中國核電研究報告：電價受益市場環境變化，新能源為擴張賦新能國內核電行業龍頭，正積極布局新能源公司于

2008

年

1

月成立，中核集團自

2008

年起陸續通過股權劃轉方式將

11

家下

屬核電經營企業股權劃轉至公司；2011

年，公司變更為股份有限公司；2015

年公司成功

在上交所上市。截至

2020

年底，大股東中核集團合計持有公司

64.11%股份，公司實際控

制人為國務院國資委。目前公司主營業務涵蓋核電項目及配套設施的開發、投資、建設、

運營與管理以及清潔能源項目的投資、開發等領域，公司盈利主要來源于核電與風光的銷

售業務以及技術服務等。從核電裝機規?？矗灸壳盀閲鴥鹊诙螅澜绲谒拇蠛穗姽?，截至

2021

年

9

月

30日，公司控股投產核電機組共

24臺，裝機容量

2,250.9萬千瓦，占全國總裝機

42.3%，

在建核電機組

6

臺，裝機容量

625.8

萬千瓦，公司核電機組大部分位于經濟發達的浙江、

江蘇、福建等沿海省份。公司具有多年核電工程建設管理實踐經驗，公司建設的秦山核電

是中國第一臺自主研究、設計、建設、管理的核電機組，被稱為“國之光榮”。集團全產業鏈布局，有力協同公司核電業務發展。核電行業的上游主要是核燃料循環

產業、核電設備制造產業等，核燃料循環產業發展直接影響公司運行成本，而核電設備制

造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。控

股股東中核集團是經國務院批準組建、中央直接管理的國有重要骨干企業，其前身是中國

核工業總公司（歷經第二機械工業部、核工業部），作為國家核科技工業的主體，中核集

團擁有完整的核科技工業體系，目前主要從事核電業務、核燃料循環業務、核能技術研發

與服務等。中核集團的全產業鏈布局將為公司發展提供燃料采購、加工、工程設計、建設、

設備進口、技術服務、乏燃料運輸及后處理等全方位支撐。就核燃料循環而言，國家授權

中核集團對核燃料、鈾產品的生產經營和進出口實行專營，中核集團是我國唯一擁有完整

核燃料循環產業的企業，目前我國僅中核集團具有國內鈾礦開發、核燃料組件加工的資質

和能力。核電技術方面，一直以來中核集團堅持走自主化路線，配合國家的核電自主化整體安

排，實現核電技術消化吸收再創新。在三代核技術方面，中核集團聯合其他單位研發了“華

龍一號”三代核電技術，該技術是在我國三十余年核電科研、設計、制造、建設和運行經驗

的基礎上，充分借鑒國際三代核電非能動安全的先進理念，深刻汲取福島核事故教訓，滿

足國際最先進的法規標準而研發的三代核電機型，具有完全自主知識產權，采用華龍一號

技術的福清

5

號機組已經在

2021

年初順利投入商業運行。公司近年來收入增長穩健，過去

5

年間，公司營業收入自

2016

年的

300

億元增至

2020

年的

523

億元，期間復合增速為

12%。從公司

2020

年收入構成看，目前公司營業收入主

要依賴于核電售電，在整體收入中占比達到

92%。在持續夯實核電領域競爭優勢同時，公司近年來在在新能源領域也在積極探索并收到

良好成效，通過自建、資產注入等措施推動新能源裝機規模成長迅速。從裝機規?？?，截

止

2021H1，公司新能源裝機在運裝機已經達到

694

萬千瓦，公司目前的新能源裝機規模

在國內上市公司中排名靠前，已經具備一定市場影響力。在雙碳戰略推動的行業大發展機

遇期以及公司在行業機遇期來臨的進取心推動下，新能源業務未來有望發展成為公司業績

成長動力中僅次于核電的第二增長點。核電行業壁壘突出，雙碳目標助力發展提速有望低碳特征突出，三代技術成新建項目主流核電低碳、清潔，環保優勢顯著。與火電相比，核電不排放二氧化硫、煙塵、氮氧化

物和二氧化碳等物質；與水電、風電相比，較少受自然條件的約束，發電規模穩定。根據

中電聯數據，每燃燒

1

噸標準煤將產生二氧化碳

2,620

千克，二氧化硫

8.5

千克，氮氧化

物

7.4

千克和

280

千克爐渣。核電作為同樣穩定的基核能源，幾乎無排放物。從經濟性來

看，一座百萬千瓦的煤電廠耗煤量達到

300

萬噸/年，而一座同樣功率的核電站僅需要核燃

料

30

噸/年。以中國核電為例，“十三五”期間，中國核電累計新增超過

5,000

億度核能發

電，相當于減少標準煤消耗

1.5

億噸，減少排放二氧化碳

4.1

億噸，減少排放二氧化硫

134

萬噸，減少排放氮氧化物

116

萬噸，相當于造林

144

萬公頃，面積可覆蓋整個北京。技術走向成熟，安全性日益提高。核電的主要原理為核燃料在反應堆內發生裂變而產

生大量熱能，高溫高壓的一回路冷卻水把這些熱能帶出反應堆，并在蒸汽發生器內把熱量

傳給二回路的水，使它們變成蒸汽，蒸汽推動汽輪機帶動發電機發電。自

1954

年

6

月

27

日前蘇聯奧布寧斯克核電站首次利用核能發電以來，世界核電至今

已有近

70

年的發展歷史。就技術發展看，已經經歷了三代，安全性日益提高；特別是福

島事件后，世界更加關注核電安全性。世界范圍內看，第三代核電技術堆型在安全、設計

上已趨成熟，未來較長一段時期將是第三代核電技術和第二代核電技術并存時期。從歷史來看，我國在基本完成“兩彈一艇”軍用核工業的歷史任務之后，開始轉向民

用核電應用。1974

年，我國成為世界上第七個具備獨立設計、建造核電站能力的國家，

自主設計建造的秦山核電廠

300MW壓水堆核電機組，于

1991

年底并網發電。目前國內

整體技術水平已經基本趕上海外國家，已經成功在二代基礎上結合消化吸收引進的第三代

核電技術，研發并建設我國自主化的第三代核電技術。目前投入商用的核技術中，三代核

電技術最先進。中國獨立研發的“華龍一號”“全球首堆”福清

5

號、“海外首堆”巴基斯

坦

K2，分別于

2021

年

1

月

30

日和

2021

年

5

月

20

日商業運行，標志了中國已真正掌握

了三代核電技術，并躋身世界核電發展的第一梯隊。我們預計，在國內“十四五”新規劃

項目中，華龍一號將成為主流技術路線選擇。在成功掌握三代技術的同時，目前我國也在

加緊研究四代堆型，有望成為世界最早突破四代技術的國家之一。牌照、技術密集等共筑核電壁壘核電投資運營屬技術密集行業。核電行業涉及核物理、化學、材料、運行、維修、性

能監督、環境污染監測、輻射防護等多個領域。核電廠的建設，需要綜合權衡安全性、技

術先進性、經濟性和工程可實施性要求，符合核安全法規要求，采用成熟的技術和經過驗

證的技術；要符合技術經濟性原則，滿足造價總體控制目標；要符合總體進度要求，包括

開工條件、建造周期等方面。上述方面對于核電開發商的技術基礎及管理水平要求較高，

核電行業存在較強的技術壁壘。核電行業核心骨干人員培訓的時間較長，需求量很大。其

中反應堆的操縱員必須按照核安全法規的要求，通過國家能源局組織的考試，才可獲得國

家核安全局頒發的執照，之后才能進行反應堆的操縱。核電運營牌照造就較強準入壁壘。鑒于國家對于核安全、環保的高度重視，我國政府

對核電項目及業主采取核準、發放許可證、執照等方式，對投資主體進入市場進行管理。

核電新建建設項目由國家發改委負責審查其項目申請報告，并報國務院核準。2020

年前，

國內所有在運及在建核電站（不含研究堆、示范工程）一直是中核集團、中廣核集團和國

家電投集團三足鼎立；2020

年，華能集團首次獲得建設壓水堆核電項目的資格，成為中

國第四張核電牌照的持有者。核電項目盈利能力突出且保障性強核電基荷運行且優先調度，利用小時處于較高水平。根據《節能發電調度辦法（試行）》，

在電力調度上，核電作為清潔能源，調度順序優先于燃煤、燃氣、燃油等火電機組，優先

調度保證了核電機組的年發電利用小時較高，2016~2020

年我國核電利用小時水平均在

7,000

小時以上，遠高于火電、水電等其他電源。核電執行標桿電價，保持相對穩定。2013

年國家發改委出臺《關于完善核電上網電

價機制有關問題的通知》，對

2013

年

1

月

1

日后投產的核電機組實行標桿上網電價政策，

根據核電社會平均成本與電力市場供需狀況，核定全國核電標桿上網電價為

0.43

元/千瓦

時。全國核電標桿上網電價高于核電機組所在地燃煤機組標桿上網電價（含脫硫、脫硝加

價）的地區，新建核電機組投產后執行當地燃煤機組標桿上網電價。全國核電標桿上網電

價低于核電機組所在地燃煤機組標桿上網電價的地區，承擔核電技術引進、自主創新、重

大專項設備國產化任務的首臺或首批核電機組或示范工程，其上網電價可在全國核電標桿

電價基礎上適當提高，具體由省級價格主管部門提出方案報國家發改委核批。核電單位投資較大，普遍超出其他電源。就投資而言，核電單位造價相對較高，通常

在

1.1~1.7

萬元/千瓦之間，明顯高于火電等其他類型電源。目前國內二代+技術經過多年

實踐，建造成本大約在

1.2

萬元/千瓦，三代技術由于在尚未到大量投入商業運行階段，目

前建設成本大概在

1.6~1.7

萬元/千瓦的投資水平，未來隨著主設備制造國產化率逐步提高

及新技術規?；瘧茫夹g核電造價有望呈下行趨勢。核電成本結構相對穩定。成本構成看，主要有核燃料成本、折舊、乏燃料處置基金、

員工成本、運營維護費及其他費用。具體來看，公司通過與中核集團下屬燃料采購企業、

組件加工企業簽訂長期協議，有效鎖定燃料采購規模和價格，保障公司穩定的成本結構和

燃料來源；折舊方面，不同機組單位造價或有所不同，但投產后折舊成本基本固定；乏燃

料處置基金根據《核電站乏燃料處理處置基金征收使用管理暫行辦法》規定，已投入商業

運行五年以上的壓水堆核電機組按實際上網銷售電量按

0.0260

元/kWh的標準征收。由此

可以看出，核電行業成本結構相對穩定。國家給予稅收優惠政策，進一步鼓勵并支持核電行業發展，主要有增值稅先征后退（投

產后此外起

5

年內、6~10

年、10~15

年分別返還

75%/70%/50%）和所得稅優惠（投產初

期三免三減半）。綜合來看，核電呈現明顯的建設期投入高，運營期投入低且投入較為穩

定的特點；加之稅收、調度等政策扶持，核電行業具有較強的盈利能力且穩定性強，從中

國核電和中國廣核兩家上市公司數據看，核電運營商的綜合毛利率約

40%~50%，

ROE10%~15%。審批放開助核電重啟，碳中和背景下核電發展提速國內核電裝機量及發電量占比遠低于全球平均水平，仍有充分發展空間。據國家統計

局和世界核協會數據顯示，2020

年，國內核電發電量占總發電量的

4.9%，相比法國、美

國等國家的核電發電量占比，國內核電電量占比仍有較大上升空間。2016~2018

年，國內核電審核處于冰封期；2019

年，國家新核準漳州

1/2

號等多臺

機組，核電審批迎來重啟。在政府提出雙碳戰略目標后，低碳且可充當基核能源的核電未

來將在電源結構中發揮重要作用，行業長期成長前景打開。2021

年

3

月頒布的《中華人

民共和國國民經濟和社會發展第十四個五年規劃和

2035

年遠景目標綱要》，提出到

2025

年，中國在運核電裝機達到

7,000

萬千瓦，在建核電裝機達到

3,000

萬千瓦。我們預計在

“十四五”期間，核電項目的政府審批節奏將開始提速至年均

6~8

臺，國內核電裝機規模

有望在

2030

年達到

1.0

億千瓦，并在

2035

年增至

1.6

億千瓦。碳中和推動能源及電源轉型，新能源長期發展明確隨著國內在風光電站運營領域持續加速推進，2012

年以來，中國逐漸成為全球新能

源裝機增長的主要貢獻力量。截止

2020

年末，國內光伏發電累計裝機規模達到

253

吉瓦，

風力發電累計裝機規模達到

282

吉瓦，2013~2020

年，國內光伏發電裝機年均復合增速為

50.4%，風電裝機容量年均復合增速為

18.6%。其中在“十三五”期間，國內風光的實際

發展遠超政府規劃，其中光伏發電早在

2017

年即已經完成《太陽能發展“十三五”規劃》提

出的“2020

年太陽能發電規模達到

1.1

億千瓦以上”的目標，風電在

2019

年完成《風電發

展“十三五”規劃》中提出的

2020

年底風電累計并網裝機容量達到

2.1

億千瓦以上的目標。從國內目前的能源消費結構看，中國富煤貧油少氣的特殊資源稟賦使得國內能源消費

長期以煤炭為主，能源結構在總體上呈現出黑色、高碳、低熱值、高污染的低質型特征。

近年來因為環境污染治理等方面的壓力，煤炭發展受到抑制推動煤炭消費在國內整體能源

消費中占比持續下降，其在能源消費總量的占比已經在

2005

年的

72%一路下滑至

2020

年的

57%，但占比仍然超過

50%使得煤炭目前仍然穩居國內能源消費核心地位。從國內

碳排放的行業分布看，電力及熱力、工業、交通運輸、建筑目前是國內碳排放的主要構成，

2018

年上述

4

個行業分別占國內碳排放總量的

51.4%/27.9%/9.7%/4.1%。由此可見，在

能源消費領域推廣可再生清潔能源，在電力領域減碳去碳，是保證

2030

年碳達峰和

2060

年碳中和目標實現的關鍵步驟。產業鏈內議價能力突出，大型化伴隨招標價格快速下降從全球主要風電裝機國家的風電單體裝機變動趨勢看，風機大型化是全球趨勢。從全

球對比看，國內風電單機規模相比丹麥、德國等仍存在較大差距，2018

年這些國家的新

增風電平均單機規模即已經達到

3.5MW水平。從中國風能協會統計的

2008~2019

年國內

新增風電裝機平均單機容量數據看，國內風機大型化多年在持續推進，2011

年國內新增風

機突破

1.5MW并在

2017

年突破

2.0MW，2019

年達到

2.5MW附近水平。風電電價補貼不斷下調并在

2021

年進入全面平價時代，推動風電制造行業加速技術

進步步伐以適應行業新電價環境。風電機組技術進步主要體現為機組大化，從今年的國內

陸風及海風招標情況看，國內風電裝機單機大型化明顯提速，近期各家企業招標中陸風單

機容量在

3MW以上已經變得較為普遍。從金鳳科技等風電設備行業龍頭的訂購結構看，

2021

年前三季度，金風科技實

3/4S平臺機組銷售容量達到

2,511MW，同比增長

224.4%，

在公司整體銷售中占比達到

39.6%，同比提升

30.3

個百分點；6/8S平臺機組實現銷售容

量

1,487MW，同比增長

332.0%，占比

23.4%，同比上升

19.3

個百分點。風電機組大型化主要呈現為高塔筒和長葉片兩個大型化趨勢，高塔筒意味著能夠捕獲

更高高度處的風速，長葉片意味著風輪的受風面積更大能夠捕獲更多的能量，這也使大型

化機組通常有更低的建造運維成本，更高的利用小時。在建設及運維成本方面，大容量機

組相比小容量機組的裝機容量增長通常高于其相比小機組的零部件重量增長，即裝機存在

規模效應，可以降低分攤到單位容量的原料車成本；此外，大容量機組可以降低塔筒、基

礎建筑工程、吊裝、輸電線路等投資成本；從運維角度看，大容量機組對于電站后期運維

成本節約也有幫助。從利用小時角度看，機組容量大型化可以提升風機掃風面積和降低切

入風速要求，因此單位容量增加通常意味著更高的利用小時。機組大型化帶來的成本下行效應在近期招標價格中已經開始體現，國內風電招標價格

年初以來出現明顯下降。根據其官網披露，2021

年

9

月，金風科技

3S級別機組的全市場

整機商參與的投標均價已經降至

2,410

元/千瓦，4S級別機組的全市場整機商參與的投標

均價已經降至

2,326

元/千瓦，均相比去年搶裝時的價格高點均已經出現約

1,500

元/千瓦

的絕對價格下降，降價幅度接近

40%。風電運營商在產業鏈中議價能力突出，享受技術進步紅利充分。在本輪風電機組大型

化過程中，觀察今年

1~3

季度金風科技、明陽智能、遠達股份及電氣風電等整機制造企業

的毛利率，各家前三季度毛利率相比其

2018~2020

年歷史毛利率而言均基本穩定。風電

整機設備制造商的毛利率并未隨著風機大型化而相應擴張，這意味著風電整機制造企業將

技術進步紅利基本全部讓給了下游運營商。新能源運營商擴張

ROE的機遇期已經出現我們假設一個風電模擬項目，用于測算風電造價下行對于項目回報的影響。按照目前

的陸風招標價格，國內風電單位建造已經降至

6,000

元/千瓦附近的水平，相比本輪降價前

的

7,500~8,000

元的常見造價區間，下降了約

20%。我們假設模擬項目的單位裝機合計投

資為

6,000

元/千瓦，其中風機造價為

2,500

元/千瓦，項目年利用小時為

2,800

小時，上

網標桿電價為

0.35

元/千瓦時，項目投資的資本金比例為

30%。從各家新能源運營商的歷史

ROE情況看，2016~2020

年，新能源運營商的

ROE通

常集中在

8%附近。從我們模擬項目的回報測算看，在風機大型化推動下，我們預計新投

產風電項目回報將明顯超過歷史水平，而

ROE改善將加速風電運營商的裝機步伐。受益市場電價轉暖預期，新能源打造成長新動力裝機增長&利用小時改善，助核電電量持續溫和增長“十三五”期間（2016~2020

年），大量在建核電項目陸續投產使得公司核電裝機規

模取得

11.2%的雙位數快速增長。公司投入商業運行的核電裝機規模已經自

2016

年的

1,325

萬千瓦增至

2,020

年的

2,023

萬千瓦，投入商業運行的核電機組數量自

2015

年末

的

14

臺增至

2020

年末的

23

臺。從公司“十三五”期間核電裝機投產時間分布看，2018

年為公司核電機組投產大年，田灣核電

3、4

號機組和三門核電

1、2

號機組均在當年順利

投產推動公司

2018

年裝機同比高增

33.1%至

1,909

萬千瓦。如前所述，基核能源、優先

調度以及核電的特殊性使得核電機組的利用小時波動相對較小，對終端用電需求波動的敏

感性要明顯低于火電等機組，核電的上述特性使得公司“十三五”期間發電量增長和裝機

增長基本同步。“十三五”期間，公司核電發電量規模自

2015

年的

743

億千瓦時增加至

2020

年的

1,488

億千瓦時，此期間的復合增速為

14.9%。我們預計“十四五”期間公司核電裝機復合增速為

5.2%，增速略微低于“十三五”

期間裝機復合增速。2021

年年初以來，公司陸續投產了福清

5

號機組和田灣

6

號機組兩

臺核電機組，其中福清

5

號為華龍一號全球首堆。截止

2021Q3，公司共有

6

臺在建核電

機組，其中福清

6

號機組在今年

11

月初已經開始進入主系統主系統帶核調試階段，預計

有望在今年年底順利投產，有望全年

3

臺機組投產推動公司今年末的核電裝機同比增長

17%

增至

2,367

萬千瓦。從除福清

5

號的其余

5

臺在建機組的投產計劃看，預計漳州

1

號、2

號機組有望在

2024

年/2025

年分別正式投產。展望“十四五”期間公司核電發展，根據

公司在建項目建設節奏，我們預計公司核電裝機規模有望在

2025

年末達到

2,609

萬千瓦，

“十四五”期間累計增加

586

萬千瓦，對應復合增速為

5.2%。綜合來看，受政府在“十

三五”期間對于核電項目審批態度相對謹慎的影響，公司在“十四五”的核電投產規模略

微低于“十三五”期間投產規模。電價預期正在轉暖，核電市場交易折價或將消失年初以來，國內動力煤價格漲勢兇猛并在今年

10

月創下多年歷史新高，高煤價使得

今年的火電行業出現前所未有的深度虧損，部分地區火電在

2021Q3

甚至出現經營活動現

金流虧損。“多發多虧”使得火電發電意愿不足，與此同時國內今年的用電需求表現較為

旺盛，因此今年國內電力供需形勢格外緊張，大范圍長周期的拉閘限電在各地成為普遍現

象。面對電力供應緊張形勢，中央及地方政府陸續開始出臺政策措施，通過終端電價上漲

來向下游疏導火電企業成本壓力，以保障電力供應安全和改善火電企業盈利能力。國內各

省市的月度市場化交易電價近期已普漲，相比標桿電價普遍出現溢價，且部分省市的市場

交易電價在新政出臺后已經快速觸及

20%價格浮動上限。7

月底，國家發改委發文拉大電

力峰谷價差；10

月份，國務院常務會議明確將市場交易電價上下浮動范圍由分別不超過

10%和

15%調整為原則上均不超過

20%，且高耗能行業由市場交易形成價格不受上浮

20%

限制；10

月份，國家發改委發文取消工商業目錄銷售電價并推動燃煤發電電量全部進入市

場。隨著電價管制的不斷放松，近期,國內各地市場化交易電價出現普漲，長期以來市場化

交易電價相比標桿電價打折的情況得到逆轉。7~8

月以來，內蒙、寧夏、廣東等多地的月

度市場化交易電價上漲幅度已經達到前期政策規定的

10%漲價上限；在

10

月國常會將價

格浮動范圍放松至

20%后，江蘇、廣東等省的

11

月市場化交易電價已經快速達到

20%的

價格浮動上限。能源轉型期的系統成本上升壓力配合電價形成機制正在完善，預計國內下游用電價格

有望迎來長期結構性上漲。我國在碳達峰、碳中和戰略目標推動下，新能源發電正在從輔

助性角色向主力電源和主力能源邁進。而從德國及美國加州的國外經驗看，新能源裝機大

幅上升時電價通常會出現持續性上漲，即電力系統綜合成本在新能源化過程中的達峰可能

需要較長時間周期。這意味著對于國內電價而言，即使度過本輪煤炭價格大幅上漲帶來的

上漲壓力，從中長期看也面臨新能源裝機提升后的系統成本上升帶來的結構性價格上行壓

力。與此同時，政府也正在深化改革以加速推動電力市場價格形成機制設立，讓市場交易

電價有效反應市場供需和成本變化。公司在運核電機組主要分布在江蘇、浙江、福建等三省積極推動核電進入市場開展市

場化交易，核電機組在當地參與市場的電量規模逐年擴大。從三省公布的

2021

年電力市

場化交易方案看，江蘇省明確江蘇核電全年市場交易電量不低于

180

億千瓦時，其中年度

交易電量不超過

140

億千瓦時；參考浙江省年初制定的各個核電機組的市場交易電量，我

們預計浙江省

2021

年核電最終市場化實際參與比例接近

50%；福建省提出非華龍一號的

核電機組均進入市場，全年市場電量275億千瓦時，并可根據全省電力電量平衡情況調整。我們預計

2021

年公司市場化交易電量規模有望增至

700

億千瓦時，市場電的度電絕

對價格折扣幅度約為

0.05

元/千瓦時，折扣幅度接近

2020

年。2016

年，公司下屬核電機

組開始參與電力市場化交易，當年市場化交易電量規模合計僅為

73

億千瓦時，在公司當

年核電上網電量中占比僅為

9%；2020

年，公司市場化電量已擴大至

513

億千瓦時，在公

司核電上網電量中占比攀升至

37%。長期以來，電力市場供需形勢寬松使得各省的市場化

交易電價相比本省標桿電價持續存在

5%~10%的價格折扣。對于公司而言，我們測算的結

果顯示，2018~2020

年，公司市場化交易電價絕對折扣規模約

0.05~0.06

元/千瓦時。我

們預計

2021

年公司市場化電量規模有望增加至

701

億千瓦時，在公司核電上網電量中占

比增至

45%。通常國內各省市的市場化交易電量主要以年度合同電量為主，且

2021

年的

年度合同基本已經在電力供需矛盾尚未激化的去年底或者今年初已鎖定電價，我們預計

2021

年公司市場化交易電價絕對折扣為

0.05

元/千瓦時，和

2020

年折扣幅度基本接近。我們預計

2022~2023

年公司市場交易或將不再讓利。核電機組通常和或火電機組一

起以雙邊協商和月度集中交易等方式參與電力市場化交易，當前電力市場供需環境已經發

生根本變化，火電市場化交易電價相比基準電價存在溢價的情況已經出現并有望長期持續，

核電機組在參與本省市場交易將相應從火電市場電價上漲中受益。展望

2022~2023

年，

我們預計公司下屬核電機組在參與所在省的電力市場交易時，公司將不再對下游用戶提供

電價折扣，市場交易電量有望按照核電計劃內銷售電價或者參考價格更高的火電市場電價

來簽署電量合同。我們按照相對謹慎的態度來預測公司未來的市場交易電價，預計公司

2022~2023

年的市場交易電量的電價折扣為

0.00/0.00

元千瓦時，即市場化交易核電按照

核電標桿電價執行。近年來，由于公司核電市場化交易電量規模的不斷擴大且市場電價持續存在折扣，使

得公司市場化交易帶來的讓利規模持續增加。我們估計

2020

年公司市場化交易讓利規模

為

21.8

億元，預計在

2021

年，該讓利規模有望進一步增加至

27.9

億元。如前所述，我

們預計公司在

2022~2023

年的市場化交易中將不再給予用戶電價折扣，這意味著公司雖

然仍將有大量核電市場交易電量，但是市場交易不在對公司營業收入產生拖累。由于前期讓利規模巨大，未來市場交易電價不再讓利有望成為公司

2022~2023

年營業收入及業績

增長的重要推動力。我們對于公司市場化交易的基準假設為：2022~2023

年，核電市場化交易電量在整體

核電上網電量中占比維持在

45%，且市場化交易電價相比核電標桿電價不在給予電價折扣。

考慮到各省市最新的火電市場交易電價已經出現溢價且明顯高于核電機組獲批電價，公司

核電市場交易時除不給予用戶價格折扣外，可能簽署高于核電機組獲批電價的市場交易電

價，即核電市場交易電價出現溢價。我們分三種情景假設測算，情境

1：2022~2023

年的

公司市場化交易電量部分折價

0.02

元/千瓦時，情境

2：2022~2023

年的公司市場化交易

電量部分溢價

0.02

元/千瓦時，情境

3：2022~2023

年的公司市場化交易電量部分溢價

0.02

元/千瓦時且市場化交易電量占比提升

10

個百分點。從情景分析結果看，情景

3

下,公司

2022~2023

年的凈利潤將達到

101/107

億元，對應

2022~2023

年公司凈利潤增速分別為

33%/7%，情景

3

下的

2022~2023

年凈利潤相比基準假設分別增長

7%/7%，情景

1

下,公

司

2022~2023

年的凈利潤將達到

88/94

億元，相比基準假設下凈利潤下降分別

6%/6%。風光有望實現跨越，成為第二業績增長點公司對新能源業務發展表述逐漸積極，正積極布局新能源業務謀發展。2017

年前，

公司在年報中對新能源業務態度一直是“適度開發新能源”；2018

年起，公司開始加速新

能源布局，在年報中將發展態度調整為“大力開拓風電、光伏等新能源市場，增加新的經

濟增長點”；2019

年，公司在年報中將發展態度進一步調整為“抓住新能源規模發展機遇

期，自主建設和收并購并行，實現跨越式發展?！睆纳鲜霰響B措辭演進可以明顯看出，

公司對于發展新能源板塊的態度逐步積極，正著力將新能源打造為業績成長新增長點。公司新能源業務發展迅速，2020

年末公司收購集團旗下中核匯能為新能源跨越式發

展再添加強勁助力。公司風光總裝機容量

2018

年僅為

16.4

萬千瓦，2019

年已經增至

102.0

萬千瓦；2020

年，公司在保持新能源業務內生增長高增發展的同時，完成了對原集團下

屬的新能源發電平臺——中核匯能的收購，在內生外延雙輪擴張推動下，公司

2020

年末

新能源裝機在運裝機容量增長至

525.0

萬千瓦，其中風電

175.7

萬千瓦、光伏

349.3

萬千

瓦。中核匯能成立于

2011

年，是中核集團旗下核心風光發電平臺，經過近

10

年發展，中

核匯能已建立與新能源產業相適應的管控體系，形成了較為完善的項目開發、建設、運維

等一系列制度流程，具備進一步快速發展的基礎。中核匯能下屬新能源資產已經具備相當

體量，截至

2020

年

11

月底，其持有在運的新能源裝機

148.2

萬千瓦，其中風電

107.6

萬

千瓦，光伏

40.6

萬千瓦，在建新能源裝機規模

50.0

萬千瓦。本次收購無交易對價為

21.11

億元，2019

年末凈資產為

14.77

億元，收購對價對應

2019

年

PB為

1.4

倍。在完成收購后，按照

2020

年末裝機規模，公司新能源已經成功進入行業第一梯隊。

截至

2020

年底，按照在運裝機排名，在

A&H兩地上市公司中，公司清潔能源裝機量已經

位居第六，其中光伏裝機量位居第三，僅次于三峽能源和太陽能；2017~2020

年市場上主

要新能源上市公司的清潔能源裝機

CAGR普遍在

10%~30%，而公司新能源裝機容量從

2018

年

16.41

萬千瓦增長至

2020

年

525

萬千瓦，兩年

CAGR達到

566%，呈現爆發式

增長。項目分布方面，公司風光裝機分布廣，項目遍布

15

個省份或自治區，在貴州、廣

東、遼寧等省份