1、 敬请阅读末页的重要说明 证券研究报告|行业深度报告 2024 年 01 月 25 日 推荐推荐（维持）（维持）智慧能源系列专题报告（八）智慧能源系列专题报告（八）周期/环保及公用事业 本篇报告旨在本篇报告旨在从装机、电价、电量、成本、现金流、估值六个维度从装机、电价、电量、成本、现金流、估值六个维度入手，入手，对对中中国核电与中国广核进行分析，挖掘核电企业国核电与中国广核进行分析，挖掘核电企业的成长空间和投资价值的成长空间和投资价值。核电高速核准节奏不改，装机核电高速核准节奏不改，装机量量有望稳定增长。有望稳定增长。2023 年，我国共核准建设 10台核电机组，维持 2022 年的高核准量。

2、其中，中国核电与中国广核各获批 4台机组，未来装机增长空间较大。截至目前，中国核电控股在建及核准待建机组 15 台，装机容量 1756.5 万千瓦，全部投产后，公司装机容量较当前将有 74.0%的提升。中国广核在建及核准待建机组 11 台，装机容量 1324.6 万千瓦，全部投产后，公司装机容量较当前将有 43.3%的提升。市场化交易电价波动带来的影响有限。市场化交易电价波动带来的影响有限。核电大部分电站均执行计划电价，且部分地区有超额收益回收机制，因此尽管市场化交易占比近一半，但市场电结算价格和计划电价差异不大。若市场化电量占比不变，测算 2024 年江苏市场化交易均价下浮导致的业绩变动占中

3、国核电 2023 年预期归母净利润的比重为-2.2%；2024 年广东市场化交易均价下浮导致的业绩变动占中国广核2023 年预期归母净利润的比重为-1.5%；其余地区核电基本按照计划电价上网。若市场化电量占比增长，以量补价，则市场化电价波动的影响将进一步降低。综合来看，市场化交易电价波动对于核电公司的影响较为有限。国家及地方层面接连出台优先上网政策，核电消纳有保障。国家及地方层面接连出台优先上网政策，核电消纳有保障。核电的消纳顺序优先于火电，近几年一直保持较高的利用小时数。2017 年，国家发改委、国家能源局确定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”。2019 年

4、，国家发改委进一步提出核电机组发电量纳入优先发电计划。主要核电机组所在省份为浙江、江苏、福建、广东等经济大省，近年来用电增速较快，叠加当地政府出台优先上网政策，核电消纳有保障。核电核电成本受铀价波动影响较小，成本受铀价波动影响较小，自由现金流稳中向好自由现金流稳中向好。核电公司营业成本结构较为稳定，铀燃料成本占比约 10%，且通过签订长协稳定原材料采购价格，短期铀价波动对公司影响较小。同时，公司通过降本增效可以很大程度弥补原材料价格上涨带来的影响。现金流方面，测算中国核电的资本开支将于2027年达到峰值，分红具备提升潜力，且自由现金流将于 2029 年回正，内生增长可以更好形成自驱力。中国广核

5、自由现金流始终为正，近几年还有集团电站注入的预期，2024-2030 年每年的核电资本开支预计会保持增长态势。DCF 视角下，核电长期盈利增长可观。视角下，核电长期盈利增长可观。核电商业模式类似水电，折旧结束后将持续贡献丰厚利润。通过计算各电站的现金流对核电企业进行估值，测算中国核电的远期股权价值为 2292.49 亿元，较当前有 47.3%的增长空间；中国广核的远期股权价值为 2487.70 亿元，较当前有 38.0%的增长空间。投资建议。投资建议。核电高速核准节奏不改，装机量有望稳定增长；市场化交易电价波动带来的业绩影响有限，多省出台政策保障核电消纳；核电成本受铀价波动的影响较小，自由现金

6、流稳中向好；分红稳定+偏低估值，彰显较高投资性价比。推荐在建核电装机规模较大，积极开展降本增效行动，股权激励体系完善的中国核电中国核电，建议关注中国广核中国广核。风险提示：风险提示：核电机组安全稳定运行风险、核电机组安全稳定运行风险、审批进度不及预期、审批进度不及预期、项目建设不及项目建设不及预期预期、电价下行风险电价下行风险等等。行业规模行业规模 占比%股票家数（只）226 4.5 总市值（十亿元）3084.3 4.3 流通市值（十亿元）2758.8 4.4 行业指数行业指数%1m 6m 12m 绝对表现-6.9-12.6-7.3 相对表现-5.1 1.3 14.3 资料来源：公司数据、招商

7、证券 相关相关报告报告 1、公用事业 2024 年度策略报告：电改引领价值重估，能源转型火力全开2023-12-01 2、智慧能源系列专题报告（七）：水电资产梳理量价兼具弹性，优质水电成长逻辑顺畅2023-10-10 3、智慧能源系列电力专题报告（六）：从电价上涨&机组延寿假设，看 水 电 核 电 价 值 增 长 潜 力 2023-09-13 宋盈盈宋盈盈 S01 -30-20-10010Jan/23May/23Sep/23Dec/23(%)环保及公用事业沪深300核电行业深度：六核电行业深度：六重因素催化，助力核电价值再发现重因素催化，助力核电价值再发现 敬请阅读末页的

8、重要说明 2 行业深度报告 正文正文目录目录 一、装机：高速核准节奏不改，装机量有望稳定增长.4 二、电价：市场化交易电价波动带来的影响有限.8 三、电量：多省出台优先上网政策，核电消纳有保障.11 四、成本：核电成本受铀价波动影响较小，降费增效正当时.13 五、现金流：资本开支持续增长，核电自由现金流稳中向好.15 六、估值：DCF 视角下，核电长期盈利增长可观.17 1、核电商业模式类似水电，盈利具备可观提升空间.17 2、分红稳定+偏低估值，投资性价比较高.18 3、投资建议.19 七、风险提示.20 图表图表目录目录 图 1：我国历年核准核电机组数量（台）.4 图 2：中国核电在运核电

9、装机容量（万千瓦）及同比增速预测.5 图 3：中国广核在运核电装机容量（万千瓦）及同比增速预测.7 图 4：中国核电市场化交易电量（亿千瓦时）及占比.8 图 5：中国广核市场化交易电量（亿千瓦时）及占比.8 图 6：主要核电机组所在省份用电量同比增速.12 图 7：主要核电机组所在省份用电量占全国比重.12 图 8：各电源平均利用小时数.12 图 9：天然铀现货价（美元/磅）.13 图 10：中国核电营业成本结构.14 图 11：中国广核销售电力业务成本结构.14 图 12：中国核电机组利用小时数高于全国平均.14 图 13：中国核电厂用电率.14 图 14：中国核电每股股利（税前，元/股）及

10、分红比例.19 图 15：中国广核每股股利（税前，元/股）及分红比例.19 图 16：中国核电历年股息率.19 图 17：中国广核 A 股及港股历年股息率.19 9ZwVwUmYjYbVoX7NdN6MoMrRnPnReRmMmNkPoMoQaQpPxOwMmOpQwMqQmQ 敬请阅读末页的重要说明 3 行业深度报告 图 18：主要发电企业 PE（TTM）.19 图 19：主要发电企业 PB（LF）.19 表 1：中国核电控股在运、在建及核准待建机组.4 表 2：中国广核管理在运、在建及核准待建机组.5 表 3：中国核电各机组计划电价及当地燃煤基准价（元/千瓦时）.9 表 4：中国广核各机组

11、计划电价及当地燃煤基准价（元/千瓦时）.9 表 5：江苏中长期电价变动对中国核电预期业绩的影响测算.10 表 6：广东中长期电价变动对中国广核预期业绩的影响测算.10 表 7：核电优先消纳相关政策.11 表 8：华龙一号投资周期内资本开支（亿元）.15 表 9：中国核电 2024-2030 年核电资本开支测算（亿元）.15 表 10：中国核电 2024-2030 年自由现金流测算（亿元）.15 表 11：中国广核 2024-2030 年核电资本开支测算（亿元）.16 表 12：中国广核 2024-2030 年自由现金流测算（亿元）.16 表 13：中国核电 DCF 估值关键假设.17 表 14

12、：中国核电核电机组 DCF 估值测算.17 表 15：中国广核 DCF 估值关键假设.18 表 16：中国广核核电机组 DCF 估值测算.18 敬请阅读末页的重要说明 4 行业深度报告 一、一、装机：装机：高速核准节奏不改，装机量有望稳定增长高速核准节奏不改，装机量有望稳定增长 2023 年核电维持高核准量年核电维持高核准量 10 台，政策支持力度不改。台，政策支持力度不改。复盘我国核电历史，2011-2018 年是我国核电发展的“停滞期”，受福岛事故和自主核电技术不成熟的双重影响，8 年时间内我国仅核准 11 台机组。2019 年后，随着以上影响逐步消除，核电机组核准恢复常态化。2019 年

13、到 2021 年，我国每年核准 4-5 台核电机组。2022 年，核电核准加速推进，当年核电机组核准数量达到创纪录的 10 台。2023 年，我国核准建设山东石岛湾、福建宁德、辽宁徐大堡、浙江金七门、广东太平岭项目共计 10 台核电机组。据中国核能行业协会预计，2030 年我国核电在运装机将达 120GW，装机规模有望成为世界第一；预计到 2035 年，我国核能发电量在总发电量中的占比将达到 10%，相较目前仍有一倍的增长空间。在能源转型的背景下，未来一段时间内，我国核电有望保持每年 6-10 台的建设节奏。图图 1：我国历年核准核电机组数量（台）：我国历年核准核电机组数量（台）资料来源：中国

14、核电网、招商证券 2023 年，中国核电与中国广核各获批年，中国核电与中国广核各获批 4 台台机组，未来装机增长空间较大。机组，未来装机增长空间较大。截至目前，中国核电控股在运机组 25 台，装机容量 2375 万千瓦；在建及核准待建机组 15 台，装机容量 1756.5 万千瓦，全部投产后，公司装机容量较当前将有74.0%的提升。中国广核管理在运机组 27 台，装机容量 3056.8 万千瓦；在建及核准待建机组 11 台，装机容量 1324.6 万千瓦，全部投产后，公司装机容量较当前将有 43.3%的提升。表表 1：中国核电控股在运、在建及核准待建机组：中国核电控股在运、在建及核准待建机组

15、中国中国核电控股在运机组核电控股在运机组 项目名称项目名称 机组型号机组型号 机组容量（万千瓦）机组容量（万千瓦）持股比例持股比例 商运时间商运时间 秦山一核 秦山一期 CP300 35 72%1994 年 4 月 秦山二核 1 号 CP600 67 50%2002 年 4 月 2 号 67 2004 年 5 月 3 号 67 2010 年 10 月 4 号 67 2011 年 12 月 秦山三核 1 号 CANDU6 72.8 51%2002 年 12 月 2 号 72.8 2003 年 7 月 方家山核电 1 号 CP1000 108.9 72%2014 年 12 月 2 号 108.9

16、2015 年 2 月 三门核电 1 号 AP1000 125 56%2018 年 9 月 2 号 125 2018 年 11 月 田湾核电 1 号 VVER-1000 106 50%2007 年 5 月 0445121416 敬请阅读末页的重要说明 5 行业深度报告 2 号 106 2007 年 8 月 3 号 112.6 2018 年 2 月 4 号 112.6 2018 年 12 月 5 号 M310 改进型 111.8 2020 年 9 月 6 号 111.8 2021 年 6 月 福清核电 1 号 CP1000 108.9 51%2014 年

17、 11 月 2 号 108.9 2015 年 10 月 3 号 108.9 2016 年 10 月 4 号 108.9 2017 年 9 月 5 号 华龙一号 116.1 2021 年 1 月 6 号 116.1 2022 年 3 月 海南核电 1 号 CP600 65 51%2015 年 12 月 2 号 65 2016 年 8 月 合计合计 25 台台/2375/中国中国核电控股在建机组核电控股在建机组 项目名称项目名称 机组型号机组型号 机组容量（万千瓦）机组容量（万千瓦）持股比例持股比例 商运时间商运时间 漳州核电 1 号 华龙一号 121.2 51%2024 年 2 号 121.2

18、2025 年 3 号 121.2 2028 年 4 号 121.2 2029 年 海南核电 海南小堆 玲龙一号 12.5 51%2026 年 田湾核电 7 号 VVER-1200 126.5 50%2026 年 8 号 126.5 2027 年 徐大堡核电 1 号 CAP1000 129.1 54%2028 年 2 号 129.1 2029 年 3 号 VVER-1200 127.4 2027 年 4 号 127.4 2027 年 三门核电 3 号 CAP1000 125.1 56%2027 年 4 号 125.1 2028 年 金七门核电 1 号 华龙一号 121.5 50%/2 号 121

19、.5/合计合计 15 台台/1756.5/资料来源：公司公告、招商证券 图图 2：中国核电在运核电装机容量（万千瓦）及同比增速中国核电在运核电装机容量（万千瓦）及同比增速预测预测 资料来源：公司公告、招商证券 注：假设金七门 1、2 号机组均于 2030 年投产 表表 2：中国广核管理在运、在建及核准待建机组：中国广核管理在运、在建及核准待建机组 中国广核中国广核管理在运机组管理在运机组 项目名称项目名称 机组型号机组型号 装机容量（万千瓦）装机容量（万千瓦）持股比例持股比例 商运时间商运时间 23796.22617.42756.43262.83638.23888.541

20、31.5-5%0%5%10%15%20%05000250030003500400045002021A 2022A 2023A 2024E 2025E 2026E 2027E 2028E 2029E 2030E装机容量装机容量同比（右轴）同比（右轴）敬请阅读末页的重要说明 6 行业深度报告 大亚湾核电 1 号 M310 98.4 87.5%1994 年 2 月 2 号 98.4 1994 年 5 月 岭澳核电 1 号 M310 99.0 100%2002 年 5 月 2 号 99.0 2003 年 1 月 岭东核电 1 号 CPR1000 108.7 100%2010 年

21、9 月 2 号 108.7 2011 年 8 月 阳江核电 1 号 CPR1000 108.6 59%2014 年 3 月 2 号 108.6 2015 年 6 月 3 号 CPR1000+108.6 2016 年 1 月 4 号 108.6 2017 年 3 月 5 号 ACPR1000 108.6 2018 年 7 月 6 号 108.6 2019 年 7 月 防城港核电 1 号 CPR1000 108.6 37%2016 年 1 月 2 号 108.6 2016 年 10 月 3 号 华龙一号 118.8 2023 年 3 月 宁德核电 1 号 CPR1000 108.9 33.76%2

22、013 年 4 月 2 号 108.9 2014 年 5 月 3 号 108.9 2015 年 6 月 4 号 108.9 2016 年 7 月 台山核电 1 号 EPR 175.0 51%2018 年 12 月 2 号 175.0 2019 年 9 月 红沿河核电（联营）1 号 CPR1000 111.9 45%2013 年 6 月 2 号 111.9 2014 年 5 月 3 号 111.9 2015 年 8 月 4 号 111.9 2016 年 6 月 5 号 ACPR1000 111.9 2021 年 7 月 6 号 111.9 2022 年 6 月 合计合计 27 台台/3056.8

23、/中国广核中国广核在建机组在建机组 项目名称项目名称 机组型号机组型号 装机容量（万千瓦）装机容量（万千瓦）持股比例持股比例 商运时间商运时间 防城港核电 4 号 华龙一号 118.8 37%2024 年 惠州核电 1 号 120.2 集团委托建设 2025 年 2 号 120.2 2026 年 3 号 120.9/4 号 120.9/苍南核电 1 号 120.8 集团委托建设 2026 年 2 号 120.8 2027 年 陆丰核电 5 号 120 100%2027 年 6 号 120 2028 年 宁德核电 5 号 121 33.76%/6 号 121/合计合计 11 台台/1324.6/

24、资料来源：公司公告、招商证券 敬请阅读末页的重要说明 7 行业深度报告 图图 3：中国广核在运核电装机容量（万千瓦）及同比增速中国广核在运核电装机容量（万千瓦）及同比增速预测预测 资料来源：公司公告、招商证券 注：预计惠州核电 1、2 号、苍南核电 1、2 号分别将于2024/2025 年底注入上市公司，惠州核电 3、4 号于 2029 年注入上市公司；假设宁德核电 5、6 号机组于 2029 年投产，惠州核电 3、4 号机组于 2030 年投产。2826.12938.03056.83175.63295.83536.8 3777.6 3897.6 4139.64381.40%1%2%3%4%5

25、%6%7%8%050002500300035004000450050002021A 2022A 2023A 2024E 2025E 2026E 2027E 2028E 2029E 2030E装机容量装机容量同比（右轴）同比（右轴）敬请阅读末页的重要说明 8 行业深度报告 二、二、电价：市场化交易电价波动带来的影响有限电价：市场化交易电价波动带来的影响有限 核电市场化交易比例逐渐提升核电市场化交易比例逐渐提升。从主要核电机组所在省份的市场化交易政策来看：浙江浙江：核电市场化交易比例相对稳定，在 50%左右。2023 年，浙江省电力交易中心首次增加了核电超额收益回收机制，提出

26、“对核电机组的中长期交易电量，按照双边协商交易形成的中长期合约电价与核电机组上网电价之差的一定比例进行回收（负值置零）”。据中国核电公司公告，位于浙江的秦山核电市场化电价基本按照核准价结算，三门核电市场化电价略高于核准价。江苏江苏：核电市场化交易规模逐年扩大，2022-2024 年分别不低于 200、220、270 亿千瓦时；江苏是唯一一个市场化交易价格可以完全传导到核电运营商江苏是唯一一个市场化交易价格可以完全传导到核电运营商的省份，虽然的省份，虽然 2024 年年中长期交易的电量电价小幅下滑，但市场化交易电量中长期交易的电量电价小幅下滑，但市场化交易电量有所提升，综合来看对核电公司业绩影响

27、有限。有所提升，综合来看对核电公司业绩影响有限。福建福建：要求核电机组全部上网电量（除华龙一号外）参与市场交易，其中华龙一号机组用于优先购电以外的电量参与市场交易。据中国核电公司公告，福清核电市场化电量大部分按照核准价结算，少数在火电标杆电价的基础上上浮。根据中国广核公司公告，福建核电市场化交易均价略高于计划电价。海南海南：核电暂无市场化交易。广东广东：要求岭澳核电和阳江核电全部机组作为市场交易电源，参与市场交易。根据中国广核公告，2023年公司广东年度市场电量共约195亿千瓦时，2024年的年度市场电量上限仍为 195 亿千瓦时。电价方面，广东对核电机组的年度、月度中长期交易电量，按照对应交

28、易品种成交均价与市场参考价之差（负值置零）的 85%从核电机组进行回收。广西广西：要求防城港核电 1、2、3 号机组全电量进入市场。根据中国广核公司公告，广西核电市场化交易结算价格略高于标杆电价。辽宁辽宁：2023 年电力市场化交易方案指出，红沿河 6 号机组电量作为计划电保障居民、农业上网电量，其余机组全部上网电量参与电力市场交易。根据中国广核公司公告，辽宁核电市场化交易价格略高于平均计划电价。综上分析，可见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，只有江苏省可以将市场化上浮部分完全传导到发电侧，但由于2024 年市场化交易电量提升，以量补价，对公司业绩的影响依

29、然较小。图图 4：中国核电市场化交易电量（亿千瓦时）及占比中国核电市场化交易电量（亿千瓦时）及占比 图图 5：中国中国广核广核市场化交易电量（亿千瓦时）及占比市场化交易电量（亿千瓦时）及占比 资料来源：中国核电公司公告、招商证券 资料来源：中国广核公司公告、招商证券 19.66%26.05%33.71%37.06%38.77%43.64%0%10%20%30%40%50%005006007008009002017年年2018年年2019年年2020年年2021年年2022年年市场化交易总电量市场化交易总电量占上网电量比重占上网电量比重14.43%23.80%32.90%3

30、3.50%39.15%55.30%0%10%20%30%40%50%60%02004006008007年年2018年年2019年年2020年年2021年年2022年年市场化交易总电量市场化交易总电量占上网电量比重占上网电量比重 敬请阅读末页的重要说明 9 行业深度报告 测算：测算：市场化电价波动市场化电价波动对对核电核电公司业绩的影响有限公司业绩的影响有限。目前浙江、福建、广西、辽宁等地 2024 年电力中长期市场化交易结果仍未公开披露，综合来看，江苏、广东市场化交易电价波动对于核电公司业绩有一定影响，但经测算该影响较为有限。江苏市场化电价波动对中国核电业绩的影响：江苏市

31、场化电价波动对中国核电业绩的影响：2024 年，江苏省电力中长期市场化交易均价为 452.94 元/兆瓦时，较 2023 年下降 2.9%。2023 年，江苏核电上网电量为 469.07 亿千瓦时，据公司公告，江苏核电市场化交易电量占比约为 55%。假设江苏核电上网电量和市场化交易比例均不变，则则 2024年江苏市场化交易均价下浮导致的业绩变动占年江苏市场化交易均价下浮导致的业绩变动占中国核电中国核电2023年预期归母净年预期归母净利润的比重为利润的比重为-2.2%。2024 年，江苏市场化交易电量下限由 220 亿千瓦时提升至 270 亿千瓦时，若江苏核电整体上网电量不变，市场化电量占比将增

32、长至 57.6%。由于江苏市场化交易电价通常高于核电核准电价，且无超额收益回收机制，随着市场化交易电量占比增长，以量补价，则 2024 年江苏市场化交易均价下浮的影响将进一步降低。广东市场化电价波动对中国广核业绩的影响：广东市场化电价波动对中国广核业绩的影响：2024 年，广东省电力中长期市场化交易均价为 465.62 元/兆瓦时，同比下降 15.93%，较燃煤基准价 453元/兆瓦时上浮 2.79%。2023 年广东核电年度市场电量约为 195 亿千瓦时，占公司广东核电机组上网电量的 17%。假设公司位于广东的核电机组上网电量和市场化交易比例均不变，考虑超额收益回收考虑超额收益回收机制机制，

33、则则 2024 年广东市年广东市场化交易均价下浮导致的业绩变动占中国广核场化交易均价下浮导致的业绩变动占中国广核2023年预期归母净利润的比年预期归母净利润的比重为重为-1.5%。表表 3：中国核电各机组计划电价及：中国核电各机组计划电价及当地燃煤基准价当地燃煤基准价（元（元/千瓦时）千瓦时）省份省份 核电机组核电机组 计划电价计划电价 当地当地燃煤燃煤基准基准价价 计划电价计划电价较基准价浮动比例较基准价浮动比例 浙江省浙江省 秦山一期 0.4056 0.4153-2.3%秦山二核 1-2 号 0.3998-3.7%秦山二核 3-4 号 0.4153 0.0%秦山三核 1-2 号 0.448

34、1 7.9%方家山 1-2 号 0.4153 0.0%三门 1-2 号 0.4203 1.2%江苏省江苏省 田湾 1-2 号 0.439 0.3910 12.3%田湾 3-6 号 0.391 0.0%福建省福建省 福清 1 号 0.4153 0.3932 5.6%福清 2 号 0.3916-0.4%福清 3 号 0.359-8.7%福清 4 号 0.3779-3.9%福清 5-6 号 0.3932 0.0%海南省海南省 昌江 1-2 号 0.4153 0.4298-3.4%资料来源：中国核电公司公告、招商证券 表表 4：中国广核各机组计划电价及：中国广核各机组计划电价及当地燃煤基准价当地燃煤基

35、准价（元（元/千瓦时）千瓦时）省份省份 核电机组核电机组 计划电价计划电价 当地当地燃煤基准价燃煤基准价 计划电价较基准价浮动比例计划电价较基准价浮动比例 广东省广东省 大亚湾 1-2 号 0.4056 0.4530-10.5%岭澳 1-2 号 0.4143-8.5%岭东 1-2 号 0.4153-8.3%阳江 1-6 号 0.4153-8.3%敬请阅读末页的重要说明 10 行业深度报告 台山 1-2 号 0.435-4.0%广西省广西省 防城港 1-3 号 0.4063 0.4207-3.4%福建省福建省 宁德 1-2 号 0.4153 0.3932 5.6%宁德 3 号 0.3916-0.

36、4%宁德 4 号 0.359-8.7%辽宁省辽宁省 红沿河 1-4 号 0.3823 0.3749 2.0%红沿河 5-6 号 0.3749 0.0%资料来源：中国广核公司公告、招商证券 表表 5：江苏中长期电价变动对中国核电预期业绩的影响测算：江苏中长期电价变动对中国核电预期业绩的影响测算 占占 2023 年预期归母年预期归母净利润比重净利润比重 江苏年度江苏年度电力电力交易均价交易均价较基准价较基准价上浮比例上浮比例-20%-15%-10%-5%0%5%10%15%20%江苏江苏核核电电市场市场化电量化电量占比占比 40%-39.3%-36.9%-34.6%-32.3%-29.9%-27.

37、6%-25.3%-22.9%-20.6%45%-34.6%-32.0%-29.3%-26.7%-24.1%-21.5%-18.8%-16.2%-13.6%50%-29.9%-27.0%-24.1%-21.2%-18.3%-15.3%-12.4%-9.5%-6.6%55%-25.3%-22.0%-18.8%-15.6%-12.4%-9.2%-6.0%-2.8%0.4%60%-20.6%-17.1%-13.6%-10.1%-6.6%-3.1%0.4%3.9%7.4%65%-15.9%-12.1%-8.3%-4.5%-0.7%3.0%6.8%10.6%14.4%70%-11.2%-7.2%-3.1%

38、1.0%5.1%9.2%13.3%17.3%21.4%资料来源：wind、招商证券 注：公司 2023 年归母净利润为 wind 一致预期值。表表 6：广东中长期电价变动对中国广核预期业绩的影响测算：广东中长期电价变动对中国广核预期业绩的影响测算 占占 2023 年预期归母年预期归母净利润比重净利润比重 广东广东年度年度电力电力交易均价交易均价较基准价较基准价上浮比例上浮比例-20%-15%-10%-5%0%5%10%15%20%广东广东核核电电市场市场化电量化电量占比占比 17%-3.2%-2.8%-2.4%-2.0%-1.6%-1.2%-0.8%-0.4%0.0%20%4.2%4.7%5.

39、1%5.6%6.1%6.5%7.0%7.4%7.9%25%19.0%19.6%20.2%20.7%21.3%21.9%22.4%23.0%23.6%30%33.8%34.5%35.2%35.9%36.5%37.2%37.9%38.6%39.3%35%48.6%49.4%50.2%51.0%51.8%52.6%53.4%54.2%55.0%40%63.4%64.3%65.2%66.1%67.0%67.9%68.8%69.8%70.7%45%78.1%79.2%80.2%81.2%82.2%83.3%84.3%85.3%86.4%资料来源：wind、招商证券 注：公司 2023 年归母净利润为 w

40、ind 一致预期值。敬请阅读末页的重要说明 11 行业深度报告 三、三、电量：多省出台优先上网政策，核电消纳有保障电量：多省出台优先上网政策，核电消纳有保障 核电的消纳顺序优先于火电，核电的消纳顺序优先于火电，近年来，国家及地方层面接连出台政策保障核电消近年来，国家及地方层面接连出台政策保障核电消纳，并鼓励核电参与调峰调频。纳，并鼓励核电参与调峰调频。2017 年 2 月，国家发改委、国家能源局联合印发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”。除了在上网电量和电价上给予保障，更提出跨省区消纳，要求地方积极配合。2019 年 6 月，国

41、家发改委发布关于全面放开经营性电力用户发电计划的通知，提出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。地方层面，2021 年 2 月，江苏省发布2021 年度全省发电安排指导意见，提出可再生能源按全额消纳预留电量空间，核电、资源综合利用机组按照发电能力预留电量空间；2022 年 5 月，福建省出台“十四五”能源发展专项规划，提出鼓励核电等电源配置储能开展联合调峰、调频。表表 7：核电优先消纳相关政策：核电优先消纳相关政策 部门部门/省份省份 政策政策 出台时间出台时间 主要内容主要内容 国家发改委、国家能源局 保障核电安全消纳暂行办法 2017 年

42、 2 月 核电保障性消纳应遵循“确保安全、优先上网、保障电量、平衡利益”的基本原则，按一类优先保障顺序安排核电机组发电。关于有序放开发用电计划的通知 2017 年 3 月 新核准的水电、核电等机组除根据相关政策安排一定优先发电计划外，应积极参与电力市场交易，由市场形成价格。国家规划内的既有大型水电、核电、风电、太阳能发电等清洁能源发电，以及网对网送受清洁能源的地方政府协议，通过优先发电计划予以重点保障。国家发改委 关于全面放开经营性电力用户发用电计划的通知 2019 年 6 月 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。鼓励经营性电力用户与核电、

43、水电、风电、太阳能发电等清洁能源开展市场化交易，消纳计划外增送清洁能源电量。国家能源局 清洁能源消纳情况综合监管工作方案 2021 年 3 月 督促电网企业优化清洁能源并网接入和调度运行，实现清洁能源优先上网和全额保障性收购；规范清洁能源电力参与市场化交易，完善清洁能源消纳交易机制和辅助服务市场建设。福建省 福建省“十四五”能源发展专项规划 2022 年 5 月 鼓励核电等电源配置储能开展联合调峰、调频；在可再生能源送出集中区选点推进大型电网侧储能电站示范，提升可再生能源消纳能力。海南省 海南省国民经济和社会发展第十四个五年规划和二三五年远景目标纲要 2021 年 3 月 持续深化电力体制改革

44、。扩大电力市场化交易规模，促进清洁能源消纳，提高电力市场化水平。探索建立市场化导向的调峰辅助服务分担机制，促进核电、新能源等各类市场主体积极参与系统调节。海南省高新技术产业“十四五”发展规划 2021 年 7 月 发展风电制氢、水电制氢核核电制氢等可再生能源制氢，解决可再生能源消纳和核电消纳，形成绿色、多元化氢能供应体系，提高海南本地的氢源供给率。江苏省 2021 年度全省发电安排指导意见 2021 年 2 月 可再生能源按全额消纳预留电量空间，核电、资源综合利用机组按照发电能力预留电量空间。广西省 广西壮族自治区清洁能源消纳原则（试行）2021 年 8 月 大力实施绿色低碳调度，确保清洁能源

45、机组优先发电；深挖煤电（含燃煤自备机组）的调峰潜力，充分利用煤电（含燃煤自备机组）、核电机组的调峰能力，充分运用并进一步规范调峰辅助服务市场，最大限度消纳清洁能源。敬请阅读末页的重要说明 12 行业深度报告 辽宁省 辽宁省加快推进清洁能源强省建设实施方案 2022 年 9 月 到 2025 年，全省清洁能源装机占比达到 55%、发电量占比达到 48%以上，系统负荷控制能力达到全省最大负荷的20%以上，核电发电量占比达到 22%以上，非化石能源消费占比年均提升 1 个百分点以上。资料来源：国家发改委、各省政府官网、招商证券 核电机组所在省份电力需求旺盛，电量消纳有保障。核电机组所在省份电力需求旺

46、盛，电量消纳有保障。核电机组主要分布于浙江、江苏、福建、广东和海南，其中，浙江和福建近五年用电量平均增速分别 7.0%、6.8%，均高于全社会用电量平均增速 6.5%；江苏、广东电力需求规模较大，2022年两省用电量分别为 7400和 7870 亿千瓦时，占全社会用电量比重分别为 8.6%、9.1%。此外，海南核电机组全电量保供，上网电量占当地用电量比例接近 25%，电量消纳有保障。得益于良好的消纳状况，近年来，核电利用小时数始终保持在7500-7800 的较高水平，明显高于其他类型的电源。图图 6：主要核电机组所在省份用电量同比增速主要核电机组所在省份用电量同比增速 图图 7：主要核电机组所

47、在省份用电量占全国比重主要核电机组所在省份用电量占全国比重 资料来源：iFinD、招商证券 资料来源：iFinD、招商证券 图图 8：各电源平均利用小时数各电源平均利用小时数 资料来源：iFinD、招商证券 0%2%4%6%8%10%12%14%16%2017年年2018年年2019年年2020年年2021年年2022年年浙江浙江江苏江苏福建福建海南海南广东广东全社会用电量全社会用电量0%1%2%3%4%5%6%7%8%9%10%浙江浙江江苏江苏福建福建海南海南广东广东2017年年2018年年2019年年7089754373947450780276300040005000

48、60007000800090002017年年2018年年2019年年2020年年2021年年2022年年火电火电水电水电风电风电光伏光伏核电核电 敬请阅读末页的重要说明 13 行业深度报告 四、四、成本：核电成本受铀价波动影响较小，降费增效成本：核电成本受铀价波动影响较小，降费增效正当时正当时 2022 年以来，天然铀现货价持续上涨。年以来，天然铀现货价持续上涨。受全球能源危机、地缘政治局势变动等影响，2022 年起，天然铀价大幅震荡。2023 年，铀的主要生产国尼日尔发生政变，全球最大铀矿及铀交易公司卡梅科因矿区生产挑战下调了生产目标，铀价持续走高。截至 2024 年 1 月 23 日，天然

49、铀现货价上涨至 106 美元/磅，同比增长117.4%，为 2012 年以来的历史高点。中国核能行业协会表示，中长期看，欧美核电企业自有库存处于历史低位，同时为了降低地缘风险，多家核电企业长贸合约的签署量增加，会继续提升长期价格，刺激现货价格上涨，直到带动更多的一次供应入市，平抑价格上涨。图图 9：天然铀现货价（美元天然铀现货价（美元/磅）磅）资料来源：numerco、招商证券 核电公司核电公司营业成本结构较为稳定，营业成本结构较为稳定，通过签订长协稳定燃料价格。通过签订长协稳定燃料价格。中国核电：中国核电：公司营业成本中，折旧占比约为 38%-39%；人员费用占比约为12%-14%；运维费占

50、比约为 13%；燃料成本占比约为 22%，其中天然铀占其中天然铀占成本比重约为成本比重约为 10%-11%。据公司公告，压水堆核电站的核燃料使用铀 235含量为 3%-5%的低浓铀，一组燃料组件总重 675KG 左右，长循环 44 组，18 个月换料，预计一次更换重量为 29.7 吨，用量相对固定。为保障原料价格稳定，公司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，因此短期铀价波动对公司影响较小。公司控股股东中核集团的天然铀资源量、产能规模、市场份额等指标均进入全球前列，20212022 年天然铀总销量连续两年跻身全球第二，对稳定天然铀进口

51、价格具有重要意义，也为今后优化全球铀矿产能合作起到强有力的支撑作用。此外，公司还参股了中核集团的天然铀供应商中核铀业，也能在一定程度上保障上游原料价格的稳定性。中国广核：中国广核：公司销售电力业务成本中，折旧占比约为 30%32%，运维费占比约为 33%35%，计提乏燃料处罚金占比约为 7%10%，核燃料成本占比约为 27%。据公司招股说明书，核燃料采购成本中天然铀占比约为 49%，测算天然铀占公司销售电力业务成本比重约为天然铀占公司销售电力业务成本比重约为 13%。公司委托控股股东所属的中广核铀业发展有限公司统一采购核燃料及相关服务，并通过铀业公司与原子能公司及中核建中订立长期合同来采购铀转

52、化及浓缩服务、燃料组件加工服务及其他相关服务，可以有效防范市场价格波动的影响，确保核燃料0204060801001202012/01/022012/04/182012/08/082012/11/262013/03/132013/06/272013/10/142014/01/292014/05/192014/09/042014/12/232015/04/092015/07/302015/11/132016/02/262016/06/142016/09/292017/01/182017/05/052017/08/222017/12/112018/04/032018/07/182018/11/022

53、019/02/192019/06/062019/09/232020/01/082020/04/242020/08/122020/11/272021/03/162021/07/012021/10/182022/02/022022/05/202022/09/062022/12/222023/04/102023/07/262023/11/10 敬请阅读末页的重要说明 14 行业深度报告 价格和供应保持长期稳定。图图 10：中国核电营业成本结构中国核电营业成本结构 图图 11：中国广核中国广核销售电力业务销售电力业务成本结构成本结构 资料来源：中国核电公司公告、招商证券 资料来源：中国广核公司公告、招

54、商证券 成立运维公司实施集约化改革，成立运维公司实施集约化改革，置换置换高息贷款，高息贷款，实现降本增效。实现降本增效。在保证大修安全质量的前提下，中国核电通过对技术的更新优化，缩短大修工期，从而提高机组利用小时数，促进单机发电量增长。公司还通过设立中核运维公司，实现整合内部资源、推动管理标准化、专业化以降低成本，提高管理和运营效率。此外，公司通过技术改造、管理更新等手段，将厂用电率从 2017 年的 6.67%降至 2022年的 6.14%，有助于进一步提高发电效率。财务费用方面，中国核电和中国广核均积极开展高息贷款置换，持续降低融资成本，能够在一定程度弥补原材料成本上涨带来的影响。2023

55、 年前三季度，中国核电财务费用为 54.00 亿元，同比减少 5.51 亿元，下降近 10%；中国广核平均融资成本为 3.30%，比 2022 年全年的 3.89%下降 59BP。图图 12：中国中国核电机组利用小时数核电机组利用小时数高于全国平均高于全国平均 图图 13：中国核电中国核电厂用电率厂用电率 资料来源：中国核电公司公告、iFinD、招商证券 资料来源：中国核电公司公告、招商证券 38%39%38%11%10%11%11%11%11%13%14%13%12%12%14%15%14%13%0%10%20%30%40%50%60%70%80%90%100%2020年年2021年年202

56、2年年固定资产折旧固定资产折旧天然铀天然铀其他燃料成本其他燃料成本运维费运维费人员费用人员费用其他费用其他费用32%31%30%13%13%13%13%13%14%35%35%33%7%9%10%0%20%40%60%80%100%2020年年2021年年2022年年固定资产折旧固定资产折旧天然铀天然铀其他核燃料成本其他核燃料成本运维及其他运维及其他计提乏燃料处罚金计提乏燃料处罚金660068007000720074007600780080002017年年2018年年2019年年2020年年2021年年2022年年中国核电中国核电全国平均全国平均5.6%5.8%6.0%6.2%6.4%6.6%

57、6.8%7.0%2017年年2018年年2019年年2020年年2021年年2022年年 敬请阅读末页的重要说明 15 行业深度报告 五、五、现金流：资本开支持续增长，核电自由现金流稳现金流：资本开支持续增长，核电自由现金流稳中向好中向好 中国核电中国核电：资本开支预计于：资本开支预计于 2027 年达到峰值，具备提高分红基础，年达到峰值，具备提高分红基础，自由现金流自由现金流预计于预计于 2029 年回正年回正，内生驱动力更强，内生驱动力更强。据公司公告，建设周期为 6 年的核电项目实际需要 7-8 年的投资周期，以华龙一号机组为例，前期投入约占 10%，FCD后第一年投资额 10%，第二年

58、 16%，第三年 20%，第四年 19%，第五年 15%，第六年 10%。假设单台 120 万千瓦核电机组投资总额为 200 亿元，根据公司已核准核电及未来每年3台机组核准的预期，加上每年新能源资本开支约200亿元，测算公司 2024-2030 年每年的资本开支约为 800 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稳定在 60%左右，则根据测算，预计公司资本开支将于 2027 年达到峰值，达峰后理论上具备提高分红的基础，预计公司自由现金流将于 2029 年回正，内生增长的驱动力进一步增强。表表 8：华龙一号投资周期内资本开支（亿元）

59、：华龙一号投资周期内资本开支（亿元）FCD 前前 第第 1 年年 第第 2 年年 第第 3 年年 第第 4 年年 第第 5 年年 第第 6 年年 资本开支占比 10%10%16%20%19%15%10%资本开支额度 20 20 32 40 38 30 20 资料来源：公司公告、招商证券 表表 9：中国核电：中国核电 2024-2030 年核电资本开支测算（亿元）年核电资本开支测算（亿元）项目名称项目名称 投运年份投运年份 预计投资额预计投资额 2024E 2025E 2026E 2027E 2028E 2029E 2030E 漳州 1 号 2024 年 201.57 20.16 漳州 2 号

60、2025 年 201.57 30.24 20.16 海南小堆 2026 年 53.13 10.09 7.97 5.31 田湾 7 号 248.50 47.22 37.28 24.85 徐大堡 3 号 2027 年 257.50 51.50 48.93 38.63 25.75 徐大堡 4 号 257.50 51.50 48.93 38.63 25.75 田湾 8 号 248.50 49.70 47.22 37.28 24.85 三门 3 号 203.50 40.70 38.67 30.53 20.35 三门 4 号 2028 年 203.50 32.56 40.70 38.67 30.53 20

61、.35 徐大堡 1 号 211.50 33.84 42.30 40.19 31.73 21.15 漳州 3 号 200.00 32.00 40.00 38.00 30.00 20.00 漳州 4 号 2029 年 200.00 20.00 32.00 40.00 38.00 30.00 20.00 徐大堡 2 号 211.50 21.15 33.84 42.30 40.19 31.73 21.15 金七门 1 号 2030 年 220.63 22.06 22.06 35.30 44.13 41.92 33.09 22.06 金七门 2 号 220.63 22.06 22.06 35.30 44

62、.13 41.92 33.09 22.06 其他机组合计 60.00 120.00 216.00 336.00 450.00 540.00 600.00 核电资本开支合计核电资本开支合计 544.78 602.10 660.96 691.39 657.06 647.34 644.13 资料来源：公司公告、生态环境部、北极星电力网、招商证券 注：假设金七门 1、2 号机组均于 2030 年投产；假设其他新核准机组均为华龙一号，单机组装机容量 120 万千瓦，预计投资额 200 亿元。表表 10：中国核电：中国核电 2024-2030 年自由现金流测算（亿元）年自由现金流测算（亿元）单位：亿元单位

63、：亿元 2024E 2025E 2026E 2027E 2028E 2029E 2030E 敬请阅读末页的重要说明 16 行业深度报告 营业收入 862.56 948.81 1,043.69 1,148.06 1,262.87 1,389.15 1,528.07 yoy 10.0%10.0%10.0%10.0%10.0%10.0%10.0%经营性现金流量净额/营业收入 60%60%60%60%60%60%60%经营性现金流量净额 517.53 569.29 626.22 688.84 757.72 833.49 916.84 资本开支 800.00 800.00 800.00 800.00 8

64、00.00 800.00 800.00 FCFF-282.47 -230.71 -173.78 -111.16 -42.28 33.49 116.84 资料来源：招商证券 中国广核：自由现金流较为稳定，中国广核：自由现金流较为稳定，预计预计 2030 年资本开支达年资本开支达 600 亿元。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，

65、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。表表 11：中国广核：中国广核 2024-2030 年核电资本开支测算（亿元）年核电资本开支测算（亿元）项目名称项目名称 投运年份投运年份 预计投资额预计投资额 2024E 2025E 2026E 2027E 2028E 2029E 2030E 防城港 4 号 2024 年 187.45 18.75 陆丰 5 号 2027 年 191.00 38.20 36.29 28.65 19.10 陆丰 6 号 2028 年 191.00 30

66、.56 38.20 36.29 28.65 19.10 宁德 5 号 2029 年 207.50 20.75 33.20 41.50 39.43 31.13 20.75 宁德 6 号 207.50 20.75 33.20 41.50 39.43 31.13 20.75 其他机组合计 60.00 120.00 216.00 336.00 450.00 540.00 600.00 核电资本开支合计核电资本开支合计 189.01 260.89 363.94 462.60 531.35 581.50 600.00 资料来源：公司公告、生态环境部、北极星电力网、招商证券 注：不考虑惠州、苍南项目；假设宁

67、德核电 5、6 号机组于 2029 年投产，其他新核准机组均为华龙一号，单机组装机容量 120 万千瓦，预计投资额 200 亿元。表表 12：中国广核：中国广核 2024-2030 年自由现金流测算（亿元）年自由现金流测算（亿元）单位：亿元单位：亿元 2024E 2025E 2026E 2027E 2028E 2029E 2030E 营业收入 1,002.15 1,102.37 1,212.60 1,333.86 1,467.25 1,613.97 1,775.37 yoy 10.0%10.0%10.0%10.0%10.0%10.0%10.0%经营性现金流量净额/营业收入 46%46%46%4

68、6%46%46%46%经营性现金流量净额 460.99 507.09 557.80 613.58 674.93 742.43 816.67 资本开支 189.01 260.89 363.94 462.60 531.35 581.50 600.00 FCFF 271.98 246.20 193.86 150.98 143.58 160.93 216.67 资料来源：招商证券 敬请阅读末页的重要说明 17 行业深度报告 六、六、估值：估值：DCF 视角下，核电长期视角下，核电长期盈利盈利增长增长可观可观 1、核电商业模式类似水电，核电商业模式类似水电，盈利具备可观提升空间盈利具备可观提升空间 折旧

69、结束后，利润迎来稳定释放期。折旧结束后，利润迎来稳定释放期。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）偿贷+折旧期：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：）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：）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

70、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。核电核电 DCF 估值估值测算：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：估值结论：当 Ke 为 6.27%时，中国核电的远期股权价值为 2292.49

71、亿元，较 2024年 1 月 25 日的市值 1555.98 亿元有 47.3%的增长空间；中国广核的远期股权价值为 2487.70 亿元，较 2024 年 1 月 25 日的市值 1802.80 亿元有 38.0%的增长空间。测算测算的具体的具体假设如下：假设如下：折旧年限：折旧年限：假设各核电机组的综合平均折旧年限为 35 年，机组剩余折旧年限的加权平均值=(机组装机量剩余折旧年限)总装机量=机组装机量(35已折旧年限)总装机量 上网电价：上网电价：参考 2022 年各地核电平均上网电价进行假设。Ke：假设无风险利率为 3%，风险溢价为 5%，核电行业为 0.6546，计算可得 Ke 为

72、6.27%。表表 13：中国核电：中国核电 DCF 估值关键假设估值关键假设 关键假设关键假设 总投资额（亿元）1.6电站装机量 还款年限 15 贷款比例 80%Ke 6.27%贷款年利率 3.50%利用小时数 7500 燃料费用（元/千瓦 年）400 残值率 2%运维费用（元/千瓦 年）350 所得税率 20%人员费用及其他（元/千瓦 年）385 厂用电率 6.14%资料来源：中国核电公司公告、招商证券 表表 14：中国核电核电机组：中国核电核电机组 DCF 估值测算估值测算 电站电站 剩余折旧年限剩余折旧年限 平均上网电价平均上网电价（元（元/千瓦时）千瓦时）现金流折现现金流折现 秦山核电

73、站 16.0 0.421 633.88 方家山及三门核电站 28.1 0.421 419.97 敬请阅读末页的重要说明 18 行业深度报告 田湾核电站 26.9 0.431 736.04 福清核电站 29.2 0.384 429.88 海南核电站 27.3 0.410 21.52 新增机组 469.64 远期远期股权价值股权价值 2292.49 资料来源：中国核电公司公告、招商证券 注：新增机组现金流按照在运机组现金流新增机组占当前在运核电机组的比例进行计算。表表 15：中国广核：中国广核 DCF 估值关键假设估值关键假设 关键假设关键假设 总投资额（亿元）1.6电站装机量 还款年限 15 贷

74、款比例 80%Ke 6.27%贷款年利率 3.50%利用小时数 7500 燃料费用（元/千瓦 年）400 残值率 2%运维费用（元/千瓦 年）350 所得税率 20%人员费用及其他（元/千瓦 年）400 厂用电率 5.83%资料来源：中国广核公司公告、招商证券 表表 16：中国：中国广核广核核电机组核电机组 DCF 估值测算估值测算 电站电站 剩余折旧年限剩余折旧年限 平均上网电价平均上网电价（元（元/千瓦时）千瓦时）现金流折现现金流折现 大亚湾、岭澳、岭东核电站 16.0 0.41 851.57 阳江核电站 28.1 0.42 526.59 防城港核电站 26.9 0.43 211.77 宁

75、德核电站 29.2 0.41 340.61 台山核电站 27.3 0.44 235.91 新增机组 528.38 远期远期股权价值股权价值 2487.70 资料来源：中国广核公司公告、招商证券 注：新增机组现金流按照在运机组现金流新增机组占当前在运核电机组的比例进行计算。2、分红分红稳定稳定+偏低估值，偏低估值，投资性价比较高投资性价比较高 分红比例稳定，每股分红比例稳定，每股股利股利持续增长持续增长，股息率呈上升趋势，股息率呈上升趋势。据中国核电公司章程，公司每年以现金方式分配的利润不少于当年实现的可分配利润的百分之三十。2017 年以来，公司现金分红比例保持在 35%以上，且每股股利呈上升

76、趋势。据中国广核公司章程，公司现金分红比例不低于当年实现的归属于公司股东的净利润的 30%。同时，根据公司 2021 年发布的未来五年（2021 年2025 年）股东分红回报规划，在 2020 年分红比例（42.25%）基础上，公司 2021 年至 2025年保持分红比例适度增长。2019 年以来，公司现金分红比例由 40.55%增长至44.09%，每股股利（税前）由 0.076 元/股增长至 0.087 元/股。从股息率来看，除 2021 年以外，中国核电股息率均持续增长，2022 年达到 2.8%；中国广核股息率整体也呈现上涨趋势，且港股股息率明显高于 A 股，2022 年达到 5.2%。

77、敬请阅读末页的重要说明 19 行业深度报告 图图 14：中国核电每股股利（税前，元中国核电每股股利（税前，元/股）及分红比例股）及分红比例 图图 15：中国广核每股股利（税前，元中国广核每股股利（税前，元/股）及分红比例股）及分红比例 资料来源：wind、招商证券 资料来源：wind、招商证券 图图 16：中国核电历年股息率中国核电历年股息率 图图 17：中国广核中国广核 A 股及港股历年股息率股及港股历年股息率 资料来源：wind、招商证券 资料来源：wind、招商证券 当前估值偏低，当前估值偏低，具有较大增长空间。具有较大增长空间。截至2024年1月22日，中国核电的PB（LF）为 1.5

78、8，PE（TTM）为 14.77；中国广核的 PB（LF）为 1.58，PE（TTM）为14.77，相较其他电源发电企业，尤其是与核电商业模式类似的水电企业来说，核电企业估值处于相对较低的位置，具有较高的投资性价比。图图 18：主要发电企业主要发电企业 PE（TTM）图图 19：主要发电企业主要发电企业 PB（LF）资料来源：iFinD、招商证券 资料来源：iFinD、招商证券 3、投资建议投资建议 核电高速核准节奏不改，装机量有望稳定增长；市场化交易电价波动带来的业绩影响有限，且多省出台优先消纳政策，保障核电消纳；核电成本结构稳定，受铀价波动的影响较小，且公司的降本增效也可以很大程度上抵消成

79、本端的上涨，自由现金流状况稳中向好；分红稳定+偏低估值，彰显较高投资性价比。推荐在建核电装机规模较大，积极开展降本增效行动，股权激励体系完善的中国核电中国核电，建议关注中国广核中国广核。32%34%36%38%40%42%0.000.050.100.150.202017年年2018年年2019年年2020年年2021年年2022年年每股股利（税前）每股股利（税前）现金分红比例现金分红比例38%39%40%41%42%43%44%45%0.000.020.040.060.080.102019年年2020年年2021年年2022年年每股股利（税前）每股股利（税前）现金分红比例现金分红比例1.5%2

80、.3%2.4%2.6%1.8%2.8%0.0%0.5%1.0%1.5%2.0%2.5%3.0%2017年年2018年年2019年年2020年年2021年年2022年年2.1%2.8%2.7%3.2%3.9%4.5%4.0%5.8%4.2%5.2%0.0%1.0%2.0%3.0%4.0%5.0%6.0%7.0%2017年年2018年年2019年年2020年年2021年年2022年年05.00.51.01.52.02.53.0 敬请阅读末页的重要说明 20 行业深度报告 七、七、风险提示风险提示 我们认为未来核电公司面临的主要风险包括核电机组安全稳定运行风险、审批进度不及预期

81、、项目建设不及预期、电价下行风险四个方面：1）核电机组安全稳定运行风险：核电机组安全稳定运行风险：核电对安全性的要求极高，若发生核泄漏等事故，将严重影响核电公司在运及在建机组的正常运营和建设。此外，核电机组发电量与利用小时数、大修周期等密切相关。随着核电项目调试、运行机组越来越多，核电公司可能面临运维保障能力下降，从而导致机组发电量不及预期。2）审批进度不及预期审批进度不及预期：近两年来核电核准量较高，每年有 10 台机组核准。由于核电装机和发电量增长进度受审批节奏影响较大，若未来国家对于核电的审批进度不及预期，则可能影响核电企业的成长性。3）项目建设不及预期：项目建设不及预期：受到疫情、设计

82、变更、政策等影响，在建项目工程建设进度较计划进度可能存在一定偏差。由于发电企业的收入与成本水平与装机容量紧密相关，若核电项目建设进度不及预期，可能会给企业带来额外的成本甚至损失。4）电价下行风险：电价下行风险：核电公司市场化交易电量占比不断提高，市场化交易电价波动对公司收入影响也持续增加。2022 年因火电成本高企，市场化交易电价多地区涨幅都在 20%左右；2023 年以来煤价中枢有所下降，若各地市场化交易电价下行，将对核电企业业绩产生负面影响。敬请阅读末页的重要说明 21 行业深度报告 分析师分析师承诺承诺 负责本研究报告的每一位证券分析师，在此申明，本报告清晰、准确地反映了分析师本人的研究

83、观点。本人薪酬的任何部分过去不曾与、现在不与，未来也将不会与本报告中的具体推荐或观点直接或间接相关。评级评级说明说明 报告中所涉及的投资评级采用相对评级体系，基于报告发布日后 6-12 个月内公司股价（或行业指数）相对同期当地市场基准指数的市场表现预期。其中，A 股市场以沪深 300 指数为基准；香港市场以恒生指数为基准；美国市场以标普 500 指数为基准。具体标准如下：股票股票评级评级 强烈推荐：预期公司股价涨幅超越基准指数 20%以上 增持：预期公司股价涨幅超越基准指数 5-20%之间 中性：预期公司股价变动幅度相对基准指数介于 5%之间 减持：预期公司股价表现弱于基准指数 5%以上 行业

84、评级行业评级 推荐：行业基本面向好，预期行业指数超越基准指数 中性：行业基本面稳定，预期行业指数跟随基准指数 回避：行业基本面转弱，预期行业指数弱于基准指数 重要重要声明声明 本报告由招商证券股份有限公司（以下简称“本公司”）编制。本公司具有中国证监会许可的证券投资咨询业务资格。本报告基于合法取得的信息，但本公司对这些信息的准确性和完整性不作任何保证。本报告所包含的分析基于各种假设，不同假设可能导致分析结果出现重大不同。报告中的内容和意见仅供参考，并不构成对所述证券买卖的出价，在任何情况下，本报告中的信息或所表述的意见并不构成对任何人的投资建议。除法律或规则规定必须承担的责任外，本公司及其雇员不对使用本报告及其内容所引发的任何直接或间接损失负任何责任。本公司或关联机构可能会持有报告中所提到的公司所发行的证券头寸并进行交易，还可能为这些公司提供或争取提供投资银行业务服务。客户应当考虑到本公司可能存在可能影响本报告客观性的利益冲突。本报告版权归本公司所有。本公司保留所有权利。未经本公司事先书面许可，任何机构和个人均不得以任何形式翻版、复制、引用或转载，否则，本公司将保留随时追究其法律责任的权利。