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2022年業務表現：2022年管理26臺在運核電機組，實現上網電量1,983.75億千瓦時，較去年同期減少27.76億千瓦時，同比減少1.3%。若扣除臺山2臺機組影響，實現上網電量1,859. 64 億千瓦時，同比增長1.81%。

(資料圖片僅供參考)

2022年業務表現全年上網電量同比減少有3個因素：

1）2022年公司核電機組開展的大修總天數較去年增加約98天。

2）紅沿河、寧德、陽江線路檢修；福建、廣西由于降雨較多并受多方面因素影響，應電網的要求機組減載備用時間多于去年同期。

3）臺山1號機組的停機檢修持續至2022年8月15日，并于2022年8月15日實現了重啟并網。截止目前，臺山的兩臺機組在安全、穩定運行。2022年， 26 臺在運核電機組的平均利用小時數7311 小時，較上年減少了 420小時。主要因素即上述3因素，主要受臺山影響，若扣除臺山兩臺機組影響，公司2022年平均利用小時數為7811小時。

2022年換料大修情況：2022年的Q4，公司按計劃完成4個換料大修，包括嶺東1號機、寧德2號機、臺山2號機、大亞灣1號機組。2022年全年，公司一共開展19個換料大修，其中17個是年度大修，1次10年大修（嶺澳1號機組），1次首次大修（紅沿河5號機組），全年大修天數655天，較去年增加98天。2022 年電力供需的形式緊張。

公司在確保核安全前提下，優化機組的大修工期，實現多發、滿發，全力滿足核電機組所在省區的用電需求。市場化交易總覽：2022年公司市場化交易電量的比例持續上升，全年實現市場化交易電量的比例是55.3%，2021年市場化交易電量的比例是39.1%。市場化電量比例提升主要的原因是寧德、廣東市場交易電量提升。廣東嶺澳、嶺東、陽江10臺機組參與市場交易，市場交易電量321.3億千瓦時。該10臺機組的市場化比例39. 08%，2021年市場化比例26. 17%。

市場化比例增加的主要因素在于2022 年10臺機組新增15%的發電量直接進入市場交易。機組7500小時以上部分直接參與市場交易，全廣東所有機組電力市場化率33.4%。紅沿河交易電量296 億千瓦時，2022年交易比例70.6%，2021年交易比例51.9%；寧德交易電量314. 1億千瓦時，2022年交易比例100%，2021年交易比例68%；廣西防城港市場化交易電量165. 8億千瓦時，2022年交易比例100%，2021年交易比例90. 5%。2022年市場化交易電價：2022年市場交易電價提升，2022年市場化交易電價含稅4.017元/千瓦時，2021年市場化交易電價含稅0. 3574元/千瓦時。廣東2022年市場化交易電價0. 4237元/千瓦時，2021年元/千瓦時。在廣東省外，廣西、福建和遼寧，市場化交易電量的平均含稅電價0. 3925元/千瓦時，2021年0. 3575元/千瓦時。

當前工程建設安排：防城港3 號機組將于近日實現首次并網。公司 “華龍一號”首堆逐步實現高質量投運。2022 年11月3號，蒼南1號機組實現穹頂吊裝進入設備安裝階段。惠州一、二號機組處于設備安裝的階段，按計劃推進項目的建設。截止目前，公司管理7臺的在建核電機組（包括受控股東委托托管的4臺在建機組），其中1臺處于即將并網階段，4臺處于設備安裝階段， 2 臺是處于土建施工階段。各個在建項目按計劃穩步推進。

2023年Q1計劃開展7個換料大修：預計用電需求不斷增加，電力安全保供的形式趨緊。公司努力保持在運機組的安全穩定運行，做好電力保供工作，努力實現機組的多發、滿發。

2023年Q1公司計劃開展7個換料大修，包括6個年度換料大修和1個十年大修（寧德1號機）。大部分大修覆蓋春節假期。 目前項目核準情況：寧德二期已獲受理；惠州二期、蒼南二期已經具備上報條件，取得了所有的核準要求的文件；防城港3期正在加快推進取得最后一項核準要求文件；山東招遠項目已經獲得了10項核準要求文件中的6項。工程建設計劃： 2023 年重點的工作任務是確保防城港3號機組高質量投產，其他在建項目順利推進。

廣東電力市場交易情況：根據廣東省能源局2022年Q4發布的《關于做好 2023 年電力市場年度交易工作的通知》，2023年嶺澳、嶺東4臺機組；陽江6臺機組將進入市場交易。年度市場電量預計195億千瓦時，約占7500小時基準發電量的25%（2022年占比15%），后續市場化交易比例可能提高，2023年年度市場電量中中長期占比不低于90%。2023年電價的上、下限和2022年相同。

廣東省2023年電力市場年度交易已經結束，成交均價均接近成交上限。截至目前，公司年度交易成交量167億千瓦，已經完成了電力市場的正式簽約備案，達到年度交易上限195億千瓦時的85.6%。成交價格比全省的中長期的電力批發價略高，不足90%的部分將由電網進行代購。代購價格按照核準價格進行結算。批發電價也在通知中明確，電價0. 55383元/千瓦時。

由于火電的清潔上網的價格為0. 463元/千瓦時，與批發價差9.083分/千瓦時。9.083分/千瓦時還需要考慮風險因素后進行分層扣除后再予以確定，扣除因素還未確定。20%的電采取降價讓利政策。降價讓利的邏輯如下：以“社會批發電價”與“火電標桿電價”相比，假如“社會批發電價”低于“火電標桿電價”那么我需要交錢出去，假如“社會批發電價”高于“火電標桿電價”相比，假如“社會批發電價”低于“火電標桿電價”那么就不執行操作。

該策略的核心在于不允許發電企業漲價，只能被動接受市場交易結果。2023年通知對核電中長期交易電量提出了收益回收的機制要求。目前收益回收機制中的參考均價與回收比例尚未最終確定。初步預計2023年公司廣東省的市場交易結算電價可能和 2022年持平市場交易結算電價，略高于核電基礎的計劃電價。

廣西電力市場交易情況：根據2023年廣西電力市場交易實施方案，2023年廣西核電發電企業全電量進入市場交易，與2022年情況保持一致。價格機制采用“基準價+上下浮動的市場化上網電價機制”。2023年將建立成本平衡機制，后續結算電價是“交易均價-度電成本平衡費用”。根據方案中的度電成本平衡費用公式，度電成本平衡費用約6. 031分/千瓦時。核電結算電價即“市場交易價格-6. 031 分/千瓦時”。與2022年基本一致。防城港2023年年度長協已經完成簽訂，共簽訂160 億千瓦時。交易價格0.4834元/千瓦時，扣掉6. 031分/千瓦時，即0.4231元/千瓦時，略高于2022年市場價0. 4105元/千瓦時。0. 4231元/千瓦時比標桿電價0.4063元/千瓦時高1. 68 分/千瓦時。預計2023年廣西電價比2022年略好。

福建電力市場交易情況：根據2023年福建省電力中長期市場交易方案，2023年福建省的核電機組（不含華龍一號）共約 620 億千瓦時參與市場交易。2023 年度寧德核電已經完成了217億千瓦時交易，均價0.4124元/千瓦時，價格較2022年0. 3974元/千瓦時更優，且略高于公司計劃價格。寧德核電已經完成的年度交易電量中大部分是年度清潔能源的掛牌交易，以及小部分的雙邊協商交易。年內剩余的電量將繼續參與月度交易和小部分現貨交易。

遼寧市場交易情況：遼寧省在2023年1月6號發布2023年遼寧省電力市場交易方案，2023年紅沿河核電預計上網電量470億千瓦時，其中基數電量約133億千瓦時，該133億千瓦時作為保障居民農業上網電量的來源，其余的都是市場化交易電量。預計2023年市場化交易占比72%，略高于2022年70. 63%。市場化電量通過年度雙邊、年度掛牌、月度交易、現貨交易等方式參與市場交易，其中年度交易電量不低于實際市場交易電量的80%（廣東90%）。年度交易量和月度交易量合計不低于實際市場交易電量的90%，現貨交易電量不超過實際交易電量的10%。現貨交易計劃2023年下半年正式實施。

紅沿河核電現在正在進行市場交易合同簽訂。目前預計市場化電價和計劃電價基本持平。

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$中廣核電力(01816)$ $中廣核新能源(01811)$ $中國廣核(SZ003816)$

關鍵詞： 電力市場 上網電量 標桿電價