2017年中国核电行业发展回顾及行业发展趋势分析【图】

    一、 核电行业发展现状

    1、核电是优质的清洁能源

    核反应堆利用链式裂变反应产生能量。 1942 年 12 月，世界第一座核反应堆在美国芝加哥大学建成， 可控的链式裂变反应得到了验证。 链式裂变反应指的是原子核吸收一个中子后发生裂变，同时释放出 2-3 个中子和能量，如果这些中子再被吸收引起其他原子核裂变，就可使裂变反应持续进行下去。 核电站中的核反应堆内发生的就是可控的链式裂变反应，裂变过程释放出的能量数百万倍于煤的燃烧。

    全球核反应堆中以压水堆为主。 核反应堆按照燃料、 中子能量、 慢化剂和冷却剂不同，分为多种类型。按燃料循环分为铀-钚循环和钍-铀循环； 按发生反应的中子能量分为热中子反应堆和快中子反应堆；按冷却剂分为轻水堆和重水堆；按慢化剂分为石墨堆、轻水堆和重水堆；其中，轻水堆又分为压水堆和沸水堆。

    目前全球投运的核反应堆约 450个，其中使用铀 235 作为燃料，轻水作为冷却剂和慢化剂的压水堆占据绝大多数， 共计约 293 个，占比为 65.3%，其次为沸水堆共计约 75 个，占比为 16.7%。 使用重水作慢化剂， 轻水或重水作冷却剂的重水堆共计约 49 个， 占比位居第三， 占比为 10.9%。

压水堆在核反应堆中占比最高

资料来源：公开资料整理

    相关报告：智研咨询网发布的《2018-2024年中国核电装备行业深度调研及发展前景预测报告》

    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 。

    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。     

    炭、石油、天然气等，非化石能源主要包括核能、 风能、太阳能、水能、 地热能、 海洋能等。与化石能源相比，非化石能源在利用过程中基本不产生温室气体，属于对环境友好的清洁能源， 而核电在非化石能源中又具有明显的优势。

    清洁高效： 核电在电力生产过程中几乎不排放污染物。 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。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%。

    核电是一种高效的能源。 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。

核电温室气体排放量极低

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核电比火电更为高效

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    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。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）。

核电设备利用小时数高居第一

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    经济性好： 核电的发电成本主要由运行费、 折旧费和燃料费三部分组成，其中运行费用占比约为 20%-25%， 折旧费占比较高，约占 45%-50%，而核电燃料费占比较低，约为20%-25%。核电站一般可以运行近 60 年， 而目前最长折旧年限一般为 30-40 年，折旧完成后，核电的发电成本将大幅下降。国家对核电采取优先上网政策，核电利用小时高且稳定，这种高固定成本、低变动成本的成本结构使得核电具备较好的经济性。与常规能源相比， 核电还具有最低的外部成本。 发电厂并不是孤立存在的，发电厂排放的各种污染物、噪音等对公众的损害，以及对地球气候变暖等环境生态影响等因素产生的成本可以作为外部成本，将其包括在内对现有的发电技术经济性分析进行全面研究。

    多个研究结果表明，与其他常规能相比， 核能的外部成本最低。外部成本最高的是常规能源煤炭和石油，为核电的 10 倍以上， 作为洁净能源的天然气发电，外部成本也约为核电的 3-6 倍。

核电外部成本最低

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    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。

    2、我国核电技术 分析

    目前全球在建核电机组以第三代为主。 从世界范围来看，目前全球在建核电机组 56台，第三代机组约 41 台，其中我国在建机组 19 台，第三代机组 10 台。 与第二代核电相比， 第三代核电具有更高的安全性和经济性。第三代核电技术遵循国际原子能机构最新核安全标准，设计基准对严重事故有切实措施进行预防和缓解，堆芯损坏概率降低一个数量级； 同时第三代核电厂设计采用了大量成熟技术和工程经验，有效降低了造价和建设及维护成本。以 AP1000 技术为例，其运用了非能动性安全理念，系统、设备都得到了简化， 与第二代技术 CPR1000 相比，核安全级水泵、阀门分别减少了 92.3%、80.4%，安全构筑物混凝土量减少了 57.4%。基于安全性和经济性的考虑， 第三代核电技术是未来世界核电发展的主要方向之一，在第四代核电技术得到验证之前，新建机组也将以第三代机组为主。

全球在建核电以第三代为主

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我国在建核电机组位居全球第一

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我国三代压水堆核电技术主要参数对比

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    3、核电未来发展空间广阔

    我国核电发电量占比较低。 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，大部分核电机组关停，核电发电量占比降为 2%。

我国核电发电量占比在全球处于较低水平

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    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。 与此同时，三大核电集团也积极开展核电项目前期工作，储备了一批适合发展核电项目的厂址， 其中， 部分项目已获准开展前期工作。

我国在运及在建核电机组分布

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    二、 核电行业利润率及集中度情况分析

    1、行业壁垒高、利润率水平高

    核电站是世界最复杂的工业生产系统之一。 一台大型商业核电机组涉及的设备数以万计，在核电站长达近 60 年的生命周期中，其涵盖了核燃料供应、乏燃料处理、核电站工程设计及建造、设备制造、核电站运营及退役等各个环节，形成了一条复杂的产业链。按照核电的特点，可以把产业链分为上中下游，上游主要包括核燃料循环，中游主要包括核电站建造和设备制造，下游主要包括核电站运营和核设施退役。

    核电行业具有较高的行业壁垒。 核电在生产过程中会产生放射性，若出现了放射性泄露等事故，其对环境将造成较为严重的危害，所以国家对核电的安全性高度重视， 在产业链上各个环节均有较高的准入壁垒， 各参与方均需取得相应主管部门核发的准入资质。

    此外核电工程还具有建设周期长、前期投入大、技术要求高等特点， 属于技术密集型和资金密集型行业， 所以核电行业还存在着较高的技术壁垒和资金壁垒。准入壁垒高，核电项目需国务院核准。 我国政府对核电项目及业主采取核准、发放许可证、执照等方式，对投资主体进入市场进行管理，涉及到的主管部门包括国务院、国家发改委、国家能源局、国家核安全局、 国家原子能机构等。 国家发改委负责审查核电项目申请报告，并报国务院核准；国家能源局制定核电发展规划以及行业准入条件； 国家核安全局对核电厂选址、建造、首次装料、运行以及退役等各阶段的安全工作进行审评和监督，颁发相应的许可证件或批准文件，并实施驻厂监督；国家原子能机构负责核设施退役及放射性废物管理， 颁发核材料使用许可证，核事故应急审批事务等。

    技术壁垒高。 核电行业是典型的技术密集型的行业，涉及核物理、化学、材料、运维、环境污染监测、辐射屏蔽和防护等多个领域。核电厂在建设过程中，需要综合考虑安全性、技术先进性、经济性和可实施性等要求，在符合核安全法规要求的范围内，采用经 过验证的成熟技术；也要符合技术经济性原则，将造价控制在总体目标范围内；还要符合工程总体进度要求，包括开工条件、建造周期等方面。上述各点对于核电产业链上的各个企业技术基础及管理水平要求较高， 所以核电行业有着很高的技术壁垒。

    建设周期长、 资金壁垒高。 核电行业是资金密集型的行业，核电项目建设周期长、 资金投入较大，一台百万千瓦级的核电机组建设周期长达 60 个月左右，造价高达 150-200亿元，对核电企业的资金要求极高。对于设备制造类公司，由于核电的高技术壁垒，所以其往往需要持续投入大量的资金进行技术研发以及相应的生产设备采购与更新。 在福岛核事故后，国家对环保、核安全提出更高的要求，核电企业在安全、环保等相关辅助设施的技术要求和投资进一步加大，核电行业的资金壁垒不断提高。

    核电产业链利润率水平较高。 核电行业的高壁垒使得产业链上各个环节的竞争者有限，其他竞争者很难进入， 产业链上各环节的公司都具有较强的议价能力，所以核电行业整体的利润率水平与同类型民用行业相比都较高。以台海核电和中国核建为例， 台海核电生产的核电设备毛利率近 70%，而其他专业设备的毛利率约 30-40%；中国核建承揽的核电工程毛利率稳定在 13%左右，而民用工程毛利率为 8%左右。 同时核电行业的高壁垒使得产业链集中度也较高， 在各个环节上，竞争格局基本稳定。

台海核电核电设备业务毛利率水平较高

资料来源：公开资料整理

中国核建核电工程业务毛利率水平较高

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    2、核燃料制造市场化程度低及蓝海市场分析

    核燃料循环可以分为核燃料制造以及乏燃料处理两个部分。 核燃料制造包括铀矿开采和冶炼、 纯化与转化、浓缩、燃料组件制造等环节，我国已经完全掌握了核燃料制造技术。 目前几乎所有核反应堆都使用铀作为燃料，铀广泛分布于地壳和海洋中，但只有局部铀含量增加到足够程度时才具有开采价值。 对于轻水堆的核燃料， 要求天然铀中的铀235 含量达到 3%左右，而铀 235 在天然铀中仅占约 0.71%，所以需要现将铀矿浓缩物 纯化为二氧化铀（核电级），再转化为六氟化铀， 然后对六氟化铀进行浓缩，使铀 235的含量达到所要求的富集度（轻水堆一般为 3%），最后将浓缩过的六氟化铀烧结成芯块， 再将芯块制造成核燃料组件供核电站使用 核燃料制造市场化程度低。 铀属于重要的战略资源，而天然铀的转化、浓缩等过程又与核武器的研发密切相关，所以铀转化及浓缩是国际上严禁扩散的敏感技术， 核燃料制造属于国家专营权范围， 从而导致核燃料制造的各个环节的市场化程度较低。

    铀矿开采和冶炼方面， 以中核集团为主。 2015 年全球铀矿开采成本小于 130 美元/kgU 探明储量为 571.84 万吨，澳大利亚、哈萨克斯坦、加拿大探明储量位居世界前三，占比分别为 29%、 13%、 9%， 我国属于贫铀国家， 铀矿资源探明储量占比仅为 5%，居世界第八。我国每年开采量约 1500吨，仅占目前需求量的 26%（仅考虑核电需求），大部分依赖进口。近年来，国内核电企业极开展国内和海外铀资源勘探与开发工作，在纳米比亚、乌兹别克斯坦、加拿大等国成立了铀矿开采公司，拥有了一定的铀矿开采权。 目前我国从事铀矿开采和进出口的公司主要是中核集团下属的中核金原铀业有限责任公司、中国铀业有限公司、 中核国际（2023.HK） 以及中广核下属的中广核矿业（1164.HK）。 由于铀的战略资源属性，未来铀矿开采及冶炼放开的可能性较小。

我国探明铀矿储量占比为 5%

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我国主要铀矿生产地

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    3、核电设备投资情况分析

    核电项目中设备投资占比最高。 一台百万千瓦的核电机组的项目工程费用可以划分为土建、设备采购、安装、调试、首炉燃料费、工程服务费等项目。在这些项目中，设备投资占比最高，可达近 40%-50%。 此外， 承担核电新技术示范的项目由于对设备要求的升级以及进口比例的提升，设备投资的占比还将会所有提高。

典型的核电项目投资占比

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    4、核电站运营或将迎来新的竞争格局

    国内在运核电站皆由中核集团和中广核集团控制。 考虑到安全对于核电行业的特殊性及核电技术的复杂性， 核电运营商需要有经验积累、 有专业人才等方面保证。目前我国具有核电站（除示范工程、研究堆外） 运营牌照的只有中核集团、中广核集团和国家电投集团。 目前我国国内在运核电机组 38 台，在建核电机组 19 台， 在运的核电机组皆由中 核集团和中广核集团控制。 其中， 中广核集团旗下的中广核电力（1816.HK）控制在运核电机组 20 台，控股装机容量为 2147 万千瓦（红沿河核电 1-4 号机组与国家电投等比例控股）；在建核电机组 8 台，控股装机容量为 1027 万千瓦（红沿河核电 5-6 号机组与国家电投等比例控股）。中核集团旗下的中国核电（601985.SH）控制了在运核电机组18 台，控股装机容量为 1546 万千瓦；在建核电机组 9 台，控股装机容量为 981 万千瓦（含装机容量为 60 万千瓦的霞浦快堆）； 国家电投集团拥有在建机组两台，装机容量为250 万千瓦。

在运核电机组由中广核和中核控制

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在建核电机组由三大核电集团控制

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    核电站退役市场还处于起步阶段。 核电站退役是指在运的核电站到达寿期后， 采取去污、拆除和清除等措施，使核电站设施及设备的辐射剂量满足国家相关标准的要求。 核电站退役是一项复杂的过程， 主要技术掌握在美国和欧洲少数几个国家手中。同时核电站退役对资金要求较高，据了解，核电站退役费用将占到建造费用的 10%-15%，我国核电站投产时间较晚，约 72%的核电机组运行堆年少于 10 年，而全球 64%核电机组运 行堆年超 30 年。若核电站按照运行 60 年退役考虑，我国核电站在 2030 年前后将开始面临退役，照此估算，未来市场规模将达千亿元。我国目前大型反应堆退役的经验较少， 有关核电站退役的技术和设备还在完善之中。

我国 72%核电机组运行堆年数小于 10年

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全球 64%核电机组运行堆年超 30 年

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    三、 核电行业发展趋势

    全球核电发展可分为四个阶段。 世界核电至今已有近 60 年的发展历史。从世界范围内看，核电发展主要经历四个阶段：起步发展阶段、迅速发展阶段、缓慢发展阶段和逐渐复苏阶段。 1）起步发展阶段： 1954 - 1965 年，世界核电发展进入起步发展阶段。在此期间，世界约有 38 台机组投入运行，核反应堆属于早期原型反应堆，可归为第一代核电技术； 2）迅速发展阶段： 1966 - 1989 年，世界核电发展进入迅速发展阶段。在此期间，共有 200 多台机组投入运行，均采用第二代核电技术； 3）缓慢发展阶段： 1990 -2000 年，世界核电事业进入缓慢发展阶段，投产核电机组 54 台，速度明显放缓； 4）逐渐复苏阶段：进入 21 世纪以来，核电进入逐渐复苏阶段，各国加快了核电发展，投产核电机组约 77 台。

    能源需求与核电安全性是核电发展的主要因素。 从世界核电发展的四个阶段来看， 核电发展主要与能源需求以及核电安全性相关。 20 世纪 60 年代至 70 年代间，世界石油危机的爆发促使各国纷纷寻找新的替代能源，而核电作为优质的基荷电源登无疑是最佳的 选择，核电迎来第一轮大发展。但随后切尔诺贝利等核事故的发生使得核电安全性受到质疑，西方国家调整核电政策，核电发展进入低谷。 21 世纪初， 基于成熟的第二代核电技术建设的核电站安全运行业绩持续改善，核电安全性重新得到了认可， 同时全球气候变暖等问题使得各国重启核电建设，核电迎来了第二轮发展。 日本福岛核事故发生以后，引起全球对核电安全性的思考和担忧，世界核电发展呈现出有进有退的新格局，但整体回落到了低谷位置。 总体来看， 核电的发展主要受到对优质清洁能源的需求以及核电安全性的影响。

全球核电发展趋势

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    我国核电发展稳中向好。“八五”期间我国建成了秦山、大亚湾两座核电厂，突破了中国大陆无核电的历史。“九五” 期间，为解决我国对电力的需求以及能源分布不平衡的问题，提出了“适当发展核电”，计划在沿海和经济发达地区适当建设核电站。“十五”期间，核电发展方针并未发生大的改变，提出“适度发展核电”。“十一五” 期间，在全球气候变暖的形势下，国际社会越来越重视温室气体排放，而核电不造成对大气的污染排放，且我国核电站运行业绩良好，国家制定了“积极推进核电建设”的方针，核电迎来了一轮发展高潮。“十二五”期间， 日本福岛核电站发生了严重的核事故，我国核电发展放缓，同时提出“在确保安全的基础上高效发展核电”，并且在《核电中长期发展规划（2011—2020 年）》 首次明确新建核电机组必须符合三代安全标准。“十三五”期间，安全仍然是核电发展的首要因素，提出了“以沿海核电带为重点，安全建设自主核电示范工程和项目”，核电审批以示范项目为主。 在我国加快绿色能源发展、安全高效发展核电的前提下，国家能源局在《2018 年能源工作指导意见》 中对核电发展具体指导方针转变为“稳妥推进核电发展”，提出在充分论证评估的基础上，开工建设一批沿海地区先进三代压水堆核电项目。

    1、新项目审批有望逐渐落地

    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。

    第三代核电机组建设进展是关键。 2018 年初，台山机组被明确为 EPR 技术全球首堆工程，至此我国在建的三种第三代核电机组都成为了各自技术领域的全球首堆工程。 台山1 号机组已于 4 月 10 日正式开始装料，是我国首台获准装料的三代核电机组， 预计将有力地推进后续三代机组的装料核准工作。其中 2009 年开工， 采用 AP1000 技术的三门核电站 1 号机组也已经具备装料条件， 正等待装料许可， 具备成功商运仅一步之遥。

    据统计，我国共有规划采用 AP1000 技术的机组达 58 台，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。 由于 EPR 机组只有台山二期规划的 4 台，所以 EPR 机组建设进度对行业的影响大于对新机组的审批的影响。AP1000 项目及 HPR1000 项目的建设进展是后续项目审批的关键， 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。

    新项目审批有望逐渐落地。 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。随着第三代技术得到验证， 核电新项目审批有望逐渐落地。

    2、各环节领军企业有望率先受益

    新项目逐渐落地将利好全产业链。 据统计， AP1000、 HPR1000 等三代核电机组单台造价约 150-200 亿， 若我国核电新项目审批放开，每年开工 6-8 台第三代核电机组，将带动每年约 1000-1600 亿元确定的投资。 从国际上看， 根2030年前，全球将新建机组约 300 台，其中“一带一路”相关国家新建机组数将占约80%，我国的核电“走出去”战略有望带来上万亿的投资需求。 若核电新项目逐渐落地， 将利好全产业链。

    各环节领军企业有望率先受益。 根据核电项目建设的特点，设备供应商将率先受益， 领军企业凭借其领先的技术、 优异的供货业绩有望获得确定的业绩增长， 单一设备供应商在不断提高技术能力的同时也将有望继续提高其所占市场份额，而多类设备供应商通过全面的布局，有望实现业绩的稳定增长；工程建设也属于率先受益的环节，其壁垒更高， 领军企业的业绩确定性也更高；运营类企业将受益于装机容量的持续增加， 其业绩 有望保持稳定增长；随着新机组的审批和投产，核燃料循环市场将逐渐成熟， 领军企业的成长值得期待。