【报告】2022年核电行业研究报告

　　近年来中国实现了核电的起步和规模化发展，核电装机容量及发电量逐步增长。2015-2020年，全国核电装机容量从2717万千瓦上升至4989万千瓦，CAGR达 12.9%；核电发电量从1714亿千瓦时上升至3662亿千瓦时，CAGR达16.4%。现有核电发电量占比低，相比世界先进水平有较大发展空间。截止2020年，世界平均核电发电量占比10.4%，排名第一的法国占比70%。根据wind数据，中国2021核电发电量占比总发电量的5.02%。

　　核电作为低碳清洁能源，能降低温室气体排放。和煤炭或天然气的发电站相比，核电的热源的裂变反应，形成闭合回路，没有二氧化硫、氮氧化物排放。根据王彦哲等《中国核电和其他电力技术环境影响综合评价》，核电生命周期单位发电量碳排放仅为10.9 gCO2/(kW·h)，远低于煤电、气电、水电、光伏等其他发电方式。核电发电二氧化碳排放主来自燃料开采和废弃处理环节。

　　高利用小时：核能发电不受天气、季节或其他环境因素的影响，2021年中国6000千瓦及以上核电厂发电设备利用小时达到 7802小时，远超新能源。

　　原料投入少：根据中国核能行业协会援引核电网，1000 克标准煤、矿物油及铀分别产生约8千瓦时、12千瓦时及24兆瓦时的电力。

　　核电发展的趋势是安全水平更加卓越、经济性更好、核燃料利用率更高、废物产生量更少。核电技术发展历程可以分为第一代核电技术（20世纪50年代到60年代中期）、第二代核电技术（20世纪60年代到90年代）、第三代核电技术（20世 纪90年代至今）和核电技术（21世纪）。

　　四代技术目标：核能系统将满足安全、经济、可持续发展、极少的废物生成、燃料增殖的风险低、防止核扩散等基本要求

　　中国核电产业在核电项目的建设中不断成长，三代技术产业体系完整。我国设计自主的核电技术路线华龙一号、国和一号设备国产化率高达85%。三代核电产业体系的建立，离不开政府、业主、设计院、设备制造商等协同合作，形成三代核电技术产业联盟，促进三代核电设备的研发制造。

　　全球范围内，新增核电装机空间或将主要将集中于发展中国家。截至2021年6月，全球 共有32个国家使用核能发电，在运营的443座机组中，主要集中在发达国家，且大部分拥有核电机组的发达国家，核电发电量占比也在15%以上，我们认为未来发达国家核电新建市场空间有限，新增核电装机空间或将主要将集中于发展中国家。“一带一路”助力核电“走出去”。根据国家能源局，到2030年“一带一路”周边沿线台核电机组，共计新增核电装机1.15亿千瓦，新增装机占中国之外世界核电市场的81.4%。

　　政策环境利好核电，为行业发展提供机遇。2018-2021年，中国陆续出台了多个核电行业政策，保障核电运营的规范性和安全性。

　　综合中国核能行业协会及有关机构的研究成果，到2025年，我国核电在运装机规模将达到7000万千瓦左右，在建机规模接近4000万千瓦。到2035年，我国核电在运和在建的装机规模将达到2亿千瓦左右，发电量约占全国发电量的10%左右。

　　中国核电电价定价机制主要经历了“还本付息电价”至“标杆上网电价”变化。2013年6月，国家发改委发布了《关于完善核电上网电价机制有关问题的通知》，其 中明确：对新建核电机组实行标杆上网电价政策，并核定全国核电标杆电价为0.43元 /千瓦时；2019年3月，国家发改委印发《三代核电首批项目试行上网电价的通知》， 明确三代核电首批项目试行上网电价，试行价格从项目投产之日起至2021年底止。

　　核电机组上网电价由计划内销售电量上网电价（计划电价）和市场化交易电量电价（市场电价）两部分组成，其中计划电价由有关政府部门核准批复，市场电价通过市场化交易形成。核电市场电价总体较计划电价存在一定折让。根据中国核电网援引电促会核能分会提供 的信息显示，2016—2018年，秦山、江苏、福清、红沿河、宁德、防城港等核电基地核 电平均交易电价均低于上网标杆电价，市场交易电价在0.26—0.37元/千瓦时之间。

　　2020年，全国各电力交易中心累计组织完成市场交易电量3.2亿千瓦时，同比增长 11.7%，市场化交易电量的比重持续提升。2021年10月11日，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》，要求有序放开全部燃煤发电电量上网电价，电力市场化进程进一步加快。

　　2015年新一轮电力市场改革以来，核电电价市场化改革进一步深化，逐步引入双边协商定价和市场竞价机制，对核电经济性提出更高要求。由于核电发电成本显著低于火电，核电在电力市场化进程中保有显著成本优势，展望未来，我们认为核电市场化交易电价有望改善原有的折价情况，电价提升动力强。

　　核电产业链包括了核燃料供给商、设备供应商、电力设计、科研、施工、安装、发电和输配电等企业，可以按照其在产业链中的位臵分为上游、中游和下游共三个环节。

　　核燃料成本是核电发电企业的经营成本的重 要组成部分。此成本包括购买天然铀、铀转化及浓缩服务、燃料组件加工服务及其他相关服务的成本。天然铀成本一般占核燃料成本的一半左右。

　　铀资源的开采、加工、供应是发展核燃料的前提。根据矿业情报局网易号援引世界核能协会的数据显示，2020年全球铀产量总计 47731吨，仅占全球需求量的74%，创十多年以来的最低水平。由于铀需求和铀产量错配，未来铀矿资源或产量不及需求导致原材料供应紧张。

　　我国铀资源大部分属于非常规铀，不仅品位低、埋藏深，且开采成本昂贵，因此需要海外进口。我国铀资源对外依存度常年维持在 70%以上。

　　乏燃料指的是在反应堆中“燃烧”到一定程度后，从堆中卸出的核燃料。乏燃料含有的核素中，铀、钚可以重新制成燃料元件，另外一些元素如氪、锶、锝、铯、钷、镎、镅等，在国防、宇宙能源、医疗卫生、工业和科学研究等领域具有重要作用，为核能的综合利用 开辟了广阔的前景。乏燃料的处理方式包括开式核燃料循环和闭式核燃料循环处理，其中闭式循环可将乏燃料中铀和钚等珍贵物质进行回收再利用。在核电快速发展过程中，乏燃料产量不断增长，2020年乏燃料年产量为2010年的2.5倍。乏燃料已被纳入《能源技术创新行动计划（2016-2030）》重点任务之一，未来，我国将大力推进乏燃料后处理，商业前景广阔。

　　中游核电设备国产化率显著提高。我国二代核电技术国产化率从大亚湾不到1%，提升到防城港二期85% 以上。引进的AP1000技术从三门一号机组的30%提升到了72%。我国自主设计研发的华龙一号、国和一号示范工程国产化率都在85%以上，并且在后续依托项目批量化建设，能够将国产化率提高到90%以上。

　　核岛：核电设备国产化最难攻克部分，由于技术难、产品安全可靠性要求高、资质难获取、供货周期长，核岛的垄断程度高，几乎为国企，民企资本成本压力大。

　　辅助设备：蒸汽供应系统之外的部分，主要包括核电电缆、电站空冷系统、通风系统、反应堆安全壳和核电机械设备。

　　反应堆压力容器、主管道及热交换器和蒸汽发生器为核岛三大主要部件，成本占比分别为23%、20%、17%。核电阀门受益于国产化程度高，成本占比逐渐降低，2019年仅占12%，国产核级阀门 价格仅为进口核级阀门的11.5%，截止至2021年，阀门国产化程度已达到80%。

　　随着核电机组后续规模化推广和应用， 同一类型后续机组的建设周期会缩短，投资成本会显著降低。我国同类型机组建设随国产化程度提 升，成本下降。三代机组相比二代安全性能、发电效率、单机组容量均有提升。

　　目前核电站主要集中于沿海地区主要原 因包括：内陆核电站需平衡枯水期居民用水和 核电站用水。沿海发电站可充分利用海水冷却，且更利于废水排放；安全性更高；现阶段，中国沿海城市用电量较大。

　　运营公司少：我国经国务院正式核准的核电项目(除示范工程、研究堆外) 均由中国广核、 中国核电和国家电投三家分别或合作开发运营。

　　目前中国广核在运/在建机组数量及装机容量方面领先于中国核电。2020年，中国广核在运机组数量达24台，在运机组装机容量达2714.2万千瓦；中国核电的在运机组数量为23台，在运机组装机容量达2139.1万千瓦。2020年，中国广核的在建机组数量共7台，在建机组装机容量达821万千瓦；中国核电的在建机组数量为4台，在建机组装机容量达470.3万千瓦。

　　由于核电装机量的差异，2019-2020年，中国广核的核电发电量均大于中国核电。2020年，中国广核的核电发电量为1656.68亿千瓦时，中国核电的核电发电量为1483.36亿千瓦时。尽管中国核电存在一部分新能源发电量，2019-2020年中国核电的整体发电量仍小于中国广核。

　　2018-2020年，中国广核的总收入及净利润均领先于中国核电。2020年，中国广核实现总收入699.78亿元，净利润95.62亿元；中国核电实现总收入516.72亿元，净利润59.95亿元。

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