核电稳定性突出，但仍处于估值洼地

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 4 月 6 日发布的《第三代核电技术——更高效 更清洁 更安全（开卷知新）》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： 1）运行稳定且利用小时显著高于其他电源：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。

2）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 年核电市场电价同比有所提升，但由于像广东、浙江、广西等 省份均有市场化交易电价部分回收机制，即便核电的市场化电价 2022-2023 年同比有所上 涨，但多数也是向核电计划电价回归。3）度电营业成本较为稳定：2019-2022 年中国核电度电成本稳定在 0.20 元/千瓦时左右， 其中度电核燃料/人工/折旧/其他成本多数年份基本维持在 4.5/2.5/7.2/4 分钱左右，度电乏燃 料处理费和机组投产时间结构有关，机组投产 5 年后乏燃料处理费为度电 2.6 分。

综合以上三点，核电 ROE 长期稳定于较高区间。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，核电企业如中国核 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。

核电类水电，但估值显著低于水电

核电行业与水电行业具有很多相似的属性，但估值水平显著低于水电。如核电和水电均具 有重资产、建设周期较长、分红/ROE 稳定等特点。选取水力发电（申万）代表水电行业， 选取中国核电代表核电行业，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 年以来中国核电的 PB（LF）中枢为 1.6x，最高水平为 2.3x。

具体来看核电板块，中国核电估值水平在上市之初表现出色，随后逐渐震荡走低，方差较 为明显。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。

电力不可能三角对碳中和提出考验，核电审批加速迎来新发展机遇

自 2011 年福岛事故以来，我国核电审批进展缓慢。2015 年虽短暂重启核电审批，但由于 全球首堆 AP1000 三门 1 号机组投产延期；华龙 1 号机组示范项目福清 5 号、6 号机组 2015 年才开工，尚不具备批量化建设条件，政府出于对第三代核电站的实用性考察而再次暂停 核电审批，2016-2018 年我国均未审批新的核电机组，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。

秦山核电 1 号机组延寿 20 年，能源转型目标下预计未来将有更多机组延寿

核电机组延寿是指将核电机组运行寿期延长至超过原许可证运行寿期或设计寿期，使其能 够在更长时间内以可靠、低成本且低碳排放的方式生产电力，从而实现价值最大化。秦山 核电 1 号机组是我国第一座自行设计、建造和运行管理的 30 万千瓦级压水堆核电机组，于 1991 年 12 月 15 日成功并网，初始设计寿命为 30 年。2021 年 9 月，据生态环境部官网， 根据《中华人民共和国核安全法》及《中华人民共和国民用核设施安全监督管理条例》有 关要求，经国家核安全局批准，秦山核电厂 1 号机组运行许可证获准延续，有效期延续至 2041 年 7 月 30 日，是我国首台实现延寿的机组。未来，我国有望通过有效的寿命管理， 在确保安全的前提下延长现役核电站的实际运行寿命，可以使之在更长时间里继续提供清 洁稳定的电力。

DCF 测算：即便估值较核电高，水电龙头长电或仍有提升空间

截至 2023 年 6 月底，长江电力水电总装机容量 7179.5 万千瓦，系全球最大的水电上市公 司，所谓世界水电看中国，中国水电看长电。2020 年以来，长江电力 PB(LF)中枢约为 2.8x， 较水电（申万）指数 PB(LF)中枢 2.2x 更高，主要得益于长江电力较其他水电公司更稳定且 更高的 ROE 水平，以及更高的分红比例（2020/21/22 年分别为 61%/71%/94%）。但即便 长江电力在电力运营商板块中属于估值较高的标的，我们从 DCF 角度测算，在 2.8%-3.6% 贷款利率，6.5%-7.5%贴现率情景下，其 6 座大水电经营期 80 年/永续经营下价值为 5869-6911/5919-7019 亿元。

测算假设： 1） 上网电价：由于长电自 2020 年之后未公布公司分电站上网电价，水电市场化交易比例 较小，整体电价水平相对稳定，我们保守假设三峡/葛洲坝/溪洛渡/向家坝不含税上网电 价维持 2019 年的水平。假设乌东德水电站上网电价维持 2022 年水平，白鹤滩电站上 网电价采用 2023 年发改委最新核定外送江苏/浙江上网电价与留川电价加权平均，为 0.31 元/千瓦时（含税）。 2） 度电水资源费/库区维护费：按照长江电力 2023 年半年度报告披露假设三峡/葛洲坝/溪 洛渡/向家坝/乌东德/白鹤滩的度电水资源费为 0.005/0.005/0.008/0.008/0.008/0.008 元 /千瓦时，并假设上述 6 座电站的度电库区维护费均为 0.008 元/千瓦时。 3） 单位千瓦其他成本：依据 2022 年长电整体其他成本按照装机容量分摊至存量 4 座电站， 假设 2023 年新注入的乌东德/白鹤滩单位千瓦其他成本与存量电站相同。

4） 2023 年上网电量：按照长电于 2022 年年度报告披露的 2023 年年度发电计划 3064 亿 千瓦时发电量为茅，根据不同水电站的上半年发电情况和近期来水情况进行相应假设。 5） 自 2024 年之后的多年平均上网电量：为了简化计算，我们直接假设自 2024 年之后的 多年平均上网电量，考虑 2022 年三峡水库未蓄满水影响了 2023 年发电量，乌东德水 库 1H23 来水同比偏枯 22.89%，我们假设三峡/乌东德自 2024 年之后的多年平均上网 电量高于 2023 年水平，为 1000/377 亿度，其他电站保守预计与 2023 年假设值持平。 但随着上游调节能力较强的水电站陆续建设投产，按照长电水电站多分布于下游的优势， 长电各电站的利用小时数（发电量）有较大提升潜力，后续我们将使用敏感性分析予以 演绎。

6） 营业税金即附加/营业费用率/管理费用率：均参考长电 2022 年年报水平。 7） 所得税率：不同水电站所在区域、投产时间不同导致所得税有所差异，根据长电 2023 年半年度报告披露溪洛渡/向家坝享受西部开发所得税优惠，为 15%；三峡/葛洲坝应为 25%；乌东德/白鹤滩仍处于“三免三减半”税收优惠政策中，其中乌东德 2023-2025 年为所得税减半期（7.5%）；白鹤滩 2023 年为免所得税最后一年，2024-2026 年为所 得税减半期（7.5%）。

8） 借贷和贴现率：假设资本金比例 30%，即借贷占投资的 70%；借贷年限 20 年，贷款 利率 3.2%；贴现率 7%。 9） 折旧和使用寿命：由于长电各水电站规模较大且机组系陆续投产，我们根据公司历史的 折旧对各水电站挡水建筑物/房屋及建筑物/机器设备的折旧等进行了拆分预测，基本符 合长电 2022 年年报所披露的挡水建筑物/房屋及建筑物/机器设备 40-60/8-50/5-32 年的 折旧方法。水电站及大坝的实际使用寿命远超折旧年限，例如我国的石龙坝水电站历经 111 年仍在运行发电，我们暂按照 80 年的寿命进行测算，也将展示永续经营的测算结 果。

长电 6 座电站 80 年经营期/永续经营下价值分别为 6358/6431 亿元。我们测算结果显示在 80 年经营期的假设下，三峡/葛洲坝、溪洛渡/向家坝、乌东德/白鹤滩的价值分别为 2346/2444/1568 亿元，合计 6358 亿元；若考虑永续经营，但永续经营期每期的现金流均 为相同，不考虑永续增值率，在永续测算时点（即不考虑时间价值）三峡/葛洲坝、溪洛渡/ 向家坝、乌东德/白鹤滩的永续价值分别为 1929、2578、2606 亿元，但由于需要折现回现 在，水电站本身正常经营期较长，导致贴现因子较大，故折现至当前永续价值较小，分别 为 145/237/171 亿元，考虑永续经营合计 6 座电站价值为 6431 亿元。

考虑贷款利率、贴现率假设对 DCF 测算结果产生一定影响，我们进行了长江电力 6 座电站 价值（经营期 80 年/永续经营）对贷款利率和贴现率的敏感性分析，结论为：在 2.8%-3.6% 的贷款利率，6.5%-7.5%的贴现率下，长江电力 6 座电站在经营期 80 年/永续经营下的价值 为 5869-6911 亿元/5919-7019 亿元。

在上文的假设中我们提到过随着上游调节能力较强的水电站陆续建设投产，按照长电水电 站多分布于下游的优势，长电各电站的利用小时数（发电量）在联合调度的增发电量效应 下有较大提升潜力，我们进行了长江电力 6 座电站价值（经营期 80 年/永续经营）对未来 多年平均电量假设的敏感性分析，结果为：未来多年平均上网电量较图表 11 假设的增加值 在 25-100 亿度时，长江电力 6 座电站经营期 80 年/永续经营的价值分别为 6726-7709 亿元 /6802-7795 亿元，即总体上网电量增厚比例为 5%-17%时，对长江电力 6 座电站价值（经 营期 80 年/永续经营）的增厚比例均为 6%-21%。

长江电力 6 座电站的测算价值不完全代表长江电力整个上市公司的价值，还要考虑充沛现 金流的再投资能力和股权投资能力。2018-2022 年，长江电力经营现金流净额在 309-410 亿元的水平，除 2022 年来水严重偏枯为 309 亿元外，其余年份均在 350 亿元以上。未来 长江电力虽暂无新增大型水站的规划，但对新能源/抽水蓄能/储能/综合能源等均有布局，由 于较难量化，暂不考虑其对短期价值的贡献；同时，在股权投资方面，2020 年-2022 年每 年联营合营企业对公司的投资收益贡献为 32/28/35 亿元，1H23 已达到 21 亿元，保守预计 2023 年全年 42 亿元，考虑公司投资企业多为电力产业链上的公司，且多数为水电/新能源 公司，给予 15xPE，该部分价值可达 630 亿元。

DCF 测算：两维度探寻核电估值提升空间

截至 2022 年底，我国核电运营行业呈现双寡头竞争格局，其中中国核电的市占率为 41%。 本文我们将以中国核电为例，首先对其所有在役、在建、已核准拟建机组逐一搭建 DCF 模 型测算每个机组的折现价值，最后加总得到中国核电的核电板块归母价值。

核电机组 DCF 模型所涉核心假设如下： 利用小时数：据中国广核招股书，核电机组的大修分为换料大修、首次换料大修和十年换 料大修。其中首次换料大修一般在新机组在投入运行的下一年度实施，时间较长，接近于 十年大修；换料大修周期一般在 12-18 个月。故我们假设每个机组在投产下一年进行首次 大修；首次大修后每 10 年进行一次十年大修；鉴于首次大修与十年大修所耗工期更长，检 修项目更多，故每次首次大修与十年大修后机组先正常运转一年，随后开始隔一年进行一 次换料大修。

年度停机天数：正常运转情况下，年度停机天数为 0 天；换料大修情况下，参考中国核电 公司公告提到年度大修工期在 30 天以内的目标，且 2022 年常规大修平均工期为 27.39 天， 测算中取年度停机天数为 30 天；首次大修与十年大修情况下，参考中国广核公司公告披露 的 2018 年以来机组首次大修当年利用小时数均值约 6003 小时，测算中取年度停机天数为 90 天。 理论有效利用比例：据中国核能协会，2022 年我国平均机组能力因子为 91.67%。 厂用电率：综合参考 2022 年中国核电和广核两家企业平均值，测算中取 5%。 折旧年限：据中国核电公告，二代机组折旧年限为 25 年；三代机组为 35 年。 贷款年限：中国核电据公司公告，贷款年限在 15-22 年，测算中取中值 19 年。

贷款利率：考虑电力央企近年来综合贷款利率不断下行，目前新增贷款利率一般在 3%以下， 我们测算时取 3.2%。 贴现率：取 7%。 贷款比率：参考已投运机组开建时贷款占总投资的比重，取 80%。 度电核燃料成本：参考 2022 年中国核电对应度电核燃料成本水平，取 0.050 元/千瓦时。 度电运维及其他成本：参考 2022 年中国核电对应度电运维及其他成本水平，取 0.066 元/ 千瓦时。 管理费用率：参考 2022 年中国核电管理费用率水平，取 6.48%。 营业费用率：参考 2022 年中国核电营业费用率水平，取 0.11%。

对中国核电的所有核电机组进行测算，汇总后可得中性假设下其在役机组对应的归母价值 为 1686 亿元，所有机组（含在建、已核准拟建机组）对应的归母价值为 2025 亿元。 考虑归母价值测算值，对贴现率和贷款利率的敏感性较高（除上网电价外），我们进行了中 国核电的归母价值对贴现率和贷款利率的敏感性分析，结果如下：在贴现率 6.5%-7.5%， 贷款利率 2.8%-3.6%的情景下，中国核电在役机组/所有机组（含在建、已核准拟建机组） 归母价值为 1583-1799/1849-2221 亿元。 但中国核电整体上市公司价值还需考虑新能源资产。考虑公司预期十四五末 30GW 新能源 装机，粗略按平均 1.5 亿/GW 净利润，70%持股比例，15xPE，对应归母价值 472.5 亿元。

延寿对机组归母价值有所增益，其中对剩余设计寿命较短机组增益更显著

考虑到秦山核电 1 号机组已于 2021 年 9 月通过审批，成功将有效期延续至 2041 年 7 月 30 日，即实现延寿 20 年。且能源转型目标下，核电机组延寿未来或较为普遍，我们对核电机 组延寿对机组归母价值的影响进行了测算。

测算的核心假设： 改造流程：假设机组在到达使用寿命后，停机一年进行改造，随后正常运转 20 年；若要再 次延寿，则在前次延寿期满后再次停机一年进行改造，即每次延寿时间周期为 21 年。 改造投资额：参考秦山核电 1 号机组改造费用，测算中取改造投资额为 2.1 元/W。 延寿期限：参考秦山核电 1 号机组，测算中取每次延寿延长 20 年使用寿命。 折旧年限：与延寿期限保持一致，测算中取 20 年。 贷款年限：与延寿期限保持一致，测算中取 20 年。 贷款比率：与 DCF 模型假设保持一致，测算中取 80%。 贷款利率：与 DCF 模型假设保持一致，测算中取 3.2%。 贴现率：与 DCF 模型假设保持一致，测算中取 7%。

根据测算结果，对于秦山核电 1 号机组而言，机组按照初始设计寿命 30 年运行时现金流价 值折现为 4.01 亿元，对企业带来的归母价值为 2.89 亿元；延寿一次，即机组运行年限增至 50 年时，现金流价值折现为 42.17 亿元，扣除改造所用资本金 1.50 亿元后，归母价值为 29.28 亿元（归母价值=（现金流价值的折现值-改造所用资本金）*公司对该电站持股比例）； 延寿两次，即机组运行年限增至 70 年时，扣除改造所用资本金 3.00 亿元后，归母价值为 34.83 亿元；永续延寿时，机组归母价值增至 36.45 亿元。

对于已投产的二代机组而言，以方家山 1 号机组为例，机组按照初始设计寿命 40 年运行时 现金流价值折现为 156.82 亿元，对企业带来的归母价值为 112.91 亿元；延寿一次，即机 组运行年限增至 60 年时，现金流价值折现为 171.9 亿元，扣除改造所用资本金 4.67 亿元 后，归母价值为 120.41 亿元；延寿两次，即机组运行年限增至 80 年时，扣除改造所用资 本金 9.33 亿元后，归母价值为 119.67 亿元；永续延寿时，机组归母价值增至 126.16 亿元。

对已投产的三代机组而言，以福清 5 号机组为例，机组按照初始设计寿命 60 年运行时现金 流价值折现为 135.83 亿元，对企业带来的归母价值为 69.27 亿元；延寿一次，即机组运行 年限增至 80 年时，现金流价值折现为 138.18 亿元，扣除改造所用资本金 4.98 亿元后，归 母价值为 67.93 亿元；延寿两次，即机组运行年限增至 100 年时，扣除改造所用资本金 9.95 亿元后，归母价值为 65.68 亿元；永续延寿时，机组归母价值增至 70.73 亿元。

据测算结果可知，永续延寿对机组归母价值呈现出增益效果。对二代机组而言，无论延寿 次数如何，只要实现延寿，机组归母价值均有提升，尤其是对于剩余设计寿命较短的二代 机组。对三代机组而言，在不考虑资本金时间价值的情况下，延寿对机组的归母价值并无 增益效果，反而可能体现为归母价值下降，我们考虑主要是由于三代机组按照设计寿命运 行年限已比二代机组多 20 年，且投产较晚剩余寿命本身较长导致对应折现因子对应大，故 现金流折现的增厚小于不考虑时间价值情况下改造所用资本金的增长，体现为延寿后机组 归母价值反而有所下降，若将改造资本金时间价值纳入考虑，则延寿对三代机组也体现为 增益效果，但增益也非常小。

审批常态化下新机组持续投产对企业归母价值增益较大

对中国核电的现有机组进行统计，我们预计其现有机组最迟将于 2030 年左右全部投产完毕。 考虑：1）我国核电审批已恢复常态化，2021/2022 年我国已核准 6/10 台核电机组，2023 年截至目前已核准 6 台，我们预计未来将保持每年 6-8 台，甚至 10 台的核准进度；2）但 考虑华能集团拿到第四张核电牌照，假设中国核电 2031-2040 年/2041-2050 年/2051-2060 年每年投产 3 台/2 台/1 台核电机组，测算未来审批常态化下新机组的持续投产对企业价值 的增厚情况。

审批常态化下未来投产三代机组涉及的核心假设： 装机容量：参考中国核电现有已核准拟建机组容量，取 1200MW。 单位造价：参考中国核电现有已核准拟建三代机组拟投资额，取 17 元/W。 上网电价：参考在役核电机组所在省份燃煤标杆电价均值，取 0.413 元/千瓦时。 折旧年限：综合参考中国核电和广核折旧年限均值，测算中取 34 年。 贷款年限：综合参考中国核电和广核两家企业贷款年限均值，测算中取 22 年。 贷款比率：与上文核电 DCF 模型假设保持一致，测算中取 80%。

贷款利率：与上文核电 DCF 模型假设保持一致，测算中取 3.2%。 贴现率：与上文核电 DCF 模型假设保持一致，测算中取 7%。 度电核燃料成本：综合参考 2022 年中国核电及广核度电核燃料成本水平均值，取 0.052 元 /千瓦时。 度电运维及其他成本：综合参考 2022 年中国核电及广核对应度电运维及其他成本水平均值， 取 0.066 元/千瓦时。 管理费用率：综合参考 2022 年中国核电及广核管理费用率水平均值，取 4.70%。 营业费用率：综合参考 2022 年中国核电及广核营业费用率水平均值，取 0.08%。

依据上述假设，我们测算得容量为 1200MW 的审批常态化下未来投产的三代机组投产时具 备的内在价值为 148 亿元。按照中国核电 2031-2040 年/2041-2050 年/2051-2060 年每年 各投产 3/2/1 台机组的节奏，我们得到至测算当日，2031-2060 年核电机组审批常态化下未 来机组持续投产将为中国核电带来 2709.31 亿元的价值（按照 100%权益计算，包含少数股 东权益），如果按照中国核电存量项目 50%左右的权益比例，归母价值增厚为 1354.66 亿元。

三代核电机组盈利性及降本需求讨论

盈利能力较强是核电机组的一大特点，而机组的盈利能力受上网电价、单瓦造价、贷款利 率、折旧、利息支付等因素的影响。鉴于我国二代机组已通过批量化建设实现降本，呈现 出较好的盈利能力，而三代机组目前正处于不断推广的阶段，各项成本尚不稳定，不同机 组盈利能力差别较大，故我们对三代机组的盈利性进行敏感性分析并对其降本需求进行讨 论。

敏感性分析

机组 IRR 的敏感性分析： 机组的 IRR 受上网电价、单瓦造价、贷款利率的影响。我们进行了有关上网电价及单瓦造 价、上网电价及贷款利率、单瓦造价与贷款利率的机组 IRR 敏感性分析。1）在 0.353-0.473 元/千瓦时上网电价，15-19 元/W 单瓦造价情景下，三代机组 IRR 约为 9.6%-26.5%；2） 在 0.353-0.473 元/千瓦时上网电价，2.8%-3.6%贷款利率情景下，三代机组 IRR 约为 11.2%-23.4%；3）在 15-19 元/W 单瓦造价，2.8%-3.6%贷款利率情景下，三代机组 IRR 约为 14.4%-21.2%。

机组 ROE 的敏感性分析： 机组的 ROE 受上网电价、单瓦造价、贷款利率、利息和折旧的影响。我们进行了有关上网 电价及单瓦造价、上网电价及贷款利率、单瓦造价与贷款利率的机组 ROE 敏感性分析。机 组投产时 ROE 会显著高于贷款利息偿还完毕/机组贷款利息及折旧完成时的 ROE 主要系单 个机组测算不考虑分红，每年的净利润都会累计计入净资产科目，虽然净利润是增长趋势， 但是净资产本身基数较高且逐年累积净利润，导致后期 ROE 偏低。 1）机组投产时的 ROE： 在 0.353-0.473 元/千瓦时上网电价，15-19 元/W 单瓦造价情景下，三代机组投产时的 ROE 约为 12.2%-43.9%；在 0.353-0.473 元/千瓦时上网电价，2.8%-3.6%贷款利率情景下，三 代机组投产时的 ROE 约为 15.3%-38.2%；在 15-19 元/W 单瓦造价，2.8%-3.6%贷款利率 情景下，三代机组投产时的 ROE 约为 21.4%-34.5%。

2）贷款利息偿还完毕时的 ROE： 在 0.353-0.473 元/千瓦时上网电价，15-19 元/W 单瓦造价情景下，三代机组贷款利息偿还 完毕时的 ROE 约为 3.4%-4.2%；在 0.353-0.473 元/千瓦时上网电价，2.8%-3.6%贷款利率 情景下，三代机组贷款利息偿还完毕时的 ROE 约为 3.5%-4.3%；在 15-19 元/W 单瓦造价， 2.8%-3.6%贷款利率情景下，三代机组贷款利息偿还完毕时的 ROE 约为 3.8%-4.2%。

3）机组贷款利息偿还完毕与折旧结束时的 ROE： 在 0.353-0.473 元/千瓦时上网电价，15-19 元/W 单瓦造价情景下，三代机组贷款利息偿还 完毕与折旧结束时的ROE约为2.52%-2.83%；在0.353-0.473元/千瓦时上网电价，2.8%-3.6% 贷款利率情景下，三代机组贷款利息偿还完毕与折旧结束时的 ROE 约为 2.50%-2.86%；在 15-19 元/W 单瓦造价，2.8%-3.6%贷款利率情景下，三代机组贷款利息偿还完毕时的 ROE 约为 2.68%-2.81%。

机组单瓦 NPV 的敏感性分析： 机组的 NPV 受上网电价、单瓦造价、贷款利率的影响。我们进行了有关上网电价及单瓦造 价、上网电价及贷款利率、单瓦造价与贷款利率的机组单瓦 NPV 敏感性分析。1）在 0.353-0.473 元/千瓦时上网电价，15-19 元/W 单瓦造价情景下，三代机组单瓦 NPV 约为 6.90-17.76；2）在 0.353-0.473 元/千瓦时上网电价，2.8%-3.6%贷款利率情景下，三代机 组单瓦 NPV 约为 7.41-17.24；在 15-19 元/W 单瓦造价，2.8%-3.6%贷款利率情景下，三 代机组单瓦 NPV 约为 11.21-13.38。

未来三代机组降本后与二代机组盈利对比的讨论

造价是影响机组盈利能力的重要因素，当前三代机组单瓦造价显著高于二代机组，导致直 观来看三代机组盈利能力不及二代机组。成熟型号的二代机组单瓦造价可低至 10 元/W 左 右，而三代机组的造价显著更高，2023 年新审批的 6 台三代机组预计单瓦造价均在 16 元 以上。但据历史经验，随着核电机组后续批量化建设，同一类型机组的造价会显著降低， 故我们对三代机组造价需要降低到什么水平才能达到目前二代机组的盈利能力进行讨论。

鉴于不同型号的二代机组盈利水平相差较大，我们选取已投产同系列机组的二代与三代机 组进行盈利能力的比较，对比中国广核的防城港 2 号、3 号机组，当防城港 3 号机组单瓦造 价下降至 12.20 元左右时，机组的 IRR 会与目前防城港 2 号的 IRR 水平（27.04%）相近； 对比中国核电的福清 4 号、5 号机组，当福清 5 号机组单瓦造价下降至 11.54 元左右时，机 组的 IRR 会和目前福清 4 号机组的 IRR 水平（24.62%）相近。

 

（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。）