2024年核電產(chǎn)業(yè)研究報告：發(fā)展提速-核電彰顯高景氣度

2024年核電產(chǎn)業(yè)研究報告：發(fā)展提速_核電彰顯高景氣度1、核電邁入新階段，助力實現(xiàn)“雙碳”目標(biāo)1.1低碳目標(biāo)下核電穩(wěn)步增長，機(jī)組分布在沿海地區(qū)核電裝機(jī)容量穩(wěn)步增長。截至2023年底我國核電在運(yùn)裝機(jī)容量達(dá)到5703.13萬千瓦。2023年我國核電上網(wǎng)電量達(dá)到4067.09億千瓦時，相比2022年增長4.05%。從能源結(jié)構(gòu)看，核電在中國能源結(jié)構(gòu)中占比繼續(xù)擴(kuò)大。核電發(fā)電量占全國發(fā)電量的比重從2014年的2.39%上升到2023年底的4.86%。從地區(qū)分布看，核電機(jī)組分布在沿海地區(qū)。截至2023年年底，我國在運(yùn)機(jī)組共55臺，其中廣東在運(yùn)機(jī)組14臺，廣西在運(yùn)機(jī)組3臺（防城港核電廠3號機(jī)組于2022年11月25日首次裝料，于2023年3月商運(yùn)），福建在運(yùn)機(jī)組10臺，浙江在運(yùn)機(jī)組11臺，江蘇在運(yùn)機(jī)組6臺，山東在運(yùn)機(jī)組3臺（石島灣核電廠1號機(jī)組于2021年8月21日首次裝料，于2023年12月商運(yùn)），遼寧在運(yùn)機(jī)組6臺，海南在運(yùn)機(jī)組2臺。廣東、福建和浙江裝機(jī)量排名前三，分別為16136、11034、9126兆瓦。1.2低碳高產(chǎn)，核電發(fā)展有較大空間黨的二十大報告提出，“積極穩(wěn)妥推進(jìn)碳達(dá)峰碳中和”、“加快規(guī)劃建設(shè)新型能源體系”。在我國，能源活動碳排放占二氧化碳排放總量的88%左右，而電力行業(yè)碳排放又占能源行業(yè)碳排放的42%左右。因此，實現(xiàn)“雙碳”目標(biāo)，能源是主戰(zhàn)場，電力是主力軍。完善低碳能源結(jié)構(gòu)具有重要意義，而核電在低碳結(jié)構(gòu)中難以被取代。1.2.1核電清潔穩(wěn)定，未來占比有望不斷提升核電是高效清潔的低碳能源。政府間氣候變化委員會（IPCC）的評估報告指出，在考慮鈾礦采冶級核電站退役治理后，核電依然是全生命周期碳排放最小的發(fā)電技術(shù)之一，每千瓦時僅產(chǎn)生12克二氧化碳。核電運(yùn)行高效可靠，發(fā)電效能穩(wěn)定持續(xù)。在“雙碳”背景下，能源結(jié)構(gòu)清潔化、低碳化的進(jìn)程進(jìn)一步加快，煤電在能源結(jié)構(gòu)中將從主要能源過渡為電力靈活性調(diào)節(jié)的輔助能源；風(fēng)電、光電由于受到地理資源條件不穩(wěn)定的影響，具有波動性與間歇性；核電穩(wěn)定性強(qiáng)，除定期檢修外長期穩(wěn)定運(yùn)行，2023年核電機(jī)組發(fā)電小時數(shù)達(dá)7670小時，遠(yuǎn)超其他類型機(jī)組，具備穩(wěn)定持續(xù)發(fā)電能力。新能源快速發(fā)展下，核能在能源供應(yīng)中占比有望持續(xù)提升。IEA（InternationalEnergyAgency國際能源署）針對2050年實現(xiàn)全球凈零排放作出假設(shè)，按照全球各國政府已宣布承諾的情景，可再生能源將主導(dǎo)全球能源供應(yīng)的增長，在能源結(jié)構(gòu)中的份額將從2020年的12%增加到2050年的35%（既定政策情景下2050年為25%）。同時核能地位不斷提升，在能源結(jié)構(gòu)中的份額將從2020年的5.0%增加到2050年的7.5%（既定政策情景下2050年為5.2%）。1.2.2核電處于快速發(fā)展階段，預(yù)計2030年裝機(jī)超1億千瓦從全球核電發(fā)展?fàn)顩r來看，截至2021年底，我國核電仍低于世界平均水平。從世界發(fā)電結(jié)構(gòu)上看，2021年全球核電的發(fā)電量占總發(fā)電量的比重為10.8%。各國核電發(fā)電量在國內(nèi)發(fā)電量占比中，法國（69%）、美國（20%）、俄羅斯（20%），我國核電發(fā)電量占比2021年剛突破5%，中國核電發(fā)電量占比在全球的排名中相對落后，未來仍具備提升空間。我國在主要核能發(fā)電國家與地區(qū)中仍是核電發(fā)電量增速最快的國家。受到影響，2020年各國核電發(fā)電量增速有所下降，2021年中國核電發(fā)電量增速重回10%以上，達(dá)到11.3%。2022年由于大量反應(yīng)堆停運(yùn)，全球核能發(fā)電量26790.11億千瓦時，同比下降4.4%，同期中國核電發(fā)電量增速有所放緩，但依舊保持2.5%的增長勢頭。從政策上看，“雙碳”目標(biāo)重塑國內(nèi)核電低碳能源地位。我國核電發(fā)展的政策歷程可以分為四個階段，從開始學(xué)習(xí)引進(jìn)到積極推進(jìn)核電發(fā)展，再到福島事故后核電陷入低谷期，如今“雙碳”政策下核電快速重啟：1991年-2005年，引進(jìn)學(xué)習(xí)外國核電技術(shù)，適當(dāng)發(fā)展核電。2006年-2010年，積極推進(jìn)核電發(fā)展，統(tǒng)一核電技術(shù)發(fā)展路線，引進(jìn)外國先進(jìn)技術(shù)，吸收并再創(chuàng)新。2011年-2020年，日本福島核事故發(fā)生后，國務(wù)院立即做出重要部署，明確要求抓緊編制核安全規(guī)劃，堅持“安全第一”方針。2021年至今，在“雙碳”目標(biāo)下，積極安全有序發(fā)展核電，協(xié)助優(yōu)化能源結(jié)構(gòu)，同時推進(jìn)先進(jìn)示范堆工程。與國家政策相對應(yīng)，國內(nèi)機(jī)組開工狀況基本與政策同步分為4個階段：2005年以前適度發(fā)展核電，機(jī)組開工數(shù)量較少。2006年-2010年在“積極推進(jìn)核電發(fā)展”的政策下，國內(nèi)機(jī)組開工數(shù)量快速增長，2009、2010年達(dá)到最高，一年開工九臺機(jī)組。2011年受到福島核事故的影響，為進(jìn)一步保障核安全與防治放射性0污染，國內(nèi)開工機(jī)組有所減少，2015年核電審批短暫復(fù)蘇，16-18年由于對三代機(jī)組安全性考察審批再度停滯，導(dǎo)致17-19年機(jī)組開工數(shù)較少。2020年以后，在“雙碳”目標(biāo)的指導(dǎo)下，核電加速復(fù)蘇。2023年，我國新核準(zhǔn)核電機(jī)組10臺，新投入商運(yùn)核電機(jī)組3臺，新開工核電機(jī)組4臺。2023年，共有中核集團(tuán)三門核電4號機(jī)組、中國廣核陸豐核電6號機(jī)組、國家電投海陽4號、中國核電徐大堡1號四臺機(jī)組開工。按照《中國核能發(fā)展與展望（2022）》，我國自主三代核電有望按照每年6-8臺機(jī)組的核準(zhǔn)節(jié)奏穩(wěn)步推進(jìn)；根據(jù)《“十四五”現(xiàn)代能源體系規(guī)劃》，核能在我國清潔能源低碳系統(tǒng)中的定位將更加明確，作用將更加凸顯。我們將中國能源發(fā)展分為三種不同情形對核電裝機(jī)進(jìn)行預(yù)測，高場景下核電和新能源同時高速發(fā)展，核電裝機(jī)以年均8-10臺速度增長；中場景下偏向新能源發(fā)展，核電有序發(fā)展，核電裝機(jī)以年均7-8臺速度增長；低場景下新能源跨越式發(fā)展，儲能技術(shù)加速布局，核電適度發(fā)展，核電機(jī)組以年均5-6臺速度增長。根據(jù)《中國核能發(fā)展報告（2021）》藍(lán)皮書預(yù)測，2030年核電裝機(jī)容量為1.2億千瓦。在高/中/低場景下，我們預(yù)計2030年中國核電裝機(jī)分別達(dá)到1.06、1.00、0.93億千瓦；“十五五”期間核電裝機(jī)容量快速擴(kuò)張，假設(shè)至2030年核電利用小時數(shù)較2022年稍有增長至7800小時，在中場景下，2030年我國在運(yùn)裝核電年發(fā)電量將達(dá)到7784億千瓦時。2、“重中間，輕兩頭”，產(chǎn)業(yè)鏈前后端亟需跟進(jìn)核電產(chǎn)業(yè)鏈主要分為前端（鈾礦采冶、轉(zhuǎn)化、濃縮核燃料原件制造）、中端（核設(shè)備制造、核電站建造及運(yùn)營）和后端（乏燃料處理、核電站退役）。從目前產(chǎn)業(yè)發(fā)展?fàn)顩r來看，我國核電發(fā)展存在中端強(qiáng)、前后端弱的情況，隨著核電裝機(jī)規(guī)模從2012年1480萬千瓦增長至2023年5703萬千瓦，核燃料需求與乏燃料處理需求將快速增長，前端和后端產(chǎn)業(yè)亟需跟進(jìn)。2.1前端：核燃料供應(yīng)從鈾礦到核燃料元件需要經(jīng)過鈾礦浸取、鈾轉(zhuǎn)化、鈾濃縮過程，最后加工制備為核燃料元件。根據(jù)世界核能協(xié)會統(tǒng)計，在2021年核燃料采購成本中，天然鈾采購成本占比為51%；鈾濃縮成本占比24%；燃料元件制造成本占比18%；鈾轉(zhuǎn)換成本占比最低，為7%?？刂铺烊烩櫜少彸杀緸榭刂坪巳剂铣杀镜年P(guān)鍵。2.1.1我國天然鈾資源供不應(yīng)求，嚴(yán)重依賴進(jìn)口從已探明的鈾礦資源來看，我國鈾礦資源暫時難以匹配國內(nèi)核電燃料需求。2022年，鈾礦產(chǎn)量全世界前三為:哈薩克斯坦43.01%，加拿大14.89%，納米比亞11.37%。2022年我國鈾礦產(chǎn)量為1700噸鈾，僅占全球鈾礦總產(chǎn)量的3.44%。我國天然鈾資源的對外依存度較高，積極并購海外項目獲取資源。目前我國唯一的國產(chǎn)鈾供應(yīng)商為中核集團(tuán)，鈾礦產(chǎn)能增速較慢。隨著我國核電規(guī)模增長，核能燃料供應(yīng)缺口進(jìn)一步擴(kuò)大，2021年我國天然鈾資源的對外依存度達(dá)到83.27%，主要通過并購海外鈾資源開發(fā)項目以及少部分公開市場上購買獲得，如中國廣核集團(tuán)收購了納米比亞的湖山鈾礦100%股權(quán)，該礦為已探明儲量居世界第三的鈾礦；中核集團(tuán)收購了納米比亞的羅辛鈾礦68.62%股權(quán)。2.1.2全球核電復(fù)蘇，拉升核燃料市場價格2005年以前全球天然鈾處于價格平穩(wěn)增長的階段，2005年后天然鈾價格波動增大。05年至07年鈾礦價格快速上漲沖高至135美元/磅，隨后受到金融危機(jī)與福島核事故的影響出現(xiàn)兩輪下跌。2021年7月以后受到全球核電重啟以及俄烏沖突的影響，再次大幅上漲，預(yù)計未來鈾礦價格在供需偏緊格局下，仍具備上行空間。圖19：2000年1月-2024年5月天然鈾現(xiàn)貨價格（2021年至今我國核燃料價格漲幅相對較小。中國核燃料價格相對穩(wěn)定，主要原因為中國主要核電運(yùn)營商均通過與控股股東簽訂長期采購協(xié)議，從而鎖定價格規(guī)避現(xiàn)貨價格的波動。例如，中國廣核與其股東中廣核已簽訂2024年至2026年核燃料物資供應(yīng)與服務(wù)框架協(xié)議；2022年中國核電表示與其控股集團(tuán)的中核建中核燃料公司（中核集團(tuán)旗下企業(yè)）簽訂中長期協(xié)議，有效鎖定燃料采購規(guī)模和價格，因而在核燃料成本上受到現(xiàn)貨市場的影響較小。以中國核學(xué)會核燃料價格指數(shù)來反映中國核燃料價格的變化。2023年12月天然鈾價格指數(shù)為100.87萬元/tU，同比增長7.31%；2023年12月鈾轉(zhuǎn)化價格指數(shù)為24.11萬元/tU，同比增長56.56%；2023年12月鈾濃縮價格指數(shù)為88.26萬元/tSWU，同比增長14.18%。由于核電建設(shè)在全球范圍內(nèi)的復(fù)蘇，2022年底國際原子能協(xié)會重新調(diào)整了對全球核電規(guī)模的預(yù)測，樂觀預(yù)期下，2050年世界核電裝機(jī)容量有望達(dá)到792GW，相比2020年增長一倍。隨著核電全球復(fù)蘇，天然鈾市場需求將進(jìn)一步擴(kuò)大疊加鈾礦勘探較慢，過剩庫存加速消化，未來幾年的鈾價可能快速震蕩上行，國內(nèi)核燃料成本也會受到影響而有所增加。2.2中端：中端核電設(shè)備、運(yùn)營產(chǎn)業(yè)發(fā)展較快2.2.1核島設(shè)備技術(shù)壁壘高，主要由國企主導(dǎo)核電設(shè)備主要分為核島設(shè)備、常規(guī)島設(shè)備以及輔助系統(tǒng)(BOP)三個部分。核島設(shè)備是核電站的核心部分，主要包括核蒸汽系統(tǒng)與安全系統(tǒng)；常規(guī)島主要包括汽輪發(fā)電機(jī)及其相關(guān)設(shè)備，從加壓蒸汽中提取熱能并將其轉(zhuǎn)化為電能，設(shè)備與傳統(tǒng)發(fā)電廠的技術(shù)基本相似；輔助系統(tǒng)為核蒸汽供應(yīng)系統(tǒng)之外的相關(guān)配套設(shè)施。核電設(shè)備是核電建設(shè)的主要成本，2020年核電設(shè)備占據(jù)總成本的61%。其中包含核心技術(shù)的核島設(shè)備是核電設(shè)備的主要組成部分，由上海電氣、東方電氣、哈爾濱電氣等國有企業(yè)壟斷，占據(jù)設(shè)備成本的45.90%；相對于核島設(shè)備，常規(guī)島設(shè)備與輔助系統(tǒng)的技術(shù)門檻較低，行業(yè)競爭相對激烈，參與者較多，我國常規(guī)島設(shè)備市場參與者主要有東方電氣、哈爾濱電氣、上海電氣、紐威股份、天沃科技、佳電股份、中核科技、應(yīng)流股份、江蘇神通等。2.2.2打通產(chǎn)業(yè)鏈，構(gòu)建高行業(yè)壁壘，運(yùn)營市場高度集中核電運(yùn)營主要由中國廣核和中國核電兩家龍頭公司占據(jù)市場。兩大核電運(yùn)營商具有集團(tuán)優(yōu)勢，依靠集團(tuán)在產(chǎn)業(yè)鏈前、后端的布局形成產(chǎn)業(yè)鏈優(yōu)勢。中核集團(tuán)在前端布局有中國鈾業(yè)、中核建中燃料，后端布局有中國核能工程；中國廣核集團(tuán)前端布局中國廣核鈾業(yè)，后端布局大亞灣環(huán)保，均為各自的運(yùn)營公司提供了核燃料保障、乏燃料處置保障。同時兩家還合作擁有三代核電技術(shù)“華龍一號”，從而構(gòu)建了高行業(yè)壁壘。截至2023年年底，中國廣核在運(yùn)裝機(jī)容量3057萬千瓦，占全國總裝機(jī)的53.60%，是國內(nèi)最大的核電運(yùn)營商；同期，中國核電在運(yùn)裝機(jī)容量2375萬千瓦，占全國總裝機(jī)的41.64%；國家電投及華能集團(tuán)由于進(jìn)入市場較晚，運(yùn)營機(jī)組規(guī)模相對較小，僅占總在運(yùn)機(jī)組的4.76%。獲得核電牌照，華能集團(tuán)步入核電運(yùn)營賽道。2020年9月華能集團(tuán)的昌江二期核電項目被核準(zhǔn)，意味著華能集團(tuán)成為第四家擁有核電運(yùn)營資質(zhì)的企業(yè)。華能集團(tuán)在核電領(lǐng)域積極布局，不僅在建有三代機(jī)組，同時牽頭四代核電示范項目——山東石島灣高溫氣冷堆示范工程。大唐集團(tuán)、中國華電和國電集團(tuán)等通過參股方式在核電領(lǐng)域均有所布局。大唐集團(tuán)參股寧德核電、徐大堡核電；華電集團(tuán)參股福清核電、三門核電；中國國電集團(tuán)參股漳州核電。2022、2023年國內(nèi)核電機(jī)組核準(zhǔn)機(jī)組均達(dá)10臺，相比2021年核準(zhǔn)5臺明顯加速。2022年4月核準(zhǔn)三門核電二期3、4號機(jī)組，海陽核電二期3、4號機(jī)組，陸豐核電5、6號機(jī)；9月核準(zhǔn)廣東廉江1、2號機(jī)組、漳州核電3、4號機(jī)組。2023年7月國務(wù)院一次性核準(zhǔn)山東石島灣、福建寧德、遼寧徐大堡共計6臺核電機(jī)組項目，12月29日，國務(wù)院又核準(zhǔn)金七門1、2號機(jī)組與太平嶺二期3、4號機(jī)組。中國核電審批進(jìn)度加快，核電市場景氣持續(xù)向好。其中，華龍一號為近期核電主要布局類型。3、核電運(yùn)營市場：三代機(jī)組電價上浮，技術(shù)成熟落地3.1核電電價歷史沿革：從“一廠一價”走向市場電價自1991年我國大陸首臺核電機(jī)組秦山核電并網(wǎng)發(fā)電開始，核電站的上網(wǎng)電價較多采用“一廠一價”的定價方式。2013年發(fā)改委發(fā)布《國家發(fā)展改革委關(guān)于完善核電上網(wǎng)電價機(jī)制有關(guān)問題的通知》（發(fā)改價格〔2013〕1130號文）完善核電上網(wǎng)電價，引入標(biāo)桿電價：“一、對新建核電機(jī)組實行標(biāo)桿上網(wǎng)電價政策。根據(jù)目前核電社會平均成本與電力市場供需狀況，核定全國核電標(biāo)桿上網(wǎng)電價為每千瓦時0.43元。二、全國核電標(biāo)桿上網(wǎng)電價高于核電機(jī)組所在地燃煤機(jī)組標(biāo)桿上網(wǎng)電價（含脫硫、脫硝加價，下同）的地區(qū)，新建核電機(jī)組投產(chǎn)后執(zhí)行當(dāng)?shù)厝济簷C(jī)組標(biāo)桿上網(wǎng)電價。三、全國核電標(biāo)桿上網(wǎng)電價低于核電機(jī)組所在地燃煤機(jī)組標(biāo)桿上網(wǎng)電價的地區(qū)，承擔(dān)核電技術(shù)引進(jìn)、自主創(chuàng)新、重大專項設(shè)備國產(chǎn)化任務(wù)的首臺或首批核電機(jī)組或示范工程，其上網(wǎng)電價可在全國核電標(biāo)桿電價基礎(chǔ)上適當(dāng)提高，具體由省級價格主管部門提出方案報我委核批，實行“一廠一價”。四、全國核電標(biāo)桿上網(wǎng)電價保持相對穩(wěn)定。今后將根據(jù)核電技術(shù)進(jìn)步、成本變化、電力市場供需狀況變化情況對核電標(biāo)桿電價進(jìn)行評估并適時調(diào)整。五、上述政策適用于2013年1月1日后投產(chǎn)的核電機(jī)組。2013年1月1日以前投產(chǎn)的核電機(jī)組，電價仍按原規(guī)定執(zhí)行?！卑凑瞻l(fā)改委文件，2013年以前投產(chǎn)機(jī)組仍沿用原規(guī)定，即“一廠一價”；2013年以后二代機(jī)組實行“標(biāo)桿電價”，三代機(jī)組符合上述文件第三條，實行“一廠一價”。2015年，國務(wù)院推進(jìn)電力體制改革，按照“管住中間、放開兩頭”的體系架構(gòu)，有序放開輸配以外的競爭性環(huán)節(jié)電價，電價逐漸走向市場化。2017年，國家能源局明確了核電保障性消納應(yīng)遵循“確保安全、優(yōu)先上網(wǎng)、保障電量、平衡利益”的基本原則，確立保障電量制度，按保障與否決定電價。2019年10月，國家發(fā)改委出臺《關(guān)于深化燃煤發(fā)電上網(wǎng)電價形成機(jī)制改革的指導(dǎo)意見》，將燃煤發(fā)電標(biāo)桿上網(wǎng)電價機(jī)制改為“基準(zhǔn)價+上下浮動”的市場化價格機(jī)制，配套修改核電參考標(biāo)桿上網(wǎng)電價，改為參考基準(zhǔn)價。核電消納問題愈加明顯，保障電量應(yīng)運(yùn)而生：國家能源局于2017年2月20日印發(fā)了《保障核電安全消納暫行辦法》，明確了核電保障性消納應(yīng)遵循“確保安全、優(yōu)先上網(wǎng)、保障電量、平衡利益”的基本原則，按優(yōu)先保障順序安排核電機(jī)組發(fā)電。一是明確電網(wǎng)企業(yè)要確保核電項目的配套電網(wǎng)設(shè)施同步投產(chǎn)，及時提供并網(wǎng)服務(wù)；二是明確核電機(jī)組保障利用小時數(shù)的確定方法和保障性電量執(zhí)行核電機(jī)組標(biāo)桿上網(wǎng)電價；三是對于保障外電量，鼓勵通過電力直接交易等市場化方式促進(jìn)消納；四是明確核電企業(yè)按直接參與或購買輔助服務(wù)方式參與系統(tǒng)調(diào)峰。三代機(jī)組一廠一價，補(bǔ)貼明顯。2019年4月，發(fā)改委印發(fā)通知，明確了三代核電首批項目試行上網(wǎng)電價。通知指出，廣東臺山一期核電項目試行價格按照每千瓦時0.4350元執(zhí)行；浙江三門一期核電項目試行價格按照每千瓦時0.4203元執(zhí)行；山東海陽一期核電項目試行價格按照每千瓦時0.4151元執(zhí)行，三代機(jī)組與該省基準(zhǔn)電價相比都有不同程度的上浮。2015年以來至今，電力體制逐步走向市場化，保障電量得以確立，三代機(jī)組一廠一價獲批，我國核電定價機(jī)制逐漸完善。3.2非市場化電價相對穩(wěn)定截至2023年底，我國運(yùn)行核電機(jī)組共55臺（不含臺灣地區(qū)），裝機(jī)容量為57031.34MWe（額定裝機(jī)容量），其中2023年全國共有2臺核電機(jī)組投入商運(yùn)。我國核電機(jī)組主要分布于遼寧、山東、江蘇、浙江、福建、廣東、廣西、海南八個省區(qū)，主要由中國廣核集團(tuán)與中核集團(tuán)運(yùn)營。保障電量內(nèi)電價不同，三代機(jī)組電價需核準(zhǔn)：根據(jù)2013年發(fā)改委發(fā)布《關(guān)于完善核電上網(wǎng)電價機(jī)制有關(guān)問題的通知》，保障電量內(nèi)，2013年以前投產(chǎn)的二代機(jī)組仍按照原先“一廠一價”作為上網(wǎng)電價；2013年以后投產(chǎn)的二代機(jī)組按照全國核電標(biāo)桿上網(wǎng)電價與當(dāng)?shù)厝济喊l(fā)電基準(zhǔn)價孰低者為上網(wǎng)電價，其中部分價格由當(dāng)?shù)卣罄m(xù)核價后改價；三代機(jī)組由省級價格主管部門提出方案向發(fā)改委核批，實行“一廠一價”。各核電機(jī)組保障電量內(nèi)的含稅上網(wǎng)電價如下表8。三代機(jī)組上網(wǎng)電價略高：三代機(jī)組由于承擔(dān)核電技術(shù)引進(jìn)、自主創(chuàng)新、重大專項設(shè)備國產(chǎn)化任務(wù)，保障電量上網(wǎng)電價大多高于當(dāng)?shù)厝济夯鶞?zhǔn)價與全國核電標(biāo)桿電價的低值。紅沿河5、6號機(jī)組由于遼寧發(fā)改委核準(zhǔn)原因，核準(zhǔn)的“一廠一價”并未有溢價。福清5、6號機(jī)組電價目前仍在申請中，尚未得到批復(fù)。3.3市場化電量占比提升，帶動核電平均電價上漲各省推進(jìn)核電市場化程度不同：關(guān)于核電市場化交易各省相關(guān)政策均有所不同。市場化范圍有所不同，例如浙江秦山一期核電與三門核電暫未參與市場化交易，廣東臺山機(jī)組暫未參與市場化交易。各省市場化進(jìn)程不同，山東海陽核電于2023年11月剛剛?cè)胧袇⑴c市場化交易。電力市場化逐步推進(jìn)，核電上網(wǎng)電價隨之上行：隨著電力市場的逐漸完善，核電市場化交易比例也逐漸升高。我們以在運(yùn)機(jī)組為全核電機(jī)組的中國廣核為例。中國廣核的核電市場化交易比例由2018年的32.55%上升至2023年的57.30%，其平均上網(wǎng)電價同步呈現(xiàn)上行走勢。核電上網(wǎng)電價主要包含計劃電價與市場電價，計劃電價由發(fā)改委批準(zhǔn)，較為穩(wěn)定；市場電價則與火電上網(wǎng)電價有一定相關(guān)性，2018-2021年核電平均上網(wǎng)電價（除稅）均在0.35至0.36元/千瓦時之間，處于折價狀態(tài)，而2022、2023年核電市場電價有明顯提升，主要原因是22、23年火電市場化電價上漲。隨著核電市場化交易占比提升，核電平均上網(wǎng)電價有望延續(xù)穩(wěn)中有升態(tài)勢。3.4三代機(jī)組陸續(xù)投運(yùn)，華龍一號未來可期3.4.1中國核電行業(yè)技術(shù)發(fā)展：走“引進(jìn)—消化—吸收”路線世界核電技術(shù)的發(fā)展已歷四代。第一代核電技術(shù)是基于軍用核反應(yīng)堆技術(shù)，由美國、蘇聯(lián)、加拿大、英國等國家設(shè)計、開發(fā)、建造的首批原型堆或示范電站；第二代核電技術(shù)，是在第一代核電基礎(chǔ)上進(jìn)行優(yōu)化，實施標(biāo)準(zhǔn)化、系列化、批量化，20世紀(jì)70～90年代為核電商用大發(fā)展時期，大批核電廠投運(yùn)，絕大部分屬于第二代或二代改進(jìn)型技術(shù)；第三代核電技術(shù)始于20世紀(jì)90年代，反應(yīng)堆的設(shè)計基于同樣的原理，進(jìn)一步采用經(jīng)過開發(fā)驗證且可行的新技術(shù)，旨在提高現(xiàn)有反應(yīng)堆的安全性；第四代核電技術(shù)的開發(fā)是從20世紀(jì)末至今，發(fā)展目標(biāo)是增強(qiáng)能源的可持續(xù)性，核電廠的經(jīng)濟(jì)競爭性、安全和可靠性，以及防擴(kuò)散和外部侵犯能力。從中國核電技術(shù)路線發(fā)展過程來看，中國最早開始時通過引進(jìn)國外二代技術(shù)發(fā)展核電，如法國的M310、俄國的VVER。自2005年以來，中國就在加緊對國產(chǎn)三代核電技術(shù)的研發(fā)，由于起步略晚于發(fā)達(dá)國家，主要采用“引進(jìn)—消化—吸收”路線，主要為中國廣核從法國引進(jìn)M310技術(shù)的基礎(chǔ)上，形成了ACPR1000+三代核電技術(shù)；中核方面則自主開發(fā)出ACP1000三代核電技術(shù)。2013年開始，兩家核電龍頭分別將各自拳頭技術(shù)融合，形成了我國自主知識產(chǎn)權(quán)、自主品牌的三代核電旗艦“華龍一號”、“國和一號”，2023年8月全球首個商用模塊化小型核反應(yīng)堆玲龍一號核心模塊吊裝成功。3.4.2三代機(jī)組中國產(chǎn)技術(shù)華龍一號具備盈利優(yōu)勢經(jīng)濟(jì)效益方面，目前三代機(jī)組成本仍較高。經(jīng)過長期改進(jìn)、規(guī)?；皹?biāo)準(zhǔn)化，核電機(jī)組的建造成本大幅下降。二代機(jī)組造價從大亞灣核電站的17483元/千瓦（按當(dāng)時匯率折合人民幣），降低到如今二代改進(jìn)機(jī)組12000元/千瓦。我國首批三代核技術(shù)中，臺山2號為EPR技術(shù)，海陽1號與三門1號為AP1000技術(shù)，福清5、6號為華龍一號技術(shù)，這些三代機(jī)組目前造價仍較高，受到政府補(bǔ)貼。但考慮到三代核電機(jī)組采用了諸多技術(shù)創(chuàng)新與改進(jìn)，機(jī)組的設(shè)計壽命由40年延長到60年，電廠可利用率由85%提高到90%以上，在未來規(guī)模化制造后成本會逐漸下降，經(jīng)濟(jì)效益將逐步提高。對機(jī)組經(jīng)濟(jì)性分析，做如下假設(shè)：機(jī)組發(fā)電小時：所有機(jī)組根據(jù)“十四五”規(guī)劃，假設(shè)利用小時數(shù)為7500小時。造價成本：臺山2號機(jī)EPR技術(shù)造價以24500元/千瓦；華龍一號根據(jù)福清5、6號機(jī)組以16800元/千瓦；AP1000技術(shù)參考海陽1號建設(shè)成本，假設(shè)為20000元/千瓦水平。使用壽命：三代機(jī)組設(shè)計使用壽命為60年。燃料費(fèi)用：參考純核電運(yùn)營商中國核電2022年燃料成本水平0.042元/千瓦時水平，假設(shè)AP1000、EPR及華龍一號燃料成本為0.042元/千瓦時。運(yùn)維成本：參考純核電運(yùn)營商中國核電2022年運(yùn)維成本水平0.052元/千瓦時水平，假設(shè)三代機(jī)組AP1000、EPR及華龍一號運(yùn)維成本為0.052元/千瓦時。乏燃料處理費(fèi)：2010年7月，財政部、發(fā)改委、工信部聯(lián)合發(fā)布《核電站乏燃料處理處置基金征收使用管理暫行辦法》，已投入商業(yè)運(yùn)行5年以上的壓水堆核電機(jī)組每度電提取0.026元作為乏燃料處置基金，計入發(fā)電成本。核電企業(yè)稅收減免：根據(jù)《關(guān)于核電行業(yè)稅收政策有關(guān)問題的通知》，核電企業(yè)生產(chǎn)銷售電力產(chǎn)品，自核電機(jī)組正式商業(yè)投產(chǎn)次月起15個年度內(nèi)，統(tǒng)一實行增值稅先征后退政策，返還比例分三個階段逐級遞減。核電企業(yè)取得的增值稅退稅款，專項用于還本付息，不征收企業(yè)所得稅。根據(jù)機(jī)組類型計算平準(zhǔn)化度電成本（LCOE），將市場分為樂觀/中性/悲觀三種情形，分別對應(yīng)貼現(xiàn)率3%/8%/10%，則三代機(jī)組AP1000平準(zhǔn)化度電成本分別為0.230、0.380、0.452元/千瓦時；EPR機(jī)組平準(zhǔn)化度電成本分別為0.256、0.443、0.532元/千瓦時；華龍一號平準(zhǔn)化度電成本分別為0.211、0.334、0.394元/千瓦時。在中性場景下，華龍一號經(jīng)濟(jì)性較好，AP1000與EPR機(jī)組因引進(jìn)初期成本過高而導(dǎo)致經(jīng)濟(jì)性較差。由于華龍一號為國內(nèi)自研技術(shù)，成本較低因而經(jīng)濟(jì)性較好，也是近期核電布局的主要技術(shù)方向。我們對三代機(jī)組的內(nèi)部收益率進(jìn)一步測算。與經(jīng)濟(jì)性相符，我國新核電機(jī)組布局主要為華龍一號。華龍一號機(jī)組造價相對其他三代機(jī)組較低，整體項目IRR在三代機(jī)組中最高。參考同為三代機(jī)組且同處于浙江省的三門一期核電項目（試行價格按照每千瓦時0.4203元執(zhí)行），建設(shè)成本為16800元/千瓦的華龍一號項目IRR接近10%。4、對標(biāo)水電，核電具備估值提升空間4