一、量增价稳，成长性与稳定性兼备

(一)量：核电核准常态化，看好中长期成长空间

核电核准常态化，中长期成长空间广阔。我国自1970年开始筹建秦山核电站以来， 核电发展已有50余年，其间受2011年福岛核电泄漏事故不良影响我国核电进入停滞 期，2011年以来有6年零核准，目前三代核电技术已大规模商业运行并完成国产 化，四代核电技术也有机组落地，核电的安全性和经济性大幅提升，在能源安全和 双碳目标下，核电为电力结构转型的重要基荷电源，2019年我国正式重启核电审批， 2022-2024年连续三年核准10台以上机组，核电核准常态化，未来成长空间广阔。

在建及核准机组充裕，核电装机成长确定性强。截至2023年底中国核能行业协会披 露我国核电在运55台核电机组，装机容量57.03GW，2024年防城港#4投产，在运装 机容量提升至58.22GW，国常会2024年8月19日一次性核准11台机组，目前在建29 台机组、核准19台机组，受十三五期间核电核准停滞影响，十四五前期为核电机组 投产低谷时期，核准重启后在建及核准机组将在2024-2030年陆续投运，2027年将 迎来核电投产高峰期。

之所以重启并加速核电核准，主要在于以下几方面： 其一，核能发电高效稳定，对比水电、风电、光伏，核电出力稳定，核电不受外界天 气、季节、自然资源等其他环境因素的影响，除检修时间外，全天出力可维持100%， 同时核电位于沿海经济发达省市，电力需求强增速快，更保障了核电的充分消纳。 根据中电联，过去10年内，全国核电平均利用小时数均稳定在7000小时以上，近几 年维持在7600小时以上，远高于其他电源。核电清洁、稳定、高效的特征，可作为 基荷电源保障电力系统稳定安全。

其二，核电低碳清洁，对比火电利用燃料的化学能进行转化，核电利用核反应的能 量转换为水的热能，生成蒸汽，从而推动汽轮机运转，产生电力，在此过程中不会产 生温室气体排放，减碳效应更为突出，助力实现双碳目标。

其三，三代核电技术成熟，安全性大幅提升。未来伴随三代核电机组逐渐取代二代 核电以及四代核电技术萌芽(华能石岛湾高温气冷堆2021年12月并网，中核集团霞浦钠冷快堆在建)，核电安全性问题减轻，基本不可能发生类似日本的福岛核泄漏 事件。目前国常会核准核电机组多为三代机组，且我国华龙一号技术成熟，已有多 台机组商运，安全性经济性较好。

海外核电发展迅速，多国提出核电发展规划。根据世界核协会数据，截至2023年末 全球核电并网装机容量393GW，其中美国并网装机容量96GW居世界首位，我国核 电并网装机53GW居第三位(与国内口径有差异)，但从发电量角度来看，我国核电 发电量占总发电量比例仅5%，远低于海外发达国家水平，如法国核电发电量占比达 63%，美国核电发电量占比18%。

根据世界核协会数据，截至2023年底，全球核电并网总装机容量393GW，在建装机 容量68GW，其中中国在建装机容量30GW，占比44%，是全球在建装机规模最大的 国家。在主要发达国家中，除德国公布全面弃核外，大部分国家仍在积极发展核电， 欧盟正式将核电投资列为气候友好的绿色投资，预计到2050年欧盟核电装机容 量将从目前的100GW提高至150GW，美国、日本、俄罗斯等国均在积极发展核电。

我国核电装机电量存在翻倍以上空间，预计到2035年核电发电量占比达10%。根据 中国核能行业协会数据，截至2024年8月末我国核电在建及核准装机达57GW，接近 在运装机容量，目前我国仍有充裕的储备机组，核电核准持续，中国核能行业协会 预计到2035年，我国核电在运及在建装机可达200GW，核电发电量占比将达到10% 左右，到2060年，核电发电量占比需要达到18%左右，核电装机成长空间广阔，确 定性极强。

核电厂址储备充裕，核电装机成长明确。核反应堆需要以水作为冷却剂，目前我国 核电均为沿海核电，沿海地区人口密集、经济较为发达，电力需求较高，核电可改善 我国结构性缺电问题。目前我国已开发了20余个核电厂址，多数厂址可以建设6台或 8台机组，仍未建设完成，未来核准空间充足，综合来看全球内陆核电和沿海核电各 占50%，未来我国内陆核电有望推进。

(二)资本支出：核电建设高峰期，融资需求强烈

核电仍处资本开支高峰期，中国广核拟发行可转债融资。由于核电公司当前储备核 电机组较多、且预期未来将持续有新机组核准，资本开支规模较大，我们梳理两家 核电公司在建及已核准机组总投资，并假设未来2024-2030年年均新增4台机组核准， 未来的机组假设单台机组装机120万千瓦、投资200亿元。我们假设核电建设期7年， FCD前投资比例10%，第1-6年投资比例分别为10%、16%、20%、19%、15%、10%， 在2036年全部投产完毕，核电资本开支高峰出现在2029年前后，每年投资达到800 亿元左右。中国广核惠州、苍南共6台机组由集团投资建设，并承诺在开工后五年内 注入公司，假设按照总投资的30%、1.2倍PB的标准收购。以广核为例，由于资本开 支较高，中国广核已发布可转债发行预案，拟募资49亿元用于陆丰2台机组建设。

中国广核年均经营现金流净额超300亿元，净现比约2倍，2023年末资产负债率分别 为60%，自身报表仍有融资空间，叠加可转债募资，后续资金相对充裕。由于惠州、 苍南共6台机组由集团建设、符合条件后注入，资产注入期间资金压力较大。

中国核电拟定增融资140亿元，股本增长8.7%。根据上述假设，中国核电当前在建+ 核准共15台机组，合计装机容量17.57GW，总投资超3000亿元，假设未来2024-2030 年年均新增4台机组核准，此外，中国核电投资建设新能源项目，假设2024-2025年 年均新增风光装机6GW，2026-2030年年均新增3GW，测算中国核电资本开支高峰 期接近1000亿元，2024年公司计划投资总投1216亿元，预计前期投资较高。由于资 本开支较高，中国核电拟定增募集资金140亿元，其中中核集团拟认购20亿元，社保 基金拟认购120亿元，发行价格8.52元/股，预计摊薄股本8.7%，可匹配徐大堡1-4号 机组、漳州3、4号机组、田湾7、8号机组共8台机组，此次定增后股权融资需求较低。

由于中国核电额外开展新能源业务，年均经营现金流净额已超400亿元，净现比在2 倍以上。截至2023年末，中国核电资产负债率70%，融资压力较大，此次定增募资 后，公司在建及核准机组均已匹配资本金，预计后续股权融资需求有限。

核电站股权结构相对复杂，上市公司通常控股并运营核电站。我国仅有四家集团具 备核电运营资质，分别为中核集团，中广核集团、国家电投集团和华能集团，核电站 均由四家集团下属公司运营，但多数核电站存在少数股东参股的情况，导致中国核 电和中国广核少数股东权益和损益规模均较大。同样的，在新建核电站中，资本开 支也由股东们等比例出资。

(三)价：核电电价稳定，市场化波动影响有限

核电电价分为标杆电价和市场化两种形式，实际市场化电价波动有限。核电电价机 制经历了从一厂一价到标杆电价的演变，2013年之前，核电机组执行一厂一价机制， 根据电力项目的经济生命周期并按照合理补偿成本、合理确定收益及税收合规等原 则，确定上网电价。2013年7月2日，国家发改委完善核电上网电价机制，对新建核 电机组实行标杆上网电价政策，并核定全国核电标杆电价为0.43元/千瓦时，若标杆 电价高于当地燃煤标杆电价，则执行当地燃煤标杆电价，在以上两种电价机制下， 多数核电机组上网电价较当地燃煤基准价存在折价。随着我国电力市场化改革，各 省也逐渐推动核电参与市场化交易，参与市场化交易的部分核电电量则执行市场化 交易电价，但目前核电的市场化交易仍比较谨慎。

根据核电公司定期报告，在一厂一价和标杆电价时期，多数核电计划电价较当地燃 煤标杆电价有所折价，两者差值从-0.05~0.05元/千瓦时不等。首批三代核电机组上 网电价均在当地二代机组基础上有所提升，台山核电1～2号机组批复电价0.4350元 /千瓦时，三门核电1～2号机组批复电价0.4203元/千瓦时，海阳核电批复电价0.4151 元/千瓦时，其中三门核电、海阳核电上网电价均较当地燃煤基准价有所上浮。核电 标杆电价较为稳定，在确定之后尚未调整过。

核电市场化比例提升，近两年市场化电价上涨。伴随各省陆续推进市场化交易，核 电市场化比例提升，根据中国核电和中国广核定期报告，截至2024年底，中国核电 市场化交易比例达42.7%，中国广核市场化交易比例达57.3%，2022年起，全国市场 化交易电价上浮，以中国核电田湾核电站所在的江苏为例，近三年年度长协电价上 浮比例超15%，也高于田湾核电标杆电价，而江苏并不限制核电交易电价。

各省市场化电价执行有所差异，总体波动幅度有限。根据各省电力交易中心和上市 公司定期报告，浙江、福建、辽宁均安排了较高比例的核电市场化交易电量，但实际 市场化电价与计划电价接近，市场化影响较小;海南核电不参与市场化交易;广东、 广西核电市场化电价存在溢价回收机制，将成交均价与计划电价之差按一定比例进 行回收;江苏省市场化电价波动会完全传导至核电发电侧。 江苏省2024年年度交易均价为0.453元/千瓦时(较2023年下降1.4分/千瓦时)，核电 市场交易电量较2023年增加约50亿千瓦时，中国核电电价略微下降。广东省2024年 年度交易均价为0.466元/千瓦时(较2023年下降8.8分/千瓦时)，由于存在溢价回收机制，中国广核电价仅小幅下降。

核电上网电价稳定，受市场化影响小幅波动。综合以上标杆电价与市场化电价，近 五年核电平均上网电价稳定在0.39~0.43元/千瓦时左右，2022-2023年火电市场化电 价提升带动核电电价小幅上涨，但由于核电执行市场化电价的电量比例较小，整体 涨幅远小于火电电价涨幅，未来若市场化电价下行，核电电价波动幅度也将小幅下 降。

二、成本可控，关注铀价影响

(一)折旧：存量机组折旧到期，成本将下行

核电营业成本主要为折旧、燃料成本、运维费用等。以中国广核为例，2023年公司 的营业成本结构中，固定资产折旧占比30.9%、核燃料成本占比24.9%、核电运维占 比34%、计提乏燃料处置金占比10.2%。折旧成本与投资相关，三代核电单位投资整 体高于二代核电，折旧年限也更长;核燃料成本主要受铀价影响，但核电上市公司 已签订长协合同锁定价格;运维成本主要为检修、员工费用等支出;乏燃料处置金 按照已商运五年以上压水堆核电机组的实际上网销售电量征收，征收标准为0.026元 /千瓦时。

核电度电成本小幅提升，各部分占比相对稳定。近几年核电度电成本基本在0.17- 0.20元/千瓦时之间小幅提升，中国核电和中国广核度电成本相当。以中国广核为例， 度电燃料成本约0.05元/千瓦时，度电折旧约0.06元/千瓦时，度电运维成本约0.06元 /千瓦时，计提乏燃料处置金则逐渐提升，度电成本约0.01-0.02元/千瓦时。

核电设备折旧采用工作量法，折旧到期后盈利能力将提升。核电专用设备或机器设 备折旧采用工作量法，根据当月发电量占全生命周期内发电量比例计提折旧。二代 机组平均折旧年限25年左右，三代机组平均折旧年限35年左右，核电机组实际使用 年限为80-100年，折旧到期后盈利空间有望进一步打开。

三代核电单位投资成本提升，技术进步有望降本。目前二代核电机组建设成本约为 1.2-1.6万元/千瓦，而三代核电机组由于对安全性要求更高，建设成本约为1.5-2万元 /千瓦，其中我国自主三代核电华龙一号在三代机型中造价更低，为1.56万元/千 瓦。参考二代核电机组投资成本变化趋势，伴随我国核电技术进步和核电装备国产 化率提升，三代核电投资有望进一步下降。

秦山核电获批延寿20年，机组延寿提升盈利。目前国际通行二代/三代机组首次颁发 运行许可证分别为40/60年。核电设计保守、标准高、裕量大，国外核电机组延寿已 趋于成熟，部分机组获准二次延寿，我国秦山核电一期于2021年获批延寿20年。核 电机组改造升级成本远低于新建，机组延寿有望带动电站盈利提升。

(二)燃料成本：长协锁定铀资源，燃料成本可控

长协锁定铀资源，燃料成本可控。核电燃料成本约占营业成本的20%-30%，燃料成本中，天然铀价格约占五成左右，其余五成为加工制造费用、相对稳定，天然铀价格 是主要影响因素。我国仅有中核集团和中广核集团具有铀矿开采和进出口的资格， 属于高度垄断行业。目前伴随核电重启需求增加，短期来看产能恢复尚需时间，铀 价呈现周期性上涨。但核电运营商与铀燃料制造企业签订长协合同、锁定铀价、并 提前采购铀燃料，燃料成本可控。

天然铀价格快速上涨复盘天然铀供需和价格走势，2011年福岛核事故后但一次产量 逐年增加并于2016年达到顶峰，铀价持续下降，2016年之后铀价低迷，2018年起矿 山开始减产关停，一次产量减少，二次供应逐渐增加。目前伴随全球核电重启需求 增加，俄乌冲突等国际因素导致供给受限，短期来看产能扩张尚需时间，铀价呈现 周期性上涨，在2024年初达到高峰后已有所回落。

对铀价影响度电成本进行敏感性测算，核电度电净利润约0.08元/千瓦时，假设核电 度电燃料成本为0.05元/千瓦时，测算在天然铀价上涨50%、长协比例50%的情况下， 核电度电成本上涨0.006元/千瓦时。

三、ROE 拆分：核电对标水电，ROE 中枢上行

(一)核电盈利稳定，资产周转率有望提升

核电盈利能力稳定，ROE有望提升。对比中国核电和中国广核的盈利能力，由于中 国核电拥有新能源业务，中国广核拥有建筑安装和设计服务业务，两者整体毛利率 差距较大，仅对比核电业务毛利率，两者均保持在40%-50%左右。从ROE的角度看， 中国核电的ROE维持在12%左右，中国广核受建安业务影响ROE较低核电盈利能力 出色且稳定。

上市公司业务相对复杂，我们以福清核电站为例分析在核电不同阶段ROE的变化情 况。福清核电站由中国核电控股，共运营6台核电机组，在2014-2022年年间陆续投 产，目前已进入稳定运营阶段。福清核电站1号机组于2014年11月商运，2015年实 现净利润8.19亿元，ROE为7.2%，截至2015年底2-6号机组均已开工，在建工程占 总资产比例达39.4%，资产周转率仅为0.05，拖累了ROE，而在机组建设完毕后，公 司ROE提升至17.6%。

由核电建设期到运营期，分析各指标变化细节。ROE的提升主要是由资产周转率提 升带来：(1)资产周转率：在建工程不贡献收入利润，转固后固定资产占比提升、 带动资产周转率提升;(2)资产负债率：核电建设初期资本金比例仅为20%左右， 资产负债率较高，在机组投产后逐渐偿还负债降低资产负债率，2015-2023年，福清 核电资产负债率由80%降低至68%，且未来仍有下降空间;(3)净利率：核电的净 利率会受到成本、费用、所得税等影响，在运营期间有所波动，例如2020年由于研 发费用提升、所得税率提升导致净利率降至19.7%，影响了当年的ROE。整体来看， 资产周转率的大幅提升能抵消权益乘数的下降，带动ROE提升。

(二)对标水电，核电 ROE 仍有提升空间

我们以杜邦分析法对比核电公司与长江电力的ROE变化。长江电力的成长模式以资 产收购为主，由三峡集团建设水电站并在建成后注入上市公司，因此长江电力的资 产结构中、在建工程占比极低，资产周转率仅与注入资产相关，因此在其成长过程 中由在建工程转固带来的资产周转率极少体现，长江电力的资产呈阶梯式提升、运 营期随折旧下降，资产周转率主要随收入波动，近十年均值为0.167;长江电力的净 利率主要受财务费用影响，毛利率虽有波动但整体在均值附近，财务费用率在收购 后提升并逐渐下降，净利率体现为在收购后下降并逐渐提升;权益乘数在收购后一 次性提升并逐渐下降。整体来看长江电力ROE的变化趋势，负债降低权益乘数下降， 同时财务费用下降带来净利率提升，两者相抵后公司ROE维持在稳定水平，受来水 波动影响更大。

与长江电力的模式不同，中国核电和中国广核的资产主要通过自建形成，因此体内 在建工程比例较高，总资产周转率偏低，两者对比，中国广核的在建工程比例偏低 (集团建设惠州、苍南核电)，资产周转率明显高于中国核电，当在建工程转固后， 资产周转率呈提升趋势，中国核电将更为明显;同时在建工程带来较高的资产负债 率，且高资本支出预计将持续较长时间，短期资产负债率难以降低，长期稳定运营 后、将类似长江电力逐步降低资产负债率;核电净利率类似长江电力、毛利率较为 稳定，受财务费用影响较大，资产负债率下降将带动财务费用下降、净利率提升。总 体来看，在资本开支高峰期、在建工程比例较高，ROE仍能维持当前水平，未来资 本开支下降、在建工程转固后、核电ROE有望提升。

四、重点公司分析

(一)中国广核：机组投产、可转债募资，看好长期成长性

公司拟发行可转债募资，保障核电机组建设。公司发布公开发行可转债预案公告， 拟募资不超过 49 亿元，用于陆丰 5、6 号机组建设根据公司财报及投产公告，截至 2024 年 5 月末，公司在运装机 31.76GW，在建+核准 10 台机组合计 12.06GW，其 中陆丰#5、#6 为公司自行建设，预计总投资 409 亿元，也是此次可转债募资方向; 宁德#5、#6 由联营企业宁德第二核电建设(公司持股 43%)，宁德#5 已于 7 月 28 日开工，惠州、苍南 6 台机组由集团委托公司管理在建。除此次募资外，截止 Q1 公 司资产负债率仅 60%，未来自有资金融资空间充裕。 多机组并网贡献增量，业绩稳健增长。根据公司财报，因防城港#3 于 2023 年 3 月 投产、及平均利用小时数提升，2023 年公司控股核电发电量同比+7.3%，带动 23 年 利润同比提升 7.64%，2024Q1 实现归母净利润 36.04 亿元(同比+3.38%)。2023 年 11 月底台山#1 重新并网、2024 年 5 月防城港#4 投产，2024 年两台核电机组贡 献电量增量。根据公司经营公告，上半年因大修影响，公司发电量仅同比提升 0.08%。 核电公用事业化加速，看好核电长期分红价值。国务院连续两年分别核准 10 台机 组，核电核准常态化保障中长期成长空间，公司规划 2035 年装机达到 70GW，较当 前装机提升一倍以上。此外，核电商业模式类似水电，远期分红能力强，成长空间广 阔，公用事业化加速。

(二)中国核电：核电+新能源双轮驱动，中长期成长空间广阔

公司拟定增发行 16.43 亿股(占当前总股本 8.7%)，发行价 8.52 元/股(为最新股 价的 74%)，募资 140 亿元，其中中核集团认购 20 亿元，社保基金认购 120 亿元， 本次发行股份限售期三年。募集资金拟用于徐大堡 1-4 号机组、漳州 3、4 号机组， 田湾 7、8 号机组建设，8 台机组总投资 1848 亿元。截至 2024 年 3 月末，公司在 建+核准 15 台核电机组，装机 17.57GW，总投资超 3000 亿元，同时新能源装机也 在稳步推进，2024 年公司规划投资 1216 亿元，公司本次定增也将缓解资本开支压 力。此外，公司承诺 2024-2026 年分红率不低于当年可分配利润的 30%，预计分红 率保持稳定。 公司 2024H1 完成发电量 1053 亿千瓦时，同比增长 4.43%，其中核电发电量 892 亿千瓦时，同比下降 1.24%(Q1 同比-3.1%、Q2 同比+0.7%)，主要系大修及福清 检修影响;24H1 新能源发电量 161 亿千瓦时，同比增长 52.87%，上半年新增新能 源装机 3.85GW，截至 2024 年 6 月末，公司在建新能源装机 14.72GW，其中风电 3.25GW、光伏 11.47GW。