中國廣核研究報告：國內(nèi)核電龍頭核準加快打開中長期成長空間

中國廣核研究報告：國內(nèi)核電龍頭，核準加快打開中長期成長空間一、立足廣東、著眼全球，我國最大的純核電運營商（一）我國最大的純核電運營商，期待集團核電資產(chǎn)注入我國最大的純核電運營商，管理在運、核準及在建裝機28.26GW、10.70GW。我國核電發(fā)展起步于20世紀70年代，1987、1988年中廣核集團開工建設(shè)我國第二座核電站大亞灣核電站1號、2號機組，2臺機組于1994年成功商業(yè)運營，其中1號機組為我國首座商業(yè)運營核電站。截至2021年底，公司管理在運裝機達28.26GW（權(quán)益裝機14.83GW），占全國核電裝機的51.7%，從裝機來看為我國第一大核電運營商。截至2022年4月底公司在手9臺在建+核準核電機組，裝機達10.70GW（權(quán)益裝機3.84GW）。伴隨紅沿河5號機組于2021年7月商業(yè)運行，截至2021年底，公司在運管理核電機組達25臺，裝機容量達28.26GW（其中包含持股45%的聯(lián)營公司紅沿河核電5.60GW，權(quán)益裝機14.83GW）。伴隨2022年4月底國常會一次性核準6臺核電機組（其中包括公司陸豐項目5、6號機組），公司目前擁有9臺在建+核準機組（其中8臺為“華龍一號”機組），共10.70GW裝機（包含中廣核集團委托建設(shè)惠州、蒼南項目4.82GW、持股45%聯(lián)營公司紅沿河核電1.12GW，權(quán)益裝機3.84GW）。若符合條件4.82GW裝機將在開工5年內(nèi)注入公司，力爭2035年在運裝機達70GW。公司儲備10.70GW裝機提供37.9%增長彈性，在建機組將在2022-2027年內(nèi)有序投產(chǎn)。紅沿河6號機組已于5月3日正式并網(wǎng)，防城港3號機組預(yù)計今年下半年投入運行。根據(jù)2021年報，集團委托建設(shè)惠州、蒼南項目2019-2021年相繼開工，若符合條件，4.82GW裝機將在開工5年內(nèi)注入公司。長期來看，根據(jù)公司《核能產(chǎn)業(yè)中長期發(fā)展戰(zhàn)略及“十四五”規(guī)劃》，公司爭取每年開工2-3臺機組，到2035年在運裝機達70GW，2021-2035復(fù)合增速6.7%，力爭裝機成為全球第一。公司于廣東起家，擁有高電價+消納順暢雙重優(yōu)勢。從電力需求來看，我國東部沿海地區(qū)人口密集、經(jīng)濟較為發(fā)達，電力供需存在缺口，因此我國核電站多位于東部沿海地區(qū)。與中國核電相比，中國廣核核電機組地域分布更為集中，公司于廣東起家，目前在運裝機中57.1%位于廣東省，充分受益于廣東省電價高（燃煤基準價高達0.453元/千瓦時，為我國電價最高的省份）以及經(jīng)濟發(fā)達、電力消納順暢的特點。中廣核集團旗下唯一電力運營平臺，整合集團資源。截至2022年一季度，中廣核集團持有公司58.82%的股份，國務(wù)院國資委為公司實際控制人。受益于集團完整產(chǎn)業(yè)鏈，同時通過旗下全資子公司工程公司，公司擁有設(shè)計主導(dǎo)與系統(tǒng)集成能力、產(chǎn)業(yè)鏈資源整合與協(xié)同創(chuàng)新能力、項目精細化管理與項目群運作能力，實現(xiàn)設(shè)計、建造、運營一體化，協(xié)同效應(yīng)明顯，核電項目成本控制能力較強。（二）核電主業(yè)穩(wěn)中向好，市場化電價反轉(zhuǎn)下盈利上修歷史業(yè)績穩(wěn)步提升，扣非歸母凈利5年復(fù)合增速5.1%。依托核電項目的穩(wěn)健運營和工程建設(shè)規(guī)模擴大，2017-2021年公司營收和扣非歸母凈利潤復(fù)合增速達15.3%和5.1%，2021年共實現(xiàn)806.79億元營收和97.30億元扣非歸母凈利潤。受益于市場化電價上升，2022Q1扣非歸母凈利潤上升20.4%。受益于2021年下半年紅沿河5號機組（持股45%）投產(chǎn)帶來的投資收益增加，以及2021年底以來的市場化電價上升，2022Q1扣非歸母凈利潤同比上升20.4%。核電銷售為公司主要業(yè)務(wù)，近年來建筑安裝業(yè)務(wù)占比提升。公司歷史營收主要來自于核電電力銷售，伴隨核電機組有序投產(chǎn)核電收入穩(wěn)步提升，2017-2021年核電收入復(fù)合增速達9.0%。此外，公司近年來為中廣核集團建造惠州項目、蒼南項目和中廣核新能源風(fēng)電項目，建筑安裝和設(shè)計收入顯著增加，2021年增長至199.49億元，占比達到24.7%。核電售電量穩(wěn)步上升，92%穩(wěn)定能力因子保障發(fā)電效率。公司上網(wǎng)電量增長主要來自于核電機組的有序投產(chǎn)，2017-2021年公司控股上網(wǎng)電量和聯(lián)營公司上網(wǎng)電量復(fù)合增速為9.1%和14.2%，2021年上網(wǎng)電量合計2011.5億千瓦時。從利用小時數(shù)來看，歷史波動主要來自于當(dāng)年大修安排以及新投產(chǎn)機組運行情況，2021年公司核電利用小時數(shù)達7731小時。歷史能力因子保持在92%左右，核電機組的運行維修效率突出。核電成本穩(wěn)定可控，歷史毛利率穩(wěn)定在44%以上。伴隨三代核電機組的建設(shè)，核燃料、固定資產(chǎn)折舊及運維成本相應(yīng)增加，同時陽江3號、寧德4號及防城港1-2號機組等陸續(xù)運營滿5年開始計提乏燃料處置基金，核電毛利率呈一定下降趨勢，但仍處44%以上高位，貢獻97%以上毛利。公司第二大業(yè)務(wù)建筑安裝和設(shè)計服務(wù)成本較高，毛利率僅有2%，近年來伴隨業(yè)務(wù)規(guī)模擴大對公司整體毛利率有一定影響。2021年期間費率下降至13.2%，電價反轉(zhuǎn)下2022Q1凈利率回升至16.6%。由于低毛利率的工程業(yè)務(wù)規(guī)模擴大，過去公司毛利率、凈利率整體呈現(xiàn)下降趨勢，2021年底以來的市場化電價上升打破下降趨勢，2022Q1毛利率重回40%以上。從期間費用來看，由于核電項目投資規(guī)模較大、運維復(fù)雜，費用主要為財務(wù)和管理費用。公司通過多種融資手段結(jié)合控制財務(wù)費用率（2021年同比下降3.2pct），提高大修效率控制管理費用率（2021年同比下降0.4pct），2022Q1期間費用率降至13.2%。依托高電價下40.3%的毛利率和良好的期間費用控制，2022Q1公司凈利率回升至16.6%。（三）多年穩(wěn)定良好自由現(xiàn)金流，為新核準機組保駕護航核電資產(chǎn)現(xiàn)金獲取能力良好，2021年實現(xiàn)203.42億元自由現(xiàn)金流。公司經(jīng)營性現(xiàn)金主要來自電費收入，2021年帶來349.1億元經(jīng)營性現(xiàn)金流量凈額。由于核電資產(chǎn)折舊攤銷規(guī)模較大，凈現(xiàn)比可達到3以上高位，同時歷史收現(xiàn)比均在1.1以上。近年來由于公司體內(nèi)在建核電項目建設(shè)即將結(jié)束，公司自由現(xiàn)金流（經(jīng)營現(xiàn)金流凈額+投資現(xiàn)金流凈額）不斷向好，2021年上升至203.42億元，充?，F(xiàn)金為新核準核電項目建設(shè)保駕護航。公司折舊主要來自機器設(shè)備，綜合折舊率穩(wěn)定在3.2%左右。固定資產(chǎn)折舊為電力資產(chǎn)主要成本來源，伴隨機組投產(chǎn)固定資產(chǎn)折舊規(guī)模不斷上升，2021年共計提106.25億元。其中核電資產(chǎn)折舊主要來自機器設(shè)備，2021年機器設(shè)備計提折舊占比達77%，近年來機器設(shè)備綜合折舊率穩(wěn)定在3.2%左右。其中，核島與常規(guī)島的機械、電氣、儀控類設(shè)備采用工作量法折舊，其他房屋、構(gòu)筑物等采用年限平均法。測算公司存量核電機組專用設(shè)備折舊陸續(xù)到期，折舊將進入下行通道。由于核電機組平穩(wěn)運行后發(fā)電量較為穩(wěn)定，根據(jù)機器設(shè)備綜合折舊率保持在在3.2%左右，假設(shè)存量機組專用設(shè)備機組投產(chǎn)31年左右完成計提，后核電機組仍將繼續(xù)運營9-21年左右。假設(shè)公司存量在建核準機組未來陸續(xù)投產(chǎn)，蒼南、惠州項目于投產(chǎn)前注入公司，假設(shè)未來平均利用小時數(shù)保持2021年水平，測算2033年起公司存量核電機組專用設(shè)備折舊將逐漸進入下行通道。負債中長期借款占60%以上，資產(chǎn)負債率不斷下降至62%。負債端來看，長期借款比例占60%以上，負債結(jié)構(gòu)較為健康，截至2022Q1長期借款達1594.31億元。核電項目投資規(guī)模大、建設(shè)周期長，公司憑借良好的現(xiàn)金獲取能力，資產(chǎn)負債率不斷下降，2022Q1已下降至62%。（四）當(dāng)前A股股息率3.0%，未來保持分紅比例適度增長2021年分紅比例達43.58%，未來將持續(xù)提升。目前公司在手9臺核準在建機組中惠州、蒼南項目共4臺機組仍在中廣核集團體內(nèi)，可有效規(guī)避建設(shè)期風(fēng)險，公司業(yè)績增長更為穩(wěn)健，同時現(xiàn)金流更加優(yōu)質(zhì)，可維持較高分紅比例。公司于《未來五年（2021年-2025年）股東分紅規(guī)劃》中提出，公司將優(yōu)先采用現(xiàn)金分紅方式進行利潤分配，任何三個連續(xù)年度內(nèi)，公司以現(xiàn)金累計分配的利潤不少于該三年實現(xiàn)的年均可分配利潤的30%。2018-2021年現(xiàn)金分紅比例不斷提升，2021年已經(jīng)達到43.58%，未來將在此基礎(chǔ)上保持分紅比例適度增長。當(dāng)前股價測算2022年A/H股股息率為3.17%/5.01%，凸顯投資價值。近三年內(nèi)公司每股派息不斷上升，2021年每股派息0.084元（含稅，同比增長5%），當(dāng)前A/H股分別對應(yīng)3.02%/4.77%股息率。假設(shè)2022-2024年每股派息以5%的增速上升，根據(jù)5月30日A/H收盤價，對應(yīng)3.17%/5.01%股息率，凸顯投資吸引力。二、核電：審批重啟，打開中長期成長空間（一）量：核電核準加速，十四五重提積極發(fā)展核電2019年起我國正式重啟核電審批，今年起核準加速。受2011年福島核電泄漏事故不良影響我國核電進入停滯期，2011年以來有6年“零核準”，其中僅有2015年短暫重啟獲批8臺機組。然而雙碳目標下，核電為電力結(jié)構(gòu)轉(zhuǎn)型的重要基荷電源，同時伴隨三代核電技術(shù)下核電安全性提升，2019年我國正式重啟核電審批?！丁笆奈濉爆F(xiàn)代能源體系規(guī)劃》重提積極發(fā)展核電，2022年來核電核準加速，4月20日召開的國務(wù)院常務(wù)會議一次性核準6臺機組，為2008年后首次一次性核準6臺機組，3個項目分別為中核三門項目、中廣核陸豐項目和國電投海陽項目。十四五重提積極發(fā)展核電，規(guī)劃核電增量15GW以上。雙碳背景下，《“十四五”現(xiàn)代能源體系規(guī)劃》重提積極發(fā)展核電，十四五末期核電裝機容量達到70GW，增量達15GW以上（根據(jù)中國核能行業(yè)協(xié)會，2021年我國核電裝機已達到54.65GW），2021-2025年核電裝機規(guī)模復(fù)合增速將達到6.4%。中國核能行業(yè)協(xié)會預(yù)計2030年核電在運裝機將達120GW，我國自主三代核電將以每年6-8臺的核準節(jié)奏陸續(xù)落地，預(yù)計在政策驅(qū)動下核電將重獲快速增長。三代核電成熟+四代核電萌芽減輕安全性隱患，三代核電機組核準加速中。未來伴隨三代核電機組逐漸取代二代核電（公司目前擁有6臺“華龍一號”在建機組和2臺“華龍一號”核準機組）以及四代核電技術(shù)萌芽（華能石島灣高溫氣冷堆2021年12月并網(wǎng)，中核集團霞浦鈉冷快堆在建），核電安全性問題減輕后核準有望進一步加速。此次國常會新核準的6臺機組均為三代核電機組（其中包括公司陸豐兩臺機組），技術(shù)迭代加速核電機組核準步伐。核電出力穩(wěn)定、減碳效應(yīng)顯著，為我國電力“雙碳”轉(zhuǎn)型的重要基荷電源。與其他發(fā)電方式比較，核電全天出力可維持100%，過去10年內(nèi)，全國核電平均利用小時數(shù)均在7000小時以上，2021年上升至7802小時，核電利用小時數(shù)優(yōu)勢顯著。此外核電單位千瓦時的碳排放僅為21g，減碳效應(yīng)更為突出。核電作為發(fā)電能力、減碳效應(yīng)最為突出的清潔能源，為我國電力“雙碳”轉(zhuǎn)型的重要基荷電源。對標海外發(fā)達國家，我國核電發(fā)電量占比仍有較大上升空間。從電力結(jié)構(gòu)來看，我國電力來源仍然主要為燃煤發(fā)電，對標海外發(fā)達國家，清潔能源占比較低。2020年我國核電發(fā)電量占全球的13.56%，為世界第二大核電發(fā)電國，然而2020年我國核電發(fā)電量占總電量比例僅有4.7%，相較俄羅斯、美國等國家接近20%的核電發(fā)電比例仍有較大上升空間。隨著我國雙碳進程加速，預(yù)計未來核電發(fā)電比例將進一步提升。我國在建核電裝機居全球第一，碳中和遠景下全球核電裝機有望迎來二次增長。截至2021年底，美國、法國與我國居全球核電裝機前三位。過去受福島核電站不良影響，美國、法國、日本等國開始大規(guī)模關(guān)停核電站，幾乎沒有新建核電站，而目前我國在建核電裝機16.06GW，居世界第一。全球碳中和愿景下核電成為減碳必不可少同樣也是最有效的途徑，歐洲國家開始重提發(fā)展核電，法國需要將關(guān)閉12座老舊反應(yīng)堆的計劃推遲至2035年以確保充足的電力供應(yīng)，甚至新建三代核電站，而波蘭決定將于2026年開始建設(shè)其第一座核電站，預(yù)計全球核電裝機有望迎來二次增長。法國電力公司核電裝機達70.1GW為世界第一，論證超大體量核電運營商可行性。從目前全球核電競爭格局來看，由于核電建設(shè)技術(shù)壁壘高、周期長、投資規(guī)模大，世界各國核電企業(yè)集中度較高，其中法國電力公司核電裝機達70.1GW，居全球首位，且遠高于其他核電企業(yè)，其中6.27GW、1.05GW和0.77GW核電裝機位于英國、我國和比利時。法國電力公司在包攬法國國內(nèi)所有核電站建設(shè)的同時，成功于異國進行核電站開拓，論證了超大規(guī)模核電運營企業(yè)的可能性。與法國相比，我國電力需求更盛，預(yù)計中國廣核將不斷整合資源、儲備核電機組，以實現(xiàn)核電裝機快速擴張。（二）價：依托市場化電價上浮，核電盈利有望提升廣東2022年度市場化交易結(jié)果較燃煤基準價溢價9.7%，核電折價消失帶來盈利持續(xù)上修。2021年10月發(fā)改委《關(guān)于進一步深化燃煤發(fā)電上網(wǎng)電價市場化改革的通知》給予燃煤發(fā)電基準價20%的上浮空間，則廣東省燃煤發(fā)電價格最高可達0.5436元/千瓦時。根據(jù)廣東電力交易中心《2021年年度報告》，2021年10月月度交易價格首次實現(xiàn)正價差，2022年年度交易平均價格達0.497元/千瓦時，相比廣東燃煤發(fā)電基準價溢價9.7%。過去電力市場化年度交易價格相比燃煤發(fā)電基準價存在4-8分/千瓦時的折價，存量折價市場化電價恢復(fù)至核定計劃電價以上帶來核電盈利預(yù)期持續(xù)上修。過去核電計劃電價定價方式包括一廠一價及核電標桿電價，與燃煤基準價大致持平。2013年以前核電采用一廠一價，根據(jù)成本和合理確定收益及稅收等核算核電機組上網(wǎng)電價。2013年國家發(fā)改委發(fā)布《關(guān)于完善核電上網(wǎng)電價機制有關(guān)問題的通知》，核定全國核電標桿上網(wǎng)電價為0.43元/千瓦時，采用當(dāng)?shù)睾穗姌藯U電價和燃煤標桿電價中的較低值為核電機組上網(wǎng)電價。對于海外引進三代機組臺山、三門、海陽核電站，國家發(fā)改委發(fā)布《關(guān)于三代核電首批項目試行上網(wǎng)電價的通知》，核定其試行價格為0.41-0.45元/千瓦時左右，處我國核電機組中較高水平。總體來看，核電機組計劃上網(wǎng)電價在0.37-0.45元/千瓦時左右，與燃煤基準價大致持平。市場化交易比例提升+電價反轉(zhuǎn)，公司核電盈利持續(xù)上修。電價收入為核電企業(yè)帶來穩(wěn)健充沛的現(xiàn)金，2021年公司共實現(xiàn)587.09億元核電收入。由于2017-2020年內(nèi)公司不參與廣東省市場化交易，與廣西、福建等省份簽訂年度交易電價相對穩(wěn)定，核電不含稅上網(wǎng)電價保持在不到0.36元/千瓦時的水平。2021年起公司正式進入廣東省電力市場，嶺澳2號機組和陽江2號機組共33.29億千瓦時電量參與市場交易，2021年市場化交易電量合計787.50億千瓦時，市場化交易比例上升至39.2%。隨著公司核電逐步深入廣東省電力交易市場，將受益于市場化交易電價彈性，提升核電盈利能力。（三）成本：國產(chǎn)化推動降本增效，長協(xié)采購實現(xiàn)燃料成本可控目前二代/三代核電建設(shè)成本約為1.2-2萬元/千瓦，國產(chǎn)化率提升將進一步降本增效。成本端來看，目前二代核電機組建設(shè)成本約為1.2-1.6萬元/千瓦，而三代核電機組由于對安全性要求更高，建設(shè)成本為1.7-2萬元/千瓦。目前我國核電技術(shù)已呈現(xiàn)三代技術(shù)逐步替代二代技術(shù)+四代技術(shù)齊頭并進的發(fā)展格局，公司控股福清5號機組作為三代技術(shù)“華龍一號”全球首堆已于2021年1月成功商業(yè)運行。技術(shù)迭代下我國核電建設(shè)成本將呈現(xiàn)先升后降的趨勢，伴隨我國核電技術(shù)進步和核電裝備國產(chǎn)化率提升，三代核電仍有望進一步降本增效。核電成本主要為固定資產(chǎn)折舊、核燃料和乏燃料處置金，成本長期穩(wěn)定可控。由于核電前期建設(shè)成本較高，公司核電成本中30%以上來自于固定資產(chǎn)折舊，此外有約25%的成本來自于核燃料，35%左右的成本來自計提乏燃料處置金。通過簽訂長期核燃料組件采購合同保障穩(wěn)定供應(yīng)及核燃料成本。我國政府許可從事鈾礦開采和進出口的企業(yè)僅有中核集團及中廣核，公司與控股股東中廣核集團旗下的中廣核鈾業(yè)發(fā)展有限公司簽訂了長期燃料組件采購合同，確保核燃料長期穩(wěn)定供應(yīng)的同時保持核燃料成本可控，在全球鈾價波動中保有燃料價格優(yōu)勢。伴隨核電站運營，乏燃料處置成本相應(yīng)提升。乏燃料為從堆中卸出且不再在該反應(yīng)堆中使用的核燃料組件中的核燃料，根據(jù)2010年10月1日起實施的《核電站乏燃料處理處置基金征收使用管理暫行辦法》，運行5年以上的壓水堆需繳納0.026元/千瓦時的乏燃料處置基金，減少其對于環(huán)境的輻射和二次污染。（四）我國兩大核電巨頭，中國廣核

vs中國核電目前我國僅有中核集團、中廣核集團、國電投和華能集團擁有核電運營企業(yè)，其中

中國廣核和中國核電為我國兩大核電巨頭，在運、在建核準裝機規(guī)模相近，截至2022年4月底在運裝機分別為28.26GW和23.73GW，核準在建裝機分別為10.70GW和10.10GW。從儲備裝機所處位置來看，中國廣核核電機組更為集中，超半數(shù)裝機位于廣東?。恢袊穗姍C組主要分散于浙江、江蘇和福建。上網(wǎng)電量方面，2021年中國廣核和中國核電上網(wǎng)電量分別為2011.50億千瓦時（包括合營公司機組）和1617.26億千瓦時，上網(wǎng)電量增速呈現(xiàn)類似趨勢，近年來中國核電上網(wǎng)電量增速相對較快。市場化交易方面，中國廣核和中國核電市場化交易比例相當(dāng)，近年來不斷上升。運行情況方面，利用小時數(shù)、能力因子等通常被用于衡量核電機組運行情況，隨當(dāng)年機組維修情況等波動，總體來說中國廣核和中國核電運行情況相當(dāng)，5年平均利用小時數(shù)分別為7553小時和7506小時，5年平均能力因子分別為91.7%和92.8%。收入方面，核電電價變化主要依托新并網(wǎng)機組計劃電價和市場化電價，中國廣核和中國核電的稅后電價穩(wěn)定在0.35-0.36元/千瓦時。成本方面，由于固定資產(chǎn)折舊規(guī)模擴大、運維費用提升等，中國廣核和中國核電的度電成本整體呈現(xiàn)上升趨勢（其中中國核電2019年度電成本較高主要系三門2號機組因設(shè)備缺陷自2019年初停機檢修至11月30日，影響發(fā)電量），2021年核電度電成本在0.2元/千瓦時左右。毛利率方面，整體呈現(xiàn)下降趨勢，中國廣核和中國核電毛利率差額在1-2pct左右。現(xiàn)金流方面，每千瓦時上網(wǎng)電量帶來0.19-0.23元經(jīng)營性現(xiàn)金流。三、盈利預(yù)測