【信达能源】核电行业报告：清洁高效基荷电源，核能迎来快速发展机遇期
本期内容提要
核电为稳定清洁的基荷电源，“双碳”政策下核电中长期成长空间大。核能发电稳定性强且单位碳排放量低，是“双碳”背景下稳定清洁的基荷电源，与此同时，技术迭代提高机组安全性、设备国产化降低建造成本，为核电大规模发展提供可能。目前审核主流机型三代核电机组在安全性和使用寿命方面均有较大提升，正在发展的四代技术在安全性和燃料使用效率方面更有根本性突破。在此背景下，2021年我国核电发展政策由“安全高效”调整为“积极有序”，大力推动了核电机组的核准进程，2022、2023年每年核准的机组数量达到10台，2024年8月一次性核准11台核电机组，创近年新高。我们预计“十五五”核电开工建设有望进入高峰期。从中长期角度看，在“碳中和”情景下，预计到2030年我国核电装机量有望达到1.4亿千瓦，到2050年我国核电装机容量有望达到3.5亿千瓦，我国核电未来发展前景广阔。
装机增长确定&电量保障消纳&电价基本稳定，核电盈利有望稳健增长。我国核电装机量已进入新一轮高增长阶段，且增长的确定性强。据已核准项目，我们预计2024-2030年我国有望新增核电装机5357.5万千瓦，CAGR有望达到11%。其中，中国广核预计新增装机2058.4万千瓦，中国核电预计新增装机2064.1万千瓦。在装机量高速增长的同时，核电电量享受优先上网、保障消纳政策，利用小时数有保障，近5年核电平均利用小时数保持在7300小时以上。电价方面，非市场化部分“一厂一价”与标杆电价并行，近年来核电参与市场化交易占比显著提升，中国核电及中国广核市场化电量占比均已达50%左右，但由于超额收益回收机制等因素存在，大部分核电的市场化电量并非按照市场化交易电价结算，我们预计市场化电价波动对核电电价的影响有限。中长期来看，核电市场化交易规模有望继续扩大，当前核电电价大部分较燃煤基准价具备一定的安全边际，因此我们认为核电综合电价下行风险较小，有望维持基本稳定。
核电成本较低且相对稳定，代际间成本存在上升趋势，未来有进一步降本空间。核电实际使用寿命长，利息、折旧期结束后利润有望进一步释放。从度电成本的角度来看，核电的度电成本在0.2元/千瓦时左右，在各种电源类型中处于较低水平。从成本构成角度看，核电的完全成本以固定资产折旧、财务费用、燃料及材料成本等为主。折旧与核电机组造价相关，过去几年国产化率提升带动二代核电机组装机成本显著下降。核电机组代际间成本呈上升趋势，代际更迭后首批机组造价明显提升，我国首批“华龙一号”三代机组造价约1.6万元/千瓦，较量产后的二代机组1.2万元/千瓦的造价提升约33%。随着三代核电标准化、批量化建设，其造价有望在维持安全指标前提下降至1.3万元/千瓦左右。与之对应，我们测算三代机组的全投资IRR约8%，略低于二代机组10%左右的水平，未来随着三代机组造价的下降，其IRR有望提升。四代核电技术目前处于项目示范阶段，造价较高，四代高温气冷堆机组现阶段主要用于工业供汽，未来以热电联产为主要方向，经济性有望进一步提升。此外，由于核电的实际使用寿命远超折旧年限，核电机组利息偿还完毕、折旧计提完毕后净利润也有望进一步释放。
中国核电行业两大运营商：中国核电及中国广核。1）中国核电：核电+新能源双线布局，装机量成长空间大。中国核电为中核集团下属主营核能和新能源发电的上市平台，截止2024H1公司核电控股装机2375万千瓦，新能源装机2237.04万千瓦。根据已核准装机情况，我们预计2024-2030年公司有望新增核电装机量2064.1万千瓦，占现有装机的87%，未来装机成长空间大。此外，2020年公司收购中核汇能后，新能源装机量的高增长也为公司业绩增长提供动能，公司预计到“十四五”末，新能源装机将达到3000万千瓦，2024-2025年公司有望新增新能源装机量1000万千瓦以上。2）中国广核：目前国内在运装机规模最大的核电运营商，兼具分红及成长性。中国广核背靠中广核集团，截至2024H1公司在运核电装机数量达到28台，装机容量3175.6万千瓦。2024年8月一次性获批6台机组，装机量合计734.8万千瓦。截至2024H1公司控股在建及核准待开工机组16台（含中广核集团委托管理的8台机组），装机容量合计1940.4万千瓦，有望在2030年之前建成投产，公司核电装机量具备较高成长性。与此同时，2019年以来公司的股利支付率维持在40%以上并逐年提升，2023年公司每股分红0.094元，股利支付率为44.3%，对应2023年12月31日的股息率3.0%，股息率在同业中较高。
投资建议：核能发电兼具稳定及清洁的特质，“双碳”政策推动下核电中长期成长空间广阔。收入方面，核电电量保障性收购叠加电价相对稳定，核电公司的业绩主要由装机量增长驱动，2024-2030年我国有望新增核电装机超5000万千瓦，CAGR有望达11%，“十五五”核电核准及开工有望进入高峰期，中长期具备较高成长性。成本方面，核电成本以折旧为主且燃料大部分锁定长协，成本稳定且具竞争优势。代际更迭短期内核电成本或呈上升趋势，后续随着标准化、批量化建设成本有望下降。我们测算标杆电价下三代机组IRR略低于二代机组，随着造价下降其IRR具备上升空间。此外，核电利息偿还完毕、折旧计提结束后净利润有望进一步释放。我们看好经营稳健，现金流优质，分红稳中有升，中长期具备较高成长性的核电运营商。相关标的：中国核电，中国广核。
风险因素：双碳形势与政策发生调整；核电项目审批节奏不及预期；核电代际成本提升超预期；核电站建设进展不及预期或检修时间超预期；核电电价政策出现调整；国际铀价大幅上涨风险。
目录
一、政策东风推动核电建设，“双碳”目标下未来成长空间大
二、电价基本稳定且消纳优先保障，装机增长驱动核电盈利稳中有升
三、核电成本较低且相对稳定，利息、折旧结束后利润有望大幅释放
四、主要核电上市公司：中国核电（A）、中国广核（A+H）
投资建议
风险因素
正文内容
一、政策东风推动核电建设，“双碳”目标下未来成长空间大
1.1核电为稳定清洁的基荷电源，发展核电是实现“双碳”目标的必要选择
我国坚定稳步推进“双碳”工作，能源领域为降碳主战场。2020年9月中国明确提出2030年"碳达峰"、2060年"碳中和"的目标。2021年国务院发布《2030年前碳达峰行动方案》，要求到2025年，非化石能源消费比重达到20%左右，单位国内生产总值二氧化碳排放比2020年下降18%；到2030年，非化石能源消费比重达到25%左右，单位国内生产总值二氧化碳排放比2005年下降65%以上。此后我国一直致力于积极稳妥推进节能降碳工作，2024年5月发布的《2024—2025年节能降碳行动方案》进一步强调要加大节能降碳工作推进力度，尽最大努力完成“十四五”节能降碳约束性指标，为实现碳达峰碳中和目标奠定坚实基础。
核能发电稳定性强且单位碳排放量低，是“双碳”背景下稳定清洁的基荷电源。核能发电是利用核裂变反应放出的核能进行发电的技术，燃烧后除乏燃料没有其他产物，核能发电的全生命周期温室气体（碳氧化物）排放量为12克/千瓦时，远低于煤电、气电，甚至低于同属清洁能源的光伏发电和水电，是十分优质清洁的能源。此外，核电发电不受季节等因素影响，除定期大修之外，基本处于满发状态，发电量高且稳定，我国近10年核电平均利用小时数在7000-7900小时之间，近5年保持在7300小时以上，远高于其他电源类型。在推进能源绿色化低碳化转型的背景下，核电的低碳、稳定、高效的特点决定了它是当前乃至未来一段时间内有望规模替代化石能源的低碳基荷电源，未来发展前景广阔。
政策首提核电不再纳入能耗双控，稳固核电“双碳”基荷电源的地位。此前的节能减排相关政策仅提出新增可再生能源不纳入能源消耗总量和强度调控。2024年2月，国家发改委发布《关于加强绿色电力证书与节能降碳政策衔接大力促进非化石能源消费的通知》，首次提出核电也不纳入能源消耗总量和强度调控。2024年6月发布的《2024-2025年节能降碳行动方案》再次强调落实原料用能和非化石能源不纳入能源消耗总量和强度调控等政策。这表明国家已经开始探索核能的绿色低碳属性和价值，有利于稳固核电低碳基荷电源的地位。
技术迭代提高机组安全性、设备国产化降低建造成本，为核电大规模发展提供可能。通过全面加强核电自主创新，我国核电技术水平显著提升，率先实现核电技术由二代向三代的跨越，同时四代技术也开始取得重大进展。我国三代核电机组为2019年后新核准的主流机型，相比二代机组有更高的安全性及更长的使用寿命，其堆芯熔化概率和大规模放射性物质释放概率分别为10-7和10-8量级，比二代核电低100倍，且机组的反应堆设计寿命也由40年提升至60年。此外，目前我国已有高温气冷堆、快堆等先进的四代技术，核电机组安全性继续提高，并具备核能综合应用、大幅提高铀资源利用率等优势。此外，造价方面，我国自主研发的三代机组“华龙一号”单位千瓦造价目前相较于同为三代机型的AP1000（美国）和EPR（法国）要低10%-18%。与二代加机型相比，“华龙一号”的单位千瓦造价成本高约30%，但其安全性更高、运行寿命更长、且利用效率更高，且“华龙一号”还有望通过缩短建设工期及规模化效应等进一步降低单位造价成本。
1.2政策推动核电审批节奏加快，“十五五”核电新增装机进入高峰期
2021年以来政策提出“积极有序”导向，我国核电审批节奏加快，行业重回快速发展机遇期。我国核电行业起步于20世纪90年代，政策主张“适度发展核电”；21世纪初，中国经济快速发展下电力需求不断攀升，政策调整为"积极推进"，我国核电行业进入快速发展阶段，2008年核准核电机组14台，2009、2010年分别核准6台，对应2013年至2018年核电装机量CAGR达到25%；2011年日本由大地震和海啸引发福岛核事故，我国暂停审批核电项目，2012年将核电政策调整为“在确保安全的基础上高效发展核电”，2011-2014年核电审批几乎陷入停滞。2015年核电审批短暂重启，又因三代核电技术路线争议及安全性验证问题，叠加电力供需格局宽松的大背景，2016-2018年我国核电进入三年“零核准”时期。2011年至2018年核电审批受到重重阻碍，合计仅核准11台机组，对应“十三五”、“十四五”期间核电装机增长缓慢。2019年我国自主研发的“华龙一号”三代机组获核准，核电核准稳步恢复，2019-2021年保持每年4-6台的核准节奏。随着我国电力供需关系趋紧，叠加“双碳”政策的推动，2021年“十四五”规划要求“积极有序推动沿海核电项目建设”，核电核准开工进入高峰期，2022、2023年每年核准的机组数量达到10台，2024年8月一次性核准11台。截止2023年，我国核电装机投运规模达到5703万千瓦，根据目前核电机组在建及规划规模，我们预计2024-2025年核电装机增量有望达到601.3万千瓦，“十五五”期间新增装机量有望达到4756.2万千瓦，投运装机和核电发电量未来增长空间较大。
从中长期角度来看，在“双碳”背景下，调整电力系统结构、加大低碳清洁能源的占比是必经之路，核电的低碳和稳定属性，是作为基荷能源的最佳选择。中国原子能科学研究院的李萍等人在《“碳中和”目标下中国核电发展》（2023年）中分保守情景、“碳中和”情景以及强化低碳情景，对我国中长期核电装机容量规模进行预测：在保守情景下，按照目前的在建装机规模，预计到2030年我国核电装机量有望达到9000万千瓦；到2050年我国核电装机容量有望达到1.7亿千瓦。在“碳中和”情景下，预计到2030年我国核电装机量有望达到1.4万千瓦；到2050年我国核电装机容量有望达到3.5亿千瓦。
按照目前的选址条件和规范，在沿海地区的厂址建设百万千瓦级的核电站，极限总规模约为2亿千瓦，基本可满足保守情景下2050年我国核电装机规模；然而，在“碳中和”情景下，2亿千瓦的沿海核电厂址规模仅能满足中期核电装机容量，远不能满足2050年的核电装机容量，长期来看核电向内陆发展或成必然趋势。
事实上，国际上并不区分沿海和内陆核电，法国和美国的核电站有一半以上都在内陆。从成本角度来看，内陆核电和沿海核电有着同样高的安全性和技术标准，不会因为地理位置的不同而导致的技术或安全标准上的额外成本。从安全性和推广进程来看，我国核电技术发展到第三代，在安全性方面已有突破性的提升，第四代高温气冷堆技术正在发展，因其具备固有安全性的特征，届时有望大幅降低公众安全顾虑，推动内陆核电的发展进程。中国工程院院士舒印彪预计，我国中部地区核电项目有望于2030年前后适时启动。
我国核电在总发电量中占比低于全球平均水平，未来增长空间大。我国核电发电量及占总发电量的比重呈上升态势，但目前占比仍然较低，2023年我国核电发电量4333亿千瓦时，占总发电量的比重仅为4.9%。2023年全球平均核电发电量占比为9.1%，排名前三的法国、乌克兰、韩国核电发电量占比分别为65.1%、50.7%、29.2%，而中国仅位列第13。随着“双碳”政策的持续推进，未来核电发电量占比还有较大的增长空间。
我国核电行业形成双寡头的竞争格局，绝大部分核电项目由中核及中广核集团运营。核电运营牌照是企业发展核电的必要条件，我国对于核电牌照的发放十分审慎，至今只有中核集团、中广核集团、国家电投集团和华能集团4家具备核电运营资质。目前我国大陆在运的核电项目中绝大部分都由中核集团和中广核集团运营，截至2023年底，中国在运核电机组55台，总装机容量5703.13万千瓦，其中中广核集团在运装机容量3056万千瓦，占比53.6%，中核集团在运装机容量2375万千瓦，占比41.6%，二者共占全国核电总装机量的95.2%。其中，中国广核及中国核电上市公司核电控股装机容量分别为2385.4万千瓦，2375万千瓦。另外，除四大拥有核电牌照的公司外，其他主体可通过参股方式参与核电项目，如皖能电力参股核电秦山联营公司（2%），福能股份参股宁德核电（10%）、宁德二核（10%）、中核霞浦（20%）等5个核电项目。
二、电价基本稳定且消纳优先保障，装机增长驱动核电盈利稳中有升
从核电的商业模式来看，收入端的影响因素主要为上网电量和上网电价，其中上网电量=装机量*利用小时数*（1-厂用电率），此外还包含增值税退税等营业外收入。影响核电收入的最主要的因素为装机容量、利用小时数及电价。其中核电有优先上网、保障消纳政策，除大小修外，核电机组基本处于满发状态，因此利用小时数相对稳定；电价方面，计划内电价较稳定，市场化电价根据当年交易情况略有一定幅度的波动。整体来看核电收入的增长主要靠装机量的提升驱动。
核电完全成本主要包含折旧、燃料、运维及人工、财务费用及其他成本，其中占比较大的为折旧、燃料以及财务费用。折旧主要与核电机组的造价相关，三代机组造价成本整体较二代机组高，但批量化生产后有下降趋势；燃料费用为采购铀的成本，大部分签订长协或配套铀矿，因此现货铀价格的波动对燃料成本的影响较小。此外，财务费用偿还完毕、折旧计提完毕后核电项目的盈利有望大幅提升。
2.1核电装机进入较高增长期，优先消纳政策下利用小时数有保障
我国核电装机量进入新一轮高增长阶段，且增长的确定性强。核电经历几十年的发展，在安全性、经济性等方面的表现日益提升，目前决定核电装机量增长的关键因素在于核准规模。获准后的核电机组在取得国家核安全局颁发的《核电厂建造许可证》后，即可开始建设，通常建设期为5年左右，因此已核准核电装机落地具有较高确定性。截至2023年底，我国核电装机容量5691万千瓦，根据我国当前核电在建及核准情况，我们预计2024年全国有望新增核电装机239.2万千瓦，分别为中国核电的漳州一期1号机组以及中国广核的防城港4号机组（已于2024年5月投产）；2025年全国有望新增核电装机362.1万千瓦，分别为中国核电的漳州一期2号机组、中国广核的惠州1号机组及华能集团的昌江核电3号机组。2024-2025年我国有望新增核电装机601.3万千瓦，2023-2025年CAGR有望达到5.2%。2026-2030年我国有望新增核电装机4756.2万千瓦，2025-2030年CAGR有望达到11.9%。
具体公司来看，中国核电未来几年新增装机量较大。2024-2030年中国核电有望新增核电装机2061.1万千瓦，较2023年增长87%，2023-2025年中国核电核电装机CAGR有望达5%，2025-2030年中国核电装机CAGR有望达11.1%。2024-2030年中国广核有望新增核电装机2058.4万千瓦，较2023年增长67.4%，2023-2025年中国广核核电装机CAGR有望达3.8%，2025-2029年中国广核核电装机CAGR有望达9.2%。
核电电量优先上网、保障消纳，利用小时数有保障。2016-2017年，我国电力供需形势整体偏宽松，核电利用小时数下滑明显。为保障核电运行的稳定、安全，2017年国家发展改革委、国家能源局发布《保障核电安全消纳暂行办法》，明确核电应遵循“确保安全、优先上网、保障电量、平衡利益”的基本原则，对核电优先发电权计划做出详细规定：1）电力供求平衡的地区，核电机组应按发电能力满发运行来安排年度计划电量；2）在电力过剩地区，应按照上一年当地发电平均利用小时数的一定倍数确定核电机组保障利用小时数；3）保障外的发电量，则鼓励通过电力直接交易等市场化方式促进消纳。政策施行后核电消纳水平得到明显改善，2018年后核电利用小时数显著提升。此外，2018年《清洁能源消纳行动计划（2018-2020年）》提出，到2018年全国大部分核电要实现安全保障性消纳，2019年全国核电基本实现安全保障性消纳，2020年全国核电实现安全保障性消纳。2019年发改委在《关于全面放开经营性电力用户发用电计划的通知》中提出核电机组发电量纳入优先发电计划，按照优先发电优先购电计划管理有关工作要求做好保障消纳工作。国家对核电的保障消纳十分重视，有力维护了核电的稳定、安全运行，同时核电作为基荷能源的地位也得到了一定的保障。十四五以来，伴随着电力供需区域紧张，核电小时数维持高位，2021年核电平均利用小时数创下7778小时的新高，2022-2023年核电利用小时数均保持在7500小时以上，较2020年前显著提升。
核电机组所在城市多为沿海电力负荷中心，用电量及负荷增速较高，核电利用小时数长期有保障。由于沿海城市人口密集，经济发达，电力需求旺盛，且满足核电站运行所需要的冷却用水，我国核电机组均分布在沿海地区。核电所在地区普遍用电量大，例如2023年广东用电量8502亿千瓦时，占全国用电量比重9.2%，江苏用电量7833亿千瓦时，占全国用电量比重6.7%，浙江用电量6192亿千瓦时，占全国用电量比重6.7%。部分省份用电量增速也较快，如2023年海南、广西、广东、浙江的用电量增速分别达到16.1%、10.5%、8%、6.8%，高于全国平均用电量增速6.7%。旺盛的用电需求以及较高的用电量增速为核电的消纳提供支持，保障核电利用小时数高且稳定。
2.2核电电价相对稳定，市场化电价对核电影响有限
非市场化电价方面，“一厂一价”与标杆电价并行。2013年前，核电实行一厂一价电价政策，按照成本+合理利润确定上网电价；2013年国家发改委发布《关于完善核电上网电价机制有关问题的通知》，核定全国核电标杆上网电价为0.43元/千瓦时（对应增值税率17%，按目前13%的增值税率为0.4153元/千瓦时），2013年投产后的核电执行全国核电标杆电价，其中，全国核电标杆上网电价高于核电机组所在地燃煤机组标杆上网电价的地区，执行当地燃煤机组标杆上网电价，承担核电技术引进、自主创新、重大专项设备国产化任务的首台或首批核电机组或示范工程，其上网电价可在全国核电标杆电价基础上适当提高。
政策要求核电参与市场化交易，近年来核电参与市场化交易的电量占比提升，但实际执行市场化电价的规模有限。2017年，国家发改委、能源局发布《关于有序放开发用电计划的通知》，提出核电项目应积极参与电力市场化交易：新核准的水电、核电等机组除根据相关政策安排一定优先发电计划外，应积极参与电力市场交易，由市场形成价格。2018年以来中核及中广核核电机组参与市场化交易的电量持续提升，2023年中国核电核电市场化电量约744亿千瓦时，占比42.65%，较2018年提升15.59pct；2023年中国广核核电市场化电量约1227亿千瓦时，占比57.3%，较2018年提升33.5pct。
2022-2023年市场化电价同比上浮、2024年电量电价同比小幅下降，但对核电电价的综合影响幅度较小。2021年《进一步深化燃煤发电上网电价市场化改革的通知》将燃煤电价浮动范围扩大为上下浮动不超过20%，打开了市场化电价的浮动空间。2023年电力供需关系趋于紧张，各省燃煤电价基本实现20%的“顶格上浮”。2024年受容量电价政策执行和燃煤成本、电力供需形势变化等综合影响，市场化长协电量电价同比小幅下降。但对于核电而言电价变化的综合影响幅度较小，具体公司方面：
中国核电：中国核电机组所在省份中浙江、江苏、福建均参与市场化交易，但除江苏外大多执行核准价，2024年市场化电价同比下降对公司业绩影响十分有限。
中国核电机组所在地区分别为浙江、江苏、福建以及海南，装机容量占比分别为38.6%、27.8%、28.1%、5.5%。
1）浙江省核电市场化交易执行超额收益回收机制，实际执行核准价。浙江省2024年市场化交易方案要求秦山核电一期、三门核电作为保障性电源，不参与市场化交易。电价方面，浙江执行超额回收机制，即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)，因此浙江核电市场化电量基本按照核准价结算。
2）江苏省按照市场化交易价格执行，市场化电量逐年提升，可部分抵消市场化电价下降带来的净利润下滑。江苏省2024年年度市场化价格0.4529元/千瓦时，同比降低0.0137元/千瓦时（同比下降2.94%），与此同时2024年交易电量达到270亿度，同比增长50亿度，由于江苏机组核准价低于2024年市场化交易价格，因此市场化电量增加带来的盈利增厚可部分抵消电价下降带来的净利润下滑。经我们测算，2024年江苏市场化电价同比下降或减少3亿元左右的净利润，市场化电量增长带来的净利润增加约2亿元（假设新增市场化电量平均来自于田湾1-6#机组），由此2024年江苏省市场化电量电价变动实际减少公司净利润1亿元左右。
3）福建省核电市场化电量占比高，大部分按照核准价结算。福建省要求除华龙一号以外，核电机组原则上全部上网电量参与市场交易，2024年市场化电量占比60%左右。电价大部分按核准价结算，少部分在火电标杆基础上上浮。
4）海南省核电不参与市场化交易。
中国广核：中国广核核电机组所在省份均参与市场化交易，主要集中在广东，广东省核电市场化电价执行部分超额收益回收机制，我们预计2024年市场化电价下降对公司业绩略有一定影响，其余省份交易电价与计划电价基本持平。
中国广核的核电机组大部分位于广东省内，装机容量占比达到52.8%，其余机组位于辽宁、福建、广西，装机占比分别为22%、15.3%、11%。
1）广东省核电市场化电价执行部分超额收益回收机制，2024年市场化电价下降对公司业绩略有一定影响。广东省岭澳核电、阳江核电全部机组参与市场交易。2023、2024年的年度市场电量上限均为195亿千瓦时。电价方面执行部分超额收益回收机制，对核电机组的年度、月度中长期交易电量，按照对应交易品种成交均价与市场参考价之差（负值置零）的85%从核电机组进行回收。2024年广东省年度市场化交易均价为0.4656元/千瓦时，同比下降0.088元/千瓦时（同比下降16%），考虑85%的超额收益回收机制，我们测算2024年广东市场化电价同比下降或将减少净利润2.6亿元左右。
2）辽宁省：除红沿河6#机组不参与市场化，其余机组全部上网电量参与电力市场交易。2023年市场化交易价格略高于平均计划电价。公司预计2024年市场化结算电价与2023年基本一致，与计划电价基本持平。
3）福建省：宁德核电1～4号机组全部参与市场化交易。2023年市场化交易均价略高于计划电价；公司预计2024年市场化结算电价与2023年基本一致，与计划电价基本持平。
3）广西壮族自治区。防城港核电1-3#机组全电量进入市场，4#机组暂不进入市场。2023年市场化交易结算价格比标杆电价略高；根据广西今年发布的政府授权合约机制，公司预计2024年核电市场交易结算价格与计划电价基本相当。
中长期来看，我们认为核电市场化交易规模有望继续扩大，当前核电电价大部分较燃煤基准价具备一定的安全边际，因此核电综合电价下行风险较小。
核电参与市场化交易为我国电改长期的政策方向，核电参与电力市场交易的规模有望进一步扩大。近年来我国大力推进电力市场化改革，政策鼓励和推动包括核电在内的各类电源参与市场化交易，我国电力市场化交易规模和比例不断扩大。核电为重要的清洁电源种类之一，随着电力市场的逐步放开，核电需要与其他电源类型一样，参与到市场竞争中，通过市场化交易来实现资源的优化配置和电价的合理形成。因此我们认为，核电参与电力市场交易的规模有望进一步扩大。
核电机组进入市场后电价有望基本维持稳定。中国核电与中国广核目前在运的52台机组中，39台机组的核准上网电价低于或等于当地燃煤标杆电价，仅有13台的核准价高于当地燃煤标杆电价。高于燃煤标杆价的机组多为享受“一机一价”的老机组以及示范机组，调价可能性较低。中长期来看，电价涨跌有不确定性，但由于核电电价当前大部分低于燃煤基准价、具备一定的安全边际，因此核电综合电价的下行风险相对较小。“十五五”期间伴随着新一批顶峰装机的投运，我国电力供需形势有望趋于宽松，或将带动市场化交易电价的下行。若届时市场电价仍较当地基准价有所上浮或持平（即仅收窄相对基准价的上浮比例），则大部分核电机组即便执行市场化电价也有望实现综合售电价格的提升或基本稳定；若届时市场电价大幅下降至燃煤基准价之下，则核电执行市场化电价或将导致其综合售电价格出现下滑。
三、核电成本较低且相对稳定，利息、折旧结束后利润有望进一步释放
3.1核电成本较低且相对稳定，三代机组造价有望下降
核电的完全成本以固定资产折旧、财务费用、燃料及材料成本、维修费等为主。核电属于重资产行业，核电机组造价高，因此核电营业成本中固定资产折旧占比较大。此外，核电的可变成本主要为燃料及材料成本、运行维护费、人工成本等等。从完全成本的角度来看，根据陈衬兰《基于工程造价及发电成本的核电与火电比较研究》，核电项目中约37%为折旧，14%为燃料费，13%为财务费用，10%为大修理费，10%为退役费用，剩余为材料费、员工薪酬福利及其他成本。从经营成本的角度看，以中国广核为例，2018-2023年中国广核电力业务营业成本中固定资产折旧占比稳定在29%-34%左右，核燃料成本占比24%-31%，运维、人工及其他占比11%-15%。
从度电成本的角度来看，核电的度电成本在0.2元/千瓦时左右，在各种电源类型中处于较低水平。中国核电度电成本为0.24元/千瓦时（含少量新能源，纯核电为0.207元/千瓦时），其中固定资产折旧0.09元/千瓦时，燃料及其他材料成本0.05元/千瓦时，电厂运行维护费、人员费用、其他费用分别为0.03元/千瓦时；中国广核度电成本为0.20元/千瓦时，其中固定资产折旧0.06元/千瓦时，核燃料成本0.05元/千瓦时，计提乏燃料处置金0.02元/千瓦时，运维及其他0.07元/千瓦时。两公司在度电成本上的差异主要来源于固定资产折旧，中国核电的折旧率更高导致其度电总成本较高。综合来看，核电度电成本在0.2元/千瓦时左右，显著低于火电（0.396元/千瓦时），相较光伏（0.231元/千瓦时）、风电（0.212元/千瓦时）目前的成本水平也有较强的竞争力。
国产化率提升曾带动二代核电机组装机成本显著下降。随着我国核电产业的发展，核电机组的关键设备、设计服务、工程建设等各环节的国产化率不断升高，核电机组的单位投资得以显著降低。以二代核电机组为例，进口的大亚湾机组单位投资额2.76万元/千瓦（规划投资1.77万元/千瓦，调整增加0.99万元/千瓦），国产化率超过一半的岭澳二期项目单位投资额已降至1.2万元/千瓦，而国产化率80%的阳江项目单位投资额则降至1.09万元/千瓦，较大亚湾机组的比投资降低了38%。
核电机组代际间成本呈上升趋势，代际更迭后首批机组造价明显提升。一直以来，核电技术向着更好的安全性、更高的效率、更长的使用寿命去迭代，同时难免导致其设备管道数量增多、建构筑物体量增大以及材料标准提高，进而带来了设计、设备制造及建筑安装等成本的增加。以三代技术对二代技术的替代为例，目前我国自主研发的三代机组“华龙一号”相较二代机组具有堆芯熔化概率和大规模放射性物质释放概率大幅降低、使用寿命由40年延至60年等优势，相应的其造价也有提升。目前我国首批“华龙一号”三代机组造价约1.6万元/千瓦，较二代机组1.2万元/kw左右的造价提升了30%左右。虽然首批三代机组建设成本大幅升高，但与此同时也可享受较高的电价，收益率基本稳定。近年来四代技术也取得显著突破，目前我国石岛湾高温气冷堆核电站示范工程于2023年12月正式投入商业运营，四代技术不仅在安全性、使用寿命上表现更为优秀，对燃料铀的利用效率也有大幅提升。中国国防邮电职工技术协会预计，60万千瓦高温气冷堆核能项目单位千瓦造价在2万元/千瓦左右。
随着三代核电关键设备国产化、标准化以及批量化建设，三代机组造价有望在维持安全指标的前提下由1.6万元/千瓦降至1.3万元/千瓦左右。梁国亮在《华龙一号核电工程造价及控制措施》中将“华龙一号”机型的工程造价进行了详细的拆分，可以看到占比最大的为设备购置费，占总造价的36.9%，其次为工程其他费用以及建筑工程费，占比分别为23%、14.8%。随着三代技术首批项目陆续建成，系统设计、关键设备制造、施工建造等各阶段的技术均得到验证和固化，为后续三代核电关键设备国产化、标准化以及批量化建设奠定了良好基础。中国核电工程有限公司的胡江、李文安在《“华龙一号”经济性优化路径研究》中，结合“华龙一号”核电站的设计、建造和运行过程中的各项较为可行的改进措施，并构建成本矩阵，研究各类改进措施对总体成本的影响。通过结合“华龙一号”后续设计、建造过程中各类改进项进行综合测算，国产三代机组有望在维持安全指标的前提下，将单位千瓦造价降低20%左右，即由1.6万元/千瓦降至1.3万元/千瓦左右。鉴于三代技术在安全性和使用寿命方面的表现已经非常优秀，未来较长一段时间主流审批大规模发电的机型或将为三代机组“华龙一号”。此外，据中国国防邮电职工技术协会预计，通过进一步的技术优化和规模化项目实施，四代机组高温气冷堆的单位投资有望由2万元/kw降至1.6万元/kw左右。
我国核电运营商大多已签订天然铀采购长协，成本相对稳定，收购海外铀矿获取上游资源。天然铀的进口及贸易在中国受到严格管制,目前只有中广核集团、中核集团和国家电投获授经营许可及牌照。中国核电通过中国铀业、中国原子能工业有限公司采购天然铀并进行转换和浓缩，中国广核通过中广核矿业来保障核燃料供应。2019年，中核集团旗下中国铀业收购罗辛铀矿68.62%的股权，正式将世界上第四大产能规模的铀矿山纳入旗下，2021年中国核电投资中国铀业4.23%股权，2019-2021年，中国铀业先后与全球四大天然铀供应商（哈原工、凯米科、欧安诺、铀壹）签署了新的天然铀采购合同，采购量足以满足中核集团当前核电机组未来几年的使用需求。中广核矿业于2015年收购哈萨克斯坦谢米兹拜伊铀公司49%股权，并获得下辖两座铀矿49%的天然铀产品包销权，2016年收购加拿大上市公司FissionUraniumCorp19.99%股权，并获得20%的天然铀产品包销权及额外15%的包销选择权，2021年收购哈萨克斯坦奥尔塔雷克公司49%股权，并获得下辖两座铀矿49%的天然铀产品包销权。目前拥有3个在产铀矿、1个在建铀矿、1个待开发铀矿。
由于签订了长期燃料供应合同以及集团子公司铀矿资源支持，我国核电运营商采购的燃料价格相对稳定，天然铀现货市场价格波动对其燃料成本影响较小。天然铀采购长协周期一般为10年左右，价格与前几年的均价相关，少量挂钩现货，整体价格波动相对较小。以中国核电为例，2017-2023年中国核电度电燃料成本在0.0423-0.0494元/千瓦时之间，波动幅度16.8%，而与此同时全球现货铀价由2018年均价24.6美元/公吨上涨至2023年的均价49美元/公吨，涨幅接近100%。说明我国核电运营商拥有良好的燃料供应体系，能够保证燃料铀供应的充足及价格稳定，很大程度上抵御国际现货铀价上涨带来的风险。
3.2核电利息、折旧结束后净利润有望进一步释放，三代机组IRR具备上升空间
核电机组利息偿还完毕、折旧提完后净利润有望进一步释放。核电还本付息期约15-20年，利息偿还完毕后净利润有望增厚。此外，从折旧计提角度，二代机组平均折旧年限为25年，设计寿命为30-40年；三代机组平均折旧年限为35年，设计寿命为60年左右。无论二代还是三代机组，折旧年限均小于使用寿命，且机组设计使用寿命到期后还可进一步延寿，如中国核电首个机组秦山一核，于1991年并网发电，2021年使用年限满30年后又获批延寿20年，且目前美国已有将二代机组使用寿命二次延长至80年的案例。因此，我们认为核电机组折旧计提完毕后，净利润有望进一步释放，且释放周期较长。
为详细说明核电机组净利润及现金流变动情况以及测算其内部收益率，我们建立了二代及三代核电机组的全生命周期模型，以下为模型的核心假设：
1）二代及三代机组共同的假设包括：利用小时数7600小时，厂用电率6%，上网电价按照核电标杆电价0.4153元/千瓦时，成本方面除单位固定资产折旧外，均参照2021-2023年中国广核的平均成本，融资方面贷款比例80%，贷款利率3%。
2）二代及三代机组分别的假设包括：二代机组运营年限40年，折旧年限25年，单位投资额1.2元/千瓦；三代机组运营年限60年，折旧年限35年，单位投资额1.6元/千瓦。
以二代核电项目为例，核电项目的运营周期大致可分为以下四个阶段：
1）建设期（第0-5年）：核电项目的建设期一般在5年左右，在此期间有大量资金投入，净现金流为负，尚未投入运营，不产生利润。
2）还本付息+折旧+退税期（第5-20年）：核电项目资金需求量大，借贷比例高，如中国核电核电项目贷款比例约80%，期限为15-20年，在此阶段需还本付息；此外，项目建成转固后开始计提折旧，对净利润造成影响。税收方面，核电投入运行的前15年享有增值税先征后退政策：自正式商业投产次月起5年内返还比例为已入库税款的75%，6-10年返还比例为已入库税款的70%，11-15年，返还比例为已入库税款的55%。核电投产前6年享有所得税优惠，投产前3年所得税免征，4-6年所得税减半。
3）折旧期（第20-30年）：贷款本息基本偿还完毕后，净现金流（含筹资）大幅提升，但与此同时不再享受增值税先征后退政策，净利润与净现金流（不含筹资）有小幅下降。
4）折旧计提完毕后利润释放期（第30年以后）：核电机组折旧计提完毕后，进入利润释放期，净利润显著提升，净现金流因为折旧的税盾作用消失而略有下降。二代机组设计使用寿命40年左右，利润释放期15年，延寿一次后利润释放期可达35年；三代机组设计使用寿命60年，利润释放期25年，延寿一次后利润释放期可达45年。
我们测算三代机组的IRR低于二代机组，未来随着三代机组造价的下降其IRR有望提升。经我们测算，在核电标杆电价下，二代机组的全投资IRR约10.5%，资本金IRR约16.5%；三代机组的全投资IRR约8.1%，资本金IRR约11.3%。由于造价较高，三代机组IRR低于二代机组。通过敏感性分析，我们预计三代机组造价每下降0.1万元/千瓦，其资本金IRR有望提升1%以上，若三代机组造价降至1.2-1.3万元/千瓦，其资本金IRR有望提升至14.8%-16.3%，未来随着三代机组造价的下降，其IRR有望趋近于二代机组。
推进核能综合利用，提升核能利用效率。核能作为一种清洁能源，具有能量密度高、碳排放量低、环境影响小、可持续运行时间长等特点，发展核能综合利用有助于完成节能减排目标，同时提升核电项目的经济效益。核能的用途非常广泛，除发电外，还可以用来城市供暖、工业供汽、海水淡化、制氢、生产医用同位素等。根据国际原子能机构《世界核电反应堆》报告，截至2021年底，全球有11个国家69台机组实现了区供暖、工业供热、海水淡化等其中一项或两项的综合利用。我国《十四五现代能源体系规划》明确提出，要在先进可再生能源发电和综合利用、小堆及核能综合利用等领域进行发展；国务院发布的《2024—2025年节能降碳行动方案》也提出要推动核能综合利用。
核能供热是核能综合利用的最主要途径，在安全性、经济性方面有保障。目前全世界400余台在运核反应堆中有超过1/10的机组已实现热电联供，且已累计安全运行约1000堆/年，我国的山东海阳核电厂、浙江秦山核电厂、辽宁红沿河核电厂已实现559万平方米核能供暖。安全性方面，核电站与供暖用户间有多道回路进行隔离，每个回路间只有热量的传递,没有水的交换，不会有放射性进入用户暖气管道的可能；经济性方面，根据中国核能行业协会等开展的联合调研，核能供热成本与燃煤供热相当，较燃气供热具有优势，且通过利用热能，核能利用效率也将得到提高，核能发电效率约37%，以海阳核电供暖为例，供暖季机组效率可提升至56%左右。近年来，我国在核能工业供汽领域也取得了突破性的进展，2024年6月19日我国首个工业用途核能供汽项目——“和气一号”项目在连云港田湾核电基地正式建成投产。2024年8月，国务院常务会议决定核准江苏徐圩一期核能供热发电项目，该项目是全球首个将高温气冷堆与压水堆耦合，以工业供热为主、兼顾电力供应的核动力厂，主要为连云港万亿级石化产业基地大规模供应高品质低碳工业蒸汽，对加快化工行业绿色低碳转型，促进新质生产力发展具有引领示范作用。此外，利用核能进行海水淡化，核能制氢、制冷，生产医用同位素等应用也在持续探索中。
四、主要核电上市公司：中国核电（A）、中国广核（A+H）
4.1中国核电：核电+新能源双线布局，装机量成长空间大
4.1.1“核电+新能源”打造世界一流清洁能源服务商，装机量增长带动盈利稳步提升
始于“国之光荣”秦山核电站，中国两大核电行业巨头之一。中国核电的发展最早可追溯至中国大陆第一座核电站——秦山核电站。秦山核电站由中核集团建造，于1991年并网，实现了我国核电“零的突破”，被誉为“国之光荣”；2008年中核集团注资成立中国核电，2011年转为股份制公司，2015年在A股上市，2021年控股中核汇能，完成“核电+新能源”双线布局。目前中国核电已发展成为中核集团下属主营核能和新能源发电的上市平台，控股参股的电源类型包括核电、风电和光伏，在运核电装机量全国第二，在建及待建核电装机量全国第一。
背靠中核集团，拥有核电全产业链的强大支持。截止至204H1，中核集团（国资委全资控股）持股59.36%，为中国核电第一大控股股东。中核集团在核领域的全产业链布局为中国核电提供强大的技术、设计、建造、燃料等方面的支持。
核电装机为主，新能源装机量快速提升。核电方面，1994-2002年秦山核电站一期、二期、三期工程陆续开始投产商运，2007年田湾核电投产商运，2014年福清核电站和方家山核电站开始商运，2015年昌江核电站商运，2018年三门核电站开始商运，核电业务持续稳步增长；截至2024年6月30日，公司控股在运核电机组共25台，装机容量合计2375万千瓦，控股在建及核准待开工机组15台，装机容量合计1756.5万千瓦。新能源方面，2020年公司收购中核汇能，开始进入新能源领域，风光装机量迅速增加。截至2024年6月30日，公司新能源控股在运装机容量2237.04万千瓦，包括风电755.92万千瓦、光伏1481.12万千瓦，另控股独立储能电站112.90万千瓦；控股在建新能源装机容量1471.92万千瓦，包括风电325.02万千瓦，光伏1146.90万千瓦。
“核电+新能源”双线并行，目标2050年成为具有全球竞争力的世界一流清洁能源服务商。公司在年报中提出三个中长期发展目标：1）“十四五”规划目标：预计2025年公司运行电力装机容量达到5600万千瓦；2）2035年远景目标：2035年公司运行电力装机容量超过1亿千瓦；3）2050年战略目标：2050年成长为具有全球竞争力的世界一流清洁能源服务商。根据公司的中长期发展目标，未来公司装机量增长空间广阔，有望支撑其盈利的稳步提升。
装机量增长带动营收及归母净利润稳步增长。受益于装机量增长，公司年发电量呈上升趋势，拉动营收稳步增长，2015-2023年营收CAGR为14.04%。2023年，公司上网电量达到1974.49亿千瓦时，同比增长5.57%，2023年实现营业收入749.57亿元，同比增长5.15%。2020年以来，受益于公司新能源装机量的快速增长，公司扣非归母净利润快速增长，2023年实现扣非归母净利润103.96亿元，同比增长15.06%，2024年上半年实现扣非归母净利润58.22亿元，同比下降1.13%。
公司营收及毛利来源以发电业务为主，其中核电占比最大，新能源占比提升。2023年公司发电业务实现营收732.7亿元，占全部营收比重97.7%，其中核电业务实现营收634.6亿元，占比84.7%，新能源业务实现营收98.1亿元，占比14%。2023年公司发电业务实现毛利润331.8亿元，占全部毛利比重99.2%，其中核电业务实现毛利273.02亿元，占比82.3%，新能源业务实现毛利润58.78亿元，占比17.7%。随着公司新能源业务的快速扩张，近年来新能源毛利占比显著提升，2021-2023年新能源占毛利比重由7.5%提升至17.7%。
公司盈利能力较强，发电业务毛利率、净利率水平较高且相对稳定，2020年以来新能源发展提升公司净利率。核电的商业模式决定其发电量、发电成本及电价相对稳定，盈利能力较强，近年来公司毛利率在40%-50%之间，净利率在20%-30%之间。其中，核电业务毛利率稳定在40%左右，光伏发电毛利率稳定在60%以上，风电毛利率在55%左右，新能源业务的发展带动公司盈利能力有所提升。
公司资产负债率较高，近年来呈下降趋势，ROE整体保持稳定。由于核电站建设前期投入大、融资规模大，公司资产负债率较高，2020年公司进行定向增发，将资产负债率降至70%以下，2023年公司资产负债率69.8%。公司的ROA和ROE基本保持稳定，2023年公司加权ROA为5.92%，加权ROE为12.19%。
公司经营性现金流稳定增长，每股股利持续增加，股利支付率维持在35%左右。公司经营性现金流稳健上升，2015-2022年CAGR为15.6%，2023年实现经营性净现金流431.26亿元，同比有小幅下滑。近年来公司在建核电机组增加，投资活动现金流支出持续增长，公司筹资成本较低，我们预计经营活动及筹资活动的现金流可支撑其投资规模的扩大。分红方面，公司的每股分红从2015年的0.09元/股上升至2023年0.195元/股，股利支付率维持在35%左右，2023年为35.2%，对应2023年12月31日的股息率2.6%。
4.1.2核电装机量即将进入高增长阶段，推动公司盈利稳健增长
公司核电装机市占率高，未来几年装机增量大。截止2023年底，中国核电控股在役核电机组数达到25台，装机量合计2375万千瓦，约占全国核电装机的41.7%。控股在建及核准待开工机组15台，装机容量1756.5万千瓦。2024-2025年公司的漳州能源1-2机组有望陆续投运，装机量合计242.4万千瓦，2026-2030年公司的田湾核电7-8号、三门核电3-4号、徐大堡核电1-4号、漳州能源3号、海南小堆等有望投产，装机量合计1821.7万千瓦。我们预计2023-2025年公司核电装机CAGR有望达5%，2025-2030年中国核电装机CAGR有望达11%。
公司核电机组年平均利用小时数高且相对稳定，装机量增长下上网电量有望稳步提升。公司核电机组利用小时数较高且相对稳定，2020年以来核电利用小时数稳定在7600小时以上，2023年公司核电机组年平均利用小时数为7852小时，全国平均核电利用小时数为7661小时。公司核电发电量随装机增长稳定增长，2015-2022年CAGR为12.20%，2023年公司没有新机组投运，实现核电发电量1864.77亿千瓦时，同比增长0.67%。2024年起公司在建机组将陆续投入商运，核电发电量增速有望提升。
4.1.3新能源业务快速扩张提供新增长点，集团资源优势显著
收购中核汇能布局新能源赛道，新能源装机量迅速增长。2020年公司收购中核汇能100%股权，建立“核电+新能源”双擎战略布局，尤其近年来公司在新能源业务板块持续发力以弥补核电装机增长缺口。2018年公司新能源板块总装机量16.41万千瓦，2020年完成收购后新能源装机量增长至524.99万千瓦。2020-2023年公司新能源装机量迅速增长，CAGR达到78.78%。截至2024年6月30日，公司新能源控股在运装机容量2237.04万千瓦，其中风电755.92万千瓦、光伏1481.12万千瓦，另控股独立储能电站112.90万千瓦。根据中国核电的新能源发展规划，公司预计到“十四五”末，新能源装机将达到3000万千瓦，2024-2025年公司有望新增新能源装机量合计1148.41万千瓦。
新能源利用小时数较为平稳，发电量高速增长。2023年，公司风电和光伏发电平均利用小时分别为2235小时和1291小时，新能源板块发电量为233.82亿千瓦时，同比增长66.44%，其中风力发电量为109.04亿千瓦时，同比增长66.78%；光伏发电量为124.78亿千瓦时，同比增长66.14%。公司新能源发电量呈现高速增长态势，随着风电和光伏在建项目投入商运，公司新能源业务未来增长可期。
核电站滩涂地+当地政策支持提供发展空间。公司依托已布局的核电站推进新能源业务发展，除中核汇能以外的风电机组属于辽宁核电和漳州能源，光伏发电机组属于辽宁核电。核电站周围有优质滩涂地和风光资源，同时当地政府政策支持风电和光伏发等新能源发展，有利于公司风电和光伏发电机组建设。
4.2中国广核：国内在运装机规模最大的核电运营商，兼具分红及成长性
4.2.1背靠中广核集团，国内在运装机规模最大的核电运营商，经营业绩稳健增长
起步于大亚湾核电站，国内在运装机规模最大的核电运营商。中国广核电力股份有限公司（简称“中国广核”）是中国广核集团核能发电的唯一平台，公司最早可追溯至1982年国家批准建设的大亚湾核电站，2014年3月公司正式成立，同年12月于港交所上市，2019年8月在深交所上市。公司现已成长为我国在运装机规模最大的核电开发商与运营商，主营业务包括建设、运营及管理核电站，电力销售，组织开发核电站的设计及科研工作等。截至2023年底，公司在运核电装机数量达到27台，装机容量3056.8万千瓦，约占全国核电装机53.6%；控股在建及核准待开工机组11台（含中广核集团委托管理的6台机组），装机容量合计1324.6万千瓦。
背靠中广核集团，协同作用显著。公司控股股东为中广核集团，截至2024年6月30日中广核集团持股58.89%。中广核集团以“发展清洁能源，造福人类社会”为使命，经过40余年的发展，构建了6+1产业体系，业务已覆盖核能、核燃料、新能源、非动力核技术、数字化、科技型环保、产业金融等领域，为中国广核核电业务的开展提供有力的保障。
装机量及电价提升增长带动公司营收及归母净利润稳步增长。公司核电装机量持续增长，2015-2023年装机量CAGR达到9.38%，推动公司营收CAGR实现15.27%，归母净利润CAGR实现6.03%。2023年，受益于防城港3号机组投运以及市场化电价上涨，公司电力销售业务的营收同比增长7.59%，但受建筑安装和设计服务业务营收下滑的拖累，公司整体营收同比下降0.33%。公司的建筑安装及设计服务业务毛利率低，对毛利及归母净利润的影响有限，2023年公司实现毛利润296.91亿元，同比增长7.81%，实现归母净利润107.25亿元，同比增长7.64%。2024H1公司实现归母净利润71.09亿元，同比增长2.16%，主要为新机组投产带来的盈利提升。
核电销售业务贡献主要毛利，2023年建安业务规模收缩带动整体利润水平提升。一直以来核电销售业务贡献了公司主要毛利，且该毛利率较高；建筑安装和设计服务业务营收占比高，但因业务毛利率低，毛利占比小。2023年核电销售业务实现毛利润286.65亿元，占比96.54%，毛利率45.87%；建筑安装和设计服务实现毛利润3.41亿元，占比1.15%，毛利率1.91%。2023年建安业务规模收缩，公司整体毛利率及净利率均有所提升，2023毛利率为35.97%，同比增长2.72pct，净利率为20.65%，同比增长2.25pct。
公司ROE、ROA较高且基本保持稳定，资产负债率呈稳步下降趋势。公司的资产回报率和净资产收益率基本保持稳定，2023年公司ROA为6.23%，ROE为9.74%。资产负债率方面，核电站建设前期投入大、融资规模大的特点使得公司资产负债率相对较高，近年来公司资产负债率持续下降，2023年资产负债率已降至60.19%。
公司经营性现金流充沛，股利支付率及股息率稳定增长。公司经营性净现金流随业绩稳定增长，2015-2023年CAGR为18.88%，2023年公司实现经营性净现金流量331.2亿元，同比增长5.58%。截至2023年底，公司控股或参股在建及规划核电装机358.8万千瓦，我们预计“十四五”、“十五五”期间公司的资本开支平稳可控，现金流状况良好。分红方面，公司发布《未来五年（2021年-2025年）股东分红规划》，明确将优先采用现金分红方式进行利润分配，任何三个连续年度内，公司以现金累计分配的利润不少于该三年实现的年均可分配利润的30%。2019年以来公司的股利支付率维持在40%以上并逐年提升，2023年公司每股分红0.094元，股利支付率为44.3%，对应2023年12月31日的股息率为3.0%。公司充裕的现金流可充分支撑在建机组的资本开支并为分红提供保障，我们预计未来几年公司的现金流及分红状况或均有稳定提升。
4.2.2台山核电重启有望带来盈利修复，机组投产长期业绩稳定增长
台山核电重新恢复正常运营有望带来盈利修复。2021年7月，台山核电站1号机组运行过程中出现少量燃料破损，虽然在技术规范允许范围内，机组可以继续稳定运行，但出于安全考虑，公司决定对其停机检修，2022年8月机组检修结束恢复运营；2023年第一季度台山1号机组又开始进行换料大修，11月27日完成大修换料工作并网发电。因此2021-2023年台山1号机组发电量持续下滑，2023年台山1号机组上网电量仅为20.7亿千瓦时，同比下降49.7%，台山核电净利润也由盈转亏，2021-2023年分别亏损6.5/21.3/16.8亿元。我们预计2024年台山核电站发电有望逐步恢复正常运营，带动公司业绩实现修复。假设台山核电1号机组实际利用小时数由2023年的1268小时恢复至7000小时（发电量恢复至115.2亿千瓦时），上网电价按照0.435元/千瓦时（含税），机组净利率恢复至2019年的水平（9.9%），我们预计台山核电站1号机组完全恢复运营后有望带来3.6亿元的净利润改善，2.5亿元的归母净利润改善。
“十四五”、“十五五”期间超千万千瓦在建及核准机组有望投产，带动公司长期稳定发展。公司核电装机容量持续增长，2015-2023年核电装机量CAGR达到9.8%。1994年至今，公司先后投运了大亚湾核电、岭澳核电、岭东核电、阳江核电、防城港核电、宁德核电、台山核电、红沿河核电（联营）等27台核电机组，截至2024H1年底，公司在运核电装机容量合计达到3175.6万千瓦。此外，公司控股在建及核准待开工机组共16台，包括防城港核电、惠州核电、苍南核电、陆丰核电以及宁德核电等，装机容量合计1940.4万千瓦，其中集团托管8台，装机量合计966.6万千瓦。公司预计防城港4号机组即将于2024年投运，带来装机增量118万千瓦，其余机组也将陆续投产。我们预计到2030年公司在运核电装机量有望达到5114.4万千瓦，相较2023年增长67.4%，公司的核电业务具有较高的成长性。
公司核电机组年平均利用小时数相对稳定，上网电量稳步提升。公司大部分机组分布在广东、辽宁、福建等用电大省，核电机组利用小时数相对稳定，2018年以来利用小时数稳定在7300小时以上，2023年公司核电机组年平均利用小时数为7509小时。公司核电发电量随装机增长稳定增长，2018-2023年CAGR为6.4%，2023年核电上网电量达到2141.5亿千瓦时同比上升8%。2024年起公司在建机组将陆续投入商运，核电发电量有望持续提升。
投资建议
核能发电兼具稳定及清洁的特质，“双碳”政策推动下核电中长期成长空间广阔。收入方面，核电电量保障性收购叠加电价相对稳定，核电公司的业绩主要由装机量增长驱动，2024-2030年我国有望新增核电装机超5000万千瓦，CAGR有望达11%，“十五五”核电核准及开工有望进入高峰期，中长期具备较高成长性。成本方面，核电成本以折旧为主且燃料大部分锁定长协，成本稳定且具竞争优势。代际更迭短期内核电成本或呈上升趋势，后续随着标准化、批量化建设成本有望持续下降。我们测算标杆电价下三代机组IRR略低于二代机组，随着造价下降其IRR具备上升空间。此外，核电利息偿还完毕、折旧计提结束后净利润有望进一步释放。我们持续看好经营稳健，现金流优质，分红稳中有升，中长期具备较高成长性的核电运营商。相关标的：中国核电，中国广核。
风险因素
（1）双碳形势与政策发生调整：核电的发展一定程度上受到双碳形势与政策的影响，若双碳政策出现调整，或将影响核电发展前景。
（2）核电项目审批节奏不及预期：安全性、技术路线、厂址等因素或导致未来核电项目审核节奏放缓，项目审批数量存在不及预期的风险，从而影响核电长期成长性。
（3）核电代际成本提升超预期：随着核电技术的发展突破，代际间成本存在上升趋势，若代际成本提升超预期，或带来核电阶段性收益率下降的风险。
（4）核电站建设进展不及预期或检修时间超预期：核电站建设具有不确定因素，在建项目实际投运时间或较计划投运时间延；此外，核电站定期大修、小修所需时间或有超出预计的情况，从而一定程度上影响发电量。
（5）核电电价政策出现调整：核电核准电价下调或市场化电价下行或对核电盈利水平产生影响。
（6）国际铀价大幅上涨风险：国际铀价波动较大，若大幅上涨，或一定程度上带动公司燃料成本上涨。
本文源自报告：《清洁高效基荷电源，核能迎来快速发展机遇期》
报告发布时间：2024年9月24日
报告作者：左前明S1500518070001
李春驰 S1500522070001