红日初升的核电行业_高效清洁的核心资产_33页_2mb

核电行业研究报告总结

核电行业核心内容

核电作为高效、清洁的能源品种，在环保性、稳定性、自主可控性等方面具有显著优势。相比火电、风电和光伏，核电的平准化度电成本仅高于水电，具备良好的经济性。2018年核电平准化度电成本为0.33元/度，且污染物排放几乎为零，尤其是二氧化碳、二氧化硫和氮氧化物等，均为零排放。核电的发电设备利用小时数高达7184小时，远高于其他能源形式。

核电发展现状与前景

1. 我国核电发展水平

• 截至2018年，我国核电装机容量为4465万千瓦，在总装机容量中占比仅2%；发电量占比为4%，远低于全球平均水平（全球核电装机占比7%，发电量占比10%）。
• 我国核电产业处于积极发展阶段，2018年新增装机容量884万千瓦，新增机组7台，标志着三代核电技术正式成型。

2. 三代核电技术发展

• 三代核电技术（如AP1000、华龙一号）已进入商业化阶段，其中三门核电1号机组于2018年正式投运，成为全球首台具备商运条件的AP1000机组。
• 华龙一号国产化率超过85%，并已启动多个示范项目，未来有望加速推进。

3. 核电产业链完善

• 我国已形成完善的核电产业链，包括核电设备制造、核电站建设、核燃料循环处理等环节。
• 主要企业包括中广核、中国核电、中核集团、东方电气、哈尔滨电站设备集团、上海电气等。

核电产业优势与挑战

1. 核电综合优势

• 环保性：核电零排放，显著优于火电。
• 经济性：平准化度电成本低于煤电、风电和光伏。
• 安全性：三代核电技术事故率极低（10⁻⁶次/年），且具有三层防护屏障，辐射水平与日常生活相当。

2. 用电需求与核电前景

• 2019-2021年，全国用电量预计增长5.6%、5%和4.7%，核电利用小时数有望保持高位。
• 人均用电量较低，未来增长空间较大，预计到2035年将达8500千瓦时。

3. 核电成本与盈利

• 三代核电技术造价较高，三门核电单瓦造价达21元，主要由于设备进口和建设经验不足。
• 随着国产化率提升和建设经验积累，未来三代核电成本有望显著下降，上网电价预计降至0.4元/千瓦时。
• 核电运营商如中广核和中国核电在2018年表现出良好的ROE（10%-15%）和现金流，具备现金牛资产属性。

核电运营商分析

1. 主要运营商

• 中广核：占全国在运核电装机的54%，2018年营收和净利分别为中核的1.3倍和1.8倍，度电净利0.106元/度。
• 中国核电：占全国在运核电装机的43%，度电净利为0.029元/度，主因折旧政策差异。

2. 核电投资成本结构

• 建设投资主要包含核岛、常规岛、BOP（辅助设备）等，其中核岛成本占比最高。
• 核电成本结构中，燃料、折旧和人工成本是主要构成，其中燃料成本占比约15%-20%。

3. 核电盈利模式

• 核电盈利由上网电量和度电利润决定，其中上网电量由装机容量决定，度电利润由电价和成本决定。
• 二代核电盈利较好，内部收益率可达10.6%，投资回收期为10年；三代核电早期项目盈利较低，内部收益率为7.4%，投资回收期为18年。

核电发展政策与规划

1. 政策支持

• 我国核电发展方针由“适度发展”转向“积极发展”，核电装机目标在“十三五”期间达到5800万千瓦，在建容量3000万千瓦以上。
• 2020年后电力供需趋紧，核电作为稳定电源，具备更高的利用率。

2. 核电规划与进展

• 2018年核电投产机组7台，新增装机884万千瓦，标志着三代核电进入加速放量阶段。
• 未来核电建设将加速，预计2020年核电装机将超过5800万千瓦，同时十四五期间政策推进力度有望加码。

风险提示

• 用电需求减弱：若用电需求增长不及预期，将影响核电的盈利能力。
• 电价政策调整风险：电价政策变动可能对核电项目收益产生重大影响。
• 核电建设进度不及预期：若核电项目推进缓慢，将影响整体装机容量和发电量。

图表目录（关键信息）

• 图表1：我国核电正处于积极发展阶段
• 图表2：我国拥有完善的核电工业体系
• 图表3：中国大陆核电厂分布图
• 图表4：我国一次能源消费持续攀升
• 图表5：2018年我国一次能源结构
• 图表6：2018年我国发电量结构
• 图表7：油气对外依存度持续攀高
• 图表8：2018年1-11月中国进口原油来源区域分布
• 图表9：2018年1-11月中国进口原油来源国家分布
• 图表10：2018年核电平准化度电成本仅次于水电
• 图表11：废弃物排放：火电VS核电
• 图表12：煤电污染物在全国排放量中的占比
• 图表13：压水堆安全性高
• 图表14：核电辐射与日常生活辐射对比
• 图表15：2018年全国各电源利用小时数
• 图表16：2018年我国核电装机占比仅2%
• 图表17：2018年我国核电装机占比显著低于世界均值
• 图表18：2018年主要核电国家核电发电量
• 图表19：2018年我国核电发电量占比显著低于世界均值
• 图表20：近年核电规划汇总
• 图表21：AP1000三门核电首堆工程节点
• 图表22：华龙一号技术融合节点
• 图表23：筹建中的核电机组
• 图表24：常规核电项目造价匡算结构
• 图表25：三代核电（三门核电）单瓦造价显著高于其他二代核电
• 图表26：三门核电一期与红沿河一期造价差异拆分
• 图表27：三代核电VS二代核电造价比较
• 图表28：2019-21年全国用电量预测
• 图表29：2019-21年全国用电量结构预测
• 图表30：2018年全球人均用电量对比
• 图表31：近年我国基础电源投资持续走低
• 图表32：核电电价政策演变
• 图表33：核电盈利模型
• 图表34：二代核电DCF测算
• 图表35：三代核电DCF测算
• 图表36：红沿河I期：电价每波动1分，IRR波动0.4pct
• 图表37：三门核电I期：电价每波动1分，IRR波动0.3pct
• 图表38：红沿河I期：利用小时每波动100小时，IRR波动0.2pct
• 图表39：三门核电I期：利用小时每波动100小时，IRR波动0.15pct
• 图表40：红沿河I期：投资杠杆每波动5pct，IRR波动0.25pct
• 图表41：三门核电I期：投资杠杆每波动5pct，IRR波动0.1pct
• 图表42：我国核电体制演化
• 图表43：中广核电力、中国核电、中电投三大运营商核电资产列表
• 图表44：2014-2018年中广核营收及盈利情况
• 图表45：2014-2018年中国核电营收及盈利情况
• 图表46：控股装机容量对比
• 图表47：利用小时对比
• 图表48：电价对比
• 图表49：市场化电量比例对比
• 图表50：中国核电核电业务中燃料/折旧/人工成本占比
• 图表51：中广核电力核电业务中燃料/折旧/人工成本占比
• 图表52：度电燃料成本
• 图表53：度电折旧成本
• 图表54：度电人工成本
• 图表55：2018年中国核电与中广核度电成本结构
• 图表56：毛利率和净利率对比
• 图表57：度电净利润
• 图表58：ROE和ROA对比
• 图表59：ROIC对比
• 图表60：中国核电固定资产折旧政策
• 图表61：中广核电力核电固定资产预计使用寿命
• 图表62：中广核非核电固定资产折旧政策
• 图表63：中广核VS中国核电折旧率对比
• 图表64：对中国核电进行折旧调整后毛利率对比
• 图表65：对中国核电进行折旧调整后净利率对比
• 图表66：对中国核电进行折旧调整后ROA&ROE对比
• 图表67：对中国核电进行折旧调整后度电净利润对比

总结

核电作为我国能源结构转型的重要组成部分，具有高效、清洁、稳定等显著优势，且随着三代核电技术的成熟，其成本有望逐步下降，盈利前景良好。我国核电产业虽起步较晚，但发展迅速，未来有望进一步扩大装机规模和发电量。中广核和中国核电作为主要运营商，具备较强的盈利能力与现金流。然而，核电发展仍面临用电需求、电价政策及建设进度等多方面的风险。整体来看，核电在保障能源安全、实现绿色转型方面具有不可替代的作用，未来发展前景广阔。