核电行业市场分析

核电行业市场分析1核电的现在和未来1.1核电基本面全面向好2022年核电新项目获批数量超预期，核电作为能源保供主力的地位稳固。2022年4月20日、9月13日召开的国务院常务会议指出，要在严监管、确保绝对安全前提下有序发展核电。对经全面评估审查、已纳入国家规划的5个核电新建机组项目，共10台机组予以核准。我们认为核电拐点信号已经出现，多个维度确立优势发展基本面。天时：政策面向好，确立积极发展核电的大方向。在2021年政府工作报告中，明确提出“在确保安全的前提下积极有序发展核电”，这是自2017年来政府工作报告中首次用“积极”来提及核电。之后一系列政策文件明确了核电在“碳中和”重要地位，尤其在《2030年前碳达峰行动方案》、《“十四五”现代能源体系规划》两份重要文件中，再次强调了“积极安全有序发展核电”。地利：我国幅员辽阔，存在发电与用电地错配问题，核电作为基荷能源同时兼备绿电属性，打开核电长期发展空间。在双碳目标加速实现的过程中，出现了新能源占比提升带来的弃风弃光、长距离输送、对电网冲击等问题，以及火电退坡带来的电荒，解决这些问题需要在特高压、储能、配电网等领域长期持续投资。而核电因为是唯一同时具备传统能源的稳定性，以及新能源的清洁性的发电方式，成为解决当下能源问题的优选。2021、2022连续两年夏秋季发生缺电，证明能源保供和清洁同样重要，核电因为同时具备绿电和稳定的属性，成为理想的替代能源，获得政策端大力支持。人和：目前核电板块各公司基金持仓仍处于底部，公司估值也处于历史低点。我们选取核电板块部分公司观察基金持仓比例，发现经过2019年之后的集体上升后，2021年至今呈现下降趋势，当前处于历史低点。从核电板块公司估值角度，近年来一直处于缓慢下降状态，目前正处于历史低点。我们认为在上述“天时地利人和”因素加持下，核电板块有较大向上空间。1.2技术跨越至第四代大幅提升安全性自1957年世界第一座商用核电站希平港(Shippingport)投用以来，经过半个多世纪的发展，正在运行的422台（中核战略规划研究总院2022年底统计数据）核电机组包括沸水堆（BWR）、压水堆(PWR)、重水堆(PHWR)、水冷石墨堆(LWGR)、快堆(BWR)、高温气冷堆(GCR)等堆型，核电技术呈现出多样化、安全性持续提升的特征。我国作为核电领域的后进入者，通过引进吸收与自主研发，目前已完全掌握三代、四代核电技术，达到世界核电领先水平。2000年之前，全球主流以二代核电技术为主，其中压水堆比例最高。这期间，我国经过30年核电设计及建造工作，完成了“引进-消化-吸收-再创新”的全过程，研发出了具有自主知识产权的二代核电技术。秦山一期CNP300是我国自行设计、建造及运营的第一台核电机组，在此基础上中核推出了CNP650并应用于秦山二期、海南昌江、巴基斯坦恰西玛等项目。在引自法国法马通M310机组的基础上，中广核推出了CPR1000并应用于岭澳、红沿河、宁德、阳江、防城港等项目，中核则推出了二代改进型M310+并应用于福清、方家山、田湾等项目。二代核电项目通过批量化建设，打造出了完整、成熟、高效的核电供应链，奠定了核工业发展基础。并且通过不断降低成本、优化建设工期，使得核电竞争力不断提升。为了提升核电安全性和经济性，2000年开始三代核电逐渐走上核电舞台中央。我国是不折不扣的“后来者”，但凭借着政策支持以及成熟的核工业体系成功实现了弯道超车，并且打造出了自主三代核电技术“华龙一号”这样的国家名牌。AP1000、EPR、“华龙一号”三代核电世界首堆均位于中国，我国具备自主知识产权的CAP1400和“华龙一号”，未来将作为核电“走出去”的王牌打开世界核电市场。三代核电较二代技术，机组寿命由40年延长至60年，换料周期由12个月延长至18-24个月，单堆功率提升降低单位投资，使得核电经济性大幅提升。随着核能技术的演进及发展，国际核能界对核电技术提出了更高的要求，于2001年7月成立了第四代核能系统国际论坛（GenerationIVInternationalForum,GIF）并提出了第四代核电技术概念。2002年底，GIF和美国能源部联合发布了《第四代核能系统技术路线图》，选出气冷快堆、铅冷快堆、熔盐堆、钠冷快堆、超临界水冷堆、超高温气冷堆六种堆型，作为GIF未来国际合作研究的重点。在四代核电发展道路上，我国再次走到了世界前列。第四代核电技术具备核废物量最少化、安全性大幅提高、经济性提高、能够防止核扩散的特点，目标是到2030年达到实用化的程度，将对核电行业乃至整个能源行业产生革命性影响。由清华大学核能与新能源技术研究院研发的高温气冷堆，已在山东石岛湾开工建成首台示范电站，该堆型在最严重事故情况下也不会发生堆芯融化等传统风险，具备固有安全性。由中国原子能科学研究院研发的快堆，通过形成核燃料闭合式循环，可使铀资源利用率提高至60%以上，同时使核废料产生量得到最大程度的降低，实现放射性废物最小化。中国实验快堆已成功建成，福建霞浦快堆示范工程于2017年12月开工建设。我国核电产业经过30多年的发展，技术和规模均已经迎头赶上引领世界先进水平。未来对核电的安全性、经济性、低碳排的要求会不断提升，并且会广泛参与国际合作与竞争，我们认为凭借着完整、高效的供应链，以及强大的设计研发能力，我国核电产业仍将持续进步，并将突破核聚变、核燃料后处理等壁垒更高领域。2优质电源属性促核电积极发展2.1核电经济性突出核电项目初期建设投资高，但综合考虑运营、燃料、废物处理费用后的全生命周期成本后，竞争力凸显。即使三代核电造价提升，其经济性仍然很强。而且国内核电设计寿命40-60年有余量，到期后一般会申请延寿20年，进一步增强了核电的盈利能力。用平准化度电成本LCOE来评测，根据IEA测算，2021年我国压水堆核电站LCOE约为65美元/MWh，仅次于光伏的35美元/MWh和陆风的45美元/MWh，且相对煤电具有优势。作为基荷能源，考虑长期运营成本，从成本端对火电、燃气发电拥有极强替代能力。2.2核电绿电属性突出从碳排放水平、环境友好程度，以及对其他相关产业节能减排的促进作用等多方面来看，核电是当之无愧的绿色电力。核电自身具备低碳排放的优势。从全生命周期的角度来考虑，根据联合国政府间气候变化小组（UN，IPCC）测算，核电度电带来的归一化碳排放仅有12gCO2，其温室气体排放量与风电相同，并且几乎低于所有的其他能源。核电对周围环境无污染。核电站在运行过程中不排放SO2、CO2、PM2.5、氮氧化物等对环境会造成污染的气体和颗粒。同时核电站拥有配套完善的辐射防护系统，2022年中国核电监测结果显示核电站运行未引起辐射剂量明显变化，未对核电站周边环境产生不良影响。2022年我国运行核电机组累计发电量为4177.86亿kWh，同期上升2.52%。与燃煤发电相比，核能发电相当于减少燃烧标准煤1.18亿吨，减少排放二氧化碳3.09亿吨、二氧化硫100万吨、氮氧化物87万吨。一座百万kW核电机组对比同功率燃煤机组，每年可减少约600万吨CO2排放。核电助力发电侧双碳落地。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。核能可助力其他行业减碳。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。2022年海阳、红沿河、石岛湾、秦山等机组的供热项目相继开工和投入正式运营，未来有望为厂区、周围工业企业持续供暖供热供汽，为环境保护和节能减排做出贡献。2.3保供能力提升核电刚需属性核电是唯一同时具备基荷电源和清洁能源属性的发电方式。基荷能源是指能够提供连续、可靠电力供应的主力电源，如煤电、核电。核电清洁、低碳、能量密度高、经济性好，不受季节和气候等因素影响，除短暂的换料大修外，能以额定功率长期稳定运行，满足基荷电源可靠、经济、充足和清洁四大要求，是能够替代化石能源基荷电源的最佳选择。核电调峰及降功率运行还将增加安全风险和环保、燃料处理的成本。制造核燃料的铀资源是国家战略资源，降功率运行和停备将直接导致核燃料未经充分利用就被卸出，不但造成铀资源的浪费，而且增加了核电站运行和乏燃料后处理的难度和成本。成熟电力系统已将核电作为基荷能源。根据EnergyCharts对2023年第8周德国公共电力负载的统计，整周168小时内，风电、光伏出力不稳定，火电根据需求负载进行响应调峰，但其国内核电发电功率一直维持在2980MW左右。电力稳定供应是经济发展的重要保障，核电平稳输出属性得到重视。2021年下半年以来，国内动力煤价高企，成本难以传导，导致火电厂供应短缺，叠加部分时段区域性新能源出力锐减，国内多地出现“拉闸限电”情况。根据发改委印发的《2021年上半年各地区能耗双控目标完成情况晴雨表》，广东、福建、云南、江苏、浙江等12个地区在能耗降低和能源消费总量方面均呈现严峻态势。为了完成“双控”任务，一些省份开始采取限电、限产等见效最快的措施，铝材、金属、化工等多个行业都受到了不同程度的影响，光伏产业中的多晶硅、光伏玻璃、光伏支架的上游主要材料工业硅、纯碱、钢铁、铝材等行业面临限产压力，风电也不同程度受到影响，对能源低碳转型造成不利影响。2022年全国电力供需总体紧平衡，部分地区用电高峰时段电力供需偏紧。2月，全国多次出现大范围雨雪天气过程，少数省份在部分用电高峰时段电力供需平衡偏紧。7、8月，我国出现了近几十年来持续时间最长、影响范围最广的极端高温少雨天气，叠加经济恢复增长，拉动用电负荷快速增长。全国有21个省级电网用电负荷创新高，华东、华中区域电力保供形势严峻，浙江、江苏、安徽、四川、重庆、湖北等地区电力供需形势紧张。12月，贵州、云南等少数省份受前期来水偏枯导致水电蓄能持续下滑等因素影响，叠加寒潮天气期间取暖负荷快速攀升，电力供需形势较为紧张。未来我国有望形成核电为基，火电调峰的格局。2022年我国核电机组发电量约占总发电量的4.98%，仍低于国际平均水平。根据中国核能行业协会预计，2035和2060年，核能发电量在我国电力结构中的占比分别需要达到10%和20%左右，与当前OECD国家的平均水平相当。核电利用小时数位列第一。核电厂一次装料后可以连续运行至少12个月，运行过程中不受燃料供给、天气等外部因素影响，发电输出功率稳定，是电网基荷的理想选择。从2014年开始，受电力需求下降影响，核电也被要求参与调峰或降功率运行，利用小时数开始逐年降低，2021年开始回升，2022年全国核电平均利用小时数达7616小时，在各种发电方式中位列第一，平均利用率可达81%。2.4积极有序发展核电成为主旋律核电发展速度受政策影响明显。“八五”计划至“十五”计划时期，国家层面提倡适当、适度发展核电；从“十一五”规划开始，规划明确了将积极推进核电建设，且重点建设百万kW级核电站；“十二五”至“十三五”期间，规划明确了要安全高效发展核电，并突出了东部沿海核电建设这一重点，期间核电实业步入快速发展阶段。到“十四五”时期，根据《“十四五”规划和2035年远景目标刚要》，安全稳妥推动沿海核电建设成为“十四五”时期的重要任务。积极有序发展核电是未来主旋律。为实现碳中和目标，我国逐步构建起“1+N”的政策体系，相继发布了《关于完整准确全面贯彻新发展理念做好碳达峰中和工作的意见》、《2030年前碳达峰行动方案》、《“十四五”现代能源体系规划》等重要文件，其中强调要“积极安全有序发展核电”，进一步明确了核电在构建我国清洁低碳、安全高效的能源体系中的作用和地位。在2021年政府工作报告中，明确提出“在确保安全的前提下积极有序发展核电”，这是自2017年来政府工作报告中首次用“积极”来提及核电。核电发展走出冰封期。在走出2016-2018年没有新项目核准的冰封期后，2019-2021年分别实现了项目核准稳定增长，2019年核准5台机组（山东荣成示范电站、福建漳州一期、广东太平岭一期）、2020年9月核准4台机组（海南昌江二期、浙江三澳一期）、2021年4月核准5台机组（江苏田湾四期、辽宁徐大堡二期、海南昌江小堆项目）。在《中国核能发展报告(2020)》中，给出了核电建设按照每年6-8台持续稳步推进的目标。2022年核准机组台数创近年新高。2022年国务院常务会议指出，为提升能源保障能力和促进绿色发展。对已纳入规划、条件成熟的三门核电二期、海阳核电二期、陆丰核电三期、福建漳州二期3、4号机组和广东廉江一期1、2号机组共10个核电新建机组项目予以核准，创近年新高，显示出积极发展核电精神得到全力贯彻。2.5优质厂址储备满足核电发展需要根据中国核能行业协会数据，截至2022年12月31日，我国在运核电机组55台（未包括我国台湾地区），总装机容量5698.6万kW，仅次于美国的92台9471.8万kW和法国的56台6137万kW，核电机组数量和总装机容量继续位居世界第三位。根据中核战略规划研究总院统计数据，截至2022年底，我国在运、在建、已核准核电机组共有83台，总装机容量8914.87万kW。我国在运、在建核电项目均处于沿海发达省份。我国在运、在建、核准核电机组分布在东部沿海24座核电站，其中漳州、惠州、霞浦、三澳、徐大堡等5个核电站为新建核电站，尚没有在运核电机组。我国核电站分布在东部沿海8个省份，自北向南分别是辽宁、山东、江苏、浙江、福建、广东、广西、海南。我国核电机组利用效率均处于较高水平。2022年我国核电项目平均利用率达91.69%，除广东外我国其他省份核电利用率均高于90%，主要由于台山核电厂1号机组于2021年7月31日开始临停大修，直到2022年8月15日才并网成功。我国在运、在建核电项目有望维持高利用效率，基本上无需担心消纳问题。未来核电建设将更加注重与电网布局和区域经济发展相适应，更好地支撑适合我国国情的新型电力系统建设。我国将充分利用现有沿海核电厂址资源积极安全有序推进项目开发，并通过厂址扩建、复用煤电退役厂址等方式增加厂址资源储备，华中地区电力需求将持续增长，而本地基荷电源比重偏低，电力供需矛盾将进一步加大，预期在条件成熟时，前期工作开展充分的核电厂址将开工建设。西部清洁能源输出省份亦将开展在新能源大基地周边布局核电的可行性论证，为支撑风光等新能源上网做好准备。未来我国核能从沿海到内陆，从东部到中西部的空间布局将更加均衡。2.6核电装机维持稳定发展核电逐渐成为我国发电端的重要一环。根据中电联预计，2023年我国经济运行有望总体回升，拉动电力消费需求增速比2022年有所提高。正常气候情况下，预计2023年全国全社会用电量9.15万亿kWh，比2022年增长6%左右。预计2023年底全国发电装机容量28.1亿kW左右，其中核电5846万kW。根据中国核能行业协会预计，2035和2060年，核能发电量在我国电力结构中的占比分别需要达到10%和20%左右，与当前OECD国家的平均水平相当。核电装机维持合理速度增长。我们对现有在运、在建、核准项目进行测算，由于2016-2018年没有新项目核准，因此2023-2026年我国核电装机增速相对减缓，同时由于2019-2022年恢复正常核准且2022年核准达10台机组，因此核电装机有望在2027-2029年达到小高潮，至2029年底达8365.7万kW，2023-2029年七年我国核电装机CAGR达6.0%。根据我国核电建设进度，以及法国按照电力结构PPE计划每年关闭同等数量的核电机组，我国在运核电机组数量预计在2024年超过法国达到世界第二位。3全球核电发展进入新时代3.1世界核电发展面临的三大问题核电从诞生至今经历了70多年历程，过程波折但坚定前行，发展过程中有3个无法回避、必须面对的问题，为了解决这些问题行业付诸了巨大努力：1）核电安全性。历史上发生过三次重大核事故，分别是1979年美国三哩岛核事故、1986年苏联切尔诺贝利核事故、2011年日本福岛核事故，这三次事故对核电行业产生了巨大冲击，促使行业不断提升核电站安全性，将事故概率降低到极低。针对每次事故的经验和教训，核电技术不断提升，从二代一直进化到四代，目前仍在继续升级之中。2）核电经济性。核电作为主力电源，对每个国家电力成本有着巨大的影响，而早期由于核电设备制造复杂、工期长，核电未体现出经济性优势，制约了项目数量增长。通过规模化，以及产业链培育，核电成熟度不断提升，设备、施工造价持续下降，相对其他电源也体现出了经济性优势，从而在多个国家和地区获得快速推广，成为全球发电占比达到11%的基荷能源。3）乏燃料处置问题。核电站虽然拥有低碳、绿色属性，但每台百万千瓦机组每年仍会产生约21吨乏燃料，如何安全、清洁处理乏燃料，是每个有核国家面临的难题。全球已有法国阿格1700吨/年乏燃料后处理厂等设施建成运行，我国也已经掌握乏燃料后处理技术，正在建设乏燃料处理工业示范厂项目，未来处理能力将逐步增加，以应对逐渐增长的乏燃料处置需求。当前全球都处在能源转型的重要时期，核电作为清洁基荷能源的属性得到重视。美国、法国、日本、俄罗斯等曾经在历史上暂缓核电建设甚至退核的国家，均开始重启核电建设，并制定实施一系列关于核能发展的战略、措施和行动，纷纷提出更加积极的发展目标。目前全球核电装机393GW，规模排名前五的国家分别为美国（95GW）、法国（61GW）、中国（57GW）、日本（32GW）、俄罗斯（28GW），德国（4GW）作为曾经的核电大国目前正处于全面退核状态，印度（7GW）随着国际贸易环境改善占比有望逐渐提高。3.2美国：核电安全与技术创新是未来重点美国是世界上最大的核电生产国，占全球核电发电量的30%以上。2022年底美国在运核电机组规模94.7GW，同比减少0.8%，在建2.4GW。2021年核电发电量7780亿kWh，同步下降1.5%，占总发电量比例19%，同比基本持平，占清洁能源发电量比例55%。1967-1990年是美国核电装机快速增长时期，90年代至今装机规模基本保持稳定。1977-2013年间没有新机组开工，但得益于1977年前核准的47个待建项目，此期间核电装机仍在快速增长。纵观美国核电产业的发展历程，整体呈现出稳定与波动并行、技术与市场并重的特点。核电发电量占比稳定。在美国发电结构中，1990年以来核电一直维持在20%左右水平。天然气发电成本相对较低，21世纪页岩气革命再度夯实天然气成本优势，天然气发电比例快速增长。近年来天然气价格波动明显，以及电源清洁型的重视程度提升，光伏风电成本的快速下降，其占比逐渐提升。美国核电发展波动主要来自经济性和安全性两方面。美国核电开工停滞时期普遍认为天然气发电经济性更具有优势，后来1979年三哩岛核电站事故又引起的公众对核电的安全质疑。2013年核电重启后，由于政策变动导致需要额外建设成本、电力交易市场中缺乏竞争优势等原因，至今美国共有11.1GW核电站提前退役。核电发电效率提升。1980-2000年，电站容量系数由1980年的60%，提升到1991年的70%，2000年以后基本保持在90%以上。同时停堆换料时间大幅缩短，由1990年的107天下降至2000年的40天，目前平均为30-35天。核电产业整合，规模效益凸显。2000年以后，由于核电规模效应逐渐显现以及电力市场化程度提升，美国核电产业经历了整合浪潮，运营商数量由1995年的45家下降到2020年的30家，集中度显著提升。安全监察与科技创新并重，美国对核电重视程度提高。三哩岛事故后安全性被放到了更高的位置。美国成立核电运行研究所（INPO），建立可以定期检测每个电厂运行表现的标准，通常每18-24个月进行一次检查。1990年，针对公众对核电安全性、经济性的疑虑，美国电力研究院制定《电力公司要求文件(utilityrequirementdocument，URD)》，对新建核电站的安全性、经济性和先进性做出明确量化要求。2022年3月，拜登政府在2022财年预算中拨付18亿美元用于发展核能，同比增加50%，同年4月拨付60亿元用于援助面临关停风险的核电站。美国能源部部长格兰霍姆表示，美国非常看好先进核反应堆的前景，尤其重点发展新兴的小型模块化反应堆技术。同年11月，美国能源部投入1.5亿美元用于生产高纯度低浓铀燃料（HALEU），满足美国先进反应堆的核燃料需求。3.3法国：能源安全推动核电大规模重启法国是世界上最大的电力净出口国，核电对其形成综合发电成本较低的优势功不可没。2022年底法国在运核电机组规模61.4GW，同比持平，在建1.6GW。2021年法国核电发电量3794亿kWh，占总发电量比例68%，净出口45亿kWh，主要出口到英国和意大利。法国约70%电力来自核电，在法国能源独立之路上发挥重要作用。法国大规模发展核电之前，大部分年份都是电力净进口状态。1974年第一次石油危机后，法国决定引进西屋的核电技术，重点发展核电产业，以达到保障能源安全的长期政策目的。随着核电安全性和环境友好性引发公众质疑，以及光伏风电等可再生能源发电成本下降，2014年法国政府制定到2025年要将本国核能发电份额降至50%的目标，后被推迟至2035年实现。部分核电站开始陆续关停，核电发电比例有所下降。法国核电立场两极转变，新政府重申核能重要性。随着欧洲能源危机扩大，2021年11月，马克龙宣布法国将重启核电。2022年2月，马克龙宣布了2050年前新建6-14座反应堆的计划，其中6座第二代欧洲压水反应堆（EPR2）为确定计划，预计新建设的反应堆将于2035-37年开始投运；以及另外8座为其他技术方向，与“法国2030投资计划”相辅相成。该计划于2021年启动，总投资规模300亿欧元，旨在推动本国重要工业领域技术创新，其中提到的十大目标里包括模块化小型核反应堆（SMR）。同年4月马克龙连任，确定未来三十年法国将重点发展核电。2023年1月，法国议会通过法案，正式宣布取消2035年将核电比例下降至50%的目标，替换为直到2050年核电比例需保持在50%以上。3.4德国：退核步伐暂缓但趋势不改在过去十年德国核电站大量退役。2022年底德国在运核电机组规模4.1GW，同比持平，无在建机组。2021年德国核电发电量691亿kWh，同比增长7.4%，占总发电量比例12%。德国核电出口主要销往奥地利、荷兰、波兰和捷克共和国，同时从法国进口核电。核事故安全问题引发民众反对态度，德国核电走出倒U型曲线。同样受到1974年能源危机影响，能源独立问题受到关注，德国大力发展核电，直到1989年前德国核电装机都处于快速增长状态。1986年切尔诺贝利事故后，德国核电发展陷入停滞，最后一座新核电站于1989年投入使用。2011年福岛核事故后，德国走上了坚定退核的道路。到2011年初，德国17座核电机组规模21.5GW，占总电源装机容量的15%，核电发电量比例接近30%。2011年12月福岛核电站事故后，德国多台核电机组关停，2011年底核电在运规模骤降至12.1GW，2022年底仅余3台机组。规模4.1GW。受俄乌事件和北溪管道事故影响，德国宣布暂缓核电退出计划，推迟关停原定2022年内退役的3座核电站。3.5日本：核电建设正在稳步恢复日本的一次能源需求约90%依赖进口，核电是其能源安全战略的重要组成。2022年底日本在运核电机组规模31.7GW，同比持平，在建2.7GW。2021年日本核电发电量708亿kWh，同比增长82.7%，占总发电量比例7%。1973-2011年，核电作为日本能源安全战略的重点，快速发展。核事故后日本核电经历了短暂的滞缓阶段，在本土能源短缺背景下核电快速重启。福岛核事故后日本核电发展暂缓，2013-15年是日本核电发电低点，在发电结构中占比仅1%。2011年日本核电发电量约占其总发电量的30%，按照原计划2017年该比例将达到40%，2030年达到50%。然而福岛核事故打乱了这一规划，2011年12月起日本陆续关停大量核电机组。截至2018年，日本核电站累计关闭17.1GW，此后至今没有核电站关停。2014年日本发布第四次能源基本计划，重新确立核电作为清洁基荷能源的重要地位，将核电发电量占比目标调整为，通过新建和重启停运机组，使该比例于2030年达到20%以上。2022年6月，日本首相岸田文雄发布日本新“清洁能源战略”，其中提到要最大限度地利用核能，并被列入岸田文雄的新资本主义行动计划草案，并获得内阁会议批准。2022年11月，日本政府正式启动核能法规修订，延长在运核电站的运行寿命，并在原址进行扩建。同年12月，日本核管理局批准一项新法规草案，允许核反应堆运行寿命超过目前的60年期限，并计划到2030年重启27座反应堆，将核电发电量占比提升至22%。3.6俄罗斯：核电产业海内外同步稳定发展俄罗斯正处于核电的稳步发展期，包括新技术研发以及产品出口。2022年底俄罗斯核电在运机组27.7GW，同比持平，在建2.7GW。2020年俄罗斯核电发电量2157亿kWh，占总发电量比例20%。除本土建设外，核电产品以及服务的出口是俄罗斯的重要政策和经济目标，20多座核电反应堆已确认或计划出口建设。俄罗斯核电发电占比逐年稳定攀升，目前是俄罗斯发电结构中占比最高的清洁能源。1986年切尔诺贝利核电站事故后，俄罗斯核电发展趋缓，苏联解体后核电相关资金短缺，直到1990年代开始向中国、伊朗、印度等国出口反应堆，资金紧张情况得到缓解，俄罗斯核电产业重新回到稳定发展轨道。核电发电量占比由1990年的11%，提升至2020年20%。2022年2月，俄罗斯政府宣布将为新核能发展计划拨款约1000亿卢布（约13亿美元），用以建造小型核电厂、建立闭式燃料循环技术平台、研发新型核燃料等。同年8月，俄罗斯国家原子能公司Rosatom宣布计划设计并建设一种新型高温堆，主要目的在于扩大制氢规模，计划在2030年左右建成。3.7印度：核电之路道阻且长但方向坚定印度核电产业具有起步早但发展较慢的特点。2022年底印度在运核电机组6.87GW，同比持平，在建6.0GW。印度发展核电较早，但发展速度较为缓慢。由于印度的武器计划，没有签署《核不扩散条约》，因此长期以来被排除在国际核电站和核材料贸易之外，严重阻碍本土核电发展。2006年美国与印度签订《民用核能合作协议》，受到国际社会长期孤立的局面被打破，可以公开从美国进口核燃料并引进核技术，核电事业进入快速发展时期。印度油气资源短缺，能源结构以煤炭为主，机遇能源安全以及降碳减排目的，印度将发展核电作为其重要战略部署。2020年印度核电发电量430亿kWh，占总发电量比例2.8%，由于近年来印度社会用电量快速增长，核电占比多年来基本保持稳定。印度煤炭资源丰富，但品质相对较低，在可再生能源重视程度不断提高的国际大背景下，印度将核电作为未来重点发展领域，发电量占比有望提升。印度政府将核电行业视作重点发展目标。为了推动核电产业发展，印度政府向印度核电公司（NPCIL）以外的国有企业开放核产业。2022年8月，印度国家电力集团（NTPC）计划新建4台反应堆。印度政府发布未来10年国内核电站数量实现双倍增长的目标。2022年11月，在第27届联合国气候变化大会（COP27）上发布“印度长期低排放发展战略”（LT-LEDS），计划到2032年印度将核电装机规模增加至目前的3倍（即20GW以上），可为印度提供约3%的发电量，并将研究部署模块化小堆的可行性。4核电产业链国产化加速升级4.1全产业链已实现国产化核电产业链包括从上游核燃料供应到中游核设备生产制造，最后到下游核电建造及运营等。我国核电产业链已形成每年8套核电主设备制造的产能，建设安装产能可满足30台核电机组同时施工的要求，在世界核电市场处于领先地位。从盈利水平角度来看，核燃料产业链、核岛主设备制造以及核电站运营的毛利率较高，相关企业将收获相对更多核电行业高景气的红利。核电在各基荷能源类型中燃料成本占比显著偏低。核电站具有初始投资高、燃料费用较低的特点。初始建设投资一般占电站全生命周期的比例为45-50%，运营成本40-45%，其中燃料采购成本（包括铀矿开采、铀转化浓缩、燃料组件制造等前段环节）仅占10-15%。经合组织核电站的总燃料成本通常仅为燃煤电厂的1/3~1/2、为天然气联合循环电厂1/4~1/5。此外值得注意的是，核燃料的后处理成本占核电站全生命周期成本约5%，随着我国核电存量装机规模的扩大，乏燃料后处理市场潜力不容小觑。4.2上游核燃料循环潜力大中核集团是国内唯一拥有完整核燃料循环产业链的企业。核燃料循环产业链主要分为前端经过铀矿开采、转换浓缩等环节最终完成燃料元件制造，以及后端乏燃料和放射性废物的后处理。中核集团子公司中国核燃料有限公司是中国唯一的核燃料生产、供应和服务企业，并拥有在四川宜宾和内蒙古包头两个核燃料生产基地，国内所有核电站所用核燃料均出自这里。中广核目前亦在积极发展核燃料产业，在哈萨克斯坦、非洲、澳大利亚等国家和地区投资开发铀矿。我们认为未来随着核电产业发展及核燃料需求扩大，核燃料产业发展将呈现更加多元化特征。核电站的燃料成本占比远低于火电。一座百万kW级的核电站，每年需要约30吨的铀原料，同等规模的火力发电站则需要350万吨标准煤，参考过去三年燃料价格，百万千万级电站对于天然铀、动力煤每年需求折合人民币分别为0.2亿元、18.3亿元，核电站的燃料成本远远低于火电。核燃料在核电站运行阶段占总成本34%，大幅低于燃煤机组78%、天然气机组87%的燃料占比。在核燃料循环成本结构中，铀矿开采和铀浓缩的占比较高，分别达到41%、31%。解决高放射性固体废物处理问题是当前重点。放射性废气和废液经处理后达标后可直接排放或重复利用，固态废物处理相对复杂，中低放射性废物经过固化、贮存后移送至区域处置场进行地表处理；高放射性废物，即乏燃料，有两种处理方式：1）开放式核燃料循环：将其作为放射性废物直接最终处理；2）闭式核燃料循环：从中回收的铀、钚等加工制成核燃料组件，实现循环利用，其他废物做深地质处理。我国采用闭式核燃料循环方法。乏燃料处理产业链是主要市场增量。我国核电站配有堆内贮存池，一般设计容量为可贮存10年，早期投运已超出自身贮存容量的核电站可转移至临近核电站暂时贮存，或放置于离堆乏燃料贮存池，但最终仍需运至乏燃料后处理厂进行最终处置。随着审批重启后存量机组规模的不断扩大，以及离堆贮存池选址需考虑后处理厂位置进行配套建设，对乏燃料后处理厂及相关配套设施的需求迫在眉睫。我国乏燃料后处理产业已布局多年，有望即将进入加速发展阶段。2010年我国首座由中核404主导的动力堆乏燃料后处理中试厂投运，乏燃料年处理能力60吨，2017年以其为基础的示范工程开工，设计年处理能力200吨。2019年立项的北山地下实验室已于2022年12月动工，作为高放废物深地质处置的科研平台，是我国核燃料闭式循环科技创新体系的重要组成部分。一座百万kW级的压水堆核电站，每年产生乏燃料约21吨，据此估算，2022年底我国乏燃料累计产生已逾9000吨，远远超过目前的乏燃料后处理能力。我们根据目前已公布的在运、在建以及核准待建核电机组规模进行估算，2025当年将产生1330吨乏燃料，累计乏燃料贮存量达13099吨；2030年当年将产生1883吨乏燃料，累计21254吨，考虑堆内贮存池10年临时贮存规模，2025年、2030年新产生的离堆乏燃料分别为426吨、1024吨；累计需要被处理的离堆乏燃料分别达到3121吨、7095吨。综上，2030年前国内需建成具备年处理能力达到千吨以上规模的乏燃料后处理厂，目前仅60吨/年。4.3中游设备打造大国重器核能发电是将核能依次转化为热能、机械能、电能的过程，依赖数量庞大且复杂的系统实现此过程。按厂房布置分为核岛、常规岛、电厂配套设施（BOP）。按照能量传输边界分为一回路系统（主冷却剂系统）、二回路系统（核蒸汽系统）、三回路系统（冷却水源系统）。一回路系统位于核岛，因系统内介质直接与核燃料接触而具有放射性，核岛设备安全性、稳定性要求是最高的。核岛设备具有投资比重大、利润率高的特征。在核电站总投资的分项费用结构中，核电设备费占到50%的比例，其中核岛设备占全部设备费用的比例达到52%。设备国产化对总投资影响显著，我们测算，目前设备国产化率85%相比核电建设初期全部依赖进口，可以节约40%以上设备购置成本。核岛承担热核反应功能，是实现能量转换、保障核电站平稳安全运营的核心。核岛主要设备制造难度大、制造周期长、对安全性要求高，对企业研发能力、制造加工能力要求很高，国内有能力参与核岛主要设备制造的厂家并不多，主要供货商有东方电气、上海电气、中国一重、哈尔滨电气等。我们认为主要原因在于核电技术壁垒较高，企业想要进入该领域需要付出的前期研发、设备等投资费用非常高，而已参与过核电供货的厂商因为积累了技术和制造能力，更容易拿下新项目订单，从而形成了“强者恒强”的局面。我国核电设备产业链今年有望实现100%国产化率。我国核电设备国产化率，从2017年大亚湾时1%，已提高到防城港3号机组88%，主泵、DCS、重要阀门等长期依赖进口的设备已逐步实现国产化。2022年12月，中核集团首个安全级DCS设备交付；2023年2月国电投宣布，“国和一号”产业链联盟已完成非能动余热排出阀、1E级磁浮子液位计等十一项整机设备攻关，今年有望达到100%国产化水平。我们认为国家装备制造产能升级，会优先选择技术先进、国产率高的领域，核电产业链符合发展要求。4.4下游运营商业模式优异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。目前国内拥有核电站建设和运营资格的企业仅有中核集团、中广核集团、国电投以及华能集团4家，其他电力企业可以凭借厂址资源，通过参股方式参与核电运营。中核和中广核牢牢占据我国核电在运机组规模前两位，2022年底两者市占率达到85%。国电投负责第三代核电技术AP1000消化吸收，并成功研发出我国首个具有自主知识产权的机型CAP1400。华能集团布局高温气冷堆多年，于2020年控股海南昌江核电二期项目正式获得我国第四张牌照。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。我们认为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。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。4.5核电产业链受益分析核电产业链上各参与方参与核电投资的时点存在差别。长周期主设备和土建施工合同在项目开工（FCD）前较长时间就已启动招标，相应承包商受益时序最靠前，订单执行能最快体现在公司业绩上。核燃料供应商和核电站运营商受益时序比较靠后，一般设备承包商受益时序介于中间。5投资分析5.1中国核电：核电龙头布局“风光”迎接新成长中国核电成立于2008年，是我国核电领域的双寡头之一，截至2022年，公司控股在运营机组达25台，在建运营机组8台，总装机/在建装机容量分别达23.75GW/8.88GW，全国在运核电机组55台，总装机56.99GW，公司占总装机容量比例为41.6%，排名全国第二；2021年公司收购中核汇能，完善新能源发电业务布局，2022年公司控股新能源装机容量12.53GW，其中风电4.21GW、光伏8.32GW，控股新能源在建项目5.73GW，新能源装机规模迅速增长。根据2022年报预告，公司2022年度实现归母净利润89.5-92.0亿元，同比增长8.9-12.0%，扣非归母净利润89.4-91.9亿元，同比增加11.6-14.7%，业绩增长略低于预期。根据年报预告测算，2022Q4公司实现归母净利润9.2-11.7亿元，环比下滑54.9-64.6%，主要系发电量和在运机组同比增长，公司相关成本如核燃料成本和运维成本费用增加，同时公司核电和新能源项目加大开发力度，前期投入费用增加，导致2022Q4公司业绩环比下滑，我们认为公司具备长期增长潜力。5.2中国广核：优质运营商受益核电加速核准中国广核是中国广核集团的核电运营上市主体，主营业务为建设、运营及管理核电站，销售核电站所发电力，组织开发核电站的设计及科研工作。截至2022年，公司管理26台在运和7台在建核电机组，装机容量分别为29.38GW和8.36GW，在运核电机组容量占全国在运总装机容量的51.91%，是我国最大的纯核电运营商。2022年公司发电量同比下降，主要原因为检修时间较2021年同期增长，台山1、2号机组换料大修拖累公司2022年的电量表现，公司整体2022年发电量下滑1.38%（包括联营企业），但公司全年营收及净利润等业绩表现依然实现了小幅增长。公司2022年营业收入828.2亿元，同比增长2.7%，归母净利润99.6亿元，同比增长2.1%。5.3江苏神通：特种阀门龙头持续扩展业务领域江苏神通成立于2001年，主营业务为特种阀门的研发、生产与销售，核心产品包括蝶阀、球阀等七个大类，广泛应用于核电、火电等领域。近年来公司通过纵向与横向两个维度提升业务规模。在核电领域，公司获得自2008年以来已招标核电蝶阀、球阀中90%以上的订单，常年占据行业领先地位，并自2016年以来持续加码乏燃料后处理产能，持续提升公司在核电领域的竞争力。现阶段，公司业务范围已开拓至核电、化工、冶金、节能服务、氢能等领域。2022年，公司受疫情影响，开工项目进度不及预期，导致业绩同比下滑，2022年前三季度公司实现营业收入14.5亿元，同比下降3.7%，归母净利润1.8亿元，同比下降16.0%，根据公司2022年业绩预告，公司2022年实现归母净利润2.2-2.5亿元，同比下降13.1-0.0%，2022年12月以来，随着疫情等不利因素解除，下游需求逐步回暖，公司经营业绩有望稳步恢复和改善。5.4应流股份：高端铸造龙头核电业务厚积薄发应流股份于2000年成立，是高端铸造领军企业，主要产品包括泵及阀门零件和机械设备构件。公司产品广泛应用于航空航天、核能、能源装备等领域。公司早在2008年就获得了核安全设备制造许可证并批量生产，公司逐步从核电站常规岛零部件做到核岛零部件，再到核岛核一级核心部件，实现了多个产品实现进口替代，现已成为国内核电机组各类铸件、金属保温层、乏燃料格架核辐射屏蔽材料的核心供应商。20