nInfo] [Table_Title] 中国核电(601985)

百年之业，以核为贵

中国核电深度研究

于鸿光(分析师)

陈卓鸣(研究助理)

021-38031730

010-83939802

孙辉贤(研究助理)

yuhongguang025906@gtjas.c

证书编号 S0880522020001

chenzhuoming026177@gtjas.com

021-38038670

S0880122040025

sunhuixian026739@gtjas.co

S0880122070052

本报告导读：

“双碳”目标下，核电清洁低碳与可控稳定出力优势凸显，长期量增趋势明确，盈利能力有望超预期。

投资要点：

le_Summary]维持“增持”评级：根据公司业绩预告，调整收入及成本等相关预测，下调 22\~24 年 EPS 至 0.49/0.56/0.64（前值 0.52/0.62/0.70 元），我们认为公司长期成长空间有望打开，维持目标价 8.48 元，维持“增持”评级。

核电长期量增趋势明确，盈利能力或超市场预期。公司是中核集团旗下唯一发电运营平台。市场认为，核电项目建设周期较长，公司作为运营商成长空间有限。我们认为，核电作为兼具清洁低碳和可控稳定出力双重优势的主要电源，将成为“双碳”目标下的现实选择，长期成长空间广阔；核电项目的运营周期和经营期回报率被市场显著低估，随着在建项目投产，公司核电实际盈利能力有望持续抬升。

与众不同的信息与逻辑：1）长期增速及空间可观：我们测算 23\~25年和“十五五”，我国核电运行装机 CAGR 有望达 7%和 11%；公司投产进度明确，预计 24 年开启新一轮投产周期，而核能多用途利用和新能源有望强化公司成长属性。2）盈利能力或超预期：我们以全机组投产并稳定运营的秦山核电为例，平均 ROE和净利率分别高于中国核电整体 11 ppts 和 7 ppts，伴随在建项目并网、进入稳定运营期，公司盈利能力有望进一步提升。3）经营要素稳定性强：核电作为基荷电源优先消纳，利用率维持高位；市场化下电价相对稳健，长期趋于合理水平；成本构成稳定，集团供应链提升燃料成本优势。

催化剂：1）核电核准规模提升，项目建设提速；2）国产核电造价下降，带动项目盈利提升；3）公司提高分红比例，价值属性提升。

风险提示：核电装机不及预期，利用小时低于预期，电价不及预期等。

财务摘要（百万元）	2020A	2021A	2022E	2023E	2024E
营业收入	52,276	62,367	70,816	76,108	82,633
(+/-)%	11%	19%	14%	7%	9%
经营利润（EBIT)	20,124	23,129	26,272	29,507	33,316
(+/-)%	88%	15%	14%	12%	13%
净利润 (归母)	5,995	8.038	9,175	10,626	12,053
(+/-)%	26%	34%	14%	16%	13%
每股净收益(元)	0.32	0.43	0.49	0.56	0.64
每股股利（元）	0.13	0.15	0.18	0.19	0.21

利润率和估值指标	2020A	2021A	2022E	2023E	2024E
经营利润率(%)	38.5%	37.1%	37.1%	38.8%	40.3%
净资产收益率(%)	8.5%	10.6%	11.2%	11.9%	12.3%
投入资本回报率(%)	4.9%	5.5%	5.7%	5.8%	5.8%
EV/EBITDA	9.14	9.71	8.37	7.96	7.50
市盈率	20.31	15.15	13.27	11.46	10.10
股息率(%)	2.0%	2.3%	2.8%	3.0%	3.2%

电力/公用事业

[Table_In评级：

增持

上次评级：增持

目标价格：

上次预测： 8.48

当前价格： 6.46

2023.03.28

[Table_交易数据M

52周内股价区间（元）总市值（百万元）	5.83-8.12 121,774
总股本流通A股（百万股）流通B股/H股（百万股）	18,850/18,850
流通股比例	0/0
日均成交量(百万股)	100%
日均成交值(百万元)	97.28
	614.75

[Table_Balance]资产负债表摘要

股东权益（百万元）	90,781
每股净资产	4.82
市净率	1.3
净负债率	147.59%

EPS（元）	2021A	2022E
Q1	0.10	0.15
Q2	0.15	0.14
Q3	0.11	0.14
Q4	0.07	0.06
全年	0.43	0.49

52周内股价走势图

升幅(%)	1M	3M	12M
绝对升幅	7%	8%	-11%
相对指数	8%	3%	-12%

[Table_Re相关报告

核电电量略超预期，新能源装机放量在即2023.01.06

短期业绩不及预期，新能源拓展有亮点2022.08.26

中核汇能引战落地，加速发力新能源2022.05.13

季度业绩高增，成长潜力充足2022.04.28

电量稳健增长，期待新能源放量2022.04.06

Table_OtherInfo][Table_Industry]模型更新时间：2023.03.28

[Table_Stock] 中国核电(601985)

评级：		增持
	上次评级：	增持
目标价格：		8.48
	上次预测:	8.48
当前价格：		6.46

[Table_W公司网址

www.cnnp.com.cn

[Table_C公司简介

公司由中国核工业集团有限公司作为控股股东，联合中国长江三峡集团有限公司、中国远洋海运集团有限公司和航天投资控股有限公司共同出资设立的。公司经营范围涵盖核电项目的开发、投资、建设、运营与管理；清洁能源项目的投资、开发；输配电项目投资、投资管理；核电运行安全技术研究及相关技术服务与咨询业务；售电等领域。

财务预测(单位：百万元)
损益表	2020A	2021A	2022E	2023E		2024E
营业总收入	52,276	62,367	70,816	76,108	82,633
营业成本	28.862	34,806	37,969	40,143	42.966
税金及附加	605	660	750	806		875
销售费用	63	79	89		96	104
管理费用	2.346	3,202	4,249	3.958		3,718
EBIT	20,124	23,129	26,272	29,507		33,316
公允价值变动收益	0	0	0		0	0
投资收益	141	195	221	219		233
财务费用	6,960	6.871	7,762	8,194		8,768
营业利润	13,226	16,475	19,874	22,821		26,172
所得税	2.232	2.505	3,264	3,720		4,743
少数股东损益	4,952	6.017	7,436	8,475		9.376
净利润	5,995	8,038	9,175	10,626
资产负债表						12,053
货币资金、交易性金融资产	15,402	13.064	7.082	6.850		6.611
其他流动资产	1,225	1,865	2,265	2,765		3,265
长期投资	3.812	4,844	4,844	4,844
固定资产合计	223,123	251,091	272,815	313,836		4,844
无形及其他资产	9,293	7,590	7,452	7,314		353.080
资产合计	381,746	409,621	435,455	480,640		7,176
流动负债	54,628	65.573	66,915	76,399		524,414
非流动负债	210.628	218,771	229,771	249,771		80,360
股东权益	116,490	125,278	138,769	154,470		271,771
投入资本(IC)	338,214	358,235	383,011	424,997		172,284 466,794
现金流量表
NOPLAT	16,716	19,631	21,957	24,698		27,278
折旧与摊销	11,844	14,503	15.,562	17,859		20,186
流动资金增量	-3.884	7,977	-921	374		-1,773
资本支出	-23.924	-25.047	-45,000	-60.000		-60.000
自由现金流	751	17,064	-8,401	-17,070		-14,308
经营现金流	31,128	35,608	38.973	45,392		48,459
投资现金流	-27,567	-26.039	-45,229	-60,231		-60,217
融资现金流	308	-11,747	273	14,606		11,519
现金流净增加额	3.868	-2,178	-5,982	-232		-239
财务指标
成长性
收入增长率	10.6%	19.3%	13.5%	7.5%		8.6%
EBIT增长率	87.7%	14.9%	13.6%	12.3%		12.9%
净利润增长率	26.0%	34.1%	14.1%	15.8%		13.4%
利润率
毛利率	44.8%	44.2%	46.4%	47.3%		48.0%
EBIT率	38.5%	37.1%	37.1%	38.8%		40.3%
净利润率	11.5%	12.9%	13.0%	14.0%		14.6%
收益率
净资产收益率(ROE)	8.5%	10.6%	11.2%	11.9%		12.3%
总资产收益率(ROA)	2.9%	3.4%	3.8%	4.0%		4.1%
投入资本回报率(ROIC)	4.9%	5.5%	5.7%	5.8%		5.8%
运营能力
存货周转天数	255.1	238.6	220.0	210.0		210.0
应收账款周转天数	70.3	88.6	79.4		84.0	81.7
总资产周转周转天数	2.665.4	2,397.3	2,244.4	2,305.1		2.316.4
净利润现金含量	5.2	4.4	4.2		4.3	4.0
资本支出/收入	45.8%	40.2%	63.5%	78.8%		72.6%
偿债能力资产负债率	69.5%		68.1%

52周内价格范围	5.83-8.12
市值（百万元）	121,774

核心结论：长期量增趋势明确，盈利能力或超预期.
盈利预测与估值. 4
2.1. 盈利预测 4
2.2. 估值 ..
核电+新能源组合，稀缺性凸显. 6
3.1. 依托中核集团，铸就核电龙头. 6
3.2. 收购中核汇能，新能源开启增长. 9
3.3. 电量稳健增长，业绩拾级而上.. 10
能源转型不可或缺，核电打开长期增长空间 12
4.1. 核电：双碳目标下的现实选择.. 12
4.2. 长期成长空间广阔，公司投产计划明确. 13
4.3. 依托核电主业，发展衍生利用场景. 17
长期经营要素稳健，对标龙头价值属性有望增强. 18
5.1. 长期利用率稳健：核电利用率有望维持高位. 18
5.2. 长期价格要素稳定：市场化推动核电长期合理定价，集团供应
链保障燃料成本稳定.. . 20
5.3. 核电盈利能力或被低估，造价存在下降空间.. . 22
5.4. 资本开支高峰将至，对标龙头分红率有望提升. 24
风险提示 .. . 26

1. 核心结论：长期量增趋势明确，盈利能力或超预期

市场认为，核电项目建设周期较长，公司作为运营商成长空间有限。我们认为，从成长维度看，核电作为兼具清洁低碳和可控稳定出力双重优势的主要电源，将成为“双碳”目标下的现实选择，长期成长空间广阔（我们测算 23\~25 和十五五期间，我国核电运行装机 CAGR 有望达到7%和 11%；公司投产进度明确，预计 24 年开始新一轮项目投产周期）。从价值维度看，核电项目的运营周期和经营期回报率被市场显著低估，随着在建项目投产，公司核电实际盈利能力有望持续抬升（我们以全机组投产并稳定运营的秦山核电为例，ROE和净利率分别高于中国核电整体 11 ppts 和 7 ppts）。核电长期经营要素稳健，运营周期、经营模式和价值属性媲美水电龙头，分红比例提升可期。

2. 盈利预测与估值

2.1. 盈利预测

假设公司 2022\~2024 年：

核电期末在运装机为 2375/2375/2496 万千瓦；发电量为 1852/1874/1907亿千瓦时，对应同比增速分别为 7.1%/1.2%/1.8%。

新能源装机每年新增 366/630/680 万千瓦（其中风电 158/180/180 万千瓦；光伏 208/450/500 万千瓦）。发电量为 81.7/143.6/242.0 亿千瓦时，对应同比增速 47.7%/74.1%/48.1%。

根据上述关键假设，预计公司 2022\~2024 年的营业收入为708.2/761.1/826.3 亿元，对应同比增速 13.5%/7.5%/8.6%。预计公司2022\~2024 年归母净利润为 91.7/106.3/120.5 亿元，对应同比增速14.1%/15.8%/13.4%；EPS 为 0.49/0.56/0.64 元。

表 1：中国核电收入成本预测（单位：亿元）

	2021A	2022E	2023E	2024E
收入合计	624	708	761	826
成本合计	348	380	401	430
毛利率	44.2%	46.4%	47.3%	48.0%
核电业务
装机容量（万千瓦）	2255	2375	2375	2496
收入	566	632	641	656
毛利率	42.8%	45.2%	45.3%	45.6%
风电业务
装机容量（万千瓦）	263	421	601	781
收入	18	24	38	53
毛利率	57.6%	56.5%	55.5%	55.0%
光伏业务
装机容量（万千瓦）	624	832	1282	1782
收入	28	39	66	100
毛利率	61.5%	61.0%	61.0%	60.0%

数据来源：公司公告，国泰君安证券研究

2.2. 估值

公司为核能发电公司，选取同行业中国广核作为可比公司。核电与水电均属电力行业，同时在资产运营周期、投资回报周期、回报率等方面有一定相似，选取长江电力作为可比公司。公司新能源发电业务高增，规划发展规模较大，新能源发电未来有望成为公司新增长点，选取新能源发电公司三峡能源作为可比公司。以上可比公司均为大型央企发电企业，融资成本、公司规模、市值等方面相对具有可比性。

可比公司 2023 年平均PE为 14 倍，对应公司 2023 估值为 7.84 元。可比公司 2023 年平均 PB为 1.7 倍，对应公司 2023 年估值为 8.67 元。综合PE和 PB两种估值方法，考虑到公司核电长期增长明确，新能源装机完成度较好、增速较高，我们维持公司 2023 年 8.48 元目标价，对应 15/1.7倍 PE/PB，维持公司“增持”评级。

表 2：可比公司2023 年平均 PE为 14倍

可比公司	收盘价（元）	总市值（亿元）	EPS（元/股）			PE
可比公司	收盘价（元）	总市值（亿元）	2021A	2022E	2023E	2021A	2022E	2023E
中国广核	2.88	1,319	0.19	0.20	0.25	15	15	12
长江电力	20.32	4,808	1.16	1.25	1.31	18	16	16
三峡能源	5.48	1,569	0.23	0.34	0.41	24	16	13
平均						19	16	14
中国核电	6.46	1,218	0.44	0.49	0.56	15	13	11

注：收盘价截至 2023 年3 月27 日，除中国核电外预测来自 Wind一致预期，中国广核 2022年 EPS为年报实际披露；数据来源：Wind，国泰君安证券研究

表 3：可比公司2023 年平均 PB 为 1.7 倍

可比公司	收盘价（元）	总市值（亿元）	BPS（元/股）			PB
可比公司	收盘价（元）	总市值（亿元）	2021A	2022E	2023E	2021A	2022E	2023E
中国广核	2.88	1,319	2.00	2.12	2.41	1.4	1.4	1.2
长江电力	20.32	4,808	7.96	8.65	9.21	2.6	2.3	2.2
三峡能源	5.48	1,569	2.41	2.97	3.33	2.3	1.8	1.6
平均						2.1	1.9	1.7
中国核电	6.46	1,218	3.77	4.69	5.10	1.7	1.4	1.3

注：收盘价截至 2023 年3 月27 日，除中国核电外预测来自 Wind 一致预期，中国广核 2022年 BPS为年报实际披露；数据来源：Wind，国泰君安证券研究

3. 核电+新能源组合，稀缺性凸显

3.1. 依托中核集团，铸就核电龙头

中国核电是中核集团旗下唯一发电运营平台。中国核电（全称“中国核能电力股份有限公司”）是国内核电龙头公司，2008 年由中核集团设立，2015 年于上交所上市。公司以核电为核心业务，并于 2020年 12 月收购中核集团新能源运营平台—中核汇能有限公司。公司大股东为中核集团，实际控制人为国务院国资委。

图 1：背靠中核集团打造核电+新能源发电上市平台

资料来源：公司公告，国泰君安证券研究

图 2：中国核工业集团绝对控股

注：截至 3Q22 末；

数据来源：Wind，国泰君安证券研究

图 3：核电占营收主体，新能源占比提升

数据来源：公司公告，国泰君安证券研究

图 4：核电毛利润占比 90%以上

数据来源：公司公告，国泰君安证券研究

公司拥有七大核电基地助力发展。公司投资控股七大核电基地：秦山核电、江苏核电、三门核电、福清核电、海南核电、漳州核电、辽宁核电。截至 2022 年末，在运核电机组 25 台，在建9 台，已核准待开工机组 3 台。公司在运装机 2375 万千瓦（平均持股比例约 54%），在建装机 1013 万千瓦（平均持股比例约 53%），此外已核准待开工机组2 台。

图 5：公司在五个省份拥有七大核电基地

注：截至 1H22 末；
数据来源：公司公告，国泰君安证券研究

表 4: 公司在运及在建装机平均持股比例约 54%和53%

运营公司		持股比例	控股装机规模（万千瓦）		权益装机规模（万千瓦）		核电堆型
			在运	在建	在运在建		核电堆型
秦山核电	秦山一核	72%	35.0	二	25.2	，压水堆 CNP300
	秦山二核	50%	268.0	-	134.0 -	压水堆CNP600
	秦山三核	51%	145.6	-	74.3	重水堆CANDU700
	方家山	（隶属秦山一核）	217.8	1	156.8 -	压水堆 CNP1000
江苏核电三门核电		51%	660.8	253.0	337.0	129.0 VVER1000/VVER1200/M310改进
		56%	250.0	250.2	140.0	140.1 AP1000/CAP1000
福清核电		51%	667.8	-	340.6	CNP1000/华龙一号 -
海南核电		51%	130.0	12.5	66.3 6.4	CNP600/玲珑一号小堆
漳州核电		51%	-	242.4	123.6	华龙一号
辽宁核电		54%	-	254.8	137.6	VVER1000
合计		在运 54% 在建53%	2375.0	1012.9	1274.2 536.7

数据来源：公司公告，国泰君安证券研究

中核集团全产业链协同，核电运营具备先发优势。中核集团是我国最早进行商用核电站研发、设计、建造及运营的公司，主导开发了我国第一座自主设计、建造的发电站—秦山一期核电站。集团是中国唯一拥有完整核燃料循环产业、拥有独立完整核工业体系的企业，全产业链布局为公司发展提供全方位支撑。公司通过与集团下属核燃料采购、加工等企业签订长期协议，保障燃料供应稳定、价格平稳。

图 6：中核集团业务覆盖核能全产业链

数据来源：公司公告

核能发电是中核集团重要利润来源，有望反哺集团其他业务发展。中核集团核能发电业务占集团营业总收入比重基本稳定，2018 至 2021年占比维持在约 23%\~26%范围。由于核能发电业务毛利率较高，2018至 2021 年毛利润占比维持在约 42%\~48%范围，是集团重要且稳定的利润来源。

图 7：核电是中核集团重要营业收入来源

数据来源：中核集团公告，国泰君安证券研究

图 8：核电利润对集团贡献较大

数据来源：中核集团公告，国泰君安证券研究

核电行业呈双寡头竞争格局，公司为其中一极。我们根据核能协会统计（此处及以下核电统计均不含我国台湾地区）及公司公告测算，截至 2023 年 3 月末，公司在运装机 2375 万千瓦，占全国比例约 42%；在建装机 1013 万千瓦，占全国比例约 43%。基于核能的特殊性以及核电技术的复杂性，行业存在壁垒和行政准入门槛，核电开发运营基本维持双寡头竞争格局，较为稳定，公司与中国广核两家龙头公司未来有望保持相对优势。

图 9：核电运营双寡头格局

注：截至 3M23 末（考虑中国广核防城港 3号并网）
数据来源：公司官网，中国核能行业协会，国泰君安证券研究
注：截至 3M23（考虑防城港 3号并网和三门 4 号 FCD）
数据来源：公司官网，中国核能行业协会，国泰君安证券研究

图 10：在建核电市场份额集中度高

3.2. 收购中核汇能，新能源开启增长

公司收购中核汇能成为集团唯一新能源运营平台。2020 年 12 月，公司以 21.1 亿元收购母公司中核集团新能源平台公司中核汇能 100%股权（收购 PB约 1.1 倍）。同期，中核集团发布避免同业竞争承诺，明确公司新能源运营唯一主体的地位，明确公司拥有新能源项目的优先开发权、收购权等一系列权利。

收购中核汇能完成后，2020 年末公司新能源装机 525 万千瓦。随着自建和收购项目推进，截至 2022 年末，公司新能源装机 1253 万千瓦，同比+41.2%，占总装机的比例 34.5%；其中风电 421 万千瓦，光伏 832万千瓦（2022 年并网装机口径调整，实际新增装机完成度或好于上述值）。根据公司已披露数据，2021 年中核汇能实现净利润 12.8 亿元（合并口径），同比+76.9%，装机规模有望带动业绩持续高增。

图 11：公司新能源装机跨越式增长

数据来源：公司公告，国泰君安证券研究

图 12：新能源装机增长占比提升

数据来源：公司公告，国泰君安证券研究

3.3. 电量稳健增长，业绩拾级而上

核电增长稳健，新能源发电高增。2022 年公司总发电量 1993 亿千瓦时，同比+9.1%，其中核电发电量 1852 亿千瓦时，同比+7.0%，2018至 2022 年 CAGR 13%；新能源发电量 140 亿千瓦时，同比+47.7%，占比提升至 7.0%。

公司归母净利润有望保持两位数增长，盈利能力保持稳健。2021 年公司核电营业收入 566 亿元，同比+15.6%，2017 至 2021 年营业收入CAGR 13.8%；2021 年新能源营业收入 46.4 亿元，同比+50.2%。2021年公司归母净利润 80.4 亿元，同比+34.1%，2017 至 2021 年 CAGR12.4%。根据公司业绩预告，2022 年归母净利润 89.5\~92.0 亿元，同比+ 8.9%～12.0%。2017 至 2021 年毛利率波动范围约 40%\~45%，有一定上升趋势；净利率波动范围约21%\~24%；ROE波动范围约10%\~12%，公司盈利水平稳健。

图 13：公司发电量稳步提升

数据来源：公司公告，国泰君安证券研究

图 14：公司核电电量占比较高

数据来源：公司公告，国泰君安证券研究

图 15：公司年营业收入增长稳健

数据来源：公司公告，国泰君安证券研究

图 16：公司净利润增速提升

数据来源：公司公告，国泰君安证券研究

图 17：公司整体利润率较稳定

数据来源：公司公告，国泰君安证券研究

4. 能源转型不可或缺，核电打开长期增长空间

4.1. 核电：双碳目标下的现实选择

“双碳”目标明确，新能源高速发展。自 2020 年 9 月习总书记提出“双碳”目标以来，我国“双碳”发展方向及能源转型方向明确。随着《关于完整准确全面贯彻新发展理念做好碳达峰碳中和工作的意见》、《2030 年前碳达峰行动方案》、《“十四五”现代能源体系规划》等重要政策出台，进一步明确加快提升非化石能源在能源供应中的比重，优先发展可再生能源，加快提升风光伏发电规模。新能源发电高速发展下，也存在电源出力间歇性、不稳定性和难以预测性等特点。同为清洁低碳能源的核电，作为可控出力电源能够较好匹配基础负荷需求，能提升新型电力系统稳定性，亦受到政策支持。

表 5：“十四五”现代能源体系规划能源转型目标明确

主要指标	2020A	2025E	规划内容
发电装机容量（亿千瓦）	22	30
其中：水电	3.4	3.8	因地制宜开发水电
煤电	10.8	-	根据发展需要合理建设发挥煤电支撑性调节
气电	1.0	1	推动与新能源融合发展
核电	0.5	0.7	积极安全有序发展核电
风电	2.8	，	加快发展风电
太阳能发电	2.5	-	加快发展太阳能发电
生物质发电	0.3	1	因地制宜发展
抽水蓄能（亿千瓦）	0.3	0.62	加快发展抽水蓄能
煤电灵活性改（亿千瓦）		2	大力推动煤电灵活性改造
国内能源年综合生产能力（亿吨标煤）	40.8	46
非化石能源占比	16%	20%
非化石发电占比		39%
电能占终端用能比例		30%
灵活调节电源占比		24%
能耗强度降低		13.5%
二氧化碳排放强度降低		18%
电力需求侧响应能力占最大负荷比例		3%-5%
新建输电通道可再生能源电量比例		50%

数据来源：发改委《“十四五”现代能源体系规划》，国泰君安证券研究

核电在碳排放、可控出力等多方面上具备明显优势。对比主要电源属性，从生命周期二氧化碳排放量看，核电处于最低水平，仅为约 12 g/千瓦时。可出力和稳定性方面，核电不受自然资源影响，不受季节影响，核燃料库存保障可控出力，能够主动出力响应负荷需求，实现全年稳定发电。核电全年利用小时可达到 7800 小时以上，远高于其他电源。综合来看核电有望成为双碳目标下实现能源清洁与安全的现实选择，具备长期成长性。

图 18：核电兼具清洁低碳和可控出力的特性

注：圆形面积大小表征预期增速高低；
数据来源：国泰君安证券研究

表 6:核电具有低碳排放、可控出力等优点

发电类型	核电	火电	水电	风电	太阳能发电
CO2排放量（g/kWh）	12	煤电820/气电490	24	12	27-48
库存原材料	核燃料	煤、天然气等	蓄水	无	无
出力稳定性	稳定	稳定	比较稳定	不稳定，受自然资源影响，波动性和随机性	不稳定，受自然资源影响，间歇性
利用小时数（小时/2021年）	7802	4448	3622	2232	1281
LCOE（USD/MWh ）	50-82	70-86	48	33（陆上） 75（海上）	48

注：LCOE数据核电与火电来自 IEA 2020 年数据，水电、风电及光伏来自 IRENA2021年数据
数据来源：公司公告，IRENA，IEA，国泰君安证券研究

4.2. 长期成长空间广阔，公司投产计划明确

我国核电装机近年持续提升，在建装机规模较大。根据中国核能协会数据，截至 2022 年末，我国累计并网核电机组 55 台，装机容量约 5699万千瓦；我们不完全统计，截至 2022 年末，在建核电机组约 19 台，装机容量超过 2000 万千瓦。回顾历史，我国核电在经历起步发展阶段后，核电并网装机实现快速增长，2010年末至2022末装机CAGR 约14.8%，年均新增并网装机 3.5 台。

图 19：并网装机数量稳定增长（台）

数据来源：公司公告，中国核能协会，Wind，国泰君安证券研究

核电发电量快速增长，与其他电源相比当前占比仍有较大提升空间。2022 年我国核电总发电量 4178 亿千瓦时，2011 至 2022 年 CAGR 约15.4%，增速高于同期总发电量 CAGR 9.5 ppts，占总发电量比例从 1.8%提升至 5.0%，但与其他电源相比仍有较大提升空间。

图 20：核电发电量增速高于整体发电量增速

图 21：核电发电量占比仍有较大提升的空间

数据来源：Wind，国泰君安证券研究
数据来源：Wind，国泰君安证券研究

与其他发展核电国家相比，我国核电占比仍处于较低水平，具备提升空间。从世界其他主要核电国家发展来看，从二十世纪 50\~60 年代已经开始核电商业化发展，核电发电量占比逐步提升。经过 20\~30 年快速发展，到 90 年代前后美国核电发电量占比提升至 20%左右，法国提升至70%以上，此后基本保持该水平。我国核电发展起步相对较晚，80 年代首座电站开始设计建设，90 年代开始实现并网发电，而目前核电发电量占比约为世界其他主要核电国家 70\~80 年代水平。随着国产核电三代技术成熟以及“华龙一号”成功投运，核电安全性、经济性、放射性废物等方面均有大幅提升，具备更大规模商业化建设运营条件，未来我国核电发电量占比有望显著提升。

图 22：我国核电发电量占比提升空间较大

数据来源：EIA，Ourworld in data，国泰君安证券研究

核电发展迎来机遇，新政策定位下核准有望提速。“十二五”及“十三五”期间，我国核电核准节奏总体较慢，部分年份零核准。进入“十四五”以来，在“双碳”目标和能源转型背景下，2021 年 3 月国务院发布《政府工作报告》提出：“在确保安全的前提下积极有序发展核电”，是近十年来政府工作报告中来首次使用“积极”的字眼为核电发展指明方向。2021 年 10 月，国务院发布《中共中央国务院关于完整准确全面贯彻新发展理念做好碳达峰碳中和工作的意见》，明确积极安全有序发展核电；《2030 年前碳达峰行动方案》，明确积极推动高温气冷堆、快堆、模块化小型堆、海上浮动堆等先进堆型示范工程，开展核能综合利用示范。核能行业协会预计，十四五期间我国有望每年新核准 6\~8 台核电；2022 年，我国两次核准共 10 台百万千瓦级核电。随着“双碳”目标下核电的发展定位明确，核电核准有望提速。

图 23：我国核电核准有望提速

数据来源：中国核电网、中国核能协会，国泰君安证券研究

发展目标明确，行业长期增长可观。据国家发展改革委、国家能源局印发《“十四五”现代能源体系规划》，规划到 2025 年，核电运行装机容量达到 7000 万千瓦左右。中国核能行业协会预测，到 2030 年，我国核电在运装机容量有望达到 1.2 亿千瓦，核电发电量占比 8%。我国中长期大力发展核电的规划较为明确，根据以上指引，以 2022 年末装机容量 5699 万千瓦为基础，我们测算 2023\~2025 以及“十五五”

期间，我国核电运行装机 CAGR 有望达到 7%和 11%，增速有抬升趋势，长期增速及空间可观。公司 2024 年开始有望进入新一轮投产周期，远期成长确定性较强。

内陆核电有望进一步打开成长空间。2023 年3 月两会期间，中广核集团董事长与其他 14 位全国政协委员向大会提交了《关于加大核电发展力度，拓展内陆地区建设，推广核能供暖的提案》建议：“在确保安全前提下，未来十年保持每年核准开工 10 台以上机组。在清洁基荷电力供应保障能力不足、碳排放和污染物排放强度过大的内陆地区，尽早启动核电项目的规划建设工作，力争十四五实现核准开工。”此外根据提案统计，参考国际情况，全球内陆在运比例高达 64%，美、法、俄等核电大国超半数机组在内陆。在构建新型电力系统、推进“双碳”目标的形势下，拓展核能空间布局具备必要性和可行性，内陆核电推进有望进一步打开核电成长空间。

图 24：美国分布在内陆核电占比高于沿海

数据来源：EIA

图 25：我国核电装机增长前景广阔

数据来源：《“十四五”现代能源体系规划》、中国核能行业协会，国泰君安证券研究

图 26：公司每年核电装机增长确定

注：截至 3M23 末；
数据来源：公司公告，国泰君安证券研究

表 7: 公司在建装机并网计划确定

预计投产年份	预计投运机组	机型	开工建设时间	装机容量（万千瓦)	总机组容量(万千瓦)
2022年	福清6号	华龙一号	2015.12	116	2375
2023年	无	-	-	二	2375
2024年	漳州1号	华龙一号	2019.10	121	2496
2025年	漳州2号	华龙一号	2020.9	121	2617
2026年	田湾7号	VVER-1200	2021.5	127	2756
2026年	海南小堆	玲龙一号	2021.7	12.5	2756
2027年	徐大堡3号	VVER-1200	2021.7	127	3263
	田湾8号	VVER-1200	2022.2	127
	徐大堡4号	VVER-1200	2022.5	127
	三门3号	CAP1000	2022.6	125
2028年	三门4号	CAP1000	2023.3	125	3509
2028年	漳州1号	华龙一号	预计2023年	121	3509
2029年	漳州2号	华龙一号	预计2023年	121	3630

注：截至 3M23 末；
数据来源：公司公告，国泰君安证券研究

4.3. 依托核电主业，发展衍生利用场景

政策支持核能拓展综合利用，助力深度脱碳。核电站在高效、稳定、清洁解决用电需求基础上，同样存在满足用热需求、用汽需求等能力，核能综合利用为我国核电产业发展开辟了新赛道。传统供热供汽主要由火电完成，而“双碳”目标下，热力及热蒸汽作为工业和生活必需品，需求难以由风光发电直接满足，清洁的核能供热供汽优势凸显。结合小型堆、高温气冷堆等技术优势，核能有望实现核能供热供汽、核能制氢、海水淡化等多种功能，为生产及生活深度脱碳提供支撑。核能综合利用有望成为核电产业新盈利来源，提升核电企业盈利空间。

表 8：政策支持核能供暖等多用途利用

时间	政策	主要内容
2016	《能源技术革命创新行动计划(2016-2030年)》	到 2050年，核能供热具备规模建设条件。
2017	《北方地区冬季清洁取暖规划(2017-2021)》	指出核能、地热、太阳能等能源是清洁供暖的重要形式。
2018	《2018年能源工作指导意见》	积极研究推动北方地区核能供暖试点工作。
2018	《北方地区核能供暖五年行动方案》 (征求意见稿)	将核能供暖示范工程列为重点项目予以推进。
2021	《"十四五"规划和2035年远景目标纲要》	提出开展山东海阳等核能综合利用示范。
2021	《2030 年前碳达峰行动方案》	积极推动高温气冷堆、快堆、模块化小型堆、海上浮动堆等先进堆型示范工程，开展核能综合利用。
2022	《发布的十四五现代能源体系规划》	将开展核能综合利用示范，积极推动高温气冷堆、快堆、模块化小型堆、海上浮动堆等先进堆型示范工程；推动核能在清洁供暖，工业供热、海水淡化等领域的综合利用。

数据来源：中国政府网、国家发改委、国家能源局，国泰君安证券研究

公司及行业持续开展核能综合利用项目。2021 年公司秦山核能供热示范工程（一期）建成投运，实现供热面积 46 万平方米，保障浙江嘉兴海盐县的近 4000 户居民供热，预计项目全部建设完成后，能够满足海盐约 400 万平方米的供暖需求。此外公司开工建设田湾核电工业用途核能供汽工程，预计 2023 年底投产为连云港石化基地年供汽 480万吨，我们测算产值有望达到约 8\~10 亿元。此外，行业整体正形成核能综合利用发展趋势，国家电投核电与中国广核均已有项目落地。

表 9：核能综合利用发展形成趋势

企业	主要项目	主要内容
中国核电	秦山核能供热示范工程（一期）、田湾核电工业用途核能供汽工程	2021年公司秦山核能供热示范工程（一期）建成投运，实现供热面积46万平方米，预计项目全部建设完成后，能够满足海盐约400万平方米的供暖需求。2022年公司开工建设田湾核电工业用途核能供汽工程，预计 2023年底投产为连云港石化基地年供汽480万吨,
中国广核	国家电投海阳核电供热示范项目	于2019年实现首期70万平方米供热项目投运。截至2021年，供热已持续拓展至海阳全城区覆盖，供热面积达到450万平米，实现为20万居民海阳城区居民供热，海阳（城区）成为国内首个全部实现核能供热的城市。2023年2月国内首个跨区域核能供暖项目，海阳至乳山核能供暖项目开工。
国家电投	辽宁红沿河核电站核能供暖示范项目	辽宁红沿河核电站核能供暖示范项目规划供热面积24.24万平方米，2022年11月正式投运供热，是我国东北地区首个核能供暖项目。
中国华能	高温气冷堆示范工程供热	2022年11月，石岛湾高温气冷堆示范工程首次实现核能供热，供热区域覆盖石岛湾公司生产厂区及厂前办公区。

数据来源：核能行业协会、澎湃新闻、中国电力报等，国泰君安证券研究

核能供热为代表的核能综合利用，有望提升核电盈利能力，打开新增长空间。核能热电联产对核电发电量影响较小，核电循环冷却水余热中仍有大量可利用来集中供热的潜力，可以提升核电产业盈利能力。根据住建部统计，2020 年底全国集中供热面积达约 123 亿平方米，以每平米供热价格约 20 至 30 元计算，行业产值规模较大。随着集中供热面积增加，以及核能供热渗透率提升，有望打开核电产业新的增长空间。此外核能供汽经济性好于供电，汽电联产亦可提升整体利用效率，有望提升核电盈利能力。结合核能综合利用示范项目经验，未来公司持续改造和建设核能综合利用项目空间较大。

图 27：核能满足低碳供热需求

数据来源：澎湃新闻

图 28：田湾核电满足工业用汽需求

数据来源：中国电力报

5. 长期经营要素稳健，对标龙头价值属性有望增强

5.1. 长期利用率稳健：核电利用率有望维持高位

核电发电优先级靠前，核电装机长期成长背景下，利用率相对有保障。在不同电源类别中，核电发电序位靠前，消纳保障政策力度强化，核电有望实现“多发满发”。核电利用小时数维持高位，显著高于其他电源类别。整体来看未来随着运营经验积累、换料大修周期增加及工期缩短，核电利用小时数有望稳中有升。

表 10：核电发电序位靠前

发电优先次序	发电电源
1	无调节能力的风能、太阳能、海洋能、水能等可再生能源发电机组
2	有调节能力的水能、生物质能、地热能等可再生能源发电机组和满足环保要求的垃圾发电机组
3	核能发电机组
4	按"以热定电"方式运行的燃煤热电联产机组，余热、余气、余压、煤矸石、洗中煤、煤层气等资源综合利用发电机组
5	天然气、煤气化发电机组
6	其他燃煤发电机组，包括未带热负荷的热电联产机组
7	燃油发电机组

数据来源：国务院办公厅《节能发电调度办法（试行）》，国泰君安证券研究

表 11：政策保障核电优先发电及消纳

时间	政策/会议	涉及核电主要内容
2017.02	发改委《保障核电安全消纳暂行办法》	核电优先保障顺序安排核电机组发电
2018.06	发改委《关于做好2018年迎峰度夏期间煤电油气运保障工作的通知》	探索水电核电优价满发试点，在水电和核电富集地区，鼓励通过科学合理的利益调节机制，提高参与试点的核电机组年发电小时数。
2019.06	发改委《全面放开经营性电力用户发用电计划》	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。
2021.10	国务院政策例行吹风会	今冬明春能源保障供应有关情况：促进水电、核电、风电、光伏等清洁能源发电多发满发。

数据来源：发改委、中国政府网，国泰君安证券研究

公司运营能力优秀，核电利用率有望长期维持高位。公司核电运营经验丰富，并且具有全产业链优势，项目整体运营水平良好，高于我国行业平均水平。参考海外超长期运行核电，随运行时间推移核电利用率维持高位。此外公司持续加强运营期管理和创新，有望进一步提升利用率，以公司的田湾 1、2 号机组为例：

1）增加燃料周期运行时间：通过与俄罗斯联合股份公司“TVEL”等单位合作，掌握高性能燃料组件制造技术、长周期燃料循环换料技术、设备检修周期延长技术，实现长周期燃料循环，每台机组平均每年增加运行时间约 20 天，两台机组 3 年共减少 2 次换料大修。

2）缩短大修工期：通过完善大修项目数据库，加强系统集成，对大修项目全流程精细化管理。同时加强与地方电网的协调，安排好换料的时间窗口，缩短大修工期。

图 29：正常状态下核电（美国R.E.Ginna 电站为例）长周期运行利用率维持高位

数据来源：世界核能协会

图 30：核电利用小时数高于其他电源（小时）

数据来源：Wind，国泰君安证券研究

图 31：公司核电利用小时数高于行业且有提升（小时）

注：2019 年剔除三门核电 2 号机组检修因素；
数据来源：公司公告、Wind，国泰君安证券研究

5.2. 长期价格要素稳定：市场化推动核电长期合理定价，集团供应链保障燃料成本稳定

市场化改革深化，市场化电量方面，公司市场化交易电量占比提升。市场化电量方面，随着我国电力体制改革推进，电力市场化范围扩大，核电电量参与市场化交易比例逐年扩大。2016-2021 年，公司市场电占比由 9.9%提升至 38.6%。我们预计公司 2022 年市场化交易比例有望提升至 43%左右。

图 32：公司核电市场化比例不断提升

数据来源：公司公告，国泰君安证券研究

市场化电价方面，市场有望推动核电长期合理定价。2021 年 10 月，国家发改委发布《关于进一步深化燃煤发电上网电价市场化改革的通知》，强调有序放开煤电上网电价，市场交易电价较基准电价上下浮动范围调整为原则上不超过 20%，高耗能行业不受 20%限制。与基准电价相比，2022 年开始各地市场电年度长协电价由折价转为溢价。

核电电源出力特点、市场交易方式和火电相似，市场化电量主要通过年度长协、月度竞价以及挂牌交易等方式交易，部分省份电力交易中心明确核电与火电共同参与交易。以江苏为例，明确“燃煤、燃气、核电、统调光伏、风电等”参加市场化交易，根据 2022 年年度交易结果，公司签订 140 亿度核电长协电量，市场化电价 0.4667 元/千瓦时，较基准电价上浮 19.4%；此外 60 亿度电参与月度竞价，电价上浮与年度交易基本持平。2023 年江苏安排年度交易电量进一步提升至 180 亿千瓦时，市场化电价与 2022 年基本持平。

受市场化电价提升影响，我们测算 2022 年上半年公司综合核电电价同比+6.3%。在能源转型和保供背景下，煤价和火电市场电价或将维持高位，市场定价环境下核电与火电同场交易，核电电能量定价有望长期趋于合理水平。

图 33：广东市场化电力交易价格上涨

数据来源：广东电力交易中心，国泰君安证券研究

图 34：市场化带动公司核电综合电价提升

数据来源：公司公告，国泰君安证券研究

核电市场化电价仍有相对折价，具备更大的安全边际。我们测算当前核电市场化电价相对火电市场化电价仍有明显折价，核电市场化电价具备更大的安全边际：假设煤价和火电市场电价出现下行，我们预计安全边际内核电电价相对保持稳定，核电受市场电价不利波动或相对有限。

图 35：核电当前市场化电价更具安全边际

数据来源：国泰君安证券研究

公司成本构成稳定及核燃料成本较为稳定。公司近年成本构成保持稳定，其中固定资产折旧占比 38\~41%、燃料及原材料成本占比约

21\~24%。公司核电单位燃料成本总体稳定，2019-2021 年平均约为0.043 元/千瓦时。公司披露，目前燃料来源于集团内供应，由集团内相关企业先采购天然铀，再委托加工燃料组件方式，整个供应链均与集团内企业签订长期协议，受现货铀价格影响较低。我们预计公司铀燃料成本将基本稳定。

图 36：公司整体营业成本构成较稳定

数据来源：公司公告，国泰君安证券研究

图 37：公司核电单位燃料成本稳定

数据来源：公司公告，国泰君安证券研究

5.3. 核电盈利能力或被低估，造价存在下降空间

核电项目持续运行盈利能力优秀，经营期盈利能力实际高于上市公司整体，伴随新项目持续并网、稳定运行，公司盈利能力提升可期。我们参考已经建设完成，并进入稳定运行期的秦山核电（秦山核电首台机组1991 年并网，经历多轮开发和扩建，2015 年完全投产），包括秦山一核、秦山二核、秦山三核，统计其 ROE 和净利润率，均高于中国核电整体（2017\~2021 年平均高出 11 ppts 和 7ppts）。当前公司新开工及在建项目规模较大，伴随在建项目并网并进入长期稳定运营，我们认为，公司盈利能力有望进一步提升。

图 38：秦山核电平均 ROE维持 20%以上

数据来源：公司公告，国泰君安证券研究

图 39：秦山核电平均净利率维持近 30%水平

数据来源：公司公告，国泰君安证券研究

受益于三代核电技术成熟，施工条件完善，新建国产化核电造价下降，项目收益率有望进一步提升。三代核电技术为满足更高安全标准及燃料利用效率，采用更高性能的设备、材料和更复杂系统设计，并留有更大安全冗余，目前成本高于二代核电。根据梁国亮的《华龙一号核电工程造价及控制措施研究》，我国全自主知识产权的华龙一号理论造价约1.56万元每千瓦，与 AP1000 等三代机型相比单位造价更低。华龙一号以能动与非能动结合的设计理念，对整体设计进行优化，采用成熟核蒸汽供应系统与安全系统，降低成本。目前华龙一号设备国产化率达 90%，产业配套能力显著增强，有利于降低设备成本并缩短工期。对比公司目前投资建设的三种类型三代核电，华龙一号已具备相对成本优势。

三代核电技术仍具备降本路径和空间。华龙一号为代表的三代核电有望通过以下路径降低造价：

1）随着自主技术研发能力提升、国产化战略推进，国产化率有望提升至 90%以上，进一步实现降本；

2）通过华龙一号等三代堆批量化建设，积累设备生产经验和规模，实现规模效应；积累供应链与建设管理经验，实施模块化施工，提升生产建设效率，缩短工期；

3）优化设计方案，减少冗余，减少占地等资源利用，进而降低租金和建安等费用。我们预计随着降本路径实现，同时结合成熟厂址基础，国产三代核电单位装机投资有望降至 1.5 万元/千瓦左右。

表 12: 华龙一号具备一定成本优势

公司三代核电项目	装机规模（MW）	总投资预算（亿元）	第三代核电类型	单位装机造价（万元/千瓦）
三门1、2号机组	2x1250	515.5	AP1000	2.06
福清5、6号机组	2×1161	389.6	华龙一号	1.68
田湾7、8号机组	2x1265	497.6	VVER-1200	1.97

数据来源：公司公告，国泰君安证券研究

对标以核电为主体的美国发电企业，中国核电盈利稳定性较强。Constellation Energy Corporation（纳斯达克代码：CEG）是美国最大的无碳能源电力和最大核电运营企业，2022 年 1 月 CEG 与 ExelonGeneration 公司拆分独立上市。截至 2022 年末，CEG 权益发电装机规模约 3236 万千瓦，主要包括核电、天然气及燃油发电、可再生能源发电（风电、光伏等）。其中 CEG 运营 13 座核电站，共 23 台装机，合计权益规模2090万千瓦（其中有9座为100%持有，4座权益比比例43%\~82%不等）。此外CEG为大约200万住宅、公共和企业客户提供售电等业务。CEG 受近年采购燃料及电力等成本大幅攀升，连续两年亏损，对比 2019年 CEG 相对平稳时期扣非 ROE 水平与中国核电相近。截至 2023 年 3月，CEG 估值约 2.3倍 PB，中国核电 PB约 1.5 倍 PB，中国核电盈利稳定性和估值优势凸显。

表 13: CEG装机及电量以核电为主

电源类型	权益装机规模（万千瓦）	供电量（亿千瓦时）
核电	2089.5	1734
天然气、燃油发电	8807	216
可再生能源发电（风电、光伏等）	265.3	60
外购电	-	707
合计	3235.5	2717

数据来源：CEG 公告，国泰君安证券研究

图 40：中国核电扣非 ROE维持在 10%左右

注：中国核电 2022年 ROE为我们根据业绩预告的测算值；数据来源：Wind、公司公告，国泰君安证券研究

图 41：近一年中国核电相对PB 下降

注：截至 2023 年 3月10 日；
数据来源：Wind、公司公告，国泰君安证券研究

5.4. 资本开支高峰将至，对标龙头分红率有望提升

根据公司投产安排，我们预计“十四五”末资本开支达峰，公司价值属性有望增强。2023年 3 月公司发布公告，根据发展和经营规划，2023年投资计划总额约 800 亿元，同比+58%，主要用于核电、核能多用途、新能源项目固定资产和参控股资本金注入、收购项目等。根据公司核电投资建设规划，2027 年是核电投产高峰（4 台核电机组并网），我们对资本开支进行测算，考虑到公司核电机组投产和新能源滚动开发节奏，我们预计公司资本开支高峰或在 2025 年左右，“十五五”期间资本开支压力减小，自由现金流改善有望带动分红率提升。

图 42：公司“十四五”末资本开支有望达峰

注：暂未考虑未来新核准核电；
数据来源：Wind、公司公告，国泰君安证券研究

图 43：对标龙头，公司长期分红比例有提升空间

注：2022E为我们根据业绩预告及历史分红率假设；数据来源：公司公告，国泰君安证券研究

核电与水电同为百年之业，且经营模式相似，对标行业龙头长江电力，公司长期分红比例有提升空间。核电与水电业务在经营周期、经营模式、成本构成等具备较强可比性。根据《水利水电工程合理使用年限及耐久性设计规范》的衡量标准，I、II 级水利发电工程（大中型水电站）合理使用年限 100 年；实际使用寿命可达百年以上。根据公司公告披露，二代核电设计寿命约 30\~40 年（例如秦山核电1 号设计寿命30 年，2021 年获批延寿 20 年）；华龙一号、CAP1000 等国产三代核电设计寿命普遍达 60 年。

对比海外核电，据世界核能协会统计，美国核安全局（NRC）截至 2020年末已批准了 90 台机组延续运行，目前在运二代核电已有大量延寿至 60 年，部分已延寿2 次至 80 年。此外法国、俄罗斯等核电大国也核准了诸多电站延寿。欧洲经济委员会 2021 年 8 月发布的《核电技术简报》，指出在满足法规、安全性和经济性的要求后，核电厂延寿已成为一种常见做法。

我们认为当前三代核电初始设计寿命已达 60 年，安全性较二代显著提升，且具备一定设计冗余，参考国内外经验，在保证安全运行前提下，有望延寿至百年以上。

表 14：美国部分二代核电已经历 2轮延寿至 80 年（不完全统计）

反应堆	并网时间	装机规模（MW）	利用小时数（2021年）	延寿情况(年）
Turkey Point Units 3	1972.11	837	7584h	40->60- ->80
Turkey Point Units 4	1973.06	821	8760h	40->60- ->80
Peach Bottom Units 2	1974.02	1300	8724h	40- ->60- ->80
Peach Bottom Units 3	1974.11	1331	8458h	40->60- ->80
Surry Units 1	1972.07	838	7868h	40->60->80
Surry Units 2	1973.03	838	7103h	40—>60->80

数据来源：世界核能协会，国泰君安证券研究

结合以上相似运营周期，以及核电与水电相似的经营模式：一次性初始建设投资后，运营期高折旧成本低可变成本，同时具备高毛利与高ROE，将为股东提供相似模式的价值回报。我们认为，随着公司在建核电逐步投产转入运营期，自由现金流改善，分红率有望向水电龙头看齐。

表 15：核电与水电运营商业模式相似

主要相似点	核电	水电
超长运营年限	二代核电设计寿命30~40年（秦山核电1号已获批延寿20年）; 三代核电设计寿命60年，可延期	I、Ⅱ级水利发电工程合理使用年限100 年
折旧期远低于运营期	二代核电综合折旧年限25年左右; 三代核电综合折旧年限35年左右；	综合折旧年限约40年
折旧占成本比例高	中国核电约38%~41%（2019~2021年）	长江电力约 50%~60%（测算值）
ROE高且稳定	中国核电约10%~12%	长江电力约15%~17%
毛利率高且稳定	中国核电约42%~45%	长江电力约62~63%

注：折旧占成本比例、ROE、毛利率为公司 2019\~2021 年范围；
数据来源：Wind、公司公告、《水利水电工程合理使用年限及耐久性设计规范》，国泰君安证券研究

6. 风险提示

政策风险：核电核准、运营，新能源资源获取和开发均受政策影响较大，相关政策可能致使行业竞争格局变化，装机规模增长和项目收益率受到影响。

电价低于预期风险：电力市场化推进，电价受政策及市场影响增加，可能出现降幅超预期风险。

核电项目建设风险：核电建造工程建设规模大、施工强度高、工期较长，对施工的组织管理和物资设备的技术性能要求严。如果在建造的过程中出现技术、设计、建设等问题，可能会影响整个项目建设进度，进而影响项目回报。

核电项目运营风险：在核电项目运营过程中，涉及核废料的处理、污水排放问题；若由于环保监测或排污系统的疏忽，将可能引发环境污染风险。核电运营相对安全性要求较高，公司有可能承担较高的风险。

其他风险：公司核电、新能源发电存在技术替代风险；公司核电项目运营及建设受国内外其他核电运行安全性影响等。

		评级	说明
		增持	相对沪深 300 指数涨幅 15%以上
		谨慎增持	相对沪深 300 指数涨幅介于 5%～15%之间
		股票投资评级中性	相对沪深 300 指数涨幅介于-5%～5%
		减持	相对沪深 300 指数下跌 5%以上
		增持	明显强于沪深 300 指数
		中性	基本与沪深 300 指数持平
行业投资评级	减持	明显弱于沪深300 指数

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百年之业，以核为贵

中国核电深度研究

本报告导读：

投资要点：

[Table_C公司简介

目 录

1. 核心结论：长期量增趋势明确，盈利能力或超预期

2. 盈利预测与估值

2.1. 盈利预测

2.2. 估值

3. 核电+新能源组合，稀缺性凸显

3.1. 依托中核集团，铸就核电龙头

3.2. 收购中核汇能，新能源开启增长

3.3. 电量稳健增长，业绩拾级而上

4. 能源转型不可或缺，核电打开长期增长空间

4.1. 核电：双碳目标下的现实选择

4.2. 长期成长空间广阔，公司投产计划明确

4.3. 依托核电主业，发展衍生利用场景

5. 长期经营要素稳健，对标龙头价值属性有望增强

5.1. 长期利用率稳健：核电利用率有望维持高位

5.2. 长期价格要素稳定：市场化推动核电长期合理定价，集团供应链保障燃料成本稳定

5.3. 核电盈利能力或被低估，造价存在下降空间

5.4. 资本开支高峰将至，对标龙头分红率有望提升

6. 风险提示

本公司具有中国证监会核准的证券投资咨询业务资格

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