2022年中国广核业务布局分析 中国广核拥有高电价+消纳顺畅双重优势

一、立足广东、着眼全球，我国最大的纯核电运营商

（一）我国最大的纯核电运营商，期待集团核电资产注入

我国最大的纯核电运营商，管理在运、核准及在建装机28.26GW、10.70GW。我国 核电发展起步于20世纪70年代，1987、1988年中广核集团开工建设我国第二座核电 站大亚湾核电站1号、2号机组，2台机组于1994年成功商业运营，其中1号机组为我 国首座商业运营核电站。截至2021年底，公司管理在运装机达28.26GW（权益装机 14.83GW），占全国核电装机的51.7%，从装机来看为我国第一大核电运营商。截至 2022年4月底公司在手9台在建+核准核电机组，装机达10.70GW（权益装机 3.84GW）。

伴随红沿河5号机组于2021年7月商业运行，截至2021年底，公司在运管理核电机组 达25台，装机容量达28.26GW（其中包含持股45%的联营公司红沿河核电5.60GW， 权益装机14.83GW）。伴随2022年4月底国常会一次性核准6台核电机组（其中包括 公司陆丰项目5、6号机组），公司目前拥有9台在建+核准机组（其中8台为“华龙一 号”机组），共10.70GW装机（包含中广核集团委托建设惠州、苍南项目4.82GW、 持股45%联营公司红沿河核电1.12GW，权益装机3.84GW）。

若符合条件4.82GW装机将在开工5年内注入公司，力争2035年在运装机达70GW。 公司储备10.70GW装机提供37.9%增长弹性，在建机组将在2022-2027年内有序投 产。红沿河6号机组已于5月3日正式并网，防城港3号机组预计今年下半年投入运行。 根据2021年报，集团委托建设惠州、苍南项目2019-2021年相继开工，若符合条件， 4.82GW装机将在开工5年内注入公司。长期来看，根据公司《核能产业中长期发展 战略及“十四五”规划》，公司争取每年开工2-3台机组，到2035年在运装机达70GW， 2021-2035复合增速6.7%，力争装机成为全球第一。

公司于广东起家，拥有高电价+消纳顺畅双重优势。从电力需求来看，我国东部沿海 地区人口密集、经济较为发达，电力供需存在缺口，因此我国核电站多位于东部沿 海地区。与中国核电相比，中国广核核电机组地域分布更为集中，公司于广东起家， 目前在运装机中57.1%位于广东省，充分受益于广东省电价高（燃煤基准价高达 0.453元/千瓦时，为我国电价最高的省份）以及经济发达、电力消纳顺畅的特点。

中广核集团旗下唯一电力运营平台，整合集团资源。截至2022年一季度，中广核集 团持有公司58.82%的股份，国务院国资委为公司实际控制人。受益于集团完整产业 链，同时通过旗下全资子公司工程公司，公司拥有设计主导与系统集成能力、产业 链资源整合与协同创新能力、项目精细化管理与项目群运作能力，实现设计、建造、 运营一体化，协同效应明显，核电项目成本控制能力较强。

（二）核电主业稳中向好，市场化电价反转下盈利上修

历史业绩稳步提升，扣非归母净利5年复合增速5.1%。依托核电项目的稳健运营和 工程建设规模扩大，2017-2021年公司营收和扣非归母净利润复合增速达15.3%和 5.1%，2021年共实现806.79亿元营收和97.30亿元扣非归母净利润。 受益于市场化电价上升，2022Q1扣非归母净利润上升20.4%。受益于2021年下半年 红沿河5号机组（持股45%）投产带来的投资收益增加，以及2021年底以来的市场化 电价上升，2022Q1扣非归母净利润同比上升20.4%。

核电销售为公司主要业务，近年来建筑安装业务占比提升。公司历史营收主要来自 于核电电力销售，伴随核电机组有序投产核电收入稳步提升，2017-2021年核电收入 复合增速达9.0%。此外，公司近年来为中广核集团建造惠州项目、苍南项目和中广 核新能源风电项目，建筑安装和设计收入显著增加，2021年增长至199.49亿元，占 比达到24.7%。

核电售电量稳步上升，92%稳定能力因子保障发电效率。公司上网电量增长主要来 自于核电机组的有序投产，2017-2021年公司控股上网电量和联营公司上网电量复 合增速为9.1%和14.2%，2021年上网电量合计2011.5亿千瓦时。从利用小时数来看， 历史波动主要来自于当年大修安排以及新投产机组运行情况，2021年公司核电利用 小时数达7731小时。历史能力因子保持在92%左右，核电机组的运行维修效率突出。

核电成本稳定可控，历史毛利率稳定在44%以上。伴随三代核电机组的建设，核燃 料、固定资产折旧及运维成本相应增加，同时阳江3号、宁德4号及防城港1-2号机组 等陆续运营满5年开始计提乏燃料处置基金，核电毛利率呈一定下降趋势，但仍处44% 以上高位，贡献97%以上毛利。公司第二大业务建筑安装和设计服务成本较高，毛 利率仅有2%，近年来伴随业务规模扩大对公司整体毛利率有一定影响。

2021年期间费率下降至13.2%，电价反转下2022Q1净利率回升至16.6%。由于低毛 利率的工程业务规模扩大，过去公司毛利率、净利率整体呈现下降趋势，2021年底 以来的市场化电价上升打破下降趋势，2022Q1毛利率重回40%以上。从期间费用来 看，由于核电项目投资规模较大、运维复杂，费用主要为财务和管理费用。公司通过 多种融资手段结合控制财务费用率（2021年同比下降3.2pct），提高大修效率控制管 理费用率（2021年同比下降0.4pct），2022Q1期间费用率降至13.2%。依托高电价 下40.3%的毛利率和良好的期间费用控制，2022Q1公司净利率回升至16.6%。

（三）多年稳定良好自由现金流，为新核准机组保驾护航

核电资产现金获取能力良好，2021年实现203.42亿元自由现金流。公司经营性现金 主要来自电费收入，2021年带来349.1亿元经营性现金流量净额。由于核电资产折旧 摊销规模较大，净现比可达到3以上高位，同时历史收现比均在1.1以上。近年来由于 公司体内在建核电项目建设即将结束，公司自由现金流（经营现金流净额+投资现金 流净额）不断向好，2021年上升至203.42亿元，充裕现金为新核准核电项目建设保 驾护航。

公司折旧主要来自机器设备，综合折旧率稳定在3.2%左右。固定资产折旧为电力资 产主要成本来源，伴随机组投产固定资产折旧规模不断上升，2021年共计提106.25 亿元。其中核电资产折旧主要来自机器设备，2021年机器设备计提折旧占比达77%， 近年来机器设备综合折旧率稳定在3.2%左右。其中，核岛与常规岛的机械、电气、 仪控类设备采用工作量法折旧，其他房屋、构筑物等采用年限平均法。

测算公司存量核电机组专用设备折旧陆续到期，折旧将进入下行通道。由于核电机 组平稳运行后发电量较为稳定，根据机器设备综合折旧率保持在在3.2%左右，假设 存量机组专用设备机组投产31年左右完成计提，后核电机组仍将继续运营9-21年左 右。假设公司存量在建核准机组未来陆续投产，苍南、惠州项目于投产前注入公司， 假设未来平均利用小时数保持2021年水平，测算2033年起公司存量核电机组专用设 备折旧将逐渐进入下行通道。

负债中长期借款占60%以上，资产负债率不断下降至62%。负债端来看，长期借款 比例占60%以上，负债结构较为健康，截至2022Q1长期借款达1594.31亿元。核电 项目投资规模大、建设周期长，公司凭借良好的现金获取能力，资产负债率不断下 降，2022Q1已下降至62%。

公司应收账款主要来自地方电力企业和中广核新能源，坏账风险可控。公司应收账 款主要为应收电费以及公司建设业务应收款，近年来由于为中广核新能源建设海上 风电等新能源项目，应收账款有所增加，截至2022Q1已达到109.57亿元。前五大应 收账款客户主要为广东、福建电力公司以及关联企业中广核新能源，应收账款账龄 主要在2年以内，应收账款坏账风险可控。（报告来源：未来智库）

（四）当前 A 股股息率 3.0%，未来保持分红比例适度增长

2021年分红比例达43.58%，未来将持续提升。目前公司在手9台核准在建机组中惠 州、苍南项目共4台机组仍在中广核集团体内，可有效规避建设期风险，公司业绩增 长更为稳健，同时现金流更加优质，可维持较高分红比例。公司于《未来五年（2021 年-2025年）股东分红规划》中提出，公司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%。2018-2021年现金分红比例不断提升，2021年已经达到43.58%，未来 将在此基础上保持分红比例适度增长。

当前股价测算2022年A/H股股息率为3.17%/5.01%，凸显投资价值。近三年内公司 每股派息不断上升，2021年每股派息0.084元（含税，同比增长5%），当前A/H股分 别对应3.02%/4.77%股息率。假设2022-2024年每股派息以5%的增速上升，根据5月 30日A/H收盘价，对应3.17%/5.01%股息率，凸显投资吸引力。

二、核电：审批重启，打开中长期成长空间

（一）量：核电核准加速，十四五重提积极发展核电

2019年起我国正式重启核电审批，今年起核准加速。受2011年福岛核电泄漏事故不 良影响我国核电进入停滞期，2011年以来有6年“零核准”，其中仅有2015年短暂重 启获批8台机组。然而双碳目标下，核电为电力结构转型的重要基荷电源，同时伴随 三代核电技术下核电安全性提升，2019年我国正式重启核电审批。《“十四五”现 代能源体系规划》重提积极发展核电，2022年来核电核准加速，4月20日召开的国务 院常务会议一次性核准6台机组，为2008年后首次一次性核准6台机组，3个项目分别 为中核三门项目、中广核陆丰项目和国电投海阳项目。

十四五重提积极发展核电，规划核电增量15GW以上。双碳背景下，《“十四五”现 代能源体系规划》重提积极发展核电，十四五末期核电装机容量达到70GW，增量达 15GW以上（根据中国核能行业协会，2021年我国核电装机已达到54.65GW），2021- 2025年核电装机规模复合增速将达到6.4%。中国核能行业协会预计2030年核电在运 装机将达120GW，我国自主三代核电将以每年6-8台的核准节奏陆续落地，预计在政 策驱动下核电将重获快速增长。

三代核电成熟+四代核电萌芽减轻安全性隐患，三代核电机组核准加速中。未来伴随 三代核电机组逐渐取代二代核电（公司目前拥有6台“华龙一号”在建机组和2台“华 龙一号”核准机组）以及四代核电技术萌芽（华能石岛湾高温气冷堆2021年12月并 网，中核集团霞浦钠冷快堆在建），核电安全性问题减轻后核准有望进一步加速。此 次国常会新核准的6台机组均为三代核电机组（其中包括公司陆丰两台机组），技术 迭代加速核电机组核准步伐。

核电出力稳定、减碳效应显著，为我国电力“双碳”转型的重要基荷电源。与其他 发电方式比较，核电全天出力可维持100%，过去10年内，全国核电平均利用小时数 均在7000小时以上，2021年上升至7802小时，核电利用小时数优势显著。此外核电 单位千瓦时的碳排放仅为21g，减碳效应更为突出。核电作为发电能力、减碳效应最 为突出的清洁能源，为我国电力“双碳”转型的重要基荷电源。

对标海外发达国家，我国核电发电量占比仍有较大上升空间。从电力结构来看，我 国电力来源仍然主要为燃煤发电，对标海外发达国家，清洁能源占比较低。2020年 我国核电发电量占全球的13.56%，为世界第二大核电发电国，然而2020年我国核电 发电量占总电量比例仅有4.7%，相较俄罗斯、美国等国家接近20%的核电发电比例 仍有较大上升空间。随着我国双碳进程加速，预计未来核电发电比例将进一步提升。

我国在建核电装机居全球第一，碳中和远景下全球核电装机有望迎来二次增长。截 至2021年底，美国、法国与我国居全球核电装机前三位。过去受福岛核电站不良影 响，美国、法国、日本等国开始大规模关停核电站，几乎没有新建核电站，而目前我 国在建核电装机16.06GW，居世界第一。全球碳中和愿景下核电成为减碳必不可少 同样也是最有效的途径，欧洲国家开始重提发展核电，法国需要将关闭12座老旧反 应堆的计划推迟至2035年以确保充足的电力供应，甚至新建三代核电站，而波兰决 定将于2026年开始建设其第一座核电站，预计全球核电装机有望迎来二次增长。

法国电力公司核电装机达70.1GW为世界第一，论证超大体量核电运营商可行性。从 目前全球核电竞争格局来看，由于核电建设技术壁垒高、周期长、投资规模大，世界 各国核电企业集中度较高，其中法国电力公司核电装机达70.1GW，居全球首位，且 远高于其他核电企业，其中6.27GW、1.05GW和0.77GW核电装机位于英国、我国和 比利时。法国电力公司在包揽法国国内所有核电站建设的同时，成功于异国进行核 电站开拓，论证了超大规模核电运营企业的可能性。与法国相比，我国电力需求更 盛，预计中国广核将不断整合资源、储备核电机组，以实现核电装机快速扩张。

公司力争2035年70GW装机，建设全球一流核电运营商。根据公司2021年报披露的 中长期发展战略及“十四五”规划，公司力争到2035年核电装机容量达到70GW， 2021-2035装机复合增速达6.7%，努力实现2035年在运+在建核电装机全球第一，成 为全球一流的核电运营商。截至2021年底，公司在手9台核准及在建机组，装机共 10.70GW。根据公司《核能产业中长期发展战略及“十四五”规划》，十四五期间 公司将争取每年开工建设2-3台新机组。（报告来源：未来智库）

（二）价：依托市场化电价上浮，核电盈利有望提升

广东2022年度市场化交易结果较燃煤基准价溢价9.7%，核电折价消失带来盈利持续 上修。2021年10月发改委《关于进一步深化燃煤发电上网电价市场化改革的通知》 给予燃煤发电基准价20%的上浮空间，则广东省燃煤发电价格最高可达0.5436元/千 瓦时。根据广东电力交易中心《2021年年度报告》，2021年10月月度交易价格首次 实现正价差，2022年年度交易平均价格达0.497元/千瓦时，相比广东燃煤发电基准 价溢价9.7%。过去电力市场化年度交易价格相比燃煤发电基准价存在4-8分/千瓦时 的折价，存量折价市场化电价恢复至核定计划电价以上带来核电盈利预期持续上修。

过去核电计划电价定价方式包括一厂一价及核电标杆电价，与燃煤基准价大致持平。 2013年以前核电采用一厂一价，根据成本和合理确定收益及税收等核算核电机组上 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，采用当地核电标杆电价和燃煤标杆电 价中的较低值为核电机组上网电价。对于海外引进三代机组台山、三门、海阳核电 站，国家发改委发布《关于三代核电首批项目试行上网电价的通知》，核定其试行价 格为0.41-0.45元/千瓦时左右，处我国核电机组中较高水平。总体来看，核电机组计 划上网电价在0.37-0.45元/千瓦时左右，与燃煤基准价大致持平。

市场化交易比例提升+电价反转，公司核电盈利持续上修。电价收入为核电企业带来 稳健充沛的现金，2021年公司共实现587.09亿元核电收入。由于2017-2020年内公 司不参与广东省市场化交易，与广西、福建等省份签订年度交易电价相对稳定，核 电不含税上网电价保持在不到0.36元/千瓦时的水平。2021年起公司正式进入广东省 电力市场，岭澳2号机组和阳江2号机组共33.29亿千瓦时电量参与市场交易，2021年 市场化交易电量合计787.50亿千瓦时，市场化交易比例上升至39.2%。随着公司核电 逐步深入广东省电力交易市场，将受益于市场化交易电价弹性，提升核电盈利能力。

（三）成本：国产化推动降本增效，长协采购实现燃料成本可控

目前二代/三代核电建设成本约为1.2-2万元/千瓦，国产化率提升将进一步降本增效。 成本端来看，目前二代核电机组建设成本约为1.2-1.6万元/千瓦，而三代核电机组由 于对安全性要求更高，建设成本为1.7-2万元/千瓦。目前我国核电技术已呈现三代技 术逐步替代二代技术+四代技术齐头并进的发展格局，公司控股福清5号机组作为三 代技术“华龙一号”全球首堆已于2021年1月成功商业运行。技术迭代下我国核电 建设成本将呈现先升后降的趋势，伴随我国核电技术进步和核电装备国产化率提升， 三代核电仍有望进一步降本增效。

核电成本主要为固定资产折旧、核燃料和乏燃料处置金，成本长期稳定可控。由于 核电前期建设成本较高，公司核电成本中30%以上来自于固定资产折旧，此外有约 25%的成本来自于核燃料，35%左右的成本来自计提乏燃料处置金。 通过签订长期核燃料组件采购合同保障稳定供应及核燃料成本。我国政府许可从事 铀矿开采和进出口的企业仅有中核集团及中广核，公司与控股股东中广核集团旗下 的中广核铀业发展有限公司签订了长期燃料组件采购合同，确保核燃料长期稳定供 应的同时保持核 燃料成本可控，在全球铀价波动中保有燃料价格优势。

伴随核电站运营，乏燃料处置成本相应提升。乏燃料为从堆中卸出且不再在该反应 堆中使用的核燃料组件中的核燃料，根据2010年10月1日起实施的《核电站乏燃料处 理处置基金征收使用管理暂行办法》，运行5年以上的压水堆需缴纳0.026元/千瓦时 的乏燃料处置基金，减少其对于环境的辐射和二次污染。

（四）我国两大核电巨头，中国广核 vs 中国核电

目前我国仅有中核集团、中广核集团、国电投和华能集团拥有核电运营企业，其中 中国广核和中国核电为我国两大核电巨头，在运、在建核准装机规模相近，截至2022 年4月底在运装机分别为28.26GW和23.73GW，核准在建装机分别为10.70GW和 10.10GW。从储备装机所处位置来看，中国广核核电机组更为集中，超半数装机位于广东省；中国核电机组主要分散于浙江、江苏和福建。

上网电量方面，2021年中国广核和中国核电上网电量分别为2011.50亿千瓦时（包括 合营公司机组）和1617.26亿千瓦时，上网电量增速呈现类似趋势，近年来中国核电 上网电量增速相对较快。市场化交易方面，中国广核和中国核电市场化交易比例相 当，近年来不断上升。

运行情况方面，利用小时数、能力因子等通常被用于衡量核电机组运行情况，随当 年机组维修情况等波动，总体来说中国广核和中国核电运行情况相当，5年平均利用 小时数分别为7553小时和7506小时，5年平均能力因子分别为91.7%和92.8%。

收入方面，核电电价变化主要依托新并网机组计划电价和市场化电价，中国广核和 中国核电的税后电价稳定在0.35-0.36元/千瓦时。成本方面，由于固定资产折旧规模 扩大、运维费用提升等，中国广核和中国核电的度电成本整体呈现上升趋势（其中 中国核电2019年度电成本较高主要系三门2号机组因设备缺陷自2019年初停机检修 至11月30日，影响发电量），2021年核电度电成本在0.2元/千瓦时左右。毛利率方 面，整体呈现下降趋势，中国广核和中国核电毛利率差额在1-2pct左右。现金流方面， 每千瓦时上网电量带来0.19-0.23元经营性现金流。

（本文仅供参考，不代表我们的任何投资建议。如需使用相关信息，请参阅报告原文。）