电力行业市场分析3

电力行业市场分析一、电力行业2022年报&2023一季报复盘1、行业走势复盘：电力行业表现强于大盘，波动中凸显防御属性2022年全年，除煤炭及综合板块外，其余板块均出现不同程度的下跌。其中，公用事业指数下跌16.36%，在31个申万一级行业中排名第14；环保指数下跌22.84%，排名24，跌幅大于沪深300，但小于创业板指。公用事业子板块中，燃气板块下跌13.51%，电力板块下跌16.67%，跌幅均小于沪深300指数和创业板指，凸显防御属性。2023年以来，公用事业和环保指数涨幅靠前。截至5月25日，公用事业指数上涨7.53%，排名第6；环保指数上涨2.13%，排名第12。公用事业子版块中，电力板块上涨7.19%，燃气板块上涨10.76%，市场表现强于大盘。2、业绩表现复盘：火电扭亏为盈，水电业绩分化，新能源稳步扩张（1）火电：受益于煤价下行、长协煤保供政策及电价上浮，火电企业扭亏为盈2022年，申万火电板块营业收入为1.20万亿元，同比+16.1%，归母净利润-66.57亿元，同比+84.1%，较2021年亏损有所收窄。2023Q1营业收入为3031.86亿元，同比+2.5%；归母净利润91.03亿元，同比+515.06%；毛利率9.7%，同比提升3.07pct，净利率4.0%，同比提升2.88pct。随着煤炭价格下行，保供政策力度不断加大，叠加多地市场化电价上浮，火电企业扭亏为盈。个股方面，2022年火电板块营收前三的企业分别为华能国际、国电电力、大唐发电，归母净利润前三的企业分别为国电电力、陕西能源、深圳能源。2023Q1火电板块营收前三的企业分别为华能国际、国电电力、华电国际，归母净利润前三的企业分别为华能国际、华电国际、浙能电力。（2）水电：2022年下半年来水偏枯导致水电企业业绩承压，2023Q1部分流域来水修复，水电企业业绩分化2022年，申万水电板块营业收入1453.89亿元，同比+4.9%；归母净利润398.09亿元，同比+0.1%。2023Q1，水电板块营业收入363.94亿元，同比+22.9%；归母净利润73.95亿元，同比+15.4%；毛利率为42.6%，同比下降0.11pct，净利率为24.9%，同比下降0.88pct。2022年下半年，受到极端天气影响，长江流域来水偏枯，导致水电发电量同比下滑。2023年以来，雅砻江流域来水有所修复，加上乌白电站并表以及两河口电站投产，川投能源、长江电力等企业业绩回暖；而澜沧江流域来水偏枯，导致华能水电一季度营收同比增速为负。个股方面，2022年水电板块营收前三的企业分别为长江电力、国投电力、华能水电，归母净利润前三的企业分别为长江电力、华能水电、国投电力。2023Q1水电板块营收前三的企业分别为长江电力、国投电力、华能水电，归母净利润前三的企业分别为长江电力、国投电力、川投能源。（3）新能源：风光装机量持续增长，核电市场化交易电价提升，新能源企业营收快速增长，盈利能力稳步提升2022年，申万风电板块营业收入为1023.55亿元，同比+122.4%；归母净利润195.97亿元，同比+82.8%。光伏板块营业收入为466.88亿元，同比+34.8%；归母净利润为40.61亿元，同比+55.5%。核电板块营业收入为1541.08亿元，同比+7.7%；归母净利润189.75亿元，同比+6.8%。随着硅料价格回落，光伏企业盈利能力大幅提升。2023Q1，光伏板块营业收入为98.11亿元，同比+19.7%；归母净利润为12.11亿元，同比+198.0%；毛利率为34.1%，同比提升5.60pct，净利率为13.3%，同比提升7.26pct。个股方面，2022年及2023Q1新能源板块营收前三的企业分别为中国广核、中国核电、龙源电力，归母净利润前三的企业分别为中国广核、中国核电、三峡能源。3、电力供需状况：产业用电增速较高，水电发电降幅扩大（1）需求端：产业用电量维持较高增速，居民用电逐渐回暖2023年4月，全社会用电量6901亿千瓦时，同比增长8.3%。分产业看，第一产业用电量88亿千瓦时，同比增长12.3%；第二产业用电量4814亿千瓦时，同比增长7.6%；第三产业用电量1155亿千瓦时，同比增长17.9%；城乡居民生活用电量844亿千瓦时，同比增长0.9%。1-4月，全社会用电量累计2.81万亿千瓦时，同比增长4.7%。其中，第一产业用电量351亿千瓦时，同比增长10.3%；第二产业用电量1.86万亿千瓦时，同比增长5.0%；第三产业用电量4852亿千瓦时，同比增长7.0%；城乡居民生活用电量4268亿千瓦时，同比增长0.3%。经济复苏拉动用电量持续攀升，居民用电同比转正。今年以来，在一系列稳增长政策推动下，中国经济从压力中转暖，一季度主要经济指标企稳回升，经济“向上”之形基本确立，有望持续巩固。在经济加速回暖的背景下，4月全社会用电量增速（8.3%）环比3月（5.92%）有所提升，三大产业均维持了较高增速，其中服务业修复明显，成为拉动全社会用电量增长的主力军。居民用电量在经历2、3月份的负增长后转正，表明疫后复苏已逐渐由生产端传导至消费端，全年经济增长动力进一步增强。（2）供给端：火电、核电发电量增速加快，水电降幅扩大，风光出现分化2023年4月，全国发电量6583.5亿千瓦时，同比+6.1%，增速环比3月提升1.0pct。其中，火电发电量4494.4亿千瓦时，同比+11.5%，增速较3月提升2.4pct；水电发电量683.6亿千瓦时，同比-25.9%，增速较3月下降10.4pct；风电发电量829.3亿千瓦时，同比+20.9%，增速较3月提升20.7pct；光伏发电量230.9亿千瓦时，同比-3.3%，增速较3月下降17.2pct；核电发电量345.2亿千瓦时，同比+5.7%，增速较3月提升1.1pct。1-4月，全国累计发电量2.73万亿千瓦时，同比+3.4%。其中，火电发电量1.95万亿千瓦时，同比+4.0%；水电发电量2708.7亿千瓦时，同比-13.7%；风电发电量2909.3亿千瓦时，同比+18.8%；光伏发电量845.6亿千瓦时，同比+7.5%；核电发电量1378.4亿千瓦时，同比+4.7%。多地来水偏枯导致水电发电量降幅扩大，火电及时补位。2022年汛期来水不足，导致2023年初水电梯级蓄能同比减少，加上今年以来澜沧江流域来水偏枯，水电发电量降幅扩大，主要水库水位和蓄水量下降。截至2023年5月19日，三峡水库水位为217米，同比下滑17.5%，；蓄水量153亿立方米，同比下滑4.2%。中电联在《2023年一季度全国电力供需形势分析预测报告》中指出，2023年全国电力供需总体紧平衡，部分区域用电高峰时段电力供需偏紧。其中，二季度南方区域电力供需形势偏紧，迎峰度夏期间，华东、华中、南方区域电力供需形势偏紧，华北、东北、西北区域电力供需基本平衡。根据国气象局国家气候中心的预测，预计今年汛期（5月至9月）我国气候状况总体为一般到偏差，旱涝并重，区域性、阶段性旱涝灾害明显，暴雨、高温、干旱等极端天气气候事件偏多，降水呈南北两条多雨带，长江中游降水明显偏少。若后续水电出力不足，火电将成为填补电力缺口的主力军。二、火电：煤价下行+电价上行，盈利修复预期强烈1、煤价趋势扭转走入下行区间，沿海电厂有望受益（1）复杂地缘形势引发煤炭供应紧张，2022年进口煤价整体处于高位地缘政治局势变化影响能源市场，全球动力煤价格高企抬升中国动力煤进口成本。受疫情影响，2020年以来全球煤炭出口数量持续下降，2020年全球煤炭出口总量为14.86亿吨，较2019年下降8.3%，2021年回升至15.27亿吨，但仍低于2019年水平。而地缘政治局势的恶化则进一步影响了煤炭市场，2022年动力煤供应进一步恶化。2022年1月，印尼政府为缓解国内电厂缺煤形势宣布1月内禁止出口煤炭，引发国际煤炭市场震荡，海运煤市场供给大幅减少，煤价开启上行之路。2022年2月，俄乌冲突爆发，美国与欧盟对俄罗斯实行能源禁运，俄罗斯3月以来煤炭、石油、天然气出口量均大幅下降，煤炭出口的下降直接冲击了全球动力煤市场，而天然气出口的下降使得欧洲出现较大程度的能源短缺，欧洲多国被迫重拾其他替代能源，煤电也包括在内，根据国际能源署的统计，2022年欧洲燃煤发电量同比增长6%，欧洲能源结构的变化加剧了全球煤炭供给的短缺。2022年中国的动力煤进口成本飙升。受地缘政治因素影响，2022年起秦皇岛港、纽卡斯尔港、理查德港、欧洲ARA港动力煤价格走势持续上升。秦皇岛港动力煤平仓价Q5500、Q5000自2022年1月以来显著上升，在2022年3月达到1664元/吨与1501元/吨的价格高峰，此后价格虽逐步回落但仍高于年初水平，并于2022年9月再度回归至1612元/吨与1412元/吨，2022年全年价格均处于高位。在国际价格方面，纽卡斯尔港、理查德港动力煤自2021年末以来价格直线上升并在2022年3月达到价格高峰，欧洲ARA港动力煤则在5月达到价格顶峰。随后一直保持高位震荡状态。进口煤价高企提高了沿海电厂的用煤成本，导致2022年沿海电厂相较于内陆电厂而言整体业绩不佳。2022年，沿海电厂营业收入大幅上涨，上海电力营业收入涨幅达到27%，浙能电力涨幅12%，显著高于华电国际、内蒙华电、豫能控股等内陆电厂。但在归母净利润方面，除上海电力外其他三家沿海电厂均陷入较为严重的亏损状态，相较于上一年的利润改善状况也弱于华电国际与内蒙华电，整体来看内陆电厂业绩表现更好。（2）2023年以来动力煤价格回落明显，沿海电厂受益较大随着地缘局势的逐渐平稳与主要产煤国出口的恢复，2023年年初以来国际煤价走入下行区间。随着俄乌冲突局势的逐渐平稳，俄罗斯、印尼等国的煤炭出口逐渐恢复，欧洲在冬季过后动力煤需求下降等多方面因素影响，国际煤价呈现高点回落态势。纽卡斯尔港、欧洲三港ARA动力煤价格由年初的238.5与397.3美元/吨下降到5月的139.6与178美元/吨，下降幅度巨大。与此同时，2023年秦皇岛动力煤平仓价Q5500与Q5000由年初的1175与1034元/吨下滑到2月份的990与792元/吨，随后出现回升，目前分别稳定在970与850元/吨左右，较去年同期有一定下滑。由于进口煤价下降幅度较大，沿海地区电厂成本端改善，业绩显著回暖。2023Q1，华能国际、上海电力、粤电力、浙能电力等沿海电厂分别实现归母净利润22.50、3.35、0.88、10.10亿元，同比增长335.30%、230.64%、119.66%、61.19%，增幅显著高于华电国际、内蒙华电、豫能控股、晋控电力等内陆电厂。沿海电厂显著受益于进口煤价格下降，预计后续随着煤价的进一步回落，业绩将持续修复。2、市场化改革下电价持续上行，未来火电业绩增长潜力大（1）市场化改革不断推进，电价进入上行区间2021年的“缺电”现象使得国家开始加大力度推动电力市场化改革。2021年10月，国家发改委印发《关于进一步深化燃煤发电上网电价市场化改革的通知》，将煤电电价在基准价基础上上下浮动的范围由最高下浮15%/上浮10%扩大到上下浮20%（高耗能企业可超过20%），同时要求工商业用户必须全部进入电力市场，未进入电力市场的用户由电网企业代购电。2022年1月，国家发改委进一步印发《关于加快建设全国统一电力市场体系的指导意见》（发改体改[2022]118号），要求2025年初步建成全国统一的电力市场体系，进一步优化电力资源配置。在2022年，国家发改委、国家能源局先后出台《关于加快推进电力现货市场建设工作的通知》、《电力现货市场基本规则（征求意见稿）》、《电力现货市场监管办法（征求意见稿）》等政策文件，推动电力市场化改革不断深入。乘市场化改革春风，各地区电力市场交易价格2022年均大幅上浮。年度电力交易方面，2023年山西省双边协商与集中竞价电力直接交易成交均价分别为393.72元/兆瓦时与385.74元/兆瓦时，比去年同期增长0.01%与7.43%；广东省年度双边协商交易与挂牌交易价格分别为553.88元/兆瓦时与552.28元/兆瓦时，比去年同期增长了11.44%与9.97%。月度价格方面，2022年山西、广东电力交易市场的日前市场结算价格与实时市场统一结算价格均有所增长，且在年末均显著高于当地燃煤电价基准价。2022年9月，广东省日前市场结算价格与实时市场统一结算价格一度攀升到743.06元/兆瓦时与817.27元/兆瓦时，相较年初增长70%。随着市场交易价格上浮，2022年各火电企业平均上网电价提升明显。2022年，主要火电企业华能国际、华电国际、大唐发电、国电电力、上海电力、浙能电力、申能股份、内蒙华电等火电上网电价与前一年相比均有20%左右的上涨。其中华电国际火电上网电价达到520.81元/兆瓦时，同比增速23.89%为所有企业中最高，大唐股份火电上网电价达到551.27元/兆瓦时，为所有企业中最高。火电企业在电力市场化改革中受益匪浅。（2）2023年交易电价强势依旧，火电业绩增长潜力大2023年1-4月，市场交易电价依然保持相对高位。2023年以来，广东、山西等主要电力交易市场电价在1月份出现短暂回落之后，2月份又冲上高位，3、4月份虽有所下滑，但仍维持在电价基准价之上。与此同时，许多地区代理购电价格也均有不同程度的上升，其中江苏、广东、上海、重庆等低上升幅度较大。随着未来市场化改革不断推进，火电燃煤成本有望继续向工商业用户疏导，而火电的灵活性改造则使得火电有望实现由电量保障到电量辅助的成功转型，让火电可以在未来的新型电力系统中占据一席之地，随之而来的容量补偿机制建立与推广也可以进一步弥补火电的固定投资成本，对火电未来的业绩形成一定支撑。3、长协煤保供政策进一步控制火电成本，火电业绩有望进一步改善为应对各地“缺电”现象，2021年第四季度起，国务院及各级政府密集出台煤炭保供政策。2021年10月19日，国务院发改委召开座谈会，国务院副总理韩正强调“在符合安全和环保要求前提下有效增加煤炭生产能力。研究采取有力举措，坚决遏制、依法规管囤积炒作”，随后陕西、内蒙古、山西等产煤大省纷纷出台措施，限价增产，将5500K煤炭坑口价压低至900-1200元/吨区间，在政策的高压下，电厂煤炭存量持续回升，11月22日国内电厂存煤突破1.43亿吨，可用23天，远超常年水平。2022年，保供政策延续了2021年第四季度以来的势头，将煤炭保供上升为政治任务，从“增产”、“降价”、“补长协”三方面稳定煤炭供应形势。在产能方面力争年内再释放产能3亿吨/年以上，日产量达到1260万吨以上；在价格方面建立长效价格机制，严厉打击哄抬煤价的行为；在保长协方面，发改委提出“963”新规（9条措施、6个优先、3个挂钩），优先保障长协煤运输，通过专项资金支持保供企业，严格监管长协煤合同运行，对于不履约案例违约即追责，执行“欠一补三”合同条款。在保供政策的支持下，2022年国内煤炭供应在进口煤炭价格暴涨的情况下基本维持稳定。2022年，全国煤炭产量45.6亿吨，同比增长10.6%，比去年增加4.4亿吨，创历史新高。2022年各个月煤炭产量在近五年均为最高。进口煤炭2.93亿吨，同比增长43.34%，其中8-12月份煤炭进口量远高于往年同期水平。库存方面，2022年全国煤炭库存由1月的1945万吨增长到年末的2057万吨，增长5.7%。港口库存上，秦皇岛港、黄骅港煤炭库存2022年内均有上升，其中秦皇岛港年内最高库存达到592万吨，相较于年初增长31.8%。内陆省份上,东北、华东、西南、西北煤炭库存在年内均有上涨，六大发电集团（国家电投、华能集团、国家能源集团、华电集团、大唐集团、三峡集团）煤炭库存在年末达到1206.8万吨，较年初增长3.8%。2023第一季度，煤炭进口形势转好，国际国内煤炭价差缩小较快，进口量大幅上涨。据国家统计局数据，2023Q1进口动力煤数量为7416万吨，同比增长97.2%，进口煤数量的增加进一步缓解了火电企业的用煤状况。2023年上半年，港口与内地的煤炭库存持续升高，显著高于往年同期。截至2023年5月19日，秦皇岛港煤炭库存为610万吨，同比增长34.9%，曹妃甸港煤炭库存为577万吨，同比增长29.2%。长协价依旧保持稳定，NCEI5500K中长期合同价格4月份为719元/吨，与去年同期持平。随着煤炭供给与价格的稳定，未来火电企业的盈利水平有望进一步提升。三、水电：上网电价持续提升，稀缺大水电优势凸显1、主要流域开发进度较高，稳定扩张的大水电资产稀缺性凸显当前主要流域水电开发进度均已较高，优质水资源集中在十三大水电基地范围内。根据2003年全国水力资源复查成果，我国2006年正式颁布的水能资源理论蕴藏年电量6.08万亿千瓦时，可装机容量6.94亿千瓦；技术可开发年发电量2.47万亿千瓦时，装机容量5.42亿千瓦；经济可开发年发电量1.75万亿千瓦时，装机容量4.02亿千瓦。截至2021年底，我国水电装机容量3.91亿千瓦。分省份看，全国前三大水电装机省份分别是：四川8887万千瓦、云南7820万千瓦、湖北3771万千瓦。目前，我国规划的“十三大”水电基地，总装机规模达到2.75亿千瓦，正在开发和将开发的水电站中，装机500万千瓦以上水电站增量近乎为零，优质大水电具有较强的稀缺性。“双碳”目标下，大水电优势凸显。改善丰枯出力结构，平衡来水时空分布。天然水资源具有时空分布不均的特性，即丰水期来水多，枯水期来水少，导致水电站丰枯出力不均，梯级调节性龙头水库电站的运行方式对下游各梯级电站影响很大。随着水库电站的投产，按主汛期蓄水、枯水期腾库发电的方式运行，可将主汛期下游电站无法利用的洪水拦蓄到枯水期发电，提高下游电站的水资源利用率，在不影响主汛期下游梯级电站发电能力的情况下，增加了枯水期的发电量，提高机组利用小时数，改善电站的经济性。平抑新能源出力波动，增强系统调节能力。风、光资源在时空上的随机性、间歇性所导致的风、光出力的频繁波动，极大地加剧了电网调峰、调频的压力，对电力系统的安全稳定运行影响较大。充分发挥水电调节速度快、能源可存储等优点，能有效缓解间歇性能源出力波动给电力系统带来的影响，更好地发挥促消纳、保安全作用。以西南区域可再生能源开发基地为例，拓展水风光储一体化基地建设，可以充分利用有效库容调节风光出力波动，成为了风、光等多能互补开发的重要互补能源，这也是目前解决大规模间歇性能源电力外送的有效途径之一。水电企业现金流充裕，高分红高股息，是绝佳的价值投资标的。水电站正式投产之前会有大规模的资本开支，但在运营阶段付现成本占比极低，经营性现金流量净额占营业收入比例较高，因此水电行业现金流极为充裕。同时，大型水电站库容调节能力强，受来水影响较小，具备跨越不同周期的能力。以水电龙头企业长江电力为例，2017-2022年公司经营性现金流量基本保持稳定维持在400亿元左右，收现比常年维持在1.1以上，表明企业用于生产、经营的资金获取、流转状况良好；股息率维持在4%左右，现金分红比例维持在70%以上，2022年达到94.29%，显著高于其他电力企业。2、上网电价持续提升：雅砻江电站提价，乌白电站外送电价确定，增厚盈利能力电力供需紧平衡的环境中，落地电价倒推的市场化定价方式有望带来水电上网价格持续上涨。江苏省发改委对雅砻江锦官电源组和白鹤滩送苏落地电价按照“基准落地电价+浮动电价”确定，其中浮动电价参考江苏省年度交易成交均价。2022年江苏省年度交易成交均价分别为466.69元/兆瓦时，较江苏省燃煤基准电价上浮7.6分/度电（19.36%），接近顶格上浮；2023年成交均价466.6元/兆瓦时，基本与22年持平。2023年雅砻江锦官电源组送苏落地电价为0.4288元/千瓦时，上网电价为0.3195元/千瓦时，测算雅砻江水电净利润有望提升约27亿元。受雅砻江电站提价的影响，2023Q1国投电力和川投能源的业绩改善均十分明显，营业收入和归母净利润均实现大幅上涨。此外，长江电力的白鹤滩电站外送苏浙落地电价0.4388元/千瓦时，反推上网电价浙江0.323元/千瓦时、江苏省0.325元/千瓦时，高于公司约0.27元/千瓦时的历史上网均价，测算该部分电价提升将增厚公司净利润约25亿元。此外，公司高电价地区的外送电比例从约60%提升到80%，将进一步支撑业绩增长。四、新能源：风光装机加速，核电有望保持积极审批趋势1、风光：消纳问题改善明显，全年装机有望维持高增速风光消纳问题改善明显，平均弃风率整体回落。2017年我国弃风率和其光率分别高达12.1%和6.0%。近年来随着可再生能源发电消纳保障措施不断落地以及电力系统灵活性改造加速，弃风率、弃光率逐渐回落。自2019年以来，全国弃风率维持在4%以下，国家电网基本实现了将弃风率控制在5%的目标。2023年3月，全国风电利用率为96.8%，光伏发电利用率为98.2%；1-3月，全国风电利用率达96.8%，上海、江苏、浙江、安徽、福建、重庆、四川等12个省市风电利用率达100%；光伏利用率达98.0%，弃光率同比下降0.8pct。2023年3月以来风电装机提速明显，“双碳”目标下有望维持高增速。抢装潮后，风电装机增速同比出现回落。2022年，我国新增风电吊装容量49.83GW，同比下降10.9%；其中新增海上风电吊装容量5.16GW，同比下降64.36%。2023年第一季度，全国风电新增并网容量1040万千瓦，其中陆上风电989万千瓦，海上风电51万千瓦。根据中电联数据，3月，全国新增风电装机456万千瓦，同比+110.1%，4月新增风电装机380万千瓦，同比+126.2%，装机提速明显。从新增装机分布看，“三北”地区占全国新增装机的67.7%。截至2023年一季度末，全国风电累计装机达到3.76亿千瓦，同比增长11.8%，其中陆上风电3.45亿千瓦，海上风电3089万千瓦。2023年一季度，全国风电发电量2287亿千瓦时，同比增长24.5%。全国风电平均利用率96.8%，与上年同期基本持平。风电投资完成约249亿元，同比增长15.0%。“双碳”目标下，各省陆续发布了“十四五”风电装机规划，目前已规划装机容量超过310GW，其中海上风电规划装机量超过60GW，未来3年风电装机有望快速增长。硅料价格持续下降，新建产能规模庞大，有望推动光伏装机进一步增长。2022年12月开始，随着硅料产能的逐步释放，多晶硅和组件价格开始大幅回落。2023年2月，硅料价格出现轻微反弹，主要系需求回暖+开工补库所致，目前已重新进入下行通道。截至2023年5月17日，多晶硅（致密料）价格为143元/千克，相较2022年11月30日的高点295元/千克下降51.53%；单面单晶PERC组件价格（182mm）为1.66元/瓦，相较2022年11月23日的高点1.97元/瓦下降15.74%。硅业分会表示，2023年国内多晶硅产量保守估计有146万吨，加上进口多晶硅可达156万吨，这些硅料已经足够600GW光伏装机，已远超2023年的全球光伏装机量需求，过剩的产能有望推动硅料和组件价格进一步下行，提升运营商的装机意愿。据CPIA预测，2023-2030年我国光伏新增装机规模将持续提升。2022年，国内光伏新增装机87.41GW，同比增加59.3%，其中，分布式光伏装机51.11GW，占全部新增光伏发电装机的58.5%。2022年户用装机达25.25GW，占2022年我国新增光伏装机的28.9%。随着光伏发电全面进入平价时代，叠加“碳中和”目标的推动以及大基地的开发模式，集中式光伏电站有可能迎来新一轮发展热潮。此外，随着光伏在建筑、交通等领域的融合发展，叠加整县推进政策的推动，分布式项目仍将保持一定的市场份额，整体来看，光伏装机有望开启高斜率增长。2、核电：核准提速，成本仍有下行空间，估值修复预期强2021年国家首次提出“积极有序发展核电”。同年，我国新增5台核准机组；2022年新核准10台机组，核电审批和开工节奏明显提速。根据世界核协会，截至2023年5月，我国在运+在建机组总数达到77台，已经超过法国，仅次于美国。预计在未来5年间，中国将进一步加快扩大装机规模，保持每年6至8台核电机组的核准开工节奏。量：根据“十四五“规划，2025年我国在运+在建核电装机容量将超过100GW。“十四五”现代能源体系规划提出，在确保安全的前提下，积极有序推动沿海核电项目的建设，保持平稳建设节奏，合理布局新增沿海核电项目。开展核能综合利用示范，积极推动高温气冷堆、快堆、模块化小型堆、海上浮动堆等先进堆型示范工程，推动核能在清洁供暖、工业供热、海水淡化