发电行业核电：从DCF视角看估值提升空间

正文目录核电稳定性突出，但仍处于估值洼地 4作为低碳高效的大型基荷电源，核电清洁性、必要性与稳定性优势突出 4核电类水电，但估值显著低于水电 7电力不可能三角对碳中和提出考验，核电审批加速迎来新发展机遇 8秦山核电1号机组延寿20年，能源转型目标下预计未来将有更多机组延寿 8DCF测算：即便估值较核电高，水电龙头长电或仍有提升空间 9DCF测算：两维度探寻核电估值提升空间 13延寿对机组归母价值有所增益，其中对剩余设计寿命较短机组增益更显著 19审批常态化下新机组持续投产对企业归母价值增益较大 20三代核电机组盈利性及降本需求讨论 22敏感性分析 22机组IRR的敏感性分析： 22机组ROE的敏感性分析： 23机组单瓦NPV的敏感性分析： 25未来三代机组降本后与二代机组盈利对比的讨论 26附录 27风险提示 28图表目录图表1：各主要发电方式温室气体排放量对比 4图表2：我国核电厂布局分布示意图（截至2022年12月22日） 5图表3：2022年各类型电源的年利用小时数 5图表4：2019-2022年中国核电度电成本稳定在0.20元/千瓦时左右 6图表5：2019-2022年中国核电度电成本 6图表6：2019-2022年中国广核度电成本 6图表7：各类型电源上市企业ROE水平 7图表8：水力发电（申万、中国核电PB（LF）与走势 7图表9：我国核电机组核准数量情况 8图表10：长江电力6座水电站主要折旧科目预期 10图表长江电力DCF测算假设表 10图表12：溪洛渡/向家坝电站DCF测算（亿元） 图表13：考虑80年经营期时长江电力各电站价值（亿元） 图表14：考虑永续经营时长江电力各电站价值（亿元） 图表15：长江电力6座电站价值（经营期80年）对贷款利率和贴现率的敏感性分析 12图表16：长江电力6座电站价值（永续经营）对贷款利率和贴现率的敏感性分析 12图表17：长江电力6座电站价值（经营期80年/永续经营）对未来多年平均电量假设的敏感性分析 12图表18：2022年我国在运及在建核电机组装机市占率情况 13图表19：DCF模型参数假设表 14图表20：已投产二代机组DCF模型参数假设表——以秦山二核1号机组为例 15图表21：已投产二代机组DCF模型现金流量表——以秦山二核1号机组为例 16图表22：未投产三代机组DCF模型参数假设表——以三门核电3号机组为例 17图表23：未投产三代机组DCF模型现金流量表——以三门核电3号机组为例 18图表24：关于贴现率及贷款利率对中国核电在役机组归母价值（亿元）的敏感性分析 18图表25：关于贴现率及贷款利率对中国核电所有机组归母价值（亿元）的敏感性分析 19图表26：机组延寿参数假设表 19图表27：延寿对已投产机组的影响测算表 19图表28：审批常态化下未来投产三代机组参数假设表 21图表29：审批常态化假设下未来投产三代机组带来的价值 21图表30：关于上网电价及单瓦造价的机组IRR敏感性分析 22图表31：关于上网电价及贷款利率的机组IRR敏感性分析 22图表32：关于单瓦造价及实际贷款利率的机组IRR敏感性分析 22图表33：关于上网电价及单瓦造价的机组投产时ROE敏感性分析 23图表34：关于上网电价及实际贷款利率的机组投产时ROE敏感性分析 23图表35：关于单瓦造价及实际贷款利率的机组投产时ROE敏感性分析 23图表36：关于上网电价及单瓦造价的机组贷款利息偿还完毕时ROE敏感性分析 24图表37：关于上网电价及贷款利率的机组贷款利息偿还完毕时ROE敏感性分析 24图表38：关于单瓦造价及贷款利率的机组贷款利息偿还完毕时ROE敏感性分析 24图表39：关于上网电价及单瓦造价的机组贷款利息偿还完毕与折旧结束时ROE敏感性分析 24图表40：关于上网电价及贷款利率的机组贷款利息偿还完毕与折旧结束时ROE敏感性分析 24图表41：关于单瓦造价及贷款利率的机组贷款利息偿还完毕与折旧结束时完毕时ROE敏感性分析 25图表42：关于上网电价及单瓦造价的机组单瓦NPV（元）敏感性分析 25图表43：关于上网电价及贷款利率的机组单瓦NPV（元）敏感性分析 25图表44：关于单瓦造价及贷款利率的机组单瓦NPV（元）敏感性分析 25图表45：二代、三代机组IRR比较 26图表46：重点推荐公司一览表 26图表47：重点推荐公司最新观点 26图表48：中国核电机组归母价值测算 27核电稳定性突出，但仍处于估值洼地作为低碳高效的大型基荷电源，核电清洁性、必要性与稳定性优势突出清洁性方面，核电为低碳清洁能源，可减少温室气体排放。与使用煤炭或天然气的发电站46（开卷知新100亿千瓦时，相当于减少标准煤消耗312万吨，减少二氧化碳排放816万吨。图表1：各主要发电方式温室气体排放量对比氧化碳/氧化碳/千瓦时）直接排放量间接排放量1017575289236280113000480211,2001,0008006004002000煤电 气电 水

光伏 风电 核电资料来源：世界核协会，必要性方面，沿海核电有助于减小沿海省份用电缺口，改善结构性缺电。我国大部分沿海省份均存在用电缺口，主要通过特高压从其他省份输送缓解。而我国大部分核电机组均布局于沿海省份，项目选址靠近电力负荷中心，发电量可直接供项目所在地使用，可一定程也减少了运输成本与外送依赖。图表2：我国核电厂布局分布示意图（截至2022年12月22日）资料来源：中国核能行业协会，与其他清洁能源相比，核电稳定性优势明显：运行稳定且利用小时显著高于其他电源12-18个月核电站换料一次外，平时几乎都处于基荷运行。高稳定性带来较高的利用小时数，核电的利用小时数显著高于其他电源。图表3：2022年各类型电源的年利用小时数（小时） 年利用小时数8,0007,0006,0005,0004,0003,0002,0001,0000火电 水电

风电 光伏 核电资料来源：国家能源局，2021火电市场化电价上涨，20222022-2023年同比有所上涨，但多数也是向核电计划电价回归。度电营业成本较为稳定：2019-20220.20元千瓦时左右，其中度电核燃料/人工/折旧4.5/2.5/7.2/452.6分。图表4：2019-2022年中国核电度电成本稳定在0.20元/千瓦时左右0.22（元/千瓦时） 中国广核 中国核电0.21

0.203

0.198

0.2020.199 0.200

0.1920.170.162019 2020 2021 2022注：各项成本以对应年度成本总额/当年控股上网电量得到资料来源：中国核电/中国广核公司公告，图表5：2019-2022年中国核电度电成本 图表6：2019-2022年中国广核度电成本瓦时）度电核燃料度电乏燃料处理度电折旧瓦时）度电核燃料度电乏燃料处理度电折旧度电其他度电人工0.0400.0100.0230.0420.0130.0250.0410.0140.0270.0380.0150.0270.0840.0710.0730.0720.0450.0460.0450.0500.25

（元/千瓦时）度电核燃料度电乏燃料处理度电折旧度电其他瓦时）度电核燃料度电乏燃料处理度电折旧度电其他度电人工0.0340.0110.0250.0420.0130.0250.0440.0420.017 0.0210.025 0.0250.0630.0620.0620.0590.0540.0510.0510.0530.20 0.200.15 0.150.10 0.100.05 0.050.00

2019 2020 2021 2022

0.00

2019

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2022注：各项成本以对应年度成本总额/当年控股上网电量得到资料来源：中国核电公司公告，

注：各项成本以对应年度成本总额/当年控股上网电量得到资料来源：中国广核公司公告，ROE长期稳定于较高区间。2015年以来上市年度的净资产收益率稳定性，我们可以看到与其他火电、水电企业相比，核电企业如中国核2021、2022年各类型电源上市企业资产收益率的具体水平，中国核电的净资产收益率仅略低于无燃料成本的水电企业，而高于其他火电、绿电企业，表现亮眼。图表7：各类型电源上市企业ROE水平2015201620172018201920202021202220%15%10%5%0%-5%-10%

长江电力 华能水电 华能国

节能风电 太阳能 中国广核 中国核电资料来源：，核电类水电，但估值显著低于水电核电行业与水电行业具有很多相似的属性，但估值水平显著低于水电。如核电和水电均具有重资产、建设周期较长、分红/ROE稳定等特点。选取水力发电（申万）选取中国核电代表核电行业，比较水电行业与核电行业的估值水平。我们发现水电板块受ROE、分红稳定等特点，估值较为稳定，2020PB（LF）2.2x。但2020年以来（不考虑新股上市年度）核电板块估值水平明显低于水电板块，且波动较大，20202.3x。具体来看核电板块，中国核电估值水平在上市之初表现出色，随后逐渐震荡走低，方差较PB（LF）3x，2016-2017年受核电机组零核准影响，估3.0x年公司机组故障，20201.2x左右。图表8：水力发电（申万）、中国核电PB（LF）与走势(x) 水力发电(申万) 中国核电6543212014-12-102015-03-102014-12-102015-03-102015-06-102015-09-102015-12-102016-03-102016-06-102016-09-102016-12-102017-03-102017-06-102017-09-102017-12-102018-03-102018-06-102018-09-102018-12-102019-03-102019-06-102019-09-102019-12-102020-03-102020-06-102020-09-102020-12-102021-03-102021-06-102021-09-102021-12-102022-03-102022-06-102022-09-102022-12-102023-03-102023-06-10资料来源：，电力不可能三角对碳中和提出考验，核电审批加速迎来新发展机遇年福岛事故以来，我国核电审批进展缓慢。2015年虽短暂重启核电审批，但由于AP100011562015年才开工，尚不具备批量化建设条件，政府出于对第三代核电站的实用性考察而再次暂停2019年三代核电落地我国才重启审批。在“双碳”目标及核技术进步的背景下，核电是电力清洁、低碳、稳定“不可能三角”目2021202210台核电机组，创下近十年来核电审批最快速度。2023731日，561、21、26台机组获得国家核准。我们认为6-8台机组的速度稳步推进。图表9：我国核电机组核准数量情况（台） 机组核准数量16141210864202008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 20222023YTD注：2023YTD为2023年1-7月资料来源：国务院官方网站，120年，能源转型目标下预计未来将有更多机组延寿核电机组延寿是指将核电机组运行寿期延长至超过原许可证运行寿期或设计寿期，使其能够在更长时间内以可靠、低成本且低碳排放的方式生产电力，从而实现价值最大化。秦山1301991121530年。20219月，据生态环境部官网，根据《中华人民共和国核安全法》及《中华人民共和国民用核设施安全监督管理条例》有1号机组运行许可证获准延续，有效期延续至2041730在确保安全的前提下延长现役核电站的实际运行寿命，可以使之在更长时间里继续提供清洁稳定的电力。DCF测算：即便估值较核电高，水电龙头长电或仍有提升空间202367179.5万千瓦，系全球最大的水电上市公2020PB(LF)2.8x，（申万PB(LF)2.2x更高的OE水平，以及更高的分红比例（/222年分别为/%。但即便DCF2.8%-3.6%贷款利率，6.5%-7.5%贴现率情景下，其6座大水电经营期80年/永续经营下价值为5869-6911/5919-7019亿元测算假设：2020葛洲坝/溪洛渡20192022年水平，白鹤滩电站上网电价采用2023年发改委最新核定外送江苏/浙江上网电价与留川电价加权平均，为0.31元/千瓦时（含税。度电水资源费库区维护费：2023年半年度报告披露假设三峡/葛洲坝/溪洛渡向家坝乌东德/0.005/0.005/0.008/0.008/0.008/0.008元/千瓦时，并假设上述6座电站的度电库区维护费均为0.008元/千瓦时。20224座电站，假设2023年新注入的乌东德/白鹤滩单位千瓦其他成本与存量电站相同。2023202220233064亿2024年之后的多年平均上网电量2024年之后的20222023年发电量，乌东德水1H2322.89%，我们假设三峡2024年之后的多年平均上网20231000/3772023年假设值持平。（发电量营业税金即附加营业费用率管理费用率：2022年年报水平。所得税率：2023年半年度报告披露溪洛渡/葛洲坝应为25%；乌东德/2023-2025年为所得税减半期（%；白鹤滩3年为免所得税最后一年，-26年为所得税减半期（%借贷和贴现率：30%70%20年，贷款3.2%7%。/机器设备的折旧等进行了拆分预测，基本符2022年年报所披露的挡水建筑物/房屋及建筑物/40-60/8-50/5-32年的80年的寿命进行测算，也将展示永续经营的测算结果。图表10：长江电力6座水电站主要折旧科目预期元）挡水建筑物元）挡水建筑物房屋及建筑物机器设备140202320242023202420252026202720282029203020312032203320342035203620372038203920402041204220432044204520462047204820492050205120522053205420552056205720582059206020612062资料来源：预测图表11：长江电力DCF测算假设表单位三峡葛洲坝溪洛渡向家坝乌东德白鹤滩装机容量 万千瓦2,250.0273.51,386.0640.01,020.01,600.0上网电价 元/千瓦时，含税0.2450.2130.2960.290.28510.31度电水资源费 元/千瓦时0.0050.0050.0080.0080.0080.008度电库区维护费 元/千瓦时0.0080.0080.0080.0080.0080.008单位千瓦其他成本 元/千瓦72.0972.0972.0972.0972.0972.09未来多年平均电量假设 亿度1,0001926353473776102023E上网电量 亿度945192635347334610营业税金及附加 %2.06%2.06%2.06%2.06%2.06%2.06%营业费用率 %0.32%0.32%0.32%0.32%0.32%0.32%管理费用率 %2.61%2.61%2.61%2.61%2.61%2.61%所得税率 %25%25%15%15%三免三减半统一假设：贷款年限 年20贷款比例 %70%贷款利率 %3.2%贴现率 %7%资料来源：长江电力公告、华泰研究预测由于长电的溪洛渡/向家坝，乌东德/白鹤滩均采取的两两注入的方式，折旧统计较难拆开，我们测算电站DCF时也两两组合测算。篇幅有限，展示溪洛渡/向家坝电站测算过程：图表12：溪洛渡/向家坝电站DCF测算（亿元）年份20232024202520262027……20882089209020912092售电收入255255255255255255255255255166水资源费5.1库区维护费用5.1其他营业成本14.614.614.614.614.614.614.614.614.610.0折旧606060606000000毛利165165165165165225225225225146营业税金及附加3.4主营业务利润160160160160160……220220220220143营业费用0.5管理费用4.3本金支付69.8572.0874.3976.7753.660.000.000.000.000.00利息支付11.108.866.554.171.720.000.000.000.000.00税前利润141143146148150212212212212138所得税21222222233232323221净利润120122124126128180180180180117净现金流110110109109134……180180180180117折现因子0.281.282.283.284.28……65.2866.2867.2868.2869.28折现净现金流1081019487101……22221合计价值2444资料来源：预测长电6座电站80年经营期/永续经营下价值分别为6358/6431亿元。我们测算结果显示在80年经营期的假设下，三峡/葛洲坝、溪洛渡/向家坝、乌东德/白鹤滩的价值分别为2346/2444/15686358亿元；若考虑永续经营，但永续经营期每期的现金流均（即不考虑时间价值三峡/1929、2578、2606亿元，但由于需要折现回现在，水电站本身正常经营期较长，导致贴现因子较大，故折现至当前永续价值较小，分别145/237/17166431亿元。图表13：考虑80年经营期时长江电力各电站价值（亿元）价值三峡/葛洲坝2,346溪洛渡/向家坝2,444乌东德/白鹤滩1,568合计6,358资料来源：华泰研究预测图表14：考虑永续经营时长江电力各电站价值（亿元）永续测算点及之前的经营价值永续价值折现到现在的永续价值考虑永续经营时各电站当前价值三峡/葛洲坝2,2361,9291452,381溪洛渡/向家坝2,2322,5782372,468乌东德/白鹤滩1,4112,6061711,582合计6,431资料来源：预测DCF6座电站（80年/永续经营2.8%-3.6%680年/永续经营下的价值亿元/5919-7019亿元。图表15：长江电力6座电站价值（经营期80年）对贷款利率和贴现率的敏感性分析贷款利率/贴现率6.50%6.75%7%7.25%7.50%2.8%6,9116,6496,4036,1745,9593.0%6,8886,6266,3816,1515,9363.2%6,8656,6036,3586,1295,9143.4%6,8416,5796,3356,1065,8913.6%6,8176,5566,3116,0835,869资料来源：华泰研究预测图表16：长江电力6座电站价值（永续经营）对贷款利率和贴现率的敏感性分析贷款利率/贴现率6.50%6.75%7%7.25%7.50%2.8%7,0196,7386,4776,2356,0093.0%6,9966,7156,4546,2125,9873.2%6,9736,6926,4316,1905,9653.4%6,9496,6686,4086,1675,9423.6%6,9256,6456,3856,1445,919资料来源：华泰研究预测在上文的假设中我们提到过随着上游调节能力较强的水电站陆续建设投产，按照长电水电站多分布于下游的优势，长电各电站的利用小时数（发电量）在联合调度的增发电量效应6座电站价值（80年/永续经营）对未来25-100680年/6726-7709亿元/6802-77955%-17%6座电站价值（经80年/永续经营）6%-21%。图表17：长江电力6座电站价值（经营期80年/永续经营）对未来多年平均电量假设的敏感性分析价值（亿元）/上网电量较基础假设的增加值（亿度）025507510080年经营期价值6,3586,7267,0537,3817,709永续经营价值6,4316,8027,1337,4647,795注：由于葛洲坝多年平均上网电量的基础假设隐含利用小时已在7300小时左右，处于较高水平，敏感性测算时上网电量较基础假设增加值大于等于25亿度时葛洲坝的增加值假设均为25亿度资料来源：预测6座电站的测算价值不完全代表长江电力整个上市公司的价值，还要考虑充沛现金流的再投资能力和股权投资能力。2018-2022309-4102022309350亿元以上。未来/抽水蓄能储能于较难量化，暂不考虑其对短期价值的贡献；同时，在股权投资方面，2020年-2022年每32/28/352142亿元，考虑公司投资企业多为电力产业链上的公司，且多数为水电新能源15xPE630亿元。DCF测算：两维度探寻核电估值提升空间202241%。DCF型测算每个机组的折现价值，最后加总得到中国核电的核电板块归母价值。图表18：2022年我国在运及在建核电机组装机市占率情况其他12%其他12%中国核电41%47%资料来源：中国核电公司公告，中国广核公司公告，核电机组DCF模型所涉核心假设如下：利用小时数：据中国广核招股书，核电机组的大修分为换料大修、首次换料大修和十年换料大修。其中首次换料大修一般在新机组在投入运行的下一年度实施，时间较长，接近于十年大修；换料大修周期一般在12-18个月。故我们假设每个机组在投产下一年进行首次10修项目更多，故每次首次大修与十年大修后机组先正常运转一年，随后开始隔一年进行一次换料大修。年度停机天数：0天；换料大修情况下，参考中国核电30202227.39天，302018600390天。理论有效利用比例：据中国核能协会，202291.67%。厂用电率：20225%。折旧年限：2535年。贷款年限：中国核电据公司公告，贷款年限在15-22年，测算中取中值19年。3%3.2%。贴现率：取7%。贷款比率：参考已投运机组开建时贷款占总投资的比重，取80%。度电核燃料成本：参考2022年中国核电对应度电核燃料成本水平，取0.050元/千瓦时。度电运维及其他成本：参考2022年中国核电对应度电运维及其他成本水平，取0.066元/千瓦时。管理费用率：20226.48%。营业费用率：2022。图表19：DCF模型参数假设表共用参数假设1.发电时间年有效利用小时数小时8030大修天数10年大修年有效利用小时数小时6050全年运转天0换料大修年有效利用小时数小时737010年大修天90理论有效利用比例2.发电量与上网电量厂用电率(%)(%)92%5%换料大修天303.税率销项增值税率(%)13%即征即退比例(%)75%年限投产后第1-5年即征即退比例(%)70%年限投产后第6-10年即征即退比例(%)55%年限11-15年所得税率(%)25%免税期年3减半期年 34.其他假设度电核燃料成本元/千瓦时0.050度电运维及其他成本元/千瓦时0.066二代机组折旧年限年25三代机组折旧年限年35贷款年限年19贷款比率(%)80%贷款利率(%)3.20%贴现率(%)7.00%管理费用率(%)6.48%营业费用率(%)0.11%资料来源：中国广核公司公告，中国核电公司公告，预测图表20：已投产二代机组DCF模型参数假设表——以秦山二核1号机组为例CP600测算当日秦山二核1号机组2023/9/20投产时间2002/4/1已运行年份剩余运行年份折算到测算当日内在价值（考虑时间价值）21亿元811.装机容量装机容量MW6702.发电时间年有效利用小时数小时8030大修天数10年大修年有效利用小时数小时6050全年运转天0换料大修年有效利用小时数小时737010年大修天90理论有效利用比例(%)92%换料大修天303.发电量与上网电量发电量亿千瓦时54厂用电率(%)5%上网电量亿千瓦时514.上网电价上网电价（含增值税）元/千瓦时0.400市场化电价（含增值税）元/千瓦时0.415计划电价（含增值税）5.税率销项增值税率元/千瓦时(%)0.399813%市场化比例 (%)0%即征即退比例(%)75%年限 投产后第1-5年即征即退比例(%)70%年限 投产后第6-10年即征即退比例(%)55%年限 投产后第11-15年所得税率(%)25%免税期年3减半期年36.装机成本单位造价元/W11总造价（不考虑时间价值）亿元72总造价（考虑时间价值，站在第0期）7.经营成本核燃料亿元元/千瓦时680.05总折旧额（考虑建设期还贷，未考虑时间价值）亿元93折旧年限年25折旧亿元/年3.7乏燃料处理元/千瓦时0.026运维及其他8.融资元/千瓦时0.07还款方式等本还款贷款比率(%)80%贷款年限 年19贷款利率(%)3.2%贴现率 (%)7%资料来源：华泰研究预测图表21：已投产二代机组DCF模型现金流量表——以秦山二核1号机组为例现金流测算表建设期投产1….567….4445年利用小时数80306050….73708030发电量（亿千瓦时）53.8040.54….49.3853.80上网电量（亿千瓦时）51.1138.51….46.9151.11售电收入(亿元)20.4315.40….18.7620.43税前收入(亿元)20.4315.40….18.7620.43销项税(亿元)2.351.77….2.162.35增值税即征即退额（亿元）1.761.33….0.000.00税后收入(亿元)19.8514.95….16.6018.08核燃料2.531.91….2.322.53乏燃料处理0.000.00….1.281.40运维及其他3.352.53….3.083.35折旧(亿元)3.713.71….0.000.00毛利润(亿元)10.256.80….9.9110.80本金支付(亿元)2.26….2.562.642.73….0.000.00利息支付(亿元)1.85….1.551.471.38….0.000.00管理费用（亿元）1.320.45….0.550.60营业费用（亿元)0.020.01….0.010.01税前利润(亿元)7.434.96….9.3510.19所得税(亿元)0.000.00….2.342.55净利润(亿元)7.434.96….7.017.64净现金流(亿元)(2.89)….(2.89)8.505.95….7.017.64投资回收额(亿元)(2.89)….(14.46)(5.96)(0.01)….264.56272.20年末时间2002/12/312003/12/31….2040/12/312041/12/31折现因子（折现至测算当日）00….17.2918.29折现净现金流(亿元)剩余运行年份总净现金流（亿元）8100….2.182.22资料来源：华泰研究预测图表22：未投产三代机组DCF模型参数假设表——以三门核电3号机组为例CAP1000三门核电3号机组测算当日2023/9/20预计投产时间2027/6/28投产时内在价值（考虑时间价值）亿元161折算到测算当日内在价值（考虑时间价值）1.装机容量装机容量亿元12512512.发电时间年有效利用小时数小时8030大修天数10年大修年有效利用小时数小时6050全年运转天0换料大修年有效利用小时数小时737010年大修天90理论有效利用比例(%)92%换料大修天303.发电量与上网电量发电量亿千瓦时100厂用电率(%)5%上网电量亿千瓦时954.上网电价上网电价（含增值税）元/千瓦时0.420市场化电价（含增值税）元/千瓦时0.48计划电价（含增值税）5.税率销项增值税率元/千瓦时(%)0.420313%市场化比例(%)0即征即退比例(%)75%年限投产后第1-5年即征即退比例(%)70%年限投产后第6-10年即征即退比例(%)55%年限投产后第11-15年所得税率(%)25%免税期年3减半期6.装机成本单位造价年元/W316总造价（不考虑时间价值）亿元201总造价（考虑时间价值，站在第0期）7.经营成本核燃料亿元元/千瓦时1890.05总折旧额（考虑建设期还贷，未考虑时间价值）亿元258折旧年限年35折旧亿元/年7.4乏燃料处理元/千瓦时0.026运维及其他6.融资元/千瓦时0.07还款方式等本还款贷款比率(%)80%贷款年限年19贷款利率(%)3.2%贴现率(%)7%资料来源：华泰研究预测图表23：未投产三代机组DCF模型现金流量表——以三门核电3号机组为例现金流测算表 建设期 投产1….567….6465年利用小时数80306050….73708030发电量（亿千瓦时）100.4675.69….92.20100.46上网电量（亿千瓦时）95.4471.90….87.5995.44售电收入(亿元)40.1130.22….36.8140.11税前收入(亿元)40.1130.22….36.8140.11销项税(亿元)4.613.48….4.244.61增值税即征即退额（亿元）3.462.61….0.000.00税后收入(亿元)38.9629.35….32.5835.50核燃料4.733.56….4.344.73乏燃料处理0.000.00….2.402.61运维及其他6.264.72….5.756.26折旧(亿元)7.367.36….0.000.00毛利润(亿元)20.6013.71….20.0921.89本金支付(亿元)6.27….7.117.347.57….0.000.00利息支付(亿元)5.14….4.294.073.83….0.000.00管理费用（亿元）1.171.96….2.392.60营业费用（亿元)0.020.03….0.040.04税前利润(亿元)15.347.88….17.6719.25所得税(亿元)0.000.00….4.424.81净利润(亿元)15.347.88….13.2514.44净现金流(亿元)(8.03)….(8.03)15.367.67….13.2514.44投资回收额(亿元)(8.03)….(40.13)(24.77)(17.09)….733.06747.50折现因子（折现至测算当日）12….5960折现净现金流(亿元)总净现金流（亿元）161147….00资料来源：华泰研究预测对中国核电的所有核电机组进行测算，汇总后可得中性假设下其在役机组对应的归母价值为1686亿元，所有机组（含在建、已核准拟建机组）对应的归母价值为2025亿元。（除上网电价外6.5%-7.5%，2.8%-3.6%的情景下，中国核电在役机组所有机组（含在建、已核准拟建机组）1583-1799/1849-2221亿元。但中国核电整体上市公司价值还需考虑新能源资产。30GW1.5亿/GW472.5图表24：关于贴现率及贷款利率对中国核电在役机组归母价值（亿元）的敏感性分析贴现率 贷款利率2.80%3.00%3.20%3.40%3.60%6.50%1,7991,7911,7841,7761,7696.75%1,7491,7411,7341,7271,7197.00%1,7011,6941,6861,6791,6727.25%1,6561,6481,6411,6341,6267.50%1,6121,6051,5981,5901,583资料来源：华泰研究预测图表25：关于贴现率及贷款利率对中国核电所有机组归母价值（亿元）的敏感性分析贴现率 贷款利率2.80%3.00%3.20%3.40%3.60%6.50%2,2212,2052,1892,1732,1576.75%2,1362,1212,1052,0892,0737.00%2,0562,0412,0252,0101,9947.25%1,9811,9651,9501,9351,9197.50%1,9091,8941,8791,8641,849资料来源：华泰研究预测延寿对机组归母价值有所增益，其中对剩余设计寿命较短机组增益更显著考虑到秦山核电1号机组已于2021年9月通过审批，成功将有效期延续至2041年7月3020组延寿对机组归母价值的影响进行了测算。测算的核心假设：改造流程：假设机组在到达使用寿命后，停机一年进行改造，随后正常运转20年；若要再次延寿，则在前次延寿期满后再次停机一年进行改造，即每次延寿时间周期为21年。改造投资额：参考秦山核电1号机组改造费用，测算中取改造投资额为2.1元/W。延寿期限：参考秦山核电1号机组，测算中取每次延寿延长20年使用寿命。折旧年限：20年。贷款年限：20年。贷款比率：DCF80%。贷款利率：DCF3.2%贴现率：DCF7%。图表26：机组延寿参数假设表单位改造投资额元/W2.1延寿期限年/次20折旧年限年20贷款年限年20贷款比率(%)80%贷款利率(%)3.20%贴现率(%)7.00%资料来源：华泰研究预测依据上述假设，我们分别对实现延寿的秦山核电1号机组，未来或实现延寿的已投产的二代机组-1-5归母价值的影响。图表27：延寿对已投产机组的影响测算表机组名称 单位 不延寿 延寿1次 延寿2次 永续延寿现金流折现归母价值现金流折现改造资本金归母价值现金流折现改造资本金归母价值 现金流折现归母价值（含改造资本金）201号机组亿元4.012.8942.171.5029.2851.373.0034.8350.6236.45已投产-二代机组方家山1号亿元156.82112.91171.904.67120.41175.549.33119.67175.22126.16已投产-三代机组福清5号亿元135.8369.27138.184.9867.93138.759.9565.68138.6870.73注：考虑永续延寿下归母价值计算方法的可操作性，在计算中将资本金的时间价值纳入考虑，直接贴现至现金流折现价值中。资料来源：中国核电公司公告，预测130年运行时现金流价4.012.895042.171.50亿元后，归母价值为8（归母价值（现金流价值的折现值-改造所用资本金公司对该电站持股比例；703.0034.83亿元；永续延寿时，机组归母价值增至36.45亿元。140年运行时156.82亿元；延寿一次，即机60171.94.67亿元120.4180年时，扣除改造所用资9.33126.16亿元。560年运行时现金135.8369.2780138.184.9867.931009.95亿元后，归母价值为65.68亿元；永续延寿时，机组归母价值增至70.73亿元。据测算结果可知，永续延寿对机组归母价值呈现出增益效果。对二代机组而言，无论延寿次数如何，只要实现延寿，机组归母价值均有提升，尤其是对于剩余设计寿命较短的二代机组。对三代机组而言，在不考虑资本金时间价值的情况下，延寿对机组的归母价值并无增益效果，反而可能体现为归母价值下降，我们考虑主要是由于三代机组按照设计寿命运20现金流折现的增厚小于不考虑时间价值情况下改造所用资本金的增长，体现为延寿后机组归母价值反而有所下降，若将改造资本金时间价值纳入考虑，则延寿对三代机组也体现为增益效果，但增益也非常小。审批常态化下新机组持续投产对企业归母价值增益较大2030考虑：1）我国核电审批已恢复常态化，2021/20226/10台核电机组，202366-810台的核准进度；2）但2031-2040年/2041-2050年/2051-20603台/2台/1台核电机组，测算未来审批常态化下新机组的持续投产对企业价值的增厚情况。审批常态化下未来投产三代机组涉及的核心假设：装机容量：参考中国核电现有已核准拟建机组容量，取1200MW。单位造价：参考中国核电现有已核准拟建三代机组拟投资额，取17元/W。上网电价：参考在役核电机组所在省份燃煤标杆电价均值，取0.413元/千瓦时。折旧年限：综合参考中国核电和广核折旧年限均值，测算中取34年。贷款年限：综合参考中国核电和广核两家企业贷款年限均值，测算中取22年。贷款比率：与上文核电DCF模型假设保持一致，测算中取80%。贷款利率：DCF3.2%。贴现率：DCF7%。度电核燃料成本：综合参考2022年中国核电及广核度电核燃料成本水平均值，取0.052元/千瓦时。度电运维及其他成本：综合参考2022年中国核电及广核对应度电运维及其他成本水平均值，取0.066元/千瓦时。管理费用率：20224.70%。营业费用率：20220.08%。图表28：审批常态化下未来投产三代机组参数假设表机组容量MV1200单位造价元/W17上网电价（含增值税）元/千瓦时0.413折旧年限年34贷款年限年22贷款比率(%)80%贷款利率(%)3.20%贴现率(%)7.00%度电核燃料成本元/千瓦时0.052度电运维及其他成本元/千瓦时0.066管理费用率(%)4.70%营业费用率(%)0.08%资料来源：华泰研究预测1200MW的审批常态化下未来投产的三代机组投产时具148亿元。2031-2040年/2041-2050年/2051-2060年每年3/2/1年核电机组审批常态化下未2709.31（100%50%1354.66亿元。图表29：审批常态化假设下未来投产三代机组带来的价值20312032…20592060折现因子7.298.29…35.3136.31每年投产机组投产时内在价值亿元443.81443.81…147.94147.94折现至测算当日总价值 亿元2709.31注：当日指的是2023年9月20日资料来源：预测三代核电机组盈利性及降本需求讨论盈利能力较强是核电机组的一大特点，而机组的盈利能力受上网电价、单瓦造价、贷款利率、折旧、利息支付等因素的影响。鉴于我国二代机组已通过批量化建设实现降本，呈现出较好的盈利能力，而三代机组目前正处于不断推广的阶段，各项成本尚不稳定，不同机组盈利能力差别较大，故我们对三代机组的盈利性进行敏感性分析并对其降本需求进行讨论。敏感性分析机组IRR的敏感性分析：IRR受上网电价、单瓦造价、贷款利率的影响。我们进行了有关上网电价及单瓦造IRR0.353-0.473元/千瓦时上网电价，15-19元IRR9.6%-26.5%；2）在0.353-0.473元/千瓦时上网电价，2.8%-3.6%贷款利率情景下，三代机组IRR约为11.2%-23.4%；3）15-19元单瓦造价，2.8%-3.6%IRR14.4%-21.2%。图表30敏感性分析电价单瓦造价（元/W）（元/千瓦时47326.5%24.7%23.0%21.4%20.0%0.44323.7%22.0%20.3%18.9%17.5%0.41320.8%19.1%17.5%16.1%14.9%0.38317.6%16.0%14.6%13.3%12.2%0.35314.2%12.8%11.6%10.6%9.6%资料来源：华泰研究预测图表31敏感性分析电价贷款利率（元/千瓦时）2.8%3.0%3.2%3.4%3.6%0.47323.4%23.2%23.0%22.8%22.6%0.44320.8%20.6%20.3%20.1%19.9%0.41318.0%17.8%17.5%17.3%17.1%0.38315.0%14.8%14.6%14.4%14.1%0.35312.0%11.8%11.6%11.4%11.2%资料来源：华泰研究预测图表32IRR单瓦造价

实际贷款利率（元/W）2.8%3.0%3.2%3.4%3.6%1915.3%15.1%14.9%14.7%14.4%1816.6%16.4%16.1%15.9%15.7%1718.0%17.8%17.5%17.3%17.1%1619.5%19.3%19.1%18.9%18.6%1521.2%21.0%20.8%20.6%20.3%资料来源：华泰研究预测机组ROE的敏感性分析：ROE我们进行了有关上网ROE机组投产时ROE会显著高于贷款利息偿还完毕机组贷款利息及折旧完成时的ROEROE偏低。ROE：0.353-0.473元/元ROE12.2%-43.9%0.353-0.473元/千瓦时上网电价，2.8%-3.6%贷款利率情景下，三ROE15.3%-38.2%15-19元单瓦造价，2.8%-3.6%贷款利率ROE21.4%-34.5%。图表33：关于上网电价及单瓦造价的机组投产时ROE敏感性分析电价单瓦造价（元/W）（元/千瓦时47343.9%40.5%37.4%34.5%31.8%0.44338.9%35.6%32.6%29.9%27.3%0.41333.6%30.5%27.6%25.0%22.5%0.38328.0%25.0%22.3%19.8%17.5%0.35321.9%19.1%16.6%14.3%12.2%资料来源：华泰研究预测图表34ROE敏感性分析电价贷款利率（元/千瓦时）2.8%3.0%3.2%3.4%3.6%0.47338.2%37.8%37.4%36.9%36.5%0.44333.6%33.1%32.6%32.1%31.6%0.41328.6%28.1%27.6%27.1%26.5%0.38323.4%22.8%22.3%21.7%21.1%0.35317.9%17.2%16.6%16.0%15.3%资料来源：华泰研究预测图表35ROE敏感性分析单瓦造价 贷款利率（元/W）2.8%3.0%3.2%3.4%3.6%1923.7%23.1%22.5%21.9%21.4%1826.0%25.5%25.0%24.4%23.8%1728.6%28.1%27.6%27.1%26.5%1631.5%31.0%30.5%30.0%29.5%1534.5%34.1%33.6%33.1%32.7%资料来源：华泰研究预测ROE：0.353-0.473元/千瓦时上网电价，15-19元/WROE0.353-0.473元/贷款利率OE约为%-%-9元WROE3.8%-4.2%。图表36敏感性分析电价单瓦造价（元/W）（元/千瓦时4734.2%4.2%4.2%4.2%4.2%0.4434.2%4.2%4.1%4.1%4.1%0.4134.1%4.0%4.0%4.0%4.0%0.3833.9%3.9%3.9%3.8%3.8%0.3533.7%3.7%3.6%3.5%3.4%资料来源：华泰研究预测图表37敏感性分析电价贷款利率（元/千瓦时）2.8%3.0%3.2%3.4%3.6%0.4734.1%4.2%4.2%4.3%4.3%0.4434.0%4.1%4.1%4.2%4.2%0.4133.9%4.0%4.0%4.1%4.1%0.3833.7%3.8%3.9%3.9%4.0%0.3533.5%3.5%3.6%3.7%3.7%资料来源：华泰研究预测图表38敏感性分析单瓦造价 贷款利率（元/W）2.8%3.0%3.2%3.4%3.6%193.8%3.9%4.0%4.0%4.1%183.9%3.9%4.0%4.1%4.1%173.9%4.0%4.0%4.1%4.1%164.0%4.0%4.0%4.1%4.1%154.0%4.0%4.1%4.1%4.2%资料来源：华泰研究预测ROE：0.353-0.473元/千瓦时上网电价，15-19元/W完毕与折旧结束时的OE约为2%-8%3-3元/%-.ROE元ROE2.68%-2.81%。图表39敏感性分析电价单瓦造价（元/W）（元/千瓦时4732.83%2.83%2.83%2.82%2.82%0.4432.81%2.80%2.80%2.79%2.78%0.4132.77%2.76%2.75%2.74%2.73%0.3832.71%2.70%2.69%2.67%2.66%0.3532.62%2.60%2.58%2.55%2.52%资料来源：华泰研究预测图表40敏感性分析电价贷款利率（元/千瓦时）2.8%3.0%3.2%3.4%3.6%0.4732.79%2.81%2.83%2.84%2.86%0.4432.76%2.77%2.80%2.82%2.84%0.4132.71%2.73%2.75%2.78%2.80%0.3832.63%2.66%2.69%2.72%2.75%0.3532.50%2.54%2.58%2.62%2.66%资料来源：华泰研究预测图表41：关于单瓦造价及贷款利率的机组贷款利息偿还完毕与折旧结束时完毕时ROE敏感性分析单瓦造价 贷款利率（元/W）2.8%3.0%3.2%3.4%3.6%192.68%2.71%2.73%2.76%2.80%182.69%2.72%2.74%2.77%2.80%172.71%2.73%2.75%2.78%2.80%162.72%2.74%2.76%2.78%2.81%152.73%2.75%2.77%2.79%2.81%资料来源：华泰研究预测机组单瓦NPV的敏感性分析：NPV我们进行了有关上网电价及单瓦造价、上网电价及贷款利率、单瓦造价与贷款利率的机组单瓦NPV敏感性分析。1）在0.353-0.473元/千瓦时上网电价，15-19元NPV约为6.90-17.76；2）0.353-0.473元/千瓦时上网电价，2.8%-3.6%贷款利率情景下，三代机NPV7.41-17.2415-19元2.8%-3.6%贷款利率情景下，三NPV11.21-13.38。图表42NPV（元）敏感性分析电价单瓦造价（元/W）（元/千瓦时47317.7617.3616.9616.5616.160.44315.4415.0414.6414.2513.850.41313.1312.7312.3311.9311.530.38310.8110.4110.019.619.210.3538.498.097.697.306.90资料来源：华泰研究预测图表43NPV（元）敏感性分析电价贷款利率（元/千瓦时）2.8%3.0%3.2%3.4%3.6%0.47317.2417.1016.9616.8216.670.44314.9314.7914.6414.5014.360.41312.6112.4712.3312.1812.040.38310.2910.1510.019.879.720.3537.987.847.697.557.41资料来源：华泰研究预测图表44NPV（元）敏感性分析单瓦造价 贷款利率（元/W）2.8%3.0%3.2%3.4%3.6%1911.8511.6911.5311.3711.211812.2312.0811.9311.7811.621712.6112.4712.3312.1812.041612.9912.8612.7312.5912.461513.3813.2513.1313.0012.87资料来源：华泰研究预测未来三代机组降本后与二代机组盈利对比的讨论造价是影响机组盈利能力的重要因素，当前三代机组单瓦造价显著高于二代机组，导致直观来看三代机组盈利能力不及二代机组。10元右，而三代机组的造价显著更高，2023616元以上。但据历史经验，随着核电机组后续批量化建设，同一类型机组的造价会显著降低，故我们对三代机组造价需要降低到什么水平才能达到目前二代机组的盈利能力进行讨论。鉴于不同型号的二代机组盈利水平相差较大，我们选取已投产同系列机组的二代与三代机233号机组单瓦造12.20IRR2IRR水平（27.04%）相近；455IRR4IRR水平（24.62%）相近。图表45IRR比较目前单瓦造价目前IRR达到同系列二代机组目前IRR对应的单瓦造价（元/W）（元/W）二代机组福清4号11.9424.62%三代机组福清5号15.7416.34%11.54二代机组防城港2号12.8927.04%三代机组防城港3号15.8319.92%12.20注：由于模型中福清4、5号机组电价存在差异，而防城港2、3号机组电价一致，故防城港机组更具有可比性资料来源：中国核电公告、预测图表46收盘价目标价市值(百万)EPS(元)PE(倍)股票名称股票代码投资评级(当地币种)(当地币种)(当地币种)20222023E 2025E20222023E2024E2025E中国核电601985CH买入 7.288.67137,4700.480.51 0.540.6415.1714.2713.4811.38长江电力600900CH买入 22.4830.53550,0460.871.27 1.411.5125.8417.7015.9414.8920230922日资料来源：Bloomberg，预测图表47：重点推荐公司最新观点股票名称 最新观点中国核电(601985CH)长江电力(600900CH)

1H23归母净利同比+11%；上调目标价中国核电发布半年报，1H23实现营收363亿元（yoy+5%），归母净利60亿元（yoy+11%），扣非净利59亿元（yoy+9%）。其中2Q23实现营收184亿元（yoy+5%，qoq+3%），归母净利30亿元（yoy+18%，qoq-0%）。小幅调整盈利预测，预计23-25年归母净利97/102/120亿元（前值95/105/122亿元），EPS0.51/0.54/0.64元。公司当前股价对应23-25年PE为14/13/11x，PB为1.4/1.3/1.2x。23年可比PE均值17x（一致预期），给予公司23年17xPE，目标价8.67元（前值8.00元，基于16x23EPE），维持买入评级。风险提示：项目投产不及预期；电价下行风险。报告发布日期：2023年08月30日点击下载全文：中国核电(601985CH,买入):核电运营稳健，新能源盈利大增1H23业绩受发电量同比下滑影响，看好中长期六库联调作用发挥公司1H23实现营收/归母净利309.75/88.82亿元，同比-1.54%/-22.85%；2Q23公司营收/归母净利为155.77/52.69亿元，同比-18.68%/-37.32%，营收同比降幅远小于发电量同比降幅（38.33%），反映出上网电价同比涨幅或较大。谨慎考虑来水情况，我们下调公司上网电量，从而下调公司2023-2025年归母净利至311/345/370（前值：346/372/398亿元），对应EPS为1.27/1.41/1.51元。参考可比公司一致预期2023年平均PE17x，我们看好公司六库联调和上游龙盘（未投产）/两河口水库为公司下游水电站带来电量增发效应及金沙江下游水风光储一体化发展，给予公司2023年目标PE24x，目标价30.53元（前值：30.40元），维持“买入”。风险提示：政策不确定性带来电价压力，来水或防洪等制约电量，参股公司盈利下滑带来投资收益不及预期，乌白带来联合调度增强不及预期。报告发布日期：2023年08月31日点击下载全文：长江电力(600900CH,买入):短期来水干扰,六库联调作用发挥可期资料来源：Bloomberg，预测附录图表48：中国核电机组归母价值测算中国核电在役机组总归母价值（亿元）1686.42中国核电所有机组总归母价值电厂 机组 状态（亿元）股权比例（%）折至测算当日现金流（亿元）资本金（亿元）2025.24归母价值（亿元）秦山一核 秦山一核 在役72%4.012.402.89方家山1号 在役72%156.8227.22112.91方家山2号 在役72%154.8127.22111.47秦山二核 秦山二核1号 在役50%81.0714.4640.54秦山二核2号 在役50%86.5014.4643.25秦山二核3号 在役50%103.2315.8051.62秦山二核4号 在役50%102.1215.8051.06秦山三核 秦山三核1号 在役51%107.4623.8554.80秦山三核2号 在役51%110.9523.8556.59田湾核电 田湾1号 在役50%176.9126.4988.45田湾2号 在役50%176.9126.4988.45田湾3号 在役50%146.6240.7073.31田湾4号 在役50%146.6240.7073.31田湾5号 在役50%161.6530.3980.82田湾6号 在役50%165.9730.3982.99田湾7号 在建50%99.8850.6324.63田湾8号 在建50%94.7950.6322.08福清核电 福清1号 在役51%146.3128.7674.62福清2号 在役51%139.0528.7670.91福清3号 在役51%133.5526.0068.11福清4号 在役51%135.7726.0069.24福清5号 在役51%135.8336.5669.27福清6号 在役51%132.5836.5667.62海南昌江核电 昌江1号 在役51%86.1424.9043.93昌江2号 在役51%84.4324.9043.06昌江小堆 在建51%8.227.530.35三门核电 三门1号 在役56%149.2852.5083.60三门2号 在役56%149.2852.5083.60三门3号 在建56%125.0940.1347.58三门4号 在建56%119.0040.1344.17漳州核电 漳州1号 在建51%120.7940.3141.04漳州2号 在建51%113.8340.3137.49漳州3号 已核准拟建51%93.1440.0027.10漳州4号 已核准拟建51%87.0540.0023.99徐大堡核电 徐大堡1号 已核准拟建54%82.4542.3021.68徐大堡2号 已核准拟建54%77.0542.3018.77徐大堡3号 在建54%82.2552.3516.15徐大堡4号 在建54%77.8752.3513.79注：在役机组归母价值=在役机组剩余年份折现至测算当日价值*持股比例；未投运机组归母价值=（在役机组剩余年份折现至测算当日价值-资本金）*持股比例资料来源：中国核电公告、预测风险提示们的预期存在偏差。核电行业竞争格局预期偏差：2031-2060年中国核电预期投产机组项目台20核电水电利用小时不及预期：我们对核电/水电利用小时的预期已较为保守，但若未来更长期新增风电/光伏大量上网，不排除对核电水电利用小时造成挤压。核电/水电上网电价下行风险：虽然核电/水电市场化交易电价上涨远不及火电，但2022-2023/水电上网电价下行幅度有限，但确有同比下行的趋势风险。免责声明分析师声明以往、现在或未来并无就其研究报告所提供的具体建议或所表迖的意见直接或间接收取任何报酬。一般声明及披露本报告由股份有限公司（已具备中国证监会批准的证券投资咨询业务资格，以下简称“本公司”）制作。本报告所载资料是仅供接收人的严格保密资料。本报告仅供本公司及其客户和其关联机构使用。本公司不因接收人收到本报告而视其为客户。本报告基于本公司认为可靠的、已公开的信息编制，但本公司及其关联机构(以下统称为“华泰”)对该等信息的准确性及完整性不作任何保证。本公司不是FINRA的注册会员，其研究分析师亦没有注册为FINRA的研究分析师/不具有FINRA分析师的注册资格。华泰力求报告内容客观、公正，但本报告所载的观点、结论和建议仅供参考，不构成购买或出售所述证券的要约或招揽。该等观点、建议并未考虑到个别投资者的具体投资目的、财务状况以及特定需求，在任何时候均不构成对客户私人投资建议。投资者应当充分考虑自身特定状况，并完解和使用本报告内容，不应视本报告为做出投资决策的唯一因素。对依据或者使用本报告所造成的一切后果，华泰及作者均不承担任何法律责任。任何形式的分享证券投资收益或者分担证券投资损失的书面或口头承诺均为无效。响所预测的回报。品等相关服务或向该公司招揽业务。报告意见及建议不一致的市场评