证券研究报告证监会审核华创证券投资咨询业务资格批文号：证监许可（2009）1210号行业研究环保及公用事业2022年05月14日环保及公用事业行业深度研究报告推荐（维持）华创证券新能源运营商研究工具书之核电篇2021年后煤炭供需持续偏紧导致火电承压，同时风光平价后一定程度上影响项目的收益水平，在此背景下火电与风光运营板块持续受到扰动。站在当前时点，原料成本稳定且电价没有明显下行压力的核电优势愈发凸显。我们承接前三篇对于风电与光伏运营商的讨论，推出华创证券新能源运营商研究工具书系列第四篇——核电篇。我们首先对核电行业基本概念进行梳理，详细分析核电行业政策走向，对核电发展历史复盘的同时，从短期视角分析核电收入端具有上涨态势以及长期视角下核电成本端具有下降趋势的发展格局。核电行业基础知识梳理及政策分析：核电设计原理复杂，前期投入较高，维护难度较大，我们结合核能发电原理对核电产业的利弊现状进行分析，同时描绘了核电的全产业链图。行业政策方面，由于核电技术壁垒高，核准需由国务院审核，因此受政策影响较大；同时对核电的定价政策进行梳理总结。历史复盘与国际对比：从我国看：从起步到适度发展再到积极快速发展，我国核能发电已进入新时代，随着“华龙一号”“国和一号”以及第四代核电技术研发的进展，我国核电技术已经位列世界顶尖水平。从世界范围来看：核电在不断试错中逐步迈入新时代。全球核能发电发展史可以划分为4个阶段：验证示范阶段，高速发展阶段，减缓发展阶段，开始复苏阶段。短期视角看：核电量价齐升逻辑逐渐显现。1）量的角度：审批恢复推动装机增长，电力市场化促进发电量上升：在碳中和大背景下，核电因其直接间接碳排放均低于其他模式，更加顺应政策实施，作为基荷电力更具成长空间；2019年后我国核电走出福岛核事故阴霾，审批制度恢复助力年新增6-8台机组，打开核电成长空间。随着电力市场化改革，在保供电量不变的情况下，电力市场化改革有利于核电利用小时数提升，最终提升核电市场化电量。2）价的角度：电价上浮空间打开，业绩有望加速释放。1439号文不仅打开电价上浮空间，而且取消了工商业目录电价，逐步将全部工商业用户纳入电力交易市场，后续市场电比例有望稳步提升。整体社会的市场电比例提升，市场电量价齐升推高核电营收水平。在市场化电量占比35%-50%的情形下，电价上浮5%-10%，核电机组项目IRR将较基准情况（8.51%）可提升0.52-1.04个百分点。长期视角看：核电降本增效仍有空间。1）折旧占成本比重最大，技术路线不断成熟后仍有下降空间。核电折旧占成本比例近四成，三代机组技术路线不断成熟后成本仍有下行空间，国内三代核电站同类型机组投资成本随数量的增加有下降态势，同时核电设备市场广阔，不同部分面临不同降本机会。2）中间环节参与者众多，不同角色面临多种降本机遇。核岛是核电站的核心，且平均毛利达45%以上，存在较大让利弹性；常规岛国产化率达85%以上，民营企业占比逐渐提升；BOP设备民营企业百花齐放，市场化提升有望进一步压缩成本。3）初始投资成本下降对项目IRR的提升更为明显，若未来十年核电初始建造成本下降15%可提升项目IRR约5.59个百分点。参考二代机组成本下降速度及幅度，其他情况不变下，初始投资成本下降5%/10%/15%，项目IRR收益将较基准情形（8.51%）分别提升1.22-4.26个百分点；若电价同时能够提升10%，则较基准情形的项目收益（8.51%）可分别提升2.35-5.59个百分点。投资建议：核电后续将稳步推进，电价上浮叠加成本的回落将进一步提高业绩弹性，建议关注量价齐升明显，新能源转型稳步推进的中国核电，建议关注中国广核。风险提示：核电新增装机不及预期，电价上升难以持续，核电安全事故等。证券分析师：庞天一电话：010-63214656邮箱：pangtianyi@hcyjs.com执业编号：S0360518070002行业基本数据占比%股票家数(只)1340.02总市值(亿元)8,501.601.02流通市值(亿元)6,217.531.00相对指数表现%1M6M12M绝对表现-6.5%-14.9%-7.2%相对表现-1.2%4.1%14.3%相关研究报告《环保行业重大事项点评：新版《土壤污染防治资金管理办法》出台，修复行业打开全新成长空间》2022-05-11《环保行业重大事项点评：环保、科学仪器板块《“十四五”生物经济发展规划》重点解读》2022-05-10《环保及公用事业行业周报（2022年第18期）：《准则解释14号》对环保公司财务报表影响简述》2022-05-09-24%-8%8%25%21/0521/0721/1021/1222/0222/052021-05-13~2022-05-12环保及公用事业沪深300华创证券研究所环保及公用事业行业深度研究报告证监会审核华创证券投资咨询业务资格批文号：证监许可（2009）1210号投资主题报告亮点行业全复盘：抽丝剥茧，呈现全貌。在新能源运营商工具书第四篇——核电篇中，我们在充分剖析核电基础知识和行业政策的情况下，按照历史脉络展开核能发电的过往，结合当前核电政策与电价新规分析核电未来发展增量并推测利润空间。从时间视角看核电后续如何演绎。从短期营收增长和长期成本下降两个方面进行深度挖掘，梳理出核电未来量价齐升逻辑以及降本增效趋势，并通过核电建设成本、市场化交易比率和电价浮动的弹性测算，对核电项目的收益率进行测量。投资逻辑结合本篇报告的主题，我们认为在“双碳”背景下，核电运营商有望受益。短期来看：电价上浮叠加市场化进程的推进将进一步提高业绩弹性；长期来看，随着核电机组国产化进程稳步推进，建造成本中枢在未来十年有望持续下移。建议关注量价齐升明显，新能源转型稳步推进的中国核电，建议关注中国广核。环保及公用事业行业深度研究报告证监会审核华创证券投资咨询业务资格批文号：证监许可（2009）1210号3目录一、核电行业基础知识...........................................................................................................7（一）核能发电理论概要...............................................................................................71、核能发电原理.........................................................................................................72、核能发电利弊分析.................................................................................................93、核电技术类别.......................................................................................................10（二）中国核电发展基础.............................................................................................12（三）核电产业图谱.....................................................................................................13二、行业政策.........................................................................................................................14（一）核电行业发展政策.............................................................................................141、“碳达峰”“碳中和”：能源转型大势所趋............................................................142、“枯木逢春”：核电经历低估后迎来发展机遇....................................................16（二）核电电价政策.....................................................................................................16三、历史复盘&国际对比......................................................................................................17（一）世界核能发电历程.............................................................................................171、1954-1965年：验证示范阶段.............................................................................182、1966-1980年：高速发展阶段.............................................................................183、1981-2000年：减缓发展阶段.............................................................................184、21世纪以来：争议中前行..................................................................................18（二）我国核能发电发展历程.....................................................................................201、20世纪70年代初-1994年：起步阶段..............................................................202、1995年-2004年：适度发展阶段........................................................................213、2005年至今：积极快速发展阶段......................................................................21四、短期视角：核电量价齐升逻辑渐显.............................................................................22（一）量的角度：审批恢复推动装机增长，电力市场化促进发电量上升..............221、碳中和助力核电发展，审批恢复打开装机空间...............................................222、电力市场深化改革，核电市场化电量逐步提升...............................................26（二）价的角度：电价上浮空间打开，业绩有望加速释放.....................................29五、中长期视角：核电降本增效仍有空间.........................................................................31（一）折旧占成本比重最大，技术路线不断成熟后仍有下降空间..........................31（二）中间环节参与者众多，不同角色面临多种降本机遇.....................................321、核岛核心部件毛利率高，为下游提供让利空间...............................................332、民营企业供货占比提升，市场化推进建设成本进一步降低...........................333、成本下降叠加电价上浮，对核电的收益影响几何？.......................................34环保及公用事业行业深度研究报告证监会审核华创证券投资咨询业务资格批文号：证监许可（2009）1210号4六、建议关注.........................................................................................................................35（一）中国核电.............................................................................................................35（二）中国广核.............................................................................................................36七、风险提示.........................................................................................................................37环保及公用事业行业深度研究报告证监会审核华创证券投资咨询业务资格批文号：证监许可（2009）1210号5图表目录图表1核能发电原理.............................................................................................................7图表2全球核电站使用的主要堆型一览.............................................................................7图表3全球堆形情况（截止2021年11月15日）...........................................................8图表4全球堆形情况（截止2021年11月15日）...........................................................8图表5压水堆核电站工作原理示意图.................................................................................9图表62021年2-12月发电设备平均利用小时..............................................................10图表7核电技术类别...........................................................................................................11图表8第一代核电技术——美国希平港核电站...............................................................11图表9第二代核电技术——中国秦山核电站...................................................................11图表10第三代核电技术——中国台山核电站.................................................................12图表11第四代核电技术——中国石岛湾高温气冷堆核电站..........................................12图表12中国大陆核电厂分布图(截至2020/4/27).............................................................12图表13中国强震及地震带分布图.....................................................................................12图表14中国沿海地区用电需求较为旺盛.........................................................................13图表15核电产业图谱.........................................................................................................13图表16“碳达峰”、“碳中和”有关政策汇总......................................................................14图表17核电有关政策汇总.................................................................................................16图表18核能发电上网电价政策汇总.................................................................................17图表191954年以来全球核电机组装机容量（左轴）与运行核电机组数（右轴）.....18图表202020年美国、中国、法国核电发电量................................................................19图表21全球分地区核电发电量.........................................................................................19图表22全球分地区核电机组装机容量.............................................................................19图表23部分发达国家核电政策.........................................................................................20图表24我国核电发展历程.................................................................................................20图表252014-2021年我国核电机组装机容量(MWe)........................................................21图表26我国核电装机容量预测（万千瓦）.....................................................................21图表27核电盈利模式拆解.................................................................................................22图表28各主要发电方式温室气体排放量对比（克等效二氧化碳/千瓦时）................23图表29按能源类型划分发电量（单位：亿千瓦时）.....................................................23图表30按能源类型划分装机容量（单位：万千瓦）.....................................................23图表312015年至今核电审批情况汇总............................................................................24图表322021年1-12月我国新增4台机组首次装料.......................................................25图表33我国核电额定装机容量规划（GWe）.................................................................25环保及公用事业行业深度研究报告证监会审核华创证券投资咨询业务资格批文号：证监许可（2009）1210号6图表34计划电量与市场电量两条用电路径.....................................................................26图表352021年9月多地限电措施汇总............................................................................27图表36全国市场交易电量占全社会用电量（%）..........................................................28图表372022年浙江省电力市场化交易方案（单位：亿千瓦时）................................28图表38核电市场化电量提升逻辑.....................................................................................29图表39各发电模式利用小时数对比.................................................................................29图表40各省电价上浮情况汇总.........................................................................................30图表41电价波动和建设成本变动对于核电站IRR的影响.............................................30图表42折旧占成本比例最高.............................................................................................31图表43国内M310/CPR系列核电机组批量化建设的成本变化.....................................32图表44国内核电站设备市场空间.....................................................................................32图表45核电站主要设备供应商.........................................................................................33图表46核岛设备毛利.........................................................................................................33图表47核电常规岛主要构成部件及其供应商.................................................................34图表48核电辅助系统主要供应商.....................................................................................34图表49建设成本和电价变动对于核电站IRR的影响.....................................................35图表50公司所属核电累计装机容量（万千瓦）.............................................................36图表51公司所属核电站2021年发电量（亿千瓦时）...................................................36图表52中国核电近五年营业收入及增速（亿元）.........................................................36图表53中国核电近五年归母净利润及增速（亿元）.....................................................36图表54中国广核核电累计装机容量（万千瓦）.............................................................37图表55中国广核21年发电及同比变动（亿千瓦时）...................................................37图表56中广核近五年营业收入及增速（亿元）.............................................................37图表57中广核近五年归母净利润及增速（亿元）.........................................................37环保及公用事业行业深度研究报告证监会审核华创证券投资咨询业务资格批文号：证监许可（2009）1210号7一、核电行业基础知识（一）核能发电理论概要1、核能发电原理将原子核裂变所释放的核能转变为电能的系统和设备称之为核电站，核能发电的过程本质上是能量转换的过程，原子核裂变过程中核能转化为热能，生成蒸汽，热能转化为机械能推动汽轮机运转，最终机械能转化为电能产生电力。图表1核能发电原理资料来源：华创证券商用核电反应堆根据反应堆冷却剂/慢化剂和中子能分类。按照冷却剂/慢化剂的不同，反应堆一般可分为轻水堆(包括压水堆和沸水堆等)、重水堆及气冷堆。按照所用的中子能量，反应堆一般可分为慢(热)中子堆或快中子堆。图表2全球核电站使用的主要堆型一览堆型名称燃料冷却剂慢化剂原理及技术特点压水堆(PWR)浓缩UO2水水把轻水(普通水)加压后能升高沸点，加压水在325°C的高温下仍能保持液体状态。PWR在其一回路系统中使用加压水吸收热量，之后在二回路系统中降低气压释放热量。沸水堆(BWR)浓缩UO2水水沸腾轻水在反应堆压力容器内直接产生饱和蒸汽的动力堆。沸水堆与压水堆同属轻水堆，都具有结构紧凑、安全可靠、建造费用低和负荷跟随能力强等优点。重水堆(PHWR)天然UO2重水重水重水堆能高效、充分的利用核燃料，但体积比轻水堆大，建造费用高，重水昂贵，发电成本比较高。石墨气冷堆（GCR）天然UO2CO2或氦气石墨用石墨慢化，二氧化碳或氦气冷却的反应堆。近期的研究集中在氦气冷却的高温气冷堆(HTGR)上。石墨水冷堆（LWGR）浓缩UO2水石墨堆芯和循环回路庞大，难以设置安全屏障，运行比较复杂。快中子增殖堆（FBR）浓缩UO2、PuO2&UO2液态钠无由快中子引起链式裂变反应所释放出来的热能转换为电能的反应堆。快堆在反应中既消耗裂变材料，又生产新裂变材料，而且所产可多于所耗，能实现核裂变材料的增殖。资料来源：中广核招股说明书，华创证券截止2021年11月15日，全球在运核电机组共442台，其中采用压水反应堆技术的共环保及公用事业行业深度研究报告证监会审核华创证券投资咨询业务资格批文号：证监许可（2009）1210号8305台，占比达到69%，全球堆型情况如下图:图表3全球堆形情况（截止2021年11月15日）图表4全球堆形情况（截止2021年11月15日）资料来源：PowerReactorInformationSystem，华创证券资料来源：PowerReactorInformationSystem，华创证券压水堆核电站主要由原子核反应堆、一回路系统、二回路系统及其他辅助系统和设备组成。一回路系统是将裂变能转化为水蒸汽的热能装置。原子核反应堆内产生的核能，使堆芯发热温度升高，高温高压的冷却水在主循环泵驱动下，流进反应堆堆芯，将堆芯中的热量带至蒸汽发生器。蒸汽发生器再把热量传递给二回路循环系统中的给水，使给水加热变成高压蒸汽，放热后的冷却水又重新流回堆芯。这样不断地循环往复，构成一个密闭的循环回路。二回路中蒸汽发生器的给水吸收了一回路传来的热量变成高压蒸汽，然后推动汽轮机，带动发电机发电。作功后的废气在冷凝器内冷却而凝结成水，再由给水泵送入加热器加热后重新返回蒸汽发生器，再变成高压蒸汽推动汽轮发电机作功发电，这样构成了第二个密闭循环回路。综上所述，压水堆核电站将核能转变为电能是分四步，（1）反应堆—将核能转变为水的热能；（2）蒸汽发生器—将一回路高温高压水中的热量传递给二回路的水，使其变成饱和蒸汽；（3）汽轮机—将饱和蒸汽的热能转变为汽轮机转子高速旋转的机械能；（4）发电机—将汽轮机传来的机械能转变为电能。环保及公用事业行业深度研究报告证监会审核华创证券投资咨询业务资格批文号：证监许可（2009）1210号9图表5压水堆核电站工作原理示意图资料来源：周全之《核能发电原理及主要堆型》，华创证券2、核能发电利弊分析基于我国现阶段能源战略为能源可持续发展推动经济社会可持续发展，而当前我国能源太依赖于煤炭等化石燃料，因此核电作为清洁能源之一得到了大力发展，其主要优势有：（1）绿色环保污染低。作为清洁能源的核电，其碳排放量低，并且不会直接排放二氧化硫、氮氧化物或是温室气体污染空气。不仅相比于传统的火电，较其他清洁能源而言温室气体排放量也更低。（2）发电成本低且稳定。核电成本主要来源于前期建造投入，燃料费用占比较低。核能发电以少量的核子燃料便可产生巨大的能量，低浓缩铀1吨具有的能量相当于燃烧5万吨重油产生的能量。因此核能发电成本低且比较稳定，受国际经济形势动荡影响较小。（3）发电稳定且利用率高。相比其他可再生能源发电方式，例如水电、风电、太阳能发电，核电能源输出更加稳定，不易受气候天气季节的影响，使用频率、利用小时数更高。（4）存储运输方便。核燃料能量密度大，所以燃料所占体积小，更加易于运输存储。（5）核燃料资源丰富。全球核燃料供应充足，核燃料有铀、钍等等，地球上可供开采的核燃料资源可提供的能量是矿石资源的十多万倍。环保及公用事业行业深度研究报告证监会审核华创证券投资咨询业务资格批文号：证监许可（2009）1210号10图表62021年2-12月发电设备平均利用小时资料来源：Wind，华创证券不可否认，核能发电现阶段还存在一定的劣势，未来行业发展要致力于克服这些缺点。主要表现为：（1）核电热效率低。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%。（2）热污染。核电站排放的水蒸气中含有大量的废热，这部分热量进入地表水使得水温升高，不仅使水体恶化，还会影响海洋生物的生存。（3）安全顾虑大。即使各个国家采取各种技术措施来保证核安全，但是一旦发生意外不受控制（如日本2011年福岛核事故）将会造成不可逆转的伤害。公众对于核泄漏核辐射的恐惧也使得核能发电一直备受争议。（4）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。3、核电技术类别从核电站技术演变来看，主要可划分四代核电技术。其中，第一代是实验性的核电站，主要目的是为了通过试验示范形式来验证其核电在工程实施上的可行性；目前已经基本全部退、役；第二代核电技术的安全性较第一代有所提升，但应对严重事故的措施仍然薄弱，具有标准化、系列化、批量化的特点；第三代核电技术是现在的主流，安全性更高，建造周期缩短，寿命延长；第四代核电技术设计目的在于防止核扩散，产生核废料更少，安全经济性提升。目前我国新建均为三代机型，正在逐步取缔二代+机组成为主力，四代核电技术正在研发，取得世界领先水平。2021年9月，世界首个钍核反应堆在甘肃成功运行，该核反应堆功率2兆瓦却能为约1,000户住户提供电能。根据此次测试结果，中国或将于2030年前建造一个为10万居民提供电力的373兆瓦钍核反应堆。我国是第一个尝试这项技术实现商业化的国家，同时也有望成为该技术的出口国。环保及公用事业行业深度研究报告证监会审核华创证券投资咨询业务资格批文号：证监许可（2009）1210号11图表7核电技术类别技术类别时间主要特征代表核电站第一代核电技术20世纪50年代至60年代中期多为早期原型机，使用天然铀燃料和石墨慢化剂。证明了核能发电的技术可行性，具有研究探索的试验原型堆性质。设计上比较粗糙，结构松散，尽管机组发电容量不大，一般在30万千瓦之内，但体积较大。且在设计中没有系统、规范、科学的安全标准作为指导和准则，因而存在许多安全隐患，发电成本也较高。美国希平港核电站、德累斯顿核电站、英国卡德霍尔生产发电两用的石墨气冷堆核电厂、前苏联APS-1压力管式石墨水冷堆核电站、加拿大NPD天然铀重水堆核电站等第二代核电技术20世纪60年代至90年代是较为成熟的商业化反应堆，使用浓缩铀燃料，以水作为冷却剂和慢化剂，其堆芯熔化概率和大规模释放放射性物质概率分别10-4和10-5量级。反应堆寿命约40年。在第一代核技术的基础上，它实现了商业化、标准化等，单机组的功率水平在第一代核电技术基础上大幅提高，达到百万千瓦级。目前全世界在运核电机组大多数使用第二代技术或其改进型。压水堆(PWR)、沸水堆(BWR)、加压重水堆(PHWR)、石墨气冷堆(GCR)、及石墨水冷堆(LWGR)等第三代核电技术20世纪60年代至90年代第三代核电技术指满足美国“先进轻水堆型用户要求文件”（URD）和“欧洲用户对轻水堆核电站的要求”（EUR）的压水堆型技术核电机组，是具有更高安全性、更高功率的新一代先进核电站。其堆芯熔化概率和大规模释放放射性物质概率分别为10-7和10-8量级。反应堆寿命约60年。先进沸水堆(ABWR)\非能动先进压水(AP600/AP1000)、欧洲压水堆(EPR)及华龙一号等第四代核电技术21世纪2000年美国首次提出了第四代核反应堆计划，规划在2030年后投入市场推广建设。目标是满足安全、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。预计将有封闭的核燃料产业链，提高核燃料使用效率，或将使用锕元素作为燃料，显著降低核废料半衰期，提高核能使用的安全性。石岛湾核电站（HTR-PM）（目前处于在建过程）资料来源：中国广核招股说明书，华创证券图表8第一代核电技术——美国希平港核电站图表9第二代核电技术——中国秦山核电站资料来源：上海市核电办公室官网，华创证券资料来源：秦山核电官网，华创证券环保及公用事业行业深度研究报告证监会审核华创证券投资咨询业务资格批文号：证监许可（2009）1210号12图表10第三代核电技术——中国台山核电站图表11第四代核电技术——中国石岛湾高温气冷堆核电站资料来源：新华网，华创证券资料来源：哈尔滨电器集团有限公司官网，华创证券（二）中国核电发展基础我国是一个海陆兼具的国家，自北向南濒临渤海、黄海、东海、南海，大陆海岸线长达18000多千米，核电站选址的选择多。核电站对安全性要求极高，为了尽可能避免地震造成核泄漏等安全隐患，因此核电站需要建在地质比较稳定的地方。虽然我国是个地震多发的国家，但地震分布的区域特征明显。主要地震带位于东南部的台湾和福建沿海，华北太行山沿线和京津唐地区，西南青藏高原和边缘四川、云南两省西部、西北的新疆、甘肃和宁夏。我国地震带大多位于内陆地区，与核电站分布相悖，而东南沿海地震带未出现8.0级以上地震，并且对于核电站的选址会核查该地区2000年前的地震记录，向后预测50年一遇地震发生的概率。中科院院士陈教授表示中国的核电站都没有建设在地震带上。图表12中国大陆核电厂分布图(截至2020/4/27)图表13中国强震及地震带分布图资料来源：国家核安全局，华创证券资料来源：中国科学院地球环境研究所，华创证券我国核电站建设在沿海地区，与用电量分布相符。东南沿海地区经济发达，上海市、广环保及公用事业行业深度研究报告证监会审核华创证券投资咨询业务资格批文号：证监许可（2009）1210号13东省等一些经济发展迅速的省份大多分布在此。其他能源发电地区与用电高负荷中心较远，经济发展缓慢消纳能力弱，需要通过电网远距离集中外送，导致不可避免的能量损耗。对于核电而言，用能中心与产能中心高度重合，因此不存在以上问题，减少能耗，并且也能根据用电需求更加灵活的调整发电。图表14中国沿海地区用电需求较为旺盛资料来源：国家统计局，华创证券（三）核电产业图谱核电产业上游是核燃料的开采（铀矿为主），由于我国的铀矿品质低且开采成本高，对进口依存度高。但随着钍基熔盐堆技术的发展，钍燃料将会成为主要核电原材料，有望打破我国对核燃料进口的依赖现状。核电产业的中游是核岛、常规岛、辅助设备建造，我国的核电设备制造体系已较为完善，自主研发卓有成效，打破他国技术垄断，能够进一步降低设备造价。核电产业下游是核电站开发运营及乏燃料处理，截止2021年11月18日，我国在建核电机组数量为14台，总装机容量1388万千瓦。在建机组装机容量连续多年保持全球第一。运行核电机组共52台，总装机容量4959万千瓦，占全国累计发电量的4.9%。随着我国核技术研发持续投入，完善核安全法规及标准，国际合作深入化，我国在核电技术方面的实力跻身国际领先水平。图表15核电产业图谱环节相关上市公司上游土地设备建设中国核建核材料浙富控股、西部材料、方大炭素、兰太实业、东方锆业中游压力容器科新机电、海陆重工合金钢研高纳、大西洋、中飞股份管材光大嘉宝、沃尔核材、台海核电、久立特材、纳川股份核心主设备东方电气、上海电气、中国一重、海陆重工阀门中核科技、江苏神通、纳威股份制冷风机空调南风股份、盈峰环境、哈空调下游核电站开发运营中国广核、中国核电、国家电投核废料处理安泰科技、通裕重工、应流股份资料来源：Wind，华创证券环保及公用事业行业深度研究报告证监会审核华创证券投资咨询业务资格批文号：证监许可（2009）1210号14二、行业政策（一）核电行业发展政策1、“碳达峰”“碳中和”：能源转型大势所趋“双碳”政策稳步推动，新型能源迎来发展机遇。2020年9月22日，中国政府在第七十五届联合国大会上提出：“中国将提高国家自主贡献力度，采取更加有力的政策和措施，二氧化碳排放力争于2030年前达到峰值，努力争取2060年前实现碳中和。”2021年3月5日，2021年国务院政府工作报告中指出，扎实做好碳达峰、碳中和各项工作，制定2030年前碳排放达峰行动方案，优化产业结构和能源结构。面对碳排放总量大、高碳发展惯性强的严峻形势，中国要用不到10年时间实现碳达峰，再用30年左右时间实现碳中和，任务非常艰巨。碳排放问题的根源在于化石能源的大量使用，为了能尽快摆脱化石能源依赖，应重视加快推进清洁能源替代和能源消费电能替代，实现能源生产清洁主导、能源使用电能主导。而按照具体行业将中国的碳排放总量分解，2021年前三季度电力行业共排放二氧化碳37.56亿吨，占总排放量的45%，因此为了解决碳排放问题，能源电力发展应与碳脱钩、经济社会发展与碳排放脱钩。在此背景下，核电等一系列新能源发电将迎来发展的新机遇。图表16“碳达峰”、“碳中和”有关政策汇总时间会议/文件名主体主要内容2020年9月22日第七十五届联合国大会习近平中国将提高国家自主贡献力度，采取更加有力的政策和措施，二氧化碳排放力争于2030年前达到峰值，努力争取2060年前实现碳中和。2020年10月29日《中共中央关于制定国民经济和社会发展第十四个五年规划和二〇三五年远景目标的建议》中国共产党十九届五中全会到2035年，广泛形成绿色生产生活方式，碳排放达峰后稳中有降，生态环境根本好转，美丽中国建设目标基本实现。“十四五”期间，加快推动绿色低碳发展，降低碳排放强度，支持有条件的地方率先达到碳排放峰值，制定2030年前碳排放达峰行动方案；推进碳排放权市场化交易；加强全球气候变暖对我国承受力脆弱地区影响的观测。2020年12月12日气候雄心峰会习近平到2030年，中国单位国内生产总值二氧化碳排放将比2005年下降65%以上，非化石能源站一次能源消费比重将达到25%左右，森林储积量将比2005年增加60亿立方米，风电、太阳能发电总装机容量将达到12亿千瓦时以上。2020年12月16日-18日中央经济工作会议习近平会议将做好碳达峰、碳中和工作作为2021年八大重点任务之一，要求抓紧制定2030年前碳排放达峰行动方案，支持有条件的地方率先达峰。要加快调整优化产业结构、能源结构，推动煤炭消费尽早达峰，大力发展新能源，加快建设全国用能权、碳排放权交易市场，完善能源消费双控制度。要继续打好污染防治攻坚战，实现减污降碳协同效应。要开展大规模国土绿化行动，提升生态系统碳汇能力。2021年1月21日2021年全国生态环境保护工作会议生态环境部2021年是我国现代化建设进程中具有特殊重要性的一年，编制实施2030年前碳排放达峰行动方案是2021年要抓好的八大重点任务之一。加快建立支撑实现国家自主贡献的项目库，加快推进全国碳排放权交易市场建设，深化低碳省市试点，强化地方应对气候变化能力建设，研究编制《国家适应气候变化战略2035》。推动《联合国气候变化框架公约》第二十六次缔约方大会取得积极成果。环保及公用事业行业深度研究报告证监会审核华创证券投资咨询业务资格批文号：证监许可（2009）1210号152021年1月19日国家发改委1月份新闻发布会国家发展改革委国家发改委政研室主任袁达表示国家发改委将坚决贯彻落实党中央、国务院决策部署，抓紧研究出台相关政策措施，积极推动经济绿色低碳转型和可持续发展。大力调整能源结构；加快推动产业结构转型；着力提升能源利用效率；加速低碳技术研发推广；健全低碳发展体制机制；努力增加生态碳汇。2020年12月31日全国财政工作会议财政部坚持资金投入同污染防治攻坚任务相匹配，大力推动绿色发展。推动重点行业结构调整，支持优化能源结构，增加可再生、清洁能源供给。研究碳减排相关税收问题。加强污染防治，巩固北方地区冬季清洁取暖试点成果。支持重点流域水污染防治，推动长江、黄河全流域建立横向生态补偿机制。支持优化能源结构，增加可再生、清洁能源供给。推进重点生态保护修复，积极支持应对气候变化，推动生态环境明显改善。2021年1月26日新闻发布会工业和信息化部钢铁压减产量是落实习近平总书记提出的我国碳达峰、碳中和目标任务的重要举措。工业和信息化部与发展改革委等相关部门正在研究制定新的产能置换办法和项目备案的指导意见。逐步建立以碳排放、污染物排放、能耗总量为依据的存量约束机制，实施工业低碳行动和绿色制造工程，确保2021年全面实现钢铁产量同比的下降。2020年12月21日《新时代的中国能源发展》白皮书及发布会国家能源局国家发展改革委党组成员、国家能源局局长章建华在发布会上表示，未来要加大煤炭的清洁化开发利用，大力提升油气勘探开发力度，加快天然气产供储销体系建设，要加快风能、太阳能、生物质能等非化石能源开发利用，还要以新一代信息基础设施建设为契机，推动能源数字化和智能化发展。2021年1月4日中国人民银行工作会议中国人民银行会议部署2021年10大工作，明确“落实碳达峰、碳中和”是仅次于货币、信贷政策的第三大工作。要求做好政策设计和规划，引导金融资源向绿色发展领域倾斜，增强金融体系管理气候变化相关风险的能力，推动建设碳排放交易市场为排碳合理定价。逐步健全绿色金融标准体系，明确金融机构监管和信息披露要求，建立政策激励约束体系，完善绿色金融产品和市场体系，持续推进绿色金融国际合作。石墨气冷堆（GCR）碳达峰碳中和行动方案国家电网公司在能源供给侧，构建多元化清洁能源供应体系：大力发展清洁能源；加快煤电灵活性改造；加强系统调节能力建设；加快能源技术创新在能源消费侧，全面推进电气化和节能提效：强化能耗双控；加强能效管理；加快电能替代；挖掘需求侧响应潜力2021年3月18日《关于明确碳中和债相关机制的通知》中国银行间市场交易商协会碳中和债募集资金应全部专项用于清洁能源、清洁交通、可持续建筑、工业低碳改造等绿色项目的建设、运营、收购及偿还绿色项目的有息债务，募投项目应符合《绿色债券支持项目目录》或国际绿色产业分类标准，且聚焦于低碳减排领域。2021年7月7日《“十四五”循环经济发展规划》国家发展改革委立足新发展阶段、贯彻新发展理念、构建新发展格局，坚持节约资源和保护环境的基本国策，遵循“减量化、再利用、资源化”原则，着力建设资源循环型产业体系，加快构建废旧物资循环利用体系，深化农业循环经济发展，全面提高资源利用效率，提升再生资源利用水平，建立健全绿色低碳循环发展经济体系，为经济社会可持续发展提供资源保障2021年10月24日《关于完整准确全面贯彻新发展理念做好碳达峰碳中和工作的意见》中共中央、国务院办公厅到2025年，绿色低碳循环发展的经济体系初步形成，重点行业能源利用效率大幅提升。单位国内生产总值能耗比2020年下降13.5%；单位国内生产总值二氧化碳排放比2020年下降18%；非化石能源消费比重达到20%左右环保及公用事业行业深度研究报告证监会审核华创证券投资咨询业务资格批文号：证监许可（2009）1210号162021年10月26日《2030年前碳达峰行动方案》国务院办公厅能源绿色低碳转型行动。推进煤炭消费替代和转型升级，大力发展新能源；节能降碳增效行动。实施节能降碳重点工程，加强新型基建节能降碳；工业领域碳达峰行动。实现钢铁、有色金属、建材、石化化工等行业碳达峰。资料来源：政府网站，华创证券2、“枯木逢春”：核电经历低估后迎来发展机遇核电优势明显，十四五期间稳步发展。在碳中和、碳达峰的大环境背景下，核电作为一种清洁能源，是低碳电力和热能的重要来源，其经济环保的特性是碳中和进程中必不可少的一环。相比于化石燃料等传统能源，核电产生的污染要小得多，相比于光伏、风力、太阳能发电又不受天气季节因素的限制，已成为我国新能源的重要组成部分且极具竞争力。国家陆续出台多项政策规范核电运营保障安全性，对其管理给出指导意见，在“十四五”规划推动下，核能未来新增装机量有望稳步上升，逐渐增加自主化水平。在国家推动核电安全稳妥发展政策之下，我国核电行业的高速发展指日可待。图表17核电有关政策汇总时间会议/文件名主体主要内容2018年5月22日《关于进一步加强核电运行安全管理的指导意见》国家发展改革委核电运行发展的决定性环节严格把控，加强安全管理保障核电机组安全运行，推动核电安全发展。为了促进核电长期发展，发布四项任务，第一，加强核安全文化建设；第二，进一步落实安全生产主体责任；第三，加强核应急核与核安保管理；第四，加强核电行业安全管理和监督检查。2018年8月9日《关于加强核电标准化工作的指导意见》国务院办公厅提高自主化与协调性，确立统一的核电标准；推动核电标准广泛运用；加强国际合作提高我国核电国际影响力及认可度；深化技术研究，强化能力建设，支持核电长远发展。2019年6月27日《关于全面放开经营性电力用户发用电计划的通知》《关于全面放开经营性电力用户发用电计划的通知》国家发展改革委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。2020年12月25日《关于加强核电工程建设质量管理的通知》国家能源局、生态环境部充分认识核电工程质量的重要性；切实落实核电工程质量责任制；加强核电工程建设过程质量管理；加强核安全文化建设；发挥信息技术在核电建设管理中的作用2021年3月12日《“十四五”规划和2035远景目标纲要》国务院办公厅建成华龙一号、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。建设核电站中低放废物处置场,建设乏燃料后处理厂。开展山东海阳等核能综合利用示范。2025年核电运行装机容量达到7,000万千瓦，在建核电装机量达到5,000万千瓦。资料来源：政府网站，华创证券（二）核电电价政策从“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，核电的上环保及公用事业行业深度研究报告证监会审核华创证券投资咨询业务资格批文号：证监许可（2009）1210号17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。图表18核能发电上网电价政策汇总时间会议/文件名主体主要内容2013年6月15日《关于完善核电上网电价机制有关问题的通知》国家发展改革委将“个别定价”调整为“标杆定价”，全国核电标杆定价核定为每千瓦时0.43元，该政策适用于2013年1月1日后投产的核电机组。全国核电标杆上网电价高于核电机组所在地燃煤机组标杆上网电价的地区，执行当地燃煤机组标杆上网电价。全国核电标杆上网电价低于核电机组所在地燃煤机组标杆上网电价的地区，承担核电技术引进、自主创新、重大专项设备国产化任务的首台或首批核电机组或示范工程，其上网电价可在全国核电标杆电价基础上适当提高。2019年3月20日《关于三代核电首批项目试行上网电价的通知》国务院办公厅广东台山一期核电项目试行价格按照每千瓦时0.4350元执行；浙江三门一期核电项目试行价格按照每千瓦时0.4203元执行；山东海阳一期核电项目试行价格按照每千瓦时0.4151元执行。试行价格从项目投产之日起至2021年底止。2019年10月25日《关于深化燃煤发电上网电价形成机制改革的指导意见》国家发展改革委纳入国家补贴范围的可再生能源发电项目上网电价在当地基准价（含脱硫、脱硝、除尘电价）以内的部分，由当地省级电网结算，高出部分按程序申请国家可再生能源发展基金补贴。核电、燃气发电、跨省跨区送电价格形成机制等，参考燃煤发电标杆上网电价的，改为参考基准价。资料来源：政府网站，华创证券三、历史复盘&国际对比（一）世界核能发电历程可再生能源成为能源转型主方向，核电在不断试错中逐步迈入新时代。全球核能发电发展史可以划分为4个阶段：验证示范阶段，高速发展阶段，减缓发展阶段，开始复苏阶段。环保及公用事业行业深度研究报告证监会审核华创证券投资咨询业务资格批文号：证监许可（2009）1210号18图表191954年以来全球核电机组装机容量（左轴）与运行核电机组数（右轴）资料来源：NuclearPowerReactorsintheworld(2021),华创证券1、1954-1965年：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。2、1966-1980年：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。3、1981-2000年：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。4、21世纪以来：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环保及公用事业行业深度研究报告证监会审核华创证券投资咨询业务资格批文号：证监许可（2009）1210号19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4.3%。2020年世界核能消费量以欧洲、北美洲、亚太地区为主，到2020年中国核能发电量达到366.2TWh，占全球总量的13.6%，2020年中国居世界第二位，仅次于美国30.8%，发电量前三的国家分别是美国、中国、法国。图表202020年美国、中国、法国核电发电量国家核能发电量/TWh%占世界反应堆数运行、在建和拟建反应堆数美国831.530.89398中国366.213.651106法国353.813.15657资料来源：世界核协会，华创证券在整个2020年，核电反应堆供应2553.2TWh的低碳发电量，约占全球发电总量的10%，占世界低碳发电量的近三分之一。2020年的核电产量略低，当时世界核反应堆发电量为2657.1TWh。主要原因在于新冠疫情爆发对经济和社会活动的限制导致许多国家的电力需求史无前例地持续下降，较2019年下降10%以上。非洲的核发电量降低因为电力需求下降，而北美和西欧则是同时因为核电需求下降以及部分机组的退役。然而，核能发电的历史趋势表明，过去几年核能发电量持续增长，自2012年以来增长8%以上。与2019年相比，2020年全球核电机组装机容量增长0.5GWe，但与2019年相比，反应堆数量减少了一个。近期和长期产能增长前景集中在亚洲，截至2020年底，亚洲有核电容量约为34.6GWe的34个核电站正在建设中。图表21全球分地区核电发电量图表22全球分地区核电机组装机容量资料来源：IAEA，华创证券资料来源：IAEA，华创证券然而在全球电力需求增速放缓、石油天然气等化石燃料价格降低、可再生能源电力成本降低、技术迭代速度加快的大背景下，占据全球发电总量10%的核电行业发展正面临多重挑战。尤其在2011年福岛核事故之后，对于核电站和核废料存储方案安全性的担忧使得部分发达国家调整国家核电发展政策，有的降低核电比例，有的决定淘汰核能发电。俄罗斯科学院能源研究所认为，到2035年，发展中国家核电发电量将超过经合组织国家，为全球核电增长贡献最多的增量。其中中国将实现最大的核电增长。环保及公用事业行业深度研究报告证监会审核华创证券投资咨询业务资格批文号：证监许可（2009）1210号20图表23部分发达国家核电政策国家政策德国在2011年3月11日辅导核电事故后德国联邦政府决定在2022年之前停止使用核能。6座正在运行，并逐步取消核能计划，目前共有26座核电站正在退役，其余6座正在运行的核反应堆将在2022年底前分阶段永久关闭。比利时2003年，联邦议会通过一项法律，禁止在比利时建造用于核裂变工业发电的新核装置，同时将现有反应堆的运营限制在40年内。根据这项法律，核裂变能源将在2015年至2025年期间逐步淘汰。虽然历届政府都修订了法律，以确保电力供应安全，将三个最古老的反应堆的运营许可证延长十年，但总是确认到2025年逐步淘汰所有核能反应堆。瑞士2011年福岛核电站事故后，联邦委员会决定逐步淘汰核能。不再批准新建核电站，对现有核电站不延期退役，并于2019年12月20日关闭了其现有五座核反应堆中的一座。西班牙目前西班牙运营的7个核反应堆有3个正在关闭，并且将于2030年前关闭最后一座核反应堆，不打算对任何核反应堆40年的寿命进行延长。法国法国政府确认在2035年以前关闭14座核反应堆，要在2035年前将核能在发电中的比重从目前的70%降低到50%资料来源：IAEA，华创证券（二）我国核能发电发展历程我国核能发电已进入新时代，到目前为止主要经历了三个阶段：起步阶段，适度发展阶段，积极快速发展阶段。在碳中和背景下，核电作为清洁能源之一的作用逐步显现，且随着“华龙一号”“国和一号”以及第四代核电技术研发的进展，我国核电技术水平已经位列世界顶尖水平。图表24我国核电发展历程资料来源：华创证券1、20世纪70年代初-1994年：起步阶段筚路蓝缕以启山林，我国核电迎来从零到一。我国第一个核电计划是“581”工程，1958年环保及公用事业行业深度研究报告证监会审核华创证券投资咨询业务资格批文号：证监许可（2009）1210号21计划在前苏联帮助下借助其技术建设核电站，但由于中苏关系破裂导致“581”工程终止。我国第一座自主研发设计的核电站——秦山核电站于1985年开工，1991年并网发电，标志着中国大陆无核电历史的终结。1994年大亚湾核电站投入使用，这是我国一座大型商用核电站，也是首座使用国外技术和资金建设的核电站，为后续大型商用核电站发展奠定基础。2、1995年-2004年：适度发展阶段外部隐患叠加需求饱和，国内核电事业步入低谷。这一阶段本该是我国核电奋起直追的阶段，但一方面由于切尔诺贝利核电站等核电事故的发生使得我国对于核电发展保持谨慎的态度，另一方面当时我国电力供需缺口不大，因此仅将核电作为补充能源没有迫切的要求。自1999年田湾一期开工后的几年间，我国再没有建造新的核电站。3、2005年至今：积极快速发展阶段供需缺口以及技术进步推动核能发电快速发展。在此之前，我国对于核电的政策态度一直是适度发展，但随着工业化城镇化的发展，我国用电需求紧张，并且出于环保低碳的考量，十一五期间发布《核电中长期发展规划（2005-2020年）》，一改此前态度明确提出积极推动核电建设，着重建设百万千瓦级核电站。自此，我国核电进入积极主动规模性发展新阶段。虽然此期间由于2011年日本福岛核电站泄漏事故，我国开展了全国核电站安全设置大检查，并暂停审批新建核电项目，但我国依旧维持发展核电立场。2003年决定引入当时世界技术最先进安全的第三代核电技术（AP1000，并于2018年落地），标志着我国迈入三代核电时代。“华龙一号”是中广核集团和中核集团在ACPR1000和ACP1000+的技术基础上研发出的完全拥有自主知识产权的第三代核电技术，是我国核电技术研究历史上的重大里程碑。2021年1月30日，全球第一台“华龙一号”核电机组——中核集团福建福清核电5号机组投入商业运行。核能技术自主创新能力显著提升，“华龙一号”“国和一号”在内的第三代核电技术完成自主研发，使得中国在核电技术方面跻身世界前列水平。目前我国第四代核电技术正在积极布局中，全球首座将四代核电技术成功商业化的示范项目石岛湾核电站已于2021年8月20日获得《核设施运行许可证》，确保2021年内实现首堆并网发电，碳中和大背景下第四代核电技术有着不可估量的前景。图表252014-2021年我国核电机组装机容量(MWe)图表26我国核电装机容量预测（万千瓦）资料来源：中国核能协会，华创证券资料来源：世界核协会，华创证券环保及公用事业行业深度研究报告证监会审核华创证券投资咨询业务资格批文号：证监许可（2009）1210号22四、短期视角：核电量价齐升逻辑渐显核电发电量与电价两因素共同影响营业收入，在当前电力供需偏紧，电价上浮趋势明显背景下，装机容量、利用小时数和市场电价与营收增长成正比，保供电量与营业增长成反比。我们通过单独拆分核电上网电量和上网电价，认为短期内核电具有较强的盈利能力。图表27核电盈利模式拆解资料来源：华创证券整理从量的角度来看，核电核准装机容量和发电量短期内具有明显提升态势。一方面审批制度恢复，助力每年6-8台机组落地，2025/2030年装机量有望达到70/120GWe，进一步提升核电装机容量；另一方面，全社会电力供给偏紧推动电力市场化改革，促使电力市场化交易比例上升，因核电利用小时数具有稳定上升趋势，在满足保供电量的情况下核电市场化比例将有所提高。从价的角度讲，1495号文指明电力市场化交易发展路径，短期内核电将享受电价上浮红利。21年三季度末国内电力市场供小于求，发改委发文打开电价波动空间，核电由于短期内建设成本、燃料成本及用工成本稳定，电价顶格上浮能够为核电市场化交易电量带来利润空间。（一）量的角度：审批恢复推动装机增长，电力市场化促进发电量上升1、碳中和助力核电发展，审批恢复打开装机空间实现碳达峰、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，形成环保及公用事业行业深度研究报告证监会审核华创证券投资咨询业务资格批文号：证监许可（2009）1210号23低碳主导的电力供应格局。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1.25亿吨，等效减少排放二氧化碳3.28亿吨，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”政策的大背景图表28各主要发电方式温室气体排放量对比（克等效二氧化碳/千瓦时）资料来源：世界核协会，华创证券核能发电占比较少，后续发展空间广阔。当前我国能源结构依然是以煤炭为主，后续清洁能源水、风、光、核等均将在碳中和的政策下迎来发展机遇。目前核电占我国能源结构的比例较低，装机口径占2.24%，发电口径占比4.86%，与欧盟和美国的27%和18.91%核电发电占比相比仍有较大差距。因此在国家继续秉持积极安全有序发展核电的政策下，结合“双碳”政策大背景，核能发电因其利用小时数高、碳排放低、使用年限长等优势，使得其仍处于并将长期处于发展的重要战略机遇期，国内核电发展空间和市场前景依然广阔。图表29按能源类型划分发电量（单位：亿千瓦时）图表30按能源类型划分装机容量（单位：万千瓦）资料来源：中国电力企业联合会，华创证券资料来源：中国电力企业联合会，华创证券环保及公用事业行业深度研究报告证监会审核华创证券投资咨询业务资格批文号：证监许可（2009）1210号242011年福岛核事故导致审批进度放缓，2019年审批重启核电迎来第二春，预计后续每年新增6-8台机组。我国在2011-2014年期间，仅中俄合作的田湾核电站获批，2015年再次批准了8台机组，2016-2018年核电连续三年“零批准”。2019年7月国家能源局明确表态山东荣成、福建漳州和广东太平岭核电项目核准开工，共计4台机组，标志着核电审批正式重启；2020年昌江二期及苍南三澳一期共计4台机组核准开工；2021年1-12月我国有4台机组（分别为田湾、红沿河、石岛湾、福清四台机组）首次装料，并另外有田湾、徐大堡及小型示范堆型共5台机组核准开工。图表312015年至今核电审批情况汇总核准年份核电站名称装机容量（MWe）投运/预计投运年份开工/预计开工日期2015田湾5号机组11182020.09.082015.12.272015田湾6号机组11182021.06.022015.12.272015防城港3号机组118020222015.12.242015防城港4号机组118020222016.12.232015红沿河5号机组11182021.08.102015.03.292015红沿河6号机组111820222015.07.242015福清5号机组11612021.01.292015.05.07.2015福清6号机组11612022.03.252015.12.222019漳州核电一期项目1号机组121220242019.10.162019漳州核电一期项目2号机组121220252020.09.042019惠州太平岭核电一期项目1号机组111620252019.12.26.2019惠州太平岭核电一期项目2号机组111620262020.10.152020昌江核电二期3号机组118520252021.03.312020昌江核电二期4号机组118520252021.03.312020苍南三澳核电一期1号机组111720262020.12.31.2020苍南三澳核电一期2号机组111720272021.12.30.2021田湾核电7号机组1208.520262021.05.192021田湾核电8号机组1208.520272021.05.192021徐大堡核电3号机组127420262021.05.192021徐大堡核电4号机组127420262021.05.192021昌江多用途模块式小型堆科技示范工程项目12520262021.07.132022陆丰5号机组1200202720222022陆丰6号机组1200202720222022三门3号机组1251202720222022三门4号机组125120272022环保及公用事业行业深度研究报告证监会审核华创证券投资咨询业务资格批文号：证监许可（2009）1210号252022海阳3号机组1253202720222022海阳4号机组125320272022资料来源：中国核能协会，公司公告，华创证券图表322021年1-12月我国新增4台机组首次装料省份核电站名称机组号装机容量(MWe)开工日期首次装料开始日期首次并网日期江苏省田湾核电站6号机组11182016-9-72021-4-142021-5-11辽宁省红沿河核电厂5号机组1118.792015-3-292021-5-152021-6-25山东省石岛湾核电厂1号机组2112012-12-92021-8-212021-12-14福建省福清核电厂6号机组11612015-12-222021-11-62022-1-1资料来源：中国核能协会，华创证券“十四五”长期规划明确，核电市场理顺成长性逻辑。《中国核能发展与展望（2021）》指出，“十四五”及中长期，我国核电将在确保安全的前提下向积极有序发展的新阶段转变，并预计我国自主三代核电会按照每年6-8台的核准节奏，实现规模化批量发展。保守估计每年4台机组获批核准，预计到2025年，我国核电在运装机70GWe左右；到2030年核电在运装机容量达120GWe，十年年复合增长率可达9.13%，核电发电量约占全国发电量的8%。图表33我国核电额定装机容量规划（GWe）资料来源：CNEA核能协会，华创证券国内核电市场稳步发展，海外市场亦有回暖态势。对国内而言，积极发展核电还可以有效带动出口，助力经济稳增长。供给端，我国已具备先进核电设备规模化制造能力，且造价仅为海外同类机组价格的60%左右，具备明显的比较优势。需求端，据“一带一路”最新规划，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%。当前，中核集团与阿根廷核电公司已签署了阿查图3号、4号两台机组的总合同;中广核集团也分别与捷克能源集环保及公用事业行业深度研究报告证监会审核华创证券投资咨询业务资格批文号：证监许可（2009）1210号26团、罗马尼亚国家核电公司、法国电力集团等签订了合作协议。每出口1台核电机组需要8万余台套设备、200余家企业参与制造和建设，可创造约15万个就业机会，单台机组投资约300亿元。因此，如若“一带一路”国家走出“核电安全”的阴霾后，海外市场可能为中国核电企业带来巨大增长空间。内有疫情反复之“忧”，外有局势动荡之“虑”，核电“稳”字当头，彰显维“稳”本色。经济稳增长背景下，实现全年GDP5.5%的增长需要各方共同发力。但国内疫情反复，多地爆发疫情，对消费、制造等行业均造成一定扰动；同时开年以来国际形势动荡，纷杂的局势也对经济的“稳”增长带来了诸多不确定因素。内“忧”外“虑”的背景下，通过投资发展核电是刺激经济的一剂“强心针”。从核电审批数量的年份来看，2008年核准14台机组、2015年核准8台机组均是经济表现较弱的年份。同时核电投资体量较大，对于经济的拉动效应较为明显，以当前三代机组为例，单个项目（对应两台核电机组）的投资体量在300-400亿元，2022年新核准的6台机组预计将产生约1200亿元投资。在国内稳增长的发展基调下，核电维“稳”本色凸显。2、电力市场深化改革，核电市场化电量逐步提升（1）我国电力运行的两条轨道：计划电量与市场电量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。图表34计划电量与市场电量两条用电路径资料来源：华创证券整理（2）从全国看：电力供需偏紧，全国电力市场化水平不断提高电力供应偏紧，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。环保及公用事业行业深度研究报告证监会审核华创证券投资咨询业务资格批文号：证监许可（2009）1210号27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。图表352021年9月多地限电措施汇总省份政策广东省广东电网下辖分局发布通知称，由于目前我省电力供应紧张，为保障电力有序供应。根据市发改局《关于对高耗能等企业实施错峰用电的通知》要求，于2021年9月22日至26日，每天全时段停止工业生产负荷用电。安徽省近期由于电煤持续紧张，省内机组异常频繁等因素，全省将出现电力供需缺口，为保障全省电网平稳运行和电力可靠供应，经研究，决定于9月22日起启动全省有序用电方案。浙江省纺织重镇绍兴柯桥发布停电通知，“根据9月20日全省紧急会议精神和省政府主要领导指示精神，要求全省立即对高耗能重点用能企业实行用电降负荷。各地要在确保安全的前提下高耗能重点用能企业停产至月底。9月21日11时前未关停的高耗能重点用能企业，将由电力部门采取措施。共涉及该地区161家企业，全部印染、化纤行业企业。”江苏省印染集聚区发布停产通知，超1000家企业“开二停二〃。通知要求企业按照分级进行限产。（“开二停二”的措施自2021年9月19日晚17时起执行，分为甲乙两批。）陕西省要求9-12月，新建成“两高”项目不得投入生产，本年度新建己投产的“两高”项目在上月产量基础上限产60%，其他“两高”企业实施降低生产线运行负荷、停运矿热炉限产等措施，确保9月份减产50%。山东省9月15日山东省日照市，称受电煤供需矛盾加剧和高温天气影响，山东电网供电能力急剧下降，电力供应出现较大缺口，电力供需形势十分严峻。9月13日枣庄市称，近期山东省电力供应出现缺口，为维护正常供用电秩序，保障电网平稳运行和电力可靠供应，要按照需求响应优先、有序用电保底的原则。云南省9月11日云南省节能工作领导小组办公室发布《关于坚决做好能耗双控有关工作的通知》，要求加强重点行业管控。具体包括，工业硅企业月均产量不得超过8月产量的10%；9-12月黄磷生产线月均产量不得超过8月产量的10%等，这相当于削减了90%的产量。要求加强重点行业生产管控，包括确保绿色铝企业9-12月份月均产量不高于8月份产量。资料来源：华创证券整理1439号文取消了工商业目录电价，逐步将全部工商业用户纳入电力交易市场，后续市场化电比例有望稳步提升。1439号文明确提出有序推动工商业用户都进入电力市场，按照市场价格购电，取消工商业目录销售电价。尚未进入市场的工商业用户中，10千伏及以上的工商业用户用电量大、市场化条件好，全部进入市场；其他工商业用户也要尽快进入。届时，目录销售电价只保留居民、农业类别，基本实现“能放尽放”。近年来我国电力市场化交易电量逐年提升，2021年达到45.5%。后续在1439号文的推动下，市场交易电量的占比有望再创新高。环保及公用事业行业深度研究报告证监会审核华创证券投资咨询业务资格批文号：证监许可（2009）1210号28图表36全国市场交易电量占全社会用电量（%）资料来源：中国电力企业联合会，华创证券（3）从核电来看：受益于全国用电形势，后续核电市场化电占比同样有望提升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在浙江和广西的核电机组为例，2021年广西电力交易中心市场化交易电量达到841.15亿千瓦时，推动核电市场化率达到75%，稳居全国第一。而浙江省2022年电力市场交易方案披露，核电保障性电量592亿千瓦时，根据浙江省在运核电站近年发电量增速进行线性外推，预计2022年核能发电716.94亿千瓦时，因此市场化交易电量为124.94亿千瓦时，占总上网电量的17.43%。图表372022年浙江省电力市场化交易方案（单位：亿千瓦时）序号发电企业（主体）上网电量（落地电量）预计保量保价电量保量竞价电量（交易电量）备注省内1省内非统调水电、风光等（不含小火电）3003000小水电115亿千瓦时，风光等185亿千瓦时2省统调风电、光伏10910903秦山核电一期261313浙发改能源〔2021〕55号4三门核电197177.319.7省外1三峡60600政府间协议2白鹤滩75750政府间协议3溪洛渡250125125发改运行〔2021〕631号4秦山核电二期14874745秦山核电三期5834.823.2环保及公用事业行业深度研究报告证监会审核华创证券投资咨询业务资格批文号：证监许可（2009）1210号296秦山核电（方家山）16381.581.57四川水电66660政府间协议8福建来电50500政府间协议9新疆来电（含吉泉）1521520政府间协议10青海甘肃西藏来电19190政府间协议合计16731336.6336.4居民、农业用电量（+线损）936.00（+40）-资料来源：浙江省发改委，华创证券核电利用小时数稳中有升，市场化交易比例逐步提高。发电企业发电量主要取决于装机容量和利用小时数，在不改变装机容量的情况下，提升利用小时数能够提升整体发电量。由于当前大型核电机组作为荷基电源极少参与负荷跟踪，绝大多数时间以满负荷的状态运行、相比其他发电形式，核电站的可靠运行受到燃料的质量、数量等外围因素影响较小，一般情况有能力全天候满功率运行，因此核能发电一直保持较高的利用小时数。影响核电机组利用小时数的主要原因是大修时长，根据中国广核与中国核电年报披露，两公司都在逐步提升停机大修效率，减少停机大修时间。以中国核年报披露显示，2020年中核共完成12次大修，其中11次大修提前完成，共计提前50.2天。在保障电量不变的前提下，市场化交易价格的上升，能够为核电运营企业提供正反馈，进而提升其利用小时数，最终提升市场化交易比率。图表38核电市场化电量提升逻辑图表39各发电模式利用小时数对比资料来源：华创证券整理资料来源：中国广核年报，华创证券（二）价的角度：电价上浮空间打开，业绩有望加速释放1439号文打开电价上浮空间，核电随之受益。2021年10月发改委出台《国家发展改革委关于进一步深化燃煤发电上网电价市场化改革的通知》（发改价格〔2021〕1439号），进一步打开市场电浮动区间，允许价格上下浮20%，且用电多的高耗能行业市场电价不受上浮20%限制，使得燃煤发电上网电价改革进一步推进。核电在部分省份可以对标火电进行上网，核电价格弹性不断显现。环保及公用事业行业深度研究报告证监会审核华创证券投资咨询业务资格批文号：证监许可（2009）1210号30图表40各省电价上浮情况汇总省份电力交易情况重庆11月直接交易结算电量33.36亿千瓦时，同比上升22.79%，叠加原合同价差后平均购电价上浮7.6684分/千瓦时，较煤电基准价上浮19.35%江苏截止至12月15日，12月月内成交电量27.35亿千瓦时，成交均价469元/兆瓦时，溢价19.4%福建12月福建省开展首次电网企业代理购电交易，成交价格0.4717元/千瓦时，较福建省基准价上浮0.0785元/千瓦时，溢价19.96%湖南湖南2021年12月电力市场交易成交平均价格为0.539元/千瓦时，平均价差为涨价8.88分/千瓦时，溢价19.5%陕西2021年12月陕西省电网企业代理购电挂牌交易成交电价425.35元/兆瓦时。与燃煤基准价354.5元/兆瓦时相比上升了19.99%浙江浙江2021年12月省统调燃煤上网电量集中竞价成交价格498.36元/兆瓦时，按浙江省燃煤基准电价415.3元/兆瓦时计算，溢价20%资料来源：华创证券整理电价与市场化电量占比的提升对核电项目收益的影响几何？按照三代核电机组的平均水平，假设一个装机容量120万千瓦的核电项目，其单位投资成本为17500元/千瓦、利用小时数为7500小时、基准电价为0.41元/千瓦时，折旧按直线折旧25年法（无残值），最终对项目IRR进行测算。基准条件下（市场化交易电量占比35%，电价0.41元/千瓦时），一台120万千瓦的核电机组IRR为8.51%。情形一：其他条件保持不变，市场交易电价提升5%，市场交易电比例分别为35%/40%/45%/50%时，对应项目IRR分别为9.03%/9.10%/9.18%/9.25%，较基准情形的项目收益（8.51%）分别提升0.52/0.59/0.67/0.74个百分点。情形二：市场交易电价提升10%的情形下，35%/40%/45%/50%的市场交易电比例对应项目IRR分别为9.55%/9.70%/9.85%/10.00%，较基准情形的项目收益（8.51%）分别提升1.04/1.19/1.34/1.49个百分点。我们预计电价与市场交易比例上浮对IRR的提升约为0.5pct-1.5个百分点，对应核电项目IRR将达9.03%-10.00%。在当前用电紧张及动力煤价格暂无回缓态势下，市场电价下行风险较小，但若出现电价下行，则电价与市场交易比例变动对IRR的影响约为-0.5至-1.4个百分点。图表41电价波动和建设成本变动对于核电站IRR的影响市场化比例35%市场化比例40%市场化比例45%市场化比例50%电价与市场交易比例变动对IRR影响电价-10%7.51%7.37%7.23%7.09%电价-5%8.01%7.94%7.87%7.80%电价0%8.51%电价+5%9.03%9.10%9.18%9.25%电价+10%9.55%9.70%9.85%10.00%资料来源：华创证券测算环保及公用事业行业深度研究报告证监会审核华创证券投资咨询业务资格批文号：证监许可（2009）1210号31五、中长期视角：核电降本增效仍有空间（一）折旧占成本比重最大，技术路线不断成熟后仍有下降空间折旧占成本比例近四成，三代机组技术路线不断成熟后成本仍有下行空间。按照中国核电2020年年报披露数据来看，固定资产折旧比率为38%，燃料成本为22%，电厂维护/人员/其他成本分别为12.8%/12%/14.8%，固定资产折旧占比最高。当前新增机组主要为三代机组，处于正式投入商用的初级阶段，公司的建造成本约为14000-18000元/千瓦时。随着技术路线不断成熟后，核电机组价格中枢有望下移，成本下降将提升项目的盈利能力。图表42折旧占成本比例最高资料来源：中国核电公司公告，华创证券核电站投资成本随数量的增加有下降态势，十年降幅约在15%。根据论文显示，当前国内已经建成的核电机组投资成本维持在每千瓦1万元到1.8万元之间，平均为1.25万元，不同类型机组之间的成本之间没有明显的变化规律，但同类型的机组投资成本呈现明显的下降趋势。以国内M310/CPR系列核电机组批量化建设为例（CPR是在M310基础之上进行国产化改造的机型，两者都为第二代及第二代+核电机组），1987年从法国引进的首批机组（功率为98.4万kW）建设成本为1.8万元/kW；1997年初步国产化后的岭澳一期（功率为99万kW）建设成本降为1.5万元kW，降幅为14%，此过程花费10年；2007-2008年批量建设的红沿河、宁德、阳江核电厂（功率为108万kW）建设成本已经下降到1.1万元/kW，较1.5万元/kW的建设成本降幅超过35%，此过程共花费20年。由此可见，完全国产化后的机组比首批机组成本有较为明显的降幅，后续随着技术路线不断成熟后，核电机组的建设价格仍有下降空间。环保及公用事业行业深度研究报告证监会审核华创证券投资咨询业务资格批文号：证监许可（2009）1210号32图表43国内M310/CPR系列核电机组批量化建设的成本变化资料来源：康俊杰等《核电建设周期、成本变化规律分析》，华创证券国产核电站技术革新，长运营周期推动降本增效。随着国内“华龙一号”稳定商运一年，且2021年12月20日全球首台并网发电的华能石岛湾核电厂第四代核电技术落地，国内核电站产业已走在世界前列。由于二代核电机组可以使用40年，三代技术可达50-80年，因此核电机组边际成本在长运营周期下逐渐摊平。（二）中间环节参与者众多，不同角色面临多种降本机遇核电设备市场广阔，不同环节面临不同降本机会。按照中国核电披露数据显示，当前第三代核电站每千瓦建造成本1.4-1.8万元，而设备市场空间占比约为建造成本的44%，其中，核岛作为核电站的核心部分，其建造成本占总成本的58%，常规岛和辅助系统分别占建造成本的22%和20%。我们按照每年批准4台机组进行保守估计，“十四五”期间我国新增核电装机建设成本将达2149.43-2763.55亿元，平均年核电设备市场空间达236.44-303.99亿元，其中核电设备市场空间137.13-176.31亿元，常规岛设备市场空间52.02-66.88亿元，BOP市场空间89.46-115.02亿元。如果着眼中长期，到2030年我国核电市场建设成本将达到10000亿元左右，年平均核电设备市场空间也将达到500亿元左右。图表44国内核电站设备市场空间项目按14000元/KW计算按18000元/KW计算2021年装机容量（单位：MWe）54,646.952025年装机容量（单位：MWe）70,000.002030年装机容量（单位：MWe）120,000.004年新增装机容量（单位：MWe）15,353.059年新增装机容量（单位：MWe）65,353.05每兆瓦建造成本（单位：亿元/MWe）0.140.18环保及公用事业行业深度研究报告证监会审核华创证券投资咨询业务资格批文号：证监许可（2009）1210号334年新增装机建造成本（单位：亿元）2,149.432,763.559年新增装机建造成本（单位：亿元）9,149.4311,763.55设备费用占比44%4年平均每年核电设备市场空间（单位：亿元）236.44303.99核岛设备市场空间（占总成本：58%）137.13176.31常规岛设备市场空间（占总成本：22%）52.0266.88BOP市场空间（占总成本：20%）47.2960.809年平均每年核电设备市场空间（单位：亿元）447.31575.11核岛设备市场空间（占总成本：58%）259.44333.56常规岛设备市场空间（占总成本：22%）98.41126.52BOP市场空间（占总成本：20%）89.46115.02资料来源：康俊杰等《核电建设周期、成本变化规律分析》，中国核电年报，头豹研究院，华创证券测算1、核岛核心部件毛利率高，为下游提供让利空间核岛是核电站的核心，且平均毛利高达45%以上，存在较大让利弹性。核岛承担热核反应的主要部分，也是核电站投资建设中成本占比最高的一环，占设备投资成本58%。核岛的作用是将核能转化为热能，是核电站中工艺最复杂，主设备包括核反应堆（包括堆芯、压力容器、堆内构件）、主管道及热交换器、蒸汽发生器、核级阀门、反应堆冷却剂泵、控制棒及驱动机构、核级线缆、稳压器、安全箱和硼注箱等。由于核岛设备技术壁垒较高，毛利率也相对较高，部分关键设备毛利率在40%以上。图表45核电站主要设备供应商图表46核岛设备毛利资料来源：头豹研究院，华创证券资料来源：前瞻产业研究院，华创证券2、民营企业供货占比提升，市场化推进建设成本进一步降低1）常规岛国产化率达85%以上，民营企业占比逐渐提升常规岛国产化逐步提升，成本优势渐露头角。常规岛的作用是将核蒸汽供应系统提供的热能在汽轮机中转变为机械能，带动发动机发电，其主要由管道系统及冷凝器、汽轮机、发电机、汽水分离再热器等组成。相比核岛设备，大部分常规岛设备技术壁垒较低，市场竞争相对激烈，参与厂商较多，平均毛利率为10%。目前，主要的二代改进型核电机组项目，如红沿河、宁德、福清、阳江、防城港等常规岛部分的综合国产化率已经达到85%以上。环保及公用事业行业深度研究报告证监会审核华创证券投资咨询业务资格批文号：证监许可（2009）1210号34图表47核电常规岛主要构成部件及其供应商资料来源：头豹研究院，华创证券2）BOP设备民营企业百花齐放，市场化提升有望进一步压缩成本核电辅助系统（BOP）竞争激烈，市场化推动建造成本下探。BOP是核蒸汽供应系统之外的部分，即化学制水、海水、制氧、压缩空气站等。核电辅助系统设备包括维持电厂正常运行所需的系统、专设的安全设施和系统、放射性废物处理系统等，具体包括核电电缆、空冷设备、通风系统、安全壳以及核电机组用的装卸设备、起重设备等。核电辅助设备属于短周期设备，且中国政府2015年开启核三级设备市场化，多数民营企业获得设计制造资质，因此辅助设备领域民营企业参与度高且市场竞争较为激烈。图表48核电辅助系统主要供应商资料来源：头豹研究院，华创证券3、成本下降叠加电价上浮，对核电的收益影响几何？初始投资成本下降对项目IRR的提升明显，可提升项目IRR约1.22至5.59个百分点。本文图表43及其论证可见二代机组引进国内后10年内降本幅度达15%，而二代机组在国内服役的前十年期间，国际能源市场形势、国内核电技术水平、国内相关领域专利数量以及对清洁能源的重视程度均不如当前，因此我们保守假设三代机组的降本速度与二代机组持平，从中长期看核电建设成本的降低能够有效提升核电运营商的盈利水平。按照三代核电机组的平均水平，假设一个装机容量120万千瓦的核电项目，其单位投资成本为17500元/千瓦、利用小时数为7500小时、基准电价为0.41元/千瓦时，折旧按直线折旧25年法（无残值），最终对项目IRR进行测算。基准条件下（市场化交易电量占比35%，电价0.41元/千瓦时），一台120万千瓦的核电机组IRR为8.51%。环保及公用事业行业深度研究报告证监会审核华创证券投资咨询业务资格批文号：证监许可（2009）1210号35按照市场化比例35%测算，电价保持不变的情形下，项目初始投资成本下降5%/10%/15%对应IRR分别为9.73%/11.14%/12.77%，较基准情形的项目收益（8.51%）分别提升1.22/2.63/4.26个pct。电价提升10%的情形下，项目初始投资成本下降5%/10%/15%对应IRR分别为10.86%/12.86%/14.10%，较基准情形的项目收益（8.51%）分别提升2.35/3.86/5.59个pct。图表49建设成本和电价变动对于核电站IRR的影响初始成本变动0%（17500元/KW）初始成本变动-5%（16625元/KW）初始成本变动-10%（15750元/KW）初始成本变动-15%（14875元/KW）电价0%8.51%9.73%11.14%12.77%电价+5%9.03%10.29%11.75%13.43%电价+10%9.55%10.86%12.37%14.10%资料来源：华创证券测算六、建议关注（一）中国核电中国核能电力股份有限公司前身为秦山核电站，是中国自行投资建设和运营管理的首座核电站。2011年，公司完成股份制改革，正式更名为中国核能电力股份有限公司。2020年，公司向控股股东中核集团收购中核汇能有限公司100%股权，成为集团旗下唯一的新能源发展平台。核电项目稳步增长，行业龙头地位稳固。伴随公司在业内的探索深耕，近年来公司核电控股装机容量基本占我国核电总装机量的40%以上，截止2021年12月31日，公司核电装机2254.9万千瓦，约占全国核电装机容量的43%。2021年全年公司核电机组发电量为1731.23亿千瓦时，较去年同期增长16.71%。上网电量累计为1617.26亿千瓦时，较去年同期增长约17.11%。公司存量机组平均利用小时数为7871小时，较去年同期增加250小时。其中秦山一核发电量较上年度有所增加，秦山二核、秦山三核则基本持平。三门核电全年发电量同比增长5.64%，主要原因为今年机组发电负荷水平有所提高且大修工期提前。江苏核电全年发电量同比增长36.97%，主要原因为江苏核电5、6号机组相继于2020年9月和2021年6月投入商运，发电量同比大幅增加。福清核电发电量同比增长29.40%，主要原因为福清核电5号机组于2021年1月份投入商运，且今年福建省全省来水较少，夏季温度较高，用电需求整体高于去年。海南核电发电量同比增加2.09%，主要受益于机组整体发电能力和负荷水平的提升。环保及公用事业行业深度研究报告证监会审核华创证券投资咨询业务资格批文号：证监许可（2009）1210号36图表50公司所属核电累计装机容量（万千瓦）图表51公司所属核电站2021年发电量（亿千瓦时）资料来源：公司公告，华创证券资料来源：公司公告，华创证券公司营收稳中有升，利润增速触底反弹。营收方面，虽2020年增速有所下降，但21年再次回升。2021年受益于新增的2台核电机组投产及新能源装机规模扩大，全年实现营业收入合计623.67亿元，较去年同期增加19.3%。利润方面，19年增速回落主要受制于两方面原因。一方面是“十三五”期间三门核电工程的投产不断延期抬升了公司的财务费用。另一方面是公司在2017-2018年陆续投产多个核电机组，机组投运后的管理费用由资本化转为费用化。随着核电市场化交易比例的不断上升叠加新能源并表，公司盈利能力自2019年后开始触底反弹，2021年实现归母净利润80.37亿元，较去年同期增加34.05%。图表52中国核电近五年营业收入及增速（亿元）图表53中国核电近五年归母净利润及增速（亿元）资料来源：公司公告，华创证券资料来源：公司公告，华创证券（二）中国广核国内核电业务龙头企业，装机容量卫冕第一。截至2021年12月31日，中广核管理25台在运核电机组和7台在建核电机组（其中包含本公司控股股东委托本公司管理的4台在建机组），装机容量分别为28,261兆瓦和8,299兆瓦，占全国在运及在建核电总装机容量的53.01%以及41.01%，在运及在建核电机组合计装机容量占全国核电总装机容量的49.71%。根据中国核能行业协会发布的《2021年1-12月全国核电运行情况》，截至2021年12月31日，我国投入商业运行的核电机组共53台，全国商运核电机组上网电量为3,820.84亿千瓦时。2021年，公司管理的核电站的总上网电量为2,011.51亿千瓦时，占全国核电机组上网电量的52.65%。环保及公用事业行业深度研究报告证监会审核华创证券投资咨询业务资格批文号：证监许可（2009）1210号37图表54中国广核核电累计装机容量（万千瓦）图表55中国广核21年发电及同比变动（亿千瓦时）资料来源：公司公告，华创证券资料来源：公司公告，华创证券企业稳居龙头地位，归母营收持续增长。截至2021年12月31日，公司合并报表口径总资产约为3,999.93亿元，较上年末增长2.07%；负债合计约为2,490.83亿元，资产负债率62.27%；归属于母公司股东的权益约为1,009.11亿元，较上年末增长5.92%。公司实现合并报表口径营业收入约为806.79亿元，较去年同期增长14.30%；归属于母公司股东的净利润约为97.33亿元，较去年同期增长1.78%；经营活动产生的现金流量净额约为349.11亿元，较去年同期增长15.77%。图表56中广核近五年营业收入及增速（亿元）图表57中广核近五年归母净利润及增速（亿元）资料来源：公司公告，华创证券资料来源：公司公告，华创证券七、风险提示核电新增装机不及预期：核电建设周期长，审批难度大叠加疫情影响将有可能导致装机速度和装机量不及预期；电价上升难以持续：电价受多重因素影响，后续电价上涨能否持续受电力供需及政策等多方面影响，或将导致核电收入端承压；核电安全事故：核安全事故成为达摩克里斯之剑，若核电事故再次出现将有可能影响后续审批进展等。环保及公用事业行业深度研究报告证监会审核华创证券投资咨询业务资格批文号：证监许可（2009）1210号38环保与公用事业组团队介绍组长、首席分析师：庞天一吉林大学工学硕士。2017年加入华创证券研究所。2019年新浪金麒麟环保行业新锐分析师第一名。助理研究员：霍鹏浩阿姆斯特丹大学量化金融硕士。2022年加入华创证券研究所。助理研究员：刘汉轩英国帝国理工学院理学硕士。2022年加入华创证券研究所。华创证券机构销售通讯录地区姓名职务办公电话企业邮箱北京机构销售部张昱洁副总经理、北京机构销售总监010-63214682zhangyujie@hcyjs.com张菲菲公募机构副总监010-63214682zhangfeifei@hcyjs.com侯春钰高级销售经理010-63214682houchunyu@hcyjs.com刘懿高级销售经理010-63214682liuyi@hcyjs.com过云龙高级销售经理010-63214682guoyunlong@hcyjs.com侯斌销售经理010-63214682houbin@hcyjs.com车一哲销售经理cheyizhe@hcyjs.com蔡依林销售经理010-66500808caiyilin@hcyjs.com刘颖销售经理010-66500821liuying5@hcyjs.com程婧斐销售经理010-66500681chengjingfei@hcyjs.com顾翎蓝销售助理010-63214682gulinglan@hcyjs.com广深机构销售部张娟副总经理、广深机构销售总监0755-82828570zhangjuan@hcyjs.com段佳音资深销售经理0755-82756805duanjiayin@hcyjs.com汪丽燕高级销售经理0755-83715428wangliyan@hcyjs.com包青青高级销售经理0755-82756805baoqingqing@hcyjs.com董姝彤销售经理0755-82871425dongshutong@hcyjs.com巢莫雯销售经理0755-83024576chaomowen@hcyjs.com张嘉慧销售经理0755-82756804zhangjiahui1@hcyjs.com邓洁销售经理0755-82756803dengjie@hcyjs.com王春丽销售助理0755-82871425wangchunli@hcyjs.com周玮销售助理zhouwei@hcyjs.com上海机构销售部许彩霞上海机构销售总监021-20572536xucaixia@hcyjs.com曹静婷销售副总监021-20572551caojingting@hcyjs.com官逸超销售副总监021-20572555guanyichao@hcyjs.com黄畅资深销售经理021-20572257-2552huangchang@hcyjs.com吴俊高级销售经理021-20572506wujun1@hcyjs.com李凯资深销售经理021-20572554likai@hcyjs.com张佳妮高级销售经理021-20572585zhangjiani@hcyjs.com环保及公用事业行业深度研究报告证监会审核华创证券投资咨询业务资格批文号：证监许可（2009）1210号39柯任高级销售经理021-20572590keren@hcyjs.com邵婧高级机构销售021-20572560shaojing@hcyjs.com蒋瑜销售经理021-20572509jiangyu@hcyjs.com施嘉玮销售经理021-20572548shijiawei@hcyjs.com王世韬销售助理wangshitao1@hcyjs.com朱涨雨销售助理021-20572573zhuzhangyu@hcyjs.com李凯月销售助理likaiyue@hcyjs.com私募销售组潘亚琪销售总监021-20572559panyaqi@hcyjs.com汪子阳高级销售经理021-20572559wangziyang@hcyjs.com江赛专高级销售经理0755-82756805jiangsaizhuan@hcyjs.com汪戈销售经理021-20572559wangge@hcyjs.com宋丹玙销售经理021-25072549songdanyu@hcyjs.com王卓伟销售助理0755—82756805wangzhuowei@hcyjs.com环保及公用事业行业深度研究报告证监会审核华创证券投资咨询业务资格批文号：证监许可（2009）1210号40华创行业公司投资评级体系(基准指数沪深300)公司投资评级说明：强推：预期未来6个月内超越基准指数20%以上；推荐：预期未来6个月内超越基准指数10%－20%；中性：预期未来6个月内相对基准指数变动幅度在-10%－10%之间；回避：预期未来6个月内相对基准指数跌幅在10%－20%之间。行业投资评级说明：推荐：预期未来3-6个月内该行业指数涨幅超过基准指数5%以上；中性：预期未来3-6个月内该行业指数变动幅度相对基准指数-5%－5%；回避：预期未来3-6个月内该行业指数跌幅超过基准指数5%以上。分析师声明每位负责撰写本研究报告全部或部分内容的分析师在此作以下声明：分析师在本报告中对所提及的证券或发行人发表的任何建议和观点均准确地反映了其个人对该证券或发行人的看法和判断；分析师对任何其他券商发布的所有可能存在雷同的研究报告不负有任何直接或者间接的可能责任。免责声明本报告仅供华创证券有限责任公司（以下简称“本公司”）的客户使用。本公司不会因接收人收到本报告而视其为客户。本报告所载资料的来源被认为是可靠的，但本公司不保证其准确性或完整性。本报告所载的资料、意见及推测仅反映本公司于发布本报告当日的判断。在不同时期，本公司可发出与本报告所载资料、意见及推测不一致的报告。本公司在知晓范围内履行披露义务。报告中的内容和意见仅供参考，并不构成本公司对具体证券买卖的出价或询价。本报告所载信息不构成对所涉及证券的个人投资建议，也未考虑到个别客户特殊的投资目标、财务状况或需求。客户应考虑本报告中的任何意见或建议是否符合其特定状况，自主作出投资决策并自行承担投资风险，任何形式的分享证券投资收益或者分担证券投资损失的书面或口头承诺均为无效。本报告中提及的投资价格和价值以及这些投资带来的预期收入可能会波动。本报告版权仅为本公司所有，本公司对本报告保留一切权利。未经本公司事先书面许可，任何机构和个人不得以任何形式翻版、复制、发表、转发或引用本报告的任何部分。如征得本公司许可进行引用、刊发的，需在允许的范围内使用，并注明出处为“华创证券研究”，且不得对本报告进行任何有悖原意的引用、删节和修改。证券市场是一个风险无时不在的市场，请您务必对盈亏风险有清醒的认识，认真考虑是否进行证券交易。市场有风险，投资需谨慎。华创证券研究所北京总部广深分部上海分部地址：北京市西城区锦什坊街26号恒奥中心C座3A地址：深圳市福田区香梅路1061号中投国际商务中心A座19楼地址：上海市浦东新区花园石桥路33号花旗大厦12层邮编：100033邮编：518034邮编：200120传真：010-66500801传真：0755-82027731传真：021-20572500会议室：010-66500900会议室：0755-82828562会议室：021-20572522