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。
　　

研究报告全文：证券研究报告行业深度报告2023年09月12日从电价上涨机组延寿假设看水电核电价值增长潜力推荐维持智慧能源系列电力专题报告六周期环保及公用事业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行业规模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占比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股票家数只22443电核电运营企业内在价值的提升潜力总市值十亿元3136638流通市值十亿元2723438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行业指数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1m6m12m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绝对表现-27-51-41相对表现03-0139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环保及公用事业沪深300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5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0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-5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-10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-15-20不变十年内上网电价总提价幅度分别达到以及提升至燃煤Sep22Jan23Apr23Aug2351015标杆价时企业价值较当前有110-810的提升空间若上网电价不变资料来源公司数据招商证券机组剩余运营期由40年分别提升至6080年时企业价值较当前分别有相关报告389588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51015以及提升至燃煤标杆价时企业价值较1智慧能源系列专题报告五新型电力系统聚焦源网荷储电当前有的提升空间525-1397改顶层设计渐清晰2023-08-04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2智慧能源系列专题报告四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AI助力新型电力系统建设虚拟电厂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前景广阔2023-05-18制逐渐市场化有助于拓宽企业盈利空间3智慧能源系列专题报告三中特估值体系视角下关注成长型电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力央企价值重塑机会2023-04-12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宋盈盈S1090520080001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songyingyingcmschinacomcn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461-627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敬请阅读末页的重要说明行业深度报告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51新一轮投产高峰期将至优质水电彰显稀缺价值51主要流域开发进度较高优质水电资产极具稀缺性52十四五期间水电将迎来投产高峰期62上网电价低廉受益市场化延寿后发电收益提高81水电上网电价低廉在市场化趋势下有望上浮82延寿后运营期可达百年以上将有效提升发电收益113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171审批重启迎来发展机遇期发电量占比有一倍增长空间172电价市场化进程加速延寿带来丰厚利润191市场化电价上浮国产化率提升降本拓宽盈利空间192延寿带来丰厚的利润有望充分受益中特估213测算三代核电寿命延长假设下核电资产价值的提升空间224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6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敬请阅读末页的重要说明2行业深度报告图12四川省水电市场化交易电价元千瓦时10图13水电公司折旧费用占营业总成本比例12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16100万千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gkwh17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18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242022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CNPM310改项目综合国产化率20图27中广核CPR1000项目综合国产化率20图28不同国产化率下核电站的投资额对比元千瓦20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25图31主要发电企业收现比25图32主要发电企业PETTM25图33主要发电企业PBLF25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8表5主要灵活性电源特性比较8表6我国四种水电定价机制9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11表9水电机组DCF估值关键假设13敬请阅读末页的重要说明3行业深度报告表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敬请阅读末页的重要说明4行业深度报告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23我国的水力资源富集于金沙江雅砻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455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3000万千瓦雅砻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水能蕴藏量可开发的水能资源地区装机容量年发电量装机容量年发电量占比占比MW亿千瓦时MW亿千瓦时华北1229910771869223212东北12127106218119938420华东30049263244179068836中南6408456149567432974155西南47331241462702323413050678西北8417773741254194190599全国676047592221003785319233100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608万亿千瓦时可装机容量694亿千瓦技术可开发年发电量247万亿敬请阅读末页的重要说明5行业深度报告千瓦时装机容量542亿千瓦经济可开发年发电量175万亿千瓦时装机容量402亿千瓦截至2021年底我国水电装机容量达到391亿千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以上雅砻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275亿千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电力长江上游水电基地2884三峡葛洲坝水布娅湖北能源长江电力为第二大股东国投电力长江电力为第二大股东雅袭江水电基地2570二滩锦屏川投能源长江电力为第二大股东华能水电澜沧江干流水电基地2511大朝山景洪粤电力长江电力间接持股大渡河水电基地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闽东电力新安江黔源电力长江电力间接持股乌江水电基地1122引子渡彭水大唐发电湘西水电基地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图3主要流域水电开发情况截至2021年底万千瓦水电装机量同比增速技术可开发量已建规模在建规模500001410000124000080001060003000084000333420000642000552538100000260160482000年年年年年年年年年年年年年2012201520102011201320142016201720182019202020212022资料来源中电联招商证券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敬请阅读末页的重要说明6行业深度报告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图5水光互补后的功率图资料来源中国电力系统灵活性的多元提升路径研究招商资料来源长江电力价值手册2022招商证券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37亿千瓦根据中国水电发展远景规划到2030年水电装机容量约为52亿kW其中常规水电42亿千瓦抽水蓄能1亿千瓦水电开发程度约60到2060年水电装机约为70亿千瓦其中常规水电50亿千瓦新增扩机和抽水蓄能20亿千瓦水电开发程度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39465万千瓦预计将于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四川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湖北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贵州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云南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89号机组和八渡水电站等引导小水广西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200万千瓦敬请阅读末页的重要说明7行业深度报告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广东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福建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湖南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2322024年起华能水电托巴水电站1402024年起华电集团叶巴滩水电站2242025年起国投电力印尼巴塘水电站512025年川投能源银江水电站392025年双江口水电站2002024年起金川水电站862025年起国电电力沙坪一级水电站362025年起枕头坝二级水电站302025年起合计1038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未经灵活性改造最小功率为70改煤电一般装机容量30-100常规1-2min造后可达30高温气体直接驱动气轮机做功灵活性气电较好装机容量0-100常规20min高于蒸汽轮机水电最好装机容量0-100常规50-100min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敬请阅读末页的重要说明8行业深度报告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037元度其中燃煤037元度水电027元度核电040元度风电053元度光伏086元度水电电价较全国平均电价低01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典型水电站2001年4月前已建水电站曾实行还本付息价格价格成本利润按发电项目经营期水电30年或剩2001年4月后投产中小型水成本加成葛洲坝税费余经营期核定平均上网电价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以本省省级电网企业平均购电价格为2001年4月后投产中小型基础考虑电力市场供求变化趋势和水标杆电价价格标杆电价非跨省统调水电站且所在平班乐滩电开发成本制定在同一地区实行统一省份公布标杆价格的标杆电价受电省市电厂同期平均上网电价水平价格落地价-输确定落地电价扣除现行输电价格和线向家坝溪落地倒推大部分跨省跨区送电水电站电价线损损倒推确定上网电价落地价与燃煤发洛渡电标杆电价联动价格市场化交易向家坝溪市场化定价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电量价格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图7主要水电公司水电平均上网电价元兆瓦时2014年2015年2016年2017年2018年2017年2018年2019年2020年2021年2022年120030010002508002006004001502001000500长江电力国投电力川投能源华能水电资料来源国家能源局招商证券注2018年后停止更新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砻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年雅砻江锦官电源组送苏落地电价为04288元千瓦时上网电价为03195元千瓦时白鹤滩电站外送苏浙落地电价04388元千瓦时反推浙江上网电价0323元千瓦时江苏省0325元千瓦时高于公司约027元千瓦时的历史上网均价敬请阅读末页的重要说明9行业深度报告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0223元千瓦时同比1012023H1云南省内市场化交易平均电价为02645元千瓦时同比26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0224元千瓦时同比70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图9四川市场化交易电量亿千瓦时及占比市场化交易电量全社会用电量市场化交易电量全社会用电量市场化交易电量占比市场化交易电量占比3000804000602500506030002000401500402000301000202010005001000002017年2018年2019年2020年2021年2022年2017年2018年2019年2020年2021年2022年资料来源昆明电力交易中心招商证券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图11云南月度市场化交易电价元千瓦时市场化交易电价同比增速2020年2021年2022年2023年025120301002080156020401020100005-2000-40002017年2018年2019年2020年2021年2022年1月2月3月4月5月6月7月8月9月10月11月12月资料来源昆明电力交易中心招商证券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02502230219022402040209020150100502018年2019年2020年2021年2022年资料来源四川电力交易中心北极星售电网招商证券敬请阅读末页的重要说明10行业深度报告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1008提升至1055若延长运营期至50年资本金内部收益率将进一步提升至1064表7水利水电工程合理使用年限工程类别工程等级水库防洪治捞灌溉供水发电150100505010010010050505010010050505050505050303030303050303030-30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304050总投资亿元207602076020760维持运营增加的投资亿元0007501500总销售电量亿千瓦时266935444419上网电价元千瓦时027202720272发电销售收入亿元7259896394120190资本金内部收益率100810551064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敬请阅读末页的重要说明11行业深度报告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07-13万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图14水电公司财务费用占营业总成本比例长江电力华能水电国投电力长江电力华能水电国投电力50353040253020201510105002017年2018年2019年2020年2021年2022年2017年2018年2019年2020年2021年2022年资料来源各公司公告招商证券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招商证券敬请阅读末页的重要说明12行业深度报告图16100万千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10万元千瓦按照当前长江电力的总装机量71695万千瓦计算总投资额为71695亿元前期建设期内不产生收益折旧年限假设长江电力各水电机组的初始运营期均为50年综合平均折机组装机量剩余折旧年限旧年限为40年机组剩余折旧年限的加权平均值总装机量机组装机量40已折旧年限302年计算得出剩余运营期为402年总装机量提价年限各地燃煤标杆电价平均值约为037元千瓦时相较公司现行上网电价027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5101537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533652亿元对应调整的折现率为279表9水电机组DCF估值关键假设关键假设总投资额亿元71695上网电价元千瓦时027贷款比例80提价年限10贷款金额亿元573560折现率279贷款年利率450加权平均折旧年限302还款年限15残值率2等额本息每年还款额亿元52652年折旧额亿元23238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060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716950716950716950716950716950716950716950716950利用小时数460000460000460000460000460000460000460000460000敬请阅读末页的重要说明13行业深度报告发电量亿千瓦时329797329797329797329797329797329797329797329797厂用电率0606060606060606上网电量亿千瓦时327818327818327818327818327818327818327818327818上网电价元千瓦时027027027027027027027027yoy0000000000000000发电收入8841988419884198841988419884198841988419发电成本4116141161411614116141161234081792417924折旧23238232382323823238232385484000000其他发电费用1792417924179241792417924179241792417924毛利4725847258472584725847258650117049570495毛利率534534534534534735797797税金及附加19451945194519451945194519451945其他期间费用17681768176817681768176817681768财务费用250647363512644214421442144214421营业利润1848136181384183912339123568766236162361利润总额1848136181384183912339123568766236162361所得税率2020202020202020净利润1478528945307343129931299455014988949889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302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50企业价值较当前有110的提升潜力提价幅度达到100时企业价值较当前有220的提升潜力提价幅度达到15时企业价值较当前有329的提升潜力提价至燃煤标杆价时企业价值较当前有810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0050100150372年均提价幅度0005101432十年后的电价元千瓦时027028030031037建设期折旧结束前的价值374153422737471123519324731202运营期末至折旧结束前的价值159496169611179726189841234711企业价值533649592348650849709166965913较当前提升幅度110220329810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389的提升潜力剩余运营期延长至80年时企业价值较当前有588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年敬请阅读末页的重要说明14行业深度报告更新改造投资额占总投资额比重10更新改造投资额亿元71695折旧年限18贷款金额亿元57356残值率2年折旧额亿元3903贷款比例80等额本息年还款额亿元12831贷款年利率450上网电价元千瓦时027还款年限5企业价值亿元741148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143390折旧年限18贷款金额亿元114712残值率2年折旧额亿元7807贷款比例80等额本息年还款额亿元14266贷款年利率450上网电价元千瓦时027还款年限10企业价值亿元847674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50则企业价值较当前有525的提升空间提价幅度达到100时企业价值较当前有662的提升空间提价幅度达到150时企业价值较当前有797的提升空间提价至燃煤标杆价时企业价值较当前有1397的提升空间表14水电机组DCF估值敏感性分析提价延寿提价幅度0050100150372剩余运营期4000110220329810年6038952566279713978058874089210431710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11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9429显著高于其他电力企业敬请阅读末页的重要说明15行业深度报告图17主要发电企业经营性现金流亿元图18主要发电企业ROE摊薄2017年2018年2019年2020年2021年2022年2017年2018年2019年2020年2021年2022年50045020400153501030025052000150-510050-100-15资料来源iFinD招商证券资料来源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年华能国际000000000000火电国电电力0630000100023长江电力71940820853641华能水电52460170182627水电国投电力50500160281425川投能源57510400403233光伏太阳能0360000130032三峡能源11300020080813风电龙源电力19190150120006中国广核44440080092732核电中国核电35360150171828资料来源iFinD招商证券敬请阅读末页的重要说明16行业深度报告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gkwh图20分电源发电设备平均利用小时数8209002017年2018年2019年2020年2021年2022年80070090006004908000500700040030023060002005000100412724121211400003000200010000火电水电风电光伏核电资料来源世界核协会招商证券资料来源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5060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378亿千瓦全球在18个国家在建57台核电机组总装机容量58858万千瓦表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年美国建成电第一代核电技术20世纪50-60年代功率为9万千瓦的shippingport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PWRSystem80和沸水第二代核电技术20世纪70-90年代堆核电机型BWR法国设计的压水堆核电机型P4M310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第三代核电技术20世纪90年代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敬请阅读末页的重要说明17行业深度报告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AP1000EPRABWRAPR1400AES2006ESBWRCAP1400华龙一号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第四代核电技术2001年以来坛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图22我国在运在建机组容量万千瓦及数量台1614在运容量在建容量146000在运机组数在建机组数6012105000501084000408665300030644200020431000102000000000年年年年年年年年年年年年年年年200920102011201220132014201520162017201820192020202120222008资料来源中国核电网招商证券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图242022年中国各电源发电量占比光伏总发电量核电发电量占比核电风电3510000060880000504060000水电30144000020火电2000010700002017年2018年2019年2020年2021年2022年资料来源国家统计局招商证券资料来源国家统计局招商证券敬请阅读末页的重要说明18行业深度报告表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对新建核电机组实行标杆上网电价政策根据目前关于完善核电上网电价机制有关201307国家发改委核电社会平均成本与电力市场供需状况核定全国问题的通知核电标杆上网电价为每千瓦时043元安全发展核电推进沿海核电建设十三五期间国家发改委电力发展十三五规划201611全国核电投产约3000万千瓦开工3000万千瓦以国家能源局2016-2020年上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推广应用自主知识产权的先进三代压水堆加快高201708国家发改委能源技术创新十三五规划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合理扩大核电消纳范围鼓励核电参与跨省区市场清洁能源消纳行动计划201812国家发改委交易鼓励核电开展优价满发试点确保2020年2018-2020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04350元执行浙江三门一期核电项目试行价格按关于三代核电首批项目试行上网201903国家发改委照每千瓦时04203元执行山东海阳一期核电项目电价的通知试行价格按照每千瓦时04151元执行试行价格从项目投产之日起至2021年底止建设华龙一号国和一号高温气冷堆示范工程中华人民共和国国民经济和社会积极有序推进沿海三代核电建设推动模块式小型202103国家发改委发展第十四个五年规划和2035年堆60万千瓦级商用高温气冷堆海上浮动式核动远景目标纲要力平台等先进堆形示范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国家发改委202201十四五现代能源体系规划示范积极推动高温气冷堆等先进堆型示范工程国家能源局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043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敬请阅读末页的重要说明19行业深度报告图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177万元千瓦岭澳核电站一期国产化比例接近30投资成本约为152万元千瓦降幅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11万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184万元千瓦和169万元千瓦而华龙一号单位造价约为156万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CNPM310改项目综合国产化率图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投资成本以2013年不变价调整后的投资成本300002500020000150001000050000大亚湾岭澳一期岭澳二期红沿河一期宁德一期阳江资料来源核电建设周期成本变化规律分析招商证券敬请阅读末页的重要说明20