2021年核电设备行业深度报告9689.pdf

2021 年核电设备行业深度报告 核电是政策把控行业，设备需求取决于新开工核电站的数量和国产化率。核电具有技术密集、资金投入大等特点，同时涉及安全和公众舆论，因此核电是一个由政策把控的行业，国家通过发放路条控制新建核电站的审批和开工。核电设备的需求则取决于核电开工数量及国产化率。其中核电开工数量主要受到国家政策的影响，而国产化率则受到可批量化建设的核电技术路线影响。从中短期来看，我国核电市场发展主要受到国产三代、四代核电技术的成熟性以及“碳中和”的驱动；长期来看，核电发展主要受到国内能源结构改善的需求驱动。复盘过去十年核电指数，可分为四个阶段：1）2011-2015 年：福岛核事故后，国内核电进行了历时一年半的安全检查，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。同时德国、意大利、瑞士等提出了“弃核”的主张，公众对于核电安全性的担忧有所增加。新机组审批速度放缓+舆论压力导致核电行业发展放缓，核电指数持续下行；2）2015 年：“十二五”规划收官之年，核能协会、国家能源局等相关人员均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 台新机组被审批，核电重启预期升温，核电指数大幅上涨；3）2016-2018 年：2015 年审批 8 台机组之后，虽然国家政策多次提到过核电建设目标，但并无新核电机组审批，主要原因，一方面是福岛事故后公众舆论压力仍然存在；另一方面，福岛核事故后，新机组要求具备三代安全性，2018 年之前国内三代核电并无商运投产案例，因此整体审批较为谨慎，核电指数走弱。4）2019 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 年国家核准 5 台机组，审批和开工节奏明显加快，同时在“碳达峰”、“碳中和”等大力发展绿电背景下，核电指数回升。核能发电原理及核反应堆简介 核裂变能通过链式反应释放。核裂变，又称核分裂，是指由重的原子核（主要是指铀核或钚核）分裂成两个或多个质量较小的原子的一种核反应形式。原子弹或核能发电厂的能量来源就是核裂变。其中铀裂变在核电厂最常见，当热中子轰击铀-235 原子后，一个铀核吸收了一个中子可以分裂成两个较轻的原子核，在这个过程中质量发生亏损，因而放出很大的能量，并产生两个或三个新的中子，新中子再去撞击其它铀-235 原子，从而形成链式反应。核电为受控的裂变能。链式裂变反应释放的核能可以进行人为控制，通过在铀的周围放一些强烈吸收中子的“中子毒物”(硼、银、铟、镉等)，使一部分中子还没有被铀核吸收引起裂变时，就先被“中子毒物”吸收，这样就可以控制中子的产生速度，使得核能缓慢地释放出来。核电站就是通过插入和提出中子吸收控制棒实现对核反应堆中核能释放速度的控制。核电站通过核能、热能、机械能、电能的能量转换路径实现发电。核能发电基本原理是核裂变产生能量加热水生成蒸汽，将核能转变成热能；蒸汽压力推动汽轮机旋转，热能转变为机械能；然后汽轮机带动发电机旋转发电，将机械能转变成电能。以当前的主流压水堆核电站为例，其能量转换借助于三个回路来实现。在一回路中，反应堆冷却剂（通常为水）在主泵的驱动下进入反应堆，流经堆芯后带走核燃料裂变产能的能量，进入蒸汽发生器将热量传递给二回路的水，然后再流回到主泵，循环往复；在二回路中，二回路水通过热交换被一回路的水加热生成蒸汽，蒸汽再去驱动汽轮机，带动与汽轮机同轴的发电机发电，做功后的剩余蒸汽再经三回路冷却为液态水后，再次进入蒸汽发生器循环；在三回路中，三回路冷却水通过凝汽器冷却二回路做功后的蒸汽，带走剩余的弃热。商用核电反应堆根据反应堆冷却剂/慢化剂和中子能分类。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）中子堆或者快中子堆。压水堆是目前世界上最普遍的商用堆型。目前世界上核电站采用的反应堆有压水堆、沸水堆、重水堆、石墨气冷堆、石墨水冷堆以及快中子增殖堆等，但比较广泛使用的是压水堆。压水堆以普通水作冷却剂和慢化剂，是目前世界上最普遍的商用堆型。全球范围内大多数用于发电的在运及在建核反应堆采用压水堆技术。根据国际原子能机构的统计，截至 2022 年 02 月 28日，全球在运核电反应堆共 439 座，其中采用压水反应堆技术的共 304 座，占比达到 69.3%，相较于 2017 年（65.2%），压水堆核电站占比提升约 4 个 pct。国内核电发展现状：在运机组 53 台，在建机组 19 台 截至 2022 年 02 月 28 日，我国所有在运（以首次并网为准）、在建（以浇灌第一罐混凝土为准）核电机组均为沿海核电站，在运的核电机组共 53 台，装机容量约 5465 万千瓦，在建核电机组共 19 台（包括快堆 2 台、小堆 1 台），总装机容量约 2148万千瓦。其中，在建机组中有一半以上采用的是华龙一号。此外，徐大堡 4 号机组已获得核准，暂时还未浇灌第一罐混凝土（FCD）。核电预期形成批量化建设趋势：华龙一号成为首选堆型 核电预期形成稳定批量化建设。从政策角度，核电迎来较为确定的政策空间。2021 年的政府工作报告中提出：在确保安全的前提下，积极有序的发展核电。这是自福岛核事故以来，政府工作报告中首次使用“积极”一词提及核电发展；十四五规划中也明确表示“积极有序推动沿海核电建设”；同时，2019-2020 年，国家连续两年每年核准新机组 4 台，2021 年国家核准了 5 台机组（4 台压水堆、1 台小型堆），显示了国家对于核电持积极的政策态度；从技术角度，国内目前主要采用的三代核电技术是华龙一号和 VVER1200，两种型号技术均有机组成功商运，验证了其安全性和可靠性，具备批量化生产的条件；从能源结构上讲，核电低碳、清洁优势显著，但核电发电量占比较低（2021 年仅占全国发电量的 5.02%），我国碳减排和环保需求愈加强烈，发展核电是改善能源结构的必然选择；从宏观电力需求，我国2015-2021 年全社会用电量年复合增长率为 6.96%；2015-2021年发电量年复合增长率为 6.60%，电力需求持续增长。因此，在政策明确+技术成熟+碳中和的三重驱动下，叠加国内电力需求持续增加，国内核电转向积极有效发展新阶段，预期形成较为稳定的批量化建设阶段。华龙一号海内外全面开花，为核电建设首选堆型。世界首台 EPR 机组台山核电以及 AP1000 机组三门核电在 2019 年先后顺利并网，同时，采用我国自主研发的第三代核电技术华龙一号的首台机组—福清核电5号机组在2020年也顺利并网，预示着三代核电技术的成熟落地。目前“华龙一号”已成为国内核电新项目的首选，在国内 19 台在建机组中，有 10 台采用了华龙一号技术，同时，巴基斯坦卡拉奇核电 2 号顺利商运，标志着华龙一号技术出海成功，“华龙一号”在海内外全面开花。华龙一号技术在国内、国外的成功应用为新核电项目审批奠定了良好的基础。核电低碳、清洁优势显著，核电发电量绝对值、占比较低 我国碳排放减排和环保需求强烈，发展核电是改善能源结构的必然选择。2021 年 10 月 24 日，中共中央国务院联合发布了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，提出：1）到 2025 年，单位国内生产总值能耗比 2020年下降 13.5%，单位国内生产总值二氧化碳排放比 2020 年下降18%，非化石能源消费比重达到 20%左右；2）到 2030 年，单位国内生产总值二氧化碳排放比 2005 年下降 65%以上；非化石能源消费比重达到 25%左右；3）到 2060 年，非化石能源消费比重达到 80%以上，碳中和目标顺利实现。意见中提及的 2030年的非石化能源消费占比相较我国在巴黎协定中做出的承诺进一步提升 5%。同时也首次提及了 2060 年非化石能源消费占比目标。根据国家能源局最新统计数据，2021 年全国商运核电机组累计发电量为 4071.41 亿千瓦时，与燃煤发电相比，核能发电相当于减少燃烧标准煤 11558.05 万吨，减少排放二氧化碳30282.09万吨、二氧化硫98.24万吨、氮氧化物85.53万吨。因此不论从碳排放减排需求还是环保需求出发，发展核电都是我国改善能源结构的必然选择。核电发电与其他清洁能源相比，在发电效率、稳定性等多方面上具备明显优势。从碳排量看，核电碳排放量与风电持平，低于光伏，而水电每发一度电的碳排放量约是核电发电的 10倍；从年均利用小时数看，2020 年核电的年均利用小时数约7427 小时，几乎是风电的 3.5 倍和水电的 2 倍，显示了极高的发电效率；从稳定性来看，核电发电不受季节和地理环境的影响，可以全年发电，是电力供应基荷电源的最优选择，而风电和太阳能发电受限于环境限制，一方面主要分布在西北地区，受当地电力消纳能力影响会存在一定的弃风弃电现象，另一方面发电的间歇性表现明显，如需稳定供电需要储能技术，目前储能技术还未完全成熟；从发展空间来看，可规划核电厂址超200 台机组，发展空间极大，水电发展国内装机量已达全球水电总装机量的 1/4，产能接近瓶颈，发展有限；从单位投资成本来看，核电高于光伏和风电，但综合考虑利用小时数和电站使用寿命，同时若考虑光伏和风电的储能系统配置，则核电仍然具备一定优势。我国核电发电量占比仍较低，与其他国家对比发展潜力巨大。根据国家能源局最新统计数据，2021 年全国累计发电量为81121.8 亿千瓦时，商运核电机组累计发电量为 4071.41 亿千瓦时，约占全国累计发电量的 5.02%，远远低于占比约 71.13%的火电发电量。同时，从全球核电发电占比来看，国内核电发电占比远低于全球平均水平，仍有较大的提升空间。我国全社会用电量创近五年新高，电力需求持续增长。我国全国全社会用电量增速自 2015 年以来持续回升，2021 年同比增长 10.30%，达到近五年的最高值。受益用电需求持续上市，国家从需求端考虑增加核电新项目审批因素进一步增强，核电有望形成稳定的批量化建设。政策积极、技术成熟，批量化建设条件已备 2021 年多个政策支持核电发展，政策态度变得更为积极。根据 国民经济和社会发展第十四个五年规划和 2035 年远景目标纲要，“十四五”时期我国将建成华龙一号、国和一号、高温气冷堆示范工程，积极有序推进沿海三代核电建设，核电运行装机容量达到 7000 万千瓦。同时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 2030 年，在运装机容量达到 1.2 亿千瓦。截至 2021 年 02 月 28 日，我国运行核电机组共 53 台，在建机组 19 台，总装机容量为 7612 万千瓦，按照单机组容量 125 万千瓦估算，假设核电建设周期为 5 年，预计 2025 年前需要新开工 35 台核电机组。同时在 2021 年的 政府工作报告中，核电发展方针已由 2018 年的“稳妥推进核电发展”转为“在确保安全的前提下积极有序发展核电”。三代核电技术成熟，已具备批量化建设条件。目前国内在建三代核电技术包括华龙一号和 VVER1200，技术路线以华龙一号为主。华龙一号是充分利用现有设计技术和装备制造体系、渐进式改进形成的三代核电技术，95%的设备采用成熟的设计和制造工艺，关键设备如主泵、蒸汽发生器、数字化仪控系统（DCS）等均采用成熟定型产品，具有丰富的工程应用和运行经验。目前华龙一号国内首堆——福清 5#机组、海外首堆——巴基斯坦卡拉奇核电 2 号均已成功商运；VVER1200 在俄罗斯已有四台机组商运，两种技术路线均具备了批量化建设的条件。核电沿海待建机组超 70 台，可满足近 10 年建设需求 截至 2022 年 02 月，根据现有数据统计，沿海厂址待建机组数至少有 72 台。按现有规划的目标，厂址可满足 2022-2030年均 6-8 台新建机组建设需求。核电产业链概况 核电产业链主要分为核电站建设、核电站运营、核燃料供应以及核废料处理等环节。其中核电站建设流程主要包括核电设计、核电设备制造、土建施工与设备安装、调试等流程。核电站设计是指根据建设工程的要求，对建设工程所需的技术、经济、资源、环境等条件进行综合分析、论证，编制建设工程设计文件的活动；核电设备制造包括核岛设备、常规岛设备和辅助设备系统（BOP）等设备的制造；土建施工与设备安装是根据工程所确定的标准、设计文件、图纸，经过现场土建和安装施工的集成，最终把设计蓝图转换成系统完整、功能齐全的核电站，主要包括核岛、常规岛及 BOP 厂房的施工和建设；调试是核电站设计、制造、施工、安装完成后，用调整试验的手段进行质量和性能符合性的检验，检查缺陷和消除缺陷的过程；核燃料供应主要包括铀矿的开采、加工及燃料棒的供应；核电站运营是指核电站发电及日常维护管理工作；核废料处理主要是对核废料短期存放、后期处理、运输、永久掩埋等工作。核电站建设流程概况 核电站建设是包括前期策划、初步可行性研究、可行性研究、设计、采购、设备监造、施工、安装、调试、移交运营等一系列过程的总集成。我们以第一罐混凝土浇灌日（FCD）为分界点将核电站粗略分为 2 个大的阶段。FCD 是一个核电工程的“零点”，是一个核电站建设的重要里程碑，标志着前期准备工作的结束和核电现场土建工程的正式开工，通常意义上的核电审批通过后是以此节点进行确认。FCD 之前，核电站建设主要工作包括前期咨询、前期准备工程和开展核电站总体及初步设计等，一般至少 5 年以上。前期咨询的目的是为核电建设项目投资决策提供咨询，其核心是选择一个能实现最佳投资的合适厂址，通常主要包括厂址普选、初步可行性研究和可行性研究三个阶段。厂址普选完成后核电站建设可列入国家规划；初步可行性研究完成后可获取“小路条”，允许核电站开展四通一平、负挖等前期准备工程；可行性研究完成后即具备了项目核准的必要条件；此后顺利通过安全、环境两平报告审查之后，核电站将有望获取建造许可证，实现FCD。在项目核准之后，核电站同时开始开展核电站的总体及初步设计。FCD 之前的阶段一般至少需要 5 年以上时间。FCD 之后，核电站建设主要工作包括设计、采购、施工、调试直至移交运营等环节，一般至少 5 年以上。核电站设计即指按照规定的规范、标准、设计导则和设计程序，在相应的设计体系和设计平台上，运用专业技能知识和经验，编制和出版设计文件、图纸、计算书、技术规范书等活动过程，贯穿核电站建设始终，总共历时约 10 年左右；设备采购在设计工作完成之后陆续展开，等待设备制造完成后，根据项目施工进展陆续运输至现场进行安装调试；核电站施工是根据工程所确定的标准、设计文件、图纸，经过现场土建和安装施工的集成，最终把设计蓝图转换成系统完整、功能齐全的核电厂，主要包括土建施工（2 年）和设备、系统安装工程（2 年）；调试是核电站设计、制造、施工、安装完成后，用调整试验的手段进行质量和性能符合性的检验，检查缺陷和消除缺陷的过程，通常历时1 年；调试完成后将进行工程移交，核电站进入准备商运阶段。核电站建设中主要包括穹顶吊装、EESR、热试完成、装料及并网等关键里程碑。穹顶吊装完成意味着土建工程结束，核电站将全面转入以设备安装为主的施工阶段；EESR（EndofErectionStatusReport）意味着某一系统/子系统的安装完成，该系统转入调试阶段；热试全称热态功能试验，是核反应堆装载核燃料前的综合性能试验，热试完成意味着核电站具备装料条件；装料指的是装载核燃料，作为核电站建设中有核与无核的分界点，它是核电站并网发电前最后的一个关键环节；并网发电意味着核电站建设基本完成，具备商运条件。预计核电市场规模 2025 年前超 4000 亿元 根据中国核能行业协会发布的 中国核能发展与展望(2021)预测，我国三代核电按照每年 6-8 台的节奏，实现规模化和批量化发展。以华龙一号机组作为后续待建机组的代表机型估算，单台机组装机功率 116 万千瓦，造价以批量化建设后 15700 元/千瓦估计，对应单台核电机组造价大约 182 亿元，保守按照年均开工 6 台核电机组计算，每年核电市场规模 1093 亿元，2025年前核电市场规模 4371 亿元。核电站投资中，核电设备投资占比约 50%，据此估算每年核电设备市场规模约 546 亿元，2025年前核电设备市场规模约 2185 亿元，其中核岛设备投资占比约一半；基础建设占比约40%，2025年前其市场规模约1748亿元；其他辅助设施占比约占 10%，2025 年前市场规模约 437 亿元。核电产业链核岛关键零部件毛利率最高。从产业链的毛利率来看，核岛关键零部件的利润率最高，高达 45%左右，其次是电站运营（36%）和核岛设备（35%），常规岛设备和施工建设利润率约为 10%。将核岛和常规岛的主设备的毛利率进行比较，堆内构件的利润率最高，高达 61%，其次是主泵（40%）和铸锻件（38%），再次为汽轮机（30%）和蒸汽发生器（28%），发电机、压力容器和汽水分离器的毛利率均较低，分别为 22%、20%和19.8%。核电设计：中核、中广核占领主要市场 我国核电设计环节主要由中国核动力研究设计院、深圳中广核工程设计有限公司、国核电力规划设计研究院及上海核工程研究设计院等四家公司承担，其中中国核动力研究设计院和深圳中广核工程设计有限公司占据主要市场。中国核动力研究设计院是中国商用核电站设计的排头兵。中国核动力研究设计院隶属于中国核工业集团公司，2002 年设计的秦山核电二期工程核反应堆及反应堆冷却剂系统投入使用，是其进行商用核电站自主设计的起点，该电站是我国第一座自主设计、自主建造、自主调试和自主管理运行的商用核电站；中核设计院设计的岭澳二期工程，是我国首次自主设计的百万千瓦级大型商用压水堆核电项目，2010 年 3 号机组成功并网并投入商运，标志着我国已基本具备百万千瓦级核电研究设计的能力。截止目前，中核设计院承担了 20 台机组的核电工程设计任务，设计范围从反应堆及反应堆冷却剂系统及相关仪控系统扩展到核蒸汽供应系统。深圳中广核工程设计有限公司后来居上，承建核电机组最多。深圳中广核工程设计有限公司是我国首家集核电站核岛、常规岛、电站辅助设施及全厂总体设计为一体的核电、火电工程设计高新技术单位。公司创建于 2005 年 5 月成立，隶属于中广核集团。国核电力规划设计研究院主要负责 AP1000 三代核电技术的引消吸及再创新工作。国核电力规划设计研究院是国内 AP/CAP三代核电（CI+BOP）研究、规划、设计的引领者，全面参与 AP1000三代核电技术的引进、消化、吸收和再创新，完成山东海阳核电一期工程设计，国内第一家具备 AP1000 三代核电常规岛全过程设计能力，承担具有四代特征的荣成高温堆核电、国家重大专项 CAP1400 核电、徐大堡核电、白龙核电等工程常规岛设计，在山东、黑龙江、广西等十余个省份开展核电选址和前期工作。上海核工程研究设计院是国内首家由核蒸汽供应系统开发、设计，直至完成核电厂工程设计，并经建造、运行验证，深刻经历了核电技术自主化发展过程的研究设计院，也是我国第一座自行研究、设计、建造的秦山核电站的总体设计院。此外，上海院完成中国第一个核电站出口项目——巴基斯坦恰希玛核电站总包设计，通过第三代核电技术 AP1000 技术的引进消化吸收再创新工作，研发出具有世界先进水平的大型先进压水堆核电型号——国和一号（CAP1400），目前正承担着 AP1000 依托项目工程设计、重大专项 CAP1400 型号设计、CAP1700 方案设计、小堆方案研发、四代堆预研以及国内28 个机组技术服务与运行支持、技术改造。设备制造：国企垄断为主，细分领域民企快速成长 核电设备主要分为核岛设备、常规岛设备和辅助设备系统（BOP）。核电站主要由核岛和常规岛组成，核岛主要用于核反应堆的运行，常规岛主要用于将核反应堆产生的能量转变为电能。核岛主设备主要包括核反应堆（包括堆芯、压力容器、堆内构件）、反应堆冷却剂泵、蒸汽发生器、控制棒及驱动机构、稳压器、主管道等，常规岛设备主要包括汽轮机、发电机、汽水分离再热器等。辅助设备系统即核蒸汽供应系统之外的部分，包括供热通风与空气调节系统（HVAC 系统）、排水系统等。四大国企垄断主要设备市场，民营企业细分领域占据优势地位。核电设备行业存在较高的行业壁垒。从技术壁垒上讲，核电关键设备技术难度大，技术门槛高，同时核电对安全和质量的要求需要技术相对成熟可靠，一般需要供货商有过往的供货业绩；从准入资质壁垒上讲，企业生产核电设备需要获得民用核设备的设计制造资质，其中核一级、二级资质获取难度极大，需要企业长期的技术积累和资本投入；从资金壁垒上讲，核电设备生产需投入大量资金用建设厂房和购买专用设备，而且核电设备合同金额大，周期长，也将占用大量流动资金。正因为以上原因，核电市场呈现垄断竞争的态势。核电站主设备主要由上海电气、东方电气、哈电集团、中国一重及中国二重垄断，包括反应堆压力容器、堆内构件、控制棒及驱动机构、稳压器、蒸汽发生器、汽轮发电机、主冷却剂泵等；近年来，部分民营企业占据细分领域主导地位，并通过产品线延伸进一步发展。应流股份在主泵泵壳取得主导地位，江苏神通、纽威股份、中核科技等企业在阀门市场取得主导地位。核电设备投资中，主设备投资占据主要份额。核岛中，各核岛设备的投资占比分别为：压力容器约 24%，堆内构件约 6%，反应堆冷却剂泵约 8%，蒸汽发生器约 17%、控制棒及驱动机构约 4%、稳压器 2%，阀门约 12%、主管道约 3%、燃料运输系统约4%，其他约 20%；常规岛中，各常规岛设备的投资占比分别为：汽轮机约 24%，发电机约 18%，汽水分离再热器 12%，其他 46%。土建施工与设备安装：核岛中国核建独大，常规岛多强并存 核电站的土建工程与设备安装主要包括前期准备工程、土建工程和设备安装及其他核电站相关工程，其中前期准备工程是核电站 FCD 正式开工前的阶段，土建工程和设备安装是核电建设中的阶段，两者均可以细分为核岛、常规岛以及 BOP 的施工和安装。一般而言，有关核岛的土建施工和安装难度最高，常规岛次之。核电站核岛土建工程与设备安装呈现中国核建一家独大的竞争格局。核岛建设工程的难度与特殊性最高，一直以来几乎都被中国核工业建设集团有限公司一家垄断，其中子公司中核工业华兴建设有限公司主要负责核岛土建施工业务，中核二三建设公司负责核岛设备安装业务。中国核建是国内外唯一一家连续 30 余年不间断从事核电建造的企业集团，承担了我国大陆和出口的所有核电机组的建造任务，掌握了包括压水堆、重水堆、实验快中子堆、高温气冷堆等各种堆型、各种规格系列的核电建造能力，具备同时承担 40 台核电机组的建造资源和能力，中国核建正在承建的核电项目包括红沿河、徐大堡、昌江、防城港、福清、田湾、漳州、太平岭、三澳、以及巴基斯坦卡拉奇等 10 个项目共 18 台机组，是世界上在建机组数量最多的企业，中国核建在市场中处于绝对主导地位。另外，广东火电工程总公司参与部分核岛设备安装业务。核电站常规岛土建工程与设备安装呈现多强并存的局面。在常规岛土建工程中，中国建筑第二工程局有限公司和中核工业华兴建设有限公司共同占据主导地位，中建二局参与承建了大亚湾核电站、岭澳一期、二期、台山、红沿河等多个核电站的常规岛土建工程；常规岛与辅助设备安装准入门槛相对较低，且与火电站相应工程相似度较高，各大型火电建设企业也纷纷想要分一杯羹，如广东火电工程公司、浙江火电建设公司等，广东火电工程公司先后承建了岭澳核电站常规岛设备安装、台山核电站常规岛及 BOP 安装、阳江核电厂常规岛及 BOP 安装、海南昌江核电站 1、2 号机组常规岛及 BOP 安装等工程任务，广东火电工程公司先后参建了秦山核电、方家山核电、三门核电等 14 台核电常规岛装机工程任务。核燃料供应：中核一家独大 核燃料循环是指核燃料进入反应堆前的制备和在反应堆中燃烧及以后处理的整个过程，包括铀的采矿、加工提纯、化学转化、同位素浓缩、燃料元件制造、元件在反应堆中使用、核燃料后处理、废物处理和处置等。核燃料是指含有易裂变核素，能够在反应堆内实现自持链式核裂变反应的物质。它是核电机组持续输出电力的能量之源。当今核电站使用的核燃料主要是铀 235，且纯度需达到 3%（而铀 235 在天然铀中的含量仅为 0.71%），因此铀燃料的生产、供应是核燃料的重点。天然铀是以矿石形式存在的，经过勘、探开采、水冶铀转化与浓缩等过程，最终送往核燃料加工厂制造，目前核燃料主要由中核下属的铀业公司进行制造。由二氧化铀组成的燃料芯块是核燃料元件棒最核心的材料，是反应产生热量的主要原料。铀矿石经过水冶厂冶炼提纯后，得出铀矿粉俗称黄饼，黄饼经过复杂化学反应和浓缩等步骤，将天然铀中丰度 0.7%左右的铀 235，逐步浓缩到 4.5%左右，这个过程是以六氟化铀形式存在的。六氟化铀再次经过转化，变成氧化铀，然后经过制胚、在摄氏 1750 度的高温下的氢还原环境中烧制 20 个小时烧结成氧化铀陶瓷，也就是所谓的核燃料（芯块）了，燃料芯块，按照一定要求装入锆管中，加上相应附件，封装后就成了燃料棒。我国铀矿主要依赖进口。我国铀矿勘查程度较低，探明有限，我国的已经发现的铀资源并不丰富，仅占全球 1.3%，大量的铀资源需要进口。近年来，随着铀矿勘察的不断深入，临近的蒙古、哈萨克斯坦跟中国的边境地区都发现大量的铀矿矿床，说明了我国铀矿资源潜在总量较大，前景广阔。一般情况下，铀矿从勘探到开采周期很长，地质勘探从普查到详查再到正式提交储量，需 10 年左右时间，而此后的矿山建设还需要 4 年左右时间。随着我国天然铀矿需求的逐年上升，中期内中国对铀矿的需求缺口巨大。铀矿供给国内采矿中核独大、中广核海外采矿量领先。2018年以前，我国的铀矿资源由政府严格把控，即便是对国内企业的资质要求都非常严格，进入该领域者寥寥无几。长期以来，中核集团在国内铀矿勘察、开采方面一家独大，中国唯一的完整的核燃料循环产业体系。其子公司中国核燃料有限公司公司是中国最主要的核燃料生产商、供应商、服务商，并为我国所有投运核电站提供优质的核燃料。核电站运营：中广核、中核二分天下 我国核电站运营主要由中广核、中核二分天下。截止 2022年 02 月，我国已运营的核电机组共 53 台，大部分分布在广东、福建、浙江、广西等沿海地区。其中，中广核管理在运核电反应堆 25 座，中核管理在运核电反应堆 25 座，同时国电投管理在运核电反应堆 2 台，华能 1 台；此外，我国共有在建核电反应堆数 19 座，分布在沿海地区。其中，中广核管理在建核电反应堆 7 座，中核管理在建核电反应堆 8 座（包括 2 台快堆、1台小堆），国电投管理在建核电反应堆 2 台、华能管理在建核电反应堆 2 台。总体来看，核电开发运营市场，中核、中广核呈现双寡头垄断格局。预计 2022-2027 年，核电运营商新增上网电量 CAGR 约 4%-6%。核电建设周期通常为 5 年左右，因此可以根据目前在建机组的开工时间推算出未来每年新投产核电数量，进而测算核电运营商新增上网电量。根据目前在建（不包括快堆、小堆）和已审批但未开工机组（徐大堡 4#预计 2022 年开工）测算，假设：1）新增商运机组的装机容量平均为 1200MWe；2）核电利用小时数取 2021 年平均值 7778 小时；3）由于新商运机组年内投产时间不确定，假设新商运机组当年投产 50%；4）上网电量与发电量比值取 2021 在运机组平均值 0.94。根据目前在建机组预期商运时间可以算出，2022-2027 年，中国核电总上网电量 CAGR 为5.16%，中国广核总上网电量 CAGR 为 4.54%。核电运营商具有收入增长持续性强，现金流充沛的特点。收入方面，核电运营商的收入主要来自于电力销售，电力销售一部分来自于在运机组持续发电，另一部分是新投产机组带来的增量。我国核电基本遵循“多发、满发”原则，机组投产后，上网电量基本维持稳定，因此核电运营来自于在运机组的收入较为稳定，基本不受行业周期的影响，而新机组不断投产又会给核电运营商带来持续的增长，因此核电运营商收入具备持续增长的特点。现金流方面，由于核电项目前期投入较大，因此投产后，折旧占营业成本比例较高，约 40%，而火电仅在 15%左右，因此，核电运营商具有现金流充沛的特点，中国核电和中国广核 2014-2020 年经营性活动现金与净利润的比在 1-3 之间波动。核电废物后处理市场打开新增长空间 核废料泛指在核燃料生产、加工和核反应堆用过的不再需要的并具有放射性的废料。核废料有放射性、热能释放等特点，如不妥善处理，会严重影响人体及周边环境。按照比活度可以分为高、中低放射性核废料。中低废料由于产生量巨大，在其处理的过程中最关键的问题是如何在安全处理的前提下实现废物最小化。控制放射性废物产生（即废物最少化）是国际原子能机构（IAEA）在放射性废物管理原则提到的九条基本原则之一。放射性废物最小化是核电站安全运行和环境管理体系的重要组成部分，可以降低核电站废物处理和处置费用。核电站中低放射性废物可分为废气、废液和废固，其中废气和废液在处理达标后可直接排放，固体废物通过减容、包装后临时库内存放不超过 5 年，需送往中低放废物处置场进行处置。因此，可实现废物高减容比的先进核废物后处理系统设备和新的中低放废物处置厂是核废后处理市场的主要增量空间。我国对中低放废料采取“区域处置”策略，使得处置场靠近废料生产地，但至今并未有真正意义上的核电厂低放废物区域处置场。2003 年公布“中华人民共和国放射性污染防治法”明确提出中、低放射性固体废物在符合国家规定的区域实行近地表处理。中国计划建设西南、西北、华东、华南、北方五个中低放废物区域处置场，根据核电站的中低放废物产量和区域分布，现已建成的有 3 个处置场。位于西北地区的甘肃 404 厂处置场，规划容量 20 万立方米，已建成 2 万立方米容量，主要接收军工废物及核电厂的少量废物；西南地区的四川飞凤山处置场，规划容量 8 万立方米，已建成 0.88 万立方米容量，主要用于接收 821 厂退役产生的低放废物和本省废物；华南地区的广东大亚湾北龙处置场，规划容量 18 万立方米，已建成 2 万立方米容量，主要接收大亚湾核电基地的废物，目前仅作为一个临时储存库。高放废料又称乏燃料，在核废料中占约 3%，辐射量却占总量的 95%，其处置方式分两种：1）开放式核燃料循环，将乏燃料作为放射性废物直接最终处理；2）闭式核燃料循环：从乏燃料中回收的铀、钚等易裂变材料加工制成核燃料组件，提高燃料使用率，其他废物做深地质处理。我国已规划闭式核燃料循环为核废料后处理发展策略，高放射性废料主要以堆内贮存池暂存和离堆贮存为主，目前国内尚无高放射核废料处置库。2019 年 5 月 6 日，我国正式批复关于北山高放废物地质处置的地下实验室工程建设立项书，标志着我国高放废物地质处置正式进入地下实验室阶段。2021 年 6月，北山高放废物地质处置地下实验室正式开工，中核集团核工业北京地质研究院负责设计建造，其建成后将成为世界上规模最大、功能最全的地下实验室。此外，2021 年 10 月 12 日，国际原子能机构首个高放废物地质处置协作中心在中国成立，指定中核集团核工业北京地质研究院为“国际原子能机构高放废物地质处置协作中心”。堆内、堆外贮存空间告急，乏燃料运输和处理需求迫切。核电站发电产生的乏燃料一般会先在核电站的贮存水池（堆内）存放一段时间，然后运送至后处理贮存或进行乏燃料分解处理。我国核电站的堆内贮存水池是按照存储 10 年乏燃料设计，截止2022 年 02 月 28 日，我国已有 15 台核电机组运行超过 10 年，其堆内贮存池将饱和，目前新产生的乏燃料处理有两种临时储存方式和一种永久处置方式：1）临时储存在核电站的硼水池：从容量上看，核电站内存储的设计年限约为 5-10 年，目前商运较早的部分核电站乏燃料水池已经饱和，现实情况会转运到临近核电机组的乏燃料水池进行储存，以大亚湾核电站为例，1994年商运的大亚湾核电站 1、2 号机组多余部分乏燃料组件已转运至岭澳 3、4 号机组储存，但这个也面临临近核电机组乏燃料贮存水池都将饱和的问题；2）中间贮存接收设施储存：目前中核四零四厂的乏燃料湿法贮存水池是我国唯一的中间贮存接收设施，其储存能力达 500 吨的离堆贮存水池已经饱和，新建了一座 800 吨贮存水池，目前正在运行，但存储能力仍无法满足国内核电需求；3）乏燃料处理厂进行处理：我国目前仅有中核四零四厂从 2010 年以后具备约 50 吨每年的乏燃料处理能力。从长期趋势看，预计离堆贮存需求量将快速增长，2025 年突破临界点。按照当前在运、在建机组估算，2025 年预计全国在运核电机组装机量约 6225 万千瓦。按照每一个百万级核电机组每年产生 20 吨乏燃料计算，假设每台百万千瓦级核电机组自身可存储 10 年容量，预计 2025 年将产生约 1180 余吨乏燃料，累计 13940 吨。当年新增需离堆贮存的乏燃料约 560 吨，累计4160 吨；预计到 2030 年，当年新增需离堆贮存乏燃料达 960余吨，累计 8380 吨；预计至 2035 年，这一数据将增加至 1180吨和 13940 吨。目前产生的乏燃料贮存缺口一般通过转运在临近建成未满 10 年的核电站进行储存，即使考虑全国所有核电站容量均可统一调度，叠加中核四零四厂具备 1300 吨乏燃料临时存储能力以及 2011 年起具备 50 吨的年处理能力，预计到 2025乏燃料累计生产量超过乏燃料总贮存量（13850 吨），突破临界状态，多余乏燃料再无可存放之处。无论从短期和长期来看，乏燃料后处理都已迫在眉睫。要解决此问题，需要从三个方面入手。一是乏燃料后处理厂的建设：需要有足够处理能力的乏燃料后处理厂不断对乏燃料进行处理，将其转化为可回收的核燃料和便于后段处理的放废料，而目前我国仅有中核 404 厂具备年均处理 50 吨乏燃料的能力，远远无法满足乏燃料的处理需要；二是乏燃料离堆贮存接收设施的建设：需要在目前不具备大量乏燃料处理能力的情况下，能保证有足够的地方储存新增的离堆乏燃料；三是乏燃料运输能力的建设：乏燃料都是具有高放射性，对人体和环境危害极大，需要有专门的运输容器对其进行贮存然后再运输至离堆贮存接受设施或乏燃料后处理厂进行处理。从乏燃料后处理厂的规划来看，后续主要有两个乏燃料后处理厂的建设项目。其一是建设 2 个具有自主知识产权产权的年处理能力达 200 吨的大型商用乏燃料后处理厂，目前第一个200 吨乏燃料处理厂（单厂投资 250-300 亿元）正在建设，预计 2025 年运行，第二个 200 吨乏燃料处理厂项目正在推进中；其二是 2018 年 1 月 9 日，中核集团拟与法国阿海珐集团签署大型商业后处理-再循环工程项目，建成后将具备 800 吨的乏燃料年处理能力和 3000 吨的离堆贮存能力，整个核电后处理厂的投资估计超千亿元。从乏燃料运输方面来看，目前我国乏燃料运输方式有公路运输、铁路运输、海运三种方式，但以公路汽车运输为主，铁路和海路运输处于起步阶段。2019 年 5 月 31，交通运输部组织起草了乏燃料运输管理办法，在 2003 年颁布的核反应堆乏燃料道路运输管理暂行规定基础上，增加了关于乏燃料铁路、海运，以及公海铁联运的相关要求。我国乏燃料运输能力极为有限。公路运输方面，道路运输呈现运输里程长，专业队伍少，运力不足等特点。我国的核电厂分布于东部沿海，身处甘肃的中核四零四厂是唯一离堆贮存地，运输里程近在三至四千公里，具有运输乏燃料资质的公司只有中核旗下的清原环境技术工程公司和华茂物流，运输周期为 3 个月/次，受冰冻台风天气影响，每年能完成两次运输。目前，公路运输能力为 104 组/年，运力难以匹配外运需求，乏燃料运输容器的设计和制造成为关键问题。目前法国、美国、日本、德国几个核电大国乏燃料运输容器设计和制造技术已成熟，现已形成系列化产品，在研制方面以百吨级别大