中国核电:业绩略超预期,有望受益核电消纳政策落地及央企重组
事件:公司发 布2016 年报,全年实现营业收入300.09 元,同比增长14.53%;归属于上市公司股东的净利润44.89 亿元,同比增长18.71%;基本每股收益0.288 元。以公司现有总股本 1,556,543 万股为基数,每10 股派1.1 元(含税)。
同日,公司披露一季报,报告期内,营业收入79.67 亿元,较上年同期增19.23%;归属于母公司所有者的净利润12.15 亿元,较上年同期增20.31%;基本每股收益为0.078 元,较上年同期增20.00%。
机组安全可靠运行,降本增效能力提升。截止2016 年底,公司投入商业运行的核电机组共16 台;控股总装机容量1325.1 万千瓦, 同比增长15.11%。 全年公司核电发电量870.3 亿千瓦时,比上年同期增长17.18%。报告期内,公司的期间费用率18.93%(同比下降0.72 个百分点),其中年初累计销售费用率0.19%,同比下降0.1 个百分点,主要因本期不再计提接网费所致;财务费用率14.41%,同比下降0.8 个百分点,全年完成23.5 亿美元债务置换,避免潜在汇兑损失约6.6 亿元,公司应对汇率波动能力逐渐增强。同时加强成本对标,开展提质增效工作,度电成本进一步下降。目前公司共有9 台核准与在建核电机组,容量1037.70 万千瓦,田湾 3、4、5 号以及福清4、5、6 号机组按计划进度推进,在确保安全质量的前提下力争福清4 号机组、三门1 号机组年内投产,徐大堡、三门二期等项目已做好开工前准备工作。同时积极优化大修工期,田湾、秦山向长周期燃料循环过渡,公司未来发电量及利润水平有望稳步提升。
核电消纳办法出台,电力市场化改革大势所趋。所有电力企业都在面临电力过剩及电改带来的压力,核电也难独善其身,消纳问题已由东北蔓延至福建等地。发电设备利用小时数的下降导致单位发电成本上升,公司营业成本增长21.04%,明显大于营业收入14.53%的增幅。考虑到核电独有的安全性与经济性特点,消纳问题已得到足够重视, 国家发改委、国家能源局于3 月印发《保障核电安全消纳暂行办法》, 在消纳相对较好地区(如广东、浙江、江苏),核电的基荷电源地位有望保持;在受限地区,有望得到政策兜底(按1.8 倍测算,海南、辽宁、福建的核电利用小时数上调空间可达48.2%、18.3%、4.5%)。如果政策落地,公司福清、昌江核电将受益。另外,昌江二期配套建设的琼中抽蓄电站有望年底实现首台机组投产,2018 年全面投产;同时,海南联网二回工程预计2019 年1 月投产,将增加60 万千瓦输送能力,有望化解海南电网“大机小网”现状,实现昌江核电满功率运行。我们认为,随着核电保障消纳政策的落地及核蓄一体化的推进, 核电消纳问题有望得到缓解。同时,在电改“管住中间、放开两头” 的思路下,核电适应电力市场发展是大势所趋,将对核电站运行效率、成本管控提出更高要求。公司主动作为,加强与地方政府、电网公司的沟通协调,为清洁核电争取更多计划电量,对于计划外电量,积极寻找并锁定优质客户,主动开展电力营销。截至2017 年一季度末,发电量超计划完成,同比增长23.06%,已取得良好开局。
AP1000 首堆拖期,华龙首堆进展顺利。三门核电1 号机组预计拖期48 个月,出于安全考虑,国家审慎决策,2016 年未核准新机组合情合理,《2017 年能源指导工作意见》已明确计划开工8 台机组,随着后续AP1000 首堆并网,三代核电技术可靠性得到验证通过,公司所属三门二期、辽宁徐大堡等AP1000 堆型机组将获得开工许可。相较之下,“华龙一号”进展顺利,福清5 号机组“华龙一号”首台压力容器水压试验成功,机组环吊轨道全部吊装就位,即将实现穹顶吊装重大工程节点。国家积极推进华龙技术融合,当前“华龙一号”国家重大工程标准化示范正式启动,公司漳州1、2 号机组属于“华龙一号”技术在国内发展的第二批目标厂址,有可能率先获得突破。
投资建议。尽管当下面临电力过剩、外汇波动等不利因素,多项利好预期也在积聚,国家大力发展清洁能源,安全高效发展核电的决心始终未变。根据我国核电中长期发展规划,到2020 年,我国在运核电装机容量要达到5800 万千瓦,在建核电将达到3000 万千瓦,我国力争2030 年前在‘一带一路’沿线国家建造约30 台海外核电机组。3 月17 日公司公告,控股股东中核集团与中核建集团正在筹划战略重组事宜,两大集团同宗同源,合并重组将形成合力,形成一家同时拥有核电、核电建设、核然料等为一体的全核电产业链巨头。同时高温气冷堆作为中核建主推堆型,有望获得发展先机,将进一步丰富公司的堆型。中国核电作为我国核电发展的主力军,发展前景广阔。预计公司2017-2019 年EPS 分别为0.30 元、0.34 元及0.40 元,维持“增持”评级。
风险提示:核电项目进展滞后风险,电力需求持续低迷。