一、行业需求
1. 用电需求刚性，主要跟社会发展程度相关，社会越发达，电力消费越多。所以，长远来看，电力行业需求必然长期上升。
2. 我国过去几十年经济高速发展，用电量由2007年的324万吉瓦时，增长至2023年的922万吉瓦时，年复核增速约6.8%，而同期我国GDP复核增速约10.5%。
可以看到，过去16年，用电量增速会受宏观经济影响，有所波动，但是总体上还是持续保持增长态势。随着GDP增速放缓，整体用电量增速也必将适当放缓，不过未来保持低速增长也是大概率的，而且，随着AI时代的加速，用电量也许还会有新的需求。
按略低于GDP增速来估计，未来整体电力需求可能保持在年化3%左右的低增速。
3. 根据我国双碳目标，2030“碳达峰”，2060“碳中和”，减碳的大趋势下，清洁能源占比提升是必然。我国发电行业碳排放占比超1/3，减碳的一个重点是减少火电占比，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。
4. 我国目前电力装机容量，火电占比降至47.6%，水电14.4%，风电15.1%，太阳能20.9%，而核电占比非常低，只有1.9%。
绿电中，虽然风光装机容量大，但是消纳不足，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。
5. 根据中金公司的预计，随着风光成本持续下降，碳中和终局，火电将完全退出电力系统。
太远的终局暂时不去管它，知道趋势即可，先看中期场景。
到碳达峰的2030年，火、光、风、水、核发电量占比预计将会是54%、14%、13%、12%、7%。
也就是说，截至2030，火电估计将退出10个点的份额，风光高增长，承接大量份额，核电低增长，承接小部分，而水电增量少，比例降低。
但是，储能技术还没有突破之前，风光存在两点问题，使其无法大幅度替代火电。一是利用小时数不高，效率低；二是稳定性不足，必须靠基荷能源调峰。
而火电不清洁，水电离负荷中心远，核电是目前一个无法绕开的选项。
6. 与其他国家相比，我国核电行业渗透率偏低，还有较大提升空间。
2023年4月26日，中国核能行业协会发布《中国核能发展报告（2023）》蓝皮书，其中提到，预计到2035年，我国核能发电量在总发电量的占比将达到10%左右，相比2022年翻倍。也就是说，未来十年内，核电增速预计将达到年化7%左右。
7. 政策层面，2017的《保障核电安全消纳暂行办法》、2018的《中华人民共和国原子能法》均提出对核电进行保障性消纳。不过近年核电也开始参与调峰，在整体供给过剩的情况下，或者恶劣天气等时段，核电也需要配合电网安排机组停机或者降低功率运行。
2022年由发改委和国家能源局共同发布的《“十四五”现代能源体系规划》，明确指出，2025年我国核电装机容量要达到 70 吉瓦。
截止2023年，我国核电总装机容量57吉瓦，如果根据十四五规划，就要新增13吉瓦，两年增23%，年增速11%。
小结一下，电力行业需求将长期处于增长状态，目前比较明确的趋势是：
①火电逐步萎缩，终局是退出；
②风光依然会高速发展，顺利发展的关键在于成本降低和消纳效率提升；
③水电增量空间有限，发电量占比将持续降低；
④核电当前占比还极小，增量方面有空间，长期来看将会保持稳定低速增长状态，未来十年或许有倍增空间。
二、行业供给
2011 年以前，我国核电经历过高速发展时期，2011年日本福岛核电站事故，导致核电项目审批进度放缓；2011至2018年间，共有六年时间没有一个核电项目获得核准。
随着从国外引进三代核电技术，以及我国“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，我国核电审批重新开始。2022年共有10台核电机组获批，2023年，又审批了10台机组，行业普遍预计中国未来每年将会核准6-8台机组。
未来几年，核电将会出现一个建设、投产加速期。
具体来看中广核的项目情况。
三、公司装机容量
1.在运营机组情况
简单说下几个型号的含义：
①M310，法国在CPY反应堆堆型基础上改进形成的百万千瓦级技术；
②CPR1000，公司与中国广核集团在 M310 技术的基础上，采用多项技术改进，实现“自主设计、自主制造、自主建设、自主运行”的中国改进型百万千瓦级压水堆核电技术；
③CPR1000+，CPR1000 的改进型，实施了 28 项安全技术改进；
④ACPR1000，公司与中国广核集团在 CPR1000 的基础上，根据日本福岛事故经验及反馈，采取 31 项关键技术改进措施形成的百万千瓦级压水堆核电技术；
⑤EPR，欧洲压水反应堆，是法国和德国联合开发的三代核电技术，该技术采用四环路压水反应堆，通过增加安全系统冗余度进一步提高安全性；
⑥华龙一号，中国广核集团和中核集团联合研发的具有我国自主知识产权的三代百万千瓦级核电技术。
简单来说，就是技术的持续迭代，安全性越来越高，自主程度越来越高。
M310、CPR1000、CPR1000+属于核电二代技术；ACPR1000、EPR、华龙一号属于三代技术。
三代技术相对于二代技术，安全性、经济性都有全面提升。
安全性，体现在安全措施更多、增加故障的应对能力等；
经济性，体现在发电效率提高、系统简化、减少了运维成本、燃料利用效率更高、设计建造方面更模块化、控制方面更数字化和自动化等。
2.在建项目情况
根据中国广核IPO文件，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：
①中国广核集团将中广核电力作为中国广核集团核能发电业务最终整合的唯一平台。
②若中国广核集团获得在中国境内新开发、收购核电项目业务机会，在符合适用法律法规的规定及满足国家关于开发主体资格等要求的前提下，将促使该业务机会优先提供给中广核电力。
③对于中国广核集团于本承诺函出具之日在中国境内拥有的保留业务，考虑到核电行业特殊性，中国广核集团承诺，最晚不迟于核电项目正式开工建设日（即核岛首罐混凝土浇灌日）之后的五年内，在该等资产届时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。
运作模式和长江水电类似，前期和规划阶段的核电业务，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。
根据上述协议，预计惠州1、2号，苍南1、2号机组未来将注入上市公司，时间是开工后五年内。查阅其开工日期如下：
● 惠州1号机组：2019年12月26日开工建设，满足注入条件对应2024年末；
● 惠州2号机组：2020年10月15日开工建设，满足注入条件对应2025年末；
● 苍南1号机组：2020年12月31日正式开工，满足注入条件对应2025年末；
● 苍南2号机组：2021年12月30日正式开工，满足注入条件对应2026年末；
均在预期投入运营之前满足注入条件。
那么，就可以估算截至2028年的装机容量（不含联营企业）：
2026、 2027两年将会是投产高峰。
四、业绩影响因素
1.平均发电利用小时数
产能搞清楚了，要转化为产量，即上网电量，与两个因素相关，分别是：发电厂利用小时数、发电厂平均用电率。
发电厂利用小时数，计算公式为：年发电量/装机容量。
装机容量是功率，假设为1000万千瓦时，全年8760小时满负荷运转，则发电量就是8760*1000=876亿千瓦时，利用小时数为8760小时。当然，这是理想状态，实际不可能。
常规来说，核电的利用小时数，主要受到影响的因素包括：
①设备的运维、检修；
②电网调度需求；
③市场需求，比如2020年疫情爆发，电力需求不足，当年利用小时数明显偏低；
④政策要求、法规监管等；
⑤可能存在的极端天气，比如地震海啸之类；
其中影响最大的因素，还是运维，即换料检修。
统计2016年至今，中广核电力历年的利用小时数，可以看到还是有一定波动的，这是导致即使装机容量不变的情况下，上网电量都会出现变动的原因。
中广核电力的利用小时数八年均值约7500小时，历年就在这个中值上下波动，所以长远来看，可以简单按照7500小时估算。
另外还有个不太重要的指标，发电厂平均用电率。
这个指标表示，在一定时间内，发电厂用于自身运行和维护的电量占其总发电量的比例。
计算方式为：（发电量-上网电量）/发电量。
体现的是发电厂的运行效率，比值越小，说明效率越高，成本越低。
近五年这个指标保持在5.8%~5.9%，但是2023年有较大上升，直接影响就是度电成本提升了1个点左右，总的来说影响很小，可以不用关注。
小结一下，装机容量相当于产能，发电量相当于产量，上网电量则相当于销量。从装机容量到上网电量的过程中，有利用小时数和发电厂平均用电率两个影响效率的指标，不过总的来说，关键的决定因素还是产能，在产能不变的情况下，效率高低才会影响产量。
纵向对比（和自己），主要还是看产能，横向对比（和同行），可以看效率。
对于中广核电力来说，能预测出装机容量的变动，就能大致预测未来发电量。
发电利用小时数取中值7500小时，理论最大发电量=装机容量×7500；
产能利用率为：实际发电量/理论最大发电量，按过去三年经验，偏保守取99%；
发电厂利用率按过去三年均值，取5.9%。
这样2024-2028历年的上网电量就可以大致推测出来。
不过实际情况，历年的分布可能未必准确，会因为各个年度的市场需求、运维检修有变动，可以作为一个估值的参考。
剩下就是电价和成本。
2.上网电价
近两年中广核的度电营收和度电成本都有小幅上升，不过营收增幅大于成本增幅，度电毛利提升至0.17元以上。
总的来说，上网电价，由于市场电占比持续提升，受到市场供需格局的影响比以往更大。我们可以拿2016-2023的平均度电营收作为参考值，大约在0.3631元/度。
那么未来电力销售营收就大致可以估计：2026年约为727亿，相对于2023年的625亿，三年年化约5%增速。
关键就是成本是否会同步提升。
前一篇里提到，成本的四项构成里，燃料、折旧、乏燃料处置金都是可变成本，跟随发电量变化，运维成本跟检修相关。
发电量根据上面估算，未来年化增速估计6%左右，考虑到2015-2018投产较多，则2025-2028十年大修的机组也会较多，未来几年运维成本也难有下降空间，则毛利率还有可能进一步降低。估算的结果就是，至少在2028年之前，度电毛利可能都难以提升，能够维持在当前水平就算是不错了。
这样来看，预计未来3~5年，营收和毛利跟随装机容量而提升，预计年化增速在5%左右。
看起来不怎么样，不过核电和水电类似，营收增长没什么看点，重点是费用端。
3.费用变动
整体上，2016年至今，电力销售营收由280亿增长至625亿，涨了2.2倍，四项费用同期由70亿增至108亿，涨了约1.5倍，费用增幅低于营收。
费用分三大块，财务、管理、研发，占比最高的是财务费用。
2019年之前，装机容量快速增长，有息负债率也同步提升，财务费用增长较多。2019年之后，装机接近停滞，随着还债进度，财务费用逐年降低。
随着后续装机容量低速增长，以及低利率环境下，估计财务费用不会有太大的增加，并且债务规模降低，利息支出还有可能进一步减少。
此外，核电项目寿期通常为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，利息支出将随项目还款进度下降，项目收益呈现走高趋势。
而公司大亚湾、岭澳、岭东三个核电站，共六台机组，都是在2011年之前投产，若按15年还款期，那2026年之前至少已经有六台机组贷款余额大幅减少，后续其他项目利息支出也会随着时间推移减少。
管理费用，自上市至今就维持在24亿规模，几乎没有太大变动，之后随着装机规模增长，可能会有小幅度提升，但是整体提升规模应该不大。
值得注意的是研发费用，自2016年以来已经上涨3倍，目前已经和管理费用规模相当。
研发费用快速增长的背后，是技术的快速进步。
早期大亚湾、岭澳机组采用的M310型号，是从法国引进，不会形成太多研发费用；从CPR1000开始，到后来CPR1000+，ACPR1000，以及后来完全自主的华龙一号，公司从技术改进，到自主知识产权，研发深度越来越深，研发费用自然也快速上升。
可以预见，核电这种高技术产业，研发不会停止，目前的三代机组必然也需要很多优化升级，未来可能还会有更先进的迭代，研发费用长期会呈现上升趋势。
总体来看，财务费用绝对金额大，财务费用率稍微降低，就能抵消研发费用率的上升，可以粗略预估，未来总体费用率大概率不会有太大提升。
那么，毛利年化提升5%的情况，费用持平，则利润增速将大于毛利增速，估算约为年化9%。
4.税收优惠政策
公司目前的综合所得税率，在17~18%之间，主要原因是享受了税收优惠政策。这部分对所得税的影响在15~16亿之间。
优惠主要是两部分：一是核电行业的增值税先征后退政策，二是部分机组所得税率优惠。
增值税方面，目前的优惠政策是，从核电机组正式商业投产起算，15年内分三个阶段返还增值税，返还比例逐级递减。
第一个五年，返还增值税款的75%；第二个五年，返还70%，第三个五年返还55%；15年后不再返还增值税。
这一点体现在财务上，就是其他收益中的“增值税返还”，每年在11~12亿左右。
按优惠的逻辑，随着时间推移，早期投产的机组不再享受增值税返还，会在影响一部分未来的税收返还，不过，近些年新投产的机组未来又会弥补一部分。
具体来说，2024年开始，70%以上退税的项目，每年都有到期的，且26年较多，这部分相当于减少20%左右的增值税返还收入，大概2~3个亿，影响不大，无需特别在意。
所得税方面，主要是阳江、防城港、台山等机组享受国家重点支持项目的所得税优惠，税率在12.5%~15%，这部分暂时看不到太大变化。
防城港3号项目，目前还免税，应该是自主程度高，重要性大，受到支持，未来新投产的项目，若采用类似华龙一号这样的自主知识产权技术，估计也会享受相当长时间的免税政策。
五、投资的核心逻辑
核电不是那种能赚大钱的生意，毕竟是公共事业，没有暴利的可能，但优势是盈利稳定，能够长期持续赚取相对合理的利润。
这类公司，经济上行时期，大家对未来充满乐观的时候，往往会被抛弃，毕竟没啥太高想象力，估值也撑不起来；反之，在经济下行时期，需求不足，他则反而可能会因为需求稳定，下跌的空间有限。
注意，这里依然说的是盈利波动，而不是股价变动，股价会叠加情绪因素，同样也会大起大落。
所以，我对他的定位就是作为一个存钱罐，没有特别好机会的时候，估值又不贵，我会考虑。
总结一下投资的逻辑，有几点：
1. 需求侧，电力需求未来会持续增长，清洁能源替代火电的趋势明确；
2. 供给侧，核电有增量，公司未来投产的节奏持续且稳定，业绩主要受供给推动，未来大概率保持5%以上的营收增速；
3. 未来五至十年，核电会迎来相对快速的发展，宏观层面支持，政策风险不高；
4. 短期内成本下降空间有限，但是折旧隐藏了利润，长远来看，折旧减少会不断提升毛利率；
5. 利息支出随时间推移降低，总体费用不会随营收提升，净利增速会快于营收增速，预期近五年将保持约9%的净利增速；
6. 电价市场化程度已经较高，短期会受市场需求影响，但是由于核电的稳定性，整体没有大幅下降可能；
7. 这种需求持续上行、现金流优秀、分红不断提升、行业壁垒巨高、且折旧隐藏利润的重资产生意，长期来看，ROE能维持在至少不低于当前10%的水平。合理情况下，其净资产应该持续溢价，若低于净资产出售，则是明显低估。
六、风险
核电有些风险是无法避免的，比如日本福岛这样级别的灾难，但是这个我们只能承受，属于小概率的黑天鹅事件，即便投资茅台，也得承受茅台镇可能发生地震的风险，所以这个风险就交给仓位控制来规避，上限之内不用管他。
具体值得考虑的风险，有以下这些：
1. 运行故障，导致运维时间超预期，这有可能偶尔出现，对短期业绩有影响，但不影响长期逻辑。
比如2021年4月发生的台山1号核电机组，燃料棒破损事件，导致停堆1年进行检修。2021、2022年这两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。
且类似事件还有可能导致舆情风险，被带节奏，导致核电发展受阻，相关成本上升，具体事件可以参考这篇帖子：
https://mp.weixin.qq.com/s/NAyrYqq4_qSeDaHKOtlkCg
由于台山2号机组也是同样引进的法国技术，市场担忧台山2号机组也有可能进行类似的停机检修，若因此导致出现短期的股价大跌，可能是个不错的买入机会。
2. 行业政策变动的风险。
如果国家不支持核电了，长期没有增长，那就属于投资逻辑根本改变，必须调整。
3. 电价波动的风险。
根据广东省财政厅的批复意见，广东省政府同意公司广东省内的核电机组在2020 年底前暂不参加电力市场交易，电力体制改革对公司2020年及之前盈利能力影响有限。
2023年，公司参与市场化交易电量占到57.3%，承受市场电价波动的影响增加。但是由于这两年能源价格提升大，公司电价实质上是收益于市场化交易电价上行。
未来供需关系改变，或者能源价格整体下降，公司电价可能也会受影响。
4. 利率变动的风险
高负债生意，对利率比较敏感，若未来利率提升，会加大公司利息费用。
总的来说，以上风险里，主要就是运维检修是短期内不可预测的偶发性风险，不过不影响长期逻辑，而其他风险都可以长期跟踪，提前判断出来。
整体上公司投资风险不高，确定性强。
七、估值
预期五年内净利年化增速9%，即2028年内净利能做到106×1.5≈160亿。后续按不增长考虑。
2028年按一个年息6.7%的债券考虑，相当于pe为15倍，对应合理市值2400亿，砍半1200亿买入，则五年预期收益率15%，对应2024年内股价2.38元或2.58港币。
若只看三年，我估计2026年末，净利能做到106×1.3=138亿，同样取15pe，则合理估值2067亿，要想三年翻倍，预期收率26%，买点就是1033亿，对应股价2.05元或2.22港币。
换个角度，若我们从股权收益率角度看，中广核电力长期保持10%左右的roe我认为是大概率，同时按50%的分红率考虑，按当前1pb价格（2.24元或2.42港币）买入，2024年末开始，就能按10.48%享受复利，越往后能享受的复利越高，2024年内1pb以下的买价，未来不太容易亏损。
我的计划是，在2.42港币附近（即1pb）开始建仓港股中广核电力【HK:01816】，第一次买入5%，若能跌至2.2港币附近，仓位提升至10%，最终上限15%。