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2022年業(yè)務(wù)表現(xiàn)：2022年管理26臺在運核電機組，實現(xiàn)上網(wǎng)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(xiàn)上網(wǎng)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(yè)務(wù)表現(xiàn)全年上網(wǎng)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(shù)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(yīng)電網(wǎng)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(xù)至2022年8月15日，并于2022年8月15日實現(xiàn)了重啟并網(wǎng)。截止目前，臺山的兩臺機組在安全、穩(wěn)定運行。2022年， 26 臺在運核電機組的平均利用小時數(shù)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(shù)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(shù)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(yōu)化機組的大修工期，實現(xiàn)多發(fā)、滿發(fā)，全力滿足核電機組所在省區(qū)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(xù)上升，全年實現(xiàn)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(fā)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(dāng)前工程建設(shè)安排：防城港3 號機組將于近日實現(xiàn)首次并網(wǎng)。公司 “華龍一號”首堆逐步實現(xiàn)高質(zhì)量投運。2022 年11月3號，蒼南1號機組實現(xiàn)穹頂?shù)跹b進入設(shè)備安裝階段。惠州一、二號機組處于設(shè)備安裝的階段，按計劃推進項目的建設(shè)。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(wǎng)階段，4臺處于設(shè)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(wěn)步推進。

2023年Q1計劃開展7個換料大修：預(yù)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(wěn)定運行，做好電力保供工作，努力實現(xiàn)機組的多發(fā)、滿發(fā)。

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(jié)假期。 目前項目核準(zhǔn)情況：寧德二期已獲受理；惠州二期、蒼南二期已經(jīng)具備上報條件，取得了所有的核準(zhǔn)要求的文件；防城港3期正在加快推進取得最后一項核準(zhǔn)要求文件；山東招遠項目已經(jīng)獲得了10項核準(zhǔn)要求文件中的6項。工程建設(shè)計劃： 2023 年重點的工作任務(wù)是確保防城港3號機組高質(zhì)量投產(chǎn)，其他在建項目順利推進。

廣東電力市場交易情況：根據(jù)廣東省能源局2022年Q4發(fā)布的《關(guān)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(yù)計195億千瓦時，約占7500小時基準(zhǔn)發(fā)電量的25%（2022年占比15%），后續(xù)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(jīng)結(jié)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(jīng)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(fā)價略高，不足90%的部分將由電網(wǎng)進行代購。代購價格按照核準(zhǔn)價格進行結(jié)算。批發(fā)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(wǎng)的價格為0. 463元/千瓦時，與批發(fā)價差9.083分/千瓦時。9.083分/千瓦時還需要考慮風(fēng)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(fā)電價”與“火電標(biāo)桿電價”相比，假如“社會批發(fā)電價”低于“火電標(biāo)桿電價”那么我需要交錢出去，假如“社會批發(fā)電價”高于“火電標(biāo)桿電價”相比，假如“社會批發(fā)電價”低于“火電標(biāo)桿電價”那么就不執(zhí)行操作。

該策略的核心在于不允許發(fā)電企業(yè)漲價，只能被動接受市場交易結(jié)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(yù)計2023年公司廣東省的市場交易結(jié)算電價可能和 2022年持平市場交易結(jié)算電價，略高于核電基礎(chǔ)的計劃電價。

廣西電力市場交易情況：根據(jù)2023年廣西電力市場交易實施方案，2023年廣西核電發(fā)電企業(yè)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(zhǔn)價+上下浮動的市場化上網(wǎng)電價機制”。2023年將建立成本平衡機制，后續(xù)結(jié)算電價是“交易均價-度電成本平衡費用”。根據(jù)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(jié)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(xié)已經(jīng)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(biāo)桿電價0.4063元/千瓦時高1. 68 分/千瓦時。預(yù)計2023年廣西電價比2022年略好。

福建電力市場交易情況：根據(jù)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(jīng)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(yōu)，且略高于公司計劃價格。寧德核電已經(jīng)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(xié)商交易。年內(nèi)剩余的電量將繼續(xù)參與月度交易和小部分現(xiàn)貨交易。

遼寧市場交易情況：遼寧省在2023年1月6號發(fā)布2023年遼寧省電力市場交易方案，2023年紅沿河核電預(yù)計上網(wǎng)電量470億千瓦時，其中基數(shù)電量約133億千瓦時，該133億千瓦時作為保障居民農(nóng)業(yè)上網(wǎng)電量的來源，其余的都是市場化交易電量。預(yù)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(xiàn)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(xiàn)貨交易電量不超過實際交易電量的10%。現(xiàn)貨交易計劃2023年下半年正式實施。

紅沿河核電現(xiàn)在正在進行市場交易合同簽訂。目前預(yù)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(guān)鍵詞： 電力市場 上網(wǎng)電量 標(biāo)桿電價