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_24页_2mb

电力设备与新能源行业报告总结：核电密集投运延续，利好运营商业绩成长

核电行业概况

核电装机容量持续增长

• 截至2016年底，国内在运行核电机组共35台，装机容量为33.63GW；在建机组21台，装机容量为24.32GW。
• 预计2017-2022年，每年至少有2台核电机组投入商运，年均投运容量约为3.68GW。
• 到2022年底，国内在运核电机组装机容量预计将达到56.80GW，为2016年底的1.7倍。
• 2017、2018年商运容量较大，分别为6.59GW和6.51GW。

核电发展潜力巨大

• 当前核电装机容量占比不足2%，发电量占比不足4%，未来有较大发展空间。
• 2015年，核能发电量占比仅为3%，远低于美国、法国等核电强国的20%和73%。
• 2025年核电发电量占比预计为6.21%，仍低于发达国家的**15%**以上水平。
• 未来每年仍有约5.5GW的核电建设任务。

政策支持与项目储备

• 国家出台多项政策支持核电发展，如《电力发展“十三五规划”》、《核电安全规划》等，为核电长期发展提供保障。
• 多个沿海及内陆核电项目处于筹备建设状态，预计总装机容量不少于114.6GW。
• 沿海核电项目占比高，且建设进度明确，可支撑未来10年核电建设。
• 内陆核电项目占比虽低，但有较大发展空间。

核电作为基荷电源的优势

核电天生具备基荷电源属性

• 核电具有不间断发电、运行成本低等优势，适合承担电力系统的基荷需求。
• 相较于其他电源，核电在电网调度中具有优先上网权，有助于提高其利用水平。

基荷运行保障发电量稳定增长

• 国内核电负荷因子预计维持在85%左右，年均利用小时数约为7500h。
• 2017-2022年，核电发电量占比将逐步提升，但仍维持在**10%**以下，核电仍将以基荷电源为主。
• 部分地区如辽宁、福建、广西、海南等存在消纳问题，但随着抽水蓄能电站的建设，将有效改善核电消纳能力。

核电盈利能力分析

电价与成本稳定

• 核电标杆上网电价为0.43元/度，与火电标杆电价基本持平。
• 核电可变成本约为0.12元/度，显著低于火电的0.16元/度，具有成本优势。
• 由于核电具有无间歇性、受自然条件约束少的特点，其盈利能力显著高于其他类型电源。

毛利率与净利率

• 预计未来核电运营毛利率维持在**45%**左右。
• 净利率一般不低于25%，远高于火电和水电。

投资建议

重点推荐公司

• 中国核电：A股核电运营龙头，给予“增持”评级。
• 浙能电力：参股多家浙江地区核电站，核电对公司净利润贡献度将显著提升。
• 大唐发电：宁德核电站逐步商运，将助力公司业绩改善。

风险提示

• “十三五”末期中国大陆建成58GW核电装机容量的目标可能无法完成。
• 存在其他隐性问题导致核电消纳问题加剧。
• 行业估值中枢可能出现波动。
• 相关上市公司的业绩可能不达预期。

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。

政策支持与行业前景

• 国家能源局出台《核电保障性消纳管理办法》，明确核电应按发电能力满发运行，保障电量消纳。
• 沿海核电项目数量多、建设进度明确，可支撑未来10年核电发展。
• 若“十三五”期间内陆核电论证取得突破，将加速核电建设进程。
• 未来核电在能源结构调整中将发挥重要作用，替代火电，改善环境问题。

总结

本报告指出，未来10年核电将成为国内最优质的发电资产，装机容量和发电量将保持持续增长。核电具备基荷电源属性，可维持较高利用水平，同时电价与成本稳定，盈利能力强。政策支持与项目储备充足，将支撑核电行业长期稳健发展。建议关注中国核电、浙能电力和大唐发电等核电运营企业。