中国核电业务进展如何？

核电资产确定性增长，盈利能力有望持续提升。

1.电量：乘风之势迅速增长，投产管理双管驱动

核电装机容量持续攀升，利用小时数稳中有进。2019-2023 年，公司核 电上网电量从 1270.26 亿千瓦时增长到 1744.58 亿千瓦时，年复合增长 率为 8.26%，公司核电上网电量提升，主要由于过去几年核电装机容量 稳步攀升：近五年核电控股装机容量从 1911.20 万千瓦增长到 2375.00 万千瓦，年复合增长率为 5.58%，累计增长 463.80 万千瓦；其中 2021 年增长 231.90 万千瓦，同比 11.46%，这得益于田湾 6 号机组和福清 5 号机组的投运。根据中国核电未来几年核电机组的商运计划，核电装机 容量有望充分提升。除装机容量外，利用小时数也是影响电量增长的重 要因子。2019-2023 年，公司核电利用小时数从 7134 小时增长到 7852 小时，总体平稳，稳中有进，或显示公司管控能力取得成效。

高效管理支撑利用小时数，负荷因子高位稳定彰显盈利能力。设备利用 小时数是在统计周期内发电设备的等效利用时长，反映了电厂的实际发 电情况。大修、非计划停运或根据电网调度要求参与调峰等都会影响设 备利用小时数。2019-2023 年，中国核电存量机组平均利用小时数呈现 明显上升趋势，这主要得益于公司机组管理的高效性。以 2023 年为例， 该年度中国核电 WANO 满分机组 18 台，综合指数平均分 98.22；全年 完成 17 次大修，其中 16 次常规大修平均工期 23.75 天，较 2022 年进 一步优化 3.4 天，直接托高该年度利用小时数。从负荷因子（即机组实 际发电量与额定发电量的比值）来看，近五年核电负荷因子稳定在 90% 左右。负荷因子稳定出于高位稳健主要系利用小时数维持高位稳定。

苏浙闽三地领衔核电发展，区位优势和集群效应凸显。截至 2024 年 3 月 31 日，中国核电控股在运核电机组分布于浙江、江苏、福建、海南四 省，装机容量分别为 916.40 万千瓦、660.80 万千瓦、667.80 万千瓦、 130.00 万千瓦。一方面，作为沿海发达经济带，四地核电区位优势明显； 另一方面，既有机组存量规模大，集群效应蕴含发展潜力。目前 1263.20 万千瓦装机容量的在建机组中，苏浙闽机组合计 866.80 万千瓦，约占 68.62%。未来，公司将拓展辽宁核电业务，但苏浙闽仍是重点发展区域， 区域的集成化有利于成本管控，减少建设和运输成本。

在建项目稳步推进，业绩增长确定性强。公司注重在建工程项目管理 和过程管控，深入饯行“六大控制七个零”标杆模式，聚焦工程安全质 量和进度投资管理提升，完善工程建设全领域经验反馈体系，推进智慧 工地高效应用，全面保障重大工程项目高质量按期建成。公司 11 台核 电在建机组项目稳步推进，至 2029 年在运机组装机容量有望突破 3600 万千瓦。

2. 电价：市场化电价比例提升，电力价格趋于稳定

上网电价波动较小，2021 年起电价企稳向好。2019-2023 年，公司核电 平均上网电价变化区间为 395.2-411.0 元/兆瓦时，较电量波动幅度小。 2019-2021 年，公司核电上网电价有所回落，从 404.9 元/兆瓦时降至 395.2 元/兆瓦时，主要系疫情和能源市场竞争加剧影响。2021 年起，公 司通过构建“1+N+X”电力营销体系，制定“一省一策”营销策略、搭 建数字电力营销平台、设计“核电+新能源”捆绑营销方案，全年市场平 均电价有较大上涨。就区域而言，在浙江、江苏、福建、海南四省中， 福建省核电平均上网电价最低，五年内均值为 375.5 元/兆瓦时。其余三 省电价各有涨跌，但综合来看，四省平均上网电价趋于稳定。

核电价格受到燃煤标杆电价影响较大。公司目前标杆电价执行《国家发 展改革委关于完善核电上网电价机制有关问题的通知》（发改价格【2013】 1130 号）的政策，即对于 2013 年 1 月 1 日以后投产的核电机组，以 430 元/兆瓦时为核电标杆上网电价，实行核电标杆上网电价与机组所在 地燃煤机组标杆上网电价孰低的定价机制。在实际执行过程中，公司控 股核电机组所在的浙江、江苏、福建、海南四省燃煤标杆电价分别为 415.3、391.0、393.2、429.8 元/兆瓦时，均低于全国核电标杆电价。

市场化交易程度不断加深，四省电价格局受市场重塑明显。公司核电上 网电量分为政府定价电量和市场化交易电量两部分，比例大致六四分。 2019-2023 年，公司核电中市场电的比例由 33.71%增长到 42.56%，累 计增长 8.85pct。可见，市场电对平均上网电价的影响正不断增强。2023 年，江苏省核电最终标杆电价为 391.0 元/兆瓦时，位列四省最末；而经 市场化交易后，江苏核电平均上网电价为 422.5 元/兆瓦时，跃居四省第 一。未来，随着我国电力市场改革持续推进，市场机制可能引导电价区 域格局进一步分化。

3. 成本：折旧有望进入稳定期，税务优惠享受红利

总成本随发电量攀升，营业成本结构稳定。2019-2023 年，公司营业总 成本从 371.21 亿元增加至 551.70 亿元，营业成本从 267.89 亿元增加 至 415.10 亿元。在度电成本变化较小的情况下，公司成本变化主要系在 运机组及发电量迅速增加，对应的发电成本增加。此外，公司财务费用 波动较小，未随总成本大幅上涨。目前，公司以核能业务为主，新能源 业务体量较小，公司营业成本近九成来自核能发电业务。因此，公司的 营业成本结构能一定程度反映公司核能发电成本结构。2019-2023 年， 公司营业成本由折旧、燃料及其他材料成本、运行维护费用、人员费用 和其他费用五部分构成。其中折旧占比最大，约占营业成本的 40%；燃 料及其他材料成本次之，约占 22%；运行维护费用、人员费用、其他费 用合计占比约 38%，营业成本结构稳定。其中折旧主要来自核电机组固定资产折旧，与投运机组规模挂钩。燃料方面，公司通过与母公司下属 燃料采购企业和组件加工企业签订长期协议，有效锁定燃料采购数量和 价格，保障燃料成本结构稳定。其他费用主要包含乏燃料处理成本，与 运行维护费用、人员费用共同构成核电机组运行的日常费用。

核电站折旧阶段特征明显，长期利润释放空间大。2019-2023 年，公 司固定资产折旧金额从 10.80 亿元增长到 16.05 亿元，核电站折旧是营 业成本的主要构成部分。依据折旧特征的不同，可以将核电站划分为三 个阶段：建造期，设备折旧期和商业运行期。公司二代核电机组的综合 平均折旧年限约为 25 年，三代核电机组的综合平均折旧年限约为 35 年。而二代机组运行许可证颁发时间为 40 年，三代机组运行许可证颁 发时间为 60 年。根据国外经验，机组运行许可到期后经评估及安全改 造后一般还可进行延长运行。这意味着，折旧期满后，二代机组至少有 15 年释放利润的商业运行期，三代机组则有至少 25 年利润释放期，有 望形成可观的长期收益。

财税政策着力前期优惠，设备折旧期成本递增。经历 5-6 年的建设期 后，核电机组将进入平均（按价值量加权）25-30 年的折旧周期。该阶 段核电利润变化受政策影响大。所得税方面，根据《中华人民共和国企 业所得税法实施条例》规定的“三免三减半”政策，公司核电机组投运 第 1-3 年免征所得税，第 4-6 年减半征收所得税。增值税方面，财政 部、国家税务总局《关于核电行业税收政策有关问题的通知》(财税 【2008】38 号)规定，核电机组投产 15 年内，统一实行增值税先征后 退政策，返还比例分三个阶段逐级递减。前 5 年返还比例为 75%，第 6 年~第 10 年为 70%，第 11 年~第 15 年为 55%，税收优惠整体递 减，第 15 年后优惠期尽，税收与折旧总成本高昂，直至折旧期结束。 可见，从设备折旧期到商业运行期，核电机组利润可能将呈现阶梯式下 滑再飞跃式上升的态势。

燃料费用占成本比例小。核燃料市场的运作方式与其他能源市场截然不 同。核燃料循环很复杂，首先是铀的开采，然后必须进行开采和研磨、 转化、浓缩和燃料制造等步骤才能在核反应堆中使用，最后从反应堆中 移出的核废物还要经过临时贮存、后处理和回收以及废物处置等步骤。 从历史上看，核电的燃料成本在总生产成本中仅占很小的比例。燃料成 本（包括铀、转化、浓缩和制造的成本）通常不到现代核电站总电力 成本的 20％，而化石燃料发电厂的电力成本高达 80％。

我国乏燃料处理能力长期不足，与国际相比差距较大。据景业智能招 股说明书，到 2030 年，我国每年将产生乏燃料近 2637 吨，累积产生 乏燃料约 28285 吨，而目前我国乏燃料处理能力仅为 50 吨/年，在建 处理能力也仅为 200 吨/年。同为闭式循环的国家的法国 2022 年装机 容量 61.37GW，其阿格处理厂具有 1700 吨/年的乏燃料处理能力，而 我国乏燃料处理能力较弱，据《“十四五”规划和 2035 远景目标纲 要》，至 25 年运行装机容量 70GW，届时中国核电装机容量有望超过 法国，后处理需求迫切。

我国坚持闭式循环，希望解决燃料可持续问题。通常来讲，压水堆核 电站铀资源的利用率仅为 0.6%左右，如果对乏燃料进行后处理，用 “榨”出来的铀在压水中再循环一次，可节省天然铀 25%；若如此多 次循环，则铀资源的利用率可以达到 1%；若将后处理得到的钚与铀富 集后剩下的贫铀制成快堆燃料，铀资源的利用率可以达到 60%到 70%。同时，经过后处理的乏燃料长期放射性毒性降低。以百万千瓦 压水堆核电站为例，每年产生的乏燃料为 25 吨至 30 吨，乏燃料中有 大量的放射性元素，毒性大、半衰期长，要在地质处置过程中衰变到天 然铀矿水平需 10 万年以上，但经过后处理等环节后，其放射性摄入毒 性降到天然铀辐射水平的时间可减至千年以下。

中核集团具备完整后处理循环能力。核燃料循环产业的发展情况直接影 响公司运行成本，而核电设备制造产业的发展水平及制造能力等因素关 系到建造工期、工程造价，间接影响公司运行成本。目前，中核集团已 形成完整的核燃料循环产业链，包括循环前端的铀矿探采、矿石加工、 铀的提取、精制、转化、浓缩、燃料组件制造等及循环后端的对电厂放 射性废物的处理、乏燃料的贮存和处置等，能够为公司稳定生产提供坚 实后盾。秦山三核发挥重水堆优势，通过自主创新实现了回收铀研发、 应用。

使用 MOX 燃料的先进钠冷快堆在本世纪投入商用的可能性最大。我国 已建成钠冷快中子实验堆（CEFR），正在建设 2 个 600MWe（CFR600） 钠冷快中子示范核电站，CFR600 将设计为采用 MOX 燃料的池式快堆。 开发快堆的主要目的是增殖核燃料，使 238U 裂变或将其高效地嬗变成 239Pu，缓解天然铀资源可能的短缺。钠冷快堆燃料具有更高的燃耗，使 其在堆中停留的时间达到热堆中的两倍，也降低了乏燃料中次锕系核素的含量；钠冷快堆还可设计用来嬗变长寿命核素，以及镅等超钚元素。

中核运用 MOX 燃料实现废燃料后处理。2011 年 11 月，中核成立了中 核瑞能科技有限公司，以实现废燃料后处理技术和混合氧化物(MOX)燃 料生产的产业化，从而实现闭式燃料循环，涉及计划中的阿海珐工厂， 还将负责储存和管理乏燃料。

预计天然铀现货价格大概率持续震荡并小幅上行。根据中国核能行业协 会发布第 42 期“CNEA 国际天然铀价格预测指数（2024 年 5 月）”，未 来 3 个月，美对俄铀产品制裁“靴子”落地，但受美联储降息窗口不确 定的影响，现货价格大概率持续震荡并小幅上行，预计波动区间为 90- 95 美元/磅。值得关注的是，市场比较担忧俄罗斯对美国的制裁实施反制 措施，采取取消现有供应合同等举措，或将打破现货市场供需平衡，导 致市场大幅震荡。假设未来不发生其他重大突发事件，基于 URC 的净 指标值模型，预计未来 3 个月现货价格将呈现缓慢小幅上涨的态势。

长期燃料成本不会受到铀矿石现货上涨的影响。天然铀国际贸易有“现 货”和“现货+长协”两种模式，且多以“现货+长协”合同为主。相比 较而言，“现货+长协”的模式更加稳定，可有效应对铀价短期波动。我 国核电企业多以“现货+长协”的模式向国内天然铀企业采购天然铀，因 此铀价短期波动对天然铀采购成本影响不大，且不会传导至核电业主。 根据财联社记者对中国核电的采访可知，铀价上涨对公司近期的燃料成 本影响很小，燃料是来自于中核集团旗下的中国铀业公司，现在签定的 10 年长协。

4.积极研发储备新兴产业，高温气冷堆前瞻布局

积极探索布局新兴产业。2023 年，中国核电稳步推进核能多用途利用 产业，积极探索战略新兴产业，努力培育新的经济增长点。其中，成立 中核光电科技（上海）有限公司加速推动钙钛矿电池的研发与应用；刚 性、柔性小型组件效率均达行业内领先水平；组建了同位素、新型储能 专项推进组并取得阶段性成果。

高温气冷堆能够进行核能制氢。超高温气冷堆可在 700℃到 950℃的堆 芯出口温度范围内供应核热和电力。新技术路线进一步提升反应堆出口 氦气温度达 1000℃，采用氦气透平循环，提高热效率；同时使核能生产 延伸到为工业提供高温工艺热，包括利用核能的高温制氢，以提高制氢 的效率。核能制氢就是将核反应堆与采用先进制氢工艺的制氢厂耦合,进 行氢的大规模生产。清华大学于 20 世纪 70 年代中期开始研发高温气冷 堆，HTR-10 高温气冷堆实验堆于 20 世纪 90 年代建成。作为国家科技 重大专项的 200MW HTR-PM 示范核电站已投入商运。

中国高温气冷堆或在规划三个厂址。根据佳电股份 2023 年 12 月 14 日 在投资者互动平台表示，公司主氦风机是第四代核能系统安全特性的高 温气冷堆核心设备，氦气压缩机系统是公司向系统集成商转型的又一成 功案例，将进一步保证高温气冷堆关键核心设备的自主可控。可以预见 我国或已规划 CX 项目、江苏绿能、XX 绿能三个厂址。

与压水堆发电-常规电解制氢相比，高温气冷堆经热化学循环或高温电解 制氢具有明显的成本优势。美国能源部在核氢创新计划下进行了核能制 氢经济性评估，得到的氢气成本在 2.94~4.40 美元/kg。IAEA 开发了氢经济评估程序，参与国对核能制氢成本进行了情景分析，在不同场景下 得到的氢气成本在 2.45~4.34 美元/kg。

中核集团江苏徐圩一期项目的 1 台高温气冷堆已经完成核准。江苏徐圩 核能供热厂一期工程位于江苏省连云港市徐圩新区西陬山，拟建设 2 台 华龙一号压水堆机组、1 台 HTR-PM600S 高温气冷堆机组及配套设施， 为连云港徐圩新区石化产业基地供应工业热气，同时利用备用热能发电。 2024 年 4 月 17 日，生态环境部已同意中核苏能核电有限公司按照《关 于审查江苏徐圩核能供热厂一期工程环境影响报告书（选址阶段）的请 示》开展下一阶段工作，2024 年 8 月 19 日国常会完成核准。根据规划， 江苏徐圩供热一期项目全厂设计热负荷为 8164t/h，建有一座供热厂房， 供汽能力为全厂设计热负荷的 50%，即 4082t/h，此时单台华龙一号机 组发电功率约为 729.7MW（低于之前的 1200MW 左右的发电功率），单 台高温气冷堆机组发电功率约为 193.5MW，3 台机组总发电功率约为 1652.9MW，可见公司尝试新型核能综合利用，具备前瞻布局意识。