核电：产业链完善的清洁高效能源

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我国核电产业链完善

我国核电历经三个发展阶段，目前已步入积极快速发展期。我国核电产业肇始于上世纪，20 世纪 70 年代初我国从最初的试验研究开始，独立自主进行商用核电站的研发设计和建造。1991 年自主研发的秦山一期 30 万千瓦核电站并网发电，结束了中国大陆无核电的历史，我国成为世界上第七个能够完全依靠自己力量自行设计、建造核电站的国家。

20 世纪 90 年代，我国电力供应相对充裕，核能被定位为“我国能源的补充”，发展方针被定为“适度发展”，截至 2004 年底，我国建成并网发电的核电机组有秦山二期 2 台、秦山三期 2 台和岭澳一期 2 台共 6 台机组，装机容量为 470 万千瓦，在建的有田湾 2 台机组共 220 万千瓦，初步形成了广东、浙江、江苏三个核电基地。

2004 年之后，电力供应逐步成为制约我国经济社会发展的瓶颈，核能在我国能源可持续发展中的重要地位逐渐显现。2006 年 3 月国务院常务会议审议通过了《核电中长期发展规划(2005-2020 年)》，确立了核电在我国经济与能源可持续发展中的战略地位，自此我国核电发展方针由此从“适度发展”转变为“积极发展”，核电产业进入了规模化发展的新阶段。

目前我国已形成完善的核电产业链。经过军用核技术与民用核电两个阶段的发展，我国逐步建立起了与压水堆核电站相匹配的核电工业体系，拥有了一批大型、专业的核电设备制造生产企业以及众多规模不一的核电站辅助设备制造大中型生产企业。

目前己形成东方电气集团、哈尔滨电站设备集团以及上海电气集团三大核电装备制造基地，以第一、第二重型机械制造集团以及上海重型机械制造集团为重点的大型铸锻件和压力容器制造基地。具有核电站建安工程设计资质的有核工业第四、第五、第七建筑安装设计院，具有核岛建筑安装施工资质的有中国核工业建设集团公司和核工业中原工程公司等。

三代核电自主化程度高，中美贸易摩擦影响有限。2018 年美国发布出台对华核电禁令，本次禁令涉及到的华龙一号属于中国自主化知识产权的三代核电技术，根据中国核电披露信息，华龙一号设备国产化率超过 85%，进口设备基本没有美国提供的产品，此次禁令不会对华龙一号的建设产生影响。此外，禁令中关于 AP1000 建设的设备部件，其政策为推定批准，因此也不会对 AP1000 项目产生影响。

我国能源安全形势不容乐观

我国能源消费持续走高，十三五期间 CAGR 达 3%。伴随我国经济持续发展，近年来能源 需求持续增长，过去十年能源消费增长了 54.6%，其中 2017 年能源消费 31.32 亿吨油当 量，占全球能源消费总量的 23.2%，我国近年能源消费增长略有放缓，但 2017 年仍然贡 献了全球增长量的 34%，是全世界最大的能源消费国。根据能源发展战略行动计划(2014- 2020 年)披露信息，2020 年我国一次能源消费总量控制在 48 亿吨标准煤左右，根据标煤 与油当量之间的换算比例，我们可以测算得到，2020 年我国一次能源消费有望达到 34.3 亿吨油当量，十三五期间一次能源消费 CAGR 达 3%。

中国资源禀赋相对较差，能源结构失衡。我国石油、天然气等优质能源短缺，煤炭资源丰富，探明储量排名低，供给不足；可再生能源储量充沛，但开发程度不高。目前我国能源结构仍旧严重失衡，2018 年，煤炭在一次能源消费中占比高达 69%，石油占比 7%，天然气占比 6%。与世界平均水平相比，我国过度依赖煤炭，石油和天然气支柱作用不足，核能发展相对滞后，可再生能源发展态势较好，高于世界平均水平。

我国油气资源储备相对较少。根据 2017 年中国矿产资源报告显示，我国石油地质资源量1257 亿吨，可采资源量 301 亿吨，剩余技术可采储量仅为 35 亿吨，占全球的 1.5%，排名第 13 位，小于美国（2.8%）、俄罗斯（6.4%）、沙特（15.6%）、加拿大（10%）等国家，储量前景不容乐观。我国常规天然气（含致密气）地质资源量 90 万亿立方米、可采资源量 50 万亿立方米，剩余技术可采储量 5.4 万亿立方米（折合 54 亿吨油当量），约占全球全部储量的 2.8%，排名第 9 位，小于美国（4.7%）、俄罗斯（17.3%）、伊朗（18%），但大于伊拉克（2%）、科威特（1%）、加拿大（1.2%）。

油气对外依存度持续走高。我国油气消费缺口巨大，随着经济的高速发展，我国对石油及天然气的需求量日益上升，对外依存度也逐年提高。根据中石油披露信息，2018 年我国原油进口量远超美国，成为全球最大的原油进口国，我国原油对外依存度也增至 70.9%，为历史最高。此外，根据 Wind 数据，截至 2019 年 3 月，我国天然气对外依存度也高达 43%，处于历史最高水平。

能源安全形势不容乐观。我国原油进口主要来自中东，非洲及俄罗斯，其中中东比例最大，2018 年前 11 个月中东原油进口量占原油总进口量的 44%。目前中东地区地缘政治生态复杂，安全形势不容乐观，一旦发生战争，霍尔木兹海峡被封锁将严重威胁我国原油进口，对我国能源安全产生严重影响。

核能：经济性+环保性+安全性兼具的能源品种

经济性突出：核电具有建设成本高、燃料费用相对较低、运行维护费用相对较高及投资回报期长等特点。我国新建核电机组自 2013 年起执行 0.43 元/ kWh 的标杆电价，并与当地燃煤上网电价进行比较，取其低值，说明目前核电与火电比较已有竞争力。

当考虑环境外部性时，核电经济优势更加明显。根据 2016 年欧盟发布的研究成果披露，在二氧化碳排放费用按 20 欧元/吨计算时，核电发电成本约为 2.37 欧分/ kWh，其中工程造价、运营与维护成本、燃料成本分别为 1.38、0.72 和 0.27 欧分，无二氧化碳排放成本；而煤电发电成本高达 4.43 欧分/ kWh，其中二氧化碳排放成本占发电成本的 36%。

清洁环保：我国能源消费过度依赖煤炭等化石能源，在全国总装机容量中，火电比例一直居高不下，引发了一系列环境问题。根据中电联数据，每燃烧 1 吨标准煤将产生二氧化碳2620 千克，二氧化硫 8.5 千克，氮氧化物 7.4 千克和 280 千克炉渣，带来严重的环境问题。而在核电生产过程中，二氧化碳、二氧化硫、氮氧化物和粉尘等物质均为零排放。

根据中电联数据，2018年全国累计发电量为67914.20亿千瓦时，商运核电机组累计发电量为2865.11亿千瓦时，约占全国累计发电量的4.22%。与燃煤发电相比，2018年核能发电相当于减少燃烧标准煤8824.54万吨，减少排放二氧化碳23120.29万吨，减少排放二氧化硫75.01万吨，减少排放氮氧化物65.30万吨。

安全高效：从安全性来看，根据中国电源学会披露信息，以AP1000为代表的三代核电站事故率低至10-6次/年，比我们生活当中的大部分行业都要安全。核电站有三层防护屏障，防止发生泄漏。核电站周围一年的辐射剂量和乘坐一次飞机相当。从高效性来看，核能要比化学能大得多，一座百万千瓦的煤电厂每年要消耗约300万吨原煤，而一座同样功率的核电站每年仅需补充约30吨核燃料，后者仅为前者的十万分之一。

运行稳定：目前大部分核电站处于基荷运行，不参与调峰。基荷运行可以提高燃料利用效 率。核电的换料周期相对固定，一般都是连续运行12个月或180个月换一次料，所以核 电站的运行方式高效稳定。根据Wind数据，2018年我国发电设备平均利用小时为3862，其中风电、水电、火电、核电发电设备利用小时数分别2095小时、3613小时、4361小时和7184小时，核电发电设备利用小时数远高于其他电源利用小时数。

发展核电是中国能源安全战略不可缺少的一环。目前中国已成为煤炭资源净进口国，同时原油对外依存度也处于高位，且由于石油供应国地区战乱等不稳定因素，中国石油输入在量和价两个方面面临的风险增大，中国能源安全面临的挑战将日趋严峻。核电作为可再生能源，可完全规避油气能源的进口安全问题，是推进能源安全战略不可缺少的一环。

核电综合优势突出：环保性显著优于燃煤机组，成本仅高于存量水电，可控性较风光水电 更高一筹。从环保性来看，核电污染物排放少，二氧化碳、二氧化硫、氮氧化物和粉尘等 物质均为零排放；从成本来看，根据大唐集团披露信息，2018年核电平准化度电成本，仅 比水电高，显著低于煤电、风电、光伏等；从可控性来看，核电动力来源为核燃料，相较 于看天吃饭的风光水电等能能源，可控性更胜一筹。

核电发电量占比显著低于全球均值，我国核电产业大有可为

目前我国核电装机占比及发电量占比皆与全球平均水平差距较大。与世界上拥有核能发电能力的国家相比，我国核电装机规模占比仍属于落后局面，核电产业规模偏小。根据国家能源局披露数据，2018 年我国核电装机约 4466 万千瓦，在总装机容量中占比仅 2%，而当年全球核电装机均值高达 7%。

从发电量数据来看，根据 BP、世界核协会等权威机构披露信息，2018 年核电发电量占全球全口径发电量的比重为 10%，其中法国的核电占比最高，达到 69%，美国、英国、俄罗斯核电发电量在本国总发电量中占比约在 17%-18%，而我国的核电发电占比仅4%。不难看出，我国核电发电量绝对值虽然大，但核电发电量占比在国内全口径发电中依然有很大的提升空间。

三代核电技术成型，投产节奏步入加速放量阶段

我国推动核电产业发展态度积极。我国在未来能源规划中对核电提出了较高的目标，且近几年的能源政策中核电规划始终保持一致。根据近年来陆续发布的《能源发展战略行动计划(2014-2020 年)》、《电力发展“十三五”规划》及《“十三五”核工业发展规划》等文件的规划目标，到 2020 年，核电装机容量达到 5800 万千瓦，在建容量达到 3000 万千瓦以上。

三代核电技术路线：CAP 系列和华龙一号。目前，我国的第三代核电技术路线主要有两种，一种是引进消化吸收再创新的 CAP1000 和 CAP1400，另一种是中核和中广核自主研发的 HPR1000(华龙一号)。AP1000 依托项目为三门核电 1/2 号机组和海阳核电1/2 号机组，华龙一号示范项目为福清 5/6 号机组和防城港 3/4 号机组。

三门核电 1 号机组正式投运，后续三代核电建设有望加速。2017 年 6 月 30 日，AP1000全球首堆三门核电 1 号机组热试工作全部完成，正式进入装料准备阶段，装料是指将核燃料棒装入核电机组，也是核电机组并网发电前的最后一个关键步骤。2018 年 9 月 21 日三门核电 1 号机组顺利完成 168 小时满功率连续运行考核，机组具备投入商业运行条件，这也是全球首台具备商运条件的 AP1000 核电机组。

我们认为，伴随着三门核电 1 号机组的正式投运，标志着 AP1000 三代核电技术的安全性、成熟性和可靠性得到了验证，我国核电三代技术已成熟，后续三代核电新项目有望实现加速推进。

困扰核电审批的问题被消除，2018 年成为国产三代核电建成元年。从 2016 年至今，尚未有新的核电机组开工建设，其主要原因就是三门 1 号机组（AP1000 首堆）未能实现商运，以及“华龙一号”技术路线未能完成融合。近期，这两个困扰核电建设的因素都将被消除。2017 年 7 月，三门核电 1 号机组热试结束，《华龙一号技术融合方案》也得到复批，2018年三门核电 1 号机组正式投运，2018 年成为国产三代核电建成元年，未来大批量建设可期。

伴随建设推进，未来三代核电成本有望加速下行考虑建设期内造价浮动和融资成本等影响，业界普遍将核电站的造价分为基础价格、隔夜价格(固定投资价格)和建成价格（参考华北电力大学研究论文《低碳发展模式下中国核电产业及核电经济性研究》）。基础价格：以基准时间确定的投资总额，以计价当期的建筑安装成本、工程材料、设计和工程服务费用估算的核电厂的总造价基本费用构成基础价，包括厂区的建筑物费用，核岛、常规岛等设备采购费用，以及设计服务等费用。

隔夜价格：在基础价的基础上考虑逐年物价浮动的建设造价总金额，包括业主费用(一般为基础价的 20%左右)以及工程应急费，即工程建设筹措资金的总额。

建成价格：为隔夜价格与建设期内产生的财务费用(融资成本)之和。建成价直接影响发电成本、电价水平及发电厂的经济效益。

国产化不足+建设经验不足是导致三代核电造价高昂的重要原因。我们以 AP1000 依托项 目的三门一期和二代半的红沿河一期机组项目预算数据为基础，分析二代核电与三代核电 的造价差异：三门项目较红沿河一期总投资高 157.21 亿元，具体构成如下：国外设计服 务费 46 亿元、财务费用 32.62 亿元、核岛工程 29.86 亿元、BOP（即核电站辅助设备， 包括气轮机，发电机，控制室，三回路冷却系统，外部蒸发器，以及其他的辅助系统的总 称）20.42 亿元、核岛承包费用 15 亿元。

我们预计，未来伴随三代核电核心设备国产化程度提升，叠加三代核电建设加速，相关工程施工日趋标准化，未来三代核电成本有望显著下行。根据中国核能行业协会披露信息，三代核电首批依托项目建设成本高，投产后经营压力巨大，未来三代核电批量化建设可大幅降低造价，按现行的核电电价条件测算，预期规模化建设的三代核电项目上网电价将降至 0.4 元/千瓦时左右。

用电量稳健增长，核电优势显著，利用小时保持高位

二产用电刚性增长+服务业快速发展驱动用量持续或许攀升。未来三年，高新技术产业和高端制造业将带动二产用电继续刚性增长，服务业快速发展驱动三产和居民生活用电仍将保持快速增长。根据电力规划设计总院测算数据，2019 年，全社会用电量同比增长 5.6%，用电量达 7.3 万亿千瓦时；2020 年，全社会用电同比增长 5.0%，用电量达 7.6 万亿千瓦时；2021 年，全社会用电同比增长 4.7%，用电量达 8.0 万亿千瓦时。

随着我国经济高质量发展，特别是制造业的创新发展，大数据等战略性新兴产业快速发展， 居民生活的持续改善，以及电动汽车、清洁取暖等电能替代都将为用电增长注入新动能。根据电力规划设计总院测算数据，预计 2035 年我国全社会用电量约 12 万亿千瓦时，人均 用电量约 8500 千瓦时。

近年电源投资持续走弱，2020-21 年全国电力供需形势或将全面趋紧。根据电力规划设计总院测算数据，在目前已明确的跨省区输电通道实现满送前提下，若不及时考虑增加电源供给，则全国大部分省区未来三年电力供需形势将全面趋紧。

仅考虑目前已明确可投产的电源，在跨省区电力流安排能够落实的前提下，河北、江苏、浙江、安徽、河南、湖北、湖南、江西、陕西、广东、广西、海南未来三年电力供需持续偏紧或紧张。辽宁、内蒙古、山东、上海、福建、四川、重庆、甘肃、新疆、云南、贵州未来三年电力供需逐步由宽松或基本平衡转变为偏紧或紧张;黑龙江、吉林、北京、天津、山西、宁夏、青海、西藏电力供需较为宽松。

当前电价政策下二代核电盈利可观，成本有望下行助推三代核电盈利向好

我国核电上网电价起初执行经营期电价政策，但随着核电技术的跨越式发展以及控制核电投资成本诉求的增强，已开始了向标杆电价政策的转向。

2013 年之前—经营期上网电价：我国已有核电站上网电价基本采用“一事一 议 ”、“一厂一价 ”的定价方式，即以建设成本倒推上网电价。

2013 年之后—标杆上网电价：在核电大力发展的大背景下，为了满足控制核电投资成本的合理诉求，2013 年 6 月 15 日发改委发布通知：对新建核电机组实行标杆上网电价政策。根据目前核电社会平均成本与电力市场供需状况，核定全国核电标杆上网电价为每千瓦时 0.43 元。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（含脱硫、脱硝加价，下同）的地区，新建核电机组投产后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，具体由省级价格主管部门提出方案报我委核批。

核电上网电价托底，IRR 可达 9%。电站的投资者在建设期投入资本金后，从电站投产起获得利润分红，其内部收益率 IRR 经历由负转正的过程，根据中广核时任财务总监岳林康先生披露信息，核电机组投产后，国家发改委会为该机组单独核定电价，保证其在 30 年经济寿命期内内部收益率可达到 9%。

中广核与中国核电主导我国商运核电项目

我国核电体制管理历经分分合合。中国民用核工业自上世纪 70 年代开始起步以来，原水电部、原核工业部、原机械部、原国家计委、原国防科工委和国家科委等多个部委均介入过。在“九龙治水”下，中国核电发展路线、速度几经波折。

1983 年 9 月，国务院决定，成立“国务院核电领导小组”，主要负责统一组织领导全国核电发展及核能和平利用各项工作，具体负责提出核电发展方针，确定重大技术方案，统一组织对外谈判和协调各部委之间工作等。

1986年初，军工部门接替了对核电的各项管辖权，全面主导核电规划、设计、建造、运营和管理等各项职能。

受行业局限，核军工主事的核电，受制于发展没目标、资金没着落、技术没依靠，只得以“适当发展”应付局面。1994 年广东核电挣脱桎梏，成立中国广东核电集团公司，打破了中核集团对国内核电行业的垄断，同时推动了全国核电行业步入商业化运营时代。21 世纪之后，考虑到核电行业的特殊性，经国务院批准，目前我国的商业化核电项目均由中广核、中国核电和国家电投三家分别或合作开发运营，其中以中广核和中国核电为主导，国家电投控股山东核电，主导海阳核电项目建设，并作为投资方之一参与了秦山二核、秦山三核、江苏核电、三门核电、红沿河核电等核电项目。

此外，华能集团对核电领域也有一定介入，但角色较为模糊。2005 年底，华能集团成立华能核电，作为华能集团专门从事核电业务的专业化公司。2006 年底，华能山东石岛湾核电有限公司正式成立，负责投资、建设、运营华能山东石岛湾核电站 20 万千瓦级高温气冷堆核电示范项目，该项目属于第四代核电。一般来讲，业界普遍认为我国只有三家具有核电业主资质的公司，但华能集团通过控股石岛湾高温气冷堆项目已经成为事实上的核电厂业主，然而，由于该项目并非传统意义上的商业核电站，使得此前华能集团在核电领域定位较为模糊。

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