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1、 請務必閱讀報告末頁的重要聲明 glzqdatemark1 證券研究證券研究報告 行業研究|行業專題研究|電力（214101）核電電價市場化比例提升利好運營商核電電價市場化比例提升利好運營商 2024年07月30日2024年07月30日|報告要點|分析師及聯系人 證券研究證券研究報告 請務必閱讀報告末頁的重要聲明 1/16 核電上網電價，大部分為計劃電量上網電價，電價穩定確保運營商整體業績，少部分是市場電量上網電價，受電力市場供需影響，但市場結算價格相對穩定。隨著電力市場化加速推進，市場化交易電量占比提升，市場化進展較快為江蘇、浙江、福建、廣東等電力供需緊張省份，核電市場化比例提升后，電價有望

2、具備向上彈性，推薦中國核電、中國廣核。賀朝暉 SAC：S0590521100002 eZ8XbZeUeZeZdXaY8OdN9PsQpPtRqMkPoOtMjMnOrQ9PqRqQNZoOwPxNnPnR請務必閱讀報告末頁的重要聲明 2/16 行業研究|行業專題研究 glzqdatemark2 電力電力 核電電價市場化比例提升利好運營商 投資建議：強于大市（維持）上次建議：強于大市 相對大盤走勢 相關報告 1、電力：15 地區代購電價上漲，12 地區開啟夏季尖峰時段2024.07.16 2、電力：聚焦電改加速帶來的電源升值機會-電力行業 2024 年度中期投資策略2024.06.29 核電電價

3、可以分為以下四個主要發展階段 19932013 年：一廠一價模式，主要按照“成本加成”方式定價。20132015 年：啟動核電標桿電價模式。上網電價采用所在地燃煤機組標桿上網電價和 0.43 元/kWh 核電標桿上網電價的較低值。20152019 年：核電市場化開始加速。2019至今：“核準價+市場價”構成核電電價主體。核電定價與所在省份、機組情況有關 核電的市場定價呈現出如下特點：1）核電電價水平與其他電源定價、電力供需狀況有關。2）不同省份參與市場化交易情況不同，如江蘇、福建、廣西核電機組參與市場化交易比例較高；3）不同省份市場化交易電量的價格也存在較大差異，相同省份的不同機組也存在差異。

4、電量市場化比例提升后核電電價具備彈性 2015 年 9 號文后，“市場化”比例逐步提升，2023 年市場化電量占比已達 61.4%，核電上網電價分為兩部分，一部分為計劃電量上網電價，另一部分是市場電量上網電價。核電計劃電價方面一般低于當地煤電基準電價，市場化交易部分電價則通過集中競價、雙邊協商等交易，更具備向上電價彈性。各省核電市場化政策各異 江蘇：江蘇核電可參與電力中長期交易，2021-2024 年核電參與市場化電量的規模由 180 億 kWh 提升到 2024 年 270 億 kWh 左右。浙江：浙江：2024 年秦山一期、三門核電轉為保障性機組。廣東：廣東：嶺澳核電和陽江核電全部機組進入

5、市場，直接參與市場交易，電價方面設置超額回收機制。福建：福建：2023 年-2024 年由 434 億 kWh 提升至 640億 kWh，市場化交易規模不斷提升。投資建議：關注受益電價彈性的核電運營商核電上網電價，大部分為計劃電量上網電價，電價穩定確保運營商整體業績，少部分是市場電量上網電價，受電力市場供需影響，但市場結算價格相對穩定。隨著電力市場化加速推進，市場化交易電量占比提升，市場化進展較快為江蘇、浙江、福建、廣東等電力供需緊張省份，核電市場化比例提升后，電價有望具備向上彈性，推薦中國核電、中國廣核。風險提示：風險提示：核電機組建設不及預期；電力市場化交易風險。重點推薦標的重點推薦標的簡

6、稱簡稱EPSEPSPEPECAGRCAGR-3 3評級評級數據來源：公司公告，iFinD，國聯證券研究所預測，股價取 2024 年 07 月 30 日收盤價-30%-13%3%20%2023/72023/112024/32024/7電力滬深3002024年07月30日2024年07月30日 請務必閱讀報告末頁的重要聲明 3/16 行業研究|行業專題研究 正文目錄 1.核電電價歷史復盤，電價邁向市場化.4 1.1“一廠一價”轉變為“計劃+市場化”.4 1.2 核電定價與所在省份、機組情況有關.6 2.電改后核電電價具備向上彈性.8 2.1 燃煤標桿/基準電價、核電核準電價關系.9 2.2 電量市

7、場化比例提升，電價更具彈性.10 2.3 各省核電市場化政策各異.12 3.投資建議：關注受益電價彈性的核電運營商.14 3.1 中國核電：業績穩健分紅穩定，具備高成長性.14 3.2 中國廣核：新增機組投產貢獻業績，電價總體平穩.14 4.風險提示.15 圖表目錄 圖表 1：我國核電項目統計情況.4 圖表 2：核電電價歷史演變.5 圖表 3：“一廠一價”電價模式介紹.6 圖表 4：核電機組實際電價和燃煤標桿電價體現出差異性.7 圖表 5：在運核電項目清單及核準電價情況.8 圖表 6：江蘇相關電價情況.9 圖表 7：浙江相關電價情況.9 圖表 8：廣東相關電價情況.10 圖表 9：廣西相關電價

8、情況.10 圖表 10：福建相關電價情況.10 圖表 11：遼寧相關電價情況.10 圖表 12：2019-2023 年全國市場化交易電量情況.11 圖表 13：中國核電市場化交易占比及電價變動.11 圖表 14：中國廣核市場化交易占比及電價變動.11 圖表 15：江蘇核電市場化交易情況.12 圖表 16：中國核電江蘇省核電上網電價情況.12 圖表 17：中國核電浙江省上網電量、電價情況.13 圖表 18：嶺澳、陽江核電上網電量情況.13 圖表 19：福建省 2023/2024 核電市場交易區別.14 圖表 20：中國核電福建地區核電電價情況.14 請務必閱讀報告末頁的重要聲明 4/16 行業研

9、究|行業專題研究 1.核電電價歷史復盤，電價邁向市場化 1.1“一廠一價”轉變為“計劃+市場化”積極有序發展核電是我國實現綠色低碳轉型的重要任務舉措之一。積極有序發展核電是我國實現綠色低碳轉型的重要任務舉措之一。1991 年，采用自主設計的浙江秦山核電 1 號機組正式投產商運，我國正式進入商用核能開發利用時代。截止 2024 年 5 月，我國核電累計裝機容量約 58.1GW，2024 年 1-5 月，我國核電發電量累計達 1765 億千瓦時，同比+1.0%。伴隨著核電行業的發展和電力體制改革，核電上網電價機制也在不斷進步之中。圖表圖表1：我國核電項目統計情況我國核電項目統計情況 資料來源：國家

10、發改委，國聯證券研究所 核電電價發展走向“核準價核電電價發展走向“核準價+市場價”。市場價”。核電電價可以分為以下四個主要發展階核電電價可以分為以下四個主要發展階段：段：1993201319932013 年：一廠一價模式。年：一廠一價模式。2013 年以前投運核電站，由于成本差異較大，且并未實現規?；?，均按照“成本加合理利潤”方式定價，即所謂的“一廠一價”。201320120132015 5 年：年：啟動啟動核電標桿電價模式。核電標桿電價模式。2013 年 7 月 2 日，國家發展改革委下發通知，部署完善核電上網電價機制，將核電上網電價由個別定價改為對新建核電機組實行標桿上網電價政策，上網電價

11、采用所在地燃煤機組標桿上網電價和 0.43 元0102030405060-1.0 2.0 3.0 4.0 5.0 6.0 7.0 8.0 9.0 10.01993199419951996199719981999200020012002200320042005200620072008200920102011201220132014201520162017201820192020202120222023新增裝機(左，GW)累計裝機(右，GW)請務必閱讀報告末頁的重要聲明 5/16 行業研究|行業專題研究/kWh 核電標桿上網電價的較低值，標志著我國核電結束了“一廠一價”的定價機制，正式從計劃走向市

12、場。2015201920152019 年：核電市場化年：核電市場化開始加速開始加速。2015 年新一輪電力市場改革以來，核電電價市場化改革進一步深化，2015 年 11 月，國家發改委發布的關于有序放開發用電計劃的實施意見提到，鼓勵核電參與市場價交易，逐步引入雙邊協商定價和市場競價機制。2016 年部分核電機組開始參與電力市場改革，上網電量分為兩部分確認，不參與電力市場部分繼續執行核準電價（也稱計劃電價），參與電力市場部分執行市場定價，其中核準電價是依據“一廠一價”或標桿電價確定，而市場定價則是由供需雙方協商或在市場競爭中確定。2 2019019至今：“核準價至今：“核準價+市場價”構成核電電

13、價主體。市場價”構成核電電價主體。2018、2019 年增值稅率由 17%降至 16%、13%，核電標桿電價也由 0.43 元/kWh 降至 0.4153 元/kWh，即除了承擔技術引進、自主創新、重大專項設備國產化任務的首臺機組或示范工程（如“華龍一號”、AP1000 首臺機組）可突破 0.4153 元/kWh，其他在 2019 年后并網的核電機組最高電價將是 0.4153 元/kWh。核電市場化交易比例持續提升，“核準價”和“市場價”成為了核電電價同等重量級的構成部分。圖表圖表2：核電電價歷史演變核電電價歷史演變 資料來源：促進核電高質量發展的電價機制研究鄭保軍，國聯證券研究所整理“一廠一

14、價一廠一價”機制機制在早期核電項目成本較高的背景下，發揮了促進核電產業發在早期核電項目成本較高的背景下，發揮了促進核電產業發展的作用。展的作用。一廠一價機制主要包含還本付息電價、經營期電價及本利浮動電價等形式。1990 年代，我國主要采用傳統的還本付息定價法即基于核電項目成本及貸款償還需求定價，確保成本回收與合理利潤，同時有較強的政策導向。2001 年中央發布文件，將電價模式改為更加成熟的經營期電價測算法，擺脫了以往以項目個別財務成 請務必閱讀報告末頁的重要聲明 6/16 行業研究|行業專題研究 本為基礎的定價方法，有利于鼓勵企業降低成本和吸引投資。而廣東大亞灣項目因特殊背景選擇了本利浮動電價

15、模式，電價隨成本與市場供需浮動，其“引進外資、借貸建設、售電還錢”經營方針對廣東核電的滾動發展起到了積極的作用，但在 2009年之后不再采用。圖表圖表3：“一廠一價”電價模式介紹“一廠一價”電價模式介紹 電價機制電價機制 計算方法計算方法 應用場景應用場景 還本付息電價 電價是銷電收入和供電量之比，銷售收入是考慮總成本費用、銷售利潤、銷售稅金的總和。我國 20 世紀 90 年代電站的上網電價大都按這種模式,適用于新建核電站初期運營階段，伴隨著基于成本回收和政策導向的特點 本利浮動電價 在每一個會計年度結束后 30 天內，董事會審批該年度實際的總發電成本與利潤總額，確定分售結算電價等。會計年度實

16、際的總發電成本與董事會確定的稅后利潤、應繳納的所得稅之和除以總分售電量之商即為該年度的分售電價。運用于廣東大亞灣核電站的特殊定價模式，是改革開放的產物，2009 年已被經營期電價取代 經營期電價 在綜合考慮電力項目經濟壽命周期內各年度的成本和還貸變化情況的基礎上，通過計算電力項目每年的現金流量，按照使項目在經濟壽命周期內各年度的凈現金流量能夠滿足按項目資本金計算的財務內部收益率為條件測算電價。綜合考慮經濟壽命周期、動態調整、成本控制適用于核電站整個經濟壽命周期，在 2001 年之后到 2013 年電改之前最為常用 資料來源：我國核電電價機制的回顧與思考王世鑫等，國聯證券研究所整理 1.2 核電

17、定價與所在省份、機組情況有關 電改電改大背景下大背景下，核電，核電未來有望參與未來有望參與更更多市場化交易。多市場化交易。國內在 2013 年前投運機組12.4GW，占當前運營 58GW 總裝機的 22%，78%的機組都是在 2013 年后的標桿電價時代投產的，均采用標桿電價模式。隨著核電行業發展，已經跨過運行前期成本較高、收益較差的階段，能夠承受電價波動帶來的經濟風險，有能力參與市場競爭，“核準價+市場價”機制則是基于二代改進型機組制定的標桿電價轉向市場定價。核電的市場定價呈現出如下特點：核電的市場定價呈現出如下特點：一是核電電價水平與其他電源定價、電力供需狀況有關，2020 年前交易電價明

18、顯低于核準電價，2021 年以來有所好轉；二是不同省份參與市場化交易情況不同，如江蘇、福建、廣西核電機組參與市場化交易比例較高；三是不同省份市場化交易電量的價格也存在較大差異，相同省份的不同機組也存在差異。隨著電力市場化改革進程不斷推進，在中長期交易為主的模式下，核電將面對 請務必閱讀報告末頁的重要聲明 7/16 行業研究|行業專題研究“優先發電合約+市場化中長期交易+現貨市場交易+輔助服務交易”的多級市場交易，其中核準電價的影響程度將逐漸縮小。圖表圖表4：核電機組實際電價和燃煤標桿電價體現出差異性核電機組實際電價和燃煤標桿電價體現出差異性 電價機制電價機制 核電機組核電機組 具體介紹及電價情

19、況具體介紹及電價情況 標桿電價 陽江 1-6 號 陽江 1-6 號核電機組位于廣東陽江，由中國廣核集團投資建設。機組自 2008 年起陸續開工，2014 年首次投產，目前執行核電標桿電價，低于燃煤發電標桿電價。防城港 1-2 號 防城港 1-2 號于 2016 年全部實現商業運營，投產時使用標桿電價制度，現在執行當前燃煤發電標桿電價,高于投產時電價。紅沿河 1-4 號 紅沿河系列是遼寧省大連市建設的重要核電項目，1-4 號投產于 2013 年-2016 年，當前電價高于投產時和當前燃煤發電標桿電價。寧德 1-4 號 寧德核電機組位于福建寧德，1-4 號于 2013-2016 年陸續投產，其中寧

20、德 1-2 號執行核電標桿電價,低于投產時燃煤發電標桿電價；3-4 號基本執行投產時燃煤發電標桿電價，低于當前核準電價。方家山 1-2 號 方家山核電機組是秦山核電一期擴建項目，位于中國浙江省嘉興市，當前執行核電標桿電價,低于投產時燃煤發電標桿電價。福清 1-4 號 福清核電站位于中國福建省福清市，1、2 號機組于 2014/2015 年投產，3、4 號機組于 2016/2017 年投產。其中福清 1 號執行核電標桿電價,低于投產時燃煤發標桿電價，福清 2-4 號基本執行投產時燃煤發電標桿電價。海南 1-2 號 海南 1 號核電機組于 2015 年并網試運行，2 號則于 2016 年投入商業運

21、行，當前執行核電標桿電價,高于投產時燃煤發電標桿電價“核準價+市場價”三門 1-2 號 三門 1-2 號核電機組位于浙江省臺州市三門縣，1 號機組和 2 號機組于 2018 年投入商業運行，當前電價高于燃煤發電標桿電價 海陽 1-2 號 海陽 1-2 號位于山東省海陽市，于 2019 年全部投入商業運行，當前電價高于燃煤發電標桿電價 臺山 1-2 號 臺山 1-2 號位于廣東省臺山市，為中法兩國能源領域的重大合作項目，1 號、2 號機組分別于 2018 年、2019年投產，當前電價高于核電標桿電價,低于燃煤發電基準價 資料來源：促進核電高質量發展的電價機制研究鄭保軍等、中科院地質地球所、中國廣

22、核官網，國聯證券研究所整理 我們對我們對 20102010-20242024 年各核電機組電價進行歷史復盤，核電電價變動關鍵節點為年各核電機組電價進行歷史復盤，核電電價變動關鍵節點為 20132013年、年、20192019 年年。20132013 年執行核電標桿上網電價年執行核電標桿上網電價。2013 年 1130 號文規定，對新建核電機組實行標桿上網電價政策，核定全國核電標桿上網電價為 0.43 元/kWh，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，執行當期燃煤機組標桿上網電價。20192019 年調整增值稅稅率年調整增值稅稅率。2019 年國家

23、發改委發布國家發展改革委關于降低一般工商業電價的通知（發改價格2019842 號），其中規定增值稅稅率降低到 13%，因此各核電機組標桿上網電價陸續調整，實際全國標桿封頂變為 0.4153 元/kWh，如中廣核寧德 1、2 號機組，2015-2018 年執行 0.43 元/kWh 頂格標桿電價，2019 年增值稅調整后則執行 0.4153 元/kWh 電價。請務必閱讀報告末頁的重要聲明 8/16 行業研究|行業專題研究 特殊機組上網電價可適當提高特殊機組上網電價可適當提高。1130 號文中規定，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

24、核電標桿電價基礎上適當提高，如中國核電三門 1 號、2 號機組使用 AP1000 機組，為全球首臺采用AP1000技術的核電機組，2018年底商運，核準電價為0.4203元/kWh；中國廣核臺山 1、2 號機組采用 EPR 技術，也是全球 EPR 首堆，核準電價為 0.4350 元/kWh。圖表圖表5：在運核電項目清單及核準電價情況在運核電項目清單及核準電價情況 資料來源：國家發改委，中國核電公司公告、中國廣核公司公告，國聯證券研究所 2.電改后核電電價具備向上彈性 業主業主機組機組機型機型裝機容量裝機容量（MWe)（MWe)投入商運時投入商運時間間定價方式定價方式20102010201120

25、1120122012201320132014201420152015201620162017201720182018201920192020202020212021202220222023202320242024中核秦山一期CNP3003101994/4/1一廠一價大亞灣1號機組M3109841994/2/1一廠一價大亞灣2號機組M3109841994/5/6一廠一價秦山二期1號機組CNP6506502002/4/15一廠一價秦山二期2號機組CNP6506502004/5/3一廠一價秦山二期擴建3號機組CNP6506602010/10/5一廠一價秦山二期擴建4號機組CNP6506602011/

26、12/30一廠一價嶺澳1號機組M3109902002/5/28一廠一價嶺澳2號機組M3109902003/1/8一廠一價嶺澳3號機組CPR100010862010/9/15一廠一價嶺澳4號機組CPR100010862011/8/7一廠一價秦山三期1號機組Candu 67282002/9/21一廠一價秦山三期2號機組Candu 67282003/7/24一廠一價田灣1號機組VVER-100010602007/5/17一廠一價田灣2號機組VVER-100010602007/8/16一廠一價田灣3號機組VVER-100010602018/2/15標桿電價0.4010田灣4號機組VVER-100010

27、602018/12/24標桿電價0.4010田灣5號機組M310+11182020/9/8標桿電價田灣6號機組M310+11182021/6/2標桿電價紅沿河1號機組CPR100011192013/6/6標桿電價紅沿河2號機組CPR100011192014/5/13標桿電價紅沿河3號機組CPR100011192015/8/16標桿電價紅沿河4號機組CPR100011192016/9/19標桿電價紅沿河5號機組ACPR100011192021/7/31標桿電價紅沿河6號機組ACPR100011192022/6/23標桿電價寧德1號機組CPR100010892013/4/15標桿電價寧德2號機組C

28、PR100010892014/5/4標桿電價寧德3號機組CPR100010892015/3/8標桿電價寧德4號機組CPR100010892016/7/21標桿電價0.4300福清1號機組M310+10892014/11/22標桿電價福清2號機組M310+10892015/10/16標桿電價福清3號機組M310+10892016/10/24標桿電價0.4300福清4號機組M310+10892017/9/17標桿電價福清5號機組華龍一號11502021/1/29首堆單核福清6號機組華龍一號11502022/3/25首堆單核陽江1號機組CPR100010862014/3/25標桿電價陽江2號機組CP

29、R100010862015/6/5標桿電價陽江3號機組CPR1000+10862016/1/3標桿電價陽江4號機組CPR1000+10862017/3/1標桿電價陽江5號機組ACPR100010862018/7/12標桿電價0.4300陽江6號機組ACPR100010862019/7/24標桿電價方家山1號機組M310+10892014/12/15標桿電價方家山2號機組M310+10892015/2/12標桿電價昌江1號機組CNP6506502015/12/25標桿電價昌江2號機組CNP6506502016/8/12標桿電價防城港1號機組CPR100010862016/1/1標桿電價0.414

30、0防城港2號機組CPR100010862016/10/1標桿電價0.4140防城港3號機組華龍一號11802023/3/25標桿電價防城港4號機組華龍一號11802024/2/28標桿電價0.4063臺山1號機組EPR17502018/12/14首堆單核臺山2號機組EPR17502019/9/7首堆單核三門1號機組AP100012502018/9/21首堆單核三門2號機組AP100012502018/11/5首堆單核海陽1號機組AP100012502018/10/22首堆單核海陽2號機組AP100012502019/1/9首堆單核華能石島灣示范電站高溫氣冷堆2112023/12/8首堆單核國電

31、投0.41510.4151廣核0.43500.4350中核0.42030.4203廣核0.42070.40630.42070.40630.40630.43000.4153中核0.43000.41530.43000.41530.41530.43000.41530.41530.4153中核0.43000.41530.39120.3779廣核0.43000.41530.43000.41530.4300中核0.43000.41530.43000.40550.39160.37170.35900.41530.43000.40550.39160.37170.35900.41420.38230.37490.3

32、749廣核0.43000.41530.43000.3910廣核0.41420.38230.41420.38230.41420.3823中核0.45500.43900.45500.43900.39100.39100.39100.43000.4153中核0.46400.44810.46400.44810.4153廣核0.42900.41430.42900.41430.43000.4153中核0.41400.39980.41400.39980.43000.41530.43000.42000.4056廣核0.42000.40560.42000.4056 請務必閱讀報告末頁的重要聲明 9/16 行業研究

33、|行業專題研究 2.1 燃煤標桿/基準電價、核電核準電價關系 過去，燃煤標桿電價跟隨煤價實行“煤電聯動”。過去，燃煤標桿電價跟隨煤價實行“煤電聯動”。2004 年 4 月，國家發改委發布關于進一步疏導電價矛盾規范電價管理的通知確立了燃煤發電標桿上網電價制度，2004 年 12 月，發改委印發了關于建立煤電價格聯動機制的意見的通知，建立煤炭價格和電力價格的傳導機制，原則上以不少于 6 個月為一個煤電價格聯動周期。隨著煤價波動，各省燃煤標桿電價響應進行調整，但電價調整往往滯后于煤價價格變化，電力價格無法反應供需、用電成本變化?，F在，燃煤電價實行“基準價現在，燃煤電價實行“基準價+上下浮動”上下浮動

34、”。2019 年，國家發改委發布 1658 號文，其中規定將燃煤發電標桿上網電價機制改為“基準價+上下浮動”的市場化機制。2021年 1439 號文，規定燃煤發電全部進入市場化，價格浮動范圍擴大為不超過 20%，因此燃煤電價全部進入市場化。地域差別，燃煤電價為當地核準電價指引地域差別，燃煤電價為當地核準電價指引。2013 年 1130 號文規定，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的地區，執行當期燃煤機組標桿上網電價，我們統計江蘇、浙江、廣東、廣西、福建、遼寧地區 2013 年之后當地標桿電價和核電機組電價之間關系，我們發現執行“一廠一價”機組電價仍然保持核準電價，新核準

35、機組電價和當地燃煤電價價格水平接近，如田灣 3、4 號機組，2019 年之后執行電價為 0.391 元/kWh，和江蘇燃煤基準價相同。注：核電機組為含稅電價，2021 年之前為燃煤標桿電價（含脫硫脫硝除塵超低排放電價），2021 年之后為基準價。圖表圖表6：江蘇相關電價情況江蘇相關電價情況 圖表圖表7：浙江相關電價情況浙江相關電價情況 資料來源：Wind、國家發改委、江蘇省物價局、中國核電公司公告，國聯證券研究所 資料來源：Wind、國家發改委、浙江省物價局、中國核電公司公告，國聯證券研究所 02004006008001,0000.3600.3800.4000.4200.4400.460201

36、3 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023右軸：秦皇島港Q5500價格（元./噸）江蘇燃煤標桿/基準電價（元/kWh）田灣1、2號機組（元/kWh）田灣3、4號機組（元/kWh）田灣5、6號機組（元/kWh）05001,0000.3800.4300.4802013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023右軸：秦皇島港Q5500價格（元/噸）浙江燃煤標桿/基準電價（元/kWh）秦山一期（元/kWh）秦山二期1、2號機組（元/kWh）秦山三期1、2號機組（元/kWh）秦山二期3、

37、4號機組（元/kWh）方家山1、2號機組（元/kWh）三門1、2號機組（元/kWh）請務必閱讀報告末頁的重要聲明 10/16 行業研究|行業專題研究 圖表圖表8：廣東相關電價情況廣東相關電價情況 圖表圖表9：廣西相關電價情況廣西相關電價情況 資料來源：Wind、國家發改委、廣東省發改委、中國廣核公司公告，國聯證券研究所 資料來源：Wind、國家發改委、廣西物價局、中國廣核公司公告，國聯證券研究所 圖表圖表10：福建相關電價情況福建相關電價情況 圖表圖表11：遼寧相關電價情況遼寧相關電價情況 資料來源：Wind、國家發改委、福建省發改委、中國核電公司公告、中國廣核公司公告，國聯證券研究所 資料來

38、源：Wind、國家發改委、遼寧省物價局、中國廣核公司公告，國聯證券研究所 2.2 電量市場化比例提升，電價更具彈性 20152015 年年 9 9 號文后，“市場化”比例逐步提升號文后，“市場化”比例逐步提升，20232023 年市場化電量占比已達年市場化電量占比已達 61.4%61.4%。2015 年 9 號文發布后，新一輪電改拉開序幕，政府對能源的監管方式逐漸轉變，形成主要由市場決定能源價格的機制。其中提出，參與電力市場交易的發電企業上網電價由用戶或售電主體與發電企業通過協商、市場競價等方式自主確定，其他沒有參與直接交易和競價交易的上網電量，以及居民、農業、重要公用事業和公益性服務用電，繼

39、續執行政府定價。因此，在電力市場推進過程中，全國市場化交易電量及占比逐漸02004006008001,0000.3500.4000.4500.5000.5502013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023右軸：秦皇島港Q5500價格（元/噸）廣東燃煤標桿/基準電價（元/kWh）大亞灣1、2號機組（元/kWh）嶺澳1、2號機組（元/kWh）嶺澳3、4號機組（元/kWh）陽江1、2號機組（元/kWh）臺山1、2號機組（元/kWh）01002003004005006007008009000.3800.4000.4200.4400.4600

40、.4802013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023右軸：秦皇島港Q5500價格（元/噸）廣西燃煤標桿/基準電價（元/kWh）防城港1、2號機組（元/kWh）防城港3號機組（元/kWh）02004006008001,0000.3500.3700.3900.4100.4300.4502013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023右軸：秦皇島港Q5500價格（元/噸）福建燃煤標桿/基準電價（元/kWh）福清1號機組（元/kWh）福清3號、寧德4號機組（元/kWh）福清4號機

41、組（元/kWh）寧德1、2號機組（元/kWh）福清2號、寧德3號機組（元/kWh）02004006008001,0000.350.370.390.410.430.452013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023右軸：秦皇島港Q5500價格（元/噸）遼寧燃煤標桿/基準電價（元/kWh）紅沿河1號機組（元/kWh）紅沿河2號機組（元/kWh）紅沿河3、4號機組（元/kWh）紅沿河5、6號機組（元/kWh）請務必閱讀報告末頁的重要聲明 11/16 行業研究|行業專題研究 提升，2023 年，全國市場交易電量 56679.4 億千瓦時，同

42、比增長 7.9%，占全社會用電量比重為 61.4%。圖表圖表12：20192019-20232023 年全國市場化交易電量情況年全國市場化交易電量情況 資料來源：中電聯，國聯證券研究所 備注：2019-2020 年占全社會用電量比重：全國電力市場電力直接交易電量/全社會用電量 核電市場化交易比例增加，機制有望提高電價彈性核電市場化交易比例增加，機制有望提高電價彈性。核電上網電價分為兩部分，一部分為計劃電量上網電價（按項目商運時核準的電價執行），另一部分是市場電量上網電價（根據核電機組所在省區電力交易政策執行，隨市場交易價格波動）。中國核電方面，2021-2023 年核電市場化交易電價占比提升

43、4.77pct，核電平均上網電價提升0.016元/kWh；中國廣核方面，2021-2023年核電市場化交易電價占比提升18.15pct，核電平均上網電價提升 0.022 元/kWh。核電計劃電價方面一般低于當地煤電基準電價，市場化交易部分電價則通過集中競價、雙邊協商等交易，更具備向上電價彈性。圖表圖表13：中國核電市場化交易占比及電價變動中國核電市場化交易占比及電價變動 圖表圖表14：中國中國廣核廣核市場化交易占比及電價變動市場化交易占比及電價變動 資料來源：公司公告，國聯證券研究所 備注：增值稅稅率按 13%計算 資料來源：公司公告，國聯證券研究所 0%10%20%30%40%50%60%7

44、0%010000200003000040000500006000020192020202120222023全國市場交易電量（左軸，億kWh）yoy（右軸，%）占全社會用電量比重（右軸，%）0.395 0.414 0.411 37.88%43.67%42.65%20%25%30%35%40%45%50%0.3600.3800.4000.4200.4400.460202120222023核電平均上網電價（左軸，元/kWh，含稅）市場化交易電價占比（右軸，%）0.401 0.420 0.423 39.15%55.30%57.30%0%10%20%30%40%50%60%70%0.3600.3800.

45、4000.4200.4400.460202120222023核電平均上網電價（左軸，元/kWh，含稅）市場化交易電價占比（右軸，%）請務必閱讀報告末頁的重要聲明 12/16 行業研究|行業專題研究 2.3 各省核電市場化政策各異 電力市場化改革持續推進，核電市場化電量占比持續提升，我們統計江蘇、浙江、廣東等地政策變化情況，整體來看過去核電電價為水平位標桿電價或當地煤電基準價，隨著市場化電量比例提升，市場化交易電價部分有望上浮，核電電價更具彈性。江蘇：江蘇：核電參與市場化電量逐步擴大，市場化交易價格可傳導。核電參與市場化電量逐步擴大，市場化交易價格可傳導。江蘇核電可參與電力中長期交易，2021-

46、2024 年核電參與市場化電量的規模不斷提升，由 2021 年不低于180 億 kWh 提升到 2024 年 270 億 kWh 左右。隨著市場化交易電量占比提升，2021-2023 年中國核電江蘇省核電平均上網電價明顯高于燃煤基準價，并且隨市場化交易電價上漲而上漲，如 2022 年江蘇年度交易電價提升 0.105 元/kWh，公司江蘇核電上網電價提升 0.035 元/kWh。圖表圖表15：江蘇核電市場化交易情況江蘇核電市場化交易情況 圖表圖表16：中國核電江蘇省核電上網電價情況中國核電江蘇省核電上網電價情況 資料來源：江蘇省發改委、中國核電公司公告，國聯證券研究所 資料來源：江蘇省發改委、中

47、國核電公司公告，國聯證券研究所 浙江：浙江：20242024 年秦山一期、三門核電轉為保障性機組。年秦山一期、三門核電轉為保障性機組。依據2023 年浙江省電力市場化交易方案，其中規定中核集團秦山一期全年市場化交易電量占其年發電量的 50%。三門核電全年市場化電量占其年發電量的 10%。而 2024 年電力市場化交易方案中則將秦山一期、三門核電執行保量保價的優先發電電量，中國核電浙江核電平均電價基本圍繞著浙江燃煤基準價上下浮動。180200220270450 491 469 01002003004005006002021202220232024江蘇核電全年市場化交易電量（億kWh）中國核電江蘇

48、省上網電量（億kWh）0.396 0.431 0.423 0.365 0.467 0.467 0.453 0.3600.3800.4000.4200.4400.4600.4802021202220232024中國核電江蘇省核電上網電價（元/kWh）江蘇年度交易電價（元/kWh）江蘇燃煤基準價（元/kWh）請務必閱讀報告末頁的重要聲明 13/16 行業研究|行業專題研究 圖表圖表17：中國核電浙江省上網電量、電價情況中國核電浙江省上網電量、電價情況 資料來源：浙江省發改委、中國核電公司公告，國聯證券研究所 廣東：嶺澳核電和陽江核電全部機組進入市場，直接參與市場交易廣東：嶺澳核電和陽江核電全部機組

49、進入市場，直接參與市場交易。電量方面，電量方面，我們統計 2022-2024 年廣東電力交易方案，其中核電部分，嶺澳核電和陽江核電全部機組進入市場，2024 年廣東電力交易中心安排嶺澳、陽江核電年度市場化電量約 195 億kWh。電價方面電價方面，廣東設置超額回收機制，對核電機組的年度、月度中長期交易電量，按照對應交易品種成交均價與市場參考價之差（負值置零）的 85%從核電機組進行回收。圖表圖表18：嶺澳、陽江核電上網電量情況嶺澳、陽江核電上網電量情況 資料來源：廣東省發改委、中國廣核公司公告，國聯證券研究所 0.3950.4000.4050.4100.4150.4200.425 500 55

50、0 600 650 700 75020192020202120222023中國核電浙江上網電量（左軸，億kWh）中國核電浙江核電平均電價（右軸，元/kWh，含稅）浙江燃煤基準價（右軸，元/kWh，含稅）0100200300400500600700202120222023嶺澳核電上網電量（億kWh）陽江核電上網電量（億kWh）2024年：嶺澳、陽江年度市場化交易電量190億kWh 請務必閱讀報告末頁的重要聲明 14/16 行業研究|行業專題研究 福建：福建：除華龍一除華龍一號外全部上網電量參與市場交易，電價相對穩定號外全部上網電量參與市場交易，電價相對穩定。依據 2024 年福建省電力交易方案，

51、福清核電 14 號機組、寧德核電 14 號機組原則上全部上網電量參與市場交易，華龍一號等核電機組上網電量用于保障居民、農業優先購電，核電市場化交易規模方面，2023 年-2024 年由 434 億 kWh 提升至 640 億 kWh，市場化交易規模不斷提升。我們以中國核電福建地區電價數據來看，除 2021 年有小幅下降，其他年份核電電價相對穩定。圖表圖表19：福建省福建省 2023/20242023/2024 核電市場交易區別核電市場交易區別 圖表圖表20：中國核電福建地區核電電價情況中國核電福建地區核電電價情況 20232023 20242024 市場化交易主體 核電機組原則上全部上網電量（

52、除華龍一號以外）參與市場交易 福清核電 14 號機組、寧德核電 14 號機組原則上全部上網電量參與市場交易 市場化交易規模 434（億 kWh）640（億 kWh）資料來源：福建省發改委，國聯證券研究所 資料來源：福建省發改委、中國核電公司公告，國聯證券研究所 3.投資建議：關注受益電價彈性的核電運營商 核電上網電價，大部分為計劃電量上網電價，電價穩定確保運營商整體業績，少部分是市場電量上網電價，受電力市場供需影響，但市場結算價格相對穩定。3.1 中國核電：業績穩健分紅穩定，具備高成長性 中國核電在建機組持續增加，未來商運機組規模具備持續成長性。電價方面，公司2023 年市場化交易電量占比 4

53、4.57%，公司核電機組地處電力需求較高省份，利用小時數、電價有望保障。公司業績穩定，分紅有望逐步提升，2023 年公司股利分配總額約 36.8 億元，現金分紅比例為 34.67%，依據中國核電公司章程，公司每年以現金分紅分配的利潤不少于當年實現的可分配利潤的 30%，當前處于資本開支高峰，在建機組建成后，資本開支降低，未來分紅比例有望提升。3.2 中國廣核：新增機組投產貢獻業績，電價總體平穩 臺山核電檢修完成重啟發電，防城港 4 號機組投產，新增裝機助力公司業績提升。分0.393 0.393 0.393 0.393 0.386 0.366 0.384 0.386 0.3500.3600.37

54、00.3800.3900.4000.4100.4202020202120222023福建燃煤基準價（元/kWh）中國核電福建地區核電上網電價（元/kWh）請務必閱讀報告末頁的重要聲明 15/16 行業研究|行業專題研究 紅穩定，公司 2021-2025 年度分紅在 2020 年的基礎上保持比例適度增長。2023 年公司市場化比例約為 52.4%，市場化電價變動受不同地區市場化電價和電量影響，總體保持平穩。4.風險提示 核電機組建設不及預期：核電機組建設不及預期：核電機組成長性主要來自于新建機組投產，若新增裝機進度推遲，一方面核電運營商要增加資本開支，另一方面也影響當年收入。電力市場化交易風險：

55、電力市場化交易風險：電力市場供需格局可能會帶來交易電價變動，同時其他電源發電量增長，也會造成供大于求的局面，競價報價較低，影響運營商業績。請務必閱讀報告末頁的重要聲明 16/16 行業研究|行業專題研究 分析師聲明 本報告署名分析師在此聲明：我們具有中國證券業協會授予的證券投資咨詢執業資格或相當的專業勝任能力，本報告所表述的所有觀點均準確地反映了我們對標的證券和發行人的個人看法。我們所得報酬的任何部分不曾與，不與，也將不會與本報告中的具體投資建議或觀點有直接或間接聯系。評級說明 投資建議的評級標準 評級 說明 報告中投資建議所涉及的評級分為股票評級和行業評級（另有說明的除外）。評級標準為報告發

56、布日后 6到 12 個月內的相對市場表現，也即：以報告發布日后的 6 到 12 個月內的公司股價（或行業指數）相對同期相關證券市場代表性指數的漲跌幅作為基準。其中：A 股市場以滬深 300 指數為基準，北交所市場以北證 50 指數為基準；香港市場以摩根士丹利中國指數為基準；美國市場以納斯達克綜合指數或標普 500指數為基準；韓國市場以柯斯達克指數或韓國綜合股價指數為基準。股票評級 買入 相對同期相關證券市場代表性指數漲幅大于 10%增持 相對同期相關證券市場代表性指數漲幅在 5%10%之間 持有 相對同期相關證券市場代表性指數漲幅在-5%5%之間 賣出 相對同期相關證券市場代表性指數漲幅小于-

57、5%行業評級 強于大市 相對表現優于同期相關證券市場代表性指數 中性 相對表現與同期相關證券市場代表性指數持平 弱于大市 相對表現弱于同期相關證券市場代表性指數 一般聲明 除非另有規定，本報告中的所有材料版權均屬國聯證券股份有限公司（已獲中國證監會許可的證券投資咨詢業務資格）及其附屬機構（以下統稱“國聯證券”）。未經國聯證券事先書面授權，不得以任何方式修改、發送或者復制本報告及其所包含的材料、內容。所有本報告中使用的商標、服務標識及標記均為國聯證券的商標、服務標識及標記。本報告是機密的，僅供我們的客戶使用，國聯證券不因收件人收到本報告而視其為國聯證券的客戶。本報告中的信息均來源于我們認為可靠的

58、已公開資料，但國聯證券對這些信息的準確性及完整性不作任何保證。本報告中的信息、意見等均僅供客戶參考，不構成所述證券買賣的出價或征價邀請或要約。該等信息、意見并未考慮到獲取本報告人員的具體投資目的、財務狀況以及特定需求，在任何時候均不構成對任何人的個人推薦?？蛻魬攲Ρ緢蟾嬷械男畔⒑鸵庖娺M行獨立評估，并應同時考量各自的投資目的、財務狀況和特定需求，必要時就法律、商業、財務、稅收等方面咨詢專家的意見。對依據或者使用本報告所造成的一切后果，國聯證券及/或其關聯人員均不承擔任何法律責任。本報告所載的意見、評估及預測僅為本報告出具日的觀點和判斷。該等意見、評估及預測無需通知即可隨時更改。過往的表現亦不應

59、作為日后表現的預示和擔保。在不同時期，國聯證券可能會發出與本報告所載意見、評估及預測不一致的研究報告。國聯證券的銷售人員、交易人員以及其他專業人士可能會依據不同假設和標準、采用不同的分析方法而口頭或書面發表與本報告意見及建議不一致的市場評論和/或交易觀點。國聯證券沒有將此意見及建議向報告所有接收者進行更新的義務。國聯證券的資產管理部門、自營部門以及其他投資業務部門可能獨立做出與本報告中的意見或建議不一致的投資決策。特別聲明 在法律許可的情況下，國聯證券可能會持有本報告中提及公司所發行的證券并進行交易，也可能為這些公司提供或爭取提供投資銀行、財務顧問和金融產品等各種金融服務。因此，投資者應當考慮到國聯證券及/或其相關人員可能存在影響本報告觀點客觀性的潛在利益沖突，投資者請勿將本報告視為投資或其他決定的唯一參考依據。版權聲明 未經國聯證券事先書面許可，任何機構或個人不得以任何形式翻版、復制、轉載、刊登和引用。否則由此造成的一切不良后果及法律責任由私自翻版、復制、轉載、刊登和引用者承擔。聯系我們 北京：北京市東城區安外大街 208 號玖安廣場 A 座 4 層 上海：上海市虹口區楊樹浦路 188 號星立方大廈 8 層 無錫：江蘇省無錫市金融一街 8 號國聯金融大廈 16 樓 深圳：廣東省深圳市福田區益田路 4068 號卓越時代廣場 1 期 13 樓