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核電行業(yè)研究:成長性與穩(wěn)定性兼?zhèn)洌春煤穗娭虚L期價值

未來智庫發(fā)布時間:2024-08-26 11:03:18  作者:郭鵬、姜濤、郝兆升

  一、量增價穩(wěn),成長性與穩(wěn)定性兼?zhèn)?/strong>

  (一)量:核電核準常態(tài)化,看好中長期成長空間

  核電核準常態(tài)化,中長期成長空間廣闊。我國自1970年開始籌建秦山核電站以來, 核電發(fā)展已有50余年,其間受2011年福島核電泄漏事故不良影響我國核電進入停滯 期,2011年以來有6年“零核準”,目前三代核電技術(shù)已大規(guī)模商業(yè)運行并完成國產(chǎn) 化,四代核電技術(shù)也有機組落地,核電的安全性和經(jīng)濟性大幅提升,在能源安全和 雙碳目標下,核電為電力結(jié)構(gòu)轉(zhuǎn)型的重要基荷電源,2019年我國正式重啟核電審批, 2022-2024年連續(xù)三年核準10臺以上機組,核電核準常態(tài)化,未來成長空間廣闊。

  在建及核準機組充裕,核電裝機成長確定性強。截至2023年底中國核能行業(yè)協(xié)會披 露我國核電在運55臺核電機組,裝機容量57.03GW,2024年防城港#4投產(chǎn),在運裝 機容量提升至58.22GW,國常會2024年8月19日一次性核準11臺機組,目前在建29 臺機組、核準19臺機組,受十三五期間核電核準停滯影響,十四五前期為核電機組 投產(chǎn)低谷時期,核準重啟后在建及核準機組將在2024-2030年陸續(xù)投運,2027年將 迎來核電投產(chǎn)高峰期。

  之所以重啟并加速核電核準,主要在于以下幾方面: 其一,核能發(fā)電高效穩(wěn)定,對比水電、風(fēng)電、光伏,核電出力穩(wěn)定,核電不受外界天 氣、季節(jié)、自然資源等其他環(huán)境因素的影響,除檢修時間外,全天出力可維持100%, 同時核電位于沿海經(jīng)濟發(fā)達省市,電力需求強增速快,更保障了核電的充分消納。 根據(jù)中電聯(lián),過去10年內(nèi),全國核電平均利用小時數(shù)均穩(wěn)定在7000小時以上,近幾 年維持在7600小時以上,遠高于其他電源。核電清潔、穩(wěn)定、高效的特征,可作為 基荷電源保障電力系統(tǒng)穩(wěn)定安全。

  其二,核電低碳清潔,對比火電利用燃料的化學(xué)能進行轉(zhuǎn)化,核電利用核反應(yīng)的能 量轉(zhuǎn)換為水的熱能,生成蒸汽,從而推動汽輪機運轉(zhuǎn),產(chǎn)生電力,在此過程中不會產(chǎn) 生溫室氣體排放,減碳效應(yīng)更為突出,助力實現(xiàn)雙碳目標。

  其三,三代核電技術(shù)成熟,安全性大幅提升。未來伴隨三代核電機組逐漸取代二代 核電以及四代核電技術(shù)萌芽(華能石島灣高溫氣冷堆2021年12月并網(wǎng),中核集團霞浦鈉冷快堆在建),核電安全性問題減輕,基本不可能發(fā)生類似日本的福島核泄漏 事件。目前國常會核準核電機組多為三代機組,且我國華龍一號技術(shù)成熟,已有多 臺機組商運,安全性經(jīng)濟性較好。

  海外核電發(fā)展迅速,多國提出核電發(fā)展規(guī)劃。根據(jù)世界核協(xié)會數(shù)據(jù),截至2023年末 全球核電并網(wǎng)裝機容量393GW,其中美國并網(wǎng)裝機容量96GW居世界首位,我國核 電并網(wǎng)裝機53GW居第三位(與國內(nèi)口徑有差異),但從發(fā)電量角度來看,我國核電 發(fā)電量占總發(fā)電量比例僅5%,遠低于海外發(fā)達國家水平,如法國核電發(fā)電量占比達 63%,美國核電發(fā)電量占比18%。

  根據(jù)世界核協(xié)會數(shù)據(jù),截至2023年底,全球核電并網(wǎng)總裝機容量393GW,在建裝機 容量68GW,其中中國在建裝機容量30GW,占比44%,是全球在建裝機規(guī)模最大的 國家。在主要發(fā)達國家中,除德國公布全面棄核外,大部分國家仍在積極發(fā)展核電, 歐盟正式將核電投資列為氣候友好的“綠色投資”,預(yù)計到2050年歐盟核電裝機容 量將從目前的100GW提高至150GW,美國、日本、俄羅斯等國均在積極發(fā)展核電。

  我國核電裝機電量存在翻倍以上空間,預(yù)計到2035年核電發(fā)電量占比達10%。根據(jù) 中國核能行業(yè)協(xié)會數(shù)據(jù),截至2024年8月末我國核電在建及核準裝機達57GW,接近 在運裝機容量,目前我國仍有充裕的儲備機組,核電核準持續(xù),中國核能行業(yè)協(xié)會 預(yù)計到2035年,我國核電在運及在建裝機可達200GW,核電發(fā)電量占比將達到10% 左右,到2060年,核電發(fā)電量占比需要達到18%左右,核電裝機成長空間廣闊,確 定性極強。

  核電廠址儲備充裕,核電裝機成長明確。核反應(yīng)堆需要以水作為冷卻劑,目前我國 核電均為沿海核電,沿海地區(qū)人口密集、經(jīng)濟較為發(fā)達,電力需求較高,核電可改善 我國結(jié)構(gòu)性缺電問題。目前我國已開發(fā)了20余個核電廠址,多數(shù)廠址可以建設(shè)6臺或 8臺機組,仍未建設(shè)完成,未來核準空間充足,綜合來看全球內(nèi)陸核電和沿海核電各 占50%,未來我國內(nèi)陸核電有望推進。

  (二)資本支出:核電建設(shè)高峰期,融資需求強烈

  核電仍處資本開支高峰期,中國廣核擬發(fā)行可轉(zhuǎn)債融資。由于核電公司當前儲備核 電機組較多、且預(yù)期未來將持續(xù)有新機組核準,資本開支規(guī)模較大,我們梳理兩家 核電公司在建及已核準機組總投資,并假設(shè)未來2024-2030年年均新增4臺機組核準, 未來的機組假設(shè)單臺機組裝機120萬千瓦、投資200億元。我們假設(shè)核電建設(shè)期7年, FCD前投資比例10%,第1-6年投資比例分別為10%、16%、20%、19%、15%、10%, 在2036年全部投產(chǎn)完畢,核電資本開支高峰出現(xiàn)在2029年前后,每年投資達到800 億元左右。中國廣核惠州、蒼南共6臺機組由集團投資建設(shè),并承諾在開工后五年內(nèi) 注入公司,假設(shè)按照總投資的30%、1.2倍PB的標準收購。以廣核為例,由于資本開 支較高,中國廣核已發(fā)布可轉(zhuǎn)債發(fā)行預(yù)案,擬募資49億元用于陸豐2臺機組建設(shè)。

  中國廣核年均經(jīng)營現(xiàn)金流凈額超300億元,凈現(xiàn)比約2倍,2023年末資產(chǎn)負債率分別 為60%,自身報表仍有融資空間,疊加可轉(zhuǎn)債募資,后續(xù)資金相對充裕。由于惠州、 蒼南共6臺機組由集團建設(shè)、符合條件后注入,資產(chǎn)注入期間資金壓力較大。

  中國核電擬定增融資140億元,股本增長8.7%。根據(jù)上述假設(shè),中國核電當前在建+ 核準共15臺機組,合計裝機容量17.57GW,總投資超3000億元,假設(shè)未來2024-2030 年年均新增4臺機組核準,此外,中國核電投資建設(shè)新能源項目,假設(shè)2024-2025年 年均新增風(fēng)光裝機6GW,2026-2030年年均新增3GW,測算中國核電資本開支高峰 期接近1000億元,2024年公司計劃投資總投1216億元,預(yù)計前期投資較高。由于資 本開支較高,中國核電擬定增募集資金140億元,其中中核集團擬認購20億元,社保 基金擬認購120億元,發(fā)行價格8.52元/股,預(yù)計攤薄股本8.7%,可匹配徐大堡1-4號 機組、漳州3、4號機組、田灣7、8號機組共8臺機組,此次定增后股權(quán)融資需求較低。

  由于中國核電額外開展新能源業(yè)務(wù),年均經(jīng)營現(xiàn)金流凈額已超400億元,凈現(xiàn)比在2 倍以上。截至2023年末,中國核電資產(chǎn)負債率70%,融資壓力較大,此次定增募資 后,公司在建及核準機組均已匹配資本金,預(yù)計后續(xù)股權(quán)融資需求有限。

  核電站股權(quán)結(jié)構(gòu)相對復(fù)雜,上市公司通??毓刹⑦\營核電站。我國僅有四家集團具 備核電運營資質(zhì),分別為中核集團,中廣核集團、國家電投集團和華能集團,核電站 均由四家集團下屬公司運營,但多數(shù)核電站存在少數(shù)股東參股的情況,導(dǎo)致中國核 電和中國廣核少數(shù)股東權(quán)益和損益規(guī)模均較大。同樣的,在新建核電站中,資本開 支也由股東們等比例出資。

  (三)價:核電電價穩(wěn)定,市場化波動影響有限

  核電電價分為標桿電價和市場化兩種形式,實際市場化電價波動有限。核電電價機 制經(jīng)歷了從一廠一價到標桿電價的演變,2013年之前,核電機組執(zhí)行一廠一價機制, 根據(jù)電力項目的經(jīng)濟生命周期并按照合理補償成本、合理確定收益及稅收合規(guī)等原 則,確定上網(wǎng)電價。2013年7月2日,國家發(fā)改委完善核電上網(wǎng)電價機制,對新建核 電機組實行標桿上網(wǎng)電價政策,并核定全國核電標桿電價為0.43元/千瓦時,若標桿 電價高于當?shù)厝济簶藯U電價,則執(zhí)行當?shù)厝济簶藯U電價,在以上兩種電價機制下, 多數(shù)核電機組上網(wǎng)電價較當?shù)厝济夯鶞蕛r存在折價。隨著我國電力市場化改革,各 省也逐漸推動核電參與市場化交易,參與市場化交易的部分核電電量則執(zhí)行市場化 交易電價,但目前核電的市場化交易仍比較謹慎。

  根據(jù)核電公司定期報告,在一廠一價和標桿電價時期,多數(shù)核電計劃電價較當?shù)厝?煤標桿電價有所折價,兩者差值從-0.05~0.05元/千瓦時不等。首批三代核電機組上 網(wǎng)電價均在當?shù)囟鷻C組基礎(chǔ)上有所提升,臺山核電1~2號機組批復(fù)電價0.4350元 /千瓦時,三門核電1~2號機組批復(fù)電價0.4203元/千瓦時,海陽核電批復(fù)電價0.4151 元/千瓦時,其中三門核電、海陽核電上網(wǎng)電價均較當?shù)厝济夯鶞蕛r有所上浮。核電 標桿電價較為穩(wěn)定,在確定之后尚未調(diào)整過。

  核電市場化比例提升,近兩年市場化電價上漲。伴隨各省陸續(xù)推進市場化交易,核 電市場化比例提升,根據(jù)中國核電和中國廣核定期報告,截至2024年底,中國核電 市場化交易比例達42.7%,中國廣核市場化交易比例達57.3%,2022年起,全國市場 化交易電價上浮,以中國核電田灣核電站所在的江蘇為例,近三年年度長協(xié)電價上 浮比例超15%,也高于田灣核電標桿電價,而江蘇并不限制核電交易電價。

  各省市場化電價執(zhí)行有所差異,總體波動幅度有限。根據(jù)各省電力交易中心和上市 公司定期報告,浙江、福建、遼寧均安排了較高比例的核電市場化交易電量,但實際 市場化電價與計劃電價接近,市場化影響較小;海南核電不參與市場化交易;廣東、 廣西核電市場化電價存在溢價回收機制,將成交均價與計劃電價之差按一定比例進 行回收;江蘇省市場化電價波動會完全傳導(dǎo)至核電發(fā)電側(cè)。 江蘇省2024年年度交易均價為0.453元/千瓦時(較2023年下降1.4分/千瓦時),核電 市場交易電量較2023年增加約50億千瓦時,中國核電電價略微下降。廣東省2024年 年度交易均價為0.466元/千瓦時(較2023年下降8.8分/千瓦時),由于存在溢價回收機制,中國廣核電價僅小幅下降。

  核電上網(wǎng)電價穩(wěn)定,受市場化影響小幅波動。綜合以上標桿電價與市場化電價,近 五年核電平均上網(wǎng)電價穩(wěn)定在0.39~0.43元/千瓦時左右,2022-2023年火電市場化電 價提升帶動核電電價小幅上漲,但由于核電執(zhí)行市場化電價的電量比例較小,整體 漲幅遠小于火電電價漲幅,未來若市場化電價下行,核電電價波動幅度也將小幅下 降。

  二、成本可控,關(guān)注鈾價影響

  (一)折舊:存量機組折舊到期,成本將下行

  核電營業(yè)成本主要為折舊、燃料成本、運維費用等。以中國廣核為例,2023年公司 的營業(yè)成本結(jié)構(gòu)中,固定資產(chǎn)折舊占比30.9%、核燃料成本占比24.9%、核電運維占 比34%、計提乏燃料處置金占比10.2%。折舊成本與投資相關(guān),三代核電單位投資整 體高于二代核電,折舊年限也更長;核燃料成本主要受鈾價影響,但核電上市公司 已簽訂長協(xié)合同鎖定價格;運維成本主要為檢修、員工費用等支出;乏燃料處置金 按照已商運五年以上壓水堆核電機組的實際上網(wǎng)銷售電量征收,征收標準為0.026元 /千瓦時。

  核電度電成本小幅提升,各部分占比相對穩(wěn)定。近幾年核電度電成本基本在0.17- 0.20元/千瓦時之間小幅提升,中國核電和中國廣核度電成本相當。以中國廣核為例, 度電燃料成本約0.05元/千瓦時,度電折舊約0.06元/千瓦時,度電運維成本約0.06元 /千瓦時,計提乏燃料處置金則逐漸提升,度電成本約0.01-0.02元/千瓦時。

  核電設(shè)備折舊采用工作量法,折舊到期后盈利能力將提升。核電專用設(shè)備或機器設(shè) 備折舊采用工作量法,根據(jù)當月發(fā)電量占全生命周期內(nèi)發(fā)電量比例計提折舊。二代 機組平均折舊年限25年左右,三代機組平均折舊年限35年左右,核電機組實際使用 年限為80-100年,折舊到期后盈利空間有望進一步打開。

  三代核電單位投資成本提升,技術(shù)進步有望降本。目前二代核電機組建設(shè)成本約為 1.2-1.6萬元/千瓦,而三代核電機組由于對安全性要求更高,建設(shè)成本約為1.5-2萬元 /千瓦,其中我國自主三代核電“華龍一號”在三代機型中造價更低,為1.56萬元/千 瓦。參考二代核電機組投資成本變化趨勢,伴隨我國核電技術(shù)進步和核電裝備國產(chǎn) 化率提升,三代核電投資有望進一步下降。

  秦山核電獲批延壽20年,機組延壽提升盈利。目前國際通行二代/三代機組首次頒發(fā) 運行許可證分別為40/60年。核電設(shè)計保守、標準高、裕量大,國外核電機組延壽已 趨于成熟,部分機組獲準二次延壽,我國秦山核電一期于2021年獲批延壽20年。核 電機組改造升級成本遠低于新建,機組延壽有望帶動電站盈利提升。

  (二)燃料成本:長協(xié)鎖定鈾資源,燃料成本可控

  長協(xié)鎖定鈾資源,燃料成本可控。核電燃料成本約占營業(yè)成本的20%-30%,燃料成本中,天然鈾價格約占五成左右,其余五成為加工制造費用、相對穩(wěn)定,天然鈾價格 是主要影響因素。我國僅有中核集團和中廣核集團具有鈾礦開采和進出口的資格, 屬于高度壟斷行業(yè)。目前伴隨核電重啟需求增加,短期來看產(chǎn)能恢復(fù)尚需時間,鈾 價呈現(xiàn)周期性上漲。但核電運營商與鈾燃料制造企業(yè)簽訂長協(xié)合同、鎖定鈾價、并 提前采購鈾燃料,燃料成本可控。

  天然鈾價格快速上漲復(fù)盤天然鈾供需和價格走勢,2011年福島核事故后但一次產(chǎn)量 逐年增加并于2016年達到頂峰,鈾價持續(xù)下降,2016年之后鈾價低迷,2018年起礦 山開始減產(chǎn)關(guān)停,一次產(chǎn)量減少,二次供應(yīng)逐漸增加。目前伴隨全球核電重啟需求 增加,俄烏沖突等國際因素導(dǎo)致供給受限,短期來看產(chǎn)能擴張尚需時間,鈾價呈現(xiàn) 周期性上漲,在2024年初達到高峰后已有所回落。

  對鈾價影響度電成本進行敏感性測算,核電度電凈利潤約0.08元/千瓦時,假設(shè)核電 度電燃料成本為0.05元/千瓦時,測算在天然鈾價上漲50%、長協(xié)比例50%的情況下, 核電度電成本上漲0.006元/千瓦時。

  三、ROE 拆分:核電對標水電,ROE 中樞上行

  (一)核電盈利穩(wěn)定,資產(chǎn)周轉(zhuǎn)率有望提升

  核電盈利能力穩(wěn)定,ROE有望提升。對比中國核電和中國廣核的盈利能力,由于中 國核電擁有新能源業(yè)務(wù),中國廣核擁有建筑安裝和設(shè)計服務(wù)業(yè)務(wù),兩者整體毛利率 差距較大,僅對比核電業(yè)務(wù)毛利率,兩者均保持在40%-50%左右。從ROE的角度看, 中國核電的ROE維持在12%左右,中國廣核受建安業(yè)務(wù)影響ROE較低核電盈利能力 出色且穩(wěn)定。

  上市公司業(yè)務(wù)相對復(fù)雜,我們以福清核電站為例分析在核電不同階段ROE的變化情 況。福清核電站由中國核電控股,共運營6臺核電機組,在2014-2022年年間陸續(xù)投 產(chǎn),目前已進入穩(wěn)定運營階段。福清核電站1號機組于2014年11月商運,2015年實 現(xiàn)凈利潤8.19億元,ROE為7.2%,截至2015年底2-6號機組均已開工,在建工程占 總資產(chǎn)比例達39.4%,資產(chǎn)周轉(zhuǎn)率僅為0.05,拖累了ROE,而在機組建設(shè)完畢后,公 司ROE提升至17.6%。

  由核電建設(shè)期到運營期,分析各指標變化細節(jié)。ROE的提升主要是由資產(chǎn)周轉(zhuǎn)率提 升帶來:(1)資產(chǎn)周轉(zhuǎn)率:在建工程不貢獻收入利潤,轉(zhuǎn)固后固定資產(chǎn)占比提升、 帶動資產(chǎn)周轉(zhuǎn)率提升;(2)資產(chǎn)負債率:核電建設(shè)初期資本金比例僅為20%左右, 資產(chǎn)負債率較高,在機組投產(chǎn)后逐漸償還負債降低資產(chǎn)負債率,2015-2023年,福清 核電資產(chǎn)負債率由80%降低至68%,且未來仍有下降空間;(3)凈利率:核電的凈 利率會受到成本、費用、所得稅等影響,在運營期間有所波動,例如2020年由于研 發(fā)費用提升、所得稅率提升導(dǎo)致凈利率降至19.7%,影響了當年的ROE。整體來看, 資產(chǎn)周轉(zhuǎn)率的大幅提升能抵消權(quán)益乘數(shù)的下降,帶動ROE提升。

  (二)對標水電,核電 ROE 仍有提升空間

  我們以杜邦分析法對比核電公司與長江電力的ROE變化。長江電力的成長模式以資 產(chǎn)收購為主,由三峽集團建設(shè)水電站并在建成后注入上市公司,因此長江電力的資 產(chǎn)結(jié)構(gòu)中、在建工程占比極低,資產(chǎn)周轉(zhuǎn)率僅與注入資產(chǎn)相關(guān),因此在其成長過程 中由在建工程轉(zhuǎn)固帶來的資產(chǎn)周轉(zhuǎn)率極少體現(xiàn),長江電力的資產(chǎn)呈階梯式提升、運 營期隨折舊下降,資產(chǎn)周轉(zhuǎn)率主要隨收入波動,近十年均值為0.167;長江電力的凈 利率主要受財務(wù)費用影響,毛利率雖有波動但整體在均值附近,財務(wù)費用率在收購 后提升并逐漸下降,凈利率體現(xiàn)為在收購后下降并逐漸提升;權(quán)益乘數(shù)在收購后一 次性提升并逐漸下降。整體來看長江電力ROE的變化趨勢,負債降低權(quán)益乘數(shù)下降, 同時財務(wù)費用下降帶來凈利率提升,兩者相抵后公司ROE維持在穩(wěn)定水平,受來水 波動影響更大。

  與長江電力的模式不同,中國核電和中國廣核的資產(chǎn)主要通過自建形成,因此體內(nèi) 在建工程比例較高,總資產(chǎn)周轉(zhuǎn)率偏低,兩者對比,中國廣核的在建工程比例偏低 (集團建設(shè)惠州、蒼南核電),資產(chǎn)周轉(zhuǎn)率明顯高于中國核電,當在建工程轉(zhuǎn)固后, 資產(chǎn)周轉(zhuǎn)率呈提升趨勢,中國核電將更為明顯;同時在建工程帶來較高的資產(chǎn)負債 率,且高資本支出預(yù)計將持續(xù)較長時間,短期資產(chǎn)負債率難以降低,長期穩(wěn)定運營 后、將類似長江電力逐步降低資產(chǎn)負債率;核電凈利率類似長江電力、毛利率較為 穩(wěn)定,受財務(wù)費用影響較大,資產(chǎn)負債率下降將帶動財務(wù)費用下降、凈利率提升???體來看,在資本開支高峰期、在建工程比例較高,ROE仍能維持當前水平,未來資 本開支下降、在建工程轉(zhuǎn)固后、核電ROE有望提升。

  四、重點公司分析

  (一)中國廣核:機組投產(chǎn)、可轉(zhuǎn)債募資,看好長期成長性

  公司擬發(fā)行可轉(zhuǎn)債募資,保障核電機組建設(shè)。公司發(fā)布公開發(fā)行可轉(zhuǎn)債預(yù)案公告, 擬募資不超過 49 億元,用于陸豐 5、6 號機組建設(shè)根據(jù)公司財報及投產(chǎn)公告,截至 2024 年 5 月末,公司在運裝機 31.76GW,在建+核準 10 臺機組合計 12.06GW,其 中陸豐#5、#6 為公司自行建設(shè),預(yù)計總投資 409 億元,也是此次可轉(zhuǎn)債募資方向; 寧德#5、#6 由聯(lián)營企業(yè)寧德第二核電建設(shè)(公司持股 43%),寧德#5 已于 7 月 28 日開工,惠州、蒼南 6 臺機組由集團委托公司管理在建。除此次募資外,截止 Q1 公 司資產(chǎn)負債率僅 60%,未來自有資金融資空間充裕。 多機組并網(wǎng)貢獻增量,業(yè)績穩(wěn)健增長。根據(jù)公司財報,因防城港#3 于 2023 年 3 月 投產(chǎn)、及平均利用小時數(shù)提升,2023 年公司控股核電發(fā)電量同比+7.3%,帶動 23 年 利潤同比提升 7.64%,2024Q1 實現(xiàn)歸母凈利潤 36.04 億元(同比+3.38%)。2023 年 11 月底臺山#1 重新并網(wǎng)、2024 年 5 月防城港#4 投產(chǎn),2024 年兩臺核電機組貢 獻電量增量。

  根據(jù)公司經(jīng)營公告,上半年因大修影響,公司發(fā)電量僅同比提升 0.08%。 核電公用事業(yè)化加速,看好核電長期分紅價值。國務(wù)院連續(xù)兩年分別核準 10 臺機 組,核電核準常態(tài)化保障中長期成長空間,公司規(guī)劃 2035 年裝機達到 70GW,較當 前裝機提升一倍以上。此外,核電商業(yè)模式類似水電,遠期分紅能力強,成長空間廣 闊,公用事業(yè)化加速。

  (二)中國核電:核電+新能源雙輪驅(qū)動,中長期成長空間廣闊

  公司擬定增發(fā)行 16.43 億股(占當前總股本 8.7%),發(fā)行價 8.52 元/股(為最新股 價的 74%),募資 140 億元,其中中核集團認購 20 億元,社保基金認購 120 億元, 本次發(fā)行股份限售期三年。募集資金擬用于徐大堡 1-4 號機組、漳州 3、4 號機組, 田灣 7、8 號機組建設(shè),8 臺機組總投資 1848 億元。

  截至 2024 年 3 月末,公司在 建+核準 15 臺核電機組,裝機 17.57GW,總投資超 3000 億元,同時新能源裝機也 在穩(wěn)步推進,2024 年公司規(guī)劃投資 1216 億元,公司本次定增也將緩解資本開支壓 力。此外,公司承諾 2024-2026 年分紅率不低于當年可分配利潤的 30%,預(yù)計分紅 率保持穩(wěn)定。 公司 2024H1 完成發(fā)電量 1053 億千瓦時,同比增長 4.43%,其中核電發(fā)電量 892 億千瓦時,同比下降 1.24%(Q1 同比-3.1%、Q2 同比+0.7%),主要系大修及福清 檢修影響;24H1 新能源發(fā)電量 161 億千瓦時,同比增長 52.87%,上半年新增新能 源裝機 3.85GW,截至 2024 年 6 月末,公司在建新能源裝機 14.72GW,其中風(fēng)電 3.25GW、光伏 11.47GW。

  報告來源:【未來智庫】

  報告出品方/作者:廣發(fā)證券,郭鵬、姜濤、郝兆升


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