2023年中国广核研究报告：低估值高分红核电，投资性价比显著

核电审批加速，行业高壁垒，公司作为龙头企业增长前景明确

中国广核是中广核集团核能发电的唯一平台，是我国在运装机规模最大的核电开发商与运 营商，公司机组主要集中在广东省。截至 2023 年 7 月 31 日，公司共管理 27 台在运核电 机组（控股 21 台，参股 6 台）和 6 台在建核电机组（控股 2 台，母公司中广核集团委托 公司管理且未来将注入公司的 4 台），装机容量分别为 30568MW 和 7200MW（控股 2380MW，中广核集团 4820MW），占全国在运及在建核电总装机容量的一半左右。

中国广核：我国核电行业主要的参与者之一

公司是中国核电行业主要的参与者之一。公司前身为 1985 年成立的广东核电合营有限公 司，1994 年大亚湾核电站成功投运，实现中国大型商用核电站的起步。1995 至 2004 年， 公司按照国际标准推进核电自主化进程，岭澳核电站一期成功投运，奠定了中广核专业化 发展的基础。2005 至 2010 年，公司潜心研发具有自主知识产权的三代核电技术，岭澳 二期、红沿河、宁德、阳江、台山、防城港核电站相继开工建设。2014 年 3 月，公司重 组成立了中广核电力，同年 12 月在香港联交所上市。2015 年起阳江 2/3/4 号、防城港 1/2 号、红沿河 4 号、宁德 3/4 号等核电机组陆续成功投运。2019 年 8 月，公司于 A 股上市， 募集资金用于阳江 5 号、6 号机组与防城港 3 号、4 号机组的建设。截至目前，阳江 5 号、 6 号机组、防城港 3 号机组均已投产，公司预计防城港 4 号机组于 2024 年投产。

公司控股股东为中国广核集团，是由国务院国资委监管的大型清洁能源中央企业，持股比 例为 58.91%。公司剩余主要股东为香港中央结算（代理人）有限公司，恒健投资（广东省 国资委持股 100%）以及中国核工业集团（国资委持股 100%），持股比例分别为 18.68%/6.79%/3.33%。

国内核电龙头，具备较强盈利能力，分红比例处于高位

中国广核是我国核电行业龙头，截至 2022 年底装机容量占比接近 50%。截至 2022 年底， 公司共管理 26 台在运核电机组（控股 20 台，参股 6 台）和 7 台在建核电机组（控股 3 台，母公司中广核集团委托公司管理且未来将注入公司的 4 台），装机容量分别为 29380MW 和 8388MW（控股 3568MW，中广核集团 4820MW），占全国在运及在建核电 总装机容量的 47.3%。2023 年 3 月，公司宣布防城港 3 号机组已具备商业运行条件。至 此，公司管理的在运核电机组（控股+参股）达到 27 台，装机容量达到 30568MW，是我 国在运装机规模最大的核电开发商与运营商。

营业收入稳中有升，1Q23 归母净利润实现快速增长。公司营收结构稳定，销售电力是最主 要的收入来源，而销售电力收入主要与公司上网电量及上网电价有关。2016-2021 年，随 机组不断投产，虽平均上网电价有所波动，但受上网电量持续增长推动，公司营收稳步增 长。2022 年受台山核电停机检修影响，上网电量同比减少 4.55%，公司营业收入增速放缓。 随台山检修完成，1Q23 上网电量同比增长 10.13%，带来营收同比增长 6.47%，重回正常 水平。叠加财务费用下降及增值税退税增加带来的成本缩减，公司 1Q23 实现归母净利润 同增 22.25%至 34.86 亿元。

2019 年以来主营业务毛利率较为稳定，销售电力业务维持较高毛利率。销售电力和建筑安 装与设计服务是公司收入的主要来源，2022 年主营业务收入贡献分别为 70.57%/27.57%。 销售电力业务的毛利率总体保持稳定，且 2016 年以来始终保持在 44%以上。建筑安装及 设计服务业务的收入主要源于本公司及中广核集团的核电、新能源工程建设，2017 年以来 受益于集团新能源项目规模提升及自身核电机组建设的推进，营业收入占比不断提升，由 2017 年的 6%提升至 2022 年的 27%，毛利率自 2020 年起稳定在 1%左右，故该项业务变 动对公司营业收入存在一定影响，但对盈利影响较小。

总资产回报率维持稳定，随在建机组投产，权益乘数不断下降。2016-2018 年公司权益乘 数处于较高水平，主要系核电行业资本投入较大，资产形成效益周期较长，公司需借助大 量债务融资保证项目建设及正常运营，有息负债逐年上升。2019 年 A 股发行募集资金到位 后，随在建机组投产，公司权益乘数已由 2019 年的 4.70 下降至 2022 年的 3.89。 应付账款周转率处于低位，应收账款风险可控，有利于经营净现金流保持充沛。公司应付 账款主要是设备采购、核燃料采购款及工程款，与核电项目建设进程有关。作为核电行业 双寡头之一，公司话语权较强，历史年度应付账款周转率始终维持在较低的水平，不超过 3。 公司应收账款主要为应收电费以及建设业务应收款，近年来受中广核海上风电项目、苍南 与惠州核电项目施工量增加等因素影响，应收账款逐年增加。考虑到前五大应收账款客户 为关联企业及广东省、福建省电力公司，且账龄主要在 2 年以内，我们认为应收账款坏账 风险可控。2016 年以来公司应收账款周转率在 5.5~8.7 之间波动，相比之下应付账款周转 率明显更低，为公司充沛的现金流提供了有力支撑，2019 年以来经营现金净流量稳定在 300 亿以上。

具备较强盈利能力，分红比例维持在 40%以上且逐年增长，兑现分红承诺。公司盈利情况 较好，每股股利逐年提升，分红比例始终维持在 40%（含）及以上的水平。据公司发布的 《未来五年（2021-2025 年）股东分红规划》，在任何三个连续年度内，公司以现金累计分 配的利润将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，未来五年保持分红比例适度增 长。据公司公告，公司 2019-2022 年实现每股股利（税前）0.076 /0.080/0.084/0.087 元， 2019-2022 年现金分红总额占归母净利润比重为 40.55%/42.25%/43.58%/44.09%，2022 年中广核（A）与中广核（H）股息率分别为 3.23%/5.20%。未来随机组持续投产，公司分 红潜力有望进一步提升。

核电：优质基荷电源，审批正常化后行业迎来发展机遇期

最高负荷增速快于可用装机，电力供需偏紧

2021 年以来最高负荷同比增速显著高于可用装机增速，冲击电力供需平衡。2021/2022 年 我国最高负荷同比增速分别为 11%/8%，显著超过可用装机 3%-4%的增速。其中，可用容 量为装机容量扣除计划期的受阻容量、备用和退役容量。且按照中电联的预测，“十四五”、 “十五五”时期我国可用装机增速将持续低于最大负荷增速，至 2030 年电力可用装机与 负荷的供需矛盾或更加突出。

核电：综合优势突出，看好其作为优质基荷电源的发展潜力

火电保供能力受煤价影响，水电/新能源发电稳定性不足

火电：保供能力与煤价高度相关，长远来看碳达峰、碳中和目标下装机占比将不断下降。 2021 年我国经济复苏，出口形势持续向好，工业企业生产带来电力消费快速增长，我国电 力供需不平衡加剧。电力供给方面，火电仍占据主体地位，且 2021 年来水相对偏枯，火电 出力面临更大的考验。但 2021 年 3 月至 10 月，我国煤炭供需出现缺口，煤价震荡走高， 秦皇岛动力煤市场价最高达 2953 元/吨。煤价高企造成火电企业发电成本骤增，且电价上 行受阻，成本无法有效传导，火电企业面临着“发电即亏损”的困境，全国电力供应严重 不足。2021 年 9 月起我国超 20 个省级电网采取有序用电措施，少数省份甚至拉闸限电。 主要火电企业华能国际/大唐发电/华电国际/国电电力 2021 年均出现亏损；1Q23 随煤价步 入下行小周期，上述公司均已扭亏为盈。由此可见，我国主要火电企业盈利及火电保供能 力均与煤价有一定相关性。

此外，虽然火电在我国电力系统中压舱石地位不改，且限电背景下，近两年火电项目审批 加速，但更长远来看，在碳达峰、碳中和的目标下，我们认为我国电力装机结构中火电占 比持续下滑仍是确定性趋势，其他电源或将竞争该部分份额，核电或为传统能源中的有力 竞争者。 水电：未来开发难度较大，发电稳定性需要气候、降雨来保障。据我国水电水利规划设计 总院与中国电力建设股份有限公司于 2021 年联合发布的《“十四五”水电开发形势分析、 预测与对策措施》，我国水能资源技术可开发装机容量理论极限在 6.87 亿 kW 左右。据中电 联，截至 2022 年底，我国水电装机容量 4.14亿千瓦，占可开发装机容量的比例已达60%。 且未来水电开发的大多数工程都处于西部深山峡谷地区，自然地理环境特殊，移民安置难 度增大，工程技术和建设管理都将面临挑战。此外，水电对天气的依赖度较高，一旦天气 炎热或降雨量不足，水库水位较低，就难以实现稳定发电。 新能源发电：装机量不断提升，新能源发电的不确定性与波动性不断冲击电网供需平衡。 顺应双碳政策，近些年我国电力结构中新能源占比不断提升，据国家能源局，风电、光伏 发电装机容量占比由 2013 年的 7%提升至 2022 年的 30%。风光发电随机性、间歇性和波 动性的特点，对我国电力供需实时平衡带来了更大的挑战。

作为低碳高效的大型基荷电源，核电清洁性、必要性与稳定性优势突出

清洁性方面，核电为低碳清洁能源，可减少温室气体排放。与使用煤炭或天然气的发电站 不同，核电站不会污染空气或直接排放二氧化硫、氮氧化物或温室气体。据人民日报 2021 年报道，国际机构研究表明，在过去的半个世纪里，核电帮助降低了二氧化碳的长期排放 增加速度。以“华龙一号”为例，每台“华龙一号”机组装机容量 116 万千瓦，每年清洁 发电近 100 亿千瓦时，相当于减少标准煤消耗 312 万吨，减少二氧化碳排放 816 万吨。

必要性方面，沿海核电有助于减小沿海省份用电缺口，改善结构性缺电。我国大部分沿海 省份均存在用电缺口，主要通过特高压从其他省份输送缓解。而我国大部分核电机组均布 局于沿海省份，项目选址靠近电力负荷中心，发电量可直接供项目所在地使用，可一定程 度的缓解沿海省份用电问题。就地建设就地利用，既减少了电力长距离传输过程中的损耗， 也减少了运输成本与外送依赖。

与其他清洁能源相比，核电稳定性优势明显。一方面，核电可稳定运行和发电。与其他清 洁能源相比，核电很少受天气、季节或其他环境条件的影响，除 12-18 个月核电站换料一 次外，平时几乎都处于基荷运行。高稳定性带来较高的利用小时数，核电的利用小时数显 著高于其他电源。另一方面，上网电价较为稳定。核电上网电价主要包含计划电价与市场 电价，计划电价由发改委批准，较为稳定；市场电价则与火电上网电价有一定相关性，2021 年之前处于折价状态，随火电市场化电价上涨，2022 年核电市场电价有所提升。近年来核 电上网电价整体较为稳定，以中国广核为例，据公司公告，2019-2022 年公司平均上网电 价为 0.400/0.400/0.401/0.420 元/千瓦时。

运行与电价双稳定，带来了核电企业净资产收益率长期处于较高区间。比较各类型电源企 业 2015 年以来上市年度的净资产收益率稳定性，我们可以看到与其他火电、水电企业相比， 中国广核与中国核电净资产收益率明显较为稳定。此外，对比 2021、2022 年各类型电源 上市企业资产收益率的具体水平，中国广核与中国核电的净资产收益率仅略低于无燃料成 本的水电企业，而高于其他火电、绿电企业，表现亮眼。

核电行业：政府审批加速，行业迎来发展机遇期

电力不可能三角对碳中和提出考验，核电审批加速。自 2011 年福岛事故以来，我国核电审 批进展缓慢，2016-2018 年审批停滞，直到 2019 年三代核电落地我国才重启审批。在“双 碳”目标及核技术进步的背景下，核电是电力清洁、低碳、稳定“不可能三角”目前看来 最有效的解决方式。2021 年政府工作报告中首次用“积极”来形容核电的发展。2022 年， 国务院共核准 10 台核电机组，创下近十年来核电审批最快速度。2023 年 7 月 31 日，经国 务院常务会议审议，福建宁德核电项目 5、6 号机组、华能山东石岛湾核电厂扩建一期工程 项目 1、2 号机组、徐大堡核电项目 1、2 号机组等 6 台机组获得国家核准。我们认为核电 建设有望按照每年 6-8 台机组的速度稳步推进。

核电站建设运营环节呈双寡头垄断格局，审批正常化后中国广核与中国核电或为主要受益 方。鉴于核电行业在行政准入、技术研发与资金需求方面均具有较高进入壁垒，我们认为 短期新玩家进入该行业可能性较小，竞争格局较为稳定。目前我国仅有中国核电、中国广 核、国家电投、华能四大企业具备核电业主资质，其中中国核电与中国广核龙头地位突出。 2022 年我国超 80%的核电机组装机与发电量均源于中国核电与中国广核，新核准的 10 台 核电机组中 4 台来自中国核电，2 台来自中国广核。2023 年新核准的 6 台机组中国核电、 中国广核各占 2 台。 此外，在役核电机组中，中国广核与中国核电市占率分别达 41.82%/41.64%。故随核电审批正常化，核电机组陆续核准、开工、并网，我们认为核电 站建设运营环节中国广核与中国核电或为主要受益方。

中国广核：在建/核准机组规模可观，有较大估值修复空间

对公司的收入与成本端进行拆分，我们认为公司收入增长的主要驱动因素为电量与电价， 成本端结构较为稳定，主要包含核燃料成本、固定资产折旧、计提乏燃料处置费等。在收 入端，我们认为核电机组审批正常化将带来公司未来装机量增长可预见性的提升，中短期 内沿海省份用电缺口的存在及政策对核电消纳的保障则将维持较高利用小时数，公司收入 端有明显的增长动能。在成本端，核燃料度电成本及度电折旧均较为稳定。

收入端：政策保障核电消纳，公司控股在建/拟建机组规模可观

电量：利用小时有望提升，控股在建/拟建机组完工后装机（控股+参股）有望增长 19.63%

用电需求与政策保障驱动下，利用小时有望维持高位。我国电力资源供给和用电需求区域 分布不平衡，发电主要集中在西北和西南地区，但用电主要集中在东南沿海省份，广东省、 福建省、浙江省、江苏省近 6 年都存在用电缺口，且 2020 年以来各省用电缺口呈扩大趋势。 沿海省份用电偏紧，但大型水电站、火电站（主要为 2021 年）等常规能源供给不足，我们 认为公司利用小时数有望稳中有升。公司 2022 年利用小时数为 7311 小时，据我们测算， 2023-2025 年公司核电机组利用小时数将为 7669/7647/7683 小时。

政策方面，2017 年 2 月发改委发布《保障核电安全消纳暂行办法》，明确了核电保障性消 纳应遵循“确保安全、优先上网、保障电量、平衡利益”的基本原则，按优先保障顺序安 排核电机组发电。2018 年 10 月发改委、能源局发布《清洁能源消纳行动计划（2018-2020 年）》提出合理扩大核电消纳范围，鼓励参与跨省区市场交易。2019 年 6 月发改委发布《全 面放开经营性电力用户发用电计划》，提出将核电机组发电量纳入优先发电计划，按照优先 发电购电计划管理有关要求，做好保障消纳工作。我们认为多个政策保障下新增核电装机 发电量消纳没有问题，整体利用小时数仍将维持高位。

受疫情及台山 1 号机检修影响，2022 年公司利用小时数有所下降，2023 年有望回升。近 5 年来公司在运机组平均利用小时数稳定在 7300 小时以上，2020 年利用小时的下降主要与 一季度新冠疫情爆发有关；2022 年利用小时数下降主要是因为换料大修天数与核电机组的 减载、停机备用时间均同比增多。台山 1 号机组从 2021 年 7 月 30 日开始停机检修，2022 年 8 月 15 日检修完成，对公司 2022 年的业绩表现造成一定影响。考虑到 2023 年电力供 需仍然偏紧，近年来沿海省份电力缺口不断扩大，且台山 1 号机组现已恢复正常运转，我 们认为 2023 年公司在运机组利用小时数有望回升。

公司控股的在建及已核准拟建机组规模可观，投产并网后装机容量（控股+参股）有望增长 19.63%。截至 2023年 7月 31日，公司控股与参股的在运核电机组总装机容量为 30568MW。 在建机组方面，公司控股在建核电机组 2 台，总装机容量 2380MW，其中防城港 4 号处于 调试阶段，陆丰 5 号处于土建施工阶段。此外，公司控股的陆丰 6 号机组、宁德 5 号机组、 宁德 6 号机组已获核准，装机容量分别为 1200/1210/1210MW，其中陆丰 6 号机组公司预 计于 2023 年开始建设。控股的在建/已核准拟建项目投产后，公司控股与参股的核电机组 总装机容量将达 36568MW，增长 19.63%。

截至 2023 年 7 月 31 日，有明确注入预期的中广核集团在建核电机组规模达 4820MV。据 公司公告，中广核集团承诺最晚不迟于核电项目开工后五年内，在项目符合注入条件后将 核电资产注入中国广核。目前中广核集团在建核电机组共 4 台，且均委托公司管理。惠州 1 号、惠州 2 号、苍南 1 号、苍南 2 号核电机组装机容量分别为 1200/1200/1210/1210MV， 公司预计分别于 2025/2026/2026/2027 年投产。

电价：计划电价有望继续维持稳定，市场电价2018 年以来稳中微升

公司在运核电机组的上网电价分为计划电价和市场电价两类。其中计划电价由有关政府部 门核准批复，市场电价通过市场化交易方式形成。计划电价方面，自 2019 年公司在运核电 机组所在省份依据发改委《关于降低一般工商业电价的通知》，考虑增值税税率降低调整完 毕后，一直保持稳定。市场电价方面，整体保持稳定，2018 年以来有所上浮。

成本端：售电业务成本结构稳定，项目折旧完成后利润有望增厚

公司主营业务为销售电力与建筑安装和设计服务，合计占营业成本超 95%。其中，售电业 务成本结构稳定，核燃料占比在 25%~30%；固定资产折旧成本占比在 30%左右；计提乏 燃料处置金成本与当年公司投入商业运营满 5 年的机组上网电量有关，近年来占比略有提 升，但不超过 11%。建筑安装和设计服务的成本变化则与项目施工量有关，2019 年以来由 于工程公司对多个核电、风电项目施工量增加，该项成本不断增加。

核燃料供应、成本双稳定

核燃料成本是公司经营成本的重要组成部分，包括购买天然铀、铀转化及浓缩服务、燃料 组件加工服务及其他相关服务的成本。近年来公司核燃料成本稳定在 80 亿元左右，度电核 燃料成本稳定在 0.05 元/千瓦时左右。

核燃料经济性、供应稳定性得到保障。据公司招股说明书，天然铀成本一般占核燃料成本 的一半左右。中国仅有的三家获授经营许可及牌照从事天然铀进口及贸易并提供核相关服 务的实体分别是中国广核集团下属的铀业公司、中核集团下属的原子能公司和国家电投下 属的国核铀业公司。此外，中核集团下属的原子能公司、中核建中和中核北方核燃料元件 有限公司等是我国仅有的获授权从事商用铀转化及浓缩业务及核料组件加工服务的实体。 公司的核燃料主要来自广核集团旗下的铀业公司，通过与其签订长期的核燃料采购与供应 服务协议，并通过其就转化浓缩服务及燃料组件加工服务与原子能公司、中核建中签订长 期合同保障核燃料长期稳定、经济的供应。

折旧年限小于机组寿命，看好折旧期满后利润进一步提升

折旧方面，公司对核电设施中的机械类、电气类、仪控类和核电设施退役费按照产量法计 提折旧。目前我国二代、三代核电设计寿命分别为 40、60 年，不同核电站折旧年限存在差 异，但都不能超过使用寿命。而据中国核电公司公告，2018、2019、1H20 中国广核的综 合折旧年限分别为 33.22、31.31、32.31 年。且据公司公告，采用二代核电技术的核电站 综合折旧期约 25 年；采用三代核电技术的核电站综合折旧期约 30-35 年，均小于其设计寿 命。此外，公司近年来度电折旧稳定在 0.06 元/千瓦时左右，待核电机组折旧完成后，未来 利润增厚的可预见性提升。

估值：核电行业估值相对偏低，公司具备较高投资性价比

与属性类似的水电行业相比，核电行业估值明显偏低

核电行业与水电行业具有很多相似的属性，如重资产、建设周期较长、分红稳定，股息率 高、ROE 稳定等特点。选取水力发电（申万）代表水电行业，中国广核、中国核电两大核 电行业龙头代表核电行业，比较水电行业与核电行业的估值水平。我们发现水电板块受益 于其 ROE、分红稳定等特点，估值较为稳定，2020 年以来 PB（LF）中枢为 2.2x。但 2020 年以来（不考虑新股上市年度）核电板块估值水平明显低于水电板块，且波动较大，具备 较大估值修复空间。2020 年以来中广核（H）的电力 PB（MRQ）、中国核电与中广核（A） 的 PB（LF）中枢为 0.8/1.6/1.5x，最高水平为 1.1/2.3/2.1x。

具体来看核电板块，两大龙头企业中国广核电力股份有限公司（A 股中国广核；H 股中广核 电力）与中国核电估值水平均在上市之初表现出色，随后逐渐震荡走低，方差较为明显。 中广核电力（H）于 2014年 12月上市，当月 PB（MRQ）中枢为 4.1x，2015年估值在 1.8x~4.2x 区间内大幅震荡，2016-2018 年受核电机组零核准等因素影响，估值回落至较低水平，2016 年以来 PB（MRQ）中枢为 1.1x。中国核电上市年度 PB（LF）高于 3x，2016-2017 年受 核电机组零核准影响，估值呈现回落趋势，稳定在 3.0x 左右；2018 年机组零核准叠加整个 市场的不景气，公司估值震荡走低，2019 年公司机组故障，2020 年估值回落至最低水平 1.2x 左右。中国广核（A）上市年度 PB（LF）在上市当周短暂突破 3.0x 后迅速回落到 2.0x 左右，2020 年在 1.25x~1.67x 区间内震荡。 随着“双碳”目标下能源结构的调整，火电占比将逐渐降低，核电作为优质基荷电源，是 目前唯一能替代火电为电网提供稳定可靠电力的电源。叠加核电项目审批正常化，我们认 为核电行业的估值水平未来有望回到合理水平。

随核电审批正常化，公司具备较高投资性价比

水电企业历史经验表明，新增装机将催化个股估值提升。以川投能源为例，川投能源持股 雅砻江水电 48%股权，复盘其 2010 年至今估值（PE）走势，我们可以看出公司估值增长 的关键时期与大型水电机组投产密切相关。2012-2016 年，雅砻江水电的官地、锦屏一二 级水电站约 1140 万千瓦装机陆续投产，对官地水电站投产的预期带来 2012 年估值的显著 提升，2013 年官地水电站投产对 EPS 的增厚作用显现，估值有所回落；2014-2016 年锦 屏一二级水电站的陆续投产再次促使川投能源估值水平大幅上涨。自 2021 年 7 月，雅砻江 水电杨房沟、两河口水电站（合计 450 万千瓦）进入投产周期，公司估值再次呈现一波上 涨小高峰。

鉴于水电行业与核电行业的高度相似性，我们认为随核电审批正常化，中国广核在建机组 不断投产，公司有望实现估值提升。此外，考虑到报告前文提及的 2019 年以来公司每股股 利逐年提升、分红比例处于较高区间且受《未来五年（2021-2025 年）股东分红规划》保 障，我们认为当前时点中国广核投资性价比较高。

盈利预测

2023/2024/2025 年公司营业收入有望同比 8.8%/6.0%/5.0%

我们预计 2023/2024/2025 年公司营业收入有望同比增长 8.8%/6.0%/5.0%。2023 年，公 司营业收入有望同比增长 8.8%，主要系：1）台山 1 号机组恢复正常运转、防城港 3 号机 组投产、我们预计综合上网电价同比提升 0.004 元/千瓦时带动销售电力业务同比增长 8.5%， 2）工程公司对惠州核电、苍南核电、陆丰核电施工量提升带动建筑安装和设计服务同比增 长 10%。2024 和 2025 年销售电力业务营业收入增长主要受防城港 4 号机组投产推动。考 虑到公司控股已核准核电机组及中广核集团委托公司管理且未来注入预期明确的在建机组 均于 2025 年及之后投产，我们假设 2024/2025 年建筑安装和设计服务均同比增长 10%。 对于提供劳务、商品销售及其他和其他业务，我们认为其同比增速将与历史趋势相仿。综 上，2023/2024/2025 年公司营业收入同比增长 8.8%/6.0%/5.0%。

公司售电业务核心假设： 由于公司联营企业涉及的红沿河核电机组自 2021 年 6 号机组投产后，2022-2025 年无新机 组投产，故我们保守假设 2023/2024/2025 年表现与 2022 年持平，主要对控股机组的情况 进行预测。

1）控股装机容量：基于公司控股在建、核准项目情况。

2）利用小时数：2022 年公司机组平均利用小时数同比-5.4%，主要系：1）2022 年核电机 组开展换料大修的天数同期增加，2）外部因素导致机组减载、停备时间同期增加。考虑到 2023/2024 年公司有新控股机组投产，我们假设 2023/2024/2025 年利用小时为控股机组 发电量与近两年（前一年与当年）控股机组容量均值之比，为 7669/7647/7683 小时。

3）电量：基于上述对控股装机容量和利用小时预期，我们测算公司 2023-2025 年控股机 组发电量将同比增长 7.4%/4.8%/2.9%。2022 年各控股核电站厂用电率根据公司已公告发 电量和售电量数据得出，核电厂用电率同比有较小提升，假设 2023-2025 年较 2022 年提 升 0.1pct，则 2023-2025 年公司控股上网电量增速为 7.3%/4.8%/2.9%。 3）售电业务收入：公司主要售电地区可分为香港、广东及粤港外地区。其中公司大亚湾核 电站向香港、广东地区输电，防城港核电站与宁德核电站向粤港外地区输电，其余控股核 电站向广东输电。

香港：依据售电协议，2023 年大亚湾核电站向香港地区售电占比维持 80%，2024 年起售 电占比回归长期协议约定的 70%。我们假设 2023-2025 年综合上网电价维持 2022 年水平。广东：参考公司披露的市场化电量数据，2022 年广东省所有核电机组市场化交易电量比例 提升至 33.4%，广东省内市场电平均含税电价略高于计划电价，我们假设 2023-2025 年市 场化交易电量占比提升至 41%/45%/50%，市场化电价折价维持-0.0063 元/千瓦时。 粤港外：参考 2022 年粤港外地区市场化交易电量比例 100%，我们假设 2023-2025 年市场 化交易电量占比维持该比例。 则我们测算出 2023-2025 年销售电力业务收入分别为 63027/65875/67752 百万元。

4）综合上网电价： 2022 年公司综合上网电价为 0.420 元/千瓦时，基于上述对售电业务收 入 与 控 股上 网 电量 的 预期 ， 我 们测 算 2023-2025 年 的 综 合 上网 电 价水平 分 别为 0.424/0.423/0.423 元/千瓦时。

2023/2024/2025 年公司归母净利润有望同比+14.8%/+3.5%/+4.4%

公司营业成本结构稳定，售电业务占比将维持在 50%以上。对售电业务成本组成部分度电 成本作相应假设，我们测算 2023-2025 年售电业务营业成本在 33615/35717/36889 百万元， 占营业成本比例为 56.1%/55.3%/53.8%。售电业务营业成本核心假设如下： 1）核燃料费用：考虑到公司核燃料供应、成本双稳定，我们假设 2023-2025 年公司度电核 燃料成本维持 0.05 元/千瓦时，与 2022 年持平。 2）折旧：考虑历史年度度电折旧稳定在 0.06 元/千瓦时左右，我们假设 2023-2025 年公司 度电折旧维持 0.062 元/千瓦时，与 2022 年持平。 3）乏燃料处理费：基于前文对机组售电量的预测，公司 2023-2025 年商运满 5 年机组售 电量为 1325/1559/1648 亿千瓦时。考虑历史年度度电乏燃料处理成本稳定在 0.026 元/千 瓦时，我们假设 2023-2025 年公司度电乏燃料处理成本维持 0.026 元/千瓦时。

2021-2022 年，营业费用率/管理费用率/研发费用率均较为稳定，暂保守预计 2023-2025 年维持 2022 年水平。财务费用率方面，考虑到公司将存量长期项目贷款利率转换至更低 利率水平且偿还债务，我们预计 2023-2025 年分别为 7.7%/7.0%/6.1%，呈下滑趋势。 少数股东损益部分基于我们对阳江核电、广东核电合营、宁德核电、防城港核电等重要非 全资子公司的预测，我们预计受市场化电价与电量增长影响，2023-2025 年宁德核电、防 城港核电与台山核电的利润将有所增长。并参考 2022 年情况调整其他重要非全资子公司预 测年度的利润额，综合得到 2023-2025 年少数股东损益将分别同比增长 3.7%/5.3%/4.6% 至 54.8/57.7/60.3 亿元。公司 2023-2025 年归母净利润将同比+14.8%/+3.5%/+4.4%至 114.4/118.5/123.6 亿元。

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