一、量增价稳，成长性与稳定性兼备
(一)量：核电核准常态化，看好中长期成长空间
核电核准常态化，中长期成长空间广阔。我国自1970年开始筹建秦山核电站以来， 核电发展已有50余年，其间受2011年福岛核电泄漏事故不良影响我国核电进入停滞 期，2011年以来有6年“零核准”，目前三代核电技术已大规模商业运行并完成国产 化，四代核电技术也有机组落地，核电的安全性和经济性大幅提升，在能源安全和 双碳目标下，核电为电力结构转型的重要基荷电源，2019年我国正式重启核电审批， 2022-2024年连续三年核准10台以上机组，核电核准常态化，未来成长空间广阔。
在建及核准机组充裕，核电装机成长确定性强。截至2023年底中国核能行业协会披 露我国核电在运55台核电机组，装机容量57.03GW，2024年防城港#4投产，在运装 机容量提升至58.22GW，国常会2024年8月19日一次性核准11台机组，目前在建29 台机组、核准19台机组，受十三五期间核电核准停滞影响，十四五前期为核电机组 投产低谷时期，核准重启后在建及核准机组将在2024-2030年陆续投运，2027年将 迎来核电投产高峰期。
之所以重启并加速核电核准，主要在于以下几方面： 其一，核能发电高效稳定，对比水电、风电、光伏，核电出力稳定，核电不受外界天 气、季节、自然资源等其他环境因素的影响，除检修时间外，全天出力可维持100%， 同时核电位于沿海经济发达省市，电力需求强增速快，更保障了核电的充分消纳。 根据中电联，过去10年内，全国核电平均利用小时数均稳定在7000小时以上，近几 年维持在7600小时以上，远高于其他电源。核电清洁、稳定、高效的特征，可作为 基荷电源保障电力系统稳定安全。
其二，核电低碳清洁，对比火电利用燃料的化学能进行转化，核电利用核反应的能 量转换为水的热能，生成蒸汽，从而推动汽轮机运转，产生电力，在此过程中不会产 生温室气体排放，减碳效应更为突出，助力实现双碳目标。
其三，三代核电技术成熟，安全性大幅提升。未来伴随三代核电机组逐渐取代二代 核电以及四代核电技术萌芽(华能石岛湾高温气冷堆2021年12月并网，中核集团霞浦钠冷快堆在建)，核电安全性问题减轻，基本不可能发生类似日本的福岛核泄漏 事件。目前国常会核准核电机组多为三代机组，且我国华龙一号技术成熟，已有多 台机组商运，安全性经济性较好。
海外核电发展迅速，多国提出核电发展规划。根据世界核协会数据，截至2023年末 全球核电并网装机容量393GW，其中美国并网装机容量96GW居世界首位，我国核 电并网装机53GW居第三位(与国内口径有差异)，但从发电量角度来看，我国核电 发电量占总发电量比例仅5%，远低于海外发达国家水平，如法国核电发电量占比达 63%，美国核电发电量占比18%。
根据世界核协会数据，截至2023年底，全球核电并网总装机容量393GW，在建装机 容量68GW，其中中国在建装机容量30GW，占比44%，是全球在建装机规模最大的 国家。在主要发达国家中，除德国公布全面弃核外，大部分国家仍在积极发展核电， 欧盟正式将核电投资列为气候友好的“绿色投资”，预计到2050年欧盟核电装机容 量将从目前的100GW提高至150GW，美国、日本、俄罗斯等国均在积极发展核电。
我国核电装机电量存在翻倍以上空间，预计到2035年核电发电量占比达10%。根据 中国核能行业协会数据，截至2024年8月末我国核电在建及核准装机达57GW，接近 在运装机容量，目前我国仍有充裕的储备机组，核电核准持续，中国核能行业协会 预计到2035年，我国核电在运及在建装机可达200GW，核电发电量占比将达到10% 左右，到2060年，核电发电量占比需要达到18%左右，核电装机成长空间广阔，确 定性极强。
核电厂址储备充裕，核电装机成长明确。核反应堆需要以水作为冷却剂，目前我国 核电均为沿海核电，沿海地区人口密集、经济较为发达，电力需求较高，核电可改善 我国结构性缺电问题。目前我国已开发了20余个核电厂址，多数厂址可以建设6台或 8台机组，仍未建设完成，未来核准空间充足，综合来看全球内陆核电和沿海核电各 占50%，未来我国内陆核电有望推进。
(二)资本支出：核电建设高峰期，融资需求强烈
核电仍处资本开支高峰期，中国广核拟发行可转债融资。由于核电公司当前储备核 电机组较多、且预期未来将持续有新机组核准，资本开支规模较大，我们梳理两家 核电公司在建及已核准机组总投资，并假设未来2024-2030年年均新增4台机组核准， 未来的机组假设单台机组装机120万千瓦、投资200亿元。我们假设核电建设期7年， FCD前投资比例10%，第1-6年投资比例分别为10%、16%、20%、19%、15%、10%， 在2036年全部投产完毕，核电资本开支高峰出现在2029年前后，每年投资达到800 亿元左右。中国广核惠州、苍南共6台机组由集团投资建设，并承诺在开工后五年内 注入公司，假设按照总投资的30%、1.2倍PB的标准收购。以广核为例，由于资本开 支较高，中国广核已发布可转债发行预案，拟募资49亿元用于陆丰2台机组建设。
中国广核年均经营现金流净额超300亿元，净现比约2倍，2023年末资产负债率分别 为60%，自身报表仍有融资空间，叠加可转债募资，后续资金相对充裕。由于惠州、 苍南共6台机组由集团建设、符合条件后注入，资产注入期间资金压力较大。
中国核电拟定增融资140亿元，股本增长8.7%。根据上述假设，中国核电当前在建+ 核准共15台机组，合计装机容量17.57GW，总投资超3000亿元，假设未来2024-2030 年年均新增4台机组核准，此外，中国核电投资建设新能源项目，假设2024-2025年 年均新增风光装机6GW，2026-2030年年均新增3GW，测算中国核电资本开支高峰 期接近1000亿元，2024年公司计划投资总投1216亿元，预计前期投资较高。由于资 本开支较高，中国核电拟定增募集资金140亿元，其中中核集团拟认购20亿元，社保 基金拟认购120亿元，发行价格8.52元/股，预计摊薄股本8.7%，可匹配徐大堡1-4号 机组、漳州3、4号机组、田湾7、8号机组共8台机组，此次定增后股权融资需求较低。
由于中国核电额外开展新能源业务，年均经营现金流净额已超400亿元，净现比在2 倍以上。截至2023年末，中国核电资产负债率70%，融资压力较大，此次定增募资 后，公司在建及核准机组均已匹配资本金，预计后续股权融资需求有限。
核电站股权结构相对复杂，上市公司通常控股并运营核电站。我国仅有四家集团具 备核电运营资质，分别为中核集团，中广核集团、国家电投集团和华能集团，核电站 均由四家集团下属公司运营，但多数核电站存在少数股东参股的情况，导致中国核 电和中国广核少数股东权益和损益规模均较大。同样的，在新建核电站中，资本开 支也由股东们等比例出资。
(三)价：核电电价稳定，市场化波动影响有限
核电电价分为标杆电价和市场化两种形式，实际市场化电价波动有限。核电电价机 制经历了从一厂一价到标杆电价的演变，2013年之前，核电机组执行一厂一价机制， 根据电力项目的经济生命周期并按照合理补偿成本、合理确定收益及税收合规等原 则，确定上网电价。2013年7月2日，国家发改委完善核电上网电价机制，对新建核 电机组实行标杆上网电价政策，并核定全国核电标杆电价为0.43元/千瓦时，若标杆 电价高于当地燃煤标杆电价，则执行当地燃煤标杆电价，在以上两种电价机制下， 多数核电机组上网电价较当地燃煤基准价存在折价。随着我国电力市场化改革，各 省也逐渐推动核电参与市场化交易，参与市场化交易的部分核电电量则执行市场化 交易电价，但目前核电的市场化交易仍比较谨慎。
根据核电公司定期报告，在一厂一价和标杆电价时期，多数核电计划电价较当地燃 煤标杆电价有所折价，两者差值从-0.05~0.05元/千瓦时不等。首批三代核电机组上 网电价均在当地二代机组基础上有所提升，台山核电1～2号机组批复电价0.4350元 /千瓦时，三门核电1～2号机组批复电价0.4203元/千瓦时，海阳核电批复电价0.4151 元/千瓦时，其中三门核电、海阳核电上网电价均较当地燃煤基准价有所上浮。核电 标杆电价较为稳定，在确定之后尚未调整过。
核电市场化比例提升，近两年市场化电价上涨。伴随各省陆续推进市场化交易，核 电市场化比例提升，根据中国核电和中国广核定期报告，截至2024年底，中国核电 市场化交易比例达42.7%，中国广核市场化交易比例达57.3%，2022年起，全国市场 化交易电价上浮，以中国核电田湾核电站所在的江苏为例，近三年年度长协电价上 浮比例超15%，也高于田湾核电标杆电价，而江苏并不限制核电交易电价。
各省市场化电价执行有所差异，总体波动幅度有限。根据各省电力交易中心和上市 公司定期报告，浙江、福建、辽宁均安排了较高比例的核电市场化交易电量，但实际 市场化电价与计划电价接近，市场化影响较小;海南核电不参与市场化交易;广东、 广西核电市场化电价存在溢价回收机制，将成交均价与计划电价之差按一定比例进 行回收;江苏省市场