核电行业研究报告

核电行业研究报告一、核电行业基础知识（一）核能发电理论概要1、核能发电原理将原子核裂变所释放的核能转变为电能的系统和设备称之为核电站，核能发电的过程本质上是能量转换的过程，原子核裂变过程中核能转化为热能，生成蒸汽，热能转化为机械能推动汽轮机运转，最终机械能转化为电能产生电力。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。压水堆核电站主要由原子核反应堆、一回路系统、二回路系统及其他辅助系统和设备组成。一回路系统是将裂变能转化为水蒸汽的热能装置。原子核反应堆内产生的核能，使堆芯发热温度升高，高温高压的冷却水在主循环泵驱动下，流进反应堆堆芯，将堆芯中的热量带至蒸汽发生器。蒸汽发生器再把热量传递给二回路循环系统中的给水，使给水加热变成高压蒸汽，放热后的冷却水又重新流回堆芯。这样不断地循环往复，构成一个密闭的循环回路。二回路中蒸汽发生器的给水吸收了一回路传来的热量变成高压蒸汽，然后推动汽轮机，带动发电机发电。作功后的废气在冷凝器内冷却而凝结成水，再由给水泵送入加热器加热后重新返回蒸汽发生器，再变成高压蒸汽推动汽轮发电机作功发电，这样构成了第二个密闭循环回路。综上所述，压水堆核电站将核能转变为电能是分四步，（1）反应堆—将核能转变为水的热能；（2）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；（3）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；（4）发电机—将汽轮机传来的机械能转变为电能。2、核能发电利弊分析基于中国现阶段能源战略为能源可持续发展推动经济社会可持续发展，而当前中国能源太依赖于煤炭等化石燃料，因此核电作为清洁能源之一得到了大力发展，其主要优势有：（1）绿色环保污染低。作为清洁能源的核电，其碳排放量低，并且不会直接排放二氧化硫、氮氧化物或是温室气体污染空气。不仅相比于传统的火电，较其他清洁能源而言温室气体排放量也更低。（2）发电成本低且稳定。核电成本主要来源于前期建造投入，燃料费用占比较低。核能发电以少量的核子燃料便可产生巨大的能量，低浓缩铀1吨具有的能量相当于燃烧5万吨重油产生的能量。因此核能发电成本低且比较稳定，受国际经济形势动荡影响较小。（3）发电稳定且利用率高。相比其他可再生能源发电方式，例如水电、风电、太阳能发电，核电能源输出更加稳定，不易受气候天气季节的影响，使用频率、利用小时数更高。（4）存储运输方便。核燃料能量密度大，所以燃料所占体积小，更加易于运输存储。（5）核燃料资源丰富。全球核燃料供应充足，核燃料有铀、钍等等，地球上可供开采的核燃料资源可提供的能量是矿石资源的十多万倍。不可否认，核能发电现阶段还存在一定的劣势，未来行业发展要致力于克服这些缺点。主要表现为：（1）核电热效率低。核能发电过程复杂，涉及到多种能量的转换因此能量的损失大，在水蒸汽冷凝过程中带走的热量大约占总热量的3/4，核电站的热效率仅为30%-35%。（2）热污染。核电站排放的水蒸气中含有大量的废热，这部分热量进入地表水使得水温升高，不仅使水体恶化，还会影响海洋生物的生存。（3）安全顾虑大。即使各个国家采取各种技术措施来保证核安全，但是一旦发生意外不受控制（如日本2011年福岛核事故）将会造成不可逆转的伤害。公众对于核泄漏核辐射的恐惧也使得核能发电一直备受争议。（4）核废料处理难度大。使用过的核废料具有极强的辐射，如果不正确处理核废料将会对人体、生物都会造成毁灭性的危害，而核废料的处理对技术和成本的要求都很高。3、核电技术类别从核电站技术演变来看，主要可划分四代核电技术。其中，第一代是实验性的核电站，主要目的是为了通过试验示范形式来验证其核电在工程实施上的可行性；目前已经基本全部退、役；第二代核电技术的安全性较第一代有所提升，但应对严重事故的措施仍然薄弱，具有标准化、系列化、批量化的特点；第三代核电技术是现在的主流，安全性更高，建造周期缩短，寿命延长；第四代核电技术设计目的在于防止核扩散，产生核废料更少，安全经济性提升。目前中国新建均为三代机型，正在逐步取缔二代+机组成为主力，四代核电技术正在研发，取得世界领先水平。2021年9月，世界首个钍核反应堆在甘肃成功运行，该核反应堆功率2兆瓦却能为约1,000户住户提供电能。根据此次测试结果，中国或将于2030年前建造一个为10万居民提供电力的373兆瓦钍核反应堆。中国是第一个尝试这项技术实现商业化的国家，同时也有望成为该技术的出口国。（二）中国核电发展基础中国是一个海陆兼具的国家，自北向南濒临渤海、黄海、东海、南海，大陆海岸线长达18000多千米，核电站选址的选择多。核电站对安全性要求极高，为了尽可能避免地震造成核泄漏等安全隐患，因此核电站需要建在地质比较稳定的地方。虽然中国是个地震多发的国家，但地震分布的区域特征明显。主要地震带位于东南部的中国台湾和福建沿海，华北太行山沿线和京津唐地区，西南青藏高原和边缘四川、云南两省西部、西北的新疆、甘肃和宁夏。中国地震带大多位于内陆地区，与核电站分布相悖，而东南沿海地震带未出现8.0级以上地震，并且对于核电站的选址会核查该地区2000年前的地震记录，向后预测50年一遇地震发生的概率。中科院院士陈教授表示中国的核电站都没有建设在地震带上。（三）核电产业图谱核电产业上游是核燃料的开采（铀矿为主），由于中国的铀矿品质低且开采成本高，对进口依存度高。但随着钍基熔盐堆技术的发展，钍燃料将会成为主要核电原材料，有望打破中国对核燃料进口的依赖现状。核电产业的中游是核岛、常规岛、辅助设备建造，中国的核电设备制造体系已较为完善，自主研发卓有成效，打破他国技术垄断，能够进一步降低设备造价。核电产业下游是核电站开发运营及乏燃料处理，截止2021年11月18日，中国在建核电机组数量为14台，总装机容量1388万千瓦。在建机组装机容量连续多年保持全球第一。运行核电机组共52台，总装机容量4959万千瓦，占全国累计发电量的4.9%。随着中国核技术研发持续投入，完善核安全法规及标准，国际合作深入化，中国在核电技术方面的实力跻身国际领先水平。二、行业政策（一）核电行业发展政策1、“碳达峰”“碳中和”：能源转型大势所趋“双碳”政策稳步推动，新型能源迎来发展机遇。2020年9月22日，中国政府在第七十五届联合国大会上提出：“中国将提高国家自主贡献力度，采取更加有力的政策和措施，二氧化碳排放力争于2030年前达到峰值，努力争取2060年前实现碳中和。”2021年3月5日，2021年国务院政府工作报告中指出，扎实做好碳达峰、碳中和各项工作，制定2030年前碳排放达峰行动方案，优化产业结构和能源结构。面对碳排放总量大、高碳发展惯性强的严峻形势，中国要用不到10年时间实现碳达峰，再用30年左右时间实现碳中和，任务非常艰巨。碳排放问题的根源在于化石能源的大量使用，为了能尽快摆脱化石能源依赖，应重视加快推进清洁能源替代和能源消费电能替代，实现能源生产清洁主导、能源使用电能主导。而按照具体行业将中国的碳排放总量分解，2021年前三季度电力行业共排放二氧化碳37.56亿吨，占总排放量的45%，因此为了解决碳排放问题，能源电力发展应与碳脱钩、经济社会发展与碳排放脱钩。在此背景下，核电等一系列新能源发电将迎来发展的新机遇。2、“枯木逢春”：核电经历低估后迎来发展机遇核电优势明显，十四五期间稳步发展。在碳中和、碳达峰的大环境背景下，核电作为一种清洁能源，是低碳电力和热能的重要来源，其经济环保的特性是碳中和进程中必不可少的一环。相比于化石燃料等传统能源，核电产生的污染要小得多，相比于光伏、风力、太阳能发电又不受天气季节因素的限制，已成为中国新能源的重要组成部分且极具竞争力。国家陆续出台多项政策规范核电运营保障安全性，对其管理给出指导意见，在“十四五”规划推动下，核能未来新增装机量有望稳步上升，逐渐增加自主化水平。在国家推动核电安全稳妥发展政策之下，中国核电行业的高速发展指日可待。（二）核电电价政策从“一站一价”到“标杆定价”再到“基准价+上下浮动”，核电电价市场化突显。1991年-2003年核电站设立之初，由于其技术含量大，建造投入大以及核电本身的特殊性，核电的上网电价实行“一站一价”的政策。2013年关于完善核电上网电价机制有关问题的通知的出台标志着核电“一站一价”时代的结束，正式进入标杆定价，促使核电不断发展以提升在电力市场中的竞争力。三代核电技术作为现行主力军，对经济性的考量也极为重要，2013年国务院出台关于三代核电首批项目试行上网电价的通知，对首批三代核电站做出价格上的调整。三、历史复盘&国际对比（一）世界核能发电历程可再生能源成为能源转型主方向，核电在不断试错中逐步迈入新时代。全球核能发电发展史可以划分为4个阶段：验证示范阶段，高速发展阶段，减缓发展阶段，开始复苏阶段。1、1954-1965年：验证示范阶段第一代核电站体积大但效率低，安全隐患明显。1954年6月24日，前苏联建造了世界上第一座核电站——5000KW石墨水冷堆奥布宁斯克核电站。在该阶段建造的核电机组主要是为了核能发电在工程上实行的可能性，全世界共有38个机组投入运作，属于早期原型反应堆，即第一代核电站。这一阶段的核电站设计较为粗糙，体积大但发电容量不大（一般在30万KW内），安全隐患和发电成本高。2、1966-1980年：高速发展阶段在试验性和原型核电机组基础上，此阶段核电技术愈发成熟，旨在证实核电技术可行性同时提高其经济效益，更多的国家拥有核电技术开始建造核电站。20世纪70年代，石油危机以及被看好的核电经济共同将世界核电的发展推向高潮。在此期间世界共有242个核电机组投入运行，根据美国能源信息署（EIA）数据，截止1988年，全球核电装机容量达319.50MWe，是1980年装机容量156.80MWe的2倍；根据世界银行数据，1988年全球核能发电量占全球总发电量的15.29%，是1980年7.81%的近2倍。3、1981-2000年：减缓发展阶段上世纪八十年代至本世纪初核电发展迅速降温。一方面是因为发达国家经济增长放缓以至对电力需求有所下降，更重要是因为1979年美国三里岛核事故以及1986年苏联切尔诺贝利核电事故。自此核电的安全经济性要求不断提高，使得核电站设计、审批、建造等时长和成本都加剧攀升，而世界核电机组装机容量的增速也显然从这两次核电事故后明显放缓。4、21世纪以来：争议中前行绿色经济成为主流议题，核能发电迎来发展机遇。21世纪以来，随着核能发电安全技术的发展，世界经济开始复苏以及出于对环境保护方面的考虑，作为清洁能源之一的核电又迎来新的机会。世界各个国家也积极响应核电发展规划，“第三代”核电技术是当前核电技术的主流现已投入商用，技术发展不断更新换代，中国现已研发出自己的第四代核反应堆。核能在能源消费的比重不断攀升，21世纪以来增率显著提升，但在能源结构中份额依旧较小，仅占4.3%。2020年世界核能消费量以欧洲、北美洲、亚太地区为主，到2020年中国核能发电量达到366.2TWh，占全球总量的13.6%，2020年中国居世界第二位，仅次于美国30.8%，发电量前三的国家分别是美国、中国、法国。在整个2020年，核电反应堆供应2553.2TWh的低碳发电量，约占全球发电总量的10%，占世界低碳发电量的近三分之一。2020年的核电产量略低，当时世界核反应堆发电量为2657.1TWh。主要原因在于新冠疫情爆发对经济和社会活动的限制导致许多国家的电力需求史无前例地持续下降，较2019年下降10%以上。非洲的核发电量降低因为电力需求下降，而北美和西欧则是同时因为核电需求下降以及部分机组的退役。然而，核能发电的历史趋势表明，过去几年核能发电量持续增长，自2012年以来增长8%以上。与2019年相比，2020年全球核电机组装机容量增长0.5GWe，但与2019年相比，反应堆数量减少了一个。近期和长期产能增长前景集中在亚洲，截至2020年底，亚洲有核电容量约为34.6GWe的34个核电站正在建设中。然而在全球电力需求增速放缓、石油天然气等化石燃料价格降低、可再生能源电力成本降低、技术迭代速度加快的大背景下，占据全球发电总量10%的核电行业发展正面临多重挑战。尤其在2011年福岛核事故之后，对于核电站和核废料存储方案安全性的担忧使得部分发达国家调整国家核电发展政策，有的降低核电比例，有的决定淘汰核能发电。俄罗斯科学院能源研究所认为，到2035年，发展中国家核电发电量将超过经合组织国家，为全球核电增长贡献最多的增量。其中中国将实现最大的核电增长。（二）中国核能发电发展历程中国核能发电已进入新时代，到目前为止主要经历了三个阶段：起步阶段，适度发展阶段，积极快速发展阶段。在碳中和背景下，核电作为清洁能源之一的作用逐步显现，且随着“华龙一号”“国和一号”以及第四代核电技术研发的进展，中国核电技术水平已经位列世界顶尖水平。1、20世纪70年代初-1994年：起步阶段筚路蓝缕以启山林，中国核电迎来从零到一。中国第一个核电计划是“581”工程，1958年计划在前苏联帮助下借助其技术建设核电站，但由于中苏关系破裂导致“581”工程终止。中国第一座自主研发设计的核电站——秦山核电站于1985年开工，1991年并网发电，标志着中国大陆无核电历史的终结。1994年大亚湾核电站投入使用，这是中国一座大型商用核电站，也是首座使用国外技术和资金建设的核电站，为后续大型商用核电站发展奠定基础。2、1995年-2004年：适度发展阶段外部隐患叠加需求饱和，国内核电事业步入低谷。这一阶段本该是中国核电奋起直追的阶段，但一方面由于切尔诺贝利核电站等核电事故的发生使得中国对于核电发展保持谨慎的态度，另一方面当时中国电力供需缺口不大，因此仅将核电作为补充能源没有迫切的要求。自1999年田湾一期开工后的几年间，中国再没有建造新的核电站。3、2005年至今：积极快速发展阶段供需缺口以及技术进步推动核能发电快速发展。在此之前，中国对于核电的政策态度一直是适度发展，但随着工业化城镇化的发展，中国用电需求紧张，并且出于环保低碳的考量，十一五期间发布核电中长期发展规划（2005-2020年），一改此前态度明确提出积极推动核电建设，着重建设百万千瓦级核电站。自此，中国核电进入积极主动规模性发展新阶段。虽然此期间由于2011年日本福岛核电站泄漏事故，中国开展了全国核电站安全设置大检查，并暂停审批新建核电项目，但中国依旧维持发展核电立场。2003年决定引入当时世界技术最先进安全的第三代核电技术（AP1000，并于2018年落地），标志着中国迈入三代核电时代。“华龙一号”是中广核集团和中核集团在ACPR1000和ACP1000+的技术基础上研发出的完全拥有自主知识产权的第三代核电技术，是中国核电技术研究历史上的重大里程碑。2021年1月30日，全球第一台“华龙一号”核电机组

——中核集团福建福清核电5号机组投入商业运行。核能技术自主创新能力显著提升，“华龙一号”“国和一号”在内的第三代核电技术完成自主研发，使得中国在核电技术方面跻身世界前列水平。目前中国第四代核电技术正在积极布局中，全球首座将四代核电技术成功商业化的示范项目石岛湾核电站已于2021年8月20日获得核设施运行许可证，确保2021年内实现首堆并网发电，碳中和大背景下第四代核电技术有着不可估量的前景。四、短期视角：核电量价齐升逻辑渐显核电发电量与电价两因素共同影响营业收入，在当前电力供需偏紧，电价上浮趋势明显背景下，装机容量、利用小时数和市场电价与营收增长成正比，保供电量与营业增长成反比。我们通过单独拆分核电上网电量和上网电价，认为短期内核电具有较强的盈利能力。从量的角度来看，核电核准装机容量和发电量短期内具有明显提升态势。一方面审批制度恢复，助力每年6-8台机组落地，2025/2030年装机量有望达到70/120GWe，进一步提升核电装机容量；另一方面，全社会电力供给偏紧推动电力市场化改革，促使电力市场化交易比例上升，因核电利用小时数具有稳定上升趋势，在满足保供电量的情况下核电市场化比例将有所提高。从价的角度讲，1495号文指明电力市场化交易发展路径，短期内核电将享受电价上浮红利。21年三季度末国内电力市场供小于求，发改委发文打开电价波动空间，核电由于短期内建设成本、燃料成本及用工成本稳定，电价顶格上浮能够为核电市场化交易电量带来利润空间。（一）量的角度：审批恢复推动装机增长，电力市场化促进发电量上升1、碳中和助力核电发展，审批恢复打开装机空间实现碳达峰、碳中和是党中央的重大战略决策，是一场广泛而深刻的变革。2021年3月15日，中央财经委员会第九次会议在研究部署实现碳达峰、碳中和的基本思路和主要举措时指出“深化电力体制改革，构建以新能源为主体的新型电力系统”。中国电力企业联合会（以下简称“”）于2021年12月发布的电力行业碳达峰碳中和发展路径研究中提出，电力行业碳达峰、碳中和实施路径之一是构建多元化能源供应体系，形成低碳主导的电力供应格局。核能发电零碳排放，顺应“双碳”政策。相比其他新能源发电模式，核能发电不仅能够做到直接碳排放为0，而且间接碳排放水平远低于其他发电模式。与燃煤发电相比，2021年中国核能发电相当于减少燃烧标准煤1.25亿吨，等效减少排放二氧化碳3.28亿吨，减少排放二氧化硫108万吨，减少排放氮氧化物93万吨，因此核能发电更加顺应“双碳”政策的大背景。核能发电占比较少，后续发展空间广阔。当前中国能源结构依然是以煤炭为主，后续清洁能源水、风、光、核等均将在碳中和的政策下迎来发展机遇。目前核电占中国能源结构的比例较低，装机口径占2.24%，发电口径占比4.86%，与欧盟和美国的27%和18.91%核电发电占比相比仍有较大差距。因此在国家继续秉持积极安全有序发展核电的政策下，结合“双碳”政策大背景，核能发电因其利用小时数高、碳排放低、使用年限长等优势，使得其仍处于并将长期处于发展的重要战略机遇期，国内核电发展空间和市场前景依然广阔。2011年福岛核事故导致审批进度放缓，2019年审批重启核电迎来第二春，预计后续每年新增6-8台机组。中国在2011-2014年期间，仅中俄合作的田湾核电站获批，2015年再次批准了8台机组，2016-2018年核电连续三年“零批准”。2019年7月国家能源局明确表态山东荣成、福建漳州和广东太平岭核电项目核准开工，共计4台机组，标志着核电审批正式重启；2020年昌江二期及苍南三澳一期共计4台机组核准开工；2021年1-12月中国有4台机组（分别为田湾、红沿河、石岛湾、福清四台机组）首次装料，并另外有田湾、徐大堡及小型示范堆型共5台机组核准开工。“十四五”长期规划明确，核电市场理顺成长性逻辑。中国核能发展与展望（2021）指出，“十四五”及中长期，中国核电将在确保安全的前提下向积极有序发展的新阶段转变，并预计中国自主三代核电会按照每年6-8台的核准节奏，实现规模化批量发展。保守估计每年4台机组获批核准，预计到2025年，中国核电在运装机70GWe左右；到2030年核电在运装机容量达120GWe，十年年复合增长率可达9.13%，核电发电量约占全国发电量的8%。国内核电市场稳步发展，海外市场亦有回暖态势。对国内而言，积极发展核电还可以有效带动出口，助力经济稳增长。供给端，中国已具备先进核电设备规模化制造能力，且造价仅为海外同类机组价格的60%左右，具备明显的比较优势。需求端，据“一带一路”

最新规划，到2030年“一带一路”周边沿线国家将新建107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%。当前，中核集团与阿根廷核电公司已签署了阿查图3号、4号两台机组的总合同;中广核集团也分别与捷克能源集团、罗马尼亚国家核电公司、法国电力集团等签订了合作协议。每出口1台核电机组需要8万余台套设备、200余家企业参与制造和建设，可创造约15万个就业机会，单台机组投资约300亿元。因此，如若“一带一路”国家走出“核电安全”的阴霾后，海外市场可能为中国核电企业带来巨大增长空间。内有疫情反复之“忧”，外有局势动荡之“虑”，核电“稳”字当头，彰显维“稳”本色。经济稳增长背景下，实现全年GDP5.5%的增长需要各方共同发力。但国内疫情反复，多地爆发疫情，对消费、制造等行业均造成一定扰动；同时开年以来国际形势动荡，纷杂的局势也对经济的“稳”增长带来了诸多不确定因素。内“忧”外“虑”的背景下，通过投资发展核电是刺激经济的一剂“强心针”。从核电审批数量的年份来看，2008年核准14台机组、2015年核准8台机组均是经济表现较弱的年份。同时核电投资体量较大，对于经济的拉动效应较为明显，以当前三代机组为例，单个项目（对应两台核电机组）的投资体量在300-400亿元，2022年新核准的6台机组预计将产生约1200亿元投资。在国内稳增长的发展基调下，核电维“稳”本色凸显。2、电力市场深化改革，核电市场化电量逐步提升（1）中国电力运行的两条轨道：计划电量与市场电量中国电力系统大致可分为两条路径满足社会各方面的用电需求。第一条路径为主要满足保障性用电需求：保障性电量由国家管理部门统筹计算得出，由政府统一定价，目的为满足民生等保障性用电需求。第二条路径为满足市场化用电需求：此路径主要为交易竞争性电量，竞争性电量经由各地电力交易中心，满足工商业用电等市场化的用电需求。在电力交易体系中的交易电量主要为第二条路径中的竞争性电量。（2）从全国看：电力供需偏紧，全国电力市场化水平不断提高电力供应偏紧，多地拉闸限电。自2020年1月1日起，煤电价格联动机制取消，定价机制由标杆上网电价改为“基准价+上下浮动”的市场化机制，基准价按各地现行燃煤发电标杆上网电价确定，浮动范围为上浮不超过10%、下浮原则上不超过15%。然而2021年7月开始，由于国内疫情防控效果显著而使得全球订单激增、夏季气温升高导致用电需求强劲、国内多省能耗双控效果不及预期等多重因素推动下，全国多地陆续发布限电政策。同时煤价上涨，动力煤价格屡创新高，规定的电价上浮比例远低于动力煤实际上调水平，各地区电力价格和产量矛盾激增。1439号文取消了工商业目录电价，逐步将全部工商业用户纳入电力交易市场，后续市场化电比例有望稳步提升。1439号文明确提出有序推动工商业用户都进入电力市场，按照市场价格购电，取消工商业目录销售电价。尚未进入市场的工商业用户中，10千伏及以上的工商业用户用电量大、市场化条件好，全部进入市场；其他工商业用户也要尽快进入。届时，目录销售电价只保留居民、农业类别，基本实现“能放尽放”。近年来中国电力市场化交易电量逐年提升，2021年达到45.5%。后续在1439号文的推动下，市场交易电量的占比有望再创新高。（3）从核电来看：受益于全国用电形势，后续核电市场化电占比同样有望提升各地核电保量电量规定不一，市场化交易比率差异较大。根据中国核电和中国广核在浙江和广西的核电机组为例，2021年广西电力交易中心市场化交易电量达到841.15亿千瓦时，推动核电市场化率达到75%，稳居全国第一。而浙江省2022年电力市场交易方案披露，核电保障性电量592亿千瓦时，根据浙江省在运核电站近年发电量增速进行线性外推，预计2022年核能发电716.94亿千瓦时，因此市场化交易电量为124.94亿千瓦时，占总上网电量的17.43%。核电利用小时数稳中有升，市场化交易比例逐步提高。发电企业发电量主要取决于装机容量和利用小时数，在不改变装机容量的情况下，提升利用小时数能够提升整体发电量。由于当前大型核电机组作为荷基电源极少参与负荷跟踪，绝大多数时间以满负荷的状态运行、相比其他发电形式，核电站的可靠运行受到燃料的质量、数量等外围因素影响较小，一般情况有能力全天候满功率运行，因此核能发电一直保持较高的利用小时数。影响核电机组利用小时数的主要原因是大修时长，根据中国广核与中国核电年报披露，两公司都在逐步提升停机大修效率，减少停机大修时间。以中国核年报披露显示，2020年中核共完成12次大修，其中11次大修提前完成，共计提前50.2天。在保障电量不变的前提下，市场化交易价格的上升，能够为核电运营企业提供正反馈，进而提升其利用小时数，最终提升市场化交易比率。（二）价的角度：电价上浮空间打开，业绩有望加速释放1439号文打开电价上浮空间，核电随之受益。2021年10月发改委出台国家发展改革委关于进一步深化燃煤发电上网电价市场化改革的通知（发改价格〔2021〕1439号），进一步打开市场电浮动区间，允许价格上下浮20%，且用电多的高耗能行业市场电价不受上浮20%限制，使得燃煤发电上网电价改革进一步推进。核电在部分省份可以对标火电进行上网，核电价格弹性不断显现。电价与市场化电量占比的提升对核电项目收益的影响几何？按照三代核电机组的平均水平，假设一个装机容量120万千瓦的核电项目，其单位投资成本为17500元/千瓦、利用小时数为7500小时、基准电价为0.41元/千瓦时，折旧按直线折旧25年法（无残值），最终对项目IRR进行测算。基准条件下（市场化交易电量占比35%，电价0.41元/千瓦时），一台120万千瓦的核电机组IRR为8.51%。情形一：其他条件保持不变，市场交易电价提升5%，市场交易电比例分别为35%/40%/45%/50%时，对应项目IRR分别为9.03%/9.10%/9.18%/9.25%，较基准情形的项目收益（8.51%）分别提升0.52/0.59/0.67/0.74个百分点。情形二：市场交易电价提升10%的情形下，35%/40%/45%/50%的市场交易电比例对应项目IRR分别为9.55%/9.70%/9.85%/10.00%，较基准情形的项目收益（8.51%）分别提升1.04/1.19/1.34/1.49个百分点。我们预计电价与市场交易比例上浮对IRR的提升约为0.5pct-1.5个百分点，对应核电项目IRR将达9.03%-10.00%。在当前用电紧张及动力煤价格暂无回缓态势下，市场电价下行风险较小，但若出现电价下行，则电价与市场交易比例变动对IRR的影响约为-0.5至-1.4个百分点。五、中长期视角：核电降本增效仍有空间（一）折旧占成本比重最大，技术路线不断成熟后仍有下降空间折旧占成本比例近四成，三代机组技术路线不断成熟后成本仍有下行空间。按照中国核电2020年年报披露数据来看，固定资产折旧比率为38%，燃料成本为22%，电厂维护/人员/其他成本分别为12.8%/12%/14.8%，固定资产折旧占比最高。当前新增机组主要为三代机组，处于正式投入商用的初级阶段，公司的建造成本约为14000-18000元/千瓦时。随着技术路线不断成熟后，核电机组价格中枢有望下移，成本下降将提升项目的盈利能力。核电站投资成本随数量的增加有下降态势，十年降幅约在15%。根据论文显示，当前国内已经建成的核电机组投资成本维持在每千瓦1万元到1.8万元之间，平均为1.25万元，不同类型机组之间的成本之间没有明显的变化规律，但同类型的机组投资成本呈现明显的下降趋势。以国内M310/CPR系列核电机组批量化建设为例（CPR是在M310基础之上进行国产化改造的机型，两者都为第二代及第二代+核电机组），1987年从法国引进的首批机组（功率为98.4万kW）建设成本为1.8万元/kW；1997年初步国产化后的岭澳一期（功率为99万kW）建设成本降为1.5万元kW，降幅为14%，此过程花费10年；

2007-2008年批量建设的红沿河、宁德、阳江核电厂（功率为108万kW）建设成本已经下降到1.1万元/kW，较1.5万元/kW的建设成本降幅超过35%，此过程共花费20年。由此可见，完全国产化后的机组比首批机组成本有较为明显的降幅，后续随着技术路线不断成熟后，核电机组的建设价格仍有下降空间。国产核电站技术革新，长运营周期推动降本增效。随着国内“华龙一号”稳定商运一年，且2021年12月20日全球首台并网发电的华能石岛湾核电厂第四代核电技术落地，国内核电站产业已走在世界前列。由于二代核电机组可以使用40年，三代技术可达50-80年，因此核电机组边际成本在长运营周期下逐渐摊平。（二）中间环节参与者众多，不同角色面临多种降本机遇核电设备市场广阔，不同环节面临不同降本机会。按照中国核电披露数据显示，当前第三代核电站每千瓦建造成本1.4-1.8万元，而设备市场空间占比约为建造成本的44%，其中，核岛作为核电站的核心部分，其建造成本占总成本的58%，常规岛和辅助系统分别占建造成本的22%和20%。我们按照每年批准4台机组进行保守估计，“十四五”期间中国新增核电装机建设成本将达2149.43-2763.55亿元，平均年核电设备市场空间达236.44-303.99亿元