“华龙一号”加速批量化建设，核电领域投资展现新空间-网络赌钱app下载

“十三五”期间，中国实施了一批可再生能源项目，非化石能源消费比重提高到15.9%。“十四五”期间的目标是到2030年实现碳排放峰值，到2060年实现净零排放。核能是清洁低碳安全高效可大规模替代化石能源的基荷能源，“双碳”目标下，积极安全有序发展核电是保障我国能源安全的重要选择。中国目前在运行反应堆56座，居于全球第三；在建核电机组24台，保持全球第一。第三代核电技术“华龙一号”进入批量化建设阶段，第四代核电技术也将出海。可关注核电这一战略性新兴产业的前沿进展和可能的投资机会。

一、核电技术日趋成熟，处于“坐三望四”阶段

（一）全球核电发展：处于稳步发展阶段，压水堆技术为主

核电利用铀核裂变所释放出的热能进行发电。核反应堆是装配核燃料以实现大规模可控制裂变链式反应的装置，是核电站的核心装置。反应堆冷却剂将热量由核反应堆堆芯转移至发电机及外部环境。中子慢化剂会降低快中子的速度，生成可维持核链式反应的热中子。

按照冷却剂/慢化剂的不同，反应堆一般可分为轻水堆（包括压水堆和沸水堆等）、重水堆及气冷堆。按照所用的中子能量，反应堆一般可分为慢（热）中子堆或快中子堆。

自从1957年世界第一座商用核电站美国希平港核电站投用以来，经过六十多年的发展，截至2024年4月15日，世界31国在运417台核电机组中，压水堆307台，装机容量294.1gw；沸水堆41台，装机容量43.1gw；重水堆47台，装机容量24.7gw；其他堆型还包括石墨水冷堆11台、石墨气冷堆8台、快中子增殖堆2台、高温气冷堆1台^〔1〕。在运行核电机组数量最多的五个国家依次为美国、法国、中国、俄罗斯、韩国。

截至2024年4月15日，世界16个主要核电国家在建核电机组共计58台，装机容量约为60.4gw。按堆型划分，全球在建压水堆、重水堆、沸水堆和快中子增殖堆分别为50台、2台、2台和4台，装机容量分别为54.4gw、1.2gw、2.7gw和2.1gw，压水堆仍是主流。其中我国在建核电机组共24台，总装机容量约为25.1gw，整体规模继续保持全球第一；其中，2台为快中子增殖堆，其余均为压水堆。印度、土耳其、埃及、俄罗斯在建核电机组分别为7台、4台、4台、4台，装机容量为5.4gw、4.5gw、4.4gw、3.9gw。

（二）中国核电现状：以“华龙一号”为主的三代核电技术批量化建设稳步推进

核电技术发展70余年来，经历了四代演变，技术的更新迭代不外乎围绕安全性、经济性两个主题。全球核电技术目前处于“坐三望四”阶段，第三代核电技术已经较为成熟，第四代核电技术可能会成为大国竞争的下一重点，我国已有布局的四代堆型技术包括高温气冷堆、钠冷快堆、钍基熔盐堆三种。

作为全球为数不多拥有自主完整核工业产业链的国家，截至今天，在不到30年间，中国内地正在运行的反应堆数量从3座增加到56座^〔2〕，居于全球第三；在建核电机组24台，保持全球第一。我国在运、在建、核准待建机组的总装机容量已超1亿千瓦，全国核电产业累计发电约4万亿度，其中2023年发电量为4300亿度，相当于减排二氧化碳约3.2亿吨，为助力实现碳中和目标，应对全球气候变化发挥了建设性作用。核电发电量在当前我国电力结构中的占比达到了5%左右，较10年前的约2%有了大幅度提高。2019年至今，我国陆续核准17个第三代核电项目，合计34台核电机组；其中2022~2023年核准密集，年均达到10台，核电建设进入高质量发展轨道。

“华龙一号”作为我国核电走向世界的“国家名片”，是我国核电企业研发设计具有完全自主知识产权的第三代压水堆核电创新成果，具有双层安全壳、能动与非能动相结合等特征，满足国际最高安全标准，具备批量化建设能力，已成为中国为世界贡献的第三代核电优选方案。2022、2023共核准的20台核电机组中，就有12台采用“华龙一号”技术。“华龙一号”也成功“走出去”到巴基斯坦、阿根廷等其他国家，亮出了中国核电的硬实力。

截至目前，国内共有在运、在建的“华龙一号”核电机组22台。中广核共有12台，1台在运，另有11台在建，分布在广东、广西、浙江、福建等地；中核集团共有10台，4台在运，6台正稳步推进，分别为漳州核电1、2、3号机组，海南核电3、4号机组，金七门1号机组。各在建机组按期推进，安全、质量、进度、经费均得到有效控制。

国外在运、在建的核电机组有3台，巴基斯坦卡拉奇核电2号、3号机组（k-2，k-3）已于2023年商业运行，巴基斯坦恰希玛核电站5号机组（c-5）已于2023年7月14日开工。国外已签署设计采购和施工合同1台为阿根廷阿图查3号机组。

在设备研制方面，“华龙一号”共有设备7万余台套，涉及5300余家配套供货厂商，反应堆压力容器、蒸汽发生器等411台核心装备实现自主化、国产化，装备研发制造能力显著提升，国内首堆工程设备国产化率达到88%。目前，“华龙一号”进入批量化建设阶段，相关设备国产化率已经超过90%。

（三）中国核电前沿：高温气冷堆项目加速落地，第四代核电技术有望出海

2021年9月12日，随着反应堆控制棒逐步提出，石岛湾高温气冷堆核电站示范工程首次达到临界。机组正式进入“带核功率运行”状态，标志着华能集团、中核集团以及清华大学（出资比例依次为47.5%、32.5%和20%）共同研发建设的世界首座球床模块式高温气冷堆示范电站正式启动运行。2023年11月6日，石岛湾高温气冷堆核电站完成168小时连续运行考验，正式投入商业运行。这是我国具有完全自主知识产权的国家重大科技专项标志性成果，也是全球首座第四代核电站，标志着我国在第四代核电技术领域达到世界领先水平。

示范工程集聚了设计研发、工程建设、设备制造、生产运营等产业链上下游500余家单位，先后攻克了多项世界级关键技术，设备国产化率达到93.4%，研发首台（套）设备2200余台、世界首创型设备超660台。

目前国内高温气冷堆储备项目中，山东海阳辛安和江苏徐圩设计为4台“华龙一号”压水堆机组 2台600mwhtr-pm600s高温气冷堆机组，中核东华茂名项目为6台htr-pm600s核电机组。此外，根据商务部网络赌钱app下载官网，目前中国已与沙特、阿联酋等国家和地区签订了高温气冷堆项目合作谅解备忘录，助推高温气冷堆项目在海外的商业化推广。2023年12月，“联合国气候变化框架公约”第二十八次缔约方大会期间，中核集团旗下中国中原与阿联酋核能公司签署《高温气冷堆在阿联酋潜在部署路线图》，国产高温气冷堆出口指日可待^〔3〕。

（四）竞争格局：国内四巨头三梯队，国际较为领先

核电站建设主要集中在沿海地区，具有建设周期长、投资规模大、技术复杂度高的特点。由于核电行业的特殊性及技术复杂性，目前国内只有四家企业持有核电运营牌照，具有核能开发资质，可作为中国核电建设（不含研究堆、示范工程）的控股投资方，分别是中核集团、中广核集团、国家电力投资集团和中国华能集团。其中中国华能集团2020年揽入核电牌照，最晚入局。

国内四巨头大致分为三个梯队。第一梯队是中核集团和中广核，中核集团业务布局大部分在华东地区，如浙江秦山核电站、福建福清核电站、江苏田湾核电站；中广核业务布局大部分在华南地区，包括广东、广西、香港，占比将近七成。

第二梯队是国家电投，国家电投总装机容量虽仅为809万千瓦，但公司在第三代非动能核电技术上较为领先（即为“国和一号”，cap1000），且深耕北方市场，主要在山东、辽宁等地布局，地域优势明显。

第三梯队包括新入局的华能集团，此外，大唐、华电等能源企业也已基本满足控股核电站的要求，未来第五张、第六张核电牌照有望陆续发放，政策和资本“双箭”齐发，有望彻底改变现有核电运营竞争格局。

中国核电在全球市场中处于较为领先地位。目前，中国在建核电机组共24台，总装机容量25.1gw，整体规模全球第一；商运核电机组56台，总装机容量54.2gw，全球第三。而中国第三代核电技术“华龙一号”和“国和一号”在全球范围内都有很好的性价比和安全性，第四代核电技术也处于全球领先水平。

二、核电产业链：以国企为主导，上游对下游议价能力强

核电产业链可分为上游、中游和下游。核电产业链上游为核燃料供应和核电设备制造，代表性参与方有中核集团、中广核集团等。中游为核电站建设和运营，代表性参与方有中核集团，中广核集团，国家电投和华能集团。下游为电力公司，代表性参与方有国家电网、南方电网等。

核电行业具有产业链条长、涉及环节多的行业特征，每个环节又由众多其他环节组成。以“华龙一号”为例，产业链中包含5400多家企业，链条上的企业多分布于长三角地区，以及成都、重庆、沈阳、哈尔滨、大连等地。

（一）产业链上游：核燃料供应与核电设备制造

核燃料元件研制具有高技术难度与国家安全意义，除首炉等必须从国外进口的核燃料以外，所有国产核燃料组件只能从中核建中、中核北方进行采购，上游核燃料元件企业对下游议价能力强。另外，上游核岛设备制造是核电国产化的核心，技术壁垒较高，定价能力较强。

核燃料包括天然铀、浓缩铀、核石墨、硼等，需经历铀矿勘察、采矿、冶炼提取、精制纯化、转化、浓缩、燃料元件制造等步骤，最终生产出核燃料元件。核燃料成本结构中，天然铀占比达50%。核燃料元件研制具有高技术难度且铀矿属国家战略资源，国家授权中核集团对核燃料、铀产品的生产经营和进出口实行专营。世界铀资源分布极不均匀，主要集中在澳大利亚、加拿大、哈萨克斯坦、纳米比亚和尼日尔，这5个国家的铀资源储量之和占全球总资源量的65%。中国的铀矿资源储量较少，且大部分属于非常规铀，埋藏深且开采成本高，中国目前铀资源80%以上需进口。

核电设备行业具有资质壁垒和技术壁垒，竞争格局相对稳定。核电设备主要包括核岛设备、常规岛设备、辅助系统，在核电站的造价中所占比例大致为58%、22%、2%。核电设备市场以国企为主，民营企业活跃于部分细分市场。核电设备中压力容器、稳压器、蒸汽发生器、主泵、堆内构件等专业设备对技术工艺的稳定可靠及安全性能要求极高，且需获得国家核安全局颁发的民用核设备制造许可证，具备这类设备生产资质的企业数量较少，以国企为主；而汽轮发电机组、主机水泵等设备制造企业数量较多，尤其是辅助系统等设备，民营企业参与度较高，市场化程度较高。核电设备各系统的设备数量较多，约有48000多套件，其中机械设备约6000套件，电器设备约5000多套件，仪器仪表约25000多套件，总重约6.7万吨。

（二）产业链中游：核电站建设与运营

产业链中游为核电站建设和运营。核电站建设具有建设周期长、投资规模大、技术复杂度高的特点。核电运营包括管理层、运行层以及支持层，三者合作完成核电运营流程。

核电站的全生命周期大致分为前期准备、土建、安装、调试、运行和退役等阶段。其中，核电站的前期工作复杂且耗时漫长，一般需要5~7年甚至更久，国内在工程建设及安装调试上通常需要5年左右。从核电站整体造价来看，中国三代核电单机组工程建成价平均在200亿元左右，工程建成价是核电站建造成本的主体部分，主要包括工程费用（约占60%）、工程其他费用（约占20%）、基本预备费等费用，建设期利息约占工程建成价的12%。

在运核电项目中，中核集团与中广核装机容量占比达96%。截至2024年4月，我国投入商业运行的核电机组共56台。中广核在运的核电机组共27台，装机容量为3156.8万千瓦，占全国在运总装机容量的54%；中国核电公司控股在运的核电机组共25台，总装机容量达到2375万千瓦，占全国在运总装机容量的42%。

在建核电项目中，国家电投和华能集团装机容量占比显著提升。截至2024年4月，我国大陆共有在建核电机组26台，在建核电总装机容量2974万千瓦。中国核电、中广核、国家电投、华能集团分别拥有12台、7台、3台、2台^〔4〕。

（三）产业链下游：核电运维及供电

产业链下游为电力公司。核电企业将电力卖给电力公司，电力公司再向下游用户输送清洁电力。

从电量端看，核电具有优先调度权，受下游用电需求波动影响较小。核电站一般是按照带基本负荷运行的方式进行设计，为保障机组运行稳定，核电机组基本不参与电网调峰。核电有别于水电和新能源发电，利用小时数不受自然资源影响，从过去几年核电运行情况看，除设备检修外机组基本处于满发状态，在各类电源类型中利用小时数和发电稳定性最高，历年全国核电平均利用小时数均保持在7000小时以上，近几年保持在7500小时以上。

从电价端看，核电电价由两部分构成，部分上网电量执行国家发展改革委核定的计划电价，其余参与市场化交易。核电项目主要分布在经济发达的沿海省份，地处电力负荷中心，一方面具备较好的消纳保障能力，另一方面沿海省份上网电价相对较高，各省核电批复的计划电价均在0.37元/千瓦时以上，在一定程度上保障核电项目盈利能力。

随着中国居民生活水平的不断提高以及中国工业生产规模的不断扩大，预计未来中国整体用电量及用电负荷仍将持续上涨。为保障电力供应，缓解电力供需紧张形势，未来新能源发电仍将保持强劲增势。核电作为清洁性、可开发空间最高的基础负荷电源，有望与新能源发电形成有效互补，提升电力系统运行的安全性和可靠性。

三、核电投资特点：前期投入巨大，后期盈利较强

（一）不同类型电站成本比较

核电作为可以大规模运用的工业能源，与煤电、风电、太阳能比较有明显的经济性优势。与煤电相比，核电从2013年开始实施的二代改进型机组的含税0.43元/千瓦时电价，都普遍低于电站所在沿海各省煤电标杆电价，体现了核电的市场竞争优势。同时，核电成本的包容性大，是全成本，即核电的发电成本中除了燃料费、运行维护费、折旧费、财务费用外，还包括了电站退役的处置费用和对乏燃料的后处理费用。联合国经合组织（oecd）曾有数据显示，欧洲的核电发电成本是光伏发电的1/5.3，风电的1/1.8，是使用ccs褐煤发电的1/1.2；中国的核电发电成本是光伏发电的1/4.7，风电的1/2.1。除了零排放有害气体的环保优势外，由于核电使用的燃料少，百万千瓦机组每年仅消耗燃料25~30吨，而煤电要燃烧煤300万吨，所以燃料开采、运输优势明显。

核电与风电、太阳能相比，单位投资相当，但核电的运行小时数高，每年可以达7000小时以上，稳定可靠，是电网的基本负荷。而风电、太阳能每年有效上网小时数为1500~2000小时，受自然条件影响日间波动大，还需配备煤电、气电、抽蓄等来均衡波动性（调峰、调相、调频），加大电网运行成本。目前各国对风电、太阳能上网电价均实施财政补贴政策，以维持其经济盈利性。若逐步削减或取消财政补贴，风电、太阳能的盈利性将下降。而电价中不含财政补贴并且实施标杆电价核电的盈利性具有长期稳定性和政策保障性。

（二）世界上第三代核电技术成本比较

核电站造价高，其主要原因是设计、材料、制造工艺的核级质量要求高，设备制造成本一般比常规设备高40~50%，为了核安全和环保要求，设备中很大部分是安全冗余的。目前国内已建成投产的第二代改进型技术机组，单位造价达13000元/千瓦，建设中的首批第三代核电机组在16000元/千瓦~20000元/千瓦。而在国外，第三代核电机组的单位造价预计高达5000美元/千瓦以上。

核电造价是动态发展的，具有明显的地域性和时效性特点，而公开数据通常是静态具体的，且国内外公开核电造价数据在统计口径和费用构成上存在差异，难做到严格对比，但仍可对总体水平进行比较。可看出，国外近期在建核电机组造价水平普遍大幅高于国内，不同机型间存在不小差异。以ap1000为例，美国ap1000首堆造价水平为国内ap1000首堆的4倍，预计批量化造价水平也将是国内的2.5~3倍。

国内外核电造价水平相差大的主要原因有：一是人工工资水平以及核能行业生产和管理流程的差异，使得国外的人工成本、管理成本等显著高于国内。二是我国核电建设节奏虽有起伏，但保持连续建设，建造队伍相对稳定、经验丰富并有序传承，而国外核电建设已停滞数十年，建造队伍断档，建造能力弱化，建造工期延长，除了人材机等资源消耗增加之外，建设期利息等财务成本进一步增加。

核电站商业模式非常类似于大型水电项目，其经营过程是电力市场需求和技术分析、项目选址、技术选择、设计、建设、发电运营、退役；其财务特点是投资巨大，固定成本高（包括折旧、贷款利息、退役基金）、变动成本较低（其中燃料费、乏燃料基金占总成本的约25%）；上网电价固定（国家发展改革委规定二代改进型机组电价为含增值税0.43元/千瓦时），并不高于当地煤电标杆电价；客户（电网）稳定，按国家政策优先于煤电上网发电，具有较高的上网负荷因子；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，盈利前低后高，其内部收益率（irr）经历由负转正的过程，在投产25~30年后达到9%的水平。

按照国内核电厂费用性质划分，工程建成价由建筑工程费、安装工程费、设备购置费、工程其他费用、基本预备费、2/3首炉核燃料费和动态费用组成，其中，建筑工程费、安装工程费、设备购置费合为工程费用。当前，国内三代核电双机组工程建成价平均在400亿元人民币左右，典型的造价构成如图所示。

在中国，尽管核电站建设周期较长，前期投资巨大，但建成投入运营之后，后期的盈利能力较强，甚至有比喻称“投运后的核电站是几乎不停的印钞机”。对于目前首批造价较高的三代核电，将通过提高负荷因子、延长寿期等手段增加发电量，同时控制成本和电价，保证投资收益。后续三代核电的建设将通过设计、设备制造国产化，国内建设管理经验和能力的运用，机组数量的扩大，标准化建设等措施降低单位造价，使核电的经济性得到延续。按目前市场情况测算，每台“华龙一号”机组全寿命期内在国内创造产值将超过2000亿元，并提供超过15万个就业岗位。另外，每出口一台“华龙一号”机组，将为我国带动相关机电产品和材料出口近200亿元。

四、核电战略性新兴产业投资机会

不论是第三代核电技术的继续批量化建设与“走出去”，还是第四代核电技术的推广与继续落地，前期投入都是巨大的，市场参与者主要是央国企，在无核电牌照情况下，其他企业只能是财务投资于核电站的建设运营。核电产业链上游厂商和供应商专业细分程度高，自主研发能力强，投资方可以考虑对这些企业进行投资。核电站投入商运后，安全又稳定，收入和盈利水平稳定，运行寿命长，可以作为非常好的压舱石项目。因此可以长期关注以“华龙一号”技术为代表的第三代核反应堆的建设和运营，以及关注以高温气冷堆技术为代表的第四代核反应堆的持续落地和技术出口。

此外，一些前沿的研发方向如小型模块化反应堆等，也需要持续关注并考虑可能的投资机会。在可控核聚变能够实现之前，核裂变仍然是灵活电力的重要来源。

（一）核能领域“移动充电宝”：小型模块化反应堆

净零挑战刺激了小型模块化反应堆技术发展。在2050年净零排放情景中，到2050年，有一半的减排得益于小型模块化反应堆等各种技术，但这些技术目前还没有实现商业化。小型模块化反应堆通常指容量小于300兆瓦的先进核反应堆，拥有强大的制度支持，美国为此设置了大量补助，加拿大、英国和法国也加大了支持力度，可以吸引私人投资者，为核工业带来新参与者和新供应链。

小型模块化反应堆的资本成本较低且本身具有安全和易于废物管理的属性，同时项目风险较小，有利于提高社会接受度并吸引私人投资到研发、示范和发展之中。小型模块化反应堆还可以重复利用退役化石燃料发电厂的场地，将已有的传输、冷却水和熟练劳动力资源利用起来。此外，还可用于热电氢联产领域。

全球有80多个小型模块堆设计和概念。其中大多数处于不同的开发阶段，有些声称近期可部署。阿根廷、中国和俄罗斯目前有四个处于后期建设阶段的小型模块堆，一些现有和新晋核能国家正在进行小型模块堆的研究和开发。

2023年8月10日，全球首个陆上模块化小型核反应堆“玲龙一号”核心模块在海南昌江吊装成功。2024年，“玲龙一号”项目持续达成重要里程碑，包括外穹顶吊装完成以及220kv辅助电源线路和辅助变压器完成冲击并进入24小时试运行阶段，4月10日220kv辅助电源倒送电工作成功、数字化控制系统机柜就位并启动安装调试。相比于大型反应堆，“玲龙一号”的功率只有12.5万千瓦，虽然功率低，但胜在占地面积小、安全性高、建造周期短、部署灵活，被视作核能领域的“移动充电宝”。每台“玲龙一号”机组每年发电相当于减少二氧化碳排放88万吨，相当于植树造林750万棵。

（二）核能商业化综合利用：数据中心等对灵活电力需求增加

数据中心的本质是把电力转换为算力，快速增长的需求叠加“双碳”目标的影响，数据中心可持续发展成为关键问题，核能可以为数据中心提供绿色网络赌钱app下载的解决方案。根据信通院发布的《2023智能算力发展白皮书》显示，2022年全球智能算力增速为25.7%，中国增速高达41.4%。预计未来五年全球算力规模将以超过50%的速度增长，未来数据中心对电力的需求将快速增加。

2024年3月，亚马逊云服务（aws）以6.5亿美元收购了位于宾夕法尼亚州的talen energy旗下的cumulus数据中心园区。该园区紧邻talen energy的susquehanna核电站，可为数据中心提供充足的清洁电力，而talen energy将与亚马逊签署为期10年的电力购买协议（ppa）。与传统的大型反应堆相比，小型模块化反应堆体积更小、造价更低，更适合为数据中心供电。green energy partners计划在弗吉尼亚州surry核电站附近建立一个数据中心和能源园区，计划建设20~30个数据中心，同时建立4~6座小型模块化反应堆和现场制氢设备^〔5〕。微软、谷歌等公司也在积极研究小型模块化反应堆（smr）等新型核电技术在数据中心领域的应用前景。

中国高温气冷堆商业化逐步落地，供热供汽正在实践。2024年3月27日，山东荣成石岛湾高温气冷堆核电站的核能供暖项目正式并网，标志着中国第四代核能供热系统首次为城镇居民提供供暖服务，实现了在四代核能综合利用上的重大突破。该项目通过高温气冷堆蒸汽系统提取的高温蒸汽来加热换热器中的水，生成高温水，高温水随后被送往市政和电站力能区的换热站进行二次换热，最终转化为供居民供暖用的热水。

而中核集团自主设计建造的“玲龙一号”预计于2026年上半年并网发电，建成后年发电量可达10亿千瓦时，满足52.6万户家庭生活所需。也更加适用于城市区域供热、工业供汽、海水淡化、石油开采、偏远地区及孤网热电联供、燃煤热电机组替代等多用途。“玲龙一号”不仅适用于多场景的核能综合利用，而且将成为我国核能“走出去”的重要名片，未来可以在其他国家推广。因此后续可持续关注核能商业化综合利用的投资前景。

（国新咨询）

注释

〔1〕 来自国际原子能机构（iaea）网络赌钱app下载官网，参考网址：https://pris.iaea.org/pris/worldstatistics/operationalreactorsbycountry.aspx。

〔2〕 资料来源于iaea统计更新的数据，数据更新日期为2024年4月15日。https://pris.iaea.org/pris/countrystatistics/countrydetails.aspx?current=cn。

〔3〕 根据北极星电力网新闻整理。

〔4〕 数据参考自中核智库统计，国新研究院整理。

〔5〕 美国核协会网络赌钱app下载官网，