中国核电研报：Q3回补非拐点，股价高于合理区间上沿

估值基准日：2026-10-28 | 收盘价 9.66 元/股 | 总市值 1,986.87 亿元

研究范围：中核集团旗下唯一核电运营上市平台；2025 年报 + 2026Q1/半年报/三季报 + 业绩说明会 + 2026 前三季度发电量公告 + 行业政策 + 券商研报（2026-10 策略更新） + 2026-10 公司公告本版为 2026 年三季报触发的定向更新，结论基准日已整体切换至 2026-10-28 投资视角：3-5 年长期价值投资者本研究为公开材料综合分析，不构成投资建议

① 执行摘要

投资建议：持有观察，不追高；加仓窗口下移至 7.80-8.10 元。 综合目标价 8.56 元/股，较 2026-10-28 收盘价 9.66 元有 11.4% 的下行空间。当前价已高于合理参考区间 8.10-8.90 元的上沿约 8.5%，距高估参考价 10.50 元只剩 8.7% 空间，短期赔率不佳。

核心判断（三段式叙事）：

• 2026：仍是压力年，且压力比旧判断更深。 前三季度营收 598.48 亿元、同比 -2.90%，归母 60.66 亿元、同比 -24.20%，加权 ROE 5.06%（同比降 2.05pct）1。旧基线"全年归母中性 90 亿元"需要 Q4 单季做出约 29.3 亿元——相当于 2025Q4（13.02 亿元）的 2.25 倍，在无新机组商运、电价仍在下行、年末减值照常计提的前提下不可能实现。全年归母中枢下修至 76 亿元（悲观 71-74 亿 / 中性 75-78 亿 / 乐观 79-83 亿，概率 30%/45%/25%），较旧判断下修 15.6%。
• Q3：节奏性回补，不是盈利拐点。 Q3 单季营收 214.51 亿元、+3.82%，归母 24.25 亿元、+3.80%，账面确实转正；但单季营业利润 59.10 亿元实际同比 -0.24 亿元，倒算毛利与去年同期基本持平，归母 +0.89 亿元的增量主要来自有效税率由 25.81% 降至 17.23%（贡献税前约 +5.1 亿元）、其他收益 +1.76 亿元与营业外净收支 +0.68 亿元。常态化还原后 Q3 归母约 20.8-22.6 亿元，同比仍 -11% 至 -3%。真正的拐点判据应是营业利润同比转正，Q3 未达到。
• 2027：装机拐点是唯一实质改善窗口。 徐大堡 3 号、三门 3/4 号、田湾 8 号共 4 台 504.1 万千瓦机组集中投运，可形成约 18%-20% 电量增量，潜在归母增厚 14-15 亿元（15-16% 弹性）。但前提是按期商运，且折旧与核燃料成本同步上升会削弱净对冲——2026 年"以量补价"基本不成立（前三季度无新机组商运，田湾 7 号 2026-10-08 才首次并网）。

机制电价的定性已下调：它是期权，不是基线。 辽宁、广西核电差价合约已经跑通，机制电量的量级与盈利抬升幅度都得到验证——但红沿河与防城港红沙均属中广核体系，公司在运 27 台机组无一位于两省，改变的是行业规则和预期，不是公司报表。江苏 11 月月度交易电价 415.70 元/MWh、环比 +20.38、同比 +59.75 元/MWh 并首次完成竞双月定价，说明公司主战场价格已现底部反弹，江苏/浙江落地概率判断为中高，但弹性完全取决于机制电量比例与机制电价水平。

本轮一个必须讲清楚的事：股价自 8.90 元涨至 9.66 元（+8.5%），而目标价反向下调至 8.56 元（-9.4%）。这不是估值中枢上移，而是市场对"Q3 降幅收窄"的交易性修复。

关键变量与监控信号：

1. Q4 单季归母能否站上 14-17 亿元区间，以及 Q4 减值计提规模（年报附注）
2. 2027 年 4 台机组按期商运的工程进度（半年度披露）
3. 江苏/浙江核电机制电价文件与机制电量比例（季度级跟踪）
4. 资产负债率是否突破 72%（2026Q3 末已 70.16%）
5. 类 REITs 第四期发行与海阳辛安民资入股后的项目层权益稀释（不定期）

估值方法权重：DCF 50%（概率加权 8.96 元）+ 相对估值 50%（8.16 元）→ 综合目标价 8.56 元。三档参考价：低估 6.30 元 / 合理 8.10-8.90 元 / 高估 10.50 元。

核心风险：机制电价落地但公司不受益（60% 概率，-0.8 元/股）已取代"延后落地"成为最大单点风险；Q4 资产减值重演（35%，-0.5 元/股）、综合电价超预期下行（35%，-1.0 元/股）、2027 年机组投产延后（30%，-1.0 元/股）是高概率次要风险；核电安全事件（<5%，-3.0 元/股）是唯一黑天鹅；REITs 持续摊薄（40%，-0.4 元/股）与资产负债率逼近 72% 构成持续性侵蚀。

② 公司画像：双轮结构、寡头壁垒、央企平台

主营业务与装机结构

中国核能电力股份有限公司（601985.SH，"中国核电"）是中核集团旗下唯一核电运营上市平台，2015 年 6 月上市，控股股东中核集团持股 55.67%，实际控制人国务院国资委。

业务结构（2025 年合并）：

公司本质是"一台以核电为主、以新能源为辅的现金流机器"：核电是绝对利润主体（贡献 96% 以上归母），新能源是"量级大但利润稀薄"的补充板块23。

装机结构（2026-09-30）：

• 核电：在运 27 台、2,621.20 万千瓦 + 在建/核准待建 22 台、2,563.50 万千瓦（较 2026Q1 末 18 台/2,067.5 万千瓦上修，半年 +4 台/+24%）
• 新能源：在运 3,591.56 万千瓦（风电 1,119.11 + 光伏 2,472.45）+ 独立储能 206.10 万千瓦，在建 926.36 万千瓦
• "十四五"获核准 18 台，占行业 39%，居行业第一24
• 前三季度核电在运台数与容量零增长——2026 年没有一台新核电机组商运，装机增量全部要等 2027 年5

寡头壁垒的深度与裂缝

国内核电运营市场是高度集中的寡头格局。中核集团（中核）和中广核两家在运机组数量合计占全国约 94.55%4。核电牌照壁垒来自三个层面：核安全许可（生态环境部）、核电运营资质（国务院）、长期资金能力（重资产）。

护城河已出现裂缝：华能集团石岛湾高温气冷堆已商运并拿下山东海阳、霞浦等压水堆项目；国电投通过 2025 年 12 月 554 亿元资产置换整合旗下核电资产进入资本市场6。但"十五五"前两年（2026-2027）新进入者仍以"单点突破"为主，对中核、中广核的体系性挑战有限。

机制电价博弈中的"地区劣势"需要下调，但受益仍要等：广西（防城港红沙）、辽宁（红沿河）2026 年 1 月已先行落地核电差价合约，机制电量为每日 21 小时时段 80% 的上网电量，红沿河 1-6 号平均机制电价 0.3798 元/kWh，辽宁自 2026-01-01 起试行 1 年7。但红沿河与防城港红沙均属中广核体系，公司在运机组无一位于辽宁或广西——公司从"为什么别人先拿到"变成"规则已跑通，只看时序"，这是从能力劣势重新定义为资产分布与落地时序问题。真正的机会在江苏（田湾主战场，11 月月度交易电价 415.70 元/MWh、环比 +20.38、同比 +59.75 元/MWh，首次完成竞双月定价）与浙江的后续跟进，公司口径为"其他省份同步推进"；券商 2026-10 策略中也以"辽宁、广西差价合约让核电电价趋于稳定"为由继续推荐中国核电与中国广核7。结论：机制电价应按期权定价，不进基线。

运营效率：行业最强但已逼近极限

公司 2025 年 WANO 综合指数满分机组 22 台/26 台（占比 84.6%）、负荷因子 91.76%、能力因子 94.79%、非停率 0.077 次/堆年、平均利用小时数首次突破 8,000 小时、大修平均工期 28.2 天（比主要同行少 5.8 天）2。这一组指标是行业最强，但已接近天花板——WANO 满分机组从 25 台中 18 台（2023）增至 26 台中 22 台（2025），进一步提升空间有限；非停率 0.077 次/堆年已接近国际先进水平 0.05 左右的极限。

判断：公司的运营杠杆已释放充分，未来"以量补价"中的"量"主要靠新增装机拉动，而非现有存量挖潜。

资本结构与股东构成

中核集团持股 55.67%，第二大股东全国社保基金理事会持股 7.02%（2024 年定增引入，长期价值投资属性强），国新投资 3.70%、浙江浙能电力 2.26%、香港中央结算 1.37%3。总股本 205.68 亿股（2024 年定增后从 188.83 亿股扩至 205.68 亿股）。

核心特征：归母权益 1,187.18 亿元 vs 少数股东权益 1,135.08 亿元（2025 末），归母仅占合并净利润 51.78%2。核心运营子公司平均持股仅 50-56%（秦山一核 72%、秦山二核 50%、江苏核电 50%、福清核电 51%），任何"做大装机"的扩张都天然伴随归母被稀释——这是分析归母利润增速时不可忽略的结构性背景。

新增的资本结构动作：海阳辛安资产划入民资入股主体。 2026-10-27，公司公告中核山东将海阳辛安核电 1、2 号机组相关资产按审计值 27.96 亿元转让给全资子公司中核（山东）第二核能有限公司（2025 年 11 月设立，作为后续民营资本入股主体），交易在合并范围内，不影响合并报表财务8。这件事的结构意义大于财务意义：它把"批复主体与资产持有主体不一致"这一核准障碍转化为资本结构问题，为后续华龙项目核准铺路；引入民资还能显著降低项目资本金对上市公司自有资金与债务的占用，与新增发债相衔接。代价是项目层权益必然被稀释，而公司未披露后续民资比例、时点与权益变动，无法量化——这是一条比 REITs 摊薄更直接的持续性稀释来源。

③ 2026 年业绩归因：H1 承压，Q3 节奏性回补但不是拐点

2026 年前三季度公司营收 598.48 亿元、同比 -2.90%，归母 60.66 亿元、同比 -24.20%，扣非归母 59.76 亿元、-24.90%，加权 ROE 5.06%、同比降 2.05pct1。但单季看，Q3 营收 214.51 亿元、+3.82%，归母 24.25 亿元、+3.80%，扣非 23.83 亿元、+2.40%——降幅收敛并转正。上半年（Q1 归母 -34.19%、Q2 进一步走低）与 Q3 的回升必须放在一起读，这正是本节要回答的问题。

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四因素拆解（框架沿用，覆盖 H1 与 Q3 的完整节奏）：

因素 1：大修集中（核心一次性扰动，H1 兑现、Q3 回补）

Q1 共开展 7 个大修（去年同期仅 2 台），含 2 个 10 年大修、1 个 5 年大修、2 个日常大修及另 2 台未完成；大修时长 30-60 天（日常 30 天、5 年 45 天、10 年 60 天）9。这是公司经营史所罕见的"大修集中度高峰"。管理层明确"全年发电计划已考虑大修"，意味着 Q1 集中是一次性而非全年持续压制。

图：反应堆大修现场：把"大修集中"从术语还原为可感知的工程动作；来源：cinie.net。

信号：Q2 计划大修 3 台，密度已显著下降。

Q3 的回补已被电量数据证实：Q3 核电发电量 553.06 亿千瓦时、同比 +8.13%；福清核电 Q3 144.11 亿千瓦时、+5.37%（上半年为 -19.56%），江苏核电 Q3 +3.86%（上半年 -4.23%），均为上半年集中检修机组的复役回补10。但要注意 1-9M 核电电量合计仅 +1.50%，Q3 的高增速本身就建立在 H1 的低基数上；Q4 大修机组数与检修计划公司未披露，这是全年归母预测最大的单一缺口。

因素 2：综合电价下行（核心持续性压力）

2025 年核电综合电价 0.3937 元/kWh（-5.16%），整体 0.3899 元/kWh（-6.27%），新能源 0.3732 元/kWh（-11.21%）2。Q1 综合电价继续承压主因是 2025 年起电力现货市场全面铺开+新能源装机挤压。

判断：综合电价是 2026 年最大的不确定性，机制电价能否落地是关键。管理层仅表示"正在研究制定"，无明确时间表。

Q3 的价仍然在跌：Q3 单季核电电量 +8.13%、新能源 +2.13%，对应合并电量增速约 +6% 至 +7%，而单季营收只增 3.82%——推算 Q3 综合单位售价同比约 -2.2% 至 -2.8%（本文推算，非公司披露；缺口：缺分板块上网电量绝对值）。1-9M 合并口径单位收入 0.3207 元/kWh，较去年同期 0.3343 元/kWh 下降 4.06%。价格没有企稳，只是跌得比上半年慢了。

公司对 1-9M 的具体归因：核电收入 -8.35 亿元（-1.67%），原因是大修机组同比增加、发电量增加带来折旧与核燃料成本增加、乏燃料处置费计提增加、增值税返还同比减少；新能源收入 -9.51 亿元（-8.23%），原因是综合电价同比下降、基建机组转固折旧增加、类 REITs 发行稀释归母1。注意"折旧与核燃料成本随电量上升"这一条——它意味着量的恢复本身会吃掉一部分利润弹性。

因素 3：REITs 摊薄（部分持续性）

中核汇能类 REITs 已三次发行（2024-11、2025-06、2025-11），每次均涉及将已成熟运营资产置入 REITs 后由公司继续运营但权益份额下降。2026Q1 新能源归母 -206.72% 的极值变化是 REITs 持续摊薄的核心体现3。

判断：每次 REITs 发行影响 0.05-0.10 元/股，未来 1-2 年仍可能继续（每 4-6 个月一次节奏）。

本轮已升级为独立主线：1-9M 新能源收入 -8.23%、新能源归母同比 -182.59%（已转亏），公司归因明确包含"类 REITs 发行稀释归母"与"基建机组转固折旧增加"1。REITs 化在汇能持续亏损下已经不再是价值创造型工具，而是回笼现金、收缩表内亏损敞口的止损工具；在核电子板块提供利润缓冲之前，新能源在 2026-2027 年很难回到正贡献。

因素 4：增值税返还减少（一次性偏多）

2025 年 11 月起新规明确：2025 年 10 月 31 日前已商运机组继续享受增值税即征即退；2025 年 11 月 1 日后核准机组不再享受退税11。这对公司控股在建及核准待建 19 台中后续核准机组有影响，但对已商运的 27 台不构成实质冲击11。

Q3 转正的实质：发生在毛利线以下

这是本节最重要的一段。 Q3 单季营业利润 59.10 亿元，同比 -0.24 亿元（-0.40%）；归母 24.25 亿元，同比 +0.89 亿元（+3.80%）。经营层是微降的，账面转正发生在毛利线以下。

单位：亿元，数据来源为三季报合并利润表（1-9M 与半年报累计值相减得到单季）与结构化数据112。

常态化还原：把其他收益增量 +1.76 亿元、营业外净收支增量 +0.68 亿元还原，把有效税率从 17.23% 还原至 25.81%，则 Q3 归母约 20.8-22.6 亿元，同比仍 -11% 至 -3%。也就是说，Q3 归母增量中约 +5.1 亿元来自税率、约 +2.4 亿元来自补助与营业外，这两项都是税务性或时点性的。

真拐点判据：营业利润同比转正，且核电综合电价企稳（单季收入增速追平电量增速）。Q3 单季毛利率 39.72%，同比 -1.66pct，环比 Q2 的 33.53% 回升 6.19pct，但仍低于 2025Q3 的 41.38%——两个判据都没有达到。

与旧研报的一致与偏离：一致的是"Q1 承压为阶段性扰动而非趋势性恶化"，Q3 的检修回补（福清、江苏电量转正）验证了这一点；偏离的是"机制电价落地即可守住 90 亿元"——1-9M 归母已只有 60.66 亿元，Q4 需要做出约 29.3 亿元才能实现，该判断已作废。

减值与资产质量：1-9M 信用减值 -0.23 亿元、资产减值 -1.29 亿元，合计 1.52 亿元，仅占利润总额 152.59 亿元的约 1%，不是业绩下滑的主因；但 Q3 单季集中计提资产减值 1.43 亿元，且时点与新能源转亏高度重合，指向新能源板块资产质量，需 2026 年报附注确认（缺口：科目与主体未披露）。

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从单季毛利率与单季归母 ROE 看，盈利能力同比仍未恢复：Q3 毛利率虽环比 Q2 回升 6.19pct，但仍低于 2025Q3 的 41.38%；单季归母 ROE 年化 7.98% 仍低于 2025Q3 的 8.02%，也低于 2025Q1-Q2 的 11.04% 与 8.85%12。

④ 2026-2030 增长路径：装机拐点 + 机制电价

投产节奏：2027 是关键拐点年

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2026 年的投产实际进度：截至 2026-09-30，核电在运仍为 27 台、2,621.20 万千瓦，前三季度无新机组商运；田湾 7 号于 2026-10-08 首次并网、预计年内商运，但对 2026 年电量贡献有限5。这直接决定了"以量补价"在 2026 年基本不成立。

储备上修：在建及核准待建由 2026Q1 末 18 台/2,067.5 万千瓦升至 22 台/2,563.50 万千瓦，半年 +4 台/+24%——改善的是 2028-2032 年的可见度，不改变 2027 年 4 台机组的投产节奏假设，但意味着资本开支高位期比旧判断更长。

2027 年集中投产的影响：

• 电量增量：4 台 × 1.16 GW × 7,800 小时 ≈ 360 亿千瓦时/年，相对于 2025 年核电发电量 2,008 亿千瓦时，电量增厚约 18%
• 收入增量：按 0.40 元/kWh 估算约 144 亿元/年
• 归母增厚：144 亿 × 41% 毛利率 × 25% 净利率 × 51.8% 归母权益占比 ≈ 14-15 亿元增量，相对 2025 年归母 93 亿元基数是 15-16% 的弹性

风险：核电工程面临"任务重、机型多、资源少"三重挑战（公司年报风险章节自陈）；设备制造厂产线趋近饱和，长周期主设备、泵阀类设备产能不足。投产延后 1 年在工程领域属正常事件，对 2027 拐点构成实质性威胁（敏感性分析：-0.49 元/股）2。

差价合约：机制跑通，公司当期受益为零

辽宁、广西核电差价合约（CfD）的机制要点：

• 机制电量：以当月机组实际上网电量为基数，每日 21 小时时段的 80% 上网电量纳入机制电量（约占上网电量 70%）
• 机制电价：按国家现行核电核准上网电价执行；红沿河 1-4 号 0.3823 元/kWh、5-6 号 0.3749 元/kWh，6 台平均 0.3798 元/kWh
• 差价结算：市场交易均价与机制电价的差额由电网企业开展差价结算，差价费用暂纳入系统运行费用、由全体工商业用户分摊
• 试行安排：辽宁自 2026-01-01 起试行、周期 1 年；广西自 2026 年 1 月起对防城港红沙核电全电量入市并统一执行差价合约

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关键限定（这是本轮最容易被误读为利好的一点）：红沿河与防城港红沙均属中广核体系。公司在运 27 台机组分布在浙江、江苏、福建、海南，没有一台位于辽宁或广西。因此两省差价合约改变的是行业规则和预期，不改变公司当期报表——公司在本轮三季报中的直接受益为零。

但这个先例本身有价值：

• 政策工具已从"研究"进入"可复制落地"，券商 2026-10 策略据此判断核电电价趋于稳定并继续推荐中国核电、中国广核7
• 差价结算已是通用政策工具箱：上海 2026-10-20 的新能源上网电价市场化改革同样建立"可持续发展差价结算机制"（市场均价与机制电价差额由电网按月差价结算、费用纳入系统运行费）7
• 公司主战场的价格已现底部反弹：江苏 11 月月度交易电价 415.70 元/MWh，环比 +20.38、同比 +59.75 元/MWh（11 月成交电量 56.20 亿 kWh），并首次完成竞双月（11、12 月）定价；公司口径为"其他省份同步推进"7

江苏/浙江作为期权的定价逻辑：落地概率判断为中高（主管部门正在研究含江苏、浙江的政策、辽桂先例可复制、江苏电价已反弹、差价结算机制已多地实践）；但弹性完全取决于机制电量比例与机制电价水平——若接近辽宁强度（约 70% 机制电量、机制电价不低于基准价），公司归母存在超预期上修空间；若只是"托底不溢价"，则只是止血而非估值重塑。因此本报告将机制电价按期权处理，不计入基线预测。

对公司综合电价的影响判断（未变）：

净影响判断：由于 2025-2026 年市场化部分电价已低于核准价，机制电价对核电是"政策托底"而非"额外利好"。即使按中性情景（综合电价 0.378 元/kWh），2027 年起 4 台新机组投运的电量增长 18% 仍可对冲价格压力，归母有望回到双位数增长15。

以量补价：2026 年基本不成立，2027 年有条件成立

• 2026 年：前三季度核电在运装机零增长、电量仅 +1.50%，没有任何新机组贡献全年电量；叠加单位售价仍在下行 2%-4%，量根本不足以补价。
• 2027 年：4 台 504.1 万千瓦机组若按期商运，可形成约 18%-20% 电量增量，足以覆盖 15%-20% 的电价下行幅度——这是"有条件成立"：一是前提是徐大堡 3 号、三门 3/4 号、田湾 8 号如期商运；二是新机组折旧与核燃料成本同步上升，实际净对冲能力弱于毛电量口径（2026 年 Q3 已经演示了"量增 8%、成本增 6.8%"的吃量效应）。

⑤ 财务质量：重资产、低 ROE、负 FCF、央企融资优势

五年财务趋势

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注：2026 年 1-9M 为累计口径（2025 年同期比较数已因同一控制下企业合并追溯重述）；Q1/Q2/Q3 为单季口径。

关键判断：

• 营收 CAGR 5 年 7.1% vs 归母 CAGR 3.7%——归母明显跑输营收，核心原因是新能源板块"增收不增利"和归母占合并净利仅 51.8% 的结构性稀释。
• 毛利率连续 5 年下行 2.87pct（44.19% → 41.32%），驱动力：①折旧基数随装机持续抬升（2025 折旧占电力成本 42.08%，同比 +17.13%）；②核燃料成本金额增长 +15.20%；③新能源放量但毛利率低于核电的结构性拖累。
• ROE 持续下行：从 12.19%（2023）跌至 8.21%（2025），主因权益乘数提高（高资本投入摊薄）+ 净利率下滑（电价回落、新能源承压）。
• FCF 2022 年起持续为负：2025 缺口 565 亿元，2026 前三季度缺口 165.58 亿元（同比收窄约 94 亿元）；TTM FCF 约 -408.06 亿元（TTM OCF 423.11 亿元 − TTM Capex 831.17 亿元）。2026 全年 FCF 缺口预计 240-290 亿元，显著小于 2025 年但仍为负；FCF 2028-2029 年前难转正，管理层在业绩说明会上也未给出明确转正时点916。

{"title": "中国核电单季经营现金流与资本开支（2026Q1–Q3，亿元）", "url": "https://api.datgs.com/api/v1/stockmind/report-assets/8d51654f-a970-41ba-b2e7-7dc92d8d1873/4fbf77e58a4f49e1/widget-4fbf77e58a4f49e1.html"}

缺口在收窄，但方向没有变：Q1/Q2/Q3 三个季度 OCF 逐季抬升（81.31 → 110.46 → 159.91 亿元），但 Capex 始终高于 OCF，单季缺口从 -168.33 亿元收窄到 -11.33 亿元。更关键的是，9M OCF 同比 +16.20% 主要来自成本端现金支出节约（核燃料采购节奏、税费），而非收入增长——同期收入是下滑的。这属于营运资本与采购节奏带来的阶段性改善，而不是盈利改善带来的现金流改善；而 Capex 延后的部分会在后续季度补回。

成本结构（2025 电力行业）

2

关键判断：折旧是头号成本项且 2025 年大幅增长 17.13%——印证 Capex 持续高位开始转化为折旧释放。核燃料成本占比 18.07% 且长期稳定，董事长明确"公司燃料成本自上市以来维持在营业成本的 20% 左右……通过十年期框架协议一揽子合约来计划安排，现货价格波动影响较小"9。

资产负债与融资能力

• 2025 末有息债务 4,403.66 亿元、综合融资成本 1.59%——属央企超低融资成本，反映中核集团背书的隐性增信价值2
• 2026-09-30 末：总资产 7,976.76 亿元（较上年末 +6.32%）、负债合计 5,596.66 亿元、资产负债率 70.16%、归母净资产 1,215.20 亿元（+2.36%）、少数股东权益 1,164.90 亿元；有息债务粗算 5,043.60 亿元，较年初净增 350.21 亿元；综合融资成本进一步降至 1.37%；货币资金 157.83 亿元（较年初反而减少 5.02 亿元，仅相当于约 0.38 个月 OCF）；存货 405.97 亿元（较上年末 +11.8%）
• 资产负债率轨迹：2024 末 68.27% → 2025 末 69.05%（追溯重述后口径） → 2026Q1 末 69.40% → 2026-09-30 末 70.16%，已越过旧底稿设定的"70% 接近上限"警戒线，距 72-73% 的评级关注区间只剩约 2pct
• 融资结构主动长期化：1-9M 应付债券余额 195.54 亿元、较年初 +63.45%（新增发债）；应付票据 +90.56%；其他流动负债 -37.02%（新能源短融到期归还）；长期借款 3,943.33 亿元、短期借款 180.91 亿元。同时权益出表工具在 2026 年并未放量（吸收投资收到的现金同比 -38.95%），意味着全年缺口几乎全部压在债权端——这正是资产负债率突破 70% 的直接原因
• 真正的硬约束是信用评级——若资产负债率超过 72-73%，可能触发评级机构关注（缺口：公司当前信用评级与评级机构杠杆容忍度未核实）

股东回报

• 2025 年派现 32.82 亿元（每股 0.16 元，分红比例 35.27%）+ 中期分红 4.11 亿元 + 回购 3.75 亿元
• 全年股东总回报约 40.68 亿元，占归母 43.7%——与 FCF 缺口 -565 亿元相比，股东回报仅覆盖 7.2%
• 本轮进展：2026-10-15 半年度权益分派已实施，每股 0.02 元，合计约 4.11 亿元；在 FCF 缺口本就为负的背景下，这是边际负面
• 回购：2026-08-27 董事会通过回购方案（资金总额 1-2 亿元、价格上限 13.31 元/股），2026-09-07 取得中国银行北京海淀支行《贷款承诺函》（额度不超过 1.8 亿元、期限不超过 3 年、专项用于回购）；2026-09-30 库存股 4.84 亿元，较年初增加 1.09 亿元。理论最多回购约 1,503 万股、占总股本 0.073%，EPS 增厚上限约 0.07%——总股本 205.68 亿股未变，估值分母不需要调整，回购不构成估值变量
• 判断：公司本质上是"先做大装机、再分红"的成长期平台模式；分红比例短期内难以大幅提升，但中期分红频次提升（2025-11 首次中期分红）和股份回购反映管理层对股东回报的重视度提升21

⑥ 行业格局：寡头 + 政策双驱动

国内规模与"十五五"空间

截至 2025 年底，我国在运核电机组 59 台、装机 6,248 万千瓦（全球第三），核准在建 53 台、装机 6,293 万千瓦，合计 112 台 1.25 亿千瓦，工程建设规模连续 19 年稳居全球第一174。

"十四五"完成度：2021-2025 年新核准 46 台 5,450 万千瓦、新投运 11 台 1,245 万千瓦，运行装机容量与年发电量均增长约 30%17。

"十五五"路径：2024-2026 年连续 4 年保持每年 10 台及以上的核准节奏218。本次（2026-08）核准 8 台为 2030 年核电装机达到 1.1 亿千瓦的"十五五"规划目标提供项目储备4。管理层判断"十五五"期间有望维持每年核准 8-10 台百万千瓦机组的节奏15。

竞争格局演变

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关键判断：

• 寡头格局不变：到"十五五"末，中核+中广核两家寡头格局不变，公司份额维持 35-40%
• 新进入者增量有限：华能霞浦 1 号计划 2027-12 开工，2032-2033 年才能投运，对"十五五"份额影响极小
• 公司核心优势：份额获取能力——"十四五"获核准 18 台占行业 39%，且 2026-07-31 核准的庄河、金七门均为公司项目18

电价机制的行业判断（2026-10 券商策略）：辽宁、广西已通过核电差价合约使核电电价趋于稳定，券商在 2026-10 策略中继续推荐核电运营标的中国核电、中国广核，并列出中国核电目标价 9.34 元（2026E PE 19.1×、PB 1.63×）7。行业需求侧也在支撑：1-9M 全社会用电量 8.07 万亿 kWh、同比 +3.9%，9 月规上工业核电发电量同比 +21.5%。但如前文所述，辽桂先例的受益人属中广核体系，对公司当期报表无直接贡献。

估值与板块表现

数据基准：2026-08（同业前瞻倍数为券商一致预期口径，本轮未取得 2026-10 刷新值，故保留旧数值）

1321

本轮 TTM 快照（2026-10-28，用于估值锚）：中国核电 PE-TTM 26.97×、PB 1.63×、ROE 6.14%；中国广核 A PE 23.26×/PB 1.87×/ROE 8.00%；长江电力 PE 20.00×/PB 3.33×/ROE 15.97%；华能水电 PE 23.12×/PB 2.68×/ROE 10.99%。公司的 ROE 已跌到三家可比公司全部水平之下，这是相对估值给不出溢价的根本原因16。

判断：

• 公司 PE 位于核电板块溢价、低于水电上限附近——进一步重估空间有限
• AH 折价显著：中广核电力 H 13.4× vs 中国广核 A 24.0×，折价 35-45%
• 核电 vs 新能源运营商估值差异扩大：龙源/华润新能源 PE 6-8× vs 核电 18-22×，差异主要来自核电的长期合约+机制电价改革预期+ROE 路径可预测性

⑦ 估值：DCF + 相对估值三档框架

估值基准日：2026-10-28 收盘 9.66 元/股 | 总市值 1,986.87 亿元 | 总股本 205.68 亿股 | 净债务 4,592.07 亿元 | EV 6,578.94 亿元 16 TTM（至 2026Q3）：营收 802.89 亿元、营业利润 184.06 亿元、净利润 73.68 亿元、OCF 423.11 亿元、Capex 831.17 亿元、FCF 约 -408.06 亿元、归母净资产 1,215.20 亿元。当前 PE-TTM 26.97×、PB 1.63×、2026E PE 26.1×、2026E 摊薄 ROE 6.35%。

DCF 估值（主方法 50%）

核心方法论调整：

• 核电是"超长久期（60 年）+ 折旧主导 + 少数股东高占比"资产，DCF 必须做三处修正：①折现率每变化 50bp 估值结果变化约 15%-20%（本轮实测中性情景 Ke 5.0%-7.0% 对应每股 9.59-7.36 元，跨度 30%）；②折旧主导，因此用归母口径 FCFE（归母净利 + 归母折旧摊销 − 归母资本开支 + 归母净新增借款）而非净利润贴现（TTM OCF 423.11 亿元 vs TTM 归母 73.68 亿元）；③少数股东权益占比高（2026-09-30 归母权益 1,215.20 亿元 vs 少数股东权益 1,164.90 亿元，归母占合并权益 51.1%），直接按 52% 分摊折旧、资本开支与净新增借款
• 久期风险不再藏在折现率里：本轮把"久期 + 政策不确定性 + 杠杆容忍度"的 3.1pct 调整从 WACC 内部移出，改为显式的终值折算系数（悲观 0.50 / 中性 0.60 / 乐观 0.70），避免参数含义混淆
• 归母权益成本 Ke 6.0%（CAPM 机械值 5.83%：无风险利率 1.63% + Beta 0.70 × 股权风险溢价 6.0%；略高于机械值以反映杠杆上升后的权益风险）
• 向下偏置系数 0.95；显式预测期 2026-2045（20 年）

三档情景假设与估值结果：

概率加权：30% × 5.60 + 45% × 8.38 + 25% × 14.03 = 8.96 元/股。

为什么 DCF 表面值远高于当前价：终值占比高（中性情景折算后终值占企业价值约 30%、未折算口径约 42%），且 20 年显式期后仍有 15 年核电运营寿命未纳入。因此 DCF 不直接给目标价，而是用"概率加权 + 终值折算 + 向下偏置"压缩到与市场可比的量级。

反向校验（当前价隐含什么）：当前 9.66 元对应 2026E PE 26.1×。若维持旧底稿的 21.5× 目标 PE，当前价格需要 2026 年归母 92.4 亿元才能被支撑，比本轮中枢高 21.6%。从 DCF 反推，当前价隐含中性情景下"终值折算系数需达 0.90"（本轮实际取 0.60）或"归母权益成本需降至约 5.0%"（本轮取 6.0%）。结论：9.66 元不是对基本面恶化的定价，而是对 2027 年盈利修复和低折现率的定价。

相对估值（辅助方法 50% 权重）

161

要点：归母从旧基线 90 亿降到 76 亿，PE 结论就从 9.19 元降到 7.94 元；ROE 从旧假设 7.6% 修正到 6.35%，PB-ROE 结论降到 8.80 元；2026E 每股分红 0.15 元为估算（2026-10-15 已实施中期每股 0.02 元），须以年报为准。

综合目标价

综合目标价 8.56 元/股，较 2026-10-28 收盘价 9.66 元 -11.4%。旧底稿目标价 9.45 元，本轮下调 9.4%，全部来自 2026-2027 盈利基线的下修与折现参数重新校准，而非方法权重或可比公司选择的变化。

{"title": "中国核电三档情景每股价值与综合目标价（2026-10-28）", "url": "https://api.datgs.com/api/v1/stockmind/report-assets/8d51654f-a970-41ba-b2e7-7dc92d8d1873/ef9687f07f8460f9/widget-ef9687f07f8460f9.html"}

股价已经跑在基本面前面

这是本轮估值结论的核心，必须明确区分两个概念：目标价上调 vs 股价已提前反映。

本轮股价自 8.90 元涨至 9.66 元（+8.5%，近 20 日 +9.15%、60 日 +7.81%），而综合目标价反向下调至 8.56 元（-9.4%）。方向相反，说明这一轮上涨是对"Q3 降幅收窄"的交易性修复，而不是估值中枢的上移。 当前价 9.66 元高于合理参考区间上沿 8.90 元约 8.5%，距高估参考价 10.50 元只剩 8.7% 空间——继续追高的赔率明显弱于旧底稿时点。

三档参考价

• 低估参考价 6.30 元（-34.8%）：机制电价在江苏、浙江均不落地 + 综合电价继续下行 + 2027 年 4 台机组延后一年 + Q4 资产减值重演（新能源）+ FCF 2028 年仍不能转正。触发条件：2026 年报归母低于 72 亿元、全年每股分红低于 0.13 元、资产负债率突破 71.5%
• 合理参考区间 8.10-8.90 元（中枢 8.56，概率 55%）：2026 年归母 74-78 亿元 + 2027 年归母 90-95 亿元（4 台机组按期商运、电量增量 18%-20%）+ 江苏或浙江机制电价在 2027 年前落地但幅度温和
• 高估参考价 10.50 元（+8.7%）：机制电价在江苏/浙江同步落地且公司明显受益 + 2027 年首批 4 台机组按期商运并超预期 + 综合电价企稳于 0.40 元/kWh 附近 + 无新增大额资产减值。触发条件：2027 年一季度归母同比转正、2026 年报归母不低于 80 亿元

敏感性分析

判断：

• 终值折算系数是 DCF 的最大变量，与折现率几乎同等重要——这正是"不能把单一 DCF 情景当作分析区间边界"的现实理由
• 盈利基线是相对估值的最大变量：2026 年归母从 90 亿元降到 76 亿元，PE 结论从 9.19 元降到 7.94 元；Q4 单季归母低于 14 亿元则进入悲观档
• 投产延后是高概率风险：核电建设延后 1 年在工程领域属正常事件，直接威胁 2027 年 18%-20% 的电量增量假设
• REITs 与海阳辛安式资产交易是慢变量：REITs 每次发行影响 0.05-0.10 元/股；海阳辛安 27.96 亿元资产划入民资入股主体后的项目层权益稀释比例未披露，暂无法量化

情景预测

2026 年 Q4 归母假设的逻辑：Q4 是全年最弱季（2025Q4 归母 13.02 亿元、2024Q4 为 -1.56 亿元，原因是年末大修集中 + 年末减值与费用计提）；有利项是漳州 2 号已完整贡献一个季度、核电电量同比预计 +3% 至 +6%、仅江苏一块四季度电价同比改善可贡献约 +2 至 +3 亿元收入（本文推算，不可外推至全国）；主要变量是年末减值——中性假设再计提 2-5 亿元，悲观 5-8 亿元。

与外部预期的分歧

国信证券在 2026-10 策略中给出中国核电目标价 9.34 元（2026E PE 19.1×、PB 1.63×），隐含 2026E 归母约 100.6 亿元，比本报告 76 亿元的中枢高约 32%7。分歧来源可能有两点：一是其模型尚未充分反映三季报的实际结构（Q3 账面转正主要来自有效税率与补助，经营层面营业利润仍为负）；二是其假设集中在 Q4 与 2027 年的快速修复上，对机制电价传导做了更乐观的假设。本报告不为迎合外部数字上调基线；若 2026 年报归母实际达到 85 亿元以上、且江苏或浙江机制电价对公司机组明确抬升电价，则需上修中性假设与目标价。

131514

⑧ 风险地图

高影响风险（估值波动 15%+）

中等影响风险（估值波动 5-15%）

低影响但需关注

风险地图（概率 × 影响）

高影响 ↑
        ┌─────────────────────┐
        │ 电价下行 (35%)       │
        │ 机制电价不受益(60%)  │
        │   核电安全 (<5%)    │
        ├─────────────────────┤
        │ 投产延后 (30%)      │
        │ Q4减值重演 (35%)    │
        │ REITs 摊薄 (40%)    │
        ├─────────────────────┤
        │ 负债率 72% (35%)    │
        │ 新能源亏损 (55%)    │
        │ 寡头松动 (30%)      │
        └─────────────────────┘
        低概率    →    高概率

核心判断：当前最大风险已从"机制电价延后落地"转为"机制电价落地但公司不受益"——辽宁、广西的差价合约覆盖机组全部属于中广核体系，公司在运机组无一位于两省，落地当期直接受益为零7。最大机会仍是 2027 年 4 台机组 504.1 万千瓦集中投产带来的电量增量。

⑨ 关键监控信号

必须持续跟踪的核心信号

投资决策框架

结论：当前 9.66 元高于合理区间上沿，建议持有观察而非加仓，加仓窗口在 7.80-8.10 元区间；2027 年 4 台新机组集中投产是核心观察节点，江苏/浙江机制电价落地节奏与幅度是估值修复的关键催化。

来源说明

本研报所有数据来自以下已核验的公开材料：2025 年报、2026Q1 季报与半年报、2026 年第三季度报告（2026-10-28 披露，未经审计）、2026 年前三季度发电量完成情况公告（2026-10-09）、2026-10-27 公司公告（海阳辛安资产转让、第五届董事会第十四次会议决议）、2026-04-30 年度及一季度业绩说明会、券商研报（国信、开源、东吴、中航、长江证券 2026-10-15 电量点评）、行业政策文件（国家发改委 136 号文、114 号文、增值税调整公告、辽宁广西核电差价结算机制）、行业新闻（财新、第一财经、中国能源报、人民日报、北极星电力网、中核集团官网、中广核集团官网）、Tushare 财务数据包、服务器预生成估值数据包、市场与行业上下文快照。

未解决项（明确登记为研究缺口）：

1. Q3 单季资产减值 -1.43 亿元的具体科目与实施主体（公司仅称"子公司计提"，三季报无附注）
2. 追溯重述对 2025Q3 单季比较值的影响额——2025Q3 单季比较值未经重述，单季同比存在合并范围不可比问题
3. Q4 2026 大修机组数与检修计划（直接影响 Q4 归母 14-17 亿元假设）
4. Q4 是否有新机组商运（田湾 7 号已于 2026-10-08 首次并网、预计年内商运，海南小堆至今未商运）
5. 分省上网电量明细（当前单位售价与 Q3 电价区间为推算值）
6. Q3 有效税率由 25.81% 降至 17.23% 的具体原因（子公司税收优惠到期/递延所得税/税收返还）
7. 机制电价在江苏/浙江/福建/广东的具体落地时间表与机制电量比例
8. 2027E 无公司正式指引（电量、电价与新机组利用小时）
9. 公司当前信用评级与评级机构对杠杆的容忍度（资产负债率已达 70.16%）
10. 2025 年未使用银行授信规模
11. 中广核 2024-2025 详细财务对比
12. 核电机组延寿（60→80 年）技术可行性评估
13. 2024 年定增具体细节（金额、发行价、用途）
14. 海阳辛安后续民资入股比例、时点及项目层权益稀释
15. 2026 年全年每股分红（当前 0.13-0.17 元为估算，须以年报为准）

投资建议重申：持有观察、不追高，加仓窗口 7.80-8.10 元，综合目标价 8.56 元/股，合理区间 8.10-8.90 元。

本研究为公开材料综合分析，不构成投资建议。读者应结合自身风险偏好和最新公开信息独立判断。

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