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1、 清潔高效基荷電源，核能迎來快速發展機遇期 Table_ReportTime2024 年 9 月 24 日 請閱讀最后一頁免責聲明及信息披露 2 證券研究報告 行業研究 Table_ReportType 行業深度 公用事業行業 投資評級 看好 上次評級 看好 左前明 能源行業首席分析師 執業編號：S1500518070001 聯系電話：010-83326712 郵 箱： 李春馳 電力公用聯席首席分析師 執業編號：S1500522070001 聯系電話：010-83326723 郵 箱： 信達證券股份有限公司 CINDA SECURITIES CO.,LTD 北京市西城區宣武門西大街甲127號金

2、隅大廈B座 郵編：100031 Table_Title 清潔高效基荷電源，核能迎來快速發展機遇期清潔高效基荷電源，核能迎來快速發展機遇期 Table_ReportDate 2024 年 9 月 24 日 本期內容提要本期內容提要:Table_Summary 核電為穩定清潔的基荷電源，“雙碳”政策核電為穩定清潔的基荷電源，“雙碳”政策下核電中長期成長空間大下核電中長期成長空間大。核能發電穩定性強且單位碳排放量低，是“雙碳”背景下穩定清潔的基荷電源，與此同時，技術迭代提高機組安全性、設備國產化降低建造成本，為核電大規模發展提供可能。目前審核主流機型三代核電機組在安全性和使用壽命方面均有較大提升，正

3、在發展的四代技術在安全性和燃料使用效率方面更有根本性突破。在此背景下，2021 年我國核電發展政策由“安全高效”調整為“積極有序”，大力推動了核電機組的核準進程，2022、2023年每年核準的機組數量達到 10臺，2024年 8月一次性核準 11臺核電機組，創近年新高。我們預計“十五五”核電開工建設有望進入高峰期。從中長期角度看，在“碳中和”情景下，預計到 2030 年我國核電裝機量有望達到1.4 億千瓦，到 2050 年我國核電裝機容量有望達到 3.5 億千瓦，我國核電未來發展前景廣闊。裝機增長確定裝機增長確定&電量保障消納電量保障消納&電價電價基本基本穩定，核電盈利穩定，核電盈利有望有望穩

4、健增長。穩健增長。我國核電裝機量已進入新一輪高增長階段，且增長的確定性強。據已核準項目，我們預計2024-2030年我國有望新增核電裝機5357.5萬千瓦，CAGR有望達到 11%。其中，中國廣核預計新增裝機 2058.4 萬千瓦，中國核電預計新增裝機 2064.1 萬千瓦。在裝機量高速增長的同時，核電電量享受優先上網、保障消納政策，利用小時數有保障，近5年核電平均利用小時數保持在7300 小時以上。電價方面，非市場化部分“一廠一價”與標桿電價并行，近年來核電參與市場化交易占比顯著提升，中國核電及中國廣核市場化電量占比均已達 50%左右，但由于超額收益回收機制等因素存在，大部分核電的市場化電量

5、并非按照市場化交易電價結算，我們預計市場化電價波動對核電電價的影響有限。中長期來看，核電市場化交易規模有望繼續擴大，當前核電電價大部分較燃煤基準價具備一定的安全邊際，因此我們認為核電綜合電價下行風險較小，有望維持基本穩定。核電成本較低且相對穩定，核電成本較低且相對穩定，代際間成本存在上升趨勢，未來代際間成本存在上升趨勢，未來有進一步有進一步降本降本空間。核電實際使用壽命長，空間。核電實際使用壽命長，利息、折舊利息、折舊期期結束后利潤有望結束后利潤有望進一步進一步釋放。釋放。從度電成本的角度來看，核電的度電成本在0.2元/千瓦時左右，在各種電源類型中處于較低水平。從成本構成角度看，核電的完全成本

6、以固定資產折舊、財務費用、燃料及材料成本等為主。折舊與核電機組造價相關，過去幾年國產化率提升帶動二代核電機組裝機成本顯著下降。核電機組代際間成本呈上升趨勢，代際更迭后首批機組造價明顯提升，我國首批“華龍一號”三代機組造價約 1.6萬元/千瓦，較量產后的二代機組 1.2萬元/千瓦的造價提升約 33%。隨著三代核電標準化、批量化建設，其造價有望在維持安全指標前提下降至1.3萬元/千瓦左右。與之對應，我們測算三代機組的全投資 IRR 約 8%，略低于二代機組 10%左右的水平，未來隨著三代機組造價的下降，其 IRR 有望提升。四代核電技術目前處于項目示范階段，造價較高，四代高溫氣冷堆機組現階段主要用

7、于工業供汽，未來以熱電聯產為主要方向，經濟性有望進一步提升。此外，由于核電的實際使用壽命遠超折舊年限，核電機組利息償還完畢、折舊計提完畢后凈利潤也有望進一步釋放。中國核電行業兩大運營商：中國核電及中國廣核。中國核電行業兩大運營商：中國核電及中國廣核。1）中國核電：核電）中國核電：核電+新新能源雙線布局，能源雙線布局，裝機量成長空間大。裝機量成長空間大。中國核電為中核集團下屬主營核能和新能源發電的上市平臺，截止 2024H1 公司核電控股裝機 2375 萬千瓦，新能源裝機 2237.04 萬千瓦。根據已核準裝機情況，我們預計 2024-2030 年公司有望新增核電裝機量 2064.1 萬千瓦，占

8、現有裝機的 87%，未來裝機成長空間大。此外，2020 年公司收購中核匯能后，新能源裝機量的高增長也為公司業績增長提供動能，公司預計到“十四五”末，新能源裝機將達到 請閱讀最后一頁免責聲明及信息披露 3 3000 萬千瓦，2024-2025 年公司有望新增新能源裝機量 1000 萬千瓦以上。2）中國廣核：目前國內在運裝機規模最大的核電運營商，兼具分紅及成長）中國廣核：目前國內在運裝機規模最大的核電運營商，兼具分紅及成長性。性。中國廣核背靠中廣核集團，截至 2024H1公司在運核電裝機數量達到 28臺，裝機容量 3175.6 萬千瓦。2024 年 8 月一次性獲批 6 臺機組，裝機量合計 734

9、.8 萬千瓦。截至 2024H1 公司控股在建及核準待開工機組 16 臺（含中廣核集團委托管理的8臺機組），裝機容量合計1940.4萬千瓦，有望在2030年之前建成投產，公司核電裝機量具備較高成長性。與此同時，2019 年以來公司的股利支付率維持在 40%以上并逐年提升，2023 年公司每股分紅0.094 元，股利支付率為 44.3%，對應 2023年 12月 31日的股息率 3.0%，股息率在同業中較高。投資建議投資建議：核能發電兼具穩定及清潔的特質，“雙碳”政策推動下核電中長期成長空間廣闊。收入方面，核電電量保障性收購疊加電價相對穩定，核電公司的業績主要由裝機量增長驅動，2024-2030

10、 年我國有望新增核電裝機超 5000 萬千瓦，CAGR 有望達 11%，“十五五”核電核準及開工有望進入高峰期，中長期具備較高成長性。成本方面，核電成本以折舊為主且燃料大部分鎖定長協，成本穩定且具競爭優勢。代際更迭短期內核電成本或呈上升趨勢，后續隨著標準化、批量化建設成本有望下降。我們測算標桿電價下三代機組IRR略低于二代機組，隨著造價下降其 IRR具備上升空間。此外，核電利息償還完畢、折舊計提結束后凈利潤有望進一步釋放。我們看好經營穩健，現金流優質，分紅穩中有升，中長期具備較高成長性的核電運營商。相關標的：相關標的：中國核電中國核電，中國廣核中國廣核。風險因素：風險因素：雙碳形勢與政策發生調

11、整；核電項目審批節奏不及預期；核電代際成本提升超預期；核電站建設進展不及預期或檢修時間超預期；核電電價政策出現調整；國際鈾價大幅上漲風險。請閱讀最后一頁免責聲明及信息披露 4 目 錄 一、政策東風推動核電建設，“雙碳”目標下未來成長空間大.6 1.1 核電為穩定清潔的基荷電源，發展核電是實現“雙碳”目標的必要選擇.6 1.2 政策推動核電審批節奏加快，“十五五”核電新增裝機進入高峰期.8 二、電價基本穩定且消納優先保障，裝機增長驅動核電盈利穩中有升.11 2.1 核電裝機進入較高增長期，優先消納政策下利用小時數有保障.12 2.2 核電電價相對穩定，市場化電價對核電影響有限.15 三、核電成本

12、較低且相對穩定，利息、折舊結束后利潤有望進一步釋放.19 3.1 核電成本較低且相對穩定，三代機組造價有望下降.19 3.2 核電利息、折舊結束后凈利潤有望進一步釋放，三代機組 IRR具備上升空間.22 四、主要核電上市公司：中國核電（A）、中國廣核（A+H）.26 4.1 中國核電：核電+新能源雙線布局，裝機量成長空間大.26 4.2 中國廣核：國內在運裝機規模最大的核電運營商，兼具分紅及成長性.33 五、投資建議.38 風險因素.38 表 目 錄 表 1：我國關于“雙碳”目標的部分表述.6 表 2：我國關于能耗雙控政策考核內容的演變.7 表 3：第一代至第四代核電技術特點及代表機型.8 表

13、 4：我國核電發展政策梳理.9 表 5：我國核電保障性消納政策.14 表 6：核電電價政策梳理.15 表 7：2023 年中國核電及中國廣核核電機組上網電價及市場化電量電價情況.18 表 8：二代機組及三代機組 IRR測算核心假設.23 表 9：三代機組資本金 IRR對于電價、單位造價的敏感性分析.25 表 10：中國核電重要控股子公司持股比例及 2023 年凈利潤情況.27 表 11：中國核電中長期發展目標.28 表 12：中國核電控股在建及核準機組情況（截至 2024H1）.31 表 13：中國廣核在建及核準機組情況（截至 2024H1）.36 圖 目 錄 圖 1：各電源生命周期的溫室氣體

14、排放量（克/千瓦時）.7 圖 2：2015-2023 年我國各電源年平均利用小時數情況（小時）.7 圖 3：2008-2024M1-8 年我國核準核電臺數（臺）.9 圖 4：2000-2023 年我國核電投運裝機量（萬千瓦）.9 圖 5：三種情景下我國中長期核電裝機容量預測（萬千瓦）.10 圖 6：2010-2023 年我國發電量結構及核電占比（億千瓦時）.11 圖 7：2023 年各國核電發電量在總發電量中的占比.11 圖 8：2023 年全國在運核電機組裝機容量情況.11 圖 9：核電商業模式示意圖.12 圖 10：2019-2030E 我國核電裝機量預測（萬千瓦）.13 圖 11：202

15、4E-2030E 中國核電新增核電裝機量（萬千瓦）.13 圖 12：2024E-2030E 中國廣核新增核電裝機量（萬千瓦）.13 圖 13：2014-2023 年我國核電平均利用小時數.14 圖 14：我國核電機組分布情況（截至 2022 年 12月 22 日）.15 圖 15：2017-2023 年中國核電市場化電量及占比（億千瓦時）.16 圖 16：2018-2023 年中國廣核市場化電量及占比（億千瓦時）.16 圖 17：2018-2023 年中國廣核電力業務營業成本拆分（%）.19 圖 18：核電項目完全成本結構.19 圖 19：2023 年 中國核電與中國廣核度電成本構成對比（元/

16、千瓦時）.20 圖 20：2023 年各種電源類型度電成本對比（元/千瓦時）.20 圖 21：不同國產化率機組單位投資（單位：元/kW）.20 圖 22：國內在建代表機型工程建成價（元/kW）.20 圖 23：二代至四代核電機組首批及批量建設后預期造價情況（萬元/千瓦）.21 圖 24：“華龍一號”機型工程造價明細（元/千瓦）.21 圖 25：2017-2024 年全球現貨鈾價（美元/公噸）.22 圖 26：2017-2023 年中國核電度電電燃料成本（元/千瓦時）.22 圖 27：二代核電項目運營全周期凈利潤及凈現金流示意圖（億元）.24 請閱讀最后一頁免責聲明及信息披露 5 圖 28：三代

17、核電項目運營全周期凈利潤及凈現金流示意圖（億元）.24 圖 29：二代機組及三代機組全投資 IRR、資本金 IRR 對比.24 圖 30：核能供熱示意圖.26 圖 31：中國核電股權結構（截至 2024H1）.26 圖 32：中國核電電力裝機結構及機組投產情況（萬千瓦）.27 圖 33：2015-2024H1 中國核電公司營收結構及增速（億元）.28 圖 34：2015-2024H1 中國核電毛利結構及增速（億元）.28 圖 35：2015-2024H1 中國核電扣非歸母凈利潤及增速（億元）.28 圖 36：2015-2024H1 中國核電毛利率和凈利率.29 圖 37：2015-2024H1

18、 中國核電分部業務毛利率.29 圖 38：2015-2024H1 中國核電資產負債率.29 圖 39：2015-2024H1 中國核電加權 ROA、ROE 水平.29 圖 40：2015-2024H1 公司現金流情況（億元）.30 圖 41：2015-2023 年公司股利支付總額、股利支付率及股息率（億元）.30 圖 42：2015-2030E 公司核電裝機容量變化（萬千瓦）.30 圖 43：2015-2023 公司核電年平均利用小時數.31 圖 44：2015-2024H1 公司核電發電量及增速.31 圖 45：2018-2025E 公司新能源在運裝機容量（萬千瓦）.32 圖 46：2020

19、-2024H1 公司新能源在建裝機容量（萬千瓦）.32 圖 47：2015-2023 公司風電光伏平均利用小時數.33 圖 48：2019-2024H1 公司新能源板塊發電量（億千瓦時）.33 圖 49：中國廣核股權結構（截至 2024 年 6 月 30 日）.33 圖 50：2015-2024H1 中國廣核營收結構及增速（億元）.34 圖 51：2015-2024H1 中國廣核毛利結構及增速（億元）.34 圖 52：2015-2024H1 中國廣核分業務毛利率.34 圖 53：2015-2024H1 中國廣核歸母凈利潤及增速（億元）.34 圖 54：2019-2024H1 中國廣核 ROA及

20、 ROE.35 圖 55：2019-2024H1 中國廣核資產負債率.35 圖 56：2015-2024H1 中國廣核現金流量情況（億元）.35 圖 57：2019-2023 年中國廣核分紅情況（元/股）.35 圖 58：2018-2024E 臺山 1 號機組發電量（億千瓦時）.36 圖 59：2019-2023 年臺山核電凈利潤（億元）.36 圖 60：2016-2030E 中國廣核在運核電裝機容量（萬千瓦）.36 圖 61：2018-2023 中國廣核核電年平均利用小時數（小時）.37 圖 62：2018-2024H1 中國廣核核電發電量及增速（億千瓦時）.37 請閱讀最后一頁免責聲明及信

21、息披露 6 一、政策東風推動核電建設，“雙碳”目標下未來成長空間大 1.1 核電為穩定清潔的基荷電源，發展核電是實現“雙碳”目標的必要選擇 我國堅定穩步推進“雙碳”工作，能源領域為降碳主戰場。我國堅定穩步推進“雙碳”工作，能源領域為降碳主戰場。2020 年 9 月中國明確提出 2030年碳達峰、2060年碳中和的目標。2021年國務院發布2030年前碳達峰行動方案，要求到2025年，非化石能源消費比重達到20%左右，單位國內生產總值二氧化碳排放比2020年下降 18%；到 2030年，非化石能源消費比重達到 25%左右，單位國內生產總值二氧化碳排放比 2005 年下降 65%以上。此后我國一直

22、致力于積極穩妥推進節能降碳工作，2024 年 5月發布的20242025 年節能降碳行動方案進一步強調要加大節能降碳工作推進力度，加大節能降碳工作推進力度，盡最大努力完成“十四五”節能降碳約束性指標盡最大努力完成“十四五”節能降碳約束性指標，為實現碳達峰碳中和目標奠定堅實基礎。表表 1：我國關于“雙碳”目標的部分表述我國關于“雙碳”目標的部分表述 時間時間 發布部門發布部門/會議會議 名稱名稱 相關內容相關內容 2020年 9月 30 日 聯合國生物多樣性峰會 習近平在聯合國生物多樣性峰會上的講話 中國將秉持人類命運共同體理念，繼續作出艱苦卓絕努力，提高國家自主貢獻力度，采取更加有力的政策和措

23、施，二氧化碳排放力爭于二氧化碳排放力爭于2030 年前達到峰值，努力爭取年前達到峰值，努力爭取 2060 年前實現碳中和年前實現碳中和 2020年 12月 19日 中央經濟工作會議 習近平中央經濟會議上的重要講話 抓緊制定抓緊制定 2030 年前碳排放達峰行動方案，支持有條件的地方率先達年前碳排放達峰行動方案，支持有條件的地方率先達峰峰。要加快調整優化產業結構、能源結構，推動煤炭消費盡早達峰推動煤炭消費盡早達峰，大力發展新能源，加快建設全國用能權、碳排放權交易市場，完善能源消費雙控制度。要繼續打好污染防治攻堅戰，實現減污降碳協同效應 2021年 7月 30 日 中共中央政治局會議 中共中央政治

24、局召開會議 分析研究當前經濟形勢和經濟工作 要統籌有序做好碳達峰、碳中和工作，盡快出臺 2030 年前碳達峰行動方案，堅持全國一盤棋，糾正運動式“減碳”，先立后破，堅決遏制糾正運動式“減碳”，先立后破，堅決遏制“兩高”項目盲目發展“兩高”項目盲目發展。2021年 10月 26日 國務院 2030 年前碳達峰行動方案 穩妥有序、安全降碳原則推進碳達峰行動穩妥有序、安全降碳原則推進碳達峰行動；到 2025年，非化石能源消費比重達到 20%左右，單位國內生產總值能源消耗比 2020年下降13.5%，單位國內生產總值二氧化碳排放比 2020 年下降 18%，為實現碳達峰奠定堅實基礎。到 2030年，非

25、化石能源消費比重達到 25%左右，單位國內生產總值二氧化碳排放比 2005年下降 65%以上，順利實現 2030 年前碳達峰目標。2022年 1月 7日 發改委環資司 國家發展改革委環資司召開專題會議研究碳達峰碳中和工作 碳達峰碳中和是一場經濟社會系統性變革，是一項復雜工程和長期任碳達峰碳中和是一場經濟社會系統性變革，是一項復雜工程和長期任務，不可能一蹴而就、畢其功于一役。務，不可能一蹴而就、畢其功于一役。要處理好發展和減排、降碳和安全、破和立、整體和局部、短期和中長期、政府和市場等多方面多維度關系，統籌有序推進碳達峰碳中和工作，既不能搞“碳沖鋒”，又既不能搞“碳沖鋒”，又不能搞運動式“減碳”

26、。不能搞運動式“減碳”。2022年 10月 16日 二十大 高舉中國特色社會主義偉大旗幟 為全面建設社會主義現代化國家而團結奮斗在中國共產黨第二十次全國代表大會上的報告 積極穩妥推進碳達峰碳中和積極穩妥推進碳達峰碳中和。實現碳達峰碳中和是一場廣泛而深刻的經濟社會系統性變革。立足我國能源資源稟賦，堅持先立后破，有計堅持先立后破，有計劃分步驟實施碳達峰行動劃分步驟實施碳達峰行動。2024年 3月 12 日 十四屆全國人民代表大會第二次會議 政府工作報告 積極穩妥推進碳達峰碳中和。積極穩妥推進碳達峰碳中和。扎實開展“碳達峰十大行動”。提升碳排放統計核算核查能力，建立碳足跡管理體系，擴大全國碳市場行業

27、覆蓋范圍。深入推進能源革命，控制化石能源消費，加快建設新型能源體系。2024年 5月 29 日 國務院 20242025 年節能降碳行動方案 加大節能降碳工作推進力度加大節能降碳工作推進力度，采取務實管用措施，盡最大努力完成采取務實管用措施，盡最大努力完成“十四五”節能降碳約束性指標?！笆奈濉惫澞芙堤技s束性指標。完善能源消耗總量和強度調控，重點控制化石能源消費，強化碳排放強度管理，分領域分行業實施節能降碳專項行動，更高水平更高質量做好節能降碳工作，更好發揮節能降碳的經濟效益、社會效益和生態效益，為實現碳達峰碳中和目標奠定堅實基礎。資料來源：新華網，中國政府網，商務部，新華社，中國法院網，國家

28、發改委，信達證券研發中心 核能發電穩定性強且單位碳排放量低，是“雙碳”背景下穩定清潔的基荷電源。核能發電穩定性強且單位碳排放量低，是“雙碳”背景下穩定清潔的基荷電源。核能發電是利用核裂變反應放出的核能進行發電的技術，燃燒后除乏燃料沒有其他產物，核能發電核能發電的全生命周期溫室氣體（碳氧化物）排放量為的全生命周期溫室氣體（碳氧化物）排放量為 12 克克/千瓦時，遠低于煤電、氣電千瓦時，遠低于煤電、氣電，甚至低甚至低 請閱讀最后一頁免責聲明及信息披露 7 于同屬清潔能源的光伏發電和水電于同屬清潔能源的光伏發電和水電，是十分優質清潔的能源。此外，核電發電不受季節等因素影響，除定期大修之外，基本處于滿

29、發狀態，發電量高且穩定，我國近我國近 10 年核電平均年核電平均利用小時數在利用小時數在 7000-7900 小時之間，近小時之間，近 5 年保持在年保持在 7300 小時以上，遠高于其他電源類型小時以上，遠高于其他電源類型。在推進能源綠色化低碳化轉型的背景下，核電的低碳、穩定、高效的特點決定了它是當前乃至未來一段時間內有望規模替代化石能源的低碳基荷電源，未來發展前景廣闊。圖圖 1：各電源生命周期的溫室氣體排放量（克：各電源生命周期的溫室氣體排放量（克/千瓦時）千瓦時）圖圖 2：2015-2023 年我國各電源年平均利用小時數情況（小時）年我國各電源年平均利用小時數情況（小時）資料來源：WNA

30、，信達證券研發中心 資料來源：iFinD，信達證券研發中心 政策首提核電不再納入能耗雙控，穩固核電“雙碳”基荷電源的地位。政策首提核電不再納入能耗雙控，穩固核電“雙碳”基荷電源的地位。此前的節能減排相關政策僅提出新增可再生能源不納入能源消耗總量和強度調控。2024 年 2 月，國家發改委發布關于加強綠色電力證書與節能降碳政策銜接 大力促進非化石能源消費的通知，首次提出核電也不納入能源消耗總量和強度調控。2024年 6月發布的2024-2025年節能降碳行動方案再次強調落實原料用能和非化石能源不納入能源消耗總量和強度調控等政策。這表明國家已經開始探索核能的綠色低碳屬性和價值，有利于穩固核電低碳基

31、荷電源的地位。表表 2：我國關于能耗雙控政策考核內容的演變：我國關于能耗雙控政策考核內容的演變 發布部門發布部門 發布時間發布時間 政策名稱政策名稱 相關內容相關內容 國務院 2022年 1月 “十四五”節能減排綜合工作方案 各地區“十四五”時期新增可再生能源電力消費量不納入地方能源新增可再生能源電力消費量不納入地方能源消費總量考核消費總量考核。原料用能不納入全國及地方能耗雙控考核。國家發改委 2022年 11月 關于進一步做好新增可再生能源消費不納入能源消費總量控制有關工作的通知 根據我國可再生能源發展情況，明確現階段不納入能源消費總量的現階段不納入能源消費總量的可再生能源，主要包括風電、太

32、陽能發電、水電、生物質發電、地可再生能源，主要包括風電、太陽能發電、水電、生物質發電、地熱能發電等可再生能源熱能發電等可再生能源。隨著技術進步和發展，其他可準確計量的可再生能源類型將逐步動態納入。國家發改委 2024年 1月 關于加強綠色電力證書與節能降碳政策銜接大力促進非化石能源消費的通知 突出重點控制化石能源消費導向，非化石能源不納入能源消耗總量和強度調控。在“十四五”省級人民政府節能目標責任評價考核中，將可再生能源、核電等非化石能源消費量從各地區能源消費總將可再生能源、核電等非化石能源消費量從各地區能源消費總量中扣除量中扣除，據此核算各地區能耗強度降低指標。國務院 2024年 6月 20

33、242025 年節能降碳行動方案 落實原料用能和非化石能源不納入能源消耗總量和強度調控等政落實原料用能和非化石能源不納入能源消耗總量和強度調控等政策策，細化分解各地區和重點領域、重點行業節能降碳目標任務。資料來源：中國政府網，國家發改委，信達證券研發中心 技術迭代提高機組安全性、設備國產化降低建造成本，為核電大規模發展提供可能。技術迭代提高機組安全性、設備國產化降低建造成本，為核電大規模發展提供可能。通過全面加強核電自主創新，我國核電技術水平顯著提升，率先實現核電技術由二代向三代的跨越，同時四代技術也開始取得重大進展。我國三代核電機組為我國三代核電機組為 2019 年后新年后新核準的主流機核準

34、的主流機型，相比二代機組有更高的安全性及更長的使用壽命型，相比二代機組有更高的安全性及更長的使用壽命，其堆芯熔化概率和大規模放射性物 請閱讀最后一頁免責聲明及信息披露 8 質釋放概率分別為 10-7和 10-8量級，比二代核電低 100 倍，且機組的反應堆設計壽命也由40年提升至 60年。此外，目前我國已有高溫氣冷堆、快堆等先進的四代技術，核電機組安全性繼續提高，并具備核能綜合應用、大幅提高鈾資源利用率等優勢。此外，造價方面，此外，造價方面，我國自主研發的三代機組“華龍一號”單位千瓦造價我國自主研發的三代機組“華龍一號”單位千瓦造價目前目前相較于同為三代機型的相較于同為三代機型的 AP1000

35、（美國）和（美國）和 EPR（法國）要低（法國）要低 10%-18%。與二代加機型相比，“華龍一號”的單位千瓦造價成本高約 30%，但其安全性更高、運行壽命更長、且利用效率更高，且“華龍一號”還有望通過縮短建設工期及規?；冗M一步降低單位造價成本。表表 3：第一代至第第一代至第四四代核電技術特點及代表機型代核電技術特點及代表機型 技術技術 時間時間 特點特點 核電機型核電機型/堆型堆型 第一代核電技術 20 世紀 5060年代 基于軍用核反應堆技術開發的原型堆和動力堆，使用天然鈾燃料和石墨慢化劑，設計比較粗糙，結構松散，盡管機組發電容量不大，一般在 30 萬千瓦之內，但體積較大；設計中沒有

36、系統、規范、科學的安全標準作為指導和準則，因而存在許多安全隱患；發電成本較高。早期建造的“美諾克斯”天然鈾石墨氣冷堆，輕水冷卻石墨慢化堆，壓水堆和沸水堆 第二代核電技術 20 世紀 7090年代 按照比較完備的核安全法規和標準以及確定論的方法考慮設計基準事故的要求而設計的，目前全世界范圍正在運行的絕大部分商用核電站均采用第二代核電技術。使用濃縮鈾燃料，以水作為冷卻劑和慢化劑，其堆芯熔化其堆芯熔化概率和大規模釋放放射性物質概率分別為概率和大規模釋放放射性物質概率分別為 10-4和和 10-5量級，反應堆壽命約量級，反應堆壽命約40 年年。壓水堆（PWR、System80、P4、M310），沸水堆

37、（BWR）、輕水堆（VVER），重水堆（CANDU）等 第三代核電技術 20 世紀 90 年代至今 在第二代核電技術設計和運行經驗反饋的基礎上，結合技術工業的發展，提出新的安全理念、安全方法和安全要求，開發了一批具有更高安全性、更好經濟性的第三代核電技術堆型。滿足 URD（美國核電用戶要求）和EUR（歐洲核電用戶要求），其堆芯熔化概率和大規模放射性物質釋放概其堆芯熔化概率和大規模放射性物質釋放概率分別為率分別為 10-7和和 10-8量級，反應堆壽命約量級，反應堆壽命約 60 年年。AP1000、EPR、ABWR、APR1400、AES2006、ESBWR、CAP1400、華龍一號、國和一號、

38、玲龍一號 第四代核電技術 21 世紀 2000年，美國首次提出了第四代反應堆計劃，即規劃在 2030 年左右投入市場的新一代核能系統。在經濟性、安全性、核廢物處理和防止核擴散方在經濟性、安全性、核廢物處理和防止核擴散方面有重大的進展面有重大的進展，將成為未來核能復興的主要技術。氣冷快堆（GFR）、鉛冷快堆（LFR）、鈉冷快堆（SFR）、熔鹽堆（MSR）、超臨界水冷堆（SCWR）和超高溫氣冷堆（VHTR）資料來源：中國核電公司公告，中國核電網，北極星核電網，國家能源局，核電周刊，信達證券研發中心 1.2 政策推動核電審批節奏加快，“十五五”核電新增裝機進入高峰期 2021 年以來年以來政策提出政

39、策提出“積極有序”導向“積極有序”導向，我國核電審批節奏加快，我國核電審批節奏加快，行業行業重回快速發展重回快速發展機遇機遇期期。我國核電行業起步于 20世紀 90年代，政策主張“適度發展核電”；21世紀初，中國經濟快速發展下電力需求不斷攀升，政策調整為積極推進積極推進，我國核電行業進入快速發展階段，2008年核準核電機組 14臺，2009、2010年分別核準 6臺，對應 2013年至 2018年核電裝機量 CAGR達到 25%；2011 年日本由大地震和海嘯引發福島核事故，我國暫停審批核電年日本由大地震和海嘯引發福島核事故，我國暫停審批核電項目，項目，2012 年將核電政策調整為“在確保安全

40、的基礎上高效發展核電”，2011-2014年核電審批幾乎陷入停滯。2015 年核電審批短暫重啟，又因三代核電技術路線爭議及安全性驗證問題，疊加電力供需格局寬松的大背景，2016-2018 年我國核電進入三年“零核準”時期。2011 年至年至 2018 年核電審批受到重重阻礙，合計僅核準年核電審批受到重重阻礙，合計僅核準 11 臺機組，對應“十三五”、“十四臺機組，對應“十三五”、“十四五”期間核電裝機增長緩慢五”期間核電裝機增長緩慢。2019 年我國自主研發的“華龍一號”三代機組獲核準，核電核準穩步恢復，2019-2021 年保持每年 4-6 臺的核準節奏。隨著我國電力供需關系趨緊，疊加“雙碳

41、”政策的推動，2021 年“十四五”規劃要求“積極有序推動沿海核電項目建設”，年“十四五”規劃要求“積極有序推動沿海核電項目建設”，核電核準開工進入高峰期，核電核準開工進入高峰期，2022、2023 年每年核準的機組數量達到年每年核準的機組數量達到 10 臺臺，2024 年年 8 月一月一次性核準次性核準 11 臺臺。截止 2023 年，我國核電裝機投運規模達到 5703 萬千瓦，根據目前核電機組在建及規劃規模，我們預計我們預計 2024-2025 年核電裝機增量有望達到年核電裝機增量有望達到 601.3 萬千瓦，“十五五”萬千瓦，“十五五”期間新增裝機量有望達到期間新增裝機量有望達到 475

42、6.2 萬千瓦萬千瓦，投運裝機和核電發電量，投運裝機和核電發電量未來增長空間較大未來增長空間較大。請閱讀最后一頁免責聲明及信息披露 9 圖圖 3：2008-2024M1-8 年我國核準核電臺數（臺）年我國核準核電臺數（臺）資料來源：立鼎產業研究院，財新網，澎湃新聞，中國核工業，信達證券研發中心 圖圖 4：2000-2023 年我國核電年我國核電投運投運裝機量（萬千瓦）裝機量（萬千瓦）資料來源：iFinD，信達證券研發中心 表表 4：我國我國核電發展政策梳理核電發展政策梳理 時間時間 會議會議/文件文件 主要內容主要內容 1989 年 11月 國民經濟和社會發展第八個五年計劃綱要（1991-19

43、95）適當發展核電 1996 年 3月 國民經濟和社會發展“九五”計劃和 2010年遠景目標綱要 適當發展核電適當發展核電 2001 年 1月 電力工業“十五”規劃 適度發展核電 2007 年 4月 能源發展“十一五”規劃（2006-2010年）推進核電建設，加快建設核電基地推進核電建設，加快建設核電基地，積極支持高溫氣冷堆核電示范工程 2011 年 3 月 國務院常務會議 嚴格審批新上核電項目嚴格審批新上核電項目，要求對國內已運行及在建核電項目進行全面安全檢查，抓緊編制核安全規劃，調整完善核電發展中長期規劃，核安全規劃批準前，暫停審批核電項目包括開展前期工作的項目暫停審批核電項目包括開展前期

44、工作的項目。2012 年 10月 核電安全規劃（2011-2020 年）當前和今后一個時期的核電建設：（一）穩妥恢復正常建設穩妥恢復正常建設，（二）科學布局項目，（三）提高準入門檻 2013 年 1月 能源發展“十二五”規劃（2011-2015年）安全高效發展核電安全高效發展核電，穩步有序推進核電建設，對新建廠址進行全面復核，“十二五”時期只安排沿海廠址 2014 年 1月 2014 年能源工作指導意見 適時啟動核電重點項目審批 2014 年 6月 能源發展戰略行動計劃（2014-2020年）安全發展核電，適時在東部沿海地區啟動核電項目建設；到 2020 年，核電裝機容量達到 5800萬千瓦，

45、在建容量達到 3000 萬千瓦以上。2016 年 11月 電力發展“十三五”規劃（2016-2020年）安全發展核電，加大自主核電示范工程建設力度，加快推進沿海核電建設安全發展核電，加大自主核電示范工程建設力度，加快推進沿海核電建設 2018 年 2月 2018 年能源工作指導意見 穩妥推進核電發展，促進核電多發滿發，加快推進小型堆重大專項立項工作，積極推動核能綜合利用 2018 年 6月 關于印發打贏藍天保衛戰三年行動計劃的通知 加快發展清潔能源和新能源，安全高效發展核電安全高效發展核電 2018 年 9月 中國人民共和國原子能法（征求意見稿）鼓勵核電發展，對核電實行保障性消納政策鼓勵核電發

46、展，對核電實行保障性消納政策 2019 年 6月 全面放開經營性電力用戶發用電計劃 核電機組發電量納入優先發電計劃核電機組發電量納入優先發電計劃，按照優先發電優先購電計劃管理有關工作要求做好保障消納工作 2021 年 3月“十四五”規劃和 2035 遠景目標 在確保安全的前提下，積極有序推動沿海核電項目建設積極有序推動沿海核電項目建設，保持平穩建設節奏，合理布局新增沿海核電項目；到到 2025年，核電運行裝機容量達到年，核電運行裝機容量達到 7000萬千瓦萬千瓦左右。左右。資料來源：前瞻產業研究院，國家能源局，國家發改委，中國政府網，鄭州輕工業大學，信達證券研發中心 0246810121416

47、“推進核電建設，加快建設加快建設核電基地”福島核泄漏事故福島核泄漏事故“暫停審批暫停審批核電項目包括開展前期工作的項目”國內存在中核ACP1000，中廣核ACPR1000+，國核技CAP1400等第三代核電技術，技術路線存在爭議技術路線存在爭議“華龍一號”“華龍一號”（融合技術）機組獲得核準三代核電機組AP1000（美國）在三門核電廠實現商運“鼓勵鼓勵核電發展”“安全安全發展核電”“積極有序積極有序推動沿海核電項目建設，到2025年，核電運行裝機容量達到70007000萬千瓦萬千瓦左右?！闭堥喿x最后一頁免責聲明及信息披露 10 從中長期角度來看，在“雙碳”背景下，調整電力系統結構、加大低碳清潔

48、能源的占比是必經之路，核電的低碳和穩定屬性，是作為基荷能源的最佳選擇。中國原子能科學研究院的李萍等人在“碳中和”目標下中國核電發展（2023 年）中分保守情景、“碳中和”情景以及強化低碳情景，對我國中長期核電裝機容量規模進行預測：在保守情景下，按照目在保守情景下，按照目前的在建裝機規模，預計到前的在建裝機規模，預計到 2030 年我國核電裝機量有望達到年我國核電裝機量有望達到 9000 萬千瓦；到萬千瓦；到 2050 年我國年我國核電裝機容量有望達到核電裝機容量有望達到 1.7 億千瓦。在“碳中和”情景下，預計到億千瓦。在“碳中和”情景下，預計到 2030 年我國核電裝機量年我國核電裝機量有望

49、達到有望達到 1.4 萬千瓦；到萬千瓦；到 2050 年我國核電裝機容量有望達到年我國核電裝機容量有望達到 3.5 億千瓦。億千瓦。按照目前的選址條件和規范，在沿海地區的廠址建設百萬千瓦級的核電站，極限總規模約按照目前的選址條件和規范，在沿海地區的廠址建設百萬千瓦級的核電站，極限總規模約為為 2 億千瓦億千瓦，基本可滿足保守情景下 2050 年我國核電裝機規模；然而，在“碳中和”情景下，2 億千瓦的沿海核電廠址規模僅能滿足中期核電裝機容量，遠不能滿足 2050 年的核電裝機容量，長期來看核電向內陸發展或成必然趨勢。事實上，國際上并不區分沿海和內陸核電，法國和美國的核電站有一半以上都在內陸。從從

50、成本角度來看，成本角度來看，內陸核電和沿海核電有著同樣高的安全性和技術標準，不會因為地理位置的不同而導致的技術或安全標準上的額外成本。從安全性和推廣進程來看，從安全性和推廣進程來看，我國核電技術發展到第三代，在安全性方面已有突破性的提升，第四代高溫氣冷堆技術正在發展，因其具備固有安全性的特征，屆時有望大幅降低公眾安全顧慮，推動內陸核電的發展進程。中中國工程院院士舒印彪預計，國工程院院士舒印彪預計，我國中部地區核電項目我國中部地區核電項目有望于有望于 2030 年前后適時啟動。年前后適時啟動。圖圖 5：三種情景下我國中長期核電裝機容量預測（萬千瓦）三種情景下我國中長期核電裝機容量預測（萬千瓦）資

51、料來源：李萍等“碳中和”目標下中國核電發展，信達證券研發中心 我國核電在總發電量中占比低于全球平均水平，未來增長空間大。我國核電在總發電量中占比低于全球平均水平，未來增長空間大。我國核電發電量及占總發電量的比重呈上升態勢，但目前占比仍然較低，2023年我國核電發電量 4333億千瓦時，占總發電量的比重僅為4.9%。2023年全球平均核電發電量占比為9.1%，排名前三的法國、烏克蘭、韓國核電發電量占比分別為 65.1%、50.7%、29.2%，而中國僅位列第 13。隨著“雙碳”政策的持續推進，未來核電發電量占比還有較大的增長空間。請閱讀最后一頁免責聲明及信息披露 11 圖圖 6：2010-202

52、3 年我國發電量結構及核電占比（億千瓦年我國發電量結構及核電占比（億千瓦時）時）資料來源：iFinD，信達證券研發中心 圖圖 7：2023 年各國核電發電量在總發電量中的占比年各國核電發電量在總發電量中的占比 資料來源：EI，信達證券研發中心 我國核電行業形成雙寡頭的競爭格局，絕大部分核電項目由中核及中廣核集團運營。我國核電行業形成雙寡頭的競爭格局，絕大部分核電項目由中核及中廣核集團運營。核電運營牌照是企業發展核電的必要條件，我國對于核電牌照的發放十分審慎，至今只有中核集團、中廣核集團、國家電投集團和華能集團 4 家具備核電運營資質。目前我國大陸在運的核電項目中絕大部分都由中核集團和中廣核集團

53、運營，截至 2023 年底，中國在運核電機組 55 臺，總裝機容量 5703.13 萬千瓦，其中中廣核集團在運裝機容量其中中廣核集團在運裝機容量 3056 萬千瓦，占比萬千瓦，占比53.6%，中核集團在運裝機容量，中核集團在運裝機容量 2375 萬千瓦，占比萬千瓦，占比 41.6%，二者共占全國核電總裝機量的95.2%。其中，中國廣核及中國核電上市公司核電控股裝機容量分別為2385.4萬千瓦，2375萬千瓦。另外，除四大擁有核電牌照的公司外，其他主體可通過參股方式參與核電項目，如皖能電力參股核電秦山聯營公司（2%），福能股份參股寧德核電（10%）、寧德二核（10%）、中核霞浦（20%）等 5

54、個核電項目。圖圖 8：2023 年年全國在運核電機組裝機容量情況全國在運核電機組裝機容量情況 資料來源：中國核能行業協會，中國核電公司公告，中國廣核公司公告，信達證券研發中心 二、電價基本穩定且消納優先保障，裝機增長驅動核電盈利穩中有升 從核電的商業模式來看，收入端的影響因素主要為上網電量和上網電價，其中上網電量=裝機量*利用小時數*（1-廠用電率），此外還包含增值稅退稅等營業外收入。影響影響核電收入的最主要的因素為裝機容量、利用小時數及電價。核電收入的最主要的因素為裝機容量、利用小時數及電價。其中核電有優先上網、保障消納政策，除大小修外，核電機組基本處于滿發狀態，因此利用小時數相對穩定；電價

55、方面，計劃內電價較穩定，市場化電價根據當年交易情況略有一定幅度的波動。請閱讀最后一頁免責聲明及信息披露 12 整體來看核電收入的增長主要靠裝機量的提升驅動。整體來看核電收入的增長主要靠裝機量的提升驅動。核電完全成本主要包含折舊、燃料、運維及人工、財務費用及其他成本，其中占比較其中占比較大的為折舊、燃料以及財務費用大的為折舊、燃料以及財務費用。折舊主要與核電機組的造價相關，三代機組造價成本整體較二代機組高，但批量化生產后有下降趨勢；燃料費用為采購鈾的成本，大部分簽訂長協或配套鈾礦，因此現貨鈾價格的波動對燃料成本的影響較小。此外，財務此外，財務費用償還完畢、折舊計提完畢后核電項目的盈利有望大幅提升

56、。費用償還完畢、折舊計提完畢后核電項目的盈利有望大幅提升。圖圖 9：核電商業模式示意圖核電商業模式示意圖 資料來源：iFinD，人民日報海外版，國家發改委，國家能源局，每日經濟新聞，證券之星，信達證券研發中心 2.1 核電裝機進入較高增長期，優先消納政策下利用小時數有保障 我國核電裝機量進入新一輪高增長階段，且增長的確定性強。我國核電裝機量進入新一輪高增長階段，且增長的確定性強。核電經歷幾十年的發展，在安全性、經濟性等方面的表現日益提升，目前決定核電裝機量增長的關鍵因素在于核準規模。獲準后的核電機組在取得國家核安全局頒發的核電廠建造許可證后，即可開始建設，通常建設期為 5 年左右，因此已核準核

57、電裝機落地具有較高確定性。截至 2023 年底，我國核電裝機容量 5691 萬千瓦，根據我國當前核電在建及核準情況，我們預計 2024 年全國有望新增核電裝機 239.2萬千瓦，分別為中國核電的漳州一期 1號機組以及中國廣核的防城港 4號機組（已于 2024年 5月投產）；2025年全國有望新增核電裝機 362.1萬千瓦，分別為中國核電的漳州一期 2 號機組、中國廣核的惠州 1 號機組及華能集團的昌江核電 3 號機組。2024-2025年我國有望新增核電裝機年我國有望新增核電裝機 601.3萬千瓦，萬千瓦，2023-2025年年 CAGR有望達到有望達到 5.2%。2026-2030年我國有望

58、新增核電裝機年我國有望新增核電裝機 4756.2萬千瓦，萬千瓦，2025-2030年年 CAGR有望達到有望達到 11.9%。具體公司來看，中國核電未來幾年新增裝機量較大。具體公司來看，中國核電未來幾年新增裝機量較大。2024-2030年中國核電有望新增核電裝年中國核電有望新增核電裝機機2061.1萬千瓦萬千瓦，較2023年增長87%，2023-2025年中國核電核電裝機CAGR有望達5%，2025-2030 年中國核電裝機年中國核電裝機 CAGR 有望達有望達 11.1%。2024-2030 年中國廣核有望新增核電裝機年中國廣核有望新增核電裝機 請閱讀最后一頁免責聲明及信息披露 13 205

59、8.4萬千瓦萬千瓦，較2023年增長67.4%，2023-2025年中國廣核核電裝機CAGR有望達3.8%，2025-2029 年中國廣核核電裝機年中國廣核核電裝機 CAGR 有望達有望達 9.2%。圖圖 10：2019-2030E 我國核電裝機量預測（萬千瓦）我國核電裝機量預測（萬千瓦）資料來源：iFinD，中國核電公司公告，中國廣核公司公告，金融界，環球網，山東省能源局，界面新聞，大小新聞，新京報，閃電新聞，YMG全媒體，國家電投，信達證券研發中心 注：假設2024年新核準機組均于2030年投產 圖圖 11：2024E-2030E中國核電新增核電裝機量（萬千瓦）中國核電新增核電裝機量（萬千

60、瓦）資料來源：中國核電公司公告，信達證券研發中心 注：假設2024年新核準機組均于2030年投產 圖圖 12：2024E-2030E中國廣核新增核電裝機量（萬千瓦）中國廣核新增核電裝機量（萬千瓦）資料來源：中國廣核公司公告，金融界，信達證券研發中心 注：2023年裝機量為公司在運裝機量，含合營企業;假設2024年新核準機組均于2030年投產 核電電量優先上網、保障消納，利用小時數有保障。核電電量優先上網、保障消納，利用小時數有保障。2016-2017年，我國電力供需形勢整體偏寬松，核電利用小時數下滑明顯。為保障核電運行的穩定、安全，2017 年國家發展改革委、國家能源局發布保障核電安全消納暫行

61、辦法，明確核電應遵循“確保安全、優先上“確保安全、優先上網、保障電量、平衡利益”網、保障電量、平衡利益”的基本原則，對核電優先發電權計劃做出詳細規定：1）電力供求平衡的地區，核電機組應按發電能力滿發運行來安排年度計劃電量；2）在電力過剩地區，應按照上一年當地發電平均利用小時數的一定倍數確定核電機組保障利用小時數；3）保障外的發電量，則鼓勵通過電力直接交易等市場化方式促進消納。政策施行后核電消納水平政策施行后核電消納水平得到明顯改善，得到明顯改善，2018年后核電利用小時數顯著提升。年后核電利用小時數顯著提升。此外，2018年清潔能源消納行動計劃（2018-2020年）提出，到 2018年全國大

62、部分核電要實現安全保障性消納，2019年全國核電基本實現安全保障性消納，2020 年全國核電實現安全保障性消納。2019 年發改委在關于全面放開經營性電力用戶發用電計劃的通知中提出核電機組發電量納入優先發電計劃，按照優先發電優先購電計劃管理有關工作要求做好保障消納工作。國家對核電的保障消納十分重視，有力維護了核電的穩定、安全運行，同時核電作為基荷能源的地位也得到了一定的保障。十四五以來，伴隨著電力供需區域緊張，核電小時數維持高位，2021 年 .請閱讀最后一頁免責聲明及信息披露 14 核電平均利用小時數創下 7778 小時的新高，2022-2023 年核電利用小時數均保持在 7500 小時以上

63、，較 2020年前顯著提升。圖圖 13：2014-2023 年我國核電平均利用小時數年我國核電平均利用小時數 資料來源：iFinD，信達證券研發中心 表表 5：我國核電保障性消納政策：我國核電保障性消納政策 時間時間 部門部門 政策政策 主要內容主要內容 2017年 2月 29 日 國家發展改革委、國家能源局 保障核電安全消納暫行辦法 明確核電保障性消納的基本原則為“確保安全、優先上網“確保安全、優先上網、保障電量、保障電量、平衡利益”平衡利益”，提出應盡量減少安排核電機組調峰，并鼓勵核電廠營運單位按直接參與或購買輔助服務方式參與系統調峰。2017年 3月 29 日 國家發展改革委、國家能源局

64、 關于有序放開用電計劃的通知 新核準的水電、核電等機組除根據相關政策安排一定優先發電計劃外，新核準的水電、核電等機組除根據相關政策安排一定優先發電計劃外，應積極參與電力市場交易應積極參與電力市場交易，由市場形成價格。國家規劃內的既有大型水國家規劃內的既有大型水電、核電、風電、太陽能發電等清潔能源發電，以及網對網送受清潔能電、核電、風電、太陽能發電等清潔能源發電，以及網對網送受清潔能源的地方政府協議，通過優先發電計劃予以重點保障源的地方政府協議，通過優先發電計劃予以重點保障。優先發電計劃電量不低于上年實際水平或多年平均水平，按照“風險共擔、利益共享”原則協商或通過市場化交易方式確定送受電價格。2

65、018年 10月 30 日 國家發展改革委、國家能源局 清潔能源消納行動計劃（2018-2020 年 2018 年大部分核電實現安全保障性消納；年大部分核電實現安全保障性消納；2019 年全國核電基本實現安全年全國核電基本實現安全保障性消納；保障性消納；2020 年全國核電實現安全保障性消納。年全國核電實現安全保障性消納。鼓勵核電開展“優價滿發”試點，鼓勵核電參與跨省區市場交易，鼓勵新建核電項目結合本地實際，配套建設抽水蓄能等調峰電源。2019年 1月 22 日 國家發展改革委 關于規范優先發電優先購電計劃管理的通知 基荷容量之外的核電，按照保障核電安全消納的有關規定安排計劃?？缡】鐓^資源利用

66、保障方面，國家規劃內的既有大型水電、核電，按照不低于上年實際水平或多年平均水平安排計劃。2019年 6月 27 日 國家發展改革委 關于全面放開經營性電力用戶發用電計劃的通知 核電機組發電量納入優先發電計劃，按照優先發電優先購電計劃管理有核電機組發電量納入優先發電計劃，按照優先發電優先購電計劃管理有關工作要求做好保障消納工作。鼓勵經營性電力用戶與核電、水電、風關工作要求做好保障消納工作。鼓勵經營性電力用戶與核電、水電、風電、太陽能發電等清潔能源開展市場化交易，電、太陽能發電等清潔能源開展市場化交易，消納計劃外增送清潔能源電量。2021年 3月 17 日 國家能源局 清潔能源消納情況綜合監管工作

67、方案 督促電網企業優化清潔能源并網接入和調度運行，實現清潔能源優先上網和全額保障性收購；規范清潔能源電力參與市場化交易，完善清潔能源消納交易機制和輔助服務市場建設。資料來源：國家發改委，國家能源局，中國核工業，中核集團，新浪財經，中國政府網，信達證券研發中心 核電機組所在城市多為沿海電力負荷中心，用電量核電機組所在城市多為沿海電力負荷中心，用電量及負荷及負荷增速較高，核電利用小時數增速較高，核電利用小時數長期長期有保障。有保障。由于沿海城市人口密集，經濟發達，電力需求旺盛，且滿足核電站運行所需要的冷卻用水，我國核電機組均分布在沿海地區。核電所在地區普遍用電量大，例如 2023 年廣東用電量 8

68、502 億千瓦時，占全國用電量比重 9.2%，江蘇用電量 7833 億千瓦時，占全國用電量比重 6.7%，浙江用電量 6192 億千瓦時，占全國用電量比重 6.7%。部分省份用電量增速也較快，如 2023 年海南、廣西、廣東、浙江的用電量增速分別達到 16.1%、10.5%、8%、6.8%，高于全國平均用電量增速 6.7%。旺盛的用電需求以及較高的用電量增速為核電的消納提供支持，保障核電利用小時數高且穩定。請閱讀最后一頁免責聲明及信息披露 15 圖圖 14：我國核電機組分布情況（截至：我國核電機組分布情況（截至 2022 年年 12 月月 22 日）日）資料來源：中國核能行業協會，信達證券研發

69、中心 2.2 核電電價相對穩定，市場化電價對核電影響有限 非市場化電價方面，“一廠一價”與標桿電價并行。非市場化電價方面，“一廠一價”與標桿電價并行。2013 年前，核電實行一廠一價電價政策，按照成本+合理利潤確定上網電價；2013 年國家發改委發布關于完善核電上網電價機制有關問題的通知，核定全國核電標桿上網電價為 0.43 元/千瓦時（對應增值稅率 17%，按目前 13%的增值稅率為 0.4153 元/千瓦時），2013 年投產后的核電執行全國核電標桿電價，其中，全國核電標桿上網電價高于核電機組所在地燃煤機組標桿上網電價的地區，執行當地燃煤機組標桿上網電價，承擔核電技術引進、自主創新、重大專

70、項設備國產化任務的首臺或首批核電機組或示范工程，其上網電價可在全國核電標桿電價基礎上適當提高。政策要求核電參與市場化交易，近年來核電參與市場化交易政策要求核電參與市場化交易，近年來核電參與市場化交易的電量的電量占比提升占比提升，但實際執行，但實際執行市場化電價的規模有限市場化電價的規模有限。2017 年，國家發改委、能源局發布關于有序放開發用電計劃的通知，提出核電項目應積極參與電力市場化交易：新核準的水電、核電等機組除根據相關政策安排一定優先發電計劃外，應積極參與電力市場交易，由市場形成價格。2018 年以來中核及中廣核核電機組參與市場化交易的電量持續提升，2023 年中國核電核電市場化電量約

71、 744億千瓦時，占比 42.65%，較 2018年提升 15.59pct；2023年中國廣核核電市場化電量約 1227億千瓦時，占比 57.3%，較 2018年提升 33.5pct。表表 6：核電電價政策梳理：核電電價政策梳理 定價機制定價機制 時間時間 政策文件政策文件 政策內容政策內容 一廠一價 2013 年前 上網電價管理暫行辦法 獨立發電企業的上網電價，由政府價格主管部門根據發電項目經濟壽命周期，按照合理按照合理補償成本、合理確定收益和依法計入稅金補償成本、合理確定收益和依法計入稅金的原則核定。標桿電價 2013 年 6 月 關于完善核電上網電價機制有關問題的通知 1.對新建核電機組

72、實行標桿上網電價政策。根據目前核電社會平均成本與電力市場供需狀況，核定全國核電標桿上網電價為每千瓦時核定全國核電標桿上網電價為每千瓦時 0.430.43 元。元。2.全國核電標桿上網電價高于核電機組所在地燃煤機組標桿上網電價（含脫硫、脫硝加全國核電標桿上網電價高于核電機組所在地燃煤機組標桿上網電價（含脫硫、脫硝加 請閱讀最后一頁免責聲明及信息披露 16 價，下同）的地區，新建核電機組投產后執行當地燃煤機組標桿上網電價。價，下同）的地區，新建核電機組投產后執行當地燃煤機組標桿上網電價。3.全國核電標桿上網電價低于核電機組所在地燃煤機組標桿上網電價的地區，承擔核電承擔核電技術引進、自主創新、重大專

73、項設備國產化任務的首臺或首批核電機組或示范工程，其技術引進、自主創新、重大專項設備國產化任務的首臺或首批核電機組或示范工程，其上網電價可在全國核電標桿電價基礎上適當提高上網電價可在全國核電標桿電價基礎上適當提高，具體由省級價格主管部門提出方案報我委核批。2017 年 4 月 關于有序放開發用電計劃的通知 1.新核準的水電、核電等機組除根據相關政策安排一定優先發電計劃外，應積極參與電新核準的水電、核電等機組除根據相關政策安排一定優先發電計劃外，應積極參與電力市場交易，由市場形成價格。力市場交易，由市場形成價格。2.國家規劃內的既有大型水電、核電、風電、太陽能發電等清潔能源發電，以及網對網送受清潔

74、能源的地方政府協議，通過優先發電計劃予以重點保障。2018 年 7 月 關于積極推進電力市場化交易進一步完善交易機制的通知 1.為促進清潔能源消納，支持電力用戶與水電、風電、太陽能發電、核電等清潔能源發支持電力用戶與水電、風電、太陽能發電、核電等清潔能源發電企業開展市場化交易。電企業開展市場化交易。2.在保證安全的情況下，穩妥有序推進核電機組進入市場，在保障優先發電計劃外，鼓勵核電機組通過參與交易實現多發。2019 年 3 月 關于三代核電首批項目試行上網電價的通知 廣東臺山一期核電項目試行價格按照每千瓦時 0.4350 元執行；浙江三門一期核電項目試行價格按照每千瓦時 0.4203 元執行；

75、山東海陽一期核電項目試行價格按照每千瓦時0.4151 元執行。試行價格從項目投產之日起至 2021 年底止。資料來源：國家發改委，國家能源局，中國政府網，信達證券研發中心 圖圖15：2017-2023年中國核電市場化電量及占比（億千瓦年中國核電市場化電量及占比（億千瓦時）時）資料來源：中國核電公司公告，信達證券研發中心 圖圖 16：2018-2023 年中國廣核市場化電量及占比（億千瓦年中國廣核市場化電量及占比（億千瓦時）時）資料來源：中國廣核公司公告，信達證券研發中心 2022-2023 年市場化電價同比上浮、年市場化電價同比上浮、2024 年電量電價同比小幅下降，但對核電電價的綜合年電量電

76、價同比小幅下降，但對核電電價的綜合影響幅度較小。影響幅度較小。2021 年進一步深化燃煤發電上網電價市場化改革的通知將燃煤電價浮動范圍擴大為上下浮動不超過 20%，打開了市場化電價的浮動空間。2023 年電力供需關系趨于緊張，各省燃煤電價基本實現 20%的“頂格上浮”。2024 年受容量電價政策執行和燃煤成本、電力供需形勢變化等綜合影響，市場化長協電量電價同比小幅下降。但對于核電而言電價變化的綜合影響幅度較小，具體公司方面：中國核電：中國核電機組所在省份中浙江、江蘇、福建均參與市場化交易，但除江蘇中國核電：中國核電機組所在省份中浙江、江蘇、福建均參與市場化交易，但除江蘇外大多執行核準價，外大多

77、執行核準價，2024 年市場化電價同比下降對公司業績影響十分有限。年市場化電價同比下降對公司業績影響十分有限。中國核電機組所在地區分別為浙江、江蘇、福建以及海南，裝機容量占比分別為 38.6%、27.8%、28.1%、5.5%。1）浙江省核電市場化交易執行超額收益回收機制，實際執行核準價。）浙江省核電市場化交易執行超額收益回收機制，實際執行核準價。浙江省 2024 年市場化交易方案要求秦山核電一期、三門核電作為保障性電源，不參與市場化交易。電價方面，浙江執行超額回收機制，即對核電機組的中長期交易電量，按照雙邊協商交易形成的中長期合約電價與核電機組上網電價之差的一定比例進行回收(負值置零)，因此

78、浙江核電市場化電量基本按照核準價結算。2）江蘇省按照市場化交易價格執行，市場化電量逐年提升，可部分抵消市場化電價下降）江蘇省按照市場化交易價格執行，市場化電量逐年提升，可部分抵消市場化電價下降帶來的帶來的凈凈利潤下滑。利潤下滑。江蘇省 2024 年年度市場化價格 0.4529 元/千瓦時，同比降低 0.0137 元/請閱讀最后一頁免責聲明及信息披露 17 千瓦時（同比下降 2.94%），與此同時 2024 年交易電量達到 270 億度，同比增長 50 億度，由于江蘇機組核準價低于 2024 年市場化交易價格，因此市場化電量增加帶來的盈利增厚可部分抵消電價下降帶來的凈利潤下滑。經我們測算，202

79、4 年江蘇市場化電價同比下降或減少 3 億元左右的凈利潤，市場化電量增長帶來的凈利潤增加約 2 億元（假設新增市場化電量平均來自于田灣 1-6#機組），由此 2024 年江蘇省市場化電量電價變動實際減少公司凈利潤 1億元左右。3）福建省核電市場化電量占比高，大部分按照核準價結算。）福建省核電市場化電量占比高，大部分按照核準價結算。福建省要求除華龍一號以外，核電機組原則上全部上網電量參與市場交易，2024 年市場化電量占比 60%左右。電價大部分按核準價結算，少部分在火電標桿基礎上上浮。4）海南省核電不參與市場化交易。）海南省核電不參與市場化交易。中國廣核：中國廣核核電機組所在省份均參與市場化交

80、易，主要集中在廣東，廣東省中國廣核：中國廣核核電機組所在省份均參與市場化交易，主要集中在廣東，廣東省核電市場化電價執行部分超額收益回收機制，我們預計核電市場化電價執行部分超額收益回收機制，我們預計2024年市場化電價下降對公司年市場化電價下降對公司業績業績略有略有一定影響，其余省份交易電價與計劃電價基本持平。一定影響，其余省份交易電價與計劃電價基本持平。中國廣核的核電機組大部分位于廣東省內，裝機容量占比達到 52.8%，其余機組位于遼寧、福建、廣西，裝機占比分別為 22%、15.3%、11%。1）廣東省核電市場化電價執行部分超額收益回收機制，）廣東省核電市場化電價執行部分超額收益回收機制，20

81、24 年市場化電價下降對公司業年市場化電價下降對公司業績績略有略有一定影響。一定影響。廣東省嶺澳核電、陽江核電全部機組參與市場交易。2023、2024 年的年度市場電量上限均為 195 億千瓦時。電價方面執行部分超額收益回收機制，對核電機組的年度、月度中長期交易電量，按照對應交易品種成交均價與市場參考價之差（負值置零）的 85%從核電機組進行回收。2024年廣東省年度市場化交易均價為 0.4656元/千瓦時，同比下降 0.088 元/千瓦時（同比下降 16%），考慮 85%的超額收益回收機制，我們測算 2024 年廣東市場化電價同比下降或將減少凈利潤 2.6 億元左右。2）遼寧?。海┻|寧?。撼?/p>

82、紅沿河 6#機組不參與市場化，其余機組全部上網電量參與電力市場交易。2023 年市場化交易價格略高于平均計劃電價。公司預計 2024 年市場化結算電價與 2023 年基本一致，與計劃電價基本持平。3）福建?。└＝ㄊ。簩幍潞穗?14 號機組全部參與市場化交易。2023 年市場化交易均價略高于計劃電價；公司預計 2024 年市場化結算電價與 2023 年基本一致，與計劃電價基本持平。3）廣西）廣西壯族自治區壯族自治區。防城港核電 1-3#機組全電量進入市場，4#機組暫不進入市場。2023年市場化交易結算價格比標桿電價略高；根據廣西今年發布的政府授權合約機制，公司預計 2024 年核電市場交易結算價

83、格與計劃電價基本相當。中長期來看，中長期來看，我們認為我們認為核電核電市場化交易規模有望繼續擴大，市場化交易規模有望繼續擴大，當前當前核電電價核電電價大部分較燃煤基大部分較燃煤基準價具備準價具備一定一定的安全邊際，因此的安全邊際，因此核電核電綜合電價下行風險較小綜合電價下行風險較小。核電參與市場化交易為我國電改長期的政策方向，核電參與電力市場交易的規模有望進一核電參與市場化交易為我國電改長期的政策方向，核電參與電力市場交易的規模有望進一步擴大。步擴大。近年來我國大力推進電力市場化改革，政策鼓勵和推動包括核電在內的各類電源參與市場化交易，我國電力市場化交易規模和比例不斷擴大。核電為重要的清潔電源

84、種類之一，隨著電力市場的逐步放開，核電需要與其他電源類型一樣，參與到市場競爭中，通過市場化交易來實現資源的優化配置和電價的合理形成。因此我們認為，核電參與電力市 請閱讀最后一頁免責聲明及信息披露 18 場交易的規模有望進一步擴大。核電機組進入市場后電價有望核電機組進入市場后電價有望基本基本維持穩定。維持穩定。中國核電與中國廣核目前在運的 52 臺機組中，39臺機組的核準上網電價低于或等于當地燃煤標桿電價，僅有 13臺的核準價高于當地燃煤標桿電價。高于燃煤標桿價的機組多為享受“一機一價”的老機組以及示范機組，調價可能性較低。中長期來看，電價漲跌有不確定性中長期來看，電價漲跌有不確定性，但由于核電

85、電價當前大部分低于燃煤基準，但由于核電電價當前大部分低于燃煤基準價、具備一定的安全邊際，因此價、具備一定的安全邊際，因此核電核電綜合電價的下行風險相對較小綜合電價的下行風險相對較小?！笆逦濉逼陂g伴隨著新一批頂峰裝機的投運，我國電力供需形勢有望趨于寬松，或將帶動市場化交易電價的下行。若屆時市場電價仍較當地基準價有所上浮或持平（即僅收窄相對基準價的上浮比例），則大部分核電機組即便執行市場化電價也有望實現綜合售電價格的提升或基本穩定；若屆時市場電價大幅下降至燃煤基準價之下，則核電執行市場化電價或將導致其綜合售電價格出現下滑。表表 7：2023 年年中國核電及中國廣核核電機組上網電價及市場化電量電價

86、情況中國核電及中國廣核核電機組上網電價及市場化電量電價情況 消納消納地地區區 核電機組核電機組 計劃內上網電計劃內上網電價（含稅，元價（含稅，元/千瓦時千瓦時）當地當地燃煤燃煤基準價基準價 相對基準上相對基準上浮幅度浮幅度 基準上浮基準上浮20%基準下浮基準下浮20%市場化電量電價執行情況市場化電量電價執行情況 浙江省浙江省 秦山核電一期 0.4056 0.4153-2.3%0.4984 0.3322 電量：電量：2023 年秦山一期市場化電量占 50%，三門核電占比 10%。2024 年秦山一期、三門核電不參與市場化交易。電價：電價：執行超額收益回收機制，實際上按照核準價結算。秦山二核 1-

87、2#0.3998-3.7%秦山二核 3-4#0.4153 0.0%秦山三核 1-2#0.4481 7.9%方家山核電 1-2#0.4153 0.0%三門核電 1#0.4203 1.2%三門核電 2#0.4203 1.2%江蘇省江蘇省 田灣核電 1-2#0.439 0.391 12.3%0.4692 0.3128 電量：電量：江蘇核電公司核電市場化交易規模逐年擴大，2022/2023/2024 年分別不低于 200/220/270 億千瓦時；價格：價格：執行市場化交易價格，2024年年度市場化價格 0.4529 元/千瓦時，同比下降2.94%。田灣核電 3-6#0.391 0.0%福建省福建省

88、福清核電 1#0.4153 0.3932 5.6%0.4718 0.3146 電量電量：除華龍一號以外，核電機組原則上全部上網電量參與市場交易；2024 年市場化電量占比 60%左右。價格：價格：大部分按照核準價結算，少部分在火電標桿電價的基礎上浮。福清核電 2#0.3916-0.4%福清核電 3#0.359-8.7%福清核電 4#0.3779-3.9%福清核電 5#-福清核電 6#-海南省海南省 昌江核電 1-2#0.4153 0.4298-3.4%0.5158 0.3438 不參與市場化交易 廣東廣東 大亞灣 1#0.4056 0.453-10.5%0.5436 0.3624 電量：電量：

89、嶺澳核電、陽江核電全部機組參與市場交易。2023 年公司廣東年度市場電量約 195 億千瓦時，2024 年的年度市場電量上限 195 億千瓦時。電價：電價：按照對應交易品種成交均價與市場參考價之差（負值置零）的 85%從核電機組進行回收。2024年廣東省年度市場化交易均價為0.4656元/千瓦時，同比下降 16%。大亞灣 2#0.4056-10.5%嶺澳 1-2#0.4143-8.5%嶺東 1-2#0.4153-8.3%陽江 1-6#0.4153-8.3%臺山 1-2#0.435-4.0%福建福建 寧德 1-2#0.4153 0.3932 5.6%0.4718 0.3146 電量：電量：寧德核

90、電 14 號機組全部參與市場化交易。價格：價格：2023年市場化交易均價略高于計劃電價；公司預計 2024 年市場化結算電價與 2023年基本一致，與計劃電價基本持平。寧德 3#0.3916-0.4%寧德 4#0.359-8.7%遼寧遼寧 紅沿河 1-4#0.3823 0.3749 2.0%0.4499 0.2999 電量：電量：紅沿河 6 號機組不參與市場化，其余機組全部上網電量參與電力市場交易。價格：價格：2023年市場化交易價格略高于平均計劃電價。公司預計 2024年市場化結算電價與 2023年基本一致，與計劃電價基本持平。紅沿河 5-6#0.3749 0.0%廣西廣西 防城港 1-3#

91、0.4063 0.4207-3.4%0.5048 0.3366 電量：電量：防城港核電 1、2、3 號機組全電量進入 請閱讀最后一頁免責聲明及信息披露 19 市場。價格：價格：2023年市場化交易結算價格比標桿電價略高。公司預計 2024 年核電市場交易結算價格與計劃電價基本相當。資料來源：中國核電公司公告，中國廣核公司公告，海南省發改委，福建省發改委，江蘇省發改委，浙江省發改委，北極星售電網，證券之星，信達證券研發中心 三、核電成本較低且相對穩定，利息、折舊結束后利潤有望進一步釋放 3.1 核電成本較低且相對穩定，三代機組造價有望下降 核電的完全成本以固定資產折舊、財務費用、燃料及材料成本、

92、維修費等為主。核電的完全成本以固定資產折舊、財務費用、燃料及材料成本、維修費等為主。核電屬于重資產行業，核電機組造價高，因此核電營業成本中固定資產折舊占比較大。此外，核電的可變成本主要為燃料及材料成本、運行維護費、人工成本等等。從完全成本的角度來看，根據陳襯蘭基于工程造價及發電成本的核電與火電比較研究，核電項目中約 37%為折舊，14%為燃料費，13%為財務費用，10%為大修理費，10%為退役費用，剩余為材料費、員工薪酬福利及其他成本。從經營成本的角度看，以中國廣核為例，2018-2023 年中國廣核電力業務營業成本中固定資產折舊占比穩定在 29%-34%左右，核燃料成本占比 24%-31%，

93、運維、人工及其他占比 11%-15%。從度電成本的角度來看，核電的度電成本在從度電成本的角度來看，核電的度電成本在 0.2 元元/千瓦時左右，在各種電源類型中處于較千瓦時左右，在各種電源類型中處于較低水平。中國核電度電成本為低水平。中國核電度電成本為 0.24 元元/千瓦時（含少量新能源，純核電為千瓦時（含少量新能源，純核電為 0.207 元元/千瓦時），千瓦時），其中固定資產折舊0.09元/千瓦時，燃料及其他材料成本0.05元/千瓦時，電廠運行維護費、人員費用、其他費用分別為 0.03 元/千瓦時；中國廣核度電成本為中國廣核度電成本為 0.20 元元/千瓦時千瓦時，其中固定資產折舊 0.06

94、 元/千瓦時，核燃料成本 0.05 元/千瓦時，計提乏燃料處置金 0.02 元/千瓦時，運維及其他 0.07 元/千瓦時。兩公司在度電成本上的差異主要來源于固定資產折舊，中國核電的折舊率更高導致其度電總成本較高。綜合來看，核電度電成本在綜合來看，核電度電成本在 0.2 元元/千瓦時左右千瓦時左右，顯著低于火電（顯著低于火電（0.396 元元/千瓦時），相較光伏（千瓦時），相較光伏（0.231 元元/千瓦時）、風電（千瓦時）、風電（0.212 元元/千瓦時）千瓦時）目前的成本水平目前的成本水平也有較強的競爭力。也有較強的競爭力。圖圖 17：2018-2023 年中國廣核電力業務營業成本拆分年中國

95、廣核電力業務營業成本拆分（%）資料來源：中國廣核公司公告，信達證券研發中心 圖圖 18：核電項目完全成本結構核電項目完全成本結構 資料來源：陳襯蘭基于工程造價及發電成本的核電與火電比較研究，信達證券研發中心 請閱讀最后一頁免責聲明及信息披露 20 圖圖 19：2023 年年 中國核電與中國廣核度電成本構成對比中國核電與中國廣核度電成本構成對比（元（元/千瓦時）千瓦時）資料來源：中國廣核公司公告，中國核電公司公告，信達證券研發中心 注：中國核電度電成本包含少量新能源 圖圖 20：2023 年各種電源類型度電成本對比（元年各種電源類型度電成本對比（元/千瓦時）千瓦時）資料來源：各公司公告，信達證券

96、研發中心 注：2023年國電電力入爐標煤單價為934.96元/噸 國產化率提升國產化率提升曾曾帶動二代核電機組裝機成本顯著下降。帶動二代核電機組裝機成本顯著下降。隨著我國核電產業的發展，核電機組的關鍵設備、設計服務、工程建設等各環節的國產化率不斷升高，核電機組的單位投資得以顯著降低。以二代核電機組為例，進口的大亞灣機組單位投資額 2.76 萬元/千瓦（規劃投資 1.77 萬元/千瓦，調整增加 0.99 萬元/千瓦），國產化率超過一半的嶺澳二期項目單位投資額已降至 1.2 萬元/千瓦，而國產化率 80%的陽江項目單位投資額則降至 1.09 萬元/千瓦，較大亞灣機組的比投資降低了 38%。核電機組

97、代際間成本呈上升趨勢，代際更迭后首批機組造價明顯提升。核電機組代際間成本呈上升趨勢，代際更迭后首批機組造價明顯提升。一直以來，核電技術向著更好的安全性、更高的效率、更長的使用壽命去迭代，同時難免導致其設備管道數量增多、建構筑物體量增大以及材料標準提高，進而帶來了設計、設備制造及建筑安裝等成本的增加。以三代技術對二代技術的替代為例，目前我國自主研發的三代機組“華龍一號”相較二代機組具有堆芯熔化概率和大規模放射性物質釋放概率大幅降低、使用壽命由40年延至60年等優勢，相應的其造價也有提升。目前我國首批“華龍一號”三代機組造價目前我國首批“華龍一號”三代機組造價約約 1.6萬元萬元/千瓦，較二代機組

98、千瓦，較二代機組 1.2萬元萬元/kw左右的造價提升了左右的造價提升了 30%左右左右。雖然首批三代機組建設成本大幅升高，但與此同時也可享受較高的電價，收益率基本穩定。近年來四代技術也取得顯著突破，目前我國石島灣高溫氣冷堆核電站示范工程于 2023 年 12 月正式投入商業運營，四代技術不僅在安全性、使用壽命上表現更為優秀，對燃料鈾的利用效率也有大幅提升。中國國防郵電職工技術協會預計，60 萬千瓦高溫氣冷堆核能項目單位千瓦造價在2 萬元/千瓦左右。圖圖 21：不同國產化率機組單位投資（單位：元不同國產化率機組單位投資（單位：元/kW）資料來源：陳襯蘭基于工程造價及發電成本的核電與火電比較研究，

99、人民政協網，信達證券研發中心 注：百分比代表機組國產化率 圖圖 22：國內在建代表機型工程建成價（元國內在建代表機型工程建成價（元/kW）資料來源：梁國亮華龍一號核電工程造價及控制措施研究，信達證券研發中心 1189515636168601843802000400060008000100001200014000160001800020000二代加華龍一號ERPAP1000 請閱讀最后一頁免責聲明及信息披露 21 圖圖 23：二代至四代核電機組首批及批量建設后預期造價情況（萬元：二代至四代核電機組首批及批量建設后預期造價情況（萬元/千瓦）千瓦）資料來源：梁國亮華龍一號核電工程造價及控制措施研究，

100、胡江等“華龍一號”經濟性優化路徑研究，中國國防郵電職工技術協會，21世紀經濟報道，新浪財經，信達證券研發中心 隨著三代核電關鍵設備國產化、標準化以及批量化建設，三代機組造價有望在維持安全指隨著三代核電關鍵設備國產化、標準化以及批量化建設，三代機組造價有望在維持安全指標的前提下由標的前提下由 1.6 萬元萬元/千瓦降至千瓦降至 1.3 萬元萬元/千瓦左右。千瓦左右。梁國亮在華龍一號核電工程造價及控制措施中將“華龍一號”機型的工程造價進行了詳細的拆分，可以看到占比最大的為設備購置費，占總造價的 36.9%，其次為工程其他費用以及建筑工程費，占比分別為 23%、14.8%。隨著三代技術首批項目陸續建

101、成，系統設計、關鍵設備制造、施工建造等各階段的技術均得到驗證和固化，為后續三代核電關鍵設備國產化、標準化以及批量化建設奠定了良好基礎。中國核電工程有限公司的胡江、李文安在“華龍一號”經濟性優化路徑研究中，結合“華龍一號”核電站的設計、建造和運行過程中的各項較為可行的改進措施，并構建成本矩陣，研究各類改進措施對總體成本的影響。通過結合“華龍一號”后續設計、建造過程中各類改進項進行綜合測算，國產三代機組有望在維持安全指標的前提下，將單位千瓦造價降低 20%左右，即由 1.6 萬元/千瓦降至 1.3 萬元/千瓦左右。鑒于三代技術在安全性和使用壽命方面的表現已經非常優秀，未來較長一段時間主流審批大規模

102、發電的機型或將為三代機組“華龍一號”。此外，據中國國防郵電職工技術協會預計，通過進一步的技術優化和規?；椖繉嵤?，四代機組高溫氣冷堆的單位投資有望由 2 萬元/kw 降至 1.6 萬元/kw左右。圖圖 24：“華龍一號”機型工程造價明細（元：“華龍一號”機型工程造價明細（元/千瓦）千瓦）資料來源：梁國亮華龍一號核電工程造價及控制措施，研究信達證券研發中心 我國核電運營商大多已簽訂天然鈾采購長協，成本相對穩定，收購海外鈾礦獲取上游資源。我國核電運營商大多已簽訂天然鈾采購長協，成本相對穩定，收購海外鈾礦獲取上游資源。請閱讀最后一頁免責聲明及信息披露 22 天然鈾的進口及貿易在中國受到嚴格管制,目前

103、只有中廣核集團、中核集團和國家電投獲授經營許可及牌照。中國核電通過中國鈾業、中國原子能工業有限公司采購天然鈾并進行轉換和濃縮，中國廣核通過中廣核礦業來保障核燃料供應。2019 年，中核集團旗下中國鈾業收購羅辛鈾礦 68.62%的股權，正式將世界上第四大產能規模的鈾礦山納入旗下，2021 年中國核電投資中國鈾業 4.23%股權，2019-2021 年，中國鈾業先后與全球四大天然鈾供應商（哈原工、凱米科、歐安諾、鈾壹）簽署了新的天然鈾采購合同，采購量足以滿足中核集團當前核電機組未來幾年的使用需求。中廣核礦業于 2015 年收購哈薩克斯坦謝米茲拜伊鈾公司 49%股權，并獲得下轄兩座鈾礦 49%的天然

104、鈾產品包銷權，2016 年收購加拿大上市公司 Fission Uranium Corp 19.99%股權，并獲得 20%的天然鈾產品包銷權及額外 15%的包銷選擇權，2021 年收購哈薩克斯坦奧爾塔雷克公司 49%股權，并獲得下轄兩座鈾礦 49%的天然鈾產品包銷權。目前擁有 3個在產鈾礦、1 個在建鈾礦、1個待開發鈾礦。由于簽訂了長期燃料供應合同以及集團子公司鈾礦資源支持，我國核電運營商采購的燃料由于簽訂了長期燃料供應合同以及集團子公司鈾礦資源支持，我國核電運營商采購的燃料價格相對穩定，天然鈾現貨市場價格波動對其燃料成本影響較小。價格相對穩定，天然鈾現貨市場價格波動對其燃料成本影響較小。天然鈾

105、采購長協周期一般為 10 年左右，價格與前幾年的均價相關，少量掛鉤現貨，整體價格波動相對較小。以中國核電為例，2017-2023 年中國核電度電燃料成本在 0.0423-0.0494 元/千瓦時之間，波動幅度 16.8%，而與此同時全球現貨鈾價由 2018 年均價 24.6 美元/公噸上漲至 2023 年的均價 49美元/公噸，漲幅接近 100%。說明我國核電運營商擁有良好的燃料供應體系，能夠保證燃料鈾供應的充足及價格穩定，很大程度上抵御國際現貨鈾價上漲帶來的風險。圖圖 25：2017-2024 年全球現貨鈾價年全球現貨鈾價（美元（美元/公噸）公噸）資料來源：iFinD，信達證券研發中心 圖圖

106、 26：2017-2023 年中國核電度電電燃料成本（元年中國核電度電電燃料成本（元/千瓦千瓦時）時）資料來源：中國核電公司公告，信達證券研發中心 3.2 核電利息、折舊結束后凈利潤有望進一步釋放，三代機組 IRR 具備上升空間 核電機組利息償還完畢、折舊提完后凈利潤有望核電機組利息償還完畢、折舊提完后凈利潤有望進一步進一步釋放。釋放。核電還本付息期約 15-20 年，利息償還完畢后凈利潤有望增厚。此外，從折舊計提角度，二代機組平均折舊年限為 25 年，設計壽命為 30-40年；三代機組平均折舊年限為 35年，設計壽命為 60年左右。無論二代還是三代機組，折舊年限均小于使用壽命，且機組設計使用

107、壽命到期后還可進一步延壽，如中國核電首個機組秦山一核，于 1991 年并網發電，2021 年使用年限滿 30 年后又獲批延壽20年，且目前美國已有將二代機組使用壽命二次延長至 80年的案例。因此，我們認為核電機組折舊計提完畢后，凈利潤有望進一步釋放，且釋放周期較長。為詳細說明核電機組凈利潤及現金流變動情況以及測算其內部收益率，我們建立了二代及為詳細說明核電機組凈利潤及現金流變動情況以及測算其內部收益率，我們建立了二代及三代核電機組的全生命周期模型，以下為模型的核心假設：三代核電機組的全生命周期模型，以下為模型的核心假設：0.0487 0.0445 0.0423 0.0430 0.0424 0.

108、0463 0.0494-10%-8%-6%-4%-2%0%2%4%6%8%10%12%0.02000.02500.03000.03500.04000.04500.05000.05502017201820192020202120222023單位燃料成（元/kWh）同 速 請閱讀最后一頁免責聲明及信息披露 23 1）二代及三代機組共同的假設包括：利用小時數 7600 小時，廠用電率 6%，上網電價按照核電標桿電價 0.4153 元/千瓦時，成本方面除單位固定資產折舊外，均參照 2021-2023 年中國廣核的平均成本，融資方面貸款比例 80%，貸款利率 3%。2）二代及三代機組分別的假設包括：二代

109、機組運營年限 40 年，折舊年限 25 年，單位投資額 1.2 元/千瓦；三代機組運營年限 60年，折舊年限 35 年，單位投資額 1.6元/千瓦。表表 8：二代機組及三代機組：二代機組及三代機組 IRR 測算核心假設測算核心假設 二代機組二代機組 三代機組三代機組 一、收入一、收入 裝機容量（萬千瓦）100 100 運營年限（年）40 60 機組利用小時數（小時）7600 7600 廠用電率 6%6%上網電價（含稅，元/KWh）0.4153 0.4153 二、成本二、成本&費用費用 單位固定資產折舊（元/年/W）0.0480 0.0457 單位核燃料成本（元/KWh）0.0516 0.051

110、6 計提乏燃料處置金（元/KWh）0.0210 0.0210 單位運維費及其他（元/KWh）0.0645 0.0645 銷售&研發&管理費率 6.0%6.0%稅金及附加率 1.0%1.0%三、投資建設三、投資建設&折舊折舊 總投資額（億元）120 160 單位投資（元/千瓦）1.2 1.6 折舊年限（年）25 35 四、融資四、融資 貸款比例 80%80%貸款金額（億元）96 128 貸款利率 3.0%3.0%貸款期限（年）20 20 平均每年償還本金（億元）4.8 6.40 平均每年償還利息（億元）2.88 3.84 五、稅收五、稅收 增值稅率 13.0%1-5 年退稅 75%6-10年退稅

111、 70%11-15 年退稅 55%所得稅稅率 25%所得稅免稅年限（年）3 所得稅減半年限（年）3 資料來源：信達證券研發中心 以二代核電項目為例，核電項目的運營周期大致可分為以下四個階段：以二代核電項目為例，核電項目的運營周期大致可分為以下四個階段：1）建設期（第）建設期（第0-5年）：年）：核電項目的建設期一般在5年左右，在此期間有大量資金投入，凈現金流為負，尚未投入運營，不產生利潤。2）還本付息）還本付息+折舊折舊+退稅期（第退稅期（第 5-20 年）：年）：核電項目資金需求量大，借貸比例高，如中國核電核電項目貸款比例約 80%，期限為 15-20 年，在此階段需還本付息；此外，項目建成

112、轉固后開始計提折舊，對凈利潤造成影響。稅收方面，核電投入運行的前 15 年享有增值稅先征后退政策：自正式商業投產次月起 5 年內返還比例為已入庫稅款的 75%，6-10 年返還比例為已入庫稅款的 70%，11-15年，返還比例為已入庫稅款的 55%。核電投產前 6年享有所 請閱讀最后一頁免責聲明及信息披露 24 得稅優惠，投產前 3 年所得稅免征，4-6年所得稅減半。3）折舊期（第）折舊期（第 20-30 年）：年）：貸款本息基本償還完畢后，凈現金流（含籌資）大幅提升，但與此同時不再享受增值稅先征后退政策，凈利潤與凈現金流（不含籌資）有小幅下降。4）折舊計提完畢后利潤釋放期（第）折舊計提完畢后

113、利潤釋放期（第 30 年以后）：年以后）：核電機組折舊計提完畢后，進入利潤釋放期，凈利潤顯著提升，凈現金流因為折舊的稅盾作用消失而略有下降。二代機組設計使用壽命 40 年左右，利潤釋放期 15 年，延壽一次后利潤釋放期可達 35 年；三代機組設計使用壽命 60年，利潤釋放期 25 年，延壽一次后利潤釋放期可達 45年。圖圖 27：二代核電項目運營全周期凈利潤及凈現金流示意圖（億元）：二代核電項目運營全周期凈利潤及凈現金流示意圖（億元）資料來源：信達證券研發中心 圖圖 28：三代核電項目運營全周期凈利潤及凈現金流示意圖（億元）：三代核電項目運營全周期凈利潤及凈現金流示意圖（億元）資料來源：信達證

114、券研發中心 我們測算三代機組的我們測算三代機組的 IRR低于二代機組，未來隨著三代機組造價的下降低于二代機組，未來隨著三代機組造價的下降其其 IRR有望提升。有望提升。經我們測算，在核電標桿電價下，二代機組的全投資IRR約10.5%，資本金IRR約16.5%；三代機組的全投資 IRR 約 8.1%，資本金 IRR 約 11.3%。由于造價較高，三代機組 IRR 低于二代機組。通過敏感性分析，我們預計三代機組造價每下降 0.1 萬元/千瓦，其資本金 IRR有望提升 1%以上，若三代機組造價降至 1.2-1.3 萬元/千瓦，其資本金 IRR 有望提升至14.8%-16.3%，未來隨著三代機組造價的

115、下降，其 IRR有望趨近于二代機組。圖圖 29：二代機組及三代機組全投資：二代機組及三代機組全投資 IRR、資本金、資本金 IRR 對比對比 （）（）期 期 提 后 期 提 后 期 期 期 期 期 （）（）期 期 提 后 期 提 后 期 期 期 本 息 本 息 期 期 請閱讀最后一頁免責聲明及信息披露 25 資料來源：信達證券研發中心 表表 9：三代機組資本金：三代機組資本金 IRR 對于電價、單位造價的敏感性分析對于電價、單位造價的敏感性分析 三代機組資本金三代機組資本金 IRR 電價（含稅，元電價（含稅，元/千瓦時）千瓦時）-15%-10%-5%核電標桿電價核電標桿電價+5%+10%+15

116、%0.3530 0.3738 0.3945 0.4153 0.4361 0.4568 0.4776 單位造價（萬元/千瓦）1.2 11.6%13.2%14.8%16.3%17.9%19.4%20.8%1.3 10.5%11.9%13.3%14.8%16.2%17.6%19.0%1.4 9.5%10.8%12.1%13.4%14.8%16.1%17.4%1.5 8.6%9.8%11.0%12.3%13.5%14.8%16.0%1.6 7.9%9.0%10.1%11.3%12.4%13.6%14.8%1.7 7.2%8.3%9.3%10.4%11.5%12.6%13.7%1.8 6.7%7.7%8

117、.6%9.6%10.6%11.7%12.7%資料來源：信達證券研發中心 推進核能綜合利用，提升核能利用效率。推進核能綜合利用，提升核能利用效率。核能作為一種清潔能源，具有能量密度高、碳排放量低、環境影響小、可持續運行時間長等特點，發展核能綜合利用有助于完成節能減排目標，同時提升核電項目的經濟效益。核能的用途非常廣泛，除發電外，還可以用來城市供暖、工業供汽、海水淡化、制氫、生產醫用同位素等。根據國際原子能機構世界核電反應堆報告，截至 2021 年底，全球有 11 個國家 69 臺機組實現了區供暖、工業供熱、海水淡化等其中一項或兩項的綜合利用。我國十四五現代能源體系規劃明確提出，要在先進可再生能源

118、發電和綜合利用、小堆及核能綜合利用等領域進行發展；國務院發布的20242025年節能降碳行動方案也提出要推動核能綜合利用。核能供熱是核能綜合利用的最主要途徑，在安全性、經濟性方面有保障。核能供熱是核能綜合利用的最主要途徑，在安全性、經濟性方面有保障。目前全世界 400余臺在運核反應堆中有超過1/10的機組已實現熱電聯供，且已累計安全運行約1000堆/年，我國的山東海陽核電廠、浙江秦山核電廠、遼寧紅沿河核電廠已實現 559 萬平方米核能供暖。安全性方面，安全性方面，核電站與供暖用戶間有多道回路進行隔離，每個回路間只有熱量的傳遞,沒有水的交換，不會有放射性進入用戶暖氣管道的可能；經濟性方面經濟性方

119、面，根據中國核能行業協會等開展的聯合調研，核能供熱成本與燃煤供熱相當，較燃氣供熱具有優勢，且通過利用熱能，核能利用效率也將得到提高，核能發電效率約 37%，以海陽核電供暖為例，供暖季機組效率可提升至 56%左右。近年來，我國在核能工業供汽領域也取得了突破性的進展，2024年 6月 19日我國首個工業用途核能供汽項目“和氣一號”項目在連云港田灣核電 請閱讀最后一頁免責聲明及信息披露 26 基地正式建成投產。2024 年 8 月，國務院常務會議決定核準江蘇徐圩一期核能供熱發電項目，該項目是全球首個將高溫氣冷堆與壓水堆耦合，以工業供熱為主、兼顧電力供應的核動力廠，主要為連云港萬億級石化產業基地大規模

120、供應高品質低碳工業蒸汽，對加快化工行業綠色低碳轉型，促進新質生產力發展具有引領示范作用。此外，利用核能進行海水淡化，核能制氫、制冷，生產醫用同位素等應用也在持續探索中。圖圖 30：核能供熱示意圖：核能供熱示意圖 資料來源：澎湃新聞，信達證券研發中心 四、主要核電上市公司：中國核電（A）、中國廣核（A+H）4.1 中國核電：核電+新能源雙線布局，裝機量成長空間大 4.1.1“核電+新能源”打造世界一流清潔能源服務商，裝機量增長帶動盈利穩步提升 始于始于“國之光榮國之光榮”秦山核電站，中國兩大核電行業巨頭之一秦山核電站，中國兩大核電行業巨頭之一。中國核電的發展最早可追溯至中國大陸第一座核電站秦山核

121、電站。秦山核電站由中核集團 造，于 1991 年并網，實現了我國核電“零的突破”，被譽為“國之光榮”；2008 年中核集團注資成立中國核電，2011年轉為股份制公司，2015 年在 A 股上市，2021 年控股中核匯能，成“核電+新能源”雙線布局。目前中國核電已發展成為中核集團下屬主營核能和新能源發電的上市平臺，控股參中國核電已發展成為中核集團下屬主營核能和新能源發電的上市平臺，控股參股的電源類型包括核電、風電和光伏，股的電源類型包括核電、風電和光伏，在運核電裝機量全國第二，在 及待 核電裝機量在運核電裝機量全國第二，在 及待 核電裝機量全國第一。全國第一。背靠中核集團，背靠中核集團，擁有核電

122、擁有核電全產業鏈全產業鏈的的強大支持。強大支持。截止至 204H1，中核集團 國資委全資控股 持股 59.36%，為中國核電第一大控股股東。中核集團在核領域的全產業鏈布局為中國核電提供強大的技術、造、燃料等方面的支持。圖圖 31：中國核電中國核電股權結構（截至股權結構（截至 2024H1）請閱讀最后一頁免責聲明及信息披露 27 資料來源：iFinD，信達證券研發中心 核電裝機為主，新能源核電裝機為主，新能源裝機量快速提升裝機量快速提升。核電方面，1994-2002年秦山核電站一期、二期、三期工程陸續開始投產商運，2007 年田灣核電投產商運，2014 年福清核電站和方家山核電站開始商運，201

123、5 年昌江核電站商運，2018 年三門核電站開始商運，核電業務持續穩步增長；截至 2024 年 6 月 30 日，公司控股在運核電機組共 25 臺，裝機容量合計 2375 萬千瓦，控股在建及核準待開工機組15臺，裝機容量合計1756.5萬千瓦。新能源方面，2020年公司收購中核匯能，開始進入新能源領域，風光裝機量迅速增加。截至 2024年 6月 30日，公司新能源控股在運裝機容量 2237.04萬千瓦，包括風電 755.92萬千瓦、光伏 1481.12萬千瓦，另控股獨立儲能電站 112.90 萬千瓦；控股在建新能源裝機容量 1471.92 萬千瓦，包括風電 325.02 萬千瓦，光伏 1146

124、.90萬千瓦。圖圖 32：中國核電中國核電電力裝機結構及機組投產情況（萬千瓦）電力裝機結構及機組投產情況（萬千瓦）資料來源：公司公告，信達證券研發中心 表表 10：中國核電中國核電重要控股子公司重要控股子公司持股比例及持股比例及 2023 年凈利潤情況年凈利潤情況 子公司名稱子公司名稱 持股比例持股比例 控股控股裝機裝機 2023 年凈利潤（億元）年凈利潤（億元）秦山核電有限公司 72%秦山一期核電、方家山核電 16.80 核電秦山聯營有限公司 50%秦山二期核電 21.26 秦山第三核電有限公司 51%秦山三期核電 15.02 江蘇核電有限公司 50%田灣核電 43.44 三門核電有限公司

125、56%三門核電 21.45 福建福清核電有限公司 51%福清核電 44.51 海南核電有限公司 51%昌江核電 1.25 中核遼寧核電有限公司 54%徐大堡核電 0.06 請閱讀最后一頁免責聲明及信息披露 28 中核國電漳州能源有限公司 51%漳州能源 0.008 中核匯能有限公司 70%新能源發電 29.41 資料來源：公司公告，信達證券研發中心 “核電核電+新能源新能源”雙線并行，目標雙線并行，目標 2050 年成為具有全球競爭力的世界一流清潔能源服務商。年成為具有全球競爭力的世界一流清潔能源服務商。公司在年報中提出三個中長期發展目標：1）“十四五”規劃目標：預計 2025 年公司運行電力

126、裝機容量達到 5600 萬千瓦；2）2035 年遠景目標：2035 年公司運行電力裝機容量超過 1億千瓦；3）2050 年戰略目標：2050 年成長為具有全球競爭力的世界一流清潔能源服務商。根據公司的中長期發展目標，未來公司裝機量增長空間廣闊，有望支撐其盈利的穩步提升。表表 11：中國核電中國核電中長期發展目標中長期發展目標 時間時間 目標目標 十四五規劃目標 確保核安全萬無一失；到 2025年，運行電力裝機容量達到 5,600 萬千瓦；核能多用途利用打開新局面，核電技術服務產值實現“翻一番”，非核清潔能源成為百億級產業，敏捷清潔技術產業取得突破；核電運行業績全球領先，集約化管理改革取得實質性

127、成效。2035年遠景目標 基本實現世界一流清潔能源服務商目標。電力裝機容量超過 1億千瓦，進入世界 500 強行列；核電運行指標維持在世界第一梯隊，非核清潔能源運行業績行業領先；核能在空天深海動力、供熱、海水淡化、制氫等領域得到商業化推廣和產業化發展；中國核電主導制定的核能行業標準得到廣泛采用，具備向全球提供一攬子解決方案能力；敏捷端新產業得到有效拓展，業務收入占比達到 10%以上。2050年戰略目標 成長為具有全球競爭力的世界一流清潔能源服務商。資料來源：公司公告，信達證券研發中心 裝機量增長裝機量增長帶動營收帶動營收及及歸母凈利潤歸母凈利潤穩步穩步增長。增長。受益于裝機量增長，公司年發電量

128、呈上升趨勢，拉動營收穩步增長，2015-2023 年營收 CAGR 為 14.04%。2023 年，公司上網電量達到1974.49億千瓦時，同比增長 5.57%，2023 年實現營業收入 749.57 億元，同比增長 5.15%。2020 年以來，受益于公司新能源裝機量的快速增長，公司扣非歸母凈利潤快速增長，2023年實現扣非歸母凈利潤 103.96億元，同比增長 15.06%，2024年上半年實現扣非歸母凈利潤58.22 億元，同比下降 1.13%。公司營收及毛利來源以發電業務為主，其中核電占比最大，新能源占比提升。公司營收及毛利來源以發電業務為主，其中核電占比最大，新能源占比提升。2023

129、 年公司發電業務實現營收 732.7 億元，占全部營收比重 97.7%，其中核電業務實現營收 634.6 億元，占比 84.7%，新能源業務實現營收 98.1 億元，占比 14%。2023 年公司發電業務實現毛利潤年公司發電業務實現毛利潤331.8億元，占全部毛利比重億元，占全部毛利比重 99.2%，其中核，其中核電業務實現毛利電業務實現毛利 273.02億元，占比億元，占比 82.3%，新能源業務實現毛利潤 58.78 億元，占比 17.7%。隨著公司新能源業務的快速擴張，近年來新能源毛利占比顯著提升，2021-2023年新能源占毛利比重由 7.5%提升至 17.7%。圖圖 33：2015-

130、2024H1 中國核電中國核電公司營收公司營收結構結構及增速（億及增速（億元）元）資料來源：iFinD，信達證券研發中心 圖圖 34：2015-2024H1 中國核電毛利結構及增速（億元）中國核電毛利結構及增速（億元）資料來源：iFinD，信達證券研發中心 圖圖 35：2015-2024H1 中國核電中國核電扣扣非非歸母凈利潤及增速（億元）歸母凈利潤及增速（億元）請閱讀最后一頁免責聲明及信息披露 29 資料來源：iFinD，信達證券研發中心 公司盈利能力公司盈利能力較強較強，發電業務毛利率、發電業務毛利率、凈利率凈利率水平水平較高且較高且相對相對穩定穩定，2020 年以來新能源發年以來新能源發

131、展提升公司凈利率展提升公司凈利率。核電的商業模式決定其發電量、發電成本及電價相對穩定，盈利能力較強，近年來公司毛利率在 40%-50%之間，凈利率在 20%-30%之間。其中，核電業務毛利率穩定在 40%左右，光伏發電毛利率穩定在 60%以上，風電毛利率在 55%左右，新能源業務的發展帶動公司盈利能力有所提升。圖圖 36：2015-2024H1 中國核電中國核電毛利率和凈利率毛利率和凈利率 圖圖 37：2015-2024H1 中國核電中國核電分部業務毛利率分部業務毛利率 資料來源：iFinD，信達證券研發中心 資料來源：iFinD，信達證券研發中心 公司公司資產負債率資產負債率較高，近年來呈下

132、降趨勢，較高，近年來呈下降趨勢，ROE 整體保持穩定整體保持穩定。由于核電站建設前期投入大、融資規模大，公司資產負債率較高，2020 年公司進行定向增發，將資產負債率降至 70%以下，2023 年公司資產負債率 69.8%。公司的 ROA和 ROE基本保持穩定，2023年公司加權 ROA 為 5.92%，加權 ROE 為 12.19%。圖圖 38：2015-2024H1 中國核電中國核電資產負債率資產負債率 圖圖 39：2015-2024H1 中國核電加權中國核電加權 ROA、ROE 水平水平 資料來源：iFinD，信達證券研發中心 資料來源：iFinD，信達證券研發中心 注：2024H1數據

133、已進行年化處 請閱讀最后一頁免責聲明及信息披露 30 理 公司公司經營性現金流穩定增長，每股股利持續增加，股利支付率維持在經營性現金流穩定增長，每股股利持續增加，股利支付率維持在 35%左右。左右。公司經營性現金流穩健上升，2015-2022 年 CAGR 為 15.6%，2023 年實現經營性凈現金流 431.26 億元，同比有小幅下滑。近年來公司在建核電機組增加，投資活動現金流支出持續增長，公司籌資成本較低，我們預計經營活動及籌資活動的現金流可支撐其投資規模的擴大。分紅方面，公司的每股分紅從 2015 年的 0.09 元/股上升至 2023 年 0.195 元/股，股利支付率維持在 35%

134、左右，2023年為 35.2%，對應 2023 年 12月 31 日的股息率 2.6%。圖圖 40：2015-2024H1 公司公司現金流情況現金流情況（億元）（億元）資料來源：iFinD，信達證券研發中心 圖圖 41：2015-2023 年公司股利支付總額、股利支付率及股年公司股利支付總額、股利支付率及股息率（億元）息率（億元）資料來源：iFinD，信達證券研發中心 注：股息率所用股價為公司當年年末收盤價 4.1.2 核電裝機量即將進入高增長階段，推動公司盈利穩健增長 公司核電裝機市占率高，未來幾年裝機增量大。公司核電裝機市占率高，未來幾年裝機增量大。截止 2023 年底，中國核電控股在役核

135、電機組數達到 25臺，裝機量合計 2375萬千瓦，約占全國核電裝機的 41.7%?？毓稍诮昂藴蚀_工機組 15 臺，裝機容量 1756.5 萬千瓦。2024-2025 年公司的漳州能源 1-2 機組有望陸續投運，裝機量合計 242.4萬千瓦，2026-2030年公司的田灣核電 7-8號、三門核電 3-4號、徐大堡核電 1-4 號、漳州能源 3 號、海南小堆等有望投產，裝機量合計 1821.7 萬千瓦。我們我們預計預計 2023-2025 年公司核電裝機年公司核電裝機 CAGR 有望達有望達 5%，2025-2030 年中國核電裝機年中國核電裝機 CAGR 有有望達望達 11%。圖圖 42：2

136、015-2030E 公司核電裝機容量變化（萬千瓦）公司核電裝機容量變化（萬千瓦）請閱讀最后一頁免責聲明及信息披露 31 資料來源：公司公告，信達證券研發中心 注：假設 2024 年 8 月核準機組將于 2030 年投入商運 表表 12：中國核電控股在建及核準機組情況中國核電控股在建及核準機組情況（截至（截至 2024H1）核電機組核電機組 裝機容量（萬千瓦）裝機容量（萬千瓦）土建土建 設備安裝設備安裝 調試階段調試階段 計劃商運時間計劃商運時間 控股在建機組 福建漳州能源 1 號 121.2 2024 年 福建漳州能源 2 號 121.2 2025 年 江蘇核電田灣 7 號 126.5 202

137、6 年 海南小堆 12.5 2026 年 江蘇核電田灣 8 號 126.5 2027 年 浙江三門核電 3 號 125.1 2027 年 浙江三門核電 4 號 125.1 2027 年 遼寧核電徐大堡 3 號 127.4 2027 年 遼寧徐大堡 4 號 127.4 2027 年 遼寧徐大堡 1 號 129.1 2028 年 福建漳州能源 3 號機組 121.2 2029 年 遼寧徐大堡 2 號 129.1 2029 年 合計合計 1392.31392.3 控股核準機組 福建漳州能源 4 號 121.2 2029 年 浙江金七門 1 號 121.5 2029 年 浙江金七門 2 號 121.5

138、 2029 年 江蘇徐圩核能供熱發電廠一期 3 臺機組 307.6 2030 年 合計合計 671.8671.8 資料來源：公司公告，信達證券研發中心 注：假設 2024 年 8 月核準機組將于 2030 年投入商運 公司核電機組年平均利用小時數高且相對穩定，裝機量增長下上網電量有望穩步提升。公司核電機組年平均利用小時數高且相對穩定，裝機量增長下上網電量有望穩步提升。公司核電機組利用小時數較高且相對穩定，2020年以來核電利用小時數穩定在 7600小時以上，2023 年公司核電機組年平均利用小時數為 7852 小時，全國平均核電利用小時數為 7661 小時。公司核電發電量隨裝機增長穩定增長，2

139、015-2022 年 CAGR 為 12.20%，2023 年公司沒有新機組投運，實現核電發電量 1864.77億千瓦時，同比增長 0.67%。2024年起公司在建機組將陸續投入商運，核電發電量增速有望提升。圖圖 43：2015-2023 公司核電年平均利用小時數公司核電年平均利用小時數 圖圖 44：2015-2024H1 公司核電發電量及增速公司核電發電量及增速 請閱讀最后一頁免責聲明及信息披露 32 資料來源：公司公告，信達證券研發中心 資料來源：公司公告，信達證券研發中心 4.1.3 新能源業務快速擴張提供新增長點，集團資源優勢顯著 收購中核匯能布局新能源賽道，新能源裝機量迅速增長。收購

140、中核匯能布局新能源賽道，新能源裝機量迅速增長。2020 年公司收購中核匯能 100%股權，建立“核電+新能源”雙擎戰略布局，尤其近年來公司在新能源業務板塊持續發力以彌補核電裝機增長缺口。2018 年公司新能源板塊總裝機量 16.41 萬千瓦，2020 年完成收購后新能源裝機量增長至 524.99 萬千瓦。20202020-20232023 年公司新能源裝機量迅速增長，年公司新能源裝機量迅速增長，CAGRCAGR 達到達到78.78%78.78%。截至 2024 年 6 月 30 日，公司新能源控股在運裝機容量 2237.04 萬千瓦，其中風電 755.92 萬千瓦、光伏 1481.12 萬千瓦

141、，另控股獨立儲能電站 112.90 萬千瓦。根據中國核電的新能源發展規劃，公司預計到“十四五”末，新能源裝機將達到 3000 萬千瓦，2024-2025 年公司有望新增新能源裝機量合計 1148.41 萬千瓦。圖圖 45：2018-2025E 公司新能源在運裝機容量（萬千瓦）公司新能源在運裝機容量（萬千瓦）圖圖 46：2020-2024H1 公司新能源在建裝機容量（萬千瓦）公司新能源在建裝機容量（萬千瓦）資料來源：公司公告，信達證券研發中心 注：2018 和 2019 年未公示風電和光伏分別的裝機情況 資料來源：公司公告，信達證券研發中心 新能源利用小時數較為平穩，發電量高速增長。新能源利用小

142、時數較為平穩，發電量高速增長。2023 年，公司風電和光伏發電平均利用小時分別為 2235 小時和 1291 小時，新能源板塊發電量為 233.82 億千瓦時，同比增長 66.44%，其中風力發電量為 109.04 億千瓦時，同比增長 66.78%；光伏發電量為 124.78 億千瓦時，同比增長 66.14%。公司新能源發電量呈現高速增長態勢，隨著風電和光伏在建項目投入商運，公司新能源業務未來增長可期。核電站灘涂地核電站灘涂地+當地政策支持提供發展空間。當地政策支持提供發展空間。公司依托已布局的核電站推進新能源業務發展，除中核匯能以外的風電機組屬于遼寧核電和漳州能源，光伏發電機組屬于遼寧核電。

143、核電站周圍有優質灘涂地和風光資源，同時當地政府政策支持風電和光伏發等新能源發展，有 請閱讀最后一頁免責聲明及信息披露 33 利于公司風電和光伏發電機組建設。圖圖 47：2015-2023 公司風電光伏平均利用小時數公司風電光伏平均利用小時數 圖圖 48：2019-2024H1 公司新能源板塊發電量（億千瓦時）公司新能源板塊發電量（億千瓦時）資料來源：公司公告，信達證券研發中心 資料來源：公司公告，信達證券研發中心 4.2 中國廣核：國內在運裝機規模最大的核電運營商，兼具分紅及成長性 4.2.1 背靠中廣核集團，國內在運裝機規模最大的核電運營商，經營業績穩健增長 起步于大亞灣核電站，國內在運裝機

144、規模最大的核電運營商。起步于大亞灣核電站，國內在運裝機規模最大的核電運營商。中國廣核電力股份有限公司（簡稱“中國廣核”）是中國廣核集團核能發電的唯一平臺，公司最早可追溯至 1982 年國家批準建設的大亞灣核電站，2014 年 3 月公司正式成立，同年 12 月于港交所上市，2019年 8 月在深交所上市。公司現已成長為我國在運裝機規模最大的核電開發商與運營商，主營業務包括建設、運營及管理核電站，電力銷售，組織開發核電站的設計及科研工作等。截至 2023 年底，公司在運核電裝機數量達到 27 臺，裝機容量 3056.8 萬千瓦，約占全國核電裝機 53.6%；控股在建及核準待開工機組 11 臺（含

145、中廣核集團委托管理的 6 臺機組），裝機容量合計 1324.6 萬千瓦。背靠中廣核集團，協同作用顯著。背靠中廣核集團，協同作用顯著。公司控股股東為中廣核集團，截至 2024 年 6 月 30 日中廣核集團持股58.89%。中廣核集團以“發展清潔能源，造福人類社會”為使命，經過40余年的發展，構建了 6+1 產業體系，業務已覆蓋核能、核燃料、新能源、非動力核技術、數字化、科技型環保、產業金融等領域，為中國廣核核電業務的開展提供有力的保障。圖圖 49：中國廣核股權結構：中國廣核股權結構（截至（截至 2024 年年 6 月月 30 日）日）資料來源：公司公告，信達證券研發中心 裝機量及裝機量及電價提

146、升電價提升增長帶動公司營收及歸母凈增長帶動公司營收及歸母凈利潤利潤穩步穩步增長。增長。公司核電裝機量持續增長，中國廣核電力股份有限公司BlackRock中國廣核集團有限公司中國核工業集團有限公司廣東恒健投資控股有限公司廣東國資委國務院國資委6.79%香港中央結算有限公司18.37%58.89%1.44%3.32%10%100%81%請閱讀最后一頁免責聲明及信息披露 34 2015-2023 年裝機量 CAGR 達到 9.38%，推動公司營收 CAGR 實現 15.27%，歸母凈利潤 CAGR實現 6.03%。2023 年，受益于防城港 3 號機組投運以及市場化電價上漲，公司電力銷售業務的營收同

147、比增長 7.59%，但受建筑安裝和設計服務業務營收下滑的拖累，公司整體營收同比下降 0.33%。公司的建筑安裝及設計服務業務毛利率低，對毛利及歸母凈利潤的影響有限，2023 年公司實現毛利潤 296.91 億元，同比增長 7.81%，實現歸母凈利潤 107.25 億元，同比增長 7.64%。2024H1 公司實現歸母凈利潤 71.09 億元，同比增長 2.16%，主要為新機組投產帶來的盈利提升。核電銷售業務貢獻主要毛利核電銷售業務貢獻主要毛利，20232023 年建安業務規模收縮帶動整體利潤水平提升年建安業務規模收縮帶動整體利潤水平提升。一直以來核電銷售業務貢獻了公司主要毛利，且該毛利率較高；

148、建筑安裝和設計服務業務營收占比高，但因業務毛利率低，毛利占比小。20232023 年核電銷售業務實現毛利潤年核電銷售業務實現毛利潤 2 286.6586.65 億元，億元，占占比比 96.54%96.54%，毛利率，毛利率 4 45.875.87%；建筑安裝和設計服務實現毛利潤 3.41億元，占比1.15%，毛利率 1.91%。2023 年建安業務規模收縮，公司整體毛利率及凈利率均有所提升，2023 毛利率為 35.97%，同比增長 2.72pct，凈利率為 20.65%，同比增長 2.25pct。圖圖 50：2015-2024H1 中國廣核營收結構及增速（億元）中國廣核營收結構及增速（億元）

149、圖圖 51：2015-2024H1 中國廣核毛利結構及增速（億元）中國廣核毛利結構及增速（億元）資料來源：iFinD，信達證券研發中心 資料來源：iFinD，信達證券研發中心 圖圖 52：2015-2024H1 中國廣核分業務毛利率中國廣核分業務毛利率 圖圖 53：2015-2024H1 中國廣核歸母凈利潤及增速（億元）中國廣核歸母凈利潤及增速（億元）資料來源：iFinD，信達證券研發中心 資料來源：iFinD，信達證券研發中心 公司公司 ROEROE、ROAROA 較高且基本保持穩定，資產負債率呈穩步下降趨勢。較高且基本保持穩定，資產負債率呈穩步下降趨勢。公司的資產回報率和凈資產收益率基本保

150、持穩定，2023 年公司 ROA 為 6.23%，ROE 為 9.74%。資產負債率方面，核電站建設前期投入大、融資規模大的特點使得公司資產負債率相對較高，近年來公司資產負債率持續下降，2023 年資產負債率已降至 60.19%。請閱讀最后一頁免責聲明及信息披露 35 圖圖 54：2019-2024H1 中國廣核中國廣核 ROA 及及 ROE 圖圖 55：2019-2024H1 中國廣核資產負債率中國廣核資產負債率 資料來源：公司公告，信達證券研發中心 注：2024H1 數據已進行年化處理 資料來源：公司公告，信達證券研發中心 公司經營性現金流充沛，股利支付率及股息率穩定增長。公司經營性現金流

151、充沛，股利支付率及股息率穩定增長。公司經營性凈現金流隨業績穩定增長，2015-2023 年 CAGR 為 18.88%，2023 年公司實現經營性凈現金流量 331.2 億元，同比增長 5.58%。截至 2023 年底，公司控股或參股在建及規劃核電裝機 358.8 萬千瓦，我們預計“十四五”、“十五五”期間公司的資本開支平穩可控，現金流狀況良好。分紅方面，公司發布未來五年（2021 年-2025 年）股東分紅規劃，明確將優先采用現金分紅方式進行利潤分配，任何三個連續年度內，公司以現金累計分配的利潤不少于該三年實現的年均可分配利潤的 30%。2019 年以來公司的股利支付率維持在 40%以上并逐

152、年提升，2023 年公司每股分紅 0.094 元，股利支付率為 44.3%，對應 2023 年 12 月 31 日的股息率為 3.0%。公司公司充裕的現金流可充分支撐在建機組的資本開支并為分紅提供保障，我們預計未來幾年公司充裕的現金流可充分支撐在建機組的資本開支并為分紅提供保障，我們預計未來幾年公司的現金流及分紅狀況或均有穩定提升。的現金流及分紅狀況或均有穩定提升。圖圖 56：2015-2024H1 中國廣核現金流量情況（億元）中國廣核現金流量情況（億元）圖圖 57：2019-2023 年中國廣核分紅情況（元年中國廣核分紅情況（元/股）股）資料來源：iFinD，信達證券研發中心 資料來源：iF

153、inD，信達證券研發中心 4.2.2 臺山核電重啟有望帶來盈利修復，機組投產長期業績穩定增長 臺山核電重新恢復正常運營有望帶來盈利修復。臺山核電重新恢復正常運營有望帶來盈利修復。2021 年 7 月，臺山核電站 1 號機組運行過程中出現少量燃料破損，雖然在技術規范允許范圍內，機組可以繼續穩定運行，但出于安全考慮，公司決定對其停機檢修，2022 年 8 月機組檢修結束恢復運營；2023 年第一季度臺山 1 號機組又開始進行換料大修，11 月 27 日完成大修換料工作并網發電。因此 2021-2023年臺山 1 號機組發電量持續下滑，2023 年臺山 1 號機組上網電量僅為 20.7 億千瓦時，同

154、比 請閱讀最后一頁免責聲明及信息披露 36 下降 49.7%，臺山核電凈利潤也由盈轉虧，2021-2023 年分別虧損 6.5/21.3/16.8 億元。我們預計 2024 年臺山核電站發電有望逐步恢復正常運營，帶動公司業績實現修復。假設臺山核電1號機組實際利用小時數由2023年的1268小時恢復至7000小時（發電量恢復至115.2億千瓦時），上網電價按照 0.435 元/千瓦時（含稅），機組凈利率恢復至 2019 年的水平（9.9%），我們預計臺山核電站我們預計臺山核電站 1 1 號機組完全恢復運營后有望帶來號機組完全恢復運營后有望帶來 3.63.6 億元的凈利潤改善，億元的凈利潤改善，2

155、.52.5 億元的歸母凈利潤改善。億元的歸母凈利潤改善。圖圖 58：2018-2024E 臺山臺山 1 號機組發電量（億千瓦時）號機組發電量（億千瓦時）圖圖 59：2019-2023 年臺山核電凈利潤（億元）年臺山核電凈利潤（億元）資料來源：公司公告，信達證券研發中心 資料來源：公司公告，信達證券研發中心 “十四五”、“十五五”期間超千萬千瓦在建及核準機組有望投產，帶動公司長期穩定發展?！笆奈濉?、“十五五”期間超千萬千瓦在建及核準機組有望投產，帶動公司長期穩定發展。公司核電裝機容量持續增長，2015-2023 年核電裝機量 CAGR 達到 9.8%。1994 年至今，公司先后投運了大亞灣核電

156、、嶺澳核電、嶺東核電、陽江核電、防城港核電、寧德核電、臺山核電、紅沿河核電（聯營）等 27 臺核電機組，截至 2024H1 年底，公司在運核電裝機容量合計達到 3175.6 萬千瓦。此外，公司控股在建及核準待開工機組共 16 臺，包括防城港核電、惠州核電、蒼南核電、陸豐核電以及寧德核電等，裝機容量合計 1940.4 萬千瓦，其中集團托管 8 臺，裝機量合計 966.6 萬千瓦。公司預計防城港 4 號機組即將于 2024 年投運，帶來裝機增量 118 萬千瓦，其余機組也將陸續投產。我們預計到我們預計到 20203030 年公司在運核電裝機年公司在運核電裝機量有望達到量有望達到5114.45114

157、.4萬千瓦，相較萬千瓦，相較20232023年增長年增長67.467.4%，公司的核電業務具有較高的成長性。，公司的核電業務具有較高的成長性。圖圖 60：2016-2030E 中國廣核在運核電裝機容量（萬千瓦）中國廣核在運核電裝機容量（萬千瓦）資料來源：公司公告，信達證券研發中心 表表 13：中國廣核在建及核準機組情況中國廣核在建及核準機組情況（截至（截至 2024H1）請閱讀最后一頁免責聲明及信息披露 37 核電機組核電機組 裝機容量（萬千瓦）裝機容量（萬千瓦）土建土建 設備安裝設備安裝 計劃商運時間計劃商運時間 備注備注 在建機組 廣東惠州 1 號機組 120.9 2025 年 托管 廣東

158、惠州 2 號機組 120.9 2026 年 托管 浙江蒼南 1 號機組 120 2026 年 托管 廣東陸豐 5 號機組 120 2027 年 浙江蒼南 2 號機組 120 2027 年 托管 廣東陸豐 6 號機組 120 2028 年 合計合計 721.8721.8 核準機組 福建寧德 5 號機組 121 2029 年 福建寧德 6 號機組 121 2029 年 廣東惠州 3 號機組 120.9 -托管 廣東惠州 4 號機組 120.9 -托管 山東招遠 1 號機組 121.4 2030 年 山東招遠 2 號機組 121.4 2030 年 廣東陸豐 1 號機組 124.5 2030 年 廣東

159、陸豐 2 號機組 124.5 2030 年 浙江蒼南 3 號機組 121.5 2030 年 托管 浙江蒼南 4 號機組 121.5 2030 年 托管 合計合計 1218.61218.6 資料來源：公司公告，金融界，信達證券研發中心 公司核電機組年平均利用小時數相對穩定，上網電量穩步提升。公司核電機組年平均利用小時數相對穩定，上網電量穩步提升。公司大部分機組分布在廣東、遼寧、福建等用電大省，核電機組利用小時數相對穩定，2018 年以來利用小時數穩定在 7300 小時以上，2023 年公司核電機組年平均利用小時數為 7509 小時。公司核電發電量隨裝機增長穩定增長，2018-2023 年 CAG

160、R 為 6.4%，2023 年核電上網電量達到 2141.5 億千瓦時同比上升 8%。2024年起公司在建機組將陸續投入商運，核電發電量有望持續提升。圖圖 61：2018-2023 中國廣核核電年平均利用小時數（小時）中國廣核核電年平均利用小時數（小時）圖圖 62：2018-2024H1 中國廣核核電發電量及增速（億千瓦中國廣核核電發電量及增速（億千瓦時）時）資料來源：公司公告，信達證券研發中心 資料來源：公司公告，信達證券研發中心 請閱讀最后一頁免責聲明及信息披露 38 五、投資建議 核能發電兼具穩定及清潔的特質，“雙碳”政策推動下核電中長期成長空間廣闊。收入方面，核電電量保障性收購疊加電價

161、相對穩定，核電公司的業績主要由裝機量增長驅動，2024-2030 年我國有望新增核電裝機超 5000 萬千瓦，CAGR 有望達 11%，“十五五”核電核準及開工有望進入高峰期，中長期具備較高成長性。成本方面，核電成本以折舊為主且燃料大部分鎖定長協，成本穩定且具競爭優勢。代際更迭短期內核電成本或呈上升趨勢，后續隨著標準化、批量化建設成本有望持續下降。我們測算標桿電價下三代機組 IRR 略低于二代機組，隨著造價下降其 IRR 具備上升空間。此外，核電利息償還完畢、折舊計提結束后凈利潤有望進一步釋放。我們持續看好經營穩健，現金流優質，分紅穩中有升，中長期具備我們持續看好經營穩健，現金流優質，分紅穩中

162、有升，中長期具備較高成長性的核電運營商。相關標的：較高成長性的核電運營商。相關標的：中國核電中國核電，中國廣核中國廣核。表表 14：可比公可比公司估值表司估值表 行行業業 股票代碼股票代碼 股票名稱股票名稱 收盤價收盤價(最新）最新）歸母凈利潤（百萬元）歸母凈利潤（百萬元）EPS（元（元/股）股）PE PB 2023A 2024E 2025E 2026E 2023A 2024E 2025E 2026E 2023A 2024E 2025E 2026E 核核電電 003816.SZ 中國廣核 4.07 10725 11852 12556 13380 0.21 0.23 0.25 0.27 19.2

163、0 17.35 16.32 15.31 1.7769 601985.SH 中國核電 10.12 10624 11274 12319 13210 0.55 0.59 0.65 0.69 18.27 17.02 15.64 14.61 2.0715 水水電電 600900.SH 長江電力 28.2 27239 33907 35946 37510 1.11 1.47 1.53 1.53 25.33 19.20 18.39 18.39 3.5604 600886.SH*國投電力 15.8 6705 8385 9274 9836 0.90 1.12 1.24 1.32 17.56 14.11 12.74

164、 11.97 2.2031 600025.SH 華能水電 10.48 7638 8842 9770 10576 0.40 0.49 0.54 0.59 26.20 21.40 19.29 17.79 3.4233 600674.SH 川投能源 17.72 4400 5149 5496 5858 0.93 1.06 1.13 1.20 19.02 16.77 15.72 14.75 2.1692 600236.SH 桂冠電力 6.22 1226 2951 3239 3507 0.14 0.38 0.41 0.45 42.96 16.56 15.09 13.96 2.8483 資料來源：iFinD

165、,信達證券研發中心 注：標*公司盈利預測數據來自信達能源團隊，股價為 2024 年 9 月 23 日收盤價格 風險因素 1、雙碳形勢與政策發生調整雙碳形勢與政策發生調整：核電的發展一定程度上受到雙碳形勢與政策的影響，若雙碳政策出現重大調整，或將影響核電發展前景。2、核電項目審批節奏不及預期、核電項目審批節奏不及預期：安全性、技術路線、廠址等因素或導致未來核電項目審核節奏放緩，項目審批數量存在不及預期的風險，從而影響核電長期成長性。3、核電代際成本提升超預期核電代際成本提升超預期：隨著核電技術的發展突破，代際間成本存在上升趨勢，若代際成本提升超預期，或帶來核電階段性收益率下降的風險。4、核電站建

166、設進展不及預期或檢修時間超預期、核電站建設進展不及預期或檢修時間超預期：核電站建設具有不確定因素，在建項目實際投運時間或較計劃投運時間延；此外，核電站定期大修、小修所需時間或有超出預計的情況，從而一定程度上影響發電量。5、核電電價政策出現調整核電電價政策出現調整：核電核準電價下調或市場化電價下行或對核電盈利水平產生影響。6、國際鈾價大幅上漲風險、國際鈾價大幅上漲風險：國際鈾價波動較大，若大幅上漲，或一定程度上帶動公司燃料成本上漲。請閱讀最后一頁免責聲明及信息披露 39 研究團隊簡介研究團隊簡介 左前明，中國礦業大學博士，注冊咨詢 投資 工程師，信達證券研發中心副總經理，中國地質礦產經濟學會委員

167、，中國國際工程咨詢公司專家庫成員，中國價格協會煤炭價格專委會委員，曾任中國煤炭工業協會行業咨詢處副處長 主持工作，從事煤炭以及能源相關領域研究咨詢十余年，曾主持“十三五”全國煤炭勘查開發規劃研究、煤炭工業技術政策修訂及企業相關咨詢課題上百項，2016 年 6 月加盟信達證券研發中心，負責煤炭行業研究。2019 年至今，負責大能源板塊研究工作。李春馳，CFA，CPA，上海財經大學金融碩士，南京大學金融學學士，曾任興業證券經濟與金融研究院煤炭行業及公用環保行業分析師，2022 年 7 月加入信達證券研發中心，從事煤炭、電力、天然氣等大能源板塊的研究。高升，中國礦業大學 北京 采礦專業博士，高級工程

168、師，曾任中國煤炭科工集團二級子企業投資經營部部長，曾在煤礦生產一線工作多年，從事煤礦生產技術管理、煤礦項目投資和經營管理等工作，2022年 6 月加入信達證券研發中心，從事煤炭行業及上下游研究。劉紅光，北京大學博士，中國環境科學學會碳達峰碳中和專業委員會委員。曾任中國石化經濟技術研究院專家、所長助理，牽頭開展了能源消費中長期預測研究，主編出版并發布了中國能源展望 2060一書；成了“石化產業碳達峰碳中和實施路徑”研究，并參與國家部委油氣產業規劃、新型能源體系 、行業碳達峰及高質量發展等相關政策文件的研討編制等工作。2023 年 3 月加入信達證券研究開發中心，從事大能源領域研究并負責石化行業研

169、究工作。邢秦浩，美國德克薩斯大學奧斯汀分校電力系統專業碩士，天津大學電氣工程及其自動化專業學士，具有三年實業研究經驗，從事電力市場化改革，虛擬電廠應用研究工作，2022 年 6 月加入信達證券研究開發中心，從事電力行業研究。程新航，澳洲國立大學金融學碩士，西南財經大學金融學學士。2022 年 7 月加入信達證券研發中心，從事煤炭、電力行業研究。吳柏瑩，吉林大學產業經濟學碩士，2022 年 7 月加入信達證券研究開發中心，從事公用環保行業研究。胡曉藝，中國社會科學院大學經濟學碩士，西南財經大學金融學學士。2022 年 7 月加入信達證券研究開發中心，從事石化行業研究。劉奕麟，香港大學工學碩士，北

170、京科技大學管理學學士，2022 年 7 月加入信達證券研究開發中心，從事石化行業研究。李睿，CPA，德國埃森經濟與管理大學會 學碩士，2022 年 9 月加入信達證券研發中心，從事煤炭和煤礦智能化行業研究。李棟，南加州大學 筑學碩士，2023 年 1 月加入信達證券研發中心，從事煤炭行業研究。唐嬋玉，香港科技大學社會科學碩士，對外經濟貿易大學金融學學士。2023 年 4 月加入信達證券研發中心，從事天然氣、電力行業研究。劉波，北京科技大學管理學本碩，2023 年 7 月加入信達證券研究開發中心，從事煤炭和鋼鐵行業研究。請閱讀最后一頁免責聲明及信息披露 40 分析師聲明分析師聲明 負責本報告全部

171、或部分內容的每一位分析師在此申明，本人具有證券投資咨詢執業資格，并在中國證券業協會注冊登記為證券分析師,以勤勉的職業態度,獨立、客觀地出具本報告；本報告所表述的所有觀點準確反映了分析師本人的研究觀點；本人薪酬的任何組成部分不曾與，不與，也將不會與本報告中的具體分析意見或觀點直接或間接相關。免責聲明免責聲明 信達證券股份有限公司(以下簡稱“信達證券”)具有中國證監會批復的證券投資咨詢業務資格。本報告由信達證券制作并發布。本報告是針對與信達證券簽署服務協議的簽約客戶的專屬研究產品，為該類客戶進行投資決策時提供輔助和參考，雙方對權 與義務均有嚴格約定。本報告僅提供給上述特定客戶，并不面向公眾發布。信

172、達證券不會因接收人收到本報告而視其為本公司的當然客戶?？蛻魬斦J識到有關本報告的電話、短信、郵件提示僅為研究觀點的簡要溝通，對本報告的參考使用須以本報告的 整版本為準。本報告是基于信達證券認為可靠的已公開信息編制，但信達證券不保證所載信息的準確性和 整性。本報告所載的意見、評估及預測僅為本報告最初出具日的觀點和判斷，本報告所指的證券或投資標的的價格、價值及投資收入可能會出現不同程度的波動，涉及證券或投資標的的歷史表現不應作為日后表現的保證。在不同時期，或因使用不同假 和標準，采用不同觀點和分析方法，致使信達證券發出與本報告所載意見、評估及預測不一致的研究報告，對此信達證券可不發出特別通知。在任

173、何情況下，本報告中的信息或所表述的意見并不構成對任何人的投資 議，也沒有考慮到客戶特殊的投資目標、財務狀況或需求?？蛻魬紤]本報告中的任何意見或 議是否符合其特定狀況，若有必要應尋求專家意見。本報告所載的資料、工具、意見及推測僅供參考，并非作為或被視為出售或購買證券或其他投資標的的邀請或向人做出邀請。在法律允許的情況下，信達證券或其關聯機構可能會持有報告中涉及的公司所發行的證券并進行交易，并可能會為這些公司正在提供或爭取提供投資銀行業務服務。本報告版權僅為信達證券所有。未經信達證券書面同意，任何機構和個人不得以任何形式翻版、復制、發布、轉發或引用本報告的任何部分。若信達證券以外的機構向其客戶發

174、 本報告，則由該機構獨自為此發送行為負責，信達證券對此等行為不承擔任何責任。本報告同時不構成信達證券向發送本報告的機構之客戶提供的投資 議。如未經信達證券授權，私自轉載或者轉發本報告，所引起的一切后果及法律責任由私自轉載或轉發者承擔。信達證券將保留隨時追究其法律責任的權。評級說明評級說明 風險提示風險提示 證券市場是一個風險無時不在的市場。投資者在進行證券交易時存在贏 的可能，也存在虧損的風險。議投資者應當充分深入地了解證券市場蘊含的各項風險并謹慎行事。本報告中所述證券不一定能在所有的國家和地區向所有類型的投資者銷售，投資者應當對本報告中的信息和意見進行獨立評估，并應同時考量各自的投資目的、財

175、務狀況和特定需求，必要時就法律、商業、財務、收等方面咨詢專業顧問的意見。在任何情況下，信達證券不對任何人因使用本報告中的任何內容所引致的任何損失負任何責任，投資者需自行承擔風險。投資建議的比較標準投資建議的比較標準 股票投資評級股票投資評級 行業投資評級行業投資評級 本報告采用的基準指數：滬深 300指數 以下簡稱基準；時間段：報告發布之日起 6 個月內。買入：買入：股價相對強于基準 15以上；看好：看好：行業指數超越基準；增持：增持：股價相對強于基準 515；中性：中性：行業指數與基準基本持平；持有：持有：股價相對基準波動在 之間；看淡：看淡：行業指數弱于基準。賣出：賣出：股價相對弱于基準 5以下。