2023年中国核电研究报告：量变为基，质变为核

1. 核电开拓者，布局新能源

1.1. 三十年积淀，从“国之光荣”到“国之重器”。

中国核电的开拓者，布局“核电+新能源”清洁能源产业。公司的历史可以追溯至 1982 年成立的秦山核电有限公司。1985 年，秦山核电有限公司开工建设我国大陆第一 座核电站——秦山核电站，中国核电从这里起步。而后秦山二核、秦山三核、田湾核电、 福清核电、三门核电相继开工建设。2008 年中国核工业集团有限公司作为控股股东建立 了中核核电有限公司；2011 年公司完成股份制改革，正式更名为中国核能电力股份有限 公司。2015 年 6 月，公司在 A 股上市。2020 年公司收购全资子公司中核汇能，完成公 司对新能源产业投资的关键布局，加快公司“核电+新能源”产业发展战略的实施。

公司为核电双寡头之一，行业仅有四家运营“牌照”。目前中国具有大型核电站业 主身份的只有四家公司，分别是中核集团、中广核集团、国电投集团以及华能集团。公 司与中广核分别为我国最早的两座核电站秦山核电站与大亚湾核电站的运营商，运营核 电站年限达到 30 年以上，具备深厚的技术积淀与经验积累。根据中国核能行业协会， 截至 2023 年 6月 30日，公司控股在运核电装机容量占核电行业总运行装机容量的 41.6%。 2018-2022 年，公司核电装机容量复合增速 5.61%，发电量复合增速 11.98%，售电量复 合增速 12.04%，公司核电业务平稳增长，发电效率提升明显。

新能源业务有望成为第二增长点。2020 年公司完成对中核汇能的收购，新能源产业 布局完善后加速发展，2022 年公司新能源装机容量达到 1253 万千瓦，2018-2022 年新 能源装机容量 CAGR 达 196%。根据公司规划，到 2025 年公司新能源装机容量将达到 3000 万千瓦，按 2022-2025 年新能源装机复合增速为 34%。2022 年，公司新能源上网 电量 138.23 亿千瓦时，同比增长 48.4%。

公司规划 2025 年装机 5600 万千瓦，成为世界一流的清洁能源服务商。根据公司年 报，公司对未来核电与新能源业务发展定制了三阶段目标：1）2025 年，公司装机将达 到 5600 万千瓦；2）2035 年，公司目标装机达到 1 亿千瓦；3）2050 年，公司将成为世 界一流的清洁能源服务商，实现核能业务、非核清洁能源与敏捷端业务的全面发展。

1.2. 控股股东为中核集团，实控人为国务院国资委

背靠中核集团，核产业完整布局。中核集团是公司的控股股东，持股比例 59.27%， 国务院国资委是公司的实际控制人。中国核电是中国核工业集团旗下唯一核电运营平台。 中核集团作为公司发展的坚强后盾，拥有完整的核科技工业体系，包括天然铀的探、采 及核燃料制造、核电技术研发、工程建设总包，到整个核燃料循环及后端的放射性废物 处理处置等，为公司提升产业链整体价值提供了保障。公司拥有控股子公司 28 家，合 营公司 1 家，参股公司 12 家，投资控股秦山核电、江苏核电、福清核电、海南核电、 三门核电、漳州能源、辽宁核电等七大核电基地，全资子公司中核汇能负责风电、光伏 等新能源开发。

1.3. 以核电业务为基础，以新能源业务为动力，盈利持续增长

收入业绩稳定增长，盈利能力稳健。2018-2022 公司营业收入 CAGR16%，归母净 利润 CAGR 达 17%，收入业绩稳定增长。公司盈利水平稳中有升，2018-2022 年，公司 销售毛利率由 42%升至 46%，销售净利率由 21.7%升至 22.9%。2023 年前三季度，公司 盈利水平继续上升，销售毛利率/销售净利率达到 48.2%/29.9%。

核电为公司主要业务，新能源业务占比提升。核电业务为公司上市以来的主要业务， 2018-2022 年核电业务的营业收入和毛利占比稳定在 85%以上。2022 年，核电业务的营 业收入占比 89%，毛利占比 87%。新能源业务近年来迅猛发展，占比逐年提升，新能源 业务毛利由 2018 年的 0.2 亿元增长至 2022 年的 39.39 亿元，毛利占比提升至 12%。

公司资产负债率稳中有降，分红率保持稳定。截至 2023 年第三季度，公司资产负 债率 69.5%结构较为稳定。2022 年，由于在建核电及新能源项目数量上升，公司资本开 支有所提升。公司经营性净现金流长期保持良好，为分红提供有力保障，2018-2022 年 公司分红率始终保持在 35%以上。

2. 核电审批加速，行业景气迎拐点

2.1. 政策转为“积极”，核电审批加速

政策转为积极，核电审批加速。2011 年日本福岛核泄漏事故发生，国务院要求“严 格审批新上核电项目。抓紧编制核安全规划，调整完善核电发展中长期规划，在核安全 规划批准之前，暂停审批核电项目包括开展前期工作的项目。”核电机组审批工作停滞。 2012 年国务院发布《核电中长期发展规划（2011—2020 年）》，提出“十二五时期只在沿 海安排少数经过充分论证的核电项目厂址，不安排内陆核电项目。2015 年核准 8 台核电 机组后，行业迎来连续三年“零核准”。2019 年核电核准复苏，2021 年政府工作报告提 到“确保安全前提下积极有序发展核电”，这是近十年来政府工作报告首次用“积极” 描述核电发展。2022 年 9 月，中国核能行业协会发布《中国核能发展与展望（2022）》， 预计“十四五”期间，我国将保持每年 6-8 台核电机组的核准开工节奏。2023 年 7 月召 开的国务院常务会议决定核准山东石岛湾、福建宁德、辽宁徐大堡核电项目总计 6 台机 组，核电核准维持积极。

我国核电装机增速有望加快。根据国家能源发布 2022 年全国电力工业统计数据， 截至 2022 年底，全国核电装机容量 5553 万千瓦，装机容量维持稳定增长。考虑在建规 模以及《“十四五”现代能源体系规划》提及至 2025 年目标核电运行装机容量达到 7000 万千瓦左右，我们预计短期 2022-2025 年中国核电装机增速 CAGR 有望达到 8.0%，增 速显著加快。考虑核准加速以及中国能源结构转型，中长期中国核电装机规模值得期待。

2.2. 供需缺口激化，新型电力系统选择的基荷电源

双碳推进电气化加速需求稳定增长。国家经济的发展支持电力需求持续增长。“碳 中和碳达峰”目标提出进一步推动能源结构转型与电气化水平的提升，根据“十四五” 现代能源体系规划，“十四五”期间电能占终端用能比重达到 30%左右，根据中电联预 计 2025 年中国全社会用电量将达到 9.5 万亿千瓦时，2022-2025 年全社会用电量 CAGR 达 3.2%。从用电结构来看，第二产业仍然是中国核心用电产业，第三产业和城乡居民用 电增速更快，占比有望维持上升趋势。

新型电力系统转型推进，电力供需存在挑战。新型电力系统是新型能源体系的重要 组成和实现“双碳”目标的关键载体，具备安全高效、清洁低碳、柔性灵活、智慧融合 四大重要特征。2021 年下半年以来，部分省份开始出现有序用电、限定等措施，反映出 电力供需平衡偏紧。构建新型电力系统，满足新的时代发展要求，是复杂且艰巨的系统 工程，电源侧、电网侧、用户侧、储能侧需要协同发展。电源来看，火电仍然为发电量 主体，2022 年火电发电量占比达 70%，但受限燃料成本高企以及能源结构转型，火电新 建投资意愿不强。核电、水电每年的新增贡献较为有限，风电光伏维持高增成为新增装 机容量的主体，但新能源出力不稳定。从负荷来看，用电负荷进一步多元化，用电需求 呈现出“日内双峰、夏冬双峰”特点，尖峰负荷持续走高，对于电源及系统提出更高要 求。

核电有望成为新型电力系统中基荷电源的最佳选择。基荷电源是发电主力电源，要 求机组连续运行，发出电力不变。火电是目前中国的主力基荷电源，针对新型电力系统 安全高效、清洁低碳、柔性灵活、智慧融合四大特征，核电有望成为基荷电源的最佳选 择。1）高利用效率，稳定性突出：核电是高效稳定的电源，受制于煤炭、天然气等燃料 价格的波动，火电企业盈利存在周期性影响出力稳定性，水电、风电、光伏受季节、气 候变化的影响较大，具有间歇性、随机性和波动性。核电不受燃料、季节、气候等因素 影响，能以额定功率长期稳定运行，提供连续可靠的电力供应。2018-2022 年核电/水电 /火电/风电/光伏平均利用小时数为 7490/4342/3634/2141/1279 小时。2）碳排放低，足够 清洁：核能发电是利用原子能的核裂变获取热能，无需燃烧，度电碳排放量与风电光伏 同一水平，并且不会产生二氧化硫、氮氧化物等有害气体；3）发电成本低且可控：核电 机组稳定，设计寿命普遍长于折旧年限，能源转换高效，燃料成本可控。梳理主要电力 公司 2020-2022 上网度电成本，核电上网度电成本约 0.2 元/度，成本较低且比较平稳。

2.3. 核电技术升级，三代堆安全性经济性提升

三代堆技术成熟，核电走出“无技术可批”困境。2006 年我国引进美国西屋最新的 三代堆 AP1000 技术，首台首堆三门核电一期工程开工建设。由于技术经验不足，项目 拖期严重，三代核电技术受到质疑，国内核电陷入“无技术可批”的尴尬局面。随着华 龙一号技术成熟，以及 2018 年三门核电两台机组稳定投运，三代技术的安全性与经济 性得到验证。2019 年 1 月，国务院重启核电审批，四台华龙一号机组获批。2021 年， 国家能源局、科技部联合印发的《“十四五”能源领域科技创新规划》中明确指出，“围 绕提升核电技术装备水平及项目经济性，开展三代核电关键技术优化研究，支撑建立标 准化型号和型号谱系。”2023 年 7 月 31 日最新获得核准的六台核电机组中，石岛湾 1、 2 号机组和宁德 5、6 号机组采用的是“华龙一号”核电技术。徐大堡 1、2 号机组采用 的是国产化 CAP1000 核电技术，均为三代核电技术。

“能动+非能动”双重安全系统，为安全上“双保险”。“华龙一号”是中国核工业 集团公司和中国广核集团根据福岛核事故经验反馈以及中国和全球安全要求，研发的先 进百万千瓦级压水堆核电技术，是具有完全自主知识产权的三代核电技术。 “华龙一 号”设计了完善的纵深防御安全系统。在表征安全水平的两个重要概率安全指标，即堆 芯损坏概率（CDF）和大量放射性释放概率（LRF）上，华龙一号分别低于 10-6/堆年和 10-7/堆年，远低于 10-5/堆年和 10-6/堆年的三代机组用户要求，满足全球最高安全标准， 在安全性上达到了日本福岛核事故后国家核安全局提出的新核安全目标和需求。“华龙 一号” 采用了“能动技术和非能动技术相结合”双保险控制系统，可以在厂区完全停电 的情况下利用重力为反应堆堆芯降温。这两套安全系统是当前核电市场中最保险安全措 施。

三代堆造价有望下降。2023 年获得核准的宁德 5、6 号机组预计投资 415 亿元，单 台机组的装机容量为 1210MW，单位装机造价为 17149 元/千瓦。徐大堡 1、2 号机组预 计投资 423 亿元，单台机组装机容量为 1291MW，单位造价为 16383 元/千瓦，较采用 VVER-1200 堆型的徐大堡 3、4 号单位装机造价下降 4161 元/千瓦。近年来三代堆技术 自主化程度提升，华龙一号首堆福清 5 号机组设备国产化率达到 88%，核电机组国产化 比例提升，能够避免高昂的进口设备费用，使工程造价进一步降低。核电机组批量化的 建设过程中，生产技能的提高、管理经验的积累、供应链与生产设施的改善将使生产率 提高，三代核电机组单位造价有望进一步下降。

3. 量变为基，质变为核

3.1. 投产加速+保障消纳+成本稳定，核电资产彰显稳定成长

3.1.1. 电量：项目充沛成长确定，2024 年起投产加速

公司核电收入增长主要受电量驱动。2018-2022 年公司核电业务售电收入持续增长， 2018-2022 年核电收入复合增速为 12.8%，而核电上网电量复合增速达到 12.0%，与收入 增速接近。电价方面，公司的电价由保障部分的核准机组定价与市场化交易部分的市场 竞价组成，核电业务平均上网电价较为稳定，2018-2021 年含税电价均在 0.4 元/KWh 左 右，2022 年受市场化电价顶格上浮影响，同比略有上升。根据电量电价拆解，公司核电 售电收入增长主要受电量驱动。

核电上网电量受装机容量、利用小时与上网消纳影响，发电效率稳定。上网电量的 计算公式为装机容量×利用小时×（1-厂用电率）。核电作为基荷能源，机组稳定运行后 能够满负荷发电，公司厂用电率与利用小时数均能保持平稳。公司平均利用小时数波动 主要受新机组投运以及大修工期变化影响，2022年公司核电机组平均利用小时数为7889 小时，同比增长 0.2%。装机容量方面，2018-2022 年公司 8 台新核电机组投运，叠加 5 台存量机组扩容，装机容量持续增长，2018-2022 年装机容量复合增速为 10.4%。因此， 对于核电售电量，未来核心关注装机容量的增长以及市场化消纳情况。

公司近一年获批 4 台机组，在建机组全部投运后装机规模将增长 64%。截至 2023 年 8 月，公司控股 25 台在运机组，装机容量 2375 万千瓦， 9 台在建机组，装机容量 1012.9 万千瓦，分布在浙江、江苏、福建以及海南省。另外，2022 年 9 月与 2023 年 7 月国务 院分别核准了漳州 3/4 号机组与徐大堡 1/2 号机组，装机共 500.6 万千瓦。公司在建及 新核准机组预计将在 2029 年全部商运，届时在运装机将增至 3888.5 万千瓦，相比现有 在运机组规模增长 64%。

3.1.2. 电价：核电消纳优先保障，参与市场化优势突出

核电优先发电优先上网，下游省份电力需求旺盛。2016 年国家能源局明确核电优先 上网，属于一类优先，保障电量消纳。2017 年与 2019 年，发改委相继发布《关于有序 放开发用电计划的通知》，《关于全面放开经营性电力用户发用电计划的通知》，将核电 机组发电量纳入优先发电计划，核电优先消纳具有政策性强支撑。公司下游电网客户分 布在用电大省，公司核电主要销售给江浙、福建与海南电网公司。其中秦山一核、三门 核电销售至浙江省电力公司，秦山二核和秦山三核、方家山核电销售至华东电网有限公 司，江苏核电销售至江苏省电力公司，福清核电销售至福建省电力公司，海南核电销售 给海南电网有限公司。江苏、浙江、福建等地均为电力需求大省，叠加优先发电计划， 电量消纳具有保障。

核电上网电价定价机制可分为三个阶段。1）2013 年以前，一厂一价，按成本+利润 定价；2）2013-2019 年，实行核电与燃煤标杆电价孰低政策，市场化电价逐步放开；3） 2019 年以后，深入参与市场化交易, “基准价+上下浮动”。2019 年 10 月发布的《关于 深化燃煤发电上网电价形成机制改革的指导意见》指出，为稳步实现全面放开燃煤发电 上网电价目标，将燃煤发电标杆上网电价机制改为“基准价+上下浮动”的市场化价格机 制。2021 年将燃煤发电市场交易价格浮动范围由上浮不超过 10%、下浮原则上不超过 15%，扩大为上下浮动原则上均不超过 20%。核电机组积极参与市场化交易，核电上网 电价基本按“四六分”的定价机制，约 60%按发改委核定电价，剩余部分市场化定价。 公司机组定价机制为保量保价+保量竞价，核准电价与市场化电价并行。公司每年 的电力供应分为两部分，除去保障性电量按照核电机组核准电价上网，还有部分电量通 过上网竞价模式消纳。各省每年初会发布当年的《电力市场化交易方案》，通过划定交易 量或交易比例的方式确定核电市场化交易量。江苏、福建、浙江三省 2021-2023 年的交 易方案中，江苏核电市场化交易下限每年增长 20 亿千瓦时，2023 年交易下限为 220 亿 千瓦时；浙江保持大致 50%的市场化参与比例不变；福建省政策弹性最大，省内除华龙 一号机组进行保障性发电，其他核电机组发电量全部参与市场竞价，且福建省核电交易 电量预测值逐年攀升。过往三年的政策中，市场化交易比例逐步提升，预计未来市场化 交易限制会进一步放开。

市场化交易比例逐步提升，市场化价格波动性有限。根据公司各核电机组所在省份 发布的年度电力市场化交易方案，核电机组市场化呈上升态势，2022 年市场化交易电价 顶格上浮，为核电业务盈利带来积极变化。目前参与常规电力市场交易的 21 个机组中， 6 个机组核定电价低于当地燃煤基准电价，8 个机组持平，7 个机组高于煤电基准价。通 过测算煤电基准价顶格上下浮与核电核准价的比例，可以得到各机组市场化价格相对于核准电价的浮动区间。其中，福清 3 号机组上浮比例最高，区间为（-12.4%，31.4%）， 田湾 1/2 号机组下浮最多，区间为（-28.7%，6.9%）。各机组的浮动区间差异将为公司总 体电价带来平衡，因此，在市场化交易参与程度加深的大趋势下，公司电价波动区间可 控，届时，公司核电低成本优势将凸显。

3.1.3. 成本：成本结构稳定，燃料成本可控

核电成本端结构稳定，固定资产折旧占比约 40%。由于公司新能源业务目前体量较 小，折旧、燃料、电厂运维以及人员费用可以简单看作核电业务成本。2018-2022 年， 固定资产折旧占总成本比始终在 40%左右，核燃料及其他材料成本占比 22%左右，结构 十分固定。另外还有电厂的运维以及人工成本。在各项成本中，占比最高的折旧成本大 部分来自核电机组固定资产，随新机组投运折旧成本增长。电厂运维和人员费用为核电 站运营阶段固定支出，随着降本增效的推动运维与人员成本有进一步优化空间。其他成 本主要包括核电机组集体的乏燃料处置费，与发电量挂钩。公司燃料成本主要为核电站 的核燃料支出。

核燃料定期更换，消耗量较为固定。公司机组主要使用压水堆型反应堆，所用核燃 料为铀 235 含量 3%-5%的低浓铀。根据公司投资者交流公告，三代机组核燃料组件每 18 个月更换一次，一组燃料组件 675 公斤，一个机组长循环需要 44 组燃料，每次更换 重量为 29.7 吨，消耗量固定。 公司依托母公司核燃料供应体系，采购价格用长协锁定。公司天然铀采购自母公司 中核集团，采购模式为先购买天然铀，再委托加工成核燃料组件。根据 IMF 数据，2017 年以来国际铀价处于波动上升状态。为保障原料价格稳定，公司对整个核燃料供应链采 取签订 10 年长协模式，本年度采购价格与之前一段时间内现货和长协的价格挂钩，短 期铀价波动对公司影响较小。公司控股股东中核集团拥有国内唯一的核燃料制造能力， 集团天然铀储量连续两年排名全球第二。自 2013 年以来,中核集团新增铀矿资源储量占 68 年以来查明总量的三分之一。根据中核集团 2023 年 7 月的全国铀矿资源潜力评价预 测，我国铀资源总量超过 280 万吨。2020 年底，公司入股中核铀业 4.28%股份，中核铀 业作为中核集团的天然铀专营供应商，进一步加强公司核电站的铀原料供应保障。

3.2. 长期视角下，优质核电资产迎来质变

3.2.1. 核电运营三阶段，还本付息+折旧期满利润释放明显

核电资产具备重投资、长周期属性。核电生命周期包括建设期与运营期，其中，建 设期通常为 5 年，运营期随着技术进步有所延长，二代机组设计寿命 40 年，而三代机 组设计寿命 60 年。运营期包含三阶段，分别是还本付息+折旧期，还本付息结束后的单 折旧期，以及折旧完成后的利润释放期。核电项目贷款期限通常为 15 年，折旧期根据 公司投资者交流报告，二代机组综合平均折旧年限为 25 年，三代机组综合折旧年限为 35 年。由于公司采用保守型折旧，折旧期限比实际运营寿命要短，在折旧完成之后，发 电成本会大幅降低，利润释放。二代机组折旧结束后的利润释放期有 15 年，三代机组 为 25 年。

核电项目全生命周期模型：为量化说明核电重资产经营模式下的利润与现金流情况， 以及二代与三代机组盈利的区别。我们选取行业及公司平均数据搭建了百万千瓦级的二 代核电与三代核电的单项目全生命周期模型进行讨论分析。

还本付息期与折旧期利润波动下滑，折旧结束利润释放明显。在中性假设下，二代 机组单台内在价值为 147 亿元，三代机组单台内在价值为 136 亿元。在核电运营期中， 1）还本付息+折旧期：由于前 6 年免征及减半征收所得税，利润会有明显上升，所得税 优惠到期之后净利润与经营性净现金流会出现快速下降，此后因为财务费用逐渐减少净 利润缓慢上升。2）单折旧期：由于前 15 年增值税返还优惠结束，贷款还款完毕之后税 盾消失，在单折旧期利润会经历第二次断层式下滑。3）利润释放期：全生命周期中最值 得关注的阶段为折旧到期后利润的变化。根据模型测算，针对二代机组，从还本付息期 进入利润释放期度电毛利/度电净利分别提升 37%/15%，从折旧期进入利润释放期度电 毛利/度电净利分别提升 46%/49%；针对三代机组，从还本付息期进入利润释放期度电 毛利/度电净利分别提升 35%/19%，从折旧期进入利润释放期度电毛利/度电净利分别提 升 44%/48%。目前公司大部分机组处于还本付息期与折旧期，2022 年公司核电业务度 电毛利为 0.164 元，在长期视角下，公司核电业务盈利具备可观提升空间。

3.2.2. 二代核电延寿+三代核电造价下降，投资效率提升

二代机组延寿延长利润释放周期，内在价值增厚。2021 年，公司最早的二代核电机 组秦山一核 1 号 CP300 机组延寿成功，将寿命从 30 年延至 50 年。目前公司除了秦山 1#之外还有 18 台在运二代机组，多采用 CP600/CP1000 机型，相比 CP300 技术更为安 全先进，在法国、美国均延寿成功。因此，我们认为公司二代机组运营期有进一步延长 的空间。为衡量延寿带来的经济效益，我们假设机组在 40 年工作期满之后，将停机 1 年 进行改造，改造投资 20 亿元，延长寿命 20 年。测算结果显示，延寿期净利润贡献稳定， 略低于改造前的利润释放期。同时，寿命的延长为公司带来长期充裕的现金流，根据测 算，单 GW 内在价值将增加 22 亿元，增厚二代机组内在价值约 15%。

三代机组批量化造价下降，收益质量优化。根据公司公告，华龙一号首台首堆的单 GW 造价为 160 亿元，相比公司二代机组平均 110 亿元/GW 的水平高出 45%。未来在三 代机组批量化建设过程中造价将下降。根据敏感性测算，在 0.4153 元/度标杆电价水平 之下，工程固定价从现有的 150 亿元/GW 降至 110 亿元/GW，IRR 将从 12.4%增至 18.0%，项目经济效益提升明显。随造价下降，三代机组的盈利质量将进一步优化。

3.2.3. 资本开支下降+项目稳定运营，长期 ROE 有望翻倍提升

中国核电 ROE 低于成熟项目 ROE，长期有显著提升空间。2022 年中国核电 ROE10.9%，相较于成熟运营项目公司 ROE20%以上水平偏低。通过对上市公司做杜邦 拆分及项目公司分析，我们判断主要原因来自 1）项目公司运营阶段不一致，部分运营 不成熟项目拉低上市公司整体 ROE；2）上市公司资产周转率偏低，阶段性会影响上市 公司 ROE。长期运营下 ROE 有望翻倍。

项目公司 ROE 水平差异显著，进入成熟运营期 ROE 逐步提升。通过各子公司拆 开来看，进入稳定运营期的子公司，如秦山核电，2020-2022 年 ROE 水平均稳定保持在 20%左右，显著高于公司平均水平。田湾核电和福清核电近三年均有新机组投运，ROE 也保持逐年上升态势。三门核电和海南核电由于造价过高，ROE 水平被拉低，目前显著 低于其他机组水平。

资本开支下降，资产周转率提升带动 ROE 提升。我们选取机组运行已经超过 20 年 的秦山三核，以及近 3 年有 2 台新机组投运的田湾核电进行杜邦分析，按照杜邦拆分， 秦山三核子公司销售净利率水平 35%，和单项目模型中折旧期净利测算一致，杠杆比例 远低于公司，在 1.8 左右。稳定期的秦山三核高 ROE 主要来源于核电优质资产贡献的稳 定高净利与高资产周转率。江苏田湾 ROE 近三年提升明显，主要系田湾 5/6#机组在 2020/2021 年相继投运，利润贡献使得资产周转率与净利率大幅提升。公司目前由于在 建核电机组量较多，相比田湾子公司资产周转率较低。根据子公司以及单项目模型分析， 我们预计 2030 年在手项目全部投产后，净利率将提升至 30%，资产周转率 25%， ROE 有望提升至 15%以上。长期来看核电进入稳定运营期之后，净利率提升至 40%以上，资 产周转率将增长至 35%，同时，公司长期杠杆水平将保持在建与投运核电项目的动态平 衡，公司 ROE 水平有望翻倍。

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