核電產(chǎn)業(yè)鏈、市場前景與發(fā)展展望分析

上游企業(yè)類型廣泛，中下游環(huán)節(jié)技術壁壘與資質(zhì)要求高，參與企業(yè)主要為央國企。

一、產(chǎn)業(yè)鏈總覽

核電產(chǎn)業(yè)鏈涵蓋原材料及設備供應、核電站工程建設、核電站運營及管理三個板塊。上游-原材料、設備供應：中核國際、沃爾核材、應流股份、東方鋯業(yè)等企業(yè)生產(chǎn)核燃料、核材料、金屬等原材料；中核科技、上海電氣、中國一重、東方電氣等企業(yè)提供核電站建設流程中的各項關鍵設備。中游-研究設計、土建施工、安裝及調(diào)試啟動：該環(huán)節(jié)參與者主要為央國企子公司或事業(yè)部，主要系核電站工程建設，各環(huán)節(jié)技術壁壘與施工資質(zhì)要求高，市場準入門檻高，例如中國電建、中國核建、中國能建、中國建筑等。公司所屬集團推動中下游產(chǎn)業(yè)鏈一體化，下游企業(yè)多與中游企業(yè)同屬一個集團，例如中國核電與中核檢修。 下游-核電站運營及管理：中國廣核、中國核電、國家電投、大唐發(fā)電等企業(yè)負責核電站運營管理；通裕重工、中核檢修等企業(yè)負責核電站后處理環(huán)節(jié)。

2、上游：核裂變?nèi)剂鲜悄壳爸髁骱巳剂希澜玮櫟V重要性不斷提升

產(chǎn)業(yè)鏈上游中核裂變?nèi)剂鲜悄壳爸髁骱巳剂稀：巳剂戏譃楹肆炎內(nèi)剂虾秃司圩內(nèi)剂希壳昂肆炎兗夹g較為成熟，核裂變?nèi)剂现饕ㄢ?235、钚-239 和鈾-233。鈾-235 存在于純天然鈾中，但僅占0.71%，需要進行富集后使用。從反應堆中卸出的含大量鈾-238 的乏燃料可以人工核反應制備钚-239。釷是一種新型一次能源，在自然界中儲備更為豐富，釷-232 可以培育出鈾-233，是目前重要裂變核燃料研發(fā)方向。

3、中游：核電設備步入密集交付期，業(yè)績有望逐步兌現(xiàn)

（1）核電設備：核島和常規(guī)島主設備成本占比較高。核電站是利用一座或若干座動力反應堆產(chǎn)生的熱能進行發(fā)電或發(fā)電兼供熱的動力設施。核島設備是核電站的核心部分，主要包括核蒸汽系統(tǒng)與安全系統(tǒng)，以壓水堆為例包括堆芯、蒸汽發(fā)生器、主泵、穩(wěn)壓器等幾大部分；常規(guī)島主要包括汽輪發(fā)電機及其相關設備，從加壓蒸汽中提取熱能并將其轉(zhuǎn)化為電能，設備與傳統(tǒng)發(fā)電廠的技術基本相似；輔助廠房 BOP 為核蒸汽供應系統(tǒng)之外的相關配套設施。

核電設備投資占比重，核島設備為核心。在核電站項目投資中，設備投資占比約為50%，為核電站投資重要支出，核電設備投資中核島設備建設技術壁壘高，投入成本大，投資占據(jù)52%，價值量占比較高；其次常規(guī)島設備占據(jù) 28%，輔助系統(tǒng)占 20%，同樣對核電站運行起著重要作用。核島主設備涵蓋核反應堆（包括堆芯、壓力容器、堆內(nèi)構件）、主管道及熱交換器、蒸汽發(fā)生器、核級閥門、反應堆冷卻劑泵、控制棒及驅(qū)動機構、穩(wěn)壓器等。其中，反應堆壓力容器、蒸汽發(fā)生器、閥門為三大主要部件，在核電站投資中占比 13%、9%、6%。常規(guī)島設備主要包括汽輪機、汽水分離器、發(fā)電機。

（2）核電閥門：技術壁壘較高，單站需求數(shù)量較多。核電閥門是核電站中關鍵的承壓和介質(zhì)輸送控制設備，連接眾多系統(tǒng)，調(diào)節(jié)介質(zhì)參數(shù)，保護設備安全。以 AP1000 核電機組為例，需要閥門約 22000 臺，主要應用于核島、常規(guī)島和BOP 輔助設備。核I 級閥門主要負責反應堆和冷卻劑系統(tǒng)；核 II 級閥門在事故工況下具備安全功能；核III 級閥門與反應堆運行密切相關。在單臺機組中，非核級閥門占比高達 84%，核 III 級閥門位居其次。

核級閥門國產(chǎn)化程度提高，國內(nèi)企業(yè)格局較為分散。從不同種類閥門來看，核電站核島設備閥門主要使用截止閥、隔膜閥與球閥，使用比例分別為 35%、27%和 13%，另外還有蝶閥、止回閥、閘閥、調(diào)節(jié)閥、安全閥等。企業(yè)競爭格局來看，紐威股份、江蘇神通、中核科技（中核蘇閥）等核級閥門廠商具備核I級閥門生產(chǎn)能力，技術水平高實力雄厚，占據(jù)前列。此外，市場份額較小的閥門民企紛紛進入核閥市場加速國產(chǎn)化，主要包括上海閥門、上海良工、大連大高、浙江三方等。

4、下游：核電站的建設與運營的安全性是重中之重，目前中核份額占比最高

國內(nèi)擁有核電站建設和運營資格的企業(yè)僅有中核集團、中廣核集團、國電投以及華能集團4 家，其他電力企業(yè)可以憑借廠址資源，通過參股方式參與核電運營。當前核電在建項目總計29.3GW，按份額拆分中核/中廣核/國電投/華能分別在建 13.6/6.9/6.4/2.4GW，占比分別為 46%/24%/22%/8%。

二、國內(nèi)核電市場前景

與美國相比，國內(nèi)核電牌照集中度更高，在成本控制和廠址頂層規(guī)劃方面優(yōu)于美國。從目前核準情況看未來 5~10 年國內(nèi)核電裝機端增長具有持續(xù)性，新機投運前 5 年受益于稅收優(yōu)惠與免計提乏燃料費、盈利較好。目前國內(nèi)市場化核電收益結(jié)構為單一電能量收益、以差價合約作為主流的價格維穩(wěn)工具、價格水平總體處于核準價上下；伴隨容量機制成熟后向容量市場進一步轉(zhuǎn)型、核電可靠性溢價有望體現(xiàn)在收益結(jié)構內(nèi)；零碳目標驅(qū)動下，AI 數(shù)據(jù)中心-核電多年 PPA 等新模式值得期待。

1、頂層規(guī)劃下，國內(nèi)核電裝機增長預期有持續(xù)性

我國已投運核電機組 5808 萬千瓦，核準在建 5505 萬千瓦，在運在建裝機規(guī)模躍居世界首位。但從在運裝機的電量貢獻看，美國核電占總電量比例穩(wěn)定在 20%電量；國內(nèi)核電電量占比僅約5%，此輪核準高峰在 8~10 臺/年的節(jié)奏下、考慮 5~6 年的建設周期，預計 2030 年電量占比可至7.3%。國內(nèi)核電裝機增長預計有持續(xù)性。比較國內(nèi)預測口徑（結(jié)合核準數(shù)據(jù)）、IAEA 預測口徑、IEA-WEO 預測口徑，2030 年前國內(nèi)核電年新增裝機預計為 3.5~11.3GW，2030~2040 年間預計為4.5~13.7GW，2040~2050 年間預計為 2.3~8.7GW。

國內(nèi)核電市場化摸索前行。2013 年以前核電機組根據(jù)成本監(jiān)審單獨核價，2013 年《關于完善核電上網(wǎng)電價機制有關問題》出臺后對新建核電機組實行標桿上網(wǎng)電價 0.43 元/KWh 與當?shù)厝济簷C組標桿上網(wǎng)電價（含脫硫、脫硝加價）孰低原則定價，承擔核電技術引進、自主創(chuàng)新、重大專項設備國產(chǎn)化任務的首臺或首批核電機組或示范工程可定價上浮。此后，再無國家層面電價機制文件更新，但核電市場化進程在各省“自下而上”推進。

國內(nèi)市場化核電收益來源為電能量市場，類似天然氣價之于美國核電的影響，國內(nèi)煤價對市場化核電電價也有擾動。“十四五”以來煤價處于高位，支撐了核電市場化電價上浮，而在19/20 年秦皇島港Q5500 煤價分別為 589、600 元/噸的背景下，核電機組存在平均不超過 3 分的折價（VS 核準價）。影響幅度有限得益于當時入市電量占比不超過 40%。當前，短期煤價再度跌落至 770 元/噸以下的中長期煤價合理區(qū)間，部分機組近兩年充分享受市場化溢價、或有價格回調(diào)。

核電度電盈利總體穩(wěn)定。根據(jù)中國核電公司公告中對各子公司凈利潤及上網(wǎng)電量的梳理，可見按電量加權平均后 19~23 年盈利總體提升，提升幅度約度電 2 分。判斷部分機組電價得以上浮、新機投運初期盈利能力較高等多因素促成這一結(jié)果。

國內(nèi)多省采用差價合約機制穩(wěn)定電價。美國 IRA 法案針對存量機組的補貼類似單向差價合約、以彌補虧損為主要目標因此“折價補償、溢價不回收”，而國內(nèi)核電差價合約則本身誕生于“溢價回收”背景下，兩者出發(fā)點有別。國內(nèi)引入差價合約機制核電省份中的廣東、浙江在近三年市場化交易方案中均直接采用了政府授權差價合約的機制，使得結(jié)算電價處于核準價附近，起到平抑價格波動作用。國際上同樣計劃采用該方案的還有法國，在本輪歐盟電改中計劃以差價合約代替現(xiàn)行的核電調(diào)控價機制（ARENH），推動核電定價更加市場化。

國內(nèi)容量補償機制暫未引入核電，零碳價值亦有望在未來得到體現(xiàn)。目前我國從煤電開始試行容量補償機制，暫以政府定價方式落地。這引發(fā)了對核電這類出力曲線平穩(wěn)但尚未獲取容量補償電源的市場化電量電價擔憂，電源間制度公平性有望在未來拉齊。 美國 PJM 容量市場經(jīng)驗：低成本可靠電源掌握定價主動權，市場競爭激烈，規(guī)則設計影響結(jié)果。若將容量補償機制理解為對電源投資固定成本的回收，即使 25/26 拍賣年份因 PJM 容量市場規(guī)則變更、容量電價上漲至 270＄/MW·天，也僅能滿足投資成本最低的單軸聯(lián)合循環(huán)機組（氣電）控制在13 年回本，核電回本年數(shù)高達 79 年。從我國當前煤價容量機制設計來看，330 元/KW·年全容量補償對應新建煤機回本周期約 12 年，與現(xiàn)價下的美國氣電處境相似。 山東為前期容量補償先行省份，海陽核電于 11M23 入市。根據(jù)山東省能監(jiān)辦發(fā)文，提及研究建立核電機組優(yōu)先電量與電力市場銜接方式、容量補償機制、參與中長期市場和現(xiàn)貨市場方式。

2、與美國相比，國內(nèi)核電更具備成本優(yōu)勢、區(qū)位優(yōu)勢

國內(nèi)核電成本控制較好。根據(jù) IEA-WEO 對全球主要地區(qū)核電成本的預測，中國的核電建設成本約為美國的一半（實際華龍一號堆型已降至約 15000 元/KW），近兩年投運的項目因技術成熟度提升、建設工期大多控制在 5~6 年。均為沿海核電，分布于主要經(jīng)濟發(fā)達區(qū)，對電量消納能力、電價接受能力均處于較高水平。

國內(nèi)核電進入密集投運期，投運初期為盈利高值，盼新機投運拉高平均盈利水平、對沖電量電價下滑影響。2019 年國內(nèi)核電核準重啟后的第一臺獲批機組漳州一號已于 11M24 投運、新的廠址與新機組將陸續(xù)到來，預計 2030 年前核電裝機增速將擴大。從核電度電盈利變化來看，投運前5 年免收乏燃料處理費，并享受稅收三免三減半，處于盈利高值，新投機組有利于拉高平均盈利水平。第6 年起計提乏燃料處理費增加運行成本；后續(xù)伴隨貸款還完、折舊完畢，度電利潤有翻倍空間。

三、發(fā)展展望

1、審批：進入常態(tài)化階段，節(jié)奏或加速

核電審批節(jié)奏加速，預計按照每年 8-10 臺核準節(jié)奏，實現(xiàn)規(guī)模化發(fā)展。2011 年福島核事故后，我國核電項目審批曾經(jīng)歷長時間低谷。其中，2012 年僅田灣二期工程獲得核準，此后2 年多無新項目獲批，直至 2015 年核電項目審批正式重啟，年內(nèi) 8 臺機組獲批。經(jīng)歷 2016 年至 2018 年三年無新增項目審批之后，2019 年核電項目再度重啟，且審批節(jié)奏不斷加速，2022 年和 2023 年分別有10 臺新機組獲批。2024 年 8 月 19 日，國常會最新核準通過 5 個核電新項目共 11 臺機組，達到 2019 年核電項目重新開閘以來最高。當前我國核電正處于快速發(fā)展階段，自主三代核電預計會按照每年8-10 臺的核準節(jié)奏，實現(xiàn)規(guī)模化發(fā)展。

2、在建：裝機建設穩(wěn)步提升，核電項目集中開工

核電在建裝機容量穩(wěn)步提升，2023 年在建 26 臺，數(shù)量保持全球第一。我國核電項目在建裝機容量近年來也持續(xù)抬升。根據(jù)世界核協(xié)會數(shù)據(jù)顯示，截至 2023 年底，我國核電在建容量2973.1 萬千瓦，同比增長 20.31%；在建核電機組數(shù)量 26 臺，數(shù)量保持全球第一。從機組建設進展來看，根據(jù)《核電工程建設年度報告（2023 年度）》中各機組進度的不完全統(tǒng)計，截至 2023 年 12 月底，已經(jīng)有防城港核電站4號機組、漳州核電站 1 號機組，以及太平嶺核電廠 1 號機組 3 臺機組進入調(diào)試階段，9 臺機組處于安裝階段。

核電項目集中開工，新開工有提速趨勢。 2023 年新開工 5 臺機組：新開工方面，2023 年我國全年新開工 5 臺核電機組，分別是三門核電廠4號機組、陸豐核電廠 6 號機組、海陽核電廠 4 號機組、廉江核電廠 1 號機組、徐大堡核電廠1 號機組。2024 年已經(jīng)新開工 5 臺機組：2024 年核電項目開工有提速趨勢，根據(jù)世界核協(xié)會統(tǒng)計，2024 年1 月-7月，中國大陸有 5 臺機組開建，數(shù)量已經(jīng)與 2023 年持平。尤其是 2024 年 7 月，有包括中廣核寧德5號機組在內(nèi)的 3 臺機組集中開工。

3、投資：新增項目釋放，投資額高增

核電項目不斷釋放，全國核能發(fā)電投資歷史新高。2023 年我國核能發(fā)電工程投資完成額達到949 億元，投資額為歷年最高，同比增加 20.8%。隨著核電項目新增審批和開工建設，預計將進一步帶動投資規(guī)模的增加。 上市公司層面，中國核電 2024 年投資計劃超 1200 億元，定增引入社保，助力裝機容量提升。以中國核電為例，自 2022 年投資計劃持續(xù)維持高速增長。其中，2024 年投資計劃總額約為1215.53 億元，較2023 年計劃投資額增加超 400 億元，同比增速 51.91%。2024 年 7 月 11 日，中國核電發(fā)布定增預案，擬定增 140 億元，其中社保基金擬認購 120 億元，用于遼寧徐大堡 1-4 號，福建漳州3、4 號，江蘇田灣7、8 號核電機組項目的資金支持，助力裝機容量進一步提升。

4、盈利空間：以美國為例看核電延壽，核電運營后期盈利提升顯著

核電站的運行壽命主要取決于壓力容器和安全殼的壽命。當核電站到達設計運行壽期或運行執(zhí)照許可運行期限后，通過核安全監(jiān)管部門的評審，申請運行許可證延續(xù)，以達到核電站繼續(xù)運行。反應堆壓力容器是核電站的核心，包含反應堆堆芯以及相關的冷卻系統(tǒng)。該設備必須確保反應堆堆芯在高溫高壓下保持運行而不發(fā)生放射性泄漏。安全殼是環(huán)繞著核反應堆的一個外殼，它是氣密的，并且會在緊急情況下阻止放射性物質(zhì)向環(huán)境釋放。 核電站的設計壽命評估，主要是根據(jù)不可更換設備來確定的，但在實際運行中，反應堆冷卻劑系統(tǒng)所經(jīng)歷的工作狀況要少于設計狀態(tài)，通過對“不可更換設備”進行壽命評估和老化管理，維修和更換“可更換設備”，核電站的實際壽命是可以超過設計壽期的。 美國在 2001-2011 年進入核電機組延壽高峰期，期間美國延壽 57.1GW 核電機組，合計延壽機組數(shù)量為58 臺。2015-2019 年美國進入新一輪核電機組延壽，期間延壽 11.8GW，合計延壽機組數(shù)量為10 臺。

統(tǒng)計美國累計核電延壽機組數(shù)據(jù)，美國累計延壽機組規(guī)模穩(wěn)定提升，截至 2019 年，美國核電機組累計延壽規(guī)模為 75.53GW，當核電站到達設計運行壽期或運行執(zhí)照許可運行期限后，通過核安全監(jiān)管部門的評審，申請運行許可證延續(xù)，繼續(xù)保持核電站的運行，美國等國家已有相當一部分核電機組通過延壽方法將壽命增加至 60 年，核電機組延壽后折舊等費用降低，運行利潤增加。