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核电行业深度研究报告

2018-2020年

核电行业深度研究报告

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2018年12月

正文目录

图表目录

一、千呼万唤始出来，时隔三年国常会再次核准新机组

1.1“十三五”首堆，国产三代核电的另一代表

据《南方能源观察》报道，2018年11月2日，与“华龙一号”（HPR1000）同为国产第三代核电技术代表的“国和一号”（CAP1400）示范项目——国核示范电站（山东荣成石岛湾）一期工程，在经过国务院常务会议讨论后正式获得核准，成为“十三五”期间第一个获批的第三代核电项目（注：

2017年12月29日开工建设的中核霞浦快堆属于第四代核电技术的试验堆型，非量产化堆型），也是自2015年12月16日国常会核准防城港二期、田湾三期之后再次放行新的量产型机组。

图表1国家电投CAP1400示范工程

CAP1400示范工程石岛湾核电站是由国家核电技术公司和中国华能集团公司按75%和25%比例出资组建的国核示范电站有限责任公司负责建设、管理和运营。

2013年3月4日，国家发改委批复CAP1400示范工程开展前期工作；2014年1月9日，CAP1400初步设计通过国家能源局的评审；2016年3月25日，国家发改委上报项目核准申请文件至国务院。

在经过近两年半的等待后，终于获得国常会的批准。

图表2国核示范电站有限责任公司股权结构

1.2第三代核电技术对比

近年来，中国对于核电技术的研究和应用走在世界前列。

2012年10月24日召开的国常会讨论通过了《核电安全规划（2011-2020年）》和《核电中长期发展规划（2011-2020年）》，规划明确提出：

新建核电机组必须符合三代安全标准。

目前，国内在运、在建、即将开建、规划的第三代核电共有5种堆型，分别是美国的AP1000（三门1、2号机组，海阳1、2号机组等）、欧洲的EPR（台山1、2号机组）、俄罗斯的WWER-1200（田湾7、8号机组，徐大堡3、4号机组），以及具备自主知识产权的HPR1000（福清5、6号机组，防城港3、4号机组等）和CAP1400（国核示范电站）。

其中，CAP1400的设计基于AP1000，采用非能动和简化的设计理念，满足URD等第三代核电技术要求。

图表3国内应用的五种三代核电技术对比

1.3为何是CAP1400

为什么时隔三年后再次核准的新机组是关注度较低的CAP1400，而不是此前的大热门——全球首堆三门1号量产后的AP1000待建项目徐大堡一期、陆丰一期等，也不是呼声甚高的国产三代核电主力堆型“华龙一号”（HPR1000）融合后首堆漳州一期。

我们认为，决策层对于自主知识产权的考量是核电这一“中国制造2025”代表在未来发展规划中的关键因素；而是否具有自主知识产权决定了是否具有独立出口权，即决定了其能否成为“走出去”战略中像高铁一样的“国家名片”。

“国和一号”（CAP1400）压水反应堆是在引进、消化、吸收世界第三代先进核电技术的基础上，通过再创新开发出的、具有独立自主知识产权、功率更大的非能动大型先进压水堆核电机组，单机发电功率153.4万千瓦，设计寿命60年。

一期工程计划建设两台机组，1号机组已获批，计划2018年内FCD、2023年建成投产；2号机组计划2019年FCD，建设工期50个月。

2018年10月11日，美国能源部（DOE）发布《关于防止中国非法转移美国民用核技术用于军事或其他XX目的的措施》。

主要针对美国联邦法规第10章第3节的810条款（10CFRpart810）做出调整，在技术转让方面主要包括禁止轻水小堆、非轻水先进反应堆（例如第四代核反应堆等）、2018年1月1日以后的新技术转让，以及相关软件系统的源代码、工程设计技术等转让；在设备和部件方面，禁止与美国有直接经济竞争的出口申请，例如“华龙一号”、以及CAP1400的美国专有设备。

首先核准CAP1400示范项目，或许也是针对美国此次禁令的一种回应。

图表4美国与中国民用核能合作政策框架的调整内容

二、为何此时重启核电

2.1电力供需格局转变，部分地区偏紧

2016年以来，宏观经济发展稳中向好，为用电需求的增长提供了有力支撑，全社会用电量增速持续提升。

强劲的用电需求带动了发电量增速在2015年触底后开始反弹。

2018开年以来，在1-2月份极端寒冷天气、北方“煤改电”、5月高温天气提前、电力消费结构转换等因素的共同作用下，上半年全社会用电量同比增长9.4%、全国发电量同比增长8.3%，均为近7年的最高增速，大大超出了年初的预测值。

而全国发电设备的装机容量增速在2015年达到高点后持续下滑，今年上半年全国6000千瓦及以上电厂发电设备容量同比增速降至6.3%，电力供需宽松程度比前两年明显收窄。

其中，华中、华南地区多个省份在冬季寒潮、夏季高温的影响下，出现了阶段性的电力供应短缺，电网被迫采取有序用电措施。

用电需求高涨叠加装机增长放缓，现有发电设备的利用小时不断改善，今年终于实现了正增长，1-6月累计平均利用小时同比增长68小时。

图表52011年-2018上半年全社会用电量

图表62011年-2018上半年全国发电量

图表72011年-2018上半年全国发电设备装机容量

图表82011年-2018上半年平均利用小时变化

2.2电源清洁化趋势未改，核电可替代煤电

我国一次能源以煤炭为主，随着经济发展对电力需求的不断增长，大量燃煤发电对环境的影响也越来越大。

核电是一种技术成熟的清洁能源，没有火电生产过程中的二氧化硫、烟尘、氮氧化物和二氧化碳排放。

以核电替代部分煤电，是电力工业污染物减排的有效途径。

2017年3月5日，李克强总理在两会上作政府工作报告时指出要“扎实有效去产能”，要求煤电行业2017年淘汰、停建、缓建煤电产能5000万千瓦以上。

同年7月26日，国家发改委、能源局等十六部委联合发布《关于推进供给侧结构性改革化解煤电产能过剩风险的意见》（发改能源[2017]1404号），明确了《电力发展“十三五”规划（2016-2020年）》中提出的意见：

通过建立风险预警机制和实施“取消一批、缓核一批、缓建一批”，“十三五”期间全国停建和缓建煤电产能1.5亿千瓦，到2020年，全国煤电装机规模控制在11亿千瓦以内。

“十三五”期间，实施煤电超低排放改造约4.2亿千瓦，实施节能改造约3.4亿千瓦，力争淘汰落后煤电机组约0.2亿千瓦。

到2020年，全国现役煤电机组平均供电煤耗降至310克标煤/千瓦时，具备条件的30万千瓦级以上机组全部实现超低排放。

根据中电联发布的《2017-2018年度全国电力供需形势分析预测报告》，2017年新增煤电装机3855万千瓦、同比减少142万千瓦；预计2018年煤电装机容量10.2亿千瓦，占全国装机比重53.6%，比2017年降低1.5个百分点。

因煤电装机增速减缓、以及大型水电建设停滞而产生基荷电源缺口，适合采用核电进行补足。

图表92011-2020年煤电装机容量及增速

注：

2018-2020年为预测值

2.3基建补短板，核电是政策发力点

开年以来，因整体投资增速放缓，为了保持有效投资力度，促进内需扩大和结构调整，确保经济运行在合理区间，10月31日，国务院办公厅发布《关于保持基础设施领域补短板力度的指导意见》（国办发[2018]101号）。

意见要求，着力补齐铁路、公路、水运、机场、水利、能源、农业农村、生态环保、公共服务、城乡基础设施、棚户区改造等领域短板，加快推进已纳入规划的重大项目。

按照单个核电站每一期2台机组约250万千瓦、以及1.8万元/千瓦的单位造价预估，每一期工程将拉动约450亿元的项目投资额。

在煤电去产能政策导向未变、水电开发缓滞、风电及光伏发电受补贴限制的情况下，核电已成为整个电力行业在当前政治经济形势下大基建政策的最好发力点之一。

图表10电源及电网历年投资完成额

图表11水电、火电、核电历年投资完成额

2.4AP1000全球首堆商运

2018年9月21日3时57分，AP1000全球首堆——三门核电1号机组完成168小时满功率运行考核，具备商运条件。

三门1号作为第三代核电代表技术AP1000的全球首堆，始终吸引着全世界的目光，但其建设过程可谓一波三折，因技术、舆论等内外部因素的影响，投产商运比最初预期晚了近四年时间。

三门核电1号机组最终通过全部测试，达到商运条件，完成了第三代核电技术AP1000的设计固化，全面验证了AP1000机组的安全性、成熟性和可靠性。

在之前我们所做的分析以及与核电业内人士的讨论中，国内新机组的核准将在三门1号机组投产后开始。

目前，除三门1号外，海阳核电1号机组于10月22日商运、三门2号机组于11月5日商运；海阳2号也于10月13日成功并网，今年年内即有望实现商运。

CAP1400的技术设计基于AP1000，所以AP1000首堆三门1号商运后核准CAP1400示范项目也顺理成章。

图表12三门核电站

图表13海阳核电站

三、审批重启打开长期成长空间，天高海阔任飞跃

3.1国内核电发展空间巨大，有望成为全球第一

3.1.1现状：

国内核电占比与世界平均水平仍有较大差距

对比全球与国内不同电源类型的发电量数据可以发现，核电在全球发电量中的占比长期维持在10%以上。

就核电发电量而言，中国已是全球第三大核电国家，仅次于美国和法国；但论核电在总发电量中的占比，则中国尚未能进入全球前十。

2017年，美、俄、英、法、德五大发达国家核电发电量占比分别为18.8%、17.2%、19.0%、68.4%、11.0%；此外，邻国韩国的核电发电量位列全球第五，占比更是高居第三。

而经历了福岛核事故后的日本，在2015年重启核电后，其核电发电量也在稳步增长。

2017年，核电在中国国内总发电量中的占比虽然已提升到4.0%，但距全球10%的平均占比和五大发达国家20%左右的占比水平仍有较大差距。

而根据IEA（国际能源署）的预测，未来20年，中国的核电发电量预计将增加两倍以上，未来将取代美国成为全球最大的核电国家。

图表14全球核电发电量在总发电量中的占比变化

图表15国内核电发电量在总发电量中的占比变化

图表162017年世界主要核能国家核电发电量

图表172017年世界主要核能国家核电发电量占比

3.1.2中短期：

国内核电有2倍以上可预见的成长空间

截至目前，国内已商运机组共42台，合计装机容量4177.1万千瓦；在建机组17台（含已获批的CAP1400示范项目），合计装机容量1985.1万千瓦；8台列入能源局开工计划的机组中还有6台等待核准，合计装机容量750.0万千瓦；此外，还有23台机组已开展前期工作（包括已与俄罗斯签约的田湾7、8号机组和徐大堡3、4号机组），合计装机容量2728.0万千瓦。

现有在建机组全部投产后，国内核电在运装机容量将达到6162.2万千瓦；仅考虑已列入能源局建设计划的项目，装机容量将达到6912.2万千瓦；如果考虑已开展前期工作的项目，总装机容量可达到9640.2万千瓦。

而根据每个核电厂址4-8台机组的可承纳容量，中国核电发展潜力巨大。

图表18国内核电装机容量预测

图表19国内核电机组数预测

图表20国内在运核电项目（截止2018年11月16日）

图表21国内在建核电项目（截止2018年11月16日，含CAP1400示范项目）

图表22已开展前期工作的核电项目（截止2018年11月16日）

3.1.3长期：

国内核电有近6倍的潜在成长空间

根据BP发布的《世界2040年能源展望》，预计到2040年，中国一次能源消费量将达到43.19亿吨标准油；其中煤炭占35.9%、风电光伏生物质占18.1%、石油占17.4%、天然气占12.9%、水电占8.1%、核能占7.5%。

根据BP的预测数据，到2040年，中国包括风电、光伏、地热、生物质在内的非水可再生能源消费量将增长789%，年均复合增速9.5%，是增长最快的能源类型；核能消费量将增长574%，年均复合增速8.3%，增速仅次于非水可再生能源，高于天然气的4.6%。

图表232016年中国一次能源消费量结构

图表242040年中国一次能源消费量结构预测

图表252016-2040年中国一次能源消费量成分变化

3.2后续可能获批的项目

2018年3月7日，国家能源局印发《2018年能源工作指导意见》。

意见提出，开工建设一批沿海地区先进三代压水堆核电项目；解决部分地区核电限发问题，促进核电多发满发；加快推进小型堆重大专项立项工作，积极推动核能综合利用；年内计划建成三门１号、海阳１号、台山1号、田湾3号和阳江5号机组，合计新增核电装机约600万千瓦；年内计划开工6-8台机组。

在规划年内投产的5台机组中，除计划年内商运的台山1号外，其余4台机组均已投产；且三门2号进度略超预期，在今年即实现投产；台山2号、海阳2号也有望在今、明两年内投产商运。

在前述5种堆型中，CAP1400示范堆型已经获批、WWER-1200刚完成签约、EPR后续项目尚未确定，我们认为，后续待核准项目将在AP1000和“华龙一号”两大三代主力堆型的候选者中产生。

3.2.1待核准项目：

AP1000

《意见》规划年内开工的8台机组中，两台CAP1400机组石岛湾1、2号已经获得核准，考虑到AP1000示范项目投产后推进量产化的因素，已开展前期工作的8台机组将可能第一批获得放行。

图表26可能核准的核电项目（AP1000）

3.2.2待核准项目：

“华龙一号”

已开展前期工作的23台机组中，根据我们通过调研等渠道了解到的信息，“华龙一号”作为国产三代核电的主力堆型，具备自主可控的优势，后续规划的漳州一期、昌江二期、宁德二期、太平岭一期共6台机组，均有望在示范首堆福清5号投产前即获批开建。

图表27可能核准的核电项目（“华龙一号”）

四、投资建议

我们从全生命周期的时间轴角度出发，对核电产业链进行分解如下：

上游：

核燃料（包括天然铀的开采、核燃料组件的加工制造），核相关机械设备、电气设备、材料的制造；

中游：

核岛、常规岛、电站配套设施（BOP）的工程建设；

下游：

发电运营、检修维护、后处理。

图表28核电投资产业链结构

纵观全球核电发展的起步、爆发、低潮、复苏四个阶段，可以发现真正的决定性推动因素在于对能源供应的需求及其供给结构的变化。

核电时隔三年后再次重启，在当下时点，板块性行情可期。

上游电气设备、机械设备、核燃料与核材料方面，建议关注电气设备板块的东方电气、浙富控股、盈峰环境，机械设备板块的江苏神通、应流股份、纽威股份，核燃料与核材料板块的中飞股份、东方锆业；中游工程建设板块建议关注中国核建；下游后处理板块建议关注远达环保。

具体分析可参考我们前期发布的《核电行业专题系列报告

（一）——站在核电重启关口，梳理投资逻辑与标的》。

而下游核电运营板块，因其高技术壁垒、高专业要求、强政策管制等特性，决定其具有稳定的竞争格局和强劲的盈利能力。

通过对现有在运及在建机组的权益归属拆分，可以发现，国内共有10家上市公司参与其中。

除了中核旗下的中国核电、中广核旗下的中广核电力外，华电福新、大唐发电、浙能电力的权益装机容量均达到了GW级，而华能国际、申能股份、福能股份、长江电力、皖能电力也在潜力巨大的国内核电市场中占有一席之地。

此外，作为国内三家具备核电运营资质之一的国家电投，虽然其控股的红沿河（与中广核等比控股）、海阳、国核示范三座核电站尚未注入旗下的上市公司，但根据中国电力清洁能源（0735.HK）的公告，国家电投集团将择机把旗下核电资产注入公司。

我们强烈推荐A股唯一纯核电运营标的中国核电，推荐参股多个核电项目的浙能电力，建议关注拟回归A股、国内装机第一的中广核电力（H）、有可能获得核电运营资质的大唐发电、权益装机容量全国第三的华电福新（H）、存在核电资产注入预期的中国电力清洁能源（H）。

图表29国内在运核电机组权益装机容量拆分

图表30国内在建核电机组权益装机容量拆分

五、风险提示

核安全事故：

因为政府和民众对于核安全的高度敏感性，任何一起核事故均可能导致全球范围内的核电运营暂停、项目审批取消。

政策推进不及预期：

国内部分地区的电力供需目前仍处于供大于求的状态，可能影响存量核电机组的电量消纳、以及新建核电机组的开工建设。

新技术推进遇阻：

国内新建核电站理论上均采用三代核电技术，如果AP1000、“华龙一号”的设计和施工出现问题，将影响后续机组的批复和建设。

电价调整：

电力市场的发展可能导致市场交易电量价差进一步扩大，拉低公司平均上网电价。