纳；四是明确核电企业按直接参与或购买辅助服务方式参与系统调峰。  

若执行消纳办法，核电利用小时数有望提高。消纳办法中对于核电优先发电权 计划的确定分为两类地区，对于电力供求平衡的地区，核电机组应按发电能力 满发运行来安排年度计划电量；对于电力过剩地区，应按照上一年当地发电平 均利用小时数的一定倍数确定核电机组保障利用小时数（全国前三年核电平均 利用小时数/全国前三年平均发电利用小时数；倍数范围为 1.5-1.8 倍）。按 照 2015-2017 年利用小时数测算，目前此倍数为 1.87，若按照倍数范围规定， 则此倍数为 1.8。基于 2017 年当地发电平均利用小时数，对核电保障利用小 时进行测算，并与公司在运机组进行比较，可以发现福建、江苏、海南三省机 组平均利用小时数分别有望提高 748、62、1,343 小时。

火电上网电价筑底支撑核电标杆上网电价。目前煤电联动已达启动条件，标准 煤耗按照 311 克/千瓦时计算，全国燃煤电厂平均上网电价按 0.37 元/千瓦时 计算，考虑到 2015 年火电上网电价平均下调 2.91 分/千瓦时、2017 年 7 月 1 日火电上网电价平均上调 0.85 分/千瓦时。经测算，煤电联动预计上调上网电 价平均为 2.02 分/千瓦时，综合考虑 2015 年、2017 年上网电价调整，2018 年 火电上网电价有望平均上调 4.07 分/千瓦时。公司机组所在的江苏、福建两省 都有煤电联动上调燃煤机组上网电价的可能性，考虑到未来新核准的机组标杆 上网电价将等于或小于当地燃煤电厂上网电价，目前处于低位的燃煤机组上网 电价将为核电提供电价支撑。

市场化交易电价逐步上升。自新一轮电改启动以来，全国电力市场化交易的电 量从 2014 年的 3000 亿千瓦时提高到 2017 年约 1.6 万亿千瓦时，市场化交易 电量比重从 7%提高到 25%。相比于计划上网电价，市场化交易电价较低，我们 认为主要原因有两点。第一，市场化交易主体中，发电侧数量大于用电侧数量，供大于求造成交易电价较低。目前在市场化交易中发电侧准入门槛较低，一般 为省调机组即可，而用电侧则需要达到一定用电规模的工商业用户，如在广东 省电力交易中，年用电量超 8000 万千瓦的工业用户或超 5000 万千瓦的商业用 户被认定为大用户，可以直接参与市场交易。第二，电力供需总体宽松，发电 侧倾向于降低电价来提高发电量，即“薄利多销”。参考电力市场化程度较高 的广东省市场可以发现，交易电价有明显的上升趋势,2017 年 2 月交易价差约 -145.5 厘/千瓦时，截止 2018 年 3 月，交易价差已缩窄至-41.05 厘/千瓦时。 同时，根据中电联公布的数据，2018 年 1 季度，煤电市场化交易平均电价为 0.3307 元/千瓦时，同比回升 5.9%；水电市场化交易平均电价为 0.2344 元/ 千瓦时，同比回升 1.9%。我们认为随着用户侧准入条件逐渐放开，以及电力 供需关系的逐渐改善，市场化交易电价有望继续上升。2017 年公司市场化电 量为 198 亿千瓦时，占全年发电量的 21%，2018 年预计电力市场交易比例预计 将达到 25%，交易价差的缩窄将使公司受益。

2.3.公司享有中核集团核电全产业链优势

公司控股股东中核集团是唯一一家拥有完整的核科技工业体系的集团。中核集 团是经国务院批准组建、中央直接管理的国有重要骨干企业，由 100 多家企 事业单位和科研院所组成。主要从事核军工、核电、核燃料循环、核技术应用、 核环保工程等领域的科研开发、建设和生产经营，是目前国内投运核电和在建 核电的主要投资方、核电技术开发主体、最重要的核电设计及工程总承包商、 核电运行技术服务商和核电站出口商，是国内核燃料循环专营供应商、核环保 工程的专业力量和核技术应用的骨干。目前其产业主要分布为八大板块，公司 是中核集团的核电产业上市平台，除公司以外，集团旗下还有中核科技、中核国际、东方锆业在 A 股及 H 股上市。

合并中核建集团，中核集团业务贯穿整个核电产业链。按照核电的特点，我们 可以把产业链分为上中下游，上游主要包括核燃料循环，中游主要包括核电站 建造和设备制造，下游主要包括核电站运营和核设施退役。中核集团业务已经 覆盖了包括核燃料循环、设备制造、电站工程设计及运营及退役等方面。核燃 料循环方面，旗下的中国核燃料有限公司是国内唯一核燃料生产商、供应商、 服务商，中核兰州铀浓缩有限公司和中核陕西铀浓缩有限公司负责铀的转化、 浓缩业务，中核北方核燃料元件有限公司和中核建中燃料元件有限公司负责核 燃料制造业务；核电站工程设计方面，旗下的中国核电工程有限公司和中国中 原对外工程有限公司分别负责国内和国外的核电工程总承包业务，中国核动力 研究设计院负责核电站设计；其中 2018 年 1 月 31 日，中核集团与中国核工业 建设集团有限公司（以下简称“中核建集团”）实施重组的方案获得国务院批 准，中核建集团整体无偿划转进入中核集团，至此中核集团业务贯穿了整个核 电产业链。

公司将享受中核集团核电全产业链的优势。公司旗下的在运、在建、规划的核 电项目都将受益。中核集团对核燃料、铀产品的生产经营和进出口实行专营， 与其他公司相比，公司在运核电站在核燃料采购方面将更具优势。公司在建核 电站数量众多，且中核建集团皆有参与，在其并入中核集团之后，在建项目外 部接口将大大减少，各项目经济性及安全性都将得提升。依托中核集团旗下众 多的核电技术研发公司，公司未来规划的核电机组都将获得先发的技术优势， 有望在项目核准中占据优势地位。总体来看，公司作为中核集团核电业务的平 台，是中核集团核电产业链中重要的一环，将享受到全产业链的优势。