$中国核电(SH601985)$ 背靠中国核工业集团，从我国大陆第一座核电站秦山核电站开始发展至今，已成为核电运营行业龙头。2020 年公司收购中核汇能，开始大力拓展风光等新能源业务。目前，公司已制定“十四五”及 2035、2050 年远景规划，致力于成为世界一流清洁能源服务商。
周线上看，股价已经移动到了之前的高点附近，正在消化之前的套牢盘，如果这里可以向上突破形成新高，大概率会迎来一波行情。
行业背景
核能
核电是利用核反应堆中核裂变所释放出的热能进行发电的方式。在核裂变过程中，快中子经慢化后变为慢中子，撞击原子核，发生受控的链式反应，产生热能，生成蒸汽，从而推动汽轮机运转。核电站与我们常见的火力发电站一样，都用蒸汽推动汽轮机做功，带动发电机发电。它们的主要不同在于蒸汽供应系统。
火电厂依靠燃烧化石燃料（煤、石油或者天然气）释放的化学能将水变成蒸汽，核电站则依靠核燃料的核裂变反应释放的核能将水变成蒸汽。除反应堆外，核电站其他系统的发电原理与常规火力发电站相仿。各种核电堆型的区别主要在于反应堆的冷却剂和中子慢化剂的不同。按照冷却剂的不同可分为轻水堆、重水堆、气冷堆等，按照中子慢化剂的有无，可分为热中子堆、快中子堆。
目前世界上核电站采用的反应堆有压水堆、沸水堆、重水堆、石墨气冷堆、石墨水冷堆以及快中子增殖堆等，但比较广泛使用的是压水堆。压水堆以普通水作冷却剂和慢化剂，是目前世界上最普遍的商用堆型。压水堆使用加压轻水（即普通水）作冷却剂和慢化剂，且水在堆内不沸腾的核反应堆，燃料为浓缩铀。压水堆核电站由核岛和常规岛组成，核岛中的大型设备是蒸汽发生器、稳压器、主泵和堆芯，常规岛主要包括汽轮机组及二回路其它辅助系统，与常规火电厂类似。
以压水堆为例对核能发电的原理进行说明：
核燃料在反应堆内发生裂变而产生大量热能，高温高压的一回路冷却水把这些热能带出反应堆，并在蒸汽发生器内把热量传给二回路的水，使它们变成蒸汽，蒸汽推动汽轮机带动发电机发电。
一回路：反应堆堆芯因核燃料裂变产生巨大的热能，高温高压的冷却水由主泵泵入堆芯带走热量，然后流经蒸汽发生器内的传热 U 型管，通过管壁将热能传递给 U 型管外的二回路，释放热量后又被主泵送回堆芯重新加热再进入蒸汽发生器。水这样不断的在密闭的回路内循环，被称为一回路。
二回路：蒸汽发生器 U 型管外的二回路水受热变成蒸汽，蒸汽推动汽轮机发电机做功，把热能转换为电力；做完功后的蒸汽进入冷凝器冷却，凝结成水返回蒸汽发生器，重新加热成蒸汽。这个回路循环被称为二回路。
压水堆核电站主要由核岛、常规岛和电站配套设施等组成。
核岛由核反应堆厂房和核辅助厂房构成，其中核反应堆厂房的安全壳是核电站的重要安全构筑物。安全壳一般为带有半圆形顶的圆柱体钢筋混凝土建筑，能够承受地震、台风等各种外部冲击，是核电站的第三道安全屏障，确保反应堆的放射性物质不释放到外部环境。
核电
核电有望成为新型电力系统中基荷电源的最佳选择。基荷电源是发电主力电源，要求机组连续运行，发出电力不变。火电是目前中国的主力基荷电源。
1）高利用效率，稳定性突出：核电是高效稳定的电源，受制于煤炭、天然气等燃料价格的波动，火电企业盈利存在周期性影响出力稳定性，水电、风电、光伏受季节、气候变化的影响较大，具有间歇性、随机性和波动性。核电不受燃料、季节、气候等因素影响，能以额定功率长期稳定运行，提供连续可靠的电力供应。2018-2022 年核电/水电/火电/风电/光伏平均利用小时数为 7490/4342/3634/2141/1279 小时。
2）碳排放低，足够清洁：核能发电是利用原子能的核裂变获取热能，无需燃烧，度电碳排放量与风电光伏同一水平，并且不会产生二氧化硫、氮氧化物等有害气体。
3）发电成本低且可控：核电机组稳定，设计寿命普遍长于折旧年限，能源转换高效，燃料成本可控。梳理主要电力公司 2020-2022 上网度电成本，核电上网度电成本约 0.2 元/度，成本较低且比较平稳。
目前我国电力行业的碳排放量约占全国排放总量的 44%，是碳排放最大的部门。核电全生命周期的总碳排放量较少，仅为 29g/kWh，为煤电度电碳排放的 2.8%，也低于光伏和生物质发电，且运行过程中不产生直接的碳排放。
公司业务
公司是我国核电运营企业龙头，主要业务涵盖核电的开发、投资、建设与运营管理，以及风能太阳能等清洁能源项目的开发与投资等。公司在核电业务基础上，积极拓展新能源领域，开拓核电技术服务市场，并探索敏捷端新产业、核能多用途利用产业。
公司盈利主要来源于电力（包括核能发电与风、光发电）销售业务、核电相关技术服务与咨询业务。
公司所生产的电力主要销售给电网公司。其中秦山一核销售至浙江省电力公司，秦山二核和秦山三核、方家山核电销售至华东电网有限公司，江苏核电销售至江苏省电力公司，福清核电销售至福建省电力公司，海南核电销售给海南电网有限公司，三门核电销售至浙江省电力公司。公司所辖的可再生能源发电项目分布全国 20 余省区，均销售至所在省区电力公司。公司电费收入通常每月与上述电网公司结算一次。在建核电项目将在并网发电前与当地电网签订并网调度协议和购售电合同。
根据公司 2022 年年报，主要产品是电力，毛利率为 46.15%。
公司在绿色能源方面也有布局，如光伏发电和风力发电，虽然产能相较于核能发电量很低，但是增速较快。
公司经营
近 5 年来，公司营收维持稳步上升，从 2017 年的 338.29 亿元增长至 2021 年 623.67 亿元，CAGR 为 16.52%。2021 年营收增速较高，达到 19.30%。公司毛利率总体呈现上升趋势，由 2017 年的 39.92% 达到 2020 年的 44.79% ，2021 年略有下降，为 44.19%。2020 年毛利率上升幅度较大，主要得益于公司成本管控得当。2020 年营业成本增长率仅为 5.78%，低于营业收入 10.61% 的增长率。
2017 年至 2021 年，公司归母净利润规模不断扩大，由 2017 年的 45.33 亿元增长至 2021 年的 80.38 亿元，CAGR 为 15.40%，其中 2021 年归母净利润增速达到 34.08%，为近年来最高增速，主要是由于公司 2021 年投运田湾 6 号机组、福清 5 号机组，及收购中核汇能，新能源业务增长所致。
公司期间费用中，财务费用占比最高，2021 年销售费用率/管理费用率/研发费用率/财务费用率分别为 0.13%、5.13%、2.14%、11.02%。2020 年、2021 年财务费用率均有所下降，由 2019 年的 15.62% 降至 2021 年的 11.02%。公司注重研发，研发费用率上升趋势显著，由 2017 年的 1.29% 增长至 2021 年的 2.14%。
公司资产负债率持续下降，2020 年，公司严格控制债务融资规模，同时完成 76 亿非公开股票发行，资产负债率产生一定幅度的下降，由 73.95% 降至 69.48%。公司经营活动现金流净额不断增长，2017-2021 年 CAGR 为 15.77%。
公告跟踪
2023 年三季度报
2023 年前三季度，公司营收 560.89 亿（+6.43%）；归母净利润 93.27 亿元（+16.10%）。
2023 年半年报
2023 年上半年，公司营收 362.98 亿（4.99%）；扣非归母净利润 58.88 亿（+8.62%）。
2023 年一季度报
2023 年一季度，公司营收 178.93 亿（+4.64%），归母净利润 30.23 亿（+4.79%）。
2023 年一季度公司核电机组发电量 450.84 亿千瓦时，同比增长 1.68%；上网电量累计为 422.28 亿千瓦时，同比增长约 1.04%；新能源 发电量累计为 46.16 亿千瓦时，同比增长 71.35%，其中：光伏发电量 23.41 亿千瓦时，同比增长 63.27%，风力发电量 22.75 亿千瓦时，同比增长 80.54%，一季度新能源上网电量 45.36 亿千瓦时，同比增长 71.37%。
2022 年年报
2022 年，公司营收 712.86 亿（+13.7%）；扣非归母净利润 90.35 亿（+12.74%）。
公司控股核电在运机组 25 台，装机容量 2375 万千瓦；控股在建机组 8 台，装机容量 887.8 万千瓦；控股核准待建设机组 3 台，装机容量 367.5 万千瓦；核电装机容量合计 3630.3 万千瓦。
公司控股新能源在运装机容量 1,253.07 万千瓦，包括风电 420.74 万千瓦、光伏 832.33 万千瓦，另控股独立储能电站 21.1 万千瓦；控股新能源在建项目 572.6 万千瓦，其中风电 155.5 万千瓦、光伏 417.1 万千瓦。
2022 年，公司上网电量达到 1870.39 亿千瓦时，比去年同期增加 160 亿千瓦时，同比增长 9.35%，综合电价为 0.4226 元/千瓦时，全年市场平均电价较 2021 年有较大上涨。
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完成时间：2024 年 01 月 22 日