一、中国核电行业现状

1、电力供需向好+技术进步机组利用效率稳步提升

“十二五”期间用电需求疲软叠加装机增速不减，全国电力供求矛盾加剧；除常规换料大修外，核电机组应电网要求降功率运行或临停备用现象时有发生，多因素导致全国核电设备平均利用小时下降。

“十二五”期间全国用电量增速逐年下滑，但装机总量仍保持每年8%以上的增速，电力供求矛盾加剧导致自2011年开始全国电力设备利用小时进入下行通道。在此背景下，部分核电机组应电网要求降功率运行或临停备用的现象时有发生，核电消纳存在一定困难。另外由于核电站运行的行业特点，核电站均需要定期进行换料大修，同时开展技术改造，换料大修的工期长短也会影响核电利用小时数。受多种因素综合影响，自2013年以来，我国核电设备利用小时数逐年降低，2015、2016年全国核电设备利用小时数分别同比减少384、361小时，核电设备平均利用率仅为83.30%、79.55%。

以2017年上半年为例，秦山第三核电厂1号机组春节期间（1月底）应电网要求降功率运行，3月底至6月中旬进行了第9次换料大修，2017H1机组利用率为58.28%；昌江核电厂1号机组1月中旬至3月下旬进行了第1次换料大修，4月至6月大部分时间应电网要求降功率运行，2017H1机组利用率仅为48.06%。

2016年各省份用电需求出现好转，2017年1-11月浙江、福建两省的累计用电量分别同比增加8.50%、7.37%，与2016年全年增速基本持平；同期浙江、福建两省的发电设备利用小时数同比分别增加52、216个小时，省内装机发电效率稳步提高。

核电机组所在各省份用电增速情况

资料来源：公开资料整理

相关报告：智研咨询网发布的《2018-2024年中国核电装备行业深度调研及发展前景预测报告》

煤电供给侧改革加速推进，未来煤电新增装机大幅压减，利好核电发电效率提升。

2017年7月发改委等16部委联合发布《关于推进供给侧结构性改革防范化解煤电产能过剩风险的意见》，意见指出优化我国煤电结构，淘汰落后产能、严控新增煤电装机。“十三五”期间，全国停建和缓建煤电产能1.5亿千瓦，淘汰落后产能0.2亿千瓦以上；落实分省年度投产规模，缓建项目可选择立即停建或建成后暂不并网发电；严控煤电外送项目投产规模，原则上优先利用现役机组，2020年底前已纳入规划基地外送项目的投产规模原则上减半。

2017年9月，国家发改委、国务院国资委、国家能源局联合印发《2017年分省煤电停建和缓建项目名单的通知》，其中公司下属福清核电站所在的福建省缓建煤电项目共计664万千瓦，对福建省装机增长抑制效果明显。另外各省在“十三五”规划中纷纷推进煤电供给侧改革，其中浙江省将关停30万千瓦以下燃煤机组；福建省除已批的大型煤电和热电联产项目外，原则上不再建设新的煤电项目，并提出发展核电及新能源发电；江苏省“十三五”期间预计关停250万千瓦落后煤电产能，对未按期完成淘汰减煤任务的地区，实行项目“区域限批”，暂停该地区耗煤项目的环评和审批。未来几年随着煤电供给侧改革加速推进，各省份煤电装机增速放缓，供求关系改善利好核电发电效率提升。

2017年1-11月全国核电设备利用小时数为6504小时，较去年同期增加126个小时，回升态势明显。

全国核电设备利用小时数（单位：小时）

资料来源：公开资料整理

二、煤价高企煤电价格上调有力支撑核电电价水平

核电定价机制逐渐完善，新投产机组上网电价与燃煤机组标杆电价挂钩。2013年国家发改委发布《关于完善核电上网电价机制有关问题的通知》，通知规定2013年1月1日以后投产的核电机组实行“机组商运时燃煤机组标杆电价与核电标杆电价孰低”定价政策，其中新投产的核电机组标杆上网电价为0.43元/千瓦时（含税），燃煤机组标杆电价为核电机组所在地的煤电标杆电价（含脱硫、脱硝加价）。2013年1月1日以前投产的核电机组，电价仍按原规定执行，即继续按单独核定的上网电价执行。

2017下半年开始多地区煤电价格上调，当前煤价高企、煤电上网价格有望进一步上调，有力支撑后续投产核电机组电价水平。从16年下半年至今，动力煤价格持续高位运行，为缓解煤电企业压力，多省市已于17年7月1日开始上调煤电电价（江苏上调1.3分／千瓦时，福建省上调1.95分／千瓦时，海南上调1分／千瓦时）。

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