核心觀點
公司是中核集團旗下核電運營平臺，核電行業領導者
公司是中核集團旗下核電運營平臺，核電行業領導者。截至目前，公司在運控 股裝機達 1547 萬千瓦，佔國內核電總裝機的 42%；在建控股裝機達 873 萬千瓦， 佔國內核電在建裝機的 40%。2018 年第一季度，公司實現營業收入 82.55 億 元，同比增長 3.23%；實現歸屬於上市公司股東的淨利潤 12.19 億元，同比 下降 0.63%。
核電運營收益高且穩定，公司盈利能力有望改善
核電是一種可以承擔電網基本負荷的優質清潔能源，具有清潔高效、安全穩定 等特點。核電運營收益高且穩定，其平均毛利率可達 40%，年平均運行小時數 長超 7000 小時。核電作為電網基本負荷之一，將直接受益於行業景氣度回升， 公司在收入端有望實現量價齊升；公司成本結構穩定，未來單位發電成本預期 將逐漸下降，公司盈利能力有望改善。
核電新項目審批重啟，公司將持續受益
公司目前在建機組將在 2021 年前陸續投產，未來 4 年裝機複合增速達 12%。近 期我國多臺核電機組獲准裝料，若後續順利實現商運，第三代核電技術有望得 到驗證，從而將有力地推動新項目審批重啟。截止目前，我國核電裝機及在建 機組總容量相較“十三五”規劃中還有近 3000 萬千瓦的差距，新項目審批若 重啟，公司有望持續受益，每年預計新開工 2-4 臺機組，到“十四五”期末， 公司控股在運機組裝機容量預計將達目前裝機容量的 2.5 倍。
首次覆蓋予以“增持”評級
我們預計 2018-2020 年公司營業收入分別為 407、487、536 億元，歸屬於上市 公司股東的淨利潤分別為 57、69、79 億元，對應 EPS 分別為 0.37、0.44、0.51 元/股，對應 PE 分別為 15、13、11 倍。公司是核電行業領導者，行業景氣度 回升，公司盈利能力有望改善，若核電新項目審批重啟，公司將持續受益。公 司 2018 年業績對應市盈率為 15 倍，考慮行業平均估值水平，公司合理的市盈 率區間為 16-18 倍，首次覆蓋，給予“增持”評級。
風險提示：在建核電項目進度不及預期；在運核電站發生重大事故等。
一、公司基本情況
1.1.中核集團旗下的核電業務平臺
中國核能電力股份有限公司是經國務院國資委批准,於 2011年 12 月 29 日由中 國核工業集團（以下簡稱“中核集團”）聯合中國長江三峽集團有限公司、中 國遠洋海運集團、航天投資控股有限公司共同發起成立的股份有限公司。公司 於 2015 年 6 月在上海證券交易所正式上市，是中核集團旗下的核電業務平臺。 截止目前，公司現有股本 156 億股，全部為流通股。公司控股母公司為中核 集團，持股比例達到 70.40%，公司實際控制人是國務院國有資產監督管理委 員會。以 2018 年 6 月 25 日收盤價計，公司總市值為 872 億元。
1.2.核電行業領導者，擁有最豐富的核電堆型
公司是 A 股唯一核電運營企業。目前我國具有核電站運營牌照的只有中核集 團、中廣核集團和國家電投集團，在運的核電機組皆由公司和中廣核電力 （1816.HK）控制，公司是目前 A 股唯一核電運營企業。主要子公司包括中核 運行，以及秦山一核、秦山二核、秦山三核、江蘇核電、三門核電、福清核電、 海南核電、遼寧核電、三明核電、桃花江核電、河南核電、漳州能源等多家核 電項目公司。截至目前，公司在運控股裝機容量達 1547 萬千瓦，約佔國內核 電總裝機容量的 42%；在建控股裝機容量達 873 萬千瓦，約佔國內核電在建 裝機容量的 40%。
公司擁有最豐富的核電堆型。1991 年，公司所屬的秦山核電站併網發電，目 前已安全運行近 30 年，是我國第一座自主設計、建造的核電站，結束了我國 大陸無核電的歷史。公司一直以來堅持走自主化路線，配合國家的核電發展自 主化安排，實現核電技術引進、消化、吸收，掌握了多項核心技術。並聯合其 他單位在我國三十餘年核電科研、設計、製造、建設和運行經驗的基礎上，充 分借鑑國際三代核電非能動安全的先進理念，共同研發滿足國際最先進的法規 標準的三代核電技術-“華龍一號”，該技術具有完全自主知識產權。經過多年 的發展，公司目前已掌握了最多樣的核電技術，擁有最豐富的核電堆型。其中 壓水堆包括 CP300、CP600、CP1000、VVER-1000、AP1000、華龍一號， 重水堆包括 CANDU-6 等。堆型的多樣化使得公司技術經驗豐富，同時在一定 程度上避免了單一技術可能發生的共因故障。
公司機組運行情況良好。各核電運營商每年會根據 WANO 提供的性能指標數 據，對核電機組的運行情況進行排名，以此反映各運行核電機組的運行管理水 平。通過十四個單項指標以及由選定的十個單項指標加權計算出來的綜合指數 以及由此產生的機組排名能夠客觀的反映核電廠的運營管理水平，同時這些數 據也是全世界核電企業相互對比的一個通用標準。2017 年，秦山一期 30 萬千 瓦機組、秦山二期 1 號、2 號、3 號機組、福清 1 號機組和田灣 1 號機組的 WANO（世界核電運營者協會）綜合指數排名在全球 400 臺機組中並列第一， 機組運行情況良好。根據中國核能行業協會公佈的我國核電機組運行情況數據， 2017 年公司機組設備平均利用率達 86.16%，高於全國平均 5.05 個百分點， 除秦山三期 1 號機組、福清 3 號機組、昌江 1、2 號機組因為大修及電網要求 降功率運行導致設備利用率降低，其餘機組均高於全國平均水平。
1.3.專注核電運營，業績穩定增長
公司主營業務為電力生產及銷售。電力生產及銷售是公司最主要的業務，2017 年公司實現營業收入 335.90 億元，電力銷售收入為 332.84 億元，約佔公司營業 收入的 99.09%。其中，核電在電力銷售中佔比為 99.92%，風電和光伏合計佔比 為 0.08%。裝機容量方面，公司由於公司風電和光伏業務在營業收入中佔比較小， 所以我們主要分析公司核電業務的情況。公司已投產的核電機組生產的電力主要 銷售給電網公司，在建核電項目將在併網發電前與當地電網簽訂併網調度協議和 購售電合同。
核電固定成本高而可變成本較低，折舊在成本中佔比最高。一般來說，核電在 建設期投入較高，而在運營期投入較低。類似於水電，核電成本中主要是折舊， 燃料費用對成本的影響較小。一般來說，在公司成本構成中，折舊及計提的乏 燃料後處理費佔營業成本比重約為 45%-50%，修理費、人工成本約為 20%-25%，核燃料成本約為 20%-25%。與火電相比，核電發電成本較低，而 且其固定成本高而可變成本低也使得公司歷年度電成本較為穩定，保持在 0.2 元/千瓦時左右，2017 年公司度電成本僅為 0.20 元/千瓦時。
裝機容量及發電量保持穩定增長。“十二五”期間，公司裝機容量快速增長， 2014 年福清核電站 1 號機組及方家山核電站 1 號機組實現商運；2015 年清核電站 2 號機組、方家山核電站 2 號機組以及昌江核電站 1 號機組實現商運；2016 年福清 核電站 3 號機組及昌江核電站 2 號機組實現商運；2017 年福清核電站 4 號機組 實現商運，2018 年 2 月田灣核電站 3 號機組已成功實現商運，三門核電站 1 號 機組，田灣核電站 4 號機組今年也將有望實現商運。根據目前在建機組情況， 未來三年，公司裝機容量有望保持每年穩定增長。裝機容量的增長也帶動公司 發電量保持穩定增長，2017 年公司實現發電量 1007.47 億千瓦時，同比增長 15.71%。
公司業績整體情況保持穩定。受福清核電站 2-4 號機組上網電價下調影響，公司 2017 年業績增長有所放緩。2017 年公司實現營業收入 335.90 億元，同比增長 11.93%；歸屬於上市公司股東的淨利潤 44.98 億元，同比增長 0.20%；基本每股收益 0.289 元，同比增長 0.35%；加權平均淨資產收益率 10.69%，同比減少 0.81 個百分點。2018 年一季度，公司實現營業收入 82.55 億元，同比增長 3.23%；歸 屬於上市公司股東的淨利潤 12.19 億元，同比減少 0.63%，一季度業績增速下降 的主要原因為機組檢修較為集中。
二、核電運營收益高且穩定，公司盈利能力有望改善
2.1.核電運營收益高且穩定
核電站利用核反應堆中核裂變所釋放的能量進行發電。核裂變反應在核電機組 的壓力容器中產生熱能，反應堆冷卻劑通過吸收這些熱量轉變為高溫流體，高 溫冷卻劑在蒸汽發生器中與給水換熱後再回到壓力容器中，這個通過主泵帶動 的循環被稱為一回路。給水吸收熱量後生成蒸汽，從而推動汽輪機帶動發電機 組發電，做功後的蒸汽通過冷凝器轉化為給水再被送回到蒸汽發生器中，這個 通過主給水泵帶動的循環被稱為二回路。核電與常規火電站的區別僅在於進入 汽輪機的蒸汽攜帶的能量來源不同，火電站是通過燃燒煤炭、石油、天然氣等 燃料產生熱能，核電站則通過鈾核燃料裂變產生熱能。
根據核電運營的特點，影響核電行業利潤水平的主要因素包括：上網電價、發 電量（設備利用小時）、工程造價、利率、匯率、核燃料成本、人工成本、計 提的乏燃料後處理費用等。而影響其收入的最主要因素為發電量（設備利用小 時）和上網電價，影響其成本的最主要因素是折舊、人工和燃料成本等。
核電設備利用小時位居第一。一般來說，核電機組間隔 12-18 個月才更換一次 核燃料和檢修，與其他能源相比，核電可以保持長時間穩定運行。同時核電單 機容量較大，最高可達近 180 萬千瓦，是理想的承擔電網基本負荷的電源。 根據中電聯公佈的 2017 年電力工業統計數據，核電設備年運行小時數為 7108 小時，在所有發電類型中高居第一，遠高於發電設備平均利用小時（3786）。
2017 年公司核電機組平均利用小時數為 7461.2 小時，較 2016 年提高 90 個 小時，高於行業平均水平。
核電上網電價與火電相當。公司電價可以分為標杆上網電價和市場化交易電價， 對於市場化交易電價，目前主要以市場化協商電價為主，具體價格由供需雙方 協商確定。對於核電標杆上網電價，根據《國家發展改革委關於完善核電上網 電價機制有關問題的通知》，2013 年 1 月 1 日以後投產的核電機組實行標杆上 網電價政策，標杆上網電價確定為 0.43 元/千瓦時；標杆上網電價高於核電機 組所在地燃煤機組標杆上網電價（含脫硫、脫硝加價）的地區，新建核電機組 投產後執行當地燃煤機組標杆上網電價；全國核電標杆上網電價低於核電機組 所在地燃煤機組標杆上網電價的地區，承接核電技術引進、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範工程，其上網電價可在全國核 電標杆電價基礎上適當提高；2013 年 1 月 1 日以前投產的核電機組的上網電 價仍按原規定執行。總體來看，核電上網電價與火電相當，高於水電。 公司運營機組在浙江、江蘇、福建和海南四個省份，與當地燃煤機組標杆電價 相比，浙江省內機組上網電價略低，江蘇省內機組機組上網電價略高，福建和 海南省內機組上網電價相當（昌江核電站上網電價預計為 0.43 元/千瓦時）。
公司成本結構穩定，未來有望逐漸下降。公司成本中固定成本佔比較高，而可 變成本佔比較低。2017 年，公司主營業務成本中固定資產折舊佔比為 38%、 燃料及其他原材料佔比為 24%、人工費佔比為 10%、運維費佔比為 14%。人 工費和運維費與機組數量密切相關，相對比較固定，佔比也相對較小，所以對 公司成本影響有限。折舊費是公司成本中佔比最高的部分，公司運營的核電機 組中固定資產折舊年限為 5-30 年，而二代核電機組正常可運行 60 年，三代核 電機組設計壽命為 60 年，正常運行年限有望更高。折舊完成後，公司成本有 望獲得大幅降低。燃料及其他原材料在成本中佔比位居第二，公司核燃料主要 通過採購天然鈾再委託加工燃料組件的方式。其中加工燃料組件費用較為固定， 而天然鈾採購一般簽訂長期合同，價格波動較小，且近年來國際天然鈾價格處 於低位。總體來看，公司成本結構穩定，隨著時間的推移，若各類設備陸續折 舊完畢，公司單位發電成本將逐漸下降。
核電運營收益高且穩定。受益於核電上網電價和設備利用小時均較高，核電業 務營業收入保持較高的水平，同時核電業務的成本結構較為固定，未來還將逐 漸下降，核電運營業務收益較高。公司銷售毛利率與銷售淨利率多年來分別保 持在 40%和 27%左右，高於同級別火電企業，略低於同級別水電企業。2018 年第一季度，公司銷售毛利率為 44.86%，銷售淨利率為 26.44%。
2.2.行業景氣度回升，公司盈利能力有望改善
電力供需失衡繼續緩解，核電設備利用小時有望繼續回升。2017 年，受益於 全社會用電量快速增長，以及發電裝機增速放緩，全國發電設備利用小時數實 現止跌回升。全年發電設備利用小時數為 3785.78，同比增長 0.78 小時；核 電設備利用小時數同樣實現止跌回升，全年累計利用小時數為 7107.94，同比 增長 65.94 小時。2018 年 1-5 月份，全社會用電量同比增長 9.7%，增速較上 年同期提高 3.4 個百分點，用電量保持較快增長；6,000 千瓦以上電廠發電設 備容量同比增長 6.1%，增速較上年同期下降 1.3 個百分點，電力裝機增速繼 續放緩；全國發電設備利用小時數為 1539，同比增長 61 小時；全國核電設備 平均利用小時 2915 小時，比上年同期增加 99 小時。受第二產業用電量需求 的回暖、夏季高溫以及“煤改電”政策帶來的新增電能需求以及一般工商業電 價下調的影響，全社會用電量有望繼續保持較快的增長；而隨著煤電供給側改 革的推進和水電裝機的放緩，電力裝機增速將繼續放緩，電力供需失衡的情況 預期將繼續得到緩解，全國發電設備利用小時數有望得到明顯提升。核電作為 電網基本負荷之一，設備利用小時也將有望得到明顯提升。
公司機組分佈在浙江、福建、江蘇、海南四個省份，2017 年各省份發電量佔 比分別為 50.7%、17.2%、7.4%、24.7%。就此四個省份經濟發展及用電量情況 來看，增長速度均高於全國平均水平，且江蘇、浙江、福建都屬於經濟大省， 2017 年各省份 GDP 增速都保持在 7.0%以上；其用電負荷也較高， 2018 年 1-5 月份，用電量同比增速分別為 10.6%、9.3%、13.0%、9.9%。隨著經濟增速的 回暖以及全國電力失衡情況的緩解，公司機組所在省份未來用電量預期繼續保 持快速增長，公司機組利用小時有望長期保持在較高的水平。
政策護航，核電有望優先消納。核電站一般是按照帶基本負荷運行的方式進行 設計，為保障機組運行穩定，核電機組基本不參與電網調峰。根據國務院下發 的《節能發電調度辦法（試行）》，核電的發電序位僅次於可再生能源發電機組， 享有優先調度的權利。國家發改委、國家能源局在《電力中長期交易基本規則 （暫行）》明確，核電屬於二類優先發電，次於風電、太陽能、氣電和可調節 水電，在電力直接交易中可以按次序放開發電計劃。此外，為保障核電機組的 電量消納，國家發展改革委、國家能源局於 2017 年 2 月印發了《保障核電安 全消納暫行辦法》，明確了核電保障性消納應遵循“確保安全、優先上網、保 障電量、平衡利益”的基本原則，按優先保障順序安排核電機組發電。一是明 確電網企業要確保核電項目的配套電網設施同步投產，及時提供併網服務；二 是明確核電機組保障利用小時數的確定方法和保障性電量執行核電機組標杆 上網電價；三是對於保障外電量，鼓勵通過電力直接交易等市場化方式促進消 納；四是明確核電企業按直接參與或購買輔助服務方式參與系統調峰。
若執行消納辦法，核電利用小時數有望提高。消納辦法中對於核電優先發電權 計劃的確定分為兩類地區，對於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；對於電力過剩地區，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（全國前三年核電平均 利用小時數/全國前三年平均發電利用小時數；倍數範圍為 1.5-1.8 倍）。按 照 2015-2017 年利用小時數測算，目前此倍數為 1.87，若按照倍數範圍規定， 則此倍數為 1.8。基於 2017 年當地發電平均利用小時數，對核電保障利用小 時進行測算，並與公司在運機組進行比較，可以發現福建、江蘇、海南三省機 組平均利用小時數分別有望提高 748、62、1,343 小時。
火電上網電價築底支撐核電標杆上網電價。目前煤電聯動已達啟動條件，標準 煤耗按照 311 克/千瓦時計算，全國燃煤電廠平均上網電價按 0.37 元/千瓦時 計算，考慮到 2015 年火電上網電價平均下調 2.91 分/千瓦時、2017 年 7 月 1 日火電上網電價平均上調 0.85 分/千瓦時。經測算，煤電聯動預計上調上網電 價平均為 2.02 分/千瓦時，綜合考慮 2015 年、2017 年上網電價調整，2018 年 火電上網電價有望平均上調 4.07 分/千瓦時。公司機組所在的江蘇、福建兩省 都有煤電聯動上調燃煤機組上網電價的可能性，考慮到未來新核准的機組標杆 上網電價將等於或小於當地燃煤電廠上網電價，目前處於低位的燃煤機組上網 電價將為核電提供電價支撐。
市場化交易電價逐步上升。自新一輪電改啟動以來，全國電力市場化交易的電 量從 2014 年的 3000 億千瓦時提高到 2017 年約 1.6 萬億千瓦時，市場化交易 電量比重從 7%提高到 25%。相比於計劃上網電價，市場化交易電價較低，我們 認為主要原因有兩點。第一，市場化交易主體中，發電側數量大於用電側數量，供大於求造成交易電價較低。目前在市場化交易中發電側准入門檻較低，一般 為省調機組即可，而用電側則需要達到一定用電規模的工商業用戶，如在廣東 省電力交易中，年用電量超 8000 萬千瓦的工業用戶或超 5000 萬千瓦的商業用 戶被認定為大用戶，可以直接參與市場交易。第二，電力供需總體寬鬆，發電 側傾向於降低電價來提高發電量，即“薄利多銷”。參考電力市場化程度較高 的廣東省市場可以發現，交易電價有明顯的上升趨勢,2017 年 2 月交易價差約 -145.5 釐/千瓦時，截止 2018 年 3 月，交易價差已縮窄至-41.05 釐/千瓦時。 同時，根據中電聯公佈的數據，2018 年 1 季度，煤電市場化交易平均電價為 0.3307 元/千瓦時，同比回升 5.9%；水電市場化交易平均電價為 0.2344 元/ 千瓦時，同比回升 1.9%。我們認為隨著用戶側准入條件逐漸放開，以及電力 供需關係的逐漸改善，市場化交易電價有望繼續上升。2017 年公司市場化電 量為 198 億千瓦時，佔全年發電量的 21%，2018 年預計電力市場交易比例預計 將達到 25%，交易價差的縮窄將使公司受益。
2.3.公司享有中核集團核電全產業鏈優勢
公司控股股東中核集團是唯一一家擁有完整的核科技工業體系的集團。中核集 團是經國務院批准組建、中央直接管理的國有重要骨幹企業，由 100 多家企 事業單位和科研院所組成。主要從事核軍工、核電、核燃料循環、核技術應用、 核環保工程等領域的科研開發、建設和生產經營，是目前國內投運核電和在建 核電的主要投資方、核電技術開發主體、最重要的核電設計及工程總承包商、 核電運行技術服務商和核電站出口商，是國內核燃料循環專營供應商、核環保 工程的專業力量和核技術應用的骨幹。目前其產業主要分佈為八大板塊，公司 是中核集團的核電產業上市平臺，除公司以外，集團旗下還有中核科技、中核國際、東方鋯業在 A 股及 H 股上市。
合併中核建集團，中核集團業務貫穿整個核電產業鏈。按照核電的特點，我們 可以把產業鏈分為上中下游，上游主要包括核燃料循環，中游主要包括核電站 建造和設備製造，下游主要包括核電站運營和核設施退役。中核集團業務已經 覆蓋了包括核燃料循環、設備製造、電站工程設計及運營及退役等方面。核燃 料循環方面，旗下的中國核燃料有限公司是國內唯一核燃料生產商、供應商、 服務商，中核蘭州鈾濃縮有限公司和中核陝西鈾濃縮有限公司負責鈾的轉化、 濃縮業務，中核北方核燃料元件有限公司和中核建中燃料元件有限公司負責核 燃料製造業務；核電站工程設計方面，旗下的中國核電工程有限公司和中國中 原對外工程有限公司分別負責國內和國外的核電工程總承包業務，中國核動力 研究設計院負責核電站設計；其中 2018 年 1 月 31 日，中核集團與中國核工業 建設集團有限公司（以下簡稱“中核建集團”）實施重組的方案獲得國務院批 準，中核建集團整體無償劃轉進入中核集團，至此中核集團業務貫穿了整個核 電產業鏈。
公司將享受中核集團核電全產業鏈的優勢。公司旗下的在運、在建、規劃的核 電項目都將受益。中核集團對核燃料、鈾產品的生產經營和進出口實行專營， 與其他公司相比，公司在運核電站在核燃料採購方面將更具優勢。公司在建核 電站數量眾多，且中核建集團皆有參與，在其併入中核集團之後，在建項目外 部接口將大大減少，各項目經濟性及安全性都將得提升。依託中核集團旗下眾 多的核電技術研發公司，公司未來規劃的核電機組都將獲得先發的技術優勢， 有望在項目核准中佔據優勢地位。總體來看，公司作為中核集團核電業務的平 臺，是中核集團核電產業鏈中重要的一環，將享受到全產業鏈的優勢。
三、核電新項目審批重啟，公司將持續受益
3.1.我國核電行業發展穩中向好
核電是優質的清潔能源。核電站在運行的過程中只產生少量的放射性廢物，並 按照國家法規予以嚴格控制，不會對環境造成明顯影響，不產生溫室氣體等其 他汙染物。與火電相比，一臺百萬千瓦核電機組每年可減少排放二氧化碳 600 萬噸，二氧化硫 2.6 萬噸，氮氧化物 1.4 萬噸，清潔優勢明顯。若考慮到建造 及燃料循環的環節，核電會產生少量的排放物，從全壽期來看，溫室氣體的排 放量與風電相當，遠低於煤電等化石燃料電廠。據權威數據統計，一座核電廠 全壽期的常規廢物排放量，只相當於同等規模火電廠的 0.5%-4.0%。核電還是 一種高效的能源。據統計，1 千克鈾 235 全部裂變，能夠釋放出相當於 2700 噸標煤完全燃燒放出的能量。一座百萬千瓦級的核電站，平均每年只需補充約 25 噸的核燃料，全年只需幾輛卡車運輸，而同樣功率的燃煤火電站每年耗煤 達 300 萬噸，每天需要供煤近萬噸，需要上百節火車皮運輸，對運輸造成了極大的壓力。
我國核電發電量佔比較低，具有較大提升空間。根據 IAEA 和 BP 公佈的數據， 2016 年全球核電發電量平均佔比約 16%，而我國核電發電量佔比約 3.6%， 遠低於全球平均水平，在全球排名比較靠後。與世界主要國家相比，我國差距 明顯，還有很大的提升空間。其中，美國、韓國、俄羅斯核電發電量佔比分別 為 20%、30%、17%，法國最高，核電發電量佔比達到了 72%。日本在福島 事故發生以前，核電發電量佔比達 30%，福島事故發生以後，大部分核電機 組關停，核電發電量佔比降為 2%。
第三代核電是核電發展的主要方向。從世界範圍來看，第三代核電技術是未來 世界核電發展的主要方向之一，在第四代核電技術得到驗證之前，新建機組也 將以第三代機組為主。目前全球在建核電機組 56 臺，第三代機組約 41 臺， 其中我國在建機組 19 臺，第三代機組 10 臺。與第二代核電相比，第三代核 電具有更高的安全性和經濟性。第三代核電技術遵循國際原子能機構最新核安 全標準，設計基準對嚴重事故有切實措施進行預防和緩解，堆芯損壞概率降低 一個數量級；同時第三代核電廠設計採用了大量成熟技術和工程經驗，有效降 低了造價和建設及維護成本。
我國已掌握第三代核電核心技術。經過四十多年的發展，我國核電建設從無到 有，形成了中核集團、中廣核集團、國家電投集團三足鼎立的格局。同時在沿 海範圍內也成功建設了一批第二代核電機組，形成了自主知識產權的第二代核 電技術。在此基礎上，結合我國多年核電研究、設計、製造、建設和運行經驗， 中核集團和中廣核集團自主研發了第三代核電技術-華龍一號（HPR1000）， 而國家電投集團通過完成美國第三代核電技術 AP1000 技術轉讓，形成了自主 知識產權的 CAP1400 技術，目前我國已掌握了第三代核電的核心技術。
AP1000：美國西屋電氣公司開發的非能動性先進壓水堆，由國家核電技術公 司牽頭引進，採用模塊化設計和建造技術，通過設置非能動系統降低電廠複雜 程度同時提高安全等級。我國在建機組中，浙江三門核電站 1、2 號機組、山 東海陽核電站 1、2 號機組採用 AP1000 技術。 HPR1000：中核集團和中廣核集團在福島核事故經驗反饋的基礎上，自主研發的安全、可靠、經濟的先進百萬千瓦級壓水堆，採用能動和非能動結合的理 念。我國在建機組中，福建福清 5、6 號機組、廣西防城港 3、4 號機組採用 HPR1000 技術。
CAP1400：國家電投集團在已有核電研究基礎上，結合 AP1000 技術引進， 開發的具有自主知識產權、功率更大的非能動先進壓水堆核電站。CAP1400 是《國家中長期科學和技術發展規劃綱要（2006-2020）》確定的 16 個國家科 技重大專項之一，目前山東石島灣 CAP1400 示範項目已做好開工準備。 此外，在廣東臺山還有兩臺採用 EPR 技術的機組在建。EPR 是法國阿海琺公 司和德國西門子公司共同開發的新一代改進型壓水堆，著重考慮了嚴重事故的 預防和緩解措施，採用了雙層安全殼，安全廠房分區佈置，實體隔離。EPR 機組單堆額定電功率高達 166 萬千瓦。
核電行業發展穩中向好。“八五”期間我國建成了秦山、大亞灣兩座核電廠， 突破了中國大陸無核電的歷史。“九五”期間，為解決我國對電力的需求以及 能源分佈不平衡的問題，提出了“適當發展核電”，計劃在沿海和經濟發達地 區適當建設核電站。“十五”期間，核電發展方針並未發生大的改變，提出“適 度發展核電”。“十一五”期間，在全球氣候變暖的形勢下，國際社會越來越重 視溫室氣體排放，而核電不造成對大氣的汙染排放，且我國核電站運行業績良 好，國家制定了“積極推進核電建設”的方針，核電迎來了一輪發展高潮。“十 二五”期間，日本福島核電站發生了嚴重的核事故，我國核電發展放緩，同時 提出“在確保安全的基礎上高效發展核電”，並且在《核電中長期發展規劃（2011 —2020 年）》首次明確新建核電機組必須符合三代安全標準。“十三五”期間， 安全仍然是核電發展的首要因素，提出了“以沿海核電帶為重點，安全建設自 主核電示範工程和項目”，核電審批以示範項目為主。
多個政策促進核電發展。為實現到 2020 年非化石能源佔一次能源消費比重達 到 15％左右的目標，國家在《能源發展十三五規劃》、《電力發展十三五規劃》 等多個文件明確，到 2020 年運行核電裝機力爭達到 5800 萬千瓦，在建核電 裝機達到 3000 萬千瓦以上。在我國加快綠色能源發展、安全高效發展核電的 前提下，國家能源局在《2018 年能源工作指導意見》中對核電發展具體指導 方針轉變為“穩妥推進核電發展”，提出在充分論證評估的基礎上，開工建設 一批沿海地區先進三代壓水堆核電項目。對於核電的規劃並未發生變化，對於 發展核電的指導方針由“安全發展”轉變為“穩妥推進”。國家對於核電發展 的態度有了積極的轉變，為後續新項目的審批打下了基礎。
3.2.第三代機組商運，核電新項目審批有望加速
能源需求與核電安全性是核電發展的主要因素。從世界核電發展的四個階段來 看，核電發展主要與能源需求以及核電安全性相關。20 世紀 60 年代至 70 年 代間，世界石油危機的爆發促使各國紛紛尋找新的替代能源，而核電作為優質 的基荷電源登無疑是最佳的選擇，核電迎來第一輪大發展。但隨後切爾諾貝利 等核事故的發生使得核電安全性受到質疑，西方國家調整核電政策，核電發展 進入低谷。21 世紀初，基於成熟的第二代核電技術建設的核電站安全運行業 績持續改善，核電安全性重新得到了認可，同時全球氣候變暖等問題使得各國 重啟核電建設，核電迎來了第二輪發展。日本福島核事故發生以後，引起全球 對核電安全性的思考和擔憂，世界核電發展呈現出有進有退的新格局，但整體 回落到了低谷位置。總體來看，核電的發展主要受到對優質清潔能源的需求以 及核電安全性的影響。
優質清潔能源需求更加迫切，核電是理想的火電替代者。目前全球能源結構面 臨轉型，油價及煤炭價格持續走高以及全球氣候變暖要求削減化石能源佔比。 未來風電、太陽能等新能源佔比將逐漸提高，這就要求基荷電源也要同步提升。 但火電的佔比預計將持續下降，而水電由於自然條件的限制，其裝機增速也已 經逐漸放緩，核電作為除火電和水電外，唯一可以承擔電網基本負荷的電源且 兼具較高的成長性，屬於目前迫切需求的優質清潔能源。
核電安全性將得到驗證。2009 年開工，採用 EPR 技術的台山核電站 1 號機組 已於 2018 年 4 月 10 日正式開始裝料，是我國首臺獲准裝料的三代核電機組， 目前已達首次臨界；4 月 25 日，採用 AP1000 技術的三門核電站 1 號機組也 獲准裝料，目前也已達首次臨界，按照正常進度推算，有望在今年下半年實現 商運；6 月 20 日，第二臺 AP1000 機組海陽核電站 1 號機組也獲准裝料。隨著第三代核電機組的成功商運，核電的安全性將有望得到驗證。
新項目審批有望逐漸落地。推動核電發展的兩大因素已經具備，新項目審批有 望逐漸落地。核電作為優質的清潔能源是目前能源轉型的必然選擇，隨著第三 代核電機組的成功落地，核電安全和技術將得到進一步提升，核電安全性有望 獲得認可。我國同時在積極推動核電領域的重組，如中核集團與中核建集團合 並重組，通過強強聯合的模式進一步提高產業鏈的技術能力和協同能力以保證 核電的安全性。截止目前，我國籌建的新機組都是第三代機組，出於穩妥的考 慮，在第三代機組落地前，新項目審批較為謹慎，這也導致了 2016 年和 2017 年核電審批低於預期。作為後續眾多 AP1000 機組的依託工程-三門 1 號機組 的商運，將大力推動核電審批的進程。我們認為 AP1000 項目及 HPR1000 項 目的建設進展是後續項目審批的關鍵，新的 AP1000 項目有望在三門核電站 1 號機組成功商運後落地；由於目前在建的 HPR1000 機組進展順利，新的 HPR1000 機組則有望先於示範項目商運獲得審批。
若要完成規劃，未來三年每年需新審批 6-8 臺機組。截止目前，我國投運核電 機組 38 臺，共約 3690 萬千瓦，在建 19 臺機組，共約 2100 萬千瓦。在建的 19 臺機組將有望在 2018 到 2022 年之間陸續投產，預計到 2020 年在運機組 可達 5200 萬千瓦，與規劃中要求的 5800 萬千瓦差距不大。就目前審批的機 組計算，到 2020 年在建機組僅約 600 萬，與規劃中要求的 3000 萬千瓦差距 較大，若要完成規劃只要求，則 2018-2020 年，每年需新審批 6-8 臺核電機 組。
3.3.項目儲備豐富，公司未來成長空間大
在建項目陸續投產，公司未來 4 年裝機容量複合增速達 12%。公司目前擁有 控股在建機組 873 萬千瓦，包括了第二代、第三代以及第四代三種代際的核 電機組。其中 2018 年田灣 4 號機組、三門 1 號機組有望投產，除已投產的田 灣 3 號機組外，預計還將新增裝機容量 237.6 萬千瓦；2019 年三門 2 號機組 有望投產，預計新增裝機容量為 125 萬千瓦；2020 年田灣 5 號機組、福清 5 號機組有望投產，預計新增裝機容量為 225 萬千瓦；2021 年田灣 6 號機組、 福清 6 號機組有望投產，預計新增裝機容量為 225 萬千瓦；2022 年霞浦快堆 有望投產，預計新增裝機容量為 60 萬千瓦。目前公司控股在運機組裝機容量 按 1547 萬千瓦計算，未來 4 年公司裝機容量複合增速達 12%，2022 年公司 控股在運機組裝機容量將達 2420 萬千瓦，較目前裝機容量將提高一半以上。
核電廠址具有稀缺性，公司儲備豐富。與其他類型電源相比，核電廠址為保證 運行中的核安全，其對自然條件等因素的要求更高。核電廠廠址選擇必須遵守 國家能源局發佈的《核電廠環境輻射防護》、《核電廠址選擇安全規定》等法規， 滿足水文、地震、氣象、區域位置（人口、交通、電力負荷等）等方面的規定， 所以核電廠址具有相當的稀缺性。公司重視核電新項目開發和廠址保護，儲備 了包括沿海和內陸一大批可供開發的廠址，其中部分廠址已經獲得了國家發改 委同意，正開展前期工作。在《核電中長期發展規劃（2011-2020）年》中，國家暫停了內陸核電的審批，2017 年 3 月，國家能源局局長努爾•白克力在公 開場合明確，“十三五”期間內陸核電審批沒有明確時間表，但要求做好廠址 保護工作。我們認為，由於目前沿海廠址還有眾多項目等待核準，內陸核電審 批重啟仍需要時間。
若核電審批放開，公司未來成長空間大。2016 年、2017 年我國連續兩年無新 的核電項目獲得審批，而同時公司多個獲准開展前期工作的項目快速推進，目 前包括徐大堡核電一期、漳州核電一期、昌江核電二期、三門核電二期等項目 已具備開工條件。不考慮內陸核電，若核電審批重啟，上述項目有望率先獲得 審批，按照核電項目建設期為 5 年進行估算，從 2023 年開始，公司獲批的新 項目有望陸續投產。2022 年公司控股在運機組裝機容量按 2420 萬千瓦計算， 2023-2026 年公司裝機複合增速為 12%，2026 年公司控股在運機組裝機容量將達 3870 萬千瓦，將達到公司目前裝機容量的 2.5 倍，公司未來成長空間大。
3.4.多種核電堆型齊頭並進，有望打造新的增長點
示範快堆獲准開工，公司第四代核電獲得突破進展。2017 年 12 月，公司主 導的霞浦示範快堆獲准開工，項目單機容量為 60 萬千瓦。該機組是公司首個 開工的第四代核電機組，也是兩年來我國第一個獲准開工的核電機組。“快中 子反應堆”簡稱“快堆”，屬於全球第四代先進核能系統的首選堆型，其通過 形成的核燃料閉式循環，可提高鈾的利用率達 60%以上。在天然鈾中，僅有 0.714%的鈾-235 能夠被目前在運數量最多的熱中子反應堆使用，利用快堆將 顯著的提高能源使用效率。由於其利用了大部分天然鈾，也可使放射性廢物量 大幅減少。2011 年 7 月，中核集團自主設計、建造的中國實驗快堆成功併網 發電，2012 年 5 月被國家科技部驗收宣告我國正式掌握快堆技術。2014 年 10 月，公司示範快堆工程項目總體規劃方案獲得國家批准，2015 年 7 月 31 日，該工程正挖施工啟動，計劃於 2023 年建成投產。快堆是我國核能發展戰 略“三步走”——熱中子反應堆、快中子增殖堆、受控核聚變堆中的重要一步， 具有承上啟下的顯著地位，未來發展前景廣闊。
與泰拉能源聯手，合作開發行波堆。行波堆是一種改進型的小型快中子反應堆， 其滿足第四代核電技術要求和安全標準。與其他第四代核電技術相比，行波堆 機組可利用率設計值大於 90%，具有鈾資源利用率高、乏燃料產物少等優勢， 此外行波堆可以利用簡單轉化後的乏燃料，理論上可以連續運行數十年。2015 年 9 月 23 日，美國泰拉能源公司發佈新聞公告稱，中核集團與泰拉能源正式 簽署了合作開發下一代核電廠的諒解備忘錄，提出聯合研發並推動行波堆落地。 公司 2017 年 9 月 12 日發佈公告稱，擬與神華集團、華電福新、浙能電力、 建投能源聯合設立以中核行波堆科技投資（天津）有限公司，其中公司出資 2.625 億元，佔新公司 35%股份。新公司的設立將有助於推動行波堆核電站技 術的研發和推廣應用。同時公司發佈公告稱，擬與神華集團、華電福新、浙能 電力、建投能源聯合設立以中核行波堆科技投資（天津）有限公司和中核河北 核電有限公司，公司分別出資 2.625 億元和 3.5 億元，均佔兩個新公司 35% 的股份。其中核行波堆科技投資（天津）有限公司負責行波堆核電站技術的研 發和推廣應用，中核河北核電有限公司負責行波堆示範工程建設。通過設立專 業技術研發公司和示範項目業主公司，行波堆技術有望加快落地。
小型反應堆將推動核能應用新趨勢。國際原子能機構將反應堆按額定功率大小 分為大型、中型和小型，其對應的額定功率分別為大於 700MW、大於 300MW 小於 700MW 和小於 300MW。小型反應堆可分為路基和海基兩類，通常採用 模塊化設計，其結構緊湊，便於安裝和移動；功率較小，機組放射性水平和對 冷卻水的需求都較低，而換料週期較長。其中路基小型堆還可以設置在地下， 可降低自然災害和人為風險，安全性較高。由於上述優點，小型反應堆具有較 多的運用場景，路基小型反應堆可為偏遠地區供電供熱、為城市工業園區供汽 供電等，海基小型反應堆可為海島供電供水、為海洋開發提供能源等。
中核集團具備小型反應堆核心技術能力。中核集團從 2004 年開始研發多用途 模塊化小型反應堆 ACP100，2015 年 10 月，英國勞氏船級社宣佈與中核集團 旗下的中國核動力研究設計院簽訂框架協議，共同設計開發海上浮動小型核反 應堆，該浮動反應堆基於 ACP100 技術設計，即 ACP100S。ACP100 於 2016 年 4 月成為我國首個自主設計、自主研發並通過國際原子能機構安全審查的小 堆技術，獲得國際權威機構的認可，ACP100 有望在國內和國際上得到大力推 廣。2011 年中核集團與中國國電集團公司共同出資組建了中核新能源有限公 司，專門從事模塊式小型堆的開發、推廣、投資建設和運營管理。目前海南昌 江 ACP100 示範工程已獲得國家發改委批准同意開展前期工作，有望率先落 地，此外中核新能源公司還與甘肅蘭州、湖南衡陽、福建莆田，江西贛州等地 簽約，計劃建設 ACP100 機組。
成立專業公司，加快推進海洋核動力業務。2017年8月11日公司發佈公告稱， 擬與上海國盛（集團）有限公司、江南造船（集團）有限責任公司、上海電氣 集團股份有限公司、浙江浙能電力股份有限公司聯合設立中核海洋核動力發展 有限公司，其中公司出資 5.1 億元，佔新公司 51%股份。通過成立中核海洋 核動力發展有限公司可以促進國家核能可持續發展，推動核動力裝置在水面艦 船、海上綜合利用平臺等工程領域的應用，掌握海洋核動力自主化核心技術， 促進我國海洋核動力裝備產業化發展，也有利於公司業務擴展。
四、估值評級：給予“增持”評級
關鍵假設：1）公司在建機組未來三年按計劃陸續投產，2018-2020 年公司發 電量分別同比增長 20%、19%、9%；2）公司度電成本保持不變；3）公司在 運核電站未發生重大事故停機。
盈利預測：我們預計 2018-2020 年公司營業收入分別為 407、487、536 億元， 歸屬於上市公司股東的淨利潤分別為 57、69、79 億元，對應 EPS 分別為 0.37、 0.44、0.51 元/股。
公司是核電行業領導者，中核集團旗下核電運營平臺，受益於行業景氣度回升， 公司盈利能力有望改善，若核電新項目審批重啟，公司將持續受益。公司 2018 年業績對應市盈率為 15 倍，考慮行業平均估值水平，公司合理的市盈率區間 為 16-18 倍，首次覆蓋，給予“增持”評級。
風險提示
在建核電項目進度不及預期
公司在建核電項目若不能按期投產，則公司營業收入將受影響。
在運核電站發生重大事故
若公司在運核電站發生重大事故，可能導致公司機組停機，在建機組停工，公 司業績將受到影響。
電力需求不及預期
全社會用電量增速不及預期，公司營業收入將受到影響。
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