从电价上涨&机组延寿假设，看水电核电价值增长潜力

智慧能源系列电力专题报告（六）

水电和核电运营特点类似，在折旧到期后还有较大的延寿空间，此外水电上网电价目前仍处于较低水平，在市场化交易比例提升的背景下，未来电价也有一定提升空间。本篇报告旨在分析在水电核电延寿及水电电价提升的假设下，水电核电运营企业内在价值的提升潜力。

□水电综合优势显著，“双碳”目标下大水电彰显稀缺价值。水电无需化石能源作为燃料，并且相对风光发电更加稳定。当前，我国主要流域的开发进度较高，优质水资源集中在十三大水电基地内，大水电资产具有较强稀缺性。水电上网电价有四种定价机制，电价远低于其他电源，具有明显的成本优势。

□上网电价提升，机组寿命延长，利好水电企业价值重估。作为典型的重资产行业，水电建设期间有较大的资本开支，后期还本付息和折旧结束后是典型的“现金牛”。全国电力供需紧平衡的状态持续，叠加电力行业市场化改革不断推进，部分地区水电上网电价存在上浮趋势，水电利润空间有望提升。此外，水电机组延寿后运营期可达百年以上，长期增长潜力可观。测算：以长江电力为例，将公司在运水电机组作为整体进行测算。若机组剩余运营期不变，十年内上网电价总提价幅度分别达到5%/10%/15%，以及提升至燃煤标杆价时，企业价值较当前有11.0%-81.0%的提升空间；若上网电价不变，机组剩余运营期由 40 年分别提升至60、80 年时，企业价值较当前分别有38.9%、58.8%的提升空间；若机组剩余运营期延长至60年，且十年内电价总提价幅度分别达到5%/10%/15%，以及提升至燃煤标杆价时，企业价值较当前有52.5%-139.7%的提升空间。

□核电审批重启迎来发展机遇期，量价齐升有望打开盈利空间。量：2021年《政府工作报告》提出“积极有序发展核电”，核电审批加速，政策支持下装机量将稳步提升，预计至2035年核电发电量占比将增长一倍。价：核电定价机制逐渐市场化，有助于拓宽企业盈利空间。

□延寿带来丰厚的利润，有望充分受益中特估。核电商业模式与水电类似，机组折旧到期后的延寿能够带来丰厚的利润。气候挑战的严峻性和电力系统脱碳所需的时间和投资成本决定了，核电机组的延寿是当前兼顾安全和经济性的现实选择。测算：以中国核电为例，将公司在运核电机组作为整体进行测算。若上网电价不变，按照公司当前机组折旧年限的平均值进行计算，当机组剩余运营期由37年提升至60-120年后，企业价值较当前有约46.1%-62.7%的提升幅度。核电和水电同样具有高盈利性和充裕的现金流，且研发费率远高于其他发电企业。目前核电企业估值相对较低，中特估体系下有望率先受益实现价值重塑。

□投资建议：1）水电板块：优质大水电资产稀缺性凸显，市场化电价上行，带动水电盈利提升。推荐长江电力、国电电力，建议关注国投电力等。2）核电板块：我国核电审批重启，支持性政策频出，叠加电价市场化进程加速，核电装机量有望提升，盈利空间逐步拓宽。核电机组运营期到期后的延寿将带来丰厚利润，显著提升机组价值，推荐中国核电，建议关注中国广核。

□风险提示：水电电价上涨不及预期；核电运营安全风险；延寿进展不及预期;项目建设进度不及预期；经济增速下滑导致终端用电需求疲软；电力市场化改革推进不及预期；测算假设无法实现或不准确而产生误差等。

行业规模

占比%

股票家数（只）	224	4.3
总市值（十亿元）	3136.6	3.8
流通市值（十亿元）	2723.4	3.8

行业指数

%	1m	6m	12m
绝对表现	-2.7	-5.1	-4.1
相对表现	0.3	-0.1	3.9

资料来源：公司数据、招商证券

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正文目录

一、水电：上网电价提升，机组寿命延长，大型水电投资价值凸显. ..5
1、新一轮投产高峰期将至，优质水电彰显稀缺价值. ..5
（1）主要流域开发进度较高，优质水电资产极具稀缺性 ..5
（2）“十四五"期间，水电将迎来投产高峰期.. ..6
2、上网电价低廉受益市场化，延寿后发电收益提高. ..8
（1）水电上网电价低廉，在市场化趋势下有望上浮 ..8
（2）延寿后运营期可达百年以上，将有效提升发电收益， .11
3、测算：上网电价上涨和使用寿命延长假设下，水电资产价值的提升空间.12
二、核电：三代机组寿命延长，折旧到期后将显著提升盈利.. ..17
1、审批重启迎来发展机遇期，发电量占比有一倍增长空间.. ..17
2、电价市场化进程加速，延寿带来丰厚利润... ..19
（1）市场化电价上浮，国产化率提升降本，拓宽盈利空间 ..19
（2）延寿带来丰厚的利润，有望充分受益中特估. ..21
3、测算：三代核电寿命延长假设下，核电资产价值的提升空间. ..22
4、投资建议... ..25
三、风险提示.. .26

图表目录

图1：我国十三大水电基地分布图 5
图2：全国水电装机量（万千瓦）及同比增速
图3：主要流域水电开发情况（截至2021年底，万千瓦）， ..6
图4：电力系统灵活性不足原理！ .7
图5：水光互补后的功率图.. .7
图6：分电源平均上网电价（元/兆瓦时） .9
图7：主要水电公司水电平均上网电价（元/兆瓦时） .9
图8：云南市场化交易电量（亿千瓦时）及占比.. ..10
图9：四川市场化交易电量及占比. ..10
图10：云南年度市场化交易电价（元/千瓦时）及增速 ...10
图11：云南月度市场化交易电价（元/千瓦时） ..10
图12：四川省水电市场化交易电价（元/千瓦时）. ...0
图13：水电公司折旧费用占营业总成本比... ..2
图14:水电公司财务费用占营业总成本比例！ ..12
图15：水电站全生命周期示意图.. ....12
图16：100 万千瓦水电机组全生命周期经营性现金流和净利润测算（亿元）13
图17：主要发电企业经营性现金流（亿元） ....16
图18:主要发电企业ROE（摊薄）.. ...16
图19：各主要发电方式等效二氧化碳排放量（g/kwh） ...7
图 20：分电源发电设备平均利用小时数. ..17
图21：我国每年新核准核电机组数量（台） ..8
图 22：我国在运、在建机组容量（万千瓦）及数量（台） ..18
图 23：核电发电量（亿千瓦时）及占总发电量比重.. ..18
图24:2022年中国各电源发电量占比 .18
图25：核电电价机制发展历程. ...20
图26：中核CNP/M310（改）项目综合国产化率 .20
图 27:中广核 CPR1000 项目综合国产.. ...20
图 28：不同国产化率下核电站的投资额对比（．.元/千瓦）
图 29：分电源平准化发电成本（LCOE）区间（美元/兆瓦时）. ...22
图 30：主要发电企业研发费率. ..5
图 31：主要发电企业收现比.. ...25
图32:主要发电企业PE（TTM.. ....25
图33:主要发电企业 PB（LF）. ....25
表1：我国水能资源分布表. ...5
表2：十三大水电基地规划（万千瓦） ...6
表3：“十四五"期间部分地区水利发电行业相关规划. ..7
表4:主要电力集团"十四五"期间预计新投产电站情况.
表5：主要灵活性电源特性比较...
表6：我国四种水电定价机..
表7：水利水电工程合理使用年限.. ...11
表8：不同运营年限经济评价财务指标对比表.. ...1
表9：水电机组 DCF 估值关键假... ..3
表10：水电机组运营期利润测算（亿元）. .13
表11：水电机组DCF估值结果（仅提价）， .14
表12：水电机组延寿至60年DCF估值假设及结果. .14
表13：水电机组延寿至80年DCF估值假设及结果 .15
表14:水电机组DCF估值敏感性分析（提价+延寿） .15
表15：各电力央企分红比率、每股股利及股息率情况.. ..16
表16：世界核电技术发展历程， .17
表17：国家支持核电发展的相关政策梳理. .19
表18：核电二代及三代技术对比. .21
表19:核电机组DCF估值关键假设 .23
表20：核电机组运营期利润测算（亿元） .23
表21：核电机组延寿假设.. .24
表22:核电机组DCF估值结果， .24

一、水电：上网电价提升，机组寿命延长，大水电投资价值凸显

1、新一轮投产高峰期将至，优质水电彰显稀缺价值

（1）主要流域开发进度较高，优质水电资产极具稀缺性

我国是水能资源最丰富的国家之一，西南地区的水资源占比超过2/3。我国的水力资源富集于金沙江、雅袭江、大渡河、澜沧江、乌江、长江上游、南盘江、红水河、黄河上游、湘西、闽浙赣、东北、黄河北于流以及怒江等水电能源基地，其总装机容量约3亿千瓦，占全国技术可开发量的45.5%左右。特别是地处西部的金沙江中下游干流总装机规模近6000 万千瓦，长江上游（宜宾至宜昌）干流超过3000万千瓦，雅袭江、大渡河、黄河上游、澜沧江、怒江的规模均超过2000万千瓦，乌江、南盘江红水河的规模均超过1000 万千瓦。这些河水力资源集中，有利于实现流域梯级滚动开发，有利于建成大型的水电能源基地,有利于充分发挥水力资源的规模效益实施“西电东送”。

表1：我国水能资源分布表

地区	水能蕴藏量			可开发的水能资源
地区	装机容量 (MW)	年发电量 (亿千瓦时）	占比	装机容量 (MW)	年发电量 (亿千瓦时)	占比
华北	12299	1077	1.8%	692	232	1.2%
东北	12127	1062	1.8%	1199	384	2.0%
华东	30049	2632	4.4%	1790	688	3.6%
中南	64084	5614	9.5%	6743	2974	15.5%
西南	473312	41462	70%	23234	13050	67.8%
西北	84177	7374	12.5%	4194	1905	9.9%
全国	676047	59222	100%	37853	19233	100%

资料来源：《长江电力价值手册2022》、招商证券

图1：我国十三大水电基地分布图

资料来源：《长江电力价值手册2022》、招商证券

当前主要流域水电开发进度均已较高，优质大水电资产具有较强稀缺性。根据国家发改委2005年发布的全国水利资源复查结果，我国水电资源理论蕴藏量年电量6.08万亿千瓦时，可装机容量6.94亿千瓦；技术可开发年发电量2.47万亿千瓦时，装机容量5.42亿千瓦；经济可开发年发电量1.75万亿千瓦时，装机容量4.02亿千瓦。截至2021年底，我国水电装机容量达到3.91亿千瓦，乌江、大渡河、红水河、长江上游、金沙江水电开发程度达到80%以上，雅袭江、黄河上游水电开发程度超过70%。分省份看，全国前三大水电装机省份分别是：四川8887万千瓦、云南7820万千瓦、湖北3771万千瓦。目前，我国规划的“十三大”水电基地，总装机规模达到2.75亿千瓦，正在开发和将开发的水电站中，装机500万千瓦以上水电站增量近乎为零，优质大水电具有较强的稀缺性。

表2：十三大水电基地规划（万千瓦）

水电基地名称	规划装机	相关上市公司	代表性水电站
金沙江水电基地	6225	长江电力	溪洛渡、向家坝
长江上游水电基地	2884	长江电力湖北能源(长江电力为第二大股东)	三峡、葛洲坝、水布娅
雅袭江水电基地	2570	国投电力（长江电力为第二大股东）川投能源(长江电力为第二大股东）	二滩、锦屏
澜沧江干流水电基地	2511	华能水电粤电力 (长江电力间接持股)	大朝山、景洪
大渡河水电基地	2492	国电电力	瀑布沟、深溪沟
怒江水电基地	2199	大唐集团	/
黄河上游水电基地	2093	国投电力(长江电力为第二大股东）	小峡、大峡、乌金峡
南盘江、红水河水电基地	1430	桂冠电力（长江电力为第三大股东）	龙滩、岩滩
东北水电基地	1326	国电电力	云峰、渭源
闽浙赣水电基地	1220	闽东电力	新安江
乌江水电基地	1122	黔源电力 (长江电力间接持股) 大唐发电	引子渡、彭水
湘西水电基地	1081	韶能股份	大洑潭、三江口
黄河北水电基地	643	/	龙门

资料来源：国家发改委、《长江电力价值手册2022》、招商证券

图2：全国水电装机量（万千瓦）及同比增速

资料来源：中电联、招商证券

图3：主要流域水电开发情况（截至2021年底，万千瓦）

资料来源：《我国流域梯级水电开发的回顾与展望》、招商证券

（2）“十四五”期间，水电将迎来投产高峰期

水电可平抑新能源出力波动，增强系统调节能力，“双碳”目标下优势更加明显。风、光资源在时空上的随机性、间歇性所导致的风、光出力的频繁波动，极大地加剧了电网调峰、调频的压力，对电力系统的安全稳定运行影响较大。充分发挥水电调节速度快、能源可存储等优点，能有效缓解间歇性能源出力波动给电力系统带来的影响，更好地发挥促消纳、保安全作用。以西南区域可再生能源开发基地为例，拓展水风光储一体化基地建设，可以充分利用有效库容调节风光出力波动，成为了风、光等多能互补开发的重要互补能源，这也是目前解决大规模间歇性能源电力外送的有效途径之一。

图4：电力系统灵活性不足原理

资料来源：《中国电力系统灵活性的多元提升路径研究》、招商证券

图5：水光互补后的功率图

资料来源：《长江电力价值手册2022》、招商证券

龙头水电企业装机仍有增量空间，“十四五”将迎来新一轮投产高峰。截至2020年底，中国水电装机约为3.7亿千瓦。根据中国水电发展远景规划，到2030 年水电装机容量约为5.2亿kW，其中，常规水电4.2亿千瓦，抽水蓄能1亿千瓦，水电开发程度约60%；到2060年，水电装机约为7.0亿千瓦，其中，常规水电5.0亿千瓦，新增扩机和抽水蓄能2.0亿千瓦，水电开发程度73%，届时基本达到西方国家的开发水平。在建水电站中，国能集团的玛尔挡电站装机规模 232万千瓦，预计2024年起陆续投产；华能水电托巴电站装机规模140万千瓦，预计 2024年起陆续投产；国投电力印尼巴塘水电站装机规模 50万千瓦，川投能源银江水电站装机规模39 万千瓦，预计均于2025年投产；国电电力预期可投产装机规模较大，截至2022年底在建水电装机规模 394.65万千瓦，预计将于2024年起陆续投产。

表3：“十四五”期间部分地区水利发电行业相关规划

省份	主要规划
四川	着力优化水电结构，优先建设季以上调节能力水库电站，统筹推进流域综合管理，发挥水电站在防洪、蓄水保供、水生态保护等方面综合作用，深化大渡设，开工建设旭龙、岗托、奔子栏、孟底沟、牙根二级、丹巴等水电河流域水电综合管理试点。建成白鹤滩、苏洼龙、两河口、杨房沟、双江口、硬梁包等水电站，继续推进叶巴滩、拉哇、卡拉等电站建站。 “十四五”期间核准建设
湖北	规模1200 万千瓦以上，新增投产水电装机规模 2400 万千瓦左右。新增常规水电装机50万千瓦，2025年水电装机达到3800 万千瓦；以存量大中型水电站、中型抽水蓄能和一定规模储能设施为基础，布局建设一批风光水储新能源百万千瓦基地，实现打捆上网，提高新能源电量比例。
贵州	优化发展水电，对具备条件的小水电站实施绿色改造。加快推进抽水蓄能前期工作；依托已有的大型水电基地，打造乌江、北盘江、南盘江、清水江水风光一体化千万千瓦级可再生能源开发基地。到2025年，新能源与可再生能源发电装机 6546万千瓦，其中水电装机2281万千瓦。
云南	持续优先开发水电。积极推动金沙江、澜沧江国家大型水电基地建设，确保乌东德、白鹤滩、托巴水电站等续建电站全部建成投产。加快提高金沙江下游电源支撑能力，协调国家电网争取溪洛渡水电站右岸机组增发。“十四五”期间，全省新增水电装机1110 万千瓦。
广西	深度开发水电。积极推进大藤峡等在建大中型水利水电项目建设投产，推进红水河干流水电及其他主要河流水电梯级扩机工程，加快开工建设龙滩水电站8、9号机组和八渡水电站等。引导小水电规范发展和合理退出，推进绿色改造和现代化升级。“十四五”期间，确保全区新增水电并网装机110万千瓦，力争达到200万千瓦。
广东	加快建设抽水蓄能电站。建成梅州、阳江抽水蓄能电站、开工建设云浮水源山、肇庆浪江、汕尾三江口、惠州中洞、河源岑田、梅州二期、阳江二期、茂名电白等抽水蓄能电站。 “十四五”时期新增抽水蓄能电站装机容量240 万千瓦。
福建	建成厦门、永泰、周宁等抽水蓄能电站，加快建设云霄抽水蓄能电站；推进仙游木兰、永安、华安、古田溪一级共计400 万千瓦抽水蓄能电站前期工作开展，力争“十四五”期间全部开工建设形成布局合理、容量充足、结构优化的调峰电源。到2025年，全省电力规划装机达8500 万千瓦，其中水电 1200 万千瓦。
湖南	积极推进存量水电站优化升级，充分发挥水电既有调峰潜力，挖掘已建水电站扩机增容潜力，支持淋溪河、金塘冲、鱼潭（辰溪县）等梯级水电站开发建设。重点推动五强溪水电扩机工程、犬木塘水库水电站建设，确保五强溪水电扩机工程“十四五”期间建成投产。大力推动抽水蓄能电站建设，力争平江抽水蓄能电站2025年投运1台机组。到2025年，可再生能源发电装机规模达到约 4450万千瓦，其中水电1800 万千瓦。

资料来源：政府网站、北极星水力发电网、国际能源网、招商证券

表4：主要电力集团“十四五”期间预计新投产电站情况

发电集团	在建电站	装机规模（万千瓦）	预计投产时间
国能集团	玛尔挡水电站	232	2024年起
华能水电	托巴水电站	140	2024年起
华电集团	叶巴滩水电站	224	2025年起
国投电力	印尼巴塘水电站	51	2025年
川投能源	银江水电站	39	2025年
国电电力	双江口水电站	200	2024年起
	金川水电站	86	2025年起
	沙坪一级水电站枕头坝二级水电站	36	2025年起
合计		30 2025年起

资料来源：各公司公告、招商证券

2、上网电价低廉受益市场化，延寿后发电收益提高

（1）水电上网电价低廉，在市场化趋势下有望上浮

水电无需化石能源作为燃料，也不会对环境造成污染，并且相对风光发电更加稳定。与煤电、气电相比，水能可再生，运行灵活、安全可靠，且碳排放量低，是更为清洁的发电方式。与风光等可再生能源相比,水电出力稳定，利用小时较高。此外，大规模风光并网影响系统原有功率供需平衡机制，负荷反调节特性十分明显，导致电网负荷峰谷差进一步加大，而具有季及以上调蓄能力的水库电站由于具有较大的调节库容，可调节出力范围大，可承担电网调峰、调频和事故备用等重任，保障系统安全稳定运行。

表5：主要灵活性电源特性比较

	电源类型调峰时效性	功率调整幅度	机组爬坡速率	备注
煤电	一般	装机容量30%-100%	常规1-2%/min	未经灵活性改造最小功率为70%，改造后可达30%
气电	较好	装机容量0%-100%	常规 20%/min	高温气体直接驱动气轮机做功,灵活性高于蒸汽轮机
水电	最好	装机容量0%-100%	常规 50-100%/min	调峰能力受库容影响

资料来源：《中国电力系统灵活性的多元提升路径研究》、招商证券

水电上网电价低廉，具有明显的成本优势。2004年以前，我国水电站的上网电价按照“还本付息电价”或“经营期电价”两种方式制定，基本为“一厂一价”，此后，水电的电价政策经历了从标杆化、到去标杆化、再到标杆化的三次调整。目前水电上网电价的定价机制主要为落地倒推电价，即以受电省市电厂同期平均上网电价水平确定落地电价，上网电价为落地电价扣减输电电价和损耗后的倒推价格。根据国家能源局数据，2018年全国平均上网电价0.37元/度，其中燃煤0.37元/度，水电0.27元/度，核电0.40元/度，风电0.53元/度，光伏0.86元/度，水电电价较全国平均电价低0.1元/度，具有明显的成本优势。

表6：我国四种水电定价机制

定价类型	价格公式	定价机制	适用标准 2001年4月前已建水电站	典型水电站
成本加成	税费	价格=成本+利润+按发电项目经营期（水电30年）或剩余经营期核定平均上网电价	（曾实行还本付息价格）； 2001年4月后投产中小型水电站，且所在省份未公布标杆价格；2001年4月后投产部分大型水电站	葛洲坝
标杆电价	价格=标杆电价	以本省省级电网企业平均购电价格为基础，考虑电力市场供求变化趋势和水电开发成本制定，在同一地区实行统一的标杆电价	2001年4月后投产中小型、非跨省统调水电站，且所在平班、乐滩省份公布标杆价格
落地倒推	价格=落地价-（输电价+线损)	受电省市电厂同期平均上网电价水平确定落地电价，扣除现行输电价格和线损倒推确定上网电价；落地价与燃煤发电标杆电价联动	大部分跨省跨区送电水电站	向家坝、溪洛渡
市场化定价	价格=市场化交易电量价格	落地省根据市场化交易电量协商确定	部分跨省跨区送电水电站	向家坝、溪洛渡

资料来源：《长江电力价值手册2022》、招商证券

图6：分电源平均上网电价（元/兆瓦时）

资料来源：国家能源局、招商证券注：2018年后停止更新

图7：主要水电公司水电平均上网电价（元/兆瓦时）

资料来源：各公司公告、招商证券

全国电力供需紧平衡的状态持续，叠加电力行业市场化改革不断推进，部分地区水电上网电价存在上浮趋势。

落地倒推定价：江苏省发改委对雅袭江锦官电源组和白鹤滩送苏落地电价按照“基准落地电价+浮动电价”确定。2023年雅袭江锦官电源组送苏落地电价为0.4288元/千瓦时，上网电价为0.3195元/千瓦时。白鹤滩电站外送苏浙落地电价0.4388元/千瓦时，反推浙江上网电价0.323元/千瓦时、江苏省0.325元/千瓦时，高于公司约0.27元/千瓦时的历史上网均价。

市场化定价：云南、四川市场化交易电量占比较高，且近年来呈现持续上升的趋势。2017年至2022年,云南市场化交易电量占比由58%提升至71%,四川市场化交易电量占比由29%提升至55%。市场化交易电价方面，根据昆明电力交易中心数据，2022年云南省内市场化交易平均电价为0.223元/千瓦时，同比+10.1%；2023H1云南省内市场化交易平均电价为0.2645元/千瓦时，同比+2.6%。在电力供给紧平衡的背景下，当地市场化交易电价中枢有望上行，而随着水电参与市场化交易的比例不断提升，其上网电价也存在上浮趋势，从而为水电公司业绩增长提供支撑。根据四川电力交易中心数据，2022年四川省水电市场化交易均价为0.224元/千瓦时，同比+7.0%。此外，随着辅助服务市场不断完善，具有灵活调节能力的水电有望通过提供调峰、调频等服务获取额外补偿。

图8：云南市场化交易电量（亿千瓦时）及占比

资料来源：昆明电力交易中心、招商证券

图9：四川市场化交易电量（亿千瓦时）及占比

资料来源：四川电力交易中心、招商证券

图10：云南年度市场化交易电价（元/千瓦时）及增速

资料来源：昆明电力交易中心、招商证券

图11：云南月度市场化交易电价（元/千瓦时）

资料来源：昆明电力交易中心、招商证券

图12：四川省水电市场化交易电价（元/千瓦时）

资料来源：四川电力交易中心、北极星售电网、招商证券

（2）延寿后运营期可达百年以上，将有效提升发电收益

水电机组的使用寿命一般为30-40年左右，通过对旧设备的升级改造，可有效延长使用寿命，提升发电经济性。中国历史上，有诸多著名水电工程，运行超过百年，至今状况依然良好，如都江堰、灵渠、郑国渠、石龙坝、丰满水电站等。

石龙坝水电站是中国第一座水电站，至今已运行110余年。1912年4月 12日，石龙坝水电站两台240千瓦水轮发电机组建成发电，发出的电能源源不断地输送到昆明市区。从电站建成到解放初期，该电站进行了6次扩建，发电机组均来自德国或瑞士。1957年第7次扩建时，电站进行了彻底改造，安装了我国哈尔滨电机厂自主设计制造的第一批3000千瓦机组，总装机容量达到 6000 千瓦。1988 年，石龙坝水电站从通海县购回最初发电的240千瓦老机组1台，1989年在第一车间复装最初发电的德国生产发电机、奥地利生产的水轮机。至此，全厂总装机容量达7040千瓦。2021年，电站复建第二车间，安装了320千瓦立式水轮发电机组，复建完成后总装机为7360千瓦，历经百年的石龙坝水电站，累计发电量超过10亿千瓦时，至今依然担当着提供清洁绿色能源的使命。

通过更新设备延长运营期，资本金内部收益率也将相应提高。据中国华电集团和华电电力科学研究院对某水电站运营期延长的分析，在水电站运行30年时，若进一步延长电站运营期至40年，其资本金内部收益率将由10.08%提升至10.55%；若延长运营期至50 年，资本金内部收益率将进一步提升至 10.64%。

表7：水利水电工程合理使用年限

工程等级	工程类别
工程等级	水库防洪	治捞	灌溉	供水	发电
I	150	100 50	50	100	100
Ⅱ	100 50	50	50	100	100
Ⅲ	50 50	50	50	50	50
IV	50 30	30	30	30	30
V	50 30	30	30	1	30

资料来源：《水利水电工程合理使用年限及耐久性设计规范》、招商证券

表8：不同运营年限经济评价财务指标对比表

运营周期（年）	30	40	50
总投资 (亿元)	207.60	207.60	207.60
维持运营增加的投资 (亿元)	0.00	7.50	15.00
总销售电量（亿千瓦时））	2669	3544	4419
上网电价（元/千瓦时）	0.272	0.272	0.272
发电销售收入 (亿元)	725.98	963.94	1201.90
资本金内部收益率	10.08%	10.55%	10.64%

资料来源：《如何评价水电站项目的经济性》、招商证券注：将运营期延长到40年的，考虑在运行30年时更换50%的机电设备；将运营期延长到50年的，考虑在运行30年时更换全部机电设备。

3、测算：上网电价上涨和使用寿命延长假设下，水电资产价值的提升空间

水力发电为典型的重资产行业，建设期间有较大的资本开支，后期还本付息和折旧结束后是典型的“现金牛”。以三峡工程为例，其建设工期长达17年，总投资约为2000亿元，自1993年开工到2003年首批机组发电11年中，工程不产生任何回报。但随着机组投产，由于在原材料成本、运行维护费用、废料处理成本、稳定运行时间等方面优于其他发电方式，导致水电站具有利润率高，现金流充沛稳定的优势。运营期间的营业收入取决于上网电价、装机量和利用小时数;营业总成本中，折旧费用占比约40%-50%，财务费用占比约20%-30%。水电全生命周期可分为四个阶段：

建设期：一般为5-10年，该阶段主要为资本开支的净流出，无发电收入。
据统计，水电站单位投资额约为0.7-1.3万元/千瓦。

偿贷+折旧期：该阶段的成本主要为建筑物、机器设备等固定资产的折旧和财务费用。随着财务费用持续减少，利润和经营性现金流逐渐增加。

折旧期：该阶段还本付息结束，成本主要为固定资产折旧，经营性现金流和利润均维持稳定。

净回报期:该阶段折旧结束，税盾效应消失带来经营性现金流净额小幅减少，利润进一步上升，随后维持稳定。

图13：水电公司折旧费用占营业总成本比例

资料来源：各公司公告、招商证券

图14：水电公司财务费用占营业总成本比例

资料来源：各公司公告、招商证券

图15：水电站全生命周期示意图

资料来源：《长江电力价值手册2021》、招商证券

图16：100万千瓦水电机组全生命周期经营性现金流和净利润测算（亿元）

资料来源：招商证券

上网电价上涨和运行期延长，均有望显著提升水电企业价值。以长江电力为例，将公司当前在运机组作为整体进行测算，测算关键假设如下：

总投资额：假设水电站单位投资额为1.0万元/千瓦，按照当前长江电力的总装机量7169.5万千瓦计算，总投资额为7169.5亿元。前期建设期内不产生收益。

V 折旧年限：假设长江电力各水电机组的初始运营期均为50年，综合平均折旧年限为40年,机组剩余折旧年限的加权平均值=∑(机组装机量×剩余折旧年限) 总装机量£机组装机量×(40-已折旧年限)]=30.2年，计算得出剩余运营期为40.2年。总装机量

提价年限：各地燃煤标杆电价平均值约为0.37元/千瓦时，相较公司现行上网电价0.27元/千瓦时有37%的提升幅度。我们假设水电上网电价在10年内分别提高5%/10%/15%/37%，并据此测算了对应的企业价值。

折现率：按照长江电力在测算日的市值 5336.52 亿元对应调整的折现率为2.79%。

表9：水电机组DCF估值关键假设

关键假设
总投资额 (亿元)	7169.5	上网电价 (元/千瓦时)	0.27
贷款比例	80%	提价年限	10
贷款金额 (亿元)	5735.60	折现率	2.79%
贷款年利率	4.50%	加权平均折旧年限	30.2
还款年限	15	残值率	2%
等额本息每年还款额 (亿元)	526.52	年折旧额 (亿元)	232.38
其他发电成本 (元/千瓦·年)	250	所得税率	20%
利用小时数	4600	厂用电率	0.60%

资料来源：长江电力公司公告、招商证券

表10：水电机组运营期利润测算（亿元）

利润表	偿贷+折旧期		折旧期			净回报期
利润表	第1年 …	第11年	第12年	第13年	… 第30年	第31年	第32年：	第40年
装机量(万千瓦)	7169.50	7169.50	7169.50	7169.50	7169.50	7169.50	7169.50	7169.50
利用小时数	4600.00	4600.00	4600.00	4600.00	4600.00	4600.00	4600.00	4600.00
发电量 (亿千瓦时)	3297.97	3297.97	3297.97	3297.97	3297.97	3297.97	3297.97	3297.97
厂用电率	0.6%	0.6%	0.6%	0.6%	0.6%	0.6%	0.6%	0.6%
上网电量 (亿千瓦时)	3278.18	3278.18	3278.18	3278.18	3278.18	3278.18	3278.18	3278.18
上网电价 (元/千瓦时)	0.27	0.27	0.27	0.27	0.27	0.27	0.27	0.27
yoy	0.0%	0.0%	0.0%	0.0%	0.0%	0.0%	0.0%	0.0%
发电收入	884.19	884.19	884.19	884.19	884.19	884.19	884.19	884.19
发电成本	411.61	411.61	411.61	411.61	411.61	234.08	179.24	179.24
折旧	232.38	232.38	232.38	232.38	232.38	54.84	0.00	0.00
其他发电费用	179.24	179.24	179.24	179.24	179.24	179.24	179.24	179.24
毛利	472.58	472.58	472.58	472.58	472.58	650.11	704.95	704.95
毛利率	53.4%	53.4%	53.4%	53.4%	53.4%	73.5%	79.7%	79.7%
税金及附加	19.45	19.45	19.45	19.45	19.45	19.45	19.45	19.45
其他期间费用	17.68	17.68	17.68	17.68	17.68	17.68	17.68	17.68
财务费用	250.64	73.63	51.26	44.21	44.21	44.21	44.21	44.21
营业利润	184.81	361.81	384.18	391.23	391.23	568.76	623.61	623.61
利润总额	184.81	361.81	384.18	391.23	391.23	568.76	623.61	623.61
所得税率	20%	20%	20%	20%	20%	20%	20%	20%
净利润	147.85	289.45	307.34	312.99	312.99	455.01	498.89	498.89

资料来源：招商证券注：前期建设期为5年，期间不产生任何收益；自建设期第二年开始按等额付息的方式偿还债务；由于机组加权平价折旧年限为30.2年，因此第31年仍有部分折旧。

（1）仅考虑电价上涨

若十年内电价总提升幅度达到5.0%，企业价值较当前有11.0%的提升潜力；提价幅度达到10.0%时，企业价值较当前有22.0%的提升潜力，提价幅度达到15%时，企业价值较当前有32.9%的提升潜力；提价至燃煤标杆价时，企业价值较当前有81.0%的提升潜力。

表11：水电机组DCF估值结果（仅提价）（单位：亿元）

十年内总提价幅度	0.0%	5.0%	10.0%	15.0%	37.2%
年均提价幅度	0.0%	0.5%	1.0%	1.4%	3.2%
十年后的电价 (元/千瓦时)	0.27	0.28	0.30	0.31	0.37
建设期+折旧结束前的价值	3741.53	4227.37	4711.23	5193.24	7312.02
运营期末至折旧结束前的价值	1594.96	1696.11	1797.26	1898.41	2347.11
企业价值	5336.49	5923.48	6508.49	7091.66	9659.13
较当前提升幅度		11.0%	22.0%	32.9%	81.0%

资料来源：招商证券

（2）仅考虑寿命延长

一般情况下，由于水电工程在初始运营期到期后，其主体建筑仍能继续使用，投入一部分资金对部分设备进行改造和维护后，电站仍能够正常运营。假设为了使水电剩余运营期由40年延长至60年，在第40年末对其50%的机电设备进行更新改造；将剩余运营期由40年延长至80年，在第40年末对其所有机电设备进行更新改造。

在电价不变的情况下，若水电机组的剩余运营期由40年延长至60年，企业价值较当前有38.9%的提升潜力;剩余运营期延长至80年时,企业价值较当前有58.8%的提升潜力。

表12：水电机组延寿至60年DCF估值假设及结果

延寿至60年

更新改造投资额占总投资额比重	10%	更新改造投资额 (亿元)	716.95
折旧年限		贷款金额 (亿元)
	18		573.56
残值率	2%	年折旧额 (亿元)	39.03
贷款比例	80%	等额本息年还款额 (亿元)	128.31
贷款年利率	4.50%	上网电价 (元/千瓦时)	0.27
还款年限	5	企业价值 (亿元)	7411.48

资料来源：招商证券注：假设建设期为2年，每年有25%的机组停运

表13：水电机组延寿至80年DCF估值假设及结果

延寿至80年
更新改造投资额占总投资额比重	20%	更新改造投资额 (亿元)	1433.90
折旧年限	18	贷款金额 (亿元)	1147.12
残值率	2%	年折旧额 (亿元)	78.07
贷款比例	80%	等额本息年还款额 (亿元)	142.66
贷款年利率	4.50%	上网电价 (元/千瓦时)	0.27
还款年限	10	企业价值 (亿元)	8476.74

资料来源：招商证券注：假设建设期为4年，每年有25%的机组停运

（3）同时考虑电价上涨和寿命延长

若机组剩余运营期延长至60年，且十年内上网电价提升幅度达到5.0%，则企业价值较当前有52.5%的提升空间；提价幅度达到10.0%时，企业价值较当前有66.2%的提升空间，提价幅度达到15.0%时，企业价值较当前有79.7%的提升空间；提价至燃煤标杆价时，企业价值较当前有139.7%的提升空间。

表14：水电机组DCF估值敏感性分析（提价+延寿）

剩余运营期（年）	提价幅度
	0.0%	5.0%	10.0%	15.0%	37.2%
	40 0.0%	11.0%	22.0%	32.9%	81.0%
	60 38.9%	52.5%	66.2%	79.7%	139.7%
	80 58.8%	74.0%	89.2%	104.3%	171.0%

资料来源：招商证券

水电企业现金流充裕，高分红高股息，是绝佳的价值投资标的。水电站正式投产之前会有大规模的资本开支，但在运营阶段付现成本占比极低，经营性现金流量净额占营业收入比例较高，因此水电行业现金流极为充裕。同时，大型水电站库容调节能力强，受来水影响较小，具备跨越不同周期的能力。以长江电力为例，2017-2022年公司经营性现金流量基本保持稳定维持在400亿元左右，收现比常年维持在1.1以上，表明企业用于生产、经营的资金获取、流转状况良好；平均ROE为15%，体现出水电资产的高盈利质量；股息率维持在4%左右，现金分红比例维持在70%以上，2022年达到94.29%，显著高于其他电力企业。

图17：主要发电企业经营性现金流（亿元）

资料来源：iFinD、招商证券

图18：主要发电企业ROE（摊薄）

资料来源：iFinD、招商证券

表15：各电力央企分红比率、每股股利及股息率情况

板块	公司	分红比例		每股股利（元）		股息率
板块	公司	2021年	2022年	2021年	2022年	2021年	2022年
火电	华能国际	0%	0%	0.00	0.00	0.0%	0.0%
火电	国电电力	0%	63%	0.00	0.10	0.0%	2.3%
水电	长江电力	71%	94%	0.82	0.85	3.6%	4.1%
	华能水电	52%	46%	0.17	0.18	2.6%	2.7%
	国投电力	50%	50%	0.16	0.28	1.4%	2.5%
	川投能源	57%	51%	0.40	0.40	3.2%	3.3%
光伏	太阳能	0%	36%	0.00	0.13	0.0%	3.2%
风电	三峡能源	11%	30%	0.02	0.08	0.8%	1.3%
风电	龙源电力	19%	19%	0.15	0.12	0.0%	0.6%
核电	中国广核	44%	44%	0.08	0.09	2.7%	3.2%
核电	中国核电	35%	36%	0.15	0.17	1.8%	2.8%

资料来源：iFinD、招商证券

二、核电：三代机组寿命延长，折旧到期后将显著提升盈利

1、审批重启迎来发展机遇期，发电量占比有一倍增长空间

核电出力稳定，全天可维持100%，并且碳排放量极低，可实现对化石能源的大规模替代。与化石能源相比，核电几乎没有燃料成本，全生命周期的总碳排放量较少，并且在运行过程中不产生直接的碳排放，因此具有显著的成本和环境双重优势。此外，核电发电极为高效稳定，根据欧洲核能协会公布的数据，1000 克标准煤、矿物油及铀分别产生约8千瓦时、12千瓦时及24兆瓦时的电力。2022年，全国 6000千瓦及以上电厂发电设备平均利用小时数为3687小时，全国核电的平均利用小时数为7616小时，且长期稳定维持在远高于其他发电方式的水平。此外，核电后续成本以折旧为主，商业模式和水电类似，三代核电设计寿命一般为60年左右，而投资回收期大约为10年，加上核燃料的体积小、能量大，运输成本较低，且发电不受自然条件的限制，长期运行的经济性较强。

图19：各主要发电方式等效二氧化碳排放量（g/kwh）

资料来源：世界核协会、招商证券

图20：分电源发电设备平均利用小时数

资料来源：wind、招商证券

自20世纪50年代以来，核电技术不断迭代，目前已更新至第四代。20世纪50～60 年代，基于军用核反应堆技术，由美国、苏联、加拿大、英国等国家设计、开发、建造的首批原型堆或示范电站，验证了核能发电的技术可行性。随后，欧美各国制定了大量的核电发展计划，核能发电技术得到了迅速发展。截至2022年底,全球在33个国家和地区共运行422台核电机组,总装机容量3.78亿千瓦。全球在18个国家在建57台核电机组，总装机容量5885.8万千瓦。

表16：世界核电技术发展历程

技术类型	开发年代	简介
第一代核电技术	20世纪50-60年代	1954年，前苏联建成电功率为5兆瓦的实验性核电站；1957年，美国建成电功率为9万千瓦的 shipping port 原型核电站，这些成就证明了利用核能发电的技术可行性。国际上把上述实验性和原型核电机组称为第一代核电机组。
	第二代核电技术20世纪70-90年代	上世纪70年代，因石油涨价引发的能源危机促进了核电的大发展。这一代的核电机组类型主要由美国设计的压水堆核电机型（PWR，System80）和沸水堆核电机型（BWR）、法国设计的压水堆核电机型（P4、M310)、俄罗斯设计的轻水堆核电机型(VVER），以及加拿大设计的重水堆核电机型(CANDU) 等。
第三代核电技术	20 世纪90年代	派生于第二代核能系统，反应堆的设计基于同样的原理，并吸取了这些反应堆几十年的运行经验，进一步采用经过开发验证且可行的新技术，旨在提高现有

反应堆的安全性，满足URD（美国核电用户要求）和EUR（欧洲核电用户要求）。第三代核电重在增加事故预防和缓解措施。降低事故概率并提高安全标准。机型主要有AP1000、EPR、ABWR、APR1400、AES2006、ESBWR、 CAP1400、华龙一号

第四代核电技术 2001年以来

未来新一代先进核能系统，无论是在反应堆还是在燃料循环方面都有重大的革新和发展。第四代核能系统的发展目标是增强能源的可持续性，核电厂的经济竞争性、安全和可靠性，以及防扩散和外部侵犯能力。第四代核能系统国际论坛(GIF)推荐的6种典型四代堆型分别为气冷快堆(GFR)、铅冷快堆(LFR）、钠冷快堆（SFR）、熔盐堆（MSR）、超临界水冷堆（SCWR）和超高温气冷堆（VHTR）。

资料来源：国家能源局、中国核电网、招商证券

2021年《政府工作报告》正式提出，要“在确保安全的前提下积极有序发展核电”。受福岛核泄漏事件影响，2011年以来我国核电有6年“零核准”。2019年，核电审批正式重启，2021年《政府工作报告》正式提出“积极安全有序发展核电。政策支持下我国核电加速发展，2022年新核准10台机组，审批和开工节奏明显提速。根据世界核协会，截至2023年5月，我国在运+在建机组总数达到77台，已经超过法国，仅次于美国。据中国核能协会及有关机构预测，到2025 年，我国核电在运装机规模将达到7000万千瓦左右，在建装机规模接近4000万千瓦；到2035年，我国核电在运和在建装机容量将达到2亿千瓦左右，发电量约占全国发电量的 10%左右，相较 2022年仍有一倍的增长空间，未来15年仍是我国核电发展的重要战略机遇期。

图21：我国每年新核准核电机组数量（台）

资料来源：中国核电网、招商证券

图22：我国在运、在建机组容量（万千瓦）及数量（台）

资料来源：世界核协会、招商证券

图23：核电发电量（亿千瓦时）及占总发电量比重

资料来源：国家统计局、招商证券

图24:2022年中国各电源发电量占比

资料来源：国家统计局、招商证券

表17：国家支持核电发展的相关政策梳理

时间	部门	政策名称	主要内容
2013.07	国家发改委	《关于完善核电上网电价机制有关问题的通知》	对新建核电机组实行标杆上网电价政策。根据目前核电社会平均成本与电力市场供需状况，核定全国核电标杆上网电价为每千瓦时0.43元。安全发展核电，推进沿海核电建设。“十三五"期间，
2016.11	国家发改委、国家能源局	《电力发展"十三五"规划 (2016-2020年）》	全国核电投产约3000万千瓦、开工3000万千瓦以上，2020 年装机达到5800 万千瓦。加快自主知识产权先进核电堆型的持续改进创新，
2017.08	国家发改委	《能源技术创新"十三五"规划》	推广应用自主知识产权的先进三代压水堆，加快高温气冷堆、快堆、模块化小型堆的技术示范工程建设和产业化，积极开展微型堆、钍基熔盐堆等新堆型研究。
2018.12	国家发改委	《清洁能源消纳行动计划（2018-2020年）》	合理扩大核电消纳范围，鼓励核电参与跨省区市场交易。鼓励核电开展"优价满发"试点。确保2020年全国核电实现安全保障性消纳。广东台山一期核电项目试行价格按照每千瓦时
2019.03	国家发改委	《关于三代核电首批项目试行上网电价的通知》	0.4350 元执行；浙江三门一期核电项目试行价格按照每千瓦时0.4203元执行；山东海阳一期核电项目试行价格按照每千瓦时0.4151元执行。试行价格从项目投产之日起至2021年底止。
2021.03	国家发改委	《中华人民共和国国民经济和社会发展第十四个五年规划和2035年远景目标纲要》	建设华龙一号、国和一号，高温气冷堆示范工程，积极有序推进沿海三代核电建设。推动模块式小型堆、60万千瓦级商用高温气冷堆、海上浮动式核动力平台等先进堆形示范。
2022.01	国家发改委、国家能源局	《"十四五"现代能源体系规划》	积极安全有序发展核电。在确保安全的前提下，积极有序推动沿海核电项目建设。开展核能综合利用示范，积极推动高温气冷堆等先进堆型示范工程，推动核能综合利用。到2025年，核电运行装机容量达到7000万千瓦左右。

资料来源：国家发改委、招商证券

2、电价市场化进程加速，延寿带来丰厚利润

（1）市场化电价上浮，国产化率提升降本，拓宽盈利空间

从“一厂一价”到标杆电价，再到市场化电价，核电企业盈利空间有望拓宽。核电发展初期，我国对其实行分别定价，上网电价根据核电项目造价确定。2013年，国家发改委发布通知，部署完善核电上网电价定价机制，并核定全国核电标杆电价为0.43元/千瓦时，标志着我国核电结束了“一厂一价”的定价机制。2015年新一轮电力市场改革以来，核电电价逐渐引入双边协商定价和市场竞价机制，对核电的经济性提出了更高要求。2017年，《核电保障消纳办法出台》，提出在市场条件允许情况下，省级政府电力主管部门按照国家规定的原则确定本地区核电机组优先发电权计划。2020 年起，煤电价格联动机制取消，定价机制改为“基准价+上下浮动”的市场化机制。2021年以来煤价高企，发改委发布《关于进一步深化燃煤发电上网电价市场化改革的通知》，将上下浮动的区间拓宽至20%，参与市场化交易的核电盈利空间有望进一步提升。

图25：核电电价机制发展历程

资料来源：国家发改委、招商证券

国产化率的提升降低了核电站的建设成本，进而降低折旧费用，进一步提高核电企业的盈利能力。大亚湾核电站是我国第一座商用核电厂，主要依靠国外公司进行建设，投资成本约为1.77万元/千瓦；岭澳核电站一期国产化比例接近30%,投资成本约为1.52万元/千瓦，降幅14%；批量建设后的红沿河、宁德、阳江核电厂投资成本进一步下降至1.1万元/千瓦左右，降幅超过35%。若考虑价格指数，完全国产化后批量建设的机组成本下降幅度将超过60%。从三代核电项目来看，美国AP1000和法国EPR的单位造价约为1.84万元/千瓦和1.69万元/千瓦，而华龙一号单位造价约为1.56万元/千瓦，成本大幅降低。随着核电主设备制造国产化率逐步提高、新技术规模化应用、优化设计、缩短建造工期等，核电造价预计进一步下行，未来有望和二代机组的成本相当。

图26：中核CNP/M310（改）项目综合国产化率

资料来源：《中国核电产业国产化发展分析》、招商证券

图27：中广核CPR1000项目综合国产化率

资料来源：《中国核电产业国产化发展分析》、招商证券

图28：不同国产化率下核电站的投资额对比（元/千瓦）

资料来源：《核电建设周期、成本变化规律分析》、招商证券

（2）延寿带来丰厚的利润，有望充分受益中特估

与二代核电相比，第三代核电对核电安全性、经济性的要求更高，发生严重事故的概率进一步降低，机组的设计寿命进一步延长。在严重事故概率方面，三代机组的反应堆堆芯损坏概率从原先二代核电要求的1.0×10^(-4)/堆·年降低到1.0×10^(-5)/堆·年，大量放射性释放概率从原来的<1.0×10^(-5)/堆·年降低到了<1.0×10^(-6)/堆·年（实际上我国自主三代核电“华龙一号”及“国和一号”技术，堆芯损坏概率均<1.0×10^(-6)/堆·年，大量放射性释放概率均<1.0 ×10^(-7)/堆·年）。在设计寿命上，三代机组在二代基础上延长了20年，对一些关键设备材料的性能要求进一步提高。例如，反应堆压力容器锻件尺寸加大，对锻件的抗击性能的要求进一步提高；反应堆一回路的主管道由过去的铸件改为锻件等。在核废料方面，要求进一步减少核废料的产生量，寻找更佳的核废料处理方案，减少对人员和环境的剂量影响。在经济性方面，要求进一步降低单位千瓦造价和缩短建设周期，提高机组热效率和可利用率。

表18：核电二代及三代技术对比

特性	指标	二代机组	三代机组
经济性	建造成本	1.2-1.3 万/kwh	约1.6万/kwh
	使用寿命	40-60年	60-80年
	大修周期	12-18个月	18-24个月
	电厂可利用率	85%	90%以上
安全性	反应堆堆芯损坏概率	1.0 ×10-4/堆·年	1.0 ×10-5/堆·年
安全性	大量放射性释放概率	<1.0×10-5/堆·年	<1.0 ×10-6/堆·年
可持续性	放射性废物排放量	较多	较少

资料来源：公司公告、《我国三代核电经济性问题研究与建议》、招商证券

核电厂延寿有助于支持碳减排，提升发电经济性。气候挑战的严峻性和电力系统脱碳所需的时间和投资成本都决定了，核能在能源结构中不能缺席，延长在运核反应堆的服役时间，是兼顾安全和经济性的现实选择。

支持碳减排：一方面，延寿能够阻止核电厂关停，使得核电厂不会被化石燃料发电厂取代，因而能够有效避免碳排放。另一方面，相对于开展核电建设，延寿具有更高的可预测性，面临的监管风险和投资风险均相对较低。对于拥有役龄接近或超过30年的核电机组的国家，核电厂延寿可为其碳减排目标的实现作出重要贡献。

提升发电经济性：根据LAZARD2023年发布的电力成本测算报告，尽管核电LCOE在141-221美元/兆瓦时区间，在所有类型电源中较高，但是折旧后边际运行成本仅为31美元/兆瓦时左右，相比于地面光伏电站和陆上风电的成本竞争力较强。世界核协会（WNA）指出，在大多数能源市场，如果以平准化成本（LCOE）计算，核电厂长期运行（LTO）是最经济的选择。在美国等发达国家，建造一座同类型核电厂的成本是延长现有核电厂寿命的两倍之多。此外，核电厂LCOE包含了包括废物管理在内的所有成本，而相比之下，化石燃料电厂LCOE未包含相关碳成本，可再生能源的LCOE未包含电网调频等成本，这些成本最终均需由消费者承担。

图29：分电源平准化发电成本（LCOE）区间（美元/兆瓦时）

资料来源：LAZARD、招商证券注：不考虑政府补贴

开展核电建设和实施核电厂延寿可以推动核能的可持续发展。目前，全球在运绝大多数核电站的设计寿命为40年，且大都在20世纪70年代开始建设，这意味着若不采取延寿策略，今后几年这些核电站将面临陆续退役的命运。根据经合组织核能机构发布的《核电厂长期运行与脱碳战略》，全球超过30%的在运核电机组正在准备或者已经完成延寿，其中100多台核电机组的实际运行时间已超过最初的40年设计运行寿期。根据国际原子能机构公布的数据，截至2021年8月，在全球443台在运机组中，超过67%的役龄已超过30年，其中113台的役龄在31至40年之间，107台为41至50年，14台为51至52年。鉴于越来越多在运机组的役龄即将逐渐达到初始设计运行寿期以及越来越多的国家致力于实现碳减排目标，未来核电厂延寿将在降低碳排放、推动能源转型方面将发挥更重要的作用。

国内核电站运行许可证延续实现“零的突破”，能源转型目标下未来预计有更多机组延寿。2016年底，秦山核电正式向国家核安全局提交秦山核电厂1号机组的运行许可证延续申请报告。2021年9月，经国家核安全局批准，秦山核电厂1号机组运行许可证获准延续，有效期延续至2041年7月30日。11月5日，国家能源局浙江能源监管办通过告知承诺制完成对秦山核电厂1号机组延续运行电力业务许可证的审核和办理。这是该机组继9月3日获得国家核安全局延续运行许可后，再次获得国家能源局电力业务延续运行许可，有效期延长至2041年12月15日，机组容量变更为350MW。至此，秦山核电厂1号机组延续运行相关许可取证工作全部完成，代表着国内核电站运行许可证延续实现了“零的突破”。未来，我国有望通过有效的寿命管理，在确保安全的前提下延长现役核电站的实际运行寿命，可以使之在更长时间里继续提供清洁稳定的电力。

3、测算：三代核电寿命延长假设下，核电资产价值的提升空间

由于核电商业模式和水电类似，延寿将带来长期稳定、丰厚的利润，显著提升企业价值。以中国核电为例，将公司在运核电机组作为整体进行测算。若上网电价不变，当核电机组剩余运营期由37年提升至60 年后，企业价值有约 46.1%的提升空间；运营期提升至80年后，企业价值有约57.8%的提升空间。测算关键假设如下：

总投资额：假设核电站单位投资额为1.6 万元/千瓦，按照当前中国核电的总装机量2375万千瓦计算，总投资额为3800亿元。

折旧年限：根据中国核电各机组的初始运营期，计算可得其加权平均值为46 年；假设综合平均折旧年限为35年，可计算得出中国核电在运核电机组剩余折旧年限的加权平均值为26.3年，剩余运营期为37.3年。

折现率：按照中国核电在测算日的市值1363.37亿元对应调整的折现率为5.94%。

增值税退税政策：根据财政部、国家税务总局发布的《关于核电行业税收政策有关问题的通知》，核力发电企业生产销售电力产品，自核电机组正式商业投产次月起15个年度内，统一实行增值税先征后退政策：自正式商业投产次月起5个年度内，返还比例为已入库税款的75%；自正式商业投产次月起的第6至第10个年度内，返还比例为已入库税款的70%；自正式商业投产次月起的第11至第15个年度内，返还比例为已入库税款的55%；自正式商业投产次月起满15个年度以后，不再实行增值税先征后退政策。

更新改造：假设为了使核电机组剩余运营期由37年延长至60年，需要在第37年末的时候对其所有机电设备进行更新改造；此后，运营期每延长20年，都需要对其所有机电设备进行一次更新改造。

表19:核电机组DCF估值关键假设

关键假设
总投资额 (亿元)	3800	市场化交易电价	0.37
贷款比例	80%	核定电价	0.43
贷款金额	3040	折现率	5.94%
贷款年利率	4.50%	市场化交易电量占比	40%
还款年限	20	折旧年限	26.3
等额本息每年还款额	230.79	残值率	2%
燃料费用 (元/千瓦·年)	350	年折旧额	141.41
运维费用 (元/千瓦·年)	300	增值税率	13%
人员费用及其他 (元/千瓦)	350	所得税率	20%
利用小时数	7500	厂用电率	6.50%

资料来源：中国核电公司公告、招商证券

表20：核电机组运营期利润测算（亿元）

利润表	偿贷+折旧期		折旧期			净回报期
利润表	第1年：	第16年	第17年	第18年：	第26年	第27年	第28年：	第37年
装机量 (万千瓦)	2375.00	2375.00	2375.00	2375.00	2375.00	2375.00	2375.00	2375.00
利用小时数	7500.00	7500.00	7500.00	7500.00	7500.00	7500.00	7500.00	7500.00
发电量 (亿千瓦时)	1781.25	1781.25	1781.25	1781.25	1781.25	1781.25	1781.25	1781.25
厂用电率	6.5%	6.5%	6.5%	6.5%	6.5%	6.5%	6.5%	6.5%
上网电量 (亿千瓦时)	1665.47	1665.47	1665.47	1665.47	1665.47	1665.47	1665.47	1665.47
市场化上网电量（亿千瓦时）	666.19	666.19	666.19	666.19	666.19	666.19	666.19	666.19
发电收入	676.18	676.18	676.18	676.18	676.18	676.18	676.18	676.18
发电成本	378.91	378.91	378.91	378.91	378.91	284.74	237.50	237.50
折旧	141.41	141.41	141.41	141.41	141.41	47.24	0.00	0.00
其他发电费用	237.50	237.50	237.50	237.50	237.50	237.50	237.50	237.50
毛利	297.27	297.27	297.27	297.27	297.27	391.44	438.68	438.68
毛利率	44.0%	44.0%	44.0%	44.0%	44.0%	57.9%	64.9%	64.9%
税金及附加	8.11	8.11	8.11	8.11	8.11	8.11	8.11	8.11
其他期间费用	54.09	54.09	54.09	54.09	54.09	54.09	54.09	54.09
财务费用	152.51	47.68	37.92	33.81	33.81	33.81	33.81	33.81
营业利润	82.54	187.38	197.14	201.25	201.25	295.42	342.66	342.66
增值税退税	58.34	0.00	0.00	0.00	0.00	0.00	0.00	0.00
利润总额	140.89	187.38	197.14	201.25	201.25	295.42	342.66	342.66
所得税率	20%	20%	20%	20%	20%	20%	20%	20%
净利润	124.38	149.90	157.71	161.00	161.00	236.34	274.13	274.13

资料来源：招商证券注：前期建设期为5年，期间不产生任何收益；自建设期第二年开始按等额付息的方式偿还债务；由于机组加权平价折旧年限为26.3年，因此第27年仍有部分折旧。

表21：核电机组延寿假设

关键假设
更新改造投资额占总投资额比重	20%	更新改造投资额 (亿元)	760.00
折旧年限	15	贷款金额 (亿元)	608.00
残值率	2%	年折旧额 (亿元)	49.65
贷款比例	80%	贷款年利率	4.50%
还款年限	10	等额本息年还款额 (亿元)	75.61

资料来源：招商证券

表22:核电机组DCF估值结果

机组剩余运营期	37年	60年	80年	100年	120年
建设期+折旧结束前的价值	1007.78	1007.78	1007.78	1007.78	1007.78
运营期末至折旧结束前的价值	355.88	983.82	1143.75	1194.23	1210.16
企业价值	1363.66	1991.60	2151.53	2202.01	2217.94
较当前提升幅度	/	46.1%	57.8%	61.5%	62.7%

资料来源：招商证券注：假设每次更新改造的建设期为4年，每年有25%的机组停运

高盈利、高研发投入、现金流充裕，核电企业有望充分受益央国企价值重塑。核电和水电同样具有高盈利性和充裕的现金流，并且研发费率远高于其他发电企业。目前我国核电机组正处于积极建设阶段，前期资本开支较大，后期完成折旧后利润将实现大幅提升。参考大型水电站投产后的高分红，核电企业未来也具有较大的分红潜力。在中国特色估值体系下，央国企的考核标准为“一利五率”。相比于其他发电企业，核电企业的盈利能力强、现金流状况良好、分红率高、股权激励到位，有望率先受益实现价值重塑。

图30：主要发电企业研发费率

资料来源：各公司公告、招商证券

图 31：主要发电企业收现比

资料来源：各公司公告、招商证券

图32：主要发电企业PE（TTM）

资料来源：iFinD、招商证券注：截至9月1日

图 33:主要发电企业PB（LF）

资料来源：iFinD、招商证券注：截至9月1日

4、投资建议

1）水电板块：水电安全稳定、环境友好、价格低廉，是典型的“现金牛”。随着我国水电增量开发接近尾声，优质大水电资产稀缺性凸显。电力供需紧平衡下，预计市场化电价持续上行，带动水电上网电价上浮。雅袭江送苏送浙电价机制完善，乌白外送电价落地，利好公司价值提升。推荐长江电力、国电电力，建议关注国投电力等。

2）核电板块：我国核电审批重启，支持性政策频出，叠加电价市场化进程加速，核电装机量有望稳步提升,盈利空间逐步拓宽。未来核电机组延寿空间较大，将带来更为充裕的现金流，显著提升机组价值，推荐中国核电，建议关注中国广核。

三、风险提示

1、水电电价上涨不及预期。上网电价是影响发电企业营业收入的重要因素。一方面，由于我国部分地区的水电上网电价受到政府监管，无法完全受益市场化电价上浮趋势，并且未来与电价相关的电力改革政策有可能发生变化；另一方面，水电市场化参与程度的提高可能会加剧交易电价的波动，从而影响公司的业绩稳定性。

2、核电运营安全风险。尽管三代核电的安全性相较二代有了很大提升，但二代和三代核电的事故率并未降至零，若全球范围内出现类似福岛的核电站泄漏事故，将严重影响核电行业发展。

3、延寿进展不及预期风险。若水电核电在运营期结束后，未达到持续使用的安全指标，可能会发生无法延寿或延寿时长不及预期的风险。

4、项目建设进度不及预期。受到疫情、设计变更、政策等影响，在建项目工程建设进度较计划进度可能存在一定偏差。由于发电企业的收入与成本水平与装机容量紧密相关，若水电和核电建设进度不及预期，可能会给企业带来额外的成本甚至损失。

5、测算假设无法实现或不准确而产生误差。文中测算基于水电和核电企业目前市值进行了一些参数倒退和假设，若参数及假设不准确可能引发计算误差。

6、经济增速下滑导致终端用电需求疲软。受疫情影响，2022年中国经济面临着需求收缩、供给冲击、预期转弱的三重压力，消费对经济增长的贡献明显减弱，工业经济增速也回落至低于疫情前水平。疫情放开后，若宏观经济复苏不及预期，经济增速下滑，叠加海外发达经济体的衰退预期，可能导致终端用电需求疲软，电力利用小时数和装机容量不及预期。

7、电力市场化改革推进不及预期。当前工商业用电已经进行市场化改革，但仍处于部分使用代购电方式的过渡阶段，我国电力市场化交易机制、基础设施等仍不发达，隔墙售电等政策推进仍在路上，若电力市场化进程不及预期，可能对发电企业参与市场化交易造成不利影响。

分析师承诺

负责本研究报告的每一位证券分析师，在此申明，本报告清晰、准确地反映了分析师本人的研究观点。本人薪酬的任何部分过去不曾与、现在不与，未来也将不会与本报告中的具体推荐或观点直接或间接相关。

评级说明

报告中所涉及的投资评级采用相对评级体系，基于报告发布日后6-12个月内公司股价（或行业指数）相对同期当地市场基准指数的市场表现预期。其中，A股市场以沪深300指数为基准；香港市场以恒生指数为基准；美国市场以标普500指数为基准。具体标准如下：

股票评级

强烈推荐：预期公司股价涨幅超越基准指数20%以上

增持：预期公司股价涨幅超越基准指数5-20%之间

中性：预期公司股价变动幅度相对基准指数介于±5%之间

减持：预期公司股价表现弱于基准指数5%以上

行业评级

推荐：行业基本面向好，预期行业指数超越基准指数

中性：行业基本面稳定，预期行业指数跟随基准指数

回避：行业基本面转弱，预期行业指数弱于基准指数

重要声明

本报告由招商证券股份有限公司（以下简称“本公司”）编制。本公司具有中国证监会许可的证券投资咨询业务资格。本报告基于合法取得的信息，但本公司对这些信息的准确性和完整性不作任何保证。本报告所包含的分析基于各种假设，不同假设可能导致分析结果出现重大不同。报告中的内容和意见仅供参考，并不构成对所述证券买卖的出价，在任何情况下，本报告中的信息或所表述的意见并不构成对任何人的投资建议。除法律或规则规定必须承担的责任外，本公司及其雇员不对使用本报告及其内容所引发的任何直接或间接损失负任何责任。本公司或关联机构可能会持有报告中所提到的公司所发行的证券头寸并进行交易，还可能为这些公司提供或争取提供投资银行业务服务。客户应当考虑到本公司可能存在可能影响本报告客观性的利益冲突。

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正文目录

图表目录

一、水电：上网电价提升，机组寿命延长，大水电投资价值凸显

1、新一轮投产高峰期将至，优质水电彰显稀缺价值

（1）主要流域开发进度较高，优质水电资产极具稀缺性

（2）“十四五”期间，水电将迎来投产高峰期

2、上网电价低廉受益市场化，延寿后发电收益提高

（1）水电上网电价低廉，在市场化趋势下有望上浮

全国电力供需紧平衡的状态持续，叠加电力行业市场化改革不断推进，部分地区水电上网电价存在上浮趋势。

（2）延寿后运营期可达百年以上，将有效提升发电收益

3、测算：上网电价上涨和使用寿命延长假设下，水电资产价值的提升空间

（1）仅考虑电价上涨

（2）仅考虑寿命延长

（3）同时考虑电价上涨和寿命延长

二、核电：三代机组寿命延长，折旧到期后将显著提升盈利

1、审批重启迎来发展机遇期，发电量占比有一倍增长空间

2、电价市场化进程加速，延寿带来丰厚利润

（1）市场化电价上浮，国产化率提升降本，拓宽盈利空间

（2）延寿带来丰厚的利润，有望充分受益中特估

3、测算：三代核电寿命延长假设下，核电资产价值的提升空间

4、投资建议

三、风险提示

分析师承诺

评级说明

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一、水电：上网电价提升，机组寿命延长，大水电投资价值凸显

1、新一轮投产高峰期将至，优质水电彰显稀缺价值

（1）主要流域开发进度较高，优质水电资产极具稀缺性

（2）“十四五”期间，水电将迎来投产高峰期

2、上网电价低廉受益市场化，延寿后发电收益提高

（1）水电上网电价低廉，在市场化趋势下有望上浮

全国电力供需紧平衡的状态持续，叠加电力行业市场化改革不断推进，部分地区水电上网电价存在上浮趋势。

（2）延寿后运营期可达百年以上，将有效提升发电收益

3、测算：上网电价上涨和使用寿命延长假设下，水电资产价值的提升空间

（1）仅考虑电价上涨

（2）仅考虑寿命延长

（3）同时考虑电价上涨和寿命延长

二、核电：三代机组寿命延长，折旧到期后将显著提升盈利

1、审批重启迎来发展机遇期，发电量占比有一倍增长空间

2、电价市场化进程加速，延寿带来丰厚利润

（1）市场化电价上浮，国产化率提升降本，拓宽盈利空间

（2）延寿带来丰厚的利润，有望充分受益中特估

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