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中国核电:业绩微增,坚定看好未来发展

来源:网络整理   发表日期:2018-01-13 14:58 

事件:公司发布2016年中报,上半年实现营业收入141.31亿元,同比增长9.60%;归属于上市公司股东的净利润24.97亿元,同比增长0.99%;扣除非经常性损益后的基本每股收益0.143元。

机组安全可靠运行,外汇损失继续拖累业绩。公司上半年累计发电403.97亿千瓦时,同比增长10.17%;优化大修管理,已完成5次大修(预计全年12次大修),核电运行机组保持安全可靠运行。在建核电项目工程四大控制总体受控,海南昌江2号机组于6月20日实现并网,已于近期投产。福清核电3号机组于7月3日成功实现首次临界进入带功率运行状态,有望于9月投产。营业收入较上年同期增长9.6%,主要系方家山2号、福清2号、海南1号机组投产,发电量增加所致。上半年受欧元、美元兑人民币汇率大幅升值影响,公司汇兑损失3.19亿元,继续拖累业绩,但与2015下半年汇兑损失6.09亿元相比,已有好转。公司将继续采取债务置换、提前还款等措施降低人民币汇率波动的影响。

新常态下核电消纳问题凸显,有望获政策护航。所有电力企业都在面临电力过剩及电改带来的压力,核电也难独善其身,消纳问题已由东北蔓延至福建等地。发电设备利用小时数的下降导致单位发电成本上升,公司营业成本增长17.03%,明显大于营业收入9.6%的增幅。考虑到核电独有的安全性与经济性特点,消纳问题已得到足够重视,公司在积极与地方政府签订期间协议、补偿机制,争取更多上网指标。国家能源局本月初下发《核电保障性消纳管理办法(征求意见稿)》,

要点包括:

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在电力过剩地区,应按照上一年当地发电平均利用小时数的一定倍数确定核电机组保障利用小时数(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;范围为1.5~1.8倍)保障外的发电量,鼓励通过电力直接交易等市场化方式促进消纳新核电机组的调峰深度最高应达到总产能50%

可以看出,在消纳相对较好地区(如广东、浙江、江苏),核电的基荷电源地位有望保持;而在受限地区,有望得到政策兜底(按1.8倍测算,海南、辽宁、福建的核电利用小时数上调空间可达48.2%、18.3%、4.5%)。如果政策落地,公司福清、昌江核电将受益。我们认为,在电改“管住中间、放开两头”的思路下,核电适应电力市场发展是大

势所趋(九号文配套文件《关于改善电力运行调节促进清洁能源多发满发的指导意见》中提出“核电在保证安全的情况下兼顾调峰需要安排发电”),将对核电站运行效率、成本管控提出更高要求。AP1000首堆冷试成功。三门核电站1号机组于今年5月完成冷试,在冷试过程中,主泵、非能动堆芯冷却系统、非能动安全壳冷却系统等设备及系统的相关试验结果正常,满足设计要求,为后续的热试、装料及并网发电打下坚实基础。目前热试已启动,有望于年底前实现装料及并网,这也意味着,受主泵制造等因素影响而拖期的AP1000“世界首堆”三门1、2号机组已进入最后的冲刺阶段,AP1000是目前我国未来三代核电批量建设的主力堆型(国内),公司所属三门二期、辽宁徐大堡等AP1000堆型机组有望于今明两年获得开工许可。

华龙一号融合过审评,首堆工程进展顺利。高层积极推进华龙一号的技术融合,近期华龙一号技术融合高级专家审评会在北京召开,中核集团的融合方案获得了更多的专家支持,标志着华龙一号技术融合取得实质性进展,为加快推进国内外华龙一号项目核准创造了良好条件。在首堆建设方面,福清核电5号机组正按照62个月的总工期计划有条不紊地推进,工程建设情况良好、受控,重大里程碑节点均按照计划如期实现。国家能源局专门组建“华龙一号”示范工程领导小组,从国家层面协调推进工程建设。根据目前技术路线安排情况,公司漳州1、2号机组属于“华龙一号”技术在国内发展的第二批目标厂址,有可能在今年获得突破。

投资建议。虽然2016年以来未核准新机组,但在华龙融合、AP1000调试顺利的背景下,多台核电机组有望于下半年获得核准并开工。尽管当下面临电力过剩、外汇波动等不利因素,多项利好预期也在积聚,更要认识到,国家大力发展清洁能源,安全高效发展核电的决心不会变,英国HPC项目的波折显然不会改变我国核电“走出去”的战略决策。根据我国核电中长期发展规划,到2020年,我国在运核电装机容量要达到5800万千瓦,在建核电将达到3000万千瓦,我国力争2030年前在‘一带一路’沿线国家建造约30台海外核电机组。中国核电作为我国核电发展的主力军,发展前景广阔。预计公司2016-2018年EPS分别为0.25元、0.28元及0.31元,给予“增持”评级。

风险提示:核电项目进展滞后风险,电力需求持续低迷。

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