核电行业分析报告.docx
- 文档编号:4926045
- 上传时间:2022-12-11
- 格式:DOCX
- 页数:20
- 大小:2.22MB
核电行业分析报告.docx
《核电行业分析报告.docx》由会员分享,可在线阅读,更多相关《核电行业分析报告.docx(20页珍藏版)》请在冰豆网上搜索。
核电行业分析报告
2017年核电行业分析报告
2017年1月
综合考虑国内未来数年核电站资产的成长性与盈利能力,我们认为未来10年,核电将成为国内最优质的发电资产。
国内核电装机容量将保持持续增长。
截至2016年底,国内在运行核电机组共35台,装机容量33.63GW;在建核电机组共21台,装机容量为24.32GW。
我们研究判断,目前在建核电项目将大概率于2023年底之前顺利商运,并预计,2017、2018两年投入商运的核电机组较多,容量分别为6.59GW和6.51GW;至2022年底国内在运核电机组装机容量将达到56.80GW,为2016年底装机容量的1.7倍,2017-2022年均复合增速为9%,显著高于全国电力装机总容量增速预测。
国内目前核电装机占比不足2%,发电量占比不足4%,未来核电发展空间广阔。
核电更适合用作基荷电源,发电量将随机组投产逐步增长。
从安全性与经济性两个角度看,核电均应当在电力系统当中充当基荷电源。
参考成熟核电国家经验,目前除法国由于核电占比高达73%,机组需要参与调峰外,其他成熟核电国家(如美国、韩国等)的核电机组均维持基荷运行。
我们预计,未来10年国内核电发电量占比大概率维持在10%以下,核电仍将在较长时期内维持基荷电源地位,正常情况下平均利用因子将保持在85%以上(个别年份或低于此水平),对应年均利用小时数约7500。
电价与成本均稳定,可维持较高盈利能力。
目前国内核电标杆上网电价为0.43元/度,上网电价较火电标杆电价相差不大,在煤炭价格维持高位情况下,核电标杆电价将维持稳定。
近年来铀价格基本维持在10-30元/磅之间,国内三代核电技术路线确立,未来实现规模化建设后成本将有所下降。
因此,我们预计未来几年,国内核电运营毛利率能够维持在45%左右,净利率一般不低于25%
一、国内核电装机容量将保持稳健增长
1、在建项目陆续投产,保障未来6年装机容量稳健增长
我国核电建设在2008-2010年迎来一波高峰,近年来相应机组完工并网,带动核电在运装机容量快速增长。
根据中国核能行业协会相关统计,2014-2016年间国内共有18台机组投入商业运行,装机容量合计为18.80GW,占2016年底总装机容量55.9%,近年来核电机组投入商业运营的节奏较之前明显加快。
表1为截至2016年底在运核电机组具体商运时点统计情况:
我们预计2017-2022年,国内每年至少商运2台核电机组,年均投运装机容量为3.68GW,较2005-2013时段大幅提高。
截至2016年12月底,国内在建核电机组共21台,总容量为24.32GW。
我们认为在建项目将大概率于2023年底之前商运,其中2017、2018年商运容量较大,分别为6.59GW和6.51GW,至2022年底国内在运核电机组总容量将达到56.80GW,为2016年底的1.7倍。
图1、2分别为国内核电机组投产与装机容量变动预测,表2为具体商运节点预测。
我们预计,随着在建项目陆续投产,未来6年国内核电装机容量将保持持续增长。
尽管目前市场对于核电的主要关注点在于每年能够审批多少台机组,但是我们认为,由于核电站建设周期一般在5年以上,故决定核电运营商的装机容量增长幅度的主要因素还是在建项目的建设情况。
截至2016年底,在建的21台核电机组中,二代核电机组总计10台,装机容量为11GW;三代及以上核电机组总计11台,装机容量为13.32GW。
目前国内建设二代核电的技术已相当成熟,电站建设周期基本在5年左右;在建的三代核电项目中,三门、海阳、台山三地的机组均已进入热试阶段,热试完成后便可以装料,我们预计三地的首台机组大概率将于2017年上半年并网发电,而次台机组也将大概率于2017、2018年陆续商运,这6台机组装机容量合计8.5GW,占目前在建三代机组总容量63.81%。
然而,三代核电技术进一步商业化的可靠性仍待验证,严谨考虑有可能致使近年新批核电机组数量不及预期。
我们认为自2016年8月田湾6号机组开工后,国内后续新建核电机组将大概率全部采用三代及以上技术路线,目前国内主流三代技术路线为AP1000与“华龙1号”,其中AP1000全球首堆—三门核电1号机组有望于2017年上半年并网发电,在AP1000首堆并网发电,乃至完成1个燃料循环之后,才能够对AP1000的可靠性有更为客观的评价。
此外“华龙1号”4台示范机组均于2015年批复,其中防城港4号机组于2016年年底开建,如进行批量化建设还需观察“华龙1号”首堆—福清5号机组的建设进程。
我们认为国家层面出于安全、高效发展核电的考虑,对新建三代核电保持平稳批复节奏是合理的,后续随着三门1号机组的并网发电及福清5号机组的顺利建设,三代核电技术的可靠性将得到验证。
同时考虑到国内电源结构调整空间较大,以及核电装机占比仍属低位,国内后续仍将保持每年4-8台机组的开工力度。
2、电量占比仍低,未来具有较大发展空间
2014年以来我国核能发电量较之前有了明显增长,但核能发电量占比较其他国家仍然有较大差距。
根据中国核能行业协会统计数据,2016年1-9月,国内核能发电量为1526.47亿kWh,占全国各类电源总发电量的比例仅为3.49%。
根据IAEA统计数据,2015年我国核能发电量仅为3%,如图3,较美国、俄罗斯等主流核电国家20%比例仍有较大差距。
国内核能发电量占比在2015-2025之间将持续增长,但至2025年核能发电量占比仍低。
根据《电力发展“十三五”规划》预计,到2020年全社会用电量6.8-7.2万亿千瓦时,年均增长3.6%到4.8%,人均用电量5000千瓦时左右,接近中等发达国家水平。
此外根据近年来核电机组投运节奏,我们预计核能发电量占比在2015-2025年间将持续增长,但到2025年核能发电量占比也仅为6.21%。
图4为2015-2025年国内核电占比变动趋势。
核电属于优质高效清洁能源,发展核电可促进我国能源结构转型以及改善环境污染情况。
2016年1月5日,国务院发布“十三五”节能减排工作方案通知,要求到2020年,全国万元GDP能耗比2015年下降15%,化学需氧量、氨氮、二氧化硫、氮氧化物排放总量较2015年分别下降10%、10%、15%以及15%,发展核电能够有效促进节能减排任务完成。
核能发电相较于火电更加清洁,根据核能行业协会的统计数据,使用核能发电替代火电,每度电相当于减少燃烧标煤318g,可减少833.16g二氧化碳、2.7g二氧化硫及2.35g氮氧化物排放。
核能发电相较于水电、光伏、风电等清洁能源发电具有无间歇性、受自然条件约束少等优点,目前国内近年来核电年利用小时数基本维持在7200h以上,远高于水电、光伏、风电等清洁能源发电水平,是未来我国能源结构调整中替代火电的最为合适的选择。
长期看,国内核能发电占比有望达到发达国家的15%以上水平,未来每年仍有5.5GW核电机组的建设任务。
目前三代核电寿命周期为60年,我国核电大规模商运的时期为2010年,因此我们预计到2070年国内核电机组新增任务将完成,后续将进入替代市场。
3、政策支持+储备项目充足,支撑行业长期稳健发展
受福岛核事故影响,我国核电建设在2011-2014年之间出现了一定程度的放缓,会影响到2019-2022年之间国内核电站的投产节奏。
放眼长期,国家支持核电发展的信心并没有动摇,《核电安全规划(2011-2020年)》、《能源发展战略行动计划(2014-2020年)》出台、核电上网标杆电价的确定以及国家领导人多次重要场合对于核电的表态,都为今后核电发展清除了障碍。
表3为规范核电行业发展的相关政策。
各核电运营企业储备项目充足,前期工作准备充分,可有效支撑行业长期稳健发展。
根据中核集团、中广核集团、国电投集团等多家公司网站、环保部相关文件以及媒体报道,国内目前有多处核电项目正处于筹备建设状态,如表4。
我们预计,截至2016年底处于筹备建设状态中的核电机组总装机容量不少于114.6GW,其中沿海核电项目总装机容量预计在61.7GW以上,覆盖了辽宁、河北、山东、浙江、福建、广东、广西等多个沿海省份;筹备中的内陆核电项目总装机容量超过52.9GW,考虑发达国家经验,内陆核电占比较沿海核电高,后续内陆核电建设空间更大。
环保问题日益加重以及政策对于核电的支持力度维持不变,使得国内发展核电的环境持续向好。
同时各大核电运营企业项目储备充足,仅沿海核电项目储备便能够支撑未来10年的核电站建设,保障核电运营行业平稳增长,如果“十三五”期间国内对于内陆核电的论证能够取得突破性进展,后续放开内陆核电建设,国内核电建设将进一步加快。
二、维持基荷电源地位,电量将随机组投产平稳释放
1、核电天生具有基荷电源属性
核电由于具有不间断发电、不受自然条件约束及发电成本低等诸多优势,一直以来在都承担着基荷电源的地位。
所谓基荷电源,即承担电力系统最低负荷需求的电源,基本不低于参与调峰,在机组无故障的情况下,按照机组额定功率进行发电,较其他类型电源具有优先并网的优势。
截至目前,我国核能发电量占比较低(2016年前三季为3.49%),大部分核电机组均能够按照额定功率运行,充当基荷电源。
从经济性角度考虑,核电作为基荷电源使用较为合理。
核电站建造成本较高,但运行成本低,因此在电网调度过程中,从全局出发,较多的安排核电机组发电是更加经济的。
首先,根据国内核电与火电运营类上市公司公开数据以及2016年末天然铀及动力煤价格数据测算,国内核电度电可变成本大致在0.12元左右,而火电度电可变成本大致在0.16元左右,如果考虑环境外部性等影响,核电成本较火电更具有优势;其次,核电低负荷运行将大大增加放射性废物的产生和处理量,根据中广核集团董事长贺禹介绍,由于核电调峰产生的废液量为基荷平稳运行状态下的3~5倍,后续将显著增加核废料处理成本;最后,目前国内核电机组换料周期为12个月或18个月,换料周期较为固定,低负荷运行情况下会导致核燃料利用不充分,同时亦将增加核废料处理成本。
从安全性角度考虑,核电长期参与调峰,存在导致机组运行可靠性降低甚至引发安全事故的风险,因而核电作为基荷电源使用更为合适。
核电机组除正常检修以外保持满负荷运行状态的安全性最高,如让核电机组参与调峰将会降低核电机组的可靠性。
根据福清核电工作人员敖泽闽、乔程在《国内核电站带基荷运行的必要性分析》中提出的观点,核电参与调峰可能在多个角度影响反应堆运行的可靠性:
第一,核电机组参与调峰会使得机组升降功率次数增加,从而易导致机组瞬态,使得机组停堆概率增加。
第二,由于功率频繁变化导致反应堆内部件出现热胀冷缩以及热应力变化,增加燃料棒以及蒸汽发生器U型管破损概率,进而导致放射性物质泄漏概率增加。
第三,机组长期升降功率有可能导致上充管线高能管道失效概率增加,有可能直接引发一回路破口失水事故。
第四,由于频繁、深度的功率调节,将造成堆内中子通量振荡,堆芯温度分布不均匀,若不加控制甚至有可能引发燃料元件融化事故。
关于核电更适合作为基荷电源使用的问题,得到了产业界多方专业人士的支持。
2016年“两会”期间,中广核、中核建、国电投、中核相关参会代表联名提交了《确保核电按基荷运行,推动实现能源供给侧结构性改革》的提案,建议更好地发挥核电在推动实现我国能源供给侧结构性改革中的应有作用,从政策上明确核电按基本负荷方式运行。
我们认为从安全性与经济性两个角度出发,核电均应当在电力系统当中充当基荷电源作用,短期内部分地区出现的核电消纳问题需要得到重视,但长期来看国内核能发电量占比仍不高,且大多数核电机组所在地电量总体处于供不应求状态,核电机组具有长期维持基荷运行的条件。
2、国内核能发电量占比仍偏低,在当下核电机组更适合基荷运行
国内核电发电量占比仍低,参考主流核电国家运行经验,国内核电机组可维持基荷电源地位。
目前法国核电装机容量占比仍维持在50%左右,核电发电量占比亦高达70%,核电高占比挤压了整个电网内其他电源的份额,使得其他电源调峰能力有限,核电机组需跟踪负荷运行;但考虑其他主流核电国家如美国、韩国的核电运行经验,由于核电在国内电源结构中占比并不高,核电基本能够维持基荷运行。
根据IAEA相关统计数据,2015年,法国、美国及韩国核能发电占比分别为73%、19%及34%,近年来三国核电机组平均负荷因子分别为75%、90%以及85%,负荷因子变动情况如图6所示。
此外,根据中国核能行业协会以及中国核电、中广核电力的相关数据统计,2016年国内核电占比仍仅为3.5%,较主流核电国家仍有较大差距,核电发电量占比较低也为其保持基荷运行状态提供了条件。
我们判断,未来数年国内核电机组的负荷因子将维持在85%左右,对应利用小时数为7500左右。
目前核电较煤电、燃气发电、燃油发电而言,享有电网调度优先权,在一定程度上可保障核电基荷运行。
根据国家发改委、能源局于2015年年底印发的《关于有序放开发电计划的实施意见》,核电消纳顺序排在水电、光伏、风电之后,但在燃煤发电等化石能源发电之前,如表5所示。
由于水电、光伏、风电等电源不同程度上受自然条件影响较大,核电作为基荷运行更具现实意义。
核电机组所在省份电力总体供不应求,有助机组电量消纳。
目前国内在运、在建以及处于筹建状态核电机组主要分布在东部沿海。
根据中电联发布的2015年电力供需数据,如表6所示,沿海各省中除福建、广西、海南外,其他省区的电力总体供不应求。
考虑到跨省区电力输送情况,浙江向上海供电、河北向京津两地送电、与福建毗邻的广东、浙江及江西均现电力供不应求,总体来看,国内大部分省区核电机组的发电量可有效消纳。
资料来源:
中国电力联合会,浙商证券研究所,*缺口机组数量为缺口电量与单台百万千瓦机组年发电量的比值近年来国内部分核电机组确实出现了消纳困局,主要集中在辽宁、福建、广西及海南,如表7所示。
其中,辽宁地处东北,冬季供暖面临刚需,致辽宁红沿河核电消纳问题最为严重。
据中国核能行业协会统计,2016年1-9月,红沿河核电3台机组的设备平均利用率仅为63%、72%及57%,低于85%的正常水平,以及78%的国内当前平均水平。
目前国家层面已经从出台保障性消纳政策、开展电力市场直接交易、加快储能系统建设三个维度缓解以上地区核电消纳困局。
政策层面,2016年8月国家能源局发布的《核电保障性消纳管理办法(征求意见稿)》表示,核电保障性消纳应遵循“确保安全、优先上网、保障电量、平衡利益”的原则,按一类有限保障顺序安排核电机组发电,此外还提出:
对于电力供求平衡的地区,核电机组应按发电能力满发运行来安排年度计划电量;对于电力过剩地区,应按照上一年当地发电平均利用小时数的1.5-1.8确定核电机组保障利用小时数,而倍数的确定规则为全国前三年核电平均利用小时数/全国前三年平均发电利用小时数,据此测算2017年保障倍数应为1.8。
如该办法能够顺利执行,以2016年辽宁、福建、海南、广西4省发电设备利用数据测算,四省核电机组保障性消纳小时数将分别达到6390h、7066h、7403h及6265h,除广西外其他三省核电消纳情况将显著改善。
红沿河核电已通过参与辽宁煤改电供暖项目实现电量增发,后续将有效缓解冬季供暖对核电机组发电的压制,提高机组利用效率。
根据辽宁省物价局于2016年10月底发布的《关于煤改电供暖项目到户电价的通知》,红沿河核电以0.18元/度的上网电价成为辽宁省现行煤改电项目电量来源。
我们认为0.18元/度的上网电价较核电0.43元/度的标杆电价存在较大幅度折价,但仍高于目前国内核电机组发电可变成本0.12元/度,通过参与煤改电一方面能够提高红沿河核电机组利用效率,另一方面也为核电维持基荷运行方式提供了一种新思路。
以抽水蓄能为首的储能系统建设进程提速,或将有效提高相应地区核电消纳能力。
抽水蓄能电站的建设对于提高核电站利用效率具有较大作用。
其中国内的广蓄便与大亚湾核电站同步建设,后续建设的惠蓄以及目前在建的阳蓄对于保障广东核电基荷运行都起到了非常大的支撑。
根据国网清源公司相关报道,由于同步建设广蓄电站,使得大亚湾核电站头3年实际每年上网电量分别较可行性研究报告预测年上网电量高出51%、15%和16%。
此外浙江省内的天荒坪与桐柏抽水蓄能电站的运行也为保障秦山核电基地相关机组运行起到了较大支撑。
根据国家电网公司2016年12月8日报道,国家电网公司于2016年底启动了辽宁清原、江苏句容、福建厦门、新疆阜康4座抽水蓄能电站的建设,加之2015年开工的昌江核电配套抽水蓄能电站琼中抽水蓄能电站,目前辽宁、福建、海南三省均有在建抽水蓄能电站,如表8所示,我们预计,后续抽水蓄能电站的建成将极大改善当地核电消纳情况。
3、基荷电源地位将保障机组维持较高利用水平
近两年国内核电机组密集商运,是核电利用小时数下降的原因之一。
新机组商业运营后1年左右需要进行首次大修,耗时大约80天左右,是常规换料大修耗时的2倍左右。
自2014年末开始,国内有大量新机组投入商业运营,随后1年相应机组陆续进入首次大修,或为导致国内近两年机组年利用小时数下降的主要原因。
此外,在2014年之前,国内新机组商运的节奏明显更慢,这也使得之前几年国内核电机组的年利用小时数偏高。
通过汇总目前国内在运35台核电机组自并网发电至今的年利用小时数据,我们发现,核电机组在并网初期年利用小时数较后续平稳运行确实存在一定差异。
我们剔除掉14台于2014年年底后并网机组的利用小时数据,并剔除掉部分异常机组产生的数据,绘制出目前在运15台机组从商运第2年开始的年利用小时数的均值趋势,如图7所示。
核电机组商运第2-4年的年平均利用小时数分别为6793、7373和7682,逐年上升。
在第三年之后核电机组的年利用小时数基本保持在7700-8400区间之内。
由于新投运机组首次大修引起的机组年利用小时数下降属于正常现象,未来随着国内存量机组数量的不断增加,新增机组对利用小时数的影响将会逐步削弱,在核电机组所发电量能够正常消纳的情况下,我们预计,随后几年国内机组年利用小时数能够维持在7500h左右,且有超预期空间。
我们预计,国内2016-2022年核能发电量复合增速仍能维持在14%左右。
主要理由包括:
其一,2017-2022年国内在建机组投产情况可预计,在建项目进度符合预期,后续将按计划投入商运;
其二,国内核电占比仍低,未来长期仍将维持基荷电源地位;图8为国内2016-2022核能发电量变动情况预测。
三、电价与成本均稳定,可维持较高盈利能力
1、上网电价政策维持稳定,保障收入平稳增长
核电标杆上网电价与火电上网电价水平接近,未来较长一段时间内能够保持稳定。
根据国家发改委于2013年6月出台的《关于完善核电上网电价机制有关问题的通知》,国内于2013年之前并网核电机组,执行单一核定电价,未来整个生命周期内电价维持不变;2013年以后并网电站,按照核电标杆上网电价0.43元/度与当地煤电标杆上网电价孰低执行。
近年来国内各地区煤电标杆电价基本处于0.43元/度左右,致目前国内大部分核电机组上网电价均按照0.43元/度执行。
此外,该《通知》提出,对于承担核电技术引进、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。
由此,我们预计,三门、海阳、台山、石岛湾、福清、防城港部分在建机组有望获得较高电价。
表9为国内在运行与在建机组上网电价统计与预测。
《通知》中还提到:
全国核电标杆上网电价保持相对稳定,今后将根据核电技术进步、成本变化、电力市场供需状况变化情况对核电标杆电价进行评估并适时调整。
我们认为近年来国内电力市场供需略有过剩,但总体来看各省火电标杆电价较该地区核电上网电价优势并不明显,同时考虑到2016年末国内煤炭价格的快速上涨,短期内调整核电标杆上网电价的可能性不大。
基于以上假设,我们对于2016-2022年国内核电机组发电收入预测如表10。
我们预计,在核电上网政策保持不变的情况下,2016-2018国内核电运营行业收入复合增速为24%。
受2011年福岛核事故影响,国内在2011-2014年之间新开工核电机组较少,将致2019-2022年投运核电机组数量降低,但2016-2022的7年间核电运营行业收入复合增速仍能高达15%,显著高于国内社会用电量增速。
2、成本构成较为稳定,盈利能力显著高于其他类型电源
核燃料成本与电站的固定资产折旧,是核能发电成本中最为主要的两部分。
根据中国核电2015年报显示,核燃料成本占比大致为25%、电站折旧占比为37%、人员费用占比11%、运维费用占比14%,此外预计乏燃料处理准备占比为7%。
另根据中广核电力2015年财报显示,中广核电力核燃料成本占比大致为28%,而电站折旧成本占比为25%,乏燃料管理计提准备为7%。
图9、10分别为中国核电与中广核电力2015年主营业务成本构成情况。
三代核电技术路线基本确定,批量化建设将持续降低核电站建造成本。
我们认为国内后续新建三代核电主要包括两大系列,分别为AP1000系列与“华龙1号”系列。
其中AP1000反应堆由国电投前身之一国家核电技术公司引进,目前三门、海阳两地有4台AP1000在建,相应工程已经进入工程收尾阶段,有望于2017、2018两年并网发电。
目前国家核电技术公司通过吸收与再创新,提出了具有自主知识产权的CAP1400、CAP1700两种类型机组,后续有望成为国电投核电建设的主力堆型。
“华龙1号”是在融合中核集团的ACP1000与中广核集团的ACPR1000+两家核电技术的基础上改进而来,非常具有中国特色。
其在设计、燃料、设备、制造、运行、维护等多个领域具备自主知识产权,形成了完整的知识产权体系,是目前国内可以用于独立出口、具备三代技术标准的机型,定位为中国核电“走出去”的旗舰产品。
“华龙1号”采用的“177”堆芯设计,以及“能动+非能动”的专设安全系统,是其区别于其他类型反应堆的最大特点。
图11为“华龙1号”“能动+非能动”的设计示意图。
参考国内主流二代核电站建设经验,持续批量化建设同一类型的核电站将持续推动核电站建设成本下降。
以中广核CPR1000建设经验为例:
中广核集团自1987年引进法国的百万千瓦级核电机组M310之后,便致力于核电技术的引进吸收与再创新,在M310基础上进行了一系列技术改进形成了CPR1000技术和具备三代核电主要技术特点的ACPR1000技术,后续中广核集团通过批量建造CPR1000形成了很好的学习曲线效应,反应堆建设成本稳步下降。
表11为中广核集团部分相关建造成本数据。
由于需求单一,近年来铀价格呈平稳下降趋势,核燃料成本占比将保持平稳。
铀目前的主要经济用途即为制造浓缩铀,充当核反应堆的动力燃料,因此历史上铀价格除了有三次大幅上涨之外基本维持在10-30美元/磅的水平(1980年之前无统一透明市场价格)。
近年来随着铀矿开采技术的提高,铀浓缩提取技术的不断进步使得铀的稀缺程度进一步降低。
展望未来,我们认为全球核电发展对于铀的需求基本处于低速平稳增长态势,铀需求不存在爆发性增长的可能,而供给或将随着技术提升缓慢释放,同时以国内两大核电巨头为首的国际核电运营商基本皆有海外铀矿布局,铀价格将大概率保持低位运行。
图12为1980年以来的铀价格走势。
人员费用、运维费用、乏燃料处臵成本可预计,未来大幅变动的概率较小。
人员费用主要为电站运营人员的工资与奖
- 配套讲稿:
如PPT文件的首页显示word图标,表示该PPT已包含配套word讲稿。双击word图标可打开word文档。
- 特殊限制:
部分文档作品中含有的国旗、国徽等图片,仅作为作品整体效果示例展示,禁止商用。设计者仅对作品中独创性部分享有著作权。
- 关 键 词:
- 核电 行业 分析 报告