核电行业分析：发展历程、行业现状、产业链及相关公司
近年来，核能作为一种清洁、可再生的能源形式备受关注，并被许多国家视为应对气候变化和能源供应挑战的重要选择。它不仅能够满足日益增长的能源需求，还能减少化石燃料的使用和碳排放。在全球范围，包括我国在内的许多国家已经开始大力投资并推动核电项目的建设。
随着核电技术的不断进步，核能行业也进入了新的发展阶段。新的反应堆设计、核燃料循环与处理技术等创新技术的出现为核能行业带来了更高的安全性、效率和可持续性。这些创新技术的应用将进一步推动核能行业向前发展。
01
核电概述
1、什么是核电
核电是一种清洁能源。核裂变和核聚变均会产生大量的能量，目前的核电站是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。相较于传统化石燃料发电站，核电站排放量低，不会产生温室气体和大气污染物，在世界范围内被广泛应用。
2、反应堆分类及工作原理
（1）分类
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。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。
目前各商用核电堆型的区别主要在于反应堆使用冷却剂和中子慢化剂的不同。按照冷却剂的不同可分为轻水堆、重水堆、气冷堆等，按照中子慢化剂的有无，可分为热中子堆、快中子堆。
目前世界上核电站主要采用的反应堆有压水堆、沸水堆、重水堆、石墨气冷堆、石墨水冷堆以及快中子增殖堆等，但比较广泛使用的是压水堆，压水堆以普通水作冷却剂和慢化剂，是目前世界上最普遍的商用堆型。
（2）工作原理
以压水堆为例，压水堆核电站主要由核反应堆、一回路系统、二回路系统及其他辅助系统组成。核反应堆中装有核燃料，核燃料裂变过程中放出热能，由流经反应堆的水带出反应堆，送往蒸汽发生器。一回路系统由核反应堆、主泵、稳压器、蒸汽发生器和连接管道、阀门及其他辅助设备组成。高压冷却水由主泵送入反应堆，吸收核燃料裂变放出的热能后，达到高温的水流入蒸汽发生器，通过蒸汽发生器将热能传递给在管外的二回路给水，使给水变成蒸汽。二回路系统是将蒸汽的热能转化成电能的装置，由汽轮机、发电机、冷凝器、二回路循环泵等设备组成。二回路给水吸收了一回路的热量后变成蒸汽，然后进入汽轮机做功，带动发电机发电；做功后的乏汽排入凝汽器内凝结成水，然后由凝结器内凝结成水，然后送入加热器，加热后重新返回蒸汽发生器，构成二回路的密闭循环。
3、发展核能的必要性
核电是电网基荷的重要选项，亦是实现“碳中和”的重要方式
我国社会用电量逐年增加。2012-2021年我国社会总用电量持续增长，期间CAGR为5.9%。2021年，用电量增速创近十年新高，同比增速达到10.6%。2021年11月，近200个国家在《联合国气候变化框架公约》第二十六次缔约方大会（COP26）上共同签署了《格拉斯哥气候公约》，就2030年将全球的温室气体排放减少45%达成共识，并承诺逐步减少煤炭使用，减少对化石燃料的补贴。核电有助于增强电网运行的稳定性，推动风电、光伏等新能源的部署。2021年，火电、水电、风电、光伏、核电装机结构占比分别为54.6%、16.5%、13.82%、12.9%、2.2%，较2012年，火电发电占比显著降低16.9个百分点，其中光伏和风电占比显著增加12.6和8.5个百分点。除供电外，核能还可用于区域供暖、工业供热、海水淡化、制氢、合成燃料等，有助于推进电力以外难以减排行业的脱碳。
基荷是电力系统稳定运行的保障，任何一个国家的电力系统中都需要基荷电源，这对电源系统的稳定、电力调峰、调度都是必要的。由于电力需求是不稳定的，且目前还无法大量储存大量电力，相同容量间接性的电力来源无法替代发电厂。尽管我国光伏、风电装机量快速增长，但对发电量贡献较为有限。2022年，光伏、风电装机容量分别占我国电力装机容量中的15.3%、14.3%；但实际贡献发电量仅为5%、9%。由于风电、光伏发电均有较强的不稳定性，当地电网无法消纳，大量地区存在“弃风弃光”现象。
核电可作为基荷能源的重要补充，具备碳排放低、经济性高、稳定性强、利用率高的优势。联合国欧洲经济委员会（UNECE）日前报告，核电是全生命周期度电碳排放量（二氧化碳当量与发电量比值）最低的发电方式，核电度电碳排放不足火电碳排放的百分之一。
核电不受环境、季节等因素制约，发电具有稳定性。水力、风力、光伏发电受到环境制约，具有不稳定的特性。由于不稳定性，大量电力无法并入电网使用，需要配套大量储能系统方可提升其利用率。
核电具有利用率高的优势。发电设备利用小时数是用来衡量发电设备利用率的重要指标。2021年我国核电设备利用小时数为7802小时，水电设备利用小时数为3622小时，风电设备利用小时数为2232小时，光伏设备利用小时数为1281小时。
核电具备发电成本低的优势。根据IEA2020年发布的《发电成本测算》，核电全生命周期低于其它所有发电方式。
02
发展历程
1、世界核电技术发展历程
复盘核电技术发展70余年历史，核电技术经历了四代演变。整体看，历代核电技术的更新迭代不外乎围绕安全性、经济性两个主题。全球核电技术目前处于“坐三望四”阶段，全球三代核电技术已经较为成熟，四代核电技术可能将成为大国竞争的下一重点，核电强国积极布局四代核能系统研发应用。
（1）第一代核电：20世纪50-60年代，基于军用核反应堆技术，美国、苏联、加拿大、英国等国家设计、开发、建造的首批原型堆或示范电站。当时开发了一批天然铀石墨反应堆核电站。核电机组附加安全设计少，存在安全隐患。
（2）第二代核电：20世纪70-90年代，各国对经验证的机型实施了标准化、系列化、批量化建设，至今全球仍在商运的核电厂绝大部分属于第二代或二代改进型技术，这一时期是商用核电厂大发展的时期。这一代的核电机组类型主要包括美国压水堆机型（PWR，System80）和沸水堆机型（BWR）、法国的压水堆机型（P4、M310)、俄罗斯的轻水堆核电机型（VVER），以及加拿大设计的重水堆核电机型（CANDU）等。
（3）第三代核电：三代核电派生于二代技术，其反应堆设计原理相同，但吸取了过去几十年的运行经验，进一步采用经开发验证且可行的新技术，旨在提高安全性，满足URD（美国核电用户要求）和EUR（欧洲核电用户要求）。三代核电的开发始于20世纪90年代，主要机型有美国西屋电气公司的AP1000、法国阿海珐公司EPR、美国通用电气公司的ABWR和ESBWR、日本三菱公司的APWR、韩国电力工程公司的APR1400及我国自主设计的“华龙一号”等。
（4）第四代核电技术：未来新一代先进核能系统，无论是在反应堆还是在燃料循环方面都有重大的革新和发展。第四代核能系统的发展目标是增强能源的可持续性，核电厂的经济竞争性、安全和可靠性，以及防扩散和外部侵犯能力。
相比三代核电，第四代核能系统是一种具有更好的安全性、经济竞争力、核废物量少，可有效防止核扩散的先进核能系统，现处于原型堆技术研发阶段。目前，国际上公认有六种第四代裂变核反应堆型分别为：气冷快堆、铅冷快堆、钠冷快堆、熔盐堆、超临界水冷堆和超高温气冷堆。我国已有布局的堆型技术包括高温气冷堆、钠冷快堆、钍基熔盐堆三种堆型。
钠冷快堆：目前全世界所有钠冷快堆的累计运行年数已经超过了430堆年，技术成熟性已通过较长时间工程验证，是四代核电技术中有望率先实现规模化商用的堆型。
特点一：铀资源利用率高。可将天然铀资源利用率从目前的约1%提高至60%以上。钠冷快堆使用的是钚-239作为能源，同时在钚-239的外围再生区里放置铀-238。快中子会在钚-239发生裂变反应时产生，产生之后被外围的铀-238吸收，而随着铀-239的不断衰化就会有钚-239的不断产生，即增殖效应。
特点二：具有本征安全性。金属钠在热物性上的优点在于熔点低，易于熔解使用；沸点高，不易沸腾产生钠气泡；密度低于水，节省泵功率等。此外，更重要的是，在反应堆运行情况下，钠的热导率要比水高百倍以上，从而保证堆芯和燃料不易过热。
高温气冷堆：高温气冷反应堆是由普通的石墨气冷堆发展而来的反应堆，该堆型用石墨作为慢化剂，用气体氦作为冷却剂，氦气的温度高达800度左右。
特点一：高温气冷堆利用了氦气冷却、石墨减速剂的固有安全特性，可建在远离冷却水的区域。压水式和沸水式反应炉最大的危险在于若是冷却水主环路失灵，裂变产生的放射性元素仍然会继续裂变产生过多的热量，最终会把整个炉心熔化掉，因此需要大量冷却水。在控制装置都失效的状态下，球床反应堆也很难导致堆芯熔化。此设计允许高燃烧深度（接近200GWd/t）并能较好的防止裂变产物逸出。
特点二：有望与多种工业技术耦合，用于供热、制氢。反应堆温度可达800度以上，打破传统的核能技术在200度以下的限制，可大幅提高热效率，从而提高能量利用率。其高温、高效的特性使其适合用于产生热能和电能，同时其灵活性也能满足各种不同的能源需求，例如工业生产中的高温加热、燃料制氢、燃料电池等领域，目前石岛湾核电站已用于区域内核能供热。
2、中国核电发展历程
我国核电行业具有政策驱动性强、发展时间较短的特征。由于核电建设投资金额大、建设难度大、需持牌运营的特征，国家政策对核电审批、建设的影响十分显著。复盘我国核电历史，我国第一台核电站秦山核电站于1991年投产，迄今仅有30余年历史，发展时间较欧美国家50-70年的时间相对较短。
（1）适度发展阶段（1994-2005年）：“九五”计划期间共开工4项重点核电建设工程、8台机组，经过“九五”重点工程的建设，我国具备了自主设计30万千瓦和60万千瓦压水堆核电站的能力，以及具备“以我为主、中外合作”设计建设百万千瓦级压水堆商用核电站的能力，但是不具备独立设计、制造百万千瓦级先进压水堆的能力。
（2）积极发展核电阶段（2006-2011年）：2006-2011年间，共有30台核电机组陆续投入建设。在《核电中长期发展规划2005-2020年》中，明确核电运行装机容量将由目前700万千瓦争取提高到2020年的4000万千瓦，在未来10年中，我国每年要开工建设3台以上核电机组。2006-2011年间，共有30台核电机组投入建设。
（3）核电发展停滞阶段（2011-2018年）：2011年5月11日，日本福岛核电站发生重大核安全事故。2012年10月，国家发布《核电中长期发展规划（2011-2020）》［10］明确规定至2015年，在运机组达4000万千瓦、在建机组容量2000万千瓦，2020年在运机组5800万千瓦、在建3000万千瓦的建设目标。但期间由于核安全担忧，国务院提出要对核设备、所有在建项目进行安全审查，仅田湾二期项目在2012年12月获批。
（4）核电审批重启（2019年-至今）：国家重新开启新增核电机组的审批。2019-2021年，我国新增核准核电机组数量分别为4、4、5台，2022年，国务院共核准10台核电机组项目，核准数量创10年来新高。
03
行业现状
1、全球核电平稳发展，美法中装机占比较高
受安全事故影响较大，多年来全球核电平缓发展。纵观全球核电自上世纪90年代以来的发展，可以发现核电总装机容量处于平稳上升的态势。1990年全球核电装机容量为318.3GW，到2022年末约为393.7GW，发展32年来核电总装机量的年均复合增速仅为0.67%。从2003年开始全球核电曾迎来快速发展期，2003年全球核电开工建设容量仅0.2GW，此后连年上升，2008年开工建设的核电容量达到10.7GW，此后连续2年均保持在10GW以上。但是2011年发生的福岛核泄漏事故中断了这一发展势头，当年新开工的核电容量仅1.9GW，关停的核电容量却达到了11.4GW。
美法中装机占比超全球50%，机组单位容量持续提升。根据IAEA的数据，截至2023年4月底，全球核电总装机量约390GW，装机量最多的国家前三分别为美国、法国和中国，占全球总装机比例分别为24.55%、15.72%、14.11%，合计超过50%。从机组数量对应的总装机量来看，上世纪90年代以来机组单位容量处于持续提升状态，1990年全球范围内平均单个机组容量为765MW，目前年平均单个机组容量已经提高到了约900MW。
2、我国积极建设第三代核电机组，技术领域跻身世界前列
我国核电近年新建机组均为三代机组。截止2023年3月，我国运行核电机组55台，装机量5676万千瓦，除M310、EPR等直接海外引进的机组之外，目前在运多数机组均为中国吸收国外技术并加以研发改进，包括CNP650、CPR1000等。7月31日，国家又核准了6台机组共计750万千瓦，包括福建宁德核电项目5、6号机组，华能山东石岛湾核电厂扩建项目1、2号机组，徐大堡核电项目1、2号机组。本次宁德核电站5、6号机组、山东石岛湾1、2号机组均采用我国具有自主知识产权的三代核电技术华龙一号，所有核电站均规划在沿海地区。
我国自研的三代机组“华龙一号”的成功运行标志着我国核电行业具备大规模发展的技术能力。2021年，全球第一台“华龙一号”核电机组福建福清核电5号机组已完成满功率连续运行考核，投入商业运行，这标志我国在第三代核电技术领域跻身世界前列，成为全球少数自主掌握三代核电技术的国家之一。“华龙一号”机组的所有设备国产化率高达88%，核心设备均已实现国产，完全具备批量化建设能力。同时三代核电机组较二代机组安全性上有大幅提升。
3、我国加速研发第四代核电技术及新堆型，部分技术逐渐从“追赶”到“引领”
四代核能系统拥有更高的安全性和经济性，我国积极开展相关领域研究，技术具备一定领先性。2021年12月，全球首座四代核电石岛湾高温气冷堆并网发电，根据人民网，此示范工程设备国产化率达到93.4%，象征着我国已成为世界核电技术的领跑者。此外，各类堆型加速研究推进。钠冷实验快堆已完成实验验证，并推广应用；熔盐实验堆已在甘肃武威开工建设；铅基快堆等新型反应堆关键技术攻关和工程验证也在全面铺开。
4、我国核电行业可提升空间较大
由于我国核电起步较晚，发展中又经历福岛核电站事故后较长的“停滞期”，因此我国核电发展水平仍然偏低。
我国核电发展速度远低于其它新能源发展速度。2012年，我国核电装机容量1257万千瓦，占比为1.07%；2022年，核电装机容量为5553万千瓦，占比为2.17%，十年时间仅提升1.1%。反观风电和光伏装机容量占比，十年时间分别提升8.92%和15.04%。这一数据表明我国核电发展速度显著低于其它两种新能源发展速度。
尽管我国核电发电量逐年上升趋势，我国核电占总发电量比重仍低于全球平均水平。2013年，我国核电发电量仅为1115亿千瓦时，仅占总发电量的2.1%；2022年，核电发电量提升至4177.8亿千瓦时，年化增速为18.07%，发电量占总发电量占比提升至4.98%，增加近3个百分点。对比欧美等发达国家，我国核电发电量占比仍有差距，2020年美国核电发电量占总发电量占比为19.7%，加拿大为14.6%，部分欧洲国家该比例可达20%-50%。
5、我国具备核电出口能力，产业核心竞争力显著提升
核电出海有望撬动万亿市场空间，产业核心竞争力显著提升。随着“一带一路”全面推进，核电“走出去”迎来了重要历史机遇。“一带一路”沿线国家核能需求大，市场空间广阔，有28个国家计划发展核电，规划机组126台，总规模约1.5亿千瓦。以三代机组平均造价1.6万元/千瓦预估，市场总量约2.4万亿元。
“华龙一号”海外首堆在巴基斯坦卡拉奇顺利运营，标志我国具备核电出口能力。巴基斯坦卡拉奇2、3号机组采用“华龙一号”技术，由中核集团中国中原对外工程有限公司承建。K-2机组于2015年8月20日开工建设，2021年3月完成首次并网；K-3机组于2016年5月开工，2022年投入商业运行。每台机组建成后年发电量约90亿千瓦时，能够满足巴基斯坦当地超过400万户家庭全年用电需求。
04
政策助力核电发展
1、全球主流国家转变态度，开始重新拥抱核电
2022年，在俄乌冲突的大背景下，传统化石能源价格暴涨，能源安全、能源独立受重视程度达到前所未有的水平。核电作为兼顾低碳、安全、经济、可承担基荷重任的典型能源，重新受到全球多国关注，陆续出台利好政策，主要包括：欧盟、韩国将核能列入可持续投资的能源类别，美英法日等国推动现有核电站延寿，日、法等国鼓励重启现在停运的核电站，中国、伊朗、印度、英国陆续核准新增核电机组。
2、我国核电行业政策呈现明确上行拐点
我国对核电政策从早期的“适度发展”至现今的“确保安全前提下积极有序发展”经历近20年时间。“十四五”期间，政策表述、装机规划、审批数量等线索均反映我国对核电发展态度逐渐转变，也是多年来首次对核电使用“积极”二字，预计国内核电发展有望加速。
政策文件中再次明确未来装机容量目标。在《“十四五”规划和2035远景目标纲要》明确要求在2025年我国核电运行装机容量达到7000万千瓦，折算2021-2025年期间CAGR为7.2%。
多省在地方《“十四五”能源发展规划》中对核电建设提出具体要求，本轮政策执行更为细化。随着“碳中和”战略的提出，核电在能源领域的战略地位又有进一步提高。2021年10月26日，国家印发2030年前碳达峰行动方案。提出到2025年，非化石能源消费比重达到20%左右，到2030年，非化石能源消费比重达到25%左右。国内各个省份均对核电产业做出相关规划，我国核电有望进入快速发展阶段。
05
产业链分析
核电行业具有产业链条长、涉及环节多的行业特征。核电产业链上游为核燃料、特种材料等，中游为核电机组设备，包括核岛设备、常规岛设备和辅助设备等，下游为核电站建设运维及、乏燃料后处理等。
1、上游：核燃料需求有望增加，运输容器国产替代大潮逐步开启
（1）铀矿及核燃料
核燃料是核电站运营的基础。核燃料是指含有易裂变核素，能够在反应堆内实现自持链式核裂变反应的物质。核燃料棒最核心的材料是二氧化铀，由天然铀提炼而成，铀矿需经过勘探开采、铀转化与铀浓缩等过程，最终送往核燃料加工厂制造出核燃料元件。
核燃料加工流程：铀矿石开采出来后，经过破碎、研磨、浸出、固液分离、离子交换或溶剂萃取等一系列过程，得到铀化学浓缩物，这种初级产物是鲜艳的黄色，被称为“黄饼”。黄饼经过进一步提纯制备成铀氧化物，再进行化学转化制成二氧化铀或金属铀。后将铀进行富集，提升U-235浓度并制作燃料组件。
我国核燃料进口依赖度高。我国大部分铀资源品味低且埋藏深，开采成本较高，铀矿资源70％以上都来源于进口，主要供应国家包括哈萨克斯坦、乌兹别克斯坦、加拿大、纳米比亚、尼日尔和澳大利亚等。核燃料物资在各国都受到严格管制，只有获得许可的企业才能采购。
目前中国核燃料行业为专营模式。中国的核燃料制造和供应为专营模式，目前仅中核下属中核原子能公司、广核下属中广核铀业和国电投下属国核铀业具备核燃料进口专营资质。其中，中核具备加工核燃料组件的资质及能力的公司为旗下的中核建中和中核北方；广核具备加工核燃料组件资质的公司为旗下中广核铀业。
我国核燃料元件加工能力保持稳定，积极提升数字化、智能化水平。目前我国具备压水堆核燃料元件产能1400tU/a，重水堆核燃料元件260tU/a，高温气冷堆核燃料元件产能30万个/年。同时中广核集团在哈萨克斯坦与哈萨克斯坦国家原子能工业公司建设的200tU/a组件厂已经与2021年开始投产。核燃料加工产业数字化升级显著，将机器人应用、3D视觉、智能仓储、大数据分析等技术融入核燃料生产线。在此基础上，完成重水堆核燃料棒束制造设备适应性改造。
（2）运输容器
下游需求释放叠加国产替代，运输容器百亿市场逐步打开。运输容器主要用来运输核燃料，根据运送燃料种类的不同，储运容器可分为六氟化铀运输容器、新燃料运输容器、乏燃料运输容器。产品价值量与制造难度呈正比，从价值量看，乏燃料运输容器>新燃料运输容器>六氟化铀运输容器。随着投运核电项目逐年增加，核燃料运输需求将随之增长。
六氟化铀运输容器：常温常压下，六氟化铀为无色或淡黄色晶体，俗称“黄饼”。目前运输容器已实现国产化，主要型号有3m³、4m³、740L容器等，740L容器为近年实现国产替代的产品。主要生产企业有中集安瑞科、中核西核、中核嘉华（兰石重装子公司）。
新燃料运输容器：核燃料组件运输容器用于装载未经辐照、未发生核链式反应的燃料组件，能够满足放射性危险货物安全运输的要求。运输容器应确保具有足够的刚度，主要由外部支撑部件和包容结构、减震器、托架、吊耳等部件构成。我国早期依赖法国、美国进口，近年实现国产替代。目前广核研制的ANT-12A型号已实现国产替代，单个售价在150万元左右。主要生产企业有中核西核、科新机电、大连宝原等。
乏燃料运输容器：由于乏燃料强放射性和衰变释放热量的特性，乏燃料运输容器需具备能屏蔽辐射、散热好、可吸收冲击等特性。由于该类容器制造难度较高，我国乏运输容器依赖进口，运输能力严重不足。早期进口的大型百吨级乏燃料运输容器价值量在3000万美金左右。近年我国逐步实现乏燃料运输容器的国产替代，主要生产型号有RY-1A和1B、CNSC，分别由大连宝原和中核西核生产。CNSC为我国近年国产化的大型百吨级乏燃料运输容器，目前尚未量产。同时，科新机电正在加紧投入乏燃料运输容器的研发。
2、中游：核电设备投资在核电站投资占比过半
核电设备投资在核电站投资占比过半。单台核电机组投资约200亿元，通常核电站投资中设备、基建和其他投资的比例分别为50%、40%及10%，单台机组设备达百亿元，是核电项目最重要的资本开支项。因此设备国产化对总投资影响显著，经测算目前设备国产化率为85%，相比核电建设初期全部依赖进口，可以大大节约设备购置成本。
核电站内的设备主要分为三类：核岛设备、常规岛设备、辅助系统，其投资比例分别为58%、22%及20%。核岛设备由于工艺最复杂，因此设备投入最高。核岛设备是承担热核反应的主要部分，其技术含量最高，对安全设计的要求也最高，具备主要设备生产能力的公司相对较少；常规岛设备利用蒸汽推动汽轮机带动发动机发电，其与传统火电站用设备类似，技术水平相近，且壁垒较低，涉及的公司数量较多；辅助系统主要包括数字化控制系统、暖通系统、空冷设备与装卸料机，用于保障核电站平稳运行。的工程规模相对小、种类多。
从设备投资价值量看，核岛中主要设备投资占比较高，压力容器、蒸汽发送、主管道三项合计占核岛设备的63%，其次价值量较高的产品为核级阀门，占比约12%；常规岛中，汽轮机、冷凝器、阀门三项投资占比分别为24%、21%、19%。
（1）核岛设备
核心产品由国企垄断，民企积极布局细分零部件领域。技术难度大、质量要求高、资金投入多等原因导致核岛设备的进入壁垒极高。压力容器、主管道及蒸汽发生器为核岛三大主设备。目前核心设备制造商多为国企，其原因在于此类设备质量标准严苛，制造成本也极高，且属于重型机械，对企业的生产能力和资金实力都有较高要求，因此为国企垄断，毛利率也较高。主要参与者为东方电气、上海电气、哈动力集团和一重集团四家企业。同时民营企业积极布局细分零部件领域，核级阀门生产商以民企为主，生产商包含江苏神通、中核科技、纽威股份等。
（2）常规岛设备
常规岛的作用是将核蒸汽供应系统提供的热能在汽轮机中转变为机械能，带动发动机发电，主要由管道系统及冷凝器、汽轮机、发电机、汽水分离再热器等组成。相比核岛设备，大部分常规岛设备技术壁垒较低，市场竞争相对激烈，毛利率较低。其中汽轮机、发电机、汽水再分离器属于重点监管设备领域，由东方电气、上海电气、哈尔滨电气三家国企垄断。
（3）辅助系统
辅助系统包括核燃料储存系统、电厂运行控制系统、专设的安全设施和系统、放射性废物处理系统等。2015年，国内开启核三级设备市场化，辅助系统设备市场中民营企业较多，由于无特殊的技术要求，技术壁垒低，市场参与者较多且竞争激烈，毛利率水平偏低。参与企业包含南风股份等。
3、下游：我国乏燃料后处理能力亟待提升
（1）电站建设及运营
核电站的建设与运营的安全性是重中之重，具有高进入门槛的特点。目前呈现寡头格局，国电投、华能集团为后期之秀。我国核电运营需持牌照，早期仅有中核集团和中广核持有核电运营牌照。继2015年国电投与国家核电技术公司重组获得第三张牌照后，华能集团于2020年获得第四张牌照。目前我国持有核电运营牌照的公司增加至4家。
在运行核电项目中，中核与广核装机容量占比达96%。截至2023年3月，我国投入商业运行的核电机组共55台（不含实验快堆），装机容量为5676万千瓦。目前，中国广核在运的核电机组共27台，装机容量为3062.6万千瓦，占全国在运总装机容量的54%；中国核电公司控股在运的核电机组共25台，总装机容量达到2375万千瓦，占全国在运总装机容量的42%。
设计能力是核电站安全建设及运营的重要保障。在核电建设的过程中，国内核电设计院的人员储备不断加强，技术能力大幅提升，在消化引进技术的基础上开发出了具有自主知识产权的三代技术。在各国均推出自主核电技术的趋势下，未来核电市场竞争将是知识产权的竞争，只有保持研发设计力量，不断开发、改进才能加强在核电市场的领先地位。
（2）乏燃料处理
乏燃料是指受过辐射照射、被使用过的核燃料，通常由核电站的核反应堆中卸出。这种燃料无法继续维持核反应，且具有放射性，但其中含有的铀235、钚239等可裂变材料和铀238等可转换材料仍然具有二次利用价值。将乏燃料中的铀、钚与裂变产物相互分离，将回收的铀和钚作为核燃料再利用的过程叫做乏燃料后处理，是核燃料循环后段中的关键环节之一。
我国对于乏燃料的处理方式为贮存后回收利用。我国采用“闭式核燃料循环”。乏燃料后处理前首先需要贮存-运输-贮存，其卸出时仍然会放出大量热量，需要先在核电站的乏燃料水池中进行冷却（湿法贮存）5-8年。后续将乏燃料送入后处理厂回收利用。闭路循环除充分利用铀资源外，还减少深地质处置高放废物的负担。但是，对于不值得做后处理的乏燃料（如重水堆用天然铀做燃料），其乏燃料中铀-235含量已很低；或对于难以进行后处理的乏燃料（如高温气冷堆的乏燃料），按现有的技术条件不适宜作后处理。这些乏燃料只能等待充分冷却之后，经过适当包装，进行直接深地质处置，这种形式被称为“一次通过”式。
1）我国实行乏燃料后处理实行基金制，近年在乏燃料领域收入开支显著增加
国家委派政府相关部门和机构，以电价的形式向发电企业征收乏燃料处理费用，根据《核电站乏燃料处理处置基金征收使用管理暂行办法》（财综[2010]58号）规定，以核电厂已投入商业运行五年以上压水堆核电机组的实际上网销售电量作为征收基数，征收标准为0.026元/千瓦时。近年，随着我国存量核电机组逐渐增多，乏燃料处理问题迫在眉睫，相应收入、支出均呈上升态势。
2）我国乏燃料后处理产能不足，乏燃料后处理能力亟待提升
随着我国核电站运营规模不断扩大，乏燃料数量逐步增加。截至2020年我国乏燃料累积待处理乏燃料8718吨。由于起步较晚，预计我国乏燃料处理能力将处于长期不足阶段。
目前贮存采用湿法贮存和干式贮存两种方式。湿法贮存是将乏燃料贮存在水池中，依靠池水对乏燃料进行冷却和屏蔽辐射；干法贮存则是将乏燃料贮存金属或混凝土容器中，容器里充满空气或惰性气体，依靠气体对流来对乏燃料进行冷却，依靠容器外壳来屏蔽辐射。目前全球多数乏燃料存放于在堆贮存燃料水池中，但随着时间积累，多数堆内水池接近满负荷，因此必须由在堆贮存转为离堆贮存。
我国乏燃料贮存量趋于饱和，处理问题亟待解决。我国核电站产生的乏燃料的贮存方式主要是在堆贮存，将乏燃料存放于在堆贮存燃料水池中。截至2020年底，全国约90%累计产生量贮存于电站内乏燃料水池中，仅有少数运往离堆贮存设施。此外，我国较早的核电站建成并网在上世纪八十年代至九十年代，乏燃料的水池的贮存能力多为10-20年，即乏燃料水池可以贮存核电站运行10-20年所产生的乏燃料，越来越多的核电站的在堆贮存能力趋于饱和。持续累积的核电乏燃料处理的刚性需求与乏燃料后处理产能之间的矛盾日益突出。而我国目前乏燃料处理能力仅为50吨/年，在建处理能力也仅为200吨/年，未形成规模化乏燃料后处理能力，无法满足未来乏燃料的处理需求。因此迫切需要发展“闭式核燃料循环处理”相关技术和建设以提高处理产能，对于贮存及运输设备的需求与日俱增。
3）乏燃料后处理智能设备自主可控需求迫切
乏燃料处理厂建设将带动智能装备需求。近年来，中美贸易摩擦不断加剧，美国限制对中国出口核技术，并将中核集团等企业列入“实体清单”，但国内核工业领域部分进口设备已达到使用寿命期限，面临设备无法迭代更新的困难局面。我国迫切需要在关键设备环节进行进口替代，实现自主可控。目前入局乏燃料后处理智能设备的厂商包括景业智能等。景业智能第二代电随动机械手在各方面已经可完全实现进口替代，且在部分性能指标上已超越大部分国际一线随动机械手。
4、运营商盈利能力分析
从电量、电价、成本三大盈利能力决定因素分析，核电为稀缺的高业绩稳定性电源类型。
（1）电量端
从电量端看，核电具有优先调度权，受下游用电需求波动影响较小。核电站一般是按照带基本负荷运行的方式进行设计，为保障机组运行稳定，核电机组基本不参与电网调峰。核电的发电序位仅次于无调节能力的风能、太阳能、海洋能、水能等可再生能源发电机组以及有调节能力的水能、生物质能、地热能等可再生能源发电机组和满足环保要求的垃圾发电机组，高于燃煤热电联产、天然气和普通燃煤发电机组，享有优先调度的权利。
核电作为清洁基荷能源，机组投入商运后每年发电量基本稳定，利用小时数不受自然资源影响，从过去几年核电运行情况看，除设备检修外机组基本处于满发状态，在各类电源类型中利用小时数和发电稳定性最高，历年全国核电平均利用小时数均保持在7000小时以上，近两年保持在7500小时以上。
（2）电价端
随着核电参与电力交易市场比例的提高，有望进一步打开利润增长空间。核电运营商收入主要来源于电力销售，一部分采用核准电价直接上网，另一部分参与电力交易市场。核电市场化交易部分与煤电成交价息息相关，目前已有约70%煤电电量通过参与电力市场形成上网电价，2022年10月国家发改委发布《关于进一步深化燃煤发电上网电价市场化改革的通知》，有序放开全部燃煤发电电量上网电价，扩大市场交易电价上下浮动范围。随着电力交易总盘子扩大，市场趋于成熟，市场交易电价有望持续上涨。核电机组审批加速，叠加参与市场化交易比例提升，核电运营收益将加速增长。
（3）成本端
从成本看，核电燃料成本占比较低，成本波动较小。参考中国核电、中国广核各项成本占比，根据公司公告，2022年中国广核电力销售业务中燃料成本、折旧成本、计提乏燃料处置金、运维及其他四项成本分别占其营业成本的26.7%、29.7%、10.5%和33.1%；中国核电电力销售业务中燃料及其他材料成本、折旧成本、运行维护费用、人员费用和其他成本五项成本分别占比22.2%、38.4%、12.9%、13.6%和12.9%，其中燃料成本占比相对较低。同时根据中国核电公开投资者问答，核电厂目前采用先采购天然铀再委托加工成燃料组件的方式，整个供应链签订10年长协，长协定价依据其定价公式，不和当前铀价挂钩，受燃料价格波动影响较小。
电量、电价、成本三方面稳定背景下核电企业业绩稳健。中国广核2016年以来归母净利润年复合增速为5.17%，基本保持平稳，中国核电近几年受益于新增装机投产以及市场化电价上浮，业绩实现较高增长，2016年以来年复合增速达到12.3%。
06
相关公司
1、科新机电
创立于1997年，专注于压力容器领域。科新机电创立于1997年，公司位于四川省德阳市，主要产品为压力容器过程装备。公司长期专注于以重型压力容器为主的高端过程装备和系统集成的设计、制造及安装。经过26年的发展，先后参与数千项重大客户项目建设，在生产制造、研发设计、国内外重大项目上积累了丰富的经验，现已发展成为面向核电军工、新能源、石油化工、煤化工、天然气化工等领域的过程装备成套方案解决供应商和进出口贸易的国家高新技术企业。
为数不多的拥有资质的民营企业，核电业务迅速发展。公司2006年开始着力于核电领域，2011年取得民用核安全机械设备制造许可证，成为为数不多的拥有核电资质的民营高端压力容器制造企业。经过17年来的积累，先后与数十个涉核电单位合作，完成了数百项核电装置产品，核电设备制造经验和能力不断提升，近年来，公司的核电业务发展迅速，成功承制了具有四代安全特征的华能石岛湾高温气冷堆核电站示范工程的热气导管、主氦风机冷却器等核电产品，核电产品ANT-12A型新燃料运输容器以优质性能实现替代进口，获得客户赞许。公司作为中国核电工程公司、中广核工程公司、中核能源科技公司、国核工程公司、中电投等众多核电公司的核级设备和核化工设备的供应商。
2、江苏神通
公司专业从事新型特种阀门业务，产品应用广泛。江苏神通阀门股份有限公司位于江苏省启东市南阳镇，专业从事新型特种阀门研发、生产与销售，主要包括蝶阀、球阀、闸阀、截止阀、止回阀、调节阀、非标阀等七个大类145个系列2000多个规格，产品广泛应用于冶金、核电、火电、煤化工、石油和天然气集输及石油炼化等领域。公司冶金特种阀门主要应用于冶金行业的高炉煤气干法除尘与煤气回收等节能减排系统，产品国内市场占有率70%以上；核级蝶阀、球阀产品国内主要供应商。
核电阀门地位突出，实现了核级蝶阀、球阀等产品的全面国产化。在核电阀门领域，公司产品优势地位突出，自2008年以来，在我国新建核电工程用阀门的一系列国际招标中，本公司为核级蝶阀和核级球阀的主要中标企业，获得了这些核电工程已招标核级蝶阀、核级球阀90%以上的订单，实现了核级蝶阀、球阀等产品的全面国产化。近年来，在实现老产品改进、保持持续领先优势的同时，公司还陆续开发了压水堆核电站地坑过滤器、核级调节阀、核级仪表阀、核级气动膜片、氦气隔离阀、低能耗球阀等新产品，以及核化工用系列产品，为我国核电建设工程领域的关键设备国产化做出了贡献。
3、兰石重装
公司拥有辉煌历史，致力于用卓越装备引领产业革命。兰州兰石重型装备股份有限公司始建于1953年，是中国石化装备制造业的先行者。前身是国家“一五”期间156个重点建设项目之一——兰州炼油化工设备厂，被誉为“中国石化机械摇篮和脊梁”。公司业务涵盖传统能源装备（炼油化工、煤化工、化工新材料等领域）、新能源装备（光伏多晶硅、核能、氢能等领域）、工业智能装备（快速锻造液压机组等）以及节能环保装备的研发、设计、制造、检测、检维修服务及工程总承包。
核能装备实现国产替代，核燃料贮运容器细分领域具有较高的市场占有率。公司在核能领域拥有一类放射性物品运输容器制造许可证、民用核安全设备设计许可证（核安全3级）、民用核安全设备制造许可证（核安全2、3级）、制造许可证等多个核级相关资质。公司是国内首家实现国产替代的民用核级板式换热器设计生产企业，子公司中核嘉华在核燃料贮运容器细分领域具有较高的市场占有率，制造了中国首座50吨核乏燃料后处理中间试验厂的绝大多数非标设备。公司产品覆盖上游核化工和核燃料领域设备、中游核电站设备和下游核燃料循环后处理设备，取得了中核集团、中广核集团等40余家核电业主单位供应商资格。
4、景业智能
专精特新“小巨人”企业，专注智能制造技术在核工业中的应用。杭州景业智能科技股份有限公司位于杭州滨江国家高新技术开发区，是国家高新技术企业。公司拥有一支由博士团队领衔的专业技术和管理队伍，公司是浙江省机器人产业发展协会副会长单位、杭州市自动化学会智能装备委员会主任单位。2022年，被国家工业和信息化部授予第四批专精特新“小巨人”企业称号。公司专注并致力于智能制造技术在核工业中的应用，主要从事特种机器人及智能装备的研发、生产及销售，主要产品包括核工业系列机器人、核工业智能装备、非核专用智能装备等。
核工业产品主要应用于核燃料循环产业链，核心产品获浙江省国内首台（套）产品的认定。公司自主研发的核工业系列机器人、核工业智能装备等产品主要应用于核燃料循环产业链，核燃料循环产业是整个核工业产业链的一环，也是核能发展的大动脉，包括铀矿开采、冶炼、转化纯化、燃料元件制造、乏燃料后处理、放射性废物处理处置等环节。公司核心产品“核工业电随动机械手”和“核工业自动取样系统”连续两年获得了浙江省国内首台（套）产品的认定。
5、佳电股份
电动机生产历史悠久，产品应用广泛。哈尔滨电气集团佳木斯电机股份有限公司是中央管理的国有重要骨干企业之一——哈尔滨电气集团有限公司的控股上市公司，继承原佳木斯电机厂全部优质资产，延续80余年电动机生产历史，是党的第一座电机厂，是我国防爆电机、起重及冶金用电机、屏蔽电机（电泵）及局部扇风机的创始厂和主导企业，产品广泛应用于机械煤炭、石油化工、起重冶金、航空航天等行业以及核电站、卫星发射、三峡工程、南极长城站等国家重点建设项目，为我国经济社会发展进步提供卓越驱动力。
国内首家取得核级电机设计、制造许可证的企业，在核电领域可供产品市场占有主导优势。公司是国内首家取得核级电机设计、制造许可证的企业，先后取得了民用核安全电气设备设计、制造和机械设备设计、制造许可证。公司研制的1E级K1类电动机填补了国内空白，达到国际先进水平，且部分指标优于国外同类产品，其中全尺寸带载LOCA鉴定试验为国际首次。近年来，公司在核电领域首次全部实现了RRA、ASG、RCV、EAS、RIS、RRI、SEC、ETY等系统配套电机的国产化，公司主要的核电产品为电压等级380～10000V，功率等级0.37～12000kW区间的各个规格的核级、非核级电动机，在核电领域可供产品市场占有主导优势。
6、海陆重工
创建于1956年，国内一流的节能环保设备的专业设计制造企业。苏州海陆重工股份有限公司创建于1956年，公司位于江苏省张家港市开发区，是国内一流的节能环保设备的专业设计制造企业，公司主要从事工业余热锅炉、大型及特种材质压力容器和核安全设备的制造销售业务，目前并已初步形成锅炉产品、大型压力容器、核电设备、低温产品、环保工程共同发展的业务格局。公司秉承“科技领航、业界先锋”的发展理念，注重研究废热、余热利用和环境保护相结合的新技术研发，自主设计能力居同行前列。公司设备先进，装备精良，专业严谨的制造理念打造出品质非凡、质量一流的“海陆”品牌声誉。
深入核电领域20多年，国内首家配套制造核电站堆内构件吊篮筒体的企业。公司自1998年制造清华大学10MW高温气冷堆堆芯筒体从而进入核电制造行业以来，与上海电气集团下属的上海第一机床厂有限公司结成了战略合作关系，填补了国内核电站反应堆堆内构件吊篮筒体制造的空白。海陆重工是国内第一家配套制造核电站堆内构件吊篮筒体的企业，可制造核安全二、三级设备，包括压力容器、换热器等。经过20多年在核电领域的深耕与发展，创新智造先后完成多个项目的国际、国内首件（台）制造任务。
7、中核科技
公司历史悠久，是中核集团旗下唯一装备板块上市标的。公司前身为苏州阀门厂，最早建厂历史可追溯至1952年，具备几十年阀门领域生产经验，为中国核工业、化工行业阀门领域研发突破做出巨大贡献，目前已成为国内阀门行业的标杆企业之一。公司于1997年在深交所上市，是全国阀门行业首家上市企业，亦是中核集团旗下首家上市公司和唯一的装备板块上市公司。
公司核电阀门供货历史较长，具备成熟供货能力。核电阀门领域，公司具备二代、三代核电机组阀门成套供货能力，四代核电机组关键阀门供货能力；核燃料真空阀及浓缩铀生产四大类国产化关键阀门总体性能达到或超过进口产品水平，具备成套供货能力。
8、应流股份
公司是我国专用零部件生产加工领域的龙头公司，主要产品为泵、阀门零件、机械构件等，公司在各领域的高端装备及零部件得到下游客户的广泛认可。下游应用领域覆盖航天航空、军工、核电、油气等多领域。
公司核电领域产品包含核电设备及核能材料。公司可生产核岛设备支承件，下游客户为阿海珐、上海电气、东方电气；核级泵、阀零件供给苏尔寿、沈鼓集团、中核科技；另外公司目前在核能材料领域具备中子吸收材料及金属保温材料的生产能力。未来有望在核能领域形成装备、材料两条产品线，进一步开拓下游应用领域。
07
发展趋势展望
1、核电长期盈利能力有望再上台阶
从远期核电项目盈利能力看，核电资产属性与水电类似，折旧年限远低于使用寿命，折旧完成后盈利能力在保持稳健的基础上有望实现进一步提升。根据中国核电公司公告，中国核电、中国广核对于不同的固定资产类别主要按工作量法和年限平均法进行折旧，两家公司折旧年限略有不同，2018-2020H1中国核电、中国广核综合折旧年限分别为25.51年和32.28年，而核电二代、三代机组设计使用寿命分别为40年和60年，折旧年限远低于设计使用寿命。
核电、水电都具有前期投资大的特点，折旧成本占营业成本比重较高。根据《长江电力价值手册（2022版）》，公司折旧费用占其总成本的40%，中国核电、中国广核2022年折旧费用分别占公司总成本的27.6%和13.9%（中国广核折旧费用占总成本比重较低主要由于其低毛利率的建筑安装与设计服务业务占比提升），从长期看，在机组折旧计提结束后水电、核电项目盈利能力有望上一台阶。
2、未来十年我国核电行业有望迎来高景气度发展
2023-2030我国核电设备市场年均接近500亿元，乏燃料设备潜在市场年均约106亿元。《“十四五”现代能源体系规划》中提出到2025年，核电运行装机容量达到7000万千瓦左右。核电作为稳定、高效的清洁基荷电源，还有较大的发展空间，按照2030年实现碳达峰目标，结合核电项目5年左右的建设周期，2025年前预计国内核电每年核准数量有望维持在6-8台，此外中国核能行业协会预计，2030年前，我国在运核电装机规模有望成为世界第一，在世界核电产业格局中占据更加重要的地位。预计到2035年，我国核能发电量在总发电量的占比将达到10%左右，相比2022年翻倍。今年两会期间，中国广核集团有限公司党委书记、董事长杨长利等14位全国政协委员向大会提交了《关于加大核电发展力度，拓展内陆地区建设，推广核能供暖的提案》，建议在确保安全前提下，未来十年保持每年核准开工10台以上机组。假设新开工单台机组容量120万千瓦，单GW核电项目投资额约165亿元，单GW核电设备投资额约51亿元，单吨后处理厂建设成本约1.7亿元，单吨后处理厂设备投资成本约0.7亿元，测算2023-2030年核电市场空间年均可达1593亿元，核电设备市场空间年均为494亿元，乏燃料后处理厂潜在市场空间年均可达264亿元，乏燃料后处理设备潜在市场空间年均可达106亿元。
3、第四代核电高温气冷堆渗透率有望逐步提升
高温气冷堆为我国第四代核电重要方向，安全性、灵活性提升。目前，我国也已先后与阿联酋、沙特、南非、印尼等多个国家地区签署高温气冷堆项目合作协议或合作谅解备忘录。科新机电、佳电股份、海陆重工、兰石重装、中核科技、东方电气等公司皆有参与第四代高温气冷堆核电站设备环节。未来将加大高温气冷堆核电站设备投入，温气冷堆渗透率有望逐步提升。
