（报告出品方：民生证券）1 核电：基荷能源的重要角色，兼具成长性和稳定性1.1 核心要素一：核电可作为基荷能源，配合电网调度安排全球双碳减排背景下，核能作为一种低碳的清洁能源，相比光伏、风能、氢能 等其他可再生能源，兼具高密度、清洁、低碳、长期稳定运行等优势，可作为能够 连续、可靠地供应电力的基荷能源。
1） 发电量稳定，基荷能源地位稳固核电持续稳定发电，发电利用时长远优于其他电源。
核电发电平稳，其平均利 用小时数遥遥领先，远超火电、水电等其他能源。
2023 年核电平均利用小时数高 达 7670h，约为风电的 3.45 倍、火电的 1.72 倍、光伏的 5.96 倍，近三年均保持 在 7500h 以上。
因此，核电可依托其高度稳定性和可靠性作为基荷能源运行，与 水电、火电形成互补效应。
核电不依赖自然天气，原料供应充足，土地利用效率高，可以稳定持续产电。
与风电、光伏相比，核能发电不受季节、环境等自然状况影响，供电没有随机性、 间歇性和波动性等问题，优势显著；与水电相比，核电在选址的地域限制相对较小， 三代核电多建设于沿海地域，未来随着四代核电技术落地，选址空间更大，供电持 续性上也更具优势。
2） 核电安全性大幅提升，促进可持续发展我国核电技术不断迭代，安全运行业绩国际领先。
尽管苏联切尔诺贝利与日本 福岛两次七级核事故一度让核电发展停滞，但借助三代核电技术的革新，核电的安 全性得到显著提升。
截至 2024 年 Q1，我国运行核电机组和研究堆从未发生 INES 2 级及以上事件或事故，核电机组安全性能良好。
2023 年发生运行事件约 13 件 均为 0 级事件，单机组平均运行事件数降低至 0.24。
核电安全运行业绩保持国际 先进水平，2023 年中国核电机组 WANO 综合指数高于美、俄、法等主核国家， 33 台机组为 WANO 综指满分，居世界前列。
3） 核电清洁、低碳，顺应全球减碳大势核电属于清洁能源，地位不可替代。
核电在全球电力结构占比 9.11%，作为 清洁能源的一种，显示出其不可忽视的地位。
中国电力结构正逐步优化，核电发电量占总发电量比例虽小幅度波动，但整体呈上升趋势，从 2013 年的 2.11%上升 至 2023 年的 4.86%。
尽管火电仍占主导地位，但能源绿色转型趋势不可阻挡，核 电对于保障能源安全、清洁减碳具有不可替代作用。
核电清洁优势显著，单位碳排放最低。
据生态环境部最新测算，2021 年全国 电力平均二氧化碳排放因子为 0.5568kgCO2/kWh，不同区域电网碳排有所差异， 西南和南方地区碳排因子较小，电力结构正向绿色转型。
IAEA 报告表明，核能发 电每生产一度电只需要排放 5.7 克碳，同等发电水平下核电碳排最少，比光伏、风 电更加环保，环保性优于同类清洁能源风、光电。
4） 核燃料转化效率高，核电是高效能源核电站发电效率高，且核燃料储量大，使用寿命长，可以更有效地利用资源。
核电主要使用铀-235 作为核燃料，能源转换效率极高，1 千克铀-235 全部裂变产生的原子能相当于 2700 吨标准煤燃烧释放的能量，百万千瓦级核电站机组一般每 年只需要更换约 30 吨核燃料，而同等装机容量煤电厂每年需要 300 万吨煤。
核燃 料具备极高的能量密度，燃料转化效率和发电效率高，未来发展潜力极大。
1.2 核心要素二：核电经济性优势凸显，具备现金牛特性核电站建设与运营周期较长，短期设备厂商确认收入增多，长期运营商盈利稳 健增长。
核电站的建设周期为 4 年到 5 年，其中设备采购周期为 3 年到 4 年，一 般情况下，在核电站得到能源局允许开展前期工作批复后，运营商可以开始长周期 设备的招标工作。
核电机组投运后，发电运营周期大概 40 年，退役年限大概 10 年。
核电前期资产投资较大，满负荷或接近满负荷运行，利用小时数越高，核电经 济性优势愈加凸显。
核电经济性主要取决于收入、成本、费用，其中收入取决于发 电量和上网电价，发电量取决于发电利用小时数，费用中占比最高的是固定资产折 旧，折旧额与负荷因子强相关，高负荷运转能够显著降本。
根据中国核能行业协会 计算，2023 年 1-12 月，核电设备利用小时数为 7661.08 小时，平均机组能力因子为 91.25%。
其中中国核电 2023 年平均负荷因子为 89.63%，中国广核平均负 荷因子 85.72%，因此将核电作为基荷电源，保持满负荷或接近满负荷运行状态， 整体固定和可变成本也将达到相对合理水平，进一步凸显核电的经济性。
长期看， 从欧美等国历史经验来看核电也具备较强的经济性，比如 2023 年法国核电占比已 达 65%，核电电价也仅是传统煤电电价的 60%，是替代传统化石能源的性价比选 择。
1.2.1 核电电价：市场化交易比例提升，打开价格弹性空间核电进入标杆电价时代，逐步参与地方市场化交易。
核电电价机制从以前的 “一厂一价”到执行“全国核电标杆上网电价为 0.43 元/千瓦时，并按照标杆电价 和当地火电电价孰低”原则。
核电参与地方电力直接交易的上网电价分为两部分， 即原核准上网电价（保障内电量）和市场化上网电价（保障外电量），市场化上网 电价则是通过双边交易或集中竞价的方式形成，对核电的经济性提出了更高要求。
核电市场化交易比例逐步提升，市场化机制有利于提高核电电价弹性。
随着电 力体制改革的推进，全国范围内逐步构建起竞争充分、开放有序的电力市场体系， 电力市场化交易规模将进一步扩大，2023 年，全国各电力交易中心累计完成市场 交易电量 52543 亿千瓦时，占全社会用电量的 60.8%，比上年提高 15.4%。
中 国核电的市场化交易电量占总发电量比例从 2018 年的 27.06%增至 2023 年的 44.57%；中国广核的市场化交易电量占总发电量比例从 2019 年的 32.88%增至 2023 年的 57.30%。
核电上网电价普遍低于电站所在沿海各省煤电标杆电价。
核电上网电价稳定 性强，大多维持在 0.40-0.45 元/千瓦时，变动幅度较小，普遍持平或低于沿海各 省煤电标杆电价。
新投产机组一般不高于当地煤电标杆上网电价，表明核电对于煤 电有一定的基荷替代能力。
全国在运 55 台核电机组中，28 台上网电价低于当地 煤电标杆电价，12 台持平，持平和低于占比 72.73%，15 台高于当地煤电标杆电 价，占比 27.27%。
随着电力体制改革的持续推进，中国核电电价体系将朝着更加 合理、可持续的方向发展，核电企业有望获得更多电价定价权，为未来核电电价小 幅提升创造条件。
1.2.2 核电成本：投资成本占比高，远期边际成本逐步摊平核电站的发电成本包括投资建设、财务费、燃料费、运行和维护、乏燃料处置 以及退役等成本。
1）投资建设：核电站建设周期长，单位造价成本较高，在度电 单位成本中占比较高；2）财务费：由于建设工期足够长，财务费用还贷期较长， 一般 10-15 年，财务成本也很高；3）燃料费：核电燃料成本受年换料量、核燃料价格的影响；4）运行和维护费：核电站的运行维修、定期大修，也要用到高技术 含量的设备与材料；5）乏燃料处置：核燃料循环后端中乏燃料处置成本属于核电 特有成本，乏燃料处理处置基金的征收、使用和管理按照国家相关文件执行；6） 退役费用：目前核电厂退役基金的提取总额为核电厂建设工程固定资产原值 10%。
核电成本结构中折旧占比最高。
2023 年两家核电企业营业成本结构中固定资 产折旧占比较高，中国核电固定资产折旧占比为 38.67%，其次为燃料及其他材料， 占比为 22.19%；中国广核固定资产折旧占比 19.77%，核燃料成本占比 15.93%。
核电考虑了全成本，减排背景下成本优势显著。
核电发电成本为 2.37 欧分 /KWh，其中投资、运维、燃料成本分别为 1.38、0.72、0.27 欧分/ KWh，核电在 运营过程中已将废物处置和退役费用考虑在完全成本中，而煤电发电成本为 4.43 欧分/ KWh，其中投资、运维、燃料成本分别为 0.76、0.74、1.31 欧分/ KWh。
考虑二氧化碳排放费 20 欧元/吨，二氧化碳成本每度 1.62 欧分，占发电成本 36.6%。
核电 LCOE 低于煤电、海风和光伏等，长期运行的核电成本竞争力凸显，因此 延长核电厂的寿命可有效提升核电成本竞争力。
平准化度电成本（LCOE）是假定在电厂项目计算期内，是对项目生命周期内的成本和发电量进行平准化后计算得 到的发电成本，即生命周期内的成本现值/生命周期内发电量现值。
根据世界核能 协会《Nuclear Power Economics and Structuring》报告显示，假设折现率设定 为 7%，核电 LCOE 较低，发电成本范围约在 50-75 美元/兆瓦时，远低于煤电。
1.2.3 投资收益：核电站运营后期盈利能力较强，长期看具备较稳定 的投资价值核电站单位造价高，固定成本高，运营成本低，且核电站实际经营期大于折旧 期。
单一核电站财务特点包括：1）建设周期长，建设初期投资大，设备成本占比 高，且按完工百分比或者销售件数进行确收；2）全成本，核电站总成本包含乏燃 料后处理费用及退役费用等；3）运营周期长，实际运营期大于折旧期，运营后期 盈利能力强；4）运行维护成本较高，需要考虑多次设备大修、维修等等维护成本； 5）财务费用高，核电站投资 80%资金为银行贷款，电站投产后 10-15 是偿贷高 峰期；6）折旧费用高，采用二代核电技术的核电站设计寿命 40 年，综合折旧期 大约是 25 年；采用三代核电技术的核电站设计寿命 60 年，综合折旧期大约是 30- 35 年。
核电站投资回收期大约为 17 年，而设计寿命一般为 40-60 年，运营后期盈 利能力较强，长期看具备较稳定的投资价值。
根据中国广核总经济师岳林康测算单 一核电站项目收益显示在投产 25-30 年后达到国家核定电价下 IRR=9%水平。
假 设核电站总共 557 亿元造价，折旧期按 30 年进行计算，电站运营方在建设期投入 资本金后，投产后陆续可获得利润分红。
1）核电站投产约 8 年开始，股东净现金 流利润由负转正，ROE 达到 10%以上水平；2）内部收益率 IRR 在投产第 17 年由负转正，在投产 17-25 年间快速增长，在投产 25-30 年后高达 9%并处于稳定收 益水平；3）投产后期，电站设备开始老化，运行难度加大，人工成本和燃料价格 上升，电站的经济效益少量降低。
对于目前首批造价较高的三代核电，将通过提高 负荷因子、延长寿期等手段增加发电量，同时控制成本和电价，保证投资收益；对 于拟开建的三代核电将通过提高国产化、规模化、标准化比例等措施降低单位造价， 使核电的经济性得到延续。
核电主要运营商现金流充足，企业盈利质量较高。
对于主要核电运营企业来说， 核电商业模式类似水电，正式投产之前会有大规模的资本开支，现阶段华龙一号单 位造价约为 1.6 万元/kw，AP1000 单位造价约为 2 万元/kw，在经历折旧和连本 带息偿贷期后，迎来稳定净回报期，据中国核电公司公告，三代核电机组综合折旧 年限为 35 年，三代核电站设计寿命 60 年，在折旧结束后将迎来 25 年净回报期， 长期盈利增长可观。
核电站运营阶段付现成本占比低，中国核电和中国广核经营性 现金流量净额充足，且企业的净利润现金比率均在 2 附近，企业盈利质量较高。
资本开支方面，中国核电 2021-2023 年资本开支分别为 339、506、800 亿元， 2024 年投资计划大幅上涨，根据公司发展规划和 2024 经营计划，中国核电 2024 年投资计划总额为 1215.53 亿元，同比 52%，加速新核准核电项目建设投产。
1.3 核心要素三：国内外需求共振，核电产业景气上行1.3.1 需求侧：高峰时期电力面临紧平衡，电力需求旺盛国内外电力需求旺盛，高峰期需加强电力保供。
2022 年全球电力需求增长近 2%，预计 2024-2025 年平均增幅为 3.2%，到 2025 年全球电力需求将比 22 年 增加 2500Twh，全球电力能源保供需求旺盛。
国内全社会用电量 2024 年预计将 达到 9.8 万亿 kwh，同比增长 6.5%，其中西南和西北电网区域用电增速高达 7.3% 和 7.2%，华东和南方电网区域用电同比增速均在 6.7%左右。
全国发电量增长较 快，火电仍然是主力电源，2024 年新增电量主要来自非化石能源发电，预计我国 发电量将达到 9.9 万亿 kWh，全国电力供需维持紧平衡，局地高峰时段供需紧张。
全球核电需求向上，成长驱动力充足。
据国际能源署报告预测，2024-2026 年 期间，全球核电量预计平均增长约 3%，2026 年全球核电发电量将比 2023 年增 长近 10%。
Ember 预计 2024 年全球核电发电量为 29521TWh，增长 632TWh，同比增长 2.19%，核电在未来能源版图中将占据更为重要位置。
国内核电渗透率偏低，装机规模迎快速增长期。
根据《“双碳”目标下中国区 域电力低碳转型路径研究》显示预计 2030 年社会总用电量为 117000 亿 kwh， 2035 年社会用电量为 135000 亿 kwh。
因而以此为依据，假设 2030 年发电总量 预计为 117000 亿 kwh，计算得出 2024-2030 年复合增速为 2.82%，同理计算 出 2030-2035 年发电总量复合增速为 2.90%。
中国核能行业协会预计 2035 年我 国核电渗透率为 10%，根据每年核电渗透率进一步获得核电发电量需求。
国家上 网电价标准为 0.43 元/kwh，假设核电平均利用小时逐年微增长至 2035 年的 8000h，在建核电机组平均装机容量约 1130MW，我们预计 2035 年核电装机容 量将达 169GW，对应机组台数达 149 台，总体市场规模约 27459 亿元。
1.3.2 供给侧：核电核准加速，未来三年新投产装机规模有望创新高国内核电规模持续增长，保持世界领先。
近几年核电机组审批加速，“十四五” 期间预计按照每年 6-8 台新机组进行核准，在建装机容量逐步扩大，2023 年已增 至57.03GW，共有运行核电机组55台，在建核电机组26台，总装机容量达30GW。
随着装机容量的提升，中国核电行业市场规模也在稳定增长，“十四五”规划显示 2025 年核电运行装机容量有望达 7000 万千瓦左右。
核电供给待加速，核电厂迎来投建密集期。
核电占我国电力结构比例仍然较低， 2023 年全国累计发电量为 89092.0 亿千瓦时，而核电发电量为 4333.71 亿千瓦 时，仅占总发电量的 4.86%，中国核能行业协会预计到 2035 年，中国核电在总发 电量中的占比将达到 10%。
从当前中国核电厂分布来看，在建核电厂 16 所集中 在沿海地区，主要为三代核电技术，所处地域也便于电力高效传输。
未来核电供给 将继续保持高热度，以满足市场对清洁能源的迫切需求。
2 中国四代核电厉兵秣马，推动中国核能向强而行2.1 特性：国家战略性资源，清洁低碳，安全稳定核电作为国家战略性能源，引领能源绿色转型。
核电作为我国重要的战略性能 源资源，在推动能源转型、实现碳中和目标中发挥着关键作用，与传统化石能源相 比，核电具有清洁低碳、安全稳定的特点，可为电网提供稳定的基荷供给。
核能发 电是指利用核反应堆中核裂变所释放出的热能，通过蒸汽发生器则将核反应堆产 生的热能转化为蒸汽，推动汽轮机旋转，最终带动发电机发电。
核反应堆以铀-235、 钚-239 等核燃料为能量
