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1、切尔诺贝利核电站的核泄漏事件发生之后，整个行业可能都会重新思考。
2、如何在应用新型能源核能的时候，避免核泄漏的发生。虽然核能环保清洁，利用好可以造福人类，但是发生泄漏，影响也是好几代人。
3、泄漏事件之后，行业一定会从中吸取经验教训，避免日后重蹈覆辙，毕竟代价也是惨重的。
（报告出品方/分析师：兴业证券蔡屹石康李春驰史一粟）
1.1核电原理概述：裂变链式反应产生能量，产生蒸汽推动汽轮机组发电
核能通过核裂变、核聚变和核衰变等三种核反应从原子核释放能量，其中核裂变链式反应为核能发电原理。
核能发电主要利用质量较大的原子（如铀、钍、钚）的原子核在吸收一个中子后会分裂为多个质量较小原子核、同时放出二至三个中子和巨大能量的特性，而放出的中子和能量会使别的原子核接着发生裂变，使放出能量的过程持续，这样的系列反应被称作核裂变链式反应。核裂变链式反应即为核能发电的能量来源。
核电站使核裂变链式反应产生的能量完成核能-热能-机械能-电能的转变，达到发电的目的。
核电站大体可分为核岛部分（NI）和常规岛部分（CI）：
核岛部分：核岛部分包括反应堆装置和一回路系统，主要作用为进行核裂变反应和产生蒸汽。
核岛反应堆的作用为发生核裂变，将裂变过程中释放的能量转化为水的热能；水在吸收热能后以高温高压的形式沿管道进入蒸汽发生器的 U型管内，将热量传递给 U型管外侧的水，使外侧水变为饱和蒸汽；冷却后的水将被主泵打回到反应堆中重新加热，形成一个以水为载体的闭式吸热放热循环回路，这个回路被称作一回路，又称“蒸汽供应系统”。
常规岛部分：常规岛部分包括汽轮发电机系统和二回路系统，主要作用为利用蒸汽推动汽轮机组发电。
由核岛部分热传递产生的蒸汽会进入常规岛中的汽轮机组中，将蒸汽的热能转变为汽轮机的机械能，再通过汽轮机与发电机相连的转子将机械能转换为电能，完成发电过程。
同时做功完毕的蒸汽（乏汽）被排入冷凝器，由循环冷却水进行冷却，凝结成水，之后由凝结水泵送入加热器进行预加热，最后由给水泵输入蒸汽发生器，形成又一个以水为载体的封闭循环系统，这个回路被称作“二回路”。
从原理上看，二回路系统与常规火电厂蒸汽动力回路大致相同。
1.2核电商业模式：重资产模式+运营期现金牛
核电商业模式呈现重资产模式+运营期现金牛的特点：
核电站因存在普遍拖期现象，实际建设周期约在5-10年。核电站的设计工期通常为 5年，而因缺乏施工经验、设计变更、耗时检测等原因，我国核电机组普遍存在首堆拖期问题，导致建设期利息费用增长、发电成本提高。
批量化生产有利于核电机组建设周期缩短、成本下降，实现批量化建设之后，M310/CPR等同机型系列建设周期可逐渐稳定在 5年左右。
我国三代核电单千瓦投资额在15000元左右。
在AP1000基础上自主研发的三代核电技术CAP1000的建设成本为14000元/kW，同属三代核电技术的“华龙一号”建设成本达17390元/kW。据此计算，一台百万千瓦级的核电机组对应投资额约为150亿元，呈现投资额大的特点。
核电行业与水电行业类似，都具有运营期稳定现金牛的特征。
核电站遵循营业收入=电价*上网电量=电价*装机容量*利用小时数*（1-厂电率）的拆分简式，营业收入可确定性强，同时由于项目前期建设投入高昂、固定资产折旧成本较高（占主营业务成本的30-40%），所以核电站成本中非付现成本（折旧）占比较高。
因此核电站一旦进入运营期，将呈现获得稳健而充裕的经营性净现金流的特性。
1.3低碳高效的基荷电源，“双碳”目标下重要性凸显
核电具有低碳高效的特点，我国核电占比明显低于全球水平。
相比于其他发电方式，核电利用小时数高、度电成本较低，具有低碳、稳定、高效的特点，适合作为优质基荷电源发展。
而从电源结构上看，2020年我国核电占比仅为 4.80%，不仅低于核能利用大国法国的 64.53%，也显著低于全球平均水平的 9.52%，我国核电占比仍有较大的提升空间。
“双碳”目标下非化石能源占比提升，核能重要性凸显。
在2020年12月的气候雄心峰会上：到2030年单位GDP的二氧化碳排放比2005年下降65%以上，非化石能源占一次能源比例达到 25%左右。
2021年10月24日，《中共中央国务院关于完整准确全面贯彻新发展理念做好碳达峰碳中和工作意见》中提出要“积极发展非化石能源”、“实施可再生能源替代行动”、“不断提高非化石能源消费比重”、“积极安全有序发展核电”。
2021年10月26日，国务院正式发布《2030年前碳达峰行动方案》，其中指出“积极安全有序发展核电。
合理确定核电站布局和开发时序，在确保安全的前提下有序发展核电，保持平稳建设节奏。
积极推动高温气冷堆、快堆、模块化小型堆、海上浮动堆等先进堆型示范工程，开展核能综合利用示范。
加大核电标准化、自主化力度，加快关键技术装备攻关，培育高端核电装备制造产业集群。
实行最严格的安全标准和最严格的监管，持续提升核安全监管能力。”对比我国近10年来的能源结构变化，非化石能源占比自2011年的8.40%提升至2020年的15.90%；从电源结构上看，据中电联数据核电占比已从2011年的1.85%%提高至2021年的4.86%，核能重要性正在凸显。
2.1核电技术演进：经济性与安全性推动核电技术发展
经济性与安全性是推动核电发展的核心目标。
核电站的开发始于上世纪50年代， 70年代石油涨价引发的能源危机促进了核电的发展，目前世界上商业运行的四百多座核电机组绝大部分是在这段时期建成的。
上世纪90年代，为解决三里岛和切尔诺贝利核电站的严重事故的负面影响，美国和欧洲先后出台“先进轻水堆用户要求”文件和“欧洲用户对轻水堆核电站的要求”，满足两份文件之一的核电机组称为第三代核电机组。
21世纪初，第四代核能系统国际论坛（GIF）会议提出将钠冷快堆、铅冷快堆、气冷快堆、超临界水冷堆、超高温气冷堆、熔盐堆 6种堆型确认为第四代核电站重点研发对象。四代核电技术强化了防止核扩散等方面的要求，目前相关产业链雏形基本形成，预计将于2030年开启商业化进程。
2.2 2019年核电审批重启，三代机组成为主力机型
2016-2018年我国核电连续三年“零审批”，核电发展处于停滞期。
2011年日本福岛核电站受地震引发的海啸冲击，出现严重核泄漏事故，世界各国开始谨慎对待新增核电站建设，我国核电站审批工作也受此影响放缓。
2015年，我国批准 8台核电机组，之后2016-2018年进入停滞状态，连续三年“零审批”。
2019年核电审批重启，三代核电机组正成为主力机型。
2018年后我国多台三代核电机组投入商运，三代机组的安全性和可靠性得到印证；此外2018年1月28日，我国自主研发的三代核电机组“华龙一号”首堆、中核集团福清核电 5号机组反应堆压力容器顺利吊装入堆，建设工程进展顺利。受此影响，我国核电审批工作重新提上议程。
2019年 7月，国家能源局表态山东荣成、福建漳州和广东太平岭核电项目核准开工，标志着核电审批正式重启。
2020年，海南昌江核电二期工程、浙江三澳核电一期工程总计 4台机组获批；
2021年，江苏田湾核电厂7&8号机组、辽宁徐大堡核电厂3&4号机组和海南昌江多用途模块式小型堆科技示范工程项目共计5台机组获批，我国核电机组批复进度正有序进行。
而从2019年后核电机组开工情况来看，以“华龙一号”和“VVER”为代表的三代核电机组已成主力机型。
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，“积极发展”政策正逐步兑现。2021年 3月，《政府工作报告》中提到“在确保安全的前提下积极有序发展核电”，这是近10年来首次使用“积极”来对核电进行政策表述。
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，2021年全年核准、开工各 5台，积极有序发展政策正逐步兑现。
3.1四代核电技术快速发展，有望带领核电产业迈入新纪元
四代核电有望带领核电产业迈入新纪元。
近年来，我国在“863”、“973”、核能开发、重大专项计划以及第四代核能系统国际合作框架的支持下，先后开展了高温气冷堆、钠冷快堆、超临界水冷堆、铅冷快堆和熔盐堆五种堆型的研究开发，取得了一系列研究成果，与国际水平基本同步。其中，我国高温气冷堆、钠冷快堆研发进度居于世界前列。
高温气冷堆利用其高温特性，在工艺供热、核能制氢、高效发电等工业领域拓展核能的应用前景；快堆则是当今唯一可实现燃料增殖的关键堆型，将明显提高铀资源的利用率，并能够利用嬗变以实现废物最小化。
我国在高温气冷堆、钠冷快堆上的研发进度居于世界前列。
高温气冷堆全球首堆华能石岛湾高温气冷堆已于2021年12月20日成功并网发电，并计划于山东海阳辛安核电项目建设 2台高温气冷堆。
钠冷快堆方面，中核霞浦600MW示范快堆工程已于2017年底实现土建开工，计划于2023年建成投产。
高温气冷堆：具有固有安全性和潜在经济竞争力的先进堆型。
固有安全性：即在严重事故下，包括丧失所有冷却能力时，核电站可不采取任何人为和机器的干预，仅依靠材料本身的能力保证反应堆放射性不会熔毁与大量外泄。
以我国石岛湾示范工程为例，其采用不停堆的连续在线装卸燃料方式，形成流动的球床堆芯；且示范堆采用石墨作为慢化剂，堆芯结构材料不含金属，稳定性高，堆芯热容量大、功率密度低。
高温气冷堆采用氦气作为一回路冷却剂，具有良好的导热性能。在主传导系统失效的情况下，堆芯余热可借助热传导等自然机理导出，再通过非能动余热排出系统排出，剩余发热不足以使堆芯发生熔毁。
示范堆采用全陶瓷包覆颗粒燃料元件，以四层屏蔽材料对燃料核心进行包裹，只要环境温度不超过1650，碳化硅球壳就能保持完整，固锁放射性裂变产物。经测试，示范堆正常运行温度最高达1620，放射性达到了国际最好水平。
潜在经济竞争力：同样以石岛湾示范工程为例，通过①装备高度自主化（示范工程国产化率达 93.4%）、②“多合为一”降低成本支出（在保持主体系统不变的情况下，进行双模块组合，即核岛由两座球床反应堆模块、两台蒸汽发生器带动一台汽轮机发电。
这类模块化建造缩短了工期，大幅减少施工量，提高了经济性）来控制造价。
同时若对比建设成本，尽管高温气冷堆（HTR-PM）在反应堆本体(主要是 PRV和堆内构件)的造价远超同等规模的压水堆（PWR）核电站，但根据张作义等人的相关文献研究，在一个 PWR核电站的建设总造价中，反应堆本体（PRV和堆内构件）的造价所占的比例非常有限，大约为 2%，所以影响较小。
对比等规模 PWR核电站，在其他部分造价保持不变的情况下，即使 HTR-PM示范电站反应堆本体的造价增加为原来的 10倍，全站建设总造价的增涨也可以控制在 20%以内。
钠冷快堆：固有安全性外，具备核燃料增殖提高利用率、核废料最小化等优势的先进堆型。
提高核燃料利用率：快堆技术利用铀-钚混合氧化物（Mixed Oxide，MOX）。在快堆中，堆心燃料区为易裂变的钚 239，燃料区的外围再生区里放置着铀 238。
钚 239产生核裂变反应时放出来的快中子较多，这些快中子除了维持钚 239自身的链式裂变反应外，还会被外围再生区的铀 238吸收。
铀 238吸收快中子后变成铀 239，而铀 239很不稳定，经过两次β衰变后又一次变成了钚 239。
因此在快堆运行时，新产生的易裂变核燃料多于消耗掉的核燃料，燃料越烧越多，此便称为增殖反应。
增殖反应充分利用了铀资源，且核废料导致的环境污染问题将有希望解决，从而使第四代核电成为拥有优越安全性和经济性，废物量极少，无需厂外应急，并具有防核扩散能力的核能利用系统。
3.2新型核电技术下，核能综合应用成为可能
据中国科学院院刊《核能综合利用研究现状与展望》，从能源效率的观点来看，直接使用热能是更为理想的一种方式，发电只是核能利用的一种形式。
随着技术的发展，尤其是第四代核能系统技术的逐渐成熟和应用，核能有望超脱出仅仅提供电力的角色，通过非电应用如核能制氢、高温工艺热、核能供暖、海水淡化等各种综合利用形式，在确保全球能源和水安全的可持续性发展方面发挥巨大的作用。
核能制氢：核能制氢即利用核反应堆产生的热作为一次能源，从含氢元素的物质水或化石燃料制备氢气。目前研发的主流核能制氢技术包括热化学碘硫循环、混合硫循环和高温蒸汽电解，实现了核能到氢能的高效转化，有效减少热电转换过程中的效率损失。由于高温气冷堆（出口温度 700 950）和超高温气冷堆（出口温度 950以上）具有固有安全性、高出口温度、功率适宜等特点，是目前最理想的高温电解制氢的核反应堆：
1)高温陶瓷包覆燃料具有高安全性。
2)与热化学循环过程耦合。在800下，高温电解的理论制氢效率高于50%，且温度升高会使效率进一步提高。
3)核热辅助的烃类重整利用高温气冷堆的工艺热代替常规技术中的热源，可部分减少化石燃料的使用，也相应减少了CO2排放。
4)可与气体透平藕合发电，效率达48%。
当前，中核集团与清华大学、宝武集团等已联合开展核能制氢与氢能冶金结合的前期合作，计划“十四五”期间进行中试验证，“十五五”期间进行高温堆核能制氢—氢冶金的工程示范。
对比不同制氢方式，高温气冷堆制氢具有成本优势。
美国能源部在核氢创新计划下进行了核能制氢经济性评估，得到的氢气成本在2.94-4.40美元/kg。此外，IAEA开发了氢经济评估程序，参与国对核能制氢成本进行了情景分析，在不同场景下得到的氢气成本在2.45-4.34美元/kg。
核能供暖：核能供暖即使用核电机组二回路抽取蒸汽作为热源，通过厂内换热首站、厂外供热企业换热站进行多级换热，最后经市政供热管网将热量传递至最终用户。
从安全性角度来看，在整个供热过程中核电站与供暖用户间有多道回路进行隔离，每个回路间只有热量的传递，而热水也只在小区内封闭循环，与核电厂隔离，较为安全；而从碳排放角度来看，核能作为零碳能源大大优于传统热电厂烧煤供热。
2021年 11月 15日，国家能源核能供热商用示范工程二期 450万平方米项目在山东海阳正式投产；2021年 12月 3日，浙江海盐核能供热示范工程（一期）在浙江海盐正式投运。从远期来看核能供暖作为零碳清洁取暖手段，具备复制推广潜力，也有助于我国“双碳”目标的实现。
4.1核电乏燃料需妥善处置，我国已确认闭式循环路线
乏燃料指受过辐射照射、使用过的核燃料，由核电站反应堆产生。
核燃料在反应堆内经中子轰击发生核反应，经一定时间内从堆内卸出。
乏燃料含有的铀含量较低，无法继续维持核反应，但仍含有大量放射性元素，需要妥善处置。
乏燃料处理方式分为“开式核燃料循环”和“闭式核燃料循环”，差异在于“开式”直接将乏燃料冷却包装后送入深地质层进行处置或长期储存，而“闭式”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。
我国于上世纪 80年代确立核燃料“闭合循环”路线以提高资源利用率，同时减小放射性废物体积并降低毒性。
4.2卸出乏燃料规模持续增长，首套200吨/年处理设施处于建设周期
卸出乏燃料规模不断增长，供需矛盾日益突出。
国家能源局在2021年7月5日公开的《对十三届全国人大四次会议第2831号建议的答复复文摘要》（索引号：000019705/2021-00408）中表示，一台百万千瓦核电机组每年卸出乏燃料20-25吨；若按中电联披露截至2021年12月我国核电装机5326万千瓦计算，我国将每年产生乏燃料约1065.2吨-1331.5吨。
据《中国核能行业智库丛书（第三卷）》，2020年我国产生1100吨乏燃料，乏燃料累积量已达8300吨，预计到2050年累积量达114500吨。
随着核电规模的不断扩大和持续运营，我国每年卸出乏燃料的规模将持续增长，核电的继续发展势必离不开乏燃料后处理设施的相关配套。
首台套 200吨/年处理设施正处于建设周期中，紧迫需求下未来具有确定性发展机会。
据江苏神通非公开发行 A股股票预案介绍，我国在建的首套闭式乏燃料处理设施处理能力仅有 200吨/年，而开式核燃料循环使用到的堆贮存水池容量已超负荷，这与较为庞大的乏燃料年产生量与累积量形成了鲜明对比。
此外国家发改委、国家能源局早在 2016年的《能源技术革命创新行动计划（2016-2030年）》中就明确了要发展乏燃料后处理技术，提出要在 2030年基本建成我国首座 800吨大型商用乏燃料后处理厂。
我国核电行业的发展离不开“闭式核燃料循环处理”相关产能的同步推进，市场需求较为紧迫，未来具有确定性发展机会。
受益于核电积极发展的逐步兑现，核电全产业链景气度有望回暖。
核电属于典型重资产行业，运营期可获得优质现金流，利用小时数高、度电成本较低、低碳稳定高效等优势，在碳中和背景下有望迎来发展机遇期。
（1）核电站建设进度不及预期的风险：核电项目建设期长，若因种种原因造成建设工期延长，将导致造价成本大幅上升；
（2）政策风险：核电行业高度受政府监管，若相关政策出现变化可能会对核电发展产生影响；
（3）核安全风险：若世界范围内发生核事故，将会对项目推进节奏、核电长期发展空间造成不利影响。
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1、,楼主说的是影响核电行业发展的因素，楼下从核电本身的特性来分析未免有失偏颇
2、1，我国目前电力供应并不充足，市场缺口大；
3、2，从大趋势上来看国家是扶持核电业发展的，未来几年沿海会陆续有几个机组开工，再加上在建机组在6-8年内基本可并网发电，核电在电力行业中所占比重将得到进一步提升
4、3，核电国产化在稳步前进。从大亚湾核电站国产化率不到1%到近年开工机组国产化率80%以上，为众多核电建设人员以及设备、技术供应商提供了大量就业机会，对全产业链的发展是利好因素
5、4，日渐严苛的环保需求。一方面要求清洁无害的大量稳定能源供应（火电不清洁并且累计辐射远超核电；水电基本满足却影响正常生态，单台机组功率小（几万至几十万千瓦）；风电发电量小还不稳定就不赘述了（一片风电场才几十万千瓦）；太阳能功率更小且设备生产过程产生大量污染物；核电完全符合要求，单台机组可达百万千瓦级功率，18个月的换料周期，核废料少（一周期十几到几十千克不等）零排放）一方面要求技术和理论的推进，对核电工业、产业及学术研究都是实实在在的促进作用
6、1，国民对核电的无理恐慌，当局对历史核事故的谨慎决策（这些都是可以理解的，但需要进一步澄清和科普）
7、2，核电选址条件苛刻，可用作核电厂址的地块并不多。楼下的回答中不利因素很有参考价值
8、3，建设周期长（8-12年或者更长），大量资金的投入自开工始预计20-30年才能收回投资并开始盈利，短期投资回报率并不高（当然长期是很可观的）。
9、4，核电研究尚无法与西方发达国家相比。目前关键设备如压力容器等尚需依靠国外供应商，三代堆短期还无法投放市场等
10、5，国家对开放内陆核电的谨慎。内陆核电在我国并无先例，已有五六个内陆项目已完成前期场平工作，5年后倘若国家开放内陆核电，核电市场将迎来井喷期
