1、中广核旗下唯一核能发电平台，在运装机全国第一
中国广核是中广核集团旗下唯一核能发电平台，2014 年、2019 年分别于港股 和 A 股上市。公司发展历程大致分为三个阶段，历史最早可以追溯至 1979 年。 1976-2004 年是公司的创建阶段。1979 年，中港双方提出在深圳毗邻香港的大 亚湾建设中国首座百万千瓦级商用核电站，大亚湾核电站由附属公司广东核电 合营有限公司所有。1987 年，大亚湾核电站建设正式开始，并于 1994 年正式 投入商业运营。1995 年，附属公司岭澳核电成立，负责岭澳核电站的建设和运 营。岭澳核电站具有两台机组，位于大亚湾核电基地内。2004 年起，随着国务 院提出“积极发展核电”方针，中国广核正式进入为期 8 年的核电批量化建设 阶段（2004-2012 年）。期间，岭东核电站、红沿河核电站一期工程、宁德核 电站一期工程、阳江核电站陆续开工，8 年内公司累计开工 16 台核电机组，新 开工装机容量达 1752.2 万千瓦。2011 年福岛核电站事故发生后，出于安全考 虑，建设进程短暂停滞，随着 2012 年国务院决定重启核电建设，中国广核核电 机组建设陆续恢复。2013 年，经国务院国资委批准，中广核集团联合恒健投资、 中核集团共同发起设立中国广核。中国广核正式成立，进入多基地群厂管理阶 段（2013 至今）。2014 年，中国广核在香港联交所发行上市，股票简称为 “中广核电力”，代码 1816.HK。随后，公司陆续进行数项收并购，2016 年 11 月，中国广核收购中广核集团持有的防城港核电 61%股权、陆丰核电 100% 股权及工程公司 100%股权。2017 年 1 月，中广核电力取得宁德核电控制权并 将其纳入合并财务报表范围。截至 2023 年 12 月 31 日，中国广核管理 27 台在 运核电机组和 11 台在建核电机组，装机容量分别为 3056.8 万千瓦和 1324.6 万 千瓦，占全国在运及在建核电总装机容量的 43.48%。
公司背靠中广核集团，集团覆盖核电产业链上下游，协同效应明显。公司控股 股东为中广核集团，持股比例 58.89%，实控人为国资委。香港中央结算有限公 司持有公司 20.02%股份，广东恒健持有公司 6.79%股份，中国核工业集团持有 3.33%股份，BlackRock, Inc.持有 1.46%股份，其他股东占比 9.51%。中广核 集团已形成“6+1 产业体系”，涉及核能、核燃料、新能源、非动力核技术、 数字化、科技型环保和产业金融等领域，覆盖核电产业链上下游，为公司提供 了良好平台，产业链协同效应显著。
公司装机容量稳步增长，市场地位稳固。截至 2023 年底，公司管理在运核电 装机 27 台，装机容量 3056.8 万千瓦，同比+4.0%；在建及核准待建装机 11 台， 装机容量 1324.6 万千瓦，同比+58%，在运及在建核电总装机容量占全国的 43.48%，市场地位稳固。2022 年，由于机组停机检修及换料大修总时间均多 于 2021 年，且由于福建、广西年内风较多、降雨量较多，风电和水电多发，宁 德、防城港核电机组减载时间同比增加，导致 2022 年发电量、上网电量同比下 降。2023 年，随着减载和停机备用时间同比减少，公司全年实现发电量约 1781.97 亿千瓦时，同比+7.26%；上网电量 1670.72 亿千瓦时，同比+6.78%， 相较 2022 年修复明显。
公司现有在运、在建及核准待建机组主要分布在广东，广西、福建、辽宁有部 分机组分布。公司管理在运的核电机组中，大亚湾核电站、岭澳核电站、岭东 核电站、阳江核电站、台山核电站共计 14 台机组位于广东省，宁德核电站 4 台 机组位于福建省，防城港核电站 3 台机组位于广西省，红沿河核电站 6 台机组 位于辽宁省。在建及核准待建的核电机组为 11 台（包括控股股东委托管理的 6 台机组），预计将在 2024-2028 年间陆续投入运行。根据公司公告，2024 年 5 月，公司防城港 4 号机组完成所有调试工作，具备商业运行条件，公司管理的 在运核电机组数量增至 28 台，装机容量达 3175.6 万千瓦。
2、业绩稳健增长，经营性现金流量充沛
公司营收和业绩稳步增长，盈利能力有所提升。随着装机量不断提升，公司营 收和业绩稳步增长，营收由 2018 年的 508.28 亿元增长至 2023 年的 825.49 亿元，年均复合增速为 10.2%；归母净利润由 2018 年的 87.03 亿元增长至 2023 年的 107.25 亿元，年均复合增速为 4.3%。2022 年，公司营收同比增长 2.7%， 增速较 2021 年明显下滑，主要系台山 1 号机组于 2021 年 7 月 30 日开始停机 检修，于 2022 年 8 月 15 日并网发电，导致台山核电站 2022 年上网电量同比32.9%；2023 年，公司营收同比下滑 0.3%，主要系建筑安装和设计服务收入 同比减少 21.1%。2023 年，公司实现毛利率 36.0%，同比+2.7pct，实现净利 率 20.6%，同比+2.2pct，盈利能力有所提升。ROA、ROE（摊薄）与上年度相 比基本持平，存在小幅增长，分别为 6.2%、9.7%。
毛利较低的建安业务收入占比下降，带动公司 2023 年利润水平提升。公司销 售电力业务收入占比由 2018 年的 90.6%下降至 2022 年的 70.2%；建安服务收 入占比由 2018 年的 6.3%提升至 2022 年的 27.4%。2023 年，公司销售电力业 务实现营业收入 625.17 亿元，同比+7.6%，占总营收比重 75.7%，同比 +5.5pct。建安服务业务实现营业收入 178.98 亿元，同比-21.1%，占总营收比 重 21.7%，同比-5.7pct。由于销售电力板块毛利率较高，稳定在 40%以上，建 安服务毛利率较低，仅为 1%-2%，建安服务收入占比的下降带动公司 2023 年 利润水平提升。
公司负债率持续下行，经营性现金流充沛，为新增机组提供良好支撑。近年来， 公司偿债能力持续改善，资产负债率由 2018 年的 69.3%降至 2023 年的 60.2%， 下降 9.1 个百分点。公司经营性现金流充沛，2023 年实现经营性现金流净额 331.20 亿元，同比+5.6%，能够为新增机组提供良好支撑。
1、核电清洁高效，政策支持下有望保持高核准量
核能发电清洁高效，可有效减少碳排放。与煤炭、天然气、风能、太阳能等其 他发电方式相比，核电更为清洁高效，二氧化碳排放量最低。根据联合国欧洲 经济委员会发布的《全生命周期发电选择》与国际原子能机构数据，全生命周 期内，作为化石能源的煤炭、天然气二氧化碳排放量最高，煤炭与燃烧效率 30% 的天然气、燃烧效率 50%的天然气发电方式下，每千瓦时二氧化碳排放量高达 1023、723、434 克。光伏、风电的二氧化碳排放量相对较低，分别为 30、10 克/千瓦时，但仍不及核电的 5.7 克/千瓦时。目前，我国核电设备平均利用小时 数在各发电方式中最高，基本维持在 7500 小时以上，2023 年达 7670 小时， 显著高于火电、水电、风电的 4466、3133、2225 小时，这主要是核电设施的 技术特点与安全要求所致。
政策助力核电安全高效发展，高温气冷堆、快堆、模块化小型堆、海上浮动堆 等为重点内容。核电作为重要清洁能源之一，发展核电是实现我国碳达峰、碳 中和目标的重要路径。近年来，各部门多措并举，积极推动核电安全、高效、 有序发展。2021 年，国务院发布《关于印发 2030 年前碳达峰行动方案的通 知》，指出要在确保安全的前提下积极有序发展核电，积极推动高温气冷堆、 快堆、模块化小型堆、海上浮动堆等先进堆型示范工程。随后，国务院、发改 委、国家能源局、科学技术部等陆续出台多项文件，从先进系统研发、先进技 术应用示范、标准化体系建设等多角度对核电发展进行规范或鼓励，核电发展 稳中有进。
2019 年起我国核电核准提速，有望维持高核准量。核电核准方面，在 2016- 2018 年三年无核准后，2019 年起，我国核电核准步入常态化。2019 年，国常 委会议核准通过福建漳州、广东太平岭项目共计 4 台机组，随后每年均有数台 机组通过核准。2020 年，国常会核准通过海南昌江核电二期工程、浙江三澳核 电一期工程等共计 4 台机组，2021 年核准通过田湾核电 7、8 号机组、徐大堡 核电 3、4 号机组等共计 5 台机组。2022-2023 年核准速度进一步提速，每年均 有 10 台机组通过核准。随着核电核准提速，我国核电装机量、核电上网电量连 续维持稳健增长态势。截至 2023 年底，我国商运核电机组数量已达 55 台，装 机量达 5691 万千瓦，同比+2.5%，2023 年发电量 4333.71 亿千瓦时，同比 +4.0%，占我国累计发电量的 4.86%；核电上网电量 4067 亿千瓦时，同比 +3.8%。中国核能行业协会指出，为实现碳达峰、碳中和目标，预计 2035 年我 国核能发电量占比达到 10%，目前仍有一倍增长空间，核电未来有望维持高核 准量。
核电行业市场集中度高，我国仅有中核、中广核、华能、国电投四家公司拥有 核电运营牌照，中广核和中核为双寡头。截至 2023 年底，我国核电在运装机 量总计 5691 万千瓦，其中中国核电装机量达 2375 万千瓦，占比 41.7%；中国 广核装机量达 2385.4 万千瓦（不含控股股东委托管理机组，下同），占比 41.9%。核电发电量总计 4333 亿千瓦时，其中中国核电发电量达 1865 亿千瓦 时，占比 43.0%，中国广核发电量达 1782 亿千瓦时，占比 41.1%。
2、核电电价相对稳定，成本受燃料价格波动影响有限
核电电价相对稳定，围绕核准电价上下小幅波动。我国核电电价包括核准电价 和市场化交易电价。2013 年，发改委发布《关于完善核电上网电价机制有关问 题的通知》，正式统一全国核电核准电价，并规定各地核电上网电价在“核电 核准电价”与“当地燃煤标杆上网电价”中取最低值。近年来，尽管核电市场 化交易比例不断提升，但各地对于市场化交易电价基本都有一定回收机制，最 终结算电价接近核准电价，因此核电电价相对稳定。
核电成本受天然铀价格影响有限，主要核电企业通过长协稳定燃料价格。核电 营业成本中，燃料成本占比约 20%-30%，其中天然铀成本占比近一半。2023 年以来天然铀价格大幅上涨，根据世界银行披露，截至 2024 年 2 月，天然铀价 格已经升至 81.32 美元/磅，同比大幅增长 96.9%。但由于主要核电企业均通过 长协稳定燃料价格，核电企业总体成本受到的影响有限。2023 年，中国广核核 燃料成本为 84.18 亿元，度电燃料成本为 0.047 元/千瓦时，同比-6.1%，中国 核电燃料及其他材料成本为 92.10 亿元，度电燃料成本为 0.049 元/千瓦时，同 比+6.6%，均远低于天然铀价格增速。中国广核天然铀原材料主要来自控股股 东中广核集团旗下的中广核铀业发展有限公司，中广核铀业通过长贸合同、自 有矿山及现货结合的方式保障天然铀价格稳定，降低原材料成本波动带来的不 确定性。
3、三代核电造价有望下降，四代核电脚步渐近
随着技术不断成熟和国产化率提高，三代核电造价有望下降。一代核电技术以 早期原型反应堆为主，主要包括苏联 5MW 实验性石墨沸水堆型核电厂、英国 45MW 原型天然铀石墨气冷堆型核电厂等。随着第一次石油危机爆发，世界石 油价格暴涨，美国、英国等国家着力发展核电，第二代核电技术开始兴起，商 业化的核电机组出现。目前我国在建核电机组均为三代技术，我国核能技术发 展遵从“热堆（压水堆）—快堆—聚变堆”三步走的战略，其中“热堆”以三 代技术“华龙一号”、“AP1000”等为主，“快堆”以四代堆技术为主，仍处 于示范阶段。截至 2023 年底，中国广核在建机组及已核准待 FCD 机组共计 11 台，均使用“华龙一号”三代技术，造价约为 1.6 万元/千瓦。随着未来设备制 造国产化率逐步提高、新技术规模化应用，三代核电造价有望下行，从而提高 核电企业项目收益率。
四代核电脚步渐近，我国已投运全球首座高温气冷堆。第四代核电技术主要指 2002 年美国能源部第四代核能系统国际论坛（CIF）上确定的 6 种堆型，代表 核电技术的未来发展方向，主要包括超临界水冷堆（SCWR）、超高温气冷堆 （VHTR）、熔盐堆（MSR）、气冷快堆（GFR）、铅合金冷快堆（LFR）、 钠冷快堆（SFR）。与三代机组相比，四代机组的电站可利用率更高、建设周 期更短、产废量更低，且安全性有望进一步提升。2023 年 12 月，山东荣成石 岛湾高温气冷堆核电站商业示范工程正式投入商业运行，这是全球投运的首座 第四代核电站，标志着我国在四代核电技术方面成功踏入世界领先水平。此外， 在铅冷、钠冷、熔盐堆、超临界水冷堆等其他四代技术方面，我国均各有进展， 具有增殖特性的钠冷快堆也即将投运。
1、台山核电重启，消除业绩拖累因素
公司下属台山核电于 2023 年 11 月恢复并网，2024 年上网电量与利润有望进 一步增长。由于出现少量燃料破损，虽然破损仍在技术规范允许范围内，但考 虑到“安全第一、保守决策”的原则，公司台山 1 号机组自 2021 年 7 月 30 日 起停机检修。2022 年 8 月，台山 1 号短暂恢复运营，随后在 2023 年一季度进 行换料大修，直至 2023 年 11 月恢复并网。停机检修至恢复并网期间，台山一 号所属的台山核电上网电量与净利润出现波动。2021-2022 年，台山核电上网 电量分别同比下滑 14.3%和 32.9%；净利润分别同比下滑 1227.8%和 227.9%， 出现明显亏损。随着台山一号恢复并网，公司业绩压制因素消除，2023 年，台 山核电上网电量达 150 亿千瓦时，同比+20.5%，净利润虽然仍未转正，为16.78 亿元，但同比+21.1%。随着台山核电逐步恢复正常发电，2024 年上网电 量和利润仍有进一步增长的空间。
2、新增机组陆续投产，市场化交易电价波动的影响有限
公司在建及核准待建机组储备充足，长期增长潜力稳健。目前公司在建及核准 待建机组 11 台，均为“华龙一号”三代机组，且将自 2024 年起陆续投入运行。 11 台在建及核准待建机组中，5 台机组属于中国广核下属子公司，其中，防城 港 4 号机组已经于 2024 年 5 月 25 日具备商运条件；陆丰 5 号、6 号机组正在 进行土建施工，宁德 5 号、6 号机组已于 2023 年 7 月获得国务院核准。6 台机 组为控股股东中广核集团委托管理，其中，惠州 1 号至 4 号机组属于集团旗下 的太平岭核电站，1 号预计于 2025 年投产，2 号已经进入设备安装阶段，3 号、 4 号已获得核准尚未 FCD。苍南 1 号、2 号核电机组属于集团旗下浙江三澳核 电项目，两台机组均处于设备安装阶段，预计将分别于 2026、2027 年投入运 行。根据集团承诺，最晚不迟于核电项目开工后五年内，在项目符合注入条件 后将核电资产注入上市公司，太平岭核电站有望于今年注入，三澳核电站有望 于 2025 年注入。
公司自由现金流较为稳定，预计 2030 年资本开支达 600 亿元。若不考虑惠州 和苍南项目，根据公司已核准核电及未来每年 3 台机组核准的预期，测算公司 2024-2030 年每年的核电资本开支持续增长，到 2030 年增长至 600 亿元。若 假设公司营业收入保持 10%的稳健增速，且从历史情况来看，公司经营性现金 流量净额占营业收入比重平均为 46%左右，则根据测算，预计公司自由现金流 将呈现先下降后增长的“U 形”变化趋势。集团的资产注入模式保障了公司的 轻资产运营属性，未来几年伴随惠州、苍南等项目注入，公司装机规模将持续 提升。
市场化交易占比提升，但公司上网电价受到市场化电价波动的影响有限，预计 保持稳定。公司市场化交易电量占比由 2018 年的 33%提升至 2023 年的 57.3%， 平均上网电价由 2019 年的 0.40 元/千瓦时提升至 2023 年的 0.423 元/千瓦时， 涨幅达 5.7%。公司管理的核电机组主要分布在广东、广西、福建、辽宁，大部 分地区的市场化交易或存在收益回收机制，或交易价格最终和计划电价相近， 因此市场化电价波动带来的影响有限，公司上网电价有望保持稳定。此外，由 于公司核电核准电价大多低于当地燃煤标杆电价，相较火电等电源而言更具竞 争力，有望受益市场化进程。
3、稳定高分红高股息，低估值凸显投资价值
自上市以来，公司分红比例和股息率呈上升趋势。公司实施稳健的分红政策， 于 2021 年发布《未来五年（2021 年-2025 年）股东分红回报规划》，承诺在 2020 年分红比例基础上，未来五年保持分红比例适度增长。2023 年，公司分 红比例连续第四年增长，达 44.3%，同比+0.2pct；股息率达 3.0%，同比0.2pct；税前每股股利达 0.094 元，同比+8.0%。
DCF 估值视角下，中国广核的远期股权价值为 2487.70 亿元，较 2024 年 6 月 11 日的市值 2191.64 亿元有 13.5%的增长空间。 核电商业模式类似水电，全生命周期可分为建设期和运营期。建设期一般为 5 年左右，该阶段主要为资本开支的净流出。据统计，三代核电站单位投资额约 为 1.6 万元/千瓦，运营期一般为 60 年以上，可进一步分为三个阶段：1）偿贷 +折旧期：该阶段的成本主要为建筑物、机器设备等固定资产的折旧和财务费用。 随着财务费用持续减少，利润和经营性现金流逐渐增加。2）折旧期：该阶段还 本付息结束，成本主要为固定资产折旧，经营性现金流和利润均维持稳定。3） 净回报期：该阶段折旧结束，税盾效应消失带来经营性现金流净额小幅减少， 利润进一步上升，随后维持稳定。据中国核电公司公告，三代核电机组综合折 旧年限为 35 年，折旧结束后将迎来长达 25 年的净回报期，长期盈利增长可观。 核电 DCF 估值测算：考虑到折旧费用和财务费用对核电企业现金流影响较大， 而不同电站由于投产时间、投资额等的差异，贷款偿还期和折旧期结束的时间 有所不同，因此，我们尝试通过计算各电站的现金流对核电企业进行估值。通 过梳理公司各电站的投产时间和装机量，可以计算出电站的投资额、剩余折旧 年限及剩余还款期限，然后分别计算运营期三阶段的现金流，以及永续现金流。 估值结论：当 Ke 为 6.27%时，中国广核的远期股权价值为 2487.70 亿元，较 2024 年 6 月 11 日的市值 2191.64 亿元有 13.5%的增长空间。
核电行业整体估值低于水电，具有较大修复空间。截至 2024 年 6 月 11 日，中 国广核 PE（TTM）为 20.21x，PB（LF）为 1.87x，明显低于水力发电的 24.16x 和 3.02x。核电公司商业模式与水电类似，与之相比估值水平处于低位， 修复空间大，增长潜力高，具有较高的投资性价比。
（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。）
