（原标题：中国核电价值分析（三）：涨了很多，但仍没有高估；空间很大，但兑现有风险）
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首先，需要说明的是，所有业绩预测都非常主观，我的业绩预测也仅能代表我自己的看法，虽然我已经力求完整和客观，但里面很可能有很多考虑不周的因素，甚至还可能有偏见。这份业绩预测，与市面上主流的观点可能有很大差异，希望各位读者理性看待，友善交流。
开门见山，先点明我的两项核心结论：
1.虽然2023年已经涨了很多，但是中国核电并没有高估，未来几年仍然有能力为股东创造稳定的回报，依然值得投资者重点关注。
2.虽然中国核电在建项目很多，但是未来三年的业绩增速可能并不高，影响业绩的潜在因素可能包括：大宗市场铀价波动、电力市场改革带来的辅助服务开支、可能增发股份导致股东股权被稀释。
我们在前面已经说过，由于核电的利用小时数非常稳定，再加上电价市场化程度不高（即使是市场化交易也存在超额收益上交机制），实际电价与计划电价相差不大；这就意味着，公司营业收入与装机规模之间存在着非常紧密的正比例关系。
根据中国核电2022年年报，公司2022年底的装机规模为2375万千瓦。目前在建的机组主要位于福建漳州、江苏田湾、辽宁徐大堡、浙江三门四处。根据东吴证券研究报告《量变为基，质变为核》整理的投产预期时间，往后展望三年，也就是2027年，公司还有8台机组将要投运，装机规模增量887.8万千瓦。
图 23 中国核电待投产机组
按照这个时间表，2027年初，公司装机规模将达到2756.4万千瓦，比2022年增长了16%。由于中国核电的装机规模和收入规模存在紧密的联系，营业收入也会同步增长16%，2027年的营收将达到826.92亿元。
当然，这一方法会低估实际营收增长速度。中国核电的收入不全来自于核电业务，还有很多风电、光伏等新能源项目。未来，即使新能源项目的建设速度可能赶不上前几年，但是“双碳”的目标摆在这，再怎么说增长比例应该也会高于16%。不过，由于风光业务无论是电价还是补贴回款都存在很强的不确定性，我这里就简单粗暴的按照16%计算了，相当于留多一点安全边际。
如果不考虑核燃料天然铀价格上涨的问题，中国核电的毛利率确定性是很高的。但是，过去一年铀价上涨了太多，涨幅超过100%。而且因为有10年长协模式的存在，我估计铀价的上涨并没有完全体现到当前的利润之中。
这次的铀价大涨，是否会延续很久，我们不得而知，影响大宗商品价格的因素实在太多，我没有能力预测。不过中国核电签署的是10年合约，并且还持有着掌握铀矿进出口大权的中核铀业公司的股权，能够在一定程度上对上游施加影响，我内心倾向于认为长协价格不会涨超50%。
不过为了充分考虑风险，在测算中国核电的业绩时，我会考虑多个版本，一个是正常版本，也就是当前的45%毛利率，以及长协价在未来三年上涨50%或者100%的极端情景，后者就纯当做一个小小的“压力测试”，看看中国核电面对原材料价格冲击的能力：
当前，中国核电营业成本中，天然铀占比约为10%。因此，在100元营业收入中，营业成本约为55元，其中天然铀的部分是5.5元。假如长协价格在未来三年上涨50%，天然铀成本将会变为8.25元，营业成本将提升至57.75元，对应毛利率42.25%。
假如长协价格在未来三年上涨100%，那么营业成本将会变为60.5元，对应毛利率39.5%。
在利润表分析的部分中，我们已经了解到，中国核电最主要的费用就是财务费用。与水电企业类似，中国核电的财务费用也会随着项目投产节奏而上下浮动；新项目投产之后，财务费用率会在短期内快速上升，历史上曾经两次达到15%左右的高位。
未来三年，中国核电投产的新项目并不算多，2026年底前约有4个项目投产，这个增长速度与过去几年类似。因此，我认为未来几年的财务费用率仍能保持着近几年的下降趋势。2023年前三季度，财务费用率为9.6%。在本次分析中，我们假设2027年的财务费用率为8%。
不过需要注意的是，中国核电将在2027年之后迎来又一轮投产高峰，目前光是2027年就有4台机组计划投产，这个数量是2024年至2026年三年的总和，2028年到2029年则还有5台机组投产。到那时，财务费用率可能再一次跳升， 但因为时间过于久远，现在开展分析或预测的意义实在不大。
至于销售费用、管理费用、研发费用、税金及附加等科目，由于占比不高，并且未来没有太多变数，我们在预测业绩时直接采纳历史数据或者比例即可。
由于核电站建设周期很长，中国核电在未来几年依然有大量的资本开支，再加上现在日常经营资金还有缺口，我认为公司未来三年并不会有太多闲置资源开展战略投资，光是核电站的投资规模就已经很庞大了。因此，利润表上的投资收益不会有特别明显的变化，可能也就是按照通胀速度每年增长2%左右。
减值损失是需要小心的一个领域，如果新能源补贴能够顺利回款，自然皆大欢喜。但对于投资者来说，极端场景是做决策时不得不考虑的因素。2023年6月30日，公司新能源补贴组合的应收账款已经有132.75亿元，是一块不可忽视的风险。
当然，这种补贴款的支付方并不是商业实体，而是政府，即使面对财政压力，其信誉度也远高于一般的商业实体。这种情况下，用常规的计提比例肯定不合适，那样轻而易举就会形成几十亿的坏账准备。不过，同行的计提方式倒是值得借鉴，比如我们可以用三峡能源的处理方法当做参考：
表 17 中国核电新能源补贴款减值损失分析
不难看出，如果采用三峡能源的计提比例，虽然应收账款减值会高一些，但差额并不大，最多也就是增加1.5亿左右的信用减值损失。2022年，公司新能源风光业务经营主体中核汇能的净利润为17.63亿元，即使产生1.5亿的信用减值损失，我相信也不会对这块业务产生实质影响，也不会带来商誉减值风险。
实际上，在前面做收入预测时，我们基本没有考虑新能源业务的成长空间，这已经留下了很充分的安全边际。正是基于这种假设，我认为应收账款和商誉的风险是可以“选择性忽视”的。
最后是反映增值税退税补贴的“其他收益”，虽然这部分补贴长远来看可能会逐步归零，但近几年还有新项目投产，可能会有老项目面临补贴退坡的问题，但还会有其他的新项目开始享受补贴。未来几年，我预计“其他收益”可以维持过去这些年的平均水平：
表 18 中国核电其他收益（2017-2022年）
因此，在本文业绩预测中，我将2027年的其他收益设定为15.23亿元。
其余内容，我们延用过去年度的历史数据，比如有效税率设定为15%，少数股东损益的金额设定为净利润的45%，这些项目在前面都有过讨论，这里就不再重复了。
由以上这些分析，我们得到了一份2027年的业绩预测。根据这一份业绩预测，如果未来几年铀矿长协价格维持稳定，2023年的铀价增长纯属短期扰动，那么公司2027年的归母净利润将会达到119.44亿元。
如果在这期间，铀矿长协价格上涨50%或100%，2027年的归母净利润将会变为109亿、98亿。我个人认为，铀矿现货价格上涨会传递到长协价格之上，但上涨幅度可能不会达到50%，中国核电2027年的归母净利润达到110亿元是大概率事件。
表 19 中国核电2027年业绩预测
在给出估值之前，首先我们要来看看中国核电未来的成长性，在自由现金流质量不变的情况下，远期成长速度直接决定着公司估值的高低。2027年之后，驱动中国核电继续增长的因素主要有以下三个。
第一，新项目的投产。刚刚已经提到，2027年初，中核的核电装机规模将达到2756.4万千瓦。如果现有项目能够顺利落地，到2029年底，中核的核电装机规模可以达到3888.5万千瓦。这意味着，在2027年初至2029年底的三年间，公司光是核电的装机规模的复合增长率就可以达到12%，明显高于2024年至2027年初之间的增速。
第二，营业成本的下降。这一点与水电机组非常类似，核电机组的折旧期结束之后，成本会显著下降，而收入保持不变，这就会使得净利率显著提升。不过，由于公司核电机组的集中投产期在2010年至2020年期间。而二代机组折旧年限约为25年，三代机组折旧年限约为35年，所以折旧下降的影响最早也要等到2035年之后才能集中体现。
另外，与水电企业不同的是，核电机组的财务费用基本没有下降空间，这一状况可能会持续十年以上。水电的高速成长期已经结束，没有新项目，借款越来越少，自然利息费用越来越低。但是核电不一样，按照规划，核电至少还有十几年的成长期，那就必然会产生源源不断的新负债。
第三，新能源业务、投资业务有成长空间。这一块难以定量测算，因为影响因素太多，而且我个人觉得长期成长性并没有核电好，释放利润的确定性也不高，就不详细展开分析了。
但是，即使仅看核电板块的装机规模，在可预见的未来内，中国核电的成长性也很有可能跑赢名义经济增速。再加上之前也提到过，中国核电的自由现金流情况很好，利润含金量足够高。如果按照我的估值体系，这种公司应该给予至少25倍估值……
但现实大家都能看见，中国核电的实际估值几乎就没有超过20倍，过去五年间，有接近一半以上时间的估值在15倍以下震荡，相比于水电龙头长江电力的估值要低一个台阶：
图 24 中国核电滚动市盈率（2019年2月至今）
一般来说，二者产生这么明显的差异，说明公司盈利很可能存在着一些风险，业绩确定性没那么高，着需要我们投资者警惕；当然，也有可能是单纯的低估了……下面就展开分析一下中国核电盈利的几个没体现在报表上的潜在风险。
我认为中国核电的最大风险，来自于电力市场化改革。
这两年，在全国用电紧张的大背景下，市场电价总体比较坚挺，而核电市场化比例在不断提高，核电企业总体上是受益的。正因如此，很多投资者相信，随着市场化程度进一步提高，核电必将受益于电价的上升。
可事情真的有这么简单吗？
过去几年，全国电力供应紧张，其实并不是发电装机容量不够，而是新能源短期内快速增长的“副作用”。新能源发电的成本虽然已经降了下来，但稳定性不好，风电、光伏几乎完全无法控制，用户需要用电时电不够用，用户不用电时发电又太多；水电虽然有一定调节空间，但是全年来水总量的波动也会引起全年总发电量的上下波动，例如云南今年因为澜沧江来水偏枯而电力不足。
新能源天生不够稳定，但储能的成本一时半会又降不下来。现在在新能源占比高的省份，已经呈现出“弃电”与“缺电”共存的尴尬局面，比如青海、云南。以后随着各地新能源占比越来越高，这种情况可能还会变的更普遍。
如何应对这种不稳定性，是电力系统要解决的一大问题，电力市场化改革就是其中一个应对举措。电力市场化改革绝不仅仅是把电价从固定改为浮动，作为电网稳定器的“调峰调频服务”也会被纳入定价体系中。这部分市场叫做“电力辅助服务市场”。
理论上来说，这种调峰调频服务受益客户是大大小小的用电主体，应该把这部分定价转嫁到终端客户上。然而，当前很多区域的现状是，居民习惯了固定电价，地方政府为了保制造业也有降电价的动机，为此有部分省份甚至降低了电力市场化程度（比如浙江）。
因此，当前的“电力辅助服务”的定价主要在发电侧内部调剂，缺乏调峰能力的电源就需出钱承担系统调节成本，并且这部分费用主要按照发电量分摊。
我们一开始就说了，鉴于运行安全等多方面原因，核电站缺乏调峰调频的能力，发电曲线基本是一条直线。再加上核电站发电量大，在当前的电力辅助服务市场中，核电站属于刚性服务买方。财新的文章《核电装机上量 “贵族”也需入市竞争》曾经提到，山东一台250万千瓦的核电机组，一个月的辅助服务费用可以达到千万量级。
山东在电力市场改革中走得靠前，如果这种定价模式在全国铺开，核电的经营业绩会受到很大影响，中核每个月产生上亿的辅助服务开支也不是不可能。
在这一点上，水电的风险就比核电小很多。当时间跨度足够小时，水电的调节能力是很强的，非常灵活。大型水电站既可以通过长期合同享受市场化的电能量定价，也可以在日内、周内甚至月内参与电网调峰调频，捕捉电力现货市场的机会，并且作为“电力辅助服务”的卖方。
除了电力市场改革，中国核电的另一个风险点来自于股票增发。核电项目的建设周期很长，一个核电项目的投资周期可能有6-7年，甚至更久。根据券商的测算，未来十年内，中国核电的资本开支规模依然很大，一年的资本开支可能会达到800亿左右。
这种情况下，公司很可能再次出现股票增发。2017年至2022年，中国核电股本从155.65亿股增长至188.61亿股，年均增速3.92%。假设未来三年中核的股份总数按照类似的速度增长，到2027年，中国核电的每股收益会被稀释10%左右。
最后一个风险点来自于核电站运营风险。一旦核电站出现运行事故，可能出现较长时间的停机，但这期间折旧摊销并不会停止，进而产生大额亏损。中广核的台山核电站就是一个例子。2020年，子公司台山核电的净利润还有5746万；2021年出现停机事故后，当年就出现了6.48亿的亏损，2022年又产生了6.37亿亏损……
不过随着技术进步、经验积累，未来核电站运营风险会越来越小，很多问题在技术层面就已经被扼杀了。面向未来估值时，为了简便，我就直接忽视这部分影响了 。
结合之前的分析，不考虑上面这些因素，2027年的归母净利润会在110亿左右。假设2027年产生10亿出头电力辅助服务开支，按照15%的税盾及45%的少数股东股权比例计算，会导致归母净利润减少约5亿，也就是105亿。
按照现在188.83亿股计算，每股收益为0.556元。在此基础上，如果再一次增发，每股收益被稀释10%，那么2027年的每股收益将会变为0.5元。
由于0.5元的每股收益已经充分考虑各项风险，我们便可以放心大胆的按照25倍市盈率估值，得到的每股内在价值为12.5元。2024年2月21日，中国核电的收盘价为8.68元左右，2027年内在价值比现在高了44%左右，年化回报约13%。
通过分析，中国核电的商业模式、成长空间、盈利质量、市场估值能够对我产生吸引力。从现在的回报率来看，虽然价格不算非常理想，但至少没有显著高估。因此，我会继续跟踪分析中国核电，并将其列为重点关注对象。
$中国核电(SH601985)$ $中国广核(SZ003816)$
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