中國核電業務進展如何？

核電資產確定性增長，盈利能力有望持續提升。

1.電量：乘風之勢迅速增長，投產管理雙管驅動

核電裝機容量持續攀升，利用小時數穩中有進。2019-2023 年，公司核 電上網電量從 1270.26 億千瓦時增長到 1744.58 億千瓦時，年復合增長 率為 8.26%，公司核電上網電量提升，主要由于過去幾年核電裝機容量 穩步攀升：近五年核電控股裝機容量從 1911.20 萬千瓦增長到 2375.00 萬千瓦，年復合增長率為 5.58%，累計增長 463.80 萬千瓦；其中 2021 年增長 231.90 萬千瓦，同比 11.46%，這得益于田灣 6 號機組和福清 5 號機組的投運。根據中國核電未來幾年核電機組的商運計劃，核電裝機 容量有望充分提升。除裝機容量外，利用小時數也是影響電量增長的重 要因子。2019-2023 年，公司核電利用小時數從 7134 小時增長到 7852 小時，總體平穩，穩中有進，或顯示公司管控能力取得成效。

高效管理支撐利用小時數，負荷因子高位穩定彰顯盈利能力。設備利用 小時數是在統計周期內發電設備的等效利用時長，反映了電廠的實際發 電情況。大修、非計劃停運或根據電網調度要求參與調峰等都會影響設 備利用小時數。2019-2023 年，中國核電存量機組平均利用小時數呈現 明顯上升趨勢，這主要得益于公司機組管理的高效性。以 2023 年為例， 該年度中國核電 WANO 滿分機組 18 臺，綜合指數平均分 98.22；全年 完成 17 次大修，其中 16 次常規大修平均工期 23.75 天，較 2022 年進 一步優化 3.4 天，直接托高該年度利用小時數。從負荷因子（即機組實 際發電量與額定發電量的比值）來看，近五年核電負荷因子穩定在 90% 左右。負荷因子穩定出于高位穩健主要系利用小時數維持高位穩定。

蘇浙閩三地領銜核電發展，區位優勢和集群效應凸顯。截至 2024 年 3 月 31 日，中國核電控股在運核電機組分布于浙江、江蘇、福建、海南四 省，裝機容量分別為 916.40 萬千瓦、660.80 萬千瓦、667.80 萬千瓦、 130.00 萬千瓦。一方面，作為沿海發達經濟帶，四地核電區位優勢明顯； 另一方面，既有機組存量規模大，集群效應蘊含發展潛力。目前 1263.20 萬千瓦裝機容量的在建機組中，蘇浙閩機組合計 866.80 萬千瓦，約占 68.62%。未來，公司將拓展遼寧核電業務，但蘇浙閩仍是重點發展區域， 區域的集成化有利于成本管控，減少建設和運輸成本。

在建項目穩步推進，業績增長確定性強。公司注重在建工程項目管理 和過程管控，深入餞行“六大控制七個零”標桿模式，聚焦工程安全質 量和進度投資管理提升，完善工程建設全領域經驗反饋體系，推進智慧 工地高效應用，全面保障重大工程項目高質量按期建成。公司 11 臺核 電在建機組項目穩步推進，至 2029 年在運機組裝機容量有望突破 3600 萬千瓦。

2. 電價：市場化電價比例提升，電力價格趨于穩定

上網電價波動較小，2021 年起電價企穩向好。2019-2023 年，公司核電 平均上網電價變化區間為 395.2-411.0 元/兆瓦時，較電量波動幅度小。 2019-2021 年，公司核電上網電價有所回落，從 404.9 元/兆瓦時降至 395.2 元/兆瓦時，主要系疫情和能源市場競爭加劇影響。2021 年起，公 司通過構建“1+N+X”電力營銷體系，制定“一省一策”營銷策略、搭 建數字電力營銷平臺、設計“核電+新能源”捆綁營銷方案，全年市場平 均電價有較大上漲。就區域而言，在浙江、江蘇、福建、海南四省中， 福建省核電平均上網電價最低，五年內均值為 375.5 元/兆瓦時。其余三 省電價各有漲跌，但綜合來看，四省平均上網電價趨于穩定。

核電價格受到燃煤標桿電價影響較大。公司目前標桿電價執行《國家發 展改革委關于完善核電上網電價機制有關問題的通知》（發改價格【2013】 1130 號）的政策，即對于 2013 年 1 月 1 日以后投產的核電機組，以 430 元/兆瓦時為核電標桿上網電價，實行核電標桿上網電價與機組所在 地燃煤機組標桿上網電價孰低的定價機制。在實際執行過程中，公司控 股核電機組所在的浙江、江蘇、福建、海南四省燃煤標桿電價分別為 415.3、391.0、393.2、429.8 元/兆瓦時，均低于全國核電標桿電價。

市場化交易程度不斷加深，四省電價格局受市場重塑明顯。公司核電上 網電量分為政府定價電量和市場化交易電量兩部分，比例大致六四分。 2019-2023 年，公司核電中市場電的比例由 33.71%增長到 42.56%，累 計增長 8.85pct。可見，市場電對平均上網電價的影響正不斷增強。2023 年，江蘇省核電最終標桿電價為 391.0 元/兆瓦時，位列四省最末；而經 市場化交易后，江蘇核電平均上網電價為 422.5 元/兆瓦時，躍居四省第 一。未來，隨著我國電力市場改革持續推進，市場機制可能引導電價區 域格局進一步分化。

3. 成本：折舊有望進入穩定期，稅務優惠享受紅利

總成本隨發電量攀升，營業成本結構穩定。2019-2023 年，公司營業總 成本從 371.21 億元增加至 551.70 億元，營業成本從 267.89 億元增加 至 415.10 億元。在度電成本變化較小的情況下，公司成本變化主要系在 運機組及發電量迅速增加，對應的發電成本增加。此外，公司財務費用 波動較小，未隨總成本大幅上漲。目前，公司以核能業務為主，新能源 業務體量較小，公司營業成本近九成來自核能發電業務。因此，公司的 營業成本結構能一定程度反映公司核能發電成本結構。2019-2023 年， 公司營業成本由折舊、燃料及其他材料成本、運行維護費用、人員費用 和其他費用五部分構成。其中折舊占比最大，約占營業成本的 40%；燃 料及其他材料成本次之，約占 22%；運行維護費用、人員費用、其他費 用合計占比約 38%，營業成本結構穩定。其中折舊主要來自核電機組固定資產折舊，與投運機組規模掛鉤。燃料方面，公司通過與母公司下屬 燃料采購企業和組件加工企業簽訂長期協議，有效鎖定燃料采購數量和 價格，保障燃料成本結構穩定。其他費用主要包含乏燃料處理成本，與 運行維護費用、人員費用共同構成核電機組運行的日常費用。

核電站折舊階段特征明顯，長期利潤釋放空間大。2019-2023 年，公 司固定資產折舊金額從 10.80 億元增長到 16.05 億元，核電站折舊是營 業成本的主要構成部分。依據折舊特征的不同，可以將核電站劃分為三 個階段：建造期，設備折舊期和商業運行期。公司二代核電機組的綜合 平均折舊年限約為 25 年，三代核電機組的綜合平均折舊年限約為 35 年。而二代機組運行許可證頒發時間為 40 年，三代機組運行許可證頒 發時間為 60 年。根據國外經驗，機組運行許可到期后經評估及安全改 造后一般還可進行延長運行。這意味著，折舊期滿后，二代機組至少有 15 年釋放利潤的商業運行期，三代機組則有至少 25 年利潤釋放期，有 望形成可觀的長期收益。

財稅政策著力前期優惠，設備折舊期成本遞增。經歷 5-6 年的建設期 后，核電機組將進入平均（按價值量加權）25-30 年的折舊周期。該階 段核電利潤變化受政策影響大。所得稅方面，根據《中華人民共和國企 業所得稅法實施條例》規定的“三免三減半”政策，公司核電機組投運 第 1-3 年免征所得稅，第 4-6 年減半征收所得稅。增值稅方面，財政 部、國家稅務總局《關于核電行業稅收政策有關問題的通知》(財稅 【2008】38 號)規定，核電機組投產 15 年內，統一實行增值稅先征后 退政策，返還比例分三個階段逐級遞減。前 5 年返還比例為 75%，第 6 年~第 10 年為 70%，第 11 年~第 15 年為 55%，稅收優惠整體遞 減，第 15 年后優惠期盡，稅收與折舊總成本高昂，直至折舊期結束。 可見，從設備折舊期到商業運行期，核電機組利潤可能將呈現階梯式下 滑再飛躍式上升的態勢。

燃料費用占成本比例小。核燃料市場的運作方式與其他能源市場截然不 同。核燃料循環很復雜，首先是鈾的開采，然后必須進行開采和研磨、 轉化、濃縮和燃料制造等步驟才能在核反應堆中使用，最后從反應堆中 移出的核廢物還要經過臨時貯存、后處理和回收以及廢物處置等步驟。 從歷史上看，核電的燃料成本在總生產成本中僅占很小的比例。燃料成 本（包括鈾、轉化、濃縮和制造的成本）通常不到現代核電站總電力 成本的 20％，而化石燃料發電廠的電力成本高達 80％。

我國乏燃料處理能力長期不足，與國際相比差距較大。據景業智能招 股說明書，到 2030 年，我國每年將產生乏燃料近 2637 噸，累積產生 乏燃料約 28285 噸，而目前我國乏燃料處理能力僅為 50 噸/年，在建 處理能力也僅為 200 噸/年。同為閉式循環的國家的法國 2022 年裝機 容量 61.37GW，其阿格處理廠具有 1700 噸/年的乏燃料處理能力，而 我國乏燃料處理能力較弱，據《“十四五”規劃和 2035 遠景目標綱 要》，至 25 年運行裝機容量 70GW，屆時中國核電裝機容量有望超過 法國，后處理需求迫切。

我國堅持閉式循環，希望解決燃料可持續問題。通常來講，壓水堆核 電站鈾資源的利用率僅為 0.6%左右，如果對乏燃料進行后處理，用 “榨”出來的鈾在壓水中再循環一次，可節省天然鈾 25%；若如此多 次循環，則鈾資源的利用率可以達到 1%；若將后處理得到的钚與鈾富 集后剩下的貧鈾制成快堆燃料，鈾資源的利用率可以達到 60%到 70%。同時，經過后處理的乏燃料長期放射性毒性降低。以百萬千瓦 壓水堆核電站為例，每年產生的乏燃料為 25 噸至 30 噸，乏燃料中有 大量的放射性元素，毒性大、半衰期長，要在地質處置過程中衰變到天 然鈾礦水平需 10 萬年以上，但經過后處理等環節后，其放射性攝入毒 性降到天然鈾輻射水平的時間可減至千年以下。

中核集團具備完整后處理循環能力。核燃料循環產業的發展情況直接影 響公司運行成本，而核電設備制造產業的發展水平及制造能力等因素關 系到建造工期、工程造價，間接影響公司運行成本。目前，中核集團已 形成完整的核燃料循環產業鏈，包括循環前端的鈾礦探采、礦石加工、 鈾的提取、精制、轉化、濃縮、燃料組件制造等及循環后端的對電廠放 射性廢物的處理、乏燃料的貯存和處置等，能夠為公司穩定生產提供堅 實后盾。秦山三核發揮重水堆優勢，通過自主創新實現了回收鈾研發、 應用。

使用 MOX 燃料的先進鈉冷快堆在本世紀投入商用的可能性最大。我國 已建成鈉冷快中子實驗堆（CEFR），正在建設 2 個 600MWe（CFR600） 鈉冷快中子示范核電站，CFR600 將設計為采用 MOX 燃料的池式快堆。 開發快堆的主要目的是增殖核燃料，使 238U 裂變或將其高效地嬗變成 239Pu，緩解天然鈾資源可能的短缺。鈉冷快堆燃料具有更高的燃耗，使 其在堆中停留的時間達到熱堆中的兩倍，也降低了乏燃料中次錒系核素的含量；鈉冷快堆還可設計用來嬗變長壽命核素，以及镅等超钚元素。

中核運用 MOX 燃料實現廢燃料后處理。2011 年 11 月，中核成立了中 核瑞能科技有限公司，以實現廢燃料后處理技術和混合氧化物(MOX)燃 料生產的產業化，從而實現閉式燃料循環，涉及計劃中的阿海琺工廠， 還將負責儲存和管理乏燃料。

預計天然鈾現貨價格大概率持續震蕩并小幅上行。根據中國核能行業協 會發布第 42 期“CNEA 國際天然鈾價格預測指數（2024 年 5 月）”，未 來 3 個月，美對俄鈾產品制裁“靴子”落地，但受美聯儲降息窗口不確 定的影響，現貨價格大概率持續震蕩并小幅上行，預計波動區間為 90- 95 美元/磅。值得關注的是，市場比較擔憂俄羅斯對美國的制裁實施反制 措施，采取取消現有供應合同等舉措，或將打破現貨市場供需平衡，導 致市場大幅震蕩。假設未來不發生其他重大突發事件，基于 URC 的凈 指標值模型，預計未來 3 個月現貨價格將呈現緩慢小幅上漲的態勢。

長期燃料成本不會受到鈾礦石現貨上漲的影響。天然鈾國際貿易有“現 貨”和“現貨+長協”兩種模式，且多以“現貨+長協”合同為主。相比 較而言，“現貨+長協”的模式更加穩定，可有效應對鈾價短期波動。我 國核電企業多以“現貨+長協”的模式向國內天然鈾企業采購天然鈾，因 此鈾價短期波動對天然鈾采購成本影響不大，且不會傳導至核電業主。 根據財聯社記者對中國核電的采訪可知，鈾價上漲對公司近期的燃料成 本影響很小，燃料是來自于中核集團旗下的中國鈾業公司，現在簽定的 10 年長協。

4.積極研發儲備新興產業，高溫氣冷堆前瞻布局

積極探索布局新興產業。2023 年，中國核電穩步推進核能多用途利用 產業，積極探索戰略新興產業，努力培育新的經濟增長點。其中，成立 中核光電科技（上海）有限公司加速推動鈣鈦礦電池的研發與應用；剛 性、柔性小型組件效率均達行業內領先水平；組建了同位素、新型儲能 專項推進組并取得階段性成果。

高溫氣冷堆能夠進行核能制氫。超高溫氣冷堆可在 700℃到 950℃的堆 芯出口溫度范圍內供應核熱和電力。新技術路線進一步提升反應堆出口 氦氣溫度達 1000℃，采用氦氣透平循環，提高熱效率；同時使核能生產 延伸到為工業提供高溫工藝熱，包括利用核能的高溫制氫，以提高制氫 的效率。核能制氫就是將核反應堆與采用先進制氫工藝的制氫廠耦合,進 行氫的大規模生產。清華大學于 20 世紀 70 年代中期開始研發高溫氣冷 堆，HTR-10 高溫氣冷堆實驗堆于 20 世紀 90 年代建成。作為國家科技 重大專項的 200MW HTR-PM 示范核電站已投入商運。

中國高溫氣冷堆或在規劃三個廠址。根據佳電股份 2023 年 12 月 14 日 在投資者互動平臺表示，公司主氦風機是第四代核能系統安全特性的高 溫氣冷堆核心設備，氦氣壓縮機系統是公司向系統集成商轉型的又一成 功案例，將進一步保證高溫氣冷堆關鍵核心設備的自主可控。可以預見 我國或已規劃 CX 項目、江蘇綠能、XX 綠能三個廠址。

與壓水堆發電-常規電解制氫相比，高溫氣冷堆經熱化學循環或高溫電解 制氫具有明顯的成本優勢。美國能源部在核氫創新計劃下進行了核能制 氫經濟性評估，得到的氫氣成本在 2.94~4.40 美元/kg。IAEA 開發了氫經濟評估程序，參與國對核能制氫成本進行了情景分析，在不同場景下 得到的氫氣成本在 2.45~4.34 美元/kg。

中核集團江蘇徐圩一期項目的 1 臺高溫氣冷堆已經完成核準。江蘇徐圩 核能供熱廠一期工程位于江蘇省連云港市徐圩新區西陬山，擬建設 2 臺 華龍一號壓水堆機組、1 臺 HTR-PM600S 高溫氣冷堆機組及配套設施， 為連云港徐圩新區石化產業基地供應工業熱氣，同時利用備用熱能發電。 2024 年 4 月 17 日，生態環境部已同意中核蘇能核電有限公司按照《關 于審查江蘇徐圩核能供熱廠一期工程環境影響報告書（選址階段）的請 示》開展下一階段工作，2024 年 8 月 19 日國常會完成核準。根據規劃， 江蘇徐圩供熱一期項目全廠設計熱負荷為 8164t/h，建有一座供熱廠房， 供汽能力為全廠設計熱負荷的 50%，即 4082t/h，此時單臺華龍一號機 組發電功率約為 729.7MW（低于之前的 1200MW 左右的發電功率），單 臺高溫氣冷堆機組發電功率約為 193.5MW，3 臺機組總發電功率約為 1652.9MW，可見公司嘗試新型核能綜合利用，具備前瞻布局意識。