《2024核电行业国内市场、产业链、相关公司及发展趋势分析报告（46页）.pdf》由会员分享，可在线阅读，更多相关《2024核电行业国内市场、产业链、相关公司及发展趋势分析报告（46页）.pdf（46页珍藏版）》请在三个皮匠报告上搜索。

1、2023 年深度行业分析研究报告 行业研究报告 慧博智能投研 目录目录 一、行业概述.1 二、发展历程.5 三、核电技术发展情况.6 四、国内市场分析.14 五、产业链分析.15 六、核电电价分析.34 七、相关公司.40 八、发展趋势分析.42 一、行业概述一、行业概述 1、核能概念、核能概念核能也称原子能，是原子核结构发生变化时释放出来的巨大能量，包括裂变能和聚变能两种主要形式。核裂变和核聚变都是原子核层面上的反应，涉及到原子核的变化和能量的释放。核裂变是分裂过程，核聚变是合并过程，两者都能释放出巨大的能量，核裂变目前被用于核电站和核武器，而核聚变则是未来能源的希望。核裂变目前被用于核电站

2、和核武器，而核聚变则是未来能源的希望。核裂变是一种重原子核分裂成两个较轻原子核的过程。在这个过程中，一个大质量的原子核，如铀或钚，吸收一个中子，变成一个非常不稳定的复合核。这个复合核会因为其内部的不稳定性而分裂成两个较小 的原子核，同时释放出更多的中子和大量的能量。这些新释放的中子可以继续引发更多的核裂变，形成一个连锁反应。核裂变不仅释放了巨大的能量，而且还产生了放射性的裂变产物。核聚变是两个轻原子核合并成一个重原子核的过程。通常发生在极高温度和压力下，使得原子核中的电子脱离束缚，原子核之间的相互吸引力使它们碰撞并结合。例如，氢的同位素氘和氚在高温高压下可以聚合成氦原子核，并在这个过程中释放出

3、巨大的能量。如何安全地利用核聚变作为能源是当前科学界最关注的话题，因为它有潜力提供几乎无限的清洁能源。2、核电站工作原理、核电站工作原理 核电站主要通过核裂变过程释放的能量来发电。以压水堆核电站为例，在核反应堆中，核燃料如铀经过裂变反应，产生大量的热能。这些热能首先用于加热闭合的一回路系统中的高压水。加热后的水不直接变为蒸汽，而是通过蒸汽发生器传递热量给二回路系统的水，使其变为蒸汽。随后，高压蒸汽被引导至汽轮机，推动轮机转动，从而带动发电机产生电力。这里的能量转化过程涉及核能转为热能，热能转为机械能，最终转化为电能。3、反应堆分类反应堆分类 各种核电堆型的区别主要在于反应堆的冷却剂和中子慢化剂

4、的不同。按照冷却剂的不同可分为轻水堆（分为沸水堆和压水堆）、重水堆、气冷堆等，按照中子慢化剂的有无，可分为热中子堆、快中子堆。我国目前核电站采用的堆型有压水堆、重水堆、高温气冷堆和快中子堆。我国目前核电站采用的堆型有压水堆、重水堆、高温气冷堆和快中子堆。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。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。据 IAEA 数据，截至 2024 年 5月 21 日，世界 31 个国家在运核电机组共计 441 台，装机容量 395.87GW。世界 15 个国家在建核电机组共计 59 台，装机容量为 61.64GW。世界 31 国在

5、运 441 台核电中，压水堆 311 台，装机容量 297.2GW，占比 75%。世界 15 国在建 59 台核电中，压水堆 51 台，装机容量 55.67GW，占比 90%。4、核电、核电的优势的优势 核电是基荷能源，具有持续稳定电力供应的能力，可以有效缓解新能源波动对电网的冲击。核电是基荷能源，具有持续稳定电力供应的能力，可以有效缓解新能源波动对电网的冲击。核电与风光等新能源互为补充、协同发展，可以有效支撑大规模新能源上网消纳，在构建以新能源为主体的新型电力系统中发挥更大的作用。据国家能源局数据，2060年电力系统要实现碳中和，非化石能源发电占比应达到 90%以上，核电发电量应接近 20%

6、。核电清洁高效，是少有的优质能源。核电清洁高效，是少有的优质能源。核电从发电机理上来讲，属于非化石能源，具备碳排放量少，清洁性高，安全稳定，利用小时数高等特点。核电每度电碳排放量在所有能源中最低。核电每度电碳排放量在所有能源中最低。根据国际原子能机构（IAEA）发布的报告显示，每生产一千瓦时电力（即一度电），煤炭发电需要排放 357 克碳当量，光伏发电需要排放 76.4 克，水力发电需要排放 64.4克，风能发电需要排放 13.1 克，核能只需要排放 5.7 克。在同等能源情况下，核能的高能量密度特性可以释放更多能力，而在同等发电水平下，核能又能排出最少的碳量。核电技术成熟，安全性高。核电技术

7、成熟，安全性高。我国高度重视核电发展，将安全性列为首位。核电站在设计和建设的过程中，一般会采用纵深防御来提高其安全性，将放射性物质置于多道屏障之下。同时 2017 年我国发布了核安全法，我国的核安全管理水平，核安全监管能力和核应急能力有了进一步的提升。核电发电稳定性高，利用小时数长。核电发电稳定性高，利用小时数长。换料周期在 1 年-1.5 年，这确保了核电拥有更长的持续运行时间。2023 年核电利用小时数为 7670，约为风电的 3.45 倍、火电的 1.72 倍、光伏的 5.96 倍。核能发电不依赖与自然状况，原料供应充足，可稳定供电。核能发电不依赖与自然状况，原料供应充足，可稳定供电。风

8、力发电的效率高低取决于风资源的丰富程度，包括场址所在地的风速和空气密度；光伏发电的效率则由光资源决定，包括场址所在地的日照时间和日照强度。而天气不可控的特性，使风电和太阳能发电的供电能力波动幅度较大。两者年发电利用小时远低于核电。核能发电以铀为燃料，在燃料供应充足的情况下，可以稳定持续产电；截至 2021 年 1月 1 日，开采成本低于 260 美元/kgU 的已查明铀资源总量为 791.75 万吨铀，能够满足全球核电中长期发展的天然铀需求。核电站所受地域限制相比风电和太阳能发电更小，并且单位土地的供电量更大。核电站所受地域限制相比风电和太阳能发电更小，并且单位土地的供电量更大。风力发电站和光

9、伏发电站的地址选取主要考虑发电资源的分布。风电站的选址取决于风能资源的分布，一般在高原、山区、海岸线和开阔的平原等地带；光伏电站的选址则与光照条件密切相关。在光照充足、气候温暖的地区，光伏电站具有较好的适应性。目前我国的核电站虽然大多建设于沿海地域，但其受自然条件限制较小。此外，核电站的土地利用效率较高。以风电场为例，100万千瓦的风电场需要占地近 600 平方公里，而我国大亚湾核电站的发电功率为近 200 万千瓦，面积仅为 2 平方公里。在土地资源较为紧张的省份，建设核电站是最优解。二、二、发展历程发展历程 核能的发展历史始于科学研究，1789年马丁 克拉普罗特发现了铀，1895 年威廉 伦

10、琴发现了电离辐射。随后，居里夫妇在 1898 年发现了放射性元素钋和镭。到了 20 世纪 30 年代，詹姆斯 查德威克发现了中子，开启了人类利用核反应的可能性。1938年，奥托 哈恩和弗里茨 施特拉斯曼通过实验发现了核裂变现象，这一发现为后来的原子弹和核反应堆的开发奠定了基础。对核能的利用起始于核武器，随后开始核能的和平利用，路线包括核能发电和核潜艇。二战期间，美国、英国和加拿大合作开发了原子弹，并在 1945年成功测试了第一枚原子弹。战后，人们开始关注核能的和平利用，1951 年 12 月，美国在爱达荷州的 EBR-1（实验性反应堆一号）已开始运行，标志着反应堆首次产生电力。1954年苏联在

11、奥布宁斯克建成了世界上第一个核电站，AM-1 反应堆采用水冷和石墨慢化，设计容量为 30MWt 或 5Mwe，是切尔诺贝利核电站的原型。从此，核能开始被用于发电，为世界 各地提供清洁能源。1954 年，美国启用了第一艘核动力潜艇“鹦鹉螺号”，而苏联也在 1959年启用了自己的核动力冰川船。核能的商业化应用起源于 20世纪 60年代，各国纷纷探索和开发核能技术以满足日益增长的电力需求。（1）美国，西屋公司设计并建造了首个完全商业化的压水反应堆（PWR），名为 YankeeRowe，该反应堆于 1960 年启动并运行至 1992 年。同时，阿贡国家实验室开发了沸水反应堆（BWR），首个沸水堆 Dr

12、esden-1 由通用电气设计，并于 1960年启动。（2）加拿大开发了使用天然铀作为燃料、重水作为慢化剂和冷却剂的 CANDU 反应堆，首座反应堆于 1962 年启动。（3）法国最初采用了与英国 Magnox类似的气冷石墨反应堆设计，首座反应堆于 1956 年启动，随后转向标准化的压水反应堆。（4）苏联在1964 年投入使用了首批核电站，其中包括 Beloyarsk 的 100MW 沸水石墨通道反应堆和 Novovoronezh的一座新型小型压水反应堆（VVER）。此外，苏联还开发了大型的 RBMK 反应堆和快中子反应堆，如1972 年在哈萨克斯坦启动的世界首个商业原型快中子反应堆 BN-3

13、50。从 1970 年代末到 2002 年，核电行业经历了一段衰退和停滞期。新反应堆的订单数量减少，新上线的反应堆数量仅略多于退役的数量。到 1990 年代末，随着日本启用第三代先进的沸水反应堆 Kashiwazaki-Kariwa6，核能开始复兴。21世纪初，全球电力需求的增长、能源安全的重要性以及限制碳排放的需求促使核能的前景再次被重视。2004 年，芬兰订购了首个第三代后期的欧洲压水反应堆（EPR），标志着新一代核电反应堆的可用性。中国和印度等国家在核能领域的发展尤为迅速。如今，核能已成为全球电力供应的重要组成部分。三、核电技术三、核电技术发展情况发展情况 世界核电技术的发展已历四代。全

14、球三代核电陆续商用，四代核电稳步研发中。世界核电技术的发展已历四代。全球三代核电陆续商用，四代核电稳步研发中。1942 年 12 月，在美国芝加哥大学建成的世界第一座反应堆验证了可控的核裂变链式反应的科学可行性。第一代核能系统是二十世纪 5060 年代，基于军用核反应堆技术，由美国、前苏联、加拿大、英国等国家，设计、开发、建造的首批原型堆，用于发电或生产裂变材料。第二代的核电机组类型主要有压水堆、沸水堆、重水堆、石墨水冷堆和改进型气冷堆等。目前全世界范围正在运行的绝大部分商用核电站均采用第二代核电技术，其中压水堆、沸水堆和重水堆分别占目前总机组数的 61%、21%和 10%。第三代核能系统的开

15、发始于上世纪 90年代，首次建成的采用第三代技术的核电机组是日本 1997 年投入运行的柏崎刈羽核电厂的两台先进型沸水堆机组（ABWR）。第四代核能系统在反应堆、燃料循环方面有重大的革新和发展。2000年，美国首次提出了第四代反应堆计划，即规划在 2030 年左右投入市场的新一代核能系统。目前第四代核能系统最具发展前景的反应堆有六种：气体冷却快堆（GFR）、铅冷却快堆（LFR）、钠冷却快堆（SFR）、熔盐堆（MSR）、超临界水冷堆（SCWR）和超高温气冷堆（VHTR）。第四代核电技术仍处于商业化应用早期阶段。1、第三代核电技术部署情况：、第三代核电技术部署情况：我国自主掌握华龙一号、国和一号等

16、三代我国自主掌握华龙一号、国和一号等三代核电技术核电技术 全球已开发并实现商业部署的三代核电技术包括以下几种堆型：全球已开发并实现商业部署的三代核电技术包括以下几种堆型：美国同日本联合开发的先进沸水堆ABWR（由于采用沸水堆技术的国家并不多，ABWR 技术原先计划在全球范围内大规模推广的设想未能实现）；美国开发的先进压水堆 AP1000；俄罗斯开发的先进压水堆 VVER；法国和德国联合开发的欧洲压水堆 EPR；韩国开发的先进压水堆 APR-1400；中国自主研发的大型先进压水堆“华龙一号”（HPR1000）、“国和一号”（CAP1400）。华龙一号是我国自主掌握的第三代核电技术。华龙一号是我国

17、自主掌握的第三代核电技术。华龙一号”是我国具有自主知识产权的三代压水堆核电技术，其堆芯热功率为 3180兆瓦，采用三环路核蒸汽供应系统设计。2021 年 1 月 30 日，我国自主三代核电技术“华龙一号”全球首堆福建福清核电站 5 号机组投入商业运行，成为继美国、法国、俄罗斯等国家之后真正掌握自主三代核电技术的国家。目前我国核电装备制造产业已形成了每年 10台/套百万千瓦级压水堆主设备的制造能力，且自主三代核电综合国产化率达到 90%以上。截至 2024 年 4月，国内外有 5 台“华龙一号”机组已投运，有 13台正在建设。“国和一号国和一号”（CAP1400）是我国具有自主知识产权的大型先进

18、压水堆核电技术。）是我国具有自主知识产权的大型先进压水堆核电技术。CAP1400 是在国家科技重大专项的支持下，在消化、吸收 AP1000 技术的基础上，通过自主创新，进一步提升电厂容量、优化总体参数、平衡电厂设计、重新设计关键设备，安全性、经济性均优于 CAP1000 的非能动压水堆核电技术。“国和一号”堆芯热功率为 4040 兆瓦，采用两环路核蒸汽供应系统设计，目前其示范工程 2 台机组均已在山东荣成开工建设。至至 2023 年底总计年底总计 44 台三代核电机组在建中。台三代核电机组在建中。据能源新媒数据，截至 2023 年底，全球第三代核电技术约有 18 个型号，目前已经实现商业部署的

19、型号有 9 种，已经建成机组 26 台。全球在建核电机组 58台，总装机容量 5986.7 万千瓦，全球在建第三代核电技术 44 台核电机组，总装机容量 5174.9 万千瓦，占全球在建核电机组数量的 75.0%，占全球在建核电机组总装机容量的 84.1%。2、第四代核电技术部署情况：、第四代核电技术部署情况：四代核电研发顺利，处商业化初期四代核电研发顺利，处商业化初期 四代核电安全性较三代有较大幅度提升。四代核电安全性较三代有较大幅度提升。第四代核电站的主要开发目标主要有：核能的可持续发展，即通过对核燃料的有效利用，实现提供持续能源，并实现核废物的最少化；提高安全性和可靠性，大幅度降低堆芯损

20、伤的概率集成度，并具有快速恢复反应堆运行的能力，取消在厂址外采取应急措施的必要性；提高经济性以及防止核扩散。安全性提升是四代核电的主要特征之一。第四代核电站应该能证明不会发生堆芯的严重损坏，并确保不会由超标的厂外释放，不需要厂外响应，即便遇上地震、海啸、飓风等自然灾害，四代核电站应该也能保证其安全性，即堆芯不会发生严重损害且不会有含辐射物质泄漏。（1）我国投运世界首座第四代商业运行核电站，第四代核电技术领先全球我国投运世界首座第四代商业运行核电站，第四代核电技术领先全球 四代技术包括六种堆型：气体冷却快堆（GFR）、铅冷却快堆（LFR）、钠冷却快堆（SFR）、熔盐堆（MSR）、超临界水冷堆（S

21、CWR）和超高温气冷堆（VHTR）。中国参与六种堆型中除开气体冷却快堆之外的五种堆型研发。石岛湾高温气冷堆示范工程于 2012 年 12 月正式开工，2021 年 12 月首次实现并网发电，是全球首座投入商业运行的第四代核电站，标志着我国在第四代核电技术研发和应用领域达到世界领先水平。石岛湾高温气冷堆是中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。2017 年 12 月 29 日，我国钠冷快堆示范工程 1号机组在福建省霞浦县土建开工，计划于 2023 年建成，2 号机组也已经于 2020 年正式开工建设。快堆采用了非能动的停堆技术，也就是在遇到意外事故要停堆的情况下，只需要靠温度变化或

22、者重力，就能实现主动停堆，而不需要人为干预。除了更安全，快堆的主要优势是可以充分利用铀资源，铀资源利用率可以比三代堆提高 60倍以上。我国的一体化快堆在userid:93117,docid:163941,date:2024-06-05, 2040 年前后有望开始规模化发展，成为新开工的核电机型主力，解决我国核能可持续发展、核燃料长期安全有效供应的问题。2023 年 6 月 7 日，甘肃省武威市的 2MWt 液态燃料钍基熔盐实验堆已获得由国家核安全局颁发的运行许可证。（2）我国第四代高温气冷堆核电技术达到世界领先水平我国第四代高温气冷堆核电技术达到世界领先水平 2023 年 12 月 6 日，山

23、东荣成石岛湾高温气冷堆核电站顺利完成 168 小时持续运行考核，开始商业运行。石岛湾核电站是我国具有完全自主知识产权的国家科技重大专项高温气冷堆核电站示范工程，石岛湾核电站正式投入商业运行标志着我国在第四代核电技术研发和应用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%，创新型设备 600 多台（套）。高温气冷堆的核心设备及系统可归纳为九大设备和系统：高温气冷堆的核心设备及系统可归纳为九大设备和系统：反应堆压力容器、主氦风机、蒸汽发生器、堆内金属构件、控制棒、吸收球、燃料装卸、

24、氦净化和乏燃料储存。高温气冷堆的设计主要围绕提高核反应堆的温度和安全性两方面展开。高温气冷堆的核反应堆中慢化剂是石墨，冷却剂是惰性气体高温气冷堆的核反应堆中慢化剂是石墨，冷却剂是惰性气体氦。氦。高温是指反应堆堆芯采用石墨、陶瓷等耐高温材料，使得堆芯温度可以达到将近 1000 摄氏度；“气冷”则是指反应堆采用惰性气体氦气进行堆芯冷却和传热，不同于传统核电站的“水冷”方式，氦气在高温环境下不容易与反应堆中的其他物质发生反应。固有安全性高：固有安全性高：我国的超高温气冷堆采用球状堆芯，其核燃料元件是耐高温全陶瓷包覆颗粒燃料球，直径 6 厘米，最外层是石墨层，里面是基体石墨粉，这就是核反应的慢化剂，石

25、墨粉中分散着 12000 个四层全陶瓷材料包覆的、直径 0.9mm 的核燃料颗粒。石墨球燃料元件在 1650的高温条件仍能有效阻挡放射性的泄露，而设计表明，即使遇到极端事故，堆内温度也不可能达到这个温度以致堆芯融化的情况。因此超高温气冷堆具有非常高的安全性。附加经济效益高：附加经济效益高：其堆芯出口的工作温度高，可以在不产生二氧化碳的情况下制氢；高温还可以向工业领域供热，用于石油化工、煤气化等领域。中国高温气冷堆商业化逐步落地，供热供汽正在实践。中国高温气冷堆商业化逐步落地，供热供汽正在实践。我国具有完全自主知识产权的国家科技重大专项高温气冷堆核电站示范工程山东荣成石岛湾高温气冷堆核电站已经投

26、入商业化运行。2024 年 3 月 27 日，该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。此项目不仅在保障和提升民生方面发挥了作用，还为城市的低碳发展提供了强有力的支持。2024 年 3 月 29 日，生态环境部常务会上，审议并原则通过江苏徐圩核能供热厂一期工程环境影响报告书（选址阶段）和厂址安全分析报告审评情况。该工程拟建设 2 台“华龙一号”压水堆机组+1

27、台 HTR-PM600S 高温气冷堆机组，3 台机组的发电功率为 1652.9MW（其中华龙一号单台发电功率 729.7MW，高温气冷堆单台发电功率 193.5MW），设计热负荷 8164t/h，供汽能力为设计热负荷的 50%（4082t/h）.项目总投资约 739.95亿元（不包含配套送变电工程及厂外热力输送管线工程）。该项目是国内首个以供汽供热为主要目的，兼顾电力供应的核动力厂，对于徐圩化工园区实现低碳供热供汽具有重要意义。3、小堆型灵活安全、投资额小，有望拓宽核电应用场景小堆型灵活安全、投资额小，有望拓宽核电应用场景 小堆型灵活安全，打开核能综合应用场景。小堆型灵活安全，打开核能综合应用

28、场景。模块化小型反应堆（SMR）技术旨在开发小容量堆型，根据IAEA 定义，小堆型指电功率不超过 300MW 的反应堆。从反应堆类型看，目前轻水堆为小堆的主流技术，气冷堆、快堆、熔盐堆等四代堆型也可做成小堆。模块化小型堆具有灵活、投资小、建造周期短（3 年以内）、移动性强的特点，也可通过改变模块化小型堆的数量灵活配置电厂功率。由于小堆放射源项总量小，安全性更高，选址要求得到放宽，且多具备固有安全性，有助于推广核能城市供暖、工业供能等需要尽量靠近负荷中心的应用。我国小堆研发建设持续推进中，我国小堆研发建设持续推进中，“玲龙一号玲龙一号”已开工建设。已开工建设。目前我国正在开发的小堆型包括多功能模

29、块化小堆、海上浮动核电、移动核电站、泳池式低温供热堆等，其中最成熟的为多功能模块化小堆，典型堆型为我国自主开发的“玲龙一号”（电功率仅为 125MW），其示范工程昌江小堆已于 2021 年开工建设，另外石岛湾高温气冷示范堆也属小堆，用于供暖的泳池式低温供热堆“燕龙”的示范工程已列入吉林省“十四五”规划。4、加快推进可控核聚变发展加快推进可控核聚变发展 2023 年 12 月 29 日，由中核集团牵头成立了可控核聚变创新联合体，中国聚变能源有限公司（筹）正式揭牌。目前中国聚变工程实验堆 CFETR 聚变堆主机关键系统综合研究设施 CRAFT 进度已达 70%，预计 2025 年底建成。四四、国内

30、国内市场分析市场分析 从能源结构看，核电在中国能源结构中占比继续扩大。核电发电量占全国发电量的比重从 2014年的2.39%上升到 2023 年底的 4.86%。从地区分布看，核电机组分布在沿海地区。国内外核电需求共振，至国内外核电需求共振，至 2030 年，预计国内年，预计国内/全球年均新增装机量达全球年均新增装机量达 11/18GW。截至 2023 年底，我国大陆在运核电机组 55 台，总装机容量为 57GW，核准及在建核电机组 36台，总装机容量为 44GW；全年核电发电量 44 万 GWh，占全国累计发电量近 5%。根据中国核学会预测，2030、2035、2050 年核电装机规模达到

31、131GW、169GW、335GW，发电量占比达到 10.0%、13.5%、22.1%；对应 2024-2030 年、2031-2035 年、2036-2050 年均核电新增装机量达 11、8、7GW。据 IEA 数据，2030 年全球核电装机量达 541GW，则 2024-2030 年年均装机量达 18GW，CAGR 达 4%。我国在建核电机组我国在建核电机组 26 台，数量保持全球第一。台，数量保持全球第一。截至 2024 年 04 月，我国现有在建核电机组 26台，保持全球第一。2022 年、2023 年连续两年，每年核准 10 台核电机组，中国将进一步加快扩大装机规模，在确保安全的前提

32、下，未来 10 年保持每年核准开工 10台核电机组。核电建设进入高质量发展轨道。五五、产业链分析、产业链分析 核电产业链包括上游原料供应，中游设备和下游建设运营几个环节。上游材料包括核燃料、核材料等，中游设备包括核岛、常规岛和辅助系统的核电设备，下游包括核电站的设计、工程建设、安装调试、核电站运营和核废料处理。1、原料、原料 从铀矿到核燃料元件需要经过铀矿浸取、铀转化、铀浓缩过程，最后加工制备为核燃料元件。根据世界核能协会统计，在 2021 年核燃料采购成本中，天然铀采购成本占比为 51%；铀浓缩成本占比 24%；燃料元件制造成本占比 18%；铀转换成本占比最低，为 7%。控制天然铀采购成本为

33、控制核燃料成本的关键。（1）我国天然铀资源供不应求，严重依赖进口我国天然铀资源供不应求，严重依赖进口 从已探明的铀矿资源来看，我国铀矿资源暂时难以匹配国内核电燃料需求。2022 年，铀矿产量全世界前三为：哈萨克斯坦 43.01%，加拿大 14.89%，纳米比亚 11.37%。2022 年我国铀矿产量为 1700 吨铀，仅占全球铀矿总产量的 3.44%。我国天然铀资源的对外依存度较高，积极并购海外项目获取我国天然铀资源的对外依存度较高，积极并购海外项目获取资源。资源。目前我国唯一的国产铀供应商为中核集团，铀矿产能增速较慢。随着我国核电规模增长，核能燃料供应缺口进一步扩大，2021 年我国天然铀资

34、源的对外依存度达到 83.27%，主要通过并购海外铀资源开发项目以及少部分公开市场上购买获得，如中国广核集团收购了纳米比亚的湖山铀矿 100%股权，该矿为已探明储量居世界第三的铀矿；中核集团收购了纳米比亚的罗辛铀矿 68.62%股权。（2）全球核电复苏，拉升核燃料市场价格全球核电复苏，拉升核燃料市场价格 2005 年以前全球天然铀处于价格平稳增长的阶段，2005 年后天然铀价格波动增大。05年至 07 年铀矿价格快速上涨冲高至 135 美元/磅，随后受到金融危机与福岛核事故的影响出现两轮下跌。2021 年 7 月以后受到全球核电重启以及俄乌冲突的影响，再次大幅上涨，预计未来铀矿价格在供需偏紧格

35、局下，仍具备上行空间。2021 年至今我国核燃料价格涨幅相对较小。年至今我国核燃料价格涨幅相对较小。中国核燃料价格相对稳定，主要原因为中国主要核电运营商均通过与控股股东签订长期采购协议，从而锁定价格规避现货价格的波动。例如，中国广核与其股东中广核已签订 2024 年至 2026年核燃料物资供应与服务框架协议；2022 年中国核电表示与其控股集团的中核建中核燃料公司（中核集团旗下企业）签订中长期协议，有效锁定燃料采购规模和价格，因而在核燃料成本上受到现货市场的影响较小。以中国核学会核燃料价格指数来反映中国核燃料价格的变化。2023 年 12 月天然铀价格指数为 100.87万元/tU，同比增长

36、7.31%；2023 年 12 月铀转化价格指数为 24.11 万元/tU，同比增长 56.56%；2023年 12 月铀浓缩价格指数为 88.26 万元/tSWU，同比增长 14.18%。由于核电建设在全球范围内的复苏，2022 年底国际原子能协会重新调整了对全球核电规模的预测，乐观预期下，2050 年世界核电装机容量有望达到 792GW，相比 2020 年增长一倍。随着核电全球复苏，天然铀市场需求将进一步扩大叠加铀矿勘探较慢，过剩库存加速消化，未来几年的铀价可能快速震荡上未来几年的铀价可能快速震荡上行，国内核燃料成本也会受到影响而有所增加。行，国内核燃料成本也会受到影响而有所增加。2、核电

37、设备核电设备 核电设备主要分为核岛设备、常规岛设备以及辅助系统核电设备主要分为核岛设备、常规岛设备以及辅助系统(BOP)三个部分。三个部分。核岛设备是核电站的核心部分，主要包括核蒸汽系统与安全系统；常规岛主要包括汽轮发电机及其相关设备，从加压蒸汽中提取热能并将其转化为电能，设备与传统发电厂的技术基本相似；辅助系统为核蒸汽供应系统之外的相关配套设施。核岛核岛内的设备主要有反应堆压力容器、蒸汽发生器反应堆冷却剂泵（主泵）、稳压器等一回路系统设备。反应堆是核电站最主要的设备，反应堆外壳是个圆柱形的压力容器，其内部有燃料组件等，其中流动的水就是一回路冷却剂，燃料芯块装在燃料棒中，以燃料组件的形式装载在

38、反应堆堆芯中完成反应。控制棒组件用于吸收中子，以此来控制链式裂变反应，调节反应堆的功率，必要时可实现紧急停堆。常规岛常规岛属于核电站二回路，设备包括蒸汽发生器和汽轮机，高温高压的一回路水在反应堆内被核能加热，通过蒸汽发生器将二回路水加热，使其成为高温高压的饱和蒸汽，此蒸汽会通过管路进入常规岛内的汽轮机，推动汽轮机转动，实现发电。核岛设备制造是核电国产化核心，投资成本过半。核岛设备制造是核电国产化核心，投资成本过半。核岛设备核心产品技术难度大、质量要求高、资金投入多等原因导致核岛设备的进入壁垒极高，由上海电气、东方电气、哈尔滨电气等国有企业垄断，因此整体成本更高，占比达 58%，且盈利性更高。常

39、规岛设备由于发电原理与火电、水电等其他发电站相似，设备具备一定的通用性，因此常规岛设备的市场竞争程度较高，盈利性较低，市场参与者主要有东方电气、哈尔滨电气、上海电气、纽威股份、天沃科技、佳电股份、中核科技、应流股份、江苏神通等。辅助系统设备市场中民营企业较多，由于无特殊的技术要求，技术壁垒低，市场参与者较多且竞争激烈，毛利率水平偏低。根据中国核电、中国核电信息网披露，一般核岛设备中，压力容器价值量占比 23%、主管道及热交换器价值量占比 20%、蒸汽发生器价值量占比 17%、核级阀门价值量占比 12%。根据台海核电和前瞻产业研究院的披露，常规岛设备中，汽轮机、管道/冷凝器、阀门价值量占比较高，

40、其中汽轮机占比为 24%，管道/冷凝器占比为 21%，阀门占比为 19%。核岛设备招标时间靠前，供应商有望率先受益。核岛设备招标时间靠前，供应商有望率先受益。核岛设备（尤其主设备）制造周期较长，核电站运营商在机组获批前 12 年即开始招标并签署订单，以保证核岛土建完成后可及时进行设备安装。整体上常规岛设备招标及土建的开始时间略晚于核岛设备，但汽轮发电机等价值量占比较高的常规岛主设备也会于核准前开始招标。从受益时间上，核岛设备供应商略优先于常规岛设备和辅助设备供应商。3、核电核电运营运营 核电运营主要由中国广核和中国核电两家龙头公司占据市场。核电运营主要由中国广核和中国核电两家龙头公司占据市场。

41、两大核电运营商具有集团优势，依靠集团在产业链前、后端的布局形成产业链优势。中核集团在前端布局有中国铀业、中核建中燃料，后端布局有中国核能工程；中国广核集团前端布局中国广核铀业，后端布局大亚湾环保，均为各自的运营公司提供了核燃料保障、乏燃料处置保障。同时两家还合作拥有三代核电技术“华龙一号”，从而构建了高行业壁垒。截至 2023 年年底，中国广核在运装机容量 3057 万千瓦，占全国总装机的 53.60%，是国内最大的核电运营商；同期，中国核电在运装机容量 2375 万千瓦，占全国总装机的 41.64%；国家电投及华能集团由于进入市场较晚，运营机组规模相对较小，仅占总在运机组的 4.76%。获得

42、核电牌照，华能集团步入核电运营赛道。获得核电牌照，华能集团步入核电运营赛道。2020 年 9 月华能集团的昌江二期核电项目被核准，意味着华能集团成为第四家拥有核电运营资质的企业。华能集团在核电领域积极布局，不仅在建有三代机组，同时牵头四代核电示范项目山东石岛湾高温气冷堆示范工程。大唐集团、中国华电和国电集团等通过参股方式在核电领域均有所布局。大唐集团、中国华电和国电集团等通过参股方式在核电领域均有所布局。大唐集团参股宁德核电、徐大堡核电；华电集团参股福清核电、三门核电；中国国电集团参股漳州核电。4、乏燃料乏燃料处理处理（1）乏燃料及其循环过程，多个环节涉及技术选择乏燃料及其循环过程，多个环节涉

43、及技术选择 乏燃料属于高放射性的核废料，存在再次利用的价值。乏燃料属于高放射性的核废料，存在再次利用的价值。广义的核废料包括高放射性核废料乏燃料和中低放射废料，乏燃料通常由核电站的核反应堆产生，一台百万千瓦级压水堆核电机组每年产生的乏燃料 20-25t 左右，其中 U 含量降低，无法继续维持核反应，故称为乏燃料。乏燃料包含约 95%的 U238，以及 U235、Pu、裂变产物和錒系产物，包含大量的有用核素，除了铀、钚可以重新制成燃料元件外，其他元素包括氪、锶、锝、铯、钷、镎、镅等，在航空航天、工业、医疗领域有所应用。核燃料循环是核工业建立和发展的基础。核燃料循环是核工业建立和发展的基础。核燃料

44、循环是指核燃料获得、使用、处理和回收利用的全过程，包括前段和后段：进入反应堆前为核燃料处理的前段，包括等流程矿石开采、加工，铀的提取、精制、转换、浓缩、元器件制造等；从反应堆卸出后乏燃料处理为核燃料循环的后段，包括乏燃料暂时储存、从反应堆卸出后乏燃料处理为核燃料循环的后段，包括乏燃料暂时储存、后处理以及最终处置等环节，后处理以及最终处置等环节，经过处理的循环产物可重新进入核燃料循环过程，一方面能够实现铀资源的充分利用，另一方面能够实现废物减量。1）循环策略：我国闭式循环方向明确循环策略：我国闭式循环方向明确 国际上存在两种通行的乏燃料处理策略国际上存在两种通行的乏燃料处理策略开式循环和闭式循环

45、。开式循环和闭式循环。目前，美国、加拿大、西班牙、瑞典、芬兰等则采用开式循环，法国、英国、日本、印度采用闭式循环，部分国家尚未决定乏燃料处理策略。我国早在核电发展初期，即确定了“闭式燃料循环”的政策，但整体而言我国乏燃料后处理技术发展有所滞后，成为制约我国核能发展的短板。开式循环：开式循环：也称为一次性通过长期处置，经过中间储存后的乏燃料直接进入到最终处置阶段，通过深地质处置等方式进行长期储存；闭式循环：闭式循环：通过化学的方式对乏燃料中所含有用核燃料进行分离提取并回收利用，剩余废物再做最终处置。2）中间贮存：乏燃料管理的重要环节，干法贮存具备发展潜力中间贮存：乏燃料管理的重要环节，干法贮存具

46、备发展潜力 中间贮存：乏燃料管理的重要环节，包括湿法贮存和干法贮存。中间贮存：乏燃料管理的重要环节，包括湿法贮存和干法贮存。乏燃料中间贮存是乏燃料管理的重要环节，中间贮存一方面能够保障核电站稳定运营，并且降低放射性和提升处理经济性，另一方面能够起到缓冲效果，为我国乏燃料后处理发展预留时间，确保我国核循环战略稳步发展。贮存技术路线包括湿法贮存和干法贮存两类：湿法贮存：湿法贮存：反应堆卸出的乏燃料温度高、放射性强，首先需要进行湿法贮存，将乏燃料放置在硼水池中的贮存格架中，降低放射性和衰变热，之后才能够运输到离堆处置或后处理设施。根据国家核安全局，高放射性乏燃料需要经过 5-8 年的自然衰变，放射性

47、达到一个相对安全、可以正常运输的水平。干法贮存：干法贮存：乏燃料经过湿法贮存进行初始冷却后，可以进行进入到干法贮存的自然冷却环节，乏燃料仍将继续散发大量的衰变热，干法贮存将燃料放置在空气或者惰性气体中，依靠气体对流进行冷却，利用金属或者凝土作为防护层。湿法贮存为必要的贮存环节，干法贮存具备较大潜力。湿法贮存为必要的贮存环节，干法贮存具备较大潜力。湿法贮存发展较早，由于乏燃料卸出后需要进行初始冷却，使用堆内水池进行湿法贮存属于必要的贮存环节；干法贮存在运维经济性、安全性、灵活扩建、适应性方面具备优势，发展潜力较大，在离堆处置方面具备优势。3）后处理：闭式循环的关键环节，湿法处理为当前主流后处理：

48、闭式循环的关键环节，湿法处理为当前主流 后处理：闭式循环的关键环节，包含湿法和干法两类工艺。后处理：闭式循环的关键环节，包含湿法和干法两类工艺。乏燃料后处理目的是将可用的铀、钚等元素分离出来并回收利用，并可进一步分离其中的次要锕系元素和长寿命裂变产物，工艺复杂程度高，操作难度大。后处理意义一方面在于充分利用铀资源，保障核电可持续发展，另一方面在于可以使放射性废物减容和降低毒性，同时也存在着经济性以及核扩散方面的问题。后处理工艺分为湿法和干法两种：湿法处理（湿法处理（Purex）：）：Purex 含义是“铀、钚还原萃取”，以磷酸三丁酯为萃取剂、硝酸为盐析剂将铀、钚分离，回收效率高、废少、经济可靠

49、，是当前的主流工艺；干法处理：干法处理：利用铀钚等锕系元素与裂片元素的氧化还原电位差异，通过电位控制实现分离，具备适应性更强、处理对象更广的特点，当前干法处理面临在批式操作带来的处理量小、设备材料可靠性等问题，尚未进行工业化应用。4）最终处置：深地质处置为当前的主要方式，最终处置：深地质处置为当前的主要方式，正在开发研究正在开发研究分离分离-嬗变技术嬗变技术 最终处置：深地质处置是目前核废料最终处置的主要方式，最终处置：深地质处置是目前核废料最终处置的主要方式，经过暂时贮存或后处理的乏燃料，经过固化并贮存一段时间后，埋入几百米深地下的稳定地质层内。分离分离-嬗变是一种正在开发研究的技术，嬗变是

50、一种正在开发研究的技术，乏燃料首先经过后处理进行分离，然后通过嬗变（即通过核反应，把一种元素转化为另外一种元素）将乏燃料中长寿命、高放射性裂变产物和次锕系元素变为中短寿命、低放射性或稳定核素。根据中国核网，嬗变对中子速度有较高要求，普通核电站参与核反应的中子速度为 2.2km/s，而嬗变所需中子速度为9,900km/s，研究表明“快中子反应堆”和“强中子源驱动的次临界反应堆系统”（ADS）能够实现该速度，两种系统目前我国都在研究过程中。（2）我国乏燃料处理迫切程度不断上升，处理能力亟待提高我国乏燃料处理迫切程度不断上升，处理能力亟待提高 我国坚持走闭式循环，回收铀钚资源、减少环境污染。我国坚持

51、走闭式循环，回收铀钚资源、减少环境污染。我国属于贫铀国家，铀资源相对匮乏，早在1983 年确定采用动力堆乏燃料后处理的技术路线，并于上世纪九十年代开始建造我国第一座乏燃料后 处理中间试验工厂。2007 年我国发布的核电中长期发展规划 2005-2020 年中明确走闭合循环道路，2016 年能源技术革命创新行动计划 2016-2030年中提出到 2030年“基本建成我国首座 800 吨大型商用乏燃料后处理厂”的目标，“十四五”规划中重申“建设核电站中低放废物处置场，建设乏燃料后处理厂”，闭式循环目标坚定。乏燃料累积量不断增加，我国大部分乏燃料临时贮存在堆内水池。乏燃料累积量不断增加，我国大部分乏

52、燃料临时贮存在堆内水池。目前我国大部分核电站的乏燃料临时贮存在堆内水池，未做离堆贮存或后处理，且乏燃料大多已接近或超过在堆水池的贮存量，在乏燃料后处理设施成熟之前，大量乏燃料仍需暂存，乏燃料外运和离堆贮存需求或不断增加，干法贮存或迎来发展前景，目前我国初步建立湿法贮存为主，干法贮存为辅的贮存能力。我国乏燃料后处理专利申请量居于第五位，专利数量上中核储存占比较多而分离占比较少。我国乏燃料后处理专利申请量居于第五位，专利数量上中核储存占比较多而分离占比较少。根据专利视角下乏燃料后处理产业全球竞争格局（陈晓菲等，2023），全球来看，日本、美国、德国、法国、中国专利申请数量居于前五位，技术分布方面，

53、主要集中在乏燃料贮存和分离技术，分别占比 35.3%和34%。就排名前五位的申请人而言，技术侧重存在差异，就二级分支来看，中核集团储存占比 36%，分离占比 34%，而法国原子能委员会、英国核燃料公司、日本原子能机构分离占比在 6-7 成，均侧重分离技术，相较而言我国乏燃料储存专利布局较多，而分离技术方面的布局或仍需进一步提升，与我国当前乏燃料处理实际情况相对应。乏燃料后处理技术难度大，呈现资金密集和技术密集特征。全球仅有少数国家拥有规模化运营的后处理乏燃料后处理技术难度大，呈现资金密集和技术密集特征。全球仅有少数国家拥有规模化运营的后处理厂，我国后处理能力建设拾级而上。厂，我国后处理能力建设

54、拾级而上。我国乏燃料后处理产能分三步走，目前已建成 60吨后处理能力，第二步建成 200 吨工业处理能力，第三步建成 800 吨大型商用后处理能力：乏燃料后处理中间试验厂：乏燃料后处理中间试验厂：我国第一座动力堆乏燃料后处理中间试验工厂，位于甘肃省兰州，采用Purex 工艺，经过 20 年的建设发展于 2010 年完成热试，处理规模 60tHM/a，实现了核燃料闭式循环的目标，标志着我们已掌握了动力堆乏燃料后处理技术。中核瑞龙处理厂项目：中核瑞龙处理厂项目：分为两座处理厂，处理能力均为 200 吨/年，首个处理厂为一座示范性的旧燃料处理厂，根据中国核电网，该处理厂规划 2025 年投运。与法国

55、合作的与法国合作的 800 吨吨/年乏燃料后处理厂：年乏燃料后处理厂：由中核集团负责建设，法国阿海珐集团承担总体技术责任，项目总投资超过千亿元。政策规划方面，十四五期间乏燃料处理逐渐从试验示范走向应用推广。乏燃料后处理需要大量资金用于建设相应设施，世界大多数发展核电的国家对于乏燃料处理实行基金制，由核电站缴纳，政府相关部门和机构专项用于乏燃料处理处置。我国当前的征收标准为，以核电厂已投入商业运行五年以上压水堆核电机组的实际上网销售电量作为征收基数，标准为 0.026 元/千瓦时。随着更多机组投运，核电站乏燃料处理处置基金每年收入或将稳步增长。（3）乏燃料储运设备或率先受益，后处理设备远期空间广

56、阔乏燃料储运设备或率先受益，后处理设备远期空间广阔 在乏燃料累积量不断增加，堆内水池逐渐满容，后处理技术仍待突破的情况下，乏燃料离堆储运需求迫切性提升，乏燃料贮存设备以及运输设备等有望先行受益，近年多个设备存在国产化首台套的突破。我国乏燃料处理走闭式循环道路，后处理是闭式循环的关键环节，工程技术复杂程度高，政策指引下十四五期间我国后处理技术或从集中攻关走向试验示范和市场推广，Purex 专用设备或具备较高价值量和较高壁垒，先发产商有望享受行业未来的增长，此外配套设施核电阀门和智能化设备也有望迎来增量空间。1）贮存设备：保证乏燃料贮存安全的重要设备，关注干法设贮存设备：保证乏燃料贮存安全的重要设

57、备，关注干法设备国产化进程备国产化进程 贮存格架是乏燃料贮存的关键部件，我国具备国产化能力。贮存格架是乏燃料贮存的关键部件，我国具备国产化能力。乏燃料贮存格架为卸出堆芯的乏燃料提供贮存空间，该设备需满足安全功能、冷却功能、包容放射性物质、保证结构完整性等要求，确保能够导出乏燃料衰变热并具备较高的抗震能力（抗震级别 11 级），即便地震等因素使得结合条件变化，也需要确保次临界安全和衰变热的正常导出。我国具备乏燃料贮存格架国产化能力，十三五期间中广核工程、阿波罗机械、大连宝原等公司实现了验证和应用，中核工业干法支撑构件也取得了验收和交付。随着核电装机规模的稳步扩大，乏燃料贮存格架需求有望稳中有升。

58、干式贮存容器是干式贮存的核心设备，有望实现结构性增长。干式贮存容器是干式贮存的核心设备，有望实现结构性增长。根据核信息院，干法贮存通常将乏燃料组件置于封装容器内，留孔让冷却气体流向容器壁，贮存期一般为 40-60 年，在部分堆内水池逐渐满容的 情况下，离堆储运需求提升，具备多种优势且技术趋于成熟的干式贮存技术渗透率有望提升，干法贮存设备或实现结构性更高的增速。干式贮存设备包括混凝土容器和金属容器等，需满足辐射防护、安全等要求，部分干式容器既具备贮存功能，也具备运输功能。近年我国乏燃料干法设备持续加码，2020 年阿波罗机械实现首台田湾自主化乏燃料干法贮存容器的顺利交付，2021 年上海电气签署

59、联合研发乏燃料干式贮存主设备研制合同。2）运输容器：乏燃料安全运输的关键部件，国产化持续突破运输容器：乏燃料安全运输的关键部件，国产化持续突破 乏燃料运输专用设备，存在较高技术壁垒。乏燃料运输专用设备，存在较高技术壁垒。乏燃料运输容器是管理、运输乏燃料组件的专用设备，组成包括起到结构支撑、屏蔽辐射的容器本体，分割乏燃料组件的格架，防止临界事故的中子吸收材料以及防止事故冲击的减震器等。根据反射性活动，乏燃料运输容器属于 B 型货包，该型容器的设计应考虑乏燃料的冷却、放射性屏蔽、防止临界、抗自然事件和防止环境污染等复杂的工程技术问题。乏燃料运输容器制造存在准入要乏燃料运输容器制造存在准入要求。求。

60、我国制定了放射性物品安全运输规程（GB11806），乏燃料运输容器应满足相关规则，通过 9m 下落、1m 贯穿、耐热以及水浸等试验以验证其设计。根据国家核安全局，制造乏燃料运输容器的单位必须获得国家核安全监管部门（国家核安全局）审查批准的制造该乏燃料运输容器的许可证。减震器是确保乏燃料安全运输的关键部件，国内在大型乏燃料运输减震器方面经验较少。减震器是确保乏燃料安全运输的关键部件，国内在大型乏燃料运输减震器方面经验较少。乏燃料运输减震器多安装在运输容器的两端，主要结构为钢壳包裹内部缓冲材料，在事故冲击下起到吸收能量、控制过载的作用，保证筒体的结构完整性，以确保乏燃料在运输、起吊过程中的安全性。

61、当前国外减震器成熟产品较多，国内在大型容器减震器设计方面经验较少。乏燃料运输设备国产化持续突破，关注领军企业。乏燃料运输设备国产化持续突破，关注领军企业。近年我国乏燃料运输设备国产化持续推进，取得了较多首台套的突破。我国较早就实现了小型乏燃料运输容器 RY-I 的生产，但乏燃料储运需求大，需要百吨级大型乏燃料运输容器。2021 年 6 月，西核设备制造的我国首台百吨级自主设计制造乏燃料运输容器下线，填补国内空白。运输工具方面，2020 年 11月我国首批百吨级乏燃料货包铁路运输车辆交车，同年 12 月宜昌达门船厂建造的我国首艘自主研制乏燃料运输专用船交付，乏燃料公海铁联运体系不断建设。3）阀门

62、：核化工或带来增量需求，相较于核电阀门存在较大分化阀门：核化工或带来增量需求，相较于核电阀门存在较大分化 阀门在乏燃料后处理系统中仍将较大规模的使用，且具备较高的品质要求。阀门在乏燃料后处理系统中仍将较大规模的使用，且具备较高的品质要求。乏燃料后处理系统（当前主要是 PUREX 体系）涉及大量管路，需要数以万计的阀门来确保正常运行。此外，乏燃料后处理工艺管路含大量放射性和腐蚀性介质，对阀门的抗辐照&抗腐蚀性能、强度&刚度、密封性以及使用寿命等都有较高要求，目前我国尚未制定乏燃料后处理阀门的规范等级。与核电阀门相比，核化工阀门产品或存在较大分化。与核电阀门相比，核化工阀门产品或存在较大分化。核电

63、站高温、高压，介质种类相对单一，核化工面临在强辐照、高毒性、多组分硝酸体系下的一系列复杂的化工环境，阀门控制的管路上涉及的介质多达150 多种，核化工更复杂的环境也使得阀门的选型更为复杂。4）Purex专用设备：工艺有待突破，远期空间广阔专用设备：工艺有待突破，远期空间广阔 后处理工艺后处理工艺 Purex 已实现工业规模，关注相关设备。已实现工业规模，关注相关设备。作为当前较为成功的乏燃料后处理流程，Purex被多国采用，并已实现商业运营。Purex 采用磷酸三丁酯 TBP 和碳氢化合物稀释剂的混合物作为萃取剂，通过溶剂萃取分离出铀钚，包括首端处理过程（机械剪切和化学溶解、溶剂萃取过程铀钚共

64、去污、铀钚分离及铀钚纯化和铀钚尾端过程等部分，流程较长，设备较多，包括剪切机、溶解器、离心机、澄清槽、萃取柱等核心设备。我国乏燃料后处理示范性项目正在建设，关键工艺仍待进一步突破。我国乏燃料后处理示范性项目正在建设，关键工艺仍待进一步突破。我国攻克了部分关键设备的设计制造，形成了相应行业标准，而在基础研究方面和法国等国家仍然存在差距，对工艺关键设备如剪切机、溶解器仍待进一步开发。我国开发的高放废分离流程具备相应的自主知识产权，被应用于中核四零四60tHM/a的动力堆乏燃料后处理中间试验工厂，已于 2010 年热试成功，200tHM/a 的示范性的旧燃料处理厂正在建设，随着相关技术的示范验证，十

65、四五期间我国乏燃料后处理有望走向市场推广。六、核电六、核电电价分析电价分析 1、核电电价历史沿革：从核电电价历史沿革：从“一厂一价一厂一价”走向市场电价走向市场电价 自自 1991 年我国大陆首台核电机组秦山核电并网发电开始，核电站的上网电价较多采用年我国大陆首台核电机组秦山核电并网发电开始，核电站的上网电价较多采用“一厂一价一厂一价”的定的定价方式。价方式。2013 年发改委发布国家发展改革委关于完善核电上网电价机制有关问题的通知（发改价格年发改委发布国家发展改革委关于完善核电上网电价机制有关问题的通知（发改价格20131130 号文）完善核电上网电价，引入标杆电价：号文）完善核电上网电价，

66、引入标杆电价：“一、一、对新建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。二、二、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。三、三、全国核电标杆上网电价低于核电机组所在地燃煤机组标杆上网电价的地区，承担核电技术引进、自主创新、重大专项设备国产化任务的首台或首批核电机组或示范工程，其上网电价可在全国核电标杆电价基础上适当提高，具体由省级价格主管部门提出方案报我委核批，实行“一厂一价”。四、四、全国核电标杆上网电价保持相对稳

67、定。今后将根据核电技术进步、成本变化、电力市场供需状况变化情况对核电标杆电价进行评估并适时调整。五、五、上述政策适用于2013 年 1 月 1 日后投产的核电机组。2013 年 1 月 1 日以前投产的核电机组，电价仍按原规定执行。”按照发改委文件，按照发改委文件，2013 年以前投产机组仍沿用原规定，即年以前投产机组仍沿用原规定，即“一厂一价一厂一价”；2013 年以后二代机组实行年以后二代机组实行“标标杆电价杆电价”，三代机组符合上述文件第三条，实行，三代机组符合上述文件第三条，实行“一厂一价一厂一价”。2015 年，国务院推进电力体制改革，按照“管住中间、放开两头”的体系架构，有序放开输

68、配以外的竞争性环节电价，电价逐渐走向市场化。2017 年，国家能源局明确了核电保障性消纳应遵循“确保安全、优先上网、保障电量、平衡利益”的基本原则，确立保障电量制度，按保障与否决定电价。确立保障电量制度，按保障与否决定电价。2019 年 10 月，国家发改委出台关于深化燃煤发电上网电价形成机制改革的指导意见，将燃煤发电标杆上网电价机制改为“基准价+上下浮动”的市场化价格机制，配套修改核电参考标杆上网电价，改为参考基准价。配套修改核电参考标杆上网电价，改为参考基准价。核电消纳问题愈加明显，保障电量应运而生：核电消纳问题愈加明显，保障电量应运而生：国家能源局于 2017 年 2 月 20 日印发了

69、保障核电安全消纳暂行办法，明确了核电保障性消纳应遵循“确保安全、优先上网、保障电量、平衡利益”的基本原则，按优先保障顺序安排核电机组发电。一是明确电网企业要确保核电项目的配套电网设施同步投产，及时提供并网服务；二是明确核电机组保障利用小时数的确定方法和保障性电量执行核电机组标杆上网电价；三是对于保障外电量，鼓励通过电力直接交易等市场化方式促进消纳；四是明确核电企业按直接参与或购买辅助服务方式参与系统调峰。2015 年以来至今，电力体制逐步走向市场化，保障电量得以确立，三代机组一厂一价获批，我国核电定价机制逐渐完善。2、非市场化电价相对稳定非市场化电价相对稳定 保障电量内电价不同，三代机组电价需

70、核准：保障电量内电价不同，三代机组电价需核准：根据 2013 年发改委发布关于完善核电上网电价机制有关问题的通知，保障电量内，2013 年以前投产的二代机组仍按照原先“一厂一价”作为上网电价；2013年以后投产的二代机组按照全国核电标杆上网电价与当地燃煤发电基准价孰低者为上网电价，其中部分价格由当地政府后续核价后改价；三代机组由省级价格主管部门提出方案向发改委核批，实行“一厂一价”。从各核电机组保障电量内的含税上网电价来看，三代机组上网电价略高：三代机组上网电价略高：三代机组由于承担核电技术引进、自主创新、重大专项设备国产化任务，保障电量上网电价大多高于当地燃煤基准价与全国核电标杆电价的低值。

71、红沿河 5、6号机组由于辽宁发改委核准原因，核准的“一厂一价”并未有溢价。福清 5、6 号机组电价目前仍在申请中，尚未得到批复。3、市场化电量占比提升，带动核电平均电价上涨市场化电量占比提升，带动核电平均电价上涨 各省推进核电市场化程度不同：各省推进核电市场化程度不同：关于核电市场化交易各省相关政策均有所不同。市场化范围有所不同，例如浙江秦山一期核电与三门核电暂未参与市场化交易，广东台山机组暂未参与市场化交易。各省市场化进程不同，山东海阳核电于 2023 年 11 月刚刚入市参与市场化交易。2024 年各省核电市场化政策如下。电力市场化逐步推进，核电上网电价随之上行：电力市场化逐步推进，核电上

72、网电价随之上行：随着电力市场的逐渐完善，核电市场化交易比例也逐渐升高。以在运机组为全核电机组的中国广核为例。中国广核的核电市场化交易比例由 2018年的 32.55%上升至 2023 年的 57.30%，其平均上网电价同步呈现上行走势。核电上网电价主要包含计划电价与市场电价，计划电价由发改委批准，较为稳定；市场电价则与火电上网电价有一定相关性，2018-2021 年核电平均上网电价（除税）均在 0.35 至 0.36元/千瓦时之间，处于折价状态，而 2022、2023 年核电市场电价有明显提升，主要原因是 22、23 年火电市场化电价上涨。随着核电随着核电市场化交易占比提升，核电市场化交易占比

73、提升，核电平均上网电价有望延续稳中有升态势。平均上网电价有望延续稳中有升态势。从两大核电运营商具体市场化交易情况可以看出两大核电公司的上网电价执行“基准价+上下浮动”的情况。七七、相关公司、相关公司 1、佳电股份：国内特种电机龙头企业，核电主泵供应商之一佳电股份：国内特种电机龙头企业，核电主泵供应商之一 佳电股份作为国内特种电机领域的领导者，拥有逾 80年的行业历史和深厚技术积累。公司的特种电机产品涵盖了防爆电机、起重冶金电机、矿用电机等多个系列，广泛应用于石油、石化、冶金、矿山等关键领域。通过不断的技术研发和市场开拓，公司实现了特种电机产品线的多元化和高端化，进一步加强了其在特种电机行业的竞

74、争优势。在核电电机领域，通过收购哈电动装股权，公司显著提升了自身在核电电机市场的竞争力，并成功扩展了业务范围。公司为我国二代核电项目配套了 8000 余台核用电机，国产化核级电机占有率在 80%以上；子公司哈电动装产品覆盖三代核电机组，轴封型核主泵实现出货且运行良好，具有屏蔽型核主泵生产能力；公司主氦风机是第四代核能系统安全特性的高温气冷堆核心设备，已为华能山东石岛湾核电厂高温气冷堆核电站示范工程交付 2 台套主氦风机。公司在经历了 2017 年的经营管理层面改革之后，业绩持续向好，展示了其在行业内的稳健发展和良好的市场地位。公司 2023 年实现营业收入 53.21 亿元，同比+16.69%

75、，毛利率 23.96%，同比+0.13pcts，实现归母净利润 3.99亿元，同比+4.75%。23Q4 公司实现营业收入 22.84 亿元，毛利率 25.27%，归母净利润 1.16 亿元。分业务看，2023 年电动机及服务实现收入 45.24 亿元，同比+13.17%，毛利率24.05%，同比+4.93pcts。核电产品收入 6.86 亿元，同比+52.78%，毛利率 20.39%，同比-35.57pcts。2、中核科技：深耕核电阀门行业，助力核电阀门国产替代中核科技：深耕核电阀门行业，助力核电阀门国产替代 公司前身为苏州阀门厂，于 1997 年在深交所挂牌上市，成为中国阀门行业和中国核工

76、业集团有限公司所属的首家上市企业，是一家集工业阀门研发、设计、制造及销售为一体的科技型制造企业。公司坚持市场化、国际化导向，为石油、天然气、炼油、核电、电力、冶金、化工、造船、造纸、医药等行业提供阀门系统解决方案，逐步形成了“核工程、石油石化、公用工程”三大主流目标市场。公司推进关键阀门国产化的自主创新步伐，是国内核电阀门领域的领军企业，国内三大核电集团核电阀门主力供应商。公司核电站用关键阀门具备二代、三代核电机组阀门成套供货能力，四代核电机组关键阀门供货能力；核燃料真空阀及浓缩铀生产四大类国产化关键阀门总体性能达到或超过进口产品水平，具备成套供货能力。“华龙一号”核一级稳压器快速卸压阀居国际

77、领先水平，核二级主蒸汽隔离阀、CAP1400 系列关键阀门、安全壳延伸功能地坑阀等产品居国际先进水平，DN800主蒸汽隔离阀获江苏省首台(套)重大装备产品认定。公司经营略有波动但整体稳健，核电、石化相关产品在在营收中占比较高，盈利能力较强。2023 年公司营业收入 18.10 亿元，同比增长 20.65%；实现归母净利润 2.22 亿元，同比增长 29.11%。2021-2023年公司核电核化工产品营业收入分别为 3.31 亿元、4.32 亿元、6.19 亿元，毛利率分别为 18.26%、31.15%、30.40%；石油石化产品营业收入分别为 5.55 亿元、5.11 亿元、6.04 亿元，毛

78、利率分别为19.87%、14.81%、17.84%。3、江苏神通：国内特种阀门骨干企业，产品业务持续拓展江苏神通：国内特种阀门骨干企业，产品业务持续拓展 江苏神通成立于 2001 年，专业从事新型特种阀门研发、生产与销售，主要包括蝶阀、球阀、闸阀、截止阀、止回阀、调节阀、非标阀等七个大类 145 个系列 2000 多个规格，这些产品广泛应用于冶金、核 电、火电、煤化工、石油和天然气集输及石油炼化等领域。公司冶金特种阀门主要应用于冶金行业的高炉煤气干法除尘与煤气回收等节能减排系统，产品国内市场占有率 70%以上。公司在核电领域的产品包括应用于核电站的核级蝶阀和球阀、核级法兰和锻件和应用于核化工领

79、域的专用设备及阀门，是核级蝶阀、球阀产品国内主要供应商之一。在近十年的核电项目招标当中，公司中标率在 90%以上。持续巩固老产品市场阵地的同时，公司持续扩展业务领域，在线运行的各类核电阀门已超过 15 万台，总体使用情况良好；核级仪表阀、气动膜片和隔膜阀等公司近年研发的新产品，市场前景良好。公司营收稳步增长，核电收入占比高、盈利能力强。2023 年公司实现营业收入 21.33 亿元，同比+9.10%，实现归母净利润 2.69亿元，同比+18.16%。公司阀门产品主要应用于核电、节能环保、能源装备、冶金四大板块。其中核电板块收入占比最高，盈利能力最强。2023 年，公司核电行业收入 6.94亿元

80、，同比+10.49%，占公司营业收入 32.56%，毛利率 40.31%。4、景业智能：核心产品行业领先，专注核工业智能制造技术应用景业智能：核心产品行业领先，专注核工业智能制造技术应用 景业智能专注并致力于智能制造技术在核工业中的应用，主要从事特种机器人及智能装备的研发、生产及销售，主要产品包括核工业系列机器人、核工业智能装备、非核专用智能装备等。深度绑定中核集团、中国航天科技集团、中国航天科工集团、中科院、中广核、全国各大高校等众多优质客户。同时，公司还为新能源电池、医药大健康等行业客户提供智能制造解决方案及特种装备。公司自主研发的核工业系列机器人、核工业智能装备等产品主要应用于核燃料循环

81、产业链，已成功应用于多个项目，为客户提高生产效率、提升系统可靠性、实现特殊环境下的机器换人等多个难题提供了系统解决方案。公司核心产品“核工业电随动机械手”和“核工业自动取样系统”连续两年获得了浙江省国内首台（套）产品的认定。核工业领域营收占比大、毛利水平较高。2023 年公司实现营业收入 2.55 亿元，同比-44.89%，公司综合毛利率 47.84%，实现归母净利润 0.35 亿元，同比-71.47%。公司 2023 年面临全年营业收入、归属于上市公司股东的净利润大幅下滑的主要原因是大客户项目规划与项目交付验收减少等原因，造成经营业绩产生较大波动，同时为保障现有及后续项目订单交付，人员成本、

82、研发费用等持续投入，期间费用未缩减。2023 年公司核工业类产品营业收入 2.36 亿元，非核工业类产品营业收入 0.17 亿元，两者毛利率分别为 47.44%、52.23%。5、海陆重工：国内余热锅炉领域领先企业，核电、节能环保业务持续拓海陆重工：国内余热锅炉领域领先企业，核电、节能环保业务持续拓展展 海陆重工创建于 1956 年，是国内一流节能环保设备的专业设计制造企业，注重研究废热、余热利用和环境保护相结合的新技术研发，自主设计能力居同行前列。目前已初步形成锅炉产品、大型压力容器、核电设备、低温产品、环保工程共同发展的业务格局。公司是国家干熄焦余热锅炉国家标准的起草、制定单位之一，在转炉

83、余热锅炉和有色冶炼余热锅炉等领域也始终保持市场领导地位。公司自 1998 年起涉足核电领域，而后取得民用核承压设备制造资格许可证。多年来，公司在民用核能领域累积了丰富的制造和管理经验，并完成多个项目的国际、国内首件（台）制造任务。服务堆型包括 但不限于二代+堆型、三代堆型（华龙一号、国和一号、AP1000、VVER、EPR）、四代堆型（高温气冷堆、钠冷快堆、钍基熔盐堆）以及热核聚变堆（ITER）等，涵盖了国内外的各核电机组。公司营收波动增长，利润水平近年来渐趋稳定，业务方面积极发展核电、环保、新能源等领域。2023年公司实现营业收入 27.95 亿元，同比+18.20%，公司综合毛利率 25.

84、49%，实现归母净利润 3.40 亿元，同比+1.08%。公司收入中，锅炉及相关配套产品和压力容器占比较高，2023 年，锅炉及相关配套产品实现收入 12.39 亿元，占公司营业收入 44.33%，压力容器产品实现收入 9.51 亿元，占公司营业收入34.02%。2021 年以来公司核电产品稳步发展，2021-2023 年分别实现营收 0.34 亿元、0.57 亿元、0.80 亿元，毛利率分别为 24.44%、25.29%、30.52%，核电产品盈利能力高于公司平均水平。6、东方电气：能源装备龙头企业，核电装备制造国产化领域能力出色东方电气：能源装备龙头企业，核电装备制造国产化领域能力出色 东

85、方电气创立于 1958 年，肩负保障国家能源安全的重大责任，为我国提供了大约四分之一的能源装备，是全球最大的能源装备制造企业集团之一。当前，公司形成“六电并举、六业协同”的产业格局，“六电”分别为风电、太阳能、水电、核电、气电、煤电，“六业”包括高端石化装备产业、节能环保产业、工程与国际贸易产业、现代制造服务业、电力电子与控制产业、新兴产业，产品包括风电机组、太阳能发电设备、水电机组、核电机组、火电机组（燃气轮机发电、清洁高效煤电）、控制系统、环保设备、工业化工装备、氢能及燃料电池、储能装备、新材料等，致力于为客户提供能源装备、绿色低碳装备、高端智能装备于一体的综合能源解决方案。东方电气在国内

86、率先进入百万千瓦等级大型核电领域，2019 年获得全国首张核蒸汽供应系统设备制造许可证，获得国家核安全局颁发的核 1 级设备（蒸汽发生器）设计许可证，成为国内首家具备该项资质的装备制造企业，至此东方电气已具备核 1/2/3级设备完整设计资质。具备批量化制造核电站核岛主设备和常规岛汽轮发电机组的成套供货能力，产品覆盖二代加、引进三代（EPR、AP1000）、自主三代（“华龙一号”、国和一号）、四代核电（钠冷快堆、高温气冷堆）、海上浮动平台模块化小堆等国内所有技术路线。公司营收、利润稳步提升，财务表现优秀。2023 年，公司实现营业收入 595.67 亿元，同比增长 9.94%；实现归母净利润 3

87、5.50 亿元，同比增长 24.37%。公司在清洁高效发电设备业务方面呈良好发展态势，2023 年实现营收 205.89亿元，同比+40.21%，毛利率为 21.33%。其中，核电业务收入 29.03 亿元，同比+41.11%。八八、发展趋势分析、发展趋势分析 1、2024 年开始核电设备进入密集交付周期，带动业绩提升年开始核电设备进入密集交付周期，带动业绩提升 前期核准项目筑底前期核准项目筑底 2024 年核电设备需求，年核电设备需求，2024 年有望迎来核电设备加速交付。年有望迎来核电设备加速交付。从 2019 年 2023 年底，我国陆续核准 34 台核电机组，其中 2022-2023

88、年核准密集，年均达到 10 台。核电项目建设周期较长，从核准到 FCD 到设备进场通常在 56 年左右，随着前期核电项目的陆续开工和土建的完成，预计从 2024 年起，核电设备企业开始密集进入设备交付期，有望迎来业绩明显提升。2023 年开始核电投资额大幅增长，年开始核电投资额大幅增长，2024 年中国核电投资计划首超千亿元，再次说明年中国核电投资计划首超千亿元，再次说明 2024 年开始核年开始核电设备有望进入密集交付周期，带动业绩提升。电设备有望进入密集交付周期，带动业绩提升。2023 年我国在建核电工程稳步推进，全年新开工核电机组 5 台，核电工程建设投资完成额 949亿元，创近五年最高

89、水平。根据中国核电发展规划和 2024 经营计划，中国核电 2024年投资计划总额为 1215.53 亿元，同比 52%，而中国核电 2021-2023 年投资计划总额分别为 339、506、800亿元，中国核电投资计划大幅上涨，表明核电 2024年加速发展。2、国内核电技术成本显著低于海外，核电出海需求空间广阔国内核电技术成本显著低于海外，核电出海需求空间广阔 海外核电在建需求大，约占全球建设海外核电在建需求大，约占全球建设 60%。根据 IAEA 数据，截至 2024 年 5 月 21 日，全球可运行的核电反应堆为 416座，总净装机容量达到 374.6GW。全球在建核电反应堆 59 座，

90、总净装机容量为61.64GW，其中除中国外，总计 34 座核电反应堆在建，装机容量为 35.34GW，约占全球建设 57%。全球在建核反应堆按照技术分，压水堆为主要堆型（51座），其他还有快中子增殖反应堆（FBR）、加压重水反应堆（PHWR）和沸腾水反应堆（BWR）。中国目前可用于出口的具备完全自主知识产权的三代堆型有华龙一号和国和一号，成本优势明显。中国目前可用于出口的具备完全自主知识产权的三代堆型有华龙一号和国和一号，成本优势明显。华龙一号在 2014 年通过了国际原子能机构（IAEA）反应堆通用安全审查（GRSR），一举提高了“华龙一号”在国内国际两个市场的认可度。经济性方面，经过多年发

91、展，我国目前在核电研发、设计、设备制造、工程建设以及运营管理方面，积累了丰富经验，中国的二代机型成本优势显著，华龙一号的造价约为1.6 万元/KW，AP1000 由于之前设计没有固化及设备制造的问题造价约为 2 万元/KW。由于采用了完全非能动设计理念，相比传统电厂，“国和一号”做了许多“减法”，安全级阀门、管道、电缆、泵、控制装置、抗震厂房总量分别约减少 50%、80%、85%、35%、70%和 45%。国外在建核电造价大幅高于国内。国外在建核电造价大幅高于国内。国外近期在建核电造价水平普遍大幅高于国内，不同机型间存在不小差异。以中美 AP1000 为例，美国 AP1000 首堆造价水平为国

92、内 AP1000 首堆的 4 倍，预计批量化造价水平也将是国内的 2.53 倍。国内外核电造价水平相差大的主要原因有两个方面：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。中核集团、广核集团推动华龙一号出海，国家电投推动中核集团、广核集团推动华龙一号出海，国家电投推动 CAP1400 出海，海外核电需求空间打开。出海，海外核电需求空间打开。华龙一号海外示范工程巴基斯坦卡拉奇核电 2 号机组已投入商运，3 号机组已发电。其中 2 号机组创造了全球三代核电海外建设的最短工期，荣获能源国际合作最佳实践案例。国家电投的 CAP1400 是中国核电“走出去”战略的另外一个重要选项。据国家能源局预测数据，需求端，到 2030 年仅“一带一路”沿线国家将新建上百台核电机组，共计新增核电装机 1.15 亿千瓦。每出口 1 台核电机组需要 8 万余台套设备，单台机组投资约 300 亿元。