1.核电投资逻辑梳理
我们认为，高层领导变动将加快我国核电资源整合，核电审批即将重启、海外市场走出去、海上核电有望放量三大因素促进核电装机量提升，综合集中度提高、国产化率提升等行业内部趋势，核电行业的投资机会已至。
人事方面，有能力整合中国核电行业各方资源的强力领导者已经浮出水面。第一，中国核电和中国核建原来都隶属于二机部（后改组为核工业部），由于涉足业务过多，管理难度过大，拆分为两家公司，且两家公司的董事长和法人代表都是王君寿，因此中国核电和中国核建被批准合并是合乎情理的。第二，中国核电和国家电投集团，本身在核电开发和运营这一职能上，存在角色重叠。被视为“王君寿接班人”的原中核集团总经理钱智民，近期调任国家电投集团董事长，这一人事变动对于核工业体制机制整合将会带来推动力量。第三，钱智民此前履职广东核电合营有限公司、广东核电集团（中广核集团前身），在各个任职单位具有良好的口碑和业绩，对于后续中国核电和中广核的相互合作，有望起到催化剂的作用。
需求方面，核电项目审核放开、核电出口、海上核电三大因素推动核电装机量提升：
第一，国内核电增长主要得益于核电项目审核的放开。面对日趋严重的能源、环境压力，调整能源结构刻不容缓。我国三代核电技术在建设过程中不断成熟，逐步打消安全性疑虑。预计随着三门1号机组进入装料前准备工作及“华龙一号”机组的顺利建设，核电年内有望放开审批。我们预计2018-2020年核电机组年均新增开工6-10台。
第二，核电出口机遇不断，中国高端制造新名片。目前，核电出口环节进展顺利，已与英国、巴基斯坦、阿根廷、沙特等国家签订多项项目协议。“一带一路”战略推进将为我国贡献可观的核电项目，预计到2030年，“一带一路”沿线国核电机组将达近100台，“华龙一号”可占约20%-30%的市场份额。按单台“华龙一号”机组总投资150亿元估计，市场规模可达3000亿元以上。
第三，小型堆技术突破瓶颈，海上核电有望放量。我国小核反应堆已进入示范项目阶段，中核ACP100技术实现了新一代反应堆的小型化与舰载化。借助小型堆技术的突破，海上核电市场有望迎来放量：中国核电、上海电气等5家企业共同出资10亿元成立中核海洋核动力发展有限公司；中船重工未来海上核电投资规模将达400亿元，每年带来100亿元增量；中广核计划2020年投运5万千瓦面向海底油田供电及20万千瓦面向岛屿供电的核电站。
供给方面，各个环节集中度都很高，核电设备国产化率不断提升。核电运营方面，核电具有天然的成本优势，重点关注中国核电、中广核、国家电投三大核电集团；核电建设领域，中核建一家独大，占据绝对优势；核电设备方面，我国核电设备国产化率已超80%，而核电设备投资在总投资中的比重较高（50%），核电设备领域投资价值巨大，另外，三代核技术对设备技术要求增加，技术领先的核电设备龙头将充分受益，行业集中度会进一步提升；上游核燃料供应环节，中国核燃料有限公司（隶属于中核）是目前国内唯一核燃料生产商、供应商、服务商，而中广核的核燃料自主化成果初现，期待打破垄断局面。
2.核电发展大势所趋，短期挫折不改前进方向
2.1国外引进加快技术发展，自主创新打造大国重器
世界核电技术发展大致经历了四个主要阶段。1954年，前苏联建成世界上第一座核电站—5MW实验性石墨沸水堆，属于第一代核电站。1973年的第一次石油危机引发了美国与西欧各国的核电建设高潮，该时期单堆功率大幅提高至百万千瓦级，实现了标准化、系列化、商用化和批量化。1990年开始，欧美多个国家先后研发出AP600、AP1000、EPR等三代核电技术，第三代技术具有更高安全性、更高功率，最大特点在于非能动设计。2000年至今，包括气冷快堆、铅/铋冷却快堆、熔盐堆、钠冷却快堆、超高温气冷堆、超临界水冷堆等在内的第四代核电技术开始研发，旨在达到大幅减少核废料、更充分利用铀资源、降低核电站建造和运营成本，以及更好地控制核扩散的效果。
从国外引进到自主创新，我国核电技术取得快速发展。我国核电起步阶段，除秦山核电一二期工程采用自主设计的CNP300、CNP600以外，其余主要采用由国外引进的二代核电技术，主要包括俄罗斯VVER、法国M310、加拿大CANDU等。此后，我国核电企业在吸收国外先进技术的基础上通过自主创新发展出CNP1000、CPR1000等二代加核电技术。在二加的基础上又进一步发展出具有自主知识产权的三代技术。我国三代核电技术主要包括中广核ACPR1000、中核ACP1000、“华龙一号”技术以及国家电投在美国AP1000基础上自主研
发的CAP1400技术。同时，我国四代核电技术研发也已处于世界领先地位。
三代核电为未来新建商运核电机组主流方向。出于核安全问题的考虑，我国在建及拟建核电机组均采用安全性更高的三代核电技术。目前我国在建的20台核电机组中，17台应用了AP1000、ACPR1000、“华龙一号”、法国核电技术(EPR)以及俄罗斯核电技术(VVER)等三代核电技术，处于绝对主导地位。未来一段时间内，我国新建机组仍将以第三代核电技术机型为主。
图2：国内在建核电机组类型统计（单位：台）
2.2福岛事故延缓核电行业发展步伐
2011年福岛核电站事故波及国内核电建设进度。2011年日本福岛核电站受地震以及人为操纵失误影响，出现严重的泄漏事故。福岛核电站事故的阴影影响了全球核电建设进度，各国政府都开始反思核电政策规划，审视所有的在运和待建核电项目。我国国务院于当年宣布暂停了核电新机组的审批，并对在运行与在建机组进行了全面的安全检查。除2012年核准江苏田湾核电站二期（3、4号机组）之外，2011-2014年新增核准项目数量为零。
2015年放行8台核电机组，随之陷入长达两年的审批停滞期。2015年，在福岛核电站事故影响逐渐消除之后，沿海核电项目核准重新进入小高潮，当年共核准8台核电机组。其中包括中核的福建福清5、6号机组和中核和华能共同开发的江苏田湾5、6号机组，以及中广核的红沿河5、6号机组和广西防城港3、4号机组。其中，防城港3、4号机组和福
清5、6机组是中国唯一具有完整自主知识产权的第三代核电技术“华龙一号”的落地项目。
在2015年的核准小高潮后，核电项目随之陷入长达两年的审批停滞。2016和2017年新增获批数量均为零。
2.3三代技术成熟解除安全顾虑，政策护航核电重启势在必行
“安全高效”发展核电的大方向不改，顶层设计凸显高层重视。国家对于核电行业的发展做出了清晰的顶层设计，根据能源发展十三五规划，“十三五”期间核电行业的主要发展路径为：
1）安全高效发展核电，在采用我国和国际最新核安全标准、确保万无一失的前提下，在沿海地区开工建设一批先进三代压水堆核电项目。2）加快堆型整合步伐，稳妥解决堆型多、堆型杂的问题，逐步向自主三代主力堆型集中。3）积极开展内陆核电项目前期论证工作，加强厂址保护。积极开展内陆核电项目前期论证工作，加强厂址保护。4）深入实施核电重大科技专项，开工建设CAP1400示范工程，建成高温气冷堆示范工程。加快论证并推动大型商用乏燃料后处理厂建设。5）适时启动智能小型堆、商业快堆、60万千瓦级高温气冷堆等自主创新示范项目，推进核能综合利用。
表3：中国近年核电相关政策
核电装机规划尚存较大缺口。截至目前，我国在运核电机组38台，装机容量3688万千瓦，在建核电机组20台，装机容量为2155万千瓦，在运及在建装机合计约5841万千瓦。根据《电力发展“十三五规划”（2016-2020）》，“十三五”期间全国核电投产约3000万千瓦、开工3000万千瓦以上，2020年装机达到5800万千瓦，运行和在建装机将达到8800万千瓦，与目前相比仍有3000万千瓦左右的缺口。
三代核电技术日趋成熟，逐步打消安全性疑虑。我国三代核电技术在建设过程中不断
成熟：作为AP1000技术全球首堆的三门核电1号机组，于2018年1月4日召开首次装料工作专家会，大概率于2018年投产。同样采用AP1000技术的海阳核电1号机组目前进展也较为顺利；成为EPR首堆工程的台山核电取号机组于2018年1月9日正式揭牌。《华龙一号技术融合方案》获得国家能源局批复，技术融合取得一定进展。这些事件都在释放我国三代核电技术逐步成熟的积极信号，随着掣肘核电发展的技术因素被消除，新增核电项目静待核准。
综上所述，在环保形势严峻、能源结构调整的大背景下，我们认为随着三代技术安全性疑虑消除，加之核电装机规划尚存较大缺口，我国核电产业发展迎来机遇。我们预计2018-2020年核电机组年均新增开工6-10台。
从目前总体建设进度上来看，2018年田湾3号（2017年底首次并网成功）、三门1号、
海阳1号、台山1号、石岛湾高温气冷堆等5台机组将陆续投入商业运行。
3.高层管理变动促进技术融合，海外出口打造中国制造新名片
3.1核电三巨头技术合作不断加深
国家牵头设立华龙国际，引导核电技术融合，打造核电出口旗帜。2016年3月，由中核和中广核共同出资的华龙国际核电技术有限公司（下称“华龙国际”）正式揭牌成立，公司旨在落实“华龙统一的技术路线，统一的标准，一个华龙、一面旗帜”的要求，促进中国核电出口。“华龙一号”由中核ACP1000和中广核ACPR1000+两种技术的融合而成，被称为“我国自主研发的三代核电技术路线”。
根据《华龙项目管理规定》及《华龙技术管理规定》两项规定，华龙国际将作为“华龙一号”技术的管理平台，统一承担国内外华龙项目的核岛初步设计，并管理“华龙一号”的技术、品牌和知识产权，同时统筹“华龙一号”技术创新。中核集团和中广核将继续作为“华龙一号”出口的牵头方，负责国际市场开拓、项目投融资、组织谈判并签订各类项目合同。
华龙一号技术融合方案获批，三代核电技术融合迈上新台阶。2017年7月，国家能源局复函同意华龙国际上报的《华龙一号技术融合方案》，并在复函中指出融合版“华龙一号”统一采用177堆芯，采用统一的主参数、主系统、技术标准和主要设备技术要求。国内目前共有两个厂址的四台“华龙一号”机组开工，分别位于福建福清和广西防城港。在核电出口方面，已有英国、巴基斯坦和阿根廷成为“华龙一号”出口目的地，此外，还有包括捷克、波兰和泰国在内的十多个国家均有意引进该技术。“华龙一号”技术融合方案获批后，新项目核准已箭在弦上。
图6：华龙一号技术融合重要时间节点
中核和中核建携手进军共伴生放射性矿产资源产业。2018年1月12日，中核集团旗下中国铀业有限公司、中国原子能工业有限公司和中国核建集团旗下中核新能源投资有限公司三家单位共同出资成立中核华创稀有材料有限公司（简称“中核华创”），进军共伴生放射性矿产资源综合利用产业。中核华创将借助中国铀业铀矿开采独家经营权资质、原子能公司放射性金属进出口资质和中核投资的环保优势，将公司打造成国内共伴生放射性矿产资源综合利用的领军企业。该公司第一个项目——湖南独居石综合利用项目，将于2018年启动建设，计划2019年建成投产，并在此基础上向稀土产业链上下游发力，到2030年有望发展成为百亿级企业。
中核和国家电投高层领导互换，核电技术融合有望打开新局面。2018年1月2日，中核和国家电投双双发生高层领导变动。其中，余剑锋同志任中国核工业集团公司董事、总经理、党组副书记，余剑锋同志曾于2001-2011年于中核集团任职，后调任中电投（于2015年重组成为国家电投）工作5年；钱智民同志任国家电力投资集团公司董事长、党组书记，在调任国家电投之前，钱智民曾先后在广东核电合营有限公司、广东核电集团(中广核集团前身)、中核集团等企业履职近30年。两位领导均在核电领域任职数十年，专业经验丰富，两大集团领导互换，有望打开我国核电技术融合新局面。
借鉴国外经验，加强核电技术与资源合作是大势所趋。目前来看，三大核电巨头缺乏统一的技术路线，导致我国核电资源分散。国外值得借鉴的案例包括：法国和韩国，从核电发展之初，就从顶层规划，走上了集合资源，统一规划的发展道路；俄罗斯在普京上台之后整合核电资源，统一改组为俄罗斯国家原子能公司，核工业力量得到空前的集中，使得核工业能高效地从国家利益角度考虑问题，并真正在国家主导下发展。中核和中广核合作研发“华龙一号”、中核和中核建共同成立中核华创以及高层领导互换等事件均表明我国正在逐步加深核电领域技术融合，未来有望通过进一步技术与资源合作增强我国核工业总体实力。
图8：三大核电集团领导变动及合作情况
3.2核电出口打造中国制造新名片
我国实现核电出口的前提是多项核电技术的突破以及装备制造能力的提升，主要体现
在以下四个方面：
一是全面掌握三代非能动核电技术，自主攻克具有四代特征的高温气冷堆技术。三代核电技术方面，通过引进消化吸收和再创新，快速掌握世界先进的非能动设计理念，并成功应用到CAP1400及华龙一号的设计中，大大提升了核电站的安全性。在以高温气冷堆为代表的具有四代特征的核电技术上，通过示范工程牵引，攻克了一系列技术、设备难题，产业化应用走到了世界前列。
二是关键设备研制取得重大突破，高端装备制造能力显著提升。三代核电站压力容器、蒸汽发生器、主管道等一大批重型设备实现了国产化，屏蔽电机主泵、数字仪控系统、爆破阀等核心设备均已完成样机制造，高温堆控制棒驱动机构、燃料装卸料系统等已实现供货，这些成果的取得，显著地推动了装备制造企业上台阶、上水平，使我国具备年产6到8台套核电设备的制造能力，三代核电综合国产化率从2008年依托项目的30%提高到现在的85%以上。
三是基础材料研制实现补短板，多项成果填补国内空白。超大型锻件、690合金管、压力容器密封件、核级锆材等关键材料加工制造技术取得质的突破；高温堆燃料元件已经产业化生产；核级焊材研制成功，改变了我国核电焊接材料长期依赖进口的局面；建成了首条从海绵锆到成品管、板、棒、带材的完整生产线，为后续核电项目的自主化燃料研发提供了有力支撑。
四是核电共性技术研发能力不断增强，为核电安全高效发展夯实基础。各大核电集团及相关科研院所在反应堆堆芯及安全分析关键技术研究、严重事故机理及现象学研究、核电站关键材料性能研究等共性技术方面展开深入分析研究，建设了一批国际领先的大型台架和试验设施，为我国新型核电机型设计、持续提升核电创新研发能力提供了保障。
核电出口项目经济效益巨大，我国核电项目经济竞争力强。防城港核电有限公司总经理陈健表示，据测算，出口一座华龙一号核电站将为产业链带来约100亿美元的收益，其效益相当于出口200架中型飞机，可以带动中国5400多家设计、设备制造、建安等高端装备制造企业和高新技术企业一同出海。一直以来，造价和成本都被视作掣肘核电经济竞争力的关键。根据国家能源局的数据，我国正在建设中的首批三代核电机组造价在16000元-20000元/千瓦之间，而在国外，三代核电机组的单位造价预计更高达5000美元/千瓦。中国工程院院士叶奇蓁表示，随着规模化建设、模块化设计和施工、缩短工期，我国核电经济竞争力将进一步提升。
“一带一路”助推核电走出国门，打造中国制造新名片。近年来，我国先后在巴基斯坦、英国等地开展核电站建设项目，从核电技术输入国跻身为核电技术输出国。目前我国对外出口的核电技术主要为CAP1400和“华龙一号”三代核电技术。从项目进程来看，位于巴基斯坦的“华龙一号”项目已开工建设，而CAP1400项目仍处协议商讨阶段，尚未核准开工。技术更为成熟，经济性更好的“华龙一号”有望在核电出口领域赢得先机。随着国家核电“走出去”战略的推进，我国将进一步与罗马尼亚、沙特阿拉伯、马来西亚、亚美尼亚、土耳其等国广泛开展核电领域相关合作。
“一带一路”沿线国家核电规模小，核电市场增量空间巨大。“一带一路”战略覆盖65个国家中，仅10个国家具有核电机组，绝大部分沿线国家未启动核电建设。据IAEA（国际原子能机构）统计，2017年“一带一路”国家在运核电机组仅为全球在运核电机组的21.7%，
而在建核电机组占比达41.7%，核电市场发展迅速，未来建设需求巨大。原中核集团董事长
孙勤曾表示，到2030年“一带一路”沿线的核电机组将达近100台，“华龙一号”可占约
20%-30%的市场份额。按单台“华龙一号”机组总投资150亿元估计，市场规模可达3000
亿元以上。
中国三代核电英国项目进展良好。2016年9月29日，中英法三方在伦敦签署了英国新建核电项目一揽子合作协议，确定中广核参股投资英国欣克利角C和塞兹维尔C、控股投资布拉德韦尔B项目，这是中国自主核电技术首次进入发达国家市场。其中，欣克利角C项目采用EPR技术，是30以来英国首座核电站，也是迄今为止全世界造价最高的核电站，本项目于2017年5月正式开工，目前工程进展顺利；布拉德韦尔B项目将采用华龙一号
技术方案，目前该项目已正式启动厂址适应性阶段地质勘探工作。
4.新型核技术路线全面铺开，海上核电有望放量
4.1路线指引叠加技术创新，我国核技术占据核能开发制高点
“四代核电+小型堆”勾勒核电发展技术路线。我国核电发展战略为“热堆—快堆—聚变堆”的三步走路线，目前已成功实现压水堆的商业运行，而作为“明日核能”的“核循环+快堆”多次核燃料循环，是核能发展三步走的第二步目标，也是我国目前重点突破的方向。近日中核集团福建霞浦示范快堆工程土建开工，我国首个快堆核电示范工程项目正式启动，意味着快堆发展迈出了从实验快堆到示范快堆的重要一步。《能源技术革命创新行动计(2016-2030)》将先进核能技术创新作为未来能源创新任务之一，未来要重点发展小型堆、四代核电技术，争取2030年实现小型堆标准化、模块化建设，到2050年，四代核电全面实现“可持续性、安全性、经济性和核不扩散”的要求。
四代核电技术全面开花。目前核电商业化技术中二代加与三代技术并行，四代核电技术商业化略显遥远，但研发能力已居世界前列。高温气冷堆方面，清华大学发布了60万千瓦高温气冷堆核电站技术方案，同时世界首座高温气冷堆核电站—华能山东石岛湾高温气冷堆核电站示范工程已全面进入调试阶段，实现了从“863”时期的“跟跑”位置，到示范工程阶段的“领跑”位置的跨越；超临界水冷堆方面，中国核动力院已完成首阶段研发，计划到2025年完成百万千瓦级超临界水冷堆标准设计研究；钠冷快中子反应堆方面，中核集团联手美国泰拉能源设立环球创新核能技术有限公司，共同推进行波堆商业化技术进程，世界首台行波快堆核电机组或将诞生在中国。
表8：第四代核电技术分类及特点
小型堆核心技术突破提供国产技术储备。国际原子能机构将电功率在300MW以下的核反应堆机组定义为小型堆，因为建设周期短、换料周期长、选址成本低等特点，其动态投资经济效益较大型机组更具有竞争力，是未来核电重点发展方向之一。我国核电小型堆技术研发处于世界领先水平，是最早开展该项技术研发的国家之一。目前该技术主要由中核和中广核提供，技术方案为中核ACP100和中广核的ACPR100，其中ACP100实现了三大技术突破，即新一代反应堆的小型化与舰载化，于2016年通过IAEA（国际原子能机构）的安全审查，成为世界上首个通过IAEA安全审查的小堆技术，意味着我国小核反应堆已无技术瓶颈。
4.2海上核电日渐成型，前景广阔启动在即
海上“移动充电宝”，远海能源供给唯一途径。海上核电站指在海上建立的为周边区域提供电力的小型核反应堆，通常功率在30万千瓦以下，可以满足最高核安全要求和海洋用户电力需求，具有安全性高、选址易、造价低和标准工程化等优势，广泛应用于深海探油，海岛电力供给及军用能源供给。其工作原理是将核反应堆安置在船舶上，由船舶开往需要电源的海洋，实现远海能源供应。海上核电是小型堆技术的重要应用方向，目前中核集团和中广核集团都开发了相应的小型堆技术，海上浮动核电站建设有望率先成为小堆应用突破口。
海上核电前景看好，多方布局抢占先机。海上核电的建设对我国建设海洋强国，开发海上资源具有重要意义，我国已将海上核电站列入国防科技工业“十三五”规划和核工业发展“十三五”规划当中。近年来以中核、中广核、中船重工为首的多家企业积极布局海上核电业务，先后设立了国家能源海洋核动力平台技术研发中心及国家海洋核动力示范平台。2017年，中国核电、上海电气等5家企业共同出资10亿元成立中核海洋核动力发展有限公司，此举将大力推动核动力装置在工程领域的应用及海洋核动力装备产业化发展。
战略布局渤海及南海岛礁，海上核电百亿市场开启在即。海上小型浮动核电站的建设对推进南海岛礁建设及建设海洋强国具有重要战略意义，中船重工计划五年内在渤海油田批量建造近20座海洋核动力平台，以每座平台投资规模20亿元测算，未来海上核电投资总规模近400亿元，每年都会有上百亿的核动力制造装备需求，可以极大地推动配套相关配套产业发展。此外，中广核计划2020年投运5万千瓦面向海底油田供电及20万千瓦面向岛屿供电的核电站，此举将进一步提升核动力产值规模。
5.核电全产业链多点开花
5.1核电产业集中度高，核心设备及运营环节利润丰厚
核电产业链涉及核燃料循环、设计、土建安装、设备制造、电站运营等环节。整个核电产业链主要参与者包括：业主企业、设计方、设备供应商、施工建设方和运营管理方。以生产商用电力为目的，以核电站为中心，核电产业链上游为核燃料供应，中游为核电装备制造，下游为核电站的运营与管理，最后还有乏燃料后处理环节。
总体来看，中核集团、中广核集团及国家电力投资集团三分天下。各集团旗下子公司众多。中核集团下属四家上市平台，分别为中国核电，中核科技、东方锆业和中核国际，主要从事阀门类，海外铀资源开发核电运营等相关业务；中广核控股上市子公司中广核技、中广核电力、中广核矿业和中广核新能源共同打造核技术、核能、核燃料及新能源四大业务平台；国家电投旗下有中国电力、中国电力新能源、上海电力、东方能源等六家上市公司，涵盖清洁能源发电厂，环保工程，热力供应、煤炭开发等多个领域。
上游核燃料供应产业高度集中，中核集团是核燃料唯一供应商。核燃料循环产业包括核燃料的采掘、提取、铀浓缩、燃料组件的加工制造、乏燃料的循环和废除处理等。因核电与国家安全高度相关，且对技术要求高，我国核燃料和组件供应产业高度集中。目前国内在运核电机组所用燃料均由中核集团下属公司提供，中核集团既是唯一的核燃料供应商，同时也是核燃料的用户之一。综合来看，国内目前已建立起完备的核燃料制造及研发工业体系，但相比于欧美发达国家，在技术能力和经济性方面仍存在较大差距。
中游核电设备民营企业参与机会相对较多。核电设备制造主要是指核反应堆制造、核电核心设备制造（不含核反应堆）及核电辅助设备制造，即核岛、常规岛、辅助设备系统。核电厂关键核心设备主要为核岛部分的反应堆压力容器、蒸汽发生器、控制棒驱动机构、主泵、稳压器以常规岛部分的汽轮发电机组等。核心设备体积大、制造技术要求高、资金投入规模大，因此主要集中在上海电气、东方 电气、哈尔滨电气、中国一重四家大型国企。而民营企业则通常在进入壁垒相对较低的细分设备市场如泵、阀、管道、风机制冷设备等占据主要供应地位。
下游运营环节国内仅中核、中广核、国家电投有核电牌照。目前国内在运及在建的核电机组均由上述三家集团控股运营（除华能石岛湾高温气冷堆核电站示范工程外）。国内其他四大发电集团积极联手三大核电运营商成立合资运营公司，如大唐联手中广核；华能、华电联手中核。同时核电项目所处省市的地方能投公司通常会积极入股投资核电项目。综合来看，核电运营环节以央企为主，进入壁垒极高，除非未来有较大的政策变更，否则民营企业几乎无参与机会。
核电产业链中核岛设备及电站运营毛利率领先。从整个核电产业链的利润率来看，国产化率较低的部分零部件利润率最高（40%-50%）；其次是进入门槛、技术难度均较高的电站运营(35%-40%)及核岛设备（30%-35%）；而市场竞争激烈、门槛较低的施工建造（10%-15%）及常规岛设备（5%-10%）利润率则处于低位。综合来看，对于国内核电企业来说，电站运营、核岛设备是利润最丰厚的环节。
5.2核电运营三分天下，电力国企积极参股
中国核电及中广核电力控股绝大部分在运及在建核电机组。目前国内在运核电机组共38台，在建核电机组20台。在运机组中，中国核电控股17台，中广核电力控股20台；在建机组中，中国核电控股8台（包括2017年底开工建设的霞浦快堆示范项目），中广核电力控股9台（包括2016年10月开工建设的渤海海上核电站），国家电投控股2台（海阳核电站），华能集团控股1台（石岛湾高温气冷堆核电站示范工程）。
国家电投为五大发电集团中唯一拥有核电投资运营商资质的公司。国家电力投资集团公司（简称“国家电投”）成立于2015年6月，由原中国电力投资集团公司与国家核电技术公司重组而成。国家电投拥有辽宁红沿河、山东海阳、山东荣成等多座在运或在建核电站，以及一批沿海和内陆厂址资源，是实施三代核电自主化的主体、载体和平台。目前国家电投已具备核电研发设计、工程建设、相关设备材料制造和运营管理的完整产业链。
其余大型电力企业积极参股核电项目，谋求核电牌照。五大发电集团中除了国家电投外，华能、大唐、华电、国电均有参股核电站。其中，华能参股49%昌江核电站、大唐参股44%宁德核电站、华电参股39%福清核电站，而国电集团参股5%海阳核电站以及参股49%的漳州核电站正在筹建中。各大电力央企均积极参股核电项目，意图借此来逐步取得核电牌照。此外，地方能源国企也参股了部分核电站，但按照《核电管理条例（送审稿）》规定，控股股东或实际控制人应是国务院国有资产监督管理机构履行出资人职责的企业，因此地方能源国企无缘核电牌照竞争。
华能虽控股石岛湾核电站，但并不意味可以此取得牌照。目前国内所有核电项目中，控股股东并非全为三大核电央企，也存在华能控股石岛湾核电站这个特例。石岛湾核电站为列入国家十六个重大科技专项之一的中国首座高温气冷堆示范项目，其中华能集团持股47.5%，清华大学持股25%，中核建集团持股32.5%。但《核电管理条例（送审稿）》明确指出列入国家重大科技专项的核电示范工程，其控股股东或实际控制人只承担该示范工程的建设运行，不能取代核电工程控股股东或者实际控制人资质。因此，此项目有一定特殊性，华能和中核建并不能以此经验取得核电牌照。
相比于其他类型电源，核电盈利能力较强。根据部分发电上市公司公布的财务数据，中国核电和中广核电力毛利率及净利率均处于发电行业内高位，盈利能力较强。2016年中国核电、中广核电力的毛利率分别为41.00%、43.65%，高于以火电运营为主的华电国际（22.59%）、华能国际（21.46%）。2016年中国核电、中广核电力的净利率分别为27.02%、27.13%，仅低于以水电运营为主的长江电力（42.78%）。核电通常作为基荷电源，其发电利用小时数较高，随着运营商装机容量的进一步扩张，运营商盈利水平仍将持续向好。
5.3中国核建是国内核电工程建造安装主力军
核电工程公司负责项目的设计、采购、建造及调试等任务。目前国内三大核电集团下均有核电工程公司，分别中国核电工程有限公司、中广核工程有限公司、国核工程有限公司，而中核集团下属的中国中原对外工程有限公司主要负责海外核电工程建设。核电业主公司通常会把核电项目总承包给同集团的核电工程公司，由其来负责整个核电项目的设计、采购、建造及调试等任务。而核电设计部分通常由同集团的设计院来完成，建设安装部分则分包给中国核建、中国能建及中国建筑等专业的承包商来完成。
图19：国内核电项目运作示意图
中国核建在核岛建设领域占据绝对主导地位。核电建设工程主要包括核电站核岛、常规岛、BOP工程。由于核电产业的特殊性，核电工程建设市场为非完全竞争市场，行业内竞争企业数量有限。其中核岛工程安全性要求高、技术复杂、建设难度大，因此倾向于资质好且建设经验丰富的企业，且多采用邀请招标制度。中国核建在核岛建设领域中占据绝对主导地位，截至目前已建和在建的核电站中，除台山核电站2号机组的核岛土建工程、阳江核电站5号、6号机组的核岛安装工程外，其他核岛工程均由中国核建承建。而常规岛和BOP工程建设难度和特殊性均不如核岛工程，门槛相对较低，市场竞争激烈，参与企业包括各大型建筑企业、火电建设企业等。
核电工程业务毛利率显著高于其他建筑类业务。根据中国核建披露的财务数据，其核电工程业务毛利率一直保持在12%-14%之间，显著高于军工工程（5%-7%）、工业与民用工程(8%-10%)。
5.4核电设备供应以国企为主、民企为辅
5.4.1核电设备市场空间广阔
核电设备可分为核岛、常规岛、辅助系统（BOP）三大类。核岛主要设备有反应堆堆芯、堆内构件、控制棒驱动机构、压力容器、蒸汽发生器、稳压器、安注箱、硼注箱、主泵及主管道等。常规岛主要设备有汽轮机、发电机、凝汽器、汽水分离再热器、高压加热器、低压加热器、主变压器、除氧器及其水箱、凝结水泵及生给水泵等。辅助设备系统包括通暖空调设备、空冷设备、吊篮、阀门、泵、仪控系统和电源设备等。除主要设备外，还有一些价值较大的备用材料，包括供核岛和常规岛主设备使用的大型铸锻件和各种不锈钢合金管道。
核电设备投资占总投资比重约50%。核电设备、基础建设、其他为核电投资的三大组成分，其投资占比通常分别为50%、40%、10%。其中核岛设备占设备的50%，核岛设备中占比较高的分别是：压力容器9%、安全壳25%、管道7%、蒸发器19%、核级阀12%、核冷却泵8%、堆内构件和控制杆10%。核电主设备制造周期多为3年，零部件制造周期6个月到3年不等。核电设备作为投资占比最高的环节未来将充分受益于核电建设提速。
核电设备市场空间广阔。我国二代改核电造价在1.2万元/千瓦左右，华龙一号首台套造价在1.8万元/千瓦左右，且未来还有下降空间。新批核电项目将以“华龙一号”、CAP1400和AP1000等第三代核电技术为主，建造成本有望从1.2万元/千瓦提升至1.5~1.7万元/千瓦。我们假设单台三代核电机组的总投资为150亿元人民币，那么单台机组核电设备投资可达75亿元，2018-2020年年均市场规模达450-750亿。
核电设备企业将受益核电国产化程度提高。三门1号、海阳1号、三门2号、海阳2号的国产化比例分别为30%、50%、60-70%及70-80%。而“华龙一号”全球首堆示范工程——福清核电5号机组国产化率达89%。未来国内核电设备企业将充分受益设备国产化带来的市场增量。
5.4.2设备供应以国企为主、民企积极进入
核岛和常规岛主设备由三大电气、中国一重等大型国企垄断。核岛主设备：东方 电气目前是核岛主回路装备和常规岛汽轮发电机的主承包商，在蒸发器发生器、核主泵、稳压器方面占有明显优势，上海电气在堆内构件及控制棒驱动机构方面占有绝对优势，中国一重在反应堆压力容器和主管道方面占有优势。常规岛设备：东方 电气在汽轮机和发电机方面优势明显，在汽水分离器方面，东方 电气和上海电气占比均为35%。
民营企业主要从事核电辅助设备和部分核心设备制造。目前上市公司中涉足核电约有25家公司，民营企业约为14家。民营企业中，代表性的企业有台海核电、浙富控股、江苏神通、南风股份等。其中，江苏神通在核电蝶阀及球阀拥有90%市占率，且通过收购无锡法兰拥有核电法兰90%市占率；台海核电拥有主管道50%的市占率，并在积极延伸核电产品线；浙富控股是“华龙一号”控制棒驱动机构的核心供应商。
5.5核燃料供应一家独大，后处理有望成为新方向
核燃料循环指的是核燃料从开采到燃烧后的处理的整个过程。核电主要使用铀235和钚239制备而成的核燃料。核燃料循环以反应堆为中心，划分为堆前部分（前端）和堆后部分（后端），前端指核燃料在入堆前的制备，后端指从反应堆卸出的乏燃料的处理。同时根据后端是否对乏燃料进行后处理，可将核燃料循环分为一次通过和闭式循环两种。目前国内及国际上通常采用闭式循环路线。
5.5.1中核为国内核燃料独家供应商
核燃料循环前端主要包括铀矿的开采、铀矿石的加工精制、铀的转化、铀的浓缩和燃料元件制造等过程。制备的燃料组件在反应堆压力容器内发生裂变反应产生热量。
图28：核燃料组件结构图
2018-2020年国内核燃料年均市场规模达百亿。一个百万千瓦级的核电机组，新投产时首炉燃料价格超过1亿美元，投产之后平均每年燃料成本将达到约3000万美元。结合国内核电预计装机规模估算，2018到2020年，新投产首炉燃料的市场将达22亿美元，使用的核燃料规模有42亿美元，两项合计年均市场规模将达133亿人民币。如再考虑海外出口的核电机组，这一金额还将增加。
中国核燃料有限公司（隶属于中核）是目前国内唯一核燃料生产商、供应商、服务商。中核是国内唯一拥有完整核燃料循环产业链的企业，持有从前端的天然铀开采到后端乏燃料处理的全部资质。中核的核燃料元件生产企业，主要是位于四川宜宾的中核建中核燃料元件公司（中核建中），和位于内蒙古包头的中核北方核燃料元件有限公司（中核北方）。中核北方拥有我国唯一一条重水堆核电燃料元件生产线，唯一一条AP1000核电燃料元件生产线，另有AFA3G压水堆核电燃料元件生产线和高温气冷堆核电燃料元件生产线。中核建中拥有我国最大的压水堆核电燃料元件生产基地，具备为各种类型的压水堆核电站提供全堆芯核燃料元件能力。目前国内在运核电站所用燃料均由上述两家公司提供。
中核CF系列国产化燃料组件研发进展顺利。目前国内大部分核电站使用的核燃料组件均为引进国外技术，在国内制造。核燃料组件在核心技术、原材料及关键部件供应等方面始终受制于人，阻碍国内核电“走出去”。2010年，中核集团启动“压水堆燃料元件设计制造技术”重点科技专项，开始研制具有自主知识产权的CF系列燃料元件。CF系列组件将用于华龙一号核电站，也是华龙一号能够出口的关键环节。2017年11月30日，中核集团最新型的CF3A先导组件研制成功，并通过了在中核建中核燃料元件有限公司进行的出厂验收，即将在方家山核电百万千瓦机组进行运行考验。
中广核积极推进核燃料自主化，渴望摆脱中核垄断。中广核在国内并不具有铀矿开采权和生产核燃料资质。中广核对核燃料需求量很大，且和中核在核燃料交易的价格和服务上一直存在一定的分歧，燃料自主化也是中广核长期以来积极筹备推进的项目。2016年2月17日，中广核自主研发设计的4组STEP-12核燃料组件和4组CZ锆合金样品管组件正式装入岭澳核电站二期1号机组，标志着中广核电力全面掌握了核燃料组件的研究、设计、制造、试验技术（STEP-12核燃料组件和CZ锆合金样品管组件可用于CPR1000及华龙一号）。同时，中广核也在积极开展相关海外合作，哈萨克斯坦为其合作对象。
国家核电核燃料供应体系已正式贯通。作为引进消化吸收美国AP1000核电技术的主体，国家电投在核燃料上也有相应布局。国家电投中核建中、中核北方共同出资组建中核包头核燃料元件股份有限公司，主要负责AP1000核燃料元件制造，三方分别持股15%、50%和35%。对于CAP1400使用的核燃料，技术研发由国家电投下属的上海核工程研究设计院牵头，但制造上，联合中核北方等单位进行了合作。2017年12月1日，国核铀业发展有限责任公
司（简称“国核铀业”）与辽宁红沿河核电签署天然铀供应合同。国核铀业未来将为辽宁红沿河核电站提供天然铀供应与燃料组件后续加工服务，此次合同签订标志着国家核电核燃料供应体系正式贯通。
5.5.2乏燃料后处理市场充满想象
核燃料循环后段主要包括乏燃料的中间储存，乏燃料中铀、钚和裂变产物的分离（即核燃料后处理），以及放射性废物处理和放射性废物最终处置等过程。回收的铀和钚等可以重新用来制备核燃料。根据制备的燃料去处，可以分为热堆和快堆闭式核燃料循环。
图29：核燃料循环后段路线图
乏燃料后处理需求空间广阔。我国已有20多年核电运行经验，大亚湾核电站乏燃料水池已经饱和，秦山、田湾核电站乏燃料水池也趋于饱和，急需离堆储存设施。一座百万千瓦的压水堆核电站，每年卸出乏燃料约20-25t。到2020年，我国预计将建成5800万千瓦核反应堆机组。据此估计，每年产生的乏燃料超过1000吨，到2020年乏燃料累计总量超1万吨。而目前国内后处理能力仅为50吨/年，远远无法满足商业核电站的乏燃料处理需求。
国内乏燃料产业处于起步阶段，关键设备国产化水平不足。乏燃料后处理关键设备：乏燃料贮存格架、运输容器、贮存容器以及包含剪切机、澄清槽、离心机的乏燃料处理系统。关键设备直接接触放射性废物，因此需要具有高的耐腐蚀性和耐放射性，制造技术要求高。国内乏燃料处理市场刚刚起步，主要设备还未实现国产化。
图30：乏燃料后处理过程及主要设备
我国将加强乏燃料后处理技术研究，补齐核燃料循环后端短板。《核工业规划》明确指出，“十三五”期间，将实施乏燃料后处理科研专项，同时提升核燃料循环产业效能。通过提升国内天然铀保障能力，加大海外铀资源开发力度，优化核燃料产业布局，补齐核燃料短板，进一步提高核燃料循环产业整体质量和效益。我国在后处理产能方面制定了三步走计划：一是建设每年60吨规模后处理中试厂，目前已完成；二是要完成每年200吨规模后处理示范工厂的建设；三是实现每年800吨的工业规模后处理能力。
中法合作核循环项目已签署相关协议备忘录。中法合作核循环项目计划2020年开工，2030年左右建成，投资规模超千亿人民币。此项目占地3平方公里，具有三方面功能：一是每年处理800吨的国内核电站乏燃料；二是建设乏燃料离堆贮存中心，一期贮存能力为3000吨，对核电站卸出的燃料进行大规模贮存与后期管理；三是将高放废液玻璃固化，实现高放废物长期安全管理。2018年1月9日，中核集团和法国新阿海珐集团在人民大会堂签署了相关协议备忘录。
