2024年中国广核研究报告：全国核电龙头，业绩持续增长的现金“牛”

核电双寡头之一，在运核电规模全国第一

聚焦核电主业，核电装机全国第一

中国广核电力股份有限公司于 2014 年 3 月 25 日成立，公司主营业务为建设、运营及管理核电站，销售该等核电站所发电力，组织开发核电站的设计及科研工作。2014 年 12 月 10 日，公司在香港联交所主板上市；2014 年12 月17 日，公司行使超额配售选择权，共计发行 H 股股票 101.49 亿股；2019 年8 月26 日，公司在深圳证券交易所中小板挂牌上市，成为国内首家同时在A 股和H 股上市的核电企业。目前公司总股本 504.99 亿股，其中 A 股 393.35 亿股，H 股111.63 亿股。

公司实控人为国务院国有资产监督管理委员会，控股股东为中国广核集团有限公司。目前，中国广核集团有限公司直接持有公司 58.91%股权，香港中央结算有限公司直接持有公司 19.97%股权，公司实际控制人为国资委。集团旗下上市公司还包括中广核技、中广核新能源、中广核矿业，中国广核/中广核电力是公司旗下整合的唯一核电平台，主营核电业务，同时涉及核电站等电力设施建设的建筑安装和设计服务业务。

公司在运机组装机容量位居全国第一，发电量及上网电量有所回升。截至2023年 12 月，公司管理运营的在运机组达 27 台，装机容量30.57GW，占中国大陆在运机组装机容量 53.59%；核准及在建机组 11 台，装机容量13.25GW。公司在集团《核能产业中长期发展战略及“十四五”规划》中提出，到2035 年，建成具有全球竞争力的世界一流核能企业。产业综合竞争力大幅增强，核电在运装机规模超过 7000 万千瓦，在运在建总装机规模全球第一；十四五”期间争取每年开工建设2-3 台新机组。在核电核准重启并常态化的趋势下，公司每年有望核准2-4台新增机组。目前公司在建机组中，预计 2024、2025 年每年投产1 台机组，2026后进入每年 2 台机组的投产节奏。

2023 年公司发电量约为 2282.90 亿千瓦时，同比上升8.03%。上网电量约为2141.46 亿千瓦时，同比上升 7.95%。公司发电量增长主要系防城港3 号机组投产，红沿河6号机组商业运行时间较2022年投产首年增加及台山核电站换料大修时间减少等因素所致。预期伴随未来在建机组投产，发电量将快速增长。

盈利能力恢复，经营性现金流充沛

营业收入与归母净利润均有所提升。2023Q3，公司实现营业收入598.42亿元（+2.44%），营业收入上升主要原因在于上网电量较上年同期增加约103.18亿千瓦时且对中广核风电业务的施工量减少。同期内，公司归母净利润为97.00亿元（+10.36%），归母净利润同比实现增长的原因在于上网电量同比增加且财务费用同比减少。

公司盈利能力略有恢复，核电业务相对稳定。近年来公司毛利率、净利率、ROE呈现下降趋势，主要系上市公司体内无新增机组投产，台山机组停机检修所致，及建筑安装和设计服务业务毛利率低且收入占比逐年提升。随着防城港3#机组投产，2023 年 Q3，公司毛利率、净利率、ROE 分别为27.04%、25.58%、8.82%，分别同比增加 3.92、3.16、0.35pct，盈利能力有所恢复。分业务来看，电力销售业务毛利率波动幅度较小，均保持在 44%以上，2022 年为46.10%，较2021年有所回升；建筑安装和设计服务毛利率偏低，近四年来维持在1%左右，虽然2022年营收占比达 27%，但仅贡献 0.7%的毛利润，拖累公司整体毛利率。

公司费用率和资产负债率均有所下降。2023Q3，公司销售费用率、管理费用率（含研发费用）、财务费用率分别为 0.06%、4.77%、7.07%。管理费用率（含研发费用）、销售费用率分别同比增加 0.22、0.01pct；财务费用率下降1.53pct，财务费用下降主要系偿还到期债务以及贷款利率下降，公司整体费用率水平有所下降。公司资产负债率呈逐年下降趋势，由 2018 年的 69.31%下降至2023Q3 的60.23%，负债情况有所转好。

经营性净现金流充沛，为核电项目建设提供支撑。近五年来，公司经营性现金流量净额均值为 310.89 亿元，均超过 300 亿元。因核电站进入运营期后存在大额折旧，经营现金流量金额远超净利润，近五年均保持在归母净利润3 倍以上。2023Q3，公司经营活动产生的现金流量净额为 269.98 亿元，同比增长10.97%，充沛的现金流为公司核电站维护及项目建设提供有力的支撑，并保证分红能力。

中国广核与中国核电为我国核电行业两大主要运营商。2023 年中国广核在运机组（包括联营公司）共 27 台，装机为 30.57GW；中国核电在运机组共25 台，装机为 23.75GW。中国广核在建及核准机组（包括联营及集团托管）共11 台，装机为13.25GW；中国核电在建及核准机组共 15 台，装机为17.57GW。目前我国核电发展的主流堆型为三代核电“华龙一号”，系中国核工业集团和中国广核集团联合研发，目前中国核电“华龙一号”首堆福清5 号和中国广核首堆防城港 3 号均已投产。2023 年全年共核准了 10 台核电机组，中国广核和中国核电共四台，中国广核四台机组均为“华龙一号”。

机组核准常态化，核电项目收益率有望提高

“双碳”目标下，核电大有可为

电力供应结构处于系统性转型阶段，能源变革面临不可能三角难题。自2020年9月习近平总书记提出“双碳”战略以来，我国正式迈入向绿色能源转型时代。以风电、光伏为代表的新能源在解决经济性问题后大规模并网；而传统能源中，火电作为我国基荷能源的主力，因碳排放高与双碳目标相悖，水电开发受自然条件制约，剩余可开发量有限。风光新能源因此在电力系统中的占比持续提高，随之出现了电力系统稳定性削弱的问题。在一段时间内我国能源变革面临低碳清洁、安全稳定和成本低廉三者不可兼得的“不可能三角”难题。核电具有大规模替代火电成为电网基荷电源，破解不可能三角的潜力。随着“双碳”转型不断推进，一方面高碳排放的火电将逐步由常规电源转型为调节性保障性电源，煤电发电量将迎来下降，火电将从存量逻辑转为减量逻辑；另一方面风光新能源的高比例并网对电力系统提出了更高的调节资源需求。在我国水电开发临近上限、气电受限于天然气资源劣势的情况下，核电有望挑起电力系统基荷电源的重担。 核电链是温室气体排放最小的电能链之一。核电全生命周期碳排放主要来自后处理，核电站建设期间的水泥、碳钢等材料的制造和铀矿采冶等方面。中国工程院的研究显示，核电链的总温室气体排放约 11.9gCO2/kWh，政府间气候变化委员会（IPCC）指出，在考虑铀矿采冶及核电站退役管理后，核电依然是全生命周期碳排放最小的发电技术之一，仅略高于风电。

出力稳定，具备调峰能力。2023 年，我国核电机组利用小时数7661 小时，远高于其他种类的电力设备。高利用小时数下，核电同时具备负荷跟踪和调峰调频能力，美、法、德、日等国均有核能电力参与电网调峰运行的相关研究和实践经验。根据中国广核公告，公司岭澳、岭东、宁德、阳江、防城港、台山、红沿河等机组均可配合电网要求进行减载或停机备用。考虑到核电自身安全、调峰速度与深度限制，压水堆核电机组一般采取 12-3-6-3 的日负荷跟踪模式，即在负荷高峰时带 12h 满出力，晚间负荷下降时用 3h 线性减负荷，在低功率平台上（一般为50%满功率）上运行 6h，在早间用 3h 线性加负荷至满出力1。

综合成本相对较低且稳定。根据中国核电工程有限公司的测算，核电的平均发电成本为 0.2609 元/kWh 2；从中广核和中核实际运行情况来看，核电平均发电成本为 0.20 元/kWh。核电运营成本主要来自核燃料成本、固定资产折旧、计提乏燃料处置金和其他运维成本费用，其中核燃料成本主要受铀价影响，国际市场铀价相对稳定，2023 年下半年以来在全球核电发展势头强劲的影响下，铀价明显上升，但中国广核、中国核电签署了核燃料供应长协，燃料成本受现货价格波动影响较小；核电机组平均折旧周期为 25-30 年，设计寿命一般为40-60 年，且可进一步延寿，折旧完成后，核电盈利能力将进一步提高；乏燃料处置金根据《核电站乏燃料处理处置基金征收使用管理暂行办法》，按照核电站已投入商业运行五年以上压水堆核电机组实际上网销售电量征收，征收标准为0.026 元/kWh。

安全性不断提升。日本福岛核电站事故引起了世界范围对核电发展战略的重新审视，对核能利用的安全性要求也进一步提高，核电安全成为核能利用的首要问题。我国三代机组华龙一号采用能动与非能动安全系统结合的设计方式，包括辅助给水系统和非能动二次侧余热导出系统、安喷系统和非能动安全壳热量导出系统、能动和非能动的堆腔注水系统、能动和非能动的安注系统等4 套安全系统3，大幅提高了核电运行安全性。四代机组高温气冷堆号称“不会熔毁的核反应堆”，石岛湾核电站依靠模块式反应堆设计、耐高温全陶瓷包覆颗粒球形核燃料元件和反应堆不停堆在线换料，保证了反应堆“即使突发故障或遭遇严重外部事件，不采取任何干预措施，反应堆堆芯也不会熔毁，放射性物质不会大量外泄”4。

大力发展核电为“双碳”转型必不可少的一环。横向对比其他发电种类，核电具备清洁低碳、综合成本低及出力稳定，利用小时数长等优势，在双碳政策持续推进的趋势下，新能源短期内难以满足用电需求且性质上无法完全替代火电的基荷能源地位，加之核电技术日益成熟，安全性和经济性有所保障，决定了核电将在新型电力系统中发挥重要作用，装机总量将稳健增长。

核电盈利模式分析

核电项目收益有望多维度实现增长。根据核电运营模式，核电项目盈利能力主要受装机容量、利用小时数、电价、造价及折旧等因素的影响。

对核电盈利进行拆分如下：在上网电价为 0.42 元/kWh（含税），利用小时数7500小时和厂用电率 6.5%的假设下，扣除 13%增值税后的不含税电价约为0.372元/kWh，度电燃料成本约为 0.045 元/kWh，乏燃料处置金为0.026 元/kWh，按照25年无残值直线折旧，折合度电折旧约 0.091 元/kWh，按照30%资本金比例和4%贷款利率计算，度电财务成本约 0.064 元/kWh，假设其他成本及费用为200元/kW，折合度电其他成本及费用为 0.029 元/kWh。由此得到核电度电营业利润约为0.117元/kWh，扣除 25%所得税后，核电度电净利润约为0.088 元/kWh，净利率23.6%。需要指出的是，在核电运行的不同阶段，税收优惠政策、乏燃料处置金征收情况等因素有所差异，可能导致不同阶段的核电净利率有一定差异。

装机容量和发电量持续稳定增长，电价有上浮弹性

装机容量和发电量持续稳定增长。截至 2023 年底，我国运行核电装机容量5691万千瓦，仅占全国发电装机容量的 1.95%，2023 年运行核电机组累计发电量4334亿千瓦时，占全国累计发电量的 4.86%。由于风光装机量和发电量快速增长，核电装机和发电量占比分别比 2022 年降低了 0.22 和0.12pct，但随着核电核准常态化后机组投产节奏加快并最终趋于稳定，核电装机容量和发电量将保持持续稳定增长，据中国核能行业协会等相关预计，到 2035 年，我国核电发电量占比有望达到 10%左右 5；到 2060 年，核电发电量占比将达到18%左右6。机组核准常态化，装机容量将保持持续稳健增长。“十三五”期间，受福岛核事故等因素影响，2016-2018 年核电零核准。2019 年核电核准重启后，核准速度有所加速，2019-2023 年共核准 33 台机组，其中 2022 和2023 年核准机组数量分别达到 10 台。《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》提出安全稳妥推动沿海核电建设，积极有序推进沿海三代核电建设，预计到 2025 年，我国核电在运装机规模将达到7000 万千瓦左右。中国核能行业协会预计“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 7，2030 年前我国在运核电装机规模有望超过美国成为世界第一，到2035年，核能发电量在总发电量的占比达到 10%，相比 2022 年翻倍8。

三代机组大修周期延长，利用小时数有望保持较高水平。核电机组需要定期换料和大修，大修周期一般为 12 个月；随着核电技术提升，大修周期有所延长，新型核电机组大修周期约为 18 个月，大修周期的延长有利于核电机组利用小时数的进一步提高。另一方面，2017 年 2 月《保障核电安全消纳暂行办法》提出核电优先保障顺序安排核电机组发电；2019 年 6 月国家发改委《关于全面放开经营性电力用户发用电计划的通知》提出，核电机组发电量纳入有限发电计划，按照优先发电优先购电计划管理有关工作要求做好保障消纳工作。虽然核电需要服从电网调度进行减载或停机备用，广东省“优价满发”政策也已到期，但在能源绿色低碳转型的整体趋势下，核电仍有望保持高水平利用小时数。核电电价一般执行核电标杆电价与燃煤标杆电价孰低者。2013 年1 月1 日以后投产的核电机组执行《国家发展改革委关于完善核电上网电价机制有关问题的通知》（发改价格﹝2013﹞1130 号）标杆上网电价政策：全国核电标杆上网电价确定为0.43 元/千瓦时；全国核电标杆上网电价高于核电机组所在地燃煤机组标杆上网电价（含脱硫、脱硝加价）的地区，新建核电机组投产后执行当地燃煤机组标杆上网电价；全国核电标杆上网电价低于核电机组所在地燃煤机组标杆上网电价的地区，执行核电标杆上网电价；承接核电技术引进、自主创新、重大专项设备国产化任务的首台或首批核电机组或示范工程，其上网电价可在全国核电标杆电价基础上适当提高。

电价上浮空间进一步放开，电力市场化持续推进。2021 年10 月11 日，发改委发布《关于进一步深化燃煤发电上网电价市场化改革的通知》，将燃煤发电市场交易价格浮动范围扩大为上下浮动原则上均不超过 20%，高耗能企业市场交易电价不受上浮 20%限制。电力现货价格不受上述幅度限制。容量电价可能导致短期存在电价下行风险，对核电的影响可能较小。2023年11月 8 日，国家发改委、国家能源局发布了《关于建立煤电容量电价机制的通知》，确定了各省煤电容量电价水平。受此影响，广东省2024 年电力市场化年度交易成交均价 465.62 元/MWh，较 2023 年下降了 15.9%；江苏省2024 年年度交易加权均价 452.94 元/MWh，较基准价上浮 15.8%，较 2023 年下降了2.9%。虽然年度电力交易价格有所下降，但成交均价仍高于核电标杆电价，预计容量电价导致的电价下行对核电盈利影响有限。

从长期来看，市场化电价有望继续上升。根据国外电力体制改革以及低碳化转型经验来看，低碳化往往伴随着整体电价中枢的上升，由市场机制实现额外成本在发电侧、电网侧及用户侧有效率的配置。新能源发电实现平价上网未完全考虑其给电网调峰调频带来的额外成本。我们认为，低碳转型的外部成本需要通过市场化交易传导至终端用户，从而决定了未来电价上涨的趋势。市场化交易比例提高，电价有上浮弹性。核电参与市场化交易的程度受政策影响较大。江苏省公布 2024 年核电市场化电量为 270 亿千瓦时，其中240 亿千瓦时为长协，30 亿千瓦时为月度竞价。根据中国核电 2022 年年报，2022 年核电市场化交易的总电量 745.15 亿千瓦时，同比增加 19.76%，占核电总上网电量的43.67%，同比提高 5.79pct，验证了核电参与市场化交易比例提高的趋势。2023 年我国全社会用电量同比增长 6.7%，用电需求快速增长；另一方面，随着风光新能源电力的持续并网，电力系统对基荷能源的需求也将继续提高，预计核电参与市场化交易的电价也存在一定的上升空间。

成本相对稳定且有降本空间，项目收益率有望提升

造价及融资成本对核电项目收益率影响巨大。从成本构成来看，核电项目进入平稳运营期后固定成本（容量成本）约占 68%，主要包括折旧及摊销、运维、退役基金、财务费用；可变成本（电量成本）占 32%，主要包括燃料费用、材料与水费以及乏燃料后处理费。占比最高的固定成本主要受项目造价及融资成本影响。对单千瓦三代核电经营情况进行模拟预测，主要参数如下：假设三代核电单位装机成本约为 1.6 万元/kW，资本金比例30%，贷款利率4%，等额本息偿还年限 20 年；电价 0.42 元/kWh，利用小时数7500，对应负荷因子约86%，测算年营业收入约 2606 元；燃料成本假设为 0.05 元/kWh；折旧采用直线法，25年无残值；乏燃料处置金 0.026 元/kWh，商运第六年起开始计提；工资及福利费用假设为 100 元/kW；单次大修费率约为造价的 1.35%，大修周期约为18个月，假设年化大修费率为 1%。

根据上述假设，我们预计三代核电项目内部收益率为19.72%，净利率随运营年限增长而波动，自由现金流因增值税、所得税优惠政策到期、计提乏燃料处置金等因素阶梯式下降，财务情况于第 26 年折旧完成后进入平稳期，对应净利率为43%，ROE 为 23.5%，自由现金流 1128 元/(kW·年)。

项目投产首年，增值税即征即退比例 75%，不征收乏燃料处置金，项目处于免税期，净利率为 33%。随着运营年限增加，债务余额减少，利息支出降低。第4年，进入所得税减半期，净利率降低至 31%；第 6 年，增值税即征即退比例降低至70%，且开始征收乏燃料处置金，净利率降至 26%；第 7 年，所得税优惠期结束，净利率降至 24%；第 11 年，增值税即征即退比例降低至55%，净利率降至24%；第16年，增值税即征即退优惠期结束，净利率降至 21%，达到全运营周期最低水平；第 21 年，债务本息偿还完毕，利息支出清零，净利率提升至25%；第26年，项目折旧完成，净利率提升至 43%，达到全运营周期最高水平；此后项目运营进入平稳期。 项目收益率对利用小时数和电价较为敏感。在以上测算结果的基础上，若上网电价提高 0.01 元/kWh，资本金内部收益率提升 1.4pct 至21.1%；若利用小时数提高 100 小时，资本金内部收益率提升 0.6pct 至 20.3%。结合前文分析，我们认为短期内受益于用电量增长和能源低碳转型整体趋势下，核电用电小时数有望保持稳定并进一步提高；随着电力市场化改革的推进，上网电价也有上浮弹性。造价下降将明显提升核电项目收益率。三代核电技术为满足更高安全标准，进一步提升燃料利用效率，采用更高性能的设备、材料和系统设计，造价也因此更高。我国首批三代核电机组三门机组（AP1000）实际单位装机投资达到2.68 万元/kW，随着三代堆型技术的大范围推广运用，通过优化设计、上游设备制造固化、核心组件国产化率进一步及缩短工期等手段，三代核电机组造价明显降低，目前华龙一号造价约为 1.6 万元/kW，AP1000 造价约为 2 万元/kW。预计未来华龙一号造价最终可降低至 1.5 万元/kW。在原有测算的基础上，其他条件不变，若造价降低至1.5 万元/kW，项目资本金收益率将达到 22.59%，提升了2.87pct。

机组寿命长于折旧年限，折旧完成后核电净利率明显上升。上述分析可以看出，折旧是核电项目最大的成本来源，对核电项目盈利能力影响巨大。核电机组折旧年限一般为 25-40 年，而三代机组设计寿命达 60 年，且核电机组可进一步延寿。2019 年和 2020 年，美国核管理委员会批准了佛罗里达州和宾夕法尼亚州第一批运行 80 年的反应堆许可证，目前业界在研讨核电进一步延寿，实现“百年核电”的可行性。由于机组寿命明显长于折旧年限，折旧完成后，核电项目折旧成本消失将引起净利率大幅上升。

铀价近期上升势头较强，长协保障燃料供应。压水堆核电站采用的核燃料主要为铀含量 3%的低浓缩铀，我国核电度电燃料成本约 0.045-0.048 元/kWh。福岛核事故后，世界范围内核电发展放缓，铀需求相对宽松，国际市场价格有一定程度的下行并在多年中保持相对平稳。近年来世界各国重启核电发展趋势下，核电复苏势头强劲，对铀燃料的供应和储备产生了一定压力，铀市场价格明显升高。目前中国广核的天然铀来源主要包括长期贸易合同及自有矿山结合，通过母公司旗下的中广核铀业提供天然铀开发和进口服务。公司通过与铀业公司签订燃料长期供应合同确保核燃料的长期稳定供应，降低铀现货价格波动产生的影响。中国核电也与中核集团下属燃料企业和组件加工企业签订长期协议，锁定燃料采购数量和价格，保障稳定的成本结构和燃料来源。

前五年不征收乏燃料处置金有利于核电前期盈利，保持较高现金流。根据《核电站乏燃料处理处置基金征收使用管理暂行办法》，乏燃料处理处置基金按照核电厂已投入商业运行五年以上压水堆核电机组的实际上网销售电量征收，征收标准为 0.026 元/千瓦时。 税费优惠和前五年不征收乏燃料处置金是核电项目前期保持盈利、维系现金流关键所在。根据《国务院关于调整和完善固定资产投资项目资本金制度的通知》（国发〔2015〕51 号）规定，电力项目最低资本金比例维持20%不变。核电项目初期投资举债比例占总投资 70%-80%，高额债务规模带来的利息费用大额削减项目会计利润，再加上偿还债务支出以后，项目前期现金流回流缓慢，极大制约了项目收益率及企业再投资。 针对这一性质，我国对核电项目增值税缴纳方式做出单独安排：依据机组销售额占年度全企业销售电力总额占比乘以核电企业实缴增值税额按一定比例退税，且增值税退税款用于还本付息，不征收企业所得税。按 13%的增值税率计算，该项增值税退税方案将在项目前五年带来约为 9.75%的营收的会计利润以及现金流的等额增益。同时，核电项目前五年不进行乏燃料处置金的征收，核电项目还可享受可再生能源发电“三免三减半”的所得税优惠政策，以及我国部分核电机组可享受免征城建税、教育费附加的政策，极大缓解了项目投产初期现金流紧张、会计利润较低的情况。

世界核电复苏势头强劲及核电技术迭代催化，我国核电发展仍有提速空间

世界范围内核能发展重获重视。福岛核事故发生以来，世界各国在核能利用方面愈发谨慎，许多国家延缓甚至暂停了本国核电发展，2023 年4 月，德国最后三座核电站从电网分离，德国正式“告别”核电。但 2022 年以来，受俄罗斯天然气断供等因素影响，欧洲面临能源危机，法国、英国等国家重新审视核电作用，并重启核电发展：法国宣布一项新核能战略，表示将新建6 座核反应堆，同时启动对新建另外 8 座核反应堆的可行性研究；英国发布《能源安全战略》，提出到2050年将核电容量增加两倍，为英国提供 25%电力；拖期了14 年的芬兰Olkiluoto3核电机组投入运营。除欧洲外，韩国也改变原来的弃核政策，重新将核电纳入主要能源清单，计划到 2030 年将核电在电力结构中的比重提升至33%；日本积极推动国内核电站重启，计划将核能在电力结构中的占比提高至22%。22 国共同签署核电三倍计划，核电在实现碳中和中发挥重要作用。经合组织核能署、世界核协会、政府间气候变化委员会（IPCC）等国际机构所做的分析预测是，全球到 2050 年要实现温升 1.5 度以内或者在当年实现碳中和，核电装机需要增加两倍。12 月 2 日，在《联合国气候变化框架公约》第二十八次缔约方大会（COP28）上，多个国家要求 2050 年前，将世界核电产能提高到2020 年水准的3 倍，以帮助全球达成净零排放的目标。美国、日本以及多个欧洲国家表示，核能在达成碳中和目标过程中扮演着重要角色。目前，已经有 22 个国家加入了这一宣言，分别是美国、保加利亚、加拿大、捷克、芬兰、法国、加纳、匈牙利、日本、韩国、摩尔多瓦、蒙古、摩洛哥、荷兰、波兰、罗马尼亚、斯洛伐克、斯洛文尼亚、瑞典、乌克兰、阿联酋和英国。

核电高比例并网已得国外验证，我国核电占比相对偏低。根据国际能源署相关数据，法国是全球核电份额最高的国家，核电发电量占比接近70%；法国还是是欧洲最大的电力净出口国，核电出口对象包括德国、意大利等国。美国是目前世界最大的核电国家，核电发电占比约 19%，但美国新增核电项目推进较为缓慢，机组老化、退役等问题比较严重。我国虽然是世界上核电在建规模最大的国家，但目前核电在电力系统中的占比不到 5%，仍处于较低水平。国外高比例核电并网验证了核电作为电网基荷能源的可行性，在低碳转型的整体趋势下，若我国未来采用核电替代火电，提高核电在电力系统重的占比，核电市场空间仍将进一步提高。目前核电增速低于预期，发展仍需提速。按照目前我国核电在运及在建机组情况测算，预计核电装机容量将在 2026 年实现 7000 万千瓦目标，2032-2033年实现1.2 亿千瓦目标，在未来每年核准 6 台机组，单机容量1200MW 情形下，2050年核电装机容量预计达到 2.47 亿千瓦，核准 8 台情形下达到2.96 亿千瓦，均落后于相关预期（到 2025 年，我国核电在运装机规模达到7000 万千瓦左右，核电发电量占总发电量 8%；到 2035 年我国在建及在运核电装机达2 亿千瓦，发电量占总发电量 10%），其原因一方面是新建核电站建设周期略长于预期，另一方面是对2025 年以后核电增速预估较高。

核电产业链长，具有投资带动效应。由于核能利用的技术复杂性，世界上仅美、法、俄等国及我国拥有核工业全产业链，核电产业链涵盖核电研发设计、核电建造、天然铀生产、核燃料加工、装备制造、核电运营、核电退役、乏燃料及核废物管理等环节，产业关联度高，产业链长，具备知识密集、资金密集和人才密集等特征 9。核电站具有初始投资高的特征，目前三代核电机组造价约200亿/台，核电产业每年可直接拉动千亿规模投资，并带动相关产业链的发展，对地方经济和产业结构调整也有相当程度的拉动作用。 核能综合利用快速发展，有望开创新的核能收益增长点。核能利用包括供热供汽、海水淡化、核能制氢、同位素生产等多种形式，《中国核能发展报告（2023）》指出，核技术应用产业有望成为我国新的经济增长点。核能供热是核能综合利用最主要的途径，据统计全世界在运核反应堆中超过十分之一的机组已实现热电联供，我国海阳、秦山、红沿河核电站已实现 559 万平方米核能供暖；田湾核电站供汽改造有序推进。从经济性来看，根据中国核能行业协会等开展的联合调研，核能供热成本与燃煤供热相当，较燃气供热具有优势，且可以提高核能利用效率，以海阳核电 900MW 供暖为例，供暖季机组效率可由37%提升至56% 10。同位素生产方面，2021 年国家原子能机构联合科技部等 7 部门正式发布《医用同位素中长期发展规划(2021-2035 年)》，秦山核电拥有国内唯一商用重水堆核电机组，并于2022 年 4 月投入了全球首批商用堆碳-14 同位素靶件材料，预计两年后可完成碳-14 同位素生产，2022 年底启动了首批商用堆钇-90 玻璃微球生产靶件研制，后续还将安排碘-131、锶-89 等同位素的生产。海南昌江多用途模块式小堆示范工程已进入核岛安装阶段，在发电的同时还将为周边企业提供蒸汽及海水淡化服务。

核电技术持续迭代，四代技术有望提高核能利用水平。我国坚持“热堆-快堆-聚变堆”的核能发展“三步走”战略。目前我国以华龙一号为代表的三代机组技术日益成熟，并积极推动核能发展“第二步”的布局和实施。目前我国四代核电技术快速发展并已初步落地，2023 年 12 月 6 日，石岛湾高温气冷堆已投入商业运行，成为全球首座具有第四代核电技术主要特征的核电站。此外，霞浦示范快堆1、2 号分别于 2017 年、2020 年开工建设；中科院上海应用物理研究所的2MWt液态燃料钍基熔盐实验堆（TMSR-LF1）环境影响报告书（运行阶段）已获生态环境部批复。快堆的发展将有利于提高核燃料使用效率，减少核废料，提高核能利用安全性，有望进一步推动我国核能行业发展。

聚变能源有望加快商业化进程。可控核聚变越来越受到世界各国的关注，2023年内，美国宣布了聚变能源商业化十年愿景、迄今为止世界最大聚变实验装置日本JT-60SA 正式运行，欧洲联合环（JET 装置）最后一次试验刷新了聚变最大输出记录，维持了 5.2 秒聚变反应并产生 69MJ 能量。国内方面，2023 年12 月29日，以“核力启航 聚变未来”为主题的可控核聚变未来产业推进会召开，宣布成立了可控核聚变创新联合体，并举行了中国聚变公司（筹）的揭牌仪式，正式发布了第一批未来能源关键技术攻关任务；2024 年 1 月 29 日，工信部等七部门联合发布《关于推动未来产业创新发展的实施意见》指出，重点推进未来能源等产业发展，聚焦核能、核聚变等重点领域。由于聚变与裂变具有相似性质，且也存在一定的放射性危害，若未来聚变发电实现商业化，中国核电、中国广核等具备核电运营经验和人才储备的核电运营商有望率先受益。

业绩增长压制因素消除，静待机组投产高峰期

台山 1#机组恢复并网发电，业绩增长压制因素消除

公司非全资子公司台山核电合营公司的台山核电站1#、2#机组为全球首两台投入商运的 EPR 机组。EPR 机组是法国开发的第三代核电技术，法国电力国际公司及其子公司 EDF（中国）投资有限公司合计持有台山核电30%股份。2021 年7月30日，台山 1#机组进行停机检修，查找燃料缺陷原因，更换缺陷燃料，2022年8月 15 日，台山 1#机组完成检修并恢复并网发电。台山1#机组的停机检修导致台山核电子公司拖累公司业绩增长，2021 年和 2022 年台山核电子公司净利润分别为-6.5 亿元和-21.3 亿元。2023 年一季度，台山 1#机组进行年度换料大修，并调整增加了部分检查和试验工作，为 EPR 机组长期稳定运行积累数据和经验，2023年上半年台山 1#机组利用小时数仅 604 小时，发电量10.57 亿千瓦时，远低于2#机组的 3879 小时和 67.88 亿千瓦时。2023 年 11 月27 日，台山1#机组恢复并网发电，台山核电站及周边环境检测正常。 公司对台山核电子公司持股比例为 70%，若剔除台山核电对公司归母净利润的影响，公司 2021 和 2022 年归母净利润增速分别恢复至6.5%和17.7%。台山计划电价为 0.435 元/千瓦时（含税），两台机组额定装机容量均为1750MWe，参考公司其他机组利用小时数，按照 8000 小时测算，若两台机组满负荷运行，每年可为公司带来约 108 亿营收；考虑到 EPR 机组造价相对较高，且两台机组分别于2018和2019年投产，免征乏燃料处置金即将结束，按照15%净利率估计净利润约为16.2亿元，归母净利润 11.3 亿元。

防城港 4#机组投产在即，太平岭核电站有注入预期

防城港 3#和 4#机组是中广核首两台“华龙一号”机组，装机容量分别为1187.6MWe。2023 年 3 月 25 日，3#机组完成 168 小时试运行试验并正式投入商业运行。根据中国核能行业协会披露的数据，2023 年全年 3#机组利用小时数6529 小时，发电量 77.54 亿千瓦时，上网电量 72.66 亿千瓦时，其中测试期间累计发电量8.02亿千瓦时，上网电量 7.47 亿千瓦时。按照防城港 1#和2#机组的计划电价0.4063元/千瓦时（含增值税）测算，预计防城港 3#机组为公司2023 年增加了23.4亿元营业收入，参考防城港核电子公司 2021 和 2022 年净利率水平，预计将增加公司约 7 亿元净利润。 2024 年 1 月 8 日至 10 日，国家核安全局委托生态环境部华南核与辐射安全监督站对防城港核电厂 4 号机组首次装料的准备情况进行核查；22 日至26 日，国家核安全局对 4 号机组运行许可证颁发前核安全和环境保护设施情况进行了综合检查，并于 2 月 1 日印送了《广西防城港核电厂 4 号机组运行许可证颁发前综合检查报告》，报告提出了 6 项整改要求并指出“检查达到了预期目的”。公司2023年半年报披露，预计防城港 4 号机组将于 2024 年上半年投入运行。

假设 2024 年防城港核电站 3#机组利用小时数可达8000 小时，4#机组利用小时数6000 小时，按照厂用电率 6%测算，预计 2024 年防城港核电站可比2023年增加91.1 亿千瓦时上网电量，并增加营业收入 32.8 亿元，增加净利润约10亿元。公司控股股东中国广核集团根据避免同业竞争承诺函，承诺保留项目在核准开工后 5 年内，在满足资产注入条件后注入到上市公司。目前中广核集团委托管理的在建机组中，太平岭核电站核准时间为 2019 年 1 月30 日，1#机组开工时间为2019年 12 月 26 日；三澳核电站核准时间为 2020 年 9 月2 日，1#机组开工时间为2020年 12 月 31 日。由此预计，控股股东将在 2024 年对太平岭核电站进行资产注入。太平岭核电站 1 号和 2 号机组为华龙一号，装机容量分别为1202MWe，根据公司2023 年半年报披露，预计将分别于 2025、2026 年投入运行。2023 年12 月29日，国务院常务会议最新核准了太平岭 3 号和 4 号机组，目前尚未披露预期投产时间。太平岭核电项目规划建设 6 台华龙一号机组，未来有望进一步得到核准并扩大装机规模。

持有稀缺核电牌照，进入投产稳定期后业绩有望持续稳定增长

由于核电行业的特殊性及核电技术的复杂性，存在极高的技术、行政准入壁垒。我国经国务院正式核准的核电项目（除示范工程、研究堆外），2020 年以前均由中广核、中国核电和国家电投三家集团公司分别或合作开发运营。截至2023年底，中广核（不含联营企业红沿河核电 41.8%；含联营53.6%）及中国核电（41.6%）装机规模合计达 90%以上，是我国核电开发运营的两家龙头企业。除少量在建项目，核电站基本属于中国广核及中国核电上市公司控股。国家电投相对运营电站数量及规模较小，且未来主流三代机组技术路线“国和一号”首堆尚未投商运。华能集团则在 2020 年取得首个控股大型压水堆核电项目—海南昌江核电二期的核准，项目于 2021 年 3 月正式开工，成为我国“十四五”开工建设的第一个核电项目；2022 年取得了石岛湾核电厂扩建一期工程核准。因此国家电投及华能集团，属于具有核电开发能力的，并参与少量项目开发，逐步发展的两家集团公司，且核电部分资产目前不属于上市公司体系内。因此目前来看，我国核电开发运营方面呈现主次分明的“2+2”格局的趋势。

在此基础上，在我国每年核准 6-8 台核电机组的前提下，公司每年新增在建及核准待建机组有望维持在 2-4 台水平。按照核电平均5-6 年的建设周期和公司现有在建机组建设情况推测，2026 年公司有望进入每年新增投产两台核电机组的投产稳定期。按照每年核准 2 台机组，每台机组装机容量1200MWe，利用小时数7500小时，厂用电率 6.5%和含税电价 0.42 元/千瓦时测算，预计达到投产稳定期后公司营收将维持每年约 62.6 亿元的增长幅度，受益于机组投产前五年不征收乏燃料处置金和所得税“三免三减半”优惠政策，预计每年净利润增长24.1 亿元。

（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。）