中国核电研究报告核电基本盘稳步向前风光造就第二增长曲线

中国核电(601985)：每股净资产 3.78元，每股净利润 0.44元，历史净利润年均增长 26.01%，预估未来三年净利润年均增长 16.95%，更多数据见：中国核电601985核心经营数据

中国核电的当前股价 7.05元，市盈率 14.7，未来三年的估值假设和预期收益率如下：
15倍PE，预期收益率 49.41%；20倍PE，预期收益率 99.21%；25倍PE，预期收益率 149.01%；30倍PE，预期收益率 198.81%。

（报告出品方：华创证券）

一、核电稳步推进，风光发展可期

（一）公司发展历程及股权结构

公司前身为秦山核电站，是中国自行投资建设和运营管理的首座核电站。2011 年，公司完成股份制改革，正式更名为中国核能电力股份有限公司。2020 年，公司向控股股东中核集团收购中核汇能有限公司 100%股权，成为集团旗下唯一的新能源发展平台。截至 2021 年底，公司核电控股装机达 2254.9 万千瓦，占全国商运核电机组的 42.25%。

背靠核工集团，央企背景加持。公司第一大股东为中国核工业集团有限公司，持股比例 62.26%，公司实际控制人为国务院国有资产监督管理委员会。

（二）核电装机短期内有所回落，风光迎头而上

截至 2021 年公司总装机 3142.23 万千瓦。核电方面，公司拥有在运核电机组 24 台，装机容量 2254.9 万千瓦，拥有在建核电机组 6 台，装机容量 624.9 万千瓦，核准待开工核电机组 2 台，装机容量 253.9 万千瓦；新能源方面，公司在运装机容量为 887.33 万千瓦，其中包括风电 263.47 万千瓦、光伏 623.86 万千瓦。在建新能源装机容量为 192.18 万千瓦，包括风电 26.95 万千瓦和光伏 165.23 万千瓦。

1、核电方面

核电项目稳步增长，行业龙头地位稳固。伴随公司在业内的探索深耕，近年来公司核电控股装机容量均占我国核电总装机量的 40%以上。2021 年全年公司核电机组发电量为 1731.23 亿千瓦时，较去年同期增长 16.71%。上网电量累计为 1617.26 亿千瓦时，较去年同期增长约 17.11%。公司存量机组平均利用小时数为 7871 小时，较去年同期增加 250 小时。其中秦山一核发电量较上年度有所增加，秦山二核、秦山三核则基本持平。三门核电全年发电量同比增长 5.64%，主要原因为今年机组发电负荷水平有所提高且大修工期提前。江苏核电全年发电量同比增长 36.97%，主要原因为江苏核电 5、6 号机组相继于 2020 年 9 月和 2021 年 6 月投入商运，发电量同比大幅增加。福清核电发电量同比增长 29.40%，主要原因为福清核电 5 号机组于 2021 年 1 月份投入商运，且今年福建省全省来水较少，夏季温度较高，用电需求整体高于去年。海南核电发电量同比增加 2.09%，主要受益于机组整体发电能力和负荷水平的提升。

2、新能源方面

风光装机快速崛起，未来具备较大成长空间。公司在 2020 年构建新能源平台后，风光装机容量迅速上升，截止 2021 年 12 月 31 日，公司在运光伏 623.86 万千瓦，较去年同期增长 78.6%，风电 263.47 万千瓦，较去年同期增长 49.96%。

（三）财务表现稳健，盈利能力稳中有升

公司营收稳中有升，利润增速触底反弹。营收方面，虽 2020 年增速有所下降，但 21 年再次回升。2021 年受益于新增的 2 台核电机组投产及新能源装机规模扩大，全年实现营业收入合计 623.67 亿元，较去年同期增加 19.3%。利润方面，19 年增速回落主要受制于两方面原因。一方面是“十三五”期间三门核电工程的投产不断延期抬升了公司的财务费用。另一方面是公司在 2017-2018 年陆续投产多个核电机组，机组投运后的管理费用由资本化转为费用化。随着核电市场化交易比例的不断上升叠加新能源并表，公司盈利能力自2019年后开始触底反弹，2021年实现归母净利润80.37亿元，较去年同期增加34.05%。

21 年盈利能力修复显著。2019-2021 年间，公司新增机组逐渐投入运营，商运产能充分释放带动 EPS 逐步上行。与此同时，新能源业务板块的大力扩张成为 2021 年 ROE 上扬的核心驱动力。

公司经营性现金流充裕。随着核电装机容量的稳步提升，公司近几年的经营性现金流稳定增长，同时凭借集团背书，公司也可获取市场最低的融资成本奠定其项目收益率底线。

二、核电基本盘稳步向前

（一）行业：火电替代逻辑明确，核电发展可期

1、碳中和背景下，核电乘上发展东风

实现碳达峰、碳中和是党中央的重大战略决策，是一场广泛而深刻的变革。2021 年 3 月 15 日，中央财经委员会第九次会议在研究部署实现碳达峰、碳中和的基本思路和主要举措时指出“深化电力体制改革，构建以新能源为主体的新型电力系统”。中国电力企业联合会于 2021 年 12 月发布的《电力行业碳达峰碳中和发展路径研究》中提出，电力行业碳达峰、碳中和实施路径之一是构建多元化能源供应体系，形成低碳主导的电力供应格局。

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。

当前核能发电占比较少，后续发展空间十分广阔。当前我国能源结构依然是以煤炭为主，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，装机口径占 2.24%，发电口径占比 4.86%，与欧盟和美国的 27% 和 18.91%核电发电占比相比仍有较大差距。因此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，使得其仍处于并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。短期来看，我国 2025 年全社会用电量 92431 亿千瓦时，在核电装机达 7000 万千瓦，年均利用小时数 7500 小时的情况下，我国核能发电将达 5250 亿千瓦时，占全口径发电量的 6%左右；中长期看，我国核电 2030 年、2035 年核电发展规模达到 1.31 亿千瓦、 1.69 亿千瓦，发电量占比达到 10.0%、13.5%，进一步缩小与欧美国家核能发电占比的差距。

2、审批恢复，行业重回增长

19 年后审批恢复正常，政策性风险消除。2011 年福岛核泄漏事件发生后，我国核电项目的审批长期处于停滞起伏状态。直到 2019 年后，漳州核电一期项目，惠州太平岭核电一期项目、海南昌江核电二期工程、浙江三澳核电一期工程、江苏核电机组、辽宁核电机组和海南小堆示范项目相继获批正式标志着我国核电审批秩序已恢复正常。同时，2021 年《政府工作报告》中明确提出在确保安全的前提下积极有序发展核电，这是十年来政府工作报告中来首次用“积极”这个字眼来形容核电发展工作安排。报告指出“十四五”期间国内每年将新增核准 6-8 台核电机组，未来 15 年也将成为我国核电发展的重要战略机遇期。

“十四五”长期规划明确，核电市场理顺成长性逻辑。“十四五”及中长期，我国核电将在确保安全的前提下向积极有序发展的新阶段转变，并预计我国自主三代核电会按照每年 6-8 台的核准节奏，实现规模化批量发展。保守估计每年 4 台机组获批核准，预计到 2025 年，我国核电在运装机 70GWe 左右；到 2030 年核电在运装机容量达 120GWe，十年年复合增长率可达 9.13%，核电发电量约占全国发电量的 8%。

3、自研机组铺平后续发展之路

核电行业壁垒深厚，中国核电与中国广核两家公司形成了双寡头格局，外来企业难以进入，并对现有格局形成威胁，具体来看壁垒可以分为三方面。

1）行政准入壁垒：由于核电行业的特殊性，每个核电项目均要通过严格的审核并在取得许可证后才可开始运作。国家核安全局还会对核电厂的选址、建造、装料等进行审评和监督，生态环境部也会对核电厂周围的辐射环境实施检测，在一系列审查通过后公司才可以取得批准文件和运行牌照。2）资金壁垒：核电作为资本密集型行业初期需要投入大量资金进行设备的采购、建安、调试且还要面临 5 年左右的建设周期。此外新一代技术的研发投入同样需要大量资金支持。3）技术壁垒：设计建造核电站作为一个极其复杂的超级工程，涵盖上千个系统。核电行业作为跨学科领域的集大成者，不仅需要满足合规标准还要综合考虑经济性和先进性，这对核电开发商的技术和管理水平都作出了极高的要求。

自研开发奠定核心优势，“掐脖子”技术不再掣肘公司发展。在自研技术上：中国核工业集团有限公司作为中国核电的大股东，在技术与资源支持方面对其给予了充分倾斜。中核集团旗下的“华龙一号”是当前核电市场接受度最高的三代核电机型之一，是中核集团在 30 余年核电科研、设计、建设、运行和管理经验的基础上，研发设计的具有完全自主知识产权的三代压水堆核电创新成果，满足国际最高安全标准，完全具备批量化建设能力。2022 年 2 月 1 日阿根廷核电公司与中核集团以及中核集团中国中原、中国中原阿根廷分公司正式签署阿根廷阿图查三号核电站项目设计采购和施工合同，预计投资总额 80 亿美元（约 508.84 亿元人民币），印证了公司自研开发技术得到全球认可，奠定核心优势。在技术合作上：中国核电的主要合作对象是俄罗斯，中国广核的主要合作对象则是西方国家，这在不确定的国际局势下存在一定政治风险。相比于中国广核的引进技术再加工的路线，公司自研技术和与俄罗斯的技术合作也降低了非技术因素导致的不利影响，为后续深挖技术护城河，垫平国内外市场订单获取之路。

（二）公司：短期内量价齐升逻辑较为明确

1、公司核电机组运行良好，装机空间打开

中国核电装机容量超 23GW，占据我国核电半壁江山。截至 2022 年 3 月 31 日，中国核电控股在运核电机组 25 台，装机容量 23.71GW，控股在建项目机组 6 台，装机容量 6.353GW，占全国核电总装机容量的 46%，且分布省份集中在工商业发达地区，用电需求广阔，市场化交易比率较高。其中秦山核电 1 号机组于 2021 年 11 月 5 日经国家批准，装机容量由 33 万千瓦变更为 35 万千瓦；秦山核电二期 1 号机组于 2021 年 12 月 22 日经国家批准，装机容量由 65 万千瓦变更为 67 万千瓦。

利用小时数不断改善，发电量稳步提升。随换料大修期的不断压缩，中国核电控股在运机组利用小时数呈现明显上升趋势，2020 年公司大修停工时间较预期减少 50.2 天，进一步提升整体发电量水平。2022 年一季度公司核电机组发电量 443.40 亿千瓦时，同比增长 14.40%；上网电量累计为 417.95 亿千瓦时，同比增长约 15.40%。

2、公司在建工程数量稳定，每年 1GW 装机落地。

公司在十四五规划期间还可以扩容 2.424GW 容量核电站，并于 2026 年当年落地田湾 7 号机组、徐大堡 3 号机组和昌江小堆示范工程机组共计 2.6075GW。因此公司自 2022 年起至 2027 年平均每年将有 1.2GW 装机增量，对应约 95 亿 KWh 的发电量。

3、核电电价对标火电同步上浮，打开溢价空间

核电电价对标火电，市场化交易背景下电价开始进入上行通道。2021 年 10 月 12 日，发改委发布《关于进一步深化燃煤发电上网电价市场化改革的通知》，一方面要求推动燃煤发电量实现 100%市场化交易并且在“基准价+上下浮动”的范围内形成上网电价，另一方面将燃煤发电市场交易价格浮动范围从上浮不超过 10%、下浮不超过 15%扩大至浮动范围均不超过 20%，且高耗能行业不受 20%限制。近年来公司核电的市场化交易比例不断上升，已从 2016 年的 9%上升至 2021 年的 37%。展望未来，公司市场化交易电量有望持续增长，在电价上浮的背景下这将会带来更高的业绩弹性。

公司核电装机主要分布在浙江、江苏、福建等省份。截至 2021 年公司在江苏省的核电累计装机规模为 6.61GW，在公司总装机规模中占比为 29.31%。由于煤价高企，江苏省煤电市场化交易价格上浮 20%，浙江、福建等省份的煤电市场化交易价格亦有一定上浮。

核电交易市场化为公司创造盈利空间。我们以浙江省为例：根据《2022 年浙江省电力市场化交易方案》通知，2022 年浙江全省核电保障用电总量预计达到 592 亿千瓦时，其中包括秦山核电一期 26 亿千瓦时、三门核电 197 亿千瓦时、秦山二期 148 亿千瓦时、秦山三期 58 亿千瓦时以及方门山核电 163 亿千瓦时。根据公司 2020 年浙江省 11 台核电机组利用小时数进行线性外推，预计其在浙江省控股机组 2022 年全年发电量达 716.9 亿千瓦时，因此公司在浙江省市场化交易核电将超过 124 亿千瓦时，市场化交易比率超 17%。

电价上浮理顺公司营收上涨逻辑。按照 2021 年公司的交易平均电价 0.40 元/度及交易电量 1617 亿千瓦时进行测算，若市场化交易电价能实现 5-15%的上浮，假定其他成本保持不变的情形下，收入的增厚即也为业绩的增厚，则对应利润端分别可实现 14.55、21.02、 27.49 亿元的增长。低碳化转型的初期大概率会出现电价中枢的上移，从而在价格端推动公司核电业务收入和业绩的双增长。

（三）更中长期视角：成本不断下降，商业模式后续可对标水电

1、成本：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%

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。

国产核电站技术革新，长运营周期推动降本增效。随着国内“华龙一号”稳定商运一年，且 2021 年 12 月 20 日全球首台并网发电的华能石岛湾核电厂第四代核电技术落地，国内核电站产业已走在世界前列。由于二代核电机组可以使用 40 年，三代技术可达 50-80 年，因此核电机组边际成本在长运营周期下逐渐摊平。

2、商业模式：折旧完成后可对标水电

核电机组实际使用寿命远超折旧期限。公司二代机组折旧年限为 30 年，三代机组为 40 年，均采取较为保守的工作量法进行折旧，在 20 年内全部折旧完毕。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，“现金牛”的经营特性后续将愈发凸显。