20170117-浙商证券-电力设备与新能源行业专题_核能应用系列报告（3）_核电密集投运延续_利好运营商业绩成长_23页_2mb

电力设备与新能源行业总结报告

核心内容

本报告聚焦于国内核电行业的发展趋势、运营现状及投资建议，分析核电在未来10年的增长潜力及盈利能力，同时指出行业面临的风险与挑战。

主要观点

1. 核电装机容量将持续增长：
   截至2016年底，国内在运行核电机组35台，装机容量33.63GW；在建机组21台，装机容量24.32GW。预计2017-2022年每年至少有2台机组商运，年均新增装机容量约3.68GW，至2022年底在运装机容量将达56.80GW，为2016年的1.7倍。

2. 核电更适合作为基荷电源：
   核电具备无间歇性、成本低、安全性高等优势，更适合承担电力系统最低负荷需求。目前，除法国因核电占比过高需参与调峰外，其他成熟核电国家均以基荷电源方式运行。国内核电占比仍低，未来将长期维持基荷电源地位，预计年均利用小时数约7500h，高于其他清洁能源。

3. 电价与成本稳定，盈利能力强：
   国内核电标杆上网电价为0.43元/度，基本与火电持平。铀价格稳定在10-30元/磅，三代核电技术成熟后成本将下降。预计未来核电运营毛利率维持在45%左右，净利率不低于25%。

4. 政策支持与储备项目充足：
   国家出台多项政策支持核电发展，包括《电力发展“十三五”规划》、《核电保障性消纳管理办法》等，核电装机容量目标为2020年58GW。此外，国内核电项目储备充足，沿海及内陆核电项目总装机容量预计达114.6GW，支撑行业长期发展。

5. 消纳问题仍需关注：
   尽管核电具备基荷电源属性，但部分省份如辽宁、福建、海南、广西仍存在消纳难题。国家已出台保障性消纳政策，同时加快抽水蓄能等储能设施建设，有望缓解消纳压力。

关键信息

核电装机与发电量预测

• 2016年底：在运33.63GW，预计2022年底达56.80GW，年均复合增速9%。
• 2017-2018年：商运容量分别为6.59GW和6.51GW。
• 2016-2022年：预计核能发电量复合增速为14%。

核电发电占比与利用小时数

• 2016年1-9月：核能发电量占比3.49%，低于国际主流核电国家。
• 利用小时数：2016年平均为70.82%，预计未来维持在7500h左右。

核电成本与电价

• 上网电价：全国统一标杆电价为0.43元/度，部分机组因技术示范或政策支持可获得更高电价。
• 可变成本：约0.12元/度，低于火电的0.16元/度。
• 毛利率：预计维持在45%左右，净利率不低于25%。

投资建议

• 中国核电：A股核电运营龙头，给予“增持”评级。
• 浙能电力：参股多家浙江核电站，未来对净利润贡献度将提升。
• 大唐发电：宁德核电站逐步商运，将助力业绩改善。

风险提示

• “十三五”核电装机目标可能无法完成。
• 核电消纳问题可能加剧。
• 行业估值中枢可能出现波动。
• 相关上市公司业绩可能不达预期。

图表目录（摘要）

• 图1：2002-2022年国内新增并网机组统计与预测
• 图2：2010-2022年国内核电装机容量统计与预测
• 图3：2015年主要核电国家核能发电占比统计
• 图4：2015-2025年国内核电占比将逐步提高
• 图5：国内核电利用小时数较其他类型电源具有明显优势
• 图6：1990-2015年美国、韩国、法国核电机组负荷变动情况
• 图7：国内在运15台核电机组年利用小时数均值变动趋势
• 图8：2016-2022年国内核能发电量预测

表格目录（摘要）

• 表1：国内在运核电机组商运时间节点统计
• 表2：国内在建核电机组预计商运时间节点统计
• 表3：国家关于规范核电发展的相关政策
• 表4：国内目前处于筹备建设中的核电站
• 表5：国内发电机组调序安排
• 表6：核电机组所在省份2015年电力供需情况统计
• 表7：辽宁、福建、海南、广西4省区核电机组利用水平统计
• 表8：辽宁、福建、海南三省抽水蓄能电站配套情况
• 表9：国内核电机组上网电价统计与预测

结论

国内核电行业具备良好的增长前景与盈利能力，未来10年将是核电发展的关键时期。核电作为基荷电源，其稳定性和高效性将支撑其在电力结构中的重要地位。尽管存在消纳问题与政策不确定性，但整体发展环境向好，具备长期投资价值。