2024年中国核电研究报告：核电发展稳中有升，龙头企业充分受益

1 核电运营商龙头，高质量卓越发展

1.1 发展历程：坚守核电运营商责任，布局非核能源领域

42 年勇担核电主责，非核能源持续加码。中国核电前身为秦山核电厂； 1985 年，我国大陆第一座核电站——秦山核电站 30 万千瓦核电机组开 工建设，标志着我国大陆核电实现“零的突破”；2008 年，公司正式成 立；2011 年，公司转制为股份公司；2015 年，中国核电成功登陆 A 股 市场；同年，秦山核电基地全面建成投产，成为我国机组数量最多、堆 型品种最丰富、装机最大的核电基地；2008 年以来，包括田湾核电、三 门核电、福清核电等重要子公司在内的多家项目公司相继成立，核电发 展遍地开花；2020 年，公司收购中核汇能为全资子公司，2022 年中核 汇能完成增资扩股，目前中国核电仍控股 70%，负责风电、光伏等可再 生能源开发。历经 42 年的艰苦创业，中国核电以“追求卓越，挑战自我” 为价值导向，勇担国任，逐步成长为世界领先绿色能源上市公司。

致力三业并举，开拓清洁能源市场。公司的主营业务为核能电力生产及 销售，此外还提供核电对外技术服务等。公司大力发展核能、非核清洁 能源、战略新兴产业等三大产业：核能发电稳步开拓：公司控股核电在 运机组 25 台安全稳定运行，2023 年全年核准 4 台百万千瓦核电项目， 全部 15 台核准及在建机组按计划有序推进；全国首个工业领域核能供 汽项目——田湾核能供汽项目顺利建成，为中国石化产业破解国际市场 能耗贸易壁垒提供绿色解决方案。非核清洁能源开发卓有成效：公司 2023 年新能源在运装机容量增长近 600 万千瓦，新能源发电量占公司 总发电量比例已超 10%，实现历史性跨越；在国家第三批风光大基地项 目申报中，获得多个百万千瓦新能源项目开发权。战略性新兴产业布局 取得新进展：钙钛矿太阳能电池科研取得阶段成果，刚性、柔性小型组 件效率均达行业内领先水平；设立同位素专项组，开展同位素生产经济 性、热室共享模式等分析；设立储能专项组，统筹推进储能产业研究和 开发。

中核集团全产业链支撑，项目工程建设有序推进。控股股东中核集团建 立了完整的核工业体系，包括天然铀的探、采及核燃料制造、核电技术 研发、工程建设总包，到整个核燃料循环及后端的放射性废物处理处置 等。中核集团是国内核燃料循环专营供应商，且是唯一拥有完整核燃料循环产业、能够实现闭式循环的特大型中央企业，并具有较强的核环保 工程和核技术应用的专业力量。核电是中核集团核产业链中一环，中核 集团的全产业链优势可给予中国核电大力支持，成为持续发展的坚强后 盾，也为提升产业链整体价值提供了可能。新能源项目 95 个光伏项目、 25 个风电项目、4 个储能项目等均按计划或提前实现并网；福清 5/6 号 机组获得国家优质工程金奖；系统推进各在建工程高标准有序建设，公 司 11 台核电在建机组项目稳步推进。

坚持技术自主化，推动能效提升。公司一直以来坚持走自主化路线，配 合国家的核电自主化整体安排，实现核电技术消化吸收再创新，掌握多 项核心技术。秦山一核自主创新形成了一套完整的堆芯水下检修专业技 术，此技术填补了国内核电检修领域的空白；秦山三核发挥重水堆优势， 通过自主创新实现了钴 60 同位素生产和回收铀研发、应用，创造了较好 的社会效益；中核集团联合其他单位研发“华龙一号”三代核电技术， 满足国际最先进的法规标准，具有完全自主知识产权。公司修订形成“3- 888”科技创新总体规划，构建三大研究领域“应用基础科研+运维与在 建工程科研+产业化科研”，开启第一批中国核电级科研平台的统筹建设 工作，优化调整中国核电科学技术委员会组织架构及运作机制，依托中 国核电战咨委、高校、研究机构等开展重大课题研究；公司与清华大学 联合成立校级数字核电技术联合研究中心，控股子公司中核武汉成为第 29 批国家企业技术中心，秦山核电同位素制备和应用技术中心获 2023 年浙江省工程研究中心认定。进一步加强 EPRI 成果转化应用，优化调 整组织机构及运作机制，2023 整年共开展 134 项 EPRI 成果的转化，获 得 2 项 EPRI 成果转化奖。

1.2 财务状况：业绩稳健提升，费用管控合理

公司业绩保持稳中有进态势。2020-2023 年，公司营业收入从 522.76 亿 元增长到 749.57 亿元，CAGR 为 12.76%，主要是由于新能源装机规模 同比增加带来发电量增加；归母净利润从 59.95 亿元增加到 106.24 亿 元，CAGR 为 21.01%。2024 年第一季度，公司营业收入 179.88 亿元， 同比增长 0.53%；归母净利润 30.59 亿元，同比增长 1.18%，主要系公 司发电收入增加、成本费用减少。公司把握核电关键技术，开发核能多 用途，同步发展风电、光伏等清洁能源，公司业绩稳健提升，未来随商 运机组持续增加，业绩有望保持稳中有进态势。

期间费用显著下降，研发投入略微减少。2023 年公司期间费用率同比 下降：2023 年公司财务费用率为 9.74%，财务费用同比下降 10.35%，财务费用减少主要系开展高息债务置换等资金精益管理导致 利息费用同比减少，另受汇率波动影响；2023 年管理费用率 5.11%， 管理费用同比下降 17.11%，主要系计入管理费用的前期开发费用同比 减少所致；2023 年销售费用率 0.15%，销售费用率小幅上升，主要系 2023 年电厂两个细则考核费用增加和新能源装机规模增加导致销售服 务费增加。2024Q1，期间费用继续呈现下降趋势，降本增效成果明 显，显示费用管控合理，未来随在运装机容量持续增加，规模效应有望 持续凸显，期间费用有望显著下降。2021-2023 年，研发费用率呈现逐 年略微下降的趋势，主要系公司项目支出调整。2024Q1 研发投入较 少，为 0.57 亿元，主要系项目进度影响。鉴于公司在核电领域积淀 42 年，开启了我国核电事业，技术储备较为丰富，在行业内应具备较好的 技术优势。

核电为公司盈利主要来源，持续细化业务结构。2023 年，公司对业务结 构进行进一步细化，将原本的电力行业电力销售收入分解成核电、风电、 光伏、核电相关服务、钴调节棒辐射款等分业务，核电仍是盈利的最主 要来源，随着公司在非核清洁能源领域的持续深耕与布局，风光发电项 目相继投产，有利于未来盈利的进一步增长。2023 年，电力业务毛利率 45.29%，较 2022 年略微下降，主要系发电机组及发电量增加，发电成 本随之增加，另本年新增 3 台机组计提乏燃料处置费。随商运机组增加， 规模效应有望凸显，毛利率有望提升。

合同负债大幅增加，存货保持稳步增长。2023 年，合同负债达 245.21 亿元，环比增加 158.86%，主要系预收线路租赁款增加，2024Q1 合同 负债为 174.23 亿元，预示业务规模进一步扩大，合同履行情况良好。 2020-2023 年，公司存货保持稳步增长，核电机组正常安全运行， 2023 年备品备件、核燃料占比略微下降，分别为 30.06%、23.81%， 委托加工物资为 40.39%，占比有所上升，或显示公司进入扩产周期。

1.3 主营业务：清洁能源运营商龙头，售电量稳定增加

核电供应商龙头，大力发展非核清洁能源。公司的主要产品是电力，2023 年占总营业收入的 97.74%，主要分为核能、光伏与风力发电三类。2023 年，核能发电为最主要产品，发电量 1864.77 亿千瓦时，同比增长 0.67%， 上网电量累计为 1744.58 亿千瓦时，同比增长 0.72%。2023 年，光伏 与风力发电发展迅猛，光伏发电量 124.78 亿千瓦时，同比增长 66.14%， 上网电量累计 123.51 亿千瓦时，同比增长 66.12%；风力发电量 109.03 亿千瓦时，同比增长 66.78%，上网电量累计为 106.40 亿千瓦时，同比 增长 66.56%。2023 年全年公司累计商运发电量 2098.58 亿千瓦时，比 去年同期增加发电量 105.71 亿千瓦时，同比增长 5.30%；累计上网电 量 1974.49 亿千瓦时，同比增长 5.57%，显示公司发电量稳定。

公司在运核电机组业绩保持世界一流水平。2023 年，公司 25 台核电运 行机组保持安全稳定运行，装机容量 2375.0 万千瓦，其中 WANO 满分 机组 18 台，综合指数平均分 98.22；全年完成 17 次大修，其中 16 次常 规大修平均工期 23.75 天，在保证安全质量的前提下，较 2022 年进一 步优化 3.4 天；全年累计安全发电 2098.58 亿千瓦时，同比增长 5.30%。

1.4 股权结构：股权结构稳定，社保基金战略投资

公司股权结构稳定。截至 2024Q1，公司实际控制人为国务院国有资产 监督管理委员会，中国核工业集团有限公司持股 59.36%，为公司第一大 控股股东。公司具有 6 家全资子公司、23 家控股子公司、5 个联营企业 和 1 个合营企业，其中包括中核技术投资、中核核电运行管理等全资子 公司以及各个地区的核电基地等。

社保基金战略投资公司，有力支撑公司长期成长。2024 年 7 月 11 日， 公司发布公告，拟向特定对象（中核集团与社保基金会）发行 A 股股票， 以 8.52 元/股的价格发行 16.43 亿股，拟募集资金不超过 140 亿元，其 中社保基金会拟认购 120 亿元，中核集团拟认购 20 亿元，募集资金扣 除发行费用后将全部用于投资建设核电项目。社保基金会作为战略投资 者与控股股东参与认购，有力支撑公司长期成长。

2 核电连续三年核准机组超过两位数，资本开支上行景气度持续

2.1 需求端：能源转型需求迫切，中核集团核心板块

“3060”双碳目标促使我国进行能源转型。

核电全生命周期碳排放量少、成本低、利用小时数高。联合国欧洲经济 委员会（UNECE）日前报告，核电是全生命周期度电碳排放量（二氧化 碳当量与发电量比值）最低的发电方式，核电度电碳排放不足火电碳排 放的百分之一。根据 IEA2020 年发布的《发电成本测算》，核电全生命 周期低于其它所有发电方式。根据人民网《第三代核电技术——更高效 更清洁 更安全（开卷知新）》，每台“华龙一号”机组每年清洁发电近 100 亿千瓦时相当于减少标准煤消耗 312 万吨，减少二氧化碳排放 816 万 吨，相当于植树造林 7000 万棵。作为低碳能源，核能具有能量密度大、 基荷电力稳定、单机容量大、占地规模小、长期运行成本低、核燃料易 于储备、可有效提高能源自给率等优势。在各种新能源形式中，核电的 年利用小时数在过去十年内都在 7000 小时以上，是唯一能够超过火电 的能源形式，因此核电可以作为基荷能源的有效补充。

核电站建设增长空间大。据中国核工业官方澎湃号，核电运行稳定，换 料周期长，是当前乃至未来一段时间内唯一可以大规模替代化石能源的 基荷电源，也是全生命周期碳排放最少的电源，在清洁替代和能源生产 与消费革命的转型中具有突出的优势。从我国当前的发展阶段来看，科 学安全有序地推动能源转型、实现碳达峰、碳中和目标离不开核能。从 脱碳需求及电力装机电量平衡预测来看，2060 年我国核能发电量占比 需达到 20%以上才能实现碳中和目标，而据《我国核电运行年度综合 分析核心报告（2023 年度）》，2023 年核电发电量仅占全国总发电量的 4.86%，仍有较大差距。据国家原子能机构援引中国能源报，“十五 五”和“十六五”期间，按年度开工 8-10 台百万千瓦机组规模预计， 2030 年、2035 年我国核电装机将分别达到 1.2 亿千瓦、1.5 亿千瓦左 右，发电量分别约占全国总发电量的 7.3%、10%。截至 2024 月 3 月 31 日，我国（大陆地区）核电装机容量 58.22GW，根据 IAEA，排名 全球第三。根据《中国核能现代化发展战略》预测，2060 年前后核电 装机规模有望达到 4 亿千瓦，尚有建设增长空间。

中国核电是中核集团的核心资产。2018 年 1 月，党中央、国务院作出中 核集团和原中核建设集团合并重组的重大决策。新的中核集团建立起先 进核能利用、天然铀、核燃料、核技术应用、工程建设、核环保、装备 制造、金融投资等核心产业以及核产业服务、新能源、贸易、健康医疗 等市场化新兴产业，形成更高水平的核工业创新链和产业链，显著提升 了我国核工业的资源整合利用水平和整体国际竞争实力。中国核电隶属 于中核集团，2019-2023 年中国核电在集团的利润占比波动上行，2023 年以占中核集团 26.77%的营收，贡献了 86.80%的利润，系中核集团的 核心资产，对支撑我国核工业体系意义非凡。

2.2 供给端：核电开启批量化建设，具备每年稳定核准开工 8-10 台机组能力

政策面：国家政策支持核电积极安全有序发展。据核能行业协会发布的 《中国核能发展报告 2020》，预计到 2025 年中国在运核电装机达到 7000 万千瓦，在建核电站装机达到 3000 万千瓦，到 2035 年在运和在 建核电装机容量合计将达到 2 亿千瓦；根据《中国核能发展报告 2023》， 预计至 2030、2035 年，核电装机规模分别约达 1.2 亿千瓦、1.5 亿千 瓦，展望 2060 年，核电装机规模需达到 4 亿千瓦以上，具备每年开工 8-10 台机组的产业能力，建议充分利用，每年稳定核准开工 8-10 台百 万千瓦级核电机组。

福岛核事故发生已过 13 年，核电自省多年沉淀。2011 年 3 月 11 发生 的福岛核事故是自 1986 年切尔诺贝利核事故以来最严重的核事故。福 岛核事故的出现其实是“天灾+人祸”的共同作用：首先发生事故的反 应堆是美国通用电气（GE）于 20 世纪 60 年代设计并建造的“马克 1 型反应堆”，虽然进行过改进，但 GE 未考虑极端自然灾害发生时的风 险，而日本福岛第一核电站恰好经历的是东部海域 9.0 级大地震的极端 灾害；另一方面，在处理福岛核事故的过程中，操作员一直在采取比较 保守的冷却方式，抱有侥幸心理，同时日本政府在处理福岛核事故时存 在信息不畅的现象，影响了核事故的处理进程。“天灾+人祸”的共同 作用最终导致了该事故的发生。2011 年以来，结合福岛核事故的经验 反馈，中国核电企业对在运、在建核电站持续开展了安全改进，以提 高安全水平。2011 年到 2014 年，放缓了在建的批复速度，做了大量 的工作。

技术面：“华龙一号”精雕细琢，批量化建设已经开启。2015 年，中 国自主三代核电技术“华龙一号”示范机组分别在福建福清和广西防城 港双线开建。“华龙一号”采用的“能动和非能动相结合”的安全设计 理念，安全和性能指标均达到国际三代核电技术的先进水平。2020 年 9 月，国家核准了采用“华龙一号”三代核电技术的海南昌江核电二期 工程和浙江三澳核电一期工程，标志着我国已经开始批量化建设“华龙 一号”机组。纵观我国核电机组国产化率从大亚湾核电的不足 1%，逐 步提升至福清三期核电的 88%，显示我国在核工业体系建设能力上的 长足进步。国产化率一方面提升了我国核工业的自主可控能力，降低了 对外依赖度，提高抗风险能力，另一方面大大降低了建造成本。

批量化的核电机组投资成本有望下降，原因包括：1）批量化建设带动国 产化水平的提高，使蒸汽发生器、稳压器、主泵等关键设备迅速实现国 产化，大幅度降低了设备采购的费用；2）批量化建设推动标准化的实现， 使学习效应发挥作用，工程建设费用得到降低。3）批量化和国产化水平 的提高使后续机组的设计费、技术转让费大幅度降低；4）批量化建设的 经验得到及时反馈，工序合理、工期缩短，大大减少了财务费用；5）国 产化过程中装机容量上升，分摊了建设成本，降低了单位造价。根据世 界经济合作发展组织（OECD）数据，中国当前的核电发电成本处于较 低水平，即使同为 AP1000 堆型的核电站中，中国的投资建设成本也低 于美国的 Turkey Point 和 Levy County 电站。

2.3 现状：2024 年 8 月 19 日核准 11 台机组，连续三年核准超过两位数

我国核电机组已经连续三年核准超过两位数。据中广核电力公告，2022 年 4 月 20 日，陆丰三期核电项目获得国务院核准；2022 年 9 月 13 日， 国务院总理主持召开国务院常务会议，对已列入规划、条件成熟的福建 漳州二期、广东廉江一期核电项目予以核准；2023 年 7 月 31 日，国务 院常务会议召开，总理决定核准山东石岛湾、福建宁德、辽宁徐大堡核 电项目。2023 年 12 月 29 日，国务院常务会议召开，总理决定核准广 州惠州、浙江金七门核电项目。2024 年 8 月 19 日，总理主持召开国务 院常务会议，决定核准江苏徐圩一期工程等 5 个核电项目。2022-2024 分别核准 10、10、11 台商用核电机组，景气度持续。

我国在运机组 56 台，在建机组 30 台，在建机组数量全世界第一。从 45 年前跟着别国摸索设计 30 万千瓦级的秦山核电站，到自主设计的百万 千瓦级核电技术走向批量化建设；从大亚湾核电站的钢筋水泥都需进口， 到“华龙一号”基本实现核心设备自主可控，并作为“国家名片”成功 走出国门。改革开放以来，我国核电技术更迭升级，取得了惊人发展。 截至 2024 年 7 月 26 日，根据我们统计，我国在运核电机组共 56 台， 装机容量 58.14GW，在建机组 30 台，装机容量 34.68GW，在建机组数 量世界第一。

截止 2024 年 7 月 26 日，核准待开工核电机组 8 台。截止 2024 年 7 月 26 日，共计 8 台机组都在核准待开工状态中。

截止 2024 年 7 月 26 日，选址通过待核准机组有 13 台，包括四代核电 高温气冷堆。在核电厂的审批过程中，主要包括厂址选择、省发改委同 意（俗称“小路条”）、国家发改委同意（俗称“路条”）、国常会同意（核 准）等阶段：

厂址选择：投资方在项目选址阶段与地方政府沟通和协调，共同开 展厂址选择工作，并委托具备相应工程设计资质的单位编制厂址查 勘报告。

“小路条”：在厂址查勘报告通过电力咨询公司的预审查后，由业主 组织开展初步可行性研究阶段工作，并获得省（自治区、直辖市） 发改委同意开展核电项目前期工作的意见，并报国家发改委。

“路条”：根据核电厂初可研报告的审查意见和项目建议书的审批意 见，国家发改委下发关于同意核电项目工程开展前期工作的复函。业主组织在此基础上编制可行性研究报告。

核准：省发改委将通过审批的项目申请报告（以及社会稳定风险评 估报告）上报国家发改委，国家发改委组织对核电厂项目申请报告 进行审评，根据审评意见提交国务院常务会议讨论，经会议讨论通 过后，下发关于同意核电厂项目核准的文件。

国家发改委对每两台机组进行核准：目前新建核电项目多为一次规划， 多机组连续建设，国家发改委对每两台机组进行核准，对于多机组核电 厂，需要编制多份可行性研究报告，分别办理项目核准手续。

截止 2024 年 7 月 26 日，受理选址环评机组共 3 个厂址、5 台机组，包 括小型化核电。目前仍有 5 个核电机组在选址环评过程中，包括核能综 合应用的一体化小型堆。根据《“十四五”规划和 2035 远景目标纲要》， 我国要建成华龙一号、国和一号、高温气冷堆示范工程，积极有序推进 沿海三代核电建设，推动模块式小型堆、60 万千瓦级商用高温气冷堆、 海上浮动式核动力平台等先进堆型示范，开展山东海阳等核能综合利用 示范，显示我国在核能的路径选择上相当灵活。

政策提及合理布局和平稳建设，2024 年核准 11 台机组数量创历史新高。 2024 年 7 月 31 日，中共中央、国务院发布《关于加快经济社会发展全 面绿色转型的意见》提及：加快西北风电光伏、西南水电、海上风电、 沿海核电等清洁能源基地建设；积极安全有序发展核电，保持合理布局 和平稳建设节奏。2024 年 8 月 19 日，国务院总理主持召开国常会，决 定核准江苏徐圩一期工程等 5 个核电项目，此次核准的 5 个核电项目分 别为中核集团江苏徐圩一期工程，中广核集团广东陆丰一期工程、山东 招远一期工程、浙江三澳二期工程，国家电投集团广西白龙一期工程， 共计 11 台核电机组，数量创历史新高。其中，中核集团旗下 3 台机组， 中国广核集团旗下 6 台机组，国家电投旗下 2 台机组，包含一台高温气 冷堆。

2.4 海外核电政策纷纷转向，核电出口有望化零为整

全球核电政策纷纷转向。二十二国发布核能宣言，预计 2050 年将全球 核能装机容量增加两倍，美国、法国、日本也曾宣布新的核电政策，国 外的舆论环境进一步宽松。

二十二国发布核能宣言。根据中国核电网，美国等二十二国发布《三 倍核能宣言》，核心内容包括共同努力推进到 2050 年将全球核能容 量增加两倍，达到目前容量三倍的目标，并邀请国际金融机构鼓励 将核能纳入能源贷款政策。目前，已经有 22 个国家加入了这一宣 言，分别是美国、保加利亚、加拿大、捷克、芬兰、法国、加纳、 匈牙利、日本、韩国、摩尔多瓦、蒙古、摩洛哥、荷兰、波兰、罗 马尼亚、斯洛伐克、斯洛文尼亚、瑞典、乌克兰、阿联酋和英国。

美国：2022 年 2 月，美国能源部发布《维护供应链安全以大力推进 清洁能源转型的综合战略》，提出在 21 世纪 20 年代中期前建立安 全的国内高丰度低浓铀供应链，完成先进反应堆示范工程，21 世纪 20 年代中期以后完成大型轻水反应堆新建计划，建设并运行模块化 小堆、微堆，扩大先进核技术出口等核能发展目标。为推动目标落 地，美国针对先进反应堆部署、铀资源供应等都出台了相应的资金 支持政策。例如，为核电站扩建提供 120 亿美元贷款担保；提出拨 款 40 亿美元从本土采购低浓缩铀，保障美国低浓缩铀供应安全；为 先进小型堆研发提供资金等。

法国：2022 年 2 月 10 日，马克龙在法国东部 Belfort 的演讲中提 出，法国将从 2028 年开始新建 6 个核电机组，首台机组在 2035 年 前投运，并在此基础上再新建 8 台机组，到 2050 年新增 2500 万千 瓦核电装机；不仅如此，现有核电机组将在符合安全条件的前提下 继续延寿运行，寿期从 40 年延期到 50 年以上。此前，2015 年 8 月，法国通过《能源转型绿色发展法案》，该法案拟定了法国能源转 型的路线图。根据该方案和之后的调整，法国计划到 2035 年核电 占比从 2015 年的 75%降低到 50%，最高装机控制在 6320 万千瓦 以内。

日本：据《日本经济新闻》2022 年 8 月 24 日报道，岸田政府的目 标是确保日本的中长期电力供应，并计划从 2023 年夏季开始重启 17 座核电站。岸田还表示，日本政府将考虑延长现有反应堆的寿命。 日本现行法律规定了核反应堆运行寿命为 40 至 60 年，达到期限后 其将被拆毁。

俄罗斯：俄罗斯一向是核电强国，下属 Rosatom 目前在 29 个国家 拥有 73 个处于不同阶段的反应堆项目，并与 13 个国家签订了核能 领域的双边协议或谅解备忘录。在亚美尼亚、孟加拉国、白俄罗斯、 匈牙利、斯洛伐克和乌兹别克斯坦，俄罗斯建造的核反应堆供电量 占这些国家电力供应的 10%以上；土耳其、埃及和伊朗对俄罗斯核 电的依赖度为 4%-10%。在核燃料供应方面，Rosatom 也处于全球 领先地位。俄罗斯的核电技术也已大量出口至欧盟。目前，由俄罗 斯建造的核反应堆分布在 18 个欧盟国家。其中，保加利亚 2 个， 捷克共和国 6 个，芬兰 2 个，匈牙利 4 个，斯洛伐克 4 个。

我国核电具备零散的出口经验，有望化整为零

中核集团出口巴基斯坦已有经验。“华龙一号”海外示范工程——卡 拉奇核电 2 号、3 号（K-2、K-3）机组，采用中核集团自主研发的 具有完全自主知识产权的三代核电技术“华龙一号”堆型，每台机 组 6 万余台套设备，直接带动装备出口超过 120 亿元，项目全寿期 可持续带动我国核燃料、核电站建设、运维、退役全产业链“走出 去”，直接创造经济收入将超过 1000 亿元人民币。预计到 2030 年， “一带一路”相关地区的核电机组将会达到近 100 台。有预测表明： 如果能抓住“一带一路”地区 20%的核电市场机遇，将能产生 3 万 亿元人民币的产值。

上海电气向南非出口蒸汽发生器，核电设备曾经走出国门。上海电 气曾于 2015 年 3 月 23 日晚间公告，AREVA NP SAS 通过来料加 工的方式，向上海电气全资子公司上海电气核电设备有限公司分包 六台蒸汽发生器的制造。根据双方约定，蒸汽发生器将用于更换项 目，安装于南非 Koeberg 核电站。该项目是上海电气在核岛主设备 制造领域迈向国际市场的第一步，第一次通过国际合作的方式直接卖给国际用户，完全按照法国标准、南非核安全局标准。

阿根廷阿图查三号机组签订工程总承包合同。2022 年 2 月 1 日， 阿根廷核电公司与中核集团以及中核集团中国中原、中国中原阿根 廷分公司正式签署阿根廷阿图查三号核电站项目设计采购和施工合 同。根据总承包合同约定，中核集团将通过工程总承包方式，以“交 钥匙”模式，为阿根廷建设一座华龙一号压水堆核电站。

2.5 运营商核心卡位，产业链地位较高

核电运营商是核电产业链的核心卡位环节，毛利率高、竞争格局好。核 电产业的上游包括核电设备、核燃料核材料的供应等；中游包括核电站 的建设、运营；下游主要涉及发电、维修和后处理市场。从毛利率看， 核电运营商毛利率约为 36%，仅次于核岛关键零部件的 45%，高于核岛 设备的 35%，远高于常规岛设备的 10%和施工建设的 10%。从竞争格 局看，截至 2023 年年底，55 座在运核电机组分别由中核集团、中广核 集团、国家电投集团、华能集团 4 家企业负责控股运营。其中，中广核 位居第一，运营数量达到 27 座，占比 49%；其次是中核集团，运营数 量为 25 座，占比 45%，CR2>94%。

运营商有意进入核电市场，仅华能集团取得第四张“牌照”。华能集团 2004 年通过牵头国家重大专项高温气冷堆及昌江厂址的一期工程（1/2 号机组）等积累项目，在持续投入 16 年之后，获得了实质性突破：2021 年 3 月 31 日，国家核安全局为海南昌江核电项目二期项目 3、4 号机组 颁发《核设施建造许可证》，标志着华能集团控股建设的首个压水堆核电 项目机组具备了正式建造的条件，这也意味着华能集团终于正式获得了 核电运营资质，成为中国第四家具备核电运营资质的发电企业，可见核 电运营商资质获取较为困难。

核电设计较为重要，自主可控方可全力推进。目前仅中核集团有中国核 动力设计研究院、中国核电工程有限公司，中广核集团有中广核工程有 限公司，国电投集团有上海核工程设计院，且有多年的设计建造经验， 因此难有新入局者。

3. 收购汇能布局新能源，2025 年预计在运 3000 万千瓦

收购汇能布局新能源领域。2021 年 1 月 6 日，中国核电完成收购中核 汇能的股权交割，至此，中核汇能成为中国核电全资子公司。这是中国 核电自成立以来最大规模的股权收购项目，完成了中国核电对新能源产 业投资的关键布局，将加快中国核电以“核电+新能源”产业发展战略的 实施。中核汇能于 2011 年 11 月成立，是中核集团新能源产业发展平台， 专注新能源产业的投资和运营，经营范围主要包括风电、光伏发电、地 热、充电桩等的开发、建设和运维。经过近 10 年的发展，中核汇能积累 了丰富的新能源业务运营经验，具备新能源市场开发、工程建设、安全 运维、科技研发等核心能力，同时建立了一支新能源业务开发、建设、 运行的高素质人才队伍。

中国核电计划 2025 年底新能源在运装机规模达到 3000 万千瓦。在国 家“双碳”目标大背景下，中国核电制定了新能源产业发展“十四五” 规划，计划至 2025 年底新能源在运装机规模达到 3000 万千瓦。新能源 业务的快速增长，有望大大增厚公司业绩。

4. 核电资产确定性增长，盈利能力有望持续提升

4.1 电量：乘风之势迅速增长，投产管理双管驱动

核电装机容量持续攀升，利用小时数稳中有进。2019-2023 年，公司核 电上网电量从 1270.26 亿千瓦时增长到 1744.58 亿千瓦时，年复合增长 率为 8.26%，公司核电上网电量提升，主要由于过去几年核电装机容量 稳步攀升：近五年核电控股装机容量从 1911.20 万千瓦增长到 2375.00 万千瓦，年复合增长率为 5.58%，累计增长 463.80 万千瓦；其中 2021 年增长 231.90 万千瓦，同比 11.46%，这得益于田湾 6 号机组和福清 5 号机组的投运。根据中国核电未来几年核电机组的商运计划，核电装机 容量有望充分提升。除装机容量外，利用小时数也是影响电量增长的重 要因子。2019-2023 年，公司核电利用小时数从 7134 小时增长到 7852 小时，总体平稳，稳中有进，或显示公司管控能力取得成效。

高效管理支撑利用小时数，负荷因子高位稳定彰显盈利能力。设备利用 小时数是在统计周期内发电设备的等效利用时长，反映了电厂的实际发 电情况。大修、非计划停运或根据电网调度要求参与调峰等都会影响设 备利用小时数。2019-2023 年，中国核电存量机组平均利用小时数呈现 明显上升趋势，这主要得益于公司机组管理的高效性。以 2023 年为例， 该年度中国核电 WANO 满分机组 18 台，综合指数平均分 98.22；全年 完成 17 次大修，其中 16 次常规大修平均工期 23.75 天，较 2022 年进 一步优化 3.4 天，直接托高该年度利用小时数。从负荷因子（即机组实 际发电量与额定发电量的比值）来看，近五年核电负荷因子稳定在 90% 左右。负荷因子稳定出于高位稳健主要系利用小时数维持高位稳定。

苏浙闽三地领衔核电发展，区位优势和集群效应凸显。截至 2024 年 3 月 31 日，中国核电控股在运核电机组分布于浙江、江苏、福建、海南四 省，装机容量分别为 916.40 万千瓦、660.80 万千瓦、667.80 万千瓦、 130.00 万千瓦。一方面，作为沿海发达经济带，四地核电区位优势明显； 另一方面，既有机组存量规模大，集群效应蕴含发展潜力。目前 1263.20 万千瓦装机容量的在建机组中，苏浙闽机组合计 866.80 万千瓦，约占 68.62%。未来，公司将拓展辽宁核电业务，但苏浙闽仍是重点发展区域， 区域的集成化有利于成本管控，减少建设和运输成本。

在建项目稳步推进，业绩增长确定性强。公司注重在建工程项目管理 和过程管控，深入饯行“六大控制七个零”标杆模式，聚焦工程安全质 量和进度投资管理提升，完善工程建设全领域经验反馈体系，推进智慧 工地高效应用，全面保障重大工程项目高质量按期建成。公司 11 台核 电在建机组项目稳步推进，至 2029 年在运机组装机容量有望突破 3600 万千瓦。

4.2 电价：市场化电价比例提升，电力价格趋于稳定

上网电价波动较小，2021 年起电价企稳向好。2019-2023 年，公司核电 平均上网电价变化区间为 395.2-411.0 元/兆瓦时，较电量波动幅度小。 2019-2021 年，公司核电上网电价有所回落，从 404.9 元/兆瓦时降至 395.2 元/兆瓦时，主要系疫情和能源市场竞争加剧影响。2021 年起，公 司通过构建“1+N+X”电力营销体系，制定“一省一策”营销策略、搭 建数字电力营销平台、设计“核电+新能源”捆绑营销方案，全年市场平 均电价有较大上涨。就区域而言，在浙江、江苏、福建、海南四省中， 福建省核电平均上网电价最低，五年内均值为 375.5 元/兆瓦时。其余三 省电价各有涨跌，但综合来看，四省平均上网电价趋于稳定。

核电价格受到燃煤标杆电价影响较大。公司目前标杆电价执行《国家发 展改革委关于完善核电上网电价机制有关问题的通知》（发改价格【2013】 1130 号）的政策，即对于 2013 年 1 月 1 日以后投产的核电机组，以 430 元/兆瓦时为核电标杆上网电价，实行核电标杆上网电价与机组所在 地燃煤机组标杆上网电价孰低的定价机制。在实际执行过程中，公司控 股核电机组所在的浙江、江苏、福建、海南四省燃煤标杆电价分别为 415.3、391.0、393.2、429.8 元/兆瓦时，均低于全国核电标杆电价。

市场化交易程度不断加深，四省电价格局受市场重塑明显。公司核电上 网电量分为政府定价电量和市场化交易电量两部分，比例大致六四分。 2019-2023 年，公司核电中市场电的比例由 33.71%增长到 42.56%，累 计增长 8.85pct。可见，市场电对平均上网电价的影响正不断增强。2023 年，江苏省核电最终标杆电价为 391.0 元/兆瓦时，位列四省最末；而经 市场化交易后，江苏核电平均上网电价为 422.5 元/兆瓦时，跃居四省第 一。未来，随着我国电力市场改革持续推进，市场机制可能引导电价区 域格局进一步分化。

4.3 成本：折旧有望进入稳定期，税务优惠享受红利

总成本随发电量攀升，营业成本结构稳定。2019-2023 年，公司营业总 成本从 371.21 亿元增加至 551.70 亿元，营业成本从 267.89 亿元增加 至 415.10 亿元。在度电成本变化较小的情况下，公司成本变化主要系在 运机组及发电量迅速增加，对应的发电成本增加。此外，公司财务费用 波动较小，未随总成本大幅上涨。目前，公司以核能业务为主，新能源 业务体量较小，公司营业成本近九成来自核能发电业务。因此，公司的 营业成本结构能一定程度反映公司核能发电成本结构。2019-2023 年， 公司营业成本由折旧、燃料及其他材料成本、运行维护费用、人员费用 和其他费用五部分构成。其中折旧占比最大，约占营业成本的 40%；燃 料及其他材料成本次之，约占 22%；运行维护费用、人员费用、其他费 用合计占比约 38%，营业成本结构稳定。其中折旧主要来自核电机组固定资产折旧，与投运机组规模挂钩。燃料方面，公司通过与母公司下属 燃料采购企业和组件加工企业签订长期协议，有效锁定燃料采购数量和 价格，保障燃料成本结构稳定。其他费用主要包含乏燃料处理成本，与 运行维护费用、人员费用共同构成核电机组运行的日常费用。

核电站折旧阶段特征明显，长期利润释放空间大。2019-2023 年，公 司固定资产折旧金额从 10.80 亿元增长到 16.05 亿元，核电站折旧是营 业成本的主要构成部分。依据折旧特征的不同，可以将核电站划分为三 个阶段：建造期，设备折旧期和商业运行期。公司二代核电机组的综合 平均折旧年限约为 25 年，三代核电机组的综合平均折旧年限约为 35 年。而二代机组运行许可证颁发时间为 40 年，三代机组运行许可证颁 发时间为 60 年。根据国外经验，机组运行许可到期后经评估及安全改 造后一般还可进行延长运行。这意味着，折旧期满后，二代机组至少有 15 年释放利润的商业运行期，三代机组则有至少 25 年利润释放期，有 望形成可观的长期收益。

财税政策着力前期优惠，设备折旧期成本递增。经历 5-6 年的建设期 后，核电机组将进入平均（按价值量加权）25-30 年的折旧周期。该阶 段核电利润变化受政策影响大。所得税方面，根据《中华人民共和国企 业所得税法实施条例》规定的“三免三减半”政策，公司核电机组投运 第 1-3 年免征所得税，第 4-6 年减半征收所得税。增值税方面，财政 部、国家税务总局《关于核电行业税收政策有关问题的通知》(财税 【2008】38 号)规定，核电机组投产 15 年内，统一实行增值税先征后 退政策，返还比例分三个阶段逐级递减。前 5 年返还比例为 75%，第 6 年~第 10 年为 70%，第 11 年~第 15 年为 55%，税收优惠整体递 减，第 15 年后优惠期尽，税收与折旧总成本高昂，直至折旧期结束。 可见，从设备折旧期到商业运行期，核电机组利润可能将呈现阶梯式下 滑再飞跃式上升的态势。

燃料费用占成本比例小。核燃料市场的运作方式与其他能源市场截然不 同。核燃料循环很复杂，首先是铀的开采，然后必须进行开采和研磨、 转化、浓缩和燃料制造等步骤才能在核反应堆中使用，最后从反应堆中 移出的核废物还要经过临时贮存、后处理和回收以及废物处置等步骤。 从历史上看，核电的燃料成本在总生产成本中仅占很小的比例。燃料成 本（包括铀、转化、浓缩和制造的成本）通常不到现代核电站总电力 成本的 20％，而化石燃料发电厂的电力成本高达 80％。

我国乏燃料处理能力长期不足，与国际相比差距较大。据景业智能招 股说明书，到 2030 年，我国每年将产生乏燃料近 2637 吨，累积产生 乏燃料约 28285 吨，而目前我国乏燃料处理能力仅为 50 吨/年，在建 处理能力也仅为 200 吨/年。同为闭式循环的国家的法国 2022 年装机 容量 61.37GW，其阿格处理厂具有 1700 吨/年的乏燃料处理能力，而 我国乏燃料处理能力较弱，据《“十四五”规划和 2035 远景目标纲 要》，至 25 年运行装机容量 70GW，届时中国核电装机容量有望超过 法国，后处理需求迫切。

我国坚持闭式循环，希望解决燃料可持续问题。通常来讲，压水堆核 电站铀资源的利用率仅为 0.6%左右，如果对乏燃料进行后处理，用 “榨”出来的铀在压水中再循环一次，可节省天然铀 25%；若如此多 次循环，则铀资源的利用率可以达到 1%；若将后处理得到的钚与铀富 集后剩下的贫铀制成快堆燃料，铀资源的利用率可以达到 60%到 70%。同时，经过后处理的乏燃料长期放射性毒性降低。以百万千瓦 压水堆核电站为例，每年产生的乏燃料为 25 吨至 30 吨，乏燃料中有 大量的放射性元素，毒性大、半衰期长，要在地质处置过程中衰变到天 然铀矿水平需 10 万年以上，但经过后处理等环节后，其放射性摄入毒 性降到天然铀辐射水平的时间可减至千年以下。

中核集团具备完整后处理循环能力。核燃料循环产业的发展情况直接影 响公司运行成本，而核电设备制造产业的发展水平及制造能力等因素关 系到建造工期、工程造价，间接影响公司运行成本。目前，中核集团已 形成完整的核燃料循环产业链，包括循环前端的铀矿探采、矿石加工、 铀的提取、精制、转化、浓缩、燃料组件制造等及循环后端的对电厂放 射性废物的处理、乏燃料的贮存和处置等，能够为公司稳定生产提供坚 实后盾。秦山三核发挥重水堆优势，通过自主创新实现了回收铀研发、 应用。

使用 MOX 燃料的先进钠冷快堆在本世纪投入商用的可能性最大。我国 已建成钠冷快中子实验堆（CEFR），正在建设 2 个 600MWe（CFR600） 钠冷快中子示范核电站，CFR600 将设计为采用 MOX 燃料的池式快堆。 开发快堆的主要目的是增殖核燃料，使 238U 裂变或将其高效地嬗变成 239Pu，缓解天然铀资源可能的短缺。钠冷快堆燃料具有更高的燃耗，使 其在堆中停留的时间达到热堆中的两倍，也降低了乏燃料中次锕系核素的含量；钠冷快堆还可设计用来嬗变长寿命核素，以及镅等超钚元素。

中核运用 MOX 燃料实现废燃料后处理。2011 年 11 月，中核成立了中 核瑞能科技有限公司，以实现废燃料后处理技术和混合氧化物(MOX)燃 料生产的产业化，从而实现闭式燃料循环，涉及计划中的阿海珐工厂， 还将负责储存和管理乏燃料。

预计天然铀现货价格大概率持续震荡并小幅上行。根据中国核能行业协 会发布第 42 期“CNEA 国际天然铀价格预测指数（2024 年 5 月）”，未 来 3 个月，美对俄铀产品制裁“靴子”落地，但受美联储降息窗口不确 定的影响，现货价格大概率持续震荡并小幅上行，预计波动区间为 90- 95 美元/磅。值得关注的是，市场比较担忧俄罗斯对美国的制裁实施反制 措施，采取取消现有供应合同等举措，或将打破现货市场供需平衡，导 致市场大幅震荡。假设未来不发生其他重大突发事件，基于 URC 的净 指标值模型，预计未来 3 个月现货价格将呈现缓慢小幅上涨的态势。

长期燃料成本不会受到铀矿石现货上涨的影响。天然铀国际贸易有“现 货”和“现货+长协”两种模式，且多以“现货+长协”合同为主。相比 较而言，“现货+长协”的模式更加稳定，可有效应对铀价短期波动。我 国核电企业多以“现货+长协”的模式向国内天然铀企业采购天然铀，因 此铀价短期波动对天然铀采购成本影响不大，且不会传导至核电业主。 根据财联社记者对中国核电的采访可知，铀价上涨对公司近期的燃料成 本影响很小，燃料是来自于中核集团旗下的中国铀业公司，现在签定的 10 年长协。

4.4 积极研发储备新兴产业，高温气冷堆前瞻布局

积极探索布局新兴产业。2023 年，中国核电稳步推进核能多用途利用 产业，积极探索战略新兴产业，努力培育新的经济增长点。其中，成立 中核光电科技（上海）有限公司加速推动钙钛矿电池的研发与应用；刚 性、柔性小型组件效率均达行业内领先水平；组建了同位素、新型储能 专项推进组并取得阶段性成果。

高温气冷堆能够进行核能制氢。超高温气冷堆可在 700℃到 950℃的堆 芯出口温度范围内供应核热和电力。新技术路线进一步提升反应堆出口 氦气温度达 1000℃，采用氦气透平循环，提高热效率；同时使核能生产 延伸到为工业提供高温工艺热，包括利用核能的高温制氢，以提高制氢 的效率。核能制氢就是将核反应堆与采用先进制氢工艺的制氢厂耦合,进 行氢的大规模生产。清华大学于 20 世纪 70 年代中期开始研发高温气冷 堆，HTR-10 高温气冷堆实验堆于 20 世纪 90 年代建成。作为国家科技 重大专项的 200MW HTR-PM 示范核电站已投入商运。

中国高温气冷堆或在规划三个厂址。根据佳电股份 2023 年 12 月 14 日 在投资者互动平台表示，公司主氦风机是第四代核能系统安全特性的高 温气冷堆核心设备，氦气压缩机系统是公司向系统集成商转型的又一成 功案例，将进一步保证高温气冷堆关键核心设备的自主可控。可以预见 我国或已规划 CX 项目、江苏绿能、XX 绿能三个厂址。

与压水堆发电-常规电解制氢相比，高温气冷堆经热化学循环或高温电解 制氢具有明显的成本优势。美国能源部在核氢创新计划下进行了核能制 氢经济性评估，得到的氢气成本在 2.94~4.40 美元/kg。IAEA 开发了氢经济评估程序，参与国对核能制氢成本进行了情景分析，在不同场景下 得到的氢气成本在 2.45~4.34 美元/kg。

中核集团江苏徐圩一期项目的 1 台高温气冷堆已经完成核准。江苏徐圩 核能供热厂一期工程位于江苏省连云港市徐圩新区西陬山，拟建设 2 台 华龙一号压水堆机组、1 台 HTR-PM600S 高温气冷堆机组及配套设施， 为连云港徐圩新区石化产业基地供应工业热气，同时利用备用热能发电。 2024 年 4 月 17 日，生态环境部已同意中核苏能核电有限公司按照《关 于审查江苏徐圩核能供热厂一期工程环境影响报告书（选址阶段）的请 示》开展下一阶段工作，2024 年 8 月 19 日国常会完成核准。根据规划， 江苏徐圩供热一期项目全厂设计热负荷为 8164t/h，建有一座供热厂房， 供汽能力为全厂设计热负荷的 50%，即 4082t/h，此时单台华龙一号机 组发电功率约为 729.7MW（低于之前的 1200MW 左右的发电功率），单 台高温气冷堆机组发电功率约为 193.5MW，3 台机组总发电功率约为 1652.9MW，可见公司尝试新型核能综合利用，具备前瞻布局意识。

（本文仅供参考，不代表我们的任何投资建议。如需使用相关信息，请参阅报告原文。）