中国核电2025年半年报交流
$中国核电(SH601985)$ $中国广核(SZ003816)$ $中广核电力(01816)$
会议要点
1.2025年上半年业绩概览
核心经营数据：2025年上半年累计实现上网电量1217.76亿千瓦时，营业收入409.73亿元，归母净利润56.66亿元。
核电业务表现：控股在运26台机组，装机容量2500万千瓦，上半年核电上网电量998.61亿千瓦时，同比增长12.01%，实现营业收入333.73亿元，同比增长6.54%，归母净利润53.22亿元，同比增长9.48%，并圆满完成六次大修。
新能源业务表现：截止6月30日，控股在运新能源装机3322.49万千瓦（风电1034.18万千瓦，光伏2288.31万千瓦），上半年新能源上网电量219.15亿千瓦时，同比增长35.76%，实现收入76亿元，同比增长24.23%，但归母净利润3.44亿元，同比下降66.28%。
2.核电业务发展与展望
在建及核准待开工机组：共18台，装机容量合计2185.9万千瓦。其中，漳州二号机组预计下半年投产，目前处于设备调试阶段；其余17台机组预计未来5至6年内陆续具备相应条件，预计到2031年控股在运核电装机容量将达到4685.9万千瓦，较目前增长约87%。
核电电价情况：
分地区电价：2025年上半年各电厂电价拆分情况为：秦山约0.4134元/千瓦时，江苏田湾约0.3883元/千瓦时，福清约0.3932元/千瓦时，海南约0.4093元/千瓦时，三门约0.4056元/千瓦时，漳州约0.3835元/千瓦时。
电价同比变化：江苏田湾核电电价同比下降明显，从去年上半年的0.44元/千瓦时降至今年的0.39元/千瓦时；秦山、福清、三门、漳州等变化不大，海南电价亦有下降。
电价影响因素：部分核电参与市场化交易导致电价下降，如福清、海南有少量电量参与市场化交易；2024年福清两台华龙一号机组回收了2021到2023年的差额电价约5亿元，该特殊因素使得2025年同比存在基数差异。
核电燃料成本：铀资源成本预计不会大幅上升，因新核电机组未大幅增加，产铀国产量稳步增长，且公司绝大部分铀资源通过中长期长协采购，实际价格基本稳定在60到80美元/磅左右。
3.新能源业务发展与挑战
新能源净利润下降原因：
股权稀释：中国核能有限公司去年发行两期类REITs市场化债转股及二次增资引战，导致少数股东权益占比从7.74%上升至43.85%，影响归母净利润约3.5亿元。
成本增加：受136号文影响，部分项目为赶在2024年6月20日前投产存在抢装现象，集中转固后折旧费用大幅提升，上半年新能源折旧费用共计33.33亿元，同比增长13.05亿元。
市场化交易电价：2025年上半年新能源市场化交易电价约为0.28元/千瓦时，较2024年同期的0.29元/千瓦时略微下降约5厘钱，风电和光伏市场化电价均在此水平左右。
限电情况：西北省份限电率较高，新疆约30%多，青海约30%，甘肃约25%，西藏约50%，公司在甘肃、新疆的新能源项目较多，受影响较大；山东、江苏等省份限电率相对较低。
未来发展规划调整：
装机结构优化：更倾向于多建风电（效益优于光伏），尽量压缩光伏装机规模。
发展节奏控制：此前规划每年新增500万千瓦新能源装机，目前将控制节奏，不再按原大规模推进；十五五规划正在编制中，尚未最终发布。
区域布局调整：结合136号文影响，将新能源项目布局从西北向东南沿海电力消纳较好的省份转移，并更多开发海上风电等收益率较高的项目。
4.电力市场化与电价趋势
市场化电量比例：电力市场化改革是大趋势，后续市场电比例将逐渐升高。
电价走势判断：预计未来电价不会再有大幅下降，如江苏省电价已比浙江省低约两三分钱，核电与新能源电价已处于较低水平。
136号文影响：导致新能源上网电价和电量均受影响，但存量补贴项目采取平稳过渡机制，收益相对有保障；增量项目面临较大竞价压力，整个新能源行业进入下行通道，但国家仍鼓励新能源发展。
5.资本开支与在建项目
新能源在建项目：目前仍有约1000万千瓦新能源项目在建，主要为大基地项目，工程已开工，将继续按计划建设完工，主要分布在新疆、甘肃、内蒙、青海、江苏（如江苏滩涂光伏200万千瓦项目） 等区域，投产节奏主要集中在2025至2026年。
资本开支趋势：新能源资本开支预计呈稳中有降趋势，因在建项目有惯性需继续建设，后续将根据行业发展情况调整规模，2025年可能是资本开支相对高点，26年后整体资本开支水平或有收缩。
6.财务与分红政策
中期分红：今年首次进行中期分红，未来预计将长期坚持中期分红政策。
分红比例：近年来分红比例均不低于35%，2024年分红比例达到41%以上，未来将根据财务状况和项目资本金需求决定，若在建项目减少、资本需求降低，分红比例有逐年提升的可能。
其他收益：2025年上半年其他收益同比增加约3亿元，主要为政府补助，其中增值税退税部分根据实际缴纳税费情况清缴，大部分已计入半年报，小部分将于后续7、8月缴纳，对总体影响不大。
7.成本控制与运营效率
田湾核电成本控制：田湾核电上半年净利润同比仅下降约1亿元，度电净利润同比下降几厘钱，好于电价降幅，主要得益于成本端控制及大修计划安排（上半年全系统开展六次大修，二季度有部分天窗，下半年还有大修）。
Q&A
Q:
福清核电和海南核电电价同比下降的主要原因是什么？
A:
主要原因包括：一是核电参与市场化交易的电量增加；二是2024年福清两台华龙一号机组收到2021到2023年的差额电价约5亿元，该部分收入为2024年特有，2025年不再存在，导致同比数据下滑。
Q:
2025年上半年新能源（风电和光伏）市场化交易电价的情况如何？与去年同期相比折价幅度有何变化？
A:
2025年上半年新能源市场化交易电量占比约67%，市场化电价约为0.28元/千瓦时，与2024年同期的0.29元/千瓦时相比，略微下降约5厘钱（不到一分钱），其中风电和光伏的市场化电价均在0.28元/千瓦时左右。随着相关政策发布，新能源已全部电量走向市场化，固定电价部分意义不大。
Q:
对明年电力市场化电价的情况、市场化电量比例的看法，以及对核燃料成本和铀价的展望趋势如何？
A:
关于明年电力市场化电价，江苏作为受市场电力影响较大的省份，其九月份现货价格偏低，但判断不会再有大幅下降，因核电与新能源电价已处于较低水平，且江苏省电价已比浙江省低约两三分钱。市场化电量比例方面，后续将逐渐升高是电力市场改革的大趋势，可能会有逐渐上升的过程。核燃料成本方面，铀资源成本不会大幅上升，因新核电机组未大幅增加，产铀国产量稳步增长，且铀资源应用场景有限，国际市场短期波动对长期价格影响不大；公司绝大部分铀采购签订中长期长协，实际价格基本稳定在60到80左右，判断不会大幅上涨。此外，公司与控股股东下属铀业签订的合同到2030年到期，期间按原计算公式计算价格。
Q:
新能源剔除并表类REITs部分后，按持股比例计算的权益装机及利润贡献情况如何？汇能与新华水力发电合并事宜的进展如何？
A:
汇能方面，2024年下半年通过港股七级权益融资等产品发行，少数股东权益占比从7.74%上升至43.85%，对归母净利润影响约3.5亿；同时，综合电站对汇能的占比从70%多降至60%多，汇能自身定增减少导致可分配利润降低，双重因素影响下，中国核电对汇能的归母净利润贡献有所减少。汇能与新华水力发电合并事宜目前处于筹备阶段，新华已由集团委托管理，双方已合署办公，后续资本运作情况将在适当阶段公告，目前无其他可对外公告信息。
Q:
上半年新能源行业盈利承压，公司对新增风电和光伏的态度及后续新能源新增装机规划是怎样的？
A:
公司十四五末新能源在运3000万千瓦的规划已提前实现，目前在运已达3300万千瓦。十五五规划尚在编制中，未最终发布。态度上更倾向于多建风电，因其效益优于光伏，会尽量压缩光伏装机，同时控制整体发展节奏。鉴于新能源行业下行，此前每年新增500万千瓦的装机规模节奏将放缓，不再按原大规模推进。
Q:
136号文落地后，对整个行业的市场化电价或机制电价有何影响？
A:
136号文对新能源行业整体产生影响，导致上网电价和电量均受波及，但存量补贴项目有平稳过渡机制，收益相对有保障，存量项目收益变化不大且有保护期，其未来收益需看后续政策。公司判断136号文后新能源行业进入下行通道，但国家不会完全遏制行业发展，后续将结合最新情况优化项目布局，重点向东南沿海电力消纳好的省份转移，并更多开发海上风电等收益率较高的项目，同时控制规模扩张。
Q:
新能源新增装机体量较大，25年是否为资本开支相对高点，26年以后整体资本开支水平是否会收缩？
A:
目前在建新能源约1000万千瓦，工程已开工，尤其大基地项目将继续按原计划建设完成。新能源资本开支判断为稳中有降的趋势，整体会有往下走的趋势，但不会大幅下降，后续规模需根据行业发展情况判断。
Q:
在建大基地项目的投产节奏是否主要在25到26年，所在区域是否以新疆为主？
A:
大基地项目以西北地区为主，包括新疆、甘肃、内蒙等省份，还有青海及江苏滩涂光伏（200万千瓦）等项目。
Q:
西北大基地投产时能否有配套特高压外送工程同步落地？
A:
目前行业存在电网建设落后于电源建设的情况，西北地区因新能源建设速度远超电网规划，导致窝电严重。公司正通过直流、源网荷储等措施解决消纳问题，预计随着新能源节奏放缓及电网建设完善，消纳问题将逐步缓解。
Q:
田湾核电上半年净利润同比下降幅度小于电价降幅的原因是什么？
A:
田湾核电上半年净利润下降幅度小于电价降幅，主要得益于成本端的有效控制，同时上半年大修计划安排（上半年全系统开展六个大修，二季度有部分天窗，下半年还有大修）也对成本产生了积极影响，使得成本端表现好于电价下降的影响。
Q:
今年上半年其他收益增加约3亿元的原因是什么？增值税退税是否涉及所得税缴纳问题，其在财报中的处理方式是怎样的？
A:
今年上半年其他收益增加约3亿元主要源于政府补助中的增值税退税。关于增值税退税涉及的所得税缴纳，公司根据实际缴纳税费情况进行清缴，大部分退税已计入半年报，仅有很小一部分会在后续7月、8月缴纳，对总体影响不大。
Q:
2025年上半年各地区核电上网电价的具体情况如何？
A:
2025年上半年各地区核电上网电价拆分如下：秦山地区0.4134元/度，江苏省0.3883元/度，福清0.3932元/度，海南0.4093元/度，三门0.4056元/度，漳州0.3835元/度。
Q:
各地区核电电价是否有同比变化？
A:
各地区核电电价同比情况为：秦山去年与今年均为0.41元/度，影响较小；田湾核电（江苏）去年上半年0.44元/度，今年0.39元/度，影响较大；福清变化不大，均为0.39元/度左右；海南无市场电，三门和漳州变化不大。
Q:
核电电价与火电的挂钩情况如何？未来是否会与火电进一步脱钩或与容量电价挂钩？
A:
核电电价与火电的挂钩主要体现在市场电部分，尤其是中长协等市场电受火电市场电情况影响，例如江苏省因煤电价格下跌导致火电市场电下降，进而影响核电电价，每度电低了不到两分钱。目前核电电价机制仍按照2013年113号文执行，尚无与火电脱钩或与容量电价挂钩的调整，国家虽有研究新机制，但无正式文件发布。
Q:
核电能否通过签订多年长期电价来平滑单年电价波动？
A:
核电目前没有长协电价机制。根据相关规定，核电机组上网电价以商运当年当地脱硫脱硝火电标杆电价与0.415元（原0.43元，因税改调整）的孰低原则确定核准电价。计划电量按核准电价结算，市场电部分形式复杂，各省差异大，无法通过多年长协平滑波动。
Q:
上半年风电和光伏的电价及同比情况如何？新能源主要布局地区的限电情况是怎样的？
A:
上半年新能源市场电价约为0.2853元/度，标杆电价约为0.28元/度，去年同期为0.2909元/度，同比每度电下跌0.0056元（五厘钱）。其中，风电电价为0.2875元/度，光伏电价为0.2832元/度，两者价格基本接近。限电方面，西北省份限电率较高：新疆整体限电率约30%多，青海约30%，甘肃约25%，西藏约50%（公司在西藏项目较少）；山东、江苏等其他省份限电率相对较低。公司在甘肃、新疆的项目较多，受影响较大。
Q:
公司首次进行中期分红后，是否会常态化开展？未来分红比例如何展望？
A:
中期分红未来将长期坚持。去年已实施一次特殊分红（类中期分红），今年起正式按中报进行中期分红。分红比例方面，公司近年分红比例均不低于35%，2024年年报分红比例达41%以上。后续将根据财务状况及项目资本金需求调整，若未来在建项目减少、资本金需求降低，分红比例有望逐年提升，长期目标向长江电力等企业看齐（如70%-80%）。
Q:
今年上半年新能源板块在子公司层面是否出现亏损情况？
A:
新能源板块今年上半年个别项目出现亏损，主要集中在西北地区，受限电率高和电价下降双重影响。但亏损面和亏损额处于可控范围，在同行业中仍具备优势。集团已将亏损企业户数及亏损额纳入考核，并将通过降本增效等措施控制亏损规模。