美银上调中广核电力至买入，看好核电盈利修复

概览

这是一篇美银针对中国/中国香港电力公用事业板块的公司研究（评级调整）报告。核心动作是把中广核电力H股和A股从“跑输大盘”上调至“买入”，H股目标价由HK$3.0升至HK$3.9、A股由RMB3.7升至RMB5.0。 报告的整体基调是“结构性选择”：在近期能源价格上行、厄尔尼诺酷暑预期以及电力直连等题材推动下，IPP（独立发电商）板块H股过去一个月平均上涨约15%、以火电领涨；但美银认为火电的上涨缺乏盈利支撑，更看好核电的盈利修复，因此偏好核电、谨慎看待火电，维持华能、华电、龙源电力“跑输大盘”。

核心观点

需求与天气端：报告指出今年南方电网用电高峰来得更早，5月下旬负荷已突破270GW（去年同期211GW），比往年典型高峰提前一个多月，主要受高温提前到来和工业活动韧性推动。但天气预报目前并不指向“酷暑”——据ECMWF预测，2026年6-7月全国气温低于2025年及2016-25年均值（6月预计24.9°C，低于去年26.05°C及长期均值25.57°C；7月26.93°C，低于去年28.93°C及历史28.08°C），意味着天气对夏季用电的提振可能弱于去年，市场对火电盈利的预期偏高。不过同一机构预测6月降雨同比下降约25%，而降雨与水电利用小时历史相关度达68%，因此即使没有气温提振，火电等其他电源出力也可能更受支撑。 火电：研报态度谨慎。其核心逻辑是“煤价上行盖过电价上涨”。现货电价4月在广东、云南一度涨至高于基准约40%，但5月（截至24日）已回落到基准下0-10%，所跟踪的31个地区中仍有28个现货电价低于基准；广东现货电价同比涨幅已从4月的48%回落至5月的19%。更关键的是，现货只占火电与新能源IPP电量的5-20%，多数仍锁定在年度/季度/月度合约里，2026年年度合约电价要到2027年初才会变化。叠加山西事故后煤价可能“更高更久”、煤炭库存低于平均水平，美银判断火电“现货+合约”综合电价仍在下行，盈利继续承压。 估值层面：美银用PBV与ROE的历史关系来检验火电估值，认为当前0.9-1.4倍PBV对应的2026年隐含ROE高达8-14%，而美银自身预测仅7-9%；要达到这种隐含ROE，火电电价需基本持平甚至上涨（如华电+1.6%、中国电力+1.0%），这在当前电价下行环境中难以实现，因此估值偏贵。 绿电直供/AI用电：市场对数据中心、大用户的电力直连较为乐观。美银认同AI会给用电需求带来上行风险，但认为直连主要利好“新增”（而非存量）可再生能源，且只有当直供电价低于电网时才划算；在低电价地区绿电过剩、并无明显成本节约。绿电直供成本中可再生能源+储能占51%、专用输电线路约占四分之一，叠加输配电价、系统运行费等，经济性有限；江苏等高电价地区可比电网电价便宜18%/24%（光储/风储），但低电价地区节约甚微。当前需求高度集中在受欧盟碳监管压力的电池厂商，更多是政策驱动而非市场驱动，短期仍是小众市场。同时AI算力负荷稳定、全天候运行，会抬升系统基荷需求和尖峰压力，反而凸显火电在系统调峰和可靠性兜底上的作用。 核电与中广核上调逻辑：美银给出四点支撑。一是电价政策支持增强——中国3月在广西、辽宁试点，把核电的市场化销售比例从100%大幅降到约30%（针对当地核电亏损），对2026年盈利有直接帮助，且很可能在2027年推广到其他省份；二是2027年盈利存在上行空间——更高的2026年煤价加上述政策可能带动2027年电价同比改善，而美银假设较保守（2027年年度合约电价同比持平、广东市场化比例维持约50%）；三是铀燃料成本可控——燃料约占总运营成本四分之一，其中约一半为直接铀成本，管理层称未来5年成本上升约10-15%；四是核电装机审批稳定且有上行风险——预计新增核电2026年7GW、2027年升至10GW，2030年前维持8-10GW/年，核电占总发电量2021-2028年稳定在4-5%、2029-2030年升至6%，而全球约10%，意味着审批节奏仍有上行空间。估值上，中广核经股价回调后相对其他H股IPP的PE溢价已从约120%压缩到约41-46%，约12倍PE，回到历史均值水平。

分析框架

美银的分析主线是“先看板块情绪的来源，再逐一检验这些情绪能否转化为盈利，最后落到估值是否合理”，并据此在火电与核电之间做取舍。 第一步，拆解近期IPP上涨的三大题材（能源价格、厄尔尼诺酷暑、电力直连），逐条用数据“证伪”其对火电盈利的支撑：用气温预测说明酷暑预期偏弱、用现货电价回落和现货占比低说明电价上行有限、用煤价和库存说明成本端压力上升。 第二步，用“量价拆分”和PBV-ROE的估值锚来判断火电是否被高估：把电价、燃料成本、发电量对ROE的敏感度分别量化（如1%电价提升对华能ROE影响1.2个百分点），再反推当前PB隐含的ROE和电价假设是否现实。 第三步，对核电采用自上而下的政策+基本面+估值三段式论证，并以DCF为定价工具（预测2027E-2035E现金流，WACC 4.0%、永续增长1%、beta 0.51），同时把DCF基准年从2026年底前移到2027年中，并以最新3个月A/H溢价45%推导A股目标价。 这种方法的价值在于：它不否认题材本身，而是用“盈利能否兑现”和“估值是否计入过度乐观假设”作为统一标尺，从而得出“同样的题材下，核电的盈利改善更可验证、估值更合理，火电则被高估”的结论。

方法论与常识提炼

• 行业/产业分析框架供需框架

  从供给（煤价、核电装机、绿电产能）与需求（天气、工业、AI算力）两端拆解电力行业

  电力行业盈利同时受供给和需求驱动。本篇中，需求端看天气与AI用电，供给/成本端看煤价、核电审批和绿电直供，机构据此判断哪类电源的景气更能落地，帮助读者理解为何同样的“涨价题材”对火电和核电影响不同。

• 行业/产业分析框架量价拆分

  把发电企业盈利拆为“电价×电量－燃料成本”

  发电商利润可近似看成电价乘电量再减去燃料成本。报告正是用这一拆分指出：火电现货电价虽偶有上行，但现货只占电量5-20%、合约电价仍在下行，叠加煤价上涨，整体盈利仍承压，让读者明白“现货涨价”未必等于“盈利改善”。

• 估值方法PB 估值

  用PBV与ROE的历史关系反推市场隐含的盈利预期

  对盈利波动较大的火电，机构用市净率（PBV）来锚定估值，并依据PBV与ROE的历史关系，反推当前股价隐含了多高的ROE和电价假设。报告发现当前0.9-1.4倍PBV隐含8-14%的ROE，高于其自身预测的7-9%，由此判断火电估值偏贵。

• 估值方法DCF 现金流折现

  用未来现金流折现给核电定价（WACC 4.0%、永续增长1%、beta 0.51）

  DCF即把企业未来多年现金流按一个折现率折算成今天的价值。中广核目标价正是基于2027E-2035E现金流的DCF，并把基准年前移到2027年中，因此盈利预测和折现假设的变化会直接体现在目标价上。

• 估值方法PE/PEG 估值

  用相对PE溢价判断个股贵贱（中广核相对其他H股IPP的PE溢价）

  PE（市盈率）越高代表市场愿为每元盈利付更高价格。报告关注的是中广核相对同业的PE溢价：该溢价已从>100%收窄到约46%、绝对水平约12倍PE，回到历史均值，意味着“相对其他电力股不再明显偏贵”，这是其上调评级的重要依据。

• 量化/因子/组合理论beta/alpha 分析

  DCF中采用公司beta 0.51

  beta衡量个股相对大盘的波动性，beta小于1意味着波动低于大盘。中广核作为现金流稳定的核电资产，beta仅0.51，反映其防御属性，也使其在DCF中对应较低的资本成本（WACC 4.0%），从而支撑较高的估值。

• 事件博弈与行为金融预期差/预期管理

  用自身预测与市场一致预期的差异寻找机会（2027E净利润高于一致预期8%）

  “预期差”指机构判断与市场普遍预期之间的落差。报告强调其2027年净利润预测比市场一致预期高8%，且假设偏保守、仍有上行空间，这种正向预期差被视为股价潜在的催化来源。

标的映射与对比

研报将主题/逻辑映射到具体标的时的结构化摘要（优势、劣势、对比与风险）。

• 中广核电力（CGN Power, 1816.HK / 003816.CH）

  核电盈利修复确定性更高：电价政策托底、燃料成本可控、装机加速、估值回归均值，被上调至买入

  优势

  广西/辽宁电价支持政策有望推广；铀燃料成本未来5年仅升约10-15%、相对可控；核电装机加速（2026E 7GW、2027E 10GW）；PE溢价收窄至约46%、约12倍PE，估值回到历史均值；2027E净利较一致预期高8%且假设保守

  劣势

  单位燃料成本披露有限，存在上行不确定性

  对比

  相对其他H股IPP的PE溢价由此前>100%压缩至约41-46%，回到历史平均；在IPP中被视为盈利修复确定性最高

  风险

  市场化销售比例上升及市场电价走弱拖累综合电价、燃料成本高于预期、利用小时低于预期、核电事故、大规模股权融资、分红下调

• 华能国际（Huaneng Power, 902.HK / 600011.CH）

  火电标的，盈利对煤价最敏感，煤价上行盖过电价涨幅，维持跑输大盘

  优势

  若煤价涨幅弱于预期或电价提前上行，因其盈利对煤价敏感度最高，弹性可能优于同业；若成功收购煤矿股权、达成自给目标，盈利或超预期

  劣势

  底线盈利对煤价波动最为敏感，煤价上行时承压最明显

  对比

  在四家火电中ROE对电价/燃料的敏感度最高（1%电价提升带动ROE约1.2个百分点）

  风险

  煤价更快更高上涨、碳成本、燃煤机组加速退役、分红下调

• 华电国际（Huadian Power, 1071.HK / 600027.CH）

  火电标的，煤价上行压制盈利，维持跑输大盘

  优势

  若上游煤炭资产提前投产或成功收购更具吸引力的煤电资产，表现可能好于预期

  劣势

  煤炭相关资产执行能力尚未验证，盈利能力偏低，扩张可能需要股权融资

  对比

  当前PBV约0.9倍，隐含电价需上行约1.6%才能支撑，机构认为难以实现

  风险

  煤价因经济增长更快上涨、执行不及预期、可能需股权融资

• 龙源电力（China Longyuan, 916.HK）

  风电/新能源运营商，绿电直供经济性有限、行业题材兑现不确定，维持跑输大盘

  优势

  若风电补贴意外上调、并网瓶颈缓解或风机价格超预期下降，盈利与投资回报可能改善

  风险

  风机价格因集中扩产而上涨、可再生能源补贴发放持续拖延、抢装压价导致海风项目亏损、利率上行抬高融资成本

关键数据

• 中广核电力评级与目标价由跑输大盘上调至买入；H股目标价 HK$3.9（原HK$3.0）、A股 RMB5.0（原RMB3.7）本次评级与目标价上调
• 中广核估值水平约12倍 2027年中预期PE相对其他H股IPP的PE溢价约46%，已由此前>100%收窄
• 中广核盈利预测调整2026E净利下调3.7%，2027/28E上调2.5%/3.6%反映2026年电价基数偏低、其后电价前景更佳；2027E净利较一致预期高8%
• DCF关键假设WACC 4.0%，永续增长1%，beta 0.51现金流预测期2027E-2035E，基准年由2026年底前移至2027年中
• 铀燃料成本未来5年约上升10-15%管理层指引；燃料约占总运营成本四分之一，其中约一半为直接铀成本
• 核电电价政策试点广西、辽宁市场化销售比例由100%降至约30%2026年3月推出，对2026年盈利有直接帮助，有望2027年推广至更多省份
• 新增核电装机2026E 7GW、2027E 10GW，2030E前维持8-10GW/年核电占总发电量2021-2028年约4-5%、2029-2030E升至6%，全球约10%
• IPP板块H股表现过去一个月平均上涨约15%以火电领涨
• 火电估值隐含ROE当前0.9-1.4倍PBV隐含2026年ROE 8-14%高于美银预测的7-9%，机构认为火电估值偏乐观
• 动力煤价格（QHD5500，滞后1个月）季初至今同比上涨约18%煤价上行构成火电盈利的主要压力
• 现货电价5月31个跟踪地区中28个仍低于基准；广东5月同比+19%（4月为+48%）现货仅占火电与新能源IPP电量的5-20%

影响与含义

对核电：美银认为政策托底电价、燃料成本可控、装机加速与估值回归均值，使中广核成为IPP中盈利修复确定性更高的标的，因此给予买入并上调目标价；其A股目标价基于约45%的A/H溢价推导。 对火电：报告认为煤价上行将盖过电价的潜在涨幅，叠加现货占比低、合约电价仍在下行，火电盈利继续承压，而当前估值已计入过于乐观的ROE与电价假设，故维持华能、华电、龙源电力跑输大盘。 对绿电直供/AI主题：机构认为绿电直供短期仍是政策驱动的小众市场、经济性有限，对发电盈利的提振不大；AI算力增长虽抬升用电需求，但更多强化的是火电作为基荷与调峰兜底的角色，而非直接利好其盈利弹性。以上均为研报观点的转述。

风险

• 中广核：市场化销售比例上升、市场电价走弱拖累综合电价
• 中广核：核电燃料成本高于预期
• 中广核：利用小时低于预期
• 中广核：核电站发生事故
• 中广核：大规模股权融资或分红下调
• 火电（华能/华电）：中国煤价因经济增长更快上涨、碳成本上升、燃煤机组加速退役、分红下调
• 天气预测可能变化，对夏季用电与电价的影响存在不确定性

后续跟踪

• 核电电价支持政策是否在2027年推广到更多省份
• 2027年年度合约电价的变化
• 核电项目审批节奏（存在上行空间）
• 煤价走势及煤炭库存情况
• 6-7月气温与降雨等天气预测的修正