核电龙头公司， 核电装机容量全国第一。 公司主营业务为建设、 运营及管理核电站， 销售该等核电站所发电力。 截至 2023年 12月， 公司管理运营的在运机组达 27台， 装机容量 30.57GW， 占中国大陆在运机组装机容量 53.59%； 核准及在建机组 11台， 装机容量 13.25GW。 能源低碳转型趋势下， 核电成长空间巨大。 核电链是全生命周期碳排放最小的发电技术之一， 且可作为电力系统基荷能源， 具有大规模替代火电的潜力。 在我国水电开发临近上限、 气电受限于天然气资源劣势的情况下， 核电在电力系统中的占比有望进一步提高， 预计到 2035年， 核能发电量在总发电量的占比有望达到 10%， 相比 2022年翻倍。 有望量价上升， 具备降本空间。 2023年我国核电利用小时数 7661小时，多年来保持稳定且有上升趋势， 随着核电核准常态化， 发电量有望持续稳定增长。 从长期来看， 市场化电价有望继续上升， 核电市场化交易比例有望提高， 电价有上浮弹性。 从成本构成来看， 核电项目进入平稳运营期后占比最高的固定成本主要受项目造价及融资成本影响， 当前“华龙一号” 机组造价 1.6万元/kW， 测算度电净利润约 0.088元， 随着借款还请和折旧完成， 远期核电度电净利润可达 0.204元。 随着技术不断成熟和迭代， 若造价降至 1.5万元/kW， 度电净利润将提升至 0.095元。 业绩增长压制因素消除， 静待投产稳定期。 台山机组检修期间严重拖累了公司业绩增长， 2023年 11月 27日台山 1#机组恢复并网发电， 公司核电业务回归稳健。 2026年公司有望进入每年新增投产两台核电机组的投产稳定期。 在我国每年核准 6-8台核电机组的前提下， 公司每年新增在建及核准待建机组有望维持在 2-4台水平。 按照每年核准 2台机组， 每台机组装机容量 1200MWe， 利用小时数 7500小时， 厂用电率 6.5%和含税电价 0.42元/千瓦时测算， 投产首年满负荷运行情况下， 将为公司带来约 63亿元的营收， 受益于机组投产前五年不征收乏燃料处置金和所得税“三免三减半” 优惠政策， 带来净利润约 24亿元。 盈利预测与估值： 我们预计 2023-2025年公司归母净利润分别为108.5/124.9/132.2亿元， 同比增长 8.9%/15.1%/5.9%； EPS 分别为0.21/0.25/0.26元。 通过多角度估值， 预计公司合理估值 4.78-4.94元之间， 较当前股价有 24%-30%的溢价， 首次覆盖， 给予“买入” 评级。 风险提示： 电价下调， 用电量增速不及预期， 政策不及预期， 核安全风险。

全国核电运营龙头 ， 集团一体化优势为公司赋能。 公司是中广核集团旗下唯一核能发电平台，是中国核电行业最大的参与者 ，行业领先地位稳固。 截至 2023年末，公司管理的在运核电机组容量 30.57GW，占全国在运核电总装机的 53.85%；其中控股子公司装机容量 23.85GW，占公司管理的在运机组容量的 78.04%。 中广核集团业务覆盖核电产业链上下游，协同效应明显。 其中上游主要包括铀矿开采和提炼 ，公司和中广核铀业签订了长期核燃料组件总包供应合同， 确保核燃料价格和供应稳定；中游主要包括核电站工程 ，全资子公司能够提供工程一体化服务 ，实现降本增效；下游主要包括核电站运营，其中集团下属惠州、苍南机组将择机注入公司。集团建设再注入模式 ， 有利于减轻上市平台资本开支压力。 在建项目增长空间超过 40%，市场化交易推动电价稳中有升。 截至 2023年末， 公司在建项目 11台， 总装机 13.24GW， 占在运装机比例 43%，并将在十四五和十五五期间陆续投运。 公司厂址储备充足，能够满足当前核准节奏并抓住核电行业发展机遇。 核电计划电价普遍低于所在省份燃煤标杆基准价，近年来公司市场化交易占比由 2018年 33%提升至 2023年上半年 55%， 同期公司平均上网电价（不含税）由 0.358元 /千瓦时提升至 0.376元 /千瓦时。 由于公司大部分机组位于广东、广西等电力供需偏紧的省份，且核电计划电价低于市场电价，因此市场化有望推动公司上网均价稳中有升。 核电政策转向积极， 长期成长空间广阔。 十四五以来，核电政策转向积极，2019~2023我国核电审批分别为 6/4/5/10/10台，加速趋势明显。预计 2025、2030、 2035年我国核电在运装机将分别达到 70GW、 110GW、 150GW，核电建设有望按每年 8-10台推进。根据中国核工业数据，我国初步勘查选择的核电站厂址容量可以支撑 400GW 的装机规模，按照目前在运装机 57GW 测算，远期装机成长空间超过 600%。 核电兼具稳定性与成长性，估值修复空间大。 2016年以来，由于核电发展政策有所反复，以及水电业绩高度稳定、分红比例持续上升的共同作用，水电板块估值反超核电。截至目前，核电板块估值（PE TTM）仅为 14.6倍，低于水电板块 21.5倍。核电兼具稳定性与成长性， 我们认为其估值水平有望向水电靠拢，估值修复空间大。稳定性方面， 核电不受环境因素影响， 利用小时数远高于其他电源， 盈利能力稳定，具有较强防御属性；成长性方面，核电储备厂址丰富，远期装机增长潜力远高于水电。 投资建议： 预计 2023-2025年公司归母净利润分别为 112.64/122.62/135.58亿元，对应 PE 分别为 14.6x/13.4x/12.1x，维持“推荐”评级。 风险提示： 在建项目推进不及预期的风险，电价下调的风险，原料成本上升的风险等。

事件：11 月 28 日，公司发布台山 1 号机组换料大修进展公告，机组已完成年度换料大修工作，并调整增加部分检查和试验等相关工作，机组各项参数满足核安全法规和电厂技术规范要求，并于 2023 年 11 月 27日恢复并网发电。 台山机组恢复运行，业绩压制因素消除：台山核电为三代技术 EPR 机型的全球首堆，1、2 号机组分别于 2018年 6 月和 2019 年 6 月建成投产，机组单机容量达到 175 万千瓦，为全球单机容量最大的核电机组。台山 1 号机组投产后经历停机检修及换料大修拖累公司业绩。根据公司公告，台山 1 号在运行过程中出现少量燃料破损，考虑到其为 EPR 机型全球首堆，且投入运行不久，于 2021 年 7 月至 2022 年 8 月进行停机检修工作，对公司 2021 年及2022 年业绩形成较大拖累，两年台山核电子公司净利润分别为-6.5亿元和-21.25 亿元，成为公司过去两年业绩增速放缓的核心因素。 今年一季度以来公司对台山 1 号机组进行年度换料大修，由于在本次换料大修期间对 1 号机组调整增加了部分检查和试验等相关工作，大修时间较长利用小时数低（上半年 1 号机组利用小时数仅为 604 小时），预计同样压制今年台山核电业绩。本次年度换料大修及检查试验工作完成后，我们预计公司台山核电机组后续有望恢复正常运行，业绩制约因素消除，有望为公司明年带来业绩弹性。 核电高速审批趋势下长期业绩稳健增长可期：装机持续投产为公司长期业绩增长的核心驱动力。从短期看，公司广西防城港 4 号机组预计于明年投产发电，带来新增电量及业绩增长，从长期看，能源结构转型背景下核电高速审批趋势有望延续，2022 年国常会共核准 10 台机组，较 2021 年数量翻倍，今年 7 月再次一次性核准 6 台机组，今年不排除有二次审批的可能性。未来随着高比例新能源发电背景下对于清洁基荷电源需求的提升，后续核电高速核准趋势仍有望持续。截至目前公司在建及核准待建机组合计达到 9 台，充足在建项目保障长期业绩实现稳健增长，其作为兼具业绩稳定和长期成长电源的稀缺性仍值得重视。 投资建议： 我们预计公司 2023 年-2025 年的收入分别为 915.23 亿元、990.29 亿元、1049.96 亿元，增速分别为 10.5%、8.2%、6.0%，净利润分别为110.06 亿元、125.61 亿元、132.83 亿元，增速分别为 10.4%、14.1%、5.7%；维持买入-A 的投资评级，给予 2024 年 16 倍 PE，6 个月目标价为 4.0 元。 风险提示：项目审批进度不及预期、核电机组投产进度不及预期、下游需求不及预期、电价下降风险、安全生产风险

投资要点： 中国广核 10月 26日发布 2023年三季报，前三季度实现营业收入598.42亿元，同比增长 2.44%；归母净利润 97.00亿元，同比增长10.36%。其中第三季度实现营业收入 205.67亿元，同比减少 5.63%； 归母净利润 27.41亿元，同比减少 5.08%。 单季度业绩增速略有放缓，但前三季度整体表现稳定公司 2023年第三季度同比增速较前两季度出现一定程度下滑,营业收入、归母净利润同比增速分别下滑至-5.63%、-5.08%，主要是由于第三季度公司其他收益及投资净收益分别同比下滑 57.49%、23.59%，且少数股东损益同比增长 22.15%。 公司 2023年前三季度整体经营稳定。2023年 1月至 9月份，公司营业收入同比略增 2.44%，是由于公司控股子公司上网电量较上年同期增加约 103.1亿千瓦时，较 2022年同期增长 9.07%，但全资子公司中广核工程公司对控股股东中广核风电业务的施工量有所减少，上网电量增长与工程业务收入减少，两个因素对冲使得整体营收增速实现小幅度上涨。根据公司披露的 2023年三季度经营业绩电话会内容，公司通过开展部分银团贷款置换和利率压降，使得存量的贷款利率有所下降，2023年前三季度公司平均融资成本 3.30%，比 2022年全年下降 59BP。 偿还到期债务以及贷款利率下降等使得公司 2023年前三季度财务费用同比减少 15.76%，公司营业总成本同比降低 2.78%。营业总收入的增长及营业总成本的下降使得公司 2023前三季度取得 10.36%的归母净利润增长。 市场化交易电价上涨带动公司毛利率稳步增长公司核电市场化交易占比已超五成。根据公司披露的 2023年三季度经营业绩电话会内容，前三季度公司市场化交易电量约 888.9亿千瓦时，占比 56.0%，与 2022年同期基本持平。 2023年前三季度，公司市场化交易电量的平均电价为 0.4025元/千瓦时（含税），比 2022年同期 0.3995元/千瓦时有所上涨，电价上涨带动公司毛利率的提升。2023年前三季度，公司毛利率提升至 39.98%，较 2022年同期 37.31%增长 7.16%；净利率提升至 25.58%，较 2022年同期 22.42%增长 14.09%。2024年，预计公司将积极争取更多上网电量和更优电价。 核电核准常态化，公司储备项目稳步推进2023年 7月 31日，公司宁德 5号及 6号机组获得国常会核准，截至2023年 9月 30日处于核岛首罐混凝土浇筑（FCD）准备阶段。截至2023年 9月末，公司共管理 9台已核准及在建核电机组，1台处于调试阶段，4台处于设备安装阶段，2台处于土建施工阶段，2台处于 FCD准备阶段。 截至 2023年三季度末，公司运营管理的核电装机容量合计 3056.8万千瓦，占同期我国核电总装机容量 5676万千瓦的 53.85%。公司子公司核电站装机容量为 2385.4万千瓦，其中阳江/宁德/台山/防城港/岭东/ 岭 澳 / 大 亚 湾 核 电 站 装 机 容 量 分 别 为651.6/435.6/350/336/217.4/198/196.8万千瓦；公司联营企业红沿河核电站装机容量 671.4万千瓦。 公司建安业务有望回暖，研究收购控股股东核电资产方案2023年前三季度，由于工程公司对母公司中广核集团海上风电业务量下降，公司建安业务收入同比下降。随着后续核准项目的逐渐增加，工程公司也将逐步以核电项目建设为主。同时，2023年 7月底核准的华能山东石岛湾一期扩建工程将采用公司的华龙一号技术，公司将为其提供部分工程服务。预计公司营业收入占比接近三成的建筑安装和设计服务业务收入将会在未来有所回暖。 另外，根据公司披露的 2023年三季度经营业绩电话会内容，控股股东中广核集团承诺，相关核电资产最晚不迟于核电项目开工后五年内，在项目符合注入条件后将核电资产注入公司。目前公司正在研究惠州、苍南核电资产收购方案，在考虑公司全体股东利益和公司总体经营稳定的前提下，与控股股东协商确定收购时机。 盈利预测和估值公司作为国内核电上市企业的双寡头之一，运营管理的核电机组装机规模全国排名第一；公司市场化交易的电量占比超过一半，上网电价有所提升；建安业务也将有所回暖，公司整体经营稳健。公司实施长期稳定的分红政策，2021、2022年现金分红总额分别为 42.42亿元、43.93亿元。从中长期视角看，公司新核准项目将陆续开工建设，并存在控股股东的核电资产注入预期，具有较好的成长空间。 预计公司 2023、2024年、2025年归属于上市公司股东的净利润分别为 115.25亿元、121.58亿元和 130.85亿元，对应每股收益为 0.23、0.24和 0.26元/股，按照 10月 30日 2.97元/股收盘价计算，对应 PE分别为 13.01X、12.34X、11.46X，维持公司“增持”投资评级。 风险提示：政策推进不及预期；项目进展不及预期；电力需求不及预期；电价下滑风险；系统风险。

事件概述： 10月 25日， 公司发布 2023年三季度报告，前三季度实现营业收入 598.42亿元，同比增长 2.4%（经重述） ；归母净利润 97.00亿元，同比增长 10.4%（经重述） ；扣非归母净利润 96.50亿元，同比增长 13.0%（经重述） 。 第三季度公司实现营业收入 205.67亿元（经重述） ，同比下降 5.6%；归母净利润 27.41亿元，同比下降 5.1%（经重述） ；扣非归母净利润 26.98亿元，同比下降 4.3%（经重述） 。 电量环比走弱， 市场化比例提高： 3Q23公司完成发电量（含联营） 564.15亿千瓦时，同比增长 6.1%，环比下降 3.4%。 其中， 在粤机组完成发电量 290.97亿千瓦时，同比增长 4.9%，环比下降 0.7%； 粤外机组合计完成发电量 273.18亿千瓦时，同比增长 7.5%，环比下降 6.2%。 我们测算 Q3公司市场化电量比例达 56.9%，同比提高 1.7个百分点。考虑到 Q4公司仅需完成 2个已经进行的年度换料大修以及新开 1个年度换料大修，四季度电量有望修复。 季度大修增加推高成本： 3Q23公司实际完成 1个首次大修和 5个年度换料大修， Q2公司首次大修、十年大修、 换料大修各一次， 大修次数增加推高公司单季度成本， Q3公司营业成本 134.13亿元，环比提高 8.6%，致使 Q3毛利率下降至 34.8%，环比下降 9.2个百分点。 此外公司 Q3投资收益环比减少 1.25亿元至 4.27亿元。 成本推高及投资收益下滑， 公司 Q3营业利润环比减少 16.09亿元至 53.20亿元。 在建项目加速推进： 公司在建项目中，陆丰 6号机组正式开工建设，进入土建施工阶段；新核准宁德 5、 6号机组处于核岛首罐混凝土浇筑（FCD）准备阶段；受托管理的苍南 2号机组已经实现穹顶吊装，进入设备安装阶段。 投资建议： Q4大修减少，电量环比有望修复，同时成本支出回落毛利率回升，公司全年业绩无虞。 考虑到电量、电价情况， 维持对公司的盈利预测，预计23/24/25年 EPS 分别为 0.23/0.24/0.25元，对应 10月 25日收盘价 PE 分别为 13.3/12.8/12.3倍， 参考可比公司估值， 给予公司 23年 15.0倍 PE 估值，目标价 3.45元/股， 维持“谨慎推荐”评级。 风险提示： 1）核安全事故； 2）政策变化； 3）新技术遇阻； 4）电价调整； 5） 汇兑损失。

事件： 公司发布 2023年三季报， 前三季度实现营收 598.42亿元，同比增长2.44%； 归母净利 97.00亿元，同比增长 10.36%。 经现净额 269.98亿元，同比增加 10.97%。 ROE(加权)为 8.82%，同比上升 0.35pct。 23Q3单季度实现营收205.67亿元，同比减少 5.63%；实现归母净利润 27.41亿元，同比减少 5.08%。 装机增长、费用下降推动公司业绩、盈利能力稳中向好。 报告期公司电价基本保持稳定，得益于上网电量增加以及财务费用下降，公司营业收入、盈利能力稳中有升： 报告期公司毛利率、 净利率分别为 39.98%、 25.58%， 同比+2.67pct、 +3.16pct， 期间费用率 11.90%， 同比-1.30pct。 公司 23Q3单季度营收及利润出现小幅下滑，或因机组检修时间同比较长。 报告期公司资产负债率小幅下降至 60.23%，同比-0.68pct。 报告期收现比 114.62%、净现比 1.67，公司现金流状况延续优异表现。 在建装机逐步投运，公司业绩稳健增长确定性强。 报告期，公司运营管理的核电机组总发电量约为 1697.07亿千瓦时，较去年同期上升 11.39%。总上网电量约为 1589.89亿千瓦时，较去年同期上升 11.31%。 公司红沿河 6号机组、防城港 3号机组分别于 2022年 6月 23日投运、 2023年 3月 25日投运，装机容量增加是公司发电量、上网电量增加的主要因素。 截止 2023年 9月 30日，公司管理 27台在运核电机组，总装机容量 30.57GW,在建核电机组 7台，总装机容量 8.41GW,另 2023年 7月 3日，公司联营企业宁德核电 5、 6号机组已获得国务院核准，均采用华龙一号核电技术，单机容量 1.21GW。目前公司在建项目中，防城港 4号机组预计 2024年上半年投产，陆丰 5号、 6号机组预计分别于 2027年、 2028年投产；委托管理项目，惠州1号、 2号机组预计分别 2025年、 2026年投产，苍南 1号、 2号机组预计分别2026年、 2027年投产。在建项目的逐步投产将为公司提供持续增长动力。 占据核电半壁江山，审批加速打开成长空间。 公司是中广核集团核能发电的唯一平台，占据我国核电装机半壁江山。 截至 2023年 6月 30日，我国投入商业运行的核电机组共 55台，公司管理装机容量合计 37.78GW，占全国在运及在建核电总装机的 45.87%。 2019~2023（M10）我国核电审批分别为 6/4/5/10/6台， 加速趋势明显。核电做为清洁高效的基荷能源，在全国电力供需偏紧、稳定性较弱的新能源装机占比大幅提升背景下，未来将对新型电力系统的安全稳定发挥重要作用。 根据中国核工业数据，我国初步勘查选择的核电站厂址容量可以支撑 4亿千瓦的装机规模，按照目前在运装机 5699万千瓦测算，远期装机成长空间超过 600%。 估值分析与评级说明： 预计公司 2023-2025年归母净利润分别为 113.23亿元、 121.53亿元、 129.85亿元，对应 PE 分别为 13.4倍、 12.5倍、 11.7倍， 给予“推荐”评级。 风险提示： 在建项目推进不及预期的风险，电价下调的风险，原料成本上升的风险等。

事件概述：8月23日，公司发布2023年半年度报告，报告期内实现营业收入392.76亿元，同比增长7.25%；归属于上市公司股东的净利润69.59亿元，同比增长17.91%（经重述）；归属于上市公司股东的扣非净利润69.52亿元，同比增长21.50%（经重述）。 防3入列，广东省外机组出力提振：2Q23公司按计划完成了3个机组的换料大修，而上年同期公司共完成5个机组的换料大修。受益于大修次数减少，Q2公司完成发电量（含联营）584.24亿千瓦时，同比增长16.5%，环比增长6.5%。 其中，在粤机组完成发电量292.92亿千瓦时，同比增长3.5%，环比下降2.4%；粤外机组合计完成发电量291.32亿千瓦时，同比增长33.5%，环比增长17.2%。 电量增长推高营收，2Q23公司实现营业收入209.87亿元，同比增长7.9%，环比增长14.8%。 降本与投资收益推高营业利润：1H23公司整体毛利率提升2.64个百分点至42.7%，同比增加毛利润20.99亿元，其中Q2毛利率提升4.11个百分点至44.0%，同比增加毛利润14.78亿元。此外公司Q2投资收益同比增加2.56亿元至5.52亿元。降本、增利推动公司Q2营业利润同比增加14.85亿元，增速达到27.3%，超过营业收入增速19.4个百分点。但因部分机组税收优惠政策到期，Q2公司所得税费用同比增加3.45亿元至11.90亿元，增幅40.8%，税费影响下Q2公司实现归母净利润34.73亿元，同比增长13.8%，低于营业利润增速。 宁德5、6获得核准，储备项目蓄势待发：2023年7月31日，国常会核准6台核电机组，其中4台使用“华龙一号”技术，包括公司的宁德5、6号机组以及华能石岛湾1、2号机组。此外，公司陆丰1、2号机组、招远1、2号机组以及三澳3、4号机组已经开始公示、审核，后续有望获得核准。 投资建议：公司新机组投产推高电量，持续的降本增利推动业绩改善。宁德5、6机组核准之后，仍有6台机组持续推进。考虑到电量、电价情况，维持对公司的盈利预测，预计23/24/25年EPS分别为0.23/0.24/0.25元，对应8月23日收盘价PE分别为14.0/13.4/12.9倍，参考可比公司估值，给予公司23年15倍PE估值，目标价3.45元/股，维持“谨慎推荐”评级。 风险提示：1）核安全事故；2）政策变化；3）新技术遇阻；4）电价调整；5）汇兑损失。

业绩简评3月 15日晚间公司披露 22年年报，22全年实现营收 828.2亿元，同比+2.7%；实现归母净利润 99.6亿元，同比+2.1%。 其中，Q4实现营收 244.1亿元，同比+13.3%；实现归母净利润 11.8亿元，同比+14.96%。业绩符合预期。 经营分析电量视角：公司 22全年发电量为 2113.1亿千瓦时，同比-1.2%（子公司 1661.4亿千瓦时、联营公司 451.7亿千瓦时）。电量下滑主要受前三季度台山 1、2号机组大修拖累，以及防城港 3号机组投运时间表延后影响。4Q22单季度子公司与联营公司总发电量分别为 452.9亿千瓦时、136.8亿千瓦时，分别同比+3.3%、+20.5%。台山核电站换料大修完成、电量环比大幅改善带来总电量重回正增长；公司联营的红沿河电站电量增长主因 6M22起 6号机组投运、贡献增量。 电价视角：公司 22全年市场化电量占比持续升至 55.3%（同比+16.2pct），市场电均价 0.4017元/千瓦时（同比+12.4%）。 当前电力供需紧张局面仍存，22年电价普遍上浮为 23年电力中长协价格签订提供指引，利好核电公司提前锁定优价（中长协电量约占市场电总量的 90%）。 防城港 3号机组并网，将为 23年业绩贡献增量。由于该机组为公司首个华龙一号机组，并网时间相较此前规划的 2H22有所延后，至 12M22已首次达到临界状态。我们预计 132万千瓦装机全年将对应电量 100亿千瓦时、对 23年售电业务营收增量贡献达 57.7%。 盈利预测、估值与评级受益于新机组投产与市场化电价上浮，公司业绩有望保持稳健增长。我们预计公司 2023~2025年分别实现归母净利润109.74/126.70/137.98亿元，EPS 分别为 0.22/0.25/0.27元，对应 PE 分别为 13倍、11倍和 10倍，维持“增持”评级。 风险提示核电站安全运营风险、核电机组检修影响电量风险、电力价格波动风险等。

事件概述：3月15日，公司发布2022年度报告，报告期内实现营业收入828.22亿元，同比增长2.66%（经重述）；归属于上市公司股东的净利润99.65亿元，同比增长2.06%（经重述）；归属于上市公司股东的扣非净利润97.70亿元，同比增长0.08%。公司拟向全体股东每股派发现金股利0.087元。 台山影响渐消，单季度电量增速回正：自2022年8月15起，台山1号机组重新并网发电，随着机组运行功率逐渐恢复，Q4台山核电完成发电量49.06亿千瓦时，同比增加10.30亿千瓦时，同比增长26.6%，台山核电对公司发电量的影响渐消。4Q22，公司仅有四次换料大修，单季度完成发电量589.66亿千瓦时，同比增长6.8%，环比增长10.9%，逆转前三季度电量增速颓势，实现单季度同比正增长。 电价上行抵消电量下滑，售电收入同比持平。公司2022年综合上网电价上浮1.8分/千瓦时，一方面是电价相对较高的台山机组检修影响逐渐减轻；另一方面是公司市场化交易电量增加，报告期内公司市场化交易电量占总上网电量的55.3%，较2021年提高16.2个百分点。公司核电市场电量可以分为广东省内优价满发电量、广东省内市场交易电量以及省外市场交易电量三部分，当前电力供应偏紧背景下，市场化交易电价上涨，量价齐升增益公司市场化交易电量部分。 2023年，广东省内火电年度交易价格较基准价上浮约20%，公司省内机组市场化交易电价有望维持高位。 核蓄储一体化+核能供暖，拓展业务边界：公司积极配套建设抽水蓄能及电化学储能项目，截至2022年12月底，公司已获得广东省内两个抽水蓄能项目控股开发权，并参与一个抽水蓄能项目的建设；同时，公司也与其他企业合作拟在广东联合打造大型核储互补电化学储能示范项目。核蓄储一体化可以有效提升核电机组运行稳定性，降低核安全风险，并能对冲电力市场现货价格波动，稳定核电交易价格。核能供暖将探索核能多元化产品，打造以核能为中心的多能互补综合利用方式，拓展公司核电业务边界。 投资建议：台山1号机组检修影响逐渐消退，4Q22公司电量表现超预期，市场化交易电量部分受益于量价齐升抵消整体电量下滑影响。考虑到防城港3号机将于2023年上半年商运，调整对公司的盈利预测，预计23/24年EPS分别为0.23/0.24元（前值0.23/0.23元），新增25年EPS预测值0.25元，对应3月15日收盘价PE分别为12.9/12.4/11.9倍，参考公司动态估值及新业务发展潜力，给予公司23年15倍PE估值，目标价3.45元/股，维持“谨慎推荐”评级。 风险提示：1）核安全事故；2）政策变化；3）新技术遇阻；4）电价调整；5、汇兑损失。

事件概述：10月26日，公司公布2022年第三季度报告，第三季度实现营业收入217.93亿元，同比下降2.14%（经重述）；归属于上市公司股东的净利润28.86亿元，同比下降11.05%（经重述）；归属于上市公司股东的扣非净利润28.18亿元，同比下降12.44%（经重述）。前三季度实现营业收入584.15亿元，同比下降1.22%（经重述）；归属于上市公司股东的净利润87.90亿元，同比增长0.55%（经重述）；归属于上市公司股东的扣非净利润85.43亿元，同比下降1.25%（经重述）。 台山、阳江出力下滑影响收入：3Q22公司运营机组完成发电量531.53亿千瓦时，同比下降7.6%；其中控股发电量416.76亿千瓦时，同比下降9.5%。 虽自8月15日起台山1号机组已重新并网发电，但2号机开始年度换料大修，Q3台山核电发电量14.26亿千瓦时，同比减少36.04亿千瓦时，降幅71.7%；且阳江核电单季度发电量同比减少10.08亿千瓦时，Q3营收同比减少4.76亿元。 费用增长拖累成本：Q3公司研发费用4.38亿元，同比增加2.23亿元，增幅103.5%；虽然利息费用同比减少1.76亿元，但总体财务费用仍增加0.67亿元，或与汇兑损益有关。四费合计同比增加3.61亿元，叠加收入下滑，导致单季营业利润同比下滑8.60亿元。 Q4大修影响渐消：公司Q3已经开始岭东1号、宁德2号、台山2号的年度换料大修，Q4除完成前述三个机组的大修之外，仅需开展大亚湾1号的年度换料大修，大修对电量的影响或有所缓解。公司的“华龙一号”首堆防城港3号机6月已完成热试，预计将于Q4投产；同样采用“华龙一号”技术的陆丰核电5号机也在9月8日FCD，成为公司“十四五”首台开建的控股机组。 投资建议：公司Q3电量下滑、费用增长，导致利润不及预期。重新投运的台山1号、预计年内并网的防城港3号，有望在Q4贡献出力。根据公司发电量变化，调整对公司盈利预测，预计22/23/24年EPS分别为0.19/0.23/0.23元（前值0.20/0.23/0.23元），对应10月26日收盘价PE分别为14.5/11.8/11.7倍，维持22年15.0倍PE，目标价2.85元/股，维持“谨慎推荐”评级。 风险提示：1）核安全事故；2）政策变化；3）新技术遇阻；4）电价调整。

公司于8 月24 日晚间发布2022 年中报，2022H1 营收366.2 亿元（同比-0.7%），归母净利润59.0 亿元（同比+7.4%）。其中，Q2 营收194.4 亿元（同比-1.4%）；归母净利润30.5 亿元（同比-2.3%）。业绩符合预期。 经营分析 2022H1 电力销售收入小幅下滑，系机组维修导致上网电量减少。公司2022H1 售电收入为278.0 亿元（同比-0.6%）、在运核电机组上网电量为928.4 亿千瓦时（同比-2.5%），其中岭澳电站同比-16.9%，宁德电站同比-11.4%，防城港电站同比-12.3%，主因上述电站换料大修，其中岭澳电站开展十年大修；台山电站同比-35.47%，但经过持续一年的检修后，已于8 月重新并网。盈利指标方面2022H1 毛利率同比+7.9%，净利率同比+2.8%，主因市场电价上升。 2022H2 上网电量及电力市场化比例有望提升。电量方面：台山1 号机组装机容量175 万千瓦，占公司核电总装机的6.2%，当前重新并网；防城港3 号机组于6 月5 日完成热态功能试验，下半年有望并网，红沿河6 号机组于6月23 日投入商业运营，预计2022H2 上网电量将有显著提升；电价方面：市场化交易电量的平均含税电价为0.4009 元/千瓦时（同比+13.5%），2022H1市场化交易电量占比进一步升至55%（同比+17.1pct）。广东省今年有10 台机组进入市场交易，福建、广西机组全部参与市场化，辽宁机组市场化比例超70%，市场交易比例逐步提高。 拓展核能配储，支持核电业务。公司与汇宁时代合作投资1.3GW/2.6GWh 电化学储能项目，总投资约60 亿元，有利于提升核电机组运行稳定性、稳定核电交易价格。 投资建议 预计公司 2022-2024 年实现归母净利润108.3/122.1/132.7 亿元，EPS 分别为0.21/0.24/0.26 元，对应 PE 分别为13 倍、11 倍和10 倍，维持“增持”评级。 风险提示 核电站安全运营风险、核电机组检修影响电量风险、电力价格波动风险等。

事件概述：7月6日，公司公布2022年上半年发电量完成情况，1H22管理核电机组总发电量991.95亿千瓦时，同比下降1.9%；总上网电量928.35亿千瓦时，同比下降2.5%。 台山1号仍拖累电量表现，检修完成等待重启：台山核电1号机组自2021年7月30日起停堆检修至今，1H22台山核电完成发电量约69.93亿千瓦时，同比下降35.5%。参考同等装机规模的台山2号表现，1号机组相应减少半年度发电量约50-70亿千瓦时，停机影响显著。7月1日，公司在E互动平台表示，台山1号机的检修工作已基本完成，重启和并网的各项准备工作正在有序推进。 用电需求不振、西南水电出力提升，挤压广东省内核电机组空间：2022年初广深地区受疫情冲击，1-2月份广东省用电量同比增长3.0%，低于全国平均增速1.8pct，用电需求回落明显。西南来水如期改善，水电出力提升，挤压省内发电机组电量空间，3-5月份广东本省发电量同比增速分别为-1.6%、-0.7%、-27.2%，连续三个月同比负增长。1H22公司在广东省内机组完成发电量558.20亿千瓦时，同比下降3.2%，其中，2Q22完成发电量283.15亿千瓦时，同比下降4.1%。 2H22红沿河新机组有望贡献增量：1H22红沿河核电完成发电量200.18亿千瓦时，同比增长16.4%；其中，Q2发电量同比增长7.5%。6月底红沿河6号机组商运，预计下半年将贡献新的增量。 投资建议：疫情反复导致用电需求不振，叠加水力出力提升，公司广东省内核电机组出力下滑，同时机组停机影响冲击仍在，抵消新机组投产的增量电量，上半年公司发电量回落。下半年新投产的红沿河6号机以及完成检修的台山1号机有望助力公司电量、业绩提升。维持对公司的盈利预测，预计22/23/24年EPS分别为0.20/0.23/0.23元，对应7月6日收盘价PE分别为13.7/12.3/12.0倍，维持22年15倍PE，目标价3.00元/股，维持对公司“谨慎推荐”评级。 风险提示：1）核安全事故；2）政策变化；3）新技术遇阻；4）电价调整；5）汇兑损失。

业绩简评公司于2022年4月8日与4月22日分别发布2021年报及2022一季报：2021全年实现营收、归母净利润分别为806.8亿元（YOY+14.3%）、归母净利润97.3亿元（YOY+1.8%）；2022Q1实现营收、归母净利润分别为171.8亿元（YOY+0.2%）、归母净利润28.5亿元（YOY+20.1%）。2021年8月起台山核电1号机组停机检修，影响全年及今年一季度发电量。 经营分析2021年内无新增控股装机，利用小时数提升，带来上网电量稳定增长。 2021年售电业务营收587.1亿元（同比+5.8%），营收占比72.8%（同比-5.9pct），电价稳定，营收增长主因上网电量增加。台山核电1号机组自8月起停机检修，使该机组2021全年利用小时数同比减少了16.8%，预计少发电量约40亿千瓦时；但基于国内用电需求旺盛的背景下，在运机组全年利用小时数均值达7731小时，同比增加422小时，录得全年控股机组上网电量1639.2亿千瓦时，同比+5.2%。 2021Q1市场化电量的单价提升，带动盈利能力提升。2021Q1净利润高增，毛利率、净利率分别升至40.3%（同比+3.3pct）、24.8%（同比+2.6pct），主因市场交易电量电价提升，同时对红沿河核电投资收益增加。 防城港3号预计年内并网、贡献新增电量；市场化电量增多有望提升售电价格。1）考虑委托管理，公司目前合计有25台在运机组、7台在建机组，全部投入运行后，总装机容量将增加 29.4%。其中，防城港3号预计2022H2并网，贡献新增电量。同时，4月20日，子公司陆丰核电的陆丰 5号及 6号机组获得国务院核准，单台机组容量1200MW，进一步提升未来装机。2）公司2021年市场化电量占比39.2%，同比+5.6pct，在电力供需偏紧的背景下，市场化电价有望提高。 投资建议预计 2022/2023/2024年公司营收 862/949/1013亿元， 归母净利润101/113/129亿元，对应 EPS 分别为 0.20/0.22/0.26元，对应 PE 分别为15/13/11倍，维持“增持”评级。 风险提示新机组并网进度不及预期；在运机组利用小时数不及预期；市场化电价不及预期；核电站机组增加，安全运营难度加大的风险等。

报告摘要 事件：中国广核发布 2022年一季报，报告期内实现营收 171.78亿元，同比增长 0.17%；归母净利润 28.52亿元，同比增长 20.1%；扣非后归母净利润 28.15亿元，同比增长 20.45%；每股收益 0.06元。 点评： 红沿河 5号投运后表现亮眼，台山 1号仍停机检修。2022Q1，公司运营管理的核电机组总上网电量约为 462.02亿千瓦时，较去年同期增长 1.31%。其中，红沿河机组上网电量 97.13亿千瓦时，同比增长26.02%；台山 1号机组于 2021年 7月 30日停机检修至今，受此影响台山机组上网电量 33.17亿千瓦时，同比减少 44.17%。此外，一季度防城港核电站换料大修时间超预期，上网电量同比减少 16.02%，但大亚湾、岭澳、阳江核电站换料大修时间提前，带动发电量同比分别增加8.09%、5.63%、17.33%。各机组表现此消彼长，总上网电量与营收与2020年持平，利润增长主要来源于市场化交易电价提升以及红沿河核电投资收益。 核电市场化比例显著提升，价格上浮效益可期。交易量方面，公司2021市场化交易电量占比 39.15%，较 2020年上升 5.63个百分点，Q1比例持续提升。电价方面，核电市场电与火电一起参与年度长协、月度竞价、现货交易，Q1煤价高企，火电价格维持高位，带动市场化核电价格同步上涨。全年来看，市场化交易有望量价齐升，共同带动业绩增长。 在建项目稳步推进，新获批陆丰 5号、6号机组。截至 2022Q1，公司在建装机 7台，装机容量 829.9万千瓦，占全国在建核电装机的41.01%。其中，红沿河 6号完成首炉核燃料装载，开始主系统带核调试。防城港 3号机组预计于 2022下半年投运；防城港 4号、惠州 1-2号、苍南 1-2号机组预计于 2024-2027年逐步投产。近日，公司陆丰 5号、6号已获得国务院核准，单台机组容量为 1200MW，均采用华龙一号技术。未来随着审批节奏稳步推进，将带动核电装机规模持续放量。 投资建议：预计 2022-2024年 EPS 分别为 0.21/0.23/0.25，对应PE 分别为 13.81/12.61/11.60倍，维持“增持”评级。

事件概述：公司发布 2021年度报告，报告期内实现营业收入 806.79亿元，同比增长 14.3%；归属于上市公司股东的净利润 97.33亿元，同比增长 1.8%； 归属于上市公司股东的扣非净利润 97.30亿元，同比增长 3.4%。公司拟向全体股东每股派发现金股利 0.084元。 台山 1号拖累业绩表现：受国内外舆情的影响，台山核电 1号机组自 2021年 7月 30日起停堆检修至今，相应减少 8-12月份的发电量约 60亿千瓦时、减少营业收入约 23亿元。 2H21出力如期提升：如我们此前所预判的，虽然 1H21因多台机组检修错过了广东省内的用电高峰，但随着各机组结束检修恢复出力，全年电量增长可期。 除台山 1号机外，公司其余机组出力正常，全年控股口径发电量同比增长 4.9%、管理口径（计入红沿河核电）发电量同比增长 7.8%。其中，Q3、Q4管理口径发电量同比增速分别达到 10.0%、10.7%，超过同期全国核电发电量增速 0.2pct、2.2pct。 期待全球第一规划目标推进落地：公司此前发布的《核能产业中长期发展战略及“十四五”规划》，明确了 2035年核电在运、在建总装机规模全球第一的规划目标，展现了专注于核电主业的战略定力。公司目前有宁德三期、陆丰三期、防城港三期等多个项目已报批审核，后续厂址的储备及开发有望持续推进。 投资建议：2021年公司业绩与上年基本持平的主要原因之一，即是台山 1号机受舆情影响提前停堆且一直处于检修状态中。但下半年公司的电量表现亮眼，超过全国核电行业均值。考虑到台山 1号机的重启时间尚难以确定，调整对公司的盈利预测，预计 22/23年 EPS 分别为 0.20/0.23元（前值 0.23/0.24元），新增 24年 EPS 预测值 0.23元，对应 3月 17日收盘价 PE 分别为 13.6/12.2/11.9倍。参考公司历史估值及同业可比公司估值水平，给予 22年 15倍 PE，目标价3.00元/股，维持对公司“谨慎推荐”评级。 风险提示：1）核安全事故；2）政策变化；3）新技术遇阻；4）电价调整； 5、汇兑损失。