（報告出品方/分析師：國金證券 許雋逸）
1、核電穩(wěn)步推進(jìn)，風(fēng)光發(fā)展迅猛
1.1 核電主業(yè)發(fā)展穩(wěn)健，新能源貢獻(xiàn)增量
2021年公司各類電源控股裝機中核電裝機占到74%，核能發(fā)電量占總發(fā)電量的94.8%，核電仍是絕對主業(yè)。作為國內(nèi)核電運營的“雙寡頭”之一，公司核電的裝機容量和發(fā)電量市占率都保持40%左右的占比。目前公司擁有國內(nèi)最多的核電堆型，核心資產(chǎn)優(yōu)質(zhì)且穩(wěn)定，工程建設(shè)和運行管理經(jīng)驗豐富。
核電裝機和發(fā)電量保持增長。
截至22Q1，公司擁有控股在運核電機組 25 臺，總裝機容量 2371 萬千瓦。2021年有 2 臺新機組投入運營，分別為福清 5 號機組（華龍一號全球首堆）和田灣 6 號機組，新增容量了 227.9萬千瓦。2022年1月1日福清 6 號機組（我國第二臺華龍一號）并網(wǎng)成功、正式投入運行。隨著新機組的投運，近年來公司核電機組的發(fā)電量也在穩(wěn)步增加，2021 年全年公司核電機組發(fā)電量為 1731.2 億 kWh，同比增長 16.7%。
核電“應(yīng)發(fā)盡發(fā)”，利用小時數(shù)有保障。
核電本身運行穩(wěn)定，且我國要求核電“應(yīng)發(fā)盡發(fā)”，一般不參與調(diào)峰，核電機組除大小修外基本保持滿發(fā)狀態(tài)。由于江蘇、福建等地用電需求較高，2021年公司存量核電機組平均利用小 時數(shù) 7871 小時，高于全國平均水平（7777.85 小時），比去年同期增加 250 小時。
電力消納和機組停機修理對利用小時數(shù)影響已消除。
2014 到 2016 年，由于電力消納形勢嚴(yán)峻、電網(wǎng)調(diào)停和降功率運行的時間較長，且機組大小修天數(shù)較多，核電機組的利用小時數(shù)也下降較多。2019 年三門核電 2 號機組因設(shè)備故障，1 月至 11 月機組小修、處于停機狀態(tài)，機組的平均利用小時數(shù)又有所下降。而自 2020 年以來，隨著電力供需格局趨緊、消納形勢轉(zhuǎn)好，且三門核電機組恢復(fù)正常運行，利用小時數(shù)得以回升，2020 年公司存量核電機組的平均利用小時為 7621 小時，高于全國平均水平（7426.98 小時）。
在 2016~2018 年核電核準(zhǔn)停滯背景下，積極拓展新能源。
公司從 2018 年開始積極投資、開發(fā)風(fēng)電和光伏項目，大力開拓新能源市場，在 2016-2018 年我國核電機組核準(zhǔn)停滯的背景下發(fā)展新能源作為新的增長點。至 2020 年新能源發(fā)電量達(dá) 56.4 億 kWh，同比增長 861%。
收購匯能，風(fēng)、光裝機進(jìn)入行業(yè)前列。
2020 年 12 月，公司對控股股東中國核工業(yè)集團(tuán)有限公司的可再生能源板塊——中核匯能進(jìn)行收購整合。至 2021 年 12 月 31 日，公司擁有新能源在運裝機容量 887.3 萬千瓦，包括風(fēng) 電 263.5 萬千瓦、光伏 623.9 萬千瓦，新能源裝機容量在國內(nèi)綠電運營商中已位居前列。2021 年公司新能源發(fā)電量 95.1 億 kWh，較去年同期增長 68.7%，其中光伏發(fā)電量 49.7 億 kWh（同比+109.8%），風(fēng)力發(fā)電量 45.5 億 kWh（同比+39%）。
成為集團(tuán)唯一新能源平臺。
在公司確定收購中核匯能后，母公司中核集團(tuán)出具了《關(guān)于在新能源發(fā)電領(lǐng)域避免與中國核能電力股份有限公司同業(yè)競爭的承諾函》，承諾除了與中國核工業(yè)建設(shè)集團(tuán)合并形成的新能源發(fā)電業(yè)務(wù)外（主要為新華水電），集團(tuán)其他子公司未來不會與公司在風(fēng)電、光伏領(lǐng)域發(fā)生同業(yè)競爭。
1.2 盈利能力回升，業(yè)績穩(wěn)健向好
核電主業(yè)增長穩(wěn)健。
目前公司的營業(yè)收入主要來源于核電，核電新機組的投運，加上利用小時數(shù)的回升帶來了穩(wěn)步增長的業(yè)績。2021 年公司實現(xiàn)營收 623.7 億元，同比+19.3%，2015-2021年的營業(yè)收入年復(fù)合增長率 15.6%。22Q1 實現(xiàn)營收 171 億元，同比增幅再擴大至 22.8%。
三門機組影響消除，利潤回升。
近年來公司的毛利率保持穩(wěn)定，但在 2017- 2019 年營業(yè)收入保持增長的情況下，歸母凈利潤幾無增長，凈利率也有所下滑，主因：
（1）2017-2018 年投產(chǎn)多臺新機組，費用化部分增多；
（2）2019 年，三門一期兩臺核電機組由于設(shè)備問題，投產(chǎn)不順對公司的業(yè)績產(chǎn)生了負(fù)面影響。
2020 年以來，三門核電兩臺機組開始滿額發(fā)電，對公司業(yè)績的不利影響消除。
2021 年公司實現(xiàn)歸母凈利潤 80.4 億元，同比+34.1%。今年得益于售電市場化占比提升，加上市場化電價上漲，一季度毛利率顯著上升至 51.5%；加上較好的費用控制，22Q1 實現(xiàn)歸母凈利潤 28.8 億元，同比+53.2%。
2、量、價齊升，看好公司核電業(yè)績增長
2.1 當(dāng)前看點 1——電量擴大：今年新增“一臺半”機組電量
我國核電發(fā)電占比低于全球 5 個百分點，發(fā)展空間廣闊。目前我國核電發(fā)電占比僅約5%，而全球平均占比為10.6%，這與我國煤炭資源稟賦相對充足，火電作為主力電源的關(guān)系較大。在“雙碳”目標(biāo)以及核安全技術(shù)進(jìn)步的背景下，電力供給格局將呈現(xiàn)火電邊走邊退、水電開發(fā)逐漸達(dá)到天花板、風(fēng)光快速發(fā)展、核電積極有序發(fā)展的格局。
政策對核電行業(yè)的走勢有決定性的影響。復(fù)盤近10年的核電政策演變，大致可分為四個階段，追求安全性、加強質(zhì)量管理是最首要的目標(biāo)：
第一階段：2011 年至 2014 年：
日本福島核泄漏后，國內(nèi)核電歷經(jīng)了一年半的安全檢查，雖然得出安全有保障的結(jié)論，但不上馬新的核電項目，核電審批速度放緩乃至?xí)和＃?/p>
第二階段：2015年：
“十二五”規(guī)劃收官之年，核能協(xié)會、國家能源局相關(guān)人員在不同場合透漏年內(nèi)將有 6-8 臺核電機組開工建設(shè)。隨后 8 臺新機組審批通過，核電重啟預(yù)期升溫；
第三階段：2016年至2018年：
2015年審批通過 8 臺機組之后，雖然國家政策多次提過核電建設(shè)目標(biāo)，但并無新核電機組報批。出現(xiàn)這個局面一方面是福島事故后公眾輿論壓力仍存；另一方面是福島事故后新機組要求達(dá)到三代機組的安全性，2018年之前國內(nèi)三代核電并無商運投產(chǎn)案例，因此審批謹(jǐn)慎；
第四階段：2019年至今：
隨著三代核電項目落地，2019-2020年國家每年核準(zhǔn)新機組 4 臺，2021年《政府工作報告》提出“積極有序發(fā)展核電”，同年國家核準(zhǔn) 5 臺機組，核電機組審批和開工的節(jié)奏明顯加快。根據(jù)中國核能行業(yè)協(xié)會發(fā)布的《中國核能發(fā)展與展望（2021）》預(yù)計，在2022-2025年間，我國有望年均核準(zhǔn) 7-8 臺機組。
總結(jié)來看：發(fā)展核電是改善我國能源結(jié)構(gòu)的必然選擇，同時我國三代核電技術(shù)日益成熟，相關(guān)的負(fù)面輿論因素也逐步消退，對于發(fā)展核電的政策取向愈發(fā)清晰、明確，核電發(fā)展進(jìn)入一個政策加持期。
低碳效應(yīng)顯著、承擔(dān)基礎(chǔ)負(fù)荷角色，核電對于“雙碳”目標(biāo)的實現(xiàn)不可或缺。
（1）低碳優(yōu)勢：目前我國電力行業(yè)的碳排放量約占全國排放總量的 44%，是碳排放最大的部門。核電全生命周期的總碳排放量較少，僅為 29g/kWh，為煤電度電碳排放的 2.8%，也低于光伏和生物質(zhì)發(fā)電，且運行過程中不產(chǎn)生直接的碳排放。
（2）基荷優(yōu)勢：此外，核電具有密度高、出力穩(wěn)定的突出優(yōu)勢，可獨立承擔(dān)基礎(chǔ)負(fù)荷。
（3）利用小時數(shù)優(yōu)勢：單個核電機組平均年利用小時數(shù)超 7000 小時，遠(yuǎn)高于其他電源。無論是從碳排放量、獨立性、穩(wěn)定性角度上看，核電都是替代煤電成為低碳基荷電源的最優(yōu)選擇。
沿海核電有助于緩解沿海省份發(fā)、用電不均衡問題，改善結(jié)構(gòu)性缺電。中國沿海省份發(fā)電量均小于用電量，均存在缺口，目前以特高壓從外省市輸送緩解。從經(jīng)濟(jì)性看，沿海新建核電可以一定程度緩解沿海省份電力短缺問題。當(dāng)前沿海核電相比于內(nèi)陸核電，在技術(shù)成熟度上更具優(yōu)勢、沿海地區(qū)自凈能力也優(yōu)于內(nèi)陸，發(fā)展核電的條件較為充足。
核電審批重啟，核電建設(shè)有望加速。
自2011年日本福島發(fā)生核安全事故以來，我國的核電審批進(jìn)展緩慢，在 2021 年的《政府工作報告》中明確提出“在確保安全的前提下積極有序發(fā)展核電”，這是過去四年來首次在政府工作報告中明確提及核電，也是政府工作報告中首次用“積極”來形容核電的發(fā)展。
2021年 10 月 24 日發(fā)布的《關(guān)于完整準(zhǔn)確全面貫徹新發(fā)展理念做好碳達(dá)峰碳中和工作的意見》和《2030 年前碳達(dá)峰行動方案》中，都再次提到“積極安全有序發(fā)展核電”。預(yù)計未來我國核電審批將回歸正常，核電建設(shè)有望按照每年 6 8 臺機組的速度穩(wěn)步推進(jìn)。
核電投資邊際好轉(zhuǎn)。
2019 年至今，國內(nèi)核電并網(wǎng)容量年均增速均低于 10%，但從投資完成額這一前瞻性指標(biāo)來看，2020 年、2021 年核電投資完成額分別達(dá) 379 億元和 538 億元，分別同比增長 13.1%、42%，增速創(chuàng)新高。
預(yù)計核電占比將穩(wěn)步提升，2030 年發(fā)電量升至 6.2%。
2021 年我國在運核電機組總裝機容量 5464.7 萬千瓦，占發(fā)電總裝機比例 2.3%，核電發(fā)電量 4071.4 億 kWh，占全國總發(fā)電量的 4.8%。
參考中國核能發(fā)展報告（2021），并根據(jù)年用電量需求及風(fēng)、光、水、生物質(zhì)能潛在可供電量分析：我們將核電視作為補缺口電源，預(yù)計至 2030 年核電裝機超 1 億千瓦，核能年發(fā)電 達(dá) 7692 億 kWh，占電力總供應(yīng) 6.2%。
從競爭格局看，行業(yè)“雙寡頭”局面已明確。
“資質(zhì)+技術(shù)+資金”共同鑄成核電行業(yè)高、深、寬的行業(yè)壁壘，目前國內(nèi)核電行業(yè)只有中核、中廣核和國電投三個廠商，前兩者市占率合計又近 95%。截止 2021 年底，中國核電市 占率為 42%，先發(fā)優(yōu)勢已經(jīng)突出，同時背靠中核集團(tuán)有著產(chǎn)業(yè)鏈優(yōu)勢。
電價市場化后電價理論上存在一定的正負(fù)波動范圍，而新增裝機帶來的售電增加是業(yè)績更主要的增量來源，也是決定未來競爭格局的主要因素。
公司核電裝機穩(wěn)步增長，22 年相比去年新增“一臺半”機組的發(fā)電量。
看 2022 年：全行業(yè)今年預(yù)計新投產(chǎn) 3 臺機組（367 萬千瓦），其中公司今年的裝機增量來源于年初并網(wǎng)的福清 6 號機組（116.1 萬千瓦，今年貢獻(xiàn)一年的發(fā)電電量），以及去年年中并網(wǎng)的田灣 6 號機組（111.8 萬千瓦去年貢獻(xiàn)半年發(fā)電電量，今年可以貢獻(xiàn)一年的電量），相當(dāng)于同比新增“一臺半”機組的發(fā)電量。從 22H1 數(shù)據(jù)來看，核電板塊實現(xiàn)上網(wǎng)電量 830.7 億千瓦時，同比增速為 7.3%，全年增速預(yù)計與之持平。
看中長期：截至 2022 年 3 月，公司擁有在建核電機組 6 臺，總裝機容量達(dá) 635.3 萬千瓦。漳州一期的兩臺機組預(yù)計在 2024、2025 年投產(chǎn)。
2021 年以來，田灣 7 號、海南昌江小堆、徐大堡 3 號、田灣 8 號機組陸續(xù)開工建設(shè)，有望在“十五五”期間建成投產(chǎn)。徐大堡 4 號機組也已獲得核準(zhǔn)，預(yù)計在 2022 年可啟動開工。
此外，公司還擁有三門核電二期、徐大堡一期和二期、湖南桃花江核電、福建三明核電、河南南陽核電等已開展前期準(zhǔn)備、尚未核準(zhǔn)的核電項目。隨著核電審批回歸常態(tài)，未來公司的核電裝機有望穩(wěn)步增長，為公司帶來營收和利潤的增量。
2.2 當(dāng)前看點 2——電價上?。好弘妰r格支撐下，今年市場化電價上浮
煤電價上浮為市場化電價提供支撐。
2021Q3~Q4 我國多地出現(xiàn)限電限產(chǎn)現(xiàn)象，煤炭價格的大幅上漲加劇了電力供需失衡問題。為緩解煤電短缺問題，一些省份允許煤電交易價格在基準(zhǔn)價格基礎(chǔ)上上浮不超過10%。
2021年10月，國常會將電力市場交易電價相對基準(zhǔn)價格的浮動范圍由上浮不超過10%、下浮不超過15%，擴大為上下浮動均不超過20%，且高耗能行業(yè)不受上浮20%的限制。同月，發(fā)改委發(fā)布《關(guān)于進(jìn)一步深化燃煤發(fā)電上網(wǎng)電價市場化改革的通知》，要求有序放開全部燃煤發(fā)電電量上網(wǎng)電價，電力市場化進(jìn)程加快，我國多地的電力市場成交價均較基準(zhǔn)價出現(xiàn)上浮。
部分地區(qū)此前市場化改革后電力交易均是折價成交，當(dāng)前轉(zhuǎn)為溢價。核電作為可與煤電競爭的基荷電源，通常和煤電一起參與各省的電力市場交易，市場交易電價與當(dāng)?shù)孛弘娊灰纂妰r基本一致，之前也都低于核電機組的核準(zhǔn)上網(wǎng)電價。在電力市場中受益于煤電市場電價的上漲，核電也將從折價轉(zhuǎn)為溢價。
以江蘇為例：根據(jù)2021年 12 月江蘇電力交易中心公布的《2022 年江蘇電力市場年度交易結(jié)果公示》，2022年年度交易成交均價 0.467 元/kWh，相較于煤電基準(zhǔn)價格 0.391 元/kWh 上浮了 19.4%。而公司在江蘇的田灣 1-2 號機組、3-6 號機組核準(zhǔn)電價分別為 0.439 元/kWh 和 0.391 元/kWh，相比之下也出現(xiàn)了一定的溢價。
近年來公司市場化交易電量的占比不斷加大。2020 年市場化交易的總電量達(dá) 511.8 億 kWh，占公司核電總上網(wǎng)電量的 37.1%，2021 年占比升至 38.6%。而以往公司參與市場交易度電折價約 0.03-0.07 元，預(yù)計今年的折價將消失，并能在核準(zhǔn)電價的基礎(chǔ)上平均上浮 0.02 元/kWh 以上。
電價、市場化電量提升帶來利潤彈性。
根據(jù)測算，假設(shè)江蘇和浙江年市場化交易電量為當(dāng)?shù)匕l(fā)改委計劃值，其余省份為 2021 年實際市場化電量；假設(shè)以 2021 年實際市場化電價為基礎(chǔ)，全年平均分別上漲 5%、10%、15%，則公司核電業(yè)務(wù)全年或可增厚經(jīng)營利潤分別為 3/7.3/10 億元，同比+3.7%/9.1%/12.5%。進(jìn)一步，假設(shè)市場化電量分別提升 5%、10%、15%，則經(jīng)營利潤可增厚的最大值可達(dá) 11.5 億元，同比+14.4%（電價、電量均提升 15%的條件假設(shè)下）。
2.3 長期看點 1——三代核電優(yōu)勢發(fā)揮，小堆技術(shù)進(jìn)入驗證階段
與前代相比，三代核電安全性更佳。
三代核電技術(shù)是當(dāng)前最先進(jìn)的主流商用核電技術(shù)，相比第一、二代核電具有更高的安全性，三代機組的反應(yīng)堆堆芯損壞概率從原先二代核電要求的 1.0 10-4／堆·年降低到 1.0 10-5／ 堆·年，大量放射性釋放概率從原來的 1.0 10-5／堆·年降低到了 1.0 10-6／堆·年。
我國首個采用三代核電技術(shù)的項目是浙江三門核電 1 號機組（中國核電項目），采用的是美國開發(fā)的 AP1000 堆型，這也是 AP1000 的全球首堆。
與前代相比，三代核電壽命延長、大修減少，經(jīng)濟(jì)性更佳。
全生命周期利用小時數(shù)提升超 18 萬小時。
二代機組使用壽命為 40-60 年，三代機組為 60-80 年，較二代機組提升 50%；檢修周期也由二代機組的 12-18 個月大修一次延長至 18-24 月，相應(yīng)的檢修用時也從 30-60 天縮短至 22-23 天。
在僅考慮年度大修，并假設(shè)運行壽命為 60 年，檢修周期為 18 個月，檢修用時為 22 天的情況下，一臺三代核電機組較二代機組的全生命周期運行時長將增加約 251 個月，折合18.1 萬小時，增幅高達(dá) 56.6%，按照目前電價來算，每臺機組能合計額外產(chǎn)生 240 億營收。
年均折舊減少 18.8%。核電運營具有顯著的重資產(chǎn)特性，在成本構(gòu)成中固 定資產(chǎn)折舊占比達(dá)到 39.1%。
根據(jù)公司 2020 年年報數(shù)據(jù)顯示，使用 M310+ 二代機組的田灣 5、6 號機組項目單機裝機規(guī)模為 111.8 萬千瓦，造價約合 307.9 億元，若按 40 年生命周期計算，年均折舊為 344.2 元/kw；而使用 “華龍一號”三代機組的福清 5、6 號機組項目單機裝機規(guī)模 116.6 萬千瓦，造價約合 389.6 億元，若按 60 年生命周期計算，年均折舊 279.6 元/kw，較 二代機組年均折舊下降 18.8%。
三代機組的兩條技術(shù)路徑比較：
與 AP1000 相比，“華龍一號”具有造價低的優(yōu)勢。目前我國新建核電項目主要應(yīng)用三代核電技術(shù)，主要有 AP1000 與華龍一號兩種機型。AP1000 為美國西屋公司設(shè)計，商運時間稍早；而華 龍一號國產(chǎn)化率超 85%，是由二代機組升級而來。目前華龍一號造價在 1.6 萬元/kW，與 AP10001.8 萬/kwh 的造價相比有成本優(yōu)勢。
考慮到國產(chǎn)化程度更高、二代機組在國內(nèi)的產(chǎn)業(yè)鏈發(fā)展已較為成熟，我們認(rèn)為隨著三代機組應(yīng)用規(guī)模擴大，華龍一號未來降本節(jié)奏會快于 AP1000。
除主流的三代機組外，目前我國第四代核電機組的發(fā)展也已取得重大進(jìn)展。
2021 年 12 月 20 日，山東石島灣高溫氣冷堆示范工程首次并網(wǎng)發(fā)電，這是我國自主研發(fā)、世界首座具備四代核電性能的商用核電站。高溫氣冷堆具有固有安全性好、發(fā)電效率高、多模塊靈活組合等特點，在核能發(fā)電、熱電冷聯(lián)產(chǎn)及高溫工藝熱等領(lǐng)域商業(yè)化應(yīng)用前景廣闊。
第四代機組反應(yīng)堆化學(xué)形態(tài)更加穩(wěn)定，安全性能進(jìn)一步提升。第四代機組主要采用高溫氣冷堆技術(shù)，與前三代核電機組所使用的壓水堆技術(shù)相比，安全閾值更高。
根據(jù)《我國高溫氣冷堆技術(shù)及產(chǎn)業(yè)化發(fā)展》介紹：
技術(shù)升級主要體現(xiàn)在燃料元件、冷卻劑與慢化劑的選擇與結(jié)構(gòu)設(shè)計兩方面：
（1）燃料元件：采用碳化硅球外殼包覆燃料顆粒；
（2）冷卻劑：使用氦氣惰性氣體替代水；
（3）慢化劑：采用熔點 3000 以上的石墨替代水；
（4）結(jié)構(gòu)設(shè)計：上端進(jìn)料、下端卸料，無需停堆換料。
安全性能提升體現(xiàn)在：
（1）模塊化小堆+石墨吸熱，避免停堆后的持續(xù)升溫（福島核電站事故原因）；
（2）包覆顆粒燃料結(jié)構(gòu)，固鎖放射性裂變產(chǎn)物，避免放射性物質(zhì)泄漏；
（3）可控制進(jìn)料進(jìn)度，不必一次性放入過量燃料，有效控制反應(yīng)。
四代機組經(jīng)濟(jì)性較三代機組進(jìn)一步提升，具體體現(xiàn)在四方面：
（1）機組系統(tǒng)簡單。在保障安全性能的基礎(chǔ)上減少安全殼與穩(wěn)壓器裝置，且無需壓水堆機組的應(yīng)急給水系統(tǒng)與安全注入系統(tǒng)。
（2）模塊化建造成本低、用時短。模塊化建造減少大量焊接工作，且將建造時間壓縮至 4 年。
（3）發(fā)電效率、利用小時數(shù)提升。
根據(jù)《高溫氣冷堆核電技術(shù)產(chǎn)業(yè)化思考》測算，高溫氣冷堆發(fā)電效率可達(dá) 42%-50%，而壓水堆發(fā)電效率為 33%-35%。此外，四代機組無需停堆換料：高溫氣冷堆通過堆芯上方的裝料機構(gòu)向堆芯裝料,而在堆芯下部的卸料機構(gòu)卸料，從而實現(xiàn)不停堆換料。
與目前三代機組相比，檢修時間縮短，全生命周期利用小時數(shù)提升。
（4）四代機組可充分利用現(xiàn) 9 有燃煤機組改組建造。四代機組發(fā)電系統(tǒng)與 60 萬 kWh 燃煤機組類似，可利用燃煤機組原有設(shè)備設(shè)施建設(shè)四代核電機組，一方面減少核電建造成本，另一方面為火電轉(zhuǎn)型升級提供可能路徑。
產(chǎn)生高溫蒸汽附屬品，應(yīng)用于工業(yè)的前景廣闊。
目前壓水堆三代機組在 15MPa 的壓力下，將一回路中冷卻水飽和溫度升至 340 來加熱二回路中 的水、產(chǎn)生蒸汽做功發(fā)電，到冷卻劑出口溫度僅能達(dá)約 330 ，主要熱能運用范圍集中在乙醇提純，海水淡化與集中供熱領(lǐng)域。而四代機組采用氦氣+石墨+其他耐高溫材料，冷卻劑出口溫度可以達(dá)到 950 ，這使得機組產(chǎn)生的工業(yè)蒸汽應(yīng)用范圍大大擴展，其中 900-950 的高溫工藝熱可應(yīng)用于大規(guī)模制氫，而 540 以下的工業(yè)蒸汽可運用于化工、煉油、稠油熱采等領(lǐng)域，可覆蓋熱能市場多領(lǐng)域需求。
關(guān)注敏捷端核電的新業(yè)務(wù)新模式：公司未來將形成“核能+非核清潔能源+敏捷端新產(chǎn)業(yè)”的業(yè)務(wù)發(fā)展布局。其中敏捷端的業(yè)務(wù)主要圍繞核能多用途利用展開，屬于核能產(chǎn)業(yè)鏈的延展和開拓，具體包括未來小堆、高溫制氫、高溫氣冷堆等等。
這部分業(yè)務(wù)目前還處于探索階段，有部分試點（預(yù)計 2026 年投產(chǎn)），通過試點來明確開發(fā)方向，未來逐步產(chǎn)業(yè)化。
2.4 長期看點 2——與可比公司相比，核電業(yè)務(wù)防御屬性有望進(jìn)一步凸顯
與長電開發(fā)模式有不同+涉足新能源，中國核電對資本開支仍有較高要求。
從早期三峽電站運營，到 2016 年溪、向電站注入，再到近期烏、白電站注入，長江電力規(guī)模擴張呈現(xiàn)數(shù)年一個階梯的特點，且采用集團(tuán)建設(shè)再注入的獨特開發(fā)模式，使其在建設(shè)期持續(xù)資本開支的壓力較小，相對應(yīng)的能夠維持低于核電、純綠電運營商的資產(chǎn)負(fù)債率。而中國核電在投資核電新建機組的同時涉足新能源開發(fā)，現(xiàn)階段對資本開支的要求更高。
公司當(dāng)前已具備一定的公用事業(yè)防御屬性，每股分紅及送轉(zhuǎn)略高于中廣核。
相比于純綠電運營商三峽能源，無論是核電還是水電企業(yè)都因為度電運營成本較低，在電站投產(chǎn)后經(jīng)營活動現(xiàn)金流凈額高出凈利潤較多，現(xiàn)金流充沛。
體現(xiàn)在分紅方面，長江電力因其高分紅而被認(rèn)為是具有極強的防御屬性，我們認(rèn)為類似商業(yè)模式下核電企業(yè)也同樣具備該屬性，從 2021 年數(shù)據(jù)來看，中國核電每股分紅、送轉(zhuǎn)要高于同行中廣核。
美核電龍頭愛克斯龍分紅比例不斷擴大，公司拓展新能源業(yè)務(wù)、分紅比例下滑。
愛克斯龍（EXC）是美國最大的核電運營商，多年來其分紅比例不斷提升，在美股 2021 年電力板塊平均 27 倍 PE 估值的背景下，享受一定的估值溢價達(dá)到 33 倍 PE；而目前中國兩大核電龍頭中國核電、中國廣核估值水平均在 20 倍以下，低于電力板塊均值（新能源板塊拉高估值均值）。
我們認(rèn)為從中可以看到：美國作為全球最大的核能國，核電龍頭邁入成熟期，會自然走向高分紅的方向；國內(nèi)核電當(dāng)前處在新的發(fā)展階段，公司目前隨著新能源的開發(fā)影響了分紅比例，但核電業(yè)務(wù)分部未來分紅逐步增多將是大勢所趨、值得期待。
3、新能源開發(fā)高增量，為核電巨頭進(jìn)一步注入成長性
3.1 “十四五”新能源發(fā)力，裝機規(guī)模上“再造”一個中國核電
公司“十四五”裝機規(guī)模計劃翻倍，主要增量在新能源。
到 2025 年，公司規(guī)劃運行的電力裝機容量達(dá)到 5600 萬千瓦，而由于 2016-2018 年我國核電審批的停滯，2023 年將面臨新機組投產(chǎn)的一年空窗期。從增量上看，除 2024、2025 年常規(guī)核電機組并網(wǎng)，主要增量就集中在新能源的裝機。
公司“十四五”期間新能源裝機 CAGR 為 35.6%。
截至 2021 年末，公司擁有新能源在運裝機容量 887.3 萬千瓦，較去年同期增長 69%，其中風(fēng)電 263.5 萬千瓦、光伏 623.9 萬千瓦，分別增長 50%和 78.6%；擁有新能源在建裝機容量 192.2 萬千瓦，包括風(fēng)電 27 萬千瓦和光伏 165.2 萬千瓦。
根據(jù)公司的“十四五”規(guī)劃目標(biāo)，到 2025 年公司的在運電力裝機將達(dá)到 5600 萬 千瓦，而 2025 年公司核電裝機預(yù)計達(dá) 2600 萬千瓦，意味著新能源裝機將達(dá)到 3000 萬千瓦。為達(dá)成目標(biāo)，2022~2025 年公司新能源裝機將年均新增超過 500 萬千瓦，2021~2025 年 CAGR 為 35.6%。由于目前低基數(shù)，預(yù)計今年裝機增速達(dá) 56%。
3.2 在手資金、土地儲備、集團(tuán)資源是其競爭優(yōu)勢
公司現(xiàn)金流充沛，滿足新能源裝機投資需求。
近年來公司經(jīng)營活動凈現(xiàn)金流增長穩(wěn)健，收現(xiàn)比保持在 100%以上。相比于其他可再生能源，核電的經(jīng)營更加穩(wěn)定，同時受燃料成本的影響也較小，隨著未來公司核電新機組的投產(chǎn)，經(jīng)營性現(xiàn)金流的穩(wěn)步增長是確定性較高的，這為新能源裝機的快速增加提供堅實的資金基礎(chǔ)。
“十四五”期間公司若按照每年風(fēng)電 100 萬千瓦、光伏 425 萬千瓦的新增裝機速度，假設(shè)風(fēng)電、光伏的投資成本分別為 6000、4000 元/kW，取資本金比例為 20%，則每年為投資新能源的資本金需要 46 億元，相比于核電開發(fā)的資本支出并不大，完全可為公司經(jīng)營性凈現(xiàn)金流覆蓋。
核電站的灘涂資源及中核集團(tuán)的土地儲備支撐新能源項目建設(shè)。
公司核電基地周邊的灘涂地區(qū)均可用于光伏項目建設(shè)，且具備較好的日照和風(fēng)場條件（沿海）。目前中核集團(tuán)已與江蘇省連云港市簽訂了田灣 200 萬千瓦灘涂光伏示范項目的投資合作協(xié)議，擬選址于田灣核電冷卻水排水口附近海域及灘涂，占地約 42000 畝。
公司其他四大核電基地的灘涂規(guī)模與田灣核電相似，則一共可開發(fā)約 1000 萬千瓦的灘涂光伏。
此外，中核集團(tuán)擁有約 1900km2 的可開發(fā)土地資源，且多是在西北風(fēng)光資源豐富的地區(qū)，若之后相關(guān)外送通道的建設(shè)情況良好，新能源開發(fā)具有土地儲備優(yōu)勢。
考慮到公司目前是集團(tuán)唯一新能源平臺，在新能源開發(fā)方面不存在集團(tuán)資源分配問題。
4、盈利預(yù)測與估值
4.1 盈利預(yù)測
核電營收預(yù)測：擴充內(nèi)容，把基數(shù)寫出來
裝機容量：截至 21 年末，公司在運機組 24 臺，總裝機容量 2255 萬千瓦。今年裝機增量來源于 22Q1 已成功并網(wǎng)的福清 6 號機組（116.1 萬千瓦，貢獻(xiàn)全年發(fā)電量），23 年無新增裝機，24 年新增漳州一號機組（121.2 萬千 瓦）。
我們預(yù)計 2022~2024 年總裝機分別為 2371/2371/2492.2 萬千瓦。
上網(wǎng)電量：預(yù)計 2022~2024 年上網(wǎng)電量分別為 1733.6/1747.5/1781.7 億千瓦時，分別同比增長約 7.3%/0.8%/2%。上網(wǎng)電量=裝機容量*利用小時數(shù)*（1-廠用電率）。預(yù)計存量機組利用小時數(shù)未來上升空間不大，增量貢獻(xiàn) 來自于田灣 6 號機組相比去年多發(fā)的半年發(fā)電量（21 年年中并網(wǎng)）和福清 6 號機組今年全年的發(fā)電量。
從今年上半年數(shù)據(jù)來看，核電機組實現(xiàn)了上網(wǎng)電量 830.7 億千瓦時，同比增長約 7.3%。由于下半年仍存在機組大修，預(yù)計全年上網(wǎng)電量增速與之持平。
營業(yè)收入：預(yù)計 2022~2024 年營業(yè)收入分別為 632.9/638/650.5 億元，同比 +11.9%/0.8%/2.0%。今年在煤電價格支撐下，加上市場化電量占比的提升，預(yù)計帶來平均上網(wǎng)電價 0.02 元/千瓦時的漲幅，疊加上網(wǎng)電量的增加，營收預(yù)計同比上漲。
新能源營收預(yù)測：
裝機容量：截至 21 年末，光伏、風(fēng)電裝機容量分別為 623.9/263.5 萬千瓦，根據(jù)公司“十四五”末新能源裝機規(guī)模達(dá) 3000 萬千瓦的目標(biāo)指引，風(fēng)、光裝機將保持高增長。預(yù)計 2022~2024 年光伏裝機分別為 972.9/1459.3/1897.2萬千瓦，風(fēng)電裝機分別為 410.9/616.3/801.2 萬千瓦。由于裝機體量基數(shù)仍 較小，裝機增速將總體呈現(xiàn)先高后低的趨勢。
上網(wǎng)電量：假設(shè)光伏、風(fēng)電的平均利用小時數(shù)與 2021 年持平，對應(yīng) 2022~2024 年光伏上網(wǎng)電量 76.7/115/149.5 億千瓦時、風(fēng)電上網(wǎng)電量 69.5/104.3/135.6 億千瓦時。預(yù)計 22 全年新能源板塊的上網(wǎng)電量增速為 57%，其中上半年的增速為 50%，下半年增速將擴大。
營業(yè)收入：預(yù)計 2022~2024 年光伏營業(yè)收入分別為 46/69/89.7 億元，同比 +61.7%/50%/30% ；風(fēng)電營收分別為 30.5/44.858.3 億元，同比+70%/47%30%。
毛利潤預(yù)測：預(yù)計 2022~2024 年公司實現(xiàn)總營收分別為 721.7/764.3/811.2 億元，綜合毛利率為 47.5%/47.5%/46.6%，對應(yīng)毛利潤 342.4/362.9/378.1 億 元。
2022 年綜合毛利率同比提升 3.3pct 主因核電業(yè)務(wù)受益于市場化電價及比例提升、大修同比減少帶來的毛利率升高；風(fēng)電、光伏業(yè)務(wù)毛利率預(yù)計與 2021 年基本持平，維持 60%。而往后看，隨著煤價諸多調(diào)節(jié)措施的生效，煤電價格可能不會長期維持高位，由此帶來毛利率回落至較穩(wěn)定水平（參考 2021 年含風(fēng)、光發(fā)電的綜合毛利率為 44.2%，剔除風(fēng)、光發(fā)電后的核電毛利率約 43.6%）。
費用率及凈利潤預(yù)測：公司 2019~2021 年銷售費用率分別為 0.12%/0.12%/0.13%，整體維持較低水平；管理費用率分別為 4.40%/4.49%/5.13%，存在上升趨勢。
我們認(rèn)為公司費用率提升主因新能源業(yè)務(wù)的開拓，但增幅有限，因此預(yù)計 22~24 年銷售費用率維持 0.15%、管理費用率分別為 5.15%/5.16%/5.17%。預(yù)計 2022~2024 年公司實現(xiàn)歸母凈利潤 103.7/118.2/128.9 億元，分別同比+29.1%/13.9%/9.1%。
4.2 估值
基于分部相對估值，給予公司 22 年綜合 PE 16 倍，給予目標(biāo)價 8.61 元。
公司核心業(yè)務(wù)包括核電與新能源發(fā)電兩類，基于上述盈利預(yù)測結(jié)果，我們對兩塊核心業(yè)務(wù)進(jìn)行了分部預(yù)測，分部預(yù)測主要考慮了公司兩塊業(yè)務(wù)的毛利潤及其占比情況：預(yù)計 2022 年核電分部實現(xiàn)毛利潤歸母凈利潤 93.2 億元，新能源分部實現(xiàn)歸母凈利潤 10.5 億元。
核電分部綜合考慮與公司電源類型、利潤規(guī)模最相近的中國廣核，以及其他可再生能源發(fā)電企業(yè)如水電龍頭標(biāo)的華能水電、國投電力、長江電力的估值水平，給予 22 年 15 倍 PE；新能源分部綜合考慮大型綜合性風(fēng)、光運營商和單一新能源發(fā)電類型的民營運營商估值水平，給予 22 年 21 倍 PE（略高于均值，考慮公司作為集團(tuán)唯一新能源平臺，在項目開發(fā)上有望充分受益于集團(tuán)資源）。
上述估值，對應(yīng)核電與新能源分部的市值分別為 1398、220.5 億元，總市值 1618.5 億元， 綜合 PE 為 22 年 16 倍?；诖?，給予公司目標(biāo)價 8.61 元。
5、風(fēng)險提示
核安全事故引發(fā)政策變動風(fēng)險：從歷史經(jīng)驗來看，核電行業(yè)受政策影響較大。若出現(xiàn)核安全事故，或?qū)⒂绊懞穗娭С职l(fā)展政策的釋放。
核電建設(shè)進(jìn)度不及預(yù)期風(fēng)險：公司目前尚有多臺在建的核電機組，若工程進(jìn)度不及預(yù)期將影響營收和利潤水平。
電價不及預(yù)期風(fēng)險：公司市場化電量占比逐年提升，若電力供需緊張程度不及預(yù)期，市場化電量電價可能不及預(yù)期。
風(fēng)光裝機不及預(yù)期風(fēng)險：公司新能源擴張目標(biāo)設(shè)定較高，若項目收益率不及預(yù)期或行業(yè)裝機需求下滑，將影響公司新增風(fēng)、光裝機的積極性，進(jìn)而影響營收和利潤水平。
近期限售股解禁風(fēng)險：公司于 7/1 日解禁了限售股 8.13 億股，按 7/1 日收盤價計算，合計解禁市值為 114.2 億元，存在限售股解禁風(fēng)險。
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