（报告出品方：民生证券）
1 核电：基荷能源的重要角色，兼具成长性和稳定性
1.1 核心要素一：核电可作为基荷能源，配合电网调度安排
全球双碳减排背景下，核能作为一种低碳的清洁能源，相比光伏、风能、氢能 等其他可再生能源，兼具高密度、清洁、低碳、长期稳定运行等优势，可作为能够 连续、可靠地供应电力的基荷能源。
1） 发电量稳定，基荷能源地位稳固
核电持续稳定发电，发电利用时长远优于其他电源。核电发电平稳，其平均利 用小时数遥遥领先，远超火电、水电等其他能源。2023 年核电平均利用小时数高 达 7670h，约为风电的 3.45 倍、火电的 1.72 倍、光伏的 5.96 倍，近三年均保持 在 7500h 以上。因此，核电可依托其高度稳定性和可靠性作为基荷能源运行，与 水电、火电形成互补效应。
核电不依赖自然天气，原料供应充足，土地利用效率高，可以稳定持续产电。与风电、光伏相比，核能发电不受季节、环境等自然状况影响，供电没有随机性、 间歇性和波动性等问题，优势显著；与水电相比，核电在选址的地域限制相对较小， 三代核电多建设于沿海地域，未来随着四代核电技术落地，选址空间更大，供电持 续性上也更具优势。
2） 核电安全性大幅提升，促进可持续发展
我国核电技术不断迭代，安全运行业绩国际领先。尽管苏联切尔诺贝利与日本 福岛两次七级核事故一度让核电发展停滞，但借助三代核电技术的革新，核电的安 全性得到显著提升。截至 2024 年 Q1，我国运行核电机组和研究堆从未发生 INES 2 级及以上事件或事故，核电机组安全性能良好。2023 年发生运行事件约 13 件 均为 0 级事件，单机组平均运行事件数降低至 0.24。核电安全运行业绩保持国际 先进水平，2023 年中国核电机组 WANO 综合指数高于美、俄、法等主核国家， 33 台机组为 WANO 综指满分，居世界前列。
3） 核电清洁、低碳，顺应全球减碳大势
核电属于清洁能源，地位不可替代。核电在全球电力结构占比 9.11%，作为 清洁能源的一种，显示出其不可忽视的地位。中国电力结构正逐步优化，核电发电量占总发电量比例虽小幅度波动，但整体呈上升趋势，从 2013 年的 2.11%上升 至 2023 年的 4.86%。尽管火电仍占主导地位，但能源绿色转型趋势不可阻挡，核 电对于保障能源安全、清洁减碳具有不可替代作用。
核电清洁优势显著，单位碳排放最低。据生态环境部最新测算，2021 年全国 电力平均二氧化碳排放因子为 0.5568kgCO2/kWh，不同区域电网碳排有所差异， 西南和南方地区碳排因子较小，电力结构正向绿色转型。IAEA 报告表明，核能发 电每生产一度电只需要排放 5.7 克碳，同等发电水平下核电碳排最少，比光伏、风 电更加环保，环保性优于同类清洁能源风、光电。
4） 核燃料转化效率高，核电是高效能源
核电站发电效率高，且核燃料储量大，使用寿命长，可以更有效地利用资源。核电主要使用铀-235 作为核燃料，能源转换效率极高，1 千克铀-235 全部裂变产生的原子能相当于 2700 吨标准煤燃烧释放的能量，百万千瓦级核电站机组一般每 年只需要更换约 30 吨核燃料，而同等装机容量煤电厂每年需要 300 万吨煤。核燃 料具备极高的能量密度，燃料转化效率和发电效率高，未来发展潜力极大。
1.2 核心要素二：核电经济性优势凸显，具备现金牛特性
核电站建设与运营周期较长，短期设备厂商确认收入增多，长期运营商盈利稳 健增长。核电站的建设周期为 4 年到 5 年，其中设备采购周期为 3 年到 4 年，一 般情况下，在核电站得到能源局允许开展前期工作批复后，运营商可以开始长周期 设备的招标工作。核电机组投运后，发电运营周期大概 40 年，退役年限大概 10 年。
核电前期资产投资较大，满负荷或接近满负荷运行，利用小时数越高，核电经 济性优势愈加凸显。核电经济性主要取决于收入、成本、费用，其中收入取决于发 电量和上网电价，发电量取决于发电利用小时数，费用中占比最高的是固定资产折 旧，折旧额与负荷因子强相关，高负荷运转能够显著降本。根据中国核能行业协会 计算，2023 年 1-12 月，核电设备利用小时数为 7661.08 小时，平均机组能力因子为 91.25%。其中中国核电 2023 年平均负荷因子为 89.63%，中国广核平均负 荷因子 85.72%，因此将核电作为基荷电源，保持满负荷或接近满负荷运行状态， 整体固定和可变成本也将达到相对合理水平，进一步凸显核电的经济性。长期看， 从欧美等国历史经验来看核电也具备较强的经济性，比如 2023 年法国核电占比已 达 65%，核电电价也仅是传统煤电电价的 60%，是替代传统化石能源的性价比选 择。
1.2.1 核电电价：市场化交易比例提升，打开价格弹性空间
核电进入标杆电价时代，逐步参与地方市场化交易。核电电价机制从以前的 “一厂一价”到执行“全国核电标杆上网电价为 0.43 元/千瓦时，并按照标杆电价 和当地火电电价孰低”原则。核电参与地方电力直接交易的上网电价分为两部分， 即原核准上网电价（保障内电量）和市场化上网电价（保障外电量），市场化上网 电价则是通过双边交易或集中竞价的方式形成，对核电的经济性提出了更高要求。核电市场化交易比例逐步提升，市场化机制有利于提高核电电价弹性。随着电 力体制改革的推进，全国范围内逐步构建起竞争充分、开放有序的电力市场体系， 电力市场化交易规模将进一步扩大，2023 年，全国各电力交易中心累计完成市场 交易电量 52543 亿千瓦时，占全社会用电量的 60.8%，比上年提高 15.4%。中 国核电的市场化交易电量占总发电量比例从 2018 年的 27.06%增至 2023 年的 44.57%；中国广核的市场化交易电量占总发电量比例从 2019 年的 32.88%增至 2023 年的 57.30%。
核电上网电价普遍低于电站所在沿海各省煤电标杆电价。核电上网电价稳定 性强，大多维持在 0.40-0.45 元/千瓦时，变动幅度较小，普遍持平或低于沿海各 省煤电标杆电价。新投产机组一般不高于当地煤电标杆上网电价，表明核电对于煤 电有一定的基荷替代能力。全国在运 55 台核电机组中，28 台上网电价低于当地 煤电标杆电价，12 台持平，持平和低于占比 72.73%，15 台高于当地煤电标杆电 价，占比 27.27%。随着电力体制改革的持续推进，中国核电电价体系将朝着更加 合理、可持续的方向发展，核电企业有望获得更多电价定价权，为未来核电电价小 幅提升创造条件。
1.2.2 核电成本：投资成本占比高，远期边际成本逐步摊平
核电站的发电成本包括投资建设、财务费、燃料费、运行和维护、乏燃料处置 以及退役等成本。1）投资建设：核电站建设周期长，单位造价成本较高，在度电 单位成本中占比较高；2）财务费：由于建设工期足够长，财务费用还贷期较长， 一般 10-15 年，财务成本也很高；3）燃料费：核电燃料成本受年换料量、核燃料价格的影响；4）运行和维护费：核电站的运行维修、定期大修，也要用到高技术 含量的设备与材料；5）乏燃料处置：核燃料循环后端中乏燃料处置成本属于核电 特有成本，乏燃料处理处置基金的征收、使用和管理按照国家相关文件执行；6） 退役费用：目前核电厂退役基金的提取总额为核电厂建设工程固定资产原值 10%。核电成本结构中折旧占比最高。2023 年两家核电企业营业成本结构中固定资 产折旧占比较高，中国核电固定资产折旧占比为 38.67%，其次为燃料及其他材料， 占比为 22.19%；中国广核固定资产折旧占比 19.77%，核燃料成本占比 15.93%。
核电考虑了全成本，减排背景下成本优势显著。核电发电成本为 2.37 欧分 /KWh，其中投资、运维、燃料成本分别为 1.38、0.72、0.27 欧分/ KWh，核电在 运营过程中已将废物处置和退役费用考虑在完全成本中，而煤电发电成本为 4.43 欧分/ KWh，其中投资、运维、燃料成本分别为 0.76、0.74、1.31 欧分/ KWh。考虑二氧化碳排放费 20 欧元/吨，二氧化碳成本每度 1.62 欧分，占发电成本 36.6%。
核电 LCOE 低于煤电、海风和光伏等，长期运行的核电成本竞争力凸显，因此 延长核电厂的寿命可有效提升核电成本竞争力。平准化度电成本（LCOE）是假定在电厂项目计算期内，是对项目生命周期内的成本和发电量进行平准化后计算得 到的发电成本，即生命周期内的成本现值/生命周期内发电量现值。根据世界核能 协会《Nuclear Power Economics and Structuring》报告显示，假设折现率设定 为 7%，核电 LCOE 较低，发电成本范围约在 50-75 美元/兆瓦时，远低于煤电。
1.2.3 投资收益：核电站运营后期盈利能力较强，长期看具备较稳定 的投资价值
核电站单位造价高，固定成本高，运营成本低，且核电站实际经营期大于折旧 期。单一核电站财务特点包括：1）建设周期长，建设初期投资大，设备成本占比 高，且按完工百分比或者销售件数进行确收；2）全成本，核电站总成本包含乏燃 料后处理费用及退役费用等；3）运营周期长，实际运营期大于折旧期，运营后期 盈利能力强；4）运行维护成本较高，需要考虑多次设备大修、维修等等维护成本；5）财务费用高，核电站投资 80%资金为银行贷款，电站投产后 10-15 是偿贷高 峰期；6）折旧费用高，采用二代核电技术的核电站设计寿命 40 年，综合折旧期 大约是 25 年；采用三代核电技术的核电站设计寿命 60 年，综合折旧期大约是 30- 35 年。核电站投资回收期大约为 17 年，而设计寿命一般为 40-60 年，运营后期盈 利能力较强，长期看具备较稳定的投资价值。根据中国广核总经济师岳林康测算单 一核电站项目收益显示在投产 25-30 年后达到国家核定电价下 IRR=9%水平。假 设核电站总共 557 亿元造价，折旧期按 30 年进行计算，电站运营方在建设期投入 资本金后，投产后陆续可获得利润分红。1）核电站投产约 8 年开始，股东净现金 流利润由负转正，ROE 达到 10%以上水平；2）内部收益率 IRR 在投产第 17 年由负转正，在投产 17-25 年间快速增长，在投产 25-30 年后高达 9%并处于稳定收 益水平；3）投产后期，电站设备开始老化，运行难度加大，人工成本和燃料价格 上升，电站的经济效益少量降低。对于目前首批造价较高的三代核电，将通过提高 负荷因子、延长寿期等手段增加发电量，同时控制成本和电价，保证投资收益；对 于拟开建的三代核电将通过提高国产化、规模化、标准化比例等措施降低单位造价， 使核电的经济性得到延续。
核电主要运营商现金流充足，企业盈利质量较高。对于主要核电运营企业来说， 核电商业模式类似水电，正式投产之前会有大规模的资本开支，现阶段华龙一号单 位造价约为 1.6 万元/kw，AP1000 单位造价约为 2 万元/kw，在经历折旧和连本 带息偿贷期后，迎来稳定净回报期，据中国核电公司公告，三代核电机组综合折旧 年限为 35 年，三代核电站设计寿命 60 年，在折旧结束后将迎来 25 年净回报期， 长期盈利增长可观。核电站运营阶段付现成本占比低，中国核电和中国广核经营性 现金流量净额充足，且企业的净利润现金比率均在 2 附近，企业盈利质量较高。资本开支方面，中国核电 2021-2023 年资本开支分别为 339、506、800 亿元， 2024 年投资计划大幅上涨，根据公司发展规划和 2024 经营计划，中国核电 2024 年投资计划总额为 1215.53 亿元，同比 52%，加速新核准核电项目建设投产。
1.3 核心要素三：国内外需求共振，核电产业景气上行
1.3.1 需求侧：高峰时期电力面临紧平衡，电力需求旺盛
国内外电力需求旺盛，高峰期需加强电力保供。2022 年全球电力需求增长近 2%，预计 2024-2025 年平均增幅为 3.2%，到 2025 年全球电力需求将比 22 年 增加 2500Twh，全球电力能源保供需求旺盛。国内全社会用电量 2024 年预计将 达到 9.8 万亿 kwh，同比增长 6.5%，其中西南和西北电网区域用电增速高达 7.3% 和 7.2%，华东和南方电网区域用电同比增速均在 6.7%左右。全国发电量增长较 快，火电仍然是主力电源，2024 年新增电量主要来自非化石能源发电，预计我国 发电量将达到 9.9 万亿 kWh，全国电力供需维持紧平衡，局地高峰时段供需紧张。
全球核电需求向上，成长驱动力充足。据国际能源署报告预测，2024-2026 年 期间，全球核电量预计平均增长约 3%，2026 年全球核电发电量将比 2023 年增 长近 10%。Ember 预计 2024 年全球核电发电量为 29521TWh，增长 632TWh，同比增长 2.19%，核电在未来能源版图中将占据更为重要位置。
国内核电渗透率偏低，装机规模迎快速增长期。根据《“双碳”目标下中国区 域电力低碳转型路径研究》显示预计 2030 年社会总用电量为 117000 亿 kwh， 2035 年社会用电量为 135000 亿 kwh。因而以此为依据，假设 2030 年发电总量 预计为 117000 亿 kwh，计算得出 2024-2030 年复合增速为 2.82%，同理计算 出 2030-2035 年发电总量复合增速为 2.90%。中国核能行业协会预计 2035 年我 国核电渗透率为 10%，根据每年核电渗透率进一步获得核电发电量需求。国家上 网电价标准为 0.43 元/kwh，假设核电平均利用小时逐年微增长至 2035 年的 8000h，在建核电机组平均装机容量约 1130MW，我们预计 2035 年核电装机容 量将达 169GW，对应机组台数达 149 台，总体市场规模约 27459 亿元。
1.3.2 供给侧：核电核准加速，未来三年新投产装机规模有望创新高
国内核电规模持续增长，保持世界领先。近几年核电机组审批加速，“十四五” 期间预计按照每年 6-8 台新机组进行核准，在建装机容量逐步扩大，2023 年已增 至57.03GW，共有运行核电机组55台，在建核电机组26台，总装机容量达30GW。随着装机容量的提升，中国核电行业市场规模也在稳定增长，“十四五”规划显示 2025 年核电运行装机容量有望达 7000 万千瓦左右。
核电供给待加速，核电厂迎来投建密集期。核电占我国电力结构比例仍然较低， 2023 年全国累计发电量为 89092.0 亿千瓦时，而核电发电量为 4333.71 亿千瓦 时，仅占总发电量的 4.86%，中国核能行业协会预计到 2035 年，中国核电在总发 电量中的占比将达到 10%。从当前中国核电厂分布来看，在建核电厂 16 所集中 在沿海地区，主要为三代核电技术，所处地域也便于电力高效传输。未来核电供给 将继续保持高热度，以满足市场对清洁能源的迫切需求。
2 中国四代核电厉兵秣马，推动中国核能向强而行
2.1 特性：国家战略性资源，清洁低碳，安全稳定
核电作为国家战略性能源，引领能源绿色转型。核电作为我国重要的战略性能 源资源，在推动能源转型、实现碳中和目标中发挥着关键作用，与传统化石能源相 比，核电具有清洁低碳、安全稳定的特点，可为电网提供稳定的基荷供给。核能发 电是指利用核反应堆中核裂变所释放出的热能，通过蒸汽发生器则将核反应堆产 生的热能转化为蒸汽，推动汽轮机旋转，最终带动发电机发电。核反应堆以铀-235、 钚-239 等核燃料为能量来源，通过核裂变链式反应产生大量的热能，经过一次回 路传热，利用蒸汽驱动涡轮发电，最终实现电能的输出。整个过程中采用多重安全 屏障，保证了核电站的安全性。我国核电技术不断突破，自主研发的“华龙一号” 等新型堆型，在安全性、经济性、灵活性等方面表现优异，受广泛关注。
裂变和聚变各有优势，裂变已取得广泛应用且技术成熟。核能发电是指利用核 能转换为电能的发电方式。核能是一种来自原子核的能量，可以通过两种基本的核 反应实现：核裂变和核聚变。1）核裂变：重原子核分裂成轻原子核，过程释放能 量，通常使用重核素（如铀、钚）作为燃料，并通过中子的撞击使原子核发生分裂。其原材料易得且技术成熟，但反应产物具有放射性，商业化应用广泛。2）核聚变：轻原子核结合成重原子核，过程释放能量，核聚变通常使用氢同位素（如氘和氚） 作为燃料，其原材料丰富且反应物无污染，但技术难度大且反应条件苛刻，目前尚 未商业化，但具有清洁能源优势，未来有巨大潜力。
核裂变：利用裂变产生蒸汽，蒸汽推动汽轮发电机产生电力。其发电工作原理 主要分为五个步骤。1）在反应堆压力容器中，通过控制棒调节核裂变速率，实现 对核反应的控制，同时一回路冷却剂吸收核反应释放的热能；2）主泵带动一回路 冷却剂，同时将热能传递给二回路冷却剂；3）二回路冷却剂水被加热成蒸汽；4） 蒸汽推动汽轮机转动，汽轮机带动发电机产生电能；5）蒸汽进入凝汽器被冷凝成 水，循环再次进入二回路进行加热。现代核电站配备了多重安全措施，以确保核能 发电运行的安全可靠性，因此核裂变发电成为一种成熟且高效的发电方式。
世界主流反应堆类型分为六类，压水堆应用最为广泛。压水堆具有较低的建设 成本和成熟的技术，应用最为广泛，占据全球核反应堆份额 77.92%。沸水堆占比 11.89%，其优势在于较低的运行压力和成本，但对冷却剂的处理较为复杂。重水 堆占比 6.50%，具有高功率密度和重水作为冷却剂的独特优势，但建设成本较高。轻水冷却石墨慢化堆和快堆分别占比 1.99%和 0.38%，前者利用石墨作为慢化剂， 适应高温环境；后者采用钠冷却，反应速度快但技术要求高。气冷堆和高温气冷堆 分别占比 1.27%和 0.05%，虽然占比较小，但在安全性和高温性能方面具有显著 优势。
2.2 政策：多重政策频出，核电助力能源结构低碳转型
2.2.1 核电国内政策
政府高度重视核能，“十四五”进一步强调核电发展。2021 年至今，中国各 地区在核电发展方面取得了显著进展，对核电的发展都提出了具体规划和目标。福 建、江苏、辽宁、 广西、山东、浙江等地都在推进核电项目的建设和发展，部分 地区注重发展核电基地，如江苏的田湾核电项目、山东的胶东半岛核电基地等。24 年 2 月，山东省发布《2024 年全省能源转型工作要点》，加快海阳、荣成、招远 等核电厂址开发，推进海阳核电二期和自主先进核电堆项目建设；24 年 3 月，上 海发布《上海核电产业高质量发展行动方案》，目标是到 2027 年核电产业规模达 600 亿元，提升产业基础和产业链现代化水平。
2.2.2 核电国外政策
各国调整能源策略，恢复核电发展。美国启用 60 亿美元民用信贷计划，制定 先进核能商业化路径；法国通过法案重振核电发展，计划新建 6 台 EPR2 机组，并 延长核电机组寿命；英国制定民用核能路线图和选址战略，推动小型堆和先进堆的 开发，并于 24 年 1 月明确目标到 2025 年核电装机容量达 24GWe；日本将核能 作为主要电力来源，并提高核能占比。尽管各国在核电发展战略和技术应用上有所 不同，但共同目标是通过核能提高能源安全性和减少碳排放。
2.3 技术：三代核电已实现国产化，四代核电技术实现领跑
2.3.1 世界核电发展历程
核电技术演进：从早期验证到未来创新。第一代：核电技术奠定了核能发电的 可行性，采用天然铀燃料和军用技术，由苏联、英国、美国、法国、加拿大等国家 开发建设核电站。第二代：在第一代基础上进行了标准化、系列化、批量化建设， 采用浓缩铀燃料，为商用核电厂的大发展奠定了基础。第三代：较第二代具有更长 的设计寿命和极低的严重事故概率，允许事故后不干预，且具有更强的安全壳结构， 采用先进设计和被动安全系统，在安全性、功率、经济性、废物处理和可持续发展 方面有显著改进。目前，三代技术是全球核电建设的主流技术，全球核电技术目前 处于“坐三望四”阶段。第四代：技术正在研发中，采用先进燃料循环和非常规冷 却剂，可有效防止核扩散。相较于三代技术，四代技术更注重安全性、经济性、高 燃烧效率、可持续发展和废物减量，为清洁能源发展迈向更加可靠、高效的未来铺 平了道路。预计到 2030 年，四代技术将实现商业化应用。
推进先进技术示范部署，积极开展国际合作。全球：截至 2023 年底，全球在 32 个国家和地区共运行 413 台核电机组，总装机容量达 37151 万千瓦。全球核 电技术呈现多样化发展，不同国家在核电技术上有不同的偏好和进展，美国、法国、 中国和俄罗斯是全球核电领域的重要国家。美国：截至 2023 年底在运核电机组 93 台，总装机容量 9583.5 万千瓦，在 建核电机组 1 台。美国主要采用压水堆和沸水堆技术，并积极推动第四代核电技 术的发展，如快中子反应堆。法国：截至 2023 年底在运核电机组 56 台，总装机容量 6137 万千瓦，在建 核电机组 1 台，主要采用法国压水堆技术和 EPR 技术。法国于 2023 年 7 月出台 政策重振核能，计划在 2028 年开始建设 6 座新型 EPR 反应堆。中国：核电发展最为迅速，截至 2023 年底在运核电机组 55 台，总装机容量 5703 万千瓦，在建核电机组 26 台。中国主要采用自主研发的 ACP1000 和"华龙 一号"等压水堆技术，在第四代和小型模块化反应堆方面有一定进展。俄罗斯：截至 2023 年底在运核电机组 37 台，总装机容量 2772.7 万千瓦， 在建核电机组 3 台。俄罗斯主要采用 VVER 反应堆技术，在新型反应堆设计和第 四代技术研发方面取得进展。同时，也在推动小型模块化反应堆技术，包括建造小 型核电厂和开发无废物能源技术。
2.3.2 中国核电发展历程
从起步到创新，中国核能引领全球核电建设。中国的核能发展经历了多个阶段：1）初期探索：上世纪五十年代建立核能研究机构并成功进行核试验，建设了秦山 核电站。2）适度发展：从 1994 年开始采取“以我为主，中外合作”的方针，建 设若干核电机组，推动核能发展。3）积极推进：从 2006 年起，中国大规模投资 建设 30 台核电机组，明确到 2020 年，提高核电运行装机容量到 4000 万千瓦。4）发展停滞：2011 年，福岛发生 7 级特大事故，也对中国的核电发展带来了挑 战和警醒，中国不断强化核电项目安全审查，核电审批受到一定限制。同期，经福 岛核事故影响后，国内于 2012 年重新开工建设具有第四代特征的高温气冷堆核电 站。5）审批重启：从 2019 年起，中国重新开启核电项目审批，并在 2022-2023 年通过了 20 台核电机组的审批。同时，中国加速研发第四代核能技术，具备核电 出口能力，在核能安全、核废物处理、核燃料循环等方面积累了丰富经验，成为世 界核能发展的领导者。
2.4 行业：顺应电力体制改革浪潮，核电迎景气拐点
电力行业减碳是实现“碳中和”目标至关重要的路径。电力行业二氧化碳排放 量占我国二氧化碳排放的 40%以上，其中燃煤电厂碳排放占比超过总量的 1/3， 是碳排放最大的行业。全球电力行业减碳首当其冲，在此背景下，核电凭借其清洁 高效的发电特点，在电力供给结构中的地位日益凸显。2022 年，全球各国电力结 构中，火电和气电占比仍较高，分别为 35.40%和 22.70%，水电、可再生能源发 电、核电分别占比 14.90%、14.40%和 9.20%。2023 年中国电力结构中，火电仍 是主力，占比 69.95%，水电、风电、核电分别占比 12.81%、9.08%和 4.86%。核电仍然在能源供应中扮演重要角色，并有望继续发展和增长。
全球核电在建和在运机组数量稳定。近年来，全球核电行业经历了一段相对低迷期后，正逐步重回高景气度。2014-2018 年，在运核电机组数量和装机量持续 增长，达到峰值后略有下降，从 2021 年开始，在运机组数量和装机量再次呈现上 升态势，2023 年分别达到 413台和371.51GW；在建核电机组数量和装机量在 2014 年达到峰值后有所下降，但自 2021 年开始再次出现回升。自 2022 年起， 在建机组数量和装机量分别稳定在 57台和60GW 左右。全球发电量总体维持高 位，2023 年达到 2.74 万亿千瓦时，其中 2023 年核电发电量占比 9.5%，在清洁 能源转型中发挥着重要作用。随着新机组逐步投产，全球核电行业已重拾高景气度， 未来发展前景广阔。
中国核电渗透率低，需求发展动力强。2023 年我国核电渗透率，与欧美国家 存在较大差距，其中法国核电占比 65%、韩国占比 32%、俄罗斯占比 18%、美国 核电占比 19%，中国核电占比仅 5%，全球平均核电渗透率为 23%，也高于我国 渗透率，意味着我国核电行业未来发展增量空间广阔。
中国核电行业发展规模和节奏已进入新常态，步入密集核准期。自 2000 年至 2023 年，中国核电行业历经缓慢发展期、加速投运期和短暂放缓期，去年在运增 至 55 台。近年来中国新核准电机组数量有所加速，2019-2023 年核电机组已获 得核准数量分别达 4/4/5/10/10 台，处于历史高位。在国家能源转型和"双碳"目 标的驱动下，核电进入积极有序发展阶段。
中国核电在建机组规模扩大，发展步伐加快。截至 2024 年 3 月 31 日，中国 运行核电机组 56 台（不含中国台湾地区），装机容量 58218.34Mwe，累计发电 量 1040.31 亿千瓦时，发电利用小时数 1824.11 小时，平均机组能力因子 87.20%， 表现普遍较高。中国核电厂类型多样，包括 “华龙一号”、AP1000 等三代技术， 以及高温气冷堆、快堆等四代技术。
三代核电技术多点开花，四代技术已形成示范应用。中国核电行业正在稳步推 进多个核电项目的建设，预计未来几年将有多个机组商业运营。其中，华龙一号核 电技术成为中国核电发展的重要代表，多个核电项目采用该技术，包括田湾核电厂、 宁德核电厂、陆丰核电和石岛湾核电厂扩建一期。这一技术的应用标志着中国核电 行业迈向了三代核电技术的新阶段。中国四代技术也领先全球，目前已有山东石岛 湾的高温气冷堆核电站示范工程投入商业运行，打开核电发展新空间。
3 核电产业链百舸争流，相关环节持续受益
3.1 核电产业链逐步完整，打开国产化设备需求空间
核电产业链涉及从核燃料供应到核电站运营维护等关键环节，上游主要是铀 矿及核材料开采加工、转化浓缩，核燃料组件制造以及燃料循环（乏燃料循环利 用）；中游以核电设备制造为核心，包括核岛设备、常规岛设备、BOP 辅助系统 等；下游则聚焦于核电站建造与运营、发电业务以及乏燃料的处理。目前，我国已 构建起核电上下游全产业链，为推动我国核能事业的健康发展提供坚实支撑。
3.1.1 上游：铀长协合同保障供应稳定
天然铀成本占比过半，铀长协合同保障供应稳定。核燃料成本包括购买天然铀、 铀转化及浓缩、燃料组件加工等工序支出，其中天然铀成本占比约 50%左右。近 年来，随着全球核反应堆建设加速，对铀的需求持续增长，天然铀价格呈稳定增长 态势，接近历史高点，对核燃料成本产生了较大的压力。大多数铀贸易是公用事业 公司通过与生产商签订 3-15 年的定期合同进行，生产商以高于现货市场的价格直 接向公用事业公司销售产品，一定程度上保障供应安全性。
组件制造工艺精湛，燃料棒能量释放高效长寿。铀矿历经勘探开采、水冶提纯、 铀转化及铀浓缩等精细流程，送达核燃料加工厂进行核燃料元件制造。当铀浓度提升至4%时，将铀混合物粉末转化为二氧化铀陶瓷芯块，随后芯块被封装于 4 米长 的锆合金管内，形成燃料棒，燃料棒常以数百根为单位，配合上下管座、定位格架 等组件，构成完整的燃料组件。装有 312 根燃料棒的组件，可供核电站反应堆使 用 5 年，每年可发出 4000 万度电。核燃料循环产业是核能发电的基础，包括铀矿 开采冶炼、转化浓缩、燃料元件制造、乏燃料贮存后处理、放射性废物安全处置及 反应堆运作等多个紧密衔接环节。
我国核燃料环节受管制，需获得经营授权。中国核工业集团是唯一取得整个核 燃料循环各个环节经营牌照的企业，占据国内核燃料领域主导地位。中国广核集团、 国家电投同中核集团一起，共同参与天然铀的进口及贸易环节，形成多元化的供应 体系，确保了核燃料供应链的完整性和安全性。
3.1.2 中游：核电设备步入密集交付期，业绩有望逐步兑现
1） 核电设备：核岛和常规岛主设备成本占比较高
核电站是利用一座或若干座动力反应堆产生的热能进行发电或发电兼供热的 动力设施。核岛设备是核电站的核心部分，主要包括核蒸汽系统与安全系统，以压水堆为例包括堆芯、蒸汽发生器、主泵、稳压器等几大部分；常规岛主要包括汽轮 发电机及其相关设备，从加压蒸汽中提取热能并将其转化为电能，设备与传统发电 厂的技术基本相似；辅助厂房 BOP 为核蒸汽供应系统之外的相关配套设施。
核电设备投资占比重，核岛设备为核心。在核电站项目投资中，设备投资占比 约为 50%，为核电站投资重要支出，核电设备投资中核岛设备建设技术壁垒高， 投入成本大，投资占据 52%，价值量占比较高；其次常规岛设备占据 28%，辅助 系统占 20%，同样对核电站运行起着重要作用。
核岛主设备涵盖核反应堆（包括堆芯、压力容器、堆内构件）、主管道及热交 换器、蒸汽发生器、核级阀门、反应堆冷却剂泵、控制棒及驱动机构、稳压器等。其中，反应堆压力容器、蒸汽发生器、阀门为三大主要部件，在核电站投资中占比 13%、9%、6%。常规岛设备主要包括汽轮机、汽水分离器、发电机。
核岛核心设备以国企为主导，参与企业包括上海电气、东方电气、哈电集团、 中国一重等，主管道等零部件及核级密封门槛相对较低，少数民营企业可进入，但 仍需严格的资质审核。常规岛设备市场化竞争充分，其中汽轮发电机组、汽水再分 离器与冷凝器等重点设备主要由东方电气、上海电气、哈尔滨电气三家国企供应。辅助系统领域以民企为主，核 III 级设备市场化后多数民营企业获设计制造资质。
1） 核电阀门：技术壁垒较高，单站需求数量较多
核电阀门是核电站中关键的承压和介质输送控制设备，连接众多系统，调节介 质参数，保护设备安全。以 AP1000 核电机组为例，需要阀门约 22000 台，主要 应用于核岛、常规岛和 BOP 辅助设备。核 I 级阀门主要负责反应堆和冷却剂系统；核 II 级阀门在事故工况下具备安全功能；核 III 级阀门与反应堆运行密切相关。在 单台机组中，非核级阀门占比高达 84%，核 III 级阀门位居其次。
核级阀门国产化程度提高，国内企业格局较为分散。从不同种类阀门来看，核电站核岛设备阀门主要使用截止阀、隔膜阀与球阀，使用比例分别为 35%、27% 和 13%，另外还有蝶阀、止回阀、闸阀、调节阀、安全阀等。企业竞争格局来看， 纽威股份、江苏神通、中核科技（中核苏阀）等核级阀门厂商具备核 I 级阀门生产 能力，技术水平高实力雄厚，占据前列。此外，市场份额较小的阀门民企纷纷进入 核阀市场加速国产化，主要包括上海阀门、上海良工、大连大高、浙江三方等。
3.1.3 下游：核电运营商格局稳定，展望中长期投资价值
1） 核电站建设及运营：运营壁垒较高，龙头地位明确
核电建设投资力度持续加大，核电运营四家独大。我国核电建设投资完成额稳 步增长，2023 年达到 949 亿元，增速保持较高水平为 40.18%，预计未来增势有 望维持。我国拥有核电运营资质的四家企业：中核集团、中国广核、国电投、华能 集团获核电牌照并步入核电运营赛道，2023 年中核集团市占率达 43%，其次中广核占31%。
2） 核燃料后处理：乏燃料处理环节至关重要，后处理设备逐步国产化
乏燃料指核反应堆中燃耗深度达到设计限度、需要卸出废物核燃料，含有大 量未消耗完的铀 238 和铀 235，具有强放射性，需要妥善贮存冷却及后处理，以 磷酸三丁酯为萃取剂、硝酸为盐析剂的 PUREX 溶剂萃取法为主流工艺。
我国采取闭式核燃料循环技术路线。通过乏燃料后处理后，高放废物体积缩减 75%，长期放射性毒性将被降低一个数量级以上。国际常用两种乏燃料管理方法， 一是瑞典、加拿大等国采取的开式，即将乏燃料全部当作核废料，直接予以深埋贮 存；二是以中国、法国、英国等国采取的闭式燃料循环，通过化学方式分离乏燃料 中的铀、钚等有用元素，降低其活性和放射性，并将高放废物进行填埋。
乏燃料处理能力面临挑战，乏燃料基金支出快速扩大。乏燃料产量稳健持续增 长，2013 年至 2020 年中国乏燃料累计产量达 8718 吨，2020 年产量为 1298 吨。相较而言，目前我国乏燃料处理能力仅为 50 吨/年，在建处理能力 200 吨/年，因 此需要提升处理能力以满足乏燃料处理需求。资金方面，政府乏燃料后处理基金支 出 2011 年至 2022 年整体呈增长趋势，增量达 4.86 亿元；2018 年支出达 14.97 亿元，同比增幅创历史新高达 487.06%。
3.2 核准加速，2030 年核电设备市场空间可达6766 亿元
核电机组加速核准，设备市场规模广阔，未来 3 年设备将进入密集交付期。假设以三代核电机组单站造价 15636 元/千瓦进行测算，每台装机容量 120 万 Kw 的核电机组总投资额约 187.63 亿元，其中设备购置费占据总投资额 38.6%，得出 设备投资额为 72.43 亿元，根据预测的每年机组需求数量以及核电部分设备占比 比例，可测算得 2030 年核电设备市场总容量有望达到 6766 亿元。
来源：行业报告研究院
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