2023年中国广核研究报告 国内大型核电运营商，核电装机稳步增长

1.中国乃至全球的核电巨头，占据全国核电装机半壁江山

1.1.国内大型核电运营商，核电装机稳步增长

中国广核主要业务为核电站运营，公司是中国乃至全球的核电巨头，其核电装机全国占 比接近 50%。根据 2022 年年报披露，截至 2022 年底，公司管理 26 台在运核电机组和 7 台 在建核电机组（含中广核集团委托公司管理的 4 台在建机组），装机容量分别为 29.38GW 和 8.38GW，占全国在运及在建核电总装机容量的 47.3%。2023 年 1 月，防城港 3 号机组实现并 网后，公司在运装机容量达到 30.58GW。2022 年，公司核电机组总上网电量 1983.75 亿千瓦 时，占全国核电机组上网电量的 50.63%。

公司为中广核集团旗下唯一核电运营平台，截至2022年年报，中广核集团持有公司58.91% 的股权，实际控制人为国务院国资委。公司于 2014 年在港交所上市，2019 年在深交所上市， 受益于集团内核电完整产业链，充分整合集团资产，集核电设计、建造、运营一体化，具备 成本控制及协同效应优势。

从全球范围来看，根据中核智库数据，截止 2022 年 5 月 31 日，公司在运核电装机排名 全球第三，考虑到未来我国核电建设有望加速，公司核电装机超越俄原集团，跻身全球第二 指日可待。

1.2.扎根广东，布局全国

公司从广东大亚湾核电站起家并逐步向省内外扩张，核电机组分布在广东、广西、辽宁、 福建四个省份。截止目前，公司在运的 27 台机组分布在六大核电基地，包括广东大亚湾核电 基地（大亚湾、岭澳和岭东核电站）、广东阳江核电基地、广东台山核电基地、福建宁德核电 基地、广西防城港核电基地和辽宁红沿河核电基地。

公司大部分机组位于广东省，从各省燃煤发电基础电价来看，广东省含税电价达到 0.453 元/kWh，为全国最高。公司核电站由于电价水平更高，因而具备更好的盈利能力。大亚湾、 岭澳、岭东、阳江、台山机组批复的计划电价均在 0.4 元/kWh 以上。

大亚湾核电基地和阳江核电基地对公司净利润贡献最大。位于大亚湾核电基地的大亚湾 核电站为我国建成的第二座核电站，于 1994 年 5 月 6 日正式投入商业运行，其电量主要出 售给香港。由于投运时间长，在折旧和财务费用降低后，大亚湾核电站呈现出优异的经营效 益，近几年的度电净利润维持在 0.2 元/kWh 以上。阳江核电站是我国一次核准开工建设容量 最大的核电项目，6 台机组总装机 6.5GW，2022 年阳江核电上网电量 499.3 亿 kWh，净利润 达到 54.91 亿元。

1.3.历史业绩稳健，拐点有望显现

近年来，随着公司装机和电量的提升，公司的营业收入呈现稳健增长的趋势，从 2016 年 的 330 亿元增长到 2022 年的 828 亿元；但归母净利润仅从 2016 年的 73.64 亿元提升到 2022 年的 99.6 亿元。公司利润增速低于营收增速主要由于：1）核电市场化电价比例提升，但 2021 年前，核电市场化电价为“折价”，低于其批复电价；2）2021 年，台山核电遭遇燃料棒破损影 响，停机检修时间较长，造成较大亏损。 我们预计 2023 年公司有望在行业层面和公司层面得到双重改善，过去拖累公司业绩增 长的限制消除，业绩拐点有望显现，长期发展趋势向好。

2.行业之变：核电成为加速成长的基荷电源

2.1.限电背景下审批加速，核电卸下成长枷锁

在“双碳”政策的推动下，我国能源结构正在发生重大变革，而在变化过程中，我国能源 安全也遇到了巨大的挑战。自 2021 年以来的三年里，我国电力系统频繁遭遇限电的困境。 2021 年 8 月，广东、江苏、云南、四川、内蒙古、吉林等多省实施有序用电、临时停电、 拉闸限电等措施，尤其东北地区限电最为严重，煤价大幅上涨及能耗双控政策为限电重要因 素之一。2021 年下半年以来受经济回暖、电力需求复苏、煤炭行业在供给侧改革后产能供给 不足影响，煤炭供需失衡，煤价出现历史级别大幅上涨。根据 Wind 数据，2021 年秦皇岛 Q5500 动力煤市场价从年初 797.5 元/吨上涨至 10 月 20 日最高点 2592.5 元/吨，涨幅约为 225%。 国内煤价的持续走高造成火电企业发电成本骤增，“市场煤、计划电”之间的“煤电顶牛”矛 盾凸显，火电企业面临着“发电即亏损”的窘境，发电意愿大幅减弱，导致了全国电力供应 紧张。加之可再生能源发电本身具有较强的随机性与不确定性，如东北地区风电发电量骤减， 更是给电力供给雪上加霜。此外，2021 年上半年能耗双控指标完成情况不佳也是 8 月出现 “拉闸限电”现象的核心因素之一。我国于十八届五中全会首次提出能耗双控的概念，2021 年作为实行“双碳”目标的开局之年，对于能耗双控的执行力度更加严格。根据国家发改委于 2021 年 8 月发布的《上半年各地区能耗双控目标完成情况晴雨表》，9 个省区能耗强度不降 反升、10 个省区能耗强度降低率未达到进度要求，因此 2021 年三季度实现双控目标压力较 大，导致出现限电现象。

2022 年夏天，我国又发生全国范围大规模限电现象。四川盆地、江汉、江淮、江南等地 持续发生极端高温天气，根据国家气候中心监测评估，从 2022 年 6 月 13 日开始的区域性高 温事件综合强度达到 1961 年有完整气象观测记录以来的最强水平，豫、苏、皖、浙、鄂、赣、 黔、川、陕、新 10 省（区）高温日数均为 1961 年以来历史同期最多。从电力需求端来看， 高温天气导致居民用电负荷明显增加，根据国家能源局的统计，2022 年 6、7、8 月城乡居民 生活用电量达到 1046、1480、1669 亿 kWh，同比分别增长 17.7%、26.8%、33.5%。与此同时， 随着高温天气的持续，多地出现严重的干旱现象，安徽、湖南、贵州、重庆、四川等地均有 部分主干江河出现断流情况,主要江河汛期来水量较往年同期大幅下滑，水电发电能力持续 受限。 持续干旱天气将限电延续到了 2023 年。金沙江下游水位自 2022 年 9 月以来一直处于低 位，2023 年 2 月已下降至 2022 年 9 月以来低点达 537.25 米。云南省水力资源丰富，严重依 赖水力发电。由于水电出力受限，云南省 2022 年四季度的平均发电量为 228.37 亿 kWh，同 比下降 4.17%。2023 年一季度，云南水电出力仍然受限，限电已波及云南当地的电解铝、黄 磷、锌等行业，部分大型企业被要求减产，压减用电负荷。

限电背景下保供需求迫切，核电审批有望持续加速。我国连续三年多省份出现限电现象， 能源保供需求刻不容缓，核电核准数量有望获得持续提升。自从 2011 年日本福岛核事故以 来，在相当长的一段时间里，我国核电审批一度受限。2015 年一次核准 8 台机组后，2016- 2018 年我国核电审批进入了三年停滞期，直到 2019 年重启核电审批。随后三年每年核准机 组数量稳定在 4-5 台。而 2022 年，国务院常务会议共核准了 10 台核电机组，较 2021 年数 量翻倍，审批显著提速。根据《中华人民共和国国民经济和社会发展第十四个五年规划和 2035 年远景目标纲要》以及中国核能行业协会发布的《中国核能发展报告（2021）》，预计到 2025 年，国内在运核电装机达到 7000 万千瓦，在建核电装机达到 5000 万千瓦；到 2030 年，核电 在运装机容量达 1.2 亿千瓦，约是目前的 2.3 倍，核电发电量约占全国发电量的 8%；到 2035 年，我国核电在运和在建装机容量将达到 2 亿千瓦左右，发电量约占全国发电量的 10%左右。 2023 年 3 月两会期间，全国政协委员、中国广核集团董事长杨长利建议：在确保安全前提下， 未来十年保持每年核准开工 10 台以上核电机组。

2.2.煤价中枢上移导致火电成本提升，核电电价由“折价”转为“平价”

2.2.1.火电市场化电价支撑核电电价上行

在 2021 年三季度以来煤价出现历史级别上涨、火电企业大规模亏损的背景下，发改委 将市场交易电价上下浮动范围扩大至不超过 20%，高耗能企业市场交易电价不受上浮 20%限 制，2022 年火电电价已实现较大程度上浮，以五大集团下属主要的火电企业为例，根据各公 司公告，国电电力、华能国际、华电国际、大唐发电前三季度平均上网电价分别达到 435.39、 507.01、516.56、459.43 元/MWh，分别同比上涨 25.5%、21.3%、23.8%和 20.7%。2023 年部分地区火电上网电价仍有进一步上浮空间，以广东省为例，根据广东省能源局《关于 2023 年 电力市场交易有关事项的通知》，广东 2023 年成交均价上限为 0.554 元/kWh（较基准价上浮 约 20%）。 火电上网电价的上行为核电上网电价提供支撑。2021 年以前，核电的市场化交易电价一 直处于“折价”状态。随着火电市场化电价上浮，2022 年核电市场化电价也较之前显著提升， 目前基本维持在“平价”水平。根据公司 2022 年业绩发布会信息，2020-2022 年，公司市场化 电量占比分别为 33.52%、39.15%、55.31%，市场化电价（含税）分别为 0.3556 元/kWh、0.3574 元/kWh、0.4017 元/kWh,2022 年市场化电价较 2021 年提升 12.4%。

2.2.2.煤炭供需偏紧有望持续，火电成本中枢上移

据国家能源局及中国煤炭工业协会统计与信息部初步统计，2022 年国内煤炭总产量约 44.5 亿吨，同比增长约 8%，全年实现增产煤炭 3.2 亿吨。通过对国家发改委、国家能源局及 煤炭资源网披露的数据进行初步梳理，2022年以来我国通过产能置换新增产能超6000万吨， 通过技术改造等核增产能约 8000 万吨，与煤炭增产数据之间存在一定的差距。参考 CCTD 中 国煤炭市场网的分析，目前煤炭增产部分或有其他因素，比如将原来的表外产量进了表内统 计、煤质下降带来的用量增加等，而以上因素都可能造成煤炭产量 “虚高”。考虑到核增产 能释放与新建煤矿投产仍需时间，实际煤炭增量释放有限，未来几年煤炭供给可能仍处于相 对偏紧状态。

煤炭供需偏紧的趋势下，我们认为煤价中枢可能已经上移。自 2017 年煤炭长协机制确 立后，5500 大卡煤炭长协基准价为 535 元/吨。而根据 2022 年和 2023 年的《电煤中长期合 同签约履约工作方案通知》煤炭长协基准价按 5500 大卡动力煤 675 元/吨执行，相较于 2017 年来一直沿用的 535 元/吨上涨 26.17%。若以 2021 年之前和之后的煤炭长协基准价作为电厂 煤炭采购成本来测算，则火电的单位发电成本将从 0.29 元/kWh 提升至 0.34 元/kWh，相比之 下，核电的成本优势有望凸显。

2.3.基荷电源对比：核电兼具稳定性和成长性

基荷电源即在电力系统中承担基础负荷的电源，要求机组连续运行,发电出力较为稳定， 各类电源中，大型水电、火电和核电最适合作为基荷电源。 从稳定性角度来看，水电、火电和核电三种电源当中，火电业绩受煤价波动影响较大， 业绩稳定性较差；水电业绩稳定性尚可，但也受每年来水波动影响；核电除设备检修外基本 处于满发状态，业绩稳定性最高。

从成长性角度来看，过去几年水电、火电、核电装机均保持个位数的装机增速，相较于 风电、光伏增速较为缓慢。从未来的装机增速来看，由于大型水电基地开发已经接近尾声， 因此水电装机难以大幅增长；由于连续三年缺电的影响，火电的审批加速，未来三年火电装 机有望实现恢复性增长，但由于火电高碳的属性，我们认为从长期来看装机增长难以持续。 相比之下，核电在核准加速后，核电成为装机成长性最好的电源之一。根据我们对于目 前已经审批的核电投产时间的预测，2023-2027 年核电装机增速有望分别达到 2.12%、4.22%、 4.08%、8.12%、15.00%。

3.公司之变：台山电站重启+新增投产，业绩高增长可期

近两年来核电主业业绩增速受短期因素制约，短期影响消除后公司业绩有望重回稳健增 长轨道。由于公司建筑安装和设计服务业务毛利率较低，公司利润贡献仍以核电运营业务为 主，公司核电主业 2016-2021 年营业收入及毛利 CAGR 分别为 15.9%和 13.0%，2022 年公司核 电主业营业收入 581.05 亿元，较去年略有下降，毛利 267.86 亿元，同比增长 2.89%，2020 年以来公司业绩增速放缓主要受两方面因素影响：1）台山核电因燃料棒破损停机检修拖累业 绩；2）新增装机投产增速放缓。随着两方面影响消除，我们判断公司 2023 年有望实现业绩 较高增长。

3.1.台山核电重启，有望扭亏为盈

台山机组首次大修及停机检修拖累前期业绩。台山核电为三代技术 EPR 机型全球首堆， 两台机组分别于 2009 年 12 月及 2010 年 4 月开工建设，于 2018 年 6 月和 2019 年 6 月分别 建成投产，机组单机容量达到 175 万千瓦，已成为目前全球单机容量最大的核电机组。两台 机组作为全球首堆，前期建设进度相对较缓，导致初始投资成本有所增加。2018 年台山 1 号 机组投产后受非经常性因素影响形成短期业绩拖累： 1) 2020 年台山 1 号机组进行首年大修，一方面对全年发电利用小时数形成压制，另一 方面首次大修费用导致当年机组运营成本提升，对台山核电盈利能力造成影响； 2) 2021 年 7 月至 2022 年 8 月，根据中广核集团官网发布的公告，台山 1 号机组在运 行过程中出现少量燃料破损，但仍在技术规范允许的范围内，考虑到台山 1 号机组 为 EPR 机型全球首堆，且投入运行不久，在中法双方技术人员沟通后决定对 1 号机 组进行停机检修，查找燃料破损原因，更换破损燃料。根据公司公告，台山 1 号机 组于 2022 年 8 月 15 日完成了历时一年的停机检修工作，机组启动正常运行。停机 检修对台山核电 2021 及 2022 年的业绩形成较大拖累，根据公司公告，2021-2022 年台山 1 号机组利用小时数大幅下滑，分别仅为 4645 小时和 2540 小时，这也成为 公司近两年业绩增速放缓的核心因素。

根据公司历年年报，自 2018 年台山首台机组投产以来，2019-2022 年台山核电厂分别实 现净利润 5.99 亿元、0.57 亿元、-6.5 亿元、-21.25 亿元。2022 年 8 月，台山 1 号机组重启 后两台机组有望在 2023 年全年实现正常运行，业绩制约因素消除有望对 2023 年公司整体业 绩形成较大拉动。

3.2.新增装机投产，发电量站上新台阶

受前期核电审批停滞影响，2020 年以来公司核电投产进度放缓，导致业绩增速受限。 2011 年日本福岛核泄露事件以来，国内核电审批进度放缓，公司在 2010 年获批两台机组（防 城港 1/2 号）后，2011-2014 年未有新机组获批，在 2015 年一次性核准 4 台核电机组（红沿 河 5/6 号、防城港 3/4 号）后，2016-2018 年国内核电审批再度停滞，近两年中国广核投产 的核电机组均为 2016 年审批暂停前核准的项目，受前期审批停滞影响，2020 年公司无新增 机组投产，2021 年及 2022 年年中分别投产一台机组，导致公司业绩增速放缓。 展望 2023 年，继 2022 年 6 月红沿河 6 号机组投产后，防城港 3 号机组于 2023 年 1 月 10 日首次并网成功，即将投入商业运行，2023 年红沿河 6 号机组全年投产发电叠加防城港 3 号机组即将商运，今年公司发电量有望再上新台阶，带动公司业绩实现进一步增长。

核电审批进入常态化，保障公司未来业绩稳健增长。2019 年核电恢复核准后我国核电机 组审批实现常态化，公司于 2019 年获批太平岭 1/2 号两台机组、2020 年获批三澳 1/2 号两 台机组、2022 年获批陆丰 5/6 号两台机组，标志着核电机组审批进入常态化。截至目前，公 司共有 6 台在建机组及 1 台筹建机组（不包含已于一月并网的防城港 3 号机组），根据各机 组建设节奏，预计 2024-2027 年每年均有新增机组投产，同时，随着国家核电核准进度加快， 公司仍有较高成长性。

3.3.南方区域电力市场供需偏紧，利用小时有望提升

广东为国内经济与用电第一大省，省内电力供应依赖外受电。广东作为经济中心，用电 需求高且省内自有电源供应不足，较大程度上依赖外省送电，根据 Wind 数据，2010 年以来 广东省电力缺口逐步扩大，2022 年省内用电量达到 7870 亿千瓦时，发电量仅为 6102.2 亿千 瓦时，全年外省输入电量近 2000 亿千瓦时，电力供应对外依赖度较高，主要依赖于云南和贵 州水电。根据云南省能源局发布的《“十四五”云电送粤框架协议》，“十四五”期间云南省向 广东送电年协议量 1233 亿千瓦时，同时，根据贵州省能源局，在 2020 年召开的贵州、广东 “十四五”“黔电送粤”座谈会中提出充分考虑“西电东送”通道能力、南方区域清洁能源消纳 等因素，“十四五”期间“黔电送粤”最大电力 800 万千瓦，每年度计划送电量 500 亿千瓦时。跟 根据上述协议云南、贵州两省计划年送粤电量约 1733 亿千瓦时。

云南电力供需偏紧及水电的不可预测性或对广东电力系统提出挑战。广东省外受电量大 部分来自于云南水电，一方面，水电出力具备季节性，另一方面，水电发电量在较大程度上 受到来水影响，具有不可预测性。参考云南省电源结构，云南省发电量近 80%来自于水力发电，来水偏枯年份或受制于省内保供需求减少外送电量，从而导致广东省电力供需偏紧。由 于 2022 年丰水期来水严重偏枯，对 2022 年下半年及 2023 年上半年枯水期发电量均造成较 大影响。受水位及降水量下滑影响，云南省 2022 年三、四季度水电发电量分别仅为 921.9 亿 千瓦时和 685.1 亿千瓦时，较去年同期分别下降 21.0%和 4.17%。云南水电发电量下滑导致 省内电解铝产能受限，为实现省内保供云南外送电量下滑。根据 Wind 数据，2022 年 8 月至 11 月云南省输出电量分别为 204.0、209.4、185.8 和 110.4 亿千瓦时，分别同比下降 15.3%、 26.7%、8.5%和 4.0%，同时广东省单月输入电量也出现不同幅度下滑。

西电东送供应紧缺可能持续，广东省内核电利用小时有望提升。今年上半年水电发电量 在较大程度上受去年丰水期蓄水情况影响，参考各水库水位及一季度来水情况，我们认为云 南省上半年外送电量供应紧缺可能持续。同时，由于火电机组投产需两年左右建设周期，根 据 Wind 数据，广东省 2022 年火电装机容量增速仅为 3.9%，对 2023 年发电增量贡献较小。 从需求端看，疫情影响消除背景下广东省 2023 年 GDP 及用电需求有望复苏，根据广东省人 民政府印发的 2023 年《政府工作报告》，目标 2023 年 GDP 增速达到 5%。经济复苏叠加外受 电量偏紧，核电作为省内重要的基荷电源之一，发电量有望较去年提升。根据公司公告披露， 2022 年公司核电利用小时数仅为 7311 小时，较 2021 年的 7731 下降 5.4%，除台山 1 号机组 停产检修及机组大修安排扰动影响外，疫情影响下用电需求减弱也是造成核电利用小时数下降的因素之一，2023 年在经济复苏预期下用电需求增长叠加外受电量紧缺，公司核电利用小 时数有望回升。

4.优质资产属性不变，高分红+低估值彰显投资价值

核电资产具备高毛利、高现金流、高分红优势。核电资产属性与水电类似，都具有项目 前期投资高、成本以折旧为主、电价不含补贴且下行风险小的特点。优质资产属性下公司高 毛利、高现金流、高分红优势凸显。从毛利情况看，中国广核 2019-2022 年毛利率分别为 
41.73%/37.07%/33.2%/33.25%，净利率分别为 24.29%/21.07%/19.44%/18.4%，近年来公司毛 利率及净利率有所下滑主要由于毛利率水平较低的建筑安装和设计服务业务收入占比提升， 核电运营板块仍保持较高毛利水平，根据公司公告，2019-2021 年公司核电业务毛利率稳定 保持在 45%左右，为高毛利的优质电源。

从现金流情况看，近几年公司经营活动现金流均稳定保持在 300 亿元以上，2022 年为 313.68 亿元，同时公司历史净现比均保持在 2 以上，2022 年为 2.06。对比各电源类型龙头 现金流情况，公司经营活动现金流与中国核电基本相当，仅略低于长江电力，相比于火电， 公司盈利能力受燃料价格波动影响较小，因此现金流稳定性更强。充沛且稳定的现金流为高 分红及长期新增项目建设提供强大支撑。

公司高分红提升投资价值。根据公司发布的《未来五年（2021 年-2025 年）股东分红规 划》，公司要求在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%，且除非公司业务、经营业绩和财务状况发生重大变化，公司将在 2020 年 分红比例的基础上，未来五年（2021 年-2025 年）保持分红比例适度增长。根据公司公告， 公司 2019-2022 年每年实现每股股利（税前）0.076 元、0.08 元、0.084 元和 0.087 元，2019- 2021 年现金分红占归母净利润分别为 40.55%、42.25%和 43.58%，2022 年公司股息率达到 3.23%。未来随着新增装机的持续投产，公司业绩稳健增长背景下，分红有望进一步提升。

中国特色估值体系推动下核电估值有望提升。2022 年 11 月 21 日，中国证监会主席易会 满在 2022 金融街论坛年会上表示“需要对中国特色现代资本市场的基本内涵、实现路径、重 点任务深入系统思考。要把握好不同类型上市公司的估值逻辑，探索建立具有中国特色的估 值体系，促进市场资源配置功能更好发挥”。央企及地方性国企手握国内核心资产，在资本市 场中具有“稳定器”和“压舱石”的作用，但受企业投资者关系管理、市场认知不充分等因 素影响，市场对国有企业的价值发现和资源配置功能仍有待提升。

中国特色估值体系提出背景下核电板块估值水平具备较大提升空间。目前国内电力板块 整体估值均处于相对较低水平，一方面由于电力作为国内保障民生的核心资产，主要掌握在 央企及地方国企手中，在国有企业价值被普遍低估的背景下电力行业估值同样偏低；另一方 面，由于电力行业成长性较弱，且电力中占比最高的火电板块具备一定的周期属性，在偏好 成长标的的市场风格下电力板块被相对低估。因此，我们认为在中国特色估值体系建设的背 景下，整个电力板块均有望实现估值提升。

同时，核电在电力板块中属于估值相对偏低的资产。1）从业绩稳定性角度看，各电源类 型中火电受到煤价波动影响盈利能力波动较大，风电、光伏受风光资源波动影响发电量具有 较大波动性，水电以及核电在利用小时数、成本、电价三方面均较为稳定，是具备业绩高度 确定性的电源；2）从未来成长性的角度看，水电的开发对地理环境有较高要求，目前国内大 型水电开发空间有限，相比于同样具备较高业绩确定性的水电，核电在目前国内加大审批力 度的背景下长期成长空间可期。但从估值角度看，参考电力行业各细分板块与中国广核在 2020 年以来的 PB 估值水平，截至 2023 年 3 月 17 日，申万指数中火电、水电、光伏、风电 以及中国广核的 PB（LF）估值分别为 1.15x、2.34x、1.56x、2.17x 和 1.38x，目前核电板块 估值仅略高于火电，大幅低于水电，我们认为核电作为电力板块中稀缺的兼具业绩确定性和 长期成长性的电源类型，目前处于相对低估的位置，在中国特色估值体系的框架下核电估值 提升空间更大。

（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。）