机械设备核电行业报告：暖春将至，细数哪些细分赛道值得关注？

报告出品方：天风证券

以下为报告原文节选

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1、国内核电技术水平跻身世界前列，积极开展第四代技术研发

1.1 核能发电原理：利用铀核裂变所释放出的热能进行发电

原理：利用铀核裂变所释放出的热能进行发电。在核裂变过程中，中子撞击铀原子核，发生受控的链式反应，产生热能，生成蒸汽，从而推动汽轮机运转，产生电力。
以压水堆核电站为例，其通过四个主要设备将核能转变为电能：反应堆将核能转变为热能；蒸汽发生器将一回路高温高压水中的热量传递给二回路的水，使其变成饱和蒸汽，在此只进行热量交换，而不进行能量的转变；汽轮机将饱和蒸汽的热能转变为汽轮机转子高速旋转的机械能；发电机将汽轮机传来的机械能转变为电能。
• 一回路：水作为冷却剂在反应堆中吸收核裂变产生的热能，成为高温高压的水，然后沿管道进入蒸汽发生器的U型管内，将热量传给U型管外侧的汽轮机工质(水)，使其变为饱和蒸汽。被冷却后的冷却剂再由主泵打回到反应堆内重新加热，如此循环往复，形成一个封闭的吸热和放热的循环过程，这个循环回路称为一回路，也称核蒸汽供应系统。由于一回路的主要设备是核反应堆，通常把一回路及其辅助系统和厂房统称为核岛。
• 二回路：汽轮机工质在蒸汽发生器中被加热成蒸汽后进入汽轮机膨胀作功，将蒸汽焓降放出的热能转变为汽轮机转子旋转的机械能。汽轮机转子与发电机转子两轴刚性相连，因此汽轮机直接带动发电机发电，把机械能转换为电能。作完功后的蒸汽(乏汽)被排入冷凝器，由循环冷却水(如海水)进行冷却，凝结成水，然后由凝结水泵送入加热器预加热，再由给水泵将其输入蒸汽发生器，从而完成了汽轮机工质的封闭循环，此回路为二回路。二回路系统与常规火电厂蒸汽动力回路大致相同，所以通常把它及其辅助系统和厂房统称为常规岛。

1.2 核电站的核心装置是核反应堆，我国使用最广泛的堆型是压水堆

核反应堆是装配核燃料以实现大规模可控制裂变链式反应的装置，是核电站的核心装置。反应堆冷却剂将热量由核反应堆堆芯转移至发电机及外部环境。中子慢化剂会降低快中子的速度，生成可维持核链式反应的热中子。
商用核电反应堆根据反应堆冷却剂/慢化剂和中子能分类。
按照冷却剂/慢化剂的不同，反应堆一般可分为轻水堆（包括压水堆和沸水堆等）、重水堆及气冷堆。按照所用的中子能量，反应堆一般可分为慢（热）中子堆或快中子堆。我国目前基本采用压水堆核电机组。

1.3 核电具有多项优点，是“双碳”政策下首选的清洁能源之一

碳排放量极少，助力降碳减排：火力发电在燃烧化石燃料的过程中会排放二氧化碳、二氧化硫、氮氧化物等污染物质到大气中，造成空气污染且加重地球温室效应；而核能发电碳排放量极少。
供电稳定：相较于水电、风电、太阳能发电等存在间歇性现象的各类新能源发电，核电厂可以实现全天满负荷运行，电量供应有保障。
能量密度高、体积小：核燃料能量密度远远高于化石燃料，燃料占地面积小，运输与储存方便，一座1000百万瓦的核能电厂一年只需30公吨的铀燃料，一航次飞机就可完成运送； 1克铀-235完全裂变时产生的能量相当于2500吨标准煤。
成本低：与火电等传统能源相比，核电燃料成本占比低，且不易受能源价格波动的影响，成本效益更高。据国家能源局数据显示，100万千瓦级煤电厂年消耗燃料约200-300万吨煤，需要每天100节火车皮运输；100万千瓦级核电厂年消耗燃料约20-30吨核燃料，每年仅需一辆重型卡车运输即可满足需求，发电成本低于煤电。

1.4 纵观发展历程，核电技术历经四代演变

核电行业发展历程：大致可分为实验示范、高速推广、滞缓发展、逐渐复苏四个阶段。
➢ 实验示范阶段：1954-1966年，二战后，美国开启了核能从军用走向民用的工作，此期间世界共有38个机组投入运行；核反应堆属于早期原型反应堆。
➢ 高速推广阶段：1966-1980年，石油危机爆发造成石油价格高涨，核电因此受到追捧，此期间共有200多台机组投入运行，核电装机容量的年增长率达到 26%。
➢ 滞缓发展阶段：1981-2001年，西方主要国家经济发展减缓导致电力需求下降且天然气兴起部分取代核电，比如美国从1979-2009年的30年间没有核电新项目开工。
➢ 逐渐复苏阶段：2001年至今，核能重新受到青睐，许多国家将核电作为基础能源；2011年日本福岛核事故引起担忧，但大多数国家思考过后继续发展核能。
核电技术发展历程：1942年12月，美国芝加哥大学实现了世界第一座反应堆核裂变链式反应，从此开启了核电技术的发展，可以粗略划分为以下四代。

1.5 我国已自主掌握第三代核电技术，向第四代跨越

目前，全球第三代核电技术包括以下几种堆型：美国同日本联合开发的先进沸水堆ABWR；美国开发的先进压水堆AP1000；俄罗斯开发的先进压水堆VVER；法国和德国联合开发的欧洲压水堆EPR；韩国开发的先进压水堆APR-1400；中国自主研发的大型先进压水堆“华龙一号”（HPR1000）、“国和一号”（CAP1400）。
我国自主掌握第三代核电技术：2021年1月30日，全球第一台“华龙一号”福建福清核电站5号机组投入商业运行，标志着我国实现了由二代向自主三代核电技术的全面跨越，在三代核电技术领域已跻身世界前列，成为继美国、法国、俄罗斯等国家之后真正掌握自主三代核电技术的国家。
➢ 我国自主三代核电综合国产化率达到90%以上，形成了每年8-10台百万千瓦级核电主设备供货能力。截至《中国核能发展报告2023》蓝皮书发布，国内外“华龙一号”共有5台机组建成投产，9台机组正在建设。
第四代核电技术中以钠冷快堆和高温气冷堆技术最为成熟，我国正逐步突破：1）2012年我国石岛湾高温气冷堆示范工程在山东荣成开工建设，其已于2021年实现并网发电，这是全球首个并网发电的第四代高温气冷堆核电项目，标志着我国成为世界少数几个掌握第四代核能技术的国家之一，意味着在该领域我国成为世界核电技术的领跑者。2） 2017年我国钠冷快堆示范工程1号机组在福建省霞浦县土建开工，计划于2023年建成。

1.5 第四代核能技术研究进展顺利，但商业化应用仍处早期

2007年，在第四代核能系统国际论坛（GIF）上中、法、韩、日、俄、美、欧盟之间针对新一代核能系统展开合作，并提出六大领域的技术目标和相关评估指标：可持续性、经济性、安全与可靠性、废物最小化、防扩散和实体保护。六类最有前景的核系统被选中，其中两类为气体（氦）冷却反应堆，另两类是液态金属（钠、铅合金）冷却堆，还有一类超临界水冷堆，最后一类是熔盐冷却堆。（具体见下表）

目前来看，第四代核电技术的商业化应用仍处在早期，第三代技术是未来主流。从四代技术来说，第一代核电站为原型堆，主要目的在于验证核电设计技术核商业化开发的前景，第二代核电技术是最为成熟的商业堆型，目前在运的大多属于第二代核电站，第三代核电站的安全性和经济性较第二代有所提高，是未来发展的主流。第四代核电技术仍处于商业化应用的早期阶段。

1.6 高温气冷堆——四代候选堆型，商用前景广阔

高温气冷堆是一种安全高效的核反应堆，被列入未来第四代核能系统技术的六个候选堆型。该类型的反应堆使用耐高温的石墨作为慢化剂，使用化学惰性和热工性能良好的氦气作为冷却剂，采用陶瓷型包覆颗粒燃料元件，是国际核能界公认的具有良好安全特性、较高的经济性和广泛的应用性的堆型。
具体来看，在高温气冷堆电站中，铀燃料被做成小颗粒，每个颗粒外包覆一层低密度碳、两层高密度碳和一层碳化硅，形成直径小于1毫米的包覆颗粒。包覆颗粒均匀弥散在石墨慢化材料中，制造成直径为6厘米的球形燃料元件。发生核反应时，包覆层可以将包覆颗粒中产生的裂变产物充分地阻留在颗粒内，利用核燃料的“非能动”有效保证了核反应的安全性和清洁性。

热效率领先、安全性较高、经济性优异：

• 优势一：热效率领先。高温气冷堆示范工程采用氦气作为冷却剂，石墨作为慢化剂，气冷堆出口温度可以高达750 ℃，比目前普遍使用的水冷反应堆产生300多摄氏度的高温高出了一倍多，将核能发电效率从37%左右提升至42%以上。
• 优势二：安全性较高。高温气冷堆是国际核能界公认的一种具有良好安全特性的堆型，主要原因一方面是其堆芯具有良好的热稳定性，不易融化；另一方面是包覆颗粒材料能够避免大量放射性物质的释放。
• 优势三：经济性优异。高温气冷堆的经济性主要体现在其系统简易化构造带来的低成本以及经过改良后较高的发电效率。
从下表可以看出，高温气冷堆的系统比起压水堆有着明显的简化，主要体现在核反应的反应性控制系统、压力调节系统、应急系统和安全壳四个方面的简化。

高温气冷堆商用进程持续推进：

• 2021年全球首台高温气冷堆项目完成并网发电。2021年9月12日，华能石岛湾高温气冷堆核电站示范工程1号反应堆首次达到临界状态，机组正式开启带核功率运行，标志着全球首座四代核电石岛湾高温气冷堆临界。
• 2022年3个高温气冷堆项目的主氦风机完成招标。根据中核集团电子采购平台，2022年CX项目、江苏绿能项目一期工程、XX绿能项目相继完成主氦风机招标。
• 2022年中国核电与东华能源合作推进“高温气冷堆+石化产业耦合”的样板工程，未来五年内预计投资超千亿元，通过对高温蒸汽的梯次利用，保障“东华茂名轻烃产业园”蒸汽、电力、制冷乃至氢能的清洁化供应。

2、政策支持核电发展，积极有序推动项目建设

2.1 行业的政策导向属性明显，政策刺激下的核电市场有望快速增长

国内核电项目需要国务院批准后才能持牌经营，因此核电产业对政府依赖性较高，受政策影响较大。随着我国核电产业的不断发展，核电政策也在不断调整。从“十五”规划的“适度发展核电”，到2011年日本福岛核泄漏事故引起多国包括中国宣布暂停核电项目建设，最后随着福岛事件的渐行渐远，我国逐渐恢复核电建设；目前“十四五”规划的“确保安全的前提下积极有序发展核电”，明确了我国政策对核电项目的积极态度。
政策文件中明确未来装机容量目标。《“十四五”现代能源体系规划》提到，在确保安全的前提下，积极有序推动沿海核电项目建设，合理布局新增沿海核电项目，到2025年核电运行装机容量达到7000万千瓦左右，折算2022-2025年期间CAGR为 7.96%。

2.2 核电渗透率提升相对迫切，新机组核准有望进入常态化

多地拉闸限电，电力需求上涨。疫情后经济复苏势头强劲，带动电力需求高速上涨，但双碳背景下能耗管控＋煤价高涨使得火电企业供给不足，煤炭供应紧张。“复苏”、“缺煤”等多重因素叠加使得多地采取电力系统限电措施，电力供应紧张。
核电产业逐渐复苏，新机组核准或将进入常态化。考虑到安全性，国内的核电项目需要国家核准审批后持牌运营，核电行业受政策影响大。2008年核电机组核准数量达到高峰14台，2011年受到福岛核泄漏事件的影响，我国核电审批一度受限甚至停滞，2011-2018年中有6年零核准；直到2019年核电核准重启，2022年我国核准核电机组量同比翻倍，审批显著提升，核准数量达到2008年后的高峰10台；2023年7月底，国常会再次核准6台新机组。我们认为双碳背景下，随着技术的发展，安全性会有所提升，未来十余年内核电机组的核准有望保持平稳。

预计到2030年，核电在运装机容量达1.2亿千瓦，核电渗透率8%；到2035年，核电渗透率到10%左右。

2.3 我国核电装机规模位于世界前列

我国核电发展30年，装机规模持续增长：根据《中国核能发展与展望（2023）》，截至2022年12月31日，我国商运核电机组数量为53台，总装机容量为5563万千瓦，仅次于美国和法国，位列全球第三。
我国核电项目工程建设稳步有序推进：根据《中国核能发展与展望（2023）》，截至2022年12月31日，我国在建核电机组数量为23台，总装机容量2549万千瓦，在建机组装机容量继续保持世界第一。
2022年我国53台运行核电机组装机容量占全国电力装机总量的2.22%，核电发电量4177.8亿千瓦时，占全国发电量的4.7%。

2.4 世界并网发电核电机组数量较去年下降

截至2022年12月31日，世界范围内并网发电的核电机组共422台，总装机容量为3.99亿千瓦。2022年世界新并网核电机组6台，分别是中国2台，巴基斯坦1台，芬兰1台，韩国1台，阿联酋1台。年度内世界永久关停5台核电机组，分别是比利时1台，英国3台，美国1台。
截至2022年12月31日，世界在建（未并网发电）核电机组共61台，总装机容量为0.632亿千瓦。2022年新开工机组8台，总装机容量为0.093亿千瓦。

3、核电产业链长，上中下游均存在投资机会

3.1 核电产业链概览
3.2 核电站建设中的设备投资机会
3.3 备品备件的投资机会
3.4 核电产业链上游的投资机会——新燃料运输容器
3.5 核电产业链下游投资机会——乏燃料后处理设备及运输容器

核电产业链以核电站为中心，核岛是核电站核心设备

核电产业链上游主要是铀矿开采加工及燃料供应，中游是核电设备制造，下游是核电站建设、运营维护、乏燃料处理等。
➢ 核电站：核岛、常规岛、辅助设备。
• 核岛：核心，核电站安全壳内的核反应堆及与反应堆有关的各个系统的统称；主要功能是利用核裂变产生蒸汽将核能转化为热能，包括蒸汽发生器、稳压器、主泵和堆芯等；

• 常规岛：核电厂的汽轮发电机组及其配套设施和所在厂房的统称，负责利用蒸汽推动汽轮机从而带动发电机发电，包括汽轮机组、二回路等；

• 辅助系统：指核岛设备与常规岛设备之外的其他辅助设备，主要包括数字化控制系统、暖通系统、空冷设备、装卸料机、等。

核电运营准入门槛高，我国仅有四家企业具核电运营资质，由中国广核与中国核电垄断

核电项目建设需要国务院核准审批，准入门槛高：出于安全的考虑，政府对核电项目采取核准、发放许可证、执照等方式，对投资主体进入市场进行管理。根据《中华人民共和国核安全法》第二十二条的规定，核设施营运单位进行核设施选址、建造、运行、退役等活动，应当向国务院核安全监督管理部门申请许可；核设施营运单位要求变更许可文件规定条件的，应当报国务院核安全监督管理部门批准。
国内仅四家公司具有核电运营牌照：目前国内核电市场上只有中核集团、国电投集团、中国广核集团有限公司、中国华能集团有限公司四家核电公司持有核电运营牌照。
我国核电站运营呈现双寡头格局：根据中国核能行业协会发布的《中国核能发展报与展望（2023）》，截至2022 年12月31日，我国投入商业运行的核电机组53台，总装机容量为5563万千瓦；在建核电机组23台， 总装机容量2549万千瓦；全国商运核电机组上网电量为 3,917.87 亿千瓦时。
➢ 中国广核：截至2022年12月31日，在运、在建核电机组分别为26台、7台，装机容量分别为2938、838万千瓦，占全国在运及在建核电机组装机容量分别为51.56%、32.8%；公司管理的核电站总上网电量为1,983.75 亿千瓦时，占全国商运核电机组上网电量的50.63%。
➢ 中国核电：截至2022年12月31日，在运、在建核电机组分别为25台、8台，装机容量分别为2375、887.8万千瓦，占全国在运及在建核电机组装机容量分别为41.68%、34.75%；公司管理的核电站总上网电量为1732.16亿千瓦时，占全国商运核电机组上网电量的44.21%。

核燃料是核电站运营基础，天然铀在其成本构成中占比最高

核材料：指用于反应堆的各种材料；包括核燃料、核燃料元件的包壳材料、冷却剂等。
核燃料：指在核反应堆中进行裂变或聚变产生核能的材料，由铀、钍和钚三种元素制造。目前应用最多的是利用铀元素制造的核燃料；铀从自然界的铀矿中获得。
➢ 成本比重：根据中国核电及中国广核2022年年报，核燃料大约占到核电站运营成本的15%-22%。
➢ 核燃料需定期停堆更换：中国广核更换周期为18个月。
核燃料制作经历多个步骤：自然界的铀不能直接作为燃料使用，需要经过提纯、同位素分离、加工等过程才能作为燃料在反应堆中反应，制作过程包含铀矿的勘探及开采、铀的加工及精制、铀的转化、铀的同位素分离、燃料元件组件制造、核燃料（乏燃料）后处理以及放射性废物的处理与处置，整个过程形成核燃料循环。
核燃料成本构成：购买天然铀、铀转化及浓缩、燃料组件加工等工序的支出，天然铀成本一般占核燃料成本的50%左右。
➢ 根据北极星核电网援引前瞻产业研究院数据（2019年），核燃料采购成本中天然铀占比约为49%，浓缩及转化占比约占33%，组件加工约占17%。

我国天然铀储量少，对外依存度高

我国天然铀储量较少：随着对清洁能源转型需求的不断增加，核电装机容量将快速增长，促进对铀的需求增长，但天然铀主要集中在澳大利亚、加拿大、哈萨克斯坦等几个国家，中国铀储量极低。2021年铀产量排名前五的国家占比总和为67%，超过世界铀产量一半，而我国铀产量占比仅有4%，远远低于排名第一的澳大利亚28%的占比。

国内仅有3家可从事天然铀进口贸易：中国广核集团下属的铀业公司、中核集团下属的原子能公司和国家电投下属的国核铀业是中国仅有的三家获授经营许可及牌照从事天然铀进口及贸易并提供核相关服务的实体；长期以来，中核集团都是国内唯一的核燃料生产商、供应商和服务商。

中国铀资源对外依存度高：我国铀储量低，大部分属于非常规铀，埋藏深，且开采成本昂贵，因此大量海外进口，主要国家有哈萨克斯坦、乌兹别克斯坦、加拿大、纳米比亚、尼日尔和澳大利亚；2021年我国铀资源对外依存度超83%。

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