核准超预期，低碳基荷电源前景明朗

投资建议 核电核准超先前预期，为核电运营商长期业绩增长奠定基础，建议关注核电运营“双寡头”中国核电、中国广核；新增装机带来设备需求，建议关注核电中游核心设备供应商江苏神通（机械组覆盖）、东方电气（电新组覆盖）。 行业观点 今年1~9月国内核电已核准10台机组，对应装机1232.8万千瓦，超此前年核准6~8台预期。9月13日国常会新核准福建漳州二期项目（2×121万千瓦）、广东廉江一期项目（2×125万千瓦）。考虑今年4月已核准的6台机组，对应主要运营商中国核电、中国广核、国电投集团今年新核准装机容量分别达492.2/240/500.6万千瓦。 核准超预期表明行业再获政策加持。（1）短期看，核准超预期与当前水电出力不足、形成“电量电力双缺”的缺电背景相关，对以核电、火电为代表的可靠电源需求凸显（体现为可靠电源较高的利用小时数）。（2）长期看，发展核电是改善我国能源结构的必然选择，核电全生命周期的总碳排放量仅为煤电度电碳排放的2.8%，是更优的基荷电源。同时，减轻安全顾虑是国内核准加速的重要前提，此次核准超预期表明三代核电技术趋于成熟，发展核电的政策取向愈发清晰、明确。 关注下游运营环节：由装机带来的售电增加是长期确定的业绩增量来源。 1H22中国核电与中国广核均不同程度受益于市场化电价上浮，前者同时受益于同比新增“一台半”机组带来的售电增加。往后看19年核电核准重启的成果将在24年后集中体现，24~27年中国核电预计将分别有1/1/2/4台机组并网、中国广核预计将分别有1/1/2/1台机组并网。 关注中游设备环节：受益于核电装机的确定性，业绩兑现或先于下游运营商。从价值量拆解来看，核电设备价值占机组比例约50%，核岛占核电设备价值的52%左右；核级阀门是核岛重要组成部件，价值量占核岛整体的12%左右。预计“十四五”期间年核准新建6~8台目标可实现，按照三代机组单台120万千瓦，单位成本1.8万元/KW测算，对应核岛设备新增市场空间在336.9~449.3亿元，对应其中核级阀门新增市场空间在40.4~53.9亿元。 风险提示 “十四五”新增核电核准不及预期、在建项目并网进度不及预期、用电需求降低/核电机组检修导致利用小时数不及预期等。 1、年核准10台机组超预期，行业获政策加持 今年1~9月国内已核准10台机组，对应装机1232.8万千瓦，超此前年核准6~8台预期。2022年9月13日，国务院召开常务会议，决定核准已列入规划、条件成熟的福建漳州二期、广东廉江一期核电项目。本次核准项目具体包括福建漳州二期项目（2×121万千瓦，中国核电旗下）、广东廉江一期项目（2×125万千瓦，国电投集团旗下）。考虑今年4月已核准的6台机组，对应主要运营商中国核电、中国广核、国电投集团今年新核准装机容量分别达492.2/240/500.6万千瓦。我们认为今年核准超预期与当前水电出力不足、形成“电量电力双缺”的缺电背景相关，对以核电、火电为代表的可靠电源需求凸显。 图表1：今年1~9月核准机组已达10台 核电为典型的政策驱动型行业。复盘近10年的核电政策演变，大致可分为四个阶段，追求安全性、加强质量管理是最首要的目标： 第一阶段：2011年至2014年：日本福岛核泄漏后，国内核电历经了一年半的安全检查，虽然得出安全有保障的结论，但不上马新的核电项目，核电审批速度放缓乃至暂停； 第二阶段：2015年：“十二五”规划收官之年，核能协会、国家能源局相关人员在不同场合透漏年内将有6-8台核电机组开工建设。随后8台新机组审批通过，核电重启预期升温； 第三阶段：2016年至2018年：2015年审批通过8台机组之后，虽然国家政策多次提过核电建设目标，但并无新核电机组报批。出现这个局面一方面是福岛事故后公众舆论压力仍存；另一方面是福岛事故后新机组要求达到三代机组的安全性，2018年之前国内三代核电并无商运投产案例，因此审批谨慎； 第四阶段：2019年至今：随着三代核电项目落地，2019-2020年国家每年核准新机组4台，2021年《政府工作报告》提出“积极有序发展核电”，同年国家核准5台机组，核电机组审批和开工的节奏明显加快。根据中国核能行业协会发布的《中国核能发展与展望（2021）》预计，在2022-2025年间，我国有望年均核准7-8台机组。 图表2：近十年推动核电发展的相关政策 投资完成额指标已反映核电景气向上。2019年至今，国内核电并网容量年均增速均低于10%，但从投资完成额这一前瞻性指标来看，2020年、2021年核电投资完成额分别达379亿元和538亿元，分别同比增长13.1%、42%，增速创新高。 图表3：国内核电投资完成额及增速 核电审批重启，核电建设有望加速。自2011年日本福岛发生核安全事故以来，我国的核电审批进展缓慢，在2021年的《政府工作报告》中明确提出“在确保安全的前提下积极有序发展核电”，这是过去四年来首次在政府工作报告中明确提及核电，也是政府工作报告中首次用“积极”来形容核电的发展。2021年10月24日发布的《中共中央国务院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》和《2030年前碳达峰行动方案》中，都再次提到“积极安全有序发展核电”。预计未来我国核电审批将回归正常，从今年情况来看，原预期的年新增核准6～8台机组在“十四五”期间可实现性较高，并有超预期核准可能。 图表4：中国年度核准新机组数量（台） 图表5：中国核电机组在建容量（GW） 我国核电发电占比低于全球5个百分点，增量空间广阔。目前我国核电发电占比仅约5%，而全球平均占比为10.6%，这与我国煤炭资源禀赋相对充足，火电作为主力电源的关系较大。在“双碳”目标以及核安全技术进步的背景下，电力供给格局将呈现火电边走边退、水电开发逐渐达到天花板、风光快速发展、核电积极有序发展的格局。 图表6：世界各国发电结构占比（%） 图表7：世界主要国家核电装机容量分布（%） 低碳效应显著、承担基础负荷角色，核电对于“双碳”目标的实现不可或缺。 （1）低碳优势：目前我国电力行业的碳排放量约占全国排放总量的44%，是碳排放最大的部门。核电全生命周期的总碳排放量较少，仅为29g/kWh，为煤电度电碳排放的2.8%，也低于光伏和生物质发电，且运行过程中不产生直接的碳排放。（2）基荷优势：此外，核电具有密度高、出力稳定的突出优势，可独立承担基础负荷。（3）利用小时数优势：单个核电机组平均年利用小时数超7000小时，远高于其他电源。无论是从碳排放量、独立性、稳定性角度上看，核电都是替代煤电成为低碳基荷电源的最优选择。 图表8：各类电源全生命周期 CO2 排放量（g/kWh） 图表9：各类电源全国平均利用小时数（小时） 沿海核电有助于缓解沿海省份发、用电不均衡问题，改善结构性缺电。中国沿海省份发电量均小于用电量，均存在缺口，目前以特高压从外省市输送缓解。从经济性看，沿海新建核电可以一定程度缓解沿海省份电力短缺问题。当前沿海核电相比于内陆核电，在技术成熟度上更具优势、沿海地区自净能力也优于内陆，发展核电的条件较为充足。 图表10：2021年中国沿海城市发、用电情况 预计核电占比将稳步提升，2030年发电量升至6.2%。2021年我国在运核电机组总装机容量5464.7万千瓦，占发电总装机比例2.3%，核电发电量4071.4亿kWh， 占全国总发电量的4.8%。 参考中国核能发展报告 （2021），并根据年用电量需求及风、光、水、生物质能潜在可供电量分析：我们将核电视作为补缺口电源，预计至2030年核电装机超1亿千瓦，核能年发电达7692亿kWh，占电力总供应6.2%。 图表11：至2030年我国核电装机及增速预测 图表12：至2030年我国核电发电量及占比预测 2、技术迭代减轻安全顾虑，开辟核电应用新市场 减轻安全顾虑是国内核准加速的重要前提。与前代相比，三代核电安全性更佳。三代核电技术是当前最先进的主流商用核电技术，相比第一、二代核电具有更高的安全性，三代机组的反应堆堆芯损坏概率从原先二代核电要求的1.0×10／堆·年降低到1.0×10／堆·年，大量放射性释放概率从原来的＜1.0×10／堆·年降低到了＜1.0×10／堆·年。我国首个采用三代核电技术的项目是浙江三门核电1号机组（中国核电项目），采用的是美国开发的AP1000堆型，这也是AP1000的全球首堆。 -4 -5 -5 -6 图表13：二代机与三代机多维对比 与前代相比，三代核电寿命延长、大修减少，经济性更佳。全生命周期利用小时数提升超18万小时。二代机组使用寿命为40-60年，三代机组为60-80年，较二代机组提升50%；检修周期也由二代机组的12-18个月大修一次延长至18-24月，相应的检修用时也从30-60天缩短至22-23天。 在仅考虑年度大修，并假设运行寿命为60年，检修周期为18个月，检修用时为22天的情况下，一台三代核电机组较二代机组的全生命周期运行时长将增加约251个月，折合18.1万小时，增幅高达56.6%，按照目前电价来算，每台机组能合计额外产生240亿营收。 年均折旧减少18.8%。核电运营具有显著的重资产特性，在成本构成中固定资产折旧占比达到39.1%。根据中国核电2020年年报数据显示，使用M310+二代机组的田湾5、6号机组项目单机装机规模为111.8万千瓦，造价约合307.9亿元，若按40年生命周期计算，年均折旧为344.2元/kw； 而使用“华龙一号”三代机组的福清5、6号机组项目单机装机规模116.6万千瓦，造价约合389.6亿元，若按60年生命周期计算，年均折旧279.6元/kw，较二代机组年均折旧下降18.8%。 图表14：核电发电成本构成 图表15：二、三代机组年均折旧对比 三代机组的两条技术路径比较：与AP1000相比，“华龙一号”具有造价低的优势。目前我国新建核电项目主要应用三代核电技术，主要有AP1000与华龙一号两种机型。AP1000为美国西屋公司设计，商运时间稍早；而华龙一号国产化率超85%，是由二代机组升级而来。目前华龙一号造价在1.6万元/kW，与AP10001.8万/kwh的造价相比有成本优势。考虑到国产化程度更高、二代机组在国内的产业链发展已较为成熟，我们认为随着三代机组应用规模扩大，华龙一号未来降本节奏会快于AP1000。 图表16：华龙一号与AP1000多维对比 除主流的三代机组外，目前我国第四代核电机组的发展也已取得重大进展。 2021年12月20日，山东石岛湾高温气冷堆示范工程首次并网发电，这是我国自主研发、世界首座具备四代核电性能的商用核电站。高温气冷堆具有固有安全性好、发电效率高、多模块灵活组合等特点，在核能发电、热电冷联产及高温工艺热等领域商业化应用前景广阔。 第四代机组反应堆化学形态更加稳定，安全性能进一步提升。第四代机组主要采用高温气冷堆技术，与前三代核电机组所使用的压水堆技术相比，安全阈值更高。根据《我国高温气冷堆技术及产业化发展》介绍： 技术升级主要体现在燃料元件、冷却剂与慢化剂的选择与结构设计两方面： （1）燃料元件：采用碳化硅球外壳包覆燃料颗粒；（2）冷却剂：使用氦气惰性气体替代水；（3）慢化剂：采用熔点3000℃以上的石墨替代水； （4）结构设计：上端进料、下端卸料，无需停堆换料。 安全性能提升体现在：（1）模块化小堆+石墨吸热，避免停堆后的持续升温（福岛核电站事故原因）；（2）包覆颗粒燃料结构，固锁放射性裂变产物，避免放射性物质泄漏；（3）可控制进料进度，不必一次性放入过量燃料，有效控制反应。 图表17：第四代核电机组安全性提升的重点——包覆燃料颗粒结构 四代机组经济性较三代机组进一步提升，具体体现在四方面： （1）机组系统简单。在保障安全性能的基础上减少安全壳与稳压器装置，且无需压水堆机组的应急给水系统与安全注入系统。 （2）模块化建造成本低、用时短。模块化建造减少大量焊接工作，且将建造时间压缩至4年。