1. 現有核電發電量占比低，未來或大力發展

1.1 現有核電發電量占比較低，發展潛力較大

近年來中國實現了核電的起步和規模化發展，核電裝機容量及發電量逐步增長。 2015-2020年，全國核電裝機容量從2717萬千瓦上升至4989萬千瓦，CAGR達 12.9%;核電發電量從1714億千瓦時上升至3662億千瓦時，CAGR達16.4%。 現有核電發電量占比低，相比世界先進水平有較大發展空間。截止2020年，世界平均核電發電量占比10.4%，排名第一的法國占比70%。根據wind數據，中國2021核電發電量占比總發電量的5.02%。

1.2 核電低碳清潔，能夠有效降低溫室氣體排放

核電作為低碳清潔能源，能降低溫室氣體排放。和煤炭或天然氣的發電站相 比，核電的熱源的裂變反應，形成閉合回路，沒有二氧化硫、氮氧化物排放。 根據王彥哲等《中國核電和其他電力技術環境影響綜合評價》，核電生命周期 單位發電量碳排放僅為10.9 gCO2/(kW·h)，遠低于煤電、氣電、水電、光伏等 其他發電方式。核電發電二氧化碳排放主來自燃料開采和廢棄處理環節。

1.3 核電具有高利用小時/低成本/原料少多重優勢

高利用小時：核能發電不受天氣、季節或其他環境因素的影響，2021年中國6000千瓦及以上核電廠發電設備利用小時達到 7802小時，遠超新能源。

低成本：根據中國核能行業協會援引核電網的數據，2020年核電發電成本39.5元/萬千 瓦時。

原料投入少：根據中國核能行業協會援引核電網，1000 克標準煤、礦物油及鈾分別產 生約8千瓦時、12千瓦時及24兆瓦時的電力。

2. 國產三代技術突破，核大國向核強國轉型

2.1 核電技術發展歷程

核電發展的趨勢是安全水平更加卓越、經濟性更好、核燃料利用率更高、廢物產 生量更少。核電技術發展歷程可以分為第一代核電技術(20世紀50年代到60年代 中期)、第二代核電技術(20世紀60年代到90年代)、第三代核電技術(20世 紀90年代至今)和第四代核電技術(21世紀)。

四代技術目標：第四代核能系統將滿足安全、經濟、可持續發展、極少的廢物生 成、燃料增殖的風險低、防止核擴散等基本要求

2.2 國產三代技術日臻成熟，全產業鏈優勢明顯

中國核電產業在核電項目的建設中不斷成長，三代技術產業體系完整。我國設 計自主的核電技術路線華龍一號、國和一號設備國產化率高達85%。三代核電 產業體系的建立，離不開政府、業主、設計院、設備制造商等協同合作，形成 三代核電技術產業聯盟，促進三代核電設備的研發制造。

2.3 國產核電技術發力“走出去”

全球范圍內，新增核電裝機空間或將主要將集中于發展中國家。截至2021年6月，全球 共有32個國家使用核能發電，在運營的443座機組中，主要集中在發達國家，且大部分 擁有核電機組的發達國家，核電發電量占比也在15%以上，我們認為未來發達國家核電 新建市場空間有限，新增核電裝機空間或將主要將集中于發展中國家。 “一帶一路”助力核電“走出去”。根據國家能源局，到2030年“一帶一路”周邊沿線 國家將新建107臺核電機組，共計新增核電裝機1.15億千瓦，新增裝機占中國之外世界 核電市場的81.4%。

3. 政策端持續發力，2035年裝機規模或達2億千瓦

3.1 政策端持續發力，提供行業發展機遇

政策環境利好核電，為行業發展提供機遇。2018-2021年，中國陸續出臺了多 個核電行業政策，保障核電運營的規范性和安全性。

3.2 2035年裝機規模或達2億千瓦

綜合中國核能行業協會及有關機構的研究成果，到2025年，我國核電在運裝機規 模將達到7000萬千瓦左右，在建機規模接近4000萬千瓦。到2035年，我國核電 在運和在建的裝機規模將達到2億千瓦左右，發電量約占全國發電量的10%左右。

4. 市場折價或消失，電價提升動力強

4.1 核電電價定價機制演變

中國核電電價定價機制主要經歷了“還本付息電價”至“標桿上網電價”變化。 2013年6月，國家發改委發布了《關于完善核電上網電價機制有關問題的通知》，其 中明確：對新建核電機組實行標桿上網電價政策，并核定全國核電標桿電價為0.43元 /千瓦時;2019年3月，國家發改委印發《三代核電首批項目試行上網電價的通知》， 明確三代核電首批項目試行上網電價，試行價格從項目投產之日起至2021年底止。(報告來源：未來智庫)

4.2 過去核電市場電價總體較計劃電價有一定折讓

核電機組上網電價由計劃內銷售電量上網電價(計劃電價)和市場化交易電量電價(市 場電價)兩部分組成，其中計劃電價由有關政府部門核準批復，市場電價通過市場化交 易形成。 核電市場電價總體較計劃電價存在一定折讓。根據中國核電網援引電促會核能分會提供 的信息顯示，2016—2018年，秦山、江蘇、福清、紅沿河、寧德、防城港等核電基地核 電平均交易電價均低于上網標桿電價，市場交易電價在0.26—0.37元/千瓦時之間。

4.3 市場化進程中，核電電價提升動力強

2020年，全國各電力交易中心累計組織完成市場交易電量3.2億千瓦時，同比增長 11.7%，市場化交易電量的比重持續提升。2021年10月11日，發改委發布《關于進一步 深化燃煤發電上網電價市場化改革的通知》，要求有序放開全部燃煤發電電量上網電 價， 電力市場化進程進一步加快。

2015年新一輪電力市場改革以來，核電電價市場化改革進一步深化，逐步引入雙邊協商 定價和市場競價機制，對核電經濟性提出更高要求。由于核電發電成本顯著低于火電， 核電在電力市場化進程中保有顯著成本優勢，展望未來，我們認為核電市場化交易電價 有望改善原有的折價情況，電價提升動力強。

5. 產業鏈上中下游全梳理

5.1 產業鏈整體布局

核電產業鏈包括了核燃料供給商、設備供應商、電力設計、科研、施工、安 裝、發電和輸配電等企業，可以按照其在產業鏈中的位臵分為上游、中游和 下游共三個環節。

5.2 上游

未來鈾礦資源或產量不及需求

核燃料成本是核電發電企業的經營成本的重 要組成部分。此成本包括購買天然鈾、鈾轉 化及濃縮服務、燃料組件加工服務及其他相 關服務的成本。天然鈾成本一般占核燃料成 本的一半左右。

鈾資源的開采、加工、供應是發展核燃料的 前提。根據礦業情報局網易號援引世界核能 協會的數據顯示，2020年全球鈾產量總計 47731噸，僅占全球需求量的74%，創十多 年以來的最低水平。由于鈾需求和鈾產量錯 配，未來鈾礦資源或產量不及需求導致原材 料供應緊張。

中國多措施積極降低鈾礦對外依存度

我國鈾資源大部分屬于非常規鈾，不僅品位 低、埋藏深，且開采成本昂貴，因此需要海 外進口。我國鈾資源對外依存度常年維持在 70%以上。

乏燃料回收是解決上游原材料的有效途徑

乏燃料指的是在反應堆中“燃燒”到一定程度后，從堆中卸出的核燃料。乏燃料含有的核 素中，鈾、钚可以重新制成燃料元件，另外一些元素如氪、鍶、锝、銫、钷、镎、镅等， 在國防、宇宙能源、醫療衛生、工業和科學研究等領域具有重要作用，為核能的綜合利用 開辟了廣闊的前景。 乏燃料的處理方式包括開式核燃料循環和閉式核燃料循環處理，其中閉式循環可將乏燃料 中鈾和钚等珍貴物質進行回收再利用。 在核電快速發展過程中，乏燃料產量不斷增長，2020年乏燃料年產量為2010年的2.5倍。 乏燃料已被納入《能源技術革命創新行動計劃(2016-2030)》重點任務之一，未來，我 國將大力推進乏燃料后處理，商業前景廣闊。

5.3 中游

打破國外壟斷，國產化率接近90%

中游核電設備國產化率顯著提高。我國二代核電技術國產化率從大亞灣不到1%， 提升到 防城港二期85% 以上。引進的AP1000技術從三門一號機組的30%提升到了72%。我國自 主設計研發的華龍一號、國和一號示范工程國產化率都在85%以上，并且在后續依托項目 批量化建設，能夠將國產化率提高到90%以上。

核島技術要求高，投資成本占比58%

核電設備由核島、常規島和輔助系統三個部分組成。

核島：核電設備國產化最難攻克部分，由于技術難、產品安全可靠性要求高、資質難獲取、 供貨周期長，核島的壟斷程度高，幾乎為國企，民企資本成本壓力大。

常規島：技術壁壘較低，市場競爭相對激烈，綜合國產化率達85%以上。

輔助設備：蒸汽供應系統之外的部分，主要包括核電電纜、電站空冷系統、通風系統、反應 堆安全殼和核電機械設備。

核島組成部件多，國產化率逐步提升

反應堆壓力容器、主管道及熱交換器和蒸汽發生器為核島三大主要部件，成本占比分 別為23%、20%、17%。 核電閥門受益于國產化程度高，成本占比逐漸降低，2019年僅占12%，國產核級閥門 價格僅為進口核級閥門的11.5%，截止至2021年，閥門國產化程度已達到80%。

5.4 下游建設

建設成本下降，周期逐步穩定于5年

隨著核電機組后續規模化推廣和應用， 同一類型后續機組的建設周期會縮短， 投資成本會顯著降低。 我國同類型機組建設隨國產化程度提 升，成本下降。 三代機組相比二代安全性能、發電效 率、單機組容量均有提升。

核電站主要集中于沿海地區

目前核電站主要集中于沿海地區主要原 因包括： 內陸核電站需平衡枯水期居民用水和 核電站用水。沿海發電站可充分利用 海水冷卻，且更利于廢水排放; 安全性更高; 現階段，中國沿海城市用電量較大。

中國廣核和中國核電為兩大龍頭

核電下游運營具有建設周期長、運行時間長以及行業競爭者少的主要特點。

建設周期長：核電前期工作一般需要5-10年，工程建設及安裝調試一般需要5年左右。

運行時間長：第三代核電站投產后運行時間可達60年。

運營公司少：我國經國務院正式核準的核電項目(除示范工程、研究堆外) 均由中國廣核、 中國核電和國家電投三家分別或合作開發運營。

兩大龍頭：中國廣核和中國核電2020年核電發電量占比分別為51%和42%。

6. 中國核電 vs 中國廣核

6.1 業務布局

中國廣核和中國國核電是目前中國核電站運營的龍頭企業。

6.2 裝機容量

目前中國廣核在運/在建機組數量及裝機容量方面領先于中國核電。 2020年，中國廣核在運機組數量達24臺，在運機組裝機容量達2714.2萬千瓦; 中國核電的在運機組數量為23臺，在運機組裝機容量達2139.1萬千瓦。 2020年，中國廣核的在建機組數量共7臺，在建機組裝機容量達821萬千瓦;中 國核電的在建機組數量為4臺，在建機組裝機容量達470.3萬千瓦。

6.3 發電量

由于核電裝機量的差異，2019-2020年，中國廣核的核電發電量均大于中國核 電。2020年，中國廣核的核電發電量為1656.68億千瓦時，中國核電的核電發 電量為1483.36億千瓦時。 盡管中國核電存在一部分新能源發電量，2019-2020年中國核電的整體發電量 仍小于中國廣核。(報告來源：未來智庫)

6.4 歷史業績

2018-2020年，中國廣核的總收入及凈利潤均領先于中國核電。2020年，中國廣 核實現總收入699.78億元，凈利潤95.62億元;中國核電實現總收入516.72億元， 凈利潤59.95億元。

6.5 業績預期

中國核電近年來發展核電的同時發展風光，收入及利潤增速較高。根據wind一致 預期，2021/2022年，中國核電總收入分別為617.52/691.78億元，yoy分別為 18.13%/12.03%，凈利潤分別為80.47/100.48億元，yoy分別為34.22%/24.86%; 中國廣核總收入分別為754.98/804.99億元，yoy分別為6.96%/6.62%，凈利潤分別 為103.51/112.11億元，yoy分別為8.25%/8.31%。