中国核电研究报告：电价受益市场环境变化-新能源为扩张赋新能

中国核电研究报告：电价受益市场环境变化_新能源为扩张赋新能

国内核电行业龙头，正积极布局新能源

公司于2008年1月成立，中核集团自2008年起陆续通过股权划转方式将11家下属核电经营企业股权划转至公司；2011年，公司变更为股份有限公司；2015年公司成功在上交所上市。截至2020年底，大股东中核集团合计持有公司64.11%股份，公司实际控制人为国务院国资委。目前公司主营业务涵盖核电项目及配套设施的开发、投资、建设、运营与管理以及清洁能源项目的投资、开发等领域，公司盈利主要来源于核电与风光的销售业务以及技术服务等。

从核电装机规模看，公司目前为国内第二大，世界第四大核电公司，截至2021年9月30日，公司控股投产核电机组共24台，装机容量2,250.9万千瓦，占全国总装机42.3%，在建核电机组6台，装机容量625.8万千瓦，公司核电机组大部分位于经济发达的浙江、江苏、福建等沿海省份。公司具有多年核电工程建设管理实践经验，公司建设的秦山核电是中国第一台自主研究、设计、建设、管理的核电机组，被称为“国之光荣”。

集团全产业链布局，有力协同公司核电业务发展。核电行业的上游主要是核燃料循环产业、核电设备制造产业等，核燃料循环产业发展直接影响公司运行成本，而核电设备制造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。控股股东中核集团是经国务院批准组建、中央直接管理的国有重要骨干企业，其前身是中国核工业总公司（历经第二机械工业部、核工业部），作为国家核科技工业的主体，中核集团拥有完整的核科技工业体系，目前主要从事核电业务、核燃料循环业务、核能技术研发与服务等。中核集团的全产业链布局将为公司发展提供燃料采购、加工、工程设计、建设、设备进口、技术服务、乏燃料运输及后处理等全方位支撑。就核燃料循环而言，国家授权中核集团对核燃料、铀产品的生产经营和进出口实行专营，中核集团是我国唯一拥有完整核燃料循环产业的企业，目前我国仅中核集团具有国内铀矿开发、核燃料组件加工的资质和能力。

核电技术方面，一直以来中核集团坚持走自主化路线，配合国家的核电自主化整体安排，实现核电技术消化吸收再创新。在三代核技术方面，中核集团联合其他单位研发了“华龙一号”三代核电技术，该技术是在我国三十余年核电科研、设计、制造、建设和运行经验的基础上，充分借鉴国际三代核电非能动安全的先进理念，深刻汲取福岛核事故教训，满足国际最先进的法规标准而研发的三代核电机型，具有完全自主知识产权，采用华龙一号技术的福清5号机组已经在2021年初顺利投入商业运行。

公司近年来收入增长稳健，过去5年间，公司营业收入自2016年的300亿元增至2020年的523亿元，期间复合增速为12%。从公司2020年收入构成看，目前公司营业收入主要依赖于核电售电，在整体收入中占比达到92%。

在持续夯实核电领域竞争优势同时，公司近年来在在新能源领域也在积极探索并收到良好成效，通过自建、资产注入等措施推动新能源装机规模成长迅速。从装机规模看，截止2021H1，公司新能源装机在运装机已经达到694万千瓦，公司目前的新能源装机规模在国内上市公司中排名靠前，已经具备一定市场影响力。在双碳战略推动的行业大发展机遇期以及公司在行业机遇期来临的进取心推动下，新能源业务未来有望发展成为公司业绩成长动力中仅次于核电的第二增长点。

核电行业壁垒突出，双碳目标助力发展提速有望

低碳特征突出，三代技术成新建项目主流

核电低碳、清洁，环保优势显著。与火电相比，核电不排放二氧化硫、烟尘、氮氧化物和二氧化碳等物质；与水电、风电相比，较少受自然条件的约束，发电规模稳定。根据中电联数据，每燃烧1吨标准煤将产生二氧化碳2,620千克，二氧化硫8.5千克，氮氧化物7.4千克和280千克炉渣。核电作为同样稳定的基核能源，几乎无排放物。从经济性来看，一座百万千瓦的煤电厂耗煤量达到300万吨/年，而一座同样功率的核电站仅需要核燃料30吨/年。以中国核电为例，“十三五”期间，中国核电累计新增超过5,000亿度核能发电，相当于减少标准煤消耗1.5亿吨，减少排放二氧化碳4.1亿吨，减少排放二氧化硫134万吨，减少排放氮氧化物116万吨，相当于造林144万公顷，面积可覆盖整个北京。

技术走向成熟，安全性日益提高。核电的主要原理为核燃料在反应堆内发生裂变而产生大量热能，高温高压的一回路冷却水把这些热能带出反应堆，并在蒸汽发生器内把热量传给二回路的水，使它们变成蒸汽，蒸汽推动汽轮机带动发电机发电。

自1954年6月27日前苏联奥布宁斯克核电站首次利用核能发电以来，世界核电至今已有近70年的发展历史。就技术发展看，已经经历了三代，安全性日益提高；特别是福岛事件后，世界更加关注核电安全性。世界范围内看，第三代核电技术堆型在安全、设计上已趋成熟，未来较长一段时期将是第三代核电技术和第二代核电技术并存时期。

从历史来看，我国在基本完成“两弹一艇”军用核工业的历史任务之后，开始转向民用核电应用。1974年，我国成为世界上第七个具备独立设计、建造核电站能力的国家，自主设计建造的秦山核电厂300MW压水堆核电机组，于1991年底并网发电。目前国内整体技术水平已经基本赶上海外国家，已经成功在二代基础上结合消化吸收引进的第三代核电技术，研发并建设我国自主化的第三代核电技术。目前投入商用的核技术中，三代核电技术最先进。中国独立研发的“华龙一号”“全球首堆”福清5号、“海外首堆”巴基斯坦K2，分别于2021年1月30日和2021年5月20日商业运行，标志了中国已真正掌握了三代核电技术，并跻身世界核电发展的第一梯队。我们预计，在国内“十四五”新规划项目中，华龙一号将成为主流技术路线选择。在成功掌握三代技术的同时，目前我国也在加紧研究四代堆型，有望成为世界最早突破四代技术的国家之一。

牌照、技术密集等共筑核电壁垒

核电投资运营属技术密集行业。核电行业涉及核物理、化学、材料、运行、维修、性能监督、环境污染监测、辐射防护等多个领域。核电厂的建设，需要综合权衡安全性、技术先进性、经济性和工程可实施性要求，符合核安全法规要求，采用成熟的技术和经过验证的技术；要符合技术经济性原则，满足造价总体控制目标；要符合总体进度要求，包括开工条件、建造周期等方面。上述方面对于核电开发商的技术基础及管理水平要求较高，核电行业存在较强的技术壁垒。核电行业核心骨干人员培训的时间较长，需求量很大。其中反应堆的操纵员必须按照核安全法规的要求，通过国家能源局组织的考试，才可获得国家核安全局颁发的执照，之后才能进行反应堆的操纵。

核电运营牌照造就较强准入壁垒。鉴于国家对于核安全、环保的高度重视，我国政府对核电项目及业主采取核准、发放许可证、执照等方式，对投资主体进入市场进行管理。核电新建建设项目由国家发改委负责审查其项目申请报告，并报国务院核准。2020年前，国内所有在运及在建核电站（不含研究堆、示范工程）一直是中核集团、中广核集团和国家电投集团三足鼎立；2020年，华能集团首次获得建设压水堆核电项目的资格，成为中国第四张核电牌照的持有者。

在国内四家拥有核电牌照的企业中，从装机规模及装机数量看，中核集团和中广核集团目前占据国内核电市场主导地位。目前中广核集团下属的中国广核（003816.SZ）是中国最大的核电企业，截至3Q2021，中国广核的控股投产核电机组25台，控股投产核电机组装机量合计2,826.1万千瓦，占全国总装机53.1%，核电机组位于广东、福建、广西、辽宁；中国核电的控股在运的核电机组共24台，总装机容量达到2,250.9万千瓦，约占全国商运核电机组的42.3%。从两家公司的在运核电项目区域分布，除在在福建省存在核电机组重叠外，两家公司的核电项目存在明显的地域分布差异。

核电项目盈利能力突出且保障性强

核电基荷运行且优先调度，利用小时处于较高水平。根据《节能发电调度办法（试行）》，在电力调度上，核电作为清洁能源，调度顺序优先于燃煤、燃气、燃油等火电机组，优先调度保证了核电机组的年发电利用小时较高，2016~2020年我国核电利用小时水平均在7,000小时以上，远高于火电、水电等其他电源。

核电执行标杆电价，保持相对稳定。2013年国家发改委出台《关于完善核电上网电价机制有关问题的通知》，对2013年1月1日后投产的核电机组实行标杆上网电价政策，根据核电社会平均成本与电力市场供需状况，核定全国核电标杆上网电价为0.43元/千瓦时。全国核电标杆上网电价高于核电机组所在地燃煤机组标杆上网电价（含脱硫、脱硝加价）的地区，新建核电机组投产后执行当地燃煤机组标杆上网电价。全国核电标杆上网电价低于核电机组所在地燃煤机组标杆上网电价的地区，承担核电技术引进、自主创新、重大专项设备国产化任务的首台或首批核电机组或示范工程，其上网电价可在全国核电标杆电价基础上适当提高，具体由省级价格主管部门提出方案报国家发改委核批。

核电单位投资较大，普遍超出其他电源。就投资而言，核电单位造价相对较高，通常在1.1~1.7万元/千瓦之间，明显高于火电等其他类型电源。目前国内二代+技术经过多年实践，建造成本大约在1.2万元/千瓦，三代技术由于在尚未到大量投入商业运行阶段，目前建设成本大概在1.6~1.7万元/千瓦的投资水平，未来随着主设备制造国产化率逐步提高及新技术规模化应用，三代技术核电造价有望呈下行趋势。

核电成本结构相对稳定。成本构成看，主要有核燃料成本、折旧、乏燃料处置基金、员工成本、运营维护费及其他费用。具体来看，公司通过与中核集团下属燃料采购企业、组件加工企业签订长期协议，有效锁定燃料采购规模和价格，保障公司稳定的成本结构和燃料来源；折旧方面，不同机组单位造价或有所不同，但投产后折旧成本基本固定；乏燃料处置基金根据《核电站乏燃料处理处置基金征收使用管理暂行办法》规定，已投入商业运行五年以上的压水堆核电机组按实际上网销售电量按0.0260元/kWh的标准征收。由此可以看出，核电行业成本结构相对稳定。

国家给予税收优惠政策，进一步鼓励并支持核电行业发展，主要有增值税先征后退（投产后此外起5年内、6~10年、10~15年分别返还75%/70%/50%）和所得税优惠（投产初期三免三减半）。综合来看，核电呈现明显的建设期投入高，运营期投入低且投入较为稳定的特点；加之税收、调度等政策扶持，核电行业具有较强的盈利能力且稳定性强，从中国核电和中国广核两家上市公司数据看，核电运营商的综合毛利率约40%~50%，ROE10%~15%。

审批放开助核电重启，碳中和背景下核电发展提速

国内核电装机量及发电量占比远低于全球平均水平，仍有充分发展空间。据国家统计局和世界核协会数据显示，2020年，国内核电发电量占总发电量的4.9%，相比法国、美国等国家的核电发电量占比，国内核电电量占比仍有较大上升空间。

2016~2018年，国内核电审核处于冰封期；2019年，国家新核准漳州1/2号等多台机组，核电审批迎来重启。在政府提出双碳战略目标后，低碳且可充当基核能源的核电未来将在电源结构中发挥重要作用，行业长期成长前景打开。2021年3月颁布的《中华人民共和国国民经济和社会发展第十四个五年规划和2035年远景目标纲要》，提出到2025年，中国在运核电装机达到7,000万千瓦，在建核电装机达到3,000万千瓦。我们预计在“十四五”期间，核电项目的政府审批节奏将开始提速至年均6~8台，国内核电装机规模有望在2030年达到1.0亿千瓦，并在2035年增至1.6亿千瓦。

风光持续高速成长可期，充分享受降本红利扩张回报

碳中和推动能源及电源转型，新能源长期发展明确

随着国内在风光电站运营领域持续加速推进，2012年以来，中国逐渐成为全球新能源装机增长的主要贡献力量。截止2020年末，国内光伏发电累计装机规模达到253吉瓦，风力发电累计装机规模达到282吉瓦，2013~2020年，国内光伏发电装机年均复合增速为50.4%，风电装机容量年均复合增速为18.6%。其中在“十三五”期间，国内风光的实际发展远超政府规划，其中光伏发电早在2017年即已经完成《太阳能发展“十三五”规划》提出的“2020年太阳能发电规模达到1.1亿千瓦以上”的目标，风电在2019年完成《风电发展“十三五”规划》中提出的2020年底风电累计并网装机容量达到2.1亿千瓦以上的目标。

从国内目前的能源消费结构看，中国富煤贫油少气的特殊资源禀赋使得国内能源消费长期以煤炭为主，能源结构在总体上呈现出黑色、高碳、低热值、高污染的低质型特征。近年来因为环境污染治理等方面的压力，煤炭发展受到抑制推动煤炭消费在国内整体能源消费中占比持续下降，其在能源消费总量的占比已经在2005年的72%一路下滑至2020年的57%，但占比仍然超过50%使得煤炭目前仍然稳居国内能源消费核心地位。从国内碳排放的行业分布看，电力及热力、工业、交通运输、建筑目前是国内碳排放的主要构成，2018年上述4个行业分别占国内碳排放总量的51.4%/27.9%/9.7%/4.1%。由此可见，在能源消费领域推广可再生清洁能源，在电力领域减碳去碳，是保证2030年碳达峰和2060年碳中和目标实现的关键步骤。

产业链内议价能力突出，大型化伴随招标价格快速下降

从全球主要风电装机国家的风电单体装机变动趋势看，风机大型化是全球趋势。从全球对比看，国内风电单机规模相比丹麦、德国等仍存在较大差距，2018年这些国家的新增风电平均单机规模即已经达到3.5MW水平。从中国风能协会统计的2008~2019年国内新增风电装机平均单机容量数据看，国内风机大型化多年在持续推进，2011年国内新增风机突破1.5MW并在2017年突破2.0MW，2019年达到2.5MW附近水平。

风电电价补贴不断下调并在2021年进入全面平价时代，推动风电制造行业加速技术进步步伐以适应行业新电价环境。风电机组技术进步主要体现为机组大化，从今年的国内陆风及海风招标情况看，国内风电装机单机大型化明显提速，近期各家企业招标中陆风单机容量在3MW以上已经变得较为普遍。从金凤科技等风电设备行业龙头的订购结构看，2021年前三季度，金风科技实3/4S平台机组销售容量达到2,511MW，同比增长224.4%，在公司整体销售中占比达到39.6%，同比提升30.3个百分点；6/8S平台机组实现销售容量1,487MW，同比增长332.0%，占比23.4%，同比上升19.3个百分点。

风电机组大型化主要呈现为高塔筒和长叶片两个大型化趋势，高塔筒意味着能够捕获更高高度处的风速，长叶片意味着风轮的受风面积更大能够捕获更多的能量，这也使大型化机组通常有更低的建造运维成本，更高的利用小时。在建设及运维成本方面，大容量机组相比小容量机组的装机容量增长通常高于其相比小机组的零部件重量增长，即装机存在规模效应，可以降低分摊到单位容量的原料车成本；此外，大容量机组可以降低塔筒、基础建筑工程、吊装、输电线路等投资成本；从运维角度看，大容量机组对于电站后期运维成本节约也有帮助。从利用小时角度看，机组容量大型化可以提升风机扫风面积和降低切入风速要求，因此单位容量增加通常意味着更高的利用小时。

机组大型化带来的成本下行效应在近期招标价格中已经开始体现，国内风电招标价格年初以来出现明显下降。根据其官网披露，2021年9月，金风科技3S级别机组的全市场整机商参与的投标均价已经降至2,410元/千瓦，4S级别机组的全市场整机商参与的投标均价已经降至2,326元/千瓦，均相比去年抢装时的价格高点均已经出现约1,500元/千瓦的绝对价格下降，降价幅度接近40%。

风电运营商在产业链中议价能力突出，享受技术进步红利充分。在本轮风电机组大型化过程中，观察今年1~3季度金风科技、明阳智能、远达股份及电气风电等整机制造企业的毛利率，各家前三季度毛利率相比其2018~2020年历史毛利率而言均基本稳定。风电整机设备制造商的毛利率并未随着风机大型化而相应扩张，这意味着风电整机制造企业将技术进步红利基本全部让给了下游运营商。

新能源运营商扩张ROE的机遇期已经出现

我们假设一个风电模拟项目，用于测算风电造价下行对于项目回报的影响。按照目前的陆风招标价格，国内风电单位建造已经降至6,000元/千瓦附近的水平，相比本轮降价前的7,500~8,000元的常见造价区间，下降了约20%。我们假设模拟项目的单位装机合计投资为6,000元/千瓦，其中风机造价为2,500元/千瓦，项目年利用小时为2,800小时，上网标杆电价为0.35元/千瓦时，项目投资的资本金比例为30%。

从各家新能源运营商的历史ROE情况看，2016~2020年，新能源运营商的ROE通常集中在8%附近。从我们模拟项目的回报测算看，在风机大型化推动下，我们预计新投产风电项目回报将明显超过历史水平，而ROE改善将加速风电运营商的装机步伐。

受益市场电价转暖预期，新能源打造成长新动力

装机增长&利用小时改善，助核电电量持续温和增长

“十三五”期间（2016~2020年），大量在建核电项目陆续投产使得公司核电装机规模取得11.2%的双位数快速增长。公司投入商业运行的核电装机规模已经自2016年的1,325万千瓦增至2,020年的2,023万千瓦，投入商业运行的核电机组数量自2015年末的14台增至2020年末的23台。从公司“十三五”期间核电装机投产时间分布看，2018年为公司核电机组投产大年，田湾核电3、4号机组和三门核电1、2号机组均在当年顺利投产推动公司2018年装机同比高增33.1%至1,909万千瓦。如前所述，基核能源、优先调度以及核电的特殊性使得核电机组的利用小时波动相对较小，对终端用电需求波动的敏感性要明显低于火电等机组，核电的上述特性使得公司“十三五”期间发电量增长和装机增长基本同步。“十三五”期间，公司核电发电量规模自2015年的743亿千瓦时增加至2020年的1,488亿千瓦时，此期间的复合增速为14.9%。

我们预计“十四五”期间公司核电装机复合增速为5.2%，增速略微低于“十三五”期间装机复合增速。2021年年初以来，公司陆续投产了福清5号机组和田湾6号机组两台核电机组，其中福清5号为华龙一号全球首堆。截止2021Q3，公司共有6台在建核电机组，其中福清6号机组在今年11月初已经开始进入主系统主系统带核调试阶段，预计有望在今年年底顺利投产，有望全年3台机组投产推动公司今年末的核电装机同比增长17%增至2,367万千瓦。从除福清5号的其余5台在建机组的投产计划看，预计漳州1号、2号机组有望在2024年/2025年分别正式投产。展望“十四五”期间公司核电发展，根据公司在建项目建设节奏，我们预计公司核电装机规模有望在2025年末达到2,609万千瓦，“十四五”期间累计增加586万千瓦，对应复合增速为5.2%。综合来看，受政府在“十三五”期间对于核电项目审批态度相对谨慎的影响，公司在“十四五”的核电投产规模略微低于“十三五”期间投产规模。

我们预计2021~2023年公司核电发电量将保持温和增长态势，核电发电量同比增速分别为12.5%/4.0%/3.0%。“十三五”期间，国内电力整体过剩大环境挤压核电上网空间，使得国内核电利用小时在“十三五”期间弱于“十二五”。从电力行业供需形势及电源结构演化情况看，我们预计电力供需环境在“十四五”期间有望改善且核电作为低成本基核电源的性价比将持续凸显，核电行业利用小时有望在“十四五”期间出现趋势回升，从今年前三季度情况看，用电需求旺盛及火电发电意愿不足等推动今年前三季度的全国核电利用小时已经同比回升321小时至5,842小时。在新核电机组投产以及利用小时回暖共同催化下，我们预计公司2021~2023年发电量将维持温和增长态势，预计公司2021~2023年的核电发电量将达到1,674/1,741/1,794亿千瓦时，同比增长12.5%/4.0%/3.0%。

电价预期正在转暖，核电市场交易折价或将消失

年初以来，国内动力煤价格涨势凶猛并在今年10月创下多年历史新高，高煤价使得今年的火电行业出现前所未有的深度亏损，部分地区火电在2021Q3甚至出现经营活动现金流亏损。“多发多亏”使得火电发电意愿不足，与此同时国内今年的用电需求表现较为旺盛，因此今年国内电力供需形势格外紧张，大范围长周期的拉闸限电在各地成为普遍现象。

面对电力供应紧张形势，中央及地方政府陆续开始出台政策措施，通过终端电价上涨来向下游疏导火电企业成本压力，以保障电力供应安全和改善火电企业盈利能力。国内各省市的月度市场化交易电价近期已普涨，相比标杆电价普遍出现溢价，且部分省市的市场交易电价在新政出台后已经快速触及20%价格浮动上限。7月底，国家发改委发文拉大电力峰谷价差；10月份，国务院常务会议明确将市场交易电价上下浮动范围由分别不超过10%和15%调整为原则上均不超过20%，且高耗能行业由市场交易形成价格不受上浮20%限制；10月份，国家发改委发文取消工商业目录销售电价并推动燃煤发电电量全部进入市场。随着电价管制的不断放松，近期,国内各地市场化交易电价出现普涨，长期以来市场化交易电价相比标杆电价打折的情况得到逆转。7~8月以来，内蒙、宁夏、广东等多地的月度市场化交易电价上涨幅度已经达到前期政策规定的10%涨价上限；在10月国常会将价格浮动范围放松至20%后，江苏、广东等省的11月市场化交易电价已经快速达到20%的价格浮动上限。

能源转型期的系统成本上升压力配合电价形成机制正在完善，预计国内下游用电价格有望迎来长期结构性上涨。我国在碳达峰、碳中和战略目标推动下，新能源发电正在从辅助性角色向主力电源和主力能源迈进。而从德国及美国加州的国外经验看，新能源装机大幅上升时电价通常会出现持续性上涨，即电力系统综合成本在新能源化过程中的达峰可能需要较长时间周期。这意味着对于国内电价而言，即使度过本轮煤炭价格大幅上涨带来的上涨压力，从中长期看也面临新能源装机提升后的系统成本上升带来的结构性价格上行压力。与此同时，政府也正在深化改革以加速推动电力市场价格形成机制设立，让市场交易电价有效反应市场供需和成本变化。

公司在运核电机组主要分布在江苏、浙江、福建等三省积极推动核电进入市场开展市场化交易，核电机组在当地参与市场的电量规模逐年扩大。从三省公布的2021年电力市场化交易方案看，江苏省明确江苏核电全年市场交易电量不低于180亿千瓦时，其中年度交易电量不超过140亿千瓦时；参考浙江省年初制定的各个核电机组的市场交易电量，我们预计浙江省2021年核电最终市场化实际参与比例接近50%；福建省提出非华龙一号的核电机组均进入市场，全年市场电量275亿千瓦时，并可根据全省电力电量平衡情况调整。

我们预计2021年公司市场化交易电量规模有望增至700亿千瓦时，市场电的度电绝对价格折扣幅度约为0.05元/千瓦时，折扣幅度接近2020年。2016年，公司下属核电机组开始参与电力市场化交易，当年市场化交易电量规模合计仅为73亿千瓦时，在公司当年核电上网电量中占比仅为9%；2020年，公司市场化电量已扩大至513亿千瓦时，在公司核电上网电量中占比攀升至37%。长期以来，电力市场供需形势宽松使得各省的市场化交易电价相比本省标杆电价持续存在5%~10%的价格折扣。对于公司而言，我们测算的结果显示，2018~2020年，公司市场化交易电价绝对折扣规模约0.05~0.06元/千瓦时。我们预计2021年公司市场化电量规模有望增加至701亿千瓦时，在公司核电上网电量中占比增至45%。通常国内各省市的市场化交易电量主要以年度合同电量为主，且2021年的年度合同基本已经在电力供需矛盾尚未激化的去年底或者今年初已锁定电价，我们预计2021年公司市场化交易电价绝对折扣为0.05元/千瓦时，和2020年折扣幅度基本接近。

我们预计2022~2023年公司市场交易或将不再让利。核电机组通常和或火电机组一起以双边协商和月度集中交易等方式参与电力市场化交易，当前电力市场供需环境已经发生根本变化，火电市场化交易电价相比基准电价存在溢价的情况已经出现并有望长期持续，核电机组在参与本省市场交易将相应从火电市场电价上涨中受益。展望2022~2023年，我们预计公司下属核电机组在参与所在省的电力市场交易时，公司将不再对下游用户提供电价折扣，市场交易电量有望按照核电计划内销售电价或者参考价格更高的火电市场电价来签署电量合同。我们按照相对谨慎的态度来预测公司未来的市场交易电价，预计公司2022~2023年的市场交易电量的电价折扣为0.00/0.00元千瓦时，即市场化交易核电按照核电标杆电价执行。

近年来，由于公司核电市场化交易电量规模的不断扩大且市场电价持续存在折扣，使得公司市场化交易带来的让利规模持续增加。我们估计2020年公司市场化交易让利规模为21.8亿元，预计在2021年，该让利规模有望进一步增加至27.9亿元。如前所述，我们预计公司在2022~2023年的市场化交易中将不再给予用户电价折扣，这意味着公司虽然仍将有大量核电市场交易电量，但是市场交易不在对公司营业收入产生拖累。由于前期让利规模巨大，未来市场交易电价不再让利有望成为公司2022~2023年营业收入及业绩增长的重要推动力。

我们对于公司市场化交易的基准假设为：2022~2023年，核电市场化交易电量在整体核电上网电量中占比维持在45%，且市场化交易电价相比核电标杆电价不在给予电价折扣。考虑到各省市最新的火电市场交易电价已经出现溢价且明显高于核电机组获批电价，公司核电市场交易时除不给予用户价格折扣外，可能签署高于核电机组获批电价的市场交易电价，即核电市场交易电价出现溢价。我们分三种情景假设测算，情境1：2022~2023年的公司市场化交易电量部分折价0.02元/千瓦时，情境2：2022~2023年的公司市场化交易电量部分溢价0.02元/千瓦时，情境3：2022~2023年的公司市场化交易电量部分溢价0.02元/千瓦时且市场化交易电量占比提升10个百分点。从情景分析结果看，情景3下,公司2022~2023年的净利润将达到101/107亿元，对应2022~2023年公司净利润增速分别为33%/7%，情景3下的2022~2023年净利润相比基准假设分别增长7%/7%，情景1下,公司2022~2023年的净利润将达到88/94亿元，相比基准假设下净利润下降分别6%/6%。

风光有望实现跨越，成为第二业绩增长点

公司对新能源业务发展表述逐渐积极，正积极布局新能源业务谋发展。2017年前，公司在年报中对新能源业务态度一直是“适度开发新能源”；2018年起，公司开始加速新能源布局，在年报中将发展态度调整为“大力开拓风电、光伏等新能源市场，增加新的经济增长点”；2019年，公司在年报中将发展态度进一步调整为“抓住新能源规模发展机遇期，自主建设和收并购并行，实现跨越式发展。”从上述表态措辞演进可以明显看出，公司对于发展新能源板块的态度逐步积极，正着力将新能源打造为业绩成长新增长点。

公司新能源业务发展迅速，2020年末公司收购集团旗下中核汇能为新能源跨越式发展再添加强劲助力。公司风光总装机容量2018年仅为16.4万千瓦，2019年已经增至102.0万千瓦；2020年，公司在保持新能源业务内生增长高增发展的同时，完成了对原集团下属的新能源发电平台——中核汇能的收购，在内生外延双轮扩张推动下，公司2020年末新能源装机在运装机容量增长至525.0万千瓦，其中风电175.7万千瓦、光伏349.3万千瓦。中核汇能成立于2011年，是中核集团旗下核心风光发电平台，经过近10年发展，中核汇能已建立与新能源产业相适应的管控体系，形成了较为完善的项目开发、建设、运维等一系列制度流程，具备进一步快速发展的基础。中核汇能下属新能源资产已经具备相当体量，截至2020年11月底，其持有在运的新能源装机148.2万千瓦，其中风电107.6万千瓦，光伏40.6万千瓦，在建新能源装机规模50.0万千瓦。本次收购无交易对价为21.11亿元，2019年末净资产为14.77亿元，收购对价对应2019年PB为1.4倍。

在完成收购后，按照2020年末装机规模，公司新能源已经成功进入行业第一梯队。截至2020年底，按照在运装机排名，在A&H两地上市公司中，公司清洁能源装机量已经位居第六，其中光伏装机量位居第三，仅次于三峡能源和太阳能；2017~2020年市场上主要新能源上市公司的清洁能源装机CAGR普遍在10%~30%，而公司新能源装机容量从2018年16.41万千瓦增长至2020年525万千瓦，两年CAGR达到566%，呈现爆发式增长。项目分布方面，公司风光装机分布广，项目遍布15个省份或自治区，在贵州、广东、辽宁等省份实现零突破。整体来看，中国核电的风光业务已跻身行业第一梯队。

公司低成本融资优势突出，收购中核汇能也有助公司整合集团产业优势，长期发展新能源业务潜力充沛。从近2年公司发展成本看，公司发债成本普遍在3%~4%的区间内，低融资成本有望成为公司持续发展新能源重要助推力。通过