（報告出品方/分析師： 興業證券 蔡屹 石康 李春馳 史壹粟）
1.1 核電原理概述：裂變鏈式反應產生能量，產生蒸汽推動汽輪機組發電
核能通過核裂變、核聚變和核衰變等三種核反應從原子核釋放能量，其中核裂變鏈式反應為核能發電原理。
核能發電主要利用質量較大的原子（如鈾、釷、鈈）的原子核在吸收壹個中子後會分裂為多個質量較小原子核、同時放出二至三個中子和巨大能量的特性，而放出的中子和能量會使別的原子核接著發生裂變，使放出能量的過程持續，這樣的系列反應被稱作核裂變鏈式反應。核裂變鏈式反應即為核能發電的能量來源。
核電站使核裂變鏈式反應產生的能量完成核能-熱能-機械能-電能的轉變，達到發電的目的。
核電站大體可分為核島部分（NI）和常規島部分（CI）：
核島部分：核島部分包括反應堆裝置和壹回路系統，主要作用為進行核裂變反應和 產生蒸汽。
核島反應堆的作用為發生核裂變，將裂變過程中釋放的能量轉化為水的熱能；水在吸收熱能後以高溫高壓的形式沿管道進入蒸汽發生器的 U 型管內，將熱量傳遞給 U 型管外側的水，使外側水變為飽和蒸汽；冷卻後的水將被主泵打回到反應堆中重新加熱，形成壹個以水為載 體的閉式吸熱放熱循環回路，這個回路被稱作壹回路，又稱“蒸汽供應系統”。
常規島部分：常規島部分包括汽輪發電機系統和二回路系統，主要作用為利用蒸汽推動汽輪機組發電。
由核島部分熱傳遞產生的蒸汽會進入常規島中的汽輪機組中，將蒸汽的熱能轉變為汽輪機的機械能，再通過汽輪機與發電機相連的轉子將機械能轉換為電能，完成發電過程。
同時做功完畢的蒸汽（乏汽）被排入冷凝器，由循環冷卻水進行冷卻，凝結成水，之後由凝 結水泵送入加熱器進行預加熱，最後由給水泵輸入蒸汽發生器，形成又壹個以水為載體的封閉循環系統，這個回路被稱作“二回路”。
從原理上看，二回路系統與常規火電廠蒸汽動力回路大致相同。
1.2 核電商業模式：重資產模式+運營期現金牛
核電商業模式呈現重資產模式+運營期現金牛的特點：
建設期：工期長，投資額大
核電站因存在普遍拖期現象，實際建設周期約在5-10年。核電站的設計工期通常為 5 年，而因缺乏施工經驗、設計變更、耗時檢測等原因，我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。
批量化生產有利於核電機組建設周期縮短、成本下降，實現批量化建設之後，M310/CPR等同機型系列建設周期可逐漸穩定在 5 年左右。
我國三代核電單千瓦投資額在15000元左右。
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，同屬三代核電技術的“華龍壹號”建設成本達17390元/kW。據此計算，壹臺百萬千瓦級的核電機組對應投資額約為150億元，呈現投資額大的特點。
運營期：穩健現金牛
核電行業與水電行業類似，都具有運營期穩定現金牛的特征。
核電站遵循營業收入=電價*上網電量=電價*裝機容量*利用小時數*（1-廠電率）的拆分簡 式，營業收入可確定性強，同時由於項目前期建設投入高昂、固定資產折舊成本較高（占主營業務成本的30-40%），所以核電站成本中非付現成本（折舊）占比較高。
因此核電站壹旦進入運營期，將呈現獲得穩健而充裕的經營性凈現金流的特性。
1.3 低碳高效的基荷電源，“雙碳”目標下重要性凸顯
核電具有低碳高效的特點，我國核電占比明顯低於全球水平。
相比於其他發電方式，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。
而從電源結構上看，2020年我國核電占比僅為 4.80%，不僅低於核能利用大國法國的 64.53%，也顯著低於全球平均水平的 9.52%，我國核電占比仍有較大的提升空間。
“雙碳”目標下非化石能源占比提升，核能重要性凸顯。
在2020年12月的氣候雄心峰會上：到2030年單位GDP的二氧化碳排放比2005年下降65%以上，非化石能源占壹次能源比例達到 25%左右。
2021年10月24日，《中***中央國務院關於完整準確全面貫徹新發展理念做好碳達峰碳中和工作意見》中提出要“積極發展非化石能源”、“實施可再生能源替代行動”、“不斷提高非化 石能源消費比重”、“積極安全有序發展核電”。
2021年10月26日，國務院正式發布《2030年前碳達峰行動方案》，其中指出“積極安全有序發展核電。
合理確定核電站布局和開發時序，在確保安全的前提下有序發展核電，保持平穩建設節奏。
積極推動高溫氣冷堆、快堆、模塊化小型堆、海上浮動堆等先進堆型示範工程，開展核能綜合利用示範。
加大核電標準化、自主化力度，加快關鍵技術裝備攻關，培育高端核電裝備制造產業集群。
實行最嚴格的安全標準和最嚴格的監管，持續提升核安全監管能力。”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8.40%提升至2020年的15.90%；從電源結構上看，據中電聯數據核電占比已從2011年的1.85%%提高至2021年的4.86%，核能重要性正在凸顯。
2.1 核電技術演進：經濟性與安全性推動核電技術發展
經濟性與安全性是推動核電發展的核心目標。
核電站的開發始於上世紀50年代， 70年代石油漲價引發的能源危機促進了核電的發展，目前世界上商業運行的四百多座核電機組絕大部分是在這段時期建成的。
上世紀90年代，為解決三裏島和切爾諾貝利核電站的嚴重事故的負面影響，美國和歐洲先後出臺“先進輕水堆用戶要求”文件和“歐洲用戶對輕水堆核電站的要求”，滿足兩份文件之壹的核電機組稱為第三代核電機組。
21 世紀初，第四代核能系統國際論壇（GIF）會議提出將鈉冷快堆、鉛冷快堆、氣冷快堆、超臨界水冷堆、超高溫氣冷堆、熔鹽堆 6 種堆型確認為第四代核電站重點研發對象。四代核電技術強化了防止核擴散等方面的要求，目前相關產業鏈雛形基本形成，預計將於2030年開啟商業化進程。
2.2 2019年核電審批重啟，三代機組成為主力機型
2016-2018年我國核電連續三年“零審批”，核電發展處於停滯期。
2011年日本福島核電站受地震引發的海嘯沖擊，出現嚴重核泄漏事故，世界各國開始謹慎對待新增核電站建設，我國核電站審批工作也受此影響放緩。
2015年，我國批準 8 臺核電機組，之後2016-2018年進入停滯狀態，連續三年“零審批”。
2019年核電審批重啟，三代核電機組正成為主力機型。
2018年後我國多臺三代核電機組投入商運，三代機組的安全性和可靠性得到印證；此外2018 年1月28日，我國自主研發的三代核電機組“華龍壹號”首堆、中核集團福清核電 5 號機組反應堆壓力容器順利吊裝入堆，建設工程進展順利。受此影響，我國核電審批工作重新提上議程。
2019年 7 月，國家能源局表態山東榮成、福建漳州和廣東太平嶺核電項目核準開工，標誌著核電審批正式重啟。
2020年，海南昌江核電二期工程、浙江三澳核電壹期工程總計 4 臺機組獲批；
2021年，江蘇田灣核電廠7&8號機組、遼寧徐大堡核電廠3&4號機組和海南昌江多用途模塊式小型堆 科技 示範工程項目***計5臺機組獲批，我國核電機組批復進度正有序進行。
而從2019年後核電機組開工情況來看，以“華龍壹號”和“VVER”為代表的三代核電機組已成主力機型。
自主三代核電有望按照每年 6-8 臺機組的核準節奏穩步推進，“積極發展”政策正逐步兌現。2021年 3 月，《政府工作報告》中提到“在確保安全的前提下積極有序發展核電”，這是近10 年來首次使用“積極”來對核電進行政策表述。
據中國核能行業協會《中國核能發展與展望（2021）》，我國自主三代核電有望按照每年6-8臺機組的核準節奏穩步推進，2021年全年核準、開工各 5 臺，積極有序發展政策正逐步兌現。
3.1 四代核電技術快速發展，有望帶領核電產業邁入新紀元
四代核電有望帶領核電產業邁入新紀元。
近年來，我國在“863”、“973”、核能開發、重大專項計劃以及第四代核能系統國際合作框架的支持下，先後開展了高溫氣冷堆、鈉冷快堆、超臨界水冷堆、鉛冷快堆和熔鹽堆五種堆型的研究開發，取得了壹系列研究成果，與國際水平基本同步。其中，我國高溫氣冷堆、鈉冷快堆研發進度居於世界前列。
高溫氣冷堆利用其高溫特性，在工藝供熱、核能制氫、高效發電等工業領域拓展核能的應用前景；快堆則是當今唯壹可實現燃料增殖的關鍵堆型，將明顯提高鈾資源的利用率，並能夠利用嬗變以實現廢物最小化。
我國在高溫氣冷堆、鈉冷快堆上的研發進度居於世界前列。
高溫氣冷堆全球首堆華能石島灣高溫氣冷堆已於2021年12月20日成功並網發電，並計劃於山東海陽辛安核電項目建設 2 臺高溫氣冷堆。
鈉冷快堆方面，中核霞浦600MW示範快堆工程已於2017年底實現土建開工，計劃於2023年建成投產。
高溫氣冷堆： 具有固有安全性和潛在經濟競爭力的先進堆型。
固有安全性： 即在嚴重事故下，包括喪失所有冷卻能力時，核電站可不采取任何人為和機器的幹預，僅依靠材料本身的能力保證反應堆放射性不會熔毀與大量外泄。
具體表現為：
①防止功率失控增長。
以我國石島灣示範工程為例，其采用不停堆的連續在線裝卸燃料方式，形成流動的球床堆芯；且示範堆采用石墨作為慢化劑，堆芯結構材料不含金屬，穩定性高，堆芯熱容量大、功率密度低。
②載出剩余余熱。
高溫氣冷堆采用氦氣作為壹回路冷卻劑，具有良好的導熱性能。在主傳導系統失效的情況下，堆芯余熱可借助熱傳導等自然機理導出，再通過非能動余熱排出系統排出，剩余發熱不足以使堆芯發生熔毀。
③放射性物質的包容。
示範堆采用全陶瓷包覆顆粒燃料元件，以四層屏蔽材料對燃料核心進行包裹，只要環境溫度不超過1650 ，碳化矽球殼就能保持完整，固鎖放射性裂變產物。經測試，示範堆正常運行溫度最高達1620 ，放射性達到了國際最好水平。
潛在經濟競爭力： 同樣以石島灣示範工程為例，通過①裝備高度自主化（示範工程國產化率達 93.4%）、②“多合為壹”降低成本支出（在保持主體系統不變的情況下，進行雙模塊組合，即核島由兩座球床反應堆模塊、兩臺蒸汽發生器帶動壹臺汽輪機發電。
這類模塊化建造縮短了工期，大幅減少施工量，提高了經濟性）來控制造價。
同時若對比建設成本，盡管高溫氣冷堆（HTR-PM）在反應堆本體(主要是 PRV 和堆內構件)的造價遠超同等規模的壓水堆（PWR）核電站，但根據張作義等人的相關文獻研究，在壹個 PWR 核電站的建設總造價中，反應堆本體（PRV 和堆內構件）的造價所占的比例非常有限，大約為 2%，所以影響較小。
對比等規模 PWR 核電站，在其他部分造價保持不變的情況下，即使 HTR-PM 示範電站反 應堆本體的造價增加為原來的 10 倍，全站建設總造價的增漲也可以控制在 20% 以內。
鈉冷快堆： 固有安全性外，具備核燃料增殖提高利用率、核廢料最小化等優勢的先進堆型。
提高核燃料利用率： 快堆技術利用鈾-鈈混合氧化物（Mixed Oxide，MOX）。在快堆中，堆心燃料區為易裂變的鈈 239，燃料區的外圍再生區裏放置著鈾 238。
鈈 239 產生核裂變反應時放出來的快中子較多，這些快中子除了維持鈈 239 自身的鏈式裂變反應外，還會被外圍再生區的鈾 238 吸收。
鈾 238 吸收快中子後變成鈾 239，而鈾 239 很不穩定，經過兩次β衰變後又壹次變成了鈈 239。
因此在快堆運行時，新產生的易裂變核燃料多於消耗掉的核燃料，燃料越燒越多，此便稱為增殖反應。
增殖反應充分利用了鈾資源，且核廢料導致的環境汙染問題將有希望解決，從而使第四代核電成為擁有優越安全性和經濟性，廢物量極少，無需廠外應急，並具有防核擴散能力的核能利用系統。
3.2 新型核電技術下，核能綜合應用成為可能
據中國科學院院刊《核能綜合利用研究現狀與展望》，從能源效率的觀點來看，直接使用熱能是更為理想的壹種方式，發電只是核能利用的壹種形式。
隨著技術的發展，尤其是第四代核能系統技術的逐漸成熟和應用，核能有望超脫出僅僅提供 電力的角色，通過非電應用如核能制氫、高溫工藝熱、核能供暖、海水淡化等各種綜合利用形式，在確保全球能源和水安全的可持續性發展方面發揮巨大的作用。
核能制氫： 核能制氫即利用核反應堆產生的熱作為壹次能源，從含氫元素的物質水或化石燃 料制備氫氣。目前研發的主流核能制氫技術包括熱化學碘硫循環、混合硫循環和高溫蒸汽電解，實現了核能到氫能的高效轉化，有效減少熱電轉換過程中的效率損失。由於高溫氣冷堆（出口溫度 700 950 ）和超高溫氣冷堆（出口溫度 950 以上）具有固有安全性、高出口溫度、功率適宜等特點，是目前最理想的高溫電解制氫的核反應堆：
1) 高溫陶瓷包覆燃料具有高安全性。
2) 與熱化學循環過程耦合。在800 下，高溫電解的理論制氫效率高於50%，且溫度升高會使效率進壹步提高。
3) 核熱輔助的烴類重整利用高溫氣冷堆的工藝熱代替常規技術中的熱源，可部分減少化石燃料的使用，也相應減少了CO2排放。
4) 可與氣體透平藕合發電，效率達48%。
當前，中核集團與清華大學、寶武集團等已聯合開展核能制氫與氫能冶金結合的前期合作，計劃“十四五”期間進行中試驗證，“十五五”期間進行高溫堆核能制氫—氫冶金的工程示範。
對比不同制氫方式，高溫氣冷堆制氫具有成本優勢。
美國能源部在核氫創新計劃下進行了核能制氫經濟性評估，得到的氫氣成本在2.94-4.40美元/kg。此外，IAEA開發了氫經濟評估程序，參與國對核能制氫成本進行了情景分析，在不同場景下得到的氫氣成本在2.45-4.34美元/kg。
核能供暖： 核能供暖即使用核電機組二回路抽取蒸汽作為熱源，通過廠內換熱首站、廠外供 熱企業換熱站進行多級換熱，最後經市政供熱管網將熱量傳遞至最終用戶。
從安全性角度來看，在整個供熱過程中核電站與供暖用戶間有多道回路進行隔離，每個回路間只有熱量的傳遞，而熱水也只在小區內封閉循環，與核電廠隔離，較為安全；而從碳排放角度來看，核能作為零碳能源大大優於傳統熱電廠燒煤供熱。
2021年 11 月 15 日，國家能源核能供熱商用示範工程二期 450 萬平方米項目在山東海陽正式投產；2021年 12 月 3 日，浙江海鹽核能供熱示範工程（壹期）在浙江海鹽正式投運。從遠期來看核能供暖作為零碳清潔取暖手段，具備復制推廣潛力，也有助於我國“雙碳”目標的實現。
4.1 核電乏燃料需妥善處置，我國已確認閉式循環路線
乏燃料指受過輻射照射、使用過的核燃料，由核電站反應堆產生。
核燃料在反應堆內經中子轟擊發生核反應，經壹定時間內從堆內卸出。
乏燃料含有的鈾含量較低，無法繼續維持核反應，但仍含有大量放射性元素，需要妥善處置。
乏燃料處理方式分為“開式核燃料循環”和“閉式核燃料循環”，差異在於“開式”直接將乏燃料冷卻包裝後送入深地質層進行處置或長期儲存，而“閉式”將乏燃料送入後處理廠回收鈾、鈈等物質後再將廢物固化進行深地址層處置。
我國於上世紀 80 年代確立核燃料“閉合循環”路線以提高資源利用率，同時減小放射性廢物體積並降低毒性。
4.2 卸出乏燃料規模持續增長，首套200噸/年處理設施處於建設周期
卸出乏燃料規模不斷增長，供需矛盾日益突出。
國家能源局在2021年7月5日公開的《對十三屆全國人大四次會議第2831號建議的答復復文摘要》（索引號：000019705/2021-00408）中表示，壹臺百萬千瓦核電機組每年卸出乏燃料20-25噸；若按中電聯披露截至2021年12月我國核電裝機5326萬千瓦計算，我國將每年產生乏燃料約1065.2噸-1331.5噸。
據《中國核能行業智庫叢書（第三卷）》，2020年我國產生1100噸乏燃料，乏燃料累積量已達8300噸，預計到2050年累積量達114500噸。
隨著核電規模的不斷擴大和持續運營，我國每年卸出乏燃料的規模將持續增長，核電的繼續發展勢必離不開乏燃料後處理設施的相關配套。
首臺套 200 噸/年處理設施正處於建設周期中，緊迫需求下未來具有確定性發展機會。
據江蘇神通非公開發行 A 股股票預案介紹，我國在建的首套閉式乏燃料處理設施處理能力僅有 200 噸/年，而開式核燃料循環使用到的堆貯存水池容量已超負荷，這與較為龐大的乏燃料年產生量與累積量形成了鮮明對比。
此外國家發改委、國家能源局早在 2016 年的《能源技術革命創新行動計劃（2016-2030 年）》中就明確了要發展乏燃料後處理技術，提出要在 2030 年基本建成我國首座 800 噸大型商用乏燃料後處理廠。
我國核電行業的發展離不開“閉式核燃料循環處理”相關產能的同步推進，市場需求較為緊迫，未來具有確定性發展機會。
受益於核電積極發展的逐步兌現，核電全產業鏈景氣度有望回暖。
核電屬於典型重資產行業，運營期可獲得優質現金流，利用小時數高、度電成本較低、低碳穩定高效等優勢，在碳中和背景下有望迎來發展機遇期。
（1）核電站建設進度不及預期的風險：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；
（2）政策風險：核電行業高度受政府監管，若相關政策出現變化可能會對核電發展產生影響；
（3）核安全風險：若世界範圍內發生核事故，將會對項目推進節奏、核電長期發展空間造成不利影響。
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