1.1 背靠中核集团，核电业务世界领先
深耕核电厚积薄发，四十年成就世界领先。中国核能电力股份有限公司 前身为秦山核电厂，1985 年，秦山核电站开工建设，标志中国大陆核电事业起步。2008 年，中国核电有限公司正式成立，于 2011 年转制为股份公司，2015 年成功于上交所上 市。2018 年，全球首堆 AP1000 机组——三门核电 1 号机组投入商运。2021 年，公司 收购中核汇能，同步布局新能源第二产业。同年，全球第一台“华龙一号”核电机组投 入商运，中国自主三代核电技术走向成熟，进一步推动核电行业进步。2024 年 11 月， 公司旗下所有 25 台运行机组全部达成 WANO 卓越行动计划（Action for Excellence）2030 行业绩效目标，成为全球首批所有运行机组均达成该绩效目标的 WANO 会员单位。在 “追求卓越，挑战自我”的指引下，公司实现了核电行业的领先优势。
国资委实控，股权结构稳定。公司由中国核工业集团有限公司作为控股股东，实控人为 国资委。截至 2024 年三季报，中国核工业集团控股 59.36%。前五大股东合计持股 68.23%，股权相对集中稳定。公司投资控股秦山核电、江苏核电、福清核电、海南核电、 三门核电、漳州能源、辽宁核电等在运、在建核电基地，控股中核汇能负责风电、光伏 等可再生能源开发，受托管理建设霞浦核电基地。直接控股子公司共 29 家，直接参股 公司 12 家，合营公司 1 家。
背靠中核集团，业务协同赋能。中国核工业集团有限公司（简称：中核集团）是中央直 接管理的特大型国有重要骨干企业，是国家核科技工业主体，是推进核能开发利用、核 工程建设、核技术应用的国家队和主力军，拥有完整的核科技工业体系，集团涉及产业 包括天然铀、核设施、核电、核燃料、核电建设、核环保工程、先进核技术应用等，实 现核电全产业链贯通。 公司属于中核集团下专业化成员公司，依托集团背景展开业务布局，主营业务为核电站 运营及新能源运营。截至 2024 年 9 月 30 日，公司控股核电在运机组 25 台，装机容量 2375.00 万千瓦；控股核电在建及核准待建机组 18 台，装机容量 2064.10 万千瓦，核电 装机容量合计 4439.10 万千瓦。公司控股非核清洁能源在运装机容量 2414.70 万千瓦， 包括风电 783.12 万千瓦、光伏 1631.58 万千瓦，另控股独立储能电站 132.90 万千瓦； 控股非核清洁能源在建项目 1504.52 万千瓦，包括风电 319.77 万千瓦，光伏 1184.75 万千瓦。
1.2 营收归母稳定，短期处于资本开支投入期
营收稳中有增，电量、电价影响短期业绩。2023 年，公司实现营业收入 749.57 亿元， 同比增长 5.2%；实现归母净利润 106.24 亿元，同比增长 17.9%，营收归母连续 5 年 稳步增长。2024 年前三季度，公司实现营业收入 569.86 亿元，同比提高 1.60%；归母 净利润 89.34 亿元，同比下降 4.22%。归母净利润下降主要系市场化电价降低，收入增 幅低于成本增幅。同时，2024 年上半年公司控股福清核电 4 号机小修造成电量缺口，或 导致营收增速趋缓。
盈利能力维持高位，四费控费能力提升。2023 年公司毛利率 44.6%，同比降低 1.0pct； 净利率 25.9%，同比提升3.0pct。2024 年前三季度，公司毛利率、净利率分别为47.26%、 28.63%，较 2023 全年有所提升，主要由于资产减值测试、员工年度绩效奖金发放和年 底合同结算经常性于四季度发生，前三季度盈利能力相对更高。费用方面，2023 全年公 司销售、管理、研发、财务费用率分别为 0.2%、5.1%、1.8%、9.7%，四费费率合计 16.8%。2024 年前三季度，公司销售、管理、研发、财务费用率分别为 0.1%、4.4%、 1.3%、9.3%，四费费率合计 15.1%。近五年来公司财务费用率显著降低，体现了公司 资金精益管理能力，利息支出减少。
在建工程规模增速提升，进入资本开支投入期。随着核电机组核准加速，公司在建工程 规模自 2022 年起快速增长，2022、2023 年在建工程分别为 1011.54、1533.42 亿元， 同比分别增长 28.9%、51.6%。资本开支方面，公司 2022、2023 年资本性支出分别为505.10、671.00 亿元，同比分别大幅增长 101.1%、32.8%，进入大规模资本支出投入 期，公司预计 2024 年资本开支金额达 1215.5 亿元，同比增幅超 80%。近年来公司每 年稳定新增核准项目，预计随着核准待建项目投建，公司资本开支持续增长。
经营活动现金流净额充足，财务状况相对稳定。2019-2022 年，公司经营活动产生的现 金流量净额稳定增长，由 260.69 亿元增长至 466.98 亿元，增幅达 79.13%，公司发电 量大幅增加带动售电款持续增长。2023 年，公司经营活动产生的现金净流入为 431.26 亿元，较上年同期减少 7.65%，主要系发电收到售电款增加低于购买商品、接受劳务和 支付税费现金流增加。2024 年前三季度，公司经营活动产生的现金净流入同比降幅较 2023 年降幅缩窄，现金财务状况健康，公司具备持续盈利能力。
现金分红稳定增长，分红比例有所提升。公司近五年来现金分红稳定增长，由 2019 年 的 18.99 亿元上涨至 2023 年的 36.82 亿元。现金分红比例在五年内由 34.7%提高至 41.2%。由于核电行业需要大量资本金投入，公司处于资本开支高速增长期，对现金流 产生一定影响，预计公司短期内分红比例可能不会有大幅上涨，分红比例整体维持稳定。 2024 年 12 月，国务院国资委印发《关于改进和加强中央企业控股上市公司市值管理工 作的若干意见》，提出引导控股上市公司牢固树立投资者回报意识，增加现金分红频次、 优化现金分红节奏、提高现金分红比例。公司作为央企控股上市公司，在分红政策指引 下，叠加资本开支远期增长放缓、建设机组所占比例减少，公司现金分红比例有望进一 步提升。
1.3 核电为主，新能源业务多元发展
专注发力核电主业，新能源、新兴产业多业拓展。（1）公司长期深耕核电主业，连续三 年核能项目核准数量保持第一梯队；构建核能开发统一战线，积极开发储备沿海核能项 目厂址。2023 年，公司核电业务实现营收 634.57 亿元，占总营收比例的 84.7%。（2） 新能源发电快速增长，公司 2023 年全年新增新能源在运装机容量近 600 万千瓦，发电 量占比已超 10%。2023 年公司光伏、风电分别实现营收 58.82 亿元、39.27 亿元，占 总营收比例分别约为 7.8%、5.2%，2020 年光伏、风电营收占比仅为 3.3%和 2.7%， 新能源业务稳步发展。（3）战略新兴产业方面，公司成立中核光电科技（上海）有限公 司，加速推动钙钛矿电池的研发与应用。
2.1 双碳目标下，核电是新型电力系统压舱石
积极推动能源转型，双碳目标指引清洁能源发展。2020 年 9 月，第七十五届联合国大会 上，中国明确提出二氧化碳排放力争于 2030 年前达到峰值，努力争取 2060 年前实现碳 中和。2021 年 10 月，国务院发布《2030 年前碳达峰行动方案》，明确在“十四五”期间，到 2025 年，非化石能源消费比重达到 20%左右，单位国内生产总值能源消耗比 2020 年下降 13.5%，单位国内生产总值二氧化碳排放比 2020 年下降 18% ；在“十五五” 期间，到 2030 年，非化石能源消费比重达到 25%左右，单位国内生产总值二氧化碳排 放比 2005 年下降 65%以上，顺利实现 2030 年前碳达峰目标。在双碳目标指引下，我 国可再生能源装机规模快速扩容，占比不断提升，截至 2024 年 9 月底，全国可再生能 源装机达到 17.3 亿千瓦，同比增长 25%，约占我国总装机的 54.7%。
建设新型电力系统背景下，核能是唯一可靠清洁的基荷能源。核能（原子能）是原子核 结构发生变化时释放出来的巨大能量，包括裂变能和聚变能两种主要形式，目前核能发 电利用的是裂变能进行发电。核电厂用于发电的燃料是铀，根据欧洲核能协会的统计数 据，1kg 标准煤、矿物油、铀的发电能力分别为 8 千瓦时、12 千瓦时、24000 千瓦时。 核电受自然环境的影响较小，成本端受燃料价格波动影响也较小，供电稳定。核能发电 几乎不排放二氧化碳、氮氧化物，在减排温室气体、减少空气污染方面有重要价值。据 核能行业协会数据，当前核能发电规模相较于燃煤发电，每年可减少耗煤量超 1 亿吨、 减排二氧化碳近 3 亿吨。 随着大规模新能源电力接入电网，电力系统需要在随机波动的负荷需求与电源之间实现 能量的供需平衡，其结构形态、运行控制方式以及规划建设与管理发生根本性变革，形 成了以新能源电力生产、传输、消费为主体的新一代电力系统。在此背景下，核电清洁、 低碳、能量密度高、经济性好、具备调峰潜力，不受季节和气候等因素影响，除短暂的 换料大修外，能以额定功率长期稳定运行，满足基荷电源可靠、经济、充足和清洁四大 要求，是新型电力系统背景下替代化石能源基荷电源的最佳选择。从利用小时数来看， 2008 年以来，核电年平均利用小时数均超过 7000 小时，远高于火电以及风光水电的利 用小时数。作为清洁低碳的基荷电源，核电在电力系统中承担压舱石的作用，与风、光 发电互为补充，协同发展。
2.2 发达国家核电先行，国内核电弯道超车、需求广阔
全球核能发电量在 1970 年到 2000 年间经历了快速增长。2000 年后，核能发电量增长 趋于平稳，并于 2005 年达到峰值。受 2011 年福岛核电站事故影响，全球核电发电阶段 性停滞或倒退。近年来，随着气候变化问题的加剧和可再生能源发展面临的间歇性挑战， 核能作为低碳且稳定的能源形式再次受到关注。北美和欧洲等国家核电发电量维持稳定， 亚洲成为全球核能发电增长的主要推动力。2023 年全年，全球核电站供应的电力达到 2602 TWh，较 2022 年的 2545 TWh 进一步提升。
截至 2024 年 11 月，全球运行核电容量为 372.8GW，由 414 座反应堆提供。美国、法 国、中国位列核电装机容量前三，分别为 96.95GW、61.37GW 和 54.15GW。 美国：核能发电先驱，核电占比稳定。1949 年，世界第一座核反应堆“芝加哥 1 号堆” 在美国验证了可控的核裂变链式反应的科学可行性，人类从此进入原子能时代。1957 年， 美国第一座商用核电站希平港原子能发电站（Shippingport Atomic Power Station）投入 使用，从此人类进入了核能商用时代，美国也成为全球核电发电量最大的国家并维持至 今。1979 年，由于三哩岛事故爆发，美国核电建设陷入停滞。近二十年来，核电发电量 在美国稳定贡献 20%左右占比。2024 年 11 月，美国白宫发布《安全和负责任扩张美核 能：部署目标和行动框架》报告，明确远期计划到 2050 年新增 2 亿千瓦核电装机容量， 将核电总装机规模增至现有水平三倍，美国核电有望迎来新一轮发展。
法国：以核电为电力工业核心，核电占比全球榜首。法国核能产业的发展主要起因于 1973 年的石油危机，能源自主可控的需求刺激法国国内核能产业快速发展。根据法国 2030 年投资计划，宣布在确保安全的情况下延长所有可延长的核反应堆的使用寿命。宣布计 划从 2028 年开始建造六座新的大型反应堆，耗资约 500 亿欧元，并可选择在 2050 年 前再建造八座。到 2030 年，将投资 10 亿欧元开发创新反应堆，包括一座小型模块化反 应堆。
中国：核电发电量占比较发达国家相对较低，装机量弯道超车空间广阔。根据 IAEA PRIS 数据，截至 2023 年末，中国核电装机容量仅次于美国和法国。从发电量角度来看，2023 年全年，中国核电发电量占比仅为 4.9%，美国、法国的核电发电量占比分别达到 18.6% 和 64.8%，中国核电发电占比仍处于较低水位。2024 年 1-9 月，我国运行核电机组累计 发电量为 3278.09 亿千瓦时，比 2023 年同期上升了 1.55%；累计上网电量为 3085.57 亿千瓦时，比 2023 年同期上升了 1.88%。中国核能协会预计到 2035 年核电发电量占 比将达 10%，长期来看具备较大的增长空间。 相较于美、法来说，中国核电发展起步较晚。1985 年 3 月 20 日，我国自主设计建造的 第一座30 万千瓦压水堆核电站在浙江秦山开工建设，1991 年12 月15 日成功并网发电， 结束了中国大陆无核电的历史。核电产业历经 30 年的发展，中国已经跻身世界核电大 国行列。继美国、法国、俄罗斯以后，我国已经成为第四个拥有自主三代核电技术和全 产业链的国家，正处于从“核电大国”向“核电强国”迈进的阶段。根据 IAEA 数据， 截至 2024 年 11 月，中国在建核电装机容量 30.76GW，在建核电机组 29 台，遥遥领先 于其他国家地区，核电发展势头迅猛。
在建待建项目具有确定性，核电核准处于密集期。中国的核电产业于上世纪 80 年代起 步，1981-2005 年为适度发展阶段，由于技术储备不足，技术主要依赖从法国等国引进， 需要时间吸收和消化国际技术。同时，国家能源需求相对平淡，核电的战略意义还未完 全显现，整体呈现项目少、规模小的特点。
2006-2011 年，中国进入快速发展阶段，共有 30 台核电机组陆续投入建设，引进 AP 1000 和 EPR，自主开发和全盘引进相互博弈，二代加核电技术重启。
2011-2018 年，国内核电项目审批寥寥。由于 2011 年日本福岛核电站发生重大核 安全事故，核电发展陷入停滞，国内仅田湾二期项目在 2012 年 12 月获批，2015 年，中国重新放开核电审批，当年共核准八台核电机组，但由于电力消费整体疲软、 核电消纳问题愈演愈烈、引进及自主三代技术的尴尬处境，核电发展动力疲软， 2016-2018 年未有新项目通过审批。
2019 年至今，我国核电重回快速发展阶段。2019 年，中国核电审批再次重启， 2019-2021 年，我国新增核准核电机组数量分别为 4、4、5 台。在 2021 年的“十 四五”规划要求下，核电迎来新一轮发展，核准机组数大幅提高。2024 年 8 月 19 日，国务院一次性批复了五个核电项目，共计 11 台核电机组，充分体现了对核电 发展的信心和支持。截至 2024 年 9 月末，我国内地在运核电机组 56 台，在建核电 机组 30 台，核准待建机组 15 台（其中 2024 年新增核准 11 台），总台数超 100 台。
由于核电建设周期在 5-8 年左右，近年来陆续核准的核电项目，将在建设周期后稳 定放量。根据国家能源局《“十四五”现代能源体系规划》目标，到 2025 年，我国 核电运行装机容量达到 7000 万千瓦左右。到 2035 年，核电在运规模达到 1.8 亿千 瓦左右，核电装机前景广阔。
核电机组主要分布沿海地区，内陆空间广阔。在中国核能行业协会《关于统筹推进新时 代核能产业高质量发展的有关建议》中指出，截至 2021 年末，已完成初可研阶段的核 电厂址总规划容量约 4 亿千瓦左右，其中沿海厂址超过 2 亿千瓦，内陆厂址接近 2 亿千 瓦；“十四五”期间，在电力负荷较大、电网安全运行枢纽地位重要以及可再生能源资源 匮乏且成本较高的华中地区，适时启动核电厂的建设。根据世界核协会发布的核电厂址 分布，当前国内在运、在建核电厂大多沿海分布，但从全球范围来看，美国、法国、俄 罗斯等国均有较多的内陆核电站，且占比较高。法国和美国的内陆核电比例分别占 69% 和 65%，瑞士、乌克兰、比利时等国核电厂全部建在内陆。综合考虑区域能源需求、安 全可靠性、环境相容性和经济合理性等因素来看，我国内陆具备核电站建设条件。在“先 沿海后内陆”的指引下，随着内陆厂址逐步规划落实，核电建设将不再受限于沿海厂址 的相对饱和。
2.3 核电国产化实现自主可控，技术进步方兴未艾
核电技术自 20 世纪 50 年代起已经经历了四次演化，当前全球绝大部分在建的核电机组 采用了第三代核电技术。截至 2023 年底，全球第三代核电技术约有 18 个型号，目前已 经实现商业部署的型号有 9 种，已经建成机组 26 台。全球在建核电机组 58 台，总装机 容量 5986.7 万千瓦，全球在建第三代核电技术 44 台核电机组，总装机容量 5174.9 万 千瓦，占全球在建核电机组数量的 75.0%，占全球在建核电机组总装机容量的 84.1%。 第四代核能系统尚处于起步阶段，发展较快的是钠冷快堆和高温气冷堆两种堆型。
完全自主知识产权及完全国产化，我国核电技术已实现自主可控。2020 年 11 月 27 日， 华龙一号全球首堆——中核集团福清核电 5 号机组首次并网成功。“华龙一号”是我国 完全自主知识产权的三代核电技术，是新时代我国核电发展取得的重大成就，标志着我 国核电技术水平和综合实力跻身世界第一方阵。在设备研制方面，“华龙一号”的压力容 器、蒸汽发生器、堆内构件、控制棒驱动机构、堆芯测量系统等核心装备全部实现自主 化、国产化，全球首堆工程设备国产化率达到 88%，在批量化建设阶段，“华龙一号” 相关设备国产化率已超 90%。截至 2024 年 10 月，“华龙一号”国内外有 6 台机组建成 运行、27 台机组在建，成为全球在运在建机组总数最多的三代核电技术。2024 年 10 月， “国和一号”示范工程 1 号机组成功实现首次并网发电，我国三代核电自主化成果“国 和一号”已经实现整机 100%国产化能力。“国和一号”采用 CAP1400 压水堆技术，基 于引进消化吸收三代非能动压水堆核电技术，具有完全自主知识产权。“国和一号”成功 打破了多项材料及设备制造技术垄断，主泵、爆破阀、压力容器、蒸汽发生器、堆内构 件等关键设备材料全部实现自主化设计和国产化制造，国之重器地位显著，制造端卡脖 子制约解除。
压水堆为当前主流技术，第四代技术研发持续跟进。压水堆是以普通水做冷却剂和慢化 剂，是在军用堆基础上发展起来的最成熟、最成功的动力堆型。截至 2024 年，中国建 成和在建的核电机组中，除秦山三期采用 CANDU 堆技术，山东荣成的华能石岛湾采用 高温气冷堆，其余均为压水堆型核电站。在第三代核电技术的基础上，我国积极开发第 四代技术。2021 年 12 月 20 日，我国的全球首座球床模块式高温气冷堆核电站——山 东荣成石岛湾高温气冷堆核电站示范工程送电成功。这是全球首个并网发电的第四代高 温气冷堆核电项目，标志着我国成为世界少数几个掌握第四代核能技术的国家之一，充 分体现我国核技术的优越性。 2024 年 9 月，中国宣布成功研发钍基熔盐堆技术，甘肃威武钍基熔盐反应堆项目正在进 行中，标志着这项技术即将进入实际应用阶段，建设目标为 2025 年年内破土动工，2029 年首次临界并满功率运行。钍基熔盐堆技术具有资源丰富、安全性高、核废料少、成本 低等多项优势。中国已在 20 多个省区发现钍资源，探明储量位居世界第三，预计可使 用 2 万年。在全球气候变化和能源危机的背景下，钍基熔盐堆技术的意义尤为重大。它 不仅能提供清洁高效的能源，还能大幅减少对铀资源的依赖。铀资源分布不均，开采和 加工成本相对高昂，而钍资源相对丰富，价格较低，将极大地降低核电的整体成本。
小堆技术、可控核聚变前景广阔，核电技术方兴未艾。核电技术发展路径长，技术具备 多样化特点，具有较高的发展天花板。国际原子能机构（IAEA）总干事在首届小型堆（SMR） 国际会议上表示，小型堆是目前最具前景和最必要的技术之一。小型堆通常是指单机容 量不超过 300MWe 的核电机组，其部件可在工厂大规模制造，再运输至现场安装，从而 降低建设成本并缩短建设周期。小型堆可部署在偏远地区以及缺乏足够输电设施的厂址。 目前，核工业已考虑将小型堆用于电力和非电力应用，其运行灵活，能够与可再生能源、 储能、热能等系统相结合，全球当前有 80 多种小型堆设计处于不同的开发阶段。长期 来看，可控核聚变是最理想的终极能源形式之一，与核裂变相比，可控核聚变释放能量 大，原料来源丰富，产生的放射性废物少，且具有更高的安全性。我国于 2023 年在该 领域取得了显著进展：全超导托卡马克核聚变实验装置（EAST）已经在多个实验中取得 了重要成果，国际热核聚变实验（ITER）项目也已取得重要进展。
2.4 收入侧量价稳定，LCOE 具备经济性
电量：政策支持核电消纳，上网电量充分保障。2017 年国家发改委、国家能源局印发了 《保障核电安全消纳暂行办法》。确定了核电保障性消纳的基本原则为“确保安全、优先上网 、保障电量、平衡利益”。提出跨省区消纳，要求地方积极配合。2019 年，国家发 展改革委应发《关于全面放开经营性电力用户发用电计划的通知》。研究推进保障优先发 电政策执行，重点考虑核电、水电、风电、太阳能发电等清洁能源的保障性收购。核电 机组发电量纳入优先发电计划，按照优先发电优先购电计划管理有关工作要求做好保障 消纳工作。在政策指引下，核电利用小时数居于高位。根据中国核能行业协会数据，2023 年全年核电设备平均利用小时数为 7661 小时。
电价：核电电价保持稳定，市场化程度不断提升。核电参与地方电力直接交易的上网电 价分为两部分，即原核准上网电价（保障内电量）和市场化上网电价（保障外电量），市 场化上网电价则是通过双边交易或集中竞价的方式形成。 核准电价：2013 年以前实行一厂一价，2013 年发布《关于完善核电上网电价机制有关 问题的通知》：2013 年 1 月 1 日后开始运行的核电机组，核定全国核电标杆上网电价为 0.43 元/千瓦时（含税价，增值税率 17%）。核电机组所在地燃煤机组标杆上网电价低于 0.43 元/度的地区，新建核电机组投产后执行当地燃煤机组标杆上网电价。 市场电价：根据市场供需情况确定，通常通过双边协商定价和市场竞价机制来形成，各 地出台相应规范，基本围绕核准电价。核电市场化程度近年来不断加深，2024 年上半年， 中国核电的市场交易电量 374.26 亿度，约占上网电量的 45.32%，市场电价 0.4177 元/ 千瓦时。展望全年，市场化电价除江苏省略有上浮之外，其余各省基本按核准价结算。 预计下半年市场电价整体维持高位状态，全年预计市场化电量占比 46.72%左右。长期 来看，由于核电作为基荷能源的稀缺性以及自身特性，我们认为政府会通过额外政策或 者调整交易规则等方式一定程度托底价格，保证综合量价后核电机组拥有合理收益率。
核电站的资本成本相对较高，但在较高的能力因子及负荷因子下，运营成本较低。随着 全球核电运行技术的发展，全球核电站的能力因子自 1990 年以来已从 70% 提高到 2022 年的 80%，部分国家表现更为优异，例如美国从 66% 提高到 90%，欧洲和亚洲 的核电站多年来也一直保持 90%以上的水平。同时，核电站负荷因子也长期维持高位， 因此核电的综合 LCOE 具备较高经济性，尤其是长期运行的核电成本竞争力突出。根据 世界核能协会数据，在 7%折现率下，核电（LTO 长期运行）的 LCOE 仅为 35 美元/兆瓦 时左右。
2.5 我国核电行业集中度高，双寡头局面稳定
我国具有核电运营资质牌照的公司仅有四家，即中核、中广核、国电投和华能。这四家 具备资质的公司也采取联营的方式，与能源电力央企以及地方能源电力公司合作投资共 建核电。从在运在建核电机组角度来看，截至 2024Q3，我国在运 56 座核电机组，其中 中广核在运 28 座核电机组，中核在运 25 座核电机组，两家合计市场份额达 94.64%； 在建 30 座核电机组，中核及中广核市场份额合计达 73.33%，双寡头格局稳固。
3.1 公司在建在运核电容量持续增长，项目储备充足
公司在运机组稳定运行，容量有序增长。2023 年，公司控股核电在运机组 25 台安全稳 定运行， 2023 年全年核准 4 台百万千瓦核电项目，全部 15 台核准及在建机组按计划 有序推进；2024 年上半年，公司控股在运 25 台核电机组安全稳定运行，在运装机容量 2375.00 万千瓦。
在建项目预计稳定放量，24-30 年装机复合增长率 8.76%。公司在建工程“六大控制 七个零”管理目标总体可控，“一体化”项目管理模式有序推广。截至 2024 年上半年， 漳州 3 号机组、徐大堡 2 号机组实现 FCD，金七门 1 号机组负挖施工，漳州 1 号机组热 态功能试验一次成功，田湾 8 号机组、徐大堡 4 号机组转入安装阶段；在建各项工作有 序开展，进度在控。核能项目开发扎实推进。公司未来几年核电机组投运情况如下：2024 年 1 台，25 年 1 台，26 年 2 台（其中 1 台是小堆），27 年 5 台，28 年 1 台，29 年 3 台，30 年 2 台，到 2030 年公司控股在运核电机组装机容量计划增加 1756.5 万千瓦。 根据公司计划投产安排，2024 年至 2030 年核电机组装机容量复合增长率约为 8.76%。
公司储备项目充足，沿海、内陆厂址规划落地。从储备项目审核预期来看，国家每年的 核准节奏在 8-10 台左右，公司每年基本有 4-6 台具备核准条件，随时满足国家核准的 需要，并力争在项目核准后 1 年内实现项目开工建设的节奏开展工作。公司沿海核电基 地项目目前正在规划中，已经进入规划的有 37 个厂址，预计还能推动 3-5 个厂址纳入 规划。内陆规划方面，公司控股桃花江核电于 2008 年成立，厂址位于益阳桃江沾溪镇 荷叶山，是优越的内陆核电厂址。经历福岛事件搁置后，湖南省成立桃花江核电项目协 调领导小组，有望加快推进项目建设。
3.2 公司核电机组负荷饱满，综合性能评分领先
运行效率优势突出，核电机组负荷饱满。2023 年，公司核电机组综合厂用电率 6.45%， 存量机组平均利用小时为 7852 小时，平均能力因子达 93.3%。秦山基地 9 台核电机组 2023 年度平均能力因子达到 96.8%，根据世界核电运营者协会（WANO）已有公布数据， 该业绩在全球 6 台机组及以上核电基地中位列第一，创造了同类基地安全稳定运行的新 纪录。公司各细分核电机组负荷因子亦表现突出，2023 年，秦二厂 1 号机组、秦二厂 4 号机组、方家山 2 号机组、福清 1 号机组接近满负荷运行，长期运行经济效益优化。
平均利用小时数连续高位，上网电量份额稳定。公司核电机组平均利用小时数自 2019 年来大幅提升，并稳定维持高位，2021-2023 年三年保持在 7800 小时以上。电量方面， 2023 年全年，公司实现核电上网电量 1744.58 亿千瓦时，同比增长 0.72%。2024 年上 半年，全国运行核电机组累计发电量为 2122.61 亿千瓦时，累计上网电量为 1998.95 亿 千瓦时；公司核电机组实现发电量 891.53 亿千瓦时，上网电量 834.25 亿千瓦时，分别 占全国总量的 42%和 41.73%，市场份额稳定。
安全运营管理能力强，WANO 指数全球领先。截至 2024 年 3 月 31 日，公司所属核电 机组自投运以来已累计发电超过 1.7 亿千瓦时，安全运行超过 273 堆年。2023 年，公 司控股机组的18 台核电机组 WANO满分，综合指数98.22 分，先进指标占比超过75%。 秦山核电基地 9 台机组中 8 台实现 WANO 综合指数满分，年度平均能力因子达到 96.8%，创历史新高；海南核电基地连续 4 年双机组 WANO 满分，创造了全球同类基地 安全稳定运行新纪录。公司 WANO 综合指数平均值持续三年全球领先。
3.3 公司上网电价稳定，部分电站折旧完毕，成本管控优良助推盈利
价格：上网电价稳定，市场化程度逐渐提升。2019-2023 年，公司核电业务加权平均上 网电价在 0.4 元/千瓦时上下小幅波动，电价整体维持稳定。2023 年，公司秦山核电、 田湾核电、福清核电、海南核电、三门核电基地的加权平均上网电价分别为 0.419、0.406、 0.386、0.415、0.420 元/千瓦时。2023 年中国核电的核电市场电交易电量 744.1 亿度， 市场电价 0.4248 元/千瓦时。与各核电基地的价权平均上网电价相比，公司进行市场化 交易的核电市场电价结算均高于各基地平均上网电价。近五年来，公司市场化交易电量 占比逐年提升，已从约 33.7%上升至约 45.3%。
成本：核电成本主要包括折旧、核燃料成本等，长周期折旧减少降低运营成本。其中电 站的固定资产折旧和核燃料成本是核能发电成本中最主要的两部分。2023 年，中国核电 固定资产折旧占比为 38.67%，燃料及其他材料占比为 22.19%；中国广核固定资产折 旧占比 19.77%，核燃料成本占比 15.93%。电站固定资产折旧角度来看，公司核电机组 的完整折旧周期为 15-40 年，平均（价值量加权）折旧周期为 25-30 年，但目前广泛投 建的三代核电技术的核电机组使用寿命可达 60 年。随着电站运营时长增长，公司部分 电站在没有折旧或接近折旧期结束后，仍有较长的使用年限。长周期看，随着折旧及财 务费用成本下降，公司核电资产运营成本呈下降趋势。
3.4 公司技术领先、自主可控，打造中国核名片
热堆技术成熟，公司“华龙一号”打造中国名片。“华龙一号”是我国完全自主知识产 权的三代核电技术，2020 年 11 月 27 日，华龙一号全球首堆——中核集团福清核电 5 号机组首次并网成功。2024 年 11 月 28 日，全球最大“华龙一号”核电基地、我国自 主三代核电“华龙一号”批量化建设首台机组——中核集团漳州核电 1 号机组首次并网 成功，开始向电网送出第一度电，这标志着“华龙一号”批量化建设取得重大进展。 “玲龙一号”技术领先，全球首个模块化小堆工程落地。20 世纪七八十年代，国际原子 能机构开始倡导发展中小型反应堆。公司率先实现技术落地，研发出了具有完全自主知 识产权的小堆“玲龙一号”，成为继华龙一号后的又一自主创新重大成果。“玲龙一号”更小的功率和体积，适配更多的应用场景。不仅可以布置在陆地上，还可以布置在海上 平台、偏远岛礁等，实现供热供电、热电联产等多领域多场景多需求应用。小堆的辐射 应急计划区范围在 300 米左右，而大堆一般是 10 公里。小堆可以建在离城市、离人口 密集区更近的地方，与多用途的应用场景相契合。“玲龙一号”是全球首个通过 IAEA 安 全审查的小型压水堆技术，彰显公司核能技术走在世界前沿。
坚定核能三步走战略，快堆、聚变堆同步发展。快堆具有安全性高、环境排放小的特性、 可适应干旱厂址的优势，更适合于在内陆厂址建设。考虑到沿海厂址的稀缺性，内陆厂 址的快堆型号研发设计迫在眉睫。中核集团在中国原子能科学研究院举办一体化闭式循 环快堆核能系统（简称一体化快堆）创新联合体成立大会，表示将积极推动将一体化快 堆纳入国家科技重大专项，计划于 2035 年左右，建成一体化快堆首个示范工程，实现 商业化示范。聚变方面，中核集团深度参与并牵头承担实施了国际热核聚变实验堆（ITER） 项目核心安装工程。
新能源装机容量快速增长，资源获取能力较高。2023 年，公司全年新增新能源在运装机 容量近 600 万千瓦，年末累计新能源在运装机容量 1851.59 万千瓦，同比增长近 50%， 其中光伏 1256.44 万千瓦，风电 595.15 万千瓦；累计新能源在建装机容量 972.75 万千 瓦，同比增长近 70%。截至 2024 年 9 月末，公司累计新能源在运、在建装机容量分别 为 2414.7 万千瓦、1504.52 万千瓦，较 23 年末进一步实现大幅增长，新能源在运、在 建装机容量扩充迅速。 公司凭借能源领域优越地位，新能源项目获取顺利。2023 年，公司在国家第三批风光大 基地项目申报中，获得多个百万千瓦新能源项目开发权；首个海外项目巴基斯坦 99MW 风电以及哈萨克斯坦 150MW 风电项目成功签订股转协议，实现海外新能源“零”的突 破。2024 年 5 月，我国最大的海上光伏项目——中核田湾 200 万千瓦滩涂光伏示范项 目在江苏连云港正式开工建设。2024 年上半年，公司获取新能源指标 577.56 万千瓦， 其中风电 160.00 万千瓦，光伏 417.56 万千瓦，新能源项目增长具有长期可持续性。
新能源上网发电量稳定提升，风光同步推进。2024 年上半年，公司控股新能源机组发电 量累计为 161.42 亿千瓦时，同比增长 52.87%，新能源上网电量 158.70 亿千瓦时，同 比增长 52.87%。其中：光伏发电量 85.13 亿千瓦时，同比增长 55.07%，机组平均利用 小时数约为 613 小时；风力发电量 76.29 亿千瓦时，同比增长 50.50%，机组平均利用 小时数约为 1064 小时。
公司控股设立中核光电，钙钛矿产业化进展领先。公司控股设立的中核光电科技（上海） 有限公司（简称中核光电）于 2023 年 9 月在中国（上海）自由贸易试验区临港新片区 注册成立，是上海市重点引进的战略性新兴产业项目，引进全球顶尖科学家团队，技术 指标均处于行业领先水平。2023 年成功研发的 1200×650mm²商品级刚性钙钛矿组件效 率高达 18.91%，创造了同尺寸组件的行业最高效率纪录；2024 年成功研发的 1200× 400mm²商品级柔性钙钛矿组件效率高达 17.75%，创造了柔性钙钛矿组件行业最大尺寸 纪录、最高效率纪录。公司目前拥有刚性、柔性钙钛矿太阳能电池的核心技术与全套自 主知识产权，在建 1200×1600mm²刚性钙钛矿光伏组件全自动量产线，在建行业首条 全自动卷对卷柔性钙钛矿光伏组件量产线（连续制备长度达 2000m），钙钛矿技术和产 业化进程均处于行业领先水平。
（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。）
