核电巨头的“变”与“不变”

中国乃至全球的核电巨头，占据全国核电装机半壁江山： 中国广核为中国乃至全球的核电巨头，截至2022年底，公司管理26台在运核电机组和7台在建核电机组（含中广核集团委托公司管理的4台在建机组），装机容量分别为29.38GW和8.38GW，占全国在运及在建核电总装机容量的47.3%。公司机组主要集中在广东省，受益于广东高电价，大亚湾、岭澳、岭东、阳江、台山机组批复的计划电价均在0.4元/kWh以上，具备更强的盈利能力。但过去五年（2018-2022），受行业和公司多重因素压制，中国广核扣非归母净利润分别为86、91、94、97、98亿元，增速较为缓慢。我们预计2023年将迎来行业和公司层面的全面改善，业绩拐点有望显现。 行业之变：核电成为加速成长的基荷电源： 过去三年，我国电力系统频繁遭遇限电的困境，因此2022年核电审批加速，一次性核准10台，未来在能源保供背景下，后续我国核电审批进度仍有望维持较高水平，打开核电装机成长空间；煤炭供需偏紧背景下，煤价中枢上移，燃煤火电发电成本提升，对成本端更为稳定的核电形成电价支撑，核电电价由过去的“折价”转为“平价”，电价压制消除。因此，核电成为基荷电源中兼具稳定性和成长性的优质电源，长期发展向好。 公司之变：台山电站重启+新增投产，业绩高增长可期： 公司层面，过去两年，公司业绩受台山核电燃料棒破损停机影响，台山核电2021年和2022年净利润分别为-6.5亿元和-21.3亿元，严重影响公司整体业绩。2022年8月，台山核电恢复正常运行，2023年有望实现扭亏为盈。此外，辽宁红沿河6号机组于2022年6月投产，广西防城港3号机组于2023年1月投产，新增电量也有望给公司带来业绩提升。 优质资产属性不变，高分红+低估值彰显投资价值： 核电资产属性与水电类似，都具有项目前期投资高、成本以折旧为主、电价不含补贴且下行风险小的特点。优质资产属性下公司高毛利、高现金流、高分红优势凸显，2022年公司股息率达到3.23%，未来随着新增装机的陆续投产，公司业绩有望稳健增长，分红有望进一步提升。 同时，横向对比各电源类型PB估值水平，我们认为核电估值相对偏低，作为电力板块中稀缺的兼具业绩确定性和长期成长性的电源类型，在中国特色估值体系的框架下核电估值有望具备较大提升空间。 投资建议： 我们预计公司2023年-2025年的收入分别为943.76亿元、990.29亿元、1049.96亿元，增速分别为14.0%、4.9%、6.0%，净利润分别为118.25亿元、123.73亿元、130.48亿元，增速分别为18.7%、4.6%、5.5%；首次给予买入-A的投资评级，6个月目标价为3.7元。 风险提示：核电审批进度不及预期、机组投产进度不及预期、下游电力需求不及预期、电价下降风险。 1.中国乃至全球的核电巨头，占据全国核电装机半壁江山 1.1.国内大型核电运营商，核电装机稳步增长 中国广核主要业务为核电站运营，公司是中国乃至全球的核电巨头，其核电装机全国占比接近50%。根据2022年年报披露，截至2022年底，公司管理26台在运核电机组和7台在建核电机组（含中广核集团委托公司管理的4台在建机组），装机容量分别为29.38GW和8.38GW，占全国在运及在建核电总装机容量的47.3%。2023年1月，防城港3号机组实现并网后，公司在运装机容量达到30.58GW。2022年，公司核电机组总上网电量1983.75亿千瓦时，占全国核电机组上网电量的50.63%。 图1.中国广核历年装机容量（GW） 图2.中国广核历年上网电量（亿千瓦时） 公司为中广核集团旗下唯一核电运营平台，截至2022年年报，中广核集团持有公司58.91%的股权，实际控制人为国务院国资委。公司于2014年在港交所上市，2019年在深交所上市，受益于集团内核电完整产业链，充分整合集团资产，集核电设计、建造、运营一体化，具备成本控制及协同效应优势。 图3.中国广核股权结构 从全球范围来看，根据中核智库数据，截止2022年5月31日，公司在运核电装机排名全球第三，考虑到未来我国核电建设有望加速，公司核电装机超越俄原集团，跻身全球第二指日可待。 表1：全球主要核电企业装机容量对比（截至2022年5月31日） 1.2.扎根广东，布局全国 公司从广东大亚湾核电站起家并逐步向省内外扩张，核电机组分布在广东、广西、辽宁、福建四个省份。截止目前，公司在运的27台机组分布在六大核电基地，包括广东大亚湾核电基地（大亚湾、岭澳和岭东核电站）、广东阳江核电基地、广东台山核电基地、福建宁德核电基地、广西防城港核电基地和辽宁红沿河核电基地。 表2：中国广核在运核电机组梳理 图4.各省燃煤发电基础电价（元/kWh，含税） 公司大部分机组位于广东省，从各省燃煤发电基础电价来看，广东省含税电价达到0.453元/kWh，为全国最高。公司核电站由于电价水平更高，因而具备更好的盈利能力。大亚湾、岭澳、岭东、阳江、台山机组批复的计划电价均在0.4元/kWh以上。 表3：中国广核旗下各电站历年上网电量（亿千瓦时） 图5.广东大亚湾核电基地 图6.广东阳江核电基地 图7.广东台山核电基地 图8.广西防城港核电基地 图9.福建宁德核电基地 图10.辽宁红沿河核电基地 表4：中国广核旗下各电站历年上网电量（亿千瓦时） 表5：中国广核旗下各电站历年净利润（亿元） 大亚湾核电基地和阳江核电基地对公司净利润贡献最大。位于大亚湾核电基地的大亚湾核电站为我国建成的第二座核电站，于1994年5月6日正式投入商业运行，其电量主要出售给香港。由于投运时间长，在折旧和财务费用降低后，大亚湾核电站呈现出优异的经营效益，近几年的度电净利润维持在0.2元/kWh以上。阳江核电站是我国一次核准开工建设容量最大的核电项目，6台机组总装机6.5GW，2022年阳江核电上网电量499.3亿kWh，净利润达到54.91亿元。 1.3.历史业绩稳健，拐点有望显现 近年来，随着公司装机和电量的提升，公司的营业收入呈现稳健增长的趋势，从2016年的330亿元增长到2022年的828亿元；但归母净利润仅从2016年的73.64亿元提升到2022年的99.6亿元。公司利润增速低于营收增速主要由于：1）核电市场化电价比例提升，但2021年前，核电市场化电价为“折价”，低于其批复电价；2）2021年，台山核电遭遇燃料棒破损影响，停机检修时间较长，造成较大亏损。 我们预计2023年公司有望在行业层面和公司层面得到双重改善，过去拖累公司业绩增长的限制消除，业绩拐点有望显现，长期发展趋势向好。 图11.中国广核历年营业收入（亿元） 图12.中国广核历年归母净利润（亿元） 2.行业之变：核电成为加速成长的基荷电源 2.1.限电背景下审批加速，核电卸下成长枷锁 在“双碳”政策的推动下，我国能源结构正在发生重大变革，而在变化过程中，我国能源安全也遇到了巨大的挑战。自2021年以来的三年里，我国电力系统频繁遭遇限电的困境。 2021年8月，广东、江苏、云南、四川、内蒙古、吉林等多省实施有序用电、临时停电、拉闸限电等措施，尤其东北地区限电最为严重，煤价大幅上涨及能耗双控政策为限电重要因素之一。2021年下半年以来受经济回暖、电力需求复苏、煤炭行业在供给侧改革后产能供给不足影响，煤炭供需失衡，煤价出现历史级别大幅上涨。根据Wind数据，2021年秦皇岛Q5500动力煤市场价从年初797.5元/吨上涨至10月20日最高点2592.5元/吨，涨幅约为225%。 国内煤价的持续走高造成火电企业发电成本骤增，“市场煤、计划电”之间的“煤电顶牛”矛盾凸显，火电企业面临着“发电即亏损”的窘境，发电意愿大幅减弱，导致了全国电力供应紧张。加之可再生能源发电本身具有较强的随机性与不确定性，如东北地区风电发电量骤减，更是给电力供给雪上加霜。此外，2021年上半年能耗双控指标完成情况不佳也是8月出现“拉闸限电”现象的核心因素之一。我国于十八届五中全会首次提出能耗双控的概念，2021年作为实行“双碳”目标的开局之年，对于能耗双控的执行力度更加严格。根据国家发改委于2021年8月发布的《上半年各地区能耗双控目标完成情况晴雨表》，9个省区能耗强度不降反升、10个省区能耗强度降低率未达到进度要求，因此2021年三季度实现双控目标压力较大，导致出现限电现象。 表6：2021年上半年各地区能耗双控完成情况 图13.我国月度水电发电量（亿kWh） 2022年夏天，我国又发生全国范围大规模限电现象。四川盆地、江汉、江淮、江南等地持续发生极端高温天气，根据国家气候中心监测评估，从2022年6月13日开始的区域性高温事件综合强度达到1961年有完整气象观测记录以来的最强水平，豫、苏、皖、浙、鄂、赣、黔、川、陕、新10省（区）高温日数均为1961年以来历史同期最多。从电力需求端来看，高温天气导致居民用电负荷明显增加，根据国家能源局的统计，2022年6、7、8月城乡居民生活用电量达到1046、1480、1669亿kWh，同比分别增长17.7%、26.8%、33.5%。与此同时，随着高温天气的持续，多地出现严重的干旱现象，安徽、湖南、贵州、重庆、四川等地均有部分主干江河出现断流情况,主要江河汛期来水量较往年同期大幅下滑，水电发电能力持续受限。 持续干旱天气将限电延续到了2023年。金沙江下游水位自2022年9月以来一直处于低位，2023年2月已下降至2022年9月以来低点达537.25米。云南省水力资源丰富，严重依赖水力发电。由于水电出力受限，云南省2022年四季度的平均发电量为228.37亿kWh，同比下降4.17%。2023年一季度，云南水电出力仍然受限，限电已波及云南当地的电解铝、黄磷、锌等行业，部分大型企业被要求减产，压减用电负荷。 限电背景下保供需求迫切，核电审批有望持续加速。我国连续三年多省份出现限电现象，能源保供需求刻不容缓，核电核准数量有望获得持续提升。自从2011年日本福岛核事故以来，在相当长的一段时间里，我国核电审批一度受限。2015年一次核准8台机组后，2016-2018年我国核电审批进入了三年停滞期，直到2019年重启核电审批。随后三年每年核准机组数量稳定在4-5台。而2022年，国务院常务会议共核准了10台核电机组，较2021年数量翻倍，审批显著提速。根据《中华人民共和国国民经济和社会发展第十四个五年规划和2035年远景目标纲要》以及中国核能行业协会发布的《中国核能发展报告（2021）》，预计到2025年，国内在运核电装机达到7000万千瓦，在建核电装机达到5000万千瓦；到2030年，核电在运装机容量达1.2亿千瓦，约是目前的2.3倍，核电发电量约占全国发电量的8%；到2035年，我国核电在运和在建装机容量将达到2亿千瓦左右，发电量约占全国发电量的10%左右。 2023年3月两会期间，全国政协委员、中国广核集团董事长杨长利建议：在确保安全前提下，未来十年保持每年核准开工10台以上核电机组。 图14.2013年-2022年中国核准、开工、在建与投入商运核电机组数量 2.2.煤价中枢上移导致火电成本提升，核电电价由“折价”转为“平价” 2.2.1.火电市场化电价支撑核电电价上行 在2021年三季度以来煤价出现历史级别上涨、火电企业大规模亏损的背景下，发改委将市场交易电价上下浮动范围扩大至不超过20%，高耗能企业市场交易电价不受上浮20%限制，2022年火电电价已实现较大程度上浮，以五大集团下属主要的火电企业为例，根据各公司公告，国电电力、华能国际、华电国际、大唐发电前三季度平均上网电价分别达到435.39、507.01、516.56、459.43元/MWh，分别同比上涨25.5%、21.3%、23.8%和20.7%。2023年部分地区火电上网电价仍有进一步上浮空间，以广东省为例，根据广东省能源局《关于2023年电力市场交易有关事项的通知》，广东2023年成交均价上限为0