摘要：核电引领清洁能源大发展。核电低碳环保、高效稳定，可发挥基荷电厂作用，目前在中国一次能源消费结构中仅占1 6%，成长空间广阔。
核心观点：核电引领清洁能源大发展。核电低碳环保、高效稳定，可发挥基荷电厂作用，目前在中国一次能源消费结构中仅占1.6%，成长空间广阔。核电盈利模式为刚性成本模式，运营成本低，利用率高，盈利能力强。核电设备国产化助力开发成本大幅下移。技术方面推陈出新，安全性再上台阶，但新一代技术成熟度还有待验证。一旦三代技术被验证安全可靠，我国核电发展有望在2018-2020年迎来加速增长期。核电国内沿海市场总量近5000亿元，海外市场受益于“一带一路”战略进展顺利。
在沉寂两年后，风电行业迎来复苏期。目前尚有约115GW的项目需要在2020年前开工建设，风电行业迎来“开工潮”，带动风机设备商出货量。随着弃风限电问题大幅改善，“红色警报”有望在部分省份率先解除。此外，海上风电将创造行业新的利润增长点。我们看好陆上风电设备商、海上风电运营商以及开拓海外市场企业的盈利能力及投资机会。
2018年是光伏市场充满挑战的一年。全球光伏市场投资热度不减，主要装机大国的不确定性增大，新兴市场快速崛起。需求市场转向高效产品是大势所趋，倒逼技术加速、创新升级。新增产能将加剧行业内竞争。国内市场增速减缓、国外遭遇贸易保护主义，可能会导致供需失衡，并给产品价格带来压力。
传统能源看重成长性。2018年火电行业的投资三要素，首先是年内煤电联动的顺利执行，第二需甄选对于电价敏感度高的火电标的，第三是看重装机规模的成长性。水电方面，重点流域的下游水电站已经开发完毕或进入尾声，中上游水电站的经济性或将逐步下降。
（文章来源：文章节选自银河证券 转载请注明来源）
投资概要：
驱动因素、关键假设及主要预测：
1、预计今年核电建设、核准、开工有望提速。全球三代技术AP1000的示范首堆——三门核电站首台机组有望于2018年投入商运。一旦运行安全稳定并完成一个换料周期，将为后续同类型机组的核准建设吃下“定心丸”。目前使用AP1000技术路线的机组有6台待建，10台待获批。
2、核电沿海市场总量近5000亿元。截止到2017年底，我国已投运核电机组37台，装机容量3581万千瓦;在建19台，规模2200.4万千瓦。根据“十三五”能源规划，到2020年我国将实现5800万千瓦投运、3000万千瓦在建的目标，但目前尚有3018万千瓦的缺口。以三代机组平均造价1.6万元/千瓦预估，沿海核电市场总量近5000亿元。
3、风电行业迎来复苏期。主要逻辑：1)2016年国内风电机组的高招标量本应带来来年的高装机增长，该情景未能在2017年实现;2)2017年招标量继续保持高位;3)可再生能源发展“十三五”规划提出2017到2020年风电累计规划新增并网126GW，每年增量约31GW;4)根据发改委陆上风电标杆电价调整方案，在2019年前开工建设的项目可风电享受原有高电价。因此，我们预计2018-2019年间风电行业市场容量将得到集中释放。
我们与市场不同的观点：
在福岛核事故后，市场普遍对核电的安全性持谨慎态度。但我们认为福岛阴霾已经渐行渐远。目前世界各国对核电的总体态度以鼓励为主。大部分国家已走出福岛事故阴霾，在保证安全性的前提下继续大力发展核电，12个国家正在新建核电站，10个国家计划建设，30多个国家有意发展。少数国家开始重新审视其核电政策、逐步减少核电占比;个别国家选择弃核。
国内目前19台在建机组中有16台采用三代技术。三代技术的堆芯融化概率总体降至低于10-5/年，放射性物质大量泄漏概率降至小于10-6/年。具代表性的AP1000技术采用毋需外部能源系统、仅依靠自然驱动力的非能动应急系统，可完全避免福岛事件中外部电源失效导致堆芯过热的风险(福岛核电站机组采用二代技术)。
一、核电引领清洁能源大发展
1954年，随着前苏联奥布宁斯克核电站的并网发电，核电首次被人类使用。截止到2016年底，全球共有运行机组445座，装机总量38250万千瓦，发电量占全球总量16%左右。这些核电站主要集中在欧美发达国家。核能占一次能源比重仅为4.5%，仍具有较大发展空间。
(一)发展核电大势所趋
1、低碳环保，助力能源结构转型
低碳环保的清洁能源。核电在发电过程，不产生二氧化硫、氮氧化物和烟尘等空气污染物，二氧化碳的排放量远低于火电。
可取代火电基荷电厂作用。在电力系统中，将给定时间内最低电荷以下部分的用电负荷称为基本负荷。水电、风电及光伏受到自然条件制约，发电量具有明显的波动性和间歇性，难以发挥基荷电厂的作用。核电作为一种高密度能源，单机容量大，能有效保证电能质量。在法国，核电装机容量比重高达72.28%，核电完全取代了火电的的基荷电厂的地位，这是其他清洁能源无法做到的。
在能源结构中必将占据一席之地。非化石能源在我国一次能源中的占比较小。2016年核能消费量仅占1.58%，低于6.86%的世界平均水平。面对节能减排压力，我国正在大力推进能源结构转型。我国核电在技术方面日益成熟，不但拥有自主研发的三代技术，还在积极拓展四代技术，为日后行业健康稳定发展提供了坚实有力的技术支持。作为为数不多的可发挥基荷电厂作用的清洁能源，我们认为核电在我国未来能源结构中必将占据一席之地。
2、核电选址匹配用电高负荷地区
避免长距离输电。我国人口分布及用电需求集中在东南沿海地区，而风电、水电和太阳能资源则集中在中西部。远距离传输不但成本高，还伴随着输电损耗。核电站的建立需要具备靠近水源、地质环境稳定等条件。沿海以及长江中下游地区都是核电站的适宜选址区域。
3、核电重启，政策保驾护航
我国核电发展经历了五个阶段：探索起步、规划发展、快速发展、暂缓建设和重启阶段。
近两年核准开工数不及预期。截至2017年9月30日，我国已投运核电机组37台，装机容量3581万千瓦，在建2200.4万千瓦。根据国家能源局规划，到2020年，我国核电运行和在建装机将达到8800万千瓦。“十三五”期间，我国每年至少要开工6台核电机组。2017年原定新核准8台，但目前并没有新核准或新开工机组，不及市场预期。我们认为主要原因有两点：1)国内电力产能总体过剩;2)全球三代技术首堆——三门AP1000机组建设缓慢，三代技术有待验证。
预计2018年建设、核准、开工有望提速。一方面，全球三代技术AP1000的示范首堆——三门核电站首台机组有望于2018年上半年投入商运。一旦运行安全稳定并完成一个换料周期，将为后续同类型机组的核准建设吃下“定心丸”。我国目前使用AP1000技术路线的机组有6台待建，10台待获批。另一方面，核电建设周期长达5年，若2018-2020年不加快在建及开工速度，“十三五”核电规划恐难以完成。
(二)经济性优越
1、盈利能力强
刚性成本模式。核电项目前期投入昂贵。2016年并网的核电项目的单位开发成本均超过12000元/千瓦，约为同期火电项目的3-4倍。折旧是核电成本的重要组成部分。折旧在核电运营商的营业成本中的占比接近40%，而在火电企业营业成本中的比重仅15%左右。
运营成本低。2016年中国核电的度电变动成本约为华能国际的1/4。当上网电量达到盈亏平衡点之后，核电项目的边际利润增长颇为可观。
利用率高。我国核电机组大部分以基荷模式运行，不参与电网调峰，发电量近乎全额上网，近5年平均利用小时数高达7596小时，远高于其他发电类型。
盈利能力占优势。由于运营成本低、利用率高，核电盈利能力较强且稳定。销售净利率多年保持在25%以上，仅次于水力发电;净资产收益率位于中等偏上水平。
2、享受税收优惠
税收优惠提升核电利润。根据财政部《关于核电行业税收政策有关问题的通知》，核电机组正式投产后前5年、6-10年、11-15年分别享受75%、70%、55%的增值税返还。中国核电近5年增值税返还金额均高于18亿元。
3、国产化助力成本下移
二代造价已大幅削减。随着核电装机快速增长，我国核电装备制造体系日趋成熟，已建成多个装备研发和制造基地，可自主生产绝大部分主、辅设备，核电站国产化率稳步提升，助力单位造价大幅下降。1997年开工建设的岭澳一期国产化率仅为30%，开发成本高达2033美元/千瓦;而2008年开工的阳江一期采用我国自主改进的二代加机型，国产化率达到83%，成本降至11096元/千瓦。
三代造价存在下降空间。在建AP1000机组中，三门核电站首台的国产化率仅为30%，而预计海阳核电站2号机组的国产化率将大幅提升至70-80%。我国拥有自主知识产权的CAP1400和华龙一号的国产化率已达85%。目前我国运用三代技术建设的核电机组的单位开发成本均高于16000元/千瓦。据西屋预测，批量化建设后的AP1000可降至1000美元/千瓦，不到三门项目的一半。
(三)安全性日益提升
1、福岛阴霾渐行渐远
我国从未发生过二级及以上核事故。核事件分级标准由国际原子能机构(IAEA)制定，共分七级，七级最严重。国外共发生过3起重大核电事故，其中三里岛为五级，切尔诺贝利、福岛为七级，是国际社会担忧核电安全的重要原因。
核电站层层设防以保证安全性。三层保护屏障可有效避免放射性物质泄漏。发生意外时还可通过控制棒停止核反应、通过应急系统冷却反应堆等措施，保障设备安全。
世界各国对核电的总体态度以鼓励为主。大部分国家已走出福岛事故阴霾，在保证安全性的前提下继续大力发展核电，12个国家正在新建核电站，10个国家计划建设，30多个国家有意发展。少数国家开始重新审视其核电政策、逐步减少核电占比;个别选择弃核。
2、技术推陈出新，安全性再上台阶
核电技术历经四个阶段。20世纪50年代出现的一代堆型证明了核能发电的可行性。二代技术出现在60年代后期，推动了核电大规模商业化。随后衍生出经济性、安全性更强的二代加技术。2010年前后三代技术日趋成熟。四代技术仍处于研发阶段。
三代核电安全性再上台阶。三代技术的堆芯融化概率总体降至低于10-5/年，放射性物质大量泄漏概率降至小于10-6/年。具代表性的AP1000技术采用毋需外部能源系统、仅依靠自然驱动力的非能动应急系统，可完全避免福岛事件中外部电源失效导致堆芯过热的风险。
在建多为三代堆型。目前国内在运的37台机组均采用二代、二代加技术，19台在建机组中有16台采用三代技术。2009年4月，AP1000全球首堆三门项目开工，预计今年并网。同时EPR机组也有望在中国台山率先投运。华龙一号首堆福清3号机组于2015年开工，预计建设周期60-70个月。三代首堆投产后，相关审批和建设环节有望加速。
积极开展四代研究。第四代核能系统由美国能源部在1999年提出，在安全性和经济性等方面较三代堆型有望实现较大飞跃。2002年，美国联合10余个国家、机构提出四代核能系统的概念，将钠冷快堆、铅冷快堆、气冷快堆、超临界水冷堆、超高温气冷堆、熔盐堆等6种堆型确认为重点研发对象，并预计将于2030年开启商业化进程。中核旗下的原子能科学研究院于2011年实现了国内首座钠冷快堆实验堆的满功率稳定运行。2015年，中核集团与比尔盖茨主导投资的美国泰拉能源签约，合作开发“行波堆”。以行波堆为代表的钠冷快堆型可将铀的利用率提高到60%以上，且能以贫铀、乏燃料回收铀或者天然铀为燃料，换料周期有望延长至10年以上。
(四)国内容量可观，海外前景广阔
1、沿海市场容量可观
沿海市场总量近5000亿元。截止到2017年底，我国已投运核电机组37台，装机容量3581万千瓦;在建19台，规模2200.4万千瓦。根据“十三五”能源规划，到2020年我国将实现5800万千瓦投运、3000万千瓦在建的目标，但目前尚有3018万千瓦的缺口。以三代机组平均造价1.6万元/千瓦预估，沿海核电市场总量近5000亿元。为完成目标，2018-2020年核电装机的复合增长率应达到17.43%。远期看来，我国核电发展潜力巨大。据世界核协会统计，截止2017年底，我国筹建及储备项目总量约1.64亿千瓦。
2、“一带一路”延伸新触角
华龙一号、CAP1400双轮驱动。核电出口的必要条件是拥有自主知识产权。在三代核电主流堆型中，AP1000技术属于美国西屋公司所有;华龙一号是由中核与中广核自主研发;虽然CAP1400是在AP1000基础上升级改进的，但已突破135万千瓦等级上限，也拥有了自主知识产权。
“一带一路”延伸新触角。“一带一路”沿线中，有28个国家计划发展核电，规划机组126台总规模约1.5亿千瓦。以三代机组平均造价1.6万元/千瓦预估，市场总量约2.4万亿元。受政治、经济、军事等因素影响，中国核电企业在“一带一路”所占的市场份额难以估计。但不可否认的是，核电出海已成为未来我国核事业发展的重要驱动力。目前，我国主要核电集团均参与了核电“走出去”战略，积极开拓海外市场。
中国核电集团“走出去”进展顺利。中核集团已与阿根廷、英国、埃及等近20个国家达成了合作意向。“一带一路”高峰论坛期间，中核集团与阿根廷核电公司签署了阿查图3号、4号两台机组的总合同，至此中核集团出口核电机组数量增加至8台。
中广核集团覆盖范围更广。中广核集团与捷克能源集团签订协议，将在核能领域展开合作;与罗马尼亚国家核电公司签署了切尔纳诺德核电三、四号机组全寿命期框架协议;和法国电力集团将共同投资兴建的英国欣克利角核电项目。此外，中广核集团还与合作伙伴一起开拓欧洲、中亚、东南亚核能市场。
3、内陆核电值得期待
内陆核电可开发量约6200万千瓦。内陆核电站与沿海核电站对技术要求差异不大。目前，我国所有在运及在建核电站均位于沿海地区，而全球几个核电大国的核电站主要分布在内陆。全球范围内现有核电站440多座，其中位于内陆地区的占50%以上。我国已完成初步可行性研究审查的内陆储备厂址高达31个，保守假设平均每个厂址建设2台机组，每台装机容量100万千瓦，则我国内陆核电可开发量约6200万千瓦。
内陆核电发展慎之又慎，启动尚需时日。据国家原子能机构透露，中国内陆核电站首批厂址确定在湖南桃花江、湖北咸宁和江西彭泽，并已经获得路条并开展了前期筹备工作。但目前三大内陆核电站均未获得核准。
(五)设备商国企主导，运营商三分天下
1、产业链布局清晰，国企实力雄厚
核电产业链按照上中下游来划分，可分为上游铀矿开采加工及核燃料循环，中游设备制造，下游核电站设计、土建、安装、调试及运营。
上游核燃料循环一家独大。核燃料循环包括核燃料制备(前端循环)和乏燃料处理(后端循环)两个部分。由于核燃料浓缩难度很高且在国防方面有特殊安全要求，目前国内仅有中核集团下属中国核燃料有限公司拥有完整的核燃料循环产业牌照。
核电站主要由三大系统构成：核岛、常规岛及辅助设备。核岛是整个核电站的核心，负责将核能转化为热能，是核电站所有设备中工艺最复杂、投入成本最高的部分。常规岛利用蒸汽推动汽轮机从而带动发动机发电。辅助系统(BOP)主要包括数字化控制系统、暖通系统，保障核电站平稳运行。
中游国企主导。目前，我国核岛和常规岛领域以三大国企为主导。其中上海电气在核岛主设备领域优势明显，东方 电气在常规岛设备行业一马当先，哈尔滨电气主攻常规岛设备。在辅助系统、大型铸锻件、关键零部件等细分行业，民企也积极参与。
下游运营准入门槛高。核电站设计工作主要由三大核电集团旗下的设计院完成。建造方面，目前国内只有中核集团、中广核集团和国电投集团具有控股开发、建设、运营牌照。
后端乏燃料处理能力匮乏。根据“十三五”规划，2020年我国预计建成5800万千瓦核电机组，每年将产生超过1000吨的乏燃料，面临的处理压力巨大。但我国目前仅有60吨/年的处理能力。领先的英国和法国处理量可达到每年2100吨、1700吨。2013年，中核集团与法国阿海珐集团签署大型乏燃料后处理商业项目，项目建成后预计每年可处理800吨乏燃料。借此契机，中国企业有望学习吸收国外先进技术，进入乏燃料处理领域。
2、设备商国企主导，细分领域民企活跃
设备投资占比最大。一般而言，核电站投资中设备、基建和其他投资的比例分别为50%、40%和10%。以三门1号、2号机组为例，设备投资195亿元，接近总投资401亿元的一半。其中，核岛设备投资113亿元占比58%，常规岛43亿元占比22%，辅助系统38亿元占比20%。再向下拆分，反应堆压力容器、主管道及热交换器和蒸汽发生器构成核岛三大主要部件;汽轮机和发电机为常规岛最核心部件。
核岛设备毛利率丰厚。一般而言，核岛设备毛利率较高，约在35%以上。其中，堆内构件、主管道等设备毛利率高达50%。常规岛设备也提供给火电、水电等其他发电类型，并无特殊的技术要求，因此竞争较激烈，毛利率水平较低，一般低于15%。
核电设备按照生产时间是否大于1年可分为长周期设备和短周期设备。核岛和常规岛(除阀门)的主要设备属于长周期设备;短周期设备主要包括阀门、锆管、暖通系统、仪控系统等。
长周期设备招标高峰已至。由于生产周期长，核电运营业主一般在开工(FCD)前一年半就已经完成了长周期设备的招标。截至2017年三季度，国内多个筹建核电项目进行了设备招标，数量远高于前几年，这表明核电业主已经在为核电站建设开展前期准备工作。我们预计2018年核电政策开闸或将逐渐明朗，各大核电业主有望加快进行后续储备机组的长周期设备招标以及工程设计等前期工作。因此2018、2019年长周期设备产量还将持续增加。
短周期设备2019年起确认收入。短周期设备一般在电站开工前后半年内进行招标，供应商多为民营企业。短周期设备的交付期一般在电站开工后的1年到4年之间，如果今年核电站迎来开工潮的假设成立，预计从2019年起短周期设备供应商将开始大规模确认收入。
