電力公用行業深度：四小豪門巡禮之——中國廣核集團

最新 06-24

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摘要

核電為主、風光為輔的清潔能源龍頭

中國廣核集團是伴隨我國改革開放和核電事業發展逐步成長壯大起來的大型核電企業。集團控股股東為國務院國資委（持股90%），下轄中廣核電力、中廣核新能源、中廣核礦業和中廣核技四家上市公司。截止2017年底，集團擁有核電裝機2147萬千瓦、風電1130萬千瓦、光伏231萬千瓦及其他類型裝機1081萬千瓦，全年清潔能源上網電量達2119億千瓦時。集團歷經多年發展，已成長為核電為主、風光為輔、立足中國、揚帆海外的大型清潔能源運營商。

核電發展東風再起，三代核電即將落地

之前受限於我國用電需求增長放緩疊加三代核電進展不及預期，2016年和2017年我國核電機組陷入零核准的窘境。隨著今年台山一號、三門一號相繼獲得裝料許可，兩機組有望於年內投運，三代核電技術的安全性和可靠性將得到有效驗證。相關政策規劃也提到今年要穩妥推進核電發展，年內擬核准6-8台核電機組。核電項目重啟有望為集團未來裝機增長帶來更大的發展機遇。

集團核電集中於中廣核電力，裝機增長疊加消納改善雙重利好

集團旗下核電資產均集中於中廣核電力這一上市平台。從中廣核電力和中國核電的數據對比來看，中廣核電力裝機體量及ROE較有優勢，度電毛利潤略高於中國核電，但兩公司毛利率近年均有所下滑。中廣核電力有部分核電機組受限於當地消納情況，利用小時處於較低水平。我們測算如果相關機組利用小時達到7100小時，公司業績同比將增長22.9%。公司在建機組未來三年陸續投產，疊加核電消納持續改善，業績有望穩健增長。

給予中廣核電力買入評級、中廣核新能源增持評級

當前核電行業回暖趨勢明顯，新機組核准有望重啟。考慮到中廣核電力未來具有明確的裝機增長，疊加政策及市場化電量雙重驅動下核電消納改善，公司核電利用小時有望企穩回升，增厚公司業績。我們預計中廣核電力2018-2020年EPS分別為0.21元、0.23元、0.26元，給予「買入」評級。

考慮到中廣核新能源近年裝機基本持平，未來裝機增長還需靜待集團公司發電資產的進一步注入，我們認為公司短期內業績增長主要依賴於國內煤價下跌帶來的業績彈性以及韓國燃氣機組經營情況的改善。中廣核集團旗下尚有較大規模的風電及光伏裝機未能實現資產證券化，中廣核新能源作為集團旗下非核新能源唯一上市平台，未來獲得集團資產注入的可能性較大。不考慮資產注入的影響，我們預計中廣核新能源2018-2020年EPS分別為0.11元、0.13元、0.14元，給予「增持」評級。

中廣核集團簡介

1.1 公司股權結構及資產情況

中國廣核集團有限公司於1994年9月正式註冊成立，是伴隨我國改革開放和核電事業發展逐步成長壯大起來的大型核電企業。集團股權結構簡單，其控股股東為國務院國有資產監督管理委員會，持股比例為90%；第二大股東為廣東恆健投資控股有限公司，系廣東省屬資本運作平台，持股比例10%。集團下屬有四家上市公司，分別是中廣核電力股份有限公司（代碼：01816.HK，簡稱「中廣核電力」）、中廣核新能源控股有限公司（代碼：01811.HK，簡稱「中廣核新能源」）、中廣核礦業有限公司（代碼：01164.HK，簡稱「中廣核礦業」）和中廣核核技術發展股份有限公司（代碼：000881.SZ，簡稱「中廣核技」）。

截至2017年底，中廣核集團公司總資產為6352億元人民幣，總裝機為4589萬千瓦，其中清潔能源在運總裝機容量為4511萬千瓦，全年清潔能源上網電量達2119億千瓦時。公司72%的商運3年以上核電機組進入世界WANO業績的前10%，凸顯了公司成熟可靠的運營能力。

具體而言，截止2017年底，中國廣核集團擁有在運核電機組20台，裝機容量2147萬千瓦（含聯營公司紅沿河核電4台機組447.6萬千瓦裝機）；在建核電機組8台（含紅沿河5號&6號機組共223.8萬千瓦裝機），裝機1027萬千瓦；擁有風電控股裝機達1130萬千瓦，太陽能光伏發電項目控股裝機容量231萬千瓦，海外新能源控股裝機1160萬千瓦。集團的核電資產均集中於港股上市公司中廣核電力體內，其亦是目前中國最大的核電運營商。在非核清潔能源方面，中國廣核集團在全國廣泛布局風電和太陽能項目，在韓國及東南亞探索燃氣發電項目。截止目前，集團氣電發電裝機容量超過700萬千瓦，非核清潔能源裝機達到2364萬千瓦。與此同時，中廣核集團在分散式能源、核技術應用、節能技術服務等領域也取得了良好發展，中廣核技完成重大資產重組上市工作，成為中國廣核集團旗下首個A股上市平台。

2018年5月23日，中廣核集團陽江核電5號機組首次併網發電成功，成為2018年國內首台實現併網發電的核電機組。作為首個具備「三代」核電主要技術特徵、安全性有較大提升的核電機組，陽江5號機組的併網發電也預示著我國核電事業的進一步發展，為後續三門一號、台山一號的投運奠定了良好的基礎。

從中廣核集團資產分布來看，其核電資產沿海而建，分布於遼寧、福建、廣東及廣西四省；風電裝機主要集中在國內風力資源豐富的地區，項目遍布全國；光伏裝機主要分布在新疆、青海、甘肅等西北地區，經營在一定程度上受到當地棄光限電等因素的影響，近年來新建光伏機組已逐步向東南沿海轉移。中廣核集團水電機組佔比較小，包括沙灣、紅花和百花灘水電站等，主要為廣西、四川、雲南等地的中小型水電站。其他發電板塊主要包括燃氣、熱電和煤電等發電機組，集團通過收購馬來西亞埃德拉能源公司的662萬千瓦裝機，成功躍升中國發電企業在海外裝機布局的第一陣營。

從核電具體分布來看，廣東核電裝機為1046.6萬千瓦，占集團核電總裝機的48.74%；核電上網電量為756.21億千瓦時，佔比為54.90%。廣東地區核電機組電量佔比高於裝機佔比，說明區域內用電需求較好，核電消納優於其他地區。從電價來看，廣東區域內電價水平也優於集團核電整體平均水平。

風電從裝機佔比來看，已成為集團第二大業務板塊。雖然中廣核集團並未披露其風電裝機的分布，但中廣核風電及中廣核新能源的風電裝機占集團風電總裝機的比例已達93%，兩者裝機分布已足夠具有代表性。從已有數據來看，兩公司風電裝機仍集中於三北地區，中廣核風電43.1%的風電裝機位於內蒙古、新疆、甘肅等六省。隨著西北地區棄風棄光現象的持續改善，集團風電利用小時有望穩步提升，為業績增長做出貢獻。

此外，中廣核集團積極開展國內和海外鈾資源勘探與開發工作，在哈薩克、烏茲別克、納米比亞和澳大利亞均有所布局。其中，納米比亞湖山項目已經於2016年底開始全面進入生產階段，目前該項目處於生產爬坡階段，計劃在2018年達到設計生產能力。目前集團公司已控制鈾資源總量約30萬噸，經初步測算，可滿足30台百萬千瓦級核電機組運行30年的天然鈾需求。

1.2 集團整體經營情況

中國廣核集團主營業務為電力銷售，歷年占營收比重均在70%以上，其他業務包括工程公司核電施工帶來的建築安裝收入和銷售天然鈾等帶來的其他商品銷售及服務收入。2017年，集團實現營業收入853.55億元，同比增加29.73%，主要原因在於新建核電站投運及寧德核電並表，兩者共同推動核電營收增長125.34億元。

2017年中廣核集團毛利潤為323.98億元，同比增長32.8%，發電業務對毛利貢獻佔比超過90%。由於集團發電業務主要以核電、風電、水電等清潔能源為主，營業成本相對較為固定，集團近五年毛利率波動率小，基本都維持在35%-39%之間。集團的核電業務毛利率一直高於整體毛利率水平，維持在47%-52%之間，2017年核電業務佔總毛利潤的比例達到61%。

1.3 集團發電業務：核電為主格局不變，風光助力轉型

從中廣核集團裝機容量增長情況來看，2016年受境外收購埃德拉能源及部分核電機組密集投運影響，集團總裝機增速高達50.7%。2017年集團總裝機為4589萬千瓦（含紅沿河核電），同比微增5%，裝機增長主要來自陽江4號核電機組及部分風電機組投運。從裝機結構來看，核電裝機佔比雖有所下降，仍是中廣核最主要的裝機類型。其次是風電和其他發電板塊，佔比分別為24.6%和20.1%。

從上網電量來看，2016年集團核電上網電量為1155.8億千瓦時，佔總上網電量比為65.4%。由於核電利用小時顯著高於風電、光伏等裝機，所以核電上網電量佔比要顯著高於其裝機佔比情況。2017年集團清潔能源上網電量達2119億千瓦時，同比增長20%；其中核電上網電量為1377.4億千瓦時，同比增長19.16%；風電、光伏等其他清潔能源上網電量為742億千瓦時(集團未拆分披露)。集團作為清潔能源供應商的定位契合我國未來的綠色發展道路，未來裝機和發電仍將以核電為主，積極開發各類清潔能源。

註：上述核電裝機及上網電量為集團控股及聯營合營的公司合計值。

核電發展東風再起，三代核電即將落地

2.1 核電行業發展歷程及背景

世界核電產業發展歷程

1957年，世界上第一座商用核電站於美國希平港併網發電，標誌著人類邁入了和平利用核能的時代。回顧世界核電的發展歷程，可將其大致分為四個階段，分別為：實驗示範階段、高速發展階段、減緩發展階段以及開始復甦階段。

1、實驗示範階段

1954-1965年間為核電產業發展的初期，在這一時期，世界共有38個機組投入運行，均屬於早期原型反應堆，即「第一代」核電站。從發展歷程來看，前蘇聯率先建成了世界上第一座5MW實驗性石墨沸水堆核電站。之後，英國、美國、法國、加拿大皆不甘示弱地在國內大力發展核電產業。

2、高速發展階段

1966-1980年間，西方發達國家經濟進入高速發展期，用電需求不斷增長，推動核電爆髮式增長。在這一階段世界共有242個機組投入運行，均屬於「第二代」核電站。技術路線方面，美國、日本以壓水堆和沸水堆為主，裝機容量在50萬至110萬千瓦之間；前蘇聯則以百萬千瓦等級的石墨堆和44萬、110萬千瓦的VVER型壓水堆為主；加拿大主要以重水堆技術（CANDU）為主；法國則始終以壓水堆技術作為自身核電發展方向，其核電發電量增加了20.4倍，佔全國發電比例從3.7%增加到40%以上。

3、減緩發展階段

1981-2000年間，世界核電受1979年美國三里島及1986年前蘇聯切爾諾貝利核事故的影響發展明顯放緩。核電站事故所造成的災難性後果使得各國開始重新評估核電的安全性與經濟性。為保證核電廠的安全，各國政府採取了增加安全設施、嚴格審批制度等措施，核電裝機增速明顯放緩。

4、開始復甦階段

進入21世紀以來，在世界經濟復甦的同時，能源枯竭與環境污染問題日趨嚴重，核電作為清潔能源再次迎來了發展的機遇。伴隨著先進輕水堆技術即「第三代」核電技術取得重大進展，核電安全性和可靠性有所提高，世界各國均制定了較為積極的核電發展計劃。雖然2011年日本福島核事故引發了各國民眾對於核電安全性的擔憂，但受用電需求及能源安全等因素影響，核電仍然步入整體復甦的階段。

中國核電產業發展歷程

我國核電發展始於20世紀70年代，雖然起步較晚，但整體發展速度較快。截至2017年，我國已有38台核電機組投入商業運行，其總裝機容量已達到3580萬千瓦，另有19台機組已經開工建設。總體而言，我國核電行業的發展經歷了「四步走」的歷史進程。

1.起步階段（1970-1995年）

自20世紀70年代初開始，我國大力開展對核電站的初始試驗研究。1974年，我國自行設計了第一座核電站——秦山核電站（30萬千瓦），標誌著我國無法和平利用核能的歷史的結束。隨後，我國從法國引進了M310型90萬千瓦核電機組設備，兩台機組在廣東大亞灣併網發電。

2.適度發展階段（1996-2005年）

經歷了起步階段的銖積寸累，我國核電擁有了堅實的發展基礎。在21世紀初期，我國共有八台核電機組開工建設，分別為：秦山二期兩台自主設計機組、嶺澳兩台法國壓水堆技術機組、秦山三期兩台加拿大重水堆技術機組、田灣兩台俄羅斯壓水堆機組。隨著相關機組建設完成併網發電，我國核電裝機有所增長，並形成了廣東、浙江、江蘇三個核電基地。

3.快速發展階段（2006-2010年）

在用電需求不斷增長和經濟高速發展的大背景下，隨著十一五規劃綱要提出「積極推進核電建設」，我國核電迎來快速發展期。在此期間，我國共計劃建設41台核電機組，其中16台已經完成，23台正處於建設期之中，2台正籌劃擬建設。同時，我國核動力院在秦山二期60萬千瓦核電技術的基礎上，開發了百萬千瓦壓水堆核電技術CPR1000，該技術在換料周期、設計壽命、數字化儀控、專設安全系統優化等方面進行了一系列改進優化。隨著中國的二代及二代加核電技術逐漸定型，核電在中國擁有了廣泛的應用基礎。

4.安全高效發展階段（2011年至今）

2011年福島核泄漏對我國核電發展產生了巨大的影響。我國改變了以往講求高速發展的核電戰略，對我國核設備進行了全面安全檢查，使得我國核電業由「量」的發展步入到「質」的發展階段。目前，我國已投產核電分布在浙江泰山、廣東大亞灣、廣東陽江、江蘇田灣、遼寧紅沿河、福建寧德和福清等核電基地。截至2017年底，全國在役核電站已增至37台，合計機組裝機容量已達到3580萬千瓦，核電已成為我國電力供應的重要支柱。2018年5月23日，中廣核集團陽江核電5號機組首次併網發電成功，成為2018年國內首台實現併網發電的核電機組。作為首個具備「三代」核電主要技術特徵、安全性有較大提升的核電機組，陽江5號機組的併網發電也預示著我國核電事業的進一步發展，為後續三門一號、台山一號的投運奠定了良好的基礎。

2.1 核電發展技術路線

目前，世界正在運行的機組基本上以第二代核電技術為主。為了進一步提高核電安全性、可靠性和經濟性，世界各國均在第二代核電機組已積累的技術儲備和運行經驗的基礎上，進一步開發更加先進的核電技術。

現在我國在運行核電機組都是二代與二代加的反應堆，三代堆都在建設與設計之中，而我國目前主要研發與建設的三代核電包括華龍1號、AP1000、CAP1400、EPR。國家也已明文規定後續核電核准將以三代核電為準，意味著我國後續新核准與開工的核電廠都將是三代核電技術。

AP1000是由美國西屋公司研發的非能動性壓水堆核電技術，由國家核電技術公司負責引進吸收。該項技術的引進與發展為實現中國第三代核電自主化、批量化發展奠定了堅實的基礎，是目前核電市場中最安全的商業核電技術之一。2007年我國從美國引進了AP1000技術，分別在三門1&2號機組、海陽1&2號機組（其較多部件已實現國產化，又稱CAP1000技術）開工建設。由於受主泵技術因素影響，工期嚴重拖誤，三門核電機組與海陽核電機組進度遠慢於計划進度。

「華龍一號」是中核ACP1000和中廣核ACPR1000+兩種核電技術的融合，被稱為「我國自主研發的三代核電技術路線」。其是基於福島核電站事故、「911」事件等一系列經驗教訓之上，根據我國及全球最新安全要求，所研究開發的壓水堆核電技術。目前華龍一號已在福清5&6號機組、防城港3&4號機組、巴基斯坦卡拉奇核電廠K2&K3機組開工建設，建設進度穩步推進。華龍一號採用國內現有技術改良，提出將能動和非能動相結合的理念，擁有良好的技術與工業背景，已經成為我國當前發展的三代主力堆型。

CAP1400型壓水堆核電機組是在消化、吸收、全面掌握我國引進的第三代先進核電AP1000非能動技術的基礎上，由國家核電再創新而開發出的具有我國自主知識產權、功率更大的非能動大型先進壓水堆核電機組。目前，我國所建的示範電站位於山東威海榮成石島灣廠址，擬建2台CAP1400型壓水堆核電機組。

EPR是由阿海琺與西門子聯合開發的反應堆，儘管EPR並不是目前我國未來重點開發的核電項目，但EPR作為單堆布置四環路機組，擁有安全性強、經濟性高的特點。目前EPR技術在台山1號&2號機組上已得到應用，台山1號機組預計於2018年下半年正式投入運行。

中廣核電力（1816.HK）：國內核電龍頭，裝機增長疊加消納改善

3.1 核電龍頭，資產優異

中廣核電力成立於2014年，並於同年在港交所成功上市，是中廣核集團旗下核電資產上市平台。截止2017年底，中廣核電力管理在運核電機組20台（遼寧紅沿河為聯營，寧德核電2017年由合營公司變更為附屬公司），總裝機2147萬千瓦，佔中國大陸核電裝機容量的比例達到59.96%，其中權益裝機容量為1258萬千瓦。2017年全年上網電量為1377.35億千瓦時，同比增長19.16%（經追溯調整），主要系陽江4號機組投產及福建、廣西、遼寧等區域核電消納形勢好轉所致。

上網電價政策

對比計劃內含稅上網電價可以看出，公司核電站計劃內電量上網電價整體較為接近國家設定的核電標杆電價0.43元/千瓦時，且除寧德3&4號機組、防城港1&2號機組外，2017年公司其他核電機組計劃內電量上網電價未發生變化。公司2017年參與市場化交易電量為198.79億千瓦時，占公司年度上網電量的14.43%。市場化電量一方面提升了公司機組的平均利用率，另一方面度電折讓有所收窄，在一定程度上抵消了寧德3&4號機組計劃內電價下調對公司整體電價的不利影響。

2013年6月發改委改變核電上網電價定價機制，由單個項目核准（一廠一價）改為核電標杆上網電價與當地燃煤（含脫硫脫硝）標杆電價孰低確定，核電標杆電價為每千瓦時0.43元，高於絕大多數在運核電站上網電價。上述政策適用於2013年1月1日後投產的核電機組。2013年1月1日以前投產的核電機組，電價仍按原規定執行。由於廣東地區火電標杆電價（含環保）近年來均高於0.43元/千瓦時，公司陽江核電四台機組的上網電價均執行0.43元/千瓦時的核電標杆電價。而廣西、福建和遼寧新投產的核電機組電價均受新政策影響，電價與當地火電標杆電價看齊，但具體方式各省也有一定的差別。

從歷史數據來看，我們認為福建省採用的是投產節點確定法，即以核電機組投產時的火電標杆電價作為對比參照值。寧德1號&2號機組分別於2013、2014年投產，當時福建省火電標杆電價（含環保）分別為0.4424元/千瓦時（2013年9月調整）、0.4379元/千瓦時（2014年9月調整），均高於核電標杆電價，所以兩機組上網電價均為0.43元/千瓦時。而寧德3號&4號機組投產時間為2015年和2016年，當時福建省火電標杆電價已連續下調，導致兩機組正式商運電價分別為0.4055、0.3717元/千瓦時。2017年7月福建省火電標杆電價上調至0.3932元/千瓦時，兩機組電價均未做調整。

與福建省不同，廣西核電電價始終與當地火電標杆電價保持同步變化。防城港1號&2號機組於2016年先後投運，當時電價與火電標杆電價0.414元/千瓦時一致。2017年7月廣西火電電價上調為0.4207元/千瓦時，廣西物價局發布《廣西壯族自治區物價局關於調整廣西防城港核電有限公司1、2號機組上網電價的函》，將兩台核電機組電價同步上調。

遼寧省則按照固定時點的火電標杆電價來確定核電上網電價。紅沿河四台機組在2013年至2016年依次投運，其上網電價均與2013年9月遼寧省的火電標杆電價0.4142元/千瓦時保持一致。後續遼寧火電電價雖歷經多次調整變化，但並未影響核電的計劃內電價。

利用小時有望改善

從利用小時來看，中廣核電力在廣東的核電機組利用小時處於較高水平，機組負荷較為飽滿；而廣西、福建和遼寧均有機組負荷因子低於70%的水平。紅沿河4號機組在85.76%的能力因子狀態下，全年利用小時僅為3166小時，對應36.14%的負荷因子，說明公司部分機組的電量消納還存在一定的困難。未來如果核電消納情況進一步好轉，考慮到核電邊際成本較低，存量機組利用小時的改善有望為公司帶來較大的業績彈性。

在建機組進展順利

截止2017年底，中廣核電力在建核電項目有陽江核電站、台山核電站、防城港二期、紅沿河電站二期四大核電站，共8台機組。隨著台山核電（EPR首堆）和三門核電（AP1000首堆，中核集團）相繼獲得裝料許可，陽江5號機組順利併網發電，三代核電項目的審批有望重啟。未來隨著新建機組的不斷投運，公司裝機有望維持穩健增長，業績增長空間廣闊。

3.2 中廣核與中國核電業務運行情況對比

作為中國兩大核電運營商，中廣核電力和中國核電營運情況常被對比比較。從營業收入看，中國核電營業收入從2014年的188億元增長到2017年的335.9億元，中廣核電力從204.9億元增長到449.9億元（未對寧德核電做追溯調整），營收差距有所擴大。受新建機組投運節奏及寧德核電並表影響，中廣核電力近兩年營收增長率保持在40%左右，增速快於中國核電。兩公司的營收增長情況與上網電量（僅考慮控股機組，紅沿河歷年均不納入計算，寧德核電自2017年起納入合併報表，裝機數據下同）增長情況較為相似，說明當前營收增長主要源於量的推動，電價雖有所下滑但衝擊相對有限。

從裝機容量看，中廣核電力從2014年的720.8萬千瓦增長到1699.4萬千瓦（控股機組部分），中國核電從868.4萬千瓦增長至1434萬千瓦，兩者裝機均實現了較快速的發展。受寧德核電並表及新機組投運影響，中廣核電力控股裝機在2017年超越中國核電。而兩家核電企業的利用小時數均呈現下降趨勢，這主要受電力需求增長放緩、部分區域核電消納出現困難等因素的影響。

從財務指標看，中廣核電力的毛利率略高於中國核電，但近年兩公司毛利率皆有所下滑。中廣核電力ROE相較中國核電優勢較為明顯。

我們對比中國核電及中廣核電力相關數據可以發現，整體上中廣核電力度電毛利潤略優於中國核電，但近年來兩公司均有所下滑。從電價趨勢來看，隨著電力體制改革的推進，兩公司平均上網電價均有所下降，中國核電降幅要快於中廣核電力，當前兩公司電價較為接近。未來隨著核電消納形勢的逐步改善、電力市場化交易電量折讓收窄，我們判斷中廣核電力的電價有望持穩，不存在大幅下滑的風險。

從成本側分析，兩公司度電成本基本保持穩定，受新機組轉固折舊及燃料費用影響有小幅波動。由於中國核電部分機組造價較高等因素影響，其度電折舊為8.15分/千瓦時，明顯高於中廣核電力的5.4分/千瓦時，也是兩者度電成本的主要差距所在。

值得一提的是2017年中廣核電力並表寧德核電，理論上公司度電成本有一定的上漲壓力。但公司通過精細化運營、合理安排檢修周期等方式有效對沖了這一影響，也在一定程度上反應了公司運營管理的高效。

對於核電機組而言，其固定成本主要來自於折舊，而可變成本中人工費用、乏燃料管理撥備等成本通常相對穩定。從中廣核電力披露的數據來看，其他成本、核燃料成本和折舊各佔三分之一左右。

核電站一般選取能力因子、負荷因子和利用小時等指標來比較機組的可靠性和產能利用率。機組能力因子是一定時期內可發電量和額定發電量之比，而負荷因子則是一定時期內實際發電量和額定發電量之比，利用小時相當於是負荷因子折算而來的滿負荷發電小時數。

公司近三年能力因子和負荷因子基本維持穩定，2016年在能力因子處於較高水平的前提下，公司負荷因子相對較低，也反映出當年公司核電消納存在一定的困難。2017年公司能力因子為89.59%，同比微降0.72個百分點，整體仍處於較優異水平，與中國核電90.01%的數據基本接近。從具體機組來看，大亞灣1號、陽江1號&2號、寧德2號&3號等機組同比提升明顯，防城港1號、寧德1號&4號、紅沿河3號&4號等機組受檢修周期等影響同比有所下滑。

2017年公司負荷因子為79.31%，同比微升1.86個百分點。寧德2號&3號、陽江1號、大亞灣1號等機組負荷因子同比提升明顯，防城港1號、寧德4號、嶺澳1號等機組有較明顯的下滑。同中國核電2017年84.97%的負荷因子相比，中廣核電力仍有一定的差距。

3.3 公司估值、業績彈性測算及股息率分析

從中廣核電力和中國核電歷史市盈率來看，當前兩公司市盈率均處於上市以來的低點。受港股流動性及投資偏好的影響，中廣核電力當前估值水平僅為動態PE8.3倍，顯著低於中國核電20.0倍的水平。核電作為高槓桿重資產的行業，其凈資產亦是我們關注的重點。當前兩公司市凈率同樣處於歷史較低水平，當前中廣核電力市凈率僅為1.19，遠低於中國核電2.02的市凈率水平。

考慮到中國核電及中廣核電力兩者主營業務、經營模式等極為相似，中廣核電力在裝機等方面更具有優勢，兩者間懸殊的估值差距主要由A股及港股的流動性差異引起。2018年2月11日中廣核電力發布公告，擬以發行新股的方式在A股發行股份。如果中廣核電力實現A+H上市，一方面A股部分估值勢必會向中國核電看齊，另一方面港股部分雖然也有折價，但對比華能國際、華電國際1.5倍左右的A/H溢價率，其估值仍有較大空間向上修復。

利用小時對業績彈性影響測算

與其它能源相比，核電具有初始投資大、建設周期長、安全質量標準高、技術和資金密集的典型特點。其建成後運行期間的燃料費用較低，在其他條件不變的情況下，提高利用小時帶來的邊際收益顯著高於邊際成本。此外，核電調峰及降功率運行還將增加安全風險和燃料處理的代價。核電站無論採取何種方式運行，都要按固定周期更換燃料。製造核燃料的鈾資源是國家戰略資源，降功率運行和停備將直接導致核燃料未經充分利用就被卸出，不但造成鈾資源的嚴重浪費，而且增加了核電站運行和乏燃料後處理的難度和成本。

由於我國電力供需整體趨於寬鬆，核電作為基礎負荷電源所享受的高利用小時也在一定程度上受到影響。2017年2月國家發改委、國家能源局正式印發了《保障核電安全消納暫行辦法》，辦法要求電力供求平衡地區應按核電發電能力滿發運行來安排年度計劃電量，電力過剩地區需按照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。

根據相關統計，我國核電消納較為困難的省份包括海南（昌江核電）、遼寧（紅沿河）、福建（寧德、福清）和廣西（防城港），對應涉及公司的裝機如下表所示。2015年至2017年全國核電利用小時與全國所有類型裝機平均發電利用小時之比為1.87，已超過政策所規定的1.5~1.8倍。我們按照欠發地區利用小時同比改善100小時、改善至7100小時和改善至當地平均發電小時的1.8倍三種情況，對公司業績彈性的影響測算如下。

根據我們測算顯示，防城港、寧德和紅沿河等利用率偏低的機組如果利用小時能達到7100小時（2017年全國核電平均水平），公司歸母凈利潤將增長14.14億元，同比增幅22.9%；如果按照不足保障利用小時的機組均達到保障小時數，公司業績將增長10.60億元，同比增幅17.2%；按相關機組同比每改善100小時測算，業績有0.98億元的增長，增幅1.6%。股息率測算對比

從前文所述也可以看到，核電具有高效穩定、成本相對固定等特點，經營情況可以類比大型水電站。我們選取了五家主流電力上市公司，包括長江電力（A股，水電）、中國核電（A股，核電）、華能國際電力（港股，火電）、華潤電力（港股，火電）和中廣核電力（港股，核電），對比其分紅比例及股息率。從分紅比例來看，長江電力由於來水較為穩定，歷年現金流及凈利潤均十分穩健，加之其並無大規模在建工程，分紅比例始終保持60%以上。華能國際電力及華潤電力歷年分紅比例在50%左右，2017年由於煤價維持高位運行，火電行業整體經營業績下滑，為保證股東合理的回報，兩公司均將當年分紅比例提高到90%以上（華能國際為A+H上市，由於會計準則不同，導致A股和港股分紅絕對值一樣的情況下分紅比例有所不同。2017年華能國際分紅比例為88.14%，港股華能國際電力股份分紅比例為96.2%）。中廣核電力和中國核電分紅比例近年來保持穩定，均在30%左右。

從股息率來看，長江電力當前股息率約為4.22%，中廣核電力股息率為4.14%與之較為接近。長江電力作為藍籌水電龍頭，其股息率在一定程度上可以反映市場對於電力企業股息分紅方面的要求。我們判斷隨著中廣核電力的在建工程逐步投產，未來公司現金流及業績均有望進一步提高。公司作為低估值高股息率的核電龍頭，投資價值有望逐步凸顯。

給予中廣核電力「買入」評級

自2014年成立以來，公司裝機容量就呈現出逐年增長的態勢，並且未來具有明確的裝機增長。2018年，公司預計將新增283.6萬千瓦裝機，2020年控股在運裝機容量或將達2500萬千瓦。同時在政策扶持及市場化交易電量規模擴大的雙重驅動下，公司的核電利用小時有望企穩回升，增厚公司業績。2018年2月11日中廣核電力發布公告，擬以發行新股的方式在A股發行股份。如果中廣核電力實現A+H上市，一方面A股部分估值勢必會向中國核電看齊，另一方面港股部分雖然也有折價，但對比華能國際、華電國際1.5倍左右的A/H溢價率，其估值仍有較大空間向上修復。我們預計，2018-2020年公司歸母凈利潤分別為97.0億元、106.4億元、117.0億元，分別對應EPS為0.21元、0.23元、0.26元，給予「買入」評級。

中廣核新能源（1811.HK）：集團非核清潔能源平台，靜待資產注入

中廣核新能源成立於2010年，是中廣核集團旗下重要的新能源資產上市平台。公司的資產包括位於中國和韓國的風力、太陽能、燃氣等清潔及可再生髮電裝機以及燃煤、燃油等傳統發電機組。截至2017年底，公司的裝機總容量達到496.2萬千瓦，其中清潔能源裝機佔比達64.3%。2015年公司通過集團公司資產注入的形式新增風電裝機120萬千瓦，有力地提升了清潔能源裝機佔比。從分類型裝機營收來看，2017年燃氣發電營收佔比達56.8%，貢獻了主要營收。由於公司燃氣裝機主要集中於韓國，其業務受韓國電力供需形勢及電價政策影響顯著。2015年受新月城核電站投運帶來的電價下降等因素影響，公司燃氣發電營收整體呈下降趨勢。

公司位於國內的燃煤、熱電、燃氣及水電機組受限於電力供應過剩的整體環境，近年來利用小時均有一定的下降。風電及太陽能機組受益於棄風棄光情況的改善，利用小時有所提升，已成為公司業績新的增長點。從電價來看，2017年受燃煤標杆電價上調政策影響，公司燃煤機組電價企穩回升；新能源受市場電量擴大影響電價有所下滑。

韓國電力市場是公司盈利的主要來源，而近年來受電價下降疊加電力需求疲軟導致公司韓國燃氣裝機利用小時大幅下滑影響，韓國電廠營收占公司總營收比例持續下降。公司近三年裝機整體基本持平，未來裝機增長還需靜待集團公司發電資產的進一步注入。

盈利預測

由於公司裝機增長趨緩，在不考慮未來集團資產大規模注入的情況下，我們認為公司未來業績增長主要依賴於國內煤價下跌帶來的業績彈性以及韓國燃氣機組經營情況的改善。考慮到中廣核集團旗下尚有1008萬千瓦風電裝機（其中933萬千瓦集中在中廣核風電體內）和210萬千瓦的光伏裝機未能實現資產證券化，從專業化上市平台整合相應業務的思路出發，中廣核新能源作為集團旗下非核新能源唯一上市平台，未來獲得集團資產注入的可能性較大。在不考慮資產注入影響的情況下，我們預計，2018-2020年公司歸母凈利潤分別為4.74億元、5.77億元、6.15億元，分別對應EPS為0.11元、0.13元、0.14元，給予「增持」評級。