中国核电投资分析

中国核电投资分析

随着全球对清洁能源需求的不断增加，核电作为稳定可靠的低碳能源，其发展前景备受关注。本文将从宏观环境、行业周期、竞争格局、公司基本面等多个维度，对中国核电的投资价值进行深入分析。

一、宏观环境风险及政治风险

核电的政策定位是基荷电源。根据中国核能行业协会发布的预测数据显示，到2025年我国在运核电装机达到7000万千瓦，在建 3000万千瓦，在总发量的占比将达到 6％；到2035年，在运和在建核电装机容量合计将达到2亿千瓦，在总发量的占比将达到10％。

作为公认的低碳能源品种，核电运行稳定可靠、换料周期长，适于承担电网基本负荷及必要的负荷跟踪，可大规模替代化石能源作为基荷电源。

核电以1.9%的装机容量占比提供了4.9%的发电量占比。自20年以来受风光快速发展发电量占比快速提升的影响，且2016年以来新增核电装机增速下滑严重的影响，核电发电量在20年以后增速下滑明显。

核电作为运行稳定可靠的清洁能源，发电小时数高达21h

二、行业周期性风险

安全性是核电发展的第一原则，核电投资受到政策支持、核电技术进步、电力需求、其他能源价格的综合影响。从核电行业发展历程来看，曾多次发生核电事故（人因失误、设备不可靠、设计缺陷等因素）造成的发展停滞，但同时也促进了核电技术升级。

从全球核电行业发展来看，其经历了实验示范（1954-1966）、高速推广、滞缓发展、逐渐复苏四个阶段

实验示范1954-1966：二战结束后，美国政府开始核能利用的军转民工作。这一阶段，美国、前苏联、英国、法国、加拿大均建成了不同类型的核电机组，世界核电发展百花齐放。

高速推广1966-1980：西方经济快速增长，对能源和电力需求与日俱增，70年代的两次石油危机导致石油价格大幅上涨，核能发电作为经济安全的清洁能源受到许多国家的追捧。法国成为全球核电比例最高的国家，美国第二，日本第三。

滞缓发展1981-2001：1979年美国发生三里岛核事故后，各国加强核安全监管，提高了核电项目审核要求，导致建设周期拉长成本上升；与此同时，西方国家进入经济发展平稳期，由于产业结构调整及节能措施采用，用电增速趋于平缓；另外，发电成本相对低廉的天然气兴起，核电建设进入滞缓期。

逐步复苏2001年至今：2007年后多个国家的一批核电新项目相继开工获批，世界核电迎来新发展期。2011年，日本福岛核事故带来冲击，但仅造成了短暂的冲击

全球发电量来看，核电占比10%左右

各国核电发电占比来看，美国是核电机组数量和装机容量最多的国家，我国是在建核电机组装机容量最大的国家

从我国核电行业发展来看，也大致分为四个阶段：早期发展、技术吸收和国内发展、暂缓发展、重新加速发展

早期发展（1970年代-1990年代）：在1970年代末，中国开始引进核电技术，标志着核电行业的起步。1991年，中国的第一座商用核电站——秦山核电站第一期工程投入运行。这一时期中国主要依赖于引进外国技术，如法国的技术用于广东岭澳核电站，加拿大技术用于秦山核电站第二期。

技术吸收和国内发展（2000年代）：进入21世纪，中国加快了核电的发展步伐，开始从单纯的技术引进转向消化、吸收，并逐渐发展出自己的核电技术，“华龙一号”是中国自主研发的第三代核电技术。中国核电建设进入快速发展期。

暂缓发展（2010年代）：由于2011年3月发生的日本福岛核事故，中国核电建设经历了一段时间的暂停，暂停了新核电项目的批准，并对现有的核电站及在建项目进行了全面安全审查。社会更关注核电的安全性，核电在能源结构中的地位被重新审视。

重新加速发展（2020年代）：出于对能源安全和双碳目标的考虑，中国在2019年重启了核电的核准和规划工作。从2022年开始加大核准力度，每年预计将核准6-8台新的核电机组，核电容量预计在2025年达到70GW。计划到2035年通过核能满足电力需求的10%，到2060年达到18%。

三、行业竞争风险

国内核电由中国核电和中广核寡头垄断，国电投、华能、大唐等一批公司也在积极布局。国内竞争并不显著，更多体现为国际竞争，包括反应堆的代际升级以及核原料的竞争。

我国核电运营单位有中核、广核、国电投和华能四大集团，以中核和广核为主。当前，我国的54台在运核电机组中，中核和广核分别拥有25座和27座。2017 年前，国内核电运营单位仅有中核集团和广核集团两家；2018年，随着海阳核电站1号机组并网，国内核电运营单位增加了国电投；中国华能于2021年3 月获得国家核安全局颁发的《核设施建造许可证》，标志着中国华能拥有了正式进军核电市场的牌照，我国的核电市场将呈现四分天下的局面，目前，华能拥有高温气冷堆示范项目和海南昌江核电二期项目。

四、公司基本面风险

2022年，公司控股核电在运机组25台，装机容量2375.00万千瓦；控股在建机组8台，装机容量887.80万千瓦；控股核准待建设机组3台，装机容量367.50万千瓦；核电装机容量合计3630.30万千瓦。公司控股新能源在运装机容量1,253.07万千瓦，包括风电420.74万千瓦、光伏832.33万千瓦，另控股独立储能电站21.1万千瓦；控股新能源在建项目572.60万千瓦，其中风电155.50万千瓦、光伏417.10万千瓦。

度电成本与煤电水电光伏风电的差距？

核电度电成本低于煤电，高于水电。

煤电度电成本在0.4元/度左右，核电在0.2元/度左右，水电在0.08-0.09元/度左右，光伏度电成本在0.2元/度左右

在此，大家可以参考行者老师列出的数据。

网页链接{中国核电的度电成本是多少？ 大家对核电的度电成本是多少，经济性怎么样，有没有竞争优势争论很大。争论基于事实才有价值，用数据说话才有说服力。发电企业的... - 雪球 (xueqiu.com)}

造价成本？

根据《“华龙一号”经济性优化路径研究》，“华龙一号”核电机组单位千瓦造价约为1.6万元-1.7万元，“国和一号”核电机组单位千瓦造价约为1.5万元-1.6万元，引进俄罗斯VVER技术的核电机组单位千瓦造价约为1.8万元-1.9万元。“华龙一号”机组国内单位千瓦造价相较于进口机组存在明显的经济性优势，但受制于规模效应，相较于“国和一号”，“华龙一号”的经济性方面仍有提升的空间。

“华龙一号”单个机组投建金额150-200亿元，设备支出约65亿元。

经营成本？

核电成本结构稳定，固定资产折旧占大头，随新机组投运折旧成本增长

电厂运维和人员费用是核电站运营阶段固定支出，随着降本增效的推动运维与人员成本有进一步优化空间。

其他成本主要包括核电机组集体的乏燃料处置费，与发电量挂钩。

公司燃料成本主要为核电站的核燃料支出。

核燃料定期更换，消耗量较为固定。公司机组主要使用压水堆型反应堆，所用核燃料为铀 235 含量 3%-5%的低浓铀。根据公司投资者交流公告，三代机组核燃料组件每18 个月更换一次，一组燃料组件 675 公斤，一个机组长循环需要 44 组燃料，每次更换重量为 29.7 吨，消耗量固定

公司依托母公司核燃料供应体系，采购价格用长协锁定。公司天然铀采购自母公司中核集团，采购模式为先购买天然铀，再委托加工成核燃料组件。为保障原料价格稳定，公司对整个核燃料供应链采取签订 10 年长协模式，本年度采购价格与之前一段时间内现货和长协的价格挂钩，短期铀价波动对公司影响较小。公司控股股东中核集团拥有国内唯一的核燃料制造能力，集团天然铀储量连续两年排名全球第二。自 2013 年以来,中核集团新增铀矿资源储量占68 年以来查明总量的三分之一。根据中核集团 2023 年 7 月的全国铀矿资源潜力评价预测，我国铀资源总量超过 280 万吨。2020 年底，公司入股中核铀业 4.28%股份，中核铀业作为中核集团的天然铀专营供应商，进一步加强公司核电站的铀原料供应保障。

由于其高风险性，核电对管理水平的要求极高，对反应堆的设计及原料的供应链的管理也提出了极高的要求。

公司的资产负债率水平较高，达到69%。但鉴于其营收和毛利率的稳定性，其高负债率构成的财务风险并不高。公司分红率为2%左右，但考虑到其高额的资本支出，其分红较低和较高的PE也能够提供足够的长期回报。

五、股东及高管增减持、公司回购、分红政策分析

中国核电由中核集团作为控股股东，联合中国长江三峡集团有限公司、中国远洋海运集团有限公司和航天投资控股有限公司共同出资设立。近期有小幅增持

投资控股秦山核电、江苏核电、福清核电、海南核电、三门核电、漳州能源、辽宁核电等在运、在建核电基地，控股中核汇能负责风电、光伏等可再生能源开发，受托管理建设霞浦核电基地。

控股在役核电机组数达到25台，控股装机容量2375万千瓦；控股在建及核准待建机组15台，装机容量1756.5万千瓦；在建机组数量和装机容量位居世界第一；年发电量超过2000亿千瓦时，相当于三峡水电站年最高发电量的2倍；累计发电量超过1.6万亿千瓦时（能满足12个北京市全年一年的用电量），安全运行累计超过260堆年。控股在运新能源装机容量851.59万千瓦；在建新能源装机容量972.75万千瓦。

分红率保持在35%左右

六、估值分析

从量来看，公司的核电装机容量不断增加，其发电量也会增加，其目标为十四五核电装机达到2600万kW，风光3000万kW，当下核电装机2375万kW（控股装机1012万kW，合计3387万kW），风光1556万kW（在建955万kW），随着在建机组逐渐投入运营，在2026年前装机容量增速均可以保持在5%左右，随着在建机组在2026年-2029年的投运，装机容量增速超过5%。核电站均建在江苏、浙江、福建等发达地区，离需求地近，符合经济增速，不存在消纳问题

从价来看，电价是由主流电源成本决定的，目前是煤电成本决定国内大部分地区的电价，但也有几个地方是由当地其他主流电源成本决定的，如四川、云南的水电，青海的风光加水电，因为主流电源的成本低，电价也就低，原来的火电很惨。将来是光伏风电+储能+输送和核电+储能的成本决定电价水平。所以煤价、油价的价格水平逐渐提高，电价也跟着提高，到一定程度，逐渐被新能源和核电+储能的模式替代，当然这个过程很长，需要几十年。此外，在法币时代，通胀是各国货币不可避免的宿命。预计在未来5年内电价维持相对稳定（2030年碳达峰，煤需求达峰）

因此预计未来3-5年业绩可以维持5-10%的增速，保守估计5-6%的业绩增速，其合理估值PE=8.5+2*（56）=18.520.5

七、建仓策略

以低于18倍PE买入，对应股价为10.48，八折为8.38，七折为7.33元，网格式建仓，由于公司2025年前仍属于资本开支大年，因此建议仓位不超过5%

加上股息率2%，若八折买入则年化收益在12-15%左右

八、退出策略

出现核电安全性事故，政策不支持