1、政策首提“積極”發展，碳中和背景下核電迎來機遇期

1.1、十四五期間，核電開啟積極有序發展的新階段

十三五期間核電行業波折中發展，實際裝機量未達原定目標。我國自 1974 年開 啟核電站的探索，1993 年首座商業核電站-大亞灣一號機組并網發電，此后核電進 入適度發展的階段。根據《核電中長期發展規劃(2011-2020 年)》以及《電力發 展“十三五規劃”》，均設定了“十三五”期間核電開工 3000 萬千瓦以上、2020 年裝機達到 5800 萬千瓦的目標。然而，截至 2020 年底我國實際在運核電裝機容 量為 5103 萬千瓦，未達成十三五規劃目標。2016-2018 年，三年核電項目零審批， 行業發展一度陷入停滯期。同時，早在 2014 年《能源發展戰略行動計劃(2014-2020 年)》中已經開始研究論證的內陸核電建設，至今仍未開啟。

核電進入積極有序發展新階段，2021H 新開工 5 臺機組。2019 年，核電審批重啟 獲得官方確認。到 2025 年中國在運核電裝機達到 7000 萬千瓦， 在建核電裝機達到 3000 萬千瓦;到 2035 年在運和在建核電裝機容量合計將達到 2 億千瓦;核電建設有望按照每年 6 至 8 臺機組穩步推進。2021 年上半年，我國 已新開工 5 臺機組(包括昌江核電站 3 號機組，田灣核電站 7、8 號機組，徐大堡 核電站 3、4 號機組)，積極有序發展的政策正在逐步兌現。

1.2、沿海核電規模穩步增長，在建機組 2025-2026 年迎投產高峰

十三五期間，我國核電裝機容量和在運機組數量穩步增長。截至 2021H1，我國核 電裝機容量達到 5327 萬千瓦，同比增長 4.41%，在運核電機組達到 51 臺。2021 年 上半年，全國共有 2 臺核電機組首次裝料，田灣核電站 6 號機組(1118MWe)于 5 月 11 日首次并網，紅沿河核電廠 5 號機組(1119MWe)于 6 月 25 日首次并網。

核電發電量 2021H 增速明顯回升，利用小時數延續提升趨勢。2020 年核電發電 量 3662.43 億千瓦時，同比增長 5.02%，增速放緩;2020 年核電平均利用小時數 達 7453 小時，同比繼續提升。2021 年上半年，核電發電量 1950.90 億千瓦時，同 比增長 13.70%，增速明顯回升;同時設備利用小時數達到 3805 小時(年化后為7610 小時)，設備利用小時數自 2016 年以來持續提升。

核電投資額 2021H 增速回升，在建機組將于 2025-2026 年迎來投產高峰。2020 年 核電投資完成額為 378 億元，同比下降 22.54%。2021H1 核電投資額達 226 億元， 同比增速出現大幅回升。目前，我國在建核電規模約 1875 萬千瓦，由于核電的建 設周期通常為 5 年，受 2016-2018 年核電審批停滯的影響，目前我國在建機組將 于 2025-2026 年迎來投產高峰。

1.3、從設備到運營，核電產業鏈景氣度回暖

受益于核電積極發展的逐步兌現，核電全產業鏈的景氣度有望回暖。核電產業鏈 及主要標的：

1)上游：核燃料、核電設備與核電建設

核燃料：核燃料主要成本為鈾。因須獲政府許可，國內僅中核集團和中廣核 集團具備資格從事鈾礦開采進出口業務。且因高科技核燃料元件研制與國家 安全掛鉤，該領域由中核集團壟斷，核燃料元件企業議價能力極強。

核電設備：核心市場以國企為主，民營企業活躍于細分板塊。核設備技術門 檻較高且涉及公共安全問題，受政府嚴格管控，民營企業獲取資質難度大。 當前中國核電研發技術快速發展，預計核電國產化程度穩步提升。

核電建設：中核建在核電建設市場具有絕對優勢，在核島建設領域一家獨大。

2)中游：核電運營

核電運營：牌照壁壘，當前僅有四家企業(中核、中廣核、國電投、華能) 擁有核電運營牌照，而中核與中廣核兩大龍頭占據主要市場份額。核電站前 期投資規模大、建設期較長，運營期間固定資產折舊費用高，核燃料成本占 比較大。

3)下游：乏燃料后處理、檢修維護

乏燃料后處理：國內尚未形成完整的乏燃料處理工業體系，目前乏燃料處置 仍以貯存為主，乏燃料后處理廠正在規劃實施中。

檢測維護：主要由核電建設公司業務延伸而來。

2、運營期穩健現金牛，利用小時數優勢可作為優質基荷電源

2.1、商業模式：重資產模式+運營期現金牛

建設期：工期長，投資額大

核電站的設計工期通常為 5 年，而實際建設周期約在 5-10 年。因缺乏施工經驗， 設計變更，耗時檢測等原因，中國核電機組普遍存在首堆拖期問題，導致建設期 利息費用增長、發電成本提高。而批量化生產有利于核電機組建設周期縮短、成 本下降。實現批量化建設之后，M310/CPR 等同機型系列建設周期可逐漸穩定在 5 年左右。

不同代次的核電機組建設成本不同，建筑成本分類構成存在略微差別。三代核電 技術提高了發電效率和單機組容量，且更關注設備安全，建設成本較二代+有所提 高，在 AP1000 基礎上自主研發的三代核電技術 CAP1000 的建設成本為 14000 元 /kW，華龍一號建設成本達 17390 元/kW。受益于國產化研發替代，批量化建設后 有望降低建設成本。

國產研發替代有利于降低核電建造成本。我國核電機組國產化程度逐步提高，以 核級閥門研發為例，核電閥門作為機組建設中使用數量較多的介質輸送控制設備， 目前已達到近 80%的國產化程度，而國產核級閥門價格僅為進口閥門的 11.5%。

以 M310/CPR 核電系列為例，初期從法國引進的大亞灣首批機組單位投資額較高。 經過初步國產化后，國產化率達 30%的嶺澳一期單位投資額有所降低。而 CPR1000核電機組技術基于 M310 進行了進一步的國產化創新，通過比較 M310 機組和 CPR1000 機組可得，國產化研發使同類型機組的投資成本顯著下降。

運營期：穩健現金牛

(1)收入端： 營業收入=電價*上網電量=電價*裝機容量*利用小時數*(1-廠電率)

電價： 1)2013 年之前開始商運的機組分別定價，2013 年之后執行 0.43 元/千瓦時的標桿 電價、并與當地燃煤上網電價比較取其低值。 2)隨著電力市場化改革推進，核電上網電價分成兩部分，設計利用小時以內的電 量按照政府定價執行，以外的電量按照市場價格執行。 3)首批三代核電機組定價基本低于核電標桿電價，高于當地燃煤標桿電價。

上網電量： 由于核電設備平均利用小時保持較高水平，2016 年以來核電利用小時數呈現小幅 提升趨勢，核電的上網電量主要由投入運營的裝機容量決定。截至 2020 年末，我國運行核電機組共 49 臺，裝機容量為 5102.72 萬千瓦。根據《“十 四五”規劃和 2035 遠景目標綱要》，至 2025 年預計我國核電運行裝機容量將達到 7000 萬千瓦(據此計算十四五期間 CAGR 為 6.53%)。

(2)稅收優惠： 核電企業享有增值稅先征后退，高新技術企業 15%所得稅稅率優惠等政策。

(3)成本端： 核電運營期成本=折舊(30-40%)+燃料成本(20-30%)+運維及其他(40%)

核電項目前期建設投入高昂，因此固定資產折舊成本較高(占主營業務成本的 30-40%)，核燃料成本次之(占主營業務成本的 20-30%)。核燃料的主要成本為鈾， 自 2011 年以來鈾價呈現下行趨勢。全球的鈾礦產出大國主要有哈薩克斯坦、澳大 利亞、納米比亞、加拿大等國，而中國國內的鈾礦資源短缺，2019 年國內產量僅 占需求量的 20%，利用海外鈾礦成為中國鈾礦消費的主要來源。

主要途徑包括： 1)通過貿易進口，2)海外直接投資礦山。2012 年 5 月，中廣核完成對湖山鈾礦 項目 100%股權的收購(位于非洲納米比亞)，其鈾資源儲量位列世界第三，2018 年達產。2019 年 7 月，中核集團向力拓集團收購羅辛鈾礦(位于非洲納米比亞)， 正式控股世界第四大產能鈾礦(持股 68.62%)。通過海外收購鈾礦資源，我國核 電行業發展的燃料對外依存制約得以緩解。

(4)現金流： 核電資產運營期可獲得穩健而充裕的經營性凈現金流。2020 年，中國核電的經營 性現金凈流入為 311.28 億元，是公司同期凈利潤的 2.84 倍;中國廣核的經營性現 金凈流入為 301.55 億元，是公司同期凈利潤的 2.03 倍。

一般核電站的經濟壽命周期為 40-60 年，核電公司不同類別資產的折舊年限不一， 根據 2020 年固定資產折舊/年均固定資產原值計算，中國核電的固定資產平均折 舊年限為 25.63 年，中國廣核為 31.98 年。當折舊完成而核電站資產仍在運營時， 凈利潤將大幅躍升。

2.2、能源結構視角下的對比：核電是低碳高效的優質基荷電源

碳中和背景下，能源結構加速低碳轉型。2020 年 12 月的氣候雄心峰會上，進一步表示到 2030 年單位 GDP 的二氧化碳排放比 2005 年下降 65%以上，非化石能源占一次能源比 例達到 25%左右。

對比我國近10年來的能源結構變化，非化石能源占比自2011年的10%提升至2020 年的 16%，其中核能占比從 0.7%提高至 2.2%。而從電源結構來看，核電發電量 占比從 2011 年的 1.9%提高至 2020 年的 4.9%。隨著終端用能電力化疊加電源結 構調整，作為非化石能源的核電占比將繼續上升。

對比全球和主要國家的核能發電量占比，法國 2020 年的核電份額高達 64.53%， 位居全球第一。2020 年，全球平均的核能發電量份額為 9.52%，而我國核電占比 僅 4.9%，明顯低于全球平均水平。未來在碳中和背景下，我國核電份額的提升 空間廣闊。

相比于其他發電方式，核電利用小時數高、度電成本較低，具有低碳、穩定、高 效的特點，適合作為優質基荷電源發展。

3、競爭格局：行業高度集中于中核、中廣核

3.1、國內核電裝機集中度高，核電出海帶動新增長點

核電的開發運營具有行政準入壁壘、技術壁壘、資金壁壘，呈現高度集中的行業 特征。目前國內僅中核、中廣核、國電投、華能 4 家擁有核電運營牌照。截至 2020 年末，中廣核集團的裝機容量占比 54.42%，中國核電集團的裝機容量占比 40.56%， 此外國電投裝機容量占比 5.01%(按控股口徑)。

我國核電技術發展全球領先，“一帶一路”政策下核電出海有望帶動新增長潛力。據中廣核統計，“一帶一路”沿岸共計劃對 28 個國家進行核電出口，規劃機組 126 臺，合計約 1.5 億千瓦。以三代機組平均造價 1.6 萬元/千瓦預估，僅建造市場空 間已高達約 2.4 萬億元。

3.2、中國核電：中核集團旗下核電龍頭，新能源業務貢獻新增長點

中國核電是中核集團的控股子公司，原名“中核核電”，實際控制人為國務院國資 委。自 2008 年起，中核集團通過股權劃轉方式，將其下屬 11 家核電經營企業的 股權劃轉給中核核電，2011年公司整體變更為股份有限公司并更名為“中國核電”， 2015 年 6 月實現上市(601985.SH)。

2020 年，公司實現營業收入 522.76 億元，同比+10.61%，近 5 年復合增速 14.81%; 實現歸母凈利潤 59.95 億元，同比+26.02%，近 5 年復合增速 9.66%;公司 2020 年核電發電量 1,483.36 億千瓦時，同比增長 8.9%。

公司通過電力中長期交易、省內直接交易、跨省交易、政策性直供以及電力現貨 交易等多種方式爭取發電份額，參與市場化的比例持續擴大。2020 年，秦山核電、 江蘇核電、福清核電、三門核電以及海南核電總計完成市場化銷售電量 511.84 億 千瓦時，約占公司全年核電總上網電量的 37.06%。

核電公司業績增長的核心驅動力來自裝機增長。2020 年，公司田灣 5 號機組(二 代 M310 技術)投入商運;2021 年 1 月，福清 5 號機組(三代技術，全球首臺華 龍一號)投入商運;2021 年 6 月，田灣 6 號機(二代 M310 技術)投入商運。截 至 2021H，公司投入商運的控股核電機組共 24 臺，總裝機容量達到 2251 萬千瓦， 約占全國商運核電機組的 43%;控股在建核電機組 3 臺，裝機容量合計 358.5 萬 千瓦，其中 2021 年下半年計劃投運 1 臺(福清 6 號機組)，2024 年和 2025 年各 有 1 臺機組計劃投運(漳州 1 號 2 號機組)。

核電運營現金流良好，投資運營新能源貢獻新的經濟增長點。截至 2020 年末， 公司的新能源在運裝機容量達 524.99 萬千瓦(包括風電 175.69 萬千瓦和光伏 349.30 萬千瓦)，在建項目裝機容量 170.24 萬千瓦(包括風電 34.00 萬千瓦和光伏 136.24 萬千瓦)。公司在核電運營的優質現金流基礎上，進一步發展新能源運營業 務，風光裝機規模快速上升，貢獻新的業績增長點。

3.3、中國廣核：中國廣核集團旗下 A+H 上市的核電龍頭

2014 年 3 月，中國廣核集團作為主要發起人，聯合廣東恒健投資、中核集團出資 成立中國廣核。2014 年 12 月，公司于 H 股上市(中廣核電力，01816.HK)。2019 年 8 月，公司公開發行 A 股募資凈額 123.90 億元并實現 A 股上市(中國廣核， 003816.SZ)。截至 2021Q1，公司控股股東為中廣核集團，持股比例 57.98%，實 際控制人為國務院國資委。

2020 年，公司實現營業收入 705.85 億元，同比+15.95%，近 5 年復合增速 21.33%; 實現歸母凈利潤 95.62 億元，同比+1.02%，近 5 年復合增速 7.33%;2020 年，公 司核電機組上網電量 1864.87 億千瓦時，同比增長 4.20%。

公司貫徹執行“爭取更多的上網電量計劃指標，爭取更優的市場電量和電價，爭 取增量市場的開發和利用，爭取更多的跨省區外送電份額”的電力銷售策略。2020 年，市場化交易電量占總上網電量約 33.52%。

截至 2020 年末，公司管理 24 臺在運核電機組和 7 臺在建核電機組(其中包含控 股股東委托管理的 3 臺在建機組)，裝機容量分別為 27,142 兆瓦和 8,210 兆瓦，占 全國在運及在建核電總裝機容量的 54.42%以及 47.31%。2021 年 6 月，紅沿河 5 號機組首次成功并網發電。

4、風險提示

1)電價政策調整風險：若核電電價下調，將對公司項目運營利潤造成不利影響;

2)核電建設進度不及預期：核電項目建設期長，若因種種原因造成建設工期延長， 將導致造價成本大幅上升;

3)核安全風險：若世界范圍內發生核事故，將會對項目推進節奏、核電長期發展 空間造成不利影響。