2022年已然过去，现在中国广核和中国核电的发电量数据已经公布，并通过投资者活动方式披露了一些经营方面的信息。核电所在省的2023年市场化电力交易方案已经出台，年度长协交易结果已经出来了。对投资核电的投资者来说，需要梳理一下核电的宏观环境，细致分析两个公司的具体经营情况，以更好把握下一步的投资操作策略。
一、核电估值逻辑。
把时间稍微放长一点，从2020年到2021走出一波不错的行情，像华能、中国核电等股价已经翻倍，即便是当下其相对于其他行业估值也算尚可，但也难如人意，水电16倍核电12倍的估值。
有人可能认为现在核电表现只是跟随大盘而走弱，但我们必须清晰的认识到，除此之外还有更深层次的原因。电力本轮启动始于碳中和，有碳排放减排溢价的预期，有市场化交易电价上涨的期许。2021年下半年至今的用电紧张局面，宏观经济下滑形势，特别是去年的大旱，将电力从商品重又拉回到保民生、保供应的公共产品定位。去年浙江电力市场化交易险些爽约，今年云南、广东、浙江、广西的电力市场化交易方案，不约而同的提出涨幅限制和溢价按比例回收政策。其实原来我们就提示过，水电核电大幅提价是不可持续的，全国统一的电力市场不可能一蹴而就，不过这么快的速度，如此明显的管控手段还是出乎意料。
所以，今后一个时期很难打破原有的定价模式。全国核电标杆上网电价为每千瓦时 0.43 元，核电标杆上网电价高于机组所在地燃煤机组标杆上网电价的，新建核电机组投产后执行当地燃煤机组标杆上网电价， 概况起来说就是，核电机组电价按核电标杆电价和当地火电电价孰低的原则执行。承担技术引进、自主创新的首台或首批核电示范工程另行核定，包括广核的台山、中核的三门机组都是这样。
从浙江、广东、广西（福建和江苏除外）的2023年市场化交易方案来看，核电包括水电市场电价格，电价上涨时内看火电电价，且核电核准电价基本上是核电电价的天花板，即便可能略高幅度也极其有限，下跌时候参照火电，同比例跟随。和火电相比，核电在市场电方面目前没有任何格外溢价，还要靠原有核电政策支撑行业发展，碳中和贡献碳汇价值难以体现，核电投资主要看增量贡献。这样事情就简单了，最近的时期内，只有按核电、火电比拼价格的逻辑，来确定核电的估值才是可靠可行的方法。对长期的投资判断而言，投资核电不仅要想着当下电价上涨多少，同时要有煤炭价格下跌，火电上网电价下跌对核电电价的压制有多大。
二、可能的火电价格分析
煤炭价格分坑口价、车板价、平仓价（下水价）、到岸价。坑口价（含税）指在煤矿坑道口进行交易的价格，一般为煤炭裸价。车板价指煤炭被装运到火车上，即将发车前的价格。一般在坑口价的基础上附加从煤矿到火车站的运输费用、其他杂费等。平仓价指煤炭被装运到船上，即将开船前的价格。一般在车板价的基础上，附加将煤炭卸下火车-装上货船的费用、其他杂费等。到岸价指煤炭通过船运后到达港口时的价格。一般在平仓价的基础上，附加运费、保险费等。到港后还要转运到电厂，也要增加成本。下面是大同至广东的煤炭价格构成分析示例：
从秦皇岛至广东电厂的运输成本为131元。
有预测：2022 年中国北港动力煤的平均价格在 1,250 元/吨，2023 年下降至 950 元/吨，但仍然会比 570-770 元/吨的北港中长期合同价格要高。中国地产、海外衰退、俄乌冲突将是三个对2023年中国煤炭市场最重要的影响变量。假设中国地产销售2023年持平，2022 年海外衰退发生但俄乌冲突造成的天然气扰动持续，2023 年平均动力煤价格将从2022年的1250 元/吨中枢下移至 2023年的 950 元/吨；乐观情形假设中国地产销售 2023 年有明显有所改善且海外经济增速缓慢下降而非衰退，俄乌冲突造成的天然气扰动持续且全球极端天气继续发生，2023 年中国动力煤平均价格有望小幅上移至 1,300 元/吨的水平；悲观情形下中国地产销售进一步小幅恶化，海外经济衰退比预期来的更早且更强烈，俄乌冲突有所缓解且恢复对欧洲的供气量，2023年中国动力煤价格中枢有望下移至775元/吨的水平。
2023年长协动力煤方案已经发布: 签订价格按照基准价+浮动价”价格机制，其中基准价的定价是5500大卡动力下水煤675元/吨,浮动价有三个煤炭指数确定，具体跟踪比价困难，理解与市场化价格关联就可以了。长协煤与现货比例分别是90%和10%，长协价由基准价和浮动价构成，两者的比重各占50%，印证上面的预测比较靠谱。
火电主要成本在动力煤，其他成本比较小，包括超低排放和灵活性改造大概每度电在0.09元左右。现在以广东为例分析一下市场电电价与电煤价格平衡点：
注：从秦皇岛至广东电厂的运输成本按130元计算。
选取今年广核市场电平均价格0.4元/千瓦时和市场电电厂核准电价0.415/千瓦时为样本，测算火电盈亏平衡点。煤电上网电价0.4元/千瓦时对应煤炭价格是749元/吨，上网电价0.415元/千瓦时对应煤炭价格是793元/吨.
三、中国广核、中国核电2023年市场电情况分析
各省2023年市场化电力交易方案已经出台，中国广核、中国核电年初例行投资者活动信息已经披露，现对相关信息进行梳理，初步判断中国广核、中国核电市场电交易价格情况。
1、广东部分
《广东省能源局 国家能源局南方监管局关于2023年 电力市场交易有关事项的通知》对核电参与市场化交易做出安排，2023年安排岭澳 、阳江核电年度市场化电量约 195亿千瓦时 ,其中中长期电量应不低于90%。核电机组与售电公司只可通过年度 、 月度双边协商交易形成中长期合约电量 、 价格及曲线。对售电公司的核电中长期交易电量 ,按照中长期批发侧市场均价(年 度 、 月度交易加权均价 )并综合考虑市场运行风险等情况确定参考均价,与市场参考基准价(0.463元 /千 瓦时)之差的一定比例进行回收(负值置零 )。中国广核目前已经完成的长协电价略高于批发侧电价。
广东今年将阳江、岭澳、岭东机组的市场电电量增加到195亿度，长协电量占比为90%，另外7500小时以上的发电量也参入市场化交易，如果上述电厂利用小时超过7500小，则市场化电量将超过195亿度。广东核电一直实行的优价满发政策，非市场化电量20%电价由批发侧电价确定，批发侧电价低于核准电价部分要上交广东财政，批发侧电价高于核准电价执行核准电价。另外广东市场参考基准价(今年0.463元 /千瓦时)是其他电源核准电价基准点，简单的说火电0.463元 /千瓦时对应岭澳、岭东、阳江按核准电价0.4143、0.4153、0.4153元 /千瓦时结算，也就是核准电价与参考基准价差价（5分多）政府直接调用了，不结算给核电企业。按今年方案，超过参考基准价(今年0.463元 /千瓦时)至参考均价（按照中长期批发侧市场均价并综合考虑市场运行风险等情况确定）按比例公司与电网结算；还有一部分就是公司的长协价高于参考均价部分归公司所得，这两部分是公司在核准电价可以获得的收益。目前参考均价和结算比例没有确定，但参考均价应与批发侧电价0. 55383元/千瓦时接近。
去年广东的批发电价已经超过核准电价，非市场化部分电量今年不会有变化，仍按核准价执行。今年主要看市场化部分电价变化，公司广东2022年市场化交易电价0. 4237元/千瓦时，估计会略高于去年。
2、广西部分
2023年广西电力市场交易实施方案：发电企业交易价格 1.发电企业采用“基准价+上下浮动”的市场化上网电价机制。 2.所有发电企业以广西内陆燃煤发电企业核定上网电价 （422.7 元/兆瓦时）上浮 20%作为交易上限价格（507.24 元/ 兆瓦时，以下简称上限电价）。
发电企业成本平衡机制 为平衡不同类型电源成本差异，建立发电企业成本平衡机制。其他类型（包括风电、光伏、核电，下同）发电企业成本平衡费用=其他类型发电企业结算电量×(上限电价-发电企业核定上网电价×Ks)，其中，核电 Ks值暂按 1.1 执行。
广西核电核定上网电价0.4063元/千瓦时，平衡费用=0.5074-0.4063*1.1=0.06031元/千瓦时。
防城港2022年电价0.4105元/千瓦时，防城港2023年年度长协已经完成签订，共签订160 亿千瓦时，交易价格0.4834元/千瓦时，扣掉0.06031元/千瓦时，即0.4231元/千瓦时，略高于火电标杆电价0.4227元/千瓦时，高于防城港2022年电价0.0126元/千瓦时。防城港公司权益比例36.6%，电价上涨增收对公司净利润贡献有限。
3、福建和辽宁部分
福建和辽宁核电基本上是市场化电价。福建核电机组原则上全部上网电量（除华龙一号以外）参与市场交易，2023年辽宁红沿河公司预计上网电量470 亿千瓦时，优先发电上网电量 133亿千瓦时，平均分摊到上下半年，作为保障居民、农业上网电量来源。
受益于浙江市场化电价高水平和福建网对网输电价格，500 千伏及以上“网对网”外送电省外购电用户承担的送出省输电价格为每千瓦时不超过 0.0259 元（含税、含线损），较云南、四川等外送输电价格低很多。2022年宁德电价0.3974元/千瓦，2023 年度宁德核电已经完成了217亿千瓦时交易，均价0.4124元/千瓦时，比2022年高0.015元/千瓦时。
辽宁核电的市场化电价还没有出来，不过从2023年1月的电网代理电价看，与去年持平就算不错了。
4、浙江和江苏部分
除保障居民、农业用电的保障性电源外，其它各类电源的省内外发电企业参与电力市场化交易，确保市场内发用两侧可交易电量规模匹配。
省内非统调水电、风电、光伏、生物质能、垃圾发电等和省外三峡、白鹤滩、四川、新疆等执行保量保价的优先发电电量用于保障居民、农业用电价格不变。
有关核电部分摘录如下：
省内发电企业：核电：中核集团秦山一期全年市场化交易电量占其年发电量的50%。三门核电全年市场化电量占其年发电量的10%。
省外发电企业，跨省跨区水电(溪洛渡)、中核集团秦山核电公司(二期、三期、方家山)等省外来电市场化交易电量参照2022年实际市场化电量比例执行。
核电机组可与售电公司、批发用户通过年度、月度双边协商交易形成中长期合约电量、价格。对核电机组的中长期交易电量，按照双边协商交易形成的中长期合约电价与核电机组上网电价之差的一定比例进行回收(负值置零)。用户侧对应的核电中长期交易电量按双边协商交易价格结算。
浙江机组的电价去年就不高，今年增加“一定比例进行回收”条款，今年核电机组上网电价难有作为。
江苏今年的电力市场化交易方案，得益于江苏经济强劲势头，核电部分仍然没有单独政策区别对待，江苏核电有限公司全年市场交易电量不低于220亿千瓦时，市场电高溢价将在2023年得以继续。
总体，中国广核市场化电量电价除辽宁不确定外，广西、广东、福建机组或多或少都会有所提升，估计增加公司净利润在2-3亿元之间。中国核电市场化电价来看，浙江、江苏变化不会太大，福建将有所斩获，估计增加公司净利润1.5亿元上下。
四、中国广核和中国核电发电量分析
1、大修
中国核电：
2022年度中国核电旗下核电厂换料大修共16次。2023 年，公司全年计划大修 17 次 （包括 1 次十年大修，4 次五年大修和 12 次日常大修），其中第一季度 6 次， 第二季度 5 次，第三季度 4 次，第四季度 2 次。
中国广核：
截至 2022 年 12 月 31 日，本集团计划内的 19 个机组换料大修已全部完成,。2023 年第一季度，本集团计划开展 1 个十年大修和 6 个年度换料大修。
其中台山2号大修历时4个月（非技术原因延迟并网），相当于三代机组两个换料大修工期，另有台山1检修。
大修中国广核、中国核电2023年与2022年相当。
2、机组投产及翘尾影响
2022年5月2日红沿河核电6号机组并网，2022年06月24日具备商运条件。
2023年1月10日中广核广西防城港核电站3号机组首次并网成功。
2022年1月1日中核集团福清核电6号机组首次并网成功，2022年3月25日完成168小时满功率连续运行考核，具备商业运行条件。
按新机组并网后1个月和商运前1个月计算贡献利润时间点，2022年中国核电福清6号机组利润贡献少2个月，2023年增量1台机组2个月。中国广核红沿河将多贡献5个月，防城港将多贡献11个月。
上述台山是准新机组，其他是新机组，关于新机组的盈利分析请参看《水电和核电两种生意比较》、《时间维度上看中国核电及中国广核》，本贴不再重述。
3、核电发电量增量预测
不考虑其他因素，只考虑机组出力时间，中国广核台山1、2号2023年要增加1台机组的发电量，市场环境保持目前状态，可以增发电量120亿度，防城港和红沿河增发110亿度发电量；中国核电福清6号可以多发电2个月，增发电量15亿度。
五、总结
目前的宏观形势对核电经营并不十分有利，在经济下行压力较大的情况下，电力必须承担保民生、保供应的社会责任；各类电源价格主要受煤电的影响，且上行难以同步，下调时其他电源电价将同步下降，投资核电主要看增量新机组。投资核电在内的电力股票，需要既注重公司的发展，也必须主要大环境的变化，特别时煤炭价格的变化，当煤炭价格来到煤电平衡点时要高度谨慎。
1、增量电量收益
中国广核台山增发电量120亿度，权益电量60亿度，按增发电量每度盈利0.3元计算，增加利润（和减少亏损）18亿；防城港和红沿河增加权益电量按40亿度，度电盈利0.15元计算，增加利润6亿元，合计增加利润24亿元。
中国核电福清6号增发电量15亿度，权益电量7.5亿度，度电增加利润0.28元计算，增加利润2亿元。
2、电价上涨收益
中国广核广东、福建、广西市场化电量电价均将小幅度上涨，估计增加公司净利润在2-3亿元之间。
中国核电主要看福建，估计增加公司净利润1.5亿元上下。
3、政策到期影响
由于有3年、6年所得税优惠到期，5年、10年、15年增值税返还到期，5年免收泛燃料处理费到期，对核电企业影响较大。下面是两个公司的到期影响月数统计，这里增值税返还5年和10年减少比较少，未统计。2023年政策到期减少利润，中国广核约5亿元，减少公司利润2.5亿元，中国核电约8亿元减少公司利润4亿元。
4、财务费用和管理费
中国核电和中国广核今后若干年都有厂址保护投入，管理费是上升趋势。由于新开工机组增大，还贷进度将十分缓慢，付息成本下降有限。中国核电去年汇率影响业绩较大，今年将对收益有较大贡献，具体看汇率变化而定。
按前期预测，2022年中国广核业绩每股0.23元，由于台山2号并网延期，2022年业绩接近0.22元。中国核电已经预告，业绩在每股0.48元左右。在此基础上，预测2023年中国广核每股业绩在0.25元，中核核电每股业绩0.52元