下面是小编为大家整理的核电行业分析：碳中和下核电或大力发展,供大家参考。
展 核电行业分析：碳中和下核电或大力发展 1. 现有核电发电量占比低，未来或大力发展
1.1 现有核电发电量占比较低，发展潜力较大
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%。
1.2 核电低碳清洁，能够有效降低温室气体排放
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。
1.3 核电具有高利用小时/ 低成本/ 原料少多重优势
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。
低成本：根据中国核能行业协会援引核电网的数据，2020年核电发电成本 39.5 元/万千 瓦时。
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。
2. 国产三代技术突破，核大国向核强国转型
2.1 核电技术发展历程
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）和第四代核电技术（21 世纪）。
四代技术目标：第四代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
2.2 国产三代技术日臻成熟，全产业链优势明显
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。
2.3 国产核电技术发力“ 走出去”
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 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%。
3. 政策端持续发力，2035 年装机规模或达 2 亿千瓦
3.1 政策端持续发力，提供行业发展机遇
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。
3.2 2035 年装机规模或达 2 亿千瓦
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。
4. 市场折价或消失，电价提升动力强
4.1 核电电价定价机制演变
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。（报告来源：未来智库）
4.2 过去核电市场电价总体较计划电价有一定折让
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。
4.3 市场化进程中，核电电价提升动力强
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。
5. 产业链上中下游全梳理
5.1 产业链整体布局
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。
5.2 上游
未来铀矿资源或产量不及需求
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。
中国多措施积极降低铀矿对外依存度
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。
乏燃料回收是解决上游原材料的有效途径
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《能源技术革命创新行动计划（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。
5.3 中游
近 打破国外垄断，国产化率接近 90%
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。
比 核岛技术要求高，投资成本占比 58%
核电设备由核岛、常规岛和辅助系统三个部分组成。
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。
常规岛：技术壁垒较低，市场竞争相对激烈，综合国产化率达 85%以上。
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。
核岛组成部件多，国产化率逐步提升
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%。
5.4 下游建设
于 建设成本下降，周期逐步稳定于 5 年 年
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。
核电站主要集中于沿海地区
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。
中国广核和中国核电为两大龙头
核电下游运营具有建设周期长、运行时间长以及行业竞争者少的主要特点。
建设周期长：核电前期工作一般需要 5-10 年，工程建设及安装调试一般需要 5 年左右。
运行时间长：第三代核电站投产后运行时间可达 60 年。
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。
两大龙头：中国广核和中国核电 2020 年核电发电量占比分别为 51%和 42%。
6. 中国核电 vs 中国广核
6.1 业务布局
中国广核和中国国核电是目前中国核电站运营的龙头企业。
6.2 装机容量
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。
6.3 发电量
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。（报告来源：未来智库）
6.4 历史业绩
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。
6.5 业绩预期
中国核电近年来发展核电的同时发展风光，收入及利润增速较高。根据 wind 一致 预期，2021/2022 年，中国核电总收入分别为 617.52/691.78 亿元，yoy 分别为 18.13%/12.03%，净利润分别为 80.47/100.48亿元，yoy分别为 34.22%/24.86%；中国广核总收入分别为 754.98/804.99 亿元，yoy 分别为6.96%/6.62%，净利润分别 为 103.51/112.11 亿元，yoy 分别为 8.25%/8.31%。
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