倍霖山投资 俞兴

• 电力行业概况

一次能源消费占比中，我国煤炭消费占比高达67%，远高于全球的30%，石油天然气消费占比远低于世界均值，这是由于我国富煤、贫油、少气的资源条件所致，此外我国水电、其他可再生能源消费占比与全球相当，而由于我国核电发展较晚，核能消费占比仅为0.88%，远低于世界均值的4.42%，未来我国核能占比提升空间很大。

电力作为迄今为止运用最广泛的二次能源，在国民经济和居民生活中扮演了极其重要的角色，电力消费与GDP有显著的正相关性，过去十年我国经济特别是第二产业的快速发展带动了耗电量的高速增长。伴随着经济结构转型升级，耗电量占比超过70%的第二产业增速下降将使电力弹性系数小于1，耗电量增长将低于GDP增速，但我国经济仍在快速增长，电力在电动车等新领域的应用将使其在更大范围内替代一次能源。而从横向比较来看，我国人均年耗电量仅约3500度，相比美日韩等发达国家仍有一倍以上的提升空间。因此预计我国电力消费仍将保持5%以上的增速。

电力来源方面，我国2013年全国发电量约为5.35万亿千瓦时，其中水电及可再生能源发电量占比约19.5%，与世界均值相当，核电占比仅为2.1%，远低于全球的10.43%，更低于发达国家普遍超过15%的占比，因此我国核电占比仍有很大提升空间，核电发电量将长期保持快速增长。

全球主要国家核电发电量占比

全球主要国家核电站在建及拟建情况

综上所述，伴随着经济结构转型升级，耗电量占比超过70%的第二产业增速下降，将带动电力弹性系数小于1，但我国经济仍处于快速增长阶段，人均耗电量远低于发达国家，预计电力消费增速仍在5%以上。

与此同时，我国核电起步较晚，2013年发电量占比仅为2.1%，远低于世界均值的10.43%，更低于发达国家普遍超过的15%，因此未来我国核电占比提升空间很大，结合电力消费量的稳定增长，核电发电量将长期保持快速增长。

• 核电行业概况

1、发电原理

核电站利用铀核裂变所释放出的热能进行发电。在核岛一回路反应堆压力容器中，慢化剂使中子慢化成热中子，热中子轰击浓缩铀中的U-235原子核，发生受控的链式反应，产生热能，冷却剂将热能带至蒸汽发生器在二回路中产生高温高压的蒸汽，进而在常规岛中推动汽轮机运转，利用电磁感应原理带动发电机发电。

核电站常规岛发电原理及设备与火电站相同，而核岛是核电站的关键部分，在核岛反应堆中将核能转化为热能，而火电站将化学能转化为热能，之后则是相同的热能转为机械能，机械能转为电能的过程。

压水堆核电站原理图

2、反应堆技术路线

反应堆可以根据冷却剂和慢化剂进行分类，由于原料经济性和路径依赖等原因，目前全球大多数在运及在建核反应堆采用的是压水堆技术，压水堆使用浓缩铀（U-235）作燃料，冷却剂和慢化剂用加压轻水（普通水），水在反应堆内不沸腾。而无慢化剂，可使用天然铀（U-238）作燃料的快中子增殖堆仍处于试验阶段。

反应堆类型

全球在运堆型

3、核电发展路径

1954年，全球第一个核电站奥布宁斯克在前苏联投入运营，装机容量为0.5万千瓦，核电站并网发电正式开始，美英法加等国纷纷大力发展核电，这一时期的机组主要为初创的一代机组，虽然在设计上存在缺陷，但却证明了核能发电的现实可行性；

核电站在60年代中期至整个70年代取得了迅速发展，当时的背景是二代机组取得突破，相比一代机组在安全性和经济性上都更胜一筹，此外1973年的石油危机使得法国、日本等依赖石油发电的国家受到重创，转而大力发展经济性占优同时能规模化运用的核电，目前世界上绝大多数在运电站均为二代机组。

由于1979年美国三里岛核反应堆堆芯熔化及1986年切尔诺贝利事件导致民众恐核，欧美提升了相应的安全标准，满足这一标准的三代机组建造成本大幅上升，叠加80年代原油价格和电力需求下滑等因素共同导致了核电建设在80,90年代陷入停滞。

进入21世纪，发展中国家的能源需求迅速增长，日益严峻的环境问题也凸显了核电作为清洁能源的优势，核电建设逐步迎来了复苏。2011年发生的日本福岛核泄漏事故是其中的一个插曲，该事件引发了全球性的反核浪潮，部分国家承诺弃核，另外一些国家例如中国要求新建核电站按照全球最高安全标准进行建设，这将使三代机组成为主力新增机组，核电站建设成本将大幅增加。即便如此，核电由于其环保，稳定高效，成本低等优势仍然成为大多数国家解决能源问题的必要选择，预计全球核电建设在短暂停滞后将再次步入发展轨道。

核电历史

在技术路线方面，一代机组证明了核能发电的技术可行性，二代机组在安全性和经济性方面都优于一代机组，三代机组在安全性方面取得了进一步的突破，但在经济性上不如二代机组，因此核电技术仍将在平衡安全性和经济性的基础上向前发展。

展望未来，热中子堆使用的U-235仅占天然铀的0.7%，其余99.3%均为U-238，目前燃料成本约占发电成本的26%，同时铀矿价格处于低位，随着需求稳步上升，预计铀矿价格将走高，这在降低现有核电站经济性的同时也将刺激以U-238为燃料的快堆技术的发展。往更远处看，聚变堆具有能量巨大，原料无限，环保不产生放射性废料等优势，可控核聚变或许将是人类能源问题的终极解决方案，但受制于反应所需的可控性和超高温度，这项技术离我们还非常遥远。

因此U-235燃料的有限并不会成为核电发展的瓶颈，相反以其为燃料的慢堆经济性降低将推动核电技术向前发展，虽然路途艰辛，时间漫长，但慢堆到快堆再到聚变堆的核电发展路径仍然十分清晰。

4、核电优劣

与其他能源相比，核电具有环保高效、稳定可靠、成本低容量大、技术含量高拉动高端制造业等显著优势。

相比火电，核电是优质的低碳清洁能源。全球经济增长带动电力需求不断增加，但也带来了二氧化硫、氮氧化物及温室气体的排放、化石燃料缺乏、原料供应和价格波动大等问题，而中国作出的碳排放承诺很大程度上要由控制煤炭燃烧量来实现，这使得核电作为清洁能源的替代优势非常明显。此外核电还具有高效的特点，1000g标准煤，矿物油及铀可分别产生8千瓦时、12千瓦时、24兆瓦时的电力，增加核电占比将大幅节省化石燃料和运输费用。

相比水电、风电、光电及其他可再生能源，核电几乎不受水风光等自然资源限制，稳定可靠的特性使其能够成为基荷电站。同时核电单机容量大，发电成本低（仅高于大型水电），能够满足大负荷用电需求，配合抽水蓄能电站，核电也将具有调峰能力。因此在环境问题日益严重的今天，核电替代部分火电担任基荷电站成为必然选择。

最后，相比其他能源，核电固定资产投资规模大，对技术及设备的要求高，核电建设将带来大量技术研发和高端装备制造的需求，进而提升研发制造能力，推动经济结构转型升级。

温室气体排放量比较

机组利用小时数比较

不过，核电也有建造周期长，舆论压力大等劣势。

核电从前期规划到投入运营普遍需要7-10年的时间，这对项目规划能力要求很高，由于核电投资规模巨大，绝大部分资本开支来自银行贷款，若发生项目投产延期，将产生高额的利息费用，推迟当期的现金流入，反应在现金流折现模型中则是分子减小，分母增加，显著降低项目的内部收益率，这就是核电站对建设周期非常敏感的原因。

另外福岛核泄漏事件发生后，民众反核情绪蔓延，这一方面促进了技术进步，使核电站安全性得到提高，另一方面也增加了建设成本，降低了核电的经济性。因此未来核电的发展仍将是安全性与经济性的平衡，下面我们将分别探讨这两个方面。

三、核电的安全性与经济性

1、核电的安全性

一代机组安全性较差，二代机组在安全性和经济性方面都有了很大的提升，目前全球大多数在运机组属于二代机组，由于三里岛、切尔诺贝利、福岛事故的发生，核电站安全性受到空前关注，由此产生的三代机组在安全性方面得到了进一步的提升。

核电站正常运行期间，电站周围辐射量与本底环境无异，危险主要来自裂变后的高放射性乏燃料，如果不慎泄露出去，将会对外部环境造成永久性的损害，因此核电站的安全性可用堆芯损害及放射性物质释放到环境中的概率进行衡量。在这一指标上，以AP1000，EPR为代表的三代机组相比我国目前主流的CPR1000二代改进型机组有了大幅提升。

核电站安全隐患主要来自自然环境、设备故障、人为操作失误等因素。对于地震等自然环境因素，三代机组普遍采取提高设备强度，采用双层安全壳等方式；而对于设备故障、人为操作失误等因素的处理，AP1000和EPR技术分别代表了两种不同的理念。EPR采用加法，通过增加新的安全系统来提高安全性，与此不同的是AP1000创造性地采用了非能动技术，用减法来提高安全性。其核心思想是在事故发生时采用重力、自然循环等自然力来驱动安全系统运行，减少泵阀、风机、柴油机等能动设备总量，降低因设备故障引发的安全隐患。非能动安全系统在事故发生时自动触发，大幅增加了应急响应时间，降低事故情况下对操作人员的要求，因而也降低了因人为操作失误引发的安全隐患。此外引入非能动安全系统派生出了设计简化、系统简化、工艺简化、施工量和周期缩短等一系列因素，使得AP1000技术在提高安全性的同时也部分兼顾了经济性。

2、核电的经济性

三代机组在增加安全性的同时也降低了经济性，而较高的经济性是大规模商业化应用的必要条件，下面我们就以我国目前主流的CPR1000二代改进机组和未来发展方向之一的AP1000三代机组为代表进行探讨。

在核电经济性测算时需要注意以下四个影响较大的因素：

1） 投运后前三个五年的增值税返还比例分别为75%，70%，55%；

2） 投运后所得税实行三免三减半政策；

3） 从第六年开始征收乏燃料处置基金，征收标准为0.026元/千瓦时；

4） 假设电站建设资金中，债务资本占比80%，年利率6.5%，15年还本付息，故电站投运后产生的自由现金流能用来归还银行贷款，降低财务费用。

另外不考虑通胀、电价和燃料成本变化等因素。

目前主流的CPR1000机组由于前期投资金额低，财务费用少，投运后第一年的度电成本约为0.297元，略低于大型火电，远低于风光等新能源，高于大水电，竞争优势明显，同时度电利润高达0.12元，ROE超过30%，经济效益显著。

相比之下三代AP1000技术前期投资成本高，虽然使用寿命也相应延长，但财务费用增加的幅度更大，因此度电成本约为0.33元，高于CPR1000机组，ROE收窄至20%以内，但与其他能源相比仍具备较好的竞争力。不过由于AP1000技术采用了非能动安全系统和模块化的建造方式，理想状况下能将建造周期从五年缩短至四年，降低现金流折现模型的分母，一定程度上弥补因投资增加导致的经济性下滑。

核电站持续运行期间

由上图可知，在不考虑通胀，电价，燃料成本变化等不可预知因素，仅考虑增值税、所得税、乏燃料处置基金、财务费用这四个影响较大因素的情况下，可以得出如下结论：

1）度电成本随着财务费用减少而下降，第六年因为乏燃料处置基金开始征收而短暂升高，之后再次下降；

2）度电利润起初由于税收优惠到期、征收乏燃料处置基金而有所下降，随后由于财务费用降低而升高；单台机组净利润变化趋势与度电利润一致；

3）项目初期ROE维持高位，随后由于贷款逐渐偿还，财务杠杆降低而下降，这是公用事业业务的特征，若想保持较高的ROE，需要大比例分红或开发新项目以维持较高的财务杠杆。

综上所述，三代机组在安全性方面大大优于二代机组，但在经济性方面有所削弱，目前主流的CPR1000机组有很高的经济效益，三代AP1000机组经济效益有所降低，但相对其他能源仍然具有较好的竞争优势，从安全性和经济性两方面考虑，三代核电仍具备良好的发展前景。

四、我国核电发展概况

自1994年第一台核电机组投入商业运营至今的20年里，我国核电取得了快速发展，目前核电投运机组约20台，总装机容量约18GW，在建机组约28台，总装机容量约30GW。13年核能发电量为1120亿千瓦时，占总发电量的比重为2.1%。

由于我国富煤、贫油、少气的资源条件限制，目前火电以煤电为主，然而煤电有燃烧热值低，产生大量二氧化碳、二氧化硫、氮氧化物等问题，综合考虑国家的能源安全、环境的可承载性、碳排放承诺等因素，发展清洁能源替代煤电成为当务之急，然而现实情况却是风光等新能源受资源受限、同时电源质量差、规模小，成本高，在相当长的时间内都只能充当补充角色。

水电由于其成本低，可大规模开发，大型调节性水电电源质量好等特点一度成为大规模替代火电的首选，然而根据十二五规划，2015年全国常规水电装机容量预计达到2.84亿千瓦，水电开发程度达到71%左右，其中东部和中部水电基本开发完毕，西部水电开发程度达54%左右。也就是说大型水电虽然各方面条件都很好，但资源有限，开发程度已经较高，随着13-15年以西南地区金沙江、雅砻江、大渡河流域为代表的大型梯级水电站投产结束，我国水电占比也将达到峰值，下一个水电投产高峰将在2020年左右，未来水电占比将逐步下降。

考虑到核电所拥有的容量大，不受资源条件限制，电源质量高，成本低，清洁环保等特性，大规模发展核电替代火电成为了必然选择。从近期国家政策来看，今年中发布的《关于进一步加强大气污染防治的决定》计划在15年建成40GW，在建18GW，17年建成50GW，30GW在建，而11月刚发布的《能源发展战略行动计划（2014－2020 年）》再次明确了2020年建成58GW，在建30GW以上的中期目标。考虑到核电5年左右的建设期，充足的厂址储备，预计年底将有沿海核电项目获准开工。根据行动计划，未来五年需要开工40GW以上，而国内设备厂商年产能约为10台，因此预计未来五年年均开工量为8台左右，且分布较为均匀。

五、核电产业链及投资机会

核电从产业链角度可分为核燃料循环，电站施工及设备制造，电站运营三个环节。

1、 核燃料循环

核燃料循环可分为前端循环和后端循环两个部分。

前端循环包括铀矿开采、转化浓缩和燃料元件制造。铀矿开采出来的天然铀约占燃料成本的50%。由于核燃料浓缩难度很高且产业具有国防方面的特殊安全要求，我国仅有中核集团拥有完整的核燃料循环产业牌照，其他如中广核在海外获得铀矿资源后需委托中核旗下原子能及中核建中公司进行铀转化浓缩、燃料组件加工等相关服务。燃料组件加工还需要使用其他一些原材料，例如氧化锆由于抗腐蚀性能好，熔点、硬度和强度高等特性，在核反应堆中被广泛用做涂层材料。

后端循环指对从反应堆中取出的乏燃料进行处理，包括乏燃料的中间储存、后处理、及最终处置等。中低放射性的核废料如废水废气等在经过处理后可以排放，但铀燃料在经过充分裂变后会形成有上百种核素的乏燃料，放射性极强，衰变周期非常长，另外出于国防安全方面的考虑，也要对乏燃料进行保护和永久性处置。乏燃料从反应堆中取出后仍在进行衰变，会产生大量热量，需要先储存在核电站乏燃料池中，经过数年冷却后运出进行后处理回收铀资源，最终永久性处置。后端处理投资规模需达千亿级别，工程量巨大，目前各国仍在探索，计划建立永久性的大型核废料处置库。乏燃料处置基金由核电站投运后的第六年开始以每千瓦时0.026元的标准征收。

我国核燃料循环体系集中于中核集团内部，缺乏投资机会，下面主要对铀矿进行分析。

天然铀需求主要来自于核电机组，因此天然铀的需求具有可预测性，一台百万千瓦核电机组每年燃烧25吨核燃料，需要185吨天然铀，目前世界各地在运反应堆每年需要约6.6万吨天然铀。

从供给角度看，目前已知的铀矿可开采资源分布极度不均，澳大利亚占31%，哈萨克斯坦占12%，世界上发展核电的国家中除加拿大、南非等少数国家可以自给自足外其余均需要从国际贸易市场中采购。

我国从20世纪90年代初开始发展核能，当时铀的需求并不迫切，90年代中后期沿海核电开始大发展，铀的需求量也稳步增加，截止2013年初，我国已知可开采资源共计26.55万吨，国内13年铀生产量约1500吨，需求量接近5000吨，因此我国是铀矿的进口大国。

对此我国通过国内勘探开发，国外资源控制及国际贸易三条路径保证铀矿资源供给。

同其他矿产资源一样，铀矿资源总量也是不确定的，随着价格上涨，勘探活动将增加，新的矿产资源将被开发，虽然我国已知可开采资源量很少，但根据预测，我国拥有大量的铀资源储备，内蒙古自治区二连盆地及其他地区具有预测潜在铀资源两百万吨；此外中广核及中核通过在哈萨克斯坦、纳米比亚等地投资铀矿来控制资源供给；最后不足的铀矿将通过国际贸易补足，未来我国三条铀资源获取途径可能各占三分之一。

从历史价格来看，国际天然铀现货价格曾大幅波动，03年以后由于核电发展迅速，铀矿需求上升，现货价格大幅上涨，08年金融危机之后，铀价开始下跌，10年有所复苏，但11年的福岛事故致使铀价再度下跌。

展望未来，发展中国家特别是中国核电的快速增长将带动铀矿需求上升，加之过去铀价长期低迷，铀的勘探和开采放缓，预计未来铀价将稳步回升。由于有转化、浓缩、加工的时间限制，核电运营商一般在使用前三至五年采购铀，现货价格的波动短期对核电成本影响不大。

总体来说，核电快速发展将增加铀矿需求，长期低迷的价格使铀矿勘探活动受限，预计铀矿价格将稳步上升，中广核及中核旗下香港铀矿上市平台具备一定的跟踪价值。然而从更长期来看，同其他矿产一样，铀矿价格的上涨将使勘探支出增加，铀矿供给增长，同时也会刺激快堆甚至是聚变堆技术的发展，因此铀矿长期将处于供需均衡状态，铀资源并不构成核电发展的瓶颈。

2、电站施工及设备制造

核电站建设具有技术含量高、资本投入大、政策牌照壁垒限制等特征，核电比其他行业施工利润率高，但总体仍处于较低水平，我国核电站核岛建设安装工作绝大部分由中核建完成，中核建13年核电工程占营业收入的33%，利润占比更高一些。

电站投资规模大，设备投资占比约50%，未来五年开工在40GW以上，考虑到设备国产化率提高后投资总额有所降低，未来五年设备总投资额有望达到3500亿，此外近期国家主推的核电出口是一个不确定因素，不过由于中国在建核电占世界的40%，这部分出口增量并不大。

核电站设备大致可分为核岛、常规岛及辅助设备。常规岛设备与火电相似，生产厂家基本一致，核电大发展将对火电设备构成替代，形成此消彼长的关系，因此常规岛设备企业受益不大。

核岛是核电站所特有的结构，根据建造周期可分为长周期和短周期设备。长周期产品以主设备为主，这类设备建造周期在24个月以上，主要包括压力容器，蒸汽发生器，主泵等，三代技术的运用增加了安全性，也相应增加了主设备的市场容量。不过主设备建造周期长，一般在项目前期批准但未开工前便已招标，由于2011年停止审批前已有超过10个拟建项目完成招标，这部分订单已进入主设备厂商的未结订单中；同时未来五年年均8台左右的开工数量距离09年15台意向招标的历史峰值仍有差距；最后以东方电气，上海电气等为代表的主设备厂商中核电业务占比均低于10%。因此主设备厂商受益于核电重启的程度不大。

短周期设备情况与长周期不同，主要包括泵阀、电缆、钢管等辅助设备及耗材，短周期设备由于建造周期短，一般在土建开始后招标，于两年土建完成后交付，新核电项目从11年停止审批，短周期设备企业近两年都没有新增订单，因此核电审批重启后短周期设备厂商将率先受益，同时随着在运机组的增加，耗材类产品需求也将稳步上升。然而我们需要注意的是，在未来五年的主力机型选择中，由国核引进AP1000技术，进而消化吸收形成的CAP1400和中广核与中核联合研发的华龙一号示范机组还未开工建设，就算一切顺利的话也要五年后才能建成，由于难以预料这一过程中的诸多问题，目前并不适合大规模建设。与此不同的是位于三门的首台AP1000机组将于15年上半年投产，若各方面运行良好，设计固化及设备国产化率提高，未来五年新开工机组中AP1000预计将占一半以上。

华龙一号采用能动与非能动结合的安全系统，仍使用了大量短周期设备，但AP1000采用了非能动安全系统，由此派生出设计、安全系统、工艺、工期及施工量的一系列简化，其最终结果是泵、阀、管道、电缆等辅助设备分别减少约35%、50%、60%，50%，如果仅考虑安全级水泵和阀门的话，减少量将在80%以上，因此AP1000机组的广泛应用将使短周期设备使用量大幅减少。

综上所述，核电站核岛施工主要由中核建完成，施工业务利润率较低，常规岛设备与火电基本相同，此消彼长情况下并没有显著的投资机会。

核岛设备对于设备制造厂商来说是一个增量，三代机组主设备价值量较二代机组大幅增长，然而长周期设备由于招标提前于开工，新开工机组订单部分已反映在设备企业的未结订单中，未来年均招标机组数量将低于历史峰值，此外更为重要的是核岛主设备由于其技术含量很高，制造企业一般为东方电气、上海电气等龙头厂商，这些企业的核电业务占比不足10%，核电设备的复苏对其拉动不明显。

短周期辅助类设备在核电站开工后招标，设备企业新增订单将逐渐恢复，耗材需求也稳步增长，然而需要注意的是，虽然我国核电技术路线仍有争议，但从时间上考虑，华龙一号示范项目仍未开工，并不具备大规模建造的可行性。而首台AP1000机组将于15年上半年投运，预计未来五年新增机组中AP1000占比将高于50%，由于AP1000采用了非能动安全系统，大幅减少了泵阀、管道电缆等辅助设备，使核电短周期设备企业业绩有低于预期的风险。

自上而下分析来看，核电建造，常规岛设备，核岛长周期设备、短周期设备企业的整体板块性投资机会均不明显，但不排除在进口替代过程中，部分核电业务占比较高的企业通过更有竞争力的价格及多产品线扩张获得快速发展的机会，而这需要进一步通过自下而上的分析仔细辨别。

3、 电站运营

核电站运营商处于核电产业链的核心位置，目前我国核电在运装机容量约18GW，根据测算，09年附近开工的大量在建机组即将进入投产高峰，未来三年装机复合增长率将高达35%，随后在经历两年投产低谷后于2020年再度迎来投产高峰，同时由于税收优惠及暂时不用缴纳乏燃料基金，核电机组在投运初期盈利能力很强，核电运营商未来几年将迎来快速发展。但需要注意的是首批引进机组如三门AP1000，台山EPR受到技术服务费用高、设备国产化率低、首次建造工期长导致投资超预期等因素影响，核电成本相对于火电的竞争优势有所减弱，而政策上允许采用技术改进或升级、创新或国产关键设备的首批核电机组上网电价可高于核电标杆电价每千瓦时0.43元，但不得高于当地燃煤机组标杆上网电价，因此需要密切关注运营商争取到的最终上网电价。

从竞争状况来看，核电站对安全运行具有特殊要求，设计建造具有技术难度高，资金成本大、人才稀缺且流动受限等特点，市场进入壁垒很高，目前国内仅有中广核、中核及中电投获得授权拥有商业核电站控股权，国核未来可能与中电投进行整合，此外引入民间资本预计将以参股的方式进行，因此目前中广核与中核控股装机占比超过90%的双寡头竞争格局将长期保持。

因此在核电审批重启，在建项目逐步投产的大背景下，核电运营商将是受益最为确定的板块，同时核电站盈利能力强，行业竞争格局稳定的特性将使核电运营商可能具备良好的投资价值，为此我将单独撰文分析。

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