2022-2023年核电运营行业发展前景展望报告

2022-2023年核电运营行业发展前景展望报告可编辑目录核电运营行业概述核电运营行业环境核电运营行业现状核电运营行业发展趋势核电运营行业企业及格局CONTENT010203040501行业概述COMPANYPROFILE核电运营行业01核电站内部流程的核心为电厂的运行，通过对物质、配置及操纵员进行有效管理并保证设备可靠性，安全运行电厂并产出电力。运行层将发电成本反馈至管理层后，管理层根据反馈制定管理目标和相关管理措施，致力于优化运营模式、提升运营效率以降低核电运营成本。核电核心运营还需相关支持流程，如产生核能所需的核燃料以及无法维持链式反应需从堆内卸出的乏燃料，以及核电站定期维护等。管理层、运行层以及支持层合作完成核电运营流程。核电设备分为核岛、常规岛、BOP（其他辅助设备）。核岛是整个核电站的核心，负责将核能转化为热能，是核电站中工艺最复杂、投入成本最高的部分。常规岛利用蒸汽推动汽轮机带动发动机发电。辅助系统（BOP）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。核岛中的核心部分为反应堆，反应堆由堆芯燃料、控制棒及冷却剂组成。堆芯裂变产生中子与能量，控制棒则用于调节反应堆功率，控制棒主要由硼组成，可吸收反应堆中产生的中子，通过调节控制棒在堆芯燃料中的插入程度来调节功率。为防止反应堆内热量过高，使用轻水或重水作为冷却剂降低反应堆内温度。沸水堆核电站的核岛结构与压水堆、重水堆不同。如图所示，沸水堆核电站冷却轻水直接在压力容器内形成蒸汽，压水堆与重水堆还需添加稳压器与蒸发器形成二回路。常规岛由汽轮机、发电机与冷却系统组成。冷却剂将反应堆中的热量转换为蒸汽输送至常规岛，蒸汽带动汽轮机转动产生机械能，机械能转递至发电机后转变为电能。蒸汽带动汽轮机后，输送至冷凝器进行液化形成新的冷却剂。核电运营定义发展历程02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。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。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。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，我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，仅占产业链分析04上游中国从事铀矿开采和进出口的企业须获得政府许可，仅中核集团及中广核具备资格从事该类业务。由于核燃料元件研制具有高技术难度与国家安全意义，该领域被中核集团垄断。随着中国核电技术的提升，中国核电国产化程度呈倍速增长，已进入自主化阶段，未来将稳定在90左右。中国核电机组存在首堆严重拖期的现象，拖延工期将导致建设成本上升。同型机组建设周期随数量增加而趋于稳定，建设成本也逐渐降低产业链分析04中游核电站前期投资较大，核电设备投资额高达170-180亿，因此在核电运营过程中，固定资产折旧费用成本占比最高。核燃料成本位居第二，核燃料平均18个月需换一次燃料，在核电站运营周期中的成本逐年增加，且核燃料原材料成本呈涨价趋势，核燃料成本在运营成本中的占比未来将呈小幅上升。人员费用相比中国核电站运行初期已大幅下降，运行初期核电站操作员被称为“黄金人”，需送至法国进行专业培训，人员培养费用远高于飞行员，随着中国核电技术的提升，这一费用已大幅降低产业链分析04下游中国核电站均分布于沿海地区，从电力需求角度看，沿海地区相比内陆地区经济更为发达，电力需求量也更大。广东和浙江核电发电量高与当地经济发展程度高相关。沿海地区用电需求大，但现有发电量无法满足其需求，电力缺口较大，因此仍需进行核电建设。但沿海地区暂时已无合适的选址位置，现多通过增加核电站机组数量进行核电扩容，但额定单个核电站机组数不可超过6个，若沿海地区核电机组数量达上限，未来核电站将有内迁趋势。02行业环境INDUSTRYBACKGROUND政治环境101《关于进一步加强核电运行安全管理的指导意见》自主创新，优化完善核电标准体系。提升标准自主化水平。以核岛机械设备领域为切入点，重点开展标准技术路线统一专题研究，统筹考虑核电安全性经济性及工业基础和监管体系，加强试验验证，制定自主统一的核岛机械设备标准。加强政策引导，推动核电标准广泛应用。深化国际合作，扩大核电标准国际影响。强化能力建设，支撑核电标准长远发展。《关于加强核电标准化工作的指导意见》《全面放开经营性电力用户发用电计划》牢固树立安全第一意识，完善核安全文化体系，深入推进核安全文化建设，与安全管理工作深入融合，不断提高全员核安全文化水平。充分汲取运行事件经验反馈和国内外同行经验教训，扎实有效开展常态化、机制化的评估、检查和改进行动，追求卓越，持续提高安全绩效。严格执行核电厂运行报告制度，建立开放共享的经验反馈体系，在行业内共享良好实践和经验教训，促进全行业安全管理水平共同提升。研究推进保障优先发电政策执行，重点考虑核电、水电、风电、太阳能发电等清洁能源的保障性收购。核电机组发电量纳入优先发电计划，按照优先发电优先购电计划管理有关工作要求做好保障消纳工作。鼓励经营性电力用户与核电水电、风电、太阳能发电等清洁能源开展市场化交易，消纳计划外增送清洁能源电量。经济环境03经济环境社会环境104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年我国核能发电相当于减少燃烧标准煤25亿吨，等效减少排放二氧化碳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。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“中电联”）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。01

02社会环境205传统核电运营行业市场门槛低、缺乏统一行业标准，服务过程没有专业的监督等问题影响行业发展。互联网与电烙铁的结合，缩减中间环节,为用户提供高性价比的服务。90后、00后等各类人群，逐步成为核电运营行业的消费主力。行业驱动因素06政策支持益于全国用电形势，后续核电市场化电占比同样有望提升电力市场深化改革，核电市场化电量逐步提升电力供需偏紧，全国电力市场化水平不断提高从“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。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(我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。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。03行业发展现状分析行业现状01核电站前期投资较大，核电设备投资额高达170-180亿，因此在核电运营过程中，固定资产折旧费用成本占比最高。核燃料成本位居第二，核燃料平均18个月需换一次燃料，在核电站运营周期中的成本逐年增加，且核燃料原材料成本呈涨价趋势，核燃料成本在运营成本中的占比未来将呈小幅上升。由于中国在核工业发展前期更注重前端核能开发，忽视后端环保处理技术，截止至2021年，中国仍未形成后处理工业能力，且离堆贮存能力也趋于饱和。乏燃料处理短期内是制约中国核电发展的因素。乏燃料后处理厂建设周期长，平均建设周期为10年，短期内乏燃料处理需求难以满足。行业现状02以中广核为代表的核电集团为防范核电的系统性风险，多采用相关多元化经营，在核电产业链进行扩充，如开展核电技术研发、关键设备制造研发、铀矿资源开发等，同时还会进行清洁能源开发与核技术领域拓展等降低单一核电业务带来的风险。电网企业通常采用参股的形式参与核电建设，电网企业的加入为核电运营企业带来充沛现金流。单一核电站的商业模式为运营并产出电力，通过将电力资源销售至电网获取利润。核电站前期投资较大，且建设周期长达十年，回款周期长，需要通过高上网负荷摊低成本，因此选址地区尤为重要，需考虑到该地未来用电需求是否持续增长，发电量是否饱和。同时核电运营企业受政策倾斜，毛利率较高，投运后约10年开始利润稳定增长。

单一核电站商业模式核电企业集团商业模式核电企业集团商业模式市场规模03核电在中国电力市场中占比较低，2020年核电发电量仅占8。但通过对比核电与风电、光伏等新能源发电装机容量，可发现核电发电效率远高于风电与光伏。且在占地面积相同的情况下风电与光伏单个发电站容量仅为3-10万千瓦，单个核电站装机容量可达100万千瓦。同时，风电与光伏成本分别为59元/万千瓦时与86元/万千瓦时，而核电成本远低于风电光伏仅为39.5元/万千瓦时，相比风电与光伏，核电因其经济性与高效率，更适合替代火电成为主流发电能源。水电经济性与发电效率虽高，但中国将面临水电剩余可开发资源有限的问题，水电难以满足日益增长的用电需求。中国沿海省份普遍存在发电量低于用电量的问题，电力供给存在缺口，当下多通过从西部地区输送电力填补缺口，但远程输电成本过高，以云南输送至广东为例，平均输电成本高达0.192元/千瓦时，严重挤压送出端上网电价，进而挤压云南当地财政收入。沿海地区剩余可用地面积较少，因此核电是当下解决沿海地区发电量不足的问题的最优选择，现多通过增加沿海核电站运行机组数量进行电力扩容。中国2020年核电发电量达3,665亿千瓦时，装机容量达5,107万千瓦。根据中国核电规划到2025年，中国核电在运装机达7,000万千瓦。随着核电技术与核电运营熟练程度提升，核电发电效率逐年上升，在未来五年，核电每千瓦装机的发电量将上涨2-3，2025年中国核电发电量有望达到5,786亿千瓦时。中国核电上网标杆电价为0.43元/千瓦时，随着二代核电站的批量建设，核电发电成本已得到一定程度的降低，近两年核电平均上网电价约降低至0.416元/千瓦时，但随着安全性能更高的三代核电站投入建设，核电上网电价需重新核算调整，三代核电站初步定价为0.5元/千瓦时，因此核电上网电价将根据二代堆与三代堆运行数量占比进行简单调整。据预测，2025年中国核电运营市场规模将达到2419.3亿元，未来五年复合增长率达9.7%行业痛点04010203并且“谈核色变”，如何打消民众对核能的顾虑是中国乃至全球核电发展的重要痛点。三代核电技术相比二代核电技术更多的是安全性能上的提升，核电事故发生率虽已低于10-7，但潜在的安全风险难以避免，导致其市场下游接受度存在一定上升空间核能发电过程复杂，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%。核事故对社会造成严重影响，使得民众对核能产生抵触心理核废料处理难度大;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。核电热效率低行业发展建议053（1）政府方面：政府应当制定行业生产标准，规范核电运营行业生产流程，并成立相关部门，对科研用核电运营行业的研发、生产、销售等各个环节进行监督，形成统一的监督管理体系，完善试剂流通环节的基础设施建设，重点加强冷链运输环节的基础设施升级，保证核电运营行业产品的质量，促进行业长期稳定的发展；（2）生产企业方面：核电运营行业生产企业应严格遵守行业生产规范，保证产品质量的稳定性。目前市场上已有多个本土核电运营行业企业加强生产质量的把控，对标优质、高端的进口产品，并凭借价格优势逐步替代进口。此外，核电运营行业企业紧跟行业研发潮流，加大创新研发力度，不断推出新产品，进一步扩大市场占有率，也是未来行业发展的重要趋势。12单一的资金提供方角色仅能为核电运营行业企业提供“净利差”的盈利模式，核电运营行业同质化竞争日趋严重，利润空间不断被压缩，企业业务收入因此受影响，商业模式亟待转型除传统的核电运营行业需求外，设备管理、服务解决方案、贷款解决方案、结构化融资方案、专业咨询服务等方面多方位综合性的增值服务需求也逐步增强。中国本土核电运营行业龙头企业开始在定制型服务领域发力，巩固行业地位可持续公司债等创新产品，扩大非公开定向债务融资工具（PPN）、公司债等额度获取，形成了公司债、PPN、中期票据、短融、超短融资等多产品、多市场交替发行的新局面；企业获取各业态银行如国有银行、政策性银行、外资银行以及其他中资行的授信额度，确保了银行贷款资金来源的稳定性。核电运营行业企业在保证间接融资渠道通畅的同时，能够综合运用发债和资产证券化等方式促进自身融资渠道的多元化，降低对单一产品和市场的依赖程度，实现融资地域的分散化，从而降低资金成本，提升企业负债端的市场竞争力。以远东宏信为例，公司依据自身战略发展需求，坚持“资源全球化”战略，结合实时国内外金融环境，有效调整公司直接融资和间接融资的分布结构，在融资成本方面与同业相比优势突出。提升产品质量全面增值服务多元化融资渠道04行业格局及趋势BUSINESSMODEL服务功效服务水平价格优势技术优势创新能力竞争焦点行业竞争焦点主要集中在产品与服务本身的优势,包括服务的和共享与服务水平行业竞争还包括企业的硬实力,包括服务的技术优势、创新能力、企业人才优势等01竞争焦点1服务核电运营行业的竞争促进了产品与服务的持续优化与创新,给行业服务带来不断的新体验。2技术3需求竞争趋势的影响核电运营行业的良性竞争很好的促进了行业需求、技术、产品与服务的发展,促进服务水平不断优化，服务与技术能力不断创新。为用户提供了更为优质的产品与服务。02竞争趋势与影响核电运营行业的竞争促进了行业技术的更新与迭代。核电运营行业竞争趋势首先在需求的分析与客户痛点的把握上竞争格局03竞争格局1竞争格局replssssaceSrc1竞争格局04竞争格局2目前，我国核电行业-核电站运营企业的数量不多，因存在严格的行政准入门槛、资金门槛和技术门槛等，主要公司包括:中国广核、中国核电、国家电投大唐发电等。市场份额方面，中国核电行业两大龙头企业分别是中国核电、中国广核。2020年，按在运机组数量来看，中国广核的市场份额达49%，中国核电的市场份额达47%;按在运装机容量来看，中国广核的市场份额达53%，中国核电的市场份额达42%;按发电量来看，中国广核、中国核电的市场份额分为为51%、42%。核电运营行业主要以服务业为发展趋势核电运营行业重点为技术研究，包括模型研究，解决方案研究205080行业投入增加、市场空间大核电运营行业覆盖群体较大,市场空