估值論證：
股價演繹：2021年7-29至9-23日，漲幅69%，主要系動力煤價格大漲，帶動核電上網(wǎng)電費漲價預(yù)期；2021年11-18至2021-12-27日，漲幅36%，主要系綠電反彈引發(fā)上漲以及潛在博弈4季度電價上漲利潤環(huán)比上升。
4.27日大盤反彈但中核股價橫盤主要系之前2-5月大盤下跌時，中核股價并未下跌，整體呈橫盤走勢，相互抵消。
整體走勢跟中國電建較為吻合，大邏輯是低廉清潔能源替代高價石化老能源邏輯。
中國核電上市以來最低滾動市盈率11X，最高70X，今天12.70X，處于歷史低估區(qū)間。
2021-9月綠電邏輯被市場認(rèn)可后，估值最低13.9X，最高19.8X，當(dāng)下17.70X估值處于低估區(qū)間。
已知21年核電利潤67.63億元，采用綠電題材股價啟動前的歷史最低估值11倍估值計算可得核電市值為743.93億；已知新能源部分機構(gòu)作價250億，中國核電極限市值作價743.93+250=993.93億元，折合股價為5.27元。（注：此價格為歷史最低估值及當(dāng)下中核業(yè)務(wù)停滯為背景所計算最悲觀價值）
因為火電廠承壓帶動清潔能源潛在收益提升，所以動力煤價格保持繼續(xù)堅挺前提下，股價不太可能跌破去年9月突破平臺的最低點即6.12元，可將其視為第二支撐位。
中國核電未來估值模板可看做長江電力，長江電力當(dāng)下估值中樞維系在17X附近。但長江水電的設(shè)備運營年限跟負(fù)債率、資本支出、發(fā)電成本都優(yōu)于中國核電，理應(yīng)享受高估值溢價。
傳統(tǒng)火力發(fā)電龍頭股華能國際煤價正常時估值維持10X附近，中國核電無原材料壓力，估值應(yīng)該高于它。
已知核電機組內(nèi)部收益率為8%，核電業(yè)務(wù)估值取收益率倒數(shù)即為12.5倍，介于長江電力跟華能國際之間，較為合理。
已知wind一致預(yù)期2022年凈利潤110億，假設(shè)新能源業(yè)務(wù)占比比例不變，核電跟新能源估值分別取12.5X跟19.6X可得出核電業(yè)務(wù)未來一年估值1157億，新能源業(yè)務(wù)未來一年估值342億，經(jīng)計算未來一年合理股價為7.95元。
核電及風(fēng)光電業(yè)務(wù)商業(yè)模式固定簡單，估值體系也較為穩(wěn)定。下游為各省份用電需求較為剛性。所以一般情況下，只有資本開支促進(jìn)發(fā)電量提升，營收利潤只會只增不減。即估值不變，但利潤也照樣能推動市值上升。另外疊加每年2%的分紅，基本上可以用時間換取利潤，勝率非常高。
最后再樂觀按十四五的裝機規(guī)劃來估計，假設(shè)電價及成本等剛性支出不變。2025年中國核電的預(yù)估市值為2493.9億，折合股價為13.23元。
未來規(guī)劃：
據(jù)公司“十四五”規(guī)劃，在2025年實現(xiàn)總電力裝機5600萬千瓦，其中核電裝機2607.4萬千瓦（較當(dāng)前時點增長15%），新能源裝機近3000萬千瓦（較當(dāng)前時點增長238%）。
公司擁有控股在建核電機組6臺，裝機容量624萬千瓦，控股核準(zhǔn)待開工核電機組兩臺，裝機容量253.9萬千瓦。
2021年10月政府文件首次提出“積極”發(fā)展核電，核電有望在“十四五”期間迎來密集建設(shè)期。
長期增長空間看，核電清潔能源代替化石能源是大勢所趨，目前核電占總發(fā)電量5%，據(jù)發(fā)達(dá)國家（歐盟27%，美國19%）比尚有增量距離。
全資子公司中核匯能主營風(fēng)電和光伏發(fā)電；2021年該公司收入46億，占中核收入7.38%，凈利潤12.75億，占中核凈利潤15.86%。裝機運營887萬千瓦，22年5月增資擴(kuò)股戰(zhàn)略投資者估值中核匯能250億，19.6倍PE。
商業(yè)模式：
收入=電量（裝機容量*利用小時）X電價（核準(zhǔn)電價+市場化電價）；
成本=折舊（資產(chǎn)造價*折舊率）+燃料+運營維修費
費用=資產(chǎn)造價支出+利息費用；
凈利潤=收入-成本-費用。
截止2021年底，裝機總量2255萬千瓦，共計24個核電機組。發(fā)電量：1826億度，+18.61%；售電量1710億度，+19..11%；
截止2021年底，利用小時數(shù)達(dá)到7871小時，達(dá)到歷史新高且大幅高于全國平均水平，小時數(shù)利用率高達(dá)90.4%，基本追上美國。但利用小時數(shù)向上提升空間的可能性也不大了，甚至需要考慮下滑風(fēng)險。
上網(wǎng)電價由標(biāo)桿電價（各省份按成本統(tǒng)一定價）+市場化電價組成
截止2021年底，核電平均電價0.3969元/每千瓦，其中市場化交易占比38.58%。近兩年市場化交易比例是增加的，但平均電價是下滑的。主要系20、21年投產(chǎn)田灣5、6號機組發(fā)改委核準(zhǔn)的上網(wǎng)電價較低以及相對標(biāo)桿電價的折價造成。
風(fēng)電平均電價0.4078元/每千瓦，光伏平均電價0.6171元/每千瓦。
成本分析：
2021年營業(yè)成本348億中：
折舊占比39.1%，燃料及原材料21.10%（母公司中核工業(yè)專供）；運行維護(hù)費用13.5%，人員費用11.80%，其他成本14.49%；
2021年期間費用114.9億中：
財務(wù)費用占比59.8%，管理費用27.9%，研發(fā)費用11.64%，銷售費用0.68%。
資本支出十四五期間年均500億左右，當(dāng)下年度現(xiàn)金流凈額350億左右，還差150億缺口。如果屆時采用定增稀釋股東權(quán)益方式融資的話，可視為為利空。
公司優(yōu)勢：
核工業(yè)牌照優(yōu)勢，他人輕易無權(quán)進(jìn)入。
央企背景，背靠中核集團(tuán)，同各省份協(xié)調(diào)相關(guān)資源具有優(yōu)勢。
貸款利率比較優(yōu)惠，資金緊張時可以再央行基準(zhǔn)利率的基礎(chǔ)上下調(diào)10%。
核電折舊周期通常是30年，但實際使用壽命更長，以第三代核電機組為例，實際使用壽命60-80年。折舊完成后，隨著機組運行時間越來越長，財務(wù)費用和折舊都會降低，凈利潤也會逐步提升。
機組所在省份均為東南沿海用電大戶，受煤價高企火電承壓，市場化交易電價向上波動5%-15%，預(yù)估給公司帶來15-29億的利潤增厚。
機構(gòu)一季度建倉明顯，持股數(shù)量超21年全年持股數(shù)，股東總?cè)藬?shù)呈收縮趨勢，機構(gòu)成本均價7.6元左右。
潛在風(fēng)險：
1，疫情超預(yù)期導(dǎo)致企業(yè)停工，導(dǎo)致用電量下跌；
2，煤炭價格下跌，火電成本降低同核電競爭；
3，運營安全，發(fā)生核事故；
4，大規(guī)模股權(quán)增發(fā)，稀釋中小股東利益。
