核能点亮电力未来深度展望调研投资分析报告.docx
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核能点亮电力未来深度展望调研投资分析报告
2017年核能点亮电力未来深度研究报告
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2017年8月
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图目录
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一、核能点亮未来
（一）核电是一种成熟、安全且经济的清洁能源技术
1、核电是一种成熟的能源使用方式
人类使用核能已有近70年的历史。
核电是核能的主要使用方式。
核电机组利用铀核裂变所释放出来的热能进行发电。
在核裂变过程中，中子撞击铀原子核，发生受控的链式反应，产生热能并生产蒸汽，从而推动汽轮发电机组运转，产生电力。
根据计算，1千克U-235完全裂变产生的能量相当于2500吨标准煤燃烧所释放的热量。
图1：
铀原子核裂变示意图
核电机组提供了全球约12%的电力供应。
截至2017年5月底，全世界在运行的核电发电机组为449台，总装机容量达392GWe。
在运核电机组主要分布在美、俄、日、法、中等国家。
美国以99台运行核电机组数量稳居首位。
从发电量占比情况来看，主要核电国家中法国核电占比数量最高达到70%以上，美、俄的核电量发电量占社会用电量的20%左右。
从全球来看，核电发电量约占全球总发电量的12%左右。
图2：
主要核电国家核电在电力供应中占比
图3：
全球在运核电机组数量及分布
2、核电是外部性成本最低的能源方式
与火电、水电等主要发电系统的安全性和环境影响相比，核电具有十分明显的优势。
如果考虑各种发电方式对环境及人类健康影响等外部成本，可以发现，核电是外部成本最低的发电方式。
根据世界能源协会（WEC）、欧共体（EC）等机构的测算，核电外部成本在3-5欧元/MWh，远低于燃煤、燃油电厂。
目前核电技术良好的外部性没有能够得到体现，未来如碳排放交易等措施能够落地推广，则核电技术的经济性将得到极大的提升。
表1：
不同单位评估的各种发电方式的外部性成本比较
3、我国核电行业一直保持优良的安全运行记录
核安全是核电发展的前提。
我国核电行业监管部门始终维持着严格的监管要求。
根据国际原子能组织制定的国际核事故分级表，根据是否有辐射对公众产生影响，核事故被划分为2个不同的阶段，共分为7级。
其中1级到3级被称为核事件，而4级到7级才被称为核事故，0级在事故评定范围中，称为偏差，对安全没有影响。
自90年代初期秦山核电投运以来，我国核电工业已有近243堆年的运行历史，并一直保持着优良的安全运行记录，从未发生过2级及以上的事件。
图4：
核事故分级示意图
（二）环保与能源安全是驱动核电发展的动力
1、核电是清洁环保的能源
近年，随着我国各类环保事件频发，尤其是冬季雾霾天气频繁，政府及公众所面临的环保压力日益增加，这一点无疑将促进核电等清洁能源的快速发展。
核电机组在发电的过程中不对外界排放二氧化碳等温室气体，也不排放氮氧化合物、二氧化硫等污染性废物。
与相同功率燃煤电厂相比，一台百万千瓦核电机组一年可减少二氧化碳排放量650万吨、二氧化硫900万吨、氮氧化合物4500吨。
同时核电厂对燃料的需求远小于同等功率的燃煤电厂，一台百万千瓦核电机组每年仅需运输30吨左右核燃料，而同等功率燃煤电厂需运输260万吨燃料。
表2：
百万千瓦核电机组与火电机组年燃料消耗与废物产生量对比
2、我国油气资源对外依赖度日增，威胁国家安全
受限于我国资源禀赋，我国一次能源以煤炭为主，缺油少气。
随着我国能源消耗量的逐年增长，1993年我国首次成为石油净进口国。
此后，我国石油净进口量几乎呈直线上升。
2016年我国石油净进口量为3.56亿吨，石油对外依存度高达65.4%。
2016年，我国天然气对外依存度也已达到34%。
图5：
2003年至2016年中国石油年消费量、年进口量及对外依存度
表3：
2003年至2016年中国石油年消费量、年进口量及对外依存度
3、发展核电可增强我国能源安全
铀是地球上一种常见的元素，分布情况与锌或锡类似，广泛分布在岩石与海水之中。
过去十年中随着勘探工作的开展，全球铀储量至少增加了四分之一。
根据世界核能协会（WNA）
的统计，2015年全球开采成本在130美元/公斤以下的天然铀可信储量为570万吨，其中澳大利亚铀矿储量占29%，哈萨克斯坦储量占13%。
根据世界核能协会的估算，570万吨天然铀的储量足够满足目前全世界在运核电机组运行90年以上的需求。
并且随着价格的提升，天然铀的供应量亦会增加，2015年全球开采成本在260美元/公斤以下的天然铀可信储量为764万吨天然铀。
未来随着技术的提升和成本的降低，海水也将成为铀的来源之一。
据估计海水中铀储量是陆地储量的上千倍。
表4：
2015年世界已知可采铀矿资源统计
一台百万千瓦核电机组运行一年需消耗约160吨天然铀，以此计算国内在运核电机组2017年约需消耗5600吨天然铀。
在建核电机组全部投运之后，年消耗量将达到8800吨天然铀。
如未来国内核电机组装机达到2亿千瓦，则年消耗量为32000吨天然铀。
根据世界核能协会提供的数据，2015年我国开采成本在130美元/公斤以下的天然铀可信储量为27万吨，占全球总储量5%。
近年来随着勘探力度的加大，我国陆续在内蒙古等地发现了数个大型铀矿藏。
未来随着勘探工作的进一步开展，我国铀矿储量应会有进一步的提升。
据估测，我国铀矿远景储量约在200万吨。
国内的铀矿储量能够为我国核电发展计划提供足够的支撑。
除铀资源外，我国丰富的钍资源也能够为未来核电发展提供支撑（钍基反应堆）。
国内仅白云鄂博矿的钍储量已达20万吨以上。
我国已建立完整的燃料循环产业链，能够有效保证在运及新建核电机组燃料供应。
核燃料循环包括勘探、矿冶、纯化与转化、富集、燃料元件制造、乏燃料运输、后处理等环节。
经过近六十年的努力，我国已全面掌握上述环节的工艺和技术，能够保证国内已建及规划建设核电机组核燃料供应。
随着快堆技术的成熟，我国核能三步走战略（热中子堆快中子增殖堆-受控核聚变）第二步即将落地，通过核燃料增殖技术，未来铀资源利用率将由现在的1~2%提升到60~70%。
图6：
核燃料循环
由于前期铀矿建设缓慢，目前我国铀产量较低，核电用铀资源主要依靠进口。
近年来，随着我国核电企业在海外的收购，目前已在澳大利亚、纳米比亚、哈萨克斯坦、加拿大等
地拥有一定规模的铀矿的采矿权。
国内两大核电运营商中核集团与中广核集团分别通过中
核国际（2302.HK）与中广核矿业（1164.HK）开展海外铀资源收购业务。
图7：
中广核纳米比亚湖山铀矿
中广核集团所收购的纳米比亚湖山铀矿是全球第三大铀矿，资源总量达28.6万吨八
氧化三铀，是我国在非洲的最大投资项目。
湖山铀矿项目于2014年5月正式开采，已于
2016年底产出第一桶铀，预计2017年正式投产，达产年产量6500吨，生产期约20年。
海外铀资源的开发也将能够为我国未来核电发展提供保障。
核电价格对燃料成本敏感度较低。
在影响核电价格的各种因素中，除延寿与能力因子
提升之外，工程费用对电价的影响最大，核燃料费用变动影响并不显著。
根据美国电力联
合会（EPRI）的研究，每年燃料费用变化1%，对应电价变化幅度为0.23%。
因此铀价格阶段性波动不会对核电行业产生特别大的影响。
此外核电厂每一到两年才需要进行一次换料，这也有助于核电企业协调燃料供应。
目前国内核电厂通常采用长期协议与核燃料供应商锁定十年的核燃料供应，因此也能够较好的应对核燃料价格的波动。
表5：
核电电价敏感性分析
（三）第三代核电是未来十年建设的主流
1、压水堆是在运及在建核电机组主流技术路线
根据反应堆冷却剂/慢化剂类型的差异，核电厂所使用的反应堆可以分为轻水堆、重水堆及气冷堆等几种堆型。
根据反应堆中所使用的的中子能级的差异，反应堆可分为热中子堆或快中子堆。
根据反应堆冷却剂在反应堆内是否发生沸腾，轻水堆又可以分为压水堆（PWR）和沸水堆（BWR）。
全球范围内，大多数在运及在建核电机组均采用压水堆技术。
截止2017年5月31日，全球在运核电机组为449台，其中压水堆机组290台，沸水堆机组78台，石墨气冷堆（GCR）14台，加压重水堆（PHWR）49台，石墨水冷堆（LWGR）15台，快中子增殖堆（FBR）3台。
我国目前在运及在建的核电机组，绝大多数采用压水堆技术（秦山三期采用重水堆、石岛湾1号机组采用高温气冷堆）。
我国后续建设的机组仍将以压水堆为主。
图8：
全球在运行核电机组堆型统计
压水堆核电厂通常由三个回路组成。
一回路包括压力容器、主管道、蒸汽发生器、主
泵和稳压器等部件。
燃料组件安装在压力容器内。
核燃料裂变释放的热量由冷却剂带出，并经过蒸汽发生器传递给二回路水，冷却后的冷却剂重新流回堆芯。
二回路水经加热后产生饱和蒸汽，进而推动汽轮发电机组旋转并发电。
做功后的低压蒸汽排至凝汽器，由三回路冷却水源进行冷凝，并重新流回蒸汽发生器。
对于滨海的电厂，三回路冷却水源通常直接选用海水。
对于滨湖或滨河的电厂，三回路冷却水源通常是选用冷却塔来代替海水。
图9：
压水堆核电厂示意图
2、核电发展是一种持续改进的过程
核电技术，自上世纪50年代以来经历了多次的技术革新，根据技术差异可以分为四
代。
第一代核电机组多为早期原型反应堆，属于验证性机组。
第二代核电机组为大规模商
用发电机组。
目前全球在运行的核电机组绝大部分为二代核电机组。
我国目前在运行的核电机组包括了CPR、VVER、CANDU-6等多种不同的堆型，但均属于二代核电机组。
第三代核电技术与二代核电并无根本质性的差异，均是利用裂变核能发电。
但由于在专设安全系统设计上做出了大量的优化设计，并且对设备的性能与可靠性提出了更高的要求，因此三代核电技术在安全性上有了极大的提升。
第四代核电技术目前仍处于概念设计、试验或示范堆建设阶段，距离大规模商业应用还有一定的距离。
图10：
核电技术发展路径及我国已有堆型
3、未来十年我国新建核电机组将以三代核电为主
目前国内在建的三门核电1、2号机组（AP1000）、海阳核电1、2号机组（AP1000）、台山核电1、2号机组（EPR）、福清核电5、6号机组（HPR1000，华龙一号）以及防城
港核电3、4号机组（HPR1000，华龙一号）均属于三代核电机组。
其中AP1000是由美
国西屋公司开发的先进非能动核电机组，EPR是由法国EDF推出的先进核电机组。
HPR1000（华龙一号）是国内两家主要核电企业中核与中广核在吸收二代核电建造经验的基础上，结合其他三代核电技术的优点，推出的具有完全的自主知识产权的第三代核电技术。
此外，国内另外一家主要核电企业国家电力投资集团公司（国家电投）在引进消化AP1000技术基础之上，研发了具有自主知识产权的CAP14000技术，目前正在准备建设首台机组（石岛湾2号机组，国核示范工程）。
未来一段时间内我国新建核电机组将以HPR1000、AP1000、CAP1400等三代核电机组为主。
HPR1000与CAP1400机组是未来核电出海的主力军。
图11：
AP1000机组-三门核电1、2号机组
图12：
EPR机组-台山核电1、2号机组
图13：
HPR1000机组-福清核电5、6号机组
图14：
HPR-1000机组-防城港核电3号机组
二、未来十年我国核电装机总规模预计将增长200%
（一）我国目前核电占比较低，仍有较大的发展空间
1、2016年核电发电量仅占全部发电量的3.56%截至2017年7月31日，我国在运核电机组数量为36台，在建机组为20台。
截止2016年底，我国在运核电机组装机规模为3364万千瓦，年度发电量为2132亿度。
核电装机规模占全国电力总装机规模的2.04%，核电机组发电量占总发电量的3.56%。
总体来看，我国核电无论在装机容量占比还是发电量占比均比较低，与美、俄等国（核电占总发电量20%）相比仍有较大的差距，与国际平均占比12%也有较大的差距，因此我国核电还有较大的发展空间。
图15：
全国电力工业装机规模分类占比（2016）
图16：
全国电力工业发电量分类占比（2016）
图17：
中国大陆地区在运及在建核电项目（截至2017年7月31日）
表6：
中国大陆地区在运核电机组统计（截至2017年7月31日）
表7：
中国大陆地区在建核电机组统计（截至2017年7月31日）
表8：
全国电力工业装机规模及发电量分类统计（2016年）
2、我国有充足的核电厂厂址储备
按照目前国内核电项目规划，考虑环境容量的差异，一般滨海厂址每个厂址可布置六台百万千瓦核电机组，内陆地区的宾河或滨湖的厂址可布置四台百万千瓦核电机组。
我国沿海已开工核电厂址剩余的发展空间，仍可建设20多台核电机组。
此外在我国沿海地区仍存有十余处未开工厂址，可建设60~70台百万千瓦核电机组。
即使在不考虑内陆的情况下，沿海地区厂址储备仍足够支撑我国核电行业未来十年的发展。
随着核电排污等环保问题的解决，“十四五”期间内陆地区开建核电将是大概率事件，核电发展空间基本不会受厂址限制。
根据中国核能行业协会发布的《内陆核电厂环境影响的评估》一文所述，目前国内已列入优先候选厂址，或者已开展可行性研究报告的内陆地区核电厂址超过了30个，绝大部分分布在水源较为丰富的长江流域、珠江流域和松花江流域。
表9：
我国未开工核电项目及规划厂址统计
（二）2030年我国核电装机需求达到1.5亿千瓦
1、2030年我国非化石能源产量应达到12亿吨标准煤
根据我国政府2015年在巴黎国际气候大会上所作的承诺，到2030年我国一次能源消费中非化石能源占比将达到20%。
“十二五”期间，我国能源消耗量由2010年的36.1亿吨标准煤增长至43亿吨标准煤，年均增长3.6%。
根据《能源发展“十三五”规划》，到2020年我国能源消耗量将控制在50亿吨标准煤以内，预计年均增长3%。
由2020年至2030年，假设能源消耗量年均增长2%，则到2030年我国能源消耗量预计将达到60亿吨标准煤左右。
按非化石能源产量占能源消费总量20%计算，到2030年国内非化石能源产量应达到12亿吨标准煤。
图18：
我国能源消耗量及非化石能源产量预测
2、2030年核电在运装机规模应达到1.5亿千瓦
我国非化石能源主要包括水电、核电、风电、天阳能及生物质能发电等几类。
根据国内主要清洁能源供应商预测，为了达到2030年非化石能源占一次能源消费比重提高到20%这一目标，在考虑最大发展潜力下，到2030年除核电外其他非化石能源装机规模能够达到12.2亿千瓦，发电量可达8.7亿吨标准煤。
由此推算，2030年全国核电机组发电量应达到3.3亿吨标准煤，约占一次能源消耗量的5.5%。
以7000小时发电小时数推算，对应核电装机规模应达到1.5亿千瓦，是目前在运及在建机组总规模的270%。
表10：
2030年我国非化石能源场景预测
亿千瓦的目标，在2025年之前应开工建设0.95亿千瓦核电机组。
假设2025年之前每年新开工建设一千万千瓦核电机组，即7~9台核电机组（以目前主流三代核电堆型预测），则到2030年我国在运行核电机组装机规模将能够达到1.5亿千瓦，如果在2025年之后维持这一发展速度，则到2030年总装机规模能够达到2亿千瓦。
如年均开工量为八百万千瓦，即5~7台核电机组，并持续到2030年，则到2030全国核电总装机规模可达到1.5亿千瓦，但在运机组装机仅为1.2亿千瓦，低于预期目标。
基于上述预测，同时考虑国内核电行业现状，我们认为未来十年我国每年至少将新增建设6~8台百万千瓦核电机组，高峰期将有40台机组同时在建。
图19：
2017-2030核电发展情景预测
（三）国家政策长期支持核电发展
1、十三五末核电总装机将达8800万千瓦
我国政府始终秉承安全高效发展核电的方针，在未来能源规划中对核电提出了较高的目标，且在近几年的能源政策中始终保持一致性。
根据近年来陆续发布的《核电中长期发展规划（2011-2020）》、《能源发展战略行动计划（2014-2020年）》及《电力发展“十三五”规划》等文件，“到2020年，核电装机容量达到5800万千瓦，在建容量达到3000万千瓦以上”。
2017年2月初国家原子能机构副主任、国防科工局副局长王毅韧表示“到2020年，我国核电运行和在建装机将达到8800万千瓦”。
截至2017年7月31日，我国在运核电机组36台，装机容量为3471万千瓦，在建核电机组20台，装机容量为2348万千瓦。
与2020年规划目标相比，仍存在至少3000万千瓦待开工空间。
以此预测未来四年内，每年仍需开工800万千瓦左右，对应6~7台核电机组。
根据国家能源局《2017年能源工作指导意见》，2017年的核电领域重点工作任务是：
年内计划建成三门1号机组、福清4号机组、阳江4号机组、海阳1号机组、台山1号机组等项目，新增装机规模641万千瓦；积极推进具备条件项目的核准建设，年内计划开工8台机组；扎实推进三门3、4号机组，宁德5、6号机组，漳州1、2号机组，惠州1、2号机组等项目前期工作，项目规模986万千瓦。
我们认为，在AP1000首堆完成调试工作完成之后，我国核电行业将迎来全面的复苏。
表11：
我国近年涉及核电政策统计
2、核安全法呼之欲出，核电发展将于法有据
我国核安全法规体系共分为四个层次，顶层为全国人大制定的核与辐射安全有关法律，
第二层为国务院制定的核与辐射安全行政法规，并以实施细则作为配套文件，第三层为国
务院各部门（环保部/核安全局等）发布的部门规章，第四层为环保部/核安全局发布的技
术导则，作为第三层专业性安全规定的配套文件。
此外行业主管部门还制定了大量可参考
使用的技术文件。
伴随着我国核电事业的发展，目前已制定出十多部与核安全相关的条例，
并且在相关的部门规章和技术导致上基本做到与国际接轨，但在顶层法规设计上仍存在缺
失，原子能法与核安全法多年来始终处于讨论阶段。
2017年，迁延多年的核安全法已列
入全国人大立法计划，并于4月24日提请二审，年内将有望正式颁布实施。
核安全法适
用范围主要限定在涉及核设施和核材料的有关活动及为其提供设备、工程及服务等的行为，
以及相关的管理与监督行为上。
核安全法将明确核安全管理体制与核安全责任主体，并就核损害赔偿的主要责任及其主体、免除承担责任和第三方免责等问题做出了规定。
核安全法的制定与颁布实施将能够促进核电行业更好更快的发展。
图20：
核电相关法规层级关系
3、核电享受电价和发电小时数双重保护
在国内核电发展的早期，国内核电厂沿袭电力系统的“一厂一价”制度，由每个电厂
根据成本加成的方法单独确定上网电价。
2013年国家发展和改革委员会发出了《关于完
善核电上网电价机制有关问题的通知》，其中规定2013年1月1日之后投产的核电机组实行标杆上网电价政策。
根据目前核电社会平均成本与电力市场供需状况，核定全国核电标杆上网电价为每千瓦时0.43元。
全国核电标杆上网电价高于核电机组所在地燃煤机组标杆上网电价（含脱硫、脱硝加价，下同）的地区，新建核电机组投产后执行当地燃煤机组标杆上网电价。
2016年受售电政策调整的影响，核电机组部分发电量需参与竞价上网，但大部分的发电量仍可以按计划内发电上网。
2016年社会用电量增速放缓，加之电力装机过剩，全国规模以上发电机组发电小时数均受到较大的影响，全国核电机组平均利用小时数仅为7024小时，其中以辽宁、福建地区影响最为严重分别为4982小时和6947小时。
2017年3月，国家发改委、国家能源局印发了《保障核电安全消纳暂行办法》，其中规定“在市场条件受限地区，优先发电权计划按照所在地区6000千瓦以上电厂发电设备上一年平均利用小时数的一定倍数确定”。
倍数确定公式如下：
全国前三年核电平均利用小时数/全国前三年6000千瓦及以上电厂发电设备平均利用小时数。
以此推算，国内核电机组发电小时数应能保持在较高水平，即使辽宁、福建地区的核电机组也能够达到7000小时。
三、核电产业集中度较高
（一）核电行业进入门槛高，以三大核为主
1、核电产业链各个环节均需要获得资质方能进入
核电站是当今世界最复杂的工业系统之一，一台大型商业核电机组通常包括数万台设备或设施。
核电站的整个寿命包括建造、运营、退役等环节，涉及工程、设计、设备制造、建造、安装、运维、核燃料供应、乏燃料后处理等过个环节，形成了非常复杂的产业链。
由于自身的特殊性，核电站一旦出现放射性事故，所造成的危害将显著超过常规电站，因此核电站对安全性、可靠性的要求极高。
也正是基于这一原因，政府对核电行业设置了较高的门槛，在各个环节上均需要取得主管部门颁发的执照才能够开展相关业务。
目前国内核电市场在工程、建造、装备制造、运营等各个环节均只有有限的参与者，基本以中核集团、中广核集团、国家电投及其下属单位为主。
从时间顺序上看，核电机组由建造到运行再到退役的过程会逐步影响到产业链上的相关公司。
在建造阶段，业主公司投资进行建设，工程公司、设计公司、设备供应商、建安单位则能够受益。
在运行阶段，核电机组持续发电并为业主公司创造收益，同时由于核燃料消耗、设备更替，核燃料供应商、运维服务商及设备供应商能够受益。
在退役阶段，需要由专业的工程公司提供退役机组拆解服务，费用由运行阶段提取的退役基金支出，相关工程公司及放射性废物处置企业能够受益。
图21：
核电产业链示意图
2、核电项目投资大、周期长，对投资者要求高
我国目前在运及在建的二代或二代半核电机组造价基本在1.3万/千瓦到1.5万/千瓦之间。
由于安全性能的提升带来的成本增加，三代核电机组建造成本均有所提升，造价在2万/千瓦左右。
一台百万千瓦核电机组通常至少需要投资150亿到200亿，规划六台百万千瓦核电机组的核电项目总投资额通常在千亿之上，即使分三期建设，每期投资额也在300~400亿。
按现行规定，核电业主公司应提供20%自有资金。
核电项目前期工作至少需要进行3至5年，甚至十余年，所有费用均需要业主公司自行承担。
项目建设周期需要五年左右。
因此核电项目投资期通常在十年以上，回收期也在二十年左右。
因此核电项目的投资方需要有足够的实力才能维持项目成功运作，通常以大型央企和地方国资公司为主。
图22：
核电项目主要阶段示意图
3、中国核电、中广核电力和国家电投三家公司具有核电投资、承建与运营资格
由于国家对核电相关资质的限制，国内仅中国核电（601985.SH）、中广核电力（1816.HK）和国家电投三家公司具有核电投资运营商资格。
国内在运及在建商业核电项目均由上述三家公司控股（石岛湾核电由华能集团持股50%，属示范项目）。
国内其他四大发电集团华能、大唐、华电、国电均在积极布局核电业务，通过入股的方式获得核电项目管理经验并培养管理和技术人员。
此外，核电项目所在省市的地方能投公司通常也是核电项目投资人之一。
中国核电（601985.SH）控股股东为中国核工业集团公司，是我国核科技工业的主体，是我国核工业奠基人与开创者，前身历经第二机械工业部、核工业部、中国核工业总公司。
中核集团拥有完整的核科技工业体系，是国内核燃料循环专营供应商。
中国核电（601985.SH）承担了中核集团的核电业务，是目前国内在运核电和在建核电的主要投资方之一。
中广核电力（1816.HK）控股股东为中国广核集团，是伴随着国内第一个大型商业核电项目（大亚湾核电）同步成长起来的央企。
中广核电力（1816.HK）承担中广核集团下属所有核电业务，旗下拥有核电工程公司、运行公司等，能够完成核电项目从前期到运行全部业务，是目前国内在运核电和在建核电的主要投资方之一。
国家电力投资集团公司（国家电投）是于2015年由中国电力投资集团公司（
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