装机占据国内核电装机半壁江山、后续仍有增量。由于投资、技术以及行政准入的三重壁垒，国内核电行业的竞争格局较为良性，呈现出中国广核、中国核电的双寡头竞争格局，两者合计市场份额占比为97.17%(公司占比为54.42%)。公司大部分核电机组均于近5 年投产，2013-2019 年核电装机年复合增长率为23.7%。当前公司在建核电机组主要为红沿河5、6 号机组(预计将分别于2020 年、2021 年投产)；防城港3、4 号机组(预计将于2022 年投产)，4 台机组总装机容量为459.8 万千瓦，占目前公司核电总装机的16.9%。

　　政策收紧多年后重启核准，沿海地区电力供需偏紧或成为发展契机。2011年前是国内核电核准的高峰时期，发改委和国家核安全局核准了一大批核电项目。2011 年后由于“四万亿”潮水退去，中国经济增速放缓，电力供需格局趋于宽松，高能量密度的核电建设必要性下降加之2011 年日本福岛核电站泄露事故引发对于核电安全性的再思考作为催化剂，国内放缓了核电项目核准的节奏，自2015 年后已经三年“零核准”，政策端的收紧体现了政府对于核电发展的谨慎态度。2019 年国家重启核电核准，广东惠州太平岭、福建漳州和山东荣成项目获得核准开工，三个项目分别隶属中广核集团、中核集团、国电投集团，呈现三足鼎立的态势。展望未来，考虑到目前沿海省份依然存在电力供需偏紧的问题，核电由于其固有特性(需水循环散热)本就是最适合沿海地区发展的发电方式，后续若沿海地区电力供需进一步趋紧，或许为行业装机核准带来机会。

　　盈利能力：电价预计平稳下降，成本结构稳定。电价方面，现行核电上网标杆电价始于2013 年，发改委核定全国核电标杆上网电价为每千瓦时0.43 元，核电标杆上网电价高于机组所在地燃煤机组标杆上网电价的地区，新建核电机组投产后执行当地燃煤机组标杆上网电价，公司机组目前在运各机组上网电价基本在0.41-0.43 元/千瓦时。尽管近年来公司市场电比例在不断扩大，但由于市场竞价更加趋于理性、出清价差总体上也是在收窄后逐渐趋于稳定导致整体电价降幅逐渐收窄。我们判断未来公司市场电更多将呈现出比例稳步提升、让利幅度维稳甚至小幅收窄的趋势。成本方面，近年来公司电力销售业务成本构成以及各项成本占总成本比例基本相同，其中核燃料成本和固定资产折旧合计占比近60%。考虑到公司通过与铀业公司签订长期的核燃料采购与供应服务协议，并通过铀业公司就转化浓缩服务及燃料组件加工服务与原子能公司、中核建中签订长期合同的方式保障了核燃料长期稳定、经济的供应以及折旧成本本身就较为稳定，公司成本未来大幅波动的风险较小。

　　投资策略：业绩稳健、稳步成长的核电龙头。存量方面，虽然随着市场电比例的不断上升公司电价存在小幅下滑可能，但市场电的让利幅度预计将维持稳定甚至继续小幅收窄且成本端预计较为稳定，因此未来公司盈利能力将维持在较高水平，业绩相对稳健。此外，未来3 年公司仍将有新机组陆续投产叠加2019 年新核准的机组保证了公司远期的业绩增长，作为核电龙头公司未来仍将稳步成长。我们预计公司2019/20/21 年实现归属于母公司股东净利润分别为98.64/108.18/117.00 亿元，折合EPS 分别是0.20/0.21/0.23 元/股，当前3.57 元股价，对应PE 分别为18.3X/16.7X/15.4X，首次覆盖给予公司“增持”评级。

　　风险提示：行业政策调整风险；税收优惠政策调整风险；核安全风险。

（文章来源：中泰证券）