无锡离子交换器(核电设备行业深度报告：乘碳中和之东风，核电设备大潮起)

Posted 2023-05-28

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无锡离子交换器(核电设备行业深度报告：乘碳中和之东风，核电设备大潮起)

（报告出品方/作者：广发证券，代川）

一、核电几番潮起潮落，近期回暖明显

（一）核电发展概况

核能是原子核内部因结构改变而产生的能量，核能发电主要通过核裂变链式反应进行。只有一些质量大的原子核如铀、钚等才能发生核裂变并产生巨大能量。目前世界上的核能发电主要是利用铀-235作为燃料，当一个铀-235的原子核受到热中子轰击，原子核吸收中子，由于其内部结构不稳定，分裂成两个或多个较小的原子核并释放出2-3个中子。核裂变产生的中子将撞击周围其他铀-235原子，这些铀-235原子也将以倍增效应分裂并产生额外的中子，从而产生链式反应。1千克铀-235全部核的裂变将产生20000MWh的能量，与燃烧至少2000吨煤释放的能量一样多，相当于一个20兆瓦的发电站运转1000小时。

核电站通过对核裂变能进行一系列能量转化进行发电。铀作为核燃料在反应堆内发生裂变，产生核裂变能；核裂变能通过加热冷却剂，在蒸汽发生机内产生蒸汽，核裂变能转化为热能；蒸汽压力推动汽轮机转动，热能转化成机械能；汽轮机带动发电机旋转，机械能转化成电能。在裂变过程中，中子慢化剂用于降低裂变中子的运动速度，使快中子变为热中子，增加与原子核碰撞的机会从而有效地进行可控链式反应。

核反应堆是核电站的关键装备之一，根据其反应形式、用途、中子能量分布、冷却剂和慢化剂种类等因素可建造成各种不同的结构形式。目前世界上所采用的堆形有压水堆、沸水堆、重水堆、石墨气冷堆、石墨水冷堆、快中子增殖堆等。其中，压水堆是目前在运核电站中采用的最普遍堆型。根

压水堆核电站主要由核反应堆、一回路系统、二回路系统及其他辅助系统组成。核反应堆是核电站动力装置的重要设备，装有核燃料，核燃料裂变过程中放出热能，由流经反应堆的水带出反应堆，送往蒸汽发生器。

一回路系统由核反应堆、主泵、稳压器、蒸汽发生器和连接管道、阀门及其他辅助设备组成。高压冷却水由主泵送入反应堆，吸收核燃料裂变放出的热能后，达到高温的水流入蒸汽发生器，通过蒸汽发生器将热能传递给在管外的二回路给水，使给水变成蒸汽。

二回路系统是将蒸汽的热能转化成电能的装置，由汽轮机、发电机、冷凝器、二回路循环泵等设备组成。二回路给水吸收了一回路的热量后变成蒸汽，然后进入汽轮机做功，带动发电机发电；做功后的乏汽排入凝汽器内凝结成水，然后由凝结器内凝结成水，然后送入加热器，加热后重新返回蒸汽发生器，构成二回路的密闭循环。

核电发展60多年来，核电技术经历了四代演变。第一代是20世纪五六十年代开发的原型堆和动力堆，由于核电直接从军用到商用，核电机组附加安全设计少，存在安全隐患；第二代是20世纪60年代后期，在试验性和原型核电机组基础上陆续建成发电功率在300MW以上的压水堆、沸水堆、重水堆和石墨水冷堆等核电机组，二代机组专门设计了能动安全装置，而且仅供民用，提高了核电的经济性；第三代总结了核电发展的经验和教训，结合新的安全理念、安全方法和安全要求进一步提升了安全性能、运行性能以及经济性能；第四代是2000年美国联合其他九个有意发展核能的国家堆出第四代核能系统计划，目前仍在发展阶段，该规划预计在2030年左右向市场推出可以解决核能经济性、安全性、可持续性、废物处理和防止核扩散问题的核能系统。

快中子增殖堆高效的核燃料利用率将使其成为未来核电发展的新方向。快中子增殖堆内没有慢化剂，中子在撞击核燃料后，可使其裂变并产生多个中子，在维持自持式链式反应的同时实现了核燃料的增殖。例如铀238在吸收中子，经二次衰变后会变成可被用作核燃料的钚239，从而实现核燃料增殖。

（二）全球核能发展历程及现状

1942年费米在美国建成了第一个可自持链式反应的试验性反应堆后，前苏联在 1945年建成了世界上第一座核电站——奥布宁斯克核电站（Obninsk），从此开辟了人类核能和平利用的新纪元。世界核电至今已有60多年的发展历史，可被分为四个阶段：实验示范阶段、高速发展阶段、减缓发展阶段以及开始复苏阶段。

1.实验示范阶段（1954-1965）

这个时期核电站主要集中在美、苏、英、法和加拿大少数发达国家中，全世界有38 个核电机组投入运行，单机容量为5-210MW，均属于早期原型反应堆。典型的核电机组堆型包括：1956年英国及1962年法国分别建造的“镁诺克斯”（Magnox）天然铀石墨气冷堆（GCR）；1957年美国在希平港建造的900MW原型压水堆（PWR）；1962年加拿大建造的25MW重水堆（HWR）等。

2.高速发展阶段（1966-1980）

根据上海核电办公司，1966-1980年间世界共有242个机组投入运行，均属于第二代核电站，核电的高速发展主要得益于石油危机影响以及被看好的核电经济性。在此期间，美国成批建造了500-1100MW的压水堆（PWR）、沸水堆（BWR）并出口；苏联建造了1000MW石墨堆和440MW、1000MW VVER型压水堆；日本、法国引进美国的压水堆和沸水堆技术。法国核电发电量增加20.4倍，核电占比从3.7% 提升到40%以上；日本核电发电量增加21.8倍，核电占比提升至20%。

3.减缓发展阶段（1981-2000）

在此阶段，各国采取节约能源以及调整能源结构的措施，全球经济发展减缓导致用电需求量下降。1979年美国三哩岛核泄漏事件以及1986年前苏联的切尔诺贝利核电站事故在此基础上雪上加霜，导致全球进入核电发展停滞阶段。世界各国开始重新评估核电站的安全性及经济性，并制定更加严格的核电政策以确保核电站的安全可靠性。据《世界核电发展的历史、现状与新趋势》，美国在1978-1983年间取消 67座核电站建设，其他国家也放慢了核电发展的步伐。

4.开始复苏阶段（2000-）

自21世纪以来，世界经济开始复苏，越来越严重的能源危机和燃烧化石能源导致全球气候变暖使核能的清洁优势重新显现。2000年至2009年，全球核电装机量总体呈缓慢上升趋势，平均年增长率为1%。

2011年日本福岛核电站事故引起全球对核电安全性的思考和担忧，各国均开展了对在运核电站安全性的全面评估，比利时取消了对3座最老反应堆的运行寿命延长10 年的计划，德国、瑞士下令逐步淘汰现有的核电站，美国、中国的核电发展计划陷入停滞，这一系列举措导致全球核电总装机量急剧下降。

2013年3月，英国、法国、西班牙等12个欧盟国家联合签署部长级会议宣言，表示将核电继续作为重要的低碳能源之一。美国前总统奥巴马要求核监管委员会对美国的核电站进行全面的安全检查，并吸取日本的经验教训，将其运用于设计和建造新一代核电站上。2015年9月联合国可持续峰会通过的“可持续发展目标”，呼吁所有国家在2030年前消除一切形式的贫困，减少不平等并应对气候变化，使每个人都能获得负担得起的、可靠和可持续的现代能源。核电在缓解气候变化，实现可持续发展方面的优势随之凸显，为应对能源危机及《巴黎协定》相关承诺，许多国家开始重新发展核电，全球核电装机量有了明显提升。2018年，日本政府公布福岛核电事故后的“第5次能源基本计划”，将在安全前提下继续推进核电重启，全球核电行业逐渐回温。

IAEA PRIS（国际原子能机构动力堆信息系统，下同）最新数据显示，截至2022年 1月18日，全球共32个国家拥有核电站，在运核电反应堆439个，总装机容量为 390.6GW（包括中国台湾 3个反应堆，2.859GW），较2000年增长12%；在建核反应堆52个，总装机容量55.01GW。核能占美国全国无碳清洁电力的50%以上， 2020年有88个获得延长20年寿命的批准，目前共有在运、在建核反应堆95个，合计装机容量97.76GW；作为世界第二大核电生产国，中国目前拥有世界上最多的在建核反应堆，14个，通过审批筹建中的机组有21个。

2020年核能发电量2616.61Twh，约占世界总发电量的10%，占世界低碳发电量的三分之一。从各国的情况来看，法国核电占总发电量的71%，瑞士核电占比33%，俄罗斯核电占比21%，美国核电占比20%，英国占比15%。中国核电仅占比4%，低于世界平均水平，还有较大的上升空间。

在过去十年间，核电发电量呈持续增长趋势，自2011年以来上升6%以上。IAEA预测，在高值情景下，2050年核能装机量将较今年实现82%的增长，至715 GW，贡献全球电力的约12%。

（三）中国核能发展历程及现状

中国在20世纪50年代就开始建立核工业系统，并取得了以“两弹一星”为代表的辉煌成绩。但在民用核电方面，中国走的道路漫长而曲折，从20世纪60年代中期第一颗原子弹到1994年首座商用核电站投入商用，中国用了30多年；20世纪70年代，全球核能开始规模化发展，除英、美、法、苏等国外，不断有新国家开展核电发展，因为综合国力薄弱和计划经济束缚，以及长期受到西方国际技术封锁，中国核电发展缓慢。总体来看，中国的核电发展主要经历了核电起步阶段、适度发展阶段、积极发展阶段和安全高效发展阶段。

1.核电起步阶段（1970-1993）

20世纪70年代初，我国决定发展核电。1983年我国确定了发展压水堆的技术路线，由此奠定了中国核电发展的基本方向；1984年第一座自主设计和建造，利用中核集团研发的CNP-300压水堆技术的秦山核电站破土动工1991年12月15日成功并网发电，结束了中国无核电历史。中国成为继美国、英国、法国、前苏联、加拿大、瑞典之后世界上第七个能够自行设计、建造核电站的国家。

根据《中国核电产业国产化发展分析》，秦山一期工程的国产化率高达70%，除了反应堆压力容器外，其他的汽轮机、蒸汽发生器、控制棒组件等大型主设备都由我国的上海电气制造。大亚湾核电厂是我国第一座百万千瓦级别的大型商用核电厂，拥有2台984MW的压水堆核电机组，1987年12月国务院批准建设，1994年5月建成投入商业运行。大亚湾核电厂引进法国M310二代核电技术和英国的常规岛技术装备进行建造和管理，并由一家美国公司提供质量保证，作为改革开放以后中外合作的典范工程，成功实现了中国核电建设跨越式发展、后发追赶国际先进水平的目标，为中国核电事业发展奠定了基础。

2.适度发展阶段（1994-2005）

受切尔诺贝利核电站事故的影响，以及我国电力供应相对充足，国家将核电定位为补充能源，发展方针为“适度发展”。1994年，我国开始建造秦山二期2台650MW 压水堆机组，引进法国M310技术并参考大亚湾核电站进行“翻版和改进”。

3.积极发展阶段（2006-2011）

随着我国经济快速发展，能源电力需求不断攀升，电力供给日益成为我国经济及社会发展的难题，因此核电的重要地位逐渐凸显。2006 年3月国务院常务会议审议通过了《核电中长期发展规划（2005-2020年）》，明确指出“积极推进核电建设”，并设定到2020年建成核电装机容量40GW，在建18GW的核电发展目标，确立了核电在我国经济与能源可持续发展中的战略地位。自此，我国核电进入规模化发展的新阶段。根据中国政府网，“十一五”期间，我国先后核准13个核电项目，共34台机组、37.02GW。在建核电机组28台、30.97GW，在建规模占全球的40% 以上。浙江三门、山东海阳和广东台山率先建设世界上首批三代核电机组。在这期间，中国引进欧美国家第三代核电技术，并以该技术为基础进行消化吸收和再创新，形成具自主知识产权的第三代先进压水堆技术。

4.安全高效发展阶段（2011-）

2011年日本福岛核泄漏事件后，中国核电项目审批进入停滞状态，中国核电产业呈缓慢发展趋势。在2011至2019年间，仅2012年和2015年通过了3台、8台机组核准。此外，为攻克AP1000屏蔽主泵试验时出现轻微裂痕的难题，确保核电运作安全性，核电审批再一次延缓。

2019年我国核电审批重新启动，结束了三年的“零审批”状态，审批通过了中国核工业集团漳州核电一期项目1号、2号机组以及中国广核集团惠州太平岭核电一期项目1号、2号机组，2020年和2021年先后分别有4、5台机组通过审批。2021年3月的《政府工作报告》近十年来首次提出“在确保安全的前提下积极有序发展核电”。2021年核电基础建设投资额达到近十年来新高，为538亿元，同比增加 41.80%。据中国核能行业协会《中国核能发展与展望(2021)》，我国自主三代核电有望按照每年6-8台机组的核准节奏稳步推进。

近日，核电在我国各省的发展规划中也释放出了回暖信号。辽宁、山东、江苏、浙江、广东、福建、广西和海南等地的地方政府工作报告相继出炉，核电不仅被写入当地经济发展规划，亦被列为2022年工作重点之一。

到2025年，山东规划在建核电装机量1300万千瓦，浙江省计划核电装机容量达到 1100万千瓦，福建省的核电装机容量目标是达到8000万千瓦以上。单从这三个省份的规划装机容量计算，到2025年的我国在运、在建核电装机总容量就至少达到 104GW。目前核电装机总容量为97.76GW，这意味着在近5年内，核电装机总容量还将提升至少6.24GW。

此外，其他省份积极发展核电的规划也将在此基础上，进一步提升我国的核电装机总容量。2022年8个省份将核电列入政府工作报告，而去年仅4个省份。2月24日，国家能源局表示将目前河北省海兴核电项目已被列入《京津冀协同发展规划纲要》重点项目。海兴核电项目于2014年建立并较为详细地透露选址、技术选择、投资以及计划开工和建设时间等信息，再经历漫长等待后，目前已正式重启论证工作。由此可以看出，在我国极有序安全发展核电已经成为全面落实碳达峰碳中的关键，以及扩大有效投资、经济稳增长的必要手段。

根据《“十四五”现代能源体系规划》指出，规划在2025年前，我国核电装机量达到7000万千瓦左右，较“十三五”期间同比增长40%。此外，在全面掌握第三代核电技术的同时，我国还将发展先进的技术核能，包括三代核电关键技术优化升级示范应用，模块式小型堆、（超）高温气冷堆、低温供热堆、快堆、熔盐堆、海上浮动式核动力平台等技术攻关及示范应用，为受控核聚变的前期研发提供支持并积极开展国际合作。

2021年1月30日，全球第一台“华龙一号”核电机组福建福清核电5号机组已完成满功率连续运行考核，投入商业运行，这标志我国在第三代核电技术领域跻身世界前列，成为全球少数自主掌握三代核电技术的国家之一。“华龙一号” 由中国核工业集团及中国广核集团联合研发，是两个集团分别研制的ACP1000与 ACPR1000+两种三代核电技术融合的结果。“华龙一号”机组的所有核心设备均已实现国产，所有设备国产化率高达88%，完全具备批量化建设能力。7月13日，中核集团“玲龙一号”（ACP100）全球首个陆上商用模块化小堆在海南昌江开工，代表了我国继“华龙一号”后的又一自主创新重大成果。12月20日，全球首座四代核电石岛湾高温气冷堆并网发电，根据人民网，此示范工程设备国产化率达到 93.4%，象征着我国已成为世界核电技术的领跑者。

二、欧洲电网的启示：核电是电网基荷的重要选项

（一）欧洲各国电力结构、进出口情况

在资源自然匮乏，且冬季气候寒冷对电力的需求大的综合背景下，欧洲的能源转型一直走在世界前端，叠加“碳中和”的大背景，欧洲各国近年来大力发展水、风、光等可再生能源。

通过分析欧洲部分国家近十年的电力结构以及电力的净出口情况，发现法国作为电力出口大国，核电贡献了约70%的电力生产，并存在大量的电力出口；德国和英国的电力结构较为相似，火电为主核电为辅，太阳能发电占比较小，不到10%，德国同时存在着大量的电力进口和出口，靠其他国家的电力来平抑新能源发电的波动，而英国则大量进口电力来弥补本国的电力不足；瑞典、瑞士作为欧洲出口电力排名前五的国家，他们的主要电力构成均为核电和水电；挪威主要依靠水电，占比超过 90%；

意大利是欧洲最大的电力进口国，也是没有核电的国家之一，其电力主要来自火电和进口；丹麦近年来的能源转型主要由火电转向风电，目前风电占比超全能发电量的50%，但依旧需要从邻国进口电力。基于上述讨论，火电、水电、风电占比较高的国家例如意大利、丹麦、德国等，应对能源需求、价格波动以及气候变化的能力较弱，实现能源独立的难度较大；而使用大量核电的法国，在相同情况下受到的能源影响较小，同时作为拥有稳定电力供应的国家，法国还将核电出口给周边各国，创造收入的同时作为电力调度。

1.法国：核电占据绝对主力，并大量出口邻国

法国的煤炭、石油、天然气等能源都相对匮乏，化石能源不及世界总储量的 0.02%，天然气和石油的开采量只能满足全国3%的能源需求，为应对能源危机，法国从上二十世纪60年代开始大力发展核电，是全球堆核能依赖度最高的国家。自 1986年起，法国每年约70%的发电量来自核能, 近10年来，水电占比10%左右，风光占比逐渐提升，2020年分别占比约7%、2%。法国通过核电实现了能源独立，也成为世界最大电力出口国，不仅满足本国需求，还向比利时、德国、意大利、英国等国出口电力，2020年净出口电力44.81TWh。

由于核电发电成本低且稳定，不受天然气价格波动和风光上网电价影响，根据远川出海研究所奥特快谈，2019年法国出口电力获得了35亿左右的收入，其中出口总电力的24.4%给意大利，西班牙占16.6%，德国占17.9%，英国占16.8%，瑞士占 16.3%，比利时占7.66%。受新冠疫情影响，法国对核电站的维修工作暂停导致电力生产下降，需从意大利进口火电满足其在寒冷冬季较高的电力需求。

2.德国：火力发电仍为主力，风光上升明显，通过大量进出口电力平抑供需波动

德国的低碳能源占比较低，目前仅53.9%的电力来自于低碳能源，火电占比超过 40%。受2011年福岛核电事故影响，德国宣布于2022年全面弃核，因此核电占总发电量比例在近10年来明显下降，2020年为11%，其他低碳能源占比逐渐提升， 2020年风电占比24%，太阳能发电占比9%。

为支持可再生能源的发展，推动德国的能源转型，德国企业和家庭被政府强制缴纳一定比例的绿色电力附加费，这直接推动了德国电价的快速大幅上涨。同时，随着风电和太阳能发电的增加，其对应的成本也有所增加，2021H1德国家庭和小型企业的平均电价为0.32欧元/KWh，是欧洲最高的，这导致德国供电者会从法国进口更便宜的电力，2020年德国进口电力48.05TWh。由于德国为于欧洲地理中心，享有欧洲电网优势，与荷兰、瑞士、奥地利、波兰、丹麦、捷克和卢森堡进行电力交易，让德国在天气条件理想的情况下赚取大量顺差。

3.英国：风力发电占比上升，核电占比下降，持续进口电力来满足国内需求

2020年英国低碳能源发电量占比首次超过60%，同比增长9.7%。其中，风电是主力能源，占比约25%。核电占比近十年来逐渐下降，2020年核电发电量下降10%，达到四年来最低水平，仅为46TWh，不到1998的峰值一半，随着反应堆按计划退役，英国现有核电站的发电量将进一步下降，除萨福克郡的Sizewell B外，所有核电站都将于2030年关闭。但由于飙升的天然气价格、世界范围内的能源短缺以及到 2050实现净零碳的目标，英国首相鲍里斯-约翰逊表明将重启核电，增加清洁能源的生产。英国政府还表示通过未来核授权基金（Future NuclearEnabling Fund）提供1.2亿英镑用于发展核能项目。

4.瑞士：水电为主，通过进出口电力来平抑降水年内波动

瑞士有96%的电力来自低碳能源，其中水电为主力占59%，核电占比约33%以及4%的太阳能发电。根据Low Carbon Power，瑞士发电的平均碳排放为38.9-60.3 gCO2eq/KWh。瑞士全国的电力需求较为稳定，近十年来保持在61-64TWh左右。其全年总产电量可自给自足，但夏季剩余电力较多，冬季却无法满足用电需求，因此在冬季需要依赖进口石油、天然气、甚至欧洲其他国家的电力，尤其是法国的核电及德国的传统火电。2020年瑞士进口电力26.99TWh，净出口5.56TWh，主要出口到意大利。为确保冬季电力供应安全，瑞士跟法国电力EDF溢价签署了2500MW 核电供电合同。

Axpo的一项调查显示，如果天气转冷，多云，无风时，瑞士邻国的电力出口能力会大受影响，导致瑞士暂时出现电力短缺。因为多云和无风的天气意味着风力涡轮机和光伏装置只能产生最少量的电力；当天气转冷、多云和无风时，尤其是在冬季需要供暖，电力需求旺盛时，如果瑞士或法国额外的核电容量在这样的平静阶段无法提供足够的电力就会使瑞士出现能源短缺的情况。

（二）欧洲整体情况总结：核电为电网基荷的重要选项

纵观欧洲几个重要国家的电力生产结构及进口情况，可以发现水电为大部分国家的主要低碳电力来源，风电占比在近年来也有所提升，值得注意的是，德国、意大利、英国等国存在着大量的电力进口，而进口的电力以核电、火电为主，在“碳中和”以及能源独立的大背景下，核电预计将成为欧洲电网基荷的重要选项；受福岛核电事故影响，使用核电的国家都有意下调核电占比，甚至逐步淘汰核电，但是近期法国、英国等国对核电的态度转变值得关注。

虽然水电及风电是优质的低碳能源，但受季节、气候影响的不稳定性给电网带来很多问题。首先，电价上涨。降雨量及风资源的多少决定了电力的产量，当国内电力产量无法满足需求时，需要从其他国家进口电力，这导致国内电价将大幅上升，这一点，在作为2020年欧洲前三大电力近净进口国的意大利和丹麦得到充分体现。其次，虽然目前丹麦和风电和挪威的水电保持了一种较为稳定的依存及互通的关系，但这无法从本质上解决电力供应安全，特别是在寒冷冬季，用电需求较高会导致瑞士、德国、意大利、丹麦等以不稳定能源为主要电力来源的国家出现严重能源缺口，因为他们无法从其他国家进口足够电力。此外，从进口电力来看，当大多数国家出现由供应波动导致电力短缺时，他们会从法国进口核电，从德国、意大利进口火电来满足其电力缺口，这体现了拥有基荷能源的重要性。

基荷是电力系统稳定运行的保障，任何一个国家的电力系统中都需要基荷电源，这对电源系统的稳定、电力调峰、调度都是必要的。由于电力需求是不稳定的，且目前还无法大量储存大量电力，相同容量间接性的电力来源无法替代发电厂。在双碳背景下，核电作为非化石能源，具有低碳经济、高稳定可靠性以及换料周期长等特点，是作为基荷能源的重要选项之一。在碳排放方面，核电站不会直接排放二氧化硫、氮氧化物或温室气体，间接排放的温室气体仅等效于21克二氧化碳每千瓦时，是所有发电方式中最低的。

全球多个国家逐步意识到核电是实现能源独立以及推动碳中和的重要途径。法国、俄罗斯、巴西、韩国等国纷纷表示将投入大量资金，重启核电。法国政府表示将投入超过3600亿人名币在未来几十年内建造至少6座新反应堆，俄罗斯政府也宣布投入13亿美金建造新的核电项目，巴西能源部也规划将在未来30年内增加10GW的核电装机容量。哈斯克斯坦拥有丰富的铀资源，作为新兴核电国家，目前该国正在研究中国、美国、法国等五国的核电技术，计划在阿拉木图州新建一座核电站。3月8 日，欧洲原子能论坛呼吁欧盟考虑增加对核电的依赖以面对由于俄罗斯和乌克兰爆发冲突导致的能源危机。

根据国际原子能机构发布的《2021年国际核电状况与前景》，通过使用核电在过去 50年间有效地减少二氧化碳排放70-78Gt，核电是所有发电技术中碳强度最低的技术，在减缓气候变暖方面发挥了重要作用。国际能源机构《2019 年世界能源展望》指出，如果世界要有合理的机会实现气候变化目标以及其他与能源有关的“可持续发展目标”，核电需要大幅扩展到其历史市场以外的启动核电国家，包括发展中国家，以及扩展到电力部门以外。

国际原子能机构预测，为实现IPCC全球升温 1.5度目标，2050年前核电容量需增加60%至500%，在国际原子能机构2020年的高值估计下，到2050年，全球核电装机容量将增至715GW，30年内新建500GW核电容量；在低值估计下，假设三分之一的现有核反应堆在2030年前退役，同时新反应堆增加80GW，预计也要大量建造新核电厂。2021年最新预测中，国际原子能机构提高了对2050年核电利用的预测，将高值预测上调到792GW，较去年的预测增加约10%。全球一致对近三十年核电发展的看好，越来越多的国家正在考虑核电，发展可靠、清洁的核电将成为能源转型的新趋势。（报告来源：未来智库）

三、核电产业链

核电产业链包括了核燃料供应，核电设备，科研机构、核电站设计、施工、安装、发电、运营维护以及对乏燃料的处理。根据其在产业链中的位置，核电产业链可以分为上、中、下游三个部分。上游主要是核燃料、核材料，中游包括核反应堆、核岛设备以及辅助系统等核电装备制造，下游覆盖了核电站的设计、建设、维护以及乏燃料后处理。

根据前瞻经济学人, 在核岛设备中，压力容器占核岛设备投资比重的23%，主管道及热交换器占比20%，蒸汽发生器、核级阀门分别占比17%，12%。根据中国核电电子采购平台，中国一重和上海电气共同中标了CX项目反应堆的压力容器设备，中标总金额为137435.84万元；哈电集团、东方电气以及上海电气共同中标了CX项目反应堆的蒸汽发生器设备，总中标金额270728万元；上海阀门五厂中标成为田湾核电站7、8号机组及辽宁徐大堡核电厂3、4号机组常规岛及BOP其他蝶阀设备供应商，金额为2392.93万元；江苏赛德电气有限公司中标了2020-2025年度中国核电的核级电缆供应，金额为419.19万元。

按照“十四五”期间，每年新建6-8台机组，平均每台机组装机容量为1200MW估算，我国国内年均投资规模有望超过1500亿元。根据中广核，“一带一路”沿线中有28个国家计划发展核电，规划机组126台，装机容量约15万兆瓦，按照平均单价 1800万元/MW测算，市场空间总量约2.7万亿元。

随着我国自主的核电技术越来越成熟，核电站综合的国产化率也在逐渐提升。中核集团在M310的基础上，通过“消化吸收再创新”自行研制了CNP650技术，并应用于秦山第二核电站3号、4号机组，昌江核电站1号、2号机组。目前中核集团核电项目的综合国产化率在秦山核电站达到了70%，方家山、福清核电站达80%，昌江核电站达82%。中广核也一直在实现核电国产化的路上深耕多年，最早建设的大亚湾核电站国产率仅1%，岭澳1号、2号机组提升到30%，随着中广核CPR1000项目的国产化率进一步提高，防城港1号、2号机组的国产化率已达到了85%。

除了推进第二代核电技术国产化外，我国也在积极提升第三代核电国产化率。由中核集团与中广核共同研发，具有完全自主知识产权的“华龙一号”国产化率达90%，此外中核集团还从美国引进AP1000技术，在三门及海阳核电站应用。根据《中国核电产业国产化发展分析》首次采用AP1000技术的三门1号机组国产化率仅30%，除了稳压器、堆芯补水箱、安注箱、主管道外，其余的核岛核心设备都需要从美国、韩国、意大利进口。综合国产率在海阳1号及三门2号机组中提升到了62%，主要因为在压力容器、蒸汽发生器、堆内构件、控制棒驱动器、非能动余热排出交换器等关键设备和环形吊车、燃料装修设备等部件中成功实现了国产化。随着我国核电设备制造能力的提升，最难攻克的爆破阀和屏蔽电机主泵也陆续在三门3号、4号机组上首次实现了国产化。

根据中广核招股说明书显示，防城港核电站3号、4号第二代+压水堆CPR1000机组的初步概算建成价约为3474.90亿元，折合造价约为1588.56万元/MW；阳江核电站5号、6号第三代压水堆ACPR1000机组建成价为258.44亿元，折合造价为1189.87万元/MW。结合两个项目，共计四台机组的平均造价构成，工程建设费用占到了总造价的三分之二以上，其中核电设备购置费用占比高达总建设费用的35%左右，采购技术费用占比约4%。若按照每年新建6-8台装机容量为1000MW的核电机组计算，未来每年核电建设的投资将达到830-1100亿元。

核电站建设成本受建设周期、建设机组数量、技术成熟度，自主化掌握程度等外在因素影响。我国的核电建设普遍存在各种堆型的首堆建设拖延工期的现象，例如我国自主研制的CNP300首堆计划工期为60个月，拖期却长达48个月。从俄罗斯、法国引进的已成熟的VVER及M310技术的首堆的拖期时长也分别达到了18个月和31 个月。首堆建设拖延主要由于首次建设缺乏经验，存在设计修改、设备检测不过关需要反复施工等问题，工期延误导致建设成本大大增加，根据头豹研究院，核电建设周期每增加一年就会导致建设成本增加2%，建设利息费用上升20%。

但随着同类型机组批量化建设，设计、核电设备制造及工程建设逐渐实现标准化之后，建设周期会逐渐减短并趋于稳定。目前我国较为成熟的CPR1000技术是在法国M310基础上研发的国产改进型二代+技术，相比于M310首堆大亚湾1号机组长达78个月的建设周期，后续建设的CPR1000岭澳核电站机组、红沿河1号、2号机组以及宁德1 号、2号机组的建设周期均有明显下降，且稳定在62个月左右。

相同堆型的核电机组实现批量化建设后，建设成本也会呈现大幅下降。首先，成熟的国产化核电技术将降低采核电站的设计费；其次，核电站的核心设备实现国产化可大幅度降低核电设备购置费；批量化建设降低建设周期后从而有效地减少了工程建设成本及建设利息费用。以M310及CPR1000堆型的核电机组为例，首次建设的 M310大亚湾核电站建设成本高达2758.8万元/MW，随后的岭澳一期建设成本也约为2250万元/MW；随着后续CPR1000核电技术的成熟及批量化建设，岭澳二期、红沿河一期、宁德二期等核电站的建设成本实现了大幅下降，基本保持在1100万元 /MW左右。

此外，核电建设成本还与核电技术以及国产化程度存在关联性。根据新能源网，第二代机组每兆瓦的建设成本在1200-1600万元左右；第二代+的CPR1000机组是我国自主设计、研发、制造的，受益于较高的国产化程度，其建设成本相较于第二代机组低，每兆瓦约为1200-1400万元；第三代核电机组在发电效率、安全性能等方面较大的提升导致建设成本增加，每兆瓦造价在1600-2000万元之间，随着2022年 “两会”提出的以自主三代核电支撑新型电力系统建设，预计三代核电机组的建设成本将在新一轮的核电浪潮中有所下降。

核电设计在核电产业链中的毛利率最高，为90%，这是因为核电设计的技术门槛是整个核电产业链中最高的，需要众多的在核电领域深耕多年的研究人员及专业技术人员。通过多年累积，中核集团和中广核在此领域拥有强大的科研团队以及成熟的技术能力。核岛设备对技术、安全的要求很高，市场主要被部分国企主导，因此毛利较高，在35%左右。不同于核岛设备，常规岛设备对技术的要求较低，且除了核电外的应用范围较广，民企之间竞争较为充分，毛利率仅为15%。核电采用成本定价，由于大部分投入为前期的建设成本，核电长期运营成本较低，毛利率在40%左右。近日，核电上网电价写入了国家发改委国民经济和社会发展计划草案报告，核电电价的上涨将提高运营商的经济效益，进一步推动核电产业发展，并且给予设备商更灵活的调价空间。

（一）上游：核燃料、核材料

核电的生产离不开核燃料，核燃料是指可在核反应堆中通过核裂变或核聚变产生实用核能的材料。铀是普遍使用的核燃料，自然界中的铀主要有三种同位素：铀 238，铀235，和铀234，其中易裂变的铀235是目前主要使用的核燃料。核燃料循环构成了核能工业的基础，整个循环过程包括了从铀矿的勘探、开采、加工、精制、转化、浓缩、核反应堆元件的制造、对乏燃料进行后处理以及放射性废物的处理。

根据国家核安全局介绍，铀矿石开采出来后，经过破碎、研磨、浸出、固液分离、离子交换或溶剂萃取等一系列过程，得到浓缩铀，这种初级产物被称为“黄饼”，黄饼经过进提纯制备成铀氧化物，再经化学转化制成二氧化铀或金属铀。这时的铀产品中铀同位素含量与天然铀相同，即铀235仅占0.71%，即每1000个铀原子中，只有7个可以利用。要作为核电厂轻水堆的燃料，则需要把铀235的浓度提高到2%~5%，之后才能制成芯块并组装成核燃料组件。

全球铀资源排名前五的国家铀资源总和占全球总资源的65%，其中澳大利亚是全球铀资源最丰富的国家，其RAR铀资源量约为120万吨，占全球资源量的29%。我国 RAR铀资源量13.7万吨，占全球铀资源量的2.8%，从2010年的2875吨到2019年的 9834吨，我国铀资源需求的年平均增长率为10.3%，而九年间，我国铀产量仅从827吨增加到1885吨，增长缓慢。我国铀资源的对外依存度由2010年的71%增长到 2019年80%，而随着核电装机容量的快速增长，我国铀资源的对外依存度还将逐渐升高。

目前，中核集团控股的中国原子能工业、中国铀业公司；中广核铀业以及国电投控股的国核铀业是中国仅有的三家获授经营许可及牌照从事天然铀进口及贸易并提供核相关服务的企业。中核集团不仅是中国唯一的核燃料生产商、供应商和服务商，也是中国唯一拥有完整核燃料循环产业、能够实现闭式循环的特大型中央企业。由于核燃料元件研制具有高技术难度与国家安全意义，该领域被中核集团垄断。加工核燃料组件的资质及能力国内仅中核集团旗下的中核建中和中核北方两家公司具备，除了首炉等必须从国外进口的核燃料以外，所有国产核燃料组件只能从中核建中、中核北方进行采购。

核反应堆的堆芯是原子核裂变的反应区，它由核燃料组件、控制棒组件和启动中子源组件等共同构成。燃料组件通常由燃料棒、控制导向棒、定位格架以及上下管座和滤网等部件组成。压水反应堆燃料由圆柱状燃料棒捆成的棒束组成，燃料元件呈 17X17正方形排列，每个组件共有289个位置，其中264个位置由燃料棒占据。燃料棒包壳是防止放射性向环境释放的第一道安全屏障，作用是防止核燃料与冷却剂泄漏，包壳的材料主要采用吸收中子少的Zr-4合金（锆合金），其在高温下有较高的机械强度以及抗腐蚀性能。燃料组件骨架由24根控制棒导向管、1根中子通量测量管与上、下管座焊接而成，骨架结构使246根燃料元件形成一个整体，并可成熟整个组件的重量和控制棒下落时的冲击力，同时保证控制棒的流畅运动。

除了上述三家从事核燃料开发、生产、贸易的企业外，涉及核电产业链上游的企业还有东方锆业、西部材料。中核集团曾经的子公司东方锆业，是国内锆行业中技术领先且最具核心竞争力和综合竞争力的知名企业，更是全球锆产品品种最齐全的制造商之一。公司产品包括锆矿砂、硅酸锆、氯氧化锆、电熔锆、二氧化锆、复合氧化锆、氧化锆陶瓷结构件及海绵锆八大系列。其中，核级海绵锆主要运用于核电站的核反应堆中，作为核燃料的包壳、格架、端塞和其它堆芯材料。

西部材料是稀有金属材料的研发、生产和销售的新材料行业的领军企业。目前垄断国内核电用银合金控制棒的生产，同时也提供核电堆芯关键材料包括钛钢复合管板、核乏燃料处理用钛合金设备等产品。此外，西部材料募投3.5亿元用于其自主化核电站堆芯关键材料国产化项目，西部材料认为在碳中和目标下，核电作为零排放电源，将重回成长通道，公司制造的核电控制棒、核级不锈钢材料、钛钢复合管板、核乏燃料处理用钛合金设备等产品需求有望持续增加。

（二）中游：核电设备

核电站的设备主要分为三类，核岛设备、常规岛设备、辅助系统（BOP）。核岛设备是整个核电站的核心，是承担热核反应的主要部分，负责将核能转化成热能。核岛的技术含量最高，对安全设计的要求也最高；常规岛利用蒸汽推动汽轮机带动发电机发电；辅助系统的工程规模较小，主要包括数字化控制系统、暖通系统、空冷设备等用于保障核电站安全、平稳运营的设备。

根据国家能源局，核岛、常规岛和辅助设备三部分，分别占电站总投资的 23%，15%和12%。如果按照18000元/KW造价计算，一套100万千瓦核电机组的总造价为180亿元，按上述比例计算核岛设备投资为41.4亿元，常规岛投资为27.0 亿元，BOP辅助设备为21.6亿元。若按照每年新增6-8台机组推进，“十四五”期间，我国每年国内的核电建设市场空间将达到1080-1440亿元，其中核电设备年市场空间约为540-720亿元左右。

较高技术工艺壁垒、极高的安全性要求以及资金投入量大等原因导致进入核电设备领域的门槛很高，目前我国的核电设备主要被国企垄断。核岛设备主要包括压力容器、稳压器、主泵、主管道等，其寡头市场主要参与者为东方电气、上海电气、哈动力集团和一重集团四家企业。常规岛设备主要有汽轮机、发电机、给水泵、冷凝结水泵等，其市场则由东方电气、上海电气和哈动力集团参与，根据中国核电网，东方电气的市场份额占到整个常规岛设备市场的50%。相对壁垒较高的核电厂主设备而言，其细分领域的主管道、核级阀门、核用电缆、密封件等零部件的生产制造门槛较低，技术实力较强的机械制造民营企业在获得相关资质后进入该领域。

核岛是整个核电站最重要的部分，由于较高技术壁垒和安全性要求，核岛设备领域的参与者主要是国企，民企仅参与部分细分领域的部件制造。因此，核岛设备的平均毛利在35%左右，核心零部件例如，主管道的毛利率约为 60%，堆内构件的毛利率达48%，主泵及核电阀的毛利率也均超过30%。不同于核岛设备，常规岛的大部分设备技术要求较低，运用范围较大。常规岛的部分设备除了核电领域应用外还可以供应给火电、水电等电站，因为发电原理类似，均是运用机械能带动发电机发电。因此，除了管道系统、泵、冷凝器等拘束要求较高的核心设备外，其他的设备的成本较低，由于这些领域进入门槛较低，市场参与者多，也导致了相对激烈的竞争格局，因而常规岛设备的毛利率较低。

1.压力容器

压力容器在核岛设备投资中的占比最高，占23%。压力容器是安置核反应堆并承受其巨大运行压力的密闭容器，作为防止辐射性外泄的第二道屏障，对核安全至关重要，它具有制造技术标准高、难度大和周期长等特点导致了较高的制造成本。压力容器是核电厂中不可更换的设备，必须保证它在核电站40-60年寿命期内绝对安全可靠。压力容器由筒体和可拆卸的顶盖构成，两者用法兰和螺栓密封相连，采用低合金钢作为母材，内壁堆焊一层奥氏体不锈钢。在2016年，中国核电站反应堆压力容器的最后一个关键零部件——C型密封环实现了国产化，意味着，中国成为继美国之后全球第二个能生产C型密封环的国家，打破了被美国长达半个世纪的垄断。

2.控制棒

控制棒组件占核岛设备总成本的4%，其用于反应堆控制，并提供反应堆停堆能力和控制反应性快速变化。根据《核电厂系统及设备》介绍，控制棒组件分为两类，一类黑棒束组件，由24根带吸收剂的束棒组成，采用热中子强吸收材料制成，所用吸收剂材料为银铟镉合金；另一类是灰棒束组件，只有8根棒的吸收体为银铟镉合金，其余部分是用不锈钢作为吸收材料的灰棒。吸收能力强的黑棒组件用作安全棒，灰棒组件作为调节棒使用。浙富控股是控制棒细分领域的龙头，公司控股子公司华都公司致力于设计制造控制棒驱动机构等民用核安全机械设备。华都公司是国内核反应堆核一级部件控制棒驱动机构的主要设计制造商之一，也是拥有自主知识产权的“三代”核电技术“华龙一号”控制棒驱动机构的唯一供应商。

3.主管道

主管道被称为核电站的“主动脉”，它连接反应堆一次冷却剂系统的压力容器、蒸汽发生器、主泵等关键部件，在整个核电站的能量传输过程中起着至关重要的作用，主管道是核岛组件的重要部分之一，投资占比20%。反应堆至蒸汽发生器之间的管道称为热段，蒸汽发生器至主泵之间的称为过渡段，主泵至反应堆之间的称为冷段。主管道封闭着高温、高压和带有放射性、腐蚀性的冷却剂，维持和约束冷却剂循环流动，对反应堆的安全和正常运行起着重要的保障作用它是防止核反应裂变产物外泄至安全壳的重要屏障，属于核安全一级、抗震 I 类设备。渤船重工在三门一期AP1000机组中供货的主泵，首次实现了100%国产化。

（三）下游：核电站建设、运营，乏燃料后处理

1.核电站的建设与运营

核电站的建设与运营进入门槛高，国内目前拥有核电资质的企业仅4家，分别是：中核集团、中广核集团、国电投以及2021年刚拿到牌照的华能集团。截至目前，我国在运核电机组共53台，其中大亚湾、岭澳、阳江、防城港、宁德、台山、红沿河核电站的25台在运机组的业主是中广核, 合计装机容量28.26GW，约占全国在运总装机容量的51.7%；中核集团运营的有秦山的三座核电厂、田湾、福清、三门、昌江以及方家山，合计运营机组数为25台，装机容量23.67GW，占比43.3%。国电投仅运营海阳核电站的一、二号机组，华能集团负责运营的石岛湾核电站的高温气冷堆。

核电建设方面的龙头是中核集团控股的中国核建，中国核建目前已全面掌握了各系列多型号的核反应堆建造的关键技术，具备AP1000、EPR、华龙一号等新一代先进压水堆及高温气冷堆的建设能力。根据中国核建年报，近年来公司的新签合同额度、及储备合同额均有大比例提升，2020年公司新签海南昌江多用途模块式小型堆、浙江三澳核电厂1、2号机组、广东太平岭核电厂一期1、2号机组、海南昌江核电二期3、4号机组、福建漳州核电厂1、2号机组等建设合同。2020年其核电工程建设业务板块实现营业收入为104.01亿元，占营业总收入的14.28%。核电工程新签合同额225.93亿元，同比增长86.44%，合同储备427.63亿元，同比增长31%。

核电运营商的发电成本主要有核燃料、折旧及摊销、职工薪酬和乏燃料处理非用构成，根据中广核招股说明书披露，这四大成本构成在2016-2018年度合计占比分别为81.25%、79.28%及81.43%。核燃料是发电成本的主要构成之一，2018年度占总发电成本的31.33%。核电机组平均18个月需要换一次燃料，且我国对外铀资源依赖程度高，随着核电机组的增加，核燃料成本预计将持续维持高位。由于核电站前期设计、建设的大量投资尤其是核电设备的投资，导致后期的折旧费用成本占比较高，2018年中广核的折旧及摊销费用占到了总成本的30.91%，仅次于核燃料的成本。职工薪酬占运营成本的比重持续维持在13.5%左右，相比中国核电站运营初期有明显下降。通过历史积累，我国已经拥有了较为成熟的核电技术人才储备。

2.乏燃料后处理

乏燃料后处理是核燃料循环的最后一环，也是极为关键的一环。乏燃料是经受过辐射照射的核燃料，放射性强。我国采用“闭式核燃料循环 ”将乏燃料送入后处理厂回收铀、钚等物质后再将废物固化，进行深地址层处置。“闭式核燃料循环 ”的优点是可以提高资源利用率，以应对我国铀资源匮乏的问题，同时减小放射性废物体积并降低毒性。一座百万kW的压水堆核电站，每年卸出乏燃料约25吨，根据江苏神通，我国每年产生乏燃料约1000吨以上，随着存量机组逐步增多，到2025年我国核电站运营累积产生的乏燃料预计将达到15000余吨，国内乏燃料处理产能缺口在1800-2000吨每年。

2016年，国家发展改革委、国家能源局编制的《能源技术革命创新行动计划（2016-2030年）》中也明确指出，要在2030年前基本建成我国首座 800 吨大型商用乏燃料后处理厂。由于法国拥有世界领先的乏燃料后处理工业，中核集团于 2014年与法国核工业龙头阿海珐集团签署了中法合作核电循环循环项目的意向声明。中核合作建设乏燃料后处理厂项目包括以下目标：1. 每年处理国内核电站卸出燃料800吨，通过核循环提高铀资源利用率，基本满足中国核电站卸出燃料的处理需求；2. 建设乏燃料离堆贮存中心，对核电站卸出的燃料进行后期管理，一期贮存能力为3000吨；3. 将高放废液玻璃固化，实现高放废物长期管理的固有安全。

根据财政部数据显示，自2018年以来，全国政府性基金在乏燃料处理领域支出迅速增长，预计“十四五”期间此项支出仍会保持高位，助力我国乏燃料后处理实现规模化发展。在刚刚举行的“两会”中，也强调了对放射性废物的管理，他表示我国目前放射性废物管理工作滞后于核能发展，亟需制定《放射性废物管理法》，规范管理，确保长久安全。

布局乏燃料后处理领域的企业主要有江苏神通、兰石重装、远达环保、通裕重工及应流股份。除了江苏神通和兰石重装参与乏燃料后处理厂设备生产外，远达环保主要涉及核电站中低放废物处理，该公司是国内三家拥有核设施退役及放射性三废处理处置工程专业资质的企业之一，已承建并完成了国内首个核电站放射性废物处理设施——山东海阳核电站SRTF项目。通裕重工制造核废料处理相关转运系统设备、及对核电站产生的废料进行转运的热室遥控吊车等运输设备。应流股份制造乏燃料运输容器中子吸收材料、乏燃料格架等部件。

四、产业链相关公司

（一）江苏神通：核电阀门国内领先，阀门平台型企业

江苏神通是中国阀门行业的领先企业，公司前身于神通有限公司2001年成立，于 2010年上市。江苏神通主要从事专用特种阀门的研发、生产与销售。主要产品有碟阀、球阀、闸阀、截止阀、止回阀、调节阀、非标阀等，这些产品广泛应用于冶金、核电、火电、煤化工、石油和天然气集输及石油炼化等领域。

江苏神通是国内首批进军核电领域的企业之一，公司于2004年取得《民用核承压设备设计许可证》和《民用核承压设备制造许可证》。公司在核电领域的业务主要分为三部分，分别是核电阀门、乏燃料后处理装备以及全资子公司无锡法兰制造的核级锻件。2006公司首次成为年成为岭澳核电二期工程的核级蝶阀、球阀设备国内唯一供货商。从成立之初帮助核电厂仿制阀门零件，到如今实现核级蝶阀和核级球阀产品的全面国产化，公司在核电领域深耕多年，目前在核电阀门细分领域的市占率超90%。

在乏燃料后处理方面，公司在2016年开始布局核电乏燃料后处理专用设备产品线，目前已成功研发真空气动送样、空气提升、料液燃料循环系统及贮存井等设备。公司于2019、2021年先后募集资金用于建设乏燃料后处理关键设备研发及产业化项目，加速公司在乏燃料后处理领域的研发制造能力，推进产业化过程。公司中标的国内首套200吨/年乏燃料后处理示范工程订单，一期订货合同金额3.7亿元。在大力发展核电的情况下，乏燃料后处理市场需求紧迫，作为在这一领域的示范企业，乏燃料后处理将成为公司全新的增量业务。

此外，江苏神通的全资子公司无锡法兰在国内锻制法兰制造领域具有较高的市场影响力，拥有无锡法兰拥有国家核安全局颁发的核一级锻件制造资质，是国内核电站建设过程中核一级法兰、锻件的主要供应商。

近5年来，公司的营业收入及归母净利润均保持稳定增长，营业收入CAGR 29.95%，归母净利润CAGR 65.8%。2020年，公司实现营业收入15.86亿元，同比增长17.60%；归母净利润为2.16亿元，同比增长25.58%，2021Q1-3实现营业收入

15.03亿元，同比增长32.33%；归母净利润为2.13亿元，同比增长31.80%，正处于高速增长阶段。从业务占比来看，2020年核电业务板块占总营收的21.79%，为 3.46亿元，同比增长16.61%。

从毛利角度分析，2020年公司毛利为5.1亿元，综合毛利率为23.14%，较往年略有下降。核电行业的毛利为1.36亿元，贡献了总毛利的27%，毛利率为39.47%，是继能源行业后第二高毛利率的业务，主要由于蝶阀、球阀较高的毛利率所导致，分别为35.10%，33.82%。核电所在行业特殊，技术壁垒和进入门槛都较高，因此核电业务的毛利高于其他行业。

从新增订单情况来看，2020年公司取得新增订单22.92亿元，其中核电军工事业部 6.55亿元（含乏燃料后处理项目2.82亿元），冶金事业部5.80亿元，能源装备事业部1.52亿元，无锡法兰4.87亿元，瑞帆节能4.18亿元。

公司持续投入人力、物力、财力致力于核电专用阀门及系统装备的研制和开发研发了满足第三代、第四代核电技术要求的阀门产品，覆盖AP1000、华龙一号、 CAP1400、快堆及高温气冷堆等主力堆型。在实现老产品改进、保持领先优势的同时，公司还陆续开发了压水堆核电站地坑过滤器、核级调节阀、核级仪表阀、核级气动膜片等新产品，以及乏燃料后处理用气动送取样装置、空气提升、料液循环系统和贮存井等产品，为我国核电建设和乏燃料后处理领域的关键设备国产化做出了贡献。公司的研发费用呈现逐年上升趋势，2020年研发费用为6484.56万元，同比增长2.27%，占营业收入的4.7%。

（二）兰石重装：扭亏为盈，轻装上阵，受益于核电建设和乏燃料处理

兰石重装是我国石化装备制造领域的先行者，公司前身其前身是国家“一五”期间前苏联援建我国的156个重点建设项目之一的兰州炼油化工设备厂，于2014年上市。主营业务包括应用于炼油、化工、煤化工、核电、军工、新能源、冶金、航天航空等行业的高端压力容器、快速锻压机组、板式换热器等装备的研发、设计、制造及产品检测、维检修服务，以及项目的工程总承包。

兰石重装是我国最早涉及核电等新能源设备的企业之一，于2006 取得中国第一张民用核安全设备（热交换器）核三级产品设计及制造许可证，随后相继自主研发了 BR1.9 系列、BR2.8 系列、H500 系列大型板式换热器，应用于红沿河、宁德、福清、方家山等核电站核岛、常规岛机组，目前市占率约70%。2013年5月全资子公司青岛公司取得中国民用核安全设备（压力容器、储罐、热交换器）制造许可证。2021年11月，公司收购中核嘉华完善了核能产业链。

公司在核能产业的布局包括了兰州核能装备研发销售中心、兰州核能产业配套及装备制造基地、青岛兰石核能装备制造基地、嘉峪关中核嘉华核能装备制造基地，形成覆盖从上游核化工装备和核燃料贮运容器，中游核电站装备，到下游核乏燃料循环后处理装备的核能装备产业链，取得中核集团、中广核集团等37家核电业主单位供应商资格。中核嘉华在核燃料贮运容器细分领域占有绝对高的市场份额，制造了中国首座核电乏燃料后处理中间试验厂的绝大多数非标设备。

除了持续拓展核电领域，公司在光伏、氢能等新能源装备及化工新材料装备制造市场也均有布局，2021年开发了187家新客户，包括宿迁逸达、中铁装备、太原重工等。光伏多晶硅设备订单呈爆发式增长，取得订单6.91亿元，同比增长277.60%；军工领域的订单从2021年的64万元跨越式增长至7628万元；此外，公司还获得了在光伏多晶硅、核能、氢能等领域的各类换热器产品订单4亿元，同比增长25%；工业智能装备取得订单3.60亿元，同比增长118%。

2021年，兰石重装实现营业收入40.37亿元，同比增长39.17%；归母净利润1.23亿元，扭亏为盈，同比增长143.1%。核能设备营收约为0.8亿，较上年增长7.41%；毛利率为17.22%，比上年增加11.24个百分点。核电重启前业务量较少导致人员及维持成本较大，过去几年间，核电业务的营收从百万级达到近亿级，毛利率虽然较低，但不断改善。

（三）应流股份：高端装备零部件龙头，核能新材料贡献新增量

应流股份是专用设备零部件生产领域内的领先企业，主要产品为泵及阀门零件、机械装备构件，应用在航空航天、核电、油气、能源及国防军工等高端装备领域。公司保持在我国阀门零件出口企业中排名第一、核电装备零部件交货量处于行业领先地位，连续多年成为中国机械工业百强企业。

在核电领域，公司于2009年获得中国民用核安全设备（泵阀类和支承类）核一级制造许可证，主要产品包括核岛设备支承件、核级泵、阀零件乏燃料格架、金属保温层、中子吸收材料等。中子吸收材料主要用在乏燃料贮运领域，燃料贮存水池格架和贮运容器中均需要设置中子吸收材料。应流股份生产的核电设备在国内属于领先水平，并出口国外为法国阿海珐生产核岛设备支承件，为瑞士苏尔寿、美国福斯生产核电泵阀关键件；在超超临界发电设备领域，为美国泰科生产高强耐热阀门零件等。公司国内的主要客户有上海电气、东方电气、沈鼓集团、中核科技等。

2020年，公司核能新材料及零部件行业营业收入28488.25万元，同比增长 10.65%。核电业务毛利率近年来稳步增长，2020年为45.4%。随着公司所研发的新型中子吸收材料技术成熟走向市场，核电业务毛利将进一步提升。在“双碳”战略下，推进核电建设和乏燃料后处理厂的建设，预计“十四五”期间公司的核电业务将迎来持续增长。

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