1、.核电是优质的清洁能源，未来发展空间广阔
参考观研天下发布《2018年中国核电行业分析报告-市场深度调研与发展前景研究》
核电站通过机械能将核能转换为电能。核电站利用核反应堆中核裂变所释放的能量进行发电。核裂变反应在核电机组的压力容器中产生热能，反应堆冷却剂通过吸收这些热量转变为高温流体，高温冷却剂在蒸汽发生器中与给水换热后再回到压力容器中，这个通过主泵带动的循环被称为一回路。给水吸收热量后生成蒸汽，从而推动汽轮机带动发电机组发电，做功后的蒸汽通过冷凝器转化为给水再被送回到蒸汽发生器中，这个通过主给水泵带动的循环被称为二回路。
核电与常规火电站的区别仅在于进入汽轮机的蒸汽携带的能量来源不同，火电站是通过燃烧煤炭、石油、天然气等燃料产生热能，核电站则通过铀核燃料裂变产生热能。图：压水堆核电站原理
核电具有清洁高效、安全稳定、经济性好等特点，是一种可以承担电网基本负荷的优质清洁能源。核电站在运行的过程中只产生少量的放射性废物，并按照国家法规予以严格控制，不会对环境造成明显影响，不产生温室气体等其他污染物。与火电相比，一台百万千瓦核电机组每年可减少排放二氧化碳 600 万吨，二氧化硫 2.6 万吨，氮氧化物 1.4 万吨，清洁优势明显。若考虑到建造及燃料循环的环节，核电会产生少量的排放物，从全寿期来看，温室气体的排放量与风电相当，远低于煤电等化石燃料电厂。据权威数据统计，一座核电厂全寿期的常规废物排放量，只相当于同等规模火电厂的 0.5%-4.0%。据统计，1 千克铀 235 全部裂变，能够释放出相当于 2700 吨标煤完全燃烧放出的能量。一座百万千瓦级的核电站，平均每年只需补充约 25 吨的核燃料，全年只需几辆卡车运输，而同样功率的燃煤火电站每年耗煤达 300 万吨，每天需要供煤近万吨，需要上百节火车皮运输，对运输造成了极大的压力。
图：核电温室气体排放量极低（单位：克，等效二氧化碳/千瓦时 ）
安全稳定：成熟的技术使核电的安全性得到了保证。世界各国及核电运营企业都将安全作为核电生产的第一要务，在核电建设施工及运营维护的全过程中，均制定了严格的标准和程序，同时也制定了完善的事故处理程序。核电站在设计过程中，一般采用纵深防御来保证其安全性，提供一系列多层次的防御来防止事故，并在未能防止事故时保证提供适当的保护。纵深防御的一个典型应用是在设计中设置的多道实体屏障，将放射性物质置于多道屏障的保护之下，通常采用三道屏障，即：燃料元件包壳、反应堆冷却剂系统压力边界、安全壳。事实证明，成熟可控采用了纵深防御等设计的核电具有很高的安全性。
核电设备利用小时数高居第一。此外与其他所有能源相比，核电可以保持长时间稳定运行，且间隔 12-18 个月才更换一次核燃料和检修，所以核电可以连续运行很长的时间。同时核电单机容量较大，最高可达近 180 万千瓦，是理想的承担电网基本负荷的电源。根据公布的 2017 年电力工业统计数据，核电设备年运行小时数为 7108 小时，在所有发电类型中高居第一，远高于发电设备平均利用小时（3786）。图：核电厂防护放射性核素的三道屏障
图：核电设备利用小时数高居第一（单位：小时）
核电是优质的清洁能源。总体来看，可以带电网基本负荷的电源中，火电在生产过程中存在较为严重的污染，未来的发展已逐渐放缓；水电对区域位置要求高导致可开发容量有限且存在消纳障碍，而且水电过度开发对生态环境有一定影响。新能源中，风电和太阳能负荷都不稳定，不能承担电网基本负荷，且同样存在消纳障碍。而核电清洁高效、安全稳定、经济性好，是优质的清洁能源。
我国核电发电量占比较低。根据数据，2016 年全球核电发电量平均占比约16%，而我国核电发电量占比约3.6%，远低于全球平均水平，在全球排名比较靠后。与世界主要国家相比，我国差距明显，还有很大的提升空间。其中，美国、韩国、俄罗斯核电发电量占比分别为 20%、30%、17%，法国最高，核电发电量占比达到了 72%。日本在福岛事故发生以前，核电发电量占比达 30%，福岛事故发生以后，大部分机组关停，发电量占比降为 2%。图：我国核电发电量占比在全球处于较低水平
多个政策促进核电发展。为实现到 2020 年非化石能源占一次能源消费比重达到 15％左右的目标，国家在《能源发展十三五规划》、《电力发展十三五规划》等多个文件明确，到 2020 年运行核电装机力争达到 5800 万千瓦，在建核电装机达到 3000 万千瓦以上。2018 年 2 月，国家能源局印发了《2018 年能源工作指导意见》，意见中对于核电的规划并未发生变化，对于发展核电的指导方针由“安全发展”转变为“稳妥推进”。
表：国家发布多个促进核电发展政策
图：我国压水堆核电技术发展情况一览
2、消纳情况改善，核电运营业绩向好
电力供需失衡继续缓解，核电设备利用小时有望继续回升。2017 年，受益于全社会用电量快速增长，以及发电装机增速放缓，全国发电设备利用小时数实现止跌回升。全年发电设备利用小时数为 3785.78，同比增长 0.78 小时；核电设备利用小时数同样实现止跌回升，全年累计利用小时数为7107.94，同比增长 65.94 小时。2018 年第一季度，核电设备利用小时数实现止跌回升，累计利用小时数为 1690，同比增长 59 小时。随着电力供需失衡的继续缓解，全国发电设备利用小时数有望继续回升，从而带动核电设备利用小时回升。政策护航，核电有望优先消纳。核电站一般是按照带基本负荷运行的方式进行设计，为保障机组运行稳定，核电机组基本不参与电网调峰。根据国务院下发的《节能发电调度办法（试行）》，核电的发电序位仅次于可再生能源发电机组，享有优先调度的权利。国家发改委、国家能源局在《电力中长期交易基本规则（暂行）》明确，核电属于二类优先发电，次于风电、太阳能、气电和可调节水电，在电力直接交易中可以按次序放开发电计划。此外，为保障核电机组的电量消纳，国家发展改革委、国家能源局于2017年2月印发了《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 火电上网电价有望上调，核电上网电价获得支撑。公司电价可以分为标杆上网电价和市场化交易电价，对于市场化交易电价，目前主要以市场化协商电价为主，具体价格由供需双方协商确定。对于核电标杆上网电价，根据《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》，2013 年 1 月 1 日以后投产的核电机组实行标杆上网电价政策，标杆上网电价确定为 0.43 元/千瓦时；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）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；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，承接核电技术引进、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；2013 年 1 月 1 日以前投产的核电机组的上网电价仍按原规定执行。根据核电上网电价的规定可以发现，其与火电上网电价关系紧密，考虑到火电目前仍有上调上网电价的预期，且市场化交易电价逐渐上升，核电上网电价将得到有力的支撑。
核电运营业绩向好。根据核电运营的特点，影响其利润水平的主要因素包括：上网电价、发电量（设备利用小时）、工程造价、利率、汇率、核燃料成本、人工成本、计提的乏燃料后处理费用等。而影响其收入的最主要因素为发电量（设备利用小时）和上网电价，影响其成本的最主要因素是折旧、人工和燃料成本等。核电运营成本结构变化较小，若设备利用小时数继续回升，且市场化交易电价折价幅度继续缩窄，核电运营收入将保持稳定增长，企业盈利情况将持续向好。
图：影响核电业务利润的主要因素
3、审批有望重启，核电迎来新一轮成长
优质清洁能源需求更加迫切，核电安全性持续提升。目前全球能源结构面临转型，油价及煤炭价格持续走高以及全球气候变暖要求削减化石能源占比。未来风电、太阳能等新能源占比将逐渐提高，这就要求基荷电源也要同步提升。但火电的占比将持续下降，而水电由于自然条件的限制，其装机增速已经逐渐放缓，核电作为除火电和水电外，唯一可以承担电网基本负荷的电源且兼具较高的成长性，属于目前迫切需求的优质清洁能源。我国核电安全运行业绩一直表现良好，包括大亚湾、秦山等机组在国际运营者协会组织的评比中多次名列前茅，且在我国核电运行历史上，并未发生过 1 级以上的事故。近期投产的项目多为二代+项目，其安全性较大亚湾、秦山等第二代机组又有所提高，随着我国在建的第三代机组的投产及稳定运行，我国核电的安全性将得到进一步提升，核电安全性有望得到认可。第三代核电机组逐渐落地。2018 年 4 月 10 日，采用 EPR 技术的台山核电站 1 号机组获准装料，4 月 25 日，采用 AP1000 技术的三门核电站 1 号机组获准装料，顺利的话 4-6 个月后都有望实现商运。我国未来规划的核电项目以 AP1000 及华龙一号为主，而作为后续众多机组依托工程的三门核电站 1 号机组的调试及运行情况将直接影响后续项目的审批，新的 AP1000 项目有望在三门核电站1 号机组成功商运后落地；由于目前在建的HPR1000 机组进展顺利，新的 HPR1000 机组则有望先于示范项目商运获得审批。
图：核电工程建设关键节点
新项目审批有望重启。从历史的经验来看，能源需求和安全性得到认可这两大主要因素将有力推动核电的发展。目前核电作为优质的清洁能源是能源转型的必然选择，台山 1 号机组获准装料后，预计年内将实现商运，随着第三代核电机组的成功落地，核电安全和技术将得到进一步提升，核电安全性有望获得认可。我国同时在积极推动核电领域的重组，如中核集团与中核建集团合并重组，通过强强联合的模式进一步提高产业链的技术能力和协同能力以保证核电的安全性。截止目前，我国筹建的新机组都是第三代机组，出于稳妥的考虑，在第三代机组落地前，新项目审批较为谨慎，这也导致了 2016 年和 2017 年核电审批低于预期。我们认为随着第三代技术得到验证，核电新项目审批有望重启。
核电行业有望迎来新一轮成长。若要完成规划，未来三年每年需新审批 6-8 台机组。截止目前，我国投运核电机组 38 台，共约 3690 万千瓦，在建 19 台机组，共约 2100 万千瓦。在建的 19 台机组将有望在 2018 到 2022 年之间陆续投产，预计到 2020 年在运机组可达 5200 万千瓦，与规划中要求的 5800 万千瓦差距不大。就目前审批的机组计算，到 2020 年在建机组仅约 600 万，与规划中要求的3000万千瓦差距较大，若要完成规划只要求，则2018-2020年，每年需新审批 6-8 台核电机组，核电装机容量有望在未来三年保持近 15%的增长。若新建核电项目进展顺利，我国平稳推进核电发展，按照 2030 年我国非化石能源消费达 20%进行估算，2030 年我国核电在运及在建装机有望达到1.5 亿千瓦，核电将有望迎来新一轮的成长。
图：2030 年核电在运及在建装机有望达 1.5 亿千瓦 （单位：月）
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