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1、核电资产属性与市场前景
核电资产的生命周期和经营效率的提升，使其逐渐具备类似于长江电力的特性。核电作为一种公共事业类电力资产，具备强大的成长属性。近年来，核电审批数量呈现稳定上升趋势，预计每年审批十台机组已成为确定性趋势。核电作为基荷能源，具有吸引力和竞争力，远期盈利能力和成长性均有望提升。
今年核电板块估值回落的原因主要在于市场化交易电价的波动和机组新增数量的酝酿阶段。尽管市场对电价的担忧存在，但核电公司的业绩稳定性仍然较好，未来装机量的增长预期也较为明确。核电资产的长期投资价值在于其盈利能力的中枢和未来装机量的水平。
2、国际核电市场对标与发展机遇
对标美国市场，核电在能源结构中占比20%左右，而中国目前仅为5%。
即使在美国天然气发电具备极强性价比的情况下，核电仍有显著优势。考虑到中国火力发电机组成本较高，核电在国内的渗透率提升空间巨大，未来电动化和技术发展将为核电带来更多机会。
全球核电市场正迎来新一轮复兴期，尤其是在碳中和和AI需求的驱动下。中国核电发展迅速，预计在2030年和2035年发电量占比将分别达到8%和10%。全球核电装机量到2050年预计将达到2020年的三倍，中国在未来核电新增装机中占据重要地位。
3、核电电价与成本分析
核电电价因地制宜，市场化程度不同导致定价机制多样。美国通过市场化机制和政府补贴确保核电的合理回报，而中国核电市场化比例在45%-50%之间，未来将持续提升。
核电成本方面，美国核电度电成本在过去十年下降了40%，中国核电在折旧期后也有较大成本下降空间。
核电机组的延寿将显著提升资产价值。
美国核电站普遍通过延寿将使用期从40年延长至60年甚至更长，而中国也在推进延寿进程。延寿后的资本开支仅为初始投资的六分之一，显著增厚资产净现值（NPV），体现出核电机组的长期价值和竞争力。
4、投资建议
积极看好中国两大核电运营商：中国核电和中国广核。两家公司在核电市场中的地位稳固，具备长期投资价值。当前估值较低，未来十年及更长时间内的成长性确定性强，建议投资者持续关注。
1、核电资产属性与成长性
各位投资者，大家晚上好。感谢大家参加我们的核电系列深度研究电话会议。这是我们第三篇关于核电的深度报告。我是东吴证券的袁理。
今天，我们邀请了环保公用团队的分析师任逸轩，与大家分享这份核电报告。首先，我将在三分钟内介绍报告的撰写初衷和核心要点，随后我们会详细展开核心数据的分析。
我们知道，二级市场上关于海外对标研究的报告层出不穷。那么，为什么我们在这个时间节点上对核电进行海外对标分析呢？主要有以下几点考虑。首先是核电资产的属性。
我们推荐的初衷有两个：一是在生命周期推演过程中，核电资产的属性随着经营效率的提升、折旧期的延长以及机组的延寿，逐渐接近于长江电力的模式。可以说，核电是一个处于成长期的火电，这是我们的第一个核心结论。
其次，核电虽然属于公共事业类电力资产，但也具备很强的成长属性。
我们在对核电进行复盘时，常常被问到为什么核电今年会上涨。我们认为，除了市场风格的原因外，成长性的确认也是一个重要因素。尽管核电审批在2019年已经重启，但我们看到2019至2021年核电机组的审批数量是波动的。然而，
从2022年到2024年，审批数量呈现稳定上升趋势。今年的审批数量为10加1，其中还包括第四代堆型。现在的预期较为明确，每年审批十台机组已成为确定性趋势。
此外，根据国家电力发展规划和用电需求的电动化率要求，核电作为基荷能源，具有吸引力和竞争力。因此，推动核电发展的原因无非两点：一是远期盈利能力逐步提升，类似于水电的属性；二是其成长性。
2、核电估值波动与增长前景
在今年核电板块上行后，出现了较大的估值回落，原因主要有两点。
首先，从
基本面来看，今年电价受多种因素影响出现波动，市场化交易的电价引发了盈利能力的担忧。
虽然核电公司的半年报和三季报未显示电价显著波动，但对未来预期的担忧导致了估值的波动。我们预计中广核仍将保持良好的正增长，而中国核电的业绩稳定性也较好，福清机组的恢复发电将带来四季度的业绩改善。
其次，从成长属性来看，广核和中核在明年的新增机组数量仍处于酝酿阶段，预计到2027年才会有大幅增长。
核电装机时间较长，因此市场对其成长属性的确定性存在担忧，导致估值波动。在长期投资价值明确的情况下，关键在于判断市场化交易中的盈利能力中枢，以及未来装机量的水平。
我们的报告通过海外对标，分析了在能源结构类似的美国市场，核电装机占比仍达20%左右，而中国仅为5%。即便在火电具备成本优势的情况下，核电仍有其独特优势。
美国的天然气价格远低于国内，燃料成本仅为每度电一毛多，核电仍占20%的比例。
随着电动化需求和技术发展，核电的应用机会增加，其稳定的发电能力和清洁能源特性使其在低碳化过程中具有长期前景。
关于电价波动，我们认为短期内应关注年度长协电价的情况，煤炭价格企稳使我们对明年电价不悲观。核电并非刚性成本能源，美国核电单位电力成本在降本增效下下降了40%。长周期来看，成本下降足以对冲电价波动。
我国核电机组仍处于早期阶段，未进入折旧期，未达到批量延寿阶段。海外核电机组的资本成本远低于国内，进入折旧期后度电成本有较大下降空间。
国内机组进入折旧期后，折旧成本可下降2.5到4分，这对电价是有效对冲。
总结而言，报告解决了成长空间和盈利能力确定性的问题。对标美国，我们的核电装机仍有四倍以上的提升空间。AI技术的发展也将推动核电发展。盈利能力的稳定性方面，无论纵向降本还是横向比较，核电机组都有较大降本空间。海外降本达40%，国内折旧期可带来10%到20%的成本下降。
核电机组的优势在于其生命周期和可延寿周期较长，发电效率高，经营能力有保障，足以抵御外界风险。这是我们研究的核心观点。
接下来，我的同事任逸轩将详细分享报告的核心结论。报告已上传至新决定平台，感兴趣的投资人可以查阅。报告分为四部分：全球核电发展的回顾和展望。过去70年核电快速发展，21世纪初因某些原因停滞，但在碳中和和AI需求驱动下，核电将迎来新一轮高速发展。中国核电发展迅速，可能成为未来全球核电发展的主要驱动力。
3、全球核电市场化与成本分析
这部分是第一部分。第二部分主要讨论全球核电的电力情况。正如刚才提到的，电力价格对二级市场资产的估值有很大影响。近期大家关注的不仅是明年的年度产业电价，还有近期的月度价格。我们对全球四大核电大国——美国、法国、日本和中国的核电电价进行了全面梳理。
核心结论是，电价因地制宜，取决于各地电力改革的进度。比如，以管制为主的日本和法国，以及市场化程度较高的美国。在我国，目前正处于深化电改阶段，逐步将各类电源推向市场。长期来看，我们可能还是要走市场化的道路。在市场化程度较高的美国，核电参与市场后，定价波动比核准电价更大。但美国政府通过绿色溢价、税收优惠等方式，确保核电获得合理稳定的回报。这是第二部分，主要是对全球核电电力的梳理。核心结论是，进入市场后，整体盈利的确定性和稳定性仍有支撑。
第三部分讨论核电成本。美国核电成本持续下降。对比国内外核电成本结构，尤其是折旧部分，国内核电还有下降空间，主要依托技术进步和运行时间的延长。
最后，大家关注的延寿问题。
国内核电发展相对较晚，第一波延寿高峰尚未到来。而在发展较快的美国，第一波延寿高峰已经到来。在延寿背景下，核电资产生命周期可能从60年延长到80年甚至100年。
在研究过程中，资产的内部价值（NPV）显著增加。延寿已得到海外多个案例的认可。长期来看，国内核电也将走延寿之路，生命周期延长。在此过程中，资产价值和全生命周期成本都可能进一步下降。
最后的建议是，我们看好中国两大核电运营公司，建议长期关注中国核电和中国广核的长期发展和投资价值。目前估值回到了明年约17倍的水平。长期来看，十年及以上的确定性增长值得持续关注。
接下来展开第一部分，复盘核电力的发展。长期来看，核电有长期发展空间。从全球核电发展史看，1954年前苏联建成了世界上第一座商用核电站，之后人类逐步进入和平利用核能的时代。第一波爆发点来自国际石油危机，第二个点来自核电技术的进步，包括核工业核心工具的发展和核电商用化。从最早期的一代原型堆到二代商业化，再到国内的三代先进大功率反应堆，核电技术不断进步。核电是高技术驱动、高壁垒的发电形式。随着核电技术的发展和核反应堆的稳定，核电的经济性和安全性逐步得到社会和市场的认可，推动核电装机容量的增加。
4、全球核电发展历程与启示
第二部分，我们提到1973年国际石油危机的爆发，这实际上推动了一些西方国家减少对化石能源的依赖。当时，替代能源的重点更多地放在核电上，而不是风电和光伏。技术进步和石油危机的结合，推动了全球核电装机的高峰。在1966年至1980年间，全球共建成242座核电机组，占现有全球核电机组的一半。
在这一背景下，各国对核电的发展出现了分化。我们选择了中国、美国、法国和日本四个核能大国进行历史回顾。首先，中国的核电发展相对较慢，1991年秦山核电并网后才开始加速。目前，中国核电发电量占全国总发电量的5%。随着核准的常态化和政府的积极推动，预计到2030年和2035年，中国核电发电量占比将分别提高到8%和10%。
美国方面，早期与前苏联共同推动核能发展，尤其是在发电领域。1979年三里岛核电厂事故和1986年切尔诺贝利事故后，社会对核电产生质疑，但美国并未放弃核能发展，只是变得更加谨慎。页岩气革命导致美国能源结构变化，天然气成本下降，天然气发电占比上升，核电稳步提升，煤炭发电则快速下降。目前，美国核电发电量占比为20%。
法国是核电发展的典型国家，核电占其全国用电量的70%。2011年福岛核事故后，反核压力增大，法国计划到2035年将核电占比从75%降至50%。但近年来，乌克兰冲突和欧洲能源供给变化促使法国重新加速核电发展，取消了降低核电占比的目标，2023年核电发电量占比回升至66%。
日本在石油危机后大力发展核电，但2011年福岛核事故后核电发展几乎停滞，核电占比从30%降至几乎为零。到2023年，核电占比回升至8%，日本逐步恢复核电机组。
综上所述，核电发展有很大的空间和潜力。技术进步和非化石能源占比的提升将进一步推动核电装机的加速。当前，碳中和目标也成为关注的焦点。
5、全球核电复兴与电价改革
在当前的开门红背景下，绿色经济转型成为重要议题。除了风能和太阳能，核电也是关键的选择方向。实现核电建设的达峰几乎无法绕过核电这一电源。因此，我们认为核电正迎来新一轮复兴期。
在2023年的第28届联合国气候大会上，22个国家达成共识，计划到2050年全球核电装机量达到2020年的三倍。尽管这一目标能否实现尚未可知，但全球对核能发展的共识已进一步加强。目前，全球核电发电量占总发电量的9%，仍有很大提升空间。中国的核电发展占比低于全球平均水平，未来有望进一步提升。
截至今年8月，全球在运核电机组约为395个吉瓦。在建和计划在建的机组约为70到80个，预计增长20%，大约在5到6年内实现。中国在这些新增机组中占据近一半份额，未来5到10年，全球主要新投资的核电技术中，中国占据半壁江山。此外，印度、俄罗斯、土耳其、英国、韩国等国也有至少5个吉瓦以上的核电新增装机贡献。
除了碳中和背景，AI和数据中心的电力需求增长也推动了核电的发展。AI和数据中心是用电大户，2023年全球电力需求增长中，数据中心贡献了0.31%，超过电动车的0.25%。数据中心需要稳定、经济的电源，核电因此成为理想选择。国内外都在推进数据中心与绿色电力的匹配。美国多家科技公司正在布局核能，将其作为数据中心的最终解决方案。今年3月，亚马逊在宾州的数据中心与一家能源公司签署了为期十年的核电购电协议，确保未来十年的电力供应。
核电在全球范围内的电价情况参差不齐，电力市场的复杂性导致不同国家采取不同的电价机制。美国是市场化改革的代表，23个州已实现电力市场化，核电价格因此有波动，但通过机制保障长期稳定的价格和收益。法国由法国电力公司统筹电力事务，核电定价偏向管控形式。日本则由十大电力公司垄断各区域电力市场。中国正处于市场化改革的快速发展阶段，核电市场化比例在45%到50%之间。
6、核电市场化与政策支持
长期来看，我们认为到2030年，全国统一电力市场的实现将推动核电市场化率的持续提升。我们可以借鉴美国部分已实现电力改革的州的经验。具体而言，美国电力市场的发展经历了多轮改革，各州之间的进展不尽相同。在已实现电力体制改革的州中，核电积极进入市场，主要参与三类市场：电能量市场、辅助服务市场和容量市场。
在电能量市场中，核电主要通过中长期合同锁定电量和电价，并部分参与现货市场，主要通过集中竞价实现出清。在辅助服务市场，部分核电机组根据电网需求参与调峰，但不能参与其他辅助服务。例如，加州允许核电在50%到100%的出力范围内参与调峰，而在美东的PJM市场则不允许核电参与调峰。核电在辅助服务市场中获得一定的收益，但也面临限制。
核电还参与容量市场，通过发电容量拍卖竞标获得发电权和容量收益。美国的电价主要由天然气的边际成本决定，因此核电的电价受到天然气价格波动的影响。为缓解核电在电力市场中面临的价格波动压力，美国各州和联邦政府出台了多种补贴和支持政策，如零碳排放补贴和税务优惠，以保证核电的合理收益率，支持核能的长期稳定发展。
例如，美国的零碳排放信用（ZEC）根据碳排放市场价格计算补贴。在纽约州，核电站每发一兆瓦时电量对应一个ZEC，类似于国内的绿证机制。联邦政府估算每吨碳排放的价值，ZEC的价格约为每兆瓦时17至20美元，相当于每兆瓦时约0.14美元的补助，提供了绿色溢价支持。
此外，清洁电力生产税抵免（PDC）机制也支撑核电的长期发展。例如，当核电站收入在每兆瓦时25至35美元之间时，PDC可将其收入提升至每兆瓦时40美元，但补助有上限，若收入低于每兆瓦时25美元，PDC补助不超过15美元。这类似于政府对核电电价的合理判断，通过税收抵免和绿证支持核电的稳定回报。
在法国，核电占比高，电力市场集中度高，主要由法国电力集团（EDF）主导，涵盖发电、输电、配电和售电。法国正在逐步与欧洲电力市场对接，实现发电、售电和输配电的分离，允许独立发电商和售电公司参与市场。
7、法国核电定价改革
我们来看一下核电电价，尤其是在ETF背景下的核电电价是如何运作的。首先，之前的核电电价是由政府管制和审批的，政府决定价格。在2010年，法国开始对核电电价进行改革，推出了现有核电受管制的机制。该机制规定，从2011年到2025年，EDF的核电站需将四分之一的电力以42欧元/兆瓦时的价格出售给其他厂商，不论是用户还是授权公司。这在一定程度上压制了ETF在电价发电侧的价格。
这一政策的目的是推动核电经济性的突破，提升投资效率，同时支撑全国电价的经济性水平。到2022年，EDF被要求以46欧元/兆瓦时的价格出售27兆瓦时的电力，这使得EDF在某些情况下不得不从其他发电公司购买高价电，以维持电力供应，造成了EDF的压力。
在2023年11月，法国政府与EDF达成新协议，要求从2026年起，将核电的平均电价控制在70欧元/兆瓦时。若市场定价高于此水平，则需进行超额收益回收。若价格超过78欧元/兆瓦时，超出部分的50%需返还给终端用户；若超过110欧元/兆瓦时，90%的超额部分需返还给终端用户。这体现了对电价的托底政策，支持核电发展，同时对超额收益进行合理分配。
在国内，核电定价机制也在逐步放开。核电机组成立后会有合理定价，电价可能因技术创新和重大专项而有所不同。核电标杆电价与地方燃煤标杆电价之间的低值用于控制成本上升，避免影响社会用电成本。
从市场角度看，2024年上半年，中国核电和中国广核的市场化交易比例在45%到50%之间。随着全国统一电力市场的建立，这一比例预计会继续提升。未来可能会借鉴美国和法国的模式，通过电力市场发现电能、容量、辅助服务和绿色能源的价值。电价波动时，低价部分会有合理回报，高价部分则通过超额定价回收反馈给终端用户。
核电成本方面，核电运营周期长，中国核电的发电成本首年约为0.2元/度，低于其他能源。美国的经验显示，核电成本有下降空间，主要体现在折旧方面。2012年，美国核电成本为44美元/兆瓦时，2022年降至31美元/兆瓦时，下降约40%。这表明核电成本仍有下降空间。
8、中美核电成本对比分析
在过去十年中，美国核电的部件燃料成本下降了41%，固定支出成本（类似于折旧）下降了约51%，运营成本（包括人工和维修）下降了33%。因此，无论是核燃料、维护性资本开支、新资本开支，还是运维成本，美国核电在过去十几年中都经历了快速下降。国内也有望看到类似的趋势。
2012年，美国核电度电成本达到高峰，主要由于两个原因。首先，2001年911事件后，美国加强了对现有设施的加固和安全性考虑，导致核电站需要新的维护性资本投入。其次，2011年福岛核事故后，美国进一步加强了核电站的安全措施。
燃料和人工成本在过去几年中有所膨胀，因为缺乏严格的监管和目标设定。2016年，美国核电推出了以降本增效为核心的DNP计划（履行核电承诺），旨在通过优化运营领域来降低成本。资本开支在911事件和福岛事故后的新投入后持续下降，整体下降约50%。
美国的燃料成本在全球范围内较低，通过降低燃料成本进一步提升了核电的经济性。
对比中美核电，我们选取了中国核电和中国广核，以及美国的CEG进行对标。2023年，中国的度电成本约为0.20元/千瓦时，而美国为0.27元/千瓦时。尽管美国的度电成本高出7分钱，但其燃料成本仍低于中国，主要因美国的油价较低。
从运维成本来看，中国核电公司的运维成本显著低于美国公司，约为美国的二分之一。折旧摊销方面，若不考虑美国CEG部分公司因提前退役带来的折旧费用，美国的度电折旧约为中国的二分之一。核电运营周期延长后，中国核电成本有望进一步下降。
总结而言，若中国核电公司的固定折旧能与美国相提并论，当前中国核电的固定成本还有10%到20%的下降空间。燃料和运维成本是否能进一步降低，尤其是实现自主可控，仍需期待。但折旧成本的下降是较为确定的，这将进一步增强中国核电在电力市场中的竞争力。
9、核电机组延寿经济性分析
最后，我向大家汇报一下核电领域的相关情况。刚才我们讨论了全球核电的发展、定价和成本问题。核电站的延寿是一个重要的关注点。以美国为例，大多数核电站可以通过延寿将使用寿命从原定的40年延长到60年。实际上，在2020年至2019年这20年间，美国已经普遍实现了核电站的延寿，这已成为核电行业的常态。
在中国，首个核电站是秦山一号，于1991年12月并网，设计寿命为30年。因此，到2021年，其设计寿命已满。2021年9月，国家核安全局批准了秦山一号的延寿，将其使用寿命从30年延长到50年，至2041年。目前，国内仅此一台机组完成了延寿，而美国已有94台机组实现了延寿。
延寿在海外是常见且确定的趋势，国内也在积极推动延寿进展。延寿后，核电站的生命周期得以延长。以常规模型计算，假设核电站的初始投资为每千瓦12000元，延寿到60年所需的资本开支仅为初始投资的六分之一。比如，
建造一个二代核电站的单位投资为12元/瓦，而延寿的成本仅为2.1元/瓦。延寿后的20年是非常划算的。
