1、公司沿革及股权结构
起源于上世纪，历史源远流长。1994 年 9 月中国广东核电集团有限公司正式注册成立， 同年集团首座核电站大亚湾核电站 1、2 号机组相继投运。2013 年 4 月中国广东核电集 团更名为中国广核集团。2014 年中广核电力正式登陆港股上市，同年集团和中国核工业 集团联合开发的第三代核电技术“华龙一号”在国家评审中通过。2018 年随着采用三代 核电技术的阳江核电厂 5 号机组、台山核电厂 1 号机组等相继商运，核电重回常规化审 批阶段。2019 年中国广核在 A 股上市。2023 年公司采用“华龙一号”技术的防城港核 电厂 3 号机组并网成功，宁德核电厂 5、6 号机组等获得国务院核准。
集团产业链多方向覆盖，为公司发展提供优质土壤。中广核集团核电产业链布局完善， 业务涵盖了核力发电、核燃料（铀矿开发、铀矿提炼）、风电/水电/太阳能等其他清洁能 源及综合服务等多块业务，为公司的经营发展提供了优质土壤。
背靠中国广核集团，公司为国资背景控股。公司为中国广核集团旗下的上市央企，截至 2023H1，中国广核集团持有公司 58.91%的股权，广核集团由国务院国资委、广东恒健投 资（广东省国资委 100%控股）共同持有，股权分占 90%/10%；此外，香港结算公司持 有公司 20.07%股权。
2、财务分析
归母净利润增速低于营收增速，主要因近年来核电新增机组装机放缓。公司 20-22 年营 业收入分别为 705.85/806.79/828.22 亿元，同比分别为+16.0%/+14.3%/+2.7%；归母净利 润分别为 95.62/97.33/99.65 亿元，同比分别为+1.0%/+1.8%/+2.1%。由于近年来公司无新 增并网的核电机组（不包括联营企业），收入增长主要由毛利较低的建筑安装和设计服务 增长贡献，导致公司归母净利增速较营收增速出现一定差距。
毛利率水平近年来有所回落，主要由公司业务结构变化所致。公司主要业务收入来源为 销售电力（即核电站发电上网产生的收入），受福岛核泄漏事件影响，新增装机放缓导致 近年来该业务占比有所回落，2018 年至 2022 年间，销售电力收入占比由 90.6%下降至 70.2%，建筑安装和设计服务板块收入占比逐年提升。
ROE 有所回落，负债结构持续优化。同样由于建筑安装和设计服务业务的盈利能力稍弱 于传统的核电发电业务，公司 ROE 水平进入下行通道，近 3 年来基本保持在 10%的水位 线附近，20 年-22 年 ROE 分别为 10.4%/10.0%/9.6%。较 18、19 年的下降幅度有所放缓， ROA/ROIC 基本保持稳定。负债方面，公司资产负债率连年下降，已由 2018 年的 69.3% 下降至 23H1 的 60.7%，较低的资产负债率为后续的经营扩张提供杠杆保障；与此同时， 公司资产周转率逐年提升，由 2018 年的 0.14x 上升至 2022 年底的 0.20x。
现金流“稳”字当头。经营性现金近年来保持稳定，基本维持在 300 亿的左右的水位线 附近，2018 年至 2022 年，经营性净现金流分别为 284/306/302/349/314 亿元。投资现金 流近两年有所抬升，2020 年为近 5 年的相对低点为 118 亿，其余年份基本在 140 亿以上 的体量，22 年为 144 亿重回平均水位。筹资现金流方面，近三年的筹款力度有所加强， 20 年至 22 年筹资净现金流分别实现 244/175/209 亿元，较 2018 及 2019 年的 109/128 亿 元再上台阶。
3、经营数据汇总
1）横向比较与纵向变动：
横向比较：中核集团和中广核集团几乎各占据我国核电行业半壁江山。中核集团和 中广核集团是我国核电运营的两大龙头企业，据中国核能行业协会数据，截至 2023 年 6 月，我国已商运的 56.99GW 核电项目中，中广核集团占据 30.57GW，中核集团 占据 23.71GW，国家电投和华能集团在核电运营方面起步相对较晚，二者合计商运 2.72GW 的核电项目。而在已核准项目方面（包括在建和核准未建），中核集团和中 广核集团分别拥有规模约为 16.42GW 和 10.83GW 的核电项目。 纵向变动：近年来装机水平相对稳定，未来两年随着防城港四号机组（预计 2024 年 上半年投产，项目装机容量 1188MW）、惠州一号机组（预计 2025 年投产，项目装 机容量 1202MW）等的不断投产，公司装机将稳步提升。
（一）行业：核电阴霾逐渐消散，行业回归正常增长
1、行业增长理顺
2005 年以来，我国核电行业分别经历了积极推进、谨慎发展及积极有序等阶段。我国核 电机组审批节奏一波三折，并曾屡次出现“零审批”现象，我们认为“零审批”的原因 有： 1）2011、2013-2014 年“零审批”是受福岛核泄漏事件影响，事件发生后我国要求 新建核电项目必须符合三代核电安全标准。 2）2016-2018 年“零审批”是因为期间三代核电技术商运落地问题频发，随着 2018 年三代机组陆续商运落地，核电审批随之恢复正常。
2005-2010 年，我国核电行业处于积极推进阶段。2006 年，在《国民经济和社会发展第 十一个五年规划》中提出要“积极推进核电建设”。2007 年，在《中国应对气候变化国 家方案》中，提出“积极推进核电建设，把核能作为国家能源战略的重要组成部分，逐 步提高核电在中国一次能源消费中的比重”，此后更是将“积极推进核电建设”写入《核 电中长期发展规划（2005-2020 年）》。核电建设节奏加快，2008-2010 年，我国核准核电 机组数量分别为 14/6/6 台。 2011 年后，受福岛核泄漏事件影响，核电行业进入谨慎发展阶段。在福岛核泄露事件发 生后，我国对运行及在建的核电机组进行安全大检查。2012 年，在《核电中长期发展规 划（2011-2020 年）》中要求新建核电项目必须符合三代核电安全标准。 2014 年，能源结构调整叠加三代核电技术逐渐成熟，核电项目重启审批。2014 年中央财 经领导小组第 6 次会议提出要“抓紧东部沿海地区的核电项目建设”，同年 8 月，第三代 核电技术“华龙一号”在国家评审中获得通过。2015 年，8 台核电项目通过审批。我们 认为核电重启一方面是出于保障能源安全及推动能源结构转型的需求，另一方面也是由 于安全性较高的第三代核电技术逐渐成熟。
2016-2018 年，三代核电机组建设问题频出，核电审批暂时停滞。2016-2018 年间，政策 多次提出“以沿海核电带为重点，安全建设自主核电示范工程和项目”、“确保万无一失 的前提下在沿海地区开工建设一批先进三代压水堆核电项目”等，但 2016-2018 年并无 新核电机组通过审批，这或与期间三代核电机组建设问题频发有关，即我国规划的一种 三代主流堆型、从美国西屋公司引进的 AP1000，在建设过程中因主泵等问题频发，导致 浙江三门核电机组于 2018 年下半年才投产商运。 2019 年至今，随着三代核电机组陆续商运，核电行业进入积极有序发展阶段。2018 年， 三门一期 1、2 号机组、台山核电厂 1 号机组等三代核电机组陆续商运，我国核电审批节 奏亦随之加快，2019-2022 年核准核电机组数量分别达 4/4/5/10 台。2022 年《“十四五” 现代能源体系规划》明确提出要“积极有序推动沿海核电项目建设，保持平稳建设节奏， 合理布局新增沿海核电项目”。
2、核电仍然是沿海省份的重要补充
沿海省份普遍存在电力缺口，双碳转型之下火电增长掉速，仍需要核电支撑。通过各省 份发电量与用电量之间的差可反应各省的用电供需情况。从计算结果来看，沿海省份诸 如广东、江苏、浙江等省份普遍具有较大的电力缺口（即自身发电量难以覆盖其用电， 对应下图红色区域），内蒙古及西南等地则主要作为能源输出型省份。从公司的主要分布 区域广东、福建、广西及辽宁的发用电来看，均为需要进行能源输入的省份，核电作为 可不间断运行的基荷型电源，可作为沿海用电旺盛省份的重要补充，其作用不容忽视。
核能发电零碳排放，顺应“双碳”政策。相比其他新能源发电模式，核能发电不仅能够做 到直接碳排放为 0，而且间接碳排放水平远低于其他发电模式。与燃煤发电相比，2021 年我国核能发电相当于减少燃烧标准煤 1.25 亿吨，等效减少排放二氧化碳 3.28 亿吨，减 少排放二氧化硫 108 万吨，减少排放氮氧化物 93 万吨，因此核能发电更加顺应“双碳”政 策的大背景。
核电定位于补充性电源，近年来核电占比基本保持稳定，后续仍有发展空间。当前我国 能源结构依然以煤炭为主，后续清洁能源水、风、光、核等均将在碳中和的政策下迎来 发展机遇。目前核电占我国能源结构的比例较低，装机口径仅占 2.17%，与欧美相比仍 有较大差距。在国家继续秉持积极安全有序发展核电的政策下，结合“双碳”政策大背景， 核能发电因其利用小时数高、碳排放低、使用年限长等优势，将长期处于发展的重要战 略机遇期，国内核电发展空间和市场前景依然广阔。
基荷能源属性凸显。相较于水电，核电受外界因素影响较小，较高的年利用小时数保障 高发电量。水电发电量受降雨及来水限制，如 2022 年四川等地汛期来水偏枯，水力发电 减少造成我国部分地区出现限电现象。相较之下，核电发电量受气候等不可控因素影响 较小，比水电更加稳定。同时，核电年利用小时数高于水电，2022 年我国核电设备平均 利用小时数为 7616 小时，而水电设备平均利用小时仅为 3412 小时。
3、长期看，装机增长愈发趋于稳健
据《中国核能发展报告（2021）》预测数据，2023-2030 年我国核电商运规模 CAGR 或可 达 11.22%。《“十四五”规划和 2035 远景目标纲要》提出 2025 年核电运行装机容量达到 70GW。截至 2023 年 6 月，我国商运的核电项目规模约 56.99GW。按照 2025 年核电规 划目标，未来两年我国核电商运规模 CAGR 可达 10.83%。此外，据中国核能行业协会预 计，到 2030 年核电在运装机容量可达到 1.2 亿千瓦，根据这一数据，2023-2030 年商运 规模 CAGR 或可达到 11.22%。
（二）公司：在建、待建项目充裕，机组将于 26 年左右投产
1、公司项目梳理
当前公司共投运 27 个项目，装机容量达 30.57GW。公司截至 2022 年底，总装机容量为 29.38GW（包括联营企业机组），共管理 26 台在运核电机组，随着防城港 3 号机组于 2023 年正式投产，公司在管核电机组增至 27 台，装机容量达到 30.57GW（包括联营企业机组），项目主要分布于在广东、广西、福建及辽宁。
2、在建项目
在建项目陆续投产，看好未来业绩增长确定性。目前除23年已投运的防城港3号机组外， 公司目前在建项目分别有防城港 4 号、陆丰 5/6 号、惠州 1/2 号、苍南 1/2 号共计 7 台机 组，在建项目总装机容量达 8408MW。
（三）电价层面：核电电价中枢较高且较为稳定
1、核电电价中枢较高
核电上网电价较水电更高。同样作为相对较为清洁的能源，核电相较于水电电价具有优 势。根据各公司年报披露数据，2022 年我国水电龙头长江/华能/国投/川投水电平均上网 电价为 0.24/0.21/0.24/0.20 元/度（不含税）;而我国核电龙头中核/中广核核电平均上网电 价为 0.36-0.38 元/度（不含税），显著高于水电上网电价水平。
2、公司所处区域电价较高，且在电力供需偏紧背景下仍有上行支撑
公司层面，公司大本营坐落于广东，坐享天然高电价。标杆电价一定程度上反映各省用 电供需与电力资源作为商品的稀缺属性。从全国各省份标杆电价水平来看，广东位居前 列，较高的标杆电价可使公司核电机组在这一较高电价区域在电价端更具优势。除此之 外，公司其余机组分布在广西及福建等省份，同样是缺电大户，电价端优势明显。
3、市场化交易及缺电背景下，电价有望维持高位
当前全国电力供需持续偏紧，市场化交易一定程度上对公司电价形成正向催化。从公司 核电机组参与市场化交易的情况来看，2022 年公司市场化交易电量占总上网电量约 55.3%，较 2021 年上升约 16.2 个百分点。近四年来公司市场化交易电量占比持续提升， 此外公司装机大部分位于广东等电力供需较为偏紧的省份，公司2022年平均电价为0.371 元/千瓦时，较 21 年同比+3.7%。展望后续，由于火电等稳定性电源新增装机较少，风光 出力不稳定，区域性、阶段性的缺电或将持续存在，有望对公司电价水平形成一定的正 面催化。
第二部分我们对核电行业及公司量与价的两大核心要素进行分析，站在盈利能力的出发 点，核电项目的成本仍然值得关注。第三部分我们从成本端出发，展望三代机组发展背 景下核电项目收益率的远期展望。
1、核电成本构成：核心看折旧
燃料及折旧费用占大头。从中国广核 2022 年核力发电的成本构成来看 ，燃料成本及折 旧占大头，分别占据营业成本的 27%/30%。此外燃料处置金及其他运维费用分别占 10%/33%。由于核燃料成本基本稳定，鉴于三代机组处于商运的早期，展望后续，固定 资产折旧（对应初始投资的变动）将对公司经营成本的变动带来较大影响。
核电机组实际使用寿命远超折旧期限，后续商业模式可对标水电。二代机组折旧年限约 为 25 年，三代机组约为 35 年，均采取较为保守的工作量法进行折旧。折旧完成后就只剩下维护成本，机组将会提供源源不断的现金流。在实际操作过程中，核电机组的使用 年限远远超过会计折旧年限，参照国外经验，其使用寿命最高可达 80 年。折旧在核电运 营成本中占大头，随着折旧的逐步完成后续商业模式可对标水电，“现金奶牛”的经营特 性后续将愈发凸显。
2、成本仍有进一步下降空间，项目收益率将何去何从？
核电站投资成本随数量的增加有下降态势，十年降幅约在 15%。根据论文显示，当前国 内已经建成的核电机组投资成本维持在每千瓦 1 万元到 1.8 万元之间，平均为 1.25 万元， 不同类型机组之间的成本之间没有明显的变化规律，但同类型的机组投资成本呈现明显 的下降趋势。以国内 M310/CPR 系列核电机组批量化建设为例（CPR 是在 M310 基础之 上进行国产化改造的机型，两者都为第二代及第二代+核电机组），1987 年从法国引进的 首批机组（功率为 98.4 万 kW）建设成本为 1.8 万元/kW；1997 年初步国产化后的岭澳一 期（功率为99万kW）建设成本降为1.5万元kW，降幅为14%，此过程花费10年；2007-2008 年批量建设的红沿河、宁德、阳江核电厂（功率为 108 万 kW）建设成本已经下降到 1.1 万元/kW，较 1.5 万元/kW 的建设成本降幅超过 35%，此过程共花费 20 年。由此可见， 完全国产化后的机组比首批机组成本有较为明显的降幅，后续随着技术路线不断成熟后， 核电机组的建设价格仍有下降空间。
批量化建设有望打开降本空间，三代核电项目 IRR 可进一步提升。当前以“华龙一号” 为代表的三代核电技术陆续商运，并逐渐实现批量化生产。参考 M310/CPR 等二代机组 的发展路线，三代核电站的初始投资成本有望随数量增加呈现下降趋势。我们对核电机 组成本与项目内部收益率进行敏感性分析，假设一台机组装机容量为 120 万千瓦（不影 响测算结果），每年可利用小时为 7600 小时，上网电价为 0.41 元/千瓦时，初始投资成本 为 17000 元/千瓦，若机组平均初始投资成本下降 15%左右，在不借助贷款杠杆的情况下， 核电项目投资的内部收益率可超过 8.5%。
（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。）
