(一)量：核電核準常態(tài)化，看好中長期成長空間

　　核電核準常態(tài)化，中長期成長空間廣闊。我國自1970年開始籌建秦山核電站以來， 核電發(fā)展已有50余年，其間受2011年福島核電泄漏事故不良影響我國核電進入停滯 期，2011年以來有6年“零核準”，目前三代核電技術(shù)已大規(guī)模商業(yè)運行并完成國產(chǎn) 化，四代核電技術(shù)也有機組落地，核電的安全性和經(jīng)濟性大幅提升，在能源安全和 雙碳目標下，核電為電力結(jié)構(gòu)轉(zhuǎn)型的重要基荷電源，2019年我國正式重啟核電審批， 2022-2024年連續(xù)三年核準10臺以上機組，核電核準常態(tài)化，未來成長空間廣闊。

　　在建及核準機組充裕，核電裝機成長確定性強。截至2023年底中國核能行業(yè)協(xié)會披 露我國核電在運55臺核電機組，裝機容量57.03GW，2024年防城港#4投產(chǎn)，在運裝 機容量提升至58.22GW，國常會2024年8月19日一次性核準11臺機組，目前在建29 臺機組、核準19臺機組，受十三五期間核電核準停滯影響，十四五前期為核電機組 投產(chǎn)低谷時期，核準重啟后在建及核準機組將在2024-2030年陸續(xù)投運，2027年將 迎來核電投產(chǎn)高峰期。

　　之所以重啟并加速核電核準，主要在于以下幾方面： 其一，核能發(fā)電高效穩(wěn)定，對比水電、風電、光伏，核電出力穩(wěn)定，核電不受外界天 氣、季節(jié)、自然資源等其他環(huán)境因素的影響，除檢修時間外，全天出力可維持100%， 同時核電位于沿海經(jīng)濟發(fā)達省市，電力需求強增速快，更保障了核電的充分消納。 根據(jù)中電聯(lián)，過去10年內(nèi)，全國核電平均利用小時數(shù)均穩(wěn)定在7000小時以上，近幾 年維持在7600小時以上，遠高于其他電源。核電清潔、穩(wěn)定、高效的特征，可作為 基荷電源保障電力系統(tǒng)穩(wěn)定安全。

　　其二，核電低碳清潔，對比火電利用燃料的化學能進行轉(zhuǎn)化，核電利用核反應的能 量轉(zhuǎn)換為水的熱能，生成蒸汽，從而推動汽輪機運轉(zhuǎn)，產(chǎn)生電力，在此過程中不會產(chǎn) 生溫室氣體排放，減碳效應更為突出，助力實現(xiàn)雙碳目標。

　　其三，三代核電技術(shù)成熟，安全性大幅提升。未來伴隨三代核電機組逐漸取代二代 核電以及四代核電技術(shù)萌芽(華能石島灣高溫氣冷堆2021年12月并網(wǎng)，中核集團霞浦鈉冷快堆在建)，核電安全性問題減輕，基本不可能發(fā)生類似日本的福島核泄漏 事件。目前國常會核準核電機組多為三代機組，且我國華龍一號技術(shù)成熟，已有多 臺機組商運，安全性經(jīng)濟性較好。

　　海外核電發(fā)展迅速，多國提出核電發(fā)展規(guī)劃。根據(jù)世界核協(xié)會數(shù)據(jù)，截至2023年末 全球核電并網(wǎng)裝機容量393GW，其中美國并網(wǎng)裝機容量96GW居世界首位，我國核 電并網(wǎng)裝機53GW居第三位(與國內(nèi)口徑有差異)，但從發(fā)電量角度來看，我國核電 發(fā)電量占總發(fā)電量比例僅5%，遠低于海外發(fā)達國家水平，如法國核電發(fā)電量占比達 63%，美國核電發(fā)電量占比18%。

　　根據(jù)世界核協(xié)會數(shù)據(jù)，截至2023年底，全球核電并網(wǎng)總裝機容量393GW，在建裝機 容量68GW，其中中國在建裝機容量30GW，占比44%，是全球在建裝機規(guī)模最大的 國家。在主要發(fā)達國家中，除德國公布全面棄核外，大部分國家仍在積極發(fā)展核電， 歐盟正式將核電投資列為氣候友好的“綠色投資”，預計到2050年歐盟核電裝機容 量將從目前的100GW提高至150GW，美國、日本、俄羅斯等國均在積極發(fā)展核電。

　　我國核電裝機電量存在翻倍以上空間，預計到2035年核電發(fā)電量占比達10%。根據(jù) 中國核能行業(yè)協(xié)會數(shù)據(jù)，截至2024年8月末我國核電在建及核準裝機達57GW，接近 在運裝機容量，目前我國仍有充裕的儲備機組，核電核準持續(xù)，中國核能行業(yè)協(xié)會 預計到2035年，我國核電在運及在建裝機可達200GW，核電發(fā)電量占比將達到10% 左右，到2060年，核電發(fā)電量占比需要達到18%左右，核電裝機成長空間廣闊，確 定性極強。

　　核電廠址儲備充裕，核電裝機成長明確。核反應堆需要以水作為冷卻劑，目前我國 核電均為沿海核電，沿海地區(qū)人口密集、經(jīng)濟較為發(fā)達，電力需求較高，核電可改善 我國結(jié)構(gòu)性缺電問題。目前我國已開發(fā)了20余個核電廠址，多數(shù)廠址可以建設(shè)6臺或 8臺機組，仍未建設(shè)完成，未來核準空間充足，綜合來看全球內(nèi)陸核電和沿海核電各 占50%，未來我國內(nèi)陸核電有望推進。

　　(二)資本支出：核電建設(shè)高峰期，融資需求強烈

　　核電仍處資本開支高峰期，中國廣核擬發(fā)行可轉(zhuǎn)債融資。由于核電公司當前儲備核 電機組較多、且預期未來將持續(xù)有新機組核準，資本開支規(guī)模較大，我們梳理兩家 核電公司在建及已核準機組總投資，并假設(shè)未來2024-2030年年均新增4臺機組核準， 未來的機組假設(shè)單臺機組裝機120萬千瓦、投資200億元。我們假設(shè)核電建設(shè)期7年， FCD前投資比例10%，第1-6年投資比例分別為10%、16%、20%、19%、15%、10%， 在2036年全部投產(chǎn)完畢，核電資本開支高峰出現(xiàn)在2029年前后，每年投資達到800 億元左右。中國廣核惠州、蒼南共6臺機組由集團投資建設(shè)，并承諾在開工后五年內(nèi) 注入公司，假設(shè)按照總投資的30%、1.2倍PB的標準收購。以廣核為例，由于資本開 支較高，中國廣核已發(fā)布可轉(zhuǎn)債發(fā)行預案，擬募資49億元用于陸豐2臺機組建設(shè)。

　　中國廣核年均經(jīng)營現(xiàn)金流凈額超300億元，凈現(xiàn)比約2倍，2023年末資產(chǎn)負債率分別 為60%，自身報表仍有融資空間，疊加可轉(zhuǎn)債募資，后續(xù)資金相對充裕。由于惠州、 蒼南共6臺機組由集團建設(shè)、符合條件后注入，資產(chǎn)注入期間資金壓力較大。

　　中國核電擬定增融資140億元，股本增長8.7%。根據(jù)上述假設(shè)，中國核電當前在建+ 核準共15臺機組，合計裝機容量17.57GW，總投資超3000億元，假設(shè)未來2024-2030 年年均新增4臺機組核準，此外，中國核電投資建設(shè)新能源項目，假設(shè)2024-2025年 年均新增風光裝機6GW，2026-2030年年均新增3GW，測算中國核電資本開支高峰 期接近1000億元，2024年公司計劃投資總投1216億元，預計前期投資較高。由于資 本開支較高，中國核電擬定增募集資金140億元，其中中核集團擬認購20億元，社保 基金擬認購120億元，發(fā)行價格8.52元/股，預計攤薄股本8.7%，可匹配徐大堡1-4號 機組、漳州3、4號機組、田灣7、8號機組共8臺機組，此次定增后股權(quán)融資需求較低。

　　由于中國核電額外開展新能源業(yè)務，年均經(jīng)營現(xiàn)金流凈額已超400億元，凈現(xiàn)比在2 倍以上。截至2023年末，中國核電資產(chǎn)負債率70%，融資壓力較大，此次定增募資 后，公司在建及核準機組均已匹配資本金，預計后續(xù)股權(quán)融資需求有限。

　　核電站股權(quán)結(jié)構(gòu)相對復雜，上市公司通?？毓刹⑦\營核電站。我國僅有四家集團具 備核電運營資質(zhì)，分別為中核集團，中廣核集團、國家電投集團和華能集團，核電站 均由四家集團下屬公司運營，但多數(shù)核電站存在少數(shù)股東參股的情況，導致中國核 電和中國廣核少數(shù)股東權(quán)益和損益規(guī)模均較大。同樣的，在新建核電站中，資本開 支也由股東們等比例出資。

　　(三)價：核電電價穩(wěn)定，市場化波動影響有限

　　核電電價分為標桿電價和市場化兩種形式，實際市場化電價波動有限。核電電價機 制經(jīng)歷了從一廠一價到標桿電價的演變，2013年之前，核電機組執(zhí)行一廠一價機制， 根據(jù)電力項目的經(jīng)濟生命周期并按照合理補償成本、合理確定收益及稅收合規(guī)等原 則，確定上網(wǎng)電價。2013年7月2日，國家發(fā)改委完善核電上網(wǎng)電價機制，對新建核 電機組實行標桿上網(wǎng)電價政策，并核定全國核電標桿電價為0.43元/千瓦時，若標桿 電價高于當?shù)厝济簶藯U電價，則執(zhí)行當?shù)厝济簶藯U電價，在以上兩種電價機制下， 多數(shù)核電機組上網(wǎng)電價較當?shù)厝济夯鶞蕛r存在折價。隨著我國電力市場化改革，各 省也逐漸推動核電參與市場化交易，參與市場化交易的部分核電電量則執(zhí)行市場化 交易電價，但目前核電的市場化交易仍比較謹慎。

　　根據(jù)核電公司定期報告，在一廠一價和標桿電價時期，多數(shù)核電計劃電價較當?shù)厝?煤標桿電價有所折價，兩者差值從-0.05~0.05元/千瓦時不等。首批三代核電機組上 網(wǎng)電價均在當?shù)囟鷻C組基礎(chǔ)上有所提升，臺山核電1～2號機組批復電價0.4350元 /千瓦時，三門核電1～2號機組批復電價0.4203元/千瓦時，海陽核電批復電價0.4151 元/千瓦時，其中三門核電、海陽核電上網(wǎng)電價均較當?shù)厝济夯鶞蕛r有所上浮。核電 標桿電價較為穩(wěn)定，在確定之后尚未調(diào)整過。

　　核電市場化比例提升，近兩年市場化電價上漲。伴隨各省陸續(xù)推進市場化交易，核 電市場化比例提升，根據(jù)中國核電和中國廣核定期報告，截至2024年底，中國核電 市場化交易比例達42.7%，中國廣核市場化交易比例達57.3%，2022年起，全國市場 化交易電價上浮，以中國核電田灣核電站所在的江蘇為例，近三年年度長協(xié)電價上 浮比例超15%，也高于田灣核電標桿電價，而江蘇并不限制核電交易電價。

　　各省市場化電價執(zhí)行有所差異，總體波動幅度有限。根據(jù)各省電力交易中心和上市 公司定期報告，浙江、福建、遼寧均安排了較高比例的核電市場化交易電量，但實際 市場化電價與計劃電價接近，市場化影響較小;海南核電不參與市場化交易;廣東、 廣西核電市場化電價存在溢價回收機制，將成交均價與計劃電價之差按一定比例進 行回收;江蘇省市場化電價波動會完全傳導至核電發(fā)電側(cè)。 江蘇省2024年年度交易均價為0.453元/千瓦時(較2023年下降1.4分/千瓦時)，核電 市場交易電量較2023年增加約50億千瓦時，中國核電電價略微下降。廣東省2024年 年度交易均價為0.466元/千瓦時(較2023年下降8.8分/千瓦時)，由于存在溢價回收機制，中國廣核電價僅小幅下降。

　　核電上網(wǎng)電價穩(wěn)定，受市場化影響小幅波動。綜合以上標桿電價與市場化電價，近 五年核電平均上網(wǎng)電價穩(wěn)定在0.39~0.43元/千瓦時左右，2022-2023年火電市場化電 價提升帶動核電電價小幅上漲，但由于核電執(zhí)行市場化電價的電量比例較小，整體 漲幅遠小于火電電價漲幅，未來若市場化電價下行，核電電價波動幅度也將小幅下 降。

　　二、成本可控，關(guān)注鈾價影響

　　(一)折舊：存量機組折舊到期，成本將下行

　　核電營業(yè)成本主要為折舊、燃料成本、運維費用等。以中國廣核為例，2023年公司 的營業(yè)成本結(jié)構(gòu)中，固定資產(chǎn)折舊占比30.9%、核燃料成本占比24.9%、核電運維占 比34%、計提乏燃料處置金占比10.2%。折舊成本與投資相關(guān)，三代核電單位投資整 體高于二代核電，折舊年限也更長;核燃料成本主要受鈾價影響，但核電上市公司 已簽訂長協(xié)合同鎖定價格;運維成本主要為檢修、員工費用等支出;乏燃料處置金 按照已商運五年以上壓水堆核電機組的實際上網(wǎng)銷售電量征收，征收標準為0.026元 /千瓦時。

　　核電度電成本小幅提升，各部分占比相對穩(wěn)定。近幾年核電度電成本基本在0.17- 0.20元/千瓦時之間小幅提升，中國核電和中國廣核度電成本相當。以中國廣核為例， 度電燃料成本約0.05元/千瓦時，度電折舊約0.06元/千瓦時，度電運維成本約0.06元 /千瓦時，計提乏燃料處置金則逐漸提升，度電成本約0.01-0.02元/千瓦時。

　　核電設(shè)備折舊采用工作量法，折舊到期后盈利能力將提升。核電專用設(shè)備或機器設(shè) 備折舊采用工作量法，根據(jù)當月發(fā)電量占全生命周期內(nèi)發(fā)電量比例計提折舊。二代 機組平均折舊年限25年左右，三代機組平均折舊年限35年左右，核電機組實際使用 年限為80-100年，折舊到期后盈利空間有望進一步打開。

　　三代核電單位投資成本提升，技術(shù)進步有望降本。目前二代核電機組建設(shè)成本約為 1.2-1.6萬元/千瓦，而三代核電機組由于對安全性要求更高，建設(shè)成本約為1.5-2萬元 /千瓦，其中我國自主三代核電“華龍一號”在三代機型中造價更低，為1.56萬元/千 瓦。參考二代核電機組投資成本變化趨勢，伴隨我國核電技術(shù)進步和核電裝備國產(chǎn) 化率提升，三代核電投資有望進一步下降。

　　秦山核電獲批延壽20年，機組延壽提升盈利。目前國際通行二代/三代機組首次頒發(fā) 運行許可證分別為40/60年。核電設(shè)計保守、標準高、裕量大，國外核電機組延壽已 趨于成熟，部分機組獲準二次延壽，我國秦山核電一期于2021年獲批延壽20年。核 電機組改造升級成本遠低于新建，機組延壽有望帶動電站盈利提升。

　　(二)燃料成本：長協(xié)鎖定鈾資源，燃料成本可控

　　長協(xié)鎖定鈾資源，燃料成本可控。核電燃料成本約占營業(yè)成本的20%-30%，燃料成本中，天然鈾價格約占五成左右，其余五成為加工制造費用、相對穩(wěn)定，天然鈾價格 是主要影響因素。我國僅有中核集團和中廣核集團具有鈾礦開采和進出口的資格， 屬于高度壟斷行業(yè)。目前伴隨核電重啟需求增加，短期來看產(chǎn)能恢復尚需時間，鈾 價呈現(xiàn)周期性上漲。但核電運營商與鈾燃料制造企業(yè)簽訂長協(xié)合同、鎖定鈾價、并 提前采購鈾燃料，燃料成本可控。

　　天然鈾價格快速上漲復盤天然鈾供需和價格走勢，2011年福島核事故后但一次產(chǎn)量 逐年增加并于2016年達到頂峰，鈾價持續(xù)下降，2016年之后鈾價低迷，2018年起礦 山開始減產(chǎn)關(guān)停，一次產(chǎn)量減少，二次供應逐漸增加。目前伴隨全球核電重啟需求 增加，俄烏沖突等國際因素導致供給受限，短期來看產(chǎn)能擴張尚需時間，鈾價呈現(xiàn) 周期性上漲，在2024年初達到高峰后已有所回落。

　　對鈾價影響度電成本進行敏感性測算，核電度電凈利潤約0.08元/千瓦時，假設(shè)核電 度電燃料成本為0.05元/千瓦時，測算在天然鈾價上漲50%、長協(xié)比例50%的情況下， 核電度電成本上漲0.006元/千瓦時。

　　三、ROE 拆分：核電對標水電，ROE 中樞上行

　　(一)核電盈利穩(wěn)定，資產(chǎn)周轉(zhuǎn)率有望提升

　　核電盈利能力穩(wěn)定，ROE有望提升。對比中國核電和中國廣核的盈利能力，由于中 國核電擁有新能源業(yè)務，中國廣核擁有建筑安裝和設(shè)計服務業(yè)務，兩者整體毛利率 差距較大，僅對比核電業(yè)務毛利率，兩者均保持在40%-50%左右。從ROE的角度看， 中國核電的ROE維持在12%左右，中國廣核受建安業(yè)務影響ROE較低核電盈利能力 出色且穩(wěn)定。

　　上市公司業(yè)務相對復雜，我們以福清核電站為例分析在核電不同階段ROE的變化情 況。福清核電站由中國核電控股，共運營6臺核電機組，在2014-2022年年間陸續(xù)投 產(chǎn)，目前已進入穩(wěn)定運營階段。福清核電站1號機組于2014年11月商運，2015年實 現(xiàn)凈利潤8.19億元，ROE為7.2%，截至2015年底2-6號機組均已開工，在建工程占 總資產(chǎn)比例達39.4%，資產(chǎn)周轉(zhuǎn)率僅為0.05，拖累了ROE，而在機組建設(shè)完畢后，公 司ROE提升至17.6%。

　　由核電建設(shè)期到運營期，分析各指標變化細節(jié)。ROE的提升主要是由資產(chǎn)周轉(zhuǎn)率提 升帶來：(1)資產(chǎn)周轉(zhuǎn)率：在建工程不貢獻收入利潤，轉(zhuǎn)固后固定資產(chǎn)占比提升、 帶動資產(chǎn)周轉(zhuǎn)率提升;(2)資產(chǎn)負債率：核電建設(shè)初期資本金比例僅為20%左右， 資產(chǎn)負債率較高，在機組投產(chǎn)后逐漸償還負債降低資產(chǎn)負債率，2015-2023年，福清 核電資產(chǎn)負債率由80%降低至68%，且未來仍有下降空間;(3)凈利率：核電的凈 利率會受到成本、費用、所得稅等影響，在運營期間有所波動，例如2020年由于研 發(fā)費用提升、所得稅率提升導致凈利率降至19.7%，影響了當年的ROE。整體來看， 資產(chǎn)周轉(zhuǎn)率的大幅提升能抵消權(quán)益乘數(shù)的下降，帶動ROE提升。

　　(二)對標水電，核電 ROE 仍有提升空間

　　我們以杜邦分析法對比核電公司與長江電力的ROE變化。長江電力的成長模式以資 產(chǎn)收購為主，由三峽集團建設(shè)水電站并在建成后注入上市公司，因此長江電力的資 產(chǎn)結(jié)構(gòu)中、在建工程占比極低，資產(chǎn)周轉(zhuǎn)率僅與注入資產(chǎn)相關(guān)，因此在其成長過程 中由在建工程轉(zhuǎn)固帶來的資產(chǎn)周轉(zhuǎn)率極少體現(xiàn)，長江電力的資產(chǎn)呈階梯式提升、運 營期隨折舊下降，資產(chǎn)周轉(zhuǎn)率主要隨收入波動，近十年均值為0.167;長江電力的凈 利率主要受財務費用影響，毛利率雖有波動但整體在均值附近，財務費用率在收購 后提升并逐漸下降，凈利率體現(xiàn)為在收購后下降并逐漸提升;權(quán)益乘數(shù)在收購后一 次性提升并逐漸下降。整體來看長江電力ROE的變化趨勢，負債降低權(quán)益乘數(shù)下降， 同時財務費用下降帶來凈利率提升，兩者相抵后公司ROE維持在穩(wěn)定水平，受來水 波動影響更大。

　　與長江電力的模式不同，中國核電和中國廣核的資產(chǎn)主要通過自建形成，因此體內(nèi) 在建工程比例較高，總資產(chǎn)周轉(zhuǎn)率偏低，兩者對比，中國廣核的在建工程比例偏低 (集團建設(shè)惠州、蒼南核電)，資產(chǎn)周轉(zhuǎn)率明顯高于中國核電，當在建工程轉(zhuǎn)固后， 資產(chǎn)周轉(zhuǎn)率呈提升趨勢，中國核電將更為明顯;同時在建工程帶來較高的資產(chǎn)負債 率，且高資本支出預計將持續(xù)較長時間，短期資產(chǎn)負債率難以降低，長期穩(wěn)定運營 后、將類似長江電力逐步降低資產(chǎn)負債率;核電凈利率類似長江電力、毛利率較為 穩(wěn)定，受財務費用影響較大，資產(chǎn)負債率下降將帶動財務費用下降、凈利率提升?？?體來看，在資本開支高峰期、在建工程比例較高，ROE仍能維持當前水平，未來資 本開支下降、在建工程轉(zhuǎn)固后、核電ROE有望提升。

　　四、重點公司分析

　　(一)中國廣核：機組投產(chǎn)、可轉(zhuǎn)債募資，看好長期成長性

　　公司擬發(fā)行可轉(zhuǎn)債募資，保障核電機組建設(shè)。公司發(fā)布公開發(fā)行可轉(zhuǎn)債預案公告， 擬募資不超過 49 億元，用于陸豐 5、6 號機組建設(shè)根據(jù)公司財報及投產(chǎn)公告，截至 2024 年 5 月末，公司在運裝機 31.76GW，在建+核準 10 臺機組合計 12.06GW，其 中陸豐#5、#6 為公司自行建設(shè)，預計總投資 409 億元，也是此次可轉(zhuǎn)債募資方向; 寧德#5、#6 由聯(lián)營企業(yè)寧德第二核電建設(shè)(公司持股 43%)，寧德#5 已于 7 月 28 日開工，惠州、蒼南 6 臺機組由集團委托公司管理在建。除此次募資外，截止 Q1 公 司資產(chǎn)負債率僅 60%，未來自有資金融資空間充裕。 多機組并網(wǎng)貢獻增量，業(yè)績穩(wěn)健增長。根據(jù)公司財報，因防城港#3 于 2023 年 3 月 投產(chǎn)、及平均利用小時數(shù)提升，2023 年公司控股核電發(fā)電量同比+7.3%，帶動 23 年 利潤同比提升 7.64%，2024Q1 實現(xiàn)歸母凈利潤 36.04 億元(同比+3.38%)。2023 年 11 月底臺山#1 重新并網(wǎng)、2024 年 5 月防城港#4 投產(chǎn)，2024 年兩臺核電機組貢 獻電量增量。

　　根據(jù)公司經(jīng)營公告，上半年因大修影響，公司發(fā)電量僅同比提升 0.08%。 核電公用事業(yè)化加速，看好核電長期分紅價值。國務院連續(xù)兩年分別核準 10 臺機 組，核電核準常態(tài)化保障中長期成長空間，公司規(guī)劃 2035 年裝機達到 70GW，較當 前裝機提升一倍以上。此外，核電商業(yè)模式類似水電，遠期分紅能力強，成長空間廣 闊，公用事業(yè)化加速。

　　(二)中國核電：核電+新能源雙輪驅(qū)動，中長期成長空間廣闊

　　公司擬定增發(fā)行 16.43 億股(占當前總股本 8.7%)，發(fā)行價 8.52 元/股(為最新股 價的 74%)，募資 140 億元，其中中核集團認購 20 億元，社?；鹫J購 120 億元， 本次發(fā)行股份限售期三年。募集資金擬用于徐大堡 1-4 號機組、漳州 3、4 號機組， 田灣 7、8 號機組建設(shè)，8 臺機組總投資 1848 億元。

　　截至 2024 年 3 月末，公司在 建+核準 15 臺核電機組，裝機 17.57GW，總投資超 3000 億元，同時新能源裝機也 在穩(wěn)步推進，2024 年公司規(guī)劃投資 1216 億元，公司本次定增也將緩解資本開支壓 力。此外，公司承諾 2024-2026 年分紅率不低于當年可分配利潤的 30%，預計分紅 率保持穩(wěn)定。 公司 2024H1 完成發(fā)電量 1053 億千瓦時，同比增長 4.43%，其中核電發(fā)電量 892 億千瓦時，同比下降 1.24%(Q1 同比-3.1%、Q2 同比+0.7%)，主要系大修及福清 檢修影響;24H1 新能源發(fā)電量 161 億千瓦時，同比增長 52.87%，上半年新增新能 源裝機 3.85GW，截至 2024 年 6 月末，公司在建新能源裝機 14.72GW，其中風電 3.25GW、光伏 11.47GW。

　　報告來源：【未來智庫】

　　報告出品方/作者：廣發(fā)證券，郭鵬、姜濤、郝兆升