2024年中国广核研究报告：稳定成长的核电龙头，红利资产属性渐显

1 核电总装机容量全国首位，经营质效平稳提升

1.1 中国核电龙头，总装机容量全国第一

全国核电龙头，机组核准稳步推进。中国广核电力股份有限公司（下称“中国广核”） 成立于 2014 年 3 月，并于 2014 年 12 月与 2019 年 8 月分别在香港联交所主板、深交所中 小板上市。此后，公司通过收购陆续取得防城港核电、陆丰核电、中广核核工程与宁德核 电的控制权。2023 年 7 月，公司宁德 5、6 号机组获得核准；2023 年 12 月，公司受托管理 的惠州 3、4 号机组获得核准。

中国广核集团控股，主营核电业务。公司为中国广核集团子公司，系集团核电发电唯 一平台。公司最终控股人为国资委，第一大股东为中国广核集团，截至 2024 年 Q1，中国 广核集团持有公司 58.89%股权，香港中央核算有限公司、广东恒健投资控股有限公司与中 国核工业集团有限公司则分别持有公司 20.02%/6.79%/3.32%的股权。公司主要业务包括建 设、运营及管理核电站，销售核电站所发电力，组织核电站的设计与科研工作。其中，销 售电力为公司营业收入的主要来源，2023 年，销售电力贡献了公司 75.73%的营业收入。

核电总装机容量居全国首位，压水堆运营业绩优异。近年来，在国家常态化审批核电 项目背景下，2023 年公司共管理 9 个核电基地，27 台在运核电机组与 11 台已核准及在建 核电机组（其中包含公司控股股东委托公司管理的 6 台机组），对应装机容量分别为 30,568 兆瓦和 13,246 兆瓦，占全国在运及在建核电总装机容量的 43.48%，总体规模居国内首位。2023 年 3 月 25 日，防城港 3 号机组投入商业运营。2023 年 7 月 31 日，宁德 5、6 号机组获得核准。2023 年 8 月 26 日，陆丰 6 号机组开始全面建设。2023 年 12 月 29 日， 惠州 3、4 号机组获得核准。2023 全年，公司在运核电机组总上网电量约为 2141.46 亿千瓦 时，同比提升 7.95%。同时，公司核电运营业绩表现优异，对比世界核营运者协会压水堆 运营业绩指标，公司 2023 年底管理的在运机组进入世界前 1/4 的指标达到 77%。

1.2 业绩稳健增长，经营质效提升

公司营收和归母净利润稳步增长。2018-2023 年公司营业收入与归母净利润保持稳健增 长态势。2023 年，公司实现营业收入 825.49 亿元，同比-0.33%；实现归母净利润 107.25 亿 元，同比+7.64%，营业收入持平但归母净利润提升的原因主要是毛利率较低的建安和设计 业务收入减少，且同时由于核电上网电量提升，公司售电收入同比增长，进而进一步拉升 公司盈利能力。截至 2023 年 11 月末，台山核电站的 1 号反应堆成功恢复运行，这标志着 公司欧洲压水式反应堆（EPR）技术在完成所有必要的试验和评估后，已达到预期的成熟 阶段。展望未来，随着公司核电机组的稳定投运，预计公司有望步入一个新的增长周期。

净利率回升，销售/管理/财务费用率整体下降。2023 公司毛利率提升至 35.97%，同比 增加了 2.72pct，净利率升至 20.65%，同比增加 2.25pct。2019-2023 年，公司销售/管理/财 务费用率整体呈下降趋势，其中销售费用率从 0.13%下降至 0.05%，管理费用率由 4.24%下 降至 3.23%，财务费用率由 12.65%下降至 6.86%。与此同时，2023 年公司研发费用达 24.20 亿元，研发费用率进一步提升至 2.93%。2024 年 Q1，公司毛利率提升至 39.28%，同比增 加了 3.31pct，净利率升至 27.94%，同比增加 7.29pct。2024Q1 公司销售/管理/财务费用率整 体下降，其中研发费用率同比下降 0.56%，管理费用率同比下降 0.14%，财务费用率同比下 降 0.44%，经营效率进一步提高。

2 核准提速，核电景气上行

2.1 项目核准与核四代新技术齐头并进，核电发展步入快车道

核电清洁低碳、稳定高效，是不可替代的基荷能源。与火电相比，核电在减少碳排放 方面展现出明显的优势，同时，尽管水电、风电和太阳能发电也属于清洁能源，但核电的 发电能力更为稳定，不受季节性气候变化的影响。值得注意的是，核电站的年均发电利用 小时数通常超过 7000 小时，这一数字在所有发电方式中居于领先地位。此外，核电站因其 高能量密度、较大的单机容量、高效的土地利用以及稳定的发电成本，展现出较低的长期 运行成本，进一步巩固了其作为稳定高效能源供应者的地位。

根据中国核能行业协会的最新数据，中国大陆的在建和在运核电机组规模已经跃居世 界第二。《中国核能发展报告（2023）》蓝皮书进一步预测，基于当前的发展态势，中国 有望在 2030 年前成为全球核电装机容量的领头羊。这一预测不仅反映了中国在核能领域的 快速发展，也预示着其在全球能源结构中的重要地位。《“十四五”现代能源体系规划》提 出，到 25 年核电运行装机达 70GW 左右。 受益于核电核准审批常态化，近年机组核准大幅提速。2021 年初，政府工作报告中提 出“在确保安全的前提下积极有序发展核电”，系我国多年来首次采用“积极”的表述明确提 及核电，此后核电核准审批常态化。2022 年我国核准 10 台核电，创下 2012 年以来的历史 新高。2023 年 7 月核准 6 台机组，12 月新增 4 台，累计核准 10 台，延续 2022 年核电高景 气度。我们预计“十四五”时期我国有望保持每年 6 至 8 台甚至 10 台核电机组的核准开工节 奏。受益于核电核准常态化，我国在运在建核电项目有望稳步提升。 预计 2035 年核能发电量占比达到 10%左右，我国在运在建核电项目有望稳步提升。 国际主要核工业大国中，美国核电发电量占比约 19%，俄罗斯核电发电量占比约 19%，而 我国核电发电量占比仅 5%左右，核份额明显偏低，与发达国家相比仍有较大差距。《中国 核能发展报告（2021）》蓝皮书显示，预计到 2030 年，核电在运装机容量达到 1.2 亿千瓦， 核电发电量约占全国发电量的 8%；《中国核能发展报告（2023）》蓝皮书预计到 2035 年， 我国核能发电量在总发电量的占比将达到 10%左右，相比 2022 年翻倍。

三代核电技术成为主流应用技术，积极推进研发四代核电技术。我国核电技术逐渐发 展，其中“华龙一号”机组的陆续投运标志着我国实现了由二代向自主三代核电技术的全面 跨越。当前我国自主三代核电综合国产化率已达 90%以上，预计目前及未来一段时间内我 国新建核电仍将以三代为主。与此同时，全球首座模块式高温气冷堆核电站商运投产，其 中设备制造国产化率高达 93.4%，标志着我国已掌握四代核能技术。目前我国已完成从二 代技术为主到自主掌握三代技术的转变，并且持续向四代技术进发。当前我国四代核技术 中的钠冷快堆、铅基快堆、钍基熔盐堆等先进核能系统的研发和示范项目也在加紧推进中， 但超临界水堆还仍在概念设计阶段。 在建核准以三代为主，第三代核电将是未来发展的主要商用核电技术。“华龙一号” 是我国具有完全自主知识产权的三代核电技术的重要标志，当前我国自主三代核电综合国 产化率已达 90%以上，在建（除调试外）的 22 台核电机组中，11 台为“华龙一号” （HPR1000）机型，6 台为 CAP1000 机型，4 台为 VVER-1200 机型，1 台为“玲龙一号” ACP100 机型，以 HPR1000 和 CAP1000 为代表的第三代核电技术依然是我国的主力机型选 择。

2.2 双龙头格局，立足三代拥抱四代

核电运营牌照较为稀缺，我国仅四家企业具备。目前我国拥有核电运营牌照的仅有中 核集团、中广核集团、国家电投与华能集团四家企业，各企业正在加速推进核电技术研 发。目前中核、中广核联合开发三代技术“华龙一号”；国家电投自主开发三代技术“国和一 号”。中核与华能在核四代技术上步伐相对较快，其中中核集团自主研发的“玲龙一号”是全 球首个开工的陆上商用模块化小型堆。另外，大唐集团也正在努力取得第五张核电运营牌 照。

中核、中广核占有绝对份额，华能拥有国内首个在运的四代核电高温气冷堆项目。我 国大陆在运的核电项目中绝大部分由中国核工业集团有限公司和中国广核集团有限公司进 行运营。国家电投和华能集团核电业务发展较晚，分别在 2009 年、2012 年开工第一台机 组。其中，华能集团参与建设了国内第一个使用高温气冷堆堆型的项目，其是全球首个并 网发电的第四代高温气冷堆核电项目。

3 价稳量增，台山核电步入正轨

3.1 核电机组投产，扩大盈利空间

在建机组总装机容量高达 1324.6 万千瓦，项目核准有望持续推进。截至目前，公司共 有惠州 1、2 号，苍南 1、2 号，陆丰 5、6 号和防城港 4 号机组等 11 台在建机组，总装机 容量达 1324.6 万千瓦时。根据最新公告信息，7 台在建机组将于 2024 年至 2028 年陆续投 入运行，其中防城港 4 号机组已于 2023 年 11 月完成热态功能试验，将于 2024 年上半年投 产。与此同时，公司正在进行新项目核准前的各项准备工作，2024 年有望有更多新项目获 得核准开工。

在建机组陆续投产，提升长期盈利水平。我们认为随着公司投运装机容量的增长，公 司盈利能力有望进一步提升。一方面，在运机组数量增加有望促进公司核电上网电量的增 长，2022 年，由于红沿河 5、6 号机组的陆续投产，公司上网电量即同比增长 12.59%，有 效丰厚了当年核电发电收入。另一方面，公司 7 台在建机组全部采用“华龙一号”核电技术， 考虑到“华龙一号”是第三代核电技术，发电效率高，每台机组年发电量近 100 亿度，未来 7 台在建机组的投入将显著扩大公司未来盈利空间，有望大幅提升公司利润。

3.2 核电市场化交易价格稳定，保障电价收入预期

核电深入参与市场化交易，平均上网电价呈上升趋势。2019 年至 2023 年公司整体市 场化交易电量占总上网电量比例由 32.88%提高至 57.30%，核电参与市场化交易的程度逐渐 加深。2023 年，公司核电市场化交易平均含税电价与 2022 年基本持平。目前公司核电机组 位于广西、广东、福建和辽宁四个省份。根据公司四省份发布的 2024 年市场化交易方案， 预计平均上网电价总体呈现稳中有升的态势。

公司上网电价有望保持稳定。1）广西：100%参与市场化交易，核电结算电价接近核 电标杆电价。2023 年和 2024 年广西均实行“基准价+上下浮动”的市场化上网电价机制，核 定上网电价为 0.4063 元/千瓦时。2）广东：多样方式参与市场化交易，广东核电交易均价 接近市场参考价格。2024 年广东公司市场化交易已签约电量约 171 亿千瓦时，交易均价 接近市场参考价格 0.463 元/千瓦时。由于广东省实行核电收益回收政策，成交均价与市场 参考价（0.463 元）差额的 85%从核电机组进行回收，使得最终结算价格将基本回到市场 基准价附近。3）福建：100%参与市场化交易，核电交易均价与计划电价相当。福建省部 分核电按照核电标杆电价参与清洁能源挂牌交易，部分核电通过竞价方式参与双边协商交 易。2024 年宁德核电市场化交易已签约电量 157.5 亿千瓦时，交易均价与宁德核电计划电 价基本相当。其中，宁德 1、2 号机组，宁德 3 号机组和宁德 4 号机组的计划电价分别为 0.4153/ 0.3916/ 0.3590 元/千瓦时。4）辽宁：4 台机组参与市场化交易，辽宁核电价格保持 稳定。辽宁红沿河 1-4 机组以挂牌交易的方式参与市场化交易，挂牌价即为核电标杆电 价。红沿河 5-6 号机组使用计划电价，为 0.3749 元/千瓦时。

上网电价保持稳定，电量电价总体趋稳。根据公司公告，公司核电机组所在广东、广 西、福建和辽宁核电直接参与市场交易的机组和电量情况与 2023 年基本相同；预计广东省 全年市场化结算电价受市场化交易均价下降影响不大。公司核电已签订约 171 亿度年度中 长期售电合同，交易均价接近市场参考价格（0.463 元/千瓦时）。根据 2024 年核电市场化 交易收益回收机制，我们预计 2024 年市场化电价较 2023 年略有下降，与计划电价基本持 平；2024 年防城港核电 1-3 号机组全电量进入市场，4 号机组暂不进入市场。根据广西今 年发布的政府授权合约机制，预计 2024 年核电市场交易结算价格与计划电价基本相当；宁 德及红沿河预计 2024 年市场化结算电价与 2023 年基本一致，与计划电价基本持平。

3.3 运行表现亮眼，台山核电步入正轨

公司核电机组提质增效成果显著。公司公告指出，核电机组的运行效率是通过能力因 子、负荷因子和利用小时数这三个关键指标来评估的。这些指标能够反映机组的性能和运 行状况，而换料大修是影响这些指标的重要因素之一。除此之外，电力线路的定期检修或 电力市场的供需波动也可能导致机组减载或暂时停机，进而影响负荷因子和利用小时数。 在 2023 年，共有 27 台在运机组，它们的平均能力因子为 89.43%，平均负荷因子为 85.72%， 而平均利用小时数达到了 7,509 小时，相较于 2022 年有了明显提升。

台山核电步入正轨，电量修复带来增量。台山核电站作为全球首个采用第三代 EPR 技 术的核电站，其 1 号和 2 号机组分别在 2018 年和 2019 年投入运营。2021 年 7 月~2022 年 8 月，1 号机组因燃料棒损坏而停机进行检修；2023 年，1 号机组进行换料大修并增加了检查与试验项目，进一步延长大修周期。上述两次检修导致了台山核电在 2021 至 2023 年间分 别遭受了 6.5、21.25 和 16.78 亿元的亏损，对公司的整体业绩产生了压制。随着 2023 年 11 月 1 号机组完成年度大修并恢复发电，业绩压制因素将得到缓解。2024 年 Q1，台山核电的 发电量达到了 66.00 亿千瓦时，同比增长了 51.2%，发电量已恢复至 2021 年 Q1 的水平。考 虑到连续三年的亏损，随着发电量的提升，公司的盈利能力有望得到改善。展望 2024 年， 根据公司公告，公司计划安排 18 次换料大修，包括 4 次十年大修和 1 次首次大修，我们预 计 2024 年大修周期有望进一步缩短，进而有效提高公司的核电机组年平均利用小时数。

公司积极探索核能综合利用，增强综合竞争力。公司近年来致力于扩展核能的多样化 产品线，通过开发新技术和探索创新模式，构建以核能为核心的多能源互补体系。这一战 略不仅支持了公司核电业务的持续发展，也有效应对了电力市场化改革对核电项目经济性 带来的挑战，并增强了公司的市场竞争力。在核能供暖领域，公司已经在红沿河核电基地 积累了宝贵的经验，计划在未来逐步扩大其应用范围。此外，公司正在核电站所在的省份 探索建设多样化的储能项目，这将有助于提高核电机组的能源使用效率，并为核电交易价 格的稳定提供支持。

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