中国核电近期经营情况交流

一、公司经营情况

(1)发电量：22年计划发电1960亿千瓦时，预计可以全部甚至超额完成。

(2)大修情况：22年计划大修16次。目前已完成14次，余下2次正在进行。公司今年成立大修中心，帮助海南核电机组大修提前8天完成。

(3)核电装机：22年核准4台机组，其中三门3号机组已开工；4号机组将于23年初开工；漳州3、4号机组预计将在23-24年陆续开工。

(4)新能源装机：截至22Q3，新能源在运装机1024万千瓦，在建装机350万千瓦。其中光伏/风电占比70%/30%。

二、Q&A 

1、公司核电利用小时是否会受天气因素的影响？

影响整体不大。除了大修和节假日期间，

其余时间均应发尽发、能发满发，并且电网端对公司发电基本全额消纳。其中节假日利用小时不高的原因是因为部分企业休假停产，导致社会用电量不高，公司部分机组会降低功率或调停。

2、公司对明年市场化交易电价和电量的展望。

(1)电量：未来几年内市场化交易电量占比会是逐步上升的。但是由于今年以来市场电价反超核准电价，导致下游用户成本承压，因此市场电占比提升速度可能将有所放缓。因此预计明年市场电量与今年持平，可能会有少量上涨。

(2)电价：主要受其它电源(如火电)影响较大。如果明年煤价依旧高位，市场化电价可能会与今年持平，甚至略有涨幅。

3、根据浙江今年电价并没有完全上涨到20%的水平来看，未来交易电价是否还有上涨空间？

浙江情况比较特殊，因为今年浙江电力供需非常紧张，外购高价电量较多，导致下游用户端成本大幅承压。因此浙江省为缓解用户端压力，压低了部分省内电源企业电价，其中公司部分市场电量并没有按照市场电价结算，而是按照核准电价进行结算。但是长期来看，浙江省这种直接干预电价的行为不会长期维持，所以未来电价还是会向市场电价靠拢。

4、在省间现货价格较高的情况下，对于浙江省而言是否可以做好省内电价回报机制，向内寻求保障？

主要是由于省内机制变动带来的影响范围更大，因此很难轻易改变。但是目前公司按照0.4元/度的核准电价结算也还是有一定的利润空间。

5、浙江省内基准电价结算的适用范围。

浙江省年初会分配当年市场电总量，然后在其中会规定部分固定电量按照核准价结算，但是具体价格没有明确规定。因此22Q1公司市场电参与较多，电价平均约为0.45元/度，之后则主要是以核准价进行结算。

6、浙江21年市场电是按核准电价还是市场电价结算的？

公司21Q1-3是全部折价结算(按照火电基准电价结算，低于核电核准电价0.03-0.05元/度)，Q4回到核电核准电价。

7、明年是否还会出现类似的情况，比如市场电量无法按照市场价结算。

目前还在博弈。整体判断明年市场电价将与今年持平或略涨，但估计明年不会实现完全按照市场电结算。

8、对未来绿电交易的看法。

从国外来看，核电在欧洲已被纳入绿电。

因此对于江浙出口企业来说，如果使用核电未来是可以少交一部分碳关税的，目前已有部分大厂与公司有直供电的意愿。

从国内来看，国内核电还没有纳入绿点交易范围，并且目前国内绿电权证交易刚刚起步，交易机制还不健全，风电和光伏的碳排放权交易很难取得收益。

9、公司新能源的未来展望。

22年全年将新投运新能源装机400-500万千瓦。在未来2-3年内，预计每年新增500万千瓦新能源装机。

10、公司新能源项目储备及资源分配。

目前公司在20个省有新能源项目，同时也获取了部分大基地项目。合计新能源储备项目约为1000+万千瓦。公司计划到2025年，实现新能源在运装机3000万千瓦。此外，由于目前新能源与核电项目挂钩，公司未来将更容易获取核电厂周边的新能源项目容量。

11、公司对明年光伏组件价格的预测以及实现光伏项目收益率需要对应的组件价格？

(1)由于公司已在年初锁定组件价格，因此组件价格不是影响公司光伏项目收益率的主要因素。

(2)今年以来公司融资成本大幅下降，与组件成本上涨相抵，因此公司光伏项目收益率较好。目前组件的价格可以满足公司部分光伏项目的收益率。

(3)未来预计随着组件产能释放，价格有望降低。

12、外送通道和储能对公司新能源投产进度的影响。

(1)储能：公司有对储能进行提前布局，比如汇能已经开始对6-9GW的储能系统进行招标。目前公司大部分是新能源项目自配储能，少部分是共享储能。

(2)外送通道：整体影响不大。

13、公司未来是否有意愿成为共享储能的业主方？

公司目前有在共享储能进行布局，但是并不是主动大规模建设，主要还是和新能源项目配套。目前主要是按照地方政策要求配储(10-20%左右)。已投产的储能主要作为成本，暂时还没有考虑收益。

14、公司风电和光伏新增项目的盈利预期。

集团要求IRR为7%；公司自身要求IRR为8%。目前中核汇能的新能源项目IRR一般可以达到10%以上。

15、公司如何保障新能源项目收益率？

(1)获取项目资源较好。

(2)融资成本大幅下降。

(3)年初锁定光伏组件价格。

(4)人脉优势。公司作为央企能够在地方更容易获取优质项目。

(5)项目收益率测算谨慎。公司项目测算模型中已将所有不利因素均纳入考虑(比如组件价格、减值准备等等)。

16、公司目前新能源补贴余额和三季度收到补贴情况？是否存在核查问题？

(1)截至22Q3，公司累计应收188.3亿元，已收73.88亿元，余额为110亿元。根据第一批新能源补贴目录，公司部分项目已获得补贴，后续还会陆续有几批次补贴核查结果公布。

(2)目前公司没有核查存在问题的项目。

17、公司对新能源补贴计提的减值准备规模。

按照3%计提减值准备金，约为3亿元左右。这部分金额是历年累计计提的，在项目补贴核查发放后会对应冲回。

18、公司核电和风光参与现货交易情况。

几乎没有参与。只有少部分电量参与江苏月度现货交易，但是量非常少。

19、公司和东华能源的合作情况。

公司将于东华能源联合成立公司，进行高温气冷堆和石化行业耦合。因为之前石化行业生产化工产品所需的高温蒸汽主要来源是燃煤，但是随着煤价不断持续高位，蒸汽价格上涨到300元/吨，成本压力较大。而如果使用高温气冷堆直接供应蒸汽，价格可以下降到200元/吨。未来公司将在东华能源的广东茂名工业园周边配套气冷堆建设，为东华能源供应蒸汽。此外，中石油、中石化也开始与公司进行该业务的接触，预计未来该业务有一定市场空间。

20、未来是否会有氢能方面的合作。

可能会有。但是目前山东试点的高温堆温度还不够高(500-600度)，无法直接制氢。需要进行一定改进后，温度达到800-900度，才可以直接制氢。高温堆是可以直接使用其产生的高温蒸汽制氢，而不需要先发电再使用电解水进行制氢，因此从效率和经济性来看都比较好。此外核能制氢是高温堆的特有属性，而压水堆温度只能达到300度，是无法进行制氢的。

21、怎么看待行业及公司未来估值体系？

公司现阶段处于快速发展期，建设项目较多，因此分红比例偏低(36-37%)。我们认为目前核电行业估值整体偏低，预期未来会有回归。

22、公司近期减持计划。

此次减持主要是中核集团下的基金公司 (约减持7千万股)到一定时间需要回收所导致的减持。公司大股东中核集团目前没有减持计划。