深度报告丨中国核电：核电行业领导者受益新项目审批重启-第5页-北极星核电网

投稿

我要投稿

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%。

图 21：公司销售毛利率维持在 40%左右

图 22：公司销售净利率维持在 27%左右

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。

图 27：公司机组所在省份发电量占比及 GDP 增长

图 28：公司运营机组所在省份用电量增长情况

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。

图 29：公司机组利用小时有望提高

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。

表格 2. 公司机组所在省份煤电联动电价调整情况

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。

上一页 1...3 4 5 6 7 8 下一页

投稿与新闻线索：陈女士微信/手机：13693626116 邮箱：chenchen#bjxmail.com（请将#改成@）

订阅北极星周刊，精彩内容不再错过！

特别声明：北极星转载其他网站内容，出于传递更多信息而非盈利之目的，同时并不代表赞成其观点或证实其描述，内容仅供参考。版权归原作者所有，若有侵权，请联系我们删除。

凡来源注明北极星*网的内容为北极星原创，转载需获授权。

阅读下一篇

“核电六君子”

中国核电查看更多>中核集团查看更多>中广核查看更多>

姓名：
性别：
出生日期：
邮箱：
所在地区：
行业类别：
工作经验：
学历：
公司名称：
任职岗位：

深度报告丨中国核电：核电行业领导者 受益新项目审批重启

“核电六君子”

登录注册

绑定账号

想要获取更精准资讯推荐？建议您完善以下信息~

订阅成功

深度报告丨中国核电：核电行业领导者受益新项目审批重启

想要获取更精准资讯推荐？建议您
完善以下信息~