2023年中国核电研究报告 长期量增趋势明确，盈利能力或超预期

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

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。

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。

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。

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。

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。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。

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。

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。

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 CAGR 12.4%。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。

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。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。

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。

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。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。

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。

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。

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。

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。

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。

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。

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。

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。

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。

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。

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。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。

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。

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。

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 Exelon Generation 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。

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。

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。

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。

（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。）