核電行業(yè)市場分析

核電行業(yè)市場分析1核電的現(xiàn)在和未來1.1核電基本面全面向好2022年核電新項目獲批數(shù)量超預期，核電作為能源保供主力的地位穩(wěn)固。2022年4月20日、9月13日召開的國務院常務會議指出，要在嚴監(jiān)管、確保絕對安全前提下有序發(fā)展核電。對經(jīng)全面評估審查、已納入國家規(guī)劃的5個核電新建機組項目，共10臺機組予以核準。我們認為核電拐點信號已經(jīng)出現(xiàn)，多個維度確立優(yōu)勢發(fā)展基本面。天時：政策面向好，確立積極發(fā)展核電的大方向。在2021年政府工作報告中，明確提出“在確保安全的前提下積極有序發(fā)展核電”，這是自2017年來政府工作報告中首次用“積極”來提及核電。之后一系列政策文件明確了核電在“碳中和”重要地位，尤其在《2030年前碳達峰行動方案》、《“十四五”現(xiàn)代能源體系規(guī)劃》兩份重要文件中，再次強調(diào)了“積極安全有序發(fā)展核電”。地利：我國幅員遼闊，存在發(fā)電與用電地錯配問題，核電作為基荷能源同時兼?zhèn)渚G電屬性，打開核電長期發(fā)展空間。在雙碳目標加速實現(xiàn)的過程中，出現(xiàn)了新能源占比提升帶來的棄風棄光、長距離輸送、對電網(wǎng)沖擊等問題，以及火電退坡帶來的電荒，解決這些問題需要在特高壓、儲能、配電網(wǎng)等領域長期持續(xù)投資。而核電因為是唯一同時具備傳統(tǒng)能源的穩(wěn)定性，以及新能源的清潔性的發(fā)電方式，成為解決當下能源問題的優(yōu)選。2021、2022連續(xù)兩年夏秋季發(fā)生缺電，證明能源保供和清潔同樣重要，核電因為同時具備綠電和穩(wěn)定的屬性，成為理想的替代能源，獲得政策端大力支持。人和：目前核電板塊各公司基金持倉仍處于底部，公司估值也處于歷史低點。我們選取核電板塊部分公司觀察基金持倉比例，發(fā)現(xiàn)經(jīng)過2019年之后的集體上升后，2021年至今呈現(xiàn)下降趨勢，當前處于歷史低點。從核電板塊公司估值角度，近年來一直處于緩慢下降狀態(tài)，目前正處于歷史低點。我們認為在上述“天時地利人和”因素加持下，核電板塊有較大向上空間。1.2技術跨越至第四代大幅提升安全性自1957年世界第一座商用核電站希平港(Shippingport)投用以來，經(jīng)過半個多世紀的發(fā)展，正在運行的422臺（中核戰(zhàn)略規(guī)劃研究總院2022年底統(tǒng)計數(shù)據(jù)）核電機組包括沸水堆（BWR）、壓水堆(PWR)、重水堆(PHWR)、水冷石墨堆(LWGR)、快堆(BWR)、高溫氣冷堆(GCR)等堆型，核電技術呈現(xiàn)出多樣化、安全性持續(xù)提升的特征。我國作為核電領域的后進入者，通過引進吸收與自主研發(fā)，目前已完全掌握三代、四代核電技術，達到世界核電領先水平。2000年之前，全球主流以二代核電技術為主，其中壓水堆比例最高。這期間，我國經(jīng)過30年核電設計及建造工作，完成了“引進-消化-吸收-再創(chuàng)新”的全過程，研發(fā)出了具有自主知識產(chǎn)權的二代核電技術。秦山一期CNP300是我國自行設計、建造及運營的第一臺核電機組，在此基礎上中核推出了CNP650并應用于秦山二期、海南昌江、巴基斯坦恰西瑪?shù)软椖俊Ｔ谝苑▏R通M310機組的基礎上，中廣核推出了CPR1000并應用于嶺澳、紅沿河、寧德、陽江、防城港等項目，中核則推出了二代改進型M310+并應用于福清、方家山、田灣等項目。二代核電項目通過批量化建設，打造出了完整、成熟、高效的核電供應鏈，奠定了核工業(yè)發(fā)展基礎。并且通過不斷降低成本、優(yōu)化建設工期，使得核電競爭力不斷提升。為了提升核電安全性和經(jīng)濟性，2000年開始三代核電逐漸走上核電舞臺中央。我國是不折不扣的“后來者”，但憑借著政策支持以及成熟的核工業(yè)體系成功實現(xiàn)了彎道超車，并且打造出了自主三代核電技術“華龍一號”這樣的國家名牌。AP1000、EPR、“華龍一號”三代核電世界首堆均位于中國，我國具備自主知識產(chǎn)權的CAP1400和“華龍一號”，未來將作為核電“走出去”的王牌打開世界核電市場。三代核電較二代技術，機組壽命由40年延長至60年，換料周期由12個月延長至18-24個月，單堆功率提升降低單位投資，使得核電經(jīng)濟性大幅提升。隨著核能技術的演進及發(fā)展，國際核能界對核電技術提出了更高的要求，于2001年7月成立了第四代核能系統(tǒng)國際論壇（GenerationIVInternationalForum,GIF）并提出了第四代核電技術概念。2002年底，GIF和美國能源部聯(lián)合發(fā)布了《第四代核能系統(tǒng)技術路線圖》，選出氣冷快堆、鉛冷快堆、熔鹽堆、鈉冷快堆、超臨界水冷堆、超高溫氣冷堆六種堆型，作為GIF未來國際合作研究的重點。在四代核電發(fā)展道路上，我國再次走到了世界前列。第四代核電技術具備核廢物量最少化、安全性大幅提高、經(jīng)濟性提高、能夠防止核擴散的特點，目標是到2030年達到實用化的程度，將對核電行業(yè)乃至整個能源行業(yè)產(chǎn)生革命性影響。由清華大學核能與新能源技術研究院研發(fā)的高溫氣冷堆，已在山東石島灣開工建成首臺示范電站，該堆型在最嚴重事故情況下也不會發(fā)生堆芯融化等傳統(tǒng)風險，具備固有安全性。由中國原子能科學研究院研發(fā)的快堆，通過形成核燃料閉合式循環(huán)，可使鈾資源利用率提高至60%以上，同時使核廢料產(chǎn)生量得到最大程度的降低，實現(xiàn)放射性廢物最小化。中國實驗快堆已成功建成，福建霞浦快堆示范工程于2017年12月開工建設。我國核電產(chǎn)業(yè)經(jīng)過30多年的發(fā)展，技術和規(guī)模均已經(jīng)迎頭趕上引領世界先進水平。未來對核電的安全性、經(jīng)濟性、低碳排的要求會不斷提升，并且會廣泛參與國際合作與競爭，我們認為憑借著完整、高效的供應鏈，以及強大的設計研發(fā)能力，我國核電產(chǎn)業(yè)仍將持續(xù)進步，并將突破核聚變、核燃料后處理等壁壘更高領域。2優(yōu)質(zhì)電源屬性促核電積極發(fā)展2.1核電經(jīng)濟性突出核電項目初期建設投資高，但綜合考慮運營、燃料、廢物處理費用后的全生命周期成本后，競爭力凸顯。即使三代核電造價提升，其經(jīng)濟性仍然很強。而且國內(nèi)核電設計壽命40-60年有余量，到期后一般會申請延壽20年，進一步增強了核電的盈利能力。用平準化度電成本LCOE來評測，根據(jù)IEA測算，2021年我國壓水堆核電站LCOE約為65美元/MWh，僅次于光伏的35美元/MWh和陸風的45美元/MWh，且相對煤電具有優(yōu)勢。作為基荷能源，考慮長期運營成本，從成本端對火電、燃氣發(fā)電擁有極強替代能力。2.2核電綠電屬性突出從碳排放水平、環(huán)境友好程度，以及對其他相關產(chǎn)業(yè)節(jié)能減排的促進作用等多方面來看，核電是當之無愧的綠色電力。核電自身具備低碳排放的優(yōu)勢。從全生命周期的角度來考慮，根據(jù)聯(lián)合國政府間氣候變化小組（UN，IPCC）測算，核電度電帶來的歸一化碳排放僅有12gCO2，其溫室氣體排放量與風電相同，并且?guī)缀醯陀谒械钠渌茉?。核電對周圍環(huán)境無污染。核電站在運行過程中不排放SO2、CO2、PM2.5、氮氧化物等對環(huán)境會造成污染的氣體和顆粒。同時核電站擁有配套完善的輻射防護系統(tǒng)，2022年中國核電監(jiān)測結(jié)果顯示核電站運行未引起輻射劑量明顯變化，未對核電站周邊環(huán)境產(chǎn)生不良影響。2022年我國運行核電機組累計發(fā)電量為4177.86億kWh，同期上升2.52%。與燃煤發(fā)電相比，核能發(fā)電相當于減少燃燒標準煤1.18億噸，減少排放二氧化碳3.09億噸、二氧化硫100萬噸、氮氧化物87萬噸。一座百萬kW核電機組對比同功率燃煤機組，每年可減少約600萬噸CO2排放。核電助力發(fā)電側(cè)雙碳落地。2021年11月，近200個國家在《聯(lián)合國氣候變化框架公約》第二十六次締約方大會（COP26）上共同簽署了《格拉斯哥氣候公約》，就2030年將全球的溫室氣體排放減少45%達成共識，并承諾逐步減少煤炭使用，減少對化石燃料的補貼。核電有助于增強電網(wǎng)運行的穩(wěn)定性，推動風電、光伏等新能源的部署。核能可助力其他行業(yè)減碳。除供電外，核能還可用于區(qū)域供暖、工業(yè)供熱、海水淡化、制氫、合成燃料等，有助于推進電力以外難以減排行業(yè)的脫碳。2022年海陽、紅沿河、石島灣、秦山等機組的供熱項目相繼開工和投入正式運營，未來有望為廠區(qū)、周圍工業(yè)企業(yè)持續(xù)供暖供熱供汽，為環(huán)境保護和節(jié)能減排做出貢獻。2.3保供能力提升核電剛需屬性核電是唯一同時具備基荷電源和清潔能源屬性的發(fā)電方式。基荷能源是指能夠提供連續(xù)、可靠電力供應的主力電源，如煤電、核電。核電清潔、低碳、能量密度高、經(jīng)濟性好，不受季節(jié)和氣候等因素影響，除短暫的換料大修外，能以額定功率長期穩(wěn)定運行，滿足基荷電源可靠、經(jīng)濟、充足和清潔四大要求，是能夠替代化石能源基荷電源的最佳選擇。核電調(diào)峰及降功率運行還將增加安全風險和環(huán)保、燃料處理的成本。制造核燃料的鈾資源是國家戰(zhàn)略資源，降功率運行和停備將直接導致核燃料未經(jīng)充分利用就被卸出，不但造成鈾資源的浪費，而且增加了核電站運行和乏燃料后處理的難度和成本。成熟電力系統(tǒng)已將核電作為基荷能源。根據(jù)EnergyCharts對2023年第8周德國公共電力負載的統(tǒng)計，整周168小時內(nèi)，風電、光伏出力不穩(wěn)定，火電根據(jù)需求負載進行響應調(diào)峰，但其國內(nèi)核電發(fā)電功率一直維持在2980MW左右。電力穩(wěn)定供應是經(jīng)濟發(fā)展的重要保障，核電平穩(wěn)輸出屬性得到重視。2021年下半年以來，國內(nèi)動力煤價高企，成本難以傳導，導致火電廠供應短缺，疊加部分時段區(qū)域性新能源出力銳減，國內(nèi)多地出現(xiàn)“拉閘限電”情況。根據(jù)發(fā)改委印發(fā)的《2021年上半年各地區(qū)能耗雙控目標完成情況晴雨表》，廣東、福建、云南、江蘇、浙江等12個地區(qū)在能耗降低和能源消費總量方面均呈現(xiàn)嚴峻態(tài)勢。為了完成“雙控”任務，一些省份開始采取限電、限產(chǎn)等見效最快的措施，鋁材、金屬、化工等多個行業(yè)都受到了不同程度的影響，光伏產(chǎn)業(yè)中的多晶硅、光伏玻璃、光伏支架的上游主要材料工業(yè)硅、純堿、鋼鐵、鋁材等行業(yè)面臨限產(chǎn)壓力，風電也不同程度受到影響，對能源低碳轉(zhuǎn)型造成不利影響。2022年全國電力供需總體緊平衡，部分地區(qū)用電高峰時段電力供需偏緊。2月，全國多次出現(xiàn)大范圍雨雪天氣過程，少數(shù)省份在部分用電高峰時段電力供需平衡偏緊。7、8月，我國出現(xiàn)了近幾十年來持續(xù)時間最長、影響范圍最廣的極端高溫少雨天氣，疊加經(jīng)濟恢復增長，拉動用電負荷快速增長。全國有21個省級電網(wǎng)用電負荷創(chuàng)新高，華東、華中區(qū)域電力保供形勢嚴峻，浙江、江蘇、安徽、四川、重慶、湖北等地區(qū)電力供需形勢緊張。12月，貴州、云南等少數(shù)省份受前期來水偏枯導致水電蓄能持續(xù)下滑等因素影響，疊加寒潮天氣期間取暖負荷快速攀升，電力供需形勢較為緊張。未來我國有望形成核電為基，火電調(diào)峰的格局。2022年我國核電機組發(fā)電量約占總發(fā)電量的4.98%，仍低于國際平均水平。根據(jù)中國核能行業(yè)協(xié)會預計，2035和2060年，核能發(fā)電量在我國電力結(jié)構(gòu)中的占比分別需要達到10%和20%左右，與當前OECD國家的平均水平相當。核電利用小時數(shù)位列第一。核電廠一次裝料后可以連續(xù)運行至少12個月，運行過程中不受燃料供給、天氣等外部因素影響，發(fā)電輸出功率穩(wěn)定，是電網(wǎng)基荷的理想選擇。從2014年開始，受電力需求下降影響，核電也被要求參與調(diào)峰或降功率運行，利用小時數(shù)開始逐年降低，2021年開始回升，2022年全國核電平均利用小時數(shù)達7616小時，在各種發(fā)電方式中位列第一，平均利用率可達81%。2.4積極有序發(fā)展核電成為主旋律核電發(fā)展速度受政策影響明顯。“八五”計劃至“十五”計劃時期，國家層面提倡適當、適度發(fā)展核電；從“十一五”規(guī)劃開始，規(guī)劃明確了將積極推進核電建設，且重點建設百萬kW級核電站；“十二五”至“十三五”期間，規(guī)劃明確了要安全高效發(fā)展核電，并突出了東部沿海核電建設這一重點，期間核電實業(yè)步入快速發(fā)展階段。到“十四五”時期，根據(jù)《“十四五”規(guī)劃和2035年遠景目標剛要》，安全穩(wěn)妥推動沿海核電建設成為“十四五”時期的重要任務。積極有序發(fā)展核電是未來主旋律。為實現(xiàn)碳中和目標，我國逐步構(gòu)建起“1+N”的政策體系，相繼發(fā)布了《關于完整準確全面貫徹新發(fā)展理念做好碳達峰中和工作的意見》、《2030年前碳達峰行動方案》、《“十四五”現(xiàn)代能源體系規(guī)劃》等重要文件，其中強調(diào)要“積極安全有序發(fā)展核電”，進一步明確了核電在構(gòu)建我國清潔低碳、安全高效的能源體系中的作用和地位。在2021年政府工作報告中，明確提出“在確保安全的前提下積極有序發(fā)展核電”，這是自2017年來政府工作報告中首次用“積極”來提及核電。核電發(fā)展走出冰封期。在走出2016-2018年沒有新項目核準的冰封期后，2019-2021年分別實現(xiàn)了項目核準穩(wěn)定增長，2019年核準5臺機組（山東榮成示范電站、福建漳州一期、廣東太平嶺一期）、2020年9月核準4臺機組（海南昌江二期、浙江三澳一期）、2021年4月核準5臺機組（江蘇田灣四期、遼寧徐大堡二期、海南昌江小堆項目）。在《中國核能發(fā)展報告(2020)》中，給出了核電建設按照每年6-8臺持續(xù)穩(wěn)步推進的目標。2022年核準機組臺數(shù)創(chuàng)近年新高。2022年國務院常務會議指出，為提升能源保障能力和促進綠色發(fā)展。對已納入規(guī)劃、條件成熟的三門核電二期、海陽核電二期、陸豐核電三期、福建漳州二期3、4號機組和廣東廉江一期1、2號機組共10個核電新建機組項目予以核準，創(chuàng)近年新高，顯示出積極發(fā)展核電精神得到全力貫徹。2.5優(yōu)質(zhì)廠址儲備滿足核電發(fā)展需要根據(jù)中國核能行業(yè)協(xié)會數(shù)據(jù)，截至2022年12月31日，我國在運核電機組55臺（未包括我國臺灣地區(qū)），總裝機容量5698.6萬kW，僅次于美國的92臺9471.8萬kW和法國的56臺6137萬kW，核電機組數(shù)量和總裝機容量繼續(xù)位居世界第三位。根據(jù)中核戰(zhàn)略規(guī)劃研究總院統(tǒng)計數(shù)據(jù)，截至2022年底，我國在運、在建、已核準核電機組共有83臺，總裝機容量8914.87萬kW。我國在運、在建核電項目均處于沿海發(fā)達省份。我國在運、在建、核準核電機組分布在東部沿海24座核電站，其中漳州、惠州、霞浦、三澳、徐大堡等5個核電站為新建核電站，尚沒有在運核電機組。我國核電站分布在東部沿海8個省份，自北向南分別是遼寧、山東、江蘇、浙江、福建、廣東、廣西、海南。我國核電機組利用效率均處于較高水平。2022年我國核電項目平均利用率達91.69%，除廣東外我國其他省份核電利用率均高于90%，主要由于臺山核電廠1號機組于2021年7月31日開始臨停大修，直到2022年8月15日才并網(wǎng)成功。我國在運、在建核電項目有望維持高利用效率，基本上無需擔心消納問題。未來核電建設將更加注重與電網(wǎng)布局和區(qū)域經(jīng)濟發(fā)展相適應，更好地支撐適合我國國情的新型電力系統(tǒng)建設。我國將充分利用現(xiàn)有沿海核電廠址資源積極安全有序推進項目開發(fā)，并通過廠址擴建、復用煤電退役廠址等方式增加廠址資源儲備，華中地區(qū)電力需求將持續(xù)增長，而本地基荷電源比重偏低，電力供需矛盾將進一步加大，預期在條件成熟時，前期工作開展充分的核電廠址將開工建設。西部清潔能源輸出省份亦將開展在新能源大基地周邊布局核電的可行性論證，為支撐風光等新能源上網(wǎng)做好準備。未來我國核能從沿海到內(nèi)陸，從東部到中西部的空間布局將更加均衡。2.6核電裝機維持穩(wěn)定發(fā)展核電逐漸成為我國發(fā)電端的重要一環(huán)。根據(jù)中電聯(lián)預計，2023年我國經(jīng)濟運行有望總體回升，拉動電力消費需求增速比2022年有所提高。正常氣候情況下，預計2023年全國全社會用電量9.15萬億kWh，比2022年增長6%左右。預計2023年底全國發(fā)電裝機容量28.1億kW左右，其中核電5846萬kW。根據(jù)中國核能行業(yè)協(xié)會預計，2035和2060年，核能發(fā)電量在我國電力結(jié)構(gòu)中的占比分別需要達到10%和20%左右，與當前OECD國家的平均水平相當。核電裝機維持合理速度增長。我們對現(xiàn)有在運、在建、核準項目進行測算，由于2016-2018年沒有新項目核準，因此2023-2026年我國核電裝機增速相對減緩，同時由于2019-2022年恢復正常核準且2022年核準達10臺機組，因此核電裝機有望在2027-2029年達到小高潮，至2029年底達8365.7萬kW，2023-2029年七年我國核電裝機CAGR達6.0%。根據(jù)我國核電建設進度，以及法國按照電力結(jié)構(gòu)PPE計劃每年關閉同等數(shù)量的核電機組，我國在運核電機組數(shù)量預計在2024年超過法國達到世界第二位。3全球核電發(fā)展進入新時代3.1世界核電發(fā)展面臨的三大問題核電從誕生至今經(jīng)歷了70多年歷程，過程波折但堅定前行，發(fā)展過程中有3個無法回避、必須面對的問題，為了解決這些問題行業(yè)付諸了巨大努力：1）核電安全性。歷史上發(fā)生過三次重大核事故，分別是1979年美國三哩島核事故、1986年蘇聯(lián)切爾諾貝利核事故、2011年日本福島核事故，這三次事故對核電行業(yè)產(chǎn)生了巨大沖擊，促使行業(yè)不斷提升核電站安全性，將事故概率降低到極低。針對每次事故的經(jīng)驗和教訓，核電技術不斷提升，從二代一直進化到四代，目前仍在繼續(xù)升級之中。2）核電經(jīng)濟性。核電作為主力電源，對每個國家電力成本有著巨大的影響，而早期由于核電設備制造復雜、工期長，核電未體現(xiàn)出經(jīng)濟性優(yōu)勢，制約了項目數(shù)量增長。通過規(guī)?；?，以及產(chǎn)業(yè)鏈培育，核電成熟度不斷提升，設備、施工造價持續(xù)下降，相對其他電源也體現(xiàn)出了經(jīng)濟性優(yōu)勢，從而在多個國家和地區(qū)獲得快速推廣，成為全球發(fā)電占比達到11%的基荷能源。3）乏燃料處置問題。核電站雖然擁有低碳、綠色屬性，但每臺百萬千瓦機組每年仍會產(chǎn)生約21噸乏燃料，如何安全、清潔處理乏燃料，是每個有核國家面臨的難題。全球已有法國阿格1700噸/年乏燃料后處理廠等設施建成運行，我國也已經(jīng)掌握乏燃料后處理技術，正在建設乏燃料處理工業(yè)示范廠項目，未來處理能力將逐步增加，以應對逐漸增長的乏燃料處置需求。當前全球都處在能源轉(zhuǎn)型的重要時期，核電作為清潔基荷能源的屬性得到重視。美國、法國、日本、俄羅斯等曾經(jīng)在歷史上暫緩核電建設甚至退核的國家，均開始重啟核電建設，并制定實施一系列關于核能發(fā)展的戰(zhàn)略、措施和行動，紛紛提出更加積極的發(fā)展目標。目前全球核電裝機393GW，規(guī)模排名前五的國家分別為美國（95GW）、法國（61GW）、中國（57GW）、日本（32GW）、俄羅斯（28GW），德國（4GW）作為曾經(jīng)的核電大國目前正處于全面退核狀態(tài)，印度（7GW）隨著國際貿(mào)易環(huán)境改善占比有望逐漸提高。3.2美國：核電安全與技術創(chuàng)新是未來重點美國是世界上最大的核電生產(chǎn)國，占全球核電發(fā)電量的30%以上。2022年底美國在運核電機組規(guī)模94.7GW，同比減少0.8%，在建2.4GW。2021年核電發(fā)電量7780億kWh，同步下降1.5%，占總發(fā)電量比例19%，同比基本持平，占清潔能源發(fā)電量比例55%。1967-1990年是美國核電裝機快速增長時期，90年代至今裝機規(guī)?；颈３址€(wěn)定。1977-2013年間沒有新機組開工，但得益于1977年前核準的47個待建項目，此期間核電裝機仍在快速增長。縱觀美國核電產(chǎn)業(yè)的發(fā)展歷程，整體呈現(xiàn)出穩(wěn)定與波動并行、技術與市場并重的特點。核電發(fā)電量占比穩(wěn)定。在美國發(fā)電結(jié)構(gòu)中，1990年以來核電一直維持在20%左右水平。天然氣發(fā)電成本相對較低，21世紀頁巖氣革命再度夯實天然氣成本優(yōu)勢，天然氣發(fā)電比例快速增長。近年來天然氣價格波動明顯，以及電源清潔型的重視程度提升，光伏風電成本的快速下降，其占比逐漸提升。美國核電發(fā)展波動主要來自經(jīng)濟性和安全性兩方面。美國核電開工停滯時期普遍認為天然氣發(fā)電經(jīng)濟性更具有優(yōu)勢，后來1979年三哩島核電站事故又引起的公眾對核電的安全質(zhì)疑。2013年核電重啟后，由于政策變動導致需要額外建設成本、電力交易市場中缺乏競爭優(yōu)勢等原因，至今美國共有11.1GW核電站提前退役。核電發(fā)電效率提升。1980-2000年，電站容量系數(shù)由1980年的60%，提升到1991年的70%，2000年以后基本保持在90%以上。同時停堆換料時間大幅縮短，由1990年的107天下降至2000年的40天，目前平均為30-35天。核電產(chǎn)業(yè)整合，規(guī)模效益凸顯。2000年以后，由于核電規(guī)模效應逐漸顯現(xiàn)以及電力市場化程度提升，美國核電產(chǎn)業(yè)經(jīng)歷了整合浪潮，運營商數(shù)量由1995年的45家下降到2020年的30家，集中度顯著提升。安全監(jiān)察與科技創(chuàng)新并重，美國對核電重視程度提高。三哩島事故后安全性被放到了更高的位置。美國成立核電運行研究所（INPO），建立可以定期檢測每個電廠運行表現(xiàn)的標準，通常每18-24個月進行一次檢查。1990年，針對公眾對核電安全性、經(jīng)濟性的疑慮，美國電力研究院制定《電力公司要求文件(utilityrequirementdocument，URD)》，對新建核電站的安全性、經(jīng)濟性和先進性做出明確量化要求。2022年3月，拜登政府在2022財年預算中撥付18億美元用于發(fā)展核能，同比增加50%，同年4月?lián)芨?0億元用于援助面臨關停風險的核電站。美國能源部部長格蘭霍姆表示，美國非?？春孟冗M核反應堆的前景，尤其重點發(fā)展新興的小型模塊化反應堆技術。同年11月，美國能源部投入1.5億美元用于生產(chǎn)高純度低濃鈾燃料（HALEU），滿足美國先進反應堆的核燃料需求。3.3法國：能源安全推動核電大規(guī)模重啟法國是世界上最大的電力凈出口國，核電對其形成綜合發(fā)電成本較低的優(yōu)勢功不可沒。2022年底法國在運核電機組規(guī)模61.4GW，同比持平，在建1.6GW。2021年法國核電發(fā)電量3794億kWh，占總發(fā)電量比例68%，凈出口45億kWh，主要出口到英國和意大利。法國約70%電力來自核電，在法國能源獨立之路上發(fā)揮重要作用。法國大規(guī)模發(fā)展核電之前，大部分年份都是電力凈進口狀態(tài)。1974年第一次石油危機后，法國決定引進西屋的核電技術，重點發(fā)展核電產(chǎn)業(yè)，以達到保障能源安全的長期政策目的。隨著核電安全性和環(huán)境友好性引發(fā)公眾質(zhì)疑，以及光伏風電等可再生能源發(fā)電成本下降，2014年法國政府制定到2025年要將本國核能發(fā)電份額降至50%的目標，后被推遲至2035年實現(xiàn)。部分核電站開始陸續(xù)關停，核電發(fā)電比例有所下降。法國核電立場兩極轉(zhuǎn)變，新政府重申核能重要性。隨著歐洲能源危機擴大，2021年11月，馬克龍宣布法國將重啟核電。2022年2月，馬克龍宣布了2050年前新建6-14座反應堆的計劃，其中6座第二代歐洲壓水反應堆（EPR2）為確定計劃，預計新建設的反應堆將于2035-37年開始投運；以及另外8座為其他技術方向，與“法國2030投資計劃”相輔相成。該計劃于2021年啟動，總投資規(guī)模300億歐元，旨在推動本國重要工業(yè)領域技術創(chuàng)新，其中提到的十大目標里包括模塊化小型核反應堆（SMR）。同年4月馬克龍連任，確定未來三十年法國將重點發(fā)展核電。2023年1月，法國議會通過法案，正式宣布取消2035年將核電比例下降至50%的目標，替換為直到2050年核電比例需保持在50%以上。3.4德國：退核步伐暫緩但趨勢不改在過去十年德國核電站大量退役。2022年底德國在運核電機組規(guī)模4.1GW，同比持平，無在建機組。2021年德國核電發(fā)電量691億kWh，同比增長7.4%，占總發(fā)電量比例12%。德國核電出口主要銷往奧地利、荷蘭、波蘭和捷克共和國，同時從法國進口核電。核事故安全問題引發(fā)民眾反對態(tài)度，德國核電走出倒U型曲線。同樣受到1974年能源危機影響，能源獨立問題受到關注，德國大力發(fā)展核電，直到1989年前德國核電裝機都處于快速增長狀態(tài)。1986年切爾諾貝利事故后，德國核電發(fā)展陷入停滯，最后一座新核電站于1989年投入使用。2011年福島核事故后，德國走上了堅定退核的道路。到2011年初，德國17座核電機組規(guī)模21.5GW，占總電源裝機容量的15%，核電發(fā)電量比例接近30%。2011年12月福島核電站事故后，德國多臺核電機組關停，2011年底核電在運規(guī)模驟降至12.1GW，2022年底僅余3臺機組。規(guī)模4.1GW。受俄烏事件和北溪管道事故影響，德國宣布暫緩核電退出計劃，推遲關停原定2022年內(nèi)退役的3座核電站。3.5日本：核電建設正在穩(wěn)步恢復日本的一次能源需求約90%依賴進口，核電是其能源安全戰(zhàn)略的重要組成。2022年底日本在運核電機組規(guī)模31.7GW，同比持平，在建2.7GW。2021年日本核電發(fā)電量708億kWh，同比增長82.7%，占總發(fā)電量比例7%。1973-2011年，核電作為日本能源安全戰(zhàn)略的重點，快速發(fā)展。核事故后日本核電經(jīng)歷了短暫的滯緩階段，在本土能源短缺背景下核電快速重啟。福島核事故后日本核電發(fā)展暫緩，2013-15年是日本核電發(fā)電低點，在發(fā)電結(jié)構(gòu)中占比僅1%。2011年日本核電發(fā)電量約占其總發(fā)電量的30%，按照原計劃2017年該比例將達到40%，2030年達到50%。然而福島核事故打亂了這一規(guī)劃，2011年12月起日本陸續(xù)關停大量核電機組。截至2018年，日本核電站累計關閉17.1GW，此后至今沒有核電站關停。2014年日本發(fā)布第四次能源基本計劃，重新確立核電作為清潔基荷能源的重要地位，將核電發(fā)電量占比目標調(diào)整為，通過新建和重啟停運機組，使該比例于2030年達到20%以上。2022年6月，日本首相岸田文雄發(fā)布日本新“清潔能源戰(zhàn)略”，其中提到要最大限度地利用核能，并被列入岸田文雄的新資本主義行動計劃草案，并獲得內(nèi)閣會議批準。2022年11月，日本政府正式啟動核能法規(guī)修訂，延長在運核電站的運行壽命，并在原址進行擴建。同年12月，日本核管理局批準一項新法規(guī)草案，允許核反應堆運行壽命超過目前的60年期限，并計劃到2030年重啟27座反應堆，將核電發(fā)電量占比提升至22%。3.6俄羅斯：核電產(chǎn)業(yè)海內(nèi)外同步穩(wěn)定發(fā)展俄羅斯正處于核電的穩(wěn)步發(fā)展期，包括新技術研發(fā)以及產(chǎn)品出口。2022年底俄羅斯核電在運機組27.7GW，同比持平，在建2.7GW。2020年俄羅斯核電發(fā)電量2157億kWh，占總發(fā)電量比例20%。除本土建設外，核電產(chǎn)品以及服務的出口是俄羅斯的重要政策和經(jīng)濟目標，20多座核電反應堆已確認或計劃出口建設。俄羅斯核電發(fā)電占比逐年穩(wěn)定攀升，目前是俄羅斯發(fā)電結(jié)構(gòu)中占比最高的清潔能源。1986年切爾諾貝利核電站事故后，俄羅斯核電發(fā)展趨緩，蘇聯(lián)解體后核電相關資金短缺，直到1990年代開始向中國、伊朗、印度等國出口反應堆，資金緊張情況得到緩解，俄羅斯核電產(chǎn)業(yè)重新回到穩(wěn)定發(fā)展軌道。核電發(fā)電量占比由1990年的11%，提升至2020年20%。2022年2月，俄羅斯政府宣布將為新核能發(fā)展計劃撥款約1000億盧布（約13億美元），用以建造小型核電廠、建立閉式燃料循環(huán)技術平臺、研發(fā)新型核燃料等。同年8月，俄羅斯國家原子能公司Rosatom宣布計劃設計并建設一種新型高溫堆，主要目的在于擴大制氫規(guī)模，計劃在2030年左右建成。3.7印度：核電之路道阻且長但方向堅定印度核電產(chǎn)業(yè)具有起步早但發(fā)展較慢的特點。2022年底印度在運核電機組6.87GW，同比持平，在建6.0GW。印度發(fā)展核電較早，但發(fā)展速度較為緩慢。由于印度的武器計劃，沒有簽署《核不擴散條約》，因此長期以來被排除在國際核電站和核材料貿(mào)易之外，嚴重阻礙本土核電發(fā)展。2006年美國與印度簽訂《民用核能合作協(xié)議》，受到國際社會長期孤立的局面被打破，可以公開從美國進口核燃料并引進核技術，核電事業(yè)進入快速發(fā)展時期。印度油氣資源短缺，能源結(jié)構(gòu)以煤炭為主，機遇能源安全以及降碳減排目的，印度將發(fā)展核電作為其重要戰(zhàn)略部署。2020年印度核電發(fā)電量430億kWh，占總發(fā)電量比例2.8%，由于近年來印度社會用電量快速增長，核電占比多年來基本保持穩(wěn)定。印度煤炭資源豐富，但品質(zhì)相對較低，在可再生能源重視程度不斷提高的國際大背景下，印度將核電作為未來重點發(fā)展領域，發(fā)電量占比有望提升。印度政府將核電行業(yè)視作重點發(fā)展目標。為了推動核電產(chǎn)業(yè)發(fā)展，印度政府向印度核電公司（NPCIL）以外的國有企業(yè)開放核產(chǎn)業(yè)。2022年8月，印度國家電力集團（NTPC）計劃新建4臺反應堆。印度政府發(fā)布未來10年國內(nèi)核電站數(shù)量實現(xiàn)雙倍增長的目標。2022年11月，在第27屆聯(lián)合國氣候變化大會（COP27）上發(fā)布“印度長期低排放發(fā)展戰(zhàn)略”（LT-LEDS），計劃到2032年印度將核電裝機規(guī)模增加至目前的3倍（即20GW以上），可為印度提供約3%的發(fā)電量，并將研究部署模塊化小堆的可行性。4核電產(chǎn)業(yè)鏈國產(chǎn)化加速升級4.1全產(chǎn)業(yè)鏈已實現(xiàn)國產(chǎn)化核電產(chǎn)業(yè)鏈包括從上游核燃料供應到中游核設備生產(chǎn)制造，最后到下游核電建造及運營等。我國核電產(chǎn)業(yè)鏈已形成每年8套核電主設備制造的產(chǎn)能，建設安裝產(chǎn)能可滿足30臺核電機組同時施工的要求，在世界核電市場處于領先地位。從盈利水平角度來看，核燃料產(chǎn)業(yè)鏈、核島主設備制造以及核電站運營的毛利率較高，相關企業(yè)將收獲相對更多核電行業(yè)高景氣的紅利。核電在各基荷能源類型中燃料成本占比顯著偏低。核電站具有初始投資高、燃料費用較低的特點。初始建設投資一般占電站全生命周期的比例為45-50%，運營成本40-45%，其中燃料采購成本（包括鈾礦開采、鈾轉(zhuǎn)化濃縮、燃料組件制造等前段環(huán)節(jié)）僅占10-15%。經(jīng)合組織核電站的總?cè)剂铣杀就ǔH為燃煤電廠的1/3~1/2、為天然氣聯(lián)合循環(huán)電廠1/4~1/5。此外值得注意的是，核燃料的后處理成本占核電站全生命周期成本約5%，隨著我國核電存量裝機規(guī)模的擴大，乏燃料后處理市場潛力不容小覷。4.2上游核燃料循環(huán)潛力大中核集團是國內(nèi)唯一擁有完整核燃料循環(huán)產(chǎn)業(yè)鏈的企業(yè)。核燃料循環(huán)產(chǎn)業(yè)鏈主要分為前端經(jīng)過鈾礦開采、轉(zhuǎn)換濃縮等環(huán)節(jié)最終完成燃料元件制造，以及后端乏燃料和放射性廢物的后處理。中核集團子公司中國核燃料有限公司是中國唯一的核燃料生產(chǎn)、供應和服務企業(yè)，并擁有在四川宜賓和內(nèi)蒙古包頭兩個核燃料生產(chǎn)基地，國內(nèi)所有核電站所用核燃料均出自這里。中廣核目前亦在積極發(fā)展核燃料產(chǎn)業(yè)，在哈薩克斯坦、非洲、澳大利亞等國家和地區(qū)投資開發(fā)鈾礦。我們認為未來隨著核電產(chǎn)業(yè)發(fā)展及核燃料需求擴大，核燃料產(chǎn)業(yè)發(fā)展將呈現(xiàn)更加多元化特征。核電站的燃料成本占比遠低于火電。一座百萬kW級的核電站，每年需要約30噸的鈾原料，同等規(guī)模的火力發(fā)電站則需要350萬噸標準煤，參考過去三年燃料價格，百萬千萬級電站對于天然鈾、動力煤每年需求折合人民幣分別為0.2億元、18.3億元，核電站的燃料成本遠遠低于火電。核燃料在核電站運行階段占總成本34%，大幅低于燃煤機組78%、天然氣機組87%的燃料占比。在核燃料循環(huán)成本結(jié)構(gòu)中，鈾礦開采和鈾濃縮的占比較高，分別達到41%、31%。解決高放射性固體廢物處理問題是當前重點。放射性廢氣和廢液經(jīng)處理后達標后可直接排放或重復利用，固態(tài)廢物處理相對復雜，中低放射性廢物經(jīng)過固化、貯存后移送至區(qū)域處置場進行地表處理；高放射性廢物，即乏燃料，有兩種處理方式：1）開放式核燃料循環(huán)：將其作為放射性廢物直接最終處理；2）閉式核燃料循環(huán)：從中回收的鈾、钚等加工制成核燃料組件，實現(xiàn)循環(huán)利用，其他廢物做深地質(zhì)處理。我國采用閉式核燃料循環(huán)方法。乏燃料處理產(chǎn)業(yè)鏈是主要市場增量。我國核電站配有堆內(nèi)貯存池，一般設計容量為可貯存10年，早期投運已超出自身貯存容量的核電站可轉(zhuǎn)移至臨近核電站暫時貯存，或放置于離堆乏燃料貯存池，但最終仍需運至乏燃料后處理廠進行最終處置。隨著審批重啟后存量機組規(guī)模的不斷擴大，以及離堆貯存池選址需考慮后處理廠位置進行配套建設，對乏燃料后處理廠及相關配套設施的需求迫在眉睫。我國乏燃料后處理產(chǎn)業(yè)已布局多年，有望即將進入加速發(fā)展階段。2010年我國首座由中核404主導的動力堆乏燃料后處理中試廠投運，乏燃料年處理能力60噸，2017年以其為基礎的示范工程開工，設計年處理能力200噸。2019年立項的北山地下實驗室已于2022年12月動工，作為高放廢物深地質(zhì)處置的科研平臺，是我國核燃料閉式循環(huán)科技創(chuàng)新體系的重要組成部分。一座百萬kW級的壓水堆核電站，每年產(chǎn)生乏燃料約21噸，據(jù)此估算，2022年底我國乏燃料累計產(chǎn)生已逾9000噸，遠遠超過目前的乏燃料后處理能力。我們根據(jù)目前已公布的在運、在建以及核準待建核電機組規(guī)模進行估算，2025當年將產(chǎn)生1330噸乏燃料，累計乏燃料貯存量達13099噸；2030年當年將產(chǎn)生1883噸乏燃料，累計21254噸，考慮堆內(nèi)貯存池10年臨時貯存規(guī)模，2025年、2030年新產(chǎn)生的離堆乏燃料分別為426噸、1024噸；累計需要被處理的離堆乏燃料分別達到3121噸、7095噸。綜上，2030年前國內(nèi)需建成具備年處理能力達到千噸以上規(guī)模的乏燃料后處理廠，目前僅60噸/年。4.3中游設備打造大國重器核能發(fā)電是將核能依次轉(zhuǎn)化為熱能、機械能、電能的過程，依賴數(shù)量龐大且復雜的系統(tǒng)實現(xiàn)此過程。按廠房布置分為核島、常規(guī)島、電廠配套設施（BOP）。按照能量傳輸邊界分為一回路系統(tǒng)（主冷卻劑系統(tǒng)）、二回路系統(tǒng)（核蒸汽系統(tǒng)）、三回路系統(tǒng)（冷卻水源系統(tǒng)）。一回路系統(tǒng)位于核島，因系統(tǒng)內(nèi)介質(zhì)直接與核燃料接觸而具有放射性，核島設備安全性、穩(wěn)定性要求是最高的。核島設備具有投資比重大、利潤率高的特征。在核電站總投資的分項費用結(jié)構(gòu)中，核電設備費占到50%的比例，其中核島設備占全部設備費用的比例達到52%。設備國產(chǎn)化對總投資影響顯著，我們測算，目前設備國產(chǎn)化率85%相比核電建設初期全部依賴進口，可以節(jié)約40%以上設備購置成本。核島承擔熱核反應功能，是實現(xiàn)能量轉(zhuǎn)換、保障核電站平穩(wěn)安全運營的核心。核島主要設備制造難度大、制造周期長、對安全性要求高，對企業(yè)研發(fā)能力、制造加工能力要求很高，國內(nèi)有能力參與核島主要設備制造的廠家并不多，主要供貨商有東方電氣、上海電氣、中國一重、哈爾濱電氣等。我們認為主要原因在于核電技術壁壘較高，企業(yè)想要進入該領域需要付出的前期研發(fā)、設備等投資費用非常高，而已參與過核電供貨的廠商因為積累了技術和制造能力，更容易拿下新項目訂單，從而形成了“強者恒強”的局面。我國核電設備產(chǎn)業(yè)鏈今年有望實現(xiàn)100%國產(chǎn)化率。我國核電設備國產(chǎn)化率，從2017年大亞灣時1%，已提高到防城港3號機組88%，主泵、DCS、重要閥門等長期依賴進口的設備已逐步實現(xiàn)國產(chǎn)化。2022年12月，中核集團首個安全級DCS設備交付；2023年2月國電投宣布，“國和一號”產(chǎn)業(yè)鏈聯(lián)盟已完成非能動余熱排出閥、1E級磁浮子液位計等十一項整機設備攻關，今年有望達到100%國產(chǎn)化水平。我們認為國家裝備制造產(chǎn)能升級，會優(yōu)先選擇技術先進、國產(chǎn)率高的領域，核電產(chǎn)業(yè)鏈符合發(fā)展要求。4.4下游運營商業(yè)模式優(yōu)異核電站的建設與運營的安全性是重中之重，具有高進入門檻的特點。目前國內(nèi)擁有核電站建設和運營資格的企業(yè)僅有中核集團、中廣核集團、國電投以及華能集團4家，其他電力企業(yè)可以憑借廠址資源，通過參股方式參與核電運營。中核和中廣核牢牢占據(jù)我國核電在運機組規(guī)模前兩位，2022年底兩者市占率達到85%。國電投負責第三代核電技術AP1000消化吸收，并成功研發(fā)出我國首個具有自主知識產(chǎn)權的機型CAP1400。華能集團布局高溫氣冷堆多年，于2020年控股海南昌江核電二期項目正式獲得我國第四張牌照。設計能力是核電站安全建設及運營的重要保障。在核電建設的過程中，國內(nèi)核電設計院的人員儲備不斷加強，技術能力大幅提升，在消化引進技術的基礎上開發(fā)出了具有自主知識產(chǎn)權的三代技術。我們認為在各國均推出自主核電技術的趨勢下，未來核電市場競爭將是知識產(chǎn)權的競爭，只有保持研發(fā)設計力量，不斷開發(fā)、改進才能加強在核電市場的領先地位。隨著核電參與電力交易市場比例的提高，有望進一步打開利潤增長空間。核電運營商收入主要來源于電力銷售，一部分采用核準電價直接上網(wǎng)，另一部分參與電力交易市場。核電市場化交易部分與煤電成交價息息相關，目前已有約70%煤電電量通過參與電力市場形成上網(wǎng)電價，2022年10月國家發(fā)改委發(fā)布《關于進一步深化燃煤發(fā)電上網(wǎng)電價市場化改革的通知》，有序放開全部燃煤發(fā)電電量上網(wǎng)電價，擴大市場交易電價上下浮動范圍。隨著電力交易總盤子擴大，市場趨于成熟，市場交易電價有望持續(xù)上漲。核電機組審批加速，疊加參與市場化交易比例提升，核電運營收益將加速增長。4.5核電產(chǎn)業(yè)鏈受益分析核電產(chǎn)業(yè)鏈上各參與方參與核電投資的時點存在差別。長周期主設備和土建施工合同在項目開工（FCD）前較長時間就已啟動招標，相應承包商受益時序最靠前，訂單執(zhí)行能最快體現(xiàn)在公司業(yè)績上。核燃料供應商和核電站運營商受益時序比較靠后，一般設備承包商受益時序介于中間。5投資分析5.1中國核電：核電龍頭布局“風光”迎接新成長中國核電成立于2008年，是我國核電領域的雙寡頭之一，截至2022年，公司控股在運營機組達25臺，在建運營機組8臺，總裝機/在建裝機容量分別達23.75GW/8.88GW，全國在運核電機組55臺，總裝機56.99GW，公司占總裝機容量比例為41.6%，排名全國第二；2021年公司收購中核匯能，完善新能源發(fā)電業(yè)務布局，2022年公司控股新能源裝機容量12.53GW，其中風電4.21GW、光伏8.32GW，控股新能源在建項目5.73GW，新能源裝機規(guī)模迅速增長。根據(jù)2022年報預告，公司2022年度實現(xiàn)歸母凈利潤89.5-92.0億元，同比增長8.9-12.0%，扣非歸母凈利潤89.4-91.9億元，同比增加11.6-14.7%，業(yè)績增長略低于預期。根據(jù)年報預告測算，2022Q4公司實現(xiàn)歸母凈利潤9.2-11.7億元，環(huán)比下滑54.9-64.6%，主要系發(fā)電量和在運機組同比增長，公司相關成本如核燃料成本和運維成本費用增加，同時公司核電和新能源項目加大開發(fā)力度，前期投入費用增加，導致2022Q4公司業(yè)績環(huán)比下滑，我們認為公司具備長期增長潛力。5.2中國廣核：優(yōu)質(zhì)運營商受益核電加速核準中國廣核是中國廣核集團的核電運營上市主體，主營業(yè)務為建設、運營及管理核電站，銷售核電站所發(fā)電力，組織開發(fā)核電站的設計及科研工作。截至2022年，公司管理26臺在運和7臺在建核電機組，裝機容量分別為29.38GW和8.36GW，在運核電機組容量占全國在運總裝機容量的51.91%，是我國最大的純核電運營商。2022年公司發(fā)電量同比下降，主要原因為檢修時間較2021年同期增長，臺山1、2號機組換料大修拖累公司2022年的電量表現(xiàn)，公司整體2022年發(fā)電量下滑1.38%（包括聯(lián)營企業(yè)），但公司全年營收及凈利潤等業(yè)績表現(xiàn)依然實現(xiàn)了小幅增長。公司2022年營業(yè)收入828.2億元，同比增長2.7%，歸母凈利潤99.6億元，同比增長2.1%。5.3江蘇神通：特種閥門龍頭持續(xù)擴展業(yè)務領域江蘇神通成立于2001年，主營業(yè)務為特種閥門的研發(fā)、生產(chǎn)與銷售，核心產(chǎn)品包括蝶閥、球閥等七個大類，廣泛應用于核電、火電等領域。近年來公司通過縱向與橫向兩個維度提升業(yè)務規(guī)模。在核電領域，公司獲得自2008年以來已招標核電蝶閥、球閥中90%以上的訂單，常年占據(jù)行業(yè)領先地位，并自2016年以來持續(xù)加碼乏燃料后處理產(chǎn)能，持續(xù)提升公司在核電領域的競爭力?，F(xiàn)階段，公司業(yè)務范圍已開拓至核電、化工、冶金、節(jié)能服務、氫能等領域。2022年，公司受疫情影響，開工項目進度不及預期，導致業(yè)績同比下滑，2022年前三季度公司實現(xiàn)營業(yè)收入14.5億元，同比下降3.7%，歸母凈利潤1.8億元，同比下降16.0%，根據(jù)公司2022年業(yè)績預告，公司2022年實現(xiàn)歸母凈利潤2.2-2.5億元，同比下降13.1-0.0%，2022年12月以來，隨著疫情等不利因素解除，下游需求逐步回暖，公司經(jīng)營業(yè)績有望穩(wěn)步恢復和改善。5.4應流股份：高端鑄造龍頭核電業(yè)務厚積薄發(fā)應流股份于2000年成立，是高端鑄造領軍企業(yè)，主要產(chǎn)品包括泵及閥門零件和機械設備構(gòu)件。公司產(chǎn)品廣泛應用于航空航天、核能、能源裝備等領域。公司早在2008年就獲得了核安全設備制造許可證并批量生產(chǎn)，公司逐步從核電站常規(guī)島零部件做到核島零部件，再到核島核一級核心部件，實現(xiàn)了多個產(chǎn)品實現(xiàn)進口替代，現(xiàn)已成為國內(nèi)核電機組各類鑄件、金屬保溫層、乏燃料格架核輻射屏蔽材料的核心供應商。20