1990 年国际原子能机构(IAEA)牵头编制了《国际核事件分级表》(INES)，对核安全事故进行整理分析。3 级及以上事故机组均为二代机，燃料损坏、事故后辐射释放等影响指标因此成为后续三代机升级的主要方向。

  核安全事故尚无法完全规避，重在提升固有安全性。即异常工况时，只依赖于反应堆的自然安全性（依赖更优的原理设计）和非能动安全性（最好能够降低人工介入），控制反应性或移出堆芯热量，使核电站反应堆趋于正常运行和安全停堆。

  三代机升级：上世纪 90 年代，美欧总结核事故教训后制定了《美国核电用户要求文件(URD)》和《欧洲核电用户要求文件(EUR)》，安全性目标是推动先进轻水堆 ALWR（三代机）计划的最主要的因素。包括升级为更简化的系统（非能动电站 AP1000）、或提供更多的冗余（改进型能动电站 EPR）。

  四代机升级：2001 年由美国牵头组织的第四代核能系统国际论坛（GIF）提出四代机升级目标，从冷却剂（高温气冷堆气冷代替水冷）、反应原理(快中子堆代替热中子堆) 层面逐步提升自然安全性。

  核电经济性高于化石能源发电，但与其他可再次生产的能源作比成本仍高，仍有技术降本空间。

  三代机升级：延长寿命降本。核电度电成本中固定资产折旧成本占比近 40%，是成本大头。三代机总运营时长提升 18.1 万小时，年均折旧下降 18.8%（详见后文）。

  四代机升级：简化设计降本。和传统压水堆相比，超高温气冷堆中不使用中子吸收棒、能承受压力的容器中的机械装置；超临界水冷堆采取直接燃料循环工作方式，不需要蒸汽发生器和稳压器。同时，在输出功率相同的条件下，超临界水冷堆只有一般反应堆的一半大小；熔盐堆在保证能量转换效率的情况下不使用厚壁能承受压力的容器，建造成本大大降低。

  第四代发展的核能反应堆冷却剂出口温度均高于压水堆，能量转换效率也明显提升——压水堆的能量转换效率约为 32.7%，熔盐堆能量转化效率达 46%（熔盐冷却剂热容量大，能轻松的获得更高的能量转换效率）。

  核电终局是聚变，逐步减轻对天然铀资源需求。1983 年 6 月我国确立了核能发展“三步走（压水堆—快堆—聚变堆）”的战略。

  第一步是发展以压水堆为代表的热中子反应堆。主要使用铀资源中储备占比 0.7%的铀 235，不能增殖；

  第二步是发展快中子反应堆（如四代核电 6 条路线中的钠冷快堆、铅冷快堆、气冷快堆），使用铀资源中占比 99.3%的铀 238 和资源总量更多的钚，将天然铀资源的利用率由热中子堆的 1~2%提高至 60~70%，降低燃料消耗。

  第三步是发展可控聚变堆技术，与裂变能源相比,聚变能源产生的放射性废物总量少、且不产生长寿命放射性核素、处置更加容易。

  即采用闭式循环，将乏燃料送往后处理设施并从废物中回收铀和钚，大幅度降低地质处置废物的体积，利用嬗变技术缩短其危害维持的时间。解决铀资源利用最优化和放射性废物最小化两大问题（详见后文）。

  上世纪 50 年代开始欧美国家逐步将核能技术从军用部分转于民用，60 年代末 70 年代初即制定了大量核电发展计划；二代机在此背景下大量建设，2000 年以前美、法两国已拥有了较为庞大的核电规模。

  而建设断档期的出现，使得近两年美国、法国两大传统核电强国核电增速下滑；相反，我国核电起步较晚，在“十三五”短暂停滞后，当前正处于加速发展的第四阶段。

  第一阶段：2011 年至 2014 年：日本福岛核泄漏，国内核电审批速度放缓乃至暂停；

  第二阶段：2015 年：“十二五”规划收官之年，透露年内 6~8 台核电机组开工，随后 8 台新机组审批通过，核电重启预期升温；

  第三阶段：2016 年至 2018 年：国内三代核电先前无商运投产案例，审批谨慎、无新核电机组报批；

  中国核电规模将实现赶超。2019 年起我国核电发展进入第四阶段，19~20 年年核准新机组 4 台，21 年《政府工作报告》提出“积极有序发展核电”，同年核准 5 台机组；22 年两批次共核准 10 台机组，超出预期，核电机组审批和开工的节奏明显加快。

  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 2022~2025 年间，我国有望年均核准 7-8 台机组。

  “双碳”目标下，核电占比将稳步提升，2030 年发电量占比有望升至 6.2%。

  2022 年我国在运核电机组总装机容量 5698.6 万千瓦，核电发电量 4177.9 亿 kWh，占全国总发电量的 4.98%。

  参考中国核能发展报告，并根据年用电量需求及风、光、水、生物质能潜在可供电量分析：我们将核电视作为火电以外的稳定补缺口电源，预计至 2030 年核电装机超 1 亿千瓦，核能年发电达 7692 亿 kWh，占电力总供应 6.2%。

  全球核电平均发电占比 10.6%，低碳/基荷优势突出，国内远期装机空间仍大。

  （1）低碳优势：核电全生命周期的总碳排放量较少，仅为 29g/kWh，为煤电度电碳排放的 2.8%，也低于光伏和生物质发电，且运行过程中不产生直接的碳排放。

  （2）基荷优势：核电具有密度高、出力稳定的突出 优势，可独立承担基础负荷。

  相比二代核电原理设计相同，但从不同方向上提高了核电安全标准：（1）EPR 重在“做加法”，增加安全系统的冗余性；（2）AP1000 重在“做减法”，突出非能动安全性，降低人因错误；（3）我国华龙一号采用“能动+非能动”，以非能动安全系统作为能动安全系统的补充。

  三代机的反应堆堆芯损坏概率从原先二代核电要求的 1.0×10-4／堆·年降低到 1.0×10-5／堆·年，大量放射性释放概率从原来的＜1.0×10-5／堆·年降低到了＜1.0×10-6／堆·年。

  我国首个采用三代核电技术的项目是浙江三门核电 1 号机组（中国核电项目），采用的是美国开发的 AP1000 堆型，这也是 AP1000 的全球首堆。

  寿命延长、大修减少，总运营时长提升 18.1 万小时。二代机组常规使用的寿命为 40-60 年，三代机组为 60-80 年，较二代机组提升 50%；检修周期也由二代机组的 12-18 个月大修一次延长至 18-24 月，相应的检修用时也从 30-60 天缩短至 22-23 天。

  在仅考虑年度大修，并假设运行寿命为 60 年，检修周期为 18 个月，检修用时为 22 天的情况下，一台三代核电机组较二代机组的全生命周期运行时长将增加约 251 个月，折合 18.1 万小时，增幅高达 56.6%，按照目前电价来算，每台机组能合计额外产生 240 亿营收。

  年均折旧减少 18.8%。核电运营具有非常明显的重资产特性，在成本构成中固定资产折旧占比达到 39.1%。

  根据中国核电 2020 年年报多个方面数据显示，使用 M310+二代机组的田湾 5、6 号机组项目单机装机规模为 111.8 万千瓦，造价约合 307.9 亿元，若按 40 年生命周期计算，年均折旧为 344.2 元/kw；而使用“华龙一号”三代机组的福清 5、6 号机组项目单机装机规模 116.6 万千瓦，造价约合 389.6 亿元，若按 60 年生命周期计算，年均折旧 279.6 元/kw，较二代机组年均折旧下降 18.8%。

  我国核电站设备国产化率水平由1994年大亚湾核电的不足1%发展到华龙一号近90%，三代核电多数核心设备已成功实现了国产化，19 年起核电重启为国内核电设备龙头带来了发展红利。

  从价值量拆解来看：核电设备价值占机组比例约 50%，核岛占核电设备价值的 52% 左右。往后看，在当前国产化率水平下，假设“十四五”期间年核准新建 6~8 台，按照三代机组单台 120 万千瓦，单位成本 1.8 万元/KW 测算，对应核岛设备新增市场空间在 336.9~449.3 亿元（考虑国产化率 90%，对应国产核岛设备市场空间约为 303.2~404.4 亿元）。

  18~21 年期间国内核电装机容量由 44.7GW 升至 53GW，CAGR 为 5.9%。由于三代机组从核准至投运的建设周期通常在 4~5 年，设备端业绩兑现快于下游运营商。同时，随着对高技术壁垒、高价值量设备的国产替代进行，核心企业同期营收增速更高。

  第四代国际核能论坛(GIF)选定了六种四代反应堆型，包括三种热中子堆和三种快中子堆。三种热中子堆分别是超临界水冷堆(SCWR)、超高温气冷堆(VHTR)和熔盐堆(MSR)，其中 SCWR 是唯一入选的水冷堆路径，MSR 是唯一入选的以“钍”代替“铀”作为核燃料的路径；三种快中子堆分别是钠冷快堆(SFR)、铅冷快堆(LFR)和气冷快堆(GFR)，差异大多数表现在冷却剂的选择。总体上，四代机相比三代机在原理设计层面的改变巨大、且路径选择也更多。

  （1）安全性：与三代机组相比，四代机组要求堆芯损坏频率更低，从1.0×10-6/堆·年下降至1.0×10-6 /堆·年，且必须证明不会发生堆芯严重损坏。此外，与三代机组相比，四代机要求任何事故都不会对电站外造成影响。

  （2）经济性：通过系统简化，四代机有望在投资、运维成本及建设周期上均有优化。

  技术升级大多数表现在燃料元件、冷却剂与慢化剂的选择与结构设计两方面：（1）燃料元件：采用碳化硅球外壳包覆燃料颗粒；（2）冷却剂：使用氦气惰性气体替代水；（3）慢化剂：采用熔点 3000℃以上的石墨替代水；（4）结构设计：上端进料、下端卸料，无需停堆换料。

  （1）模块化小堆+石墨吸热，避免停堆后的持续升温（福岛核电站事故原因）；（2）包覆颗粒燃料结构，固锁放射性裂变产物，避免放射性物质泄漏；（3）可控制进料进度，不必一次性放入过量燃料，有效控制反应。

  目前中国自主研发的世界首座具有第四代核电特征的高温气冷堆核电站-华能石岛湾核电项目已于 2021 年 12 月首次并网成功。

  高温气冷堆利用其“高温”特性，打开了核能应用未来的想象空间，有望在工业供汽、抽汽供热、海水淡化、制氢、同位素生产等方面拓展更多应用场景。

  钍基熔盐堆在冷却剂选择上摆脱对水的依赖，是内陆核电发展的关键技术；同时也具有较高的出口温度，未来余热综合利用前景广阔。

  快堆是我国“热中子堆-快中子堆-聚变”发展三步走的主线 年中国首个钠冷快堆——中国实验快堆（CEFR）达到首次临界，并于 2011 年 7 月成功并网。

  2020 年 12 月，中核集团霞浦示范快堆 2 号机组（单机容量 60 万千瓦）正式开建。预计 1 号机组 2023 年建成投产；2 号机组 2026 年建成投产。

  乏燃料产生规模加速扩大。核能发电产生的未燃尽核燃料称为乏燃料，在运转一个发电循环后，机组会进行换料大修，以新燃料组件替换乏燃料组件。

  根据中国核能行业协会数据，乏燃料单位产生量约 0.2-0.25 吨/万千瓦，取中值 0.23 吨/万千瓦，对应截至 2022 年的累计产生量为 1.1 万吨（年产生约 1300 吨），前述装机假设下至 2030 年累计产生约 2.6 万吨（年产生约 2400 吨）。

  四代高温气冷堆由于能源密度低和固有安全性的原因，单位产生量 1.898 吨/万千瓦，是普通压水堆的近 10 倍。“十四五”期间如按计划开工 3 台 600MW 的高温气冷堆机组，运营后（2030 年前后）每年将额外产生 626 吨乏燃料。

  乏燃料属于高放废料，须经过约 8~10 年的在堆贮存，方可使其自身衰变热达到外运条件（通常需满足乏燃料运输容器要求限值），外运至离堆贮存场所或后处理场所。因此，外运条件不成熟、外运/处理技术不成熟等多因素影响下，目前近 90%已产生的乏燃料仍在堆贮存。随着外运条件达成以及堆内可贮存空间日益减少，乏燃料外运需求凸显，对应特殊运输容器等设备的市场空间已打开。

  我国选择采用闭式循环后处理路线 年国务院正式批复《核安全与放射性污染防治“十三五”规划及 2025 远大目标》，确立了我国采用乏燃料后处理的闭式核燃料循环政策。“十四五”规划中继续提及建设核电站中低放废物处置场，建设乏燃料后处理厂。闭式循环路线即是对乏燃料的循环利用，存在较高的技术难度，但属军民两用技术。

  乏燃料后处理属于高精尖技术，处理厂建设需耗时 10 年。目前，法国、日本、印度等国乏燃料后处理产能已可覆盖最新年产生量，而我国仅有中核四 0 四所于 2010 年投产的中试厂产能 50 吨/年。

  （1）在堆乏燃料贮存多久取决于外运条件（衰变性和放射性降低至可外运水平）、堆型可容纳能力，也取决于站外接收能力（离堆贮存场地/后处理场地），但总体上满堆后即存在外运处置的刚性需求。

  目前我国乏燃料处理处置基金属于财政资金，对投入商运五年以上压水堆机组按 0.026 元/千瓦时、按实际上网电量征收。根据规则，目前我国基金年度预算优先安排乏燃料运输、离堆贮存、后处理、高放射物处理处置，再安排后处理厂建设。

  敏捷端业务剑指供汽、供热等供电以外的新场景，先确定项目开发方向，再逐步实现产业化。实现技术上看，核能供汽主要是从核电机组的二回路抽取蒸汽作为热源，经过多级换热，最后经工业用汽管网将蒸汽传递至工业用户。

  （1）一回路是在核岛内进行的核反应。一回路吸收核反应产生的热量后，将二回路内的水变成蒸汽；

  三代机改造供汽和新建小堆工作已同步开展，核能供汽可提升核电效率、汽源清洁性；小堆技术可提升覆盖面。

  改造供汽提升核电效率、提高园区用能清洁性。核电转化成电能效率只有 30%，而直接供汽的效率能达到 90%；核能清洁蒸汽综合碳排显著更优。

  由于堆芯较小，小堆能够使用一体化设计，能承受压力的容器内部一回路冷却剂总量超过采用外部冷却回路的传统设计，大幅度的提高了系统的热容量和热惯性。截止 2022 年 12 月份，我国内地在役运行的 53 及在建 20 个核反应堆，均滨海而建。核电站与用汽园区的地理阻隔是限制现有机组供汽改造的最大困扰，可依园区建设才能真正打开需求空间。

  受煤炭价格大大上涨影响，工业蒸汽价格随之提高，2021 年工业蒸汽市场规模达到 225.95 亿元，同比增长 45.3%。随着国内工业的发展和相关企业热电需求的增加，工业蒸汽需求有望继续提升。

  工业蒸汽价格大部分受到政府部门调控，通常政府会给出每一季度基准价格并允许部分供汽企业在价格上上浮10%-40%，同时根据下游企业实际用汽量进行相应补贴，保证重点工业公司生产生活的正常运行。

  从目前已商业运行的 AWE 和 PEM 电解槽路线看，电耗成本占比电解制氢成本构成中占比均超过 50%（这一结论基于工业电价 0.4 元/KWh）。

  （1）风、光电源发展受消纳因素制约，消纳问题短期看与灵活性调节资源、特高压送出线路有关，长期看仍取决于用电需求。电解制氢路线用电需求庞大，作为风光大基地配套，就地解决风、光出力较多时段消纳问题适配度高。

  核能制绿氢可通过透平发电，走电解水常规路线（CE）；也可充分的利用其发电同时产生的高温，走高温蒸汽电解路线（HTSE）和高温热化学循环分解路线（也称碘-硫热化学循环 SI）。

  （1）公司是国内高端和新型高温合金产品产量顶级规模的企业之一，致力于成为中国 “高端金属特材技术创新与品质升级”的引领者。

  （1）乏燃料后处理各生产环节属于高辐照高酸性高毒性的特殊环境，人工操作效率非常低，因此，核工业对智能装备取代人工的需求较其他工业制造业更为迫切，核工业机器人及智能装备的发展前途良好。

  “资质+技术+资金”共同铸成核电行业高、深、宽的行业壁垒，目前国内核电行业只有中核、中广核和国电投三个厂商，前两者市占率合计又近 95%。市场化后电价理论上存在一定的正负波动范围，因此我们大家都认为运营商短期受益于电力供需紧张带来的电价上浮，长期受益于新增装机带来的售电增加，以及开展敏捷端业务带来的盈利水平提升。

  由于核电为典型的政策驱动型行业，而安全性考量为重中之重。三代机组尚未从技术原理层面根本性解决核安全事故风险，若“十四五”期间全世界内出现核安全事故，将对我国核电核准进度带来不利影响，对我国核电产业链的发展造成不利影响。

  从我国四代机落地情况看，唯一并网运行的仅有华能石岛湾高温气冷堆，其余路线均处于施工建设阶段或试验堆阶段。若“十四五”期间四代机技术突破没有到达预期，或从试验堆向商运机组转变尚不具备发电经济性，则四代机规模化落地的时间表可能进一步推迟。

  我们看好核电四代机组在发电以外的其他领域应用前景，但新应用拓展仍可能会受到下游需求、经济性优势不足等坏因的阻碍。若新应用方向拓展进度没有到达预期，或对相关环节设备制造企业及下游运营商均造成不利影响。

  由于乏燃料后处理设施技术难度高、投资大、耗时久，若相关技术攻克进度没有到达预期，或出现大量乏燃料以离堆贮存等暂存的方式暂时解决堆内空间不足的现实矛盾。