中國核電“核電+新能源”雙輪驅(qū)動-量價齊升打開盈利空間

中國核電“核電+新能源”雙輪驅(qū)動_量價齊升打開盈利空間（報告出品方/作者：招商證券，宋盈盈）一、稀缺資產(chǎn)鑄就核電寡頭，新能源注入全新動能1、國資背景深厚，“核電+新能源”雙輪驅(qū)動中國核能電力股份有限公司的發(fā)展歷程可追溯至中國大陸第一座核電站——秦山核電站。1985年，我國自行設(shè)計的第一座30萬千瓦級壓水堆核電站在浙江省海鹽縣的秦山開工建設(shè)，標(biāo)志著我國核電“從零到一”的突破。2008年，公司的前身中核核電成立，中核集團(tuán)為其唯一股東，持有其100%股權(quán)。2011年，經(jīng)國務(wù)院國資委批復(fù)同意，公司完成股份制改革，并更名為中國核能電力股份有限公司。2015年，公司于上交所上市，同年，中國自主研發(fā)的第三代核電技術(shù)“華龍一號”示范工程開工建設(shè)。2021年，公司收購中核匯能，成為中核集團(tuán)內(nèi)部唯一的新能源發(fā)展平臺，業(yè)務(wù)正式轉(zhuǎn)變?yōu)橛伞昂穗?新能源”雙輪驅(qū)動。同年，“華龍一號”首堆福清5號機(jī)組正式投入商運(yùn)，全球首個陸上商用模塊化小型堆玲龍一號正式開工建設(shè)。背靠中核集團(tuán)，資源優(yōu)勢顯著。公司的控股股東為中國核工業(yè)集團(tuán)有限公司，持股比例為59.31%；實(shí)際控制人為國務(wù)院國資委。中核集團(tuán)作為國家核科技工業(yè)的主體，擁有完整的核科技工業(yè)體系，包括天然鈾的探、采及核燃料制造、核電技術(shù)研發(fā)、工程建設(shè)總包，到整個核燃料循環(huán)及后端的放射性處理處置等，不僅是公司發(fā)展的堅強(qiáng)后盾，也為提升產(chǎn)業(yè)鏈整體價值提供了可能。公司是國內(nèi)核電雙寡頭之一，核電裝機(jī)容量和發(fā)電量占比超過40%。截至2022年12月31日，公司控股在運(yùn)核電機(jī)組共25臺，裝機(jī)容量2375萬千瓦。2022年公司核電機(jī)組發(fā)電量累計1852.39億千瓦時，同比增長7.0%，約占全國運(yùn)行核電機(jī)組發(fā)電量的44.34%；累計上網(wǎng)電量1732.16億千瓦時，同比增長約7.1%。核電設(shè)備利用小時數(shù)為7889小時，平均機(jī)組能力因子為93.26%，均領(lǐng)先于行業(yè)平均水平。公司擁有國內(nèi)最豐富的核電在建和運(yùn)行機(jī)組堆型，其中壓水堆包括CP300、CP600、CP1000、華龍一號、玲龍一號、VVER-1000、VVER-1200、AP1000等。收購中核匯能，風(fēng)光資產(chǎn)提供新動能。2021年，公司收購控股股東中核集團(tuán)持有的中核匯能100%股權(quán)，新能源裝機(jī)規(guī)?？焖偬嵘＝刂?022年12月31日，公司新能源在運(yùn)在建項目合計1825.67萬千瓦（在運(yùn)裝機(jī)容量1253.07萬千瓦，在建裝機(jī)容量572.60萬千瓦），其中風(fēng)電576.24萬千瓦，光伏1249.43萬千瓦。2022年，公司新能源發(fā)電量140.48億千瓦時，同比增長47.66%，上網(wǎng)電量138.23億千瓦時，同比增長48.43%。風(fēng)電利用小時數(shù)為2289小時，光伏利用小時數(shù)為1365小時。公司收購中核匯能后，中核集團(tuán)承諾除與集團(tuán)合并形成的新能源發(fā)電業(yè)務(wù)外，其他子公司未來不會與公司在風(fēng)電、光伏領(lǐng)域發(fā)生同業(yè)競爭。公司成為了中核集團(tuán)旗下唯一的新能源發(fā)電上市平臺，“十四五”期間新能源裝機(jī)增速有望進(jìn)一步提升。2、主營業(yè)務(wù)增長穩(wěn)健，新能源業(yè)務(wù)收入快速提升整體來看：公司營業(yè)收入穩(wěn)步增長，從2015年的262.02億元穩(wěn)步增長至2022年的712.86億元，年均復(fù)合增速達(dá)到15.37%。歸母凈利潤規(guī)模總體持續(xù)擴(kuò)大，2015年至2022年的復(fù)合增速達(dá)到13.21%。2019年歸母凈利潤出現(xiàn)負(fù)增長主要系2018年三門核電1號、2號機(jī)組、田灣核電3號、4號機(jī)組陸續(xù)投入商運(yùn)，2019年管理性支出及利息費(fèi)用全部費(fèi)用化，且該年新增發(fā)行可轉(zhuǎn)換公司債利息。隨著公司市場化交易電量占比逐漸提升，疊加后續(xù)新能源業(yè)務(wù)并表，公司盈利能力自2019年起逐漸回升。2021年，公司歸母凈利潤同比增速達(dá)到近年來的高點(diǎn)34.07%，主要系當(dāng)年福清5號機(jī)組和田灣6號機(jī)組投入商運(yùn)，以及收購中核匯能帶來新能源裝機(jī)規(guī)模增長。分業(yè)務(wù)來看：核電貢獻(xiàn)了公司的主要營業(yè)收入，2022年，公司核電發(fā)電收入為634.04億元，占總營收比重為88.9%。新能源收入從2017年的0.28億元快速提升至2022年的65.39億元，年均復(fù)合增速達(dá)到197.6%。其中風(fēng)電收入達(dá)到23.05億元，光伏收入達(dá)到42.34億元。毛利率穩(wěn)定，凈利率自2019年觸底后反彈。公司毛利率穩(wěn)中有升，從2015年的44%上升至2022年的46%；2018年公司多臺機(jī)組投產(chǎn)，導(dǎo)致2019年費(fèi)用化支出增加，凈利率下滑至18%。自2020年起，公司凈利率持續(xù)上升，2022年提升至23%；公司凈資產(chǎn)收益率長期保持在10%左右?，F(xiàn)金流良好，在手現(xiàn)金充足，分紅率穩(wěn)定在35%以上。一方面，核電在前期建造階段投入較大，后期主要成本為折舊，這使得公司具有優(yōu)越的現(xiàn)金創(chuàng)造能力；另一方面，充裕的在手現(xiàn)金為公司裝機(jī)量的快速提升和新能源業(yè)務(wù)的拓展提供了基礎(chǔ)。近年來公司經(jīng)營性現(xiàn)金流穩(wěn)定增長，收現(xiàn)比常年保持在100%以上。此外，公司現(xiàn)金分紅比例穩(wěn)定在35%以上，每股股利從2015年的0.09元增長至2022年的0.17億元。穩(wěn)定的現(xiàn)金分紅比率和持續(xù)增長的每股股利彰顯出公司良好的經(jīng)營狀況。二、核電：護(hù)城河寬廣，“雙碳”目標(biāo)下盈利修復(fù)確定性高1、從追趕到超越，中國核電進(jìn)入安全高效發(fā)展階段自20世紀(jì)50年代以來，核電技術(shù)不斷迭代，目前已更新至第四代。20世紀(jì)50～60年代，基于軍用核反應(yīng)堆技術(shù)，由美國、蘇聯(lián)、加拿大、英國等國家設(shè)計、開發(fā)、建造的首批原型堆或示范電站，驗(yàn)證了核能發(fā)電的技術(shù)可行性。隨后，歐美各國制定了大量的核電發(fā)展計劃，核能發(fā)電技術(shù)得到了迅速發(fā)展。截至2022年底，全球在33個國家和地區(qū)共運(yùn)行422臺核電機(jī)組，總裝機(jī)容量3.78億千瓦。全球在18個國家在建57臺核電機(jī)組，總裝機(jī)容量5885.8萬千瓦。據(jù)中核戰(zhàn)略規(guī)劃研究總院預(yù)計，2022年全球核電發(fā)電量將達(dá)到2.7萬億千瓦時，在全球電力結(jié)構(gòu)中的占比約為9.6%。我國核電發(fā)展起步較晚，大致經(jīng)歷了四個發(fā)展階段，目前正處于快速追趕期。起步階段（1970-1993年）：20世紀(jì)70年代初，中國決定發(fā)展核電。1983年，中國確定了發(fā)展壓水堆核電的技術(shù)路線，明確了中國核電發(fā)展的基本方向。1984年，中國第一座自主設(shè)計和建造的秦山核電站開工建設(shè)；1991年12月15日，該電站成功并網(wǎng)發(fā)電，結(jié)束了中國無核電的歷史。適度發(fā)展階段（1994-2005年）：1996年，我國引進(jìn)法國M310技術(shù)并消化改進(jìn)的秦山核電廠二期2臺650兆瓦機(jī)組工程開工建設(shè)；2004年兩臺機(jī)組全部投入商運(yùn)。積極發(fā)展階段（2006-2011年）：隨著中國經(jīng)濟(jì)快速發(fā)展，能源電力需求不斷攀升。2006年《核電中長期發(fā)展規(guī)劃（2005—2020年）》明確指出“積極推進(jìn)核電建設(shè)”，確立了核電在中國經(jīng)濟(jì)與能源可持續(xù)發(fā)展中的戰(zhàn)略地位。其間，中國引進(jìn)歐美國家第三代核電技術(shù)AP1000和EPR1750，并在此基礎(chǔ)上不斷創(chuàng)新，形成了具有自主知識產(chǎn)權(quán)的第三代先進(jìn)壓水堆技術(shù)。安全高效發(fā)展階段（2015年-至今）：2011年日本福島核泄漏事件后，國家對所有在運(yùn)在建核電項目開展全面安全隱患大排查，針對排查出來的潛在隱患研究方案并采取改進(jìn)措施，并加強(qiáng)頂層設(shè)計，制定了最嚴(yán)格的安全標(biāo)準(zhǔn)，建立健全國家核應(yīng)急綜合體系。在織密核電安全網(wǎng)后，2021年《政府工作報告》正式提出，要“在確保安全的前提下積極有序發(fā)展核電”。中國核電進(jìn)入了安全高效發(fā)展的新階段。經(jīng)過長期的發(fā)展，我國核電行業(yè)已經(jīng)形成了完整的核電產(chǎn)業(yè)鏈，隨著審批節(jié)奏加快，核電規(guī)模逐步趕超歐美。核電產(chǎn)業(yè)中處于上游的企業(yè)有鑄鍛件、有色金屬、核原料等原材料和零部件廠商；核島、常規(guī)島、輔助廠房設(shè)備三個領(lǐng)域的制造企業(yè)在核電產(chǎn)業(yè)中位于中游；核電站的設(shè)計、建設(shè)及運(yùn)營商處于核電產(chǎn)業(yè)的下游位置。在核電規(guī)模上，中國正逐漸實(shí)現(xiàn)趕超。2021年，《政府工作報告》提出積極有序發(fā)展核電，同年新增5臺核準(zhǔn)機(jī)組；2022年新核準(zhǔn)10臺機(jī)組，核電審批和開工節(jié)奏明顯提速。根據(jù)世界核協(xié)會，截至2023年5月，我國在運(yùn)+在建機(jī)組總數(shù)達(dá)到77臺，已經(jīng)超過法國，僅次于美國。我國率先實(shí)現(xiàn)由二代向自主三代核電技術(shù)的全面跨越，先進(jìn)核能技術(shù)研發(fā)示范取得重要突破。通過全面加強(qiáng)核電自主創(chuàng)新，實(shí)施國家核電科技重大專項，我國核電技術(shù)水平顯著提升。2021年以來，“華龍一號”國內(nèi)外首堆相繼投入商運(yùn)，實(shí)現(xiàn)批量化規(guī)?；ㄔO(shè)，標(biāo)志著我國真正自主掌握了三代核電技術(shù)，商業(yè)化核電技術(shù)水平躋身世界前列。與此同時，大型先進(jìn)壓水堆重大科技專項“國和一號”示范工程建設(shè)進(jìn)展順利，預(yù)計2023年底建成投產(chǎn)。石島灣高溫氣冷堆核電站示范工程已于2021年內(nèi)成功并網(wǎng)發(fā)電，成為全球首個并網(wǎng)發(fā)電的球床模塊式高溫氣冷堆。中國示范快堆1、2號機(jī)組于2017年、2020年先后開工建設(shè)，預(yù)計“十四五”期間建成投產(chǎn)，將為使用MOX燃料的鈉冷商業(yè)快堆的發(fā)展奠定基礎(chǔ)。多功能模塊化小型堆“玲龍一號”示范工程開工建設(shè)，陸上小型壓水堆及海洋核動力平臺的研發(fā)持續(xù)開展；液態(tài)燃料釷基熔鹽實(shí)驗(yàn)堆工程建設(shè)正在穩(wěn)步推進(jìn)，鉛基快堆等研發(fā)取得重要進(jìn)展。2、供電穩(wěn)定+碳排放極低，核電護(hù)城河寬廣核電出力穩(wěn)定，全天可維持100%，并且碳排放量極低，可實(shí)現(xiàn)對化石能源的大規(guī)模替代。與化石能源相比，核電幾乎沒有燃料成本，全生命周期的總碳排放量較少，并且在運(yùn)行過程中不產(chǎn)生直接的碳排放，因此具有顯著的成本和環(huán)境雙重優(yōu)勢。若核電的環(huán)境貢獻(xiàn)能夠得到經(jīng)濟(jì)補(bǔ)償，其成本優(yōu)勢將更為突出。此外，核電發(fā)電極為高效，根據(jù)歐洲核能協(xié)會公布的數(shù)據(jù)，1000克標(biāo)準(zhǔn)煤、礦物油及鈾分別產(chǎn)生約8千瓦時、12千瓦時及24兆瓦時的電力。同時，相比依賴于多變的氣候條件為其面板和渦輪機(jī)提供動力的可再生能源，核電具備較強(qiáng)的抵御極端天氣災(zāi)害的能力，可作為全天候零碳基荷電源。據(jù)美國能源信息署數(shù)據(jù)，核能可在93.5%的時間內(nèi)滿負(fù)荷運(yùn)行，是迄今為止最可靠的能源。2022年，全國6000千瓦及以上電廠發(fā)電設(shè)備平均利用小時數(shù)為3687小時，全國核電的平均利用小時數(shù)為7616小時，且長期穩(wěn)定維持在遠(yuǎn)高于其他發(fā)電方式的水平。核電初期投資較大，折舊完成后長期經(jīng)濟(jì)性可觀。核電建設(shè)的前期投資較大，前期建造成本約占全部成本的50%-70%。以“華龍一號”為例，其單千瓦的建造成本約為1.6萬元。相比之下，火電的前期建造成本僅為20%-30%。此外，核電后續(xù)成本以折舊為主，商業(yè)模式和水電類似，設(shè)計壽命一般為60年左右，而投資回收期大約為10年，加上核燃料的體積小、能量大，運(yùn)輸成本較低，且發(fā)電不受自然條件的限制，長期來看經(jīng)濟(jì)性較強(qiáng)。據(jù)IEA和OECD-NEA聯(lián)合發(fā)布的電力估算成本報告，到2025年，核電仍將是成本最低的可調(diào)度低碳發(fā)電技術(shù)，只有大型水電可以做出類似的貢獻(xiàn)，但后者高度依賴于自然資源稟賦。與化石燃料發(fā)電相比，核電站成本預(yù)計比燃煤電廠更低。雖然燃?xì)?蒸汽聯(lián)合循環(huán)發(fā)電（CCGT）在一些地區(qū)具有競爭力，但其LCOE在很大程度上取決于各個地區(qū)的天然氣價格和碳排放價格。此外，長期運(yùn)行核電站的電力成本極具競爭力，是成本最低的低碳發(fā)電技術(shù)選擇。與二代核電相比，第三代核電對核電安全性、經(jīng)濟(jì)性的要求更高，發(fā)生嚴(yán)重事故的概率進(jìn)一步降低，機(jī)組的設(shè)計壽命進(jìn)一步延長。在嚴(yán)重事故概率方面，三代機(jī)組的反應(yīng)堆堆芯損壞概率從原先二代核電要求的1.010?4/堆年降低到1.010?5/堆年，大量放射性釋放概率從原來的＜1.010?5/堆年降低到了＜1.010?6/堆年（實(shí)際上我國自主三代核電“華龍一號”及“國和一號”技術(shù)，堆芯損壞概率均＜1.010?6/堆年，大量放射性釋放概率均＜1.010?7/堆年）。在設(shè)計壽命上，三代機(jī)組在二代基礎(chǔ)上延長了20年，對一些關(guān)鍵設(shè)備材料的性能要求進(jìn)一步提高。例如，反應(yīng)堆壓力容器鍛件尺寸加大，對鍛件的抗擊性能的要求進(jìn)一步提高；反應(yīng)堆一回路的主管道由過去的鑄件改為鍛件等。在核廢料方面，要求進(jìn)一步減少核廢料的產(chǎn)生量，尋找更佳的核廢料處理方案，減少對人員和環(huán)境的劑量影響。在經(jīng)濟(jì)性方面，要求進(jìn)一步降低單位千瓦造價和縮短建設(shè)周期，提高機(jī)組熱效率和可利用率。三代機(jī)組的年均折舊相較二代機(jī)組明顯下降。根據(jù)中國核電2020年年報，采用二代技術(shù)的田灣核電站5、6號機(jī)組單機(jī)裝機(jī)容量111.8萬千瓦，造價約307.85億元，按40年生命周期計算，二代機(jī)組的年均折舊為344.2元/千瓦；采用三代技術(shù)的福清核電站5、6號機(jī)組單機(jī)裝機(jī)容量116.1萬千瓦，造價389.6億元，按60年生命周期計算，年均折舊為279.61元/千瓦，相較二代機(jī)組下降18.8%。3、政策頻出加快核準(zhǔn)，量價齊升打開盈利空間我國的能源結(jié)構(gòu)呈現(xiàn)出消費(fèi)單極化較為顯著的特征。2022年我國的能源消費(fèi)結(jié)構(gòu)中，煤炭占比56.2%，石油占比17.9%，天然氣占比8.5%，核電、水電及新能源占比17.4%。而從世界平均水平來看，2021年以上各項能源消費(fèi)的占比分別為26.9%/31.0%/24.4%/17.7%。我國的能源消費(fèi)結(jié)構(gòu)呈現(xiàn)出明顯的比重不均衡且煤炭資源依賴程度高的特點(diǎn)，碳排放量相對較小的天然氣的消費(fèi)比重也遠(yuǎn)低于世界總體水平。從時間層面來看，我國“雙碳”戰(zhàn)略目標(biāo)實(shí)現(xiàn)的時限緊張且任務(wù)繁重。以美國和歐洲為代表的發(fā)達(dá)經(jīng)濟(jì)體早在21世紀(jì)初和20世紀(jì)90年代就完成了碳達(dá)峰工作，距2050年有長達(dá)50余年的過渡期來達(dá)到碳中和目標(biāo)，而對于中國，這個過渡期只有10余年。綜合以上能源結(jié)構(gòu)困境，我國需要在較短時間內(nèi)實(shí)現(xiàn)高碳能源的轉(zhuǎn)型與替代，而可再生能源由于易受制于特殊環(huán)境要求和能量密度低等缺點(diǎn)難以實(shí)現(xiàn)碳達(dá)峰目標(biāo)。由此來看，核能發(fā)電在中國有著非常大的發(fā)展?jié)摿εc空間。2021年國家首次提出“積極有序發(fā)展核電”，量價齊升打開盈利空間。量：根據(jù)“十四五“規(guī)劃，2025年我國在運(yùn)+在建核電裝機(jī)容量將超過100GW。“十四五”現(xiàn)代能源體系規(guī)劃提出，在確保安全的前提下，積極有序推動沿海核電項目的建設(shè)，保持平穩(wěn)建設(shè)節(jié)奏，合理布局新增沿海核電項目。開展核能綜合利用示范，積極推動高溫氣冷堆、快堆、模塊化小型堆、海上浮動堆等先進(jìn)堆型示范工程，推動核能在清潔供暖、工業(yè)供熱、海水淡化等領(lǐng)域的綜合利用。切實(shí)做好核電廠址資源保護(hù)。據(jù)中國核能協(xié)會及有關(guān)機(jī)構(gòu)預(yù)測，到2025年，我國核電在運(yùn)裝機(jī)規(guī)模將達(dá)到7000萬千瓦左右，在建裝機(jī)規(guī)模接近4000萬千瓦；到2035年，我國核電在運(yùn)和在建裝機(jī)容量將達(dá)到2億千瓦左右，發(fā)電量約占全國發(fā)電量的10%左右。未來15年仍是我國核電發(fā)展的重要戰(zhàn)略機(jī)遇期。價：從“一廠一價”到標(biāo)桿電價，再到市場化電價，核電企業(yè)盈利空間有望拓寬。核電發(fā)展初期，我國對其實(shí)行分別定價，上網(wǎng)電價根據(jù)核電項目造價確定。2013年，國家發(fā)改委發(fā)布通知，部署完善核電上網(wǎng)電價定價機(jī)制，并核定全國核電標(biāo)桿電價為0.43元/千瓦時，標(biāo)志著我國核電結(jié)束了“一廠一價”的定價機(jī)制。2015年新一輪電力市場改革以來，核電電價逐漸引入雙邊協(xié)商定價和市場競價機(jī)制，對核電的經(jīng)濟(jì)性提出了更高要求。2017年，《核電保障消納辦法出臺》，提出在市場條件允許情況下，省級政府電力主管部門按照國家規(guī)定的原則確定本地區(qū)核電機(jī)組優(yōu)先發(fā)電權(quán)計劃。2020年起，煤電價格聯(lián)動機(jī)制取消，定價機(jī)制改為“基準(zhǔn)價+上下浮動”的市場化機(jī)制。2021年以來煤價高企，發(fā)改委發(fā)布《關(guān)于進(jìn)一步深化燃煤發(fā)電上網(wǎng)電價市場化改革的通知》，將上下浮動的區(qū)間拓寬至20%，進(jìn)一步拓寬了核電企業(yè)的盈利空間。隨著國產(chǎn)化技術(shù)逐漸成熟，國產(chǎn)化率提高將降低核電站建設(shè)成本，進(jìn)一步提升核電企業(yè)盈利能力。我國核電國產(chǎn)化率不斷提高，即將實(shí)現(xiàn)完全自主。1987年開工建設(shè)的廣東大亞灣核電站引進(jìn)法國核電技術(shù)，核電設(shè)備國產(chǎn)化率僅1%。隨著天然鈾和核燃料保障體系不斷完善，我國已建立起較為完整、自主的核燃料循環(huán)產(chǎn)業(yè)鏈，能夠支撐核電中長期發(fā)展。核電裝備制造國產(chǎn)化和自主化能力也不斷提升，研究、制造和應(yīng)用整體水平不斷提高。如今，我國兩大自主三代核電技術(shù)路線“華龍一號”和“國和一號”的設(shè)備整體國產(chǎn)化率都已經(jīng)達(dá)到90%。根據(jù)國家電投的規(guī)劃，三代核電“國和一號”將于2023年實(shí)現(xiàn)整機(jī)設(shè)備100%國產(chǎn)化。國產(chǎn)化率的提升降低了核電站的建設(shè)成本，進(jìn)而降低折舊費(fèi)用，提高核電企業(yè)的盈利能力。大亞灣核電站是我國第一座商用核電廠，主要依靠國外公司進(jìn)行建設(shè)，投資成本約為1.77萬元/千瓦；嶺澳核電站一期國產(chǎn)化比例接近30%，投資成本約為1.52萬元/千瓦，降幅14%；批量建設(shè)后的紅沿河、寧德、陽江核電廠投資成本進(jìn)一步下降至1.1萬元/千瓦左右，降幅超過35%。若考慮價格指數(shù)，完全國產(chǎn)化后批量建設(shè)的機(jī)組成本下降幅度將超過60%。從三代核電項目來看，美國AP1000和法國EPR的單位造價約為1.84萬元/千瓦和1.69萬元/千瓦，而華龍一號單位造價約為1.56萬元/千瓦，成本大幅降低。隨著核電主設(shè)備制造國產(chǎn)化率逐步提高、新技術(shù)規(guī)模化應(yīng)用、優(yōu)化設(shè)計、縮短建造工期等，核電造價預(yù)計進(jìn)一步下行，未來有望和二代機(jī)組的成本相當(dāng)。三、風(fēng)光：能源轉(zhuǎn)型帶來重大發(fā)展機(jī)遇，成本下行利好裝機(jī)“雙碳”目標(biāo)驅(qū)動能源轉(zhuǎn)型，風(fēng)光發(fā)電迎來重大發(fā)展機(jī)遇。在“雙碳”目標(biāo)指引下的能源革命，意味著要將傳統(tǒng)的化石能源為主的能源體系轉(zhuǎn)變?yōu)橐钥稍偕茉礊橹鲗?dǎo)、多能互補(bǔ)的能源體系，進(jìn)而促進(jìn)我國能源及相關(guān)工業(yè)升級。2022年3月發(fā)布的《“十四五”現(xiàn)代能源體系規(guī)劃》提出，到2025年，非化石能源消費(fèi)比重提高到20%左右，非化石能源發(fā)電量比重達(dá)到39%左右。2022年6月發(fā)布的《“十四五”可再生能源發(fā)展規(guī)劃》進(jìn)一步提出，到2030年，非化石能源消費(fèi)占比達(dá)到25%左右，風(fēng)電和太陽能發(fā)電總裝機(jī)量達(dá)到12億千瓦以上，風(fēng)光迎來重大發(fā)展機(jī)遇。2022年，我國新增風(fēng)電裝機(jī)3763萬千瓦，同比-20.9%；新增光伏裝機(jī)8741萬千瓦，同比+59.1%。截至2022年底，我國風(fēng)電和光伏累計裝機(jī)量分別為3.65億千瓦和3.93億千瓦，整體均保持增長態(tài)勢。1、風(fēng)電：開啟平價上網(wǎng)時代，規(guī)?；?、大型化建設(shè)推動降本增效陸上風(fēng)電全面實(shí)現(xiàn)平價上網(wǎng)，海上風(fēng)電正處于過渡期。近年來，隨著技術(shù)進(jìn)步和發(fā)展規(guī)模的壯大，風(fēng)力發(fā)電成本迅速下降，政府也逐步下調(diào)風(fēng)電上網(wǎng)標(biāo)桿電價。2019年5月，國家發(fā)展改革委印發(fā)的《關(guān)于完善風(fēng)電上網(wǎng)電價政策的通知》提出，風(fēng)電標(biāo)桿上網(wǎng)電價改為指導(dǎo)價，作為風(fēng)電項目競價的最高限價，要求陸上風(fēng)電在2021年實(shí)現(xiàn)全面平價；新核準(zhǔn)海上風(fēng)電項目全部通過競爭方式確定上網(wǎng)電價，不得高于上述指導(dǎo)價，體現(xiàn)了全面實(shí)施競爭配置的政策導(dǎo)向?，F(xiàn)階段，國補(bǔ)雖已經(jīng)退坡，但福建、廣東、浙江、江蘇等地對海上風(fēng)電項目依然提供地方性補(bǔ)貼。預(yù)計到2025年，福建、廣東、浙江、江蘇的海上風(fēng)電基本能夠?qū)崿F(xiàn)平價上網(wǎng)，廣東和江蘇省海上風(fēng)電最低成本與煤電下浮價格持平或低于下浮價格，具有與煤電競價空間。我國風(fēng)電機(jī)組規(guī)?；⒋笮突厔菝黠@。近年來，我國風(fēng)電機(jī)組規(guī)模化、大型化趨勢明顯，根據(jù)CWEA數(shù)據(jù)，我國風(fēng)電新增裝機(jī)的機(jī)組平均功率由2011年的1.55MW提升至2022年的4.49MW，增長接近190%。其中新增陸上風(fēng)電機(jī)組平均單機(jī)容量由1.5MW提升至4.3MW，海上風(fēng)電機(jī)組平均單機(jī)容量由2.7MW提升至7.4MW。截至2022年，我國5.0MW及以上風(fēng)電機(jī)組新增裝機(jī)容量占風(fēng)電總裝機(jī)容量的比例已增長至50.6%。在新增的陸上風(fēng)電機(jī)組中，裝機(jī)容量在5.0MW及以上的機(jī)組占比為44.9%；由于海上風(fēng)電機(jī)組的工作環(huán)境相較陸上風(fēng)電更為復(fù)雜，對產(chǎn)品本身和成本管控能力要求更高，大兆瓦機(jī)型推出的趨勢更為明顯，2022年我國海上新增裝機(jī)單機(jī)容量6.0MW以上占比達(dá)92.6%。風(fēng)電規(guī)模化、大型化可以有效降低度電成本，提高機(jī)組運(yùn)營效益。項目規(guī)?；慕?jīng)濟(jì)性：在其他條件不變的情況下，風(fēng)電項目規(guī)模越大，單位千瓦投資越低。投資優(yōu)化主要來自于前期、設(shè)計及升壓站等公共成本降低，規(guī)模效益可有效降低總體投資，從而提升整體收益。此外，對大容量項目或?qū)⒍鄠€項目打捆進(jìn)行風(fēng)電機(jī)組設(shè)備招標(biāo)，可提高開發(fā)商的議價權(quán)，降低設(shè)備采購成本。以50MW項目為基準(zhǔn)，若項目容量增至100MW，單位千瓦投資可降低418元；若擴(kuò)容到400MW基地規(guī)模水平，單位千瓦投資可降低713元。投資的降低對項目收益的提升效果明顯，當(dāng)容量由50MW擴(kuò)容至400MW，項目全投資內(nèi)部收益率（IRR）將由9.33%提升至10.60%，平準(zhǔn)化度電成本（LCOE）則由0.3277元/千瓦時降低至0.3085元/千瓦時。機(jī)組容量大型化的經(jīng)濟(jì)性：風(fēng)電機(jī)組單機(jī)容量的大小直接決定著同等裝機(jī)規(guī)模所需要的風(fēng)電機(jī)組臺數(shù)，進(jìn)而影響風(fēng)電場道路、線路、基礎(chǔ)、塔架等的投資。同時，在風(fēng)能資源及土地資源緊缺的情況下，采用大容量機(jī)組還可解決風(fēng)電機(jī)組點(diǎn)位不足等問題。以僅考慮風(fēng)電機(jī)組點(diǎn)位影響的同一項目為例，當(dāng)機(jī)組單機(jī)容量由2MW增加到4.5MW時，項目投資成本顯著降低，靜態(tài)投資可降低932元/千瓦，全投資IRR可提升2.4%，資本金IRR可提升9%，LCOE可降低0.0468元/千瓦時。2、光伏：原料價格進(jìn)入下行通道，產(chǎn)能釋放在即2022年硅料價及組件價格高企，年底呈現(xiàn)斷崖式下降。能源轉(zhuǎn)型背景下，我國光伏裝機(jī)需求快速提升，但上游硅料擴(kuò)產(chǎn)周期長，疊加俄烏沖突持續(xù)推升歐洲需求等因素影響，2022年硅料價格持續(xù)攀升，光伏企業(yè)成本端承壓，裝機(jī)量增速趨緩。2022年12月開始，隨著硅料產(chǎn)能的逐步釋放，多晶硅和組件價格開始大幅回落。截至2023年1月11日，多晶硅（致密料，單晶用）價格已下降至13.0萬元/噸，相較2022年12月1日的高點(diǎn)30.3萬元/噸下滑57.1%；PERC組件價格（182mm）已下降至1.78元/瓦，相較2022年11月16日的高點(diǎn)1.98元/瓦下滑10.1%。2023年2月，硅料價格出現(xiàn)輕微反彈，主要系需求回暖+開工補(bǔ)庫所致，目前已重新進(jìn)入下行通道。硅料新建產(chǎn)能規(guī)模龐大，有望帶動成本進(jìn)一步下行，光伏裝機(jī)提速在即。據(jù)百川盈孚統(tǒng)計，2021年國內(nèi)硅料產(chǎn)能合計70萬噸，而2022年底國內(nèi)硅料產(chǎn)能達(dá)到112萬噸，同比提升60%。預(yù)計2023年國內(nèi)多晶硅產(chǎn)能將翻倍，達(dá)到240萬噸。2022年，國內(nèi)多晶硅產(chǎn)量達(dá)到78萬噸，同比增長97%。硅業(yè)分會表示，2023年國內(nèi)多晶硅產(chǎn)量保守估計有146萬噸，加上進(jìn)口多晶硅可達(dá)156萬噸，這些硅料已經(jīng)足夠600GW光伏裝機(jī)，已遠(yuǎn)超2023年的全球光伏裝機(jī)量需求，過剩的產(chǎn)能有望推動硅料和組件價格進(jìn)一步下行，提升運(yùn)營商的裝機(jī)意愿。據(jù)CPIA預(yù)測，2023-2030年我國光伏新增裝機(jī)規(guī)模將持續(xù)提升。2022年，國內(nèi)光伏新增裝機(jī)87.41GW，同比增加59.3%，其中，分布式光伏裝機(jī)51.11GW，占全部新增光伏發(fā)電裝機(jī)的58.5%。2022年戶用裝機(jī)達(dá)25.25GW，占2022年我國新增光伏裝機(jī)的28.9%。隨著光伏發(fā)電全面進(jìn)入平價時代，疊加“碳中和”目標(biāo)的推動以及大基地的開發(fā)模式，集中式光伏電站有可能迎來新一輪發(fā)展熱潮。此外，隨著光伏在建筑、交通等領(lǐng)域的融合發(fā)展，疊加整縣推進(jìn)政策的推動，分布式項目仍將保持一定的市場份額，整體來看，光伏裝機(jī)有望開啟高斜率增長。3、新能源欠補(bǔ)困局引來曙光，裝機(jī)積極性將進(jìn)一步提升2022年3月以來，國家多次下發(fā)可再生能源補(bǔ)貼，新能源補(bǔ)貼拖欠困局迎來曙光。2017年國內(nèi)新能源迅猛發(fā)展時，欠補(bǔ)問題開始顯現(xiàn)，缺口不斷擴(kuò)大。據(jù)中國可再生能源學(xué)會統(tǒng)計，截至2021年底，拖欠的可再生能源補(bǔ)貼累計約4000億元。欠補(bǔ)制約了可再生能源企業(yè)的健康發(fā)展，部分企業(yè)應(yīng)收賬款持續(xù)增加，現(xiàn)金流緊張。2022年3月，財政部發(fā)布《關(guān)于2021年中央和地方預(yù)算執(zhí)行情況與2022年中央和地方預(yù)算草案的報告》，明確指出要推動解決可再生能源發(fā)電補(bǔ)貼資金缺口。隨后，國家開展了可再生能源發(fā)電補(bǔ)貼核查工作，嚴(yán)厲打擊可再生能源騙補(bǔ)的行為。2022年10月，信用中國發(fā)布《關(guān)于公示第一批可再生能源發(fā)電補(bǔ)貼核查確認(rèn)的合規(guī)項目清單的公告》，本次公示第一批經(jīng)核查確認(rèn)的合規(guī)項目，共計7344個。其中，國家電網(wǎng)區(qū)域第一批經(jīng)核查確認(rèn)的合規(guī)項目共計6830個，南網(wǎng)區(qū)域項目共514個。分類型來看，共包含3778個風(fēng)電項目、2591個光伏項目和975個生物質(zhì)項目。2023年4月，國家電網(wǎng)公布第二批和第三批可再生能源發(fā)電補(bǔ)貼項目清單。其中，納入第二批補(bǔ)貼清單的項目共21個，核準(zhǔn)/備案容量1284兆瓦，其中生物質(zhì)發(fā)電項目3個，核準(zhǔn)/備案容量104兆瓦；納入第三批補(bǔ)貼清單的分布式項目共7117個，核準(zhǔn)/備案容量6672兆瓦。四、推薦邏輯：裝機(jī)增長+降本優(yōu)化，優(yōu)質(zhì)資產(chǎn)價值有待重估1、機(jī)組投產(chǎn)期將至，助力核電發(fā)電量穩(wěn)步增長2024年起核電新機(jī)組逐年投產(chǎn)，裝機(jī)容量將快速提升。截至2023年3月31日，公司控股在建核電機(jī)組9臺，裝機(jī)容量1012.9萬千瓦；核準(zhǔn)機(jī)組2臺，裝機(jī)容量242.2萬千瓦。9臺在建機(jī)組將從2024年起逐步投產(chǎn)，至2027年全部投產(chǎn)完畢。在我國加速核電核準(zhǔn)，每年預(yù)計核準(zhǔn)8-10臺機(jī)組的背景下，公司未來裝機(jī)增量確定性較高。據(jù)公司公告，公司正在開展前期準(zhǔn)備工作的核電機(jī)組超過10臺，滿足國家核電發(fā)展規(guī)劃需求。在建機(jī)組陸續(xù)投產(chǎn)，新機(jī)組核準(zhǔn)加速，將帶動公司核電發(fā)電量穩(wěn)步增長。2016年到2018年，連續(xù)三年未有常規(guī)商業(yè)核電站獲批開工，斷檔嚴(yán)重。“十四五”是我國能源行業(yè)優(yōu)化發(fā)展結(jié)構(gòu)、提升發(fā)展質(zhì)量、轉(zhuǎn)換增長動力的攻堅期。在國家“積極有序發(fā)展核電”的政策導(dǎo)向下，預(yù)計核電需求將在“十四五”期間進(jìn)一步釋放，核電利用小時數(shù)有望出現(xiàn)回升。按照2030年實(shí)現(xiàn)碳達(dá)峰目標(biāo)，結(jié)合核電項目約5年的建設(shè)周期，公司計劃按照每年新開發(fā)6-8臺機(jī)組具備核準(zhǔn)條件、2-4臺機(jī)組獲得國家核準(zhǔn)、并力爭在項目核準(zhǔn)后1年內(nèi)實(shí)現(xiàn)項目開工建設(shè)的節(jié)奏開展工作。后續(xù)伴隨新機(jī)組陸續(xù)投產(chǎn)，預(yù)計公司核電發(fā)電量將穩(wěn)步增長。發(fā)電量決定了公司核電業(yè)務(wù)的營收水平，2017-2022年，公司在運(yùn)核電機(jī)組裝機(jī)量由1434萬千瓦提升至2375萬千瓦，年均復(fù)合增速為10.62%；同期，公司核電發(fā)電量由1006.95億千瓦時上升至1852.39億千瓦時，年均復(fù)合增速為12.97%，發(fā)電量增長與裝機(jī)量增長基本同步。由于核電業(yè)務(wù)貢獻(xiàn)公司超過90%的收入，裝機(jī)量提升帶來的發(fā)電量增長將進(jìn)一步體現(xiàn)為公司收入的主要增量。2、降本增效正當(dāng)時，發(fā)電經(jīng)濟(jì)性有望提升建造端：隨著三代核電批量化建設(shè)的推進(jìn)，核電造價有進(jìn)一步下降的空間，發(fā)電經(jīng)濟(jì)性有望提高。當(dāng)前，國內(nèi)三代核電雙機(jī)組工程建成價平均在400億元人民幣左右，其中，工程費(fèi)用占比約60%，工程其他費(fèi)用占比約20%，建設(shè)期利息占比約12%。隨著三代核電批量化建設(shè)的推進(jìn)，得益于國產(chǎn)化率的提升，以及示范工程后經(jīng)驗(yàn)反饋、設(shè)計優(yōu)化，批量化后設(shè)備等價格降低，標(biāo)準(zhǔn)化后施工經(jīng)驗(yàn)積累、效率提升等，中短期內(nèi)三代核電造價有進(jìn)一步下降的空間。采用平準(zhǔn)化電價模型測算，若三代核電單位造價能降低至1.4萬元/千瓦，其平準(zhǔn)化電價可減少57元/千瓦；若單位造價進(jìn)一步降低至1.3萬元/千瓦，其平準(zhǔn)化電價可減少72元/千瓦，發(fā)電經(jīng)濟(jì)性將顯著提升。原料端：公司加強(qiáng)成本端把控，保障戰(zhàn)略性資源。近年來，公司成本結(jié)構(gòu)基本穩(wěn)定，其中固定資產(chǎn)折舊占比約40%，燃料及其他材料成本占比約22%，單位發(fā)電量燃料成本基本維持在0.045元/千瓦時左右。為保障公司穩(wěn)定的成本結(jié)構(gòu)和燃料來源，公司通過與中核集團(tuán)下屬燃料采購企業(yè)和組件加工企業(yè)簽訂長期協(xié)議，有效鎖定燃料采購數(shù)量和價格。此外，公司還參股中核集團(tuán)旗下的中國鈾業(yè)有限公司，進(jìn)一步增強(qiáng)了天然鈾儲備能力，強(qiáng)化了上游戰(zhàn)略性資源保障。運(yùn)營端：核電機(jī)組運(yùn)營效率較高，安全記錄良好，降本增效措施不斷落地。從運(yùn)營效率來看，公司具有多年核電運(yùn)營管理經(jīng)驗(yàn)，核電利用小時數(shù)持續(xù)高于全國平均水平，且呈現(xiàn)穩(wěn)步增長的趨勢。此外，由于核電生產(chǎn)投入的總成本包含較高的固定成本與相對偏低的可變成本，在相同區(qū)域市場中，核電項目維持盈虧平衡的最低負(fù)荷因子需求要比煤電項目高?，F(xiàn)階段，國家審核批準(zhǔn)的核電項目基本上都是按照負(fù)荷因子為85%（換算年利用時長為7446小時），而根據(jù)測算，負(fù)荷因子每下降5%，發(fā)電成本便會上升約16元/(MWh)。公司核電機(jī)組平均負(fù)荷因子由2017年的84.97%提升至2022年的90.04%，發(fā)電經(jīng)濟(jì)性不斷提高。從安全狀況來看，2022年公司24臺機(jī)組WANO綜合指數(shù)平均分為98.58分，其中18臺機(jī)組滿分，安全運(yùn)行業(yè)績繼續(xù)保持世界領(lǐng)先?？s短大修工期、降低廠用電率，實(shí)現(xiàn)降本增效。在保證大修安全質(zhì)量的前提下，公司通過對技術(shù)的更新、優(yōu)化，縮短大修工期，從而提高機(jī)組利用小時數(shù)，促進(jìn)單機(jī)發(fā)電量增長。公司還成立大修中心等六大中心，將檢修、采購等業(yè)務(wù)進(jìn)行集約化、專業(yè)化、統(tǒng)一化管理，減少人員費(fèi)用，提高管理和運(yùn)營效率。此外，公司通過技術(shù)改造、管理更新等手段，將廠用電率從2017年的6.67%降至2022年的6.14%，有助于進(jìn)一步提高發(fā)電效率。3、市場化交易電量占比提升，煤電市價回暖有望帶動核電電價上浮，增厚公司收入電力市場化改革不斷推進(jìn)，中長期電力直接交易量大幅提升。隨著電力體制改革的深入，國內(nèi)電力市場已經(jīng)逐漸建立了較為成熟的中長期市場、現(xiàn)貨市場和輔助服務(wù)市場。2022年1月，國家發(fā)展改革委出臺了《關(guān)于加快建設(shè)全國統(tǒng)一電力市場體系的指導(dǎo)意見》，對構(gòu)建多層次統(tǒng)一電力市場體系做出了詳細(xì)規(guī)劃。建立一個多層次統(tǒng)一的電力系統(tǒng)有助于優(yōu)化資源分配和利用，實(shí)現(xiàn)社會利益的最大化。按交易結(jié)算口徑統(tǒng)計，2022年全國市場交易電量共5.25萬億千瓦時，同比增長39%，占全社會用電量比重達(dá)60.8%。其中，全國電力市場中長期電力直接交易電量合計4.14萬億千瓦時，同比增長36.2%。從交易品種來看，省內(nèi)交易電量合計4.22萬億千瓦時，其中電力直接交易4.01萬億千瓦時；省間交易電量合計1.04萬億千瓦時，其中電力直接交易0.13萬億千瓦時。成本傳導(dǎo)機(jī)制逐漸暢通，多地上網(wǎng)電價頂格上漲。2021年以來，國內(nèi)動力煤價格猛漲，發(fā)電企業(yè)成本端承壓，電力供應(yīng)緊張。對此，發(fā)改委于2021年10月發(fā)布《關(guān)于進(jìn)一步深化燃煤發(fā)電上網(wǎng)電價市場化改革的通知》，將上下浮動的區(qū)間拓寬至20%，對于發(fā)電企業(yè)來說，放開上網(wǎng)電價意味著可以通過競價上網(wǎng)、大用戶直接交易、跨省跨區(qū)交易等方式參與市場競爭，提高經(jīng)營效率和收益。通知發(fā)布后，多省份市場交易電價頂格上漲至20%的上浮上限。例如，2021年10月15日，山東省完成了燃煤發(fā)電上網(wǎng)電價市場化改革后的首次交易，成交電量達(dá)110.7億千瓦時，成交均價較基準(zhǔn)電價上浮19.8%；10月25日，江蘇省組織開展了第二次電力交易，成交電量108.69億千瓦時，成交價格達(dá)到基準(zhǔn)電價上浮20%的上限。相對于歐美國家，我國上網(wǎng)電價仍然偏低，在新能源裝機(jī)持續(xù)提升的背景下具有上漲預(yù)期。從工業(yè)及居民電價來看，中國的電價低于世界平均水平。一般而言，新能源裝機(jī)占比越高，電力現(xiàn)貨市場的價差將會越大，同時，電力輔助服務(wù)需求、容量充裕性需求將越高，電力系統(tǒng)的成本也隨之增加。因此，可再生能源占比高的發(fā)達(dá)國家的電價普遍高于傳統(tǒng)能源占比高的發(fā)展中國家。在電力市場化改革不斷推進(jìn)和清潔能源裝機(jī)量持續(xù)提升的背景下，中國電價在本輪煤價上漲期結(jié)束后仍可能受到系統(tǒng)性成本增加帶來的壓力，預(yù)計電價在中短期內(nèi)繼續(xù)保持上漲態(tài)勢。公司市場化交易電量占比持續(xù)提升，煤電市價回暖有望帶動核電電價上浮，從而增厚公司收入。公司市場化交易電量由2017年的198億千瓦時提升至2022年的816億千瓦時，年均復(fù)合增速為32.74%；占上網(wǎng)電量比重由2017年的20%提升至2022年的44%。若標(biāo)桿電價頂格上浮20%，相較公司核電機(jī)組計劃內(nèi)上網(wǎng)電價將產(chǎn)生7%-31%的溢價，為公司帶來額外收入。根據(jù)各省發(fā)布的2023年電力市場化交易方案，我們測算了在標(biāo)桿電價上浮5%/10%/20%時，公司核電業(yè)務(wù)將帶來的新增收入分別為15.07/30.14/60.29億元，占2022年公司核電業(yè)務(wù)收入的比重分別為2.4%/4.8%/9.5%。隨著電力市場化改革進(jìn)一步推進(jìn)，公司參與市場化交易的電量將進(jìn)一步提升，疊加多地市場化交易電價上漲的預(yù)期，公司收入有望增厚。4、獨(dú)享集團(tuán)新能源資產(chǎn)，“核電+新能源”發(fā)展模式大有可為收購中核匯能后，公司新能源裝機(jī)量快速提升。根據(jù)公司公告，截至2023年3月31日，公司新能源控股在運(yùn)裝機(jī)量為1306.06萬千瓦，其中風(fēng)電裝機(jī)425.69萬千瓦，光伏裝機(jī)量880.37萬千瓦，控股獨(dú)立儲能電站21.10萬千瓦；控股在建裝機(jī)容量763.98萬千瓦，其中風(fēng)電在建裝機(jī)容量155.5萬千瓦，光伏在建裝機(jī)容量608.48萬千瓦。2022年，公司新能源機(jī)組發(fā)電量合計140.48億千瓦時，同比+47.66%，上網(wǎng)電量合計138.23億千瓦時，同比+48.43%。此外，公司計劃在“十四五”末期實(shí)現(xiàn)新能源裝機(jī)規(guī)模3300萬千瓦，在全力推進(jìn)核電、新能源齊發(fā)力的基礎(chǔ)上，進(jìn)一步研究新一代太陽能電池技術(shù)、新型儲能技術(shù)等，從產(chǎn)業(yè)投資逐步轉(zhuǎn)型為上下游產(chǎn)業(yè)鏈及技術(shù)集成的新能源產(chǎn)品供應(yīng)商，實(shí)現(xiàn)中國核電從“單一型”選手向“全能型”選手的轉(zhuǎn)變。2023年，公司計劃獲取新能源指標(biāo)1000萬千瓦，開工建設(shè)1000萬千瓦，新增新能源裝機(jī)600萬千瓦，快速提升的新能源裝機(jī)量將成為公司業(yè)績增長的重要驅(qū)動力。獨(dú)占優(yōu)質(zhì)風(fēng)光資源，推進(jìn)綜合能源布局。作為中核集團(tuán)旗下唯一的新能源上市平臺，公司獨(dú)占中核集團(tuán)的優(yōu)質(zhì)風(fēng)光資源。中核集團(tuán)擁有1900萬平方公里的國家劃撥土地，且都是在風(fēng)光資源較為充足的地區(qū)，比如甘肅等地。據(jù)測算，若這些地區(qū)具備輸送條件，可帶來2000-3000萬千瓦的新能源增量。此外，公司核電項目所在省份均為東部沿海地區(qū)，如浙江、江蘇、福建等，具有較充裕的風(fēng)光資源，廣闊的灘涂是未來建設(shè)“核電+新能源”項目的重要基礎(chǔ)。推動核能綜合利用產(chǎn)業(yè)布局，打造全國示范性零碳能源基地。2021年底，公司浙江海鹽核能供熱示范工程（一期）正式投運(yùn)，這是我國南方地區(qū)首個核能供熱項目，供暖面積達(dá)46萬平方米，惠及