2017-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

报告摘要

电力设备与新能源行业总结

核心内容

本报告聚焦于国内核电行业的发展前景，重点分析了核电装机容量增长、基荷电源属性、电价与成本稳定性以及投资建议等方面。整体上，报告认为核电是未来十年内国内最优质的发电资产之一，具备良好的成长性和盈利能力。

主要观点

核电装机容量持续增长：2016年底国内在运核电机组35台，总容量33.63GW；在建机组21台，总容量24.32GW。预计2017-2022年每年至少有2台机组商运，至2022年底在运核电机组装机容量将达56.80GW，为2016年的1.7倍。
核电具备基荷电源属性：核电具有稳定、高效、清洁的特点，更适合作为基荷电源运行，以确保电力系统的稳定性和经济性。未来10年，核电发电量占比预计维持在10%以下，利用小时数约为7500h。
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，与火电接近，且成本相对稳定。核电运营毛利率预计维持在45%左右，净利率不低于25%。
政策与储备项目支撑行业长期发展：国家出台多项政策支持核电发展，包括保障性消纳、直接交易、储能系统建设等。同时，国内核电储备项目充足，沿海与内陆核电建设均有较大空间。

关键信息

1. 国内核电装机容量增长

截至2016年底，国内在运核电机组容量为33.63GW，预计2022年底将增至56.80GW，年均复合增速为9%，显著高于全国电力装机总容量增速。
在建机组中，二代核电10台（11GW），三代及以上11台（13.32GW），三代核电技术路线已确立，未来将实现规模化建设。
2017-2018年将是核电商运高峰期，预计容量分别为6.59GW和6.51GW。

2. 核电基荷电源地位

核电天生适合作为基荷电源，因其具有稳定发电、低运行成本和无间歇性等优势。
从安全和经济角度，核电应保持基荷运行，避免频繁调峰。
2016年1-9月，核电发电量占比为3.49%，远低于主流核电国家，仍有较大发展空间。

3. 电价与成本稳定

核电标杆上网电价为0.43元/度，基本稳定，较火电成本优势明显。
铀价格维持在10-30元/磅之间，核电成本有望随着技术进步和规模效应下降。
核电运营毛利率预计在45%左右，净利率不低于25%。

4. 投资建议

建议关注中国核电（A股核电运营龙头）、浙能电力（参股多家核电站）和大唐发电（宁德核电逐步商运）。
核电行业具备长期增长潜力，是能源结构调整中的重点发展方向。

风险提示

“十三五”期间建成58GW核电装机目标可能无法完成。
核电消纳问题可能因隐性因素加剧。
行业估值中枢或出现波动。
相关上市公司业绩可能不达预期。

图表与数据支持

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：近年来国家关于规范核电行业发展出台的部分政策。
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省区核电机组近年来利用水平统计。
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（截至2016年底）。

行业前景展望

随着储能系统建设、电力市场改革和政策支持，核电消纳问题将逐步缓解。
内陆核电建设若取得突破，将进一步推动行业增长。
长期来看，核电将逐步成为我国电力结构中的重要组成部分，未来仍需每年建设5.5GW核电项目。

总结

核电行业在政策支持和项目储备的双重推动下，将保持稳健增长。未来10年，核电装机容量有望达到56.80GW，发电量占比将逐步提升，但仍低于发达国家水平。核电作为基荷电源，具有较高的利用效率和盈利能力，是推动能源结构优化和实现节能减排的重要手段。报告建议关注中国核电、浙能电力和大唐发电等龙头企业，同时提醒注意政策执行、消纳问题及行业估值波动等风险。

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