2024年核电行业专题报告：双核弥强，灯火万家，未来能源享稀缺长期成长性，ROE翻倍分红提升

1. 未来能源享确定性成长，竞争格局稳定

1.1. 核电是新型电力系统的基荷能源

核电高效利用原子能转化电能。核电利用铀核裂变所释放出的热能进行发电。在核 裂变过程中，中子撞击铀原子核，发生受控的链式反应，产生热能，生成蒸汽，从而推 动汽轮机运转，产生电力。全球范围内大多数用于发电的在运及在建核反应堆采用压水 堆技术。压水堆核电站由核岛和常规岛组成，核岛中的大型设备主要包括蒸发器、稳压 器、主泵等，是核电站的核心装置；常规岛主要包括汽轮机组及二回路其他辅助系统， 与常规火电厂类似。

新型电力系统转型面临能源“不可能三角”，核电成为基荷电源。新型电力系统是 新型能源体系的重要组成和实现“双碳”目标的关键载体，既要保证电力稳定供应，又 要符合能源转型低碳发展需求，还要考虑经济性及社会可承受的成本。能源结构转型过 程中，需要直面挑战能源行业“安全稳定”、“清洁低碳”、“经济可行”的不可能三角。 核电稳定性高（不受燃料、季节、气候等因素影响，能以额定功率长期稳定运行）、足够 清洁（度电碳排放与风光同一水平）、发电成本低且稳定（度电上网成本仅高于水电）。 核电有望接力火电，成为发电主力电源。

美国核能发电多年维稳，而中国核电发展未来空间广阔。美国是世界上最大的核能 发电国，约占全球核能发电量的 30%。过去二十年中，美国核能发电呈现出稳定状态， 每年装机容量约100 GWh，发电量维持在750-800 TWh左右，占比美国总发电量约20%， 每年保持 8000 小时以上的高利用小时数。中国核电近十年快速发展，核电装机占比 1.9%/发电量占比 4.9%，空间广阔。截至 2023/12/31，中国运行核电机组共 55 台（不含 中国台湾地区），中国核电装机规模达到 0.57GW，占比仅 1.9%，2023 年中国核电发电 量 4333 亿千瓦时，占比约 4.9%。2019 年中国核电重启审批，核电逐步进入投产周期， 核电装机逐步加速，空间广阔。

1.2. 核电常态化核准保障确定性成长，行业即将进入投产加速期

核电进入常态化审批。2011 年日本福岛核泄漏事故发生，核电机组审批工作停滞。 2015 年核准 8 台核电机组后，迎来连续三年“零核准”。2019 年核电核准复苏，2021 年 政府工作报告提到“确保安全前提下积极有序发展核电”，这是近十年来政府工作报告 首次用“积极”描述核电发展。2022 年 9 月，中国核能行业协会发布《中国核能发展与 展望（2022）》，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。 2022、2023 连续 2 年核准 10 台，验证核电常态化核准+确定性成长。2023 年 12 月 29 日国常会决定核准广东太平岭与浙江金七门核电共 4 台机组。这是继 2023 年 7 月石 头岛、宁德、徐大堡合计 6 台机组核准后，2023 年内第二次核准核电项目。2019 年以 来年核准数持续提升，2022 年、2023 年连续 2 年核准 10 台。

“十五五”期间，中国核电预计仍维持常态化核准。参考《中国核能发展与展望 （2022）》，2030 年、2035 年中国核电发电量占比分别可达 8%、10%，在合理的利用小 时数假设背景下，2030、2035 年中国核电装机规模分别达到 125GW/180GW，按照单台 核电机组装机容量 120 万千瓦，5 年建设 6 年并网假设，预计“十五五”期间中国平均 每年核准核电机组仍需要维持 8 台以上。

在建项目支撑核电规模稳定增长，投产节奏即将加速。按照核电机组 5 年建设，6 年贡献利润假设，2024 年及以及核准项目可支撑行业成长至 2030 年。参考中国核电、 中国广核在建与待建机组规模，我们预计至 2030 年，中国核电/中国广核在运装机规模 可达 4132/4378 万千瓦，较 2023 年在运规模弹性分别为 74%/43%。中国核电/中国广核 2023-2030 年装机规模 CAGR 分别可达 8.2%/5.3%。

1.3. 技术成长显著，四代核电技术突破开辟新纪元

我国在核电技术的发展上取得显著进步，具备国际市场竞争力。目前在第三代核电 技术领域，已经开发出如 CAP1000、华龙一号等具有完全自主知识产权的技术，在全球 核电市场中扮演了越来越重要的角色。其中，华龙一号是中国自主研发的第三代压水堆 核电技术，融合了中核和中广核的技术优势，不仅具备高安全性和高效能，还增强了经 济性和适应性。目前已出口至巴基斯坦，提升了中国核电的国际影响力。

随着技术的发展，国际核能界对核能应用的可持续性、经济性、安全性、可靠性和防止核扩散能力提出更高要求。2001 年，第四代核能系统国际论坛（Generation IV International Forum, GIF）成立并制定了第四代核能技术的发展目标，将气冷快堆、铅冷 快堆、熔盐堆、钠冷快堆、超临界水冷堆、超高温气冷堆六种堆型作为未来研究重点。

我国四代核电正式商运领先全球，安全性、效率实现飞跃。近年来，我国在高温气 冷堆、钠冷快堆和钍基熔盐堆的研发成果转化取得突破，分别建设了示范工程项目和实 验堆。2023 年 12 月 6 日，华能石岛湾高温气冷堆核电站成为全球首座投入商运的第四 代核电站，标志着我国核能技术实现弯道超车达到世界领先水平。相较于第三代核电广 泛采用的压水堆，高温气冷堆大大提升核电站安全性、发电和运营效率。1）固有安全性 高：高温气冷堆采用球形燃料元件，燃料包壳可承受 1620 摄氏度的高温，有效防止放 射性物质外泄；具有负反应性温度系数，当温度升高达到设定阈值时，会进行负反馈功 率自动下降，有效控制核裂变反应；设置一套非能动余热排出系统，不需要任何的外界 动力将热量释放到大气中，避免堆芯过热发生熔毁。2）发电、运营效率齐增：高温气冷 堆氦气出口平均温度达 750°C，并可提至 950°C 以上，发电效率可达 40%-47%，高 于压水堆的 33%。此外，不需要停机装填和卸载燃料，提升了反应堆运营效率和安全性。 3）旧址改造投资少：高温气冷堆允许在退役火电厂址上建设，利用现有的火电汽轮机 和冷却塔等基础设施和设备，有效降低投资成本，提升资源利用效率。

高温特性兼具供热供汽、制氢能力，商业应用前景可期。2024 年 4 月 17 日，国内 首个以供汽供热为主兼顾电力供应的核动力厂——江苏徐圩核能供热厂通过环评批复。 该工程包括 2 台“华龙一号”机组和 1 台 HTR-PM600S 机组，发电功率共 1652.9MW， 设计热负荷 8164t/h，供汽能力为设计热负荷的 50%（4082t/h）。据论文，4~6 台 60 万 千瓦级高温气冷堆热电联产机组可抽气供热 1×108 m2 ，产生的电能可以支撑另外 1× 108 m2的散户冬季电采暖以及其他季节发电上网，较燃气热电联产更具经济性和环境效 益。同时，核能制氢被列入《氢能产业发展中长期规划（2021-2035 年）》，高温气冷堆 出口温度可提升至 800~1000 ℃，是热分解制氢所需理想堆型。高温气冷堆核电机组在 为工业园区综合供电供热供汽、制氢和居民供暖方面具备经济潜力和商业应用价值。

1.4. 格局稳固，核电双寡头运营

核电运营双寡头格局，新核准项目较为平均。目前中国具有大型核电站业主身份的 只有四家公司，分别是中核集团、中广核集团、国电投集团以及华能集团。存量项目运 营来看，中核集团、中广核集团双寡头运营规模绝对领先。新核准项目获取来看，中核 集团与中广核集团较为平均，领先于国电投与华能集团。

2. 经营要素稳定，长久期资产盈利提升

优质长久期资产, 经营要素稳定。核电前期开发周期长，投资重，项目建成并网发 电经营稳定盈利优异。核电项目建设期通常为 5 年，运营期随技术进步有所延长，二代 核电机组设计寿命 40 年，三代机组设计寿命 60 年。对比海外核电，核电站的延寿已成 为常见做法，部分海外核电机组已二次延寿至 80 年。2021 年，中国核电最早的二代核 电秦山一核 1 号 CP300 机组成功延寿，运营寿命从 30 年延至 50 年，在满足法规、安全 性、经济性的要求下，核电资产长期运营。从生产经营要素来看，电量端鼓励应发尽发， 高利用小时数保障上网电量，电价端市场化与标杆电价（部分项目一厂一价）并行，综 合上网电价有支撑，成本端折旧占比高，折旧期满利润释放，核燃料成本通过长协锁定 整体稳定。核电收入利润稳定。

2.1. 核电收入主要由电量增长驱动，电价稳步提升

核电运营商收入增长主要由电量驱动，电价稳定。梳理 2019-2023 年中国核电、中 国广核两大寡头核电运营商收入数据可以发现，2019-2023 年核电售电收入稳定提升， 且收入增速整体与上网电量增速基本同步。核电平均上网电价由保障部分的核准机组定 价与市场化交易部分的市场竞价组成，2019-2023 年综合电价稳步提升。

2.2. 市场化交易比例提升，核电电价有支撑

核电上网电价定价机制可分为两个阶段。1）2013 年以前：一厂一价，按成本+利润 定价；2）2013 年以后：对新投产项目实行核电标杆（0.43/千瓦时）与燃煤标杆电价孰 低政策，但 2013 年以前项目按照原有规则。承担核电技术引进、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可在核电标杆电价基础上适当提高。 2019 年以后，燃煤标杆电价改革为“基准价+上下浮动”机制。2019 年 10 月发布 的《关于深化燃煤发电上网电价形成机制改革的指导意见》指出，为稳步实现全面放开 燃煤发电上网电价目标，将燃煤发电标杆上网电价机制改为“基准价+上下浮动”的市场 化价格机制。2021 年将燃煤发电市场交易价格浮动范围由上浮不超过 10%、下浮原则上 不超过 15%，扩大为上下浮动原则上均不超过 20%。

核电应发尽发，政策保障消纳。2016 年国家能源局明确核电优先上网，属于一类优 先，保障电量消纳，此后政策持续出台将核电机组发电量纳入优先发电计划，核电基本 在应发尽发状态。核电消纳具有政策性强支撑。沿海布局，用电需求旺盛。中国核电、 中国广核在运在建机组覆盖区域主要包括江苏（中国核电）、广东（中国广核）、广西（中 国广核） 、浙江（中国核电、中国广核）、福建（中国核电、中国广核）、辽宁（中国核 电、中国广核）。核电项目布局沿海省份，区域用电需求旺盛，进一步支撑核电消纳。

鼓励核电参与市场化，市场化比例持续提升。核电逐步参与市场化，除去保障性电 量按照核电机组核准电价上网，还有部分电量通过上网竞价模式消纳。机组所在省的《电 力市场化交易方案》会划定当年的交易量或交易比例的方式，以此确定核电市场化交易 量。2019 年以来中国核电、中国广核上网电量中市场化比例持续提升。 核电综合上网电价有支撑。2019 年以来，缺电、高燃料成本等多重因素推动火电电 价上行，核电参与市场化交易电量有部分受益。考虑核电核准电价普遍低于燃煤基准， 若市场电价下降对核电影响也相对较小。基荷电源的稳定性得到持续体现。针对 2024 年 江苏核电市场化交易结果进行测算，江苏核电参与市场化电量比例从 2023 年的 45%提 升至 2024 年的 55%，市场化电价相较于 2023 年有所下降，但仍高于核准电价，江苏项 目综合上网电价预计持平。

2.3. 运营毛利&净利稳定，关注折旧、财务费用、燃料成本

利润率提升，单位盈利稳定。梳理 2018-2023 年，中国核电与中国广核利润率与费 用率情况，我们发现：1）2018 年以来中国核电、中国广核核电收入毛利率整体稳定， 中国核电销售毛利率高于中国广核，主要系中国广核收入中所含建设安装和设计服务等 其他非售电业务毛利率低，拉低整体毛利率所致。2）财务费用是中国核电与中国广核期 间费用的主要构成。2018 年以来，两家公司财务费用率持续下降。3）中国核电净利率 持续提升，中国广核略有下降，我们预计主要系收入结构和部分机组大修影响利用小时 数所致。

关注折旧、财务费用、燃料成本等核心关键因素。通过对比梳理 2018 年以来，中 国核电、中国广核成本费用数据。我们认为核心需要关注：1）折旧：单项成本占比最 高，投资成本下降&运营出折旧期，成本优化盈利提升。折旧于营业成本中占比在 30%- 40%。一方面核电建设、设备制造持续降本带动投资成本下降。另一方面，二代核电、 三代核电运营期 40 年、60 年，根据相关公司投资者交流活动公告，二代核电、三代核 电综合折旧期分别约为 25 年、35 年，折旧期满利润释放。2）财务费用：费用优化，财 务费用率已看到下降趋势。核电项目长期借款通常为 15 年，还本付息完成盈利释放。 3）燃料成本：长协锁定价格。核燃料成本总体保持稳定，公司通过签署长期协议锁定核 燃料的采购价格。

2.4. 投资成本下降&燃料成本可控，度电盈利稳定提升

折旧与财务费用：投资成本下降明显。三代堆技术自主化程度提升，2021 年华龙一 号首堆福清 5 号机组设备国产化率已达到 88%，核电机组国产化比例提升，能够避免高 昂的进口设备费用，使工程造价进一步降低。核电机组批量化的建设过程中，生产技能 的提高、管理经验的积累、供应链与生产设施的改善将使生产率提高。投资成本下降， 驱动新建项目折旧摊销下降，盈利稳定提升。

折旧与财务费用：还本付息+折旧期满利润释放明显。我们搭建二代核电、三代核 电单项目模型，讨论核电项目全生命周期运营情况。其中，1）还本付息期：财务费用持 续下降，同时受益税收优惠，项目盈利较好；2）单折旧期：还本付息完毕已无财务费 用，同时受益税收优惠结束，项目盈利相较于还本付息期有所下降；3）利润释放期：折 旧完毕项目利润完全释放，提升明显。

燃料成本：集团支持，长协锁定价格。2013 年以来，中国核电、中国广核度电核燃 料成本总体保持稳定。中国核燃料采购仅集中在少数实体，天然铀进口及贸易主要由中 广核集团、中核集团、国家电投下属公司参与，商用铀转化及浓缩及核组件加工只由中 核集团下属少数公司参与。1）中国核电天然铀采购自母公司中核集团，采购模式为先 购买天然铀，再委托加工成核燃料组件。为保障原料价格稳定，中国核电对整个核燃料 供应链采取签订 10 年长协模式，本年度采购价格与之前一段时间内现货和长协的价格 挂钩。2）中国广核同样通过签署长期协议锁定核燃料的采购价格，核燃料采购成本中天 然铀占比约为 49%，浓缩及转化占比约占 33%，组件加工约占 17%。

3. 资本开支即将见顶，ROE 进入上行通道

3.1. ROE：整体 ROE 低于项目 ROE，ROE 即将进入上升通道

项目进入投运期，ROE 进入提升通道。2023 年中国核电、中国广核 ROE 分别为 12%/9%，普遍低于单个项目公司。我们发现，1）稳定项目 ROE 维持 20%以上：成熟 运营机组 ROE 可维持在 20%以上；2）机组投运并网带动 ROE 提升：在建工程转固爬 坡迅速，转固次年迎来 ROE 从 11%快速提升至 20%以上。相较于成熟项目，上市公司 仍处于资本开支期，利润率与资产周转率低于单个项目。考虑即将进入项目加速投运期， 核电运营商 ROE 已经进入提升通道。

预计 2026 年中国核电 ROE 进入上行通道。考虑装机容量增速和净利润存在正比 关系、资本开支增速和股东权益存在反比关系，ROE 分别与装机容量增速/资本开支增 速成正/反比。经我们测算，随着中国核电的资本开支增速放缓，装机容量在 2026 年开 始加速增长，可以判断 ROE 从 2027 年开始进入上行通道。

核电运营商仍处于资本开支高峰期，重资产特征尤其明显。通过梳理 2014 年以来 核电运营商资产负债表，我们发现，非流动资产占比普遍在 80%-85%之间，并且非流动 资产主要来自固定资产与在建工程。截至 2023/12/31，中国核电固定资产（占比 51%） 与在建工程（占比 28%）合计占总资产比例达 79%；中国广核固定资产（占比 59%） 与在建工程（占比 14%）合计占总资本比例达 73%。重资产特征明显，随着项目投运 在建工程转固，核电运营商资产负债表结构优化，资产周转率提升趋势明显。

4. 自由现金流转正，分红潜力释放

4.1. 经营性现金流表现极佳

经营性现金流充沛，表现极佳。核电售电收入与电网结算，运营商一般跨月结收电 费，即本月对上月发电收入进行结算，应收账款规模随投运规模扩张同步扩张，但没有 回款风险。梳理 2014 年以来核电运营商的经营性现金流情况，我们发现公司收现比基 本维持在 1.1 至 1.2 之间，净现比中国核电（2.5 至 3.0）表现优于中国广核（2.0 左右）， 主要系公司业务结构所致。中国广核主营业务包括建筑安装和设计服务，核电站建设工 期较长，影响现金流表现。中国广核主营业务全部来自售电收入，无工程业务影响现金 流表现更佳。此外，中国核电售电收入中包括核电售电与新能源售电，剔除新能源补贴 对应收账款的影响，核电售电经营性现金流表现极佳。

4.2. 资本开支上行，新项目维持高回报创造价值

资本开支预计 2027-2029 年见顶，新项目维持高回报价值创造。参考中国核电田湾 3、4 号机组在建工程科目变动情况，我们可以发现，项目投资期 5 年，每年资金投入节 奏整体比较平均。我们按照 1）核准后第二年开建，2）建设期 5 年，3）建设期每年投 资一致；4）开建年与建成年当年资本开支为建设期资本开支一半，进行测算。假设 2024 年起，中国核电行业每年核准 8 台机组，我们预计 2027-2029 年达到行业资本开支顶峰 约 1600 亿，此后资本开支维持稳定。新投项目 ROE 高于运营商当前 ROE，新项目 ROIC 水平优异，项目投入持续创造价值。

4.3. 运营商兼具成长与现金流价值，资本开支见顶分红提升潜力大

中国核电资本开支：随着中国核电在建核电项目积累公司每年资本开支持续上行， 2020 年中国核电以交易对价 21.11 亿元现金收购中核集团持有的中核汇能 100%股权， 积极布局风电、光伏绿电运营，带来新增资本开支。2022 年起，中国核电自由现金流开 始转负。我们预计 2024 年起：1）每年核准 4 台，开工 4 台，核电相关资本开支将在 2030 年达到高点，高点资本开支约 774 亿元；2）每年核准 3 台，开工 3 台，核电相关 资本开支将在 2026 年达到高点，高点资本开支约 650 亿元；3）每年核准 2 台，开工 2 台，核电相关资本开支将在 2026 年达到高点，高点资本开支约 631 亿元。

中国广核资本开支：中广核集团部分核电项目在项目获取与建设期由集团持有，由 中国广核建设，中广核集团承诺在核电机组正式开工的 5 年内将资产注入中国广核。历 次资产注入，交易对价在 PB1.0 至 1.2 之间较为合理公允。上市公司不承担所有集团核 电项目的投资建设，上市公司资本开支规模更加可控。2018 年以来中国广核自由现金流 持续为正。随着核电项目常态化核准，我们预计中国广核的资本开支仍会有提升，预计 每年核准 4/3/2 台，开工 4/3/2 台，核电相关资本开支将在 2030/2029/2029 年达到高点， 高点资本开支约 806/634/499 亿元。此外，我们预计在 2024、2025 年会有集团惠州核电、 三澳核电的资产继续注入。

分红：核电运营商具备充沛的现金流，公司分红金额稳步提升。中国核电提到“每 年以现金方式分配的利润不低于当年实现的可分配利润的 30%。”，中国广核提到“2021- 2025 年分红比例将在 2020 年的 42.25%基础上保持适度增长。”我们预计随着行业资本 开支及公司资本开支逐步见顶，自由现金流持续转好，核电公司分红比例仍有继续提升 的空间。

预计自由现金流转正后，公司分红比例有望实现进一步提升。我们分别对每年核准 2 台/3 台/4 台测算中国核电和中国广核的资本开支，并以此得出三种假设情景下的自由 现金流。经测算，我们预计：中国核电将在 2028 年(核准 2 台)、2030 年(核准 3 台)、 2032 年(核准 4 台)实现自由现金流转正；中国广核的自由现金流将自 2026 年开始降为 负值，直到 2030 年(核准 2 台)、2032 年(核准 3 台)、2035 年(核准 4 台)实现自由现金流 转正。

编辑：火腿肠