2022年3月，国家发展改革委和国家能源局联合发布《“十四五”现代能源体系规划》，明晰2025年我国在运核电装机容量目标为7000万千瓦。在碳中和的背景下，核电作为低碳能源的重要性愈发凸显。


       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。截至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年核电发电量占比总发电量的5.02%。

       核电具有低碳排+高利用小时
       +低成本+原料少多重优势
       根据《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要来自燃料开采和废弃处理环节。


       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，根据《2021年全国电力工业统计快报一览表》，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数据，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。



       政策端持续发力，2035年在运和
       在建的装机规模或达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，在建装机规模接近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。


       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。

       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。


       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置分为上游、中游和下游共三个环节。

       上游：未来铀矿资源或产量
       不及需求
       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。


       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。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。


       中游：打破国外垄断
       国产化率接近90%
       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。
       辅助系统：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。


       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。

       下游运营：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%。


       风险提示：
       （1）电力市场化方向确定，但发展时间难以确定。
       （2）核电在建项目的安全质量、进度和造价控制存在风险。（来源：海通证券公众号）