中国广核：从大亚湾起步已成为中国核电运营半壁江山

  国内核能发电半壁江山，盈利规模高度相关于电量规模。中国广核最早可追溯到我国首座大型商用核电站大亚湾核电站。2014 年企业成立，中广核集团将相关核电资产注入公司，公司同年年底在港交所上市，并在2019 年登陆深交所，实现两地上市。

  国内核能发电半壁江山，盈利规模高度相关于电量规模。中国广核最早可追溯到我国首座大型商用核电站大亚湾核电站。2014 年企业成立，中广核集团将相关核电资产注入公司，公司同年年底在港交所上市，并在2019 年登陆深交所，实现两地上市。

  起步于我国大陆首座商用核电站大亚湾，为中广核集团下唯一核能发电上市平台。中国广核最早可追溯到负责我国首座大型商用核电站——大亚湾核电站建设运营的广东核电合营公司。2014 年中国广核正式成立，中广核集团将已投产的大亚湾、岭澳、岭东、阳江核电站及相关核电资产注入公司，并于同年年底在港交所上市，成为集团内唯一核能发电上市平台；2019 年，公司成功登陆深交所实现两地上市。

  作为集团内部核能发电唯一平台，中广核集团承诺在新建机组正式开工后的五年内将资产注入上市公司。因此回顾公司发展历史不难发现，在新机组立项及开工阶段，一般由中广核集团控股，中国广核为委托管理单位；而后公司通过收购等方式获得项目控制权，从而扩充自身资产规模。

  我国核能发电半壁江山，截至 2023H1 公司核电装机容量及发电量占比均超 50%。截至 2023 年上半年，公司管理的在运核电机组容量 3056.8 万千瓦，占全国在运核电总装机的 53.85%；其中控股子公司装机容量 2385.4 万千瓦，占公司管理的在运机组容量的 78.04%。2023 年上半年，公司管理的在运核电机组发电总量 1132.92亿千瓦时，占全国在运核电机组发电总量的53.46%；其中控股子公司发电量880.25亿千瓦时，占公司管理的在运机组发电量的 77.70%。

  自上市起公司由中广核集团控股、由国务院国资委实控，股权结构长期稳定。企业成立之初由中广核集团、广东恒健投资和中国核工业集团共同发起；其中中广核集团和中国核工业集团由国务院国资委控股、广东恒建投资由广东省国资委控股。截至 2023H1，中广核集团直接持有公司 58.91%股份，为公司控制股权的人；国务院国资委通过中广核集团和中国核工业集团控制公司 62.23%股份，为公司实际控制人。自上市起公司由中广核集团控股、由国务院国资委实控，股权结构长期稳定。

  中广核集团业务覆盖铀矿资源、核燃料组件、核电站工程建设及核电项目管理，核能发电全产业链布局为公司赋能。公司控制股权的人中广核集团自上世纪 80 年代起至今积累了丰富的民用核电项目建设运营经验，能够为企业来提供较为完整的业务支持：（1）上游原材料方面，中广核集团下属中广核铀业公司具备核燃料进出口专营资质，能利用海外铀资源和中外共建组件厂，保证公司核燃料供应；（2）核电站工程方面，2016 年公司收购了中广核集团下属的工程公司 100%股权，有助于公司更高效统筹核电站建设、实现内部一体化管理、控制整体工程造价。

  公司主业为核能发电，故销售电力构成公司最主要的业绩来源，当年营收及利润规模与当年核电上网电量高度相关。2014 年-2022 年，公司控股子公司上网电量从 629.78 亿千瓦时上升至 1564.62 亿度，CAGR 为 12.05%；同时公司营收规模从208.53 亿元增长至 828.22 亿元，CAGR 为 18.82%，实现规模提升。

  上市以来公司营收、净利润规模实现增长，归母净利润增速受机组停机检修及工程业务利润率拖累。2022 年，公司实现盈利收入 828.22 亿元，同比+2.66%，2014 年以来 CAGR 为 18.82%；实现归母净利润 99.65 亿元，同比+2.39%，2014 年以来CAGR 为 7.40%。

  公司归母净利润的 CAGR 低于营收，且同比增速自 2019 年以来有所放缓，根本原因为 1）核电营收占比下降：2019 年以来公司机组投产规模与发电量增速会降低，此外 2021 年 7 月至 2022 年 8 月台山 1 号机组因燃料破损停机检修，导致销售电力占总营收比重由 2019 年的 86.71%下滑至 2022 年的70.16%。2）公司整体毛利率受工程业务毛利率拖累：2022 年公司销售毛利率水平为 33%，其中核电 46%，常年维持在 45%左右；而 2022 建筑安装与设计服务毛利率为 1%。随着毛利率偏低的建筑安装与设计服务营收占比提升，公司整体毛利率受其拖累，利润增速也相较趋缓。

  期间费用率有效改善，财务费用率维持偏高水平。2022 年公司期间费用率为13.20%，较 2014 年下降 7.15pct，整体呈下降趋势，期间费用率得到一定效果改善。具体费用方面：（1）2022 年公司财务费用率为 7.96%，财务费用自 2014 年以来一直为公司主要的费用来源。由于核电运营为重资产行业且新项目建设周期较长（类似大中型水电站），公司在产能扩张周期中需要积极筹资以应对新建产能所需资本开支，故在此周期中财务费用率相比来说较高。产能投放周期开始之后，财务费用率将有效下行。（2）2022 年公司管理费用率为 5.18%，相较 2014 年的 7.69%下降2.51pct，管理费用得到明显控制。（3）2022 年公司销售费用率为 0.06%，持续维持较低水平。

  核电资产现金流创造能力强，电力销售业务资金回流快。得益于核电资产本身的类债属性，项目投运后最主要成本是折旧，因此能够创造高度稳定的现金流。公司自 2019 年起经营性净现金流稳定在 300 亿元以上，2022 年为 313.68 亿元。此 外，由于公司销售电力业务回款能力较强，公司 2014-2022 年平均收现比达 111.89%，持续保持在 100%以上；净利润现金含量方面，2022 年为 314.79%，2014- 2022 年平均为 273.89%。公司现金流及回款能力持续优秀，展现公司优质运营型 现金流资产特性。

  2022 年公司加权 ROE 为 9.63%，杜邦分析视角下总资产周转率提升明显。2022 年公司加权 ROE 为 9.63%，较 2015 年的 11.36%小幅下降 1.73pct。从杜邦分析视 角拆解发现：（1）2015-2022 年公司销售净利率下降 11.57pct 至 18.40%，主要原 因或为建造工程及设计服务业务拖累；（2）2015-2022 年公司总资产周转率由 0.13 上升至 0.20，体现公司营运能力得到良好提升；（3）2022 年公司权益乘数为 2.59， 相较 2015 年的 3.23 下降明显。资产负债率方面，2022 年为 61.39%，相较 2015 年下降 7.64pct，表明公司整体对财务杠杆的依赖程度下降。

  1.4、分红政策：承诺至 2025 年逐年提升分红率，每股派息持续提升彰显类债资产属性

  承诺至 2025 年股利支付率保持适度增长，每股分红金额呈上升态势。依据公司发布的《未来五年（2021 年-2025 年）股东分红规划》，公司承诺除经营情况出现重大变化，2021-2025 的五年间，分红比例将在 2020 年的 42.25%基础上保持适度增长，2021、2022 年已分别为 43.58%和 44.09%。2015 年至 2022 年，公司每股股利从 0.04 元/股增长至 0.09 元/股，每股分红呈增长态势，彰显类债资产投资价值。

  核电具有低碳高效的特点，我国核电占比明显低于全球水平。相比于其他发电方式，核电利用小时数高、度电成本较低，具有低碳、稳定、高效的特点，适合作为优质基荷电源发展。而从电源结构上看，2022 年我国核电占比仅为 4.73%，不 仅低于核能利用大国法国的 63.30%，也明显低于全球中等水准的 9.15%，我国核 电占比仍有较大的提升空间。

  我们在 2019 年 3 月 4 日发布的研究报告《水电行业深度报告：国之重器，宁静致远》中，将水电项目的全生命周期分为四阶段，其中第一阶段为投建期，二-四阶段为现金流特征各不相同的运营期。我们构建了单个百万千瓦核电机组的全生命周期运行模型发现，与水电项目类似，单核电项目全生命周期可划分为相同的四个阶段：

  ➢ 投建期（资金需求量大，典型重资产模式）：以当前我国主流三代核电机组“华龙一号”为例，单千瓦装机成本约 2 万元。此阶段项目只有投资现金流的大量流出，在建工程一直增长，而无营业收入。

  ➢ 运营阶段一（还本付息期+折旧）：由于重资产属性，核电项目在进入运营期后通常折旧占总经营成本的约30%，其余成本主要以财务费用（占比约 20%）、燃料（占比约 15%）、运维（占比约 10%）、人员及其他（占比约 25%）构成。由于折旧为非付现成本，故一旦进入运营期核电可产生大量现金流，一方面用于偿还债务本金，另一方面结余现金支撑下个核电项目建设。总体表现为财务费用持续下降，利润、现金流逐步抬升。

  ➢ 运营阶段二（稳定低利息支出+折旧）：当项目的有息负债率达到目标值之后，项目经营所产生的现金将不再继续大量偿债，利息支出将维持较低水平。同时运营仍会产生大量现金流入。

  ➢ 运营阶段三（稳定低利息支出+折旧完成）：通常核电项目的综合折旧年限约30 年，而实际可常规使用的寿命达 40 年以上。故完成折旧后，利润将实现大幅跃升（同时经营现金流因税盾消失有所降低），并仍然维持高现金流流入、高分红、低负债率的特点。

  我国核电项目的收入来源由发电、售电获得的电量收入和增值税退税等形成的另外的收入两部分所组成。（1）电量收入=上网电量*上网电价：核电项目的电量收入可简单理解为上网电量和上网电价的乘数。其中上网电量等于发电量扣除厂用电及损耗，发电量由装机容量和设备利用小时数决定；对于单个核电项目来说装机容量、设备利用小时数一般的情况下均保持稳定。上网电价由计划内保障标杆上网电价和市场化交易电价两部分决定。（2）另外的收入：主要是增值税退税收入。我国核电项目实行增值税先征后退政策，返还比例分三阶段逐级递减，具体为正式商运次月起 5 年内退还 75%、6-10 年退还 70%、11-15 年退还 55%、15 年后不退还。其中增值税退税款专项用于还本付息，不征收所得税。

  折旧和财务费用占至核电项目总经营成本的 50%以上，建造期装机成本及融资成本将对核电项目运营期时经营成本产生一定的影响。核电项目的主要成本由折旧（占总经营成本约 30%）、财务费用（占比约 20%）、燃料（占比约 15%）、运维（占比约10%）、人员及其他（占比约 25%）构成。其中折旧费用由建造期时装机成本及折旧年限决定，财务费用主要受装机成本、融资能力、盈利能力等决定。

  2.2、模型测算：百万千瓦机组全投资 IRR=9.5%，对应净现值率=2.28

  我们在 2023 年 2 月 27 日发布的证券研究报告《中国核电：国家名片，类债标杆》中首次介绍了我们构建的单台百万千瓦核电机组的全生命周期运行模型。为了让模型运作更符合我国核能发电行业真实的情况，我们对关键假设做出如下调整：

  ➢ 核电机组核准电价：修改为 0.4153 元/千瓦时。2013 年 6 月，国家发改委发布《关于完善核电上网电价机制有关问题的通知（发改价格〔2013〕1130 号）》，其中提到：“对新建核电机组实行标杆上网电价政策。根据目前核电社会平均成本与电力市场供需状况，核定全国核电标杆上网电价为每千瓦时0.43元。”后由于增值税率下调至 13%，故全国核电标杆上网电价相应下调至 0.4153 元/千瓦时（含税）；

  ➢ 核电机组所在省份煤电基准价：修改为 0.4104 元/千瓦时。目前我国核电机组主要分布在广西、广东、海南、福建、浙江、江苏、山东、辽宁等沿海省区，取以上省区燃煤基准电价平均值 0.4104 元/千瓦时；

  根据以上假设条件及指标，以运营周期=100 年进行 DCF 测算，得出总投资额 200 亿人民币的单台百万千瓦核电机组全生命周期下，全投资 IRR=9.5%，年均盈利 14.87 亿元，全项目 NPV 为 136.72 亿元，考虑 30%资本金投入，对应净现值率 =2.28。

  3、公司核心看点：短期台山 1 号重新并网贡献业绩恢复，长期核电积极发展背景下成长确定性高

  2019 年我国核电审批重启，预计“十四五”期间我国自主三代核电保持每年 6-8台的核准开工节奏。2019 年 7 月，国家能源局表态山东荣成、福建漳州和广东太平岭核电项目核准开工，标志着核电审批正式重启；2021 年 3 月，《政府工作报告》中提到“在确保安全的前提下积极有序发展核电”，是近 10 年来首次使用“积极”来对核电政策进行表述。

  据中国核能行业协会《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。”发展核电是我国实现低碳转型发展的必要选项，根据《中国核能发展与展望（2022）》，“为适应我国实现碳中和目标的发展要求、支撑我国清洁低碳能源体系和新型电力系统的建设，预计到 2035 年，核能发电量在我国电力结构中的占比要达到 10%左右；到 2060 年，核能发电量在我国电力结构中的占比要达到20%左右，与当前 OCED 国家的中等水准相当”。

  2021 年至今已合计核准 21 台机组、开工建设 10 台机组，“积极”发展正在兑现。 2021 年我国核准 5 台核电机组，2022 年核准 10 台，2023 年初至今（8 月）核准 6 台，总计核准 21 台机组。开工建设方面，2021 年我国新开工核电机组 6 台， 2022 年 1 台，2023 年至今（9 月 4 日）3 台，总计 10 台。新型电力系统的构建离 不开核能发电作为系统中“托底”的基荷电源存在，预计我国将保持每年 6-8 台 核电机组的核准开工节奏。

  3.2、公司核电业务：台山 1 号重新并网贡献业绩恢复，在建机组陆续投产带来强确定性成长

  在运机组：截至 2023H1 来自子公司装机容量达 2385.4 万千瓦，来自联营企业装机容量达 671.4 万千瓦。2023 年 3 月，防城港 3 号机组投产，公司管理的在运核电机组总数达 27 台，装机总容量达 3056.8 万千瓦。其中，公司下属子公司装机21 台，合计装机规模 2385.4 万千瓦，占比 78.04%；来自联营企业 6 台，合计装机规模 671.4 万千瓦，占比 21.96%。其中：

  ➢ 公司间接持有宁德核电 33.76%股权，但宁德核电为公司子公司。宁德核电起初由公司与大唐发电联营，公司子公司宁核投资持有宁德核电 46%股权，大唐发电持有宁德核电 44%股权。后宁核投资与大唐发电签署《一致行动人协议》并于 2017 年 1 月 1 日生效，公司可主导宁德核电的相关活动，宁德核电成为公司子公司，持股票比例不变，但将其纳入子公司范围；

  ➢ 红沿河核电为公司持股 45%之联营企业。红沿河核电由公司控股子公司中广核核投、中电投核电（国电投实控）和大连市建设投资集团分别持有 45%、45%和 10%股权。公司对红沿河核电采取权益法进行核算。

  台山 1 号机组已于 2022 年 8 月恢复并网，预计除正常开展换料大修外台山核电全年保持正常运营，业绩制约因素已逐步消除。台山 1、2 号机组采用法国三代核电技术 EPR，单台装机容量达 175 万千瓦，分别于 2018 年 12 月和 2019 年 9 月正式商运。但 2020-2021 年台山核电运营受 1 号机组影响较大，具体为：

  ➢ 2020 年 1 月，台山 1 号机组首次换料大修，全年机组利用小时数仅为 5580小时，相较 2019 年下降 23.52%。全年发电量 97.65 亿千瓦时，相较 2019 年下降 23.51%，影响当年业绩；

  ➢ 2021 年 7 月，台山 1 号机组因出现少量燃料破损停机检修，直至 2022 年 8月恢复并网发电。2021、2022 年全年台山 1 号机组利用小时数分别为 4645、2540 小时，全年发电量分别为 81.29 亿、44.45 亿千瓦时，相较 2019 年下滑较大，影响业绩。

  着眼当下，台山 1 号已于 2022 年 8 月恢复并网发电。进入 2023 年，台山 1 号机组按计划进行换料大修，台山 2 号机组处于稳定功率运作时的状态。由于台山 1 号为EPR 机型全球首堆，公司组织大修时从维持长期安全稳定运行方面出发，时间估计相对保守，预计 2023 年全年除正常换料大修外，台山核电保持稳定运行。大修为确保压水堆持续安全运作的必要手段，属于正常运行范畴。2023 年上半年台山1、2 号机组利用小时数分别为 604、3879 小时，保持正常运营状态，业绩制约因素正在慢慢地消除。

  后续机组投产计划明确，未来成长确定性强。截至 2023 年 8 月，公司在建核电机组 7 台（其中受中广核集团委托管理机组 4 台），合计装机容量 840 万千瓦。已核准待建机组方面 2 台，合计装机容量 242 万千瓦。一方面，中广核集团承诺在核电机组正式开工的五年内将资产注入上市公司，且回顾过往资产注入过程，定价处于 PB1.08x-1.20x 之间，较为合理；另一方面，按照投产规划在建机组从 2024年至 2027 年每年陆续建成投产，公司未来成长确定性较强。此外，随着我们国家核电机组审批已步入常态化，且公司在手已核准待建机组 2 台，公司较强确定性的成长有望持续保持。

  在建工程转固进程开启，充裕在手现金支撑后续机组建设。截至 2023 年中报，公司固定资产总额 2504.76 亿元，相较年初增加 177.12 亿元，同时在建工程相较年初减少 183.51 亿元，说明在建工程转固周期已至，且公司固定资产规模将随今后公司在运核电机组的确定性增长而增长。另一方面，公司在手现金持续充裕，截至 2023 年中报期末现金及等价物余额达 116.46 亿元，有力支撑后续机组建设。