一、量增价稳,成长性与稳定性兼备
(一)量:核电核准常态化,看好中长期成长空间
核电核准常态化,中长期成长空间广阔。我国自1970年开始筹建秦山核电站以来, 核电发展已有50余年,其间受2011年福岛核电泄漏事故不良影响我国核电进入停滞 期,2011年以来有6年“零核准”,目前三代核电技术已大规模商业运行并完成国产 化,四代核电技术也有机组落地,核电的安全性和经济性大幅提升,在能源安全和 双碳目标下,核电为电力结构转型的重要基荷电源,2019年我国正式重启核电审批, 2022-2024年连续三年核准10台以上机组,核电核准常态化,未来成长空间广阔。
在建及核准机组充裕,核电装机成长确定性强。截至2023年底中国核能行业协会披 露我国核电在运55台核电机组,装机容量57.03GW,2024年防城港#4投产,在运装 机容量提升至58.22GW,国常会2024年8月19日一次性核准11台机组,目前在建29 台机组、核准19台机组,受十三五期间核电核准停滞影响,十四五前期为核电机组 投产低谷时期,核准重启后在建及核准机组将在2024-2030年陆续投运,2027年将 迎来核电投产高峰期。
之所以重启并加速核电核准,主要在于以下几方面: 其一,核能发电高效稳定,对比水电、风电、光伏,核电出力稳定,核电不受外界天 气、季节、自然资源等其他环境因素的影响,除检修时间外,全天出力可维持100%, 同时核电位于沿海经济发达省市,电力需求强增速快,更保障了核电的充分消纳。 根据中电联,过去10年内,全国核电平均利用小时数均稳定在7000小时以上,近几 年维持在7600小时以上,远高于其他电源。核电清洁、稳定、高效的特征,可作为 基荷电源保障电力系统稳定安全。
其二,核电低碳清洁,对比火电利用燃料的化学能进行转化,核电利用核反应的能 量转换为水的热能,生成蒸汽,从而推动汽轮机运转,产生电力,在此过程中不会产 生温室气体排放,减碳效应更为突出,助力实现双碳目标。
其三,三代核电技术成熟,安全性大幅提升。未来伴随三代核电机组逐渐取代二代 核电以及四代核电技术萌芽(华能石岛湾高温气冷堆2021年12月并网,中核集团霞浦钠冷快堆在建),核电安全性问题减轻,基本不可能发生类似日本的福岛核泄漏 事件。目前国常会核准核电机组多为三代机组,且我国华龙一号技术成熟,已有多 台机组商运,安全性经济性较好。
海外核电发展迅速,多国提出核电发展规划。根据世界核协会数据,截至2023年末 全球核电并网装机容量393GW,其中美国并网装机容量96GW居世界首位,我国核 电并网装机53GW居第三位(与国内口径有差异),但从发电量角度来看,我国核电 发电量占总发电量比例仅5%,远低于海外发达国家水平,如法国核电发电量占比达 63%,美国核电发电量占比18%。
根据世界核协会数据,截至2023年底,全球核电并网总装机容量393GW,在建装机 容量68GW,其中中国在建装机容量30GW,占比44%,是全球在建装机规模最大的 国家。在主要发达国家中,除德国公布全面弃核外,大部分国家仍在积极发展核电, 欧盟正式将核电投资列为气候友好的“绿色投资”,预计到2050年欧盟核电装机容 量将从目前的100GW提高至150GW,美国、日本、俄罗斯等国均在积极发展核电。
我国核电装机电量存在翻倍以上空间,预计到2035年核电发电量占比达10%。根据 中国核能行业协会数据,截至2024年8月末我国核电在建及核准装机达57GW,接近 在运装机容量,目前我国仍有充裕的储备机组,核电核准持续,中国核能行业协会 预计到2035年,我国核电在运及在建装机可达200GW,核电发电量占比将达到10% 左右,到2060年,核电发电量占比需要达到18%左右,核电装机成长空间广阔,确 定性极强。
核电厂址储备充裕,核电装机成长明确。核反应堆需要以水作为冷却剂,目前我国 核电均为沿海核电,沿海地区人口密集、经济较为发达,电力需求较高,核电可改善 我国结构性缺电问题。目前我国已开发了20余个核电厂址,多数厂址可以建设6台或 8台机组,仍未建设完成,未来核准空间充足,综合来看全球内陆核电和沿海核电各 占50%,未来我国内陆核电有望推进。
(二)资本支出:核电建设高峰期,融资需求强烈
核电仍处资本开支高峰期,中国广核拟发行可转债融资。由于核电公司当前储备核 电机组较多、且预期未来将持续有新机组核准,资本开支规模较大,我们梳理两家 核电公司在建及已核准机组总投资,并假设未来2024-2030年年均新增4台机组核准, 未来的机组假设单台机组装机120万千瓦、投资200亿元。我们假设核电建设期7年, FCD前投资比例10%,第1-6年投资比例分别为10%、16%、20%、19%、15%、10%, 在2036年全部投产完毕,核电资本开支高峰出现在2029年前后,每年投资达到800 亿元左右。中国广核惠州、苍南共6台机组由集团投资建设,并承诺在开工后五年内 注入公司,假设按照总投资的30%、1.2倍PB的标准收购。以广核为例,由于资本开 支较高,中国广核已发布可转债发行预案,拟募资49亿元用于陆丰2台机组建设。
中国广核年均经营现金流净额超300亿元,净现比约2倍,2023年末资产负债率分别 为60%,自身报表仍有融资空间,叠加可转债募资,后续资金相对充裕。由于惠州、 苍南共6台机组由集团建设、符合条件后注入,资产注入期间资金压力较大。
中国核电拟定增融资140亿元,股本增长8.7%。根据上述假设,中国核电当前在建+ 核准共15台机组,合计装机容量17.57GW,总投资超3000亿元,假设未来2024-2030 年年均新增4台机组核准,此外,中国核电投资建设新能源项目,假设2024-2025年 年均新增风光装机6GW,2026-2030年年均新增3GW,测算中国核电资本开支高峰 期接近1000亿元,2024年公司计划投资总投1216亿元,预计前期投资较高。由于资 本开支较高,中国核电拟定增募集资金140亿元,其中中核集团拟认购20亿元,社保 基金拟认购120亿元,发行价格8.52元/股,预计摊薄股本8.7%,可匹配徐大堡1-4号 机组、漳州3、4号机组、田湾7、8号机组共8台机组,此次定增后股权融资需求较低。
由于中国核电额外开展新能源业务,年均经营现金流净额已超400亿元,净现比在2 倍以上。截至2023年末,中国核电资产负债率70%,融资压力较大,此次定增募资 后,公司在建及核准机组均已匹配资本金,预计后续股权融资需求有限。
核电站股权结构相对复杂,上市公司通常控股并运营核电站。我国仅有四家集团具 备核电运营资质,分别为中核集团,中广核集团、国家电投集团和华能集团,核电站 均由四家集团下属公司运营,但多数核电站存在少数股东参股的情况,导致中国核 电和中国广核少数股东权益和损益规模均较大。同样的,在新建核电站中,资本开 支也由股东们等比例出资。
(三)价:核电电价稳定,市场化波动影响有限
核电电价分为标杆电价和市场化两种形式,实际市场化电价波动有限。核电电价机 制经历了从一厂一价到标杆电价的演变,2013年之前,核电机组执行一厂一价机制, 根据电力项目的经济生命周期并按照合理补偿成本、合理确定收益及税收合规等原 则,确定上网电价。2013年7月2日,国家发改委完善核电上网电价机制,对新建核 电机组实行标杆上网电价政策,并核定全国核电标杆电价为0.43元/千瓦时,若标杆 电价高于当地燃煤标杆电价,则执行当地燃煤标杆电价,在以上两种电价机制下, 多数核电机组上网电价较当地燃煤基准价存在折价。随着我国电力市场化改革,各 省也逐渐推动核电参与市场化交易,参与市场化交易的部分核电电量则执行市场化 交易电价,但目前核电的市场化交易仍比较谨慎。
根据核电公司定期报告,在一厂一价和标杆电价时期,多数核电计划电价较当地燃 煤标杆电价有所折价,两者差值从-0.05~0.05元/千瓦时不等。首批三代核电机组上 网电价均在当地二代机组基础上有所提升,台山核电1~2号机组批复电价0.4350元 /千瓦时,三门核电1~2号机组批复电价0.4203元/千瓦时,海阳核电批复电价0.4151 元/千瓦时,其中三门核电、海阳核电上网电价均较当地燃煤基准价有所上浮。核电 标杆电价较为稳定,在确定之后尚未调整过。
核电市场化比例提升,近两年市场化电价上涨。伴随各省陆续推进市场化交易,核 电市场化比例提升,根据中国核电和中国广核定期报告,截至2024年底,中国核电 市场化交易比例达42.7%,中国广核市场化交易比例达57.3%,2022年起,全国市场 化交易电价上浮,以中国核电田湾核电站所在的江苏为例,近三年年度长协电价上 浮比例超15%,也高于田湾核电标杆电价,而江苏并不限制核电交易电价。
各省市场化电价执行有所差异,总体波动幅度有限。根据各省电力交易中心和上市 公司定期报告,浙江、福建、辽宁均安排了较高比例的核电市场化交易电量,但实际 市场化电价与计划电价接近,市场化影响较小;海南核电不参与市场化交易;广东、 广西核电市场化电价存在溢价回收机制,将成交均价与计划电价之差按一定比例进 行回收;江苏省市场化电价波动会完全传导至核电发电侧。 江苏省2024年年度交易均价为0.453元/千瓦时(较2023年下降1.4分/千瓦时),核电 市场交易电量较2023年增加约50亿千瓦时,中国核电电价略微下降。广东省2024年 年度交易均价为0.466元/千瓦时(较2023年下降8.8分/千瓦时),由于存在溢价回收机制,中国广核电价仅小幅下降。
核电上网电价稳定,受市场化影响小幅波动。综合以上标杆电价与市场化电价,近 五年核电平均上网电价稳定在0.39~0.43元/千瓦时左右,2022-2023年火电市场化电 价提升带动核电电价小幅上涨,但由于核电执行市场化电价的电量比例较小,整体 涨幅远小于火电电价涨幅,未来若市场化电价下行,核电电价波动幅度也将小幅下 降。
二、成本可控,关注铀价影响
(一)折旧:存量机组折旧到期,成本将下行
核电营业成本主要为折旧、燃料成本、运维费用等。以中国广核为例,2023年公司 的营业成本结构中,固定资产折旧占比30.9%、核燃料成本占比24.9%、核电运维占 比34%、计提乏燃料处置金占比10.2%。折旧成本与投资相关,三代核电单位投资整 体高于二代核电,折旧年限也更长;核燃料成本主要受铀价影响,但核电上市公司 已签订长协合同锁定价格;运维成本主要为检修、员工费用等支出;乏燃料处置金 按照已商运五年以上压水堆核电机组的实际上网销售电量征收,征收标准为0.026元 /千瓦时。
核电度电成本小幅提升,各部分占比相对稳定。近几年核电度电成本基本在0.17- 0.20元/千瓦时之间小幅提升,中国核电和中国广核度电成本相当。以中国广核为例, 度电燃料成本约0.05元/千瓦时,度电折旧约0.06元/千瓦时,度电运维成本约0.06元 /千瓦时,计提乏燃料处置金则逐渐提升,度电成本约0.01-0.02元/千瓦时。
核电设备折旧采用工作量法,折旧到期后盈利能力将提升。核电专用设备或机器设 备折旧采用工作量法,根据当月发电量占全生命周期内发电量比例计提折旧。二代 机组平均折旧年限25年左右,三代机组平均折旧年限35年左右,核电机组实际使用 年限为80-100年,折旧到期后盈利空间有望进一步打开。
三代核电单位投资成本提升,技术进步有望降本。目前二代核电机组建设成本约为 1.2-1.6万元/千瓦,而三代核电机组由于对安全性要求更高,建设成本约为1.5-2万元 /千瓦,其中我国自主三代核电“华龙一号”在三代机型中造价更低,为1.56万元/千 瓦。参考二代核电机组投资成本变化趋势,伴随我国核电技术进步和核电装备国产 化率提升,三代核电投资有望进一步下降。
秦山核电获批延寿20年,机组延寿提升盈利。目前国际通行二代/三代机组首次颁发 运行许可证分别为40/60年。核电设计保守、标准高、裕量大,国外核电机组延寿已 趋于成熟,部分机组获准二次延寿,我国秦山核电一期于2021年获批延寿20年。核 电机组改造升级成本远低于新建,机组延寿有望带动电站盈利提升。
(二)燃料成本:长协锁定铀资源,燃料成本可控
长协锁定铀资源,燃料成本可控。核电燃料成本约占营业成本的20%-30%,燃料成本中,天然铀价格约占五成左右,其余五成为加工制造费用、相对稳定,天然铀价格 是主要影响因素。我国仅有中核集团和中广核集团具有铀矿开采和进出口的资格, 属于高度垄断行业。目前伴随核电重启需求增加,短期来看产能恢复尚需时间,铀 价呈现周期性上涨。但核电运营商与铀燃料制造企业签订长协合同、锁定铀价、并 提前采购铀燃料,燃料成本可控。
天然铀价格快速上涨复盘天然铀供需和价格走势,2011年福岛核事故后但一次产量 逐年增加并于2016年达到顶峰,铀价持续下降,2016年之后铀价低迷,2018年起矿 山开始减产关停,一次产量减少,二次供应逐渐增加。目前伴随全球核电重启需求 增加,俄乌冲突等国际因素导致供给受限,短期来看产能扩张尚需时间,铀价呈现 周期性上涨,在2024年初达到高峰后已有所回落。
对铀价影响度电成本进行敏感性测算,核电度电净利润约0.08元/千瓦时,假设核电 度电燃料成本为0.05元/千瓦时,测算在天然铀价上涨50%、长协比例50%的情况下, 核电度电成本上涨0.006元/千瓦时。
三、ROE 拆分:核电对标水电,ROE 中枢上行
(一)核电盈利稳定,资产周转率有望提升
核电盈利能力稳定,ROE有望提升。对比中国核电和中国广核的盈利能力,由于中 国核电拥有新能源业务,中国广核拥有建筑安装和设计服务业务,两者整体毛利率 差距较大,仅对比核电业务毛利率,两者均保持在40%-50%左右。从ROE的角度看, 中国核电的ROE维持在12%左右,中国广核受建安业务影响ROE较低核电盈利能力 出色且稳定。
上市公司业务相对复杂,我们以福清核电站为例分析在核电不同阶段ROE的变化情 况。福清核电站由中国核电控股,共运营6台核电机组,在2014-2022年年间陆续投 产,目前已进入稳定运营阶段。福清核电站1号机组于2014年11月商运,2015年实 现净利润8.19亿元,ROE为7.2%,截至2015年底2-6号机组均已开工,在建工程占 总资产比例达39.4%,资产周转率仅为0.05,拖累了ROE,而在机组建设完毕后,公 司ROE提升至17.6%。
由核电建设期到运营期,分析各指标变化细节。ROE的提升主要是由资产周转率提 升带来:(1)资产周转率:在建工程不贡献收入利润,转固后固定资产占比提升、 带动资产周转率提升;(2)资产负债率:核电建设初期资本金比例仅为20%左右, 资产负债率较高,在机组投产后逐渐偿还负债降低资产负债率,2015-2023年,福清 核电资产负债率由80%降低至68%,且未来仍有下降空间;(3)净利率:核电的净 利率会受到成本、费用、所得税等影响,在运营期间有所波动,例如2020年由于研 发费用提升、所得税率提升导致净利率降至19.7%,影响了当年的ROE。整体来看, 资产周转率的大幅提升能抵消权益乘数的下降,带动ROE提升。
(二)对标水电,核电 ROE 仍有提升空间
我们以杜邦分析法对比核电公司与长江电力的ROE变化。长江电力的成长模式以资 产收购为主,由三峡集团建设水电站并在建成后注入上市公司,因此长江电力的资 产结构中、在建工程占比极低,资产周转率仅与注入资产相关,因此在其成长过程 中由在建工程转固带来的资产周转率极少体现,长江电力的资产呈阶梯式提升、运 营期随折旧下降,资产周转率主要随收入波动,近十年均值为0.167;长江电力的净 利率主要受财务费用影响,毛利率虽有波动但整体在均值附近,财务费用率在收购 后提升并逐渐下降,净利率体现为在收购后下降并逐渐提升;权益乘数在收购后一 次性提升并逐渐下降。整体来看长江电力ROE的变化趋势,负债降低权益乘数下降, 同时财务费用下降带来净利率提升,两者相抵后公司ROE维持在稳定水平,受来水 波动影响更大。