（报告出品方/分析师：国金证券许隽逸）

1、核电稳步推进，风光发展迅猛

公司是国内核电“双寡头”之一。

2021年公司各类电源控股装机中核电装机占到74%，核能发电量占总发电量的94.8%，核电仍是绝对主业。作为国内核电运营的“双寡头”之一，公司核电的装机容量和发电量市占率都保持40%左右的占比。目前公司拥有国内最多的核电堆型，核心资产优质且稳定，工程建设和运行管理经验丰富。

核电装机和发电量保持增长。

截至22Q1，公司拥有控股在运核电机组 25 台，总装机容量 2371 万千瓦。2021年有 2 台新机组投入运营，分别为福清 5 号机组（华龙一号全球首堆）和田湾 6 号机组，新增容量了 227.9万千瓦。2022年1月1日福清 6 号机组（我国第二台华龙一号）并网成功、正式投入运行。随着新机组的投运，近年来公司核电机组的发电量也在稳步增加，2021 年全年公司核电机组发电量为 1731.2 亿 kWh，同比增长 16.7%。

核电“应发尽发”，利用小时数有保障。

核电本身运行稳定，且我国要求核电“应发尽发”，一般不参与调峰，核电机组除大小修外基本保持满发状态。由于江苏、福建等地用电需求较高，2021年公司存量核电机组平均利用小时数 7871 小时，高于全国平均水平（7777.85 小时），比去年同期增加 250 小时。

电力消纳和机组停机修理对利用小时数影响已消除。

2014 到 2016 年，由于电力消纳形势严峻、电网调停和降功率运行的时间较长，且机组大小修天数较多，核电机组的利用小时数也下降较多。2019 年三门核电 2 号机组因设备故障，1 月至 11 月机组小修、处于停机状态，机组的平均利用小时数又有所下降。而自 2020 年以来，随着电力供需格局趋紧、消纳形势转好，且三门核电机组恢复正常运行，利用小时数得以回升，2020 年公司存量核电机组的平均利用小时为 7621 小时，高于全国平均水平（7426.98 小时）。

在 2016~2018 年核电核准停滞背景下，积极拓展新能源。

公司从 2018 年开始积极投资、开发风电和光伏项目，大力开拓新能源市场，在 2016-2018 年我国核电机组核准停滞的背景下发展新能源作为新的增长点。至 2020 年新能源发电量达 56.4 亿 kWh，同比增长 861%。

收购汇能，风、光装机进入行业前列。

2020 年 12 月，公司对控股股东中国核工业集团有限公司的可再生能源板块——中核汇能进行收购整合。至 2021 年 12 月 31 日，公司拥有新能源在运装机容量 887.3 万千瓦，包括风电 263.5 万千瓦、光伏 623.9 万千瓦，新能源装机容量在国内绿电运营商中已位居前列。2021 年公司新能源发电量 95.1 亿 kWh，较去年同期增长 68.7%，其中光伏发电量 49.7 亿 kWh（同比+109.8%），风力发电量 45.5 亿 kWh（同比+39%）。

成为集团唯一新能源平台。

在公司确定收购中核汇能后，母公司中核集团出具了《关于在新能源发电领域避免与中国核能电力股份有限公司同业竞争的承诺函》，承诺除了与中国核工业建设集团合并形成的新能源发电业务外（主要为新华水电），集团其他子公司未来不会与公司在风电、光伏领域发生同业竞争。

1.2 盈利能力回升，业绩稳健向好

核电主业增长稳健。

目前公司的营业收入主要来源于核电，核电新机组的投运，加上利用小时数的回升带来了稳步增长的业绩。2021 年公司实现营收 623.7 亿元，同比+19.3%，2015-2021年的营业收入年复合增长率 15.6%。22Q1 实现营收 171 亿元，同比增幅再扩大至 22.8%。

三门机组影响消除，利润回升。

近年来公司的毛利率保持稳定，但在 2017- 2019 年营业收入保持增长的情况下，归母净利润几无增长，净利率也有所下滑，主因：

（1）2017-2018 年投产多台新机组，费用化部分增多；

（2）2019 年，三门一期两台核电机组由于设备问题，投产不顺对公司的业绩产生了负面影响。

2020 年以来，三门核电两台机组开始满额发电，对公司业绩的不利影响消除。

2021 年公司实现归母净利润 80.4 亿元，同比+34.1%。今年得益于售电市场化占比提升，加上市场化电价上涨，一季度毛利率显著上升至 51.5%；加上较好的费用控制，22Q1 实现归母净利润 28.8 亿元，同比+53.2%。

2、量、价齐升，看好公司核电业绩增长

2.1 当前看点 1——电量扩大：今年新增“一台半”机组电量

我国核电发电占比低于全球 5 个百分点，发展空间广阔。目前我国核电发电占比仅约5%，而全球平均占比为10.6%，这与我国煤炭资源禀赋相对充足，火电作为主力电源的关系较大。在“双碳”目标以及核安全技术进步的背景下，电力供给格局将呈现火电边走边退、水电开发逐渐达到天花板、风光快速发展、核电积极有序发展的格局。

政策对核电行业的走势有决定性的影响。复盘近10年的核电政策演变，大致可分为四个阶段，追求安全性、加强质量管理是最首要的目标：

第一阶段：2011 年至 2014 年：

日本福岛核泄漏后，国内核电历经了一年半的安全检查，虽然得出安全有保障的结论，但不上马新的核电项目，核电审批速度放缓乃至暂停；

第二阶段：2015年：

“十二五”规划收官之年，核能协会、国家能源局相关人员在不同场合透漏年内将有 6-8 台核电机组开工建设。随后 8 台新机组审批通过，核电重启预期升温；

第三阶段：2016年至2018年：

2015年审批通过 8 台机组之后，虽然国家政策多次提过核电建设目标，但并无新核电机组报批。出现这个局面一方面是福岛事故后公众舆论压力仍存；另一方面是福岛事故后新机组要求达到三代机组的安全性，2018年之前国内三代核电并无商运投产案例，因此审批谨慎；

第四阶段：2019年至今：

随着三代核电项目落地，2019-2020年国家每年核准新机组 4 台，2021年《政府工作报告》提出“积极有序发展核电”，同年国家核准 5 台机组，核电机组审批和开工的节奏明显加快。根据中国核能行业协会发布的《中国核能发展与展望（2021）》预计，在2022-2025年间，我国有望年均核准 7-8 台机组。

总结来看：发展核电是改善我国能源结构的必然选择，同时我国三代核电技术日益成熟，相关的负面舆论因素也逐步消退，对于发展核电的政策取向愈发清晰、明确，核电发展进入一个政策加持期。

低碳效应显著、承担基础负荷角色，核电对于“双碳”目标的实现不可或缺。

（1）低碳优势：目前我国电力行业的碳排放量约占全国排放总量的 44%，是碳排放最大的部门。核电全生命周期的总碳排放量较少，仅为 29g/kWh，为煤电度电碳排放的 2.8%，也低于光伏和生物质发电，且运行过程中不产生直接的碳排放。

（2）基荷优势：此外，核电具有密度高、出力稳定的突出优势，可独立承担基础负荷。

（3）利用小时数优势：单个核电机组平均年利用小时数超 7000 小时，远高于其他电源。无论是从碳排放量、独立性、稳定性角度上看，核电都是替代煤电成为低碳基荷电源的最优选择。

沿海核电有助于缓解沿海省份发、用电不均衡问题，改善结构性缺电。中国沿海省份发电量均小于用电量，均存在缺口，目前以特高压从外省市输送缓解。从经济性看，沿海新建核电可以一定程度缓解沿海省份电力短缺问题。当前沿海核电相比于内陆核电，在技术成熟度上更具优势、沿海地区自净能力也优于内陆，发展核电的条件较为充足。

核电审批重启，核电建设有望加速。

自2011年日本福岛发生核安全事故以来，我国的核电审批进展缓慢，在 2021 年的《政府工作报告》中明确提出“在确保安全的前提下积极有序发展核电”，这是过去四年来首次在政府工作报告中明确提及核电，也是政府工作报告中首次用“积极”来形容核电的发展。

2021年 10 月 24 日发布的《关于完整准确全面贯彻新发展理念做好碳达峰碳中和工作的意见》和《2030 年前碳达峰行动方案》中，都再次提到“积极安全有序发展核电”。预计未来我国核电审批将回归正常，核电建设有望按照每年 6 8 台机组的速度稳步推进。

核电投资边际好转。

2019 年至今，国内核电并网容量年均增速均低于 10%，但从投资完成额这一前瞻性指标来看，2020 年、2021 年核电投资完成额分别达 379 亿元和 538 亿元，分别同比增长 13.1%、42%，增速创新高。

预计核电占比将稳步提升，2030 年发电量升至 6.2%。

2021 年我国在运核电机组总装机容量 5464.7 万千瓦，占发电总装机比例 2.3%，核电发电量 4071.4 亿 kWh，占全国总发电量的 4.8%。

参考中国核能发展报告（2021），并根据年用电量需求及风、光、水、生物质能潜在可供电量分析：我们将核电视作为补缺口电源，预计至 2030 年核电装机超 1 亿千瓦，核能年发电达 7692 亿 kWh，占电力总供应 6.2%。

从竞争格局看，行业“双寡头”局面已明确。

“资质+技术+资金”共同铸成核电行业高、深、宽的行业壁垒，目前国内核电行业只有中核、中广核和国电投三个厂商，前两者市占率合计又近 95%。截止 2021 年底，中国核电市占率为 42%，先发优势已经突出，同时背靠中核集团有着产业链优势。

电价市场化后电价理论上存在一定的正负波动范围，而新增装机带来的售电增加是业绩更主要的增量来源，也是决定未来竞争格局的主要因素。

公司核电装机稳步增长，22 年相比去年新增“一台半”机组的发电量。

看 2022 年：全行业今年预计新投产 3 台机组（367 万千瓦），其中公司今年的装机增量来源于年初并网的福清 6 号机组（116.1 万千瓦，今年贡献一年的发电电量），以及去年年中并网的田湾 6 号机组（111.8 万千瓦去年贡献半年发电电量，今年可以贡献一年的电量），相当于同比新增“一台半”机组的发电量。从 22H1 数据来看，核电板块实现上网电量 830.7 亿千瓦时，同比增速为 7.3%，全年增速预计与之持平。

看中长期：截至 2022 年 3 月，公司拥有在建核电机组 6 台，总装机容量达 635.3 万千瓦。漳州一期的两台机组预计在 2024、2025 年投产。

2021 年以来，田湾 7 号、海南昌江小堆、徐大堡 3 号、田湾 8 号机组陆续开工建设，有望在“十五五”期间建成投产。徐大堡 4 号机组也已获得核准，预计在 2022 年可启动开工。

此外，公司还拥有三门核电二期、徐大堡一期和二期、湖南桃花江核电、福建三明核电、河南南阳核电等已开展前期准备、尚未核准的核电项目。随着核电审批回归常态，未来公司的核电装机有望稳步增长，为公司带来营收和利润的增量。

2.2 当前看点 2——电价上浮：煤电价格支撑下，今年市场化电价上浮

煤电价上浮为市场化电价提供支撑。

2021Q3~Q4 我国多地出现限电限产现象，煤炭价格的大幅上涨加剧了电力供需失衡问题。为缓解煤电短缺问题，一些省份允许煤电交易价格在基准价格基础上上浮不超过10%。

2021年10月，国常会将电力市场交易电价相对基准价格的浮动范围由上浮不超过10%、下浮不超过15%，扩大为上下浮动均不超过20%，且高耗能行业不受上浮20%的限制。同月，发改委发布《关于进一步深化燃煤发电上网电价市场化改革的通知》，要求有序放开全部燃煤发电电量上网电价，电力市场化进程加快，我国多地的电力市场成交价均较基准价出现上浮。

部分地区此前市场化改革后电力交易均是折价成交，当前转为溢价。核电作为可与煤电竞争的基荷电源，通常和煤电一起参与各省的电力市场交易，市场交易电价与当地煤电交易电价基本一致，之前也都低于核电机组的核准上网电价。在电力市场中受益于煤电市场电价的上涨，核电也将从折价转为溢价。

以江苏为例：根据2021年 12 月江苏电力交易中心公布的《2022 年江苏电力市场年度交易结果公示》，2022年年度交易成交均价 0.467 元/kWh，相较于煤电基准价格 0.391 元/kWh 上浮了 19.4%。而公司在江苏的田湾 1-2 号机组、3-6 号机组核准电价分别为 0.439 元/kWh 和 0.391 元/kWh，相比之下也出现了一定的溢价。

近年来公司市场化交易电量的占比不断加大。2020 年市场化交易的总电量达 511.8 亿 kWh，占公司核电总上网电量的 37.1%，2021 年占比升至 38.6%。而以往公司参与市场交易度电折价约 0.03-0.07 元，预计今年的折价将消失，并能在核准电价的基础上平均上浮 0.02 元/kWh 以上。

电价、市场化电量提升带来利润弹性。

根据测算，假设江苏和浙江年市场化交易电量为当地发改委计划值，其余省份为 2021 年实际市场化电量；假设以 2021 年实际市场化电价为基础，全年平均分别上涨 5%、10%、15%，则公司核电业务全年或可增厚经营利润分别为 3/7.3/10 亿元，同比+3.7%/9.1%/12.5%。进一步，假设市场化电量分别提升 5%、10%、15%，则经营利润可增厚的最大值可达 11.5 亿元，同比+14.4%（电价、电量均提升 15%的条件假设下）。

2.3 长期看点 1——三代核电优势发挥，小堆技术进入验证阶段

与前代相比，三代核电安全性更佳。

三代核电技术是当前最先进的主流商用核电技术，相比第一、二代核电具有更高的安全性，三代机组的反应堆堆芯损坏概率从原先二代核电要求的 1.0 10-4／堆·年降低到 1.0 10-5／堆·年，大量放射性释放概率从原来的 1.0 10-5／堆·年降低到了 1.0 10-6／堆·年。

我国首个采用三代核电技术的项目是浙江三门核电 1 号机组（中国核电项目），采用的是美国开发的 AP1000 堆型，这也是 AP1000 的全球首堆。

与前代相比，三代核电寿命延长、大修减少，经济性更佳。

全生命周期利用小时数提升超 18 万小时。

二代机组使用寿命为 40-60 年，三代机组为 60-80 年，较二代机组提升 50%；检修周期也由二代机组的 12-18 个月大修一次延长至 18-24 月，相应的检修用时也从 30-60 天缩短至 22-23 天。

在仅考虑年度大修，并假设运行寿命为 60 年，检修周期为 18 个月，检修用时为 22 天的情况下，一台三代核电机组较二代机组的全生命周期运行时长将增加约 251 个月，折合18.1 万小时，增幅高达 56.6%，按照目前电价来算，每台机组能合计额外产生 240 亿营收。

年均折旧减少 18.8%。核电运营具有显著的重资产特性，在成本构成中固定资产折旧占比达到 39.1%。

根据公司 2020 年年报数据显示，使用 M310+ 二代机组的田湾 5、6 号机组项目单机装机规模为 111.8 万千瓦，造价约合 307.9 亿元，若按 40 年生命周期计算，年均折旧为 344.2 元/kw；而使用 “华龙一号”三代机组的福清 5、6 号机组项目单机装机规模 116.6 万千瓦，造价约合 389.6 亿元，若按 60 年生命周期计算，年均折旧 279.6 元/kw，较二代机组年均折旧下降 18.8%。

三代机组的两条技术路径比较：

与 AP1000 相比，“华龙一号”具有造价低的优势。目前我国新建核电项目主要应用三代核电技术，主要有 AP1000 与华龙一号两种机型。AP1000 为美国西屋公司设计，商运时间稍早；而华龙一号国产化率超 85%，是由二代机组升级而来。目前华龙一号造价在 1.6 万元/kW，与 AP10001.8 万/kwh 的造价相比有成本优势。

考虑到国产化程度更高、二代机组在国内的产业链发展已较为成熟，我们认为随着三代机组应用规模扩大，华龙一号未来降本节奏会快于 AP1000。

除主流的三代机组外，目前我国第四代核电机组的发展也已取得重大进展。

2021 年 12 月 20 日，山东石岛湾高温气冷堆示范工程首次并网发电，这是我国自主研发、世界首座具备四代核电性能的商用核电站。高温气冷堆具有固有安全性好、发电效率高、多模块灵活组合等特点，在核能发电、热电冷联产及高温工艺热等领域商业化应用前景广阔。

第四代机组反应堆化学形态更加稳定，安全性能进一步提升。第四代机组主要采用高温气冷堆技术，与前三代核电机组所使用的压水堆技术相比，安全阈值更高。

根据《我国高温气冷堆技术及产业化发展》介绍：

技术升级主要体现在燃料元件、冷却剂与慢化剂的选择与结构设计两方面：

（1）燃料元件：采用碳化硅球外壳包覆燃料颗粒；

（2）冷却剂：使用氦气惰性气体替代水；

（3）慢化剂：采用熔点 3000 以上的石墨替代水；

（4）结构设计：上端进料、下端卸料，无需停堆换料。

安全性能提升体现在：

（1）模块化小堆+石墨吸热，避免停堆后的持续升温（福岛核电站事故原因）；

（2）包覆颗粒燃料结构，固锁放射性裂变产物，避免放射性物质泄漏；

（3）可控制进料进度，不必一次性放入过量燃料，有效控制反应。

四代机组经济性较三代机组进一步提升，具体体现在四方面：

（1）机组系统简单。在保障安全性能的基础上减少安全壳与稳压器装置，且无需压水堆机组的应急给水系统与安全注入系统。

（2）模块化建造成本低、用时短。模块化建造减少大量焊接工作，且将建造时间压缩至 4 年。

（3）发电效率、利用小时数提升。

根据《高温气冷堆核电技术产业化思考》测算，高温气冷堆发电效率可达 42%-50%，而压水堆发电效率为 33%-35%。此外，四代机组无需停堆换料：高温气冷堆通过堆芯上方的装料机构向堆芯装料,而在堆芯下部的卸料机构卸料，从而实现不停堆换料。

与目前三代机组相比，检修时间缩短，全生命周期利用小时数提升。

（4）四代机组可充分利用现 9 有燃煤机组改组建造。四代机组发电系统与 60 万 kWh 燃煤机组类似，可利用燃煤机组原有设备设施建设四代核电机组，一方面减少核电建造成本，另一方面为火电转型升级提供可能路径。

产生高温蒸汽附属品，应用于工业的前景广阔。

目前压水堆三代机组在 15MPa 的压力下，将一回路中冷却水饱和温度升至 340 来加热二回路中的水、产生蒸汽做功发电，到冷却剂出口温度仅能达约 330 ，主要热能运用范围集中在乙醇提纯，海水淡化与集中供热领域。而四代机组采用氦气+石墨+其他耐高温材料，冷却剂出口温度可以达到 950 ，这使得机组产生的工业蒸汽应用范围大大扩展，其中 900-950 的高温工艺热可应用于大规模制氢，而 540 以下的工业蒸汽可运用于化工、炼油、稠油热采等领域，可覆盖热能市场多领域需求。

关注敏捷端核电的新业务新模式：公司未来将形成“核能+非核清洁能源+敏捷端新产业”的业务发展布局。其中敏捷端的业务主要围绕核能多用途利用展开，属于核能产业链的延展和开拓，具体包括未来小堆、高温制氢、高温气冷堆等等。

这部分业务目前还处于探索阶段，有部分试点（预计 2026 年投产），通过试点来明确开发方向，未来逐步产业化。

2.4 长期看点 2——与可比公司相比，核电业务防御属性有望进一步凸显

与长电开发模式有不同+涉足新能源，中国核电对资本开支仍有较高要求。

从早期三峡电站运营，到 2016 年溪、向电站注入，再到近期乌、白电站注入，长江电力规模扩张呈现数年一个阶梯的特点，且采用集团建设再注入的独特开发模式，使其在建设期持续资本开支的压力较小，相对应的能够维持低于核电、纯绿电运营商的资产负债率。而中国核电在投资核电新建机组的同时涉足新能源开发，现阶段对资本开支的要求更高。

公司当前已具备一定的公用事业防御属性，每股分红及送转略高于中广核。

相比于纯绿电运营商三峡能源，无论是核电还是水电企业都因为度电运营成本较低，在电站投产后经营活动现金流净额高出净利润较多，现金流充沛。

体现在分红方面，长江电力因其高分红而被认为是具有极强的防御属性，我们认为类似商业模式下核电企业也同样具备该属性，从 2021 年数据来看，中国核电每股分红、送转要高于同行中广核。

美核电龙头爱克斯龙分红比例不断扩大，公司拓展新能源业务、分红比例下滑。

爱克斯龙（EXC）是美国最大的核电运营商，多年来其分红比例不断提升，在美股 2021 年电力板块平均 27 倍 PE 估值的背景下，享受一定的估值溢价达到 33 倍 PE；而目前中国两大核电龙头中国核电、中国广核估值水平均在 20 倍以下，低于电力板块均值（新能源板块拉高估值均值）。

我们认为从中可以看到：美国作为全球最大的核能国，核电龙头迈入成熟期，会自然走向高分红的方向；国内核电当前处在新的发展阶段，公司目前随着新能源的开发影响了分红比例，但核电业务分部未来分红逐步增多将是大势所趋、值得期待。

3、新能源开发高增量，为核电巨头进一步注入成长性

3.1 “十四五”新能源发力，装机规模上“再造”一个中国核电

公司“十四五”装机规模计划翻倍，主要增量在新能源。

到 2025 年，公司规划运行的电力装机容量达到 5600 万千瓦，而由于 2016-2018 年我国核电审批的停滞，2023 年将面临新机组投产的一年空窗期。从增量上看，除 2024、2025 年常规核电机组并网，主要增量就集中在新能源的装机。

公司“十四五”期间新能源装机 CAGR 为 35.6%。

截至 2021 年末，公司拥有新能源在运装机容量 887.3 万千瓦，较去年同期增长 69%，其中风电 263.5 万千瓦、光伏 623.9 万千瓦，分别增长 50%和 78.6%；拥有新能源在建装机容量 192.2 万千瓦，包括风电 27 万千瓦和光伏 165.2 万千瓦。

根据公司的“十四五”规划目标，到 2025 年公司的在运电力装机将达到 5600 万千瓦，而 2025 年公司核电装机预计达 2600 万千瓦，意味着新能源装机将达到 3000 万千瓦。为达成目标，2022~2025 年公司新能源装机将年均新增超过 500 万千瓦，2021~2025 年 CAGR 为 35.6%。由于目前低基数，预计今年装机增速达 56%。

3.2 在手资金、土地储备、集团资源是其竞争优势

公司现金流充沛，满足新能源装机投资需求。

近年来公司经营活动净现金流增长稳健，收现比保持在 100%以上。相比于其他可再生能源，核电的经营更加稳定，同时受燃料成本的影响也较小，随着未来公司核电新机组的投产，经营性现金流的稳步增长是确定性较高的，这为新能源装机的快速增加提供坚实的资金基础。

“十四五”期间公司若按照每年风电 100 万千瓦、光伏 425 万千瓦的新增装机速度，假设风电、光伏的投资成本分别为 6000、4000 元/kW，取资本金比例为 20%，则每年为投资新能源的资本金需要 46 亿元，相比于核电开发的资本支出并不大，完全可为公司经营性净现金流覆盖。

核电站的滩涂资源及中核集团的土地储备支撑新能源项目建设。

公司核电基地周边的滩涂地区均可用于光伏项目建设，且具备较好的日照和风场条件（沿海）。目前中核集团已与江苏省连云港市签订了田湾 200 万千瓦滩涂光伏示范项目的投资合作协议，拟选址于田湾核电冷却水排水口附近海域及滩涂，占地约 42000 亩。

公司其他四大核电基地的滩涂规模与田湾核电相似，则一共可开发约 1000 万千瓦的滩涂光伏。

此外，中核集团拥有约 1900km2 的可开发土地资源，且多是在西北风光资源丰富的地区，若之后相关外送通道的建设情况良好，新能源开发具有土地储备优势。

考虑到公司目前是集团唯一新能源平台，在新能源开发方面不存在集团资源分配问题。

4、盈利预测与估值

4.1 盈利预测

核电营收预测：扩充内容，把基数写出来

装机容量：截至 21 年末，公司在运机组 24 台，总装机容量 2255 万千瓦。今年装机增量来源于 22Q1 已成功并网的福清 6 号机组（116.1 万千瓦，贡献全年发电量），23 年无新增装机，24 年新增漳州一号机组（121.2 万千瓦）。

我们预计 2022~2024 年总装机分别为 2371/2371/2492.2 万千瓦。

上网电量：预计 2022~2024 年上网电量分别为 1733.6/1747.5/1781.7 亿千瓦时，分别同比增长约 7.3%/0.8%/2%。上网电量=装机容量*利用小时数*（1-厂用电率）。预计存量机组利用小时数未来上升空间不大，增量贡献来自于田湾 6 号机组相比去年多发的半年发电量（21 年年中并网）和福清 6 号机组今年全年的发电量。

从今年上半年数据来看，核电机组实现了上网电量 830.7 亿千瓦时，同比增长约 7.3%。由于下半年仍存在机组大修，预计全年上网电量增速与之持平。

营业收入：预计 2022~2024 年营业收入分别为 632.9/638/650.5 亿元，同比 +11.9%/0.8%/2.0%。今年在煤电价格支撑下，加上市场化电量占比的提升，预计带来平均上网电价 0.02 元/千瓦时的涨幅，叠加上网电量的增加，营收预计同比上涨。

新能源营收预测：

装机容量：截至 21 年末，光伏、风电装机容量分别为 623.9/263.5 万千瓦，根据公司“十四五”末新能源装机规模达 3000 万千瓦的目标指引，风、光装机将保持高增长。预计 2022~2024 年光伏装机分别为 972.9/1459.3/1897.2万千瓦，风电装机分别为 410.9/616.3/801.2 万千瓦。由于装机体量基数仍较小，装机增速将总体呈现先高后低的趋势。

上网电量：假设光伏、风电的平均利用小时数与 2021 年持平，对应 2022~2024 年光伏上网电量 76.7/115/149.5 亿千瓦时、风电上网电量 69.5/104.3/135.6 亿千瓦时。预计 22 全年新能源板块的上网电量增速为 57%，其中上半年的增速为 50%，下半年增速将扩大。

营业收入：预计 2022~2024 年光伏营业收入分别为 46/69/89.7 亿元，同比 +61.7%/50%/30% ；风电营收分别为 30.5/44.858.3 亿元，同比+70%/47%30%。

毛利润预测：预计 2022~2024 年公司实现总营收分别为 721.7/764.3/811.2 亿元，综合毛利率为 47.5%/47.5%/46.6%，对应毛利润 342.4/362.9/378.1 亿元。

2022 年综合毛利率同比提升 3.3pct 主因核电业务受益于市场化电价及比例提升、大修同比减少带来的毛利率升高；风电、光伏业务毛利率预计与 2021 年基本持平，维持 60%。而往后看，随着煤价诸多调节措施的生效，煤电价格可能不会长期维持高位，由此带来毛利率回落至较稳定水平（参考 2021 年含风、光发电的综合毛利率为 44.2%，剔除风、光发电后的核电毛利率约 43.6%）。

费用率及净利润预测：公司 2019~2021 年销售费用率分别为 0.12%/0.12%/0.13%，整体维持较低水平；管理费用率分别为 4.40%/4.49%/5.13%，存在上升趋势。

我们认为公司费用率提升主因新能源业务的开拓，但增幅有限，因此预计 22~24 年销售费用率维持 0.15%、管理费用率分别为 5.15%/5.16%/5.17%。预计 2022~2024 年公司实现归母净利润 103.7/118.2/128.9 亿元，分别同比+29.1%/13.9%/9.1%。

4.2 估值

基于分部相对估值，给予公司 22 年综合 PE 16 倍，给予目标价 8.61 元。

公司核心业务包括核电与新能源发电两类，基于上述盈利预测结果，我们对两块核心业务进行了分部预测，分部预测主要考虑了公司两块业务的毛利润及其占比情况：预计 2022 年核电分部实现毛利润归母净利润 93.2 亿元，新能源分部实现归母净利润 10.5 亿元。

核电分部综合考虑与公司电源类型、利润规模最相近的中国广核，以及其他可再生能源发电企业如水电龙头标的华能水电、国投电力、长江电力的估值水平，给予 22 年 15 倍 PE；新能源分部综合考虑大型综合性风、光运营商和单一新能源发电类型的民营运营商估值水平，给予 22 年 21 倍 PE（略高于均值，考虑公司作为集团唯一新能源平台，在项目开发上有望充分受益于集团资源）。

上述估值，对应核电与新能源分部的市值分别为 1398、220.5 亿元，总市值 1618.5 亿元，综合 PE 为 22 年 16 倍。基于此，给予公司目标价 8.61 元。