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2018-2019年上半年中國核電未來發展發展空間及市場發前景分析[圖]

2019年09月23日 13:40:35字號:T|T

    我國核電產業鏈完善

    我國核電歷經三個發展階段,目前已步入積極快速發展期。我國核電產業肇始于上世紀,20世紀70年代初我國從最初的試驗研究開始,獨立自主進行商用核電站的研發設計和建造。1991年自主研發的秦山一期30萬千瓦核電站并網發電,結束了中國大陸無核電的歷史,我國成為世界上第七個能夠完全依靠自己力量自行設計、建造核電站的國家。

    20世紀90年代,我國電力供應相對充裕,核能被定位為“我國能源的補充”,發展方針被定為“適度發展”,截至2004年底,我國建成并網發電的核電機組有秦山二期2臺、秦山三期2臺和嶺澳一期2臺共6臺機組,裝機容量為470萬千瓦,在建的有田灣2臺機組共220萬千瓦,初步形成了廣東、浙江、江蘇三個核電基地。

    2004年之后,電力供應逐步成為制約我國經濟社會發展的瓶頸,核能在我國能源可持續發展中的重要地位逐漸顯現。2006年3月國務院常務會議審議通過了《核電中長期發展規劃(2005-2020年)》,確立了核電在我國經濟與能源可持續發展中的戰略地位,自此我國核電發展方針由此從“適度發展”轉變為“積極發展”,核電產業進入了規模化發展的新階段。

我國核電正處于積極發展階段

數據來源:公開資料整理

    目前我國已形成完善的核電產業鏈。經過軍用核技術與民用核電兩個階段的發展,我國逐步建立起了與壓水堆核電站相匹配的核電工業體系,擁有了一批大型、專業的核電設備制造生產企業以及眾多規模不一的核電站輔助設備制造大中型生產企業。

    目前己形成東方電氣集團、哈爾濱電站設備集團以及上海電氣集團三大核電裝備制造基地,以第一、第二重型機械制造集團以及上海重型機械制造集團為重點的大型鑄鍛件和壓力容器制造基地。具有核電站建安工程設計資質的有核工業第四、第五、第七建筑安裝設計院,具有核島建筑安裝施工資質的有中國核工業建設集團公司和核工業中原工程公司等。

    三代核電自主化程度高,中美貿易摩擦影響有限。2018年美國發布出臺對華核電禁令,本次禁令涉及到的華龍一號屬于中國自主化知識產權的三代核電技術,華龍一號設備國產化率超過85%,進口設備基本沒有美國提供的產品,此次禁令不會對華龍一號的建設產生影響。此外,禁令中關于AP1000建設的設備部件,其政策為推定批準,因此也不會對AP1000項目產生影響。

我國擁有完善的核電工業體系

數據來源:公開資料整理

中國大陸核電廠分布圖(截止2019年6月13日)

數據來源:公開資料整理

    我國能源安全形勢不容樂觀

    我國能源消費持續走高,十三五期間CAGR達3%。伴隨我國經濟持續發展,近年來能源需求持續增長,過去十年能源消費增長了54.6%,其中2017年能源消費31.32億噸油當量,占全球能源消費總量的23.2%,我國近年能源消費增長略有放緩,但2017年仍然貢獻了全球增長量的34%,是全世界最大的能源消費國。2020年我國一次能源消費總量控制在48億噸標準煤左右,根據標與油當量之間的換算比例,我們可以測算得到,2020年我國一次能源消費有望達到34.3億噸油當量,十三五期間一次能源消費CAGR達3%。

我國一次能源消費持續攀升

數據來源:公開資料整理

    中國資源稟賦相對較差,能源結構失衡。我國石油、天然氣等優質能源短缺,煤炭資源豐富,探明儲量排名低,供給不足;可再生能源儲量充沛,但開發程度不高。目前我國能源結構仍舊嚴重失衡,2018年,煤炭在一次能源消費中占比高達69%,石油占比7%,天然氣占比6%。與世界平均水平相比,我國過度依賴煤炭,石油和天然氣支柱作用不足,核能發展相對滯后,可再生能源發展態勢較好,高于世界平均水平。

2018年我國一次能源結構(%)

數據來源:公開資料整理

2018年我國發電量結構(%)

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    我國油氣資源儲備相對較少。我國石油地質資源量1257億噸,可采資源量301億噸,剩余技術可采儲量僅為35億噸,占全球的1.5%,排名第13位,小于美國(2.8%)、俄羅斯(6.4%)、沙特(15.6%)、加拿大(10%)等國家,儲量前景不容樂觀。我國常規天然氣(含致密氣)地質資源量90萬億立方米、可采資源量50萬億立方米,剩余技術可采儲量5.4萬億立方米(折合54億噸油當量),約占全球全部儲量的2.8%,排名第9位,小于美國(4.7%)、俄羅斯(17.3%)、伊朗(18%),但大于伊拉克(2%)、科威特(1%)、加拿大(1.2%)。

    油氣對外依存度持續走高。我國油氣消費缺口巨大,隨著經濟的高速發展,我國對石油及天然氣的需求量日益上升,對外依存度也逐年提高。2018年我國原油進口量遠超美國,成為全球最大的原油進口國,我國原油對外依存度也增至70.9%,為歷史最高。此外,截至2019年3月,我國天然氣對外依存度也高達43%,處于歷史最高水平。

油氣對外依存度持續攀高

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    能源安全形勢不容樂觀。我國原油進口主要來自中東,非洲及俄羅斯,其中中東比例最大,2018年前11個月中東原油進口量占原油總進口量的44%。目前中東地區地緣政治生態復雜,安全形勢不容樂觀,一旦發生戰爭,霍爾木茲海峽被封鎖將嚴重威脅我國原油進口,對我國能源安全產生嚴重影響。

2018年1-11月中國進口原油來源區域分布

數據來源:公開資料整理

2018年1-11月中國進口原油來源國家分布

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    核電盈利能力強,仍存發展空間

    人均用電量偏低,電力需求仍有提升空間。近年來隨著GDP增長放緩,我國用電增速下移。從人均用電量的角度來看,我國2017年僅達到4537.62千瓦時/人,遠低于美國(11875.7)、韓國(10061.56)、法國(7155.47)等發達國家。中遠期看,我國電力需求仍有較大提升空間。

我國全社會用電量及增速

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    核電利用率維持高位,遠優于其他能源。核電具備基荷電源屬性,高效、穩定、環保。近5年我國核電機組平均利用小時數高達7305小時。2017年我國一次能源消費中核電占比僅為1.8%,與世界平均水平4.4%仍存較大提升空間。

我國各發電類型機組利用率對比情況

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    核能:經濟性+環保性+安全性兼具的能源品種

    經濟性突出:核電具有建設成本高、燃料費用相對較低、運行維護費用相對較高及投資回報期長等特點。我國新建核電機組自2013年起執行0.43元/kWh的標桿電價,并與當地燃煤上網電價進行比較,取其低值,說明目前核電與火電比較已有競爭力。

    當考慮環境外部性時,核電經濟優勢更加明顯。在二氧化碳排放費用按20歐元/噸計算時,核電發電成本約為2.37歐分/kWh,其中工程造價、運營與維護成本、燃料成本分別為1.38、0.72和0.27歐分,無二氧化碳排放成本;而煤電發電成本高達4.43歐分/kWh,其中二氧化碳排放成本占發電成本的36%。

2018年核電平準化度電成本僅次于水電

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    清潔環保:我國能源消費過度依賴煤炭等化石能源,在全國總裝機容量中,火電比例一直居高不下,引發了一系列環境問題。每燃燒1噸標準煤將產生二氧化碳2620千克,二氧化硫8.5千克,氮氧化物7.4千克和280千克爐渣,帶來嚴重的環境問題。而在核電生產過程中,二氧化碳、二氧化硫、氮氧化物和粉塵等物質均為零排放。

廢棄物排放:火電VS核電

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    2018年全國累計發電量為67914.20億千瓦時,商運核電機組累計發電量為2865.11億千瓦時,約占全國累計發電量的4.22%。與燃煤發電相比,2018年核能發電相當于減少燃燒標準煤8824.54萬噸,減少排放二氧化碳23120.29萬噸,減少排放二氧化硫75.01萬噸,減少排放氮氧化物65.30萬噸。

煤電污染物在全國排放量中的占比(%)

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    安全高效:從安全性來看,以AP1000為代表的三代核電站事故率低至10-6次/年,比我們生活當中的大部分行業都要安全。核電站有三層防護屏障,防止發生泄漏。核電站周圍一年的輻射劑量和乘坐一次飛機相當。從高效性來看,核能要比化學能大得多,一座百萬千瓦的煤電廠每年要消耗約300萬噸原煤,而一座同樣功率的核電站每年僅需補充約30噸核燃料,后者僅為前者的十萬分之一。

壓水堆安全性高

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    運行穩定:目前大部分核電站處于基荷運行,不參與調峰。基荷運行可以提高燃料利用效率。核電的換料周期相對固定,一般都是連續運行12個月或180個月換一次料,所以核電站的運行方式高效穩定。2018年我國發電設備平均利用小時為3862,其中風電、水電、火電、核電發電設備利用小時數分別2095小時、3613小時、4361小時和7184小時,核電發電設備利用小時數遠高于其他電源利用小時數。

核電輻射與日常生活輻射對比(毫希)

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2018年全國各電源利用小時數(小時)

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    發展核電是中國能源安全戰略不可缺少的一環。目前中國已成為煤炭資源凈進口國,同時原油對外依存度也處于高位,且由于石油供應國地區戰亂等不穩定因素,中國石油輸入在量和價兩個方面面臨的風險增大,中國能源安全面臨的挑戰將日趨嚴峻。核電作為可再生能源,可完全規避油氣能源的進口安全問題,是推進能源安全戰略不可缺少的一環。核電綜合優勢突出:環保性顯著優于燃煤機組,成本僅高于存量水電,可控性較風光水電更高一籌。從環保性來看,核電污染物排放少,二氧化碳、二氧化硫、氮氧化物和粉塵等物質均為零排放;從成本來看,2018年核電平準化度電成本,僅比水電高,顯著低于煤電、風電、光伏等;從可控性來看,核電動力來源為核燃料,相較于看天吃飯的風光水電等能能源,可控性更勝一籌。

    在役多為二代加,三代或將成主流

    自20世紀50年代核電技術問世,全球核電產業可劃分為四個階段。安全性一直是推動核電行業發展的核心目標。

核電歷史發展脈絡

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    目前我國在役機組多采用二代加技術。三代機組已經開始陸續投產,近兩年投入商運的9臺機組中有7臺選擇了三代技術路線。由于目前籌建機組均采用三代技術,預計到2030年左右,三代核電站或將成為主力機型。

我國核電技術路線

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    核電發展已歷經四個階段,技術的每一次升級都是對安全性的持續優化。從安全性、經濟性以及環保的角度來看,四代核電技術將成為未來發展的主流方向。

我國核電機組技術分布情況(非內陸)

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我國具有代表性的在役及在建核電機組情況

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    技術更新換代,安全性逐步提升

    我國從未發生過二級及以上核事故。核事件分級標準由國際原子能機構(IAEA)制定,共分七級,七級最嚴重。國外共發生過3起重大核電事故,其中三里島為五級,切爾諾貝利、福島為七級。自1994年秦山核電站首臺機組投產,我國46座核電站已累計安全運行326堆年。無論從技術設計、自然稟賦還是人為因素的角度,我國現役核電機組未來發生重大核事故的概率都是微乎其微的。

三起重大核事故發生原因及改進措施

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    三代核電技術成型,我國核電產業大有可為

    核電發電量占比顯著低于全球均值,我國核電產業大有可為

    目前我國核電裝機占比及發電量占比皆與全球平均水平差距較大。與世界上擁有核能發電能力的國家相比,我國核電裝機規模占比仍屬于落后局面,核電產業規模偏小。2018年我國核電裝機約4466萬千瓦,在總裝機容量中占比僅2%,而當年全球核電裝機均值高達7%。

2018年我國核電裝機占比僅2%

數據來源:公開資料整理

2018年我國核電裝機占比顯著低于世界均值

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    從發電量數據來看,2018年核電發電量占全球全口徑發電量的比重為10%,其中法國的核電占比最高,達到69%,美國、英國、俄羅斯核電發電量在本國總發電量中占比約在17%-18%,而我國的核電發電占比僅4%。不難看出,我國核電發電量絕對值雖然大,但核電發電量占比在國內全口徑發電中依然有很大的提升空間。

2018年主要核電國家核電發電量(億千瓦時)

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2018年我國核電發電量占比顯著低于世界均值

數據來源:公開資料整理

    三代核電技術成型,投產節奏步入加速放量階段

    我國推動核電產業發展態度積極。我國在未來能源規劃中對核電提出了較高的目標,且近幾年的能源政策中核電規劃始終保持一致。根據近年來陸續發布的《能源發展戰略行動計劃(2014-2020年)》、《電力發展“十三五”規劃》及《“十三五”核工業發展規劃》等文件的規劃目標,到2020年,核電裝機容量達到5800萬千瓦,在建容量達到3000萬千瓦以上。

    2004年以來我國核電產業處于積極發展期,十三五以來核電利好政策頻出:

    《能源戰略發展行動計劃(2014~2020年)》:2014年,國務院印發《能源戰略發展行動計劃(2014~2020年)》,計劃到2020年,核電裝機容量達到5800萬千瓦,在建容量達到3000萬千瓦以上。《電力發展“十三五”規劃(2016-2020年)》:2016年,國家發改委和國家能源局發布《電力發展“十三五”規劃(2016-2020年)》,堅持安全發展核電的原則,加大自主核電示范工程建設力度,著力打造核心競爭力,加快推進沿海核電項目建設。建成三門、海陽AP1000自主化依托項目,建設福建福清、廣西防城港“華龍一號”示范工程。開工建設CAP1400示范工程等一批新的沿海核電工程。深入開展內陸核電研究論證和前期準備工作。認真做好核電廠址資源保護工作。“十三五”期間,全國核電投產約3000萬千瓦、開工3000萬千瓦以上,2020年裝機達到5800萬千瓦。《“十三五”核工業發展規劃》:2017年,發布《“十三五”核工業發展規劃》,規劃明確到2020年,我國核電裝機力爭達到5800萬千瓦,在建規模3000萬千瓦。

近年核電規劃匯總

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    2018年新增投運機組7臺,核電產能步入加速釋放期。2018年,我國新投產7臺核電機組,新增裝機容量884萬千瓦,AP1000和EPR全球首堆建成投產。隨著7臺三代核電機組投產,我國運行核電機組達到44臺,裝機容量4464.5萬千瓦,運行機組數量首次超過日本,進入世界前三位;在建項目降為13臺,裝機容量1403萬千瓦,其中包括霞蒲示范快堆。

    2018年未新增新建項目,核電十三五規劃目標完成難度較大,看好十四五政策力度加碼。與投產機組形成鮮明,2018年我國并未新增新建核電項目,《電力發展“十三五”規劃》曾明確提出,2020年全國核電裝機達到5800萬千瓦,在建規模3000萬千瓦以上。根據目前在建項目情況,2020年我國在運核電裝機量或將低于5800萬千瓦,而且由于近三年未核準新核電,2020年要實現3000萬千瓦的在建目標,也存在難度。我們認為,在能源安全+能源結構轉型雙約束之下,核電產業大發展勢在必行,十四五期間核電政策推進力度有望加碼。

    三代核電技術成型,伴隨建設推進,未來成本有望加速下行

    三代核電技術趨于成熟,步入產能釋放期

    我國現行三代核電技術路線:CAP系列和華龍一號。目前,我國的第三代核電技術路線主要有兩種,一種是引進消化吸收再創新的CAP1000和CAP1400,另一種是中核和中廣核自主研發的HPR1000(華龍一號)。AP1000依托項目為三門核電1/2號機組和海陽核電1/2號機組,華龍一號示范項目為福清5/6號機組和防城港3/4號機組。

    三門核電1號機組正式投運,后續三代核電建設有望加速。2017年6月30日,AP1000全球首堆三門核電1號機組熱試工作全部完成,正式進入裝料準備階段,裝料是指將核燃料棒裝入核電機組,也是核電機組并網發電前的最后一個關鍵步驟。2018年9月21日三門核電1號機組順利完成168小時滿功率連續運行考核,機組具備投入商業運行條件,這也是全球首臺具備商運條件的AP1000核電機組。我們認為,伴隨著三門核電1號機組的正式投運,標志著AP1000三代核電技術的安全性、成熟性和可靠性得到了驗證,我國核電三代技術已成熟,后續三代核電新項目有望實現加速推進。

AP1000三門核電首堆工程節點

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    《華龍一號技術融合方案》通過國家能源局復批。2017年7月26日,國家能源局復函,同意華龍國際核電技術公司上報的《華龍一號技術融合方案》。這意味著國內其他計劃采用華龍一號的核電項目,離獲得國家核準建設的目標又邁進了一步。華龍一號是中國自主研發的世界第三代核電技術,是由中核集團推出的ACP1000核電技術和中廣核推出ACPR1000+核電技術融合而成的。

華龍一號技術融合節點

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    困擾核電審批的問題被消除,2018年成為國產三代核電建成元年。從2016年至今,尚未有新的核電機組開工建設,其主要原因就是三門1號機組(AP1000首堆)未能實現商運,以及“華龍一號”技術路線未能完成融合。近期,這兩個困擾核電建設的因素都將被消除。2017年7月,三門核電1號機組熱試結束,《華龍一號技術融合方案》也得到復批,2018年三門核電1號機組正式投運,2018年成為國產三代核電建成元年,未來大批量建設可期。華龍一號機組數量占優,中國核電控股機組接近一半。CAP1400初步設計方案已于2014年通過審查,預計在三門核電1號機組并網發電后,CAP1400將會核準開工。CAP1400大量采用非能動技術,技術先進,但是設備制造難度較大。大量設備系首次制造使用,沒有工程實踐經驗,示范項目進展可能較為緩慢。華龍一號在能動安全的基礎上采取了有效的非能動安全措施,技術較為成熟,工程難度較小。華龍一號示范項目福清5/6號機組和防城港3/4號機組已于2015年開工建設。從目前核電籌建狀態來看,華龍一號機組數量為58臺,明顯占據優勢。

    中核集團控股機組共有40臺,占籌建機組的一半,中廣核次之,國電投緊跟其后。

籌建中的核電機組

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    伴隨建設推進,未來三代核電成本有望加速下行

    考慮建設期內造價浮動和融資成本等影響,業界普遍將核電站的造價分為基礎價格、隔夜價格(固定投資價格)和建成價格(參考華北電力大學研究論文《低碳發展模式下中國核電產業及核電經濟性研究》)。基礎價格:以基準時間確定的投資總額,以計價當期的建筑安裝成本、工程材料、設計和工程服務費用估算的核電廠的總造價基本費用構成基礎價,包括廠區的建筑物費用,核島、常規島等設備采購費用,以及設計服務等費用。隔夜價格:在基礎價的基礎上考慮逐年物價浮動的建設造價總金額,包括業主費用(一般為基礎價的20%左右)以及工程應急費,即工程建設籌措資金的總額。建成價格:為隔夜價格與建設期內產生的財務費用(融資成本)之和。建成價直接影響發電成本、電價水平及發電廠的經濟效益。

常規核電項目造價匡算結構

數據來源:公開資料整理

    目前三代核電造價高昂,三門核電單瓦造價高達21元。三門核電項目1號機組原計劃于2013年投入運行,但由于技術路線、建設安全等種種原因拖延了五年之久,致使三門核電實際投資超支,三門核電I期兩臺機組的初步設計概算建成價為515.51億元,較期初規劃的400億元左右投資額高出29%。

三代核電(三門核電)單瓦造價顯著高于其他二代核電

數據來源:公開資料整理

    國產化不足+建設經驗不足是導致三代核電造價高昂的重要原因。我們以AP1000依托項目的三門一期和二代半的紅沿河一期機組項目預算數據為基礎,分析二代核電與三代核電的造價差異:三門項目較紅沿河一期總投資高157.21億元,具體構成如下:國外設計服務費46億元、財務費用32.62億元、核島工程29.86億元、BOP(即核電站輔助設備,包括氣輪機,發電機,控制室,三回路冷卻系統,外部蒸發器,以及其他的輔助系統的總稱)20.42億元、核島承包費用15億元。

三門核電一期與紅沿河一期造價差異拆分

數據來源:公開資料整理

    國產化偏低致使三門核電大幅增加。三門項目核島工程費用偏高,主要是由于外方負責的核島設計和核島主設備及技術服務費用較高。以國外設計服務費為例,依托項目的建造模式是“外方為主,我方全面參與”,項目設計、主要設備采購、工程項目管理全部委托給外方,而外方的人工成本相對較高,預算安排46億元。此外,依托項目的關鍵設備與材料絕大部分是境外采購,國產設備的關鍵材料也還不能實現國產化。三門項目核島部分進口設備60億元,常規島進口設備20億元,如果全部實現設備國產化,造價預計可減少20%-30%。

    管理經驗不足致使三門核電造價再度增加15億元。三門核電沒有實現核電廠的EPC總承包,而是核島部分由國核工程公司總承包,其他部分采用業主負責制。紅沿河項目則按照“小業主、專業化”模式由中廣核工程公司總承包,減少了管理環節和管理成本。在業主管理費不減少的情況下,增加了核島部分的管理費用15億元,如果推行“小業主、專業化”工程管理模式,則可以減少管理費用15億元。

    我們預計,未來伴隨三代核電核心設備國產化程度提升,疊加三代核電建設加速,相關工程施工日趨標準化,未來三代核電成本有望顯著下行。三代核電首批依托項目建設成本高,投產后經營壓力巨大,未來三代核電批量化建設可大幅降低造價,按現行的核電電價條件測算,預期規模化建設的三代核電項目上網電價將降至0.4元/千瓦時左右。

三代核電VS二代核電造價比較

數據來源:公開資料整理

    利用小時與電價分析

    用電量穩健增長,核電優勢顯著,利用小時保持高位

    二產用電剛性增長+服務業快速發展驅動用量持續或許攀升。未來三年,高新技術產業和高端制造業將帶動二產用電繼續剛性增長,服務業快速發展驅動三產和居民生活用電仍將保持快速增長。2019年,全社會用電量同比增長5.6%,用電量達7.3萬億千瓦時;2020年,全社會用電同比增長5.0%,用電量達7.6萬億千瓦時;2021年,全社會用電同比增長4.7%,用電量達8.0萬億千瓦時。

2019-21年全國用電量預測

數據來源:公開資料整理

2019-21年全國用電量結構預測

數據來源:公開資料整理

    我國人均用用電仍處于較低位置,未來增長空間可觀。現階段,我國經濟總體處于工業化中后期、城鎮化快速推進期,但人均用電量等指標距離中等發達國家仍存在差距,2018年我國人均用電量約為4900千瓦時,僅為日本2018年水平的五分之三,美國的五分之二。隨著我國經濟高質量發展,特別是制造業的創新發展,大數據等戰略性新興產業快速發展,居民生活的持續改善,以及電動汽車、清潔取暖等電能替代都將為用電增長注入新動能。預計2035年我國全社會用電量約12萬億千瓦時,人均用電量約8500千瓦時。

2018年全球人均用電量對比(千瓦時)

數據來源:公開資料整理

    近年電源投資持續走弱,2020-21年全國電力供需形勢或將全面趨緊。在目前已明確的跨省區輸電通道實現滿送前提下,若不及時考慮增加電源供給,則全國大部分省區未來三年電力供需形勢將全面趨緊。僅考慮目前已明確可投產的電源,在跨省區電力流安排能夠落實的前提下,河北、江蘇、浙江、安徽、河南、湖北、湖南、江西、陜西、廣東、廣西、海南未來三年電力供需持續偏緊或緊張。遼寧、內蒙古、山東、上海、福建、四川、重慶、甘肅、新疆、云南、貴州未來三年電力供需逐步由寬松或基本平衡轉變為偏緊或緊張;黑龍江、吉林、北京、天津、山西、寧夏、青海、西藏電力供需較為寬松。

近年我國基礎電源投資持續走低(億元)

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    當前電價政策下二代核電盈利可觀,成本有望下行助推三代核電盈利向好

    我國核電上網電價起初執行經營期電價政策,但隨著核電技術的跨越式發展以及控制核電投資成本訴求的增強,已開始了向標桿電價政策的轉向。2013年之前—經營期上網電價:我國已有核電站上網電價基本采用“一事一議”、“一廠一價”的定價方式,即以建設成本倒推上網電價。2013年之后—標桿上網電價:在核電大力發展的大背景下,為了滿足控制核電投資成本的合理訴求,2013年6月15日發改委發布通知:對新建核電機組實行標桿上網電價政策。根據目前核電社會平均成本與電力市場供需狀況,核定全國核電標桿上網電價為每千瓦時0.43元。

    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,下同)的地區,新建核電機組投產后執行當地燃煤機組標桿上網電價。全國核電標桿上網電價低于核電機組所在地燃煤機組標桿上網電價的地區,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核電標桿電價基礎上適當提高,具體由省級價格主管部門提出方案報我委核批。核電上網電價托底,IRR可達9%。電站的投資者在建設期投入資本金后,從電站投產起獲得利潤分紅,其內部收益率IRR經歷由負轉正的過程,核電機組投產后,國家發改委會為該機組單獨核定電價,保證其在30年經濟壽命期內內部收益率可達到9%。

核電電價政策演變

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    相關報告:智研咨詢發布的《2020-2026年中國泛在電力物聯網行業產業運營現狀及投資方向分析報告

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