核电作为公共事业，电价受到政策监管，而装机容量也难以快速提升，业绩短期内难以出现大的变动，但能够长期持续赚取相对合理的利润。这类公司，在宏观经济快速增长时期，由于业绩弹性小，缺乏想象力，往往受到市场冷遇，估值不高，反之，在经济增速放缓时期，业绩相对稳定，容易获得市场认可，往往会出现价值回归。
壁垒极高的核电龙头，与化石能源相比，核电运行过程中几乎不产生二氧化碳，是一种清洁能源。根据IEA（国际能源署）最新报告预测，全球核电发电量将以每年近3%的速度增长，其中亚洲增速最快。截至2023年末，中国大陆地区有55台核电机组投入商业运行，总装机容量57033.3兆瓦，在全球排第三，预计2024年内将超过法国成为世界第二。2023年，中国核电机组的累计发电量为4333.7亿千瓦时，占电力结构的比例仅为4.86%。
中国核电准入极其严格，目前全国只有四家公司拥有核电开发资质，分别是中广核集团、中国核电集团、国家电力投资集团以及华能集团。中广核集团与中核集团市场份额占比分别为49%、47%，呈现明显的双寡头格局，行业内部几乎不存在竞争，核电主要是需要与其他电源竞争。
2023年，中广核电力在运机组27台，装机容量30568兆瓦，较2022年增4.04%，占全国在运核电总装机容量的53.6%。全年累计上网电量214146.46吉瓦时，较2022年增7.95%，平均利用小时数7509 小时，较2022年的7311小时增2.7%。
总的来说，公司处于一个长期增长的行业中，进入壁垒极高，竞争烈度极小，目前核电在整体电力结构中占比还很小，公司作为行业双寡头之一，未来还有广阔的发展前景。
电力销售贡献利润，成本结构稳定
公司业务构成简单，产生利润的业务主要电力销售。2018年之前，电力销售占比均在90%左右，之后因为国家重启核电建设审批，公司建筑安装和设计业务逐年增加，导致电力销售营收占比下降。
2023年年报显示，公司营收825亿元，其中电力销售625亿元，占比75.73%；建筑安装和设计179亿元，占比21.68%；其余业务20亿元，占比2.6%。电力销售毛利率为45.85%，而建安设计毛利率仅为1.9%。
虽然建筑业务拉低了公司整体毛利率，不过这部分业务的存在，本就代表公司后续成长的驱动力所在，若未来项目建设放缓，建筑业务逐渐退出，公司整体毛利率还有升高的潜力。
成本方面，主要看销售电力成本，主要有四项：核燃料成本、固定资产折旧、计提乏燃料处置金、运维，占比分别为25%、31%、10%、34%，各年度成本结构都比较稳定。
核燃料，主要来自于天然铀。根据招股书介绍，中国是铀资源大国，但品位低、埋藏深、开采成本贵，主要从哈萨克斯坦、乌兹别克斯坦、加拿大等国进口。目前全球天然铀基本都处于供大于求状态，且公司大多通过与集团下属的铀业公司签订长协采购，原材料价格波动短期内影响不大。
固定资产折旧，占比最大主要是发电相关的房屋建筑物和机器设备的折旧。其中房屋及建筑物采用年限平均法，年折旧率相对固定，而机器设备采用工作量法，与当期实际上网电量和预计使用寿命均相关，随发电量而变。
乏燃料，简单说就是核燃料烧完之后的残余，但它必须专门处置。根据2010年10月1日起实施的《核电站乏燃料处理处置基金征收使用管理暂行办法》，凡拥有已投入商业运营五年以上压水堆核电机组的核电厂，应当向国家缴纳乏燃料处置基金。乏燃料处置基金计入发电成本，征收标准为每千瓦时0.026元。可以将乏燃料处置金简单理解为一种特殊行业的税收。
运维，是指核电站运营期间，检修、维护等产生的费用，包括日常维修和换料大修。根据设计，在运机组的核反应堆运行一定时间后，必须停堆更换核燃料，换料期间，就正好趁机安排部分维修改造。公司在运机组越多，每年的换料大修次数也就越多，合理安排，在保证安全的情况下，减少对运营时间的影响，是核电站运营能力最重要的一方面。
以上成本构成中，运维成本对电力销售毛利率影响最直接。中广核电力2020-2023年运维成本占比34%左右，总体保持稳定，而随着核电站运营时间的增长，未来“十年大修”的次数可能增加，公司运维成本可能会有所增加，是投资者估计业绩时需要注意的因素。
总体来说，公司电力销售成本大部分均为可变成本，经营杠杆不算大，毛利率波动不大。
运营稳定，内生性增长动力强劲
公司资产结构非常清晰，总资产4152.5亿元，其中生产相关资产3154.4亿元，占比达76%，是典型的重资产公司。同时，有息负债达到2004.6亿元，有息负债率48.3%，有较高的财务杠杆。可以将公司的运营模式简单理解为，举债进行核电站建设，通过电力销售产生利润，偿还债务的同时积累股东权益。因此，公司固定资产建设情况，以及负债的利率水平，是资产负债表的重点。
从历年财务来看，公司运营非常稳定，受宏观经济环境影响小。
公司电力销售增速以2018年为界明显分为两个阶段，之前的年份高速增长，之后增速较低，这主要是受核电站投产进度的影响。核电站的营收主要靠装机容量驱动，2018年之前，公司新建核电站陆续投产，装机容量提升幅度较大，带来营收的高增长，后续投产进度放缓，营收增速因此下降。2022年是电力销售唯一负增长的年份，因为当年台山1、2号机组大修所花费时间大幅超预期，影响了上网电量。
净利增速变动趋势大致与电力销售营收同步，2018年的净利负增长，主要是因为2017年宁德核电站由合营公司变更为子公司，产生大量投资收益，基数较大造成的一次性影响。需要注意的是，2020-2021年净利增速大幅低于营收增速，主要是有部分机组运营满5年，开始计提乏燃料处置金，导致成本增幅大于往年。因此，在判断公司业绩的时候，营收的关注重点是装机容量变动，净利方面，计提乏燃料处置金和运维的分布不均，导致成本会有所波动，部分年份净利和营收变动不同步。
公司电力销售毛利率于，2021年触底，近两年开始有回升的迹象。如前所述，随着公司投入运营的核电站越多，运营时间越长，计提乏燃料处置金、运维成本相对前一阶段有所上升，这是导致近年毛利率下滑的主要原因。但是随着新项目的投产，以及老项目运营超过一定年限，乏燃料处置成本和运维成本将会趋于稳定，公司电力销售毛利率未来持续下滑概率不大。
费用方面，电力企业都不存在销售环节，费用主要就是管理、研发及财务费用。随着公司营收规模扩大，管理和研发费用率逐年下降，近年维持在低位。同时，公司财务费用率近年也在逐年下降，一方面是公司债务规模不断下降，另一方面是在低利率环境下，公司不断置换低息债务，导致财务费用率持续新低。
公司历年净资产收益率不算高，2018年之前，维持在12%-15%，2019年及之后，降至10%附近，原因一是净利率跟随毛利率而下降，二是持续降杠杆导致权益乘数逐年降低。公司盈利能力实质上并没有降低，反而资产质量更稳健。后续随着新项目陆续开工、投产，电力销售营收占比提升，毛利率稳定，净利率和债务杠杆都还有比较大的提升空间，公司盈利能力有望提升。
公司现金流强劲，是典型的“现金奶牛”型企业，上市以来每年经营现金流净额都远大于净利润，对外投资并同步分红、还债，分红率持续提升，有息负债率持续下降。考虑到公司的投资类资产占比很小，大部分投资活动现金，都流向了新的核电站项目，内生性增长动力强劲。
电力需求刚性，核电占比提升空间大
用电需求主要跟社会发展程度相关，长远来看，电力行业需求将长期处于上升趋势。
当前GDP增速放缓，预计未来全社会用电量增速也将适当放缓，假设GDP增速保持5%左右，则大概率电力需求能保持年化3%左右的增长。
从能源结构角度看，根据中国双碳目标，清洁电力占比必将提升。包括核电在内的绿电，逐步替代火电，绿电增长逻辑清晰，空间较大。而且，在储能技术还没有突破之前，风、光、水电都存在明显劣势。核电占比提升，将是一个无法绕开的选项。
中国2023年电力装机容量和发电量占比，分别为火电47.6%/65.7%，水电14.4%/13.8%，风电15.1%/9.5%，太阳能20.9%/6.3%，核电仅1.9%/4.7%。绿电中，虽然风、光装机容量大，但是由于消纳不足，发电量占比远低于装机容量，而核电相反，平均利用小时数最高，稳定性最好。
与全球平均水平相比，中国核电渗透率还明显偏低。按国际原子能机构2021年统计数据，核电渗透率，全球平均为10.3%，法国最高达69%，韩国为28%，美国与俄罗斯均约20%，而中国仅不足5%，提升空间还较大。
根据中金公司预计，2030年，火、光、风、水、核发电量占比预计将会调整为54%、14%、13%、12%、7%。中国核能行业协会2023年发布的《中国核能发展报告（2023）》蓝皮书提到，预计到2035年，中国核电占比将达到10%左右。
假设未来总用电量按3%增速发展，叠加核电占比提升至10%，那么未来十年，核电发电量将提升约2.7倍，折算将年化增速将超过10%。
行业供给端来看，2011年以前，中国核电经历过高速发展时期，此后有六年时间暂停核准核电项目。随着三代核电技术的引进，以及“华龙一号”三代核电技术的成熟，核电站安全性得到大幅提升，自2019年起，中国核电审批重新开启，2022-2023年各有10台核电机组获批，行业普遍预计未来每年将会核准6-8台机组，核电将会出现一个建设、投产的加速期。
在建项目揭示上网电量增速
电力销售的业绩，主要取决于装机容量、上网电量和电价三个要素，分别对应产能、销量和售价。而对于电力企业来说，不存在销售环节，所以决定销量的核心就是产能，因此，搞清楚装机容量的建设进度，就能大致预计未来销量。根据目前公司公布的信息，可以统计出公司当前在建项目的进度、装机容量及预期投运时间。
其中，子公司和联营企业的项目好理解，而来自控股股东委托管理的项目，由于发展情况不确定，短期内不符合上市条件，暂时由集团保留。待条件成熟，再通过重组等方式注入上市公司。中国广核集团出具的《关于进一步避免同业竞争的承诺函》中明确承诺，对于集团保留的核电项目，最晚不迟于核电项目正式开工建设日之后的五年内，符合注入上市公司条件时或与中广核电力协商一致时按照法定程序注入中广核电力。
根据协议，查阅惠州1、2号，苍南1、2号机组开工时间，均在预期投入运营之前满足注入条件。那么，可以据此估算公司截至2028年的装机容量（不含联营企业），2026-2027年将会是公司项目投产高峰。
公司生产效率较高，统计公司2020年以来的产能利用率，均保持在99%以上，装机容量的增速，可以约等于公司上网电量的增速，未来销量的增长高度可预测。
与此同时，公司上网电价有望保持平稳。
公司电力销售价格，分为计划电价和市场电价两类。其中计划电价由有关部门核准批复，定价依据为参考核电标杆电价或当地火电标杆电价孰低定价，自2019年发改委发布《关于降低一般工商业电价的通知》以来，计划电价保持稳定。2023年，公司平均计划电价约为0.4014元/千瓦时（含税）。而市场电价则由市场化磋商定价，受电力市场供需关系影响浮动较大。
根据公司财报，公司市场化售电量占比由2019年的32.9%，提升至2023年的57.3%，近两年公司市场电价均高于计划电价，度电营收提升较大，而度电成本变动不大，度电毛利明显提升。由于核电稳定性高，相对于其他清洁电源具备调峰优势，在化石能源价格高企的时期，核电上网电价有望保持稳定。
折旧隐藏的利好
重资产公司，普遍存在较高的折旧费用，对于中广核电力来说，历年固定资产折旧占到电力销售成本的30%以上。但是，折旧不产生现金流出，且核设施的折旧，与水电站大坝的折旧类似，由于折旧年限远小于实际使用年限，并未反应公司真实的盈利能力，公司报表所记录的净利润可能因固定资产加速折旧而被低估。
具体来看，公司2023年财报固定资产明细：期末固定资产余额约2466.8亿元，其中房屋及建筑物536.5亿元，机器设备1892亿元，运输工具0.4亿元，电子及办公设备12亿元，核设施退役费22亿元，船舶3.4亿元。显然，折旧费用主要来自于机器设备和房屋建筑，本期分别计提折旧86亿元、24亿元。
不同技术的核设施对应不同的折旧年限，第二代核岛折旧年限按30年，第三代核岛按60年。公司早期运营的电站普遍采用第二代技术，近几年投入运营的台山1号2号、防城港3号4号，均采用第三代技术。
但是，核电设施的使用寿命远大于报表折旧年限。比如中国核电运营的秦山1号机组，1991年并网，初始设计寿命为30年，2021年9月，获得延续运营许可，有效期延续至2041年，即服役期延长至50年。
世界核协会（WNA）的统计资料显示，核电厂运行许可证有效期限的延续是普遍的国际做法。
若公司当前的折旧政策保持不变，核设施30-60年折旧完毕之后，后续的延续运营期，公司的成本将大幅降低，盈利能力将持续提升。
另外，财务费用大概率持续降低，也是公司的一大看点。降低财务杠杆导致利息费用下降只是一个因素，而项目寿命远大于贷款偿还期，也是未来财务费用持续降低的另一大因素。
核电项目设计使用寿命通常为40-60年，而项目偿还银行贷款期通常为项目投产后15-20年内完毕。对于中广核电力来说，利息支出将随项目还款进度而下降，时间越久，早期项目产生的利息支出越少。
公司大亚湾、岭澳、岭东三个核电站，共六台机组，都是在2011年之前投产，假设按15年还款期来算，那么2026年之后，这六台机组的贷款余额将大幅减少，后续其他项目利息支出也会随着时间推移减少，财务支出是公司四项费用中最主要的费用，2023年财务费用率已经降至6.9%，未来还有进一步下降空间。
长远来看，公司折旧所隐藏的利润将会推高毛利率，而原有债务产生的财务费用也会随着还款进度下降，毛利率提升，费用率下降，未来公司净利率还有较大提升空间。
从净资产的角度估值，公司若未来能保持当前10%左右的净资产收益率，若以1倍PB的价格买入，预期收益率就是10%，且长远来看，公司盈利能力会随着时间推移而提升，回报率还将提升。从盈利能力的角度估值，按前文装机容量推测，未来五年估计净利年化增速约9%，当前中广核电力市值近1800亿元，对应15倍市盈率，假设未来估值不提升，投资回报主要依靠业绩推动，则预期回报率在9%左右，当前估值合理偏低。
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