中广核(000881)2022 年度业绩会纪要-调研纪要

中广核 2022 年度业绩会纪要运营截至2022 年底，公司共管理9 大核电基地，共有 26 台在运机组（29380MW）、7 台在建机组（8380MW），其中在建机组包括受控股股东委托管理的惠州1、2 号和苍南 1、2 号机组。年内公司实现上网电量 1983.75 亿千瓦时，同比下降 1.38%；控股子公司实现上网电量1564.61 亿千瓦时，同比下降 4.55%。行业发展方面，据中电联，2022 年全国核电平均利用小时数为7616 小时，对比火电4379 小时、水电 3412 小时、风电2221 小时、太阳能1337小时，核电有清洁、高效、可靠等独特优势。2022 年全国核电装机占比 2.17%，发电量占比4.81%，比例都比较小，核电仍有广阔的发展空间。政策方面，国家积极推动核电新项目审批，2022 年共5 个项目（10台机组）获批核准，其中包括公司的陆丰项目，陆丰5 号机组去年9 月已开工建设，6 号将于今年开工。十四五期间，公司已实现红沿河 5、6 号机组投产，正在按计划推进防城港3、4 号机组以及惠州 1 号机组高质量投产，争取每年开工建设 2-3台新机组。股息分配在不发生重大变化并获得相关年度股东大会批准的前提下，公司计划在2020 年分红比例（42.25%）的基础上，2021 年至2025 年保持分红比例适度增长。2022 年每股派息0.087元，派息总额占归母净利润 44.09%（2021：43.58%）。换料大修2022 年公司完成19 个换料大修，比去年多 3 次；年内大修天数665天，同比增加98 天。台山机组去年贡献比较小，现在的运行情况是 1 号处于正常的换料大修，2 号机组正常稳定运行，预计今年发电贡献会高于去年。2023 年公司计划进行19 次换料大修，其中 4 次为十年大修。利用小时数年内26 台在运机组平均利用小时数为 7311小时，扣除台山1 号停机检修因素，其余25 台平均利用小时数达到 7510 小时。2023 年利用小时数上，防城港3 号作为华龙首堆可略作保守估计，其余机组基本维持稳定运行。市场化交易2022 年公司市场化交易电量比例达到55.3%（2021：39.15%），平均市场化电价（含税）为0.4017 元/千瓦时（2021：0.3574元/千瓦时）。分省份看：– 广东：岭澳、岭东、阳江 10 台机组共 164 亿千瓦时直接参与市场交易，其余电量仍然以优价满发模式参与市场。年内结算市场化电量 321.3亿千瓦时，市场化比例 33.4%，平均电价（含税）0.4237 元/千瓦时。– 广西：防城港 1-2 号机组100%参与市场交易，年内结算市场化电量165.8 亿千瓦时，平均电价（含税）0.4105 元/千瓦时。2– 福建：宁德 1-4 号机组100%参与市场交易，年内结算市场化电量 314.1亿千瓦时，平均电价（含税）0.3974 元/千瓦时。– 辽宁：红沿河 1-4 号机组参与市场交易，市场化比例 70.6%，年内结算市场化电量 296 亿千瓦时，平均电价（含税）为 0.3773 元/千瓦时。2023 年年度交易已经完成，广东省 7500 基准小时内由市场交易比例由 15%提升到25%，公司预计 2023 全年市场化电量会高于去年。在建机组进度2022 年6 月23 日，红沿河 6 号机组顺利投产，标志着红沿河核电站全部建成，目前公司管理的 7 台在建机组全部采用华龙一号技术，建设进度如下：防城港3 号预计在近期投入商运，4 号投运时间还是保持 12 个月左右间隔。其他在建项目推进计划也都符合预期，正常情况下开工后 60 个月左右可以实现商运。财务 2022 年公司实现收入828.22 亿元，同比增长2.66%。增长主要来源于建筑安装和设计服务业务，其实现同比增长13.8%。成本结构方面，近两年公司营业成本总体保持稳定，2022 年成本占收入比 66.7%，同比下降0.1pcts，扣除建筑安装和设计服务业务后，成本占收入比为 54.5%，同比下降2pcts。成本占比下降主要还是得益于2022年平均上网电量的提升。年内运维检修成本大幅下降，得益于公司持续开展降低检修费用相关工作，年内实现单个大修成本同比下降 6%，即下降 700 万元左右。EBITDA录得359.1 亿元，同比减少 2.41%；ROE为9.6%，同比下降 0.4pcts，主要原因是2022 年盈余公积和未分配利润持续增加。ROA 为6.2%，同比下降0.2pcts，主要原因是在建工程大幅增加总资产规模。经营活动产生净现金流 313.68 亿元，同比下降 10.1%，主要原因是支付各项税费有所增加，总的来看公司现金流状况持续良好；融资渠道仍以长期债务为主。年内资本开支为 144.95 亿元，同比减少的主要原因是防城港 3、4 号机组根据建设进度投资支出有所减少。资本开支对现金流和派息的影响国家积极推动核电建设，可以预见公司未来资本开支会有所增加，目前新项目资本开支 80%来自银行中长期贷款，剩余 20%来源于资本金。公司计划 2023 全年共投入180 亿左右，其中投入在运机组改造约 30 亿、在建项目约100 亿、科研和基础设施约30 亿、剩余用于结算前期项目的费用。扣除贷款后，公司出资30 多亿，占今年归母净利润30%多，扣除计划派息比例 40%多后，归母净利润仍有结余，因此公司当前的判断是资本开支不会影响分红。信用减值损失增长主要因为今年往来资金较多，公司严格执行计提标准减值信用损失，目前的增长还是在正常范围内。核燃料价格对成本的影响全球对核电的重新定位带来核电燃料价格的上涨，公司通过与中广核集团下属的中广核铀业签订长期协议来控制燃料成本，协议的定价方式非常明确，另外中广核铀业资源储备丰富，非洲矿探明储量达到 30 多万吨，可以满足对公司长期稳定的供应，其在中亚也有合作矿源做包销业务。其他国内对核电清洁能源的认定有些客户有购买低碳能源的需求，公司在售电的时候会请第三方做低碳/零碳认证，以满足客户自身减碳或出口的需求。考虑到国内对绿电有特殊的定价和支持，公司也在与国家层面积极沟通，探讨核电作为绿电的认证问题。对核电 REITs的看法REITs会出让部分资产中的股东权益，作为上市公司没有太大空间可以做 REITs产品，同时REITs也会减少归母利润，减少现有股东利益，所以公司目前没有考虑。非核业务探索当前公司还是很看好核电业务的发展前景，未来计划专注于核电板块。对于核电配套业务也会积极关注，比如抽水蓄能，公司在大亚湾时期已经参股抽水蓄能项目，对于这方面比较熟悉，对投资回报也会有较好判断，未来无论是控股或参股建设，公司在这方面的探索都会是积极的。另外，抽水蓄能可以帮助核电实现多发满发，公司与电网也有长期合作关系，这几方面结合使得公司在抽蓄项目获取方面具备优势。台山公司欧元债台山公司按照出口信贷转贷协议，在 2023 至2026 年间需对欧元债务进行还款，该协议下提前还款需缴纳高额中断费，所以难以提前还款。公司目前在做较长期的汇兑管理，以往董事会授权汇兑管理的时间较短（一般一年期），现在公司已向董事会申请较长时间的授权，以做好汇兑风险的管控。