【中国银河】全国核电龙头，长期成长性突出.pdf

2024-01-24

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一、中国广核：全国核电运营龙头，业绩、分红稳健增长

（一）中广核集团核能发电的唯一平台，市占率超过 50%

公司控股股东为中国广核集团，实际控制人为国务院国资委。公司是中广核集团旗下唯一核能发电平台，由中广核集团、广东恒健、中核集团共同发起。中广核集团内核电产业链完整，公司充分整合集团资产，集核电设计、建造、运营一体化，具备成本控制及协同效应优势。

公司运营核电机组 30.57GW，国内市占率超过 50%。截至 2023 年末，公司管理的在运核电机组容量 30.57GW，占全国在运核电总装机的 53.85%；其中控股子公司装机容量 23.85GW，占公司管理的在运机组容量的 78.04%。2023 年前三季度，公司管理的在运核电机组发电总量 1697.07 亿千瓦时，占全国在运核电机组发电总量的 51%；其中控股子公司发电量 1325.52 亿千瓦时，占公司管理的在运机组发电量的 78.1%。

公司项目核准进展顺利，在建核电机组 13.24GW。公司项目核准进展顺利，今年 4 台机组通过核准，其中 7 月 31 日宁德 5、6 号机组获得核准，12 月 29 日受托管理的惠州 3、4 号机组获得核准。截至 2023 年末，公司在建核电机组 11 台（包括受控股股东委托管理的 6 台机组），总装机 13.24GW，预计在 2024-2029 年之间陆续投运。

（二）业绩稳健增长，分红逐年提升

1. 营收、净利稳健增长，利率下行带动融资成本降低

公司营收、净利持续稳健增长。2022 年，公司实现营收 828.22 亿元，同比+2.66%，实现归母净利 99.65 亿，同比增长 2.06%。2023Q3 实现营收 598.42 亿，同比增长 2.44%；归母净利 97.00 亿元，同比增长 10.36%。

盈利能力扭转下降态势，2023Q3ROE、净利率均小幅提升。公司 2018 年以来，无论是净资产收率还是销售净利率均呈下滑态势，我们判断或与工程业务占比提升有关。2023 年前三季度得益于工程业务占比下降以及财务费用下降等因素，公司毛利率、净利率分别为 39.98%、25.58%，同比+2.67pct、 +3.16pct。公司 ROE(加权)为 8.82%，同比上升 0.35pct。

费用下降、利用小时数低位，成本端有望持续优化。成本端，固定资产投资和核燃料成本占比合计达 60%。2023 年前三季度，公司销售期间费用率 11.90%，同比-1.30pct，主要得益于财务费用的下降，随着利率的下降以及公司经营现金流入，公司未来财务费用率有望持续下降。2022 年公司利用小时数仅为 7311 小时，处于历史低位；未来随着我国经济复苏、电力需求增加以及公司检修水平提升，公司利用小时数的提升，也将助力公司单位成本的下降，提升公司的整体盈利能力。

利率下行带动公司融资成本降低。近年来货币宽松带动利率下行，以贷款市场报价利率（LPR）为例，1 年期 LPR 利率由 2019 年 8 月 4.25%下降至目前 3.45%，5 年期 LPR 利率由 2019 年 8 月 4.85% 下降至目前 4.20%。受益于利率下行，公司近年来平均融资利率持续降低，平均融资利率由 2019 年 3.15% 降至 2023 年前三季度 2.30%。按照公司近年平均 2500 亿元负债规模计算，平均融资利率每下降 10bp，每年利息费用将减少 2.5 亿元。

2. 分红金额、股息率持续提升，有望向水电龙头靠拢

上市以来，公司分红金额及股息率持续提升。2022 年公司分红 43.93 亿，股利支付率 44.09%；当前收盘价对应股息率 2.81%。核电业绩确定性强，未来随着公司装机的增长，分红金额及比例有望持续提升。

公司股利支付率有望向水电龙头靠拢，提升空间大。公司 A 股上市以来，年均股利支付率在 42% 左右，略高于同期中国核电 37%，明显低于同期长江电力 74%，华能水电 52%；以当前收盘价计算，年均股息率在 2.6%左右，略高于同期中国核电 1.9%，华能水电 2.4%，明显低于同期长江电力 3.3%。根据公司《未来五年（2021 年-2025 年）股东分红回报规划》，在 2020 年分红比例基础上，2021-2025 年保持分红比例适度增长。长期来看，随着在建装机陆续投运，公司现金回收能力将进一步增强。公司股利支付率有望向水电龙头长江电力、华能水电靠拢。

3. 现金流优异，资产负债率持续下降

现金流持续优异，收现比稳定在 110%左右。核电运营属于重资产行业，固定资产投入大，折旧摊销在营业成本中占比超过 30%，而收入端电网结算高度确定，基本没有坏账风险。因此，公司经营现金流上市以来表现持续优异，2023 年前三季度公司收现比高达 114.62%。

资产负债率持续下降，目前降至 60%左右。作为重资产行业，公司资产负债率水平相对较高，但上市以来公司资产负债率持续下降，2023Q3 公司资产负债率降至 60.23%，在较好的经营现金流入支撑下，预计未来公司资产负债率仍有进一步下降的空间。2023Q3 公司流动比率、速动比率分别为 0.98、 0.45，考虑到核电经营、收入的高度确定性，公司债务风险相对较小。

二、核电行业：政策转向积极，远期成长空间广阔

（一）十四五以来审批速度加快，进入积极有序发展阶段

核电审批速度加快，有望迎来新一轮景气周期。鉴于国家对于核安全、环保的高度重视，我国政府对核电项目及业主采取核准、发放许可证、执照等方式，对投资主体进入市场进行管理。其中，国家核安全局对核电厂选址、建造、首次装料、运行以及退役等各阶段的安全工作进行审评和监督，颁发相应的许可证件或批准文件，并实施驻厂监督；生态环境部对环境影响报告书等进行审查，并对运行核电厂的辐射环境实施监督性监测。核电项目由国家发改委负责审查其项目申请报告，并报国务院核准。2011 年日本福岛核泄漏后，国内核电审批速度放缓乃至暂停；2019 年以来，随着三代核电项目落地，核电审批重启并加快，2022-2023 年均达到 10 台。2021 年 3 月的《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”，这是近 10 年来首次使用“积极”来对核电进行政策表述。在“碳中和”的大背景下，我国提出 2030 年非化石能源消费占比达到 25%的承诺，核电有望迎来新一轮发展的政策机遇期。

核电进入积极有序发展新阶段，预计每年核准开工 8-10 台；2025 年、2030 年装机将达到 70GW、 110GW。2021 年 3 月的《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”，这是近 10 年来首次使用“积极”来对核电进行政策表述。在“碳中和”的大背景下，我国提出 2030 年非化石能源消费占比达到 25%的承诺，核电有望迎来新一轮发展的政策机遇期。《“十四五”现代能源体系规划》提出，2025 年核电在运装机达到 70GW；中国核能行业协会在《双碳目标下中国核电发展研究》中预测，2030 年、2035 年中国核电装机容量将分别达到 110GW 和 150GW。据此推算，核电建设有望按照每年 8 至 10 台机组稳步推进。

我国核电运营市场集中，中广核和中核占据主导地位。截至目前，我国运行核电机组共 55 台（不含台湾地区），装机容量为 56.99GW。2023 年 1-9 月，全国运行核电机组累计发电量为 3227.92 亿千瓦时，比 2022 年同期上升了 6.29%；累计上网电量为 3028.74 亿千瓦时，比 2022 年同期上升了 6.41%。核电运营市场集中，中广核、中核、国电投、华能在运机组分别为 27 台、25 台、2 台、1 台，在运装机分别为 30.56GW、23.71GW、2.51GW、0.21GW；中广核与中核两者合计在运装机与在运容量占比均达到 95%左右。

（二）核电高效、清洁优势明显

核能发电极为高效，利用小时数远高于其他电源。2023 年 1-10 月，全国发电设备利用小时 2996 小时，同比减少 88 小时。其中，水电设备利用小时 2704 小时、火电 3677 小时、风电 1816 小时、太阳能发电 1120 小时、核电 6357 小时。过去十年我国每年核电利用小时数均大于 7000 小时，远高于火电、水电、风电等发电方式。核燃料能量密度高且存储容易，一座百万千瓦级的核电站，每年只需消耗 30 吨低浓铀原料，而同级别的火电站需要 300 万吨原煤。根据欧洲核能协会公布的统计数据，1000 克标准煤、矿物油及铀分别产生约 8 千瓦时、12 千瓦时及 24 兆瓦时的电力。

核电属于清洁能源，可以有效减少碳排放。核能发电过程不产生温室气体排放，一台百万千瓦级的核电机组全年发电量接近 80 亿度，与相同等级的燃煤机组相比，等效减少二氧化碳排放 640 万吨。从不同电源品种全生命周期碳排放强度来比较，核能发电的碳排放强度低于水电和新能源，同时核能发电也不产生二氧化硫、氮氧化物等其他大气污染物，清洁低碳优势十分明显。

（三）核电兼具稳定性、成长性

1. 核电盈利确定性高，板块分红逐年上涨

核电盈利确定性高，板块分红逐年上涨。核电与其他清洁能源相比，不需要靠天吃饭，不受来水、来风、光照等天气因素影响，是属于出力稳定的基荷电源。从运行成本来看，虽然核电需要依靠核燃料发电，但燃料成本占比仅为 25%左右，其余均为折旧、运维、计提乏燃料处置金等相对固定的成本。因此核电项目运行后盈利能力较为稳定，近年来中国核电和中国广核核电业务毛利率在 40-50%左右。从远期核电项目盈利能力看，核电资产属性与水电类似，折旧年限远低于使用寿命，折旧完成后盈利能力在保持稳健的基础上有望实现进一步提升。随着新项目投运带动发电量稳健增长，中国核电和中国广核分红逐年增长。

2. 核电远期成长性大，新能源打开第二成长空间

核电储备厂址丰富，装机成长性优于水电，远期具有 6 倍以上增长空间。目前我国常规大水电开发接近尾声，下一阶段主要开发雅鲁藏布江下游、金沙江上游、黄河上游等大水电，全国水电技术可开发装机容量为 542GW，远期装机成长空间<50%；相比之下，核电受厂址制约因素较少，根据中国核工业数据，我国初步勘查选择的核电站厂址容量可以支撑未来 400GW 的装机规模，完全能够满足 2035 年核电装机 150GW 的目标。按照目前核电在运装机 57GW 测算，预计远期装机成长空间>600%。

中核、中广核集团依托核电优势发展新能源，打开第二成长空间。中核、中广核集团依托核电厂址土地、核工业产业等优势，大力发展新能源，推动集团绿色低碳转型。根据规划，中核集团、中广核集团 2025 年新能源装机将分别达到 30GW、40GW；2022-2025 年间，中核集团、中广核集团新能源年均新增装机将分别达到 3.6GW、2.1GW。

（四）三代堆成为在建主流，四代堆技术取得突破

核电技术已从第一代发展至第四代，甚至第五代也已被提出。从核电站技术演变来看，主要可划分四代核电技术。第一代是实验性的核电站，主要是为了通过试验示范形式来验证其核电在工程实施上的可行性，目前已基本退役；第二代核电技术具有标准化、系列化、批量化的特点，安全性、经济性均提高，但应对严重事故的能力仍薄弱；第三代核电技术是主流，安全性更高，建造周期缩短，寿命延长,目前我国新建均为三代机型，正在逐步取缔二代+机组成为主力；第四代仍在发展阶段，预计 2030 年左右推出解决核能经济性、安全性、可持续性、废物处理和防止核扩散问题的核能系统；第五代核能系统是一种“核能协同网络”的概念，具有系统性、灵活性和多能性三大特点。

三代堆成为在建主流。目前我国在建三代核电机组超过 20 台，呈现多基地、多机组同时在建态势。其中中国广核在建机组均采用华龙一号堆型；中国核电在建机组包括华龙一号、玲珑一号、VVER-1200、 CAP1000 等多种三代堆型。三代核电技术的自主创新，带动了高端装备制造业升级。根据中国电力网报道，“华龙一号”涉及 5300 多家设备供货厂家，分布全国各地，各项组件共计 6 万多台套设备，所有核心设备实现国产，设备国产率达到 88%以上。一大批核电装备和零部件生产企业伴随“华龙一号” 迅速成长，我国核电建造队伍也已全面掌握自主建造三代核电站的核心技术和建设经验。

三代堆经济性、安全性显著优于二代堆。经济性方面，三代堆为满足更高安全标注和 60 年设计寿命的要求，初始投资高于二代堆，但综合考虑其使用寿命以及大修用时，其年均固定运行成本相比二代堆具有明显优势。以折旧成本为例，我们测算三代堆年均折旧成本为 200-267 元/年*千瓦，明显低于二代堆 208-312 元/年*千瓦。远期规模化发展的三代核电通过进一步系统优化、提高设备国产化率、缩短工期、改进运行维护、加强管理等措施，核电造价与运行成本仍有下降空间。安全性方面，三代堆反应堆堆芯损坏概率为 10*10-4/堆*年，大量放射性释放概率<10*10-5/堆*年，两项指标均只有二代堆十分之一左右。

首座第四代核电站商运投产，我国四代堆技术全球领先。第四代核电站的主要开发目标主要有核能的可持续发展，即通过对核燃料的有效利用，实现提供持续能源，并实现核废物的最少化；提高安全性和可靠性，大幅度降低堆芯损伤的概率集成度，并具有快速恢复反应堆运行的能力，取消在厂址外采取应急措施的必要性；提高经济性以及防止核扩散等。根据中国核电网报道，华能石岛湾高温气冷堆核电站示范工程 2023 年 12 月 6 日商运投产，成为世界首个实现模块化第四代核电技术商业化运行的核电站。该项目是世界首座球床模块式高温气冷堆项目，过程中研制出 2200 多套世界首台(套)设备，设备国产化率达 93.4%。

三、在建装机增长空间大，市场化交易推动电价提升

（一）在建装机逐年投运，成长空间超过 40%

公司在建装机逐年进入投运期。2023 年 12 月 29 日，控股股东委托公司管理的惠州 3 号及 4 号机组获得国务院核准，截至 2023 年 12 月 31 日处于核岛首罐混凝土浇筑（FCD）准备阶段。截至 2023 年 12 月 31 日，公司共管理 11 台已核准及在建核电机组，总装机 13.24GW。其中，2 台处于调试阶段， 3 台处于设备安装阶段，2 台处于土建施工阶段，4 台处于 FCD 准备阶段。

在建项目增长空间超过 40%，全部投运后总装机将达到 44GW。根据公司装机投产规划，2024-2029 年均有新增装机投产，现有项目全部投产后总装机将达到 43.8GW，增长空间 43%。根据公司公告，公司厂址储备充足，能够满足当前核准节奏并抓住核电行业发展机遇。

（二）市场化交易有望推动核电电价提升

公司大部分机组位于广东等高基准价省份，核电计划电价格偏低。核电电价分为计划电和市场电两部分，其中计划电电价政策主要依据 2013 年国家发改委《关于完善核电上网电价机制有关问题的通知》。其中规定 2013 年 1 月 1 日后投产的核电机组标杆上网电价为 0.43 元/千瓦时，且采用当地燃煤机组基准价和 0.43 元/千瓦时孰低的原则确定计划电电价（技术引进、自主创新、重大专项设备国产化任务等机组可适当上浮）。公司大部分机组位于广东，发电量占比约为 57%，广东所在机组计划电均价较基准价低 8%。

市场化交易占比提升，公司上网均价有望稳中有升。随着电力市场化改革推进，公司市场电占比持续提升。2018 年-2023 年上半年，公司参与市场化交易的比例由 33%提升至 55%；同期平均电价（不含税）由 0.358 元/千瓦时提升至 0.376 元/千瓦时，年均增加 0.003-0.004 元/千瓦时。由于公司大部分机组位于广东、广西等电力供需偏紧的省份，且核电计划电电价低于市场电，因此市场化推动公司上网均价稳中有升。

（三）集团一体化优势为公司赋能

集团业务覆盖核电全产业链，一体化优势为公司赋能。中广核集团业务覆盖核电产业链上下游，协同效应明显。其中，上游主要包括铀矿开采和提炼，公司和控股股东所属中广核铀业发展有限公司签订了长期核燃料组件总包供应合同，可以有效防范市场价格波动的影响，确保核燃料价格和供应保持长期稳定；中游主要包括核电站工程，公司全资子公司（中广核工程有限公司）能够提供集项目管理、工程设计、工程采购、施工管理、调试启动等一体化服务，通过统筹管理核电站的建设和运营实现降本增效；下游主要包括核电站运营，其中集团下属惠州、苍南机组将择机注入公司。公司核燃料供应稳定，价格波动幅度小。公司下属企业与中广核铀业发展有限公司签订了长期燃料组件总包供应合同，合同采取固定+浮动的组合价格机制，可以有效防范市场价格波动的影响。近年来国际铀价由 2018 年初 23.37 美元/镑上涨至 2023 年末 62.29 美元/镑，涨幅高达 166%；同期公司度电燃料成本在 0.051-0.057 元/千瓦时，波动幅度仅为 13%。此外控股股东天然铀来源主要包括长期贸易合同及自有矿山结合，其分布于全球不同的国家和地区，可以保障核燃料稳定供应。

惠州、苍南核准机组采用集团建设再注入模式，上市平台开支压力大幅减轻。集团建设再注入模式可提供两大优点，其一为上市平台不承担资本开支压力，自由现金流显著优于自行建设，收购集团资产时可获得一次性 EPS 增厚，收购间隔期可保持较高分红比例，同时通过还债及其他资本运作获得净利润增长；其二为建设期间项目产权归集团所有，工期延误、预算超支、电价政策变化等风险均位于上市公司体外，注入时可通过收购对价调节，上市公司业绩增长可预测性更高。近年来，公司已从集团收购台山核电、防城港核电、陆丰核电等资产；根据集团承诺，惠州、苍南核电将于开工后五年内，在项目符合注入条件后将核电资产注入公司。

（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。）