20240629_国联证券_电力行业2024年度中期投资策略：聚焦电改加速带来的电源升值机会_28页.pdf

1 行业报告行业投资策略请务必阅读报告末页的重要声明电力聚焦电改加速带来的电源升值机会-电力行业2024 年度中期投资策略电改加速，重视当前阶段三大方向方向一：当前用电量高增阶段，需要火电、核电等基荷电源建设，同时新能源大规模并网，需要解决新能源消纳问题。方向二：电改政策加速推进，过去单一制电价有望依据电源角色不同，获取如容量、辅助服务、环境溢价等综合价值。方向三：电改政策已推动煤电容量电费向下游用户传导，以 2024 年 5 月数据来看，平均占工商业用户代购电费 4.7%左右，未来辅助服务费用等也有望向下游传导，疏导成本。设备商：电改保障能源安全，基荷电源稳中有进我们认为火电与核电设备商充分受益于电改背景下基荷电源加速建设，迎来业绩快速提升。火电：新一轮火电投资加速，2024M1-M4 同比高增35%。2023 年火电开工量为 122GW，同比增长 68.8%，2024 年 M1-M5 火电开工量为 34.5GW，同比增长 10.6%，受益火电新建及灵活性改造，火电设备商有望迎来业绩兑现期。核电：2024 年预计核准 10-12 台机组，核电行业成长性高。2024 年 M1-M4，核电累计投资额为 265 亿元，同比+25.0%，我们预测 2024 年开工机组有望接近 12.02GW，带动设备商利润提升。火电运营商：三部分收益模式逐步兑现我们认为火电运营商三部分收入模式已经完善，随着电改政策持续推进，电能量价格趋于稳定，容量电价回收比例提升，辅助服务市场扩容，火电收益模式更具稳定性促火电 ROE 持续提升，典型火电公司 ROE 同比增长1.12pct。煤价方面 Q2 煤价同比降低，重点电厂库存相对历史高位，全年火电燃料成本有望同比降低，增厚火电运营商利润。绿电运营商：消纳问题有望改善，边际好转或在即消纳问题导致利用小时数情况承压，2024 年M1-M4 风电累计利用小时为789小时，同比降低 77 小时，光伏累计利用小时数为 373 小时，同比降低 42小时，新能源利用率目标原则上放宽至 90%，新能源项目利用小时数或有承压。绿电外送特高压建设加速改善物理消纳条件，可再生能源考核要求提升，绿电交易规模提升带动体现环境价值，绿电运营商有望迎来边际好转。水电、核电运营商：稀缺基荷电源，稳定资产提升估值水电：来水转好，Q1 水位、蓄水量同比高增。利用小时数方面，受益 2024Q1降水偏丰，来水改善，水电出力增加，2024 年 M1-M4 累计利用小时数为 785小时，同比增长 48 小时，水电机组折旧陆续到期，盈利能力逐步提升。核电：基荷电源利用小时稳定，随着电改深入，市场化交易电量比例提升，有助于带动核电上网电价上行。水电、核电作为基荷电源，盈利能力稳定，分红能力提升，估值水平有望持续提升。投资建议：电改步入深水区，运营商、设备商率先受益电力运营商方向，建议关注华能国际、皖能电力、浙能电力、三峡能源、中国核电等。火电、核电设备方向，建议关注东方电气、江苏神通等。风险提示：政策推进节奏不及预期；电源审批建设进度不及预期；原材料成本变化。重点推荐标的简称 EPS PE CAGR-3 评级 XXXX XXXX XXXX XXXX XXXX XXXX 证券研究报告 2024 年06 月 29 日投资建议：强于大市（维持）上次建议：强于大市相对大盘走势作者分析师：贺朝晖执业证书编号：S0590521100002 邮箱：相关报告 1、电力：16 省代购电价下降，5 省峰谷时段调整2024.06.14 2、电力：丹麦和德国新能源变迁对我国借鉴意义2024.02.04-20%-10%0%10%2023/6 2023/10 2024/2 2024/6电力沪深300请务必阅读报告末页的重要声明 2 行业报告行业投资策略正文目录 1.电改步入加速期，重视当前阶段三大方向.4 1.1 电改：能源安全前提下逐步扩大市场化.4 1.2 方向一：能源安全稳定为核，提升新能源消纳.4 1.3 方向二：电源侧转向综合收益.5 1.4 方向三：电源侧价值传导.8 2.设备商：电改保障能源安全，基荷电源稳中有进.9 2.1 火电设备：新建机组&灵活性改造共振.9 2.2 核电设备：业绩迎接兑现期，核准稳定保障利润.14 3.运营商：电改理顺综合收益模式.17 3.1 火电运营商：三部分收益模式逐步兑现.17 3.2 绿电运营商：消纳问题有望改善，边际好转或在即.19 3.3 水电、核电运营商：稀缺基荷电源，资产盈利能力有望提升.22 4.投资建议：电改步入深水区，运营商、设备商率先受益.26 4.1 电力运营商：电改带动运营商估值提升.26 4.2 设备商：电源投资加速提升设备商利润.26 5.风险提示.27 图表目录图表 1：电改疏导电源侧角色价值，构建安全稳定低碳能源结构.4 图表 2：用电量、发电量累计同比变化情况.5 图表 3：风电、光伏累计装机规模及占比.5 图表 4：风电、光伏累计发电量占比情况.5 图表 5：电改推进后电源侧综合价值有望逐步兑现.6 图表 6：电能量市场价格机制.7 图表 7：各类电源盈利能力渐趋稳定.8 图表 8：各地现货市场时间表.8 图表 9：煤电容量电价分摊及占比.9 图表 10：火电投资明显提速.10 图表 11：2021 年-2024 年（M1-M5）火电核准开工情况（GW）.10 图表 12：部分火电机组造价情况.11 图表 13：2X660MW 机组各类费用比例.11 图表 14：2X1000MW 机组各类费用比例.11 图表 15：火电施工流程图.12 图表 16：东方电气订单情况.12 图表 17：2023/2024 年火电设备需求预测（亿元）.12 图表 18：主要灵活性改造技术路线统计.13 图表 19：部分机组灵活性改造后负荷率变化情况.13 图表 20：2022、2023 年核电审批 10 台机组.14 图表 21：核电累计投资完成额情况.14 图表 22：核电开工（在建）情况统计（GW）.15 图表 23：2024-2029 核电项目投产预测（GW）.15 图表 24：核电在建项目各家份额（名称，GW，%）.15 图表 25：核电设备投资成本拆分（%）.16 图表 26：核电产业链各环节受益时序.16 图表 27：核电设备市场年度规模预测（亿元）.17 图表 28：伴随电改-火电三部分收益兑现.17 1ZEVxOtOtQmNsMsRsPoRrQ6M8Q9PpNpPsQnRjMnNtMfQoOqR9PqQxPMYnOqNwMrQtM请务必阅读报告末页的重要声明 3 行业报告行业投资策略图表 29：国内典型港口 Q5500 煤价情况（元/吨）（截至20240606）.18 图表 30：北方四港煤炭库存（万吨）.18 图表 31：重点电厂煤炭库存在高位(万吨).18 图表 32：火电 ROE 持续修复（%）.19 图表 33：2020-2024 年一季度典型火电公司 ROE 和煤价情况.19 图表 34：新能源运营商目前预期与改善方式.20 图表 35：风电累计利用小时数.20 图表 36：光伏累计利用小时数.20 图表 37：新能源消纳情况.21 图表 38：2021-2023 年全国绿电交易量.22 图表 39：2021-2023M1-M7 绿证交易量（万个）.22 图表 40：水电、核电稀缺基荷电源，红利资产属性突出，兼备成长性.22 图表 41：水电公司ROE 情况.23 图表 42：水电公司股息率情况.23 图表 43：三峡水库水位数据（米）.23 图表 44：三峡水库站蓄水量数据（亿立方米）.23 图表 45：2018-2024M4 水电累计装机.24 图表 46：2018-2024M4 水电累计利用小时数.24 图表 47：长江电力折旧情况（亿元）.24 图表 48：中国核电、中广核电力 ROE（加权，%）.25 图表 49：核电公司股息率情况（%）.25 图表 50：2018-2024M4 核电累计装机.25 图表 51：2018-2024M4 核电累计利用小时数.25 图表 52：中国核电、中国广核市场化交易电量及变动.26 图表 53：重点公司估值表.26 请务必阅读报告末页的重要声明 4 行业报告行业投资策略 1.电改步入加速期，重视当前阶段三大方向 1.1 电改：能源安全前提下逐步扩大市场化电改进程有望加速。2015 年关于进一步深化电力体制改革的若干意见（中发20159 号）对推进新一轮电力体制改革做出了总体部署，“管住中间，放开两头”新一轮电改开启，政策持续推出。2024 年5 月，总书记主持召开企业和专家座谈会，会议上提出多项建议，电力体制改革有望深化，同月国务院印发 2024-2025 年节能降碳行动方案，电力市场机制、电力价格机制等均作为重点任务，电改进程有望加速推进。电改核心为疏导电源侧不同价值，在能源安全稳定前提下，完成清洁低碳转型。一方面，能源安全为当前电力系统重要要求，2021 年在“煤电顶牛”背景下，火电企业大范围亏损，“缺电”现象频发，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，燃煤发电原则上全部进入电力市场，通过市场化电价传导成本，但容量价值、调节性资源价值有待传导。另一方面，近年来随着新能源装机规模增长，发电侧与需求侧不匹配，新能源消纳问题凸显。图表1：电改疏导电源侧角色价值，构建安全稳定低碳能源结构资料来源：国联证券研究所 1.2 方向一：能源安全稳定为核，提升新能源消纳 laK8OW9lR0GM8udEtW3uKEnPyPSCGvG90wyKf2tEx5vtMfmz5PmTxBUje5rpR8Ei 请务必阅读报告末页的重要声明 5 行业报告行业投资策略一方面，全社会用电量呈现高增趋势，需要基荷电源建设。受益经济提升，终端电气化率提升，全社会用电量呈增长趋势，截至 2024 年4 月，全社会用电量累计同比增长 9%，高增需求需要火电、核电、水电等基荷电源满足。图表2：用电量、发电量累计同比变化情况资料来源：Wind、国家统计局，国联证券研究所注：发电量累计同比来自国家统计局，全社会用电量累计同比来自Wind 另一方面，在能源安全稳定基础上，提升新能源消纳。新能源装机规模、新能源发电量占比持续提升，依据wind 数据，截至2024 年4 月，风电、光伏累计装机分别为 458、671GW，占装机规模37.5%。发电量方面截至2024 年4 月，风电、光伏发电量占比分别为 11.08%、3.8%，综合占比 14.9%，风电、光伏装机一方面空间上和负荷中心不匹配，另一方面光伏时间上和用户侧用电需求也不匹配，大规模新能源装机会导致消纳问题，造成新能源利用小时数降低，市场化交易折价等问题。图表3：风电、光伏累计装机规模及占比图表4：风电、光伏累计发电量占比情况资料来源：Wind、国家统计局，国联证券研究所资料来源：Wind，国联证券研究所 1.3 方向二：电源侧转向综合收益我们认为电改政策核心一方面为推进各主体市场化，从计划电价逐步转变成各-2.0%0.0%2.0%4.0%6.0%8.0%10.0%12.0%2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024-02 2024-03 2024-04全社会用电量累计同比（%）发电量累计同比（%）24.3%26.7%29.6%36.0%37.0%37.3%37.5%0%5%10%15%20%25%30%35%40%020040060080010001200光伏装机累计值（GW）风电装机累计值（GW）风电+光伏装机规模占比（%）5.01%5.59%6.99%8.19%9.08%10.07%10.81%11.08%1.64%1.92%2.26%2.73%3.30%3.30%3.50%3.80%0%2%4%6%8%10%12%14%16%风电发电量占比（%）光伏发电量占比（%）请务必阅读报告末页的重要声明 6 行业报告行业投资策略主体同台竞价方式，合理配置电源成本，另一方面将过去单一制电价依据各类发电侧电源主体发挥价值不同，拆解成不同收益方式，以后关注点应由电价转变为不同电源的综合收益。电能量市场（回收成本）：中长期交易电价由发用双方供需决定，以年度、月度、多日交易等市场化交易形式形成，现货市场则在日前和日内市场形成供需关系决定的分时电价体现时间维度稀缺电价价值。辅助服务市场（调节性价值）：目前以省级为单位，各省电源资源不同，补偿价格和种类不同，秉承“谁提供、谁获利、谁受益、谁承担”原则，不同机组获得损益不同。容量市场（回收固定成本）：为电网提供冗余度机组获取容量收益，且向下游用户传导。绿电市场（环境溢价）：新能源电量获取环境溢价或者绿证。图表5：电改推进后电源侧综合价值有望逐步兑现资料来源：国联证券研究所电力市场化交易比例提升，电价更具商品属性。电改从价格端表现为通过市场化交易让价格合理，反应供求关系、促进市场竞争、优化资源配置。在电力市场中电价核心为出清电价，出清电价指通过一系列复杂的交易机制和算法，根据供需双方的报价和系统网络约束条件，计算得出某一时刻、某一区域的电能量价格，电价更具商品属性。中长期市场：中长期市场为“压舱石”，稳定价格预期，规避风险，同时电力交请务必阅读报告末页的重要声明 7 行业报告行业投资策略易颗粒度提升，年度交易、月度交易逐渐分解成旬度、周度、多日交易，电能量价格由供需决定。现货市场：现货市场分为日前、日内、实时市场，体现短期供需变动下电价稀缺性，同时现货市场电价也起到价格发现作用，给中长期电价做指引。图表6：电能量市场价格机制资料来源：国联证券研究所电源盈利能力渐趋稳定，运营商价值提升。2023 年水电、核电ROE 分别为12.4%、10.8%，同比分别提升2.3、0.5pct，股息率分别为2.7%、2.2%，盈利能力稳定，分红稳定提升逻辑逐步强化。火电 ROE 修复，2023 年 ROE 为 8.2%，同比提升 9.8pct，业绩修复，股息率均值提升 1.5pct 至 2.5%，成本改善+容量电价促进火电业绩修复，火电业绩修复后分红比例提升，公用事业属性提升。绿电 ROE 同比降低0.35pct，主要系消纳问题影响，消纳逐步解决后，绿电运营商装机增长体现成长性，绿电环境溢价体现稀缺性，利润估值有望迎来双重提振。请务必阅读报告末页的重要声明 8 行业报告行业投资策略图表7：各类电源盈利能力渐趋稳定资料来源：Wind，国联证券研究所备注：火电（粤电力A、皖能电力、宝新能源、华能国际、华电国际、国电电力），绿电（三峡能源、龙源电力、中绿电、节能风电），水电（长江电力、华能水电、川投能源、国投电力），核电（中国核电、中国广核）1.4 方向三：电源侧价值传导现货市场电价推动“全省份覆盖”。截至 2023 年底，包括第一、二批试点地区和南方区域在内，全国共有2 个电力现货市场正式运行地区、3 个连续结算试运行地区、7 个地区已开展长周期结算试运行、11 个地区已开展结算试运行、6 个地区已开展模拟试运行，省间电力现货市场启动整年连续结算试运行，我国现货市场已经基本做到“省份全覆盖”。图表8：各地现货市场时间表要求地区时间节点推动现货市场转正式运行各省/区域、省间现货市场连续运行一年以上，并依据市场出清结果进行调度生产和结算的，可按程序转入正式运行山西 2023 年 12 月22 日转入正式运行广东 2023 年 12 月29 日转入正式运行山东 2024 年6 月17 日转入正式运行有序扩大现货市场建设福建 2023 年底前开展长周期结算试运行浙江 2024 年6 月前启动现货市场连续结算试运行四川持续探索适应高比例水电的丰枯水季相衔接市场模式和市场机制辽宁、江苏、安徽、河南、湖北、河北南网、江西、陕西在 2023 年底前开展长周期结算试运行其他地区力争在2023 年底前具备结算试运行条件加快区域电力市场建设南方区域 2023 年底前启动结算试运行长三角 2023 年底前建立长三角电力市场一体化合作机制京津冀力争2024 年6 月前启动模拟试运行请务必阅读报告末页的重要声明 9 行业报告行业投资策略资料来源：国家发改委、广东省发改委、山西省人民政府、山东省能源局，国联证券研究所系统运行费用向工商业用户传导。以各省发布的代购电价格拆分情况来看（2024年 5 月），煤电容量电价各省分摊平均值为0.02 元/kWh，占代购电电费比例约为 4.7%左右。系统运行费用包括交叉补贴、辅助服务费用折价、抽蓄容量电费折价、煤电容量电价等。目前煤电容量电价已分摊到工商业用户端、辅助服务费用还未有实际金额体现，我们认为随着电改推进，辅助服务费用、绿电交易均有望向下游传导。图表9：煤电容量电价分摊及占比资料来源：各省能源局，国联证券研究所 2.设备商：电改保障能源安全，基荷电源稳中有进 2.1 火电设备：新建机组&灵活性改造共振火电新建：投资步入加速期新一轮火电投资加速，2024M1-M4 火电投资同比高增35%。2022、2023 火电核准规模明显提升，火电运营商2023 年受益煤价下行，容量电价政策回收部分固定成本，火电盈利能力明显提升，火电企业开工意愿增强，2024 年火电投资迎来加速期，以累计值角度来看，2024M2/2024M3/2024M4 火电电源基本建设累计投资完成额分别为106/192/271 亿元，同比分别增长 54%/42.7%/35.4%。0%1%2%3%4%5%6%7%8%9%10%0.0000.0050.0100.0150.0200.0250.0300.0350.0400.0450.050北京天津上海重庆河北冀北山西辽宁吉林黑龙江江苏浙江安徽福建江西山东河南湖北湖南广东海南四川贵州云南陕西甘肃青海蒙东蒙西广西宁夏新疆煤电容量电价分摊（元/kWh）煤电容量电价占代购电比例（%）请务必阅读报告末页的重要声明 10 行业报告行业投资策略图表10：火电投资明显提速资料来源：Wind，国联证券研究所 2022-2023 火电迎来开工建设周期,2024 年火电开工有望加速。2022 年火电基荷电源属性重视后，火电迎来核准、开工新周期，2022、2023 年核准机组迎来开工建设周期，以开工角度来讲，2022 年/2023 年火电开工量分别为 66/122GW，同比分别增长 34.1%/84.6%，2024 年 M1-M5 火电开工量为34.5GW，同比增长 10.6%。图表11：2021 年-2024 年（M1-M5）火电核准开工情况（GW）资料来源：北极星火电网，国联证券研究所火电成本造价：依据火电工程限额设计参考造价指标（2022 年水平），2X660MW机组单位造价 3835 元/kW，折算单台 25.3 亿元，扩建价格 3282 元/kW，折算单台21.7 亿元；2X1000MW 机组单位造价 3506 元/kW，折算单台23.1 亿元，扩建价格3213元/kW，折算单台21.2 亿元。-7.6%4.9%13.0%13.8%14.2%15.0%54.0%42.7%35.4%-20%-10%0%10%20%30%40%50%60%02004006008001,0001,200火电电源基本建设投资完成额（累计值，亿元）火电电源基本建设投资完成额（累计同比，%）火电开工加速13.0 68.5 72.2 7.3 49.3 66.0 121.9 34.5 0204060801001201402021 2022 20232024 年（M1-M5）核准开工请务必阅读报告末页的重要声明 11 行业报告行业投资策略图表12：部分火电机组造价情况资料来源：电力规划设计总院，国联证券研究所以成本拆分角度来看，2X660MW 设备成本占比42.32%，2X1000MW 设备成本占比为 43.18%，设备是成本结构中比例最高部分。图表13：2X660MW 机组各类费用比例图表14：2X1000MW 机组各类费用比例资料来源：电力规划设计总院，国联证券研究所资料来源：电力规划设计总院，国联证券研究所 2024 年设备端订单迎来兑现期。火电建设周期一般为两年左右，火电项目核准后，电厂开始招标火电设备，锅炉厂进行设计，原材料采购等，设备交付阶段为主机施工阶段，因此火电开工高峰次年一般为锅炉厂订单兑现高峰，以东方电气清洁能源高效设备订单为例（包含煤机、燃机、核电常规岛），2023 年/2024 年Q1 订单同比增长分别为 57.4%/31.2%。2023 年火电开工同比高增，对应2024 年有望迎来订单、收入兑现期。383532823506321329003000310032003300340035003600370038003900新建成本（元/kW)扩建成本（元/kW)2X660MW 2X1000MW建筑工程费用,25.37%设备购置费用,42.32%安装工程费用,19.02%其他费用,13.29%建筑工程费用,24.79%设备购置费用,43.18%安装工程费用,19.84%其他费用,12.19%请务必阅读报告末页的重要声明 12 行业报告行业投资策略图表15：火电施工流程图图表16：东方电气订单情况资料来源：国联证券研究所资料来源：公司公告，国联证券研究所综上，考虑到新建及扩建比例、660MW 和 1000MW 机组比例，我们假设平均火电建设综合单价为 3459 元/kW，其中设备投资占比为42%，以开工节点为始计算，考虑2021-2022 年煤价高企、开工意愿较低等事项影响开工进度，我们假设施工周期为 36个月，设备投资按月度平均分布，假设2024 年全年火电开工量为 63.5GW，我们计算得出 2024 年火电设备投资约为 1216 亿元，同比增长50.2%。图表17：2023/2024 年火电设备需求预测（亿元）资料来源：国联证券研究所灵活性改造：火电角色转型核心环节新型电力体系逐步构建，火电角色逐渐由保障性机组转向调峰电源，随着容量补偿政策，辅助服务政策出台，十四五期间整体改造容量有望超预期。灵活性改造以复合路径为主，依据电厂需求不同，进行定制化改造。灵活性改造技术类别众多，主要分为4 类1）脱硝系统改造，采用宽负荷脱硝技术满足机组在超低负荷下氮氧化物超低排放要求，2）低压缸零出力或微出力改造，以满足在供热工况下机组的深度调峰需求，3）锅炉侧燃烧系统改造，满足锅炉在机组超低负荷下保145.5 216.9 341.3 111.5 49.0%57.4%31.2%0%10%20%30%40%50%60%70%01002003004005002021 2022 2023 2024Q1清洁高效能源设备订单（亿元）同比（%）810.11216.402004006008001,0001,2001,4002023 年 2024 年E有望增长50.2%请务必阅读报告末页的重要声明 13 行业报告行业投资策略持稳燃。4）控制逻辑的优化与改造，超低负荷下机组协调运行以及快速升降负荷的需求。图表18：主要灵活性改造技术路线统计资料来源：中国煤电机组改造升级效果分析与展望刘志强等，国联证券研究所灵活性改造后最小出力负荷率平均值可从41.6%降低至 28.9%。经过灵活性改造后，机组稳定运行条件下最小出力负荷平均值从 41.6%降低至28.9%，每台机组释放调峰能力为其容量 12.7%。图中 0 负荷并网主要系该机组为供热机组，并且安装电锅炉，在电网调度负荷为 0 时，利用电锅炉对发电机功率进行消纳，实现供热工况下 0负荷并网。图表19：部分机组灵活性改造后负荷率变化情况资料来源：中国煤电机组改造升级效果分析与展望刘志强等，国联证券研究所脱硝,19.13%低压缸,17.39%控制,17.39%燃烧侧,13.91%复合型（3 种及以上）,6.96%燃烧与脱硝,4.35%脱硝与控制,4.35%燃烧与控制,3.48%省煤器,4.35%电锅炉,2.61%高低旁供热,1.74%热水再循环,1.74%其他,2.61%请务必阅读报告末页的重要声明 14 行业报告行业投资策略 2.2 核电设备：业绩迎接兑现期，核准稳定保障利润 2022、2023 年审批 10 台机组，成长性足。2022 年核电审批 10 台机组，2023 年7 月份国常会核准 6 台机组，2023 年 12 月 29 日，国常会上核准 4 台机组，2023 全年核准 10 台，我们预计当前基荷电源地位提升，2024 年预计核准 10-12 台机组，核电行业成长性高。以电源建设基本投资完成额计算，核电投资额明显增长，2023 年核电实现累计投资完成额 949 亿元，核电累计投资完成额同比增长 20.8%，2024 年 1-4 月，核电累计投资额为265 亿元，同比增长 25.0%。图表20：2022、2023 年核电审批 10 台机组图表21：核电累计投资完成额情况资料来源：北极星电力网，国联证券研究所资料来源：WIND，国联证券研究所以开工情况统计，2024 年为核电开工大年。据我们统计 2020-2023 年核电项目开工量分别为 5.38/6.20/6.25/6.20GW，以核准和开工进度来看，2022 年上半年核准机组在2023 年已开工，2022 年下半年核准机组及 2023 年核准的部分机组，2024 年内有望开工，我们预测2024 年开工机组有望接近 12.02GW。预计2030 年核电年投产容量将达到 12GW。2024 年 5 月 25 日，中广核广西防城港 4 号机组正式投产，标志着中广核“华龙一号”示范工程全面建成。考虑核电机组开工到投产期限约 5 年，从投产情况来看，我们预计 2024-2026 年核电投产机组容量分别为 4.31/6.50/6.20GW，预计到 2030 年，投产年机组容量将达到 12GW。6020 080 0 04 4510 100246810122010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 20230.0%10.0%20.0%30.0%40.0%50.0%60.0%70.0%02004006008001,000核电电源基本建设投资完成额（累计值，亿元）核电电源基本建设投资完成额（累计同比，%）请务必阅读报告末页的重要声明 15 行业报告行业投资策略图表22：核电开工（在建）情况统计（GW）图表23：2024-2029 核电项目投产预测（GW）资料来源：国联证券研究所整理备注：2024 年为预测值资料来源：国联证券研究所 2024-2030 年为预测以在建项目筛选各家份额来看，中核占比最高。国内拥有核电站建设和运营资格的企业仅有中核集团、中广核集团、国电投以及华能集团4 家，其他电力企业可以凭借厂址资源，通过参股方式参与核电运营。当前核电在建项目总计 29.3GW，按份额拆分中核/中广核/国电投/华能分别在建 13.6/6.9/6.4/2.4GW，占比分别为46%/24%/22%/8%。图表24：核电在建项目各家份额（名称，GW，%）资料来源：北极星电力网，国联证券研究所核电费用结构拆分，设备费用占比 50.5%。按厂房布置可以分为核岛、常规岛、BOP（电厂配套设施），在核电站总投资的分项费用结构中，核电设备费占到 50.5%的比例，其中核岛设备占比26.2%、常规岛设备费占比14.1%，BOP 设备费用占比10.1%。请务必阅读报告末页的重要声明 16 行业报告行业投资策略图表25：核电设备投资成本拆分（%）资料来源：科技与管理，国联证券研究所核电产业链上各参与方参与核电投资的时点存在差别。长周期主设备和土建施工合同在项目开工（FCD）前较长时间就已启动招标，相应承包商受益时序最靠前，订单执行能最快体现在公司业绩上，2020-2023 年核电陆续审批 4/5/10/10 台，核电建设周期一般为 5 年左右，设备端交货期为 FCD 后 2 年，2022 年核准开工机组有望在 2024 年集中交付，核电开工提速+持续高数量核准，公司核电设备有望迎来兑现期+持续高增期。图表26：核电产业链各环节受益时序资料来源：国联证券研究所我们假设核电投资水平为15000 元/kW，核电设备占比约 50%，考虑到2021-2022建设缓慢等原因影响工期进度，假设设备交付周期为30 个月，假设2024 年开工12.02 GW，随月度平均分布。基上假设，我们计算后得出，核电设备市场 2024 年为 595 亿元，同比增长 26.8%，以我们预计的 2024-2026 年核电投产机组容量数据来看，投产机组分别为4.31/6.50/6.20GW，核电设备投资有望持续增长。请务必阅读报告末页的重要声明 17 行业报告行业投资策略图表27：核电设备市场年度规模预测（亿元）资料来源：国联证券研究所 3.运营商：电改理顺综合收益模式 3.1 火电运营商：三部分收益模式逐步兑现电改背景下火电更应关注综合收益价值。火电收益机制逐步理顺，过去电能量价格回收燃料成本和固定成本，现在电能量价格回收燃料成本和部分固定成本，容量电价回收固定成本，辅助服务收入调节性资源价值。我们认为火电运营商三部分收入模式已经完善，随着电改政策持续推进，电能量价格趋于稳定，容量电价回收比例提升，辅助服务市场扩容，火电收益模式更具稳定性。图表28：伴随电改-火电三部分收益兑现资料来源：国联证券研究所 2024Q2 煤价环比降低。依据 Wind 数据，我们选取Q5500 大卡煤价（含税）指标如秦皇岛港、宁波港、广州港（山西优混）、广州港（印尼煤）情况，截至 2024 年6469.4595.001002003004005006007002023 年 2024 年E请务必阅读报告末页的重要声明 18 行业报告行业投资策略月 6 日，分别为873/924/860/978 元/吨。我们按季度来看2024 年4 月1 日至6 月6日，均价分别为 844/895/908/970 元/吨，相比 Q1 均价环比分别降低6.4%/6.0%/2.5%/3.7%，煤电 Q2 盈利能力有望进一步增强。图表29：国内典型港口 Q5500 煤价情况（元/吨）（截至 20240606）资料来源：Wind，国联证券研究所年初至今港口库存稳定、重点电厂库存相对历史高位。截至2024 年5 月 30 日，北方四港煤