核电业务量稳价增，中国核电：风光业务高增长，双核驱动协同强

（报告出品方/分析师：西南证券沈猛）
1 国内核电龙头，大力拓展新能源

1.1 根基牢固，长大可期
四十年文化积淀，奠定核电世界一流地位。
中国核能电力股份有限公司最早可追溯至 1982 年的秦山核电厂，1985 年开工建设我国大陆第一座核电站，实现我国大陆核电“零的突破”；2008 年，成立中核核电有限公司；2011 年股份制改革后，更名为中国核能电力股份有限公司，经过四十年的艰苦奋斗，公司已经迈入世界一流核电公司行列。

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背靠中核集团，推动业务协同发展。
司实际控制人为国资委，第一大股东中国核工业集团对公司持股 63.9%，中核集团是我国唯一有完整核燃料循环产业的企业，旗下的中核建中、中核北方有资质和能力去加工核燃料组件，该领域被中核集团垄断。

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目前公司的天然铀采购由兄弟公司中国铀业公司承接；核燃料循环设备等由兄弟公司中国原子能公司供应工程建设；技术设计等由中国核电工程公司承包。中国核工业集团有限公司拥有完整的核科技工业体系，是公司坚实的后盾，能够全方位支撑公司整合资源，促进核电产业协同发展。

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公司管理层深耕核电领域多年，经验丰富。
公司董事长刘敬先生曾先后就职于核工业二院、江苏核电有限公司、中核集团公司、中核核电有限公司、中国核能电力股份有限公司等公司，具有丰富的管理经验、深度的行业洞察力和技术储备。马明泽先生、陈富彬先生、张勇先生、罗小未先生也均在核电领域耕耘多年，具有丰富的行业经验。
1.2 核电风光双轮驱动，发展动能强劲 “核电+风光”双轮驱动，开启双主业篇章。
目前公司经营核能、风能、太阳能等清洁能源项目的开发投资、运营管理等领域，契合我国能源结构调整战略。
国家大力推动双碳战略的背景下，未来的电源增长将以新能源和核电为主，公司具有广阔发展空间。
2020 年收购中核汇能后，公司成为集团唯一新能源上市平台，加快了公司“核电+新能源”产业发展的战略实施。
2021 年末公司拥有控股运营核电装机容量 22.5GW，占比约 72%；新能源运营装机容量 8.8GW，合计占比 28%，其中风电和光伏分别为 2.6GW/6.2GW，占比分别为 8.3%/19.7%。公司发电量仍以核电为主，核电发电量 1731 亿千瓦时，占比 95%；光伏发电量 49.7 亿千瓦时，风电发电量 45.5 亿千瓦时，但风光增幅上远高于核电。

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核电和新能源业务，齐推业绩高速增长。
2016-2021 年公司营收由 300 亿元增至 624 亿元，5 年 CAGR 达 15.8%，2021 年营收同比增长 19.3%；2016-2021 年公司归母净利润由 44.9 亿元增至 80.4 亿元，5 年的 CAGR 为 12.3%，2021 年归母利润同比增长 34.0%。
2021 年公司营收和归母净利润增幅提速主要是由于新增核电机组福清 5号和田湾 6 号投运，且收购中核汇能带来新能源装机的快速增长。
公司 2019 年归母净利润同比下降主要是机组扩容带来的营业成本和管理费用增幅略高于营收，此外加大了研发投入力度。（报告来源：远瞻智库）
综合来看，公司业绩整体稳步增长，集团唯一新能源上市平台的地位打开了广阔增长空间，发展动能强劲。

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公司盈利能力有所提升，负债状况改善。
自从 2019 年三门核电陆续投产，规模效应凸显，公司销售毛利率和净利率有所提升，2019-2021Q3 毛利率由 41.9%增至 44.8%，同期净利率由 18.3%增至 24.9%，公司盈利能力提升明显；同期公司 ROE 保持稳定，2021Q3 达 9.9%，有所回落，主要原因是权益乘数的降低。
此外公司为优化资本结构，进行再融资以降低财务风险，资产负债率同期由 74.0%降至 69.5%，偿债能力提升；同期公司财务费用率由 15.5%降至 11.1%，盈利质量受益提升。
从长期来看，公司高度重视清洁能源产业发展，牢牢抓住新能源规模发展机遇期，随着新能源业务的快速增长，公司业绩将迎来新一轮的增长。

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2 核电量稳价增促业绩，牌照&技术共筑高壁垒

2.1 行业审批再放开，核电装机稳提升
核电审批重新放开，行业发展空间得到保障。
2011 年日本核泄漏事件使核安全引发广泛关注，且全球首个 AP1000 项目迟迟未投产，我国核电几度出现零审。
没有新增项目审批， 2020 年核电装机容量增速降至六年内最低水平 2.3%。
2018 年 AP1000 全球首堆并网成功，紧接着此后三年核电项目陆续过审，项目审批有望常态化和正常化；2021 年装机同比增速 9.5%，结合中国核能行业协会和有关机构预测，预计核电容量将持续增长， 2025 年达到 70GW。
根据《2019 年全球核电发展数据》，核能发电占比上，其他国家普遍高于中国，最高的法国达 70.6%，而我国仅 4.9%，相较有巨大发展空间。
2021 年我国核能发电量占比达 5.0%，据核能行业协会预计 2035 年有望达到 10%左右。未来将是我国核电发展的重大机遇期，公司核电的长期长大空间得到保障。

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公司核电装机容量稳定增长，未来新项目将持续投产。
2021 年末公司拥有控股在运核电机组 24 台，装机容量达 22.5GW；截止 2022 年 4 月末，公司拥有在建项目 6 台，装机容量约 6.4GW。
2018 年为公司投产大年，同比增速 33.1%，三门核电 1 号、2 号和田湾核电 3 号、4 号均顺利投产，装机容量大幅提升。漳州能源 1 号、2 号预计分别于 2024 年、2025 年投产。
公司核电机组自上而下遍布我国沿海城市辽宁、江苏、浙江、福建、海南等地，其中辽宁、江苏、福建、海南还有核电站在建。

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机组稳定投产，核电经营稳固。
自 2014 年起，公司几乎每年都有核电机组投产运行。
2021 年末我国运行核电机组 53 台，其中公司拥有 24 台，占比 45%。根据公司公告披露，整理在运在建机组投产时间，我们预计 2022-2025 年，公司会陆续投产 3 台核电机组，2025 年末公司将拥有控股在运核电机组 27 台，装机容量约 26.1GW。
此外公司拥有国内最丰富的核电在建和在运机组堆型,其中 HPR1000（华龙一号）是三代中主流的压水堆技术;福清 5 号机组于 2021 年 1 月并网成功，成为全球首台“华龙一号”机组;福清 6 号机组于 2022 年 1 月并网成功，成为全球第三台“华龙一号”机组。

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机组平均利用小时数快速提高，发电量稳步上升。
2021 年公司核电机组发电量为 1731 亿千瓦时，较去年同期增长 16.7%；2021 年机组平均利用小时达到 7871 小时，同比增长 250 小时。
在装机容量和平均利用小时数稳步提升的共同驱使下，发电量也在稳步上升，这主要是因为三门核电、福清核电、海南核电的负荷水平整体的提高，叠加江苏核电的投入商运。

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核电机组运行情况良好，指标全球领先。
公司高度重视核电机组安全水平，定期开展核安全文化，注重管理安全质量，优化大修管理，不断突破安全业绩，提升机组安全稳定运行水平。
核电的平均能力因子自 2017 年开始稳步增长，2020 年达到了 94%，为历史最高水平。
公司生产情况安全良好，运行管理经验丰富，运行指标全国领先，迈入世界一流核电公司行列。

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核电凭借清洁稳定等优势，可替代火电成为清洁能源的基荷能源。
与其他能源相比，火电可配合风光等新能源发挥调峰价值，但火电成本易受煤炭价格的影响，具有强周期性，虽然短期对促进能源结构转型具有重要意义，但长期来看违背构建清洁能源体系的初衷；水电作为清洁能源，优先发电且可以参与调峰储能，但受资源总量限制，很难大面积的对冲遍布全国的新能源；纯风光能源仍有不够稳定等劣势。
核电凭借其高效环保、清洁稳定的优势，可替代火电作为构建清洁能源体系的基荷能源。
公司可牢牢抓住新能源规模发展机遇期，联动开发清洁能源，打造以核电为代表的稳定基荷能源与间歇性、分散性可再生能源互补可持续发展的经营平台。

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2.2 电价上浮空间打开，市场化程度提升
能源结构持续优化，电能供需紧平衡。双碳战略下，能源转型步伐加快，近年来非化石能源占比不断提高，2020 年占比约为 19.6%。
根据国网能源院的《中国能源电力发展展望》数据披露，就一次能源供应结构而言，非化石能源占比有望将在 2040 年超过 50%，成为我国能源供应主体。
尤其终端能源消费环节推行电能替代政策后，改变了过去依靠煤油等化石能源的消费方式，能源转型发展呈现明显的电气化、清洁化趋势。
双循环发展带动了用电量的持续增长，电能需求逐年上升，2020 年电能占终端能源消费比重达到 27%左右，2021 年全社会用电量达到 8.3 万亿千瓦时，同比增速 10.7%，据中电联预计 2035 年我国社会用电量将达到 12.1 万亿千瓦时。2021 年电力消费强劲，个别地区的少数时段出现拉闸限电，供需紧平衡。

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电价市场化改革，推动核电电价提升。
煤炭价格上升，导致国内火电企业面临成本压力，而国内电能需求不断增加，电力供应又偏紧，为缓解该局面，相关部门对电价进行调整，由原来的交易电价浮动范围上浮不超过 10%、下浮原则上不超过 15%，调整为上下浮动原则上均不超过 20%，此外高耗能企业市场交易电价不受上浮 20%限制。
2022 年 4 月公司核电站所处各省的月平均上网电价较煤电基准价都有较大幅度的溢价，其中海南省 20%；浙江次之为 19.3%。
此外参与市场化的核电价格较核定电价也有不同程度的溢价幅度，随着燃煤电价市场化，同样作为基核能源的核电有望受益于其市场化，迎来核电电价市场化。

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电量市场化交易占比逐年增加，将显著带动公司业绩提升。
各售电公司努力开发电力市场，公司市场化交易的比例在逐渐升高，田湾售电公司签约 24 家电力用户，福清售电公司则签约 345 家电力用户，2016-2020 年公司市场化交易占比由 9.0%快速增至 37.1%。
随着电改政策的不断推进，浙江江苏等地发布的有关 2022 年电力市场交易的公告都对核电市场化要求较高，公司绝大多数的核电机组位于浙江江苏两地，公司参与市场化的比例有望继续提高，预计 2021、2022 年公司市场化交易占比将分别达到 39.5%/41.4%，核电不会像火电企业面临着成本压力，预计市场化占比提升会显著带动公司业绩提升。

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我们对 2022 年公司核电业务盈利增长进行测算：
假设 1：公司 2022年核电参与市场化电价选取 2020年披露的各省份上网电价溢价 10%，按照增值税率 13%计算不含税电价测算营收。
假设 2：公司福清 5、6 号机组为“华龙一号”，选取公司 2018 年至今投产机组核电电价均值 0.4008 元/千瓦时测算。
假设 3：机组平均利用小时数与 2021 年持平，假设 7871 小时进行测算。
假设 4：上网电量按照公司公告《2021 年发电量公关》测算，即各省核电站上网电量占比约为 93%。
假设 5：根据《2022 年浙江省电力市场化交易方案》，秦山一期二期、方家山核电站市场化比例约为 50%，秦山三期核电站市场化比例约为 40%，三门约为 10%；
根据江苏省《关于开展 2022 年电力市场交易工作》中的江苏核电全年交易市场交易电量≥200 亿千瓦时（年度交易≥160 亿千瓦时），我们假设市场化比例约为 49%；
根据福建省发布的《关于明确 2022 年电力中长期市场交易有关事项》披露，假设核电机组市场化交易占比约为 60%，华龙一号机组约为 15%；
根据海南省《2022 年电力中长期市场化交易方案》中提及核电企业不参与年度市场交易，月度适时参与，我们假设其全年参与市场化比例约为 15%。

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量价齐升带动 2022 年核电营收有望 629.1 亿元，对应归母净利润 94.3亿元，若电价上浮有望进一步增厚业绩。
根据测算，2022 年公司核电项目发电量累计 1866 亿千瓦时，较 2021 年的 1731 亿千瓦时增加了 135 亿千瓦时，上网电量累计 1736 亿千瓦时，较去年增长 7.3%，公司参与市场化比例大约为 41.4%，核电市场化比例进一步提高。
核电项目营收 629.1亿元，对应归母净利润 94.3 亿元，主要是因为公司参与市场化的上网电价有所提升叠加参与市场化比例的稳步增加。
如果在 2022 年电价基础上电价再上浮 5%，收入将增厚 13.3 亿元，对应归母净利润 2.0 亿元。
如果上浮 10%，公司核电项目收入将增厚 26.7 亿元，对应归母净利润 4.0 亿元。

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2.3 技术牌照共筑高壁垒，行业呈现双寡头格局
核电技术壁垒突出，全面迈入三代核电。
核电技术迭代更新，目前三代技术是全球主流，仅有六个国家具备出口三代机组实力，我国三代核电技术成熟，已成为真正掌握自主三代核电技术的国家，且正在大力研发四代核电，四代技术中的石岛湾高温气冷堆核电站有望在 2022 年投运。
公司的三门机组（AP1000）、田湾 3、4 号机组（VVER-1200）和福清 5、6号机组（HPR1000）都是第三代核电技术，目前在建的 6 台机组皆是应用了第三代核电技术。
就三代技术中的华龙一号（HPR1000）而言，反应堆采用能动技术和非能动技术相结合的双保险控制系统，能有效抵御地震等不可抗力因素，最大程度上保障核电安全性。
其中非能动系统主要有三部分，首先是能及时冷却堆芯的冷却水箱，其次是可将氢气转化为水，防止氢气爆炸的消氢装置，最后是不仅能抵抗撞击，还能防止放射性物质泄漏的双层外壳。

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公司研发投入持续加大，布局技术服务产业。
2020 年加大研发力度，将技术服务作为新的经济增长点进行培育，积极开拓技术服务市场，延伸产业价值链，累计新签技术合同金额超 11 亿元，研发投入营收占比达到 2.6%，研发人员占公司总人数比重为 17.2%，均为历史最高水平。
公司技术服务已经初具品牌效应，获得业内一致认可。
根据公司年报披露，核技术服务 2020 年创收 8.1 亿元，打造了一批 2000 多名的专业核电运维团队，推出多款具有核电特色的技术服务产品，累计新签技术合同金额超 11 亿元。根据公司“十四五规划目标”，预计到 2025 年核技术服务实现产值翻番。

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公司推进建设小型堆“玲珑一号”，战略布局优势凸显。
传统大型核电技术主要用于发电，而小型堆则可用于供电热汽、海水淡化、制氢，将核能综合利用，将充分释放核能多用途利用潜能，推进协同创新，构建小型堆与新能源协同的电源结构，作为稳定且灵活性强的基荷能源和间歇性的风光互补，组成稳定的分布式能源系统。目前全球多个国家正在积极研发和开展商业化工作，加紧推进小堆进程。
截止 2021 年末已有 19 个国家正在开发或建设至少70 座小型堆，目前全球仅俄罗斯的罗蒙诺索夫号已投运，中国石岛湾高温气冷堆和阿根廷CAREM-25 有望在两年内投运；美国“NuScale”和“mPower”，俄罗斯“KLT-40S”和“MBIR”、日本“IMR”，韩国“SMART”，英国、加拿大、乌克兰等国都在加紧各自正处于研发设计、许可申请、开工建造的小堆进程。
公司的三代核电技术“玲珑一号”成为全球首个陆上商用模块化小堆，已经开工建设, 据公司公告披露预计 2026 年建成。
此外公司已加入三代核电技术“国和一号”产业链联盟，集团大西北的矿区用地也有潜在开发可能，公司具有风光资源优势，“核电+风光”的战略布局优势突出，公司将有机会一直拥有持续合理利润。

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技术和牌照造就高壁垒，行业呈现双寡头格局。
对比不同电源 2020 年的单位投资成本，二代核电的单位投资成本 12.4 元/MW，公司三代核电单位造价 16.6 元/MW，仅次于海上风电的单位投资成本，核电行业重资产，对资金要求较高。
随着核电技术的迭代进步和设备制造国产化率的提高，核电造价有望进一步下降。
此外对技术和安全要求也较高，核电业主资质严格，目前我国仅有四家拥有核电运营牌照，根据中国核能行业协会发布的《全国核电运行情况（2021 年 1-12 月）》显示，截止 2021 年末，中国核电、中国广核、国电投和华能装机容量占比分别为 42.9%/49.7%/4.6%/2.8%，其中中国核电和中国广核市场份额合计超 90%，行业高度集中，呈现双寡头格局。

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3 风光业务接力高增长，双核驱动协同效应强

3.1 新能源装机高速提升，打造第二增长曲线
十四五规划风光装机 30GW，2021 年新增 3.6GW 装机。公司收购中核汇能后，实现资源整合，注入新能源资产，构建新能源平台，大力推动风光装机规模扩张。

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2021 年公司新能源在运装机量 8.9GW，同比大增 69%，根据我们测算，预计 2025 年新能源装机容量将达到 30.9GW，增长空间广阔。
此外，母公司出具了避免同业竞争承诺函，奠定了国内唯一核电与新能源同一上市平台的地位。依托着基地原有的滩涂矿区优势，进行风光布局，公司在新能源领域有着可观发展空间，2021 年公司新增风光装机达 3.6GW，仅低于三峡能源。

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十四五风光装机规划 CAGR 达 42%，位居行业前列。
根据各新能源运营商十四五规划，中国核电十四五风光装机的 CAGR 达 42%，公司牢牢抓抓新能源发展机遇期，风光装机容量大幅增加，CAGR 同行中排名较前。

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通过收购中核汇能，新能源业务实现跨越式发展。
公司高度重视清洁能源产业的发展，收购母公司旗下的中核汇能公司以后，公司新能源发电量和电量收入实现跨越式增长，2021 年新能源电量同比增长 69%至 9514GWh，2020 年公司新能源电量收入同比增长 850%至 30.9 亿元，新能源装机量的大幅增长拉动公司发电量和发电收入的高速增加，未来装机的稳步提升将会是公司经济增长的重要支撑。

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公司依托集团优势，资源获取能力强。
各省市聚焦“双碳”战略目标，积极推进清洁能源产业布局，调整能源结构。依托集团的核工业全产业链优势，公司的“核电+新能源”式清洁能源布局紧抓“十四五”清洁能源发展机遇，发展空间宽广。公司先后与多地洽谈并签署协议，携手走出绿色发展新道路。

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3.2 资金充沛，稳定现金流推动业务协同发展
资金实力较强，保障公司战略实施。
公司近年经营性现金流净额保持稳定的高速增长， 2019-2021Q3 公司经营性现金流净额分别为 261/311/280 亿元，增速分别为 11%/19%/26%。

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公司固定资产/营业成本占比较大且稳定，2019-2021Q3 固定资产折旧分别为 93/108/111 亿元，固定资产/营业成本占比分别为 41%/40%/39%，有微降趋势。
公司项目一般折旧年限都会低于机组使用年限，待机组折旧年限到期后，预计后期会迎来净利润大幅增长，公司现金流稳定增长，总体资金实力较强，有利于战略实施，投建新能源项目，抢占新能源高地。

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公司货币资金充沛，叠加应收款若得到发放，将大力助推新能源项目投资。
2021Q3 末公司拥有货币资金 161 亿元，资金充沛，另有应收账款 148 亿元，增加主要是因为公司发电量增加和新能源规模增加导致的补贴款增加，明确提出“推动解决可再生能源发电补贴资源缺口”，有望解决补贴回流问题。
2021 年 Q3 公司货币资金达 161.2 亿元，大幅领先同行，在电力公司中资金量占有优势，能充分支撑新能源项目投资，进一步提高公司盈利质量。

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公司融资优势明显，利于新能源扩张。
公司在 2018 年以前融资成本保持在 2.5%以下， 2019、2020 年融资成本有所上升，主要因为 2018 年投产了 4 台机组，导致利息费用全部费用化及公司发行了可转债等。
公司融资成本在绿电板块中有一定相对优势，处于相对低位，融资成本较低，融资能力较好，利于公司十四五期间风光业务的扩张。

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发债成本逐年降低，利于增强新能源项目盈利能力。
根据公司从 2020 年至今为止的债券募集说明书披露数据表示，同为 3 年期的债券，公司的票面年利率一直降低，从 2020 年 9 月的 4.27%降到 2022 年 3 月份的 2.84%，发债成本的下降有利于增加公司新投产的新能源项目的净利润，提高项目盈利质量。

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我们对公司投建风光项目的资本性支出进行了测算：
假设 1：根据公司十四五规划，预计 2025 年末新能源装机容量达到 30GW，年均 5GW 增幅。公司 2021 年新增 3.7GW,按照这个趋势，我们假设公司 2022、2023、2024、2025 年新能源新增装机容量分别为 4、5、6、7GW，其中风光占比取 2021 年风光占比 1：3 进行测算。
假设 2：公司的新能源项目自有资金投入比例为 30%。
假设 3：根据《2021 年风电行业发展研究报告》中披露的各种发电成本的数据，假设 2022 年光伏系统初始投资成本 4.5 元/W，2022 年风电系统初始投资成本 6 元/W。

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进一步对公司在建核电项目资本性支出进行测算：
假设 1：漳州 1、2 号机组单位造价参考公司 2020 年报披露数据计算。
假设 2：田湾 7、8 号机组和徐大堡 3 号机组单位造价参考 2019 年报中披露的同样作为 VVER-1200 机型的田湾 3、4 号机组数据测算。
假设 3：海南小型堆假设含平台及配套建设，约为 45000 元/千瓦。

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假设 4：根据 2020 年公司年报披露，漳州 1、2 号机组预计分别于 2024 年和 2025 年投产，两台机组已累计投资 107.3 亿元，假设累计投资金额均分，余下几年按照年均投资，漳州 1 号机组约 37.0 亿元，漳州 2 号机组约 29.6 亿元。
假设 5：根据公司公告披露，田湾 7、8 号机组预计分别于 2026 年和 2027 年投产，假设 6 年年均投资 38.1 亿元。
假设 6：根据公司公告披露，徐大堡 3 号机组预计 2026 年投产，2021 年至 2026 年共 6 年，假设资本性支出按照年均进行投资，约 38.4 亿元。
假设 7：根据公司公告披露，海南小型堆机组预计 2026 年投产，开工建设 6 年，假设按照年均投资，约 9.4 亿元。

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4 盈利预测与估值

4.1 盈利预测
我们对公司盈利预测的关键假设如下：
装机容量：根据公司核电机组预期投产时间和十四五规划预测，预计公司 2021-2023 年总装机容量分别为 31.4/36.6/41.6GW，其中核电装机容量随着核电机组的投产稳定增长，而新能源按照十四五规划增速迅猛。
利用小时数：根据机组历史数据、用电需求预期等进行预测。
上网电量：根据公司各业务预测装机容量和利用小时数计算得出。预期核电部分上网电量温和增长，而新能源上网电量因新能源业务的爆发式增长而大幅增长。
电价：结合各省市公布的市场化电价和各核电机组的核定电价预测。

核电业务量稳价增，中国核电：风光业务高增长，双核驱动协同强-39.jpg

4.2 相对估值
我们对公司核电和新能源业务进行分部估值。
核电业务对标核电行业的中国广核，此外考虑到核电商业模式类似于水电，选取华能水电和长江电力作为可比公司，2022 年平均 PE 为 15.8 倍，公司核电业务 2022 年预计归母净利润 94.3 亿元，给予 16 倍 PE，对应市值 1509 亿元。
新能源业务选取三峡能源、龙源电力、节能风电、吉电股份作为可比公司，2022 年平均 PE 为 19 倍，公司新能源业务 2022 年预计归母净利润 12.0 亿元，给予 20 倍 PE，对应市值 241 亿元。
综合来看，公司 2022 年总市值为 1750 亿元，对应目标价为 9.28 元。

核电业务量稳价增，中国核电：风光业务高增长，双核驱动协同强-41.jpg

5 风险提示

电价上涨不及预期、项目建设不及预期。

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