【招银研究|行业深度】核能之核电产业——万亿投资开启，全产业链机遇剖析

2026-07-01 15:49

■ 核复兴时代到来，核电千亿级投资空间开启。在能源安全、绿色转型及AI算力需求驱动下，全球核能政策转向积极，核电建设进入复苏期，先进核能技术加速发展，核能多元化利用持续拓展。

2025年末我国核电在运装机容量位列全球第二（6248万千瓦），但发电量占比（4.6%）远低于全球平均水平（9.0%），“十五五”规划纲要目标2030年我国核电运行装机容量达到1.1亿千瓦。中国将“积极安全有序发展核电”写入国家原子能法，我国核电进入常态化核准阶段，“十五五”期间有望维持每年8-10台核准量，核电建设总投资额近1万亿元，年投资规模约1800亿元。核电建设投资额大，周期长，产业链将按土建安装→核电设备→核燃料循环时序全面收益。

■ 核电项目贷款需求大、期限长（15-23年）、现金流稳定（本部分有删减，招商银行各行部如需报告原文，请参照文末方式联系研究院）。核电机组牌照由中核集团、中广核集团、国家电投、华能集团四家央企持有，建设期约80%资金来自银行贷款。运营期短期面临市场化交易电价下行压力、铀价成本上涨及新机组税收优惠退坡影响，收益承压，还贷期（20年）后现金流趋于稳定，折旧期（35年）后机组进入纯收益的高回报期。

■ 核电土建安装市场约占核电站总投资40%，年市场规模约为720亿元，市场集中度高，由中国核建垄断核岛建安，中国能建等建筑央企分占常规岛及BOP建安。相较于一般民用工程项目，核电工程毛利率（13-15%）较高，回款质量较优，核电工程业务占比的提升将有改善相关建筑企业的盈利能力和现金流状况。

■ 核电装备投资占比最高，年市场规模近千亿。核电装备行业技术门槛高，实行严格的民用核安全设备许可制度，市场参与者有限。核岛设备市场由国企主导，毛利率高且格局稳定；常规岛设备竞争相对充分，毛利率较低但标准化程度较高；民营企业主要在阀门、核级线缆等细分领域协同突破。

■ 核燃料循环体系持续建设中。我国铀资源相对匮乏，对外依存度高，通过国内开发、海外投资并举保障铀资源供应安全，铀价长期上行将改善铀矿公司盈利。我国坚持闭式循环路线，目前乏燃料后处理发展滞后，在堆贮存接近满容，离堆贮存需求紧迫，将率先拉动乏燃料运输、贮存设备的发展。

■ 风险提示：（本部分有删减，招商银行各行部请登录“招银智库”查看原文）

正文

核复兴时代到来，万亿投资空间开启

（一）全球趋势：能源安全、绿色转型及AI浪潮驱动核能复兴

1.核能清洁、发电稳定，是重要的基荷能源

核能能量密度高、发电稳定、绿色清洁，是可靠、环保的基荷能源。核能具备极高的能量密度，1 克铀-235 释放的能量与 2.7 吨煤燃烧释放的能量相当，在各能源形式中单位土地面积产生的电力最多。核能发电稳定不受自然条件影响，中国核电的年利用小时数始终保持在7000小时以上，是唯一能够超过火电利用小时数的能源形式。核能作为可靠、稳定的基荷电源，与波动性高的风电、光伏等新能源形成有效互补。而相比火电等稳定性高的能源，核电具有绿色清洁的优势，每生产1度电的碳排放量仅为5.7克，远低于煤电的357克。核能高能量密度、稳定、零碳的特性，在保障能源安全、推动绿色低碳转型方面具有不可替代的战略价值。

图1：核电利用小时数最高

资料来源：wind、国家能源局、招商银行研究院

图2：各能源每度电碳排放量(g/kWh)

资料来源：国际原子能机构IAEA、招商银行研究院

核能成为解决AI电力缺口问题的理想方案。美国AI发展带动数据中心建设，拉动用电负荷高速增长，而电源侧及电网侧建设远远落后于用电需求的增长，导致美国陷入缺电的担忧。数据中心的用电特征为：高负荷、稳定性（全天候运行）、低碳（用电企业ESG要求），而核电稳定、绿色的特征高度匹配数据中心对全天候稳定电源的需求，小型核反应堆（SMR）可快速部署，或将成为从电源侧解决AI时代用电缺口问题的重要途径。近年谷歌、微软、阿里巴巴等头部AI公司纷纷加大核电布局，美国数据中心已累计签署了超过28GW的核电项目。

2.全球核能政策转向积极，核能复兴趋势确立

安全问题导致全球核电在“启核”和“弃核”的交叠中发展。全球核电建设可以分为四个阶段：20世纪50至60年代为实验示范阶段，全球共有38台机组投入运行。20世纪60至80年代为高速发展阶段，在石油危机和核电经济性的背景下，美国、苏联、欧洲、日本等核电进入大规模批量化、标准化建设阶段，全球共有242台核电机组投入运行。而后的时间里，1979年美国三哩岛核事故、1986年苏联切尔诺贝利核事故、2011年福岛核事故引发了全球对核电安全性的担忧，核电发展减缓。本世纪20年代开始，在能源安全、绿色转型和AI电力需求增长的背景下，全球核电发展进入复苏期。

2023年第28届联合国气候大会（COP28）上，美国等22国发布《三倍核能宣言》，目标是在2050年将全球核电装机容量提升至2020年的三倍（达到1200GW），中国在2026年3月10日举办的第二届核能峰会上宣布加入《三倍核能宣言》，该宣言参与方已扩充至38个国家。在地缘政治局势紧张的时代大背景下，各国为保障能源安全、实现减排目标，相继出台支持性核能政策。全球弃核阵营持续减少，德国、法国、丹麦等放弃反核立场，3大核事故发生国美国、俄罗斯和日本均转向积极发展核电，中国、印度、中东地区也均积极发展核电。世界银行解除核能项目融资禁令，助力发展中国家核电建设。核能在全球能源战略中的重要地位正日益凸显。

全球核电装机预测不断上调。国际原子能机构（IAEA）连续多年上调核电装机预期，世界核协会（WNA）最新预测，如各国政府实现其新建核电目标，到2050年全球核电装机容量可能高达1446GW，相当于当前核能装机的3.5倍，远超“三倍核能宣言”1200GW的目标。

表1：部分国家地区核能政策转变

资料来源：中国能源研究会核能专委会、《世界核能业绩报告2025》（WNA）、新闻报道、招商银行研究院

（二）技术演进：核电技术持续迭代，多元应用快速发展

1.我国三代核电已实现自主化，四代核电加速突破

核能技术分为核裂变和核聚变两大类，核裂变是目前实现商业化发电所使用的技术，而核聚变技术“永远还有50年”的观点正在发生根本性转变，可控核聚变正在迈入工程化验证的新阶段。本报告作为系列报告开篇，将聚焦在已大规模商业化的核裂变技术。

核裂变反应堆是实现可控核裂变链式反应，并将核能转化为热能或其他能量的装置。从技术原理上，可以根据中子能谱以及有无慢化剂以及冷却剂的不同进行分类。按照慢化剂的有无，可分为热中子堆和快中子堆，按冷却剂的不同可分为压水堆、气冷堆等，目前世界上最普遍的商用堆型为压水堆。中国于1983年提出“热堆-快堆-聚变堆”的核能利用“三步走”战略。目前我国热堆发展已逐步成熟，自主创新研发的“华龙一号”“国和一号（CAP1400）”已基本实现全国产化。新的堆型（例如快堆）发展遵循“实验堆-示范堆-商用堆”路线，已建成的霞浦 600MW 钠冷快堆示范工程正在进入商用化阶段。

国际上通常基于经济性、安全性进行代际划分。一代核电是20世纪50年代建立的原型堆，验证核能发电的技术可行性。二代核电是70-80年代大规模建造的商用堆型，能动安全（发生事故时依靠外部触发维持安全），是目前国际上在运机组的主体。三代核电为非能动安全（基本不依赖外部触发），我国自主研发的“华龙一号”“国和一号”均属于第三代先进压水堆核电技术，也是目前我国在建核电站的主要堆型。

四代核电系统的技术目标为经济性、安全与可靠性、可持续、防止核扩散和防恐性，基于目标GIF（第四代核能系统国际论坛）推荐了气冷快堆、铅冷快堆、钠冷快堆、熔岩堆、超临界水冷堆和高温气冷堆6种堆型，部分堆型具有固有安全（基于物理特征在出现异常时能自动趋向安全）。我国华能石岛湾高温气冷堆核电站示范工程是全球首座投入商业运营的第四代核电站，标志着我国核电技术已达到世界领先水平。

图3：核反应堆类型

资料来源：《核电》、招商银行研究院

注：蓝色为三代核电类型，红色为GIF推荐的四代核电6种堆型

2.先进核能技术可实现多元化应用

核能在担当清洁、可靠的基荷电源的基础上，正在向多元综合化应用拓展，主要有以下方面。

▶ 供热供气综合利用。核裂变产生的高温热量，需要通过一回路冷却剂传递给二回路产生蒸汽，再由蒸汽驱动汽轮机发电，这个过程中大量热量通过冷却系统排入环境，造成了能量损失，当前全球核电站的平均发电热效率仅约35%。通过从单一发电模式走向热电联产，可实现能源的梯级利用，将整体能源利用率大幅提升至90%。

核能热电联产主要包括两种途径。一是区域供热，利用核电厂热量为城市居民供暖，以山东海阳核电站的“暖核一号”为代表，创造了全国首个“零碳”供暖城市；二是工业供汽，将核能产生的蒸汽直接用于化工等高耗能产业，我国首个工业用途核能供汽项目“和气一号”已在田湾核电基地建成投产，为连云港石化基地供汽。该项目每年供汽480万吨，可等效减排二氧化碳107万吨，环保和经济效益显著。

▶ 核能制氢。四代堆中的高温气冷堆高温特性完美匹配高效制氢工艺对高温热能的要求，我国依托在高温气冷堆的技术优势，结合高温蒸汽电解（SOEC）、热化学制氢（如硫碘循环SI）等先进制氢工艺，发展构建清洁低碳能源体系的新路径。甘肃武威的钍基熔盐实验堆采用高温热化学硫碘循环，单堆日产氢可达50吨。

▶ 动力推进。小型模块化核反应堆（SMR）可作为高能量密度的动力源，为舰船提供动力，核动力船舶技术正在从军用高浓度铀压水堆拓展至民用低浓度铀四代堆。江南造船（集团）有限责任公司在2023年发布了全球首型、世界最大的24000TEU（标准箱）核动力集装箱船船型设计，并获得了挪威船级社的原则性认可证书。2025年中国船舶集团第七〇八研究所推出的核动力客货破冰船设计方案，采用钍基熔盐堆与超临界二氧化碳技术，热效率提升至45%，同时在极端情况下熔盐会自动凝固阻断泄漏，具备固有安全性。

（三）中国规划：“十五五”核电建设投资额达万亿，产业链持续受益

1.从落后到领先，我国核电机组进入常态化核准

中国核电技术发展经历了起步、跟随、追赶到领先。中国核电产业化起步较晚，20世纪80年代通过自主开发和引进再消化并行，1991年首台自主设计建造的秦山一期30万千瓦核电机组并网发电，1993年引进法国技术的大亚湾核电站并网。2005年我国核电政策从“适度发展”调整为“积极发展”，我国核电建设进入快速发展期，2006年引进美国 AP1000和法国 EPR 三代技术，实施三代核电自主化战略。2011年福岛核事故后，中国核电站建设进入放缓期，但对安全标准的重视推动中国在三代技术路线实现突破，形成了 “华龙一号” 与 “国和一号”（CAP1400，基于AP1000再创新）两大自主三代技术格局，同时高温气冷堆、快堆、小堆等先进堆型示范项目稳步推进，核电技术水平达到全球领先。2021年国务院首次定调“积极安全有序发展核电”，我国核电建设率先恢复。2025年9月通过《中华人民共和国原子能法》，首次从法律层面保障“积极安全有序发展核电”。

图4：中国核电机组发展统计(单位：台)

资料来源：中国核能行业协会、招商银行研究院

中国核电总装机规模已达到全球第一。截至2025年底，我国在运核电机组59台，总装机容量6248万千瓦，核准在建待建机组53台，装机容量6293万千瓦，总装机容量规模（在运+在建）突破1.25亿千瓦，连续第2年保持世界第一。但从在运指标上看，由于海外核电发展较早，美国在运核电机组数量94台，装机容量9695万千瓦，仍暂时维持全球领先，中国在运核电站机组位列世界第二。

我国核电发电量占比低，2035年我国核电发电量占比有望提升至10%。2024年我国核电发电量占比远低于欧美国家，中国核电发电量占比仅4.6%，而全球平均水平为9.0%，法国核电占比为69.6%，美国为17.3%，日本为9.3%，韩国为32.2%。根据中国核能行业协会的预测，预计到2035年，中国核电发电量占比有望达到10%左右，接近全球的平均水平，核电装机容量将达到1.5亿千瓦。“十五五”规划纲要中目标2030年我国核电运行装机容量达到1.1亿千瓦左右。

图5：2024年全球主要国家在运机组容量和台数

资料来源：国际原子能机构、招商银行研究院

图6：2024年中国电力结构中核电发电量占比偏低

资料来源：国际原子能机构、招商银行研究院

中国核电进入常态化核准阶段，“十五五”期间核电投资额近1万亿。2021-2025年核准机组数量分别为5/10/10/11/10台，核电项目常态化审批节奏延续。以一台1.2GW的机组投资额180亿元进行测算，“十五五”期间核电投资额近1万亿。单个核电机组核准后，从FCD到投运约5年时间，第3年开始投资额进入高峰期，据此推测2026年核电年度投资将逐步上行达到高值，维持在1800亿元左右。

图7：中国年度核准核电机组数量

资料来源：中国核能行业协会、招商银行研究院

图8：中国年度核电建设投资完成额

资料来源：wind、招商银行研究院

2.核电产业链已基本实现自主化，各环节受益时序不同

核电产业链以承担核电站投资建设与运营的核电运营商为核心链主，其供应商包括核电土建、核电设备制造、核燃料循环三大板块。其中，核电土建和核电设备制造商主要服务于核电站的建设期，投资占比分别为40%和50%，核燃料循环则覆盖核电站运营期。由于核电的安全性要求极高，核电运营商、核岛的土建及主设备、核燃料供应主要以央国企为主，常规岛及BOP辅助系统的土建及设备有部分具有技术和资质优势的民营企业参与，但须获取严格的核级资质。各环节毛利来看，核电运营平均毛利最高，毛利率在40%左右；核电建设毛利最低，仅13%。核电设备品类较多毛利差异较大，核岛主设备平均约35%，常规岛设备仅10%。

图9：核电产业链全景图

资料来源：公司公告、中国核能行业协会、招商银行研究院

我国核电产业链已基本实现自主化。经过多年的沉淀与积累，我国核电站设备国产化率水平由 1994 年大亚湾核电的不足 1%发展到华龙一号超过 90%，三代核电多数核心设备已成功实现了国产化。目前中国在建核电机组已全面进入三代技术，以自主品牌华龙一号和国和一号为核心，其中华龙一号机型占比超过70%，国和一号占比约20%。中国核电机组建设将全面拉动国产供应链环节的发展，同时“华龙一号”已实现出口海外，也将带动中国核心核电产业链企业拓展海外市场。

核电机组全生命周期时间长，产业链各环节受益时序不同。核电机组全生命周期包括建设期、运营期、退役期三大阶段。前期准备阶段为项目可研并获得核准，约2年左右。FCD开始进入建设阶段，约持续5-7年，依次包括土建施工（2年）、设备安装（2年）、调试（1年）、并网阶段。以FCD为关键节点，土建施工在2年内陆续形成收入，核电设备在2-4年内完成交付。调试并网后进入运营期。三代堆设计寿命60年，通过安全评估和技术改造后，实际运行寿命可达80年甚至更长，全球多台机组已进行了一次延寿甚至二次延寿。核燃料循环将持续服务于机组的整个运营期。退役期将一次性产生大额支出，但已通过运营期计提的退役基金覆盖。

核电站建设进入高峰期，核电土建率先受益，随后核电设备及设备安装根据产品的生产周期逐步交付确认收入，进入运营期后主要为核燃料循环环节。我们将首先分析链主核电运营商，接着按受益时序分别分析土建、设备和核燃料环节。由于核电土建与设备安装的供应商重合度较高，将核电土建安装合并阐述。

图10：核电机组全生命周期及各环节受益时序

资料来源：公司公告、招商银行研究院

核电运营：建设资金以债权为主，长期现金流稳定性强

（一）建设期：稀缺牌照设立合资项目公司，80%银行贷款

核电运营牌照由四家央企持有。我国的核电开发和运营长期由中国核工业集团（中核集团）及中国广核集团两家核电央企主导，两家持有超过90%的在运机组容量，中国核电主要布局浙江、江苏、福建、海南，中国广核主要布局广东、福建、广西、辽宁、山东。国家电力投资集团引进美国AP1000技术，消化再创新自主研发“国和一号”机型，并在核能综合利用方面具有一定优势。中国华能集团通过石岛湾高温气冷堆示范工程进入核电运营市场，积极发展新型核电技术。

区域分布上，目前中国在运及在建核电站全部位于沿海省份。目前采用的二代、三代核电技术依赖于海水作为冷却水，同时为避免极端事故情况下污染内陆水资源，核电选址有所限制，均位于沿海地区。目前现有沿海厂址仍有建设空间，多数规划可建设6-8台机组，但远期如考虑人口、经济发展等因素，沿海核电厂址资源有限。随着不依赖水作为冷却剂、具备固有安全性的四代核电技术成熟，内陆建设核电政策有望开放，核电厂选址有望向内陆延伸。

核电厂建设资金来源以债权为主，政策持续支持民资入核。核电项目投资规模大（单机组建设投资近200亿元）、周期长，安全性要求高，因此国内核电站普遍采用项目公司制。四家持牌央企作为控股股东和实际运营方，地方政府参股共同组建项目公司。项目公司自筹20%资本金，80%银行贷款，还款周期通常为15至23年，银行信贷仍是核电项目建设最重要资金来源。中国核电、中国广核等上市主体通过定向增发、可转债等股权融资方式补充资本金，降低负债率。此外，近年通过参股合作的方式，核电项目投资主体呈现多元化趋势。党的二十届三中全会《决定》明确提出，“推进基础设施竞争性领域向经营主体公平开放”。2024年新核准的5个项目均拿出10%股份吸引民间资本。2026年“十五五”规划纲要中明确“鼓励支持民营企业参与铁路、核电、水电、供水等领域项目建设、推动具备条件的项目进一步提高民营企业持股比例”。目前已有吉利、阿里等多家民营企业入股核电项目，浙江民营企业参与积极性最高。

图11：四家核电运营商机组容量（截至2025年底）

资料来源：中国核能行业协会、招商银行研究院

（二）运营期：短期收益承压，中后期现金流稳定性高

核电机组造价高，运营成本低，能力因子高，实际经营期（>60年）远大于折旧期（25-35年），单一核电站现金流呈现前期高负债、中期现金牛、后期高回报的特征。建设期为纯现金流出，80%资金来源为银行贷款。投产运营后开始产生稳定产生售电现金流入。银行贷款期限通常为15-23年，综合折旧期约25-35年，因此经营期第一阶段为还本付息+折旧，自由现金流逐步转正；第二阶段贷款还清后转为折旧作为主要成本项的现金牛；第三阶段折旧结束，进入盈利最强的净回报期。在安全稳定运行的前提下，核电站现金流稳定性高，期限长，适合作为银行长期资产配置的重点方向。

表2：单一核电机组财务及现金流特征

资料来源：《核电的经济性特点及商业模式》、公司公告、招商银行研究院

核电的盈利模式类似水电，由量（利用小时数）、价（上网电价）、成本（折旧、燃料成本、运维成本）、费用（财务费用）决定，各变量相对稳定。其中波动较大的变量是上网电价和燃料成本。目前，上网电价承压，燃料成本上涨，增值税优惠政策退坡等因素或将导致核电站收益承压。

图13：核电机组盈利分析框架

资料来源：公司公告、招商银行研究院

1.收入：电量稳定，电价承压但有政策托底

电量取决于装机容量和利用小时数。核电需在满功率运行下才能实现堆芯功率均衡与稳定，一旦调整功率打破这一状态，将影响安全操控，增加废物排放、缩短机组寿命，因此核电站普遍能力因子高，即使考虑换料大修以及电网调度，年利用小时数仍能维持在7000小时以上，远超其他电源。对于新投入运营的单一核电机组本身，通常也需要数年的时间将能力因子爬坡至稳定的较高水平。

图14：核电平均利用小时数回到高位

资料来源：中国核能行业协会、招商银行研究院

图15：全国核电机组平均能力因子回升

资料来源：中国核能行业协会、招商银行研究院

核电电价经历了“一厂一价”“标杆电价”到当下“核准价+市场价”双轨制阶段，未来随着电力市场改革的推进逐步向全市场化发展。2013年之前，按照“成本加合理利润”原则确定各个核电厂上网电价。2013年实行全国统一核电标杆电价0.43元/千瓦时，执行“核电标杆价与当地火电标杆价孰低”原则。随着我国电力市场化改革，核电随之进入“核准电价（保障内）+市场电价（保障外）”模式，近年来核电参与市场化交易的电量比例持续攀升，目前中国核电和中国广核的市场化交易电量比重已经超过50%。

核电机制电价有望推行，政策托底保障核电入市电价平稳。在一厂一价和标杆电价时代，核电厂的上网电价相对稳定。在市场化电价时代，边际成本最高的火电通常是交易电价的决定者。近年受煤价下降、电量供给宽松以及容量电价机制推行的影响，交易电价趋势下降，今年广东长协电价触及下浮红线，核电也面临较大的电价下行压力。2026年3月辽宁省出台了机制电价政策，为核电约70%-80%的电量锁定了接近原核准价的收益，消除了对核电亏损可能性的担忧，保障核电站盈利的稳定性。我们认为核电机制电价有望在全国推行，国家层面或将出台相关政策支持核电平稳入市。

图16：核电市场化交易的电量比例提升

资料来源：公司公告、招商银行研究院

图17：市场化交易电价趋势下行

资料来源：江苏电力交易中心、广东电力交易中心、招商银行研究院

2.成本：总体稳定，长期铀价上涨增加发电成本压力

核电度电成本在0.18-0.21元/千瓦时之间小幅提升，成本结构中主要为折旧、燃料成本、运维费用、乏燃料处置金（投产后第6年计提0.026元/千瓦时），各部分占比相对稳定。以中国广核为例，2024年公司营业成本构成中，固定资产折旧占比31%、核燃料成本占比26%、运维占比32%、计提乏燃料处置金占比11%。

图18：中国核电及中国广核度电成本

资料来源：公司公告、招商银行研究院

图19：2020-2024中国广核度电成本构成

资料来源：公司公告、招商银行研究院

核电折旧成本与初始投资相关。核电专用设备或机器设备折旧采用工作量法，根据当月发电量占全生命周期内发电量比例计提折旧。二代机组平均折旧年限为25年，三代机组为35年，而机组设计寿命60年，延寿后可实际使用80-100年，折旧到期后机组盈利空间大幅提升。目前二代核电机组建设成本约1.2-1.6万元/千瓦，三代机组约1.5-2万元/千瓦，随着三代机组核电技术成熟以及装备国产化率的提升，单位设备投资成本存在下降的空间，但人工成本上涨导致的建安成本增加或将影响总体建设成本的下降，新机组造价相对稳定。

核燃料成本是核电成本结构中重要的变动部分。其中，天然铀价格占比约50%，其余为相对稳定的加工制造费用。全球核反应堆建设加速对铀的需求增长，而供给端增量持续不足，全球铀矿勘探开采停滞多年，多个老矿将于2030年后减产或者退役，在产矿山进入中后期，新项目平均生产成本高于现有矿山，供需缺口将在2030年开始显现，天然铀市场从供需紧平衡转向供应短缺，推动铀价趋势上行。我国核电企业通过与各自集团下铀业公司签订燃料供应长协，铀价变动对核电站盈利的整体影响可控。

图20：核燃料成本结构

资料来源：公司公告、招商银行研究院

图21：中国核能行业协会预测铀价趋势上行

资料来源：中国核能行业协会、招商银行研究院

运维成本相对稳定。对于单一核电机组，每18个月左右需停堆换料并进行大修，其中十年大修和首次大修的项目更多、工期更长，费用远高于常规换料大修，将推高当年的运维费用。

3.财务费用下降，税收优惠退坡削弱收益与现金流

核电站财务费用随着本金的偿还，利息支出自然减少。同时在国内宏观利率下行周期的背景下，核电站可通过债务置换等手段，降低存量债务的融资成本，进一步降低财务费用。投入运营后15-23年银行贷款还清后，核电站进入“现金牛”模式。

增值税优惠政策退坡削弱收益与现金流。根据2025年10月发布的《关于调整风力发电等增值税政策的公告》，在核电增值税政策上实行“新老划断”原则，逐步取消对新建核电项目的税收优惠。从项目收益的角度，中核集团测算对于2025年10月31日前已核准但尚未正式商业投产的核电机组，平均单台机组收益减少约11亿元；2025年11月1日后核准的核电机组，单台机组收益减少16亿元，IRR下降0.75%。从现金流的角度，按照原政策，“核力发电企业取得的增值税退税款，专项用于还本付息”政策调整后，增值税返还金额大幅减少或取消，导致企业可用于偿还债权的现金流下降。

表3：核电增值税优惠政策变化对比

资料来源：中国政府网、招商银行研究院

核电土建安装：回款质量较优的工程市场

（一）百亿级市场，市场集中度高

核电站主要分为三个部分：核岛（NI）、常规岛（CI）和辅助系统（BOP）。核岛是核电站的“心脏”，包含核反应堆及相关的冷却和控制系统，是核燃料发生裂变反应的场所。常规岛是核电站的“动力转换中心”，将核岛产生的热能转化为电能，包含汽轮机、冷凝器等核心电力设备。辅助系统为核电站的运行提供保障，包括冷却水系统、通风空调系统等。

核电土建安装年市场规模约720亿元。根据前面测算，假设未来维持每年1800亿核电总投资额，核电土建占比40%，对应核电土建市场规模720亿元。根据世界核能协会，按建设环节分类，核电站建设成本中核岛/常规岛/BOP施工和安装为28%/15%/18%，则对应核岛/常规岛/BOP的土建安装规模约202/105/130亿元。

图22：核电站示意图（压水堆）

资料来源：东北证券、招商银行研究院

图23：核电建设环节分类成本占比（2020年）

资料来源：世界核能协会、招商银行研究院

核电土建市场各环节市场格局有所差异。核岛土建具有极高的资质与技术壁垒，呈现出显著的非完全竞争特征化，中国核建承建了我国绝大多数核电机组的核岛工程，具备独立承担核电机组核岛主体工程的资格与经验。常规岛及BOP工程难度和特殊性不及核岛，大型建筑企业和火电建设企业广泛参与，市场竞争相对分散。根据中国能建招股说明书，截至2015年中国能建/中国核建/中国建筑常规岛土建工程市占率分别为29.7%/24.0%/39.1%；中国能建/中国电建/中国核建常规岛安装工程市占率分别为59.8%/30.9%/9.3%。安装环节，根据国家安全局持有民用核安全设备安装许可证的单位仅有10家，由中国核建、中国能建、中国建筑、中国电建旗下单位持有，而应用于船舶核动力的证书由中国船舶旗下江南造船厂持有。

表4：民用核安全设备持证单位信息（2026年2月28日）

资料来源：国家核安全局、招商银行研究院

（二）核电工程业务现金流稳定，业务增长有望改善建筑企业报表

建筑工程行业普遍面临垫资施工和回款难的痛点，但核电土建业务现金流稳定。核电工程业务的业主方为中核集团、中广核集团等大型能源央企。结算方式上，核电工程通常有约10%的预付款，且按月或按季度结算进度款，工程竣工结算后按结算总价累计支付至97%，收款质量相对较好。核电工程作为国家重点项目，基本不存在预付款或工程进度款拖欠情况，工程款回收有保证，核电工程施工业务的现金流较为稳定，对于建筑工程企业是优质项目类型。

核电土建企业的业务呈现多元化布局，涵盖核电工程、工业与民用工程等。核电业务收入占比小，但毛利率、收款质量高于其他工程建设。以中国核建为例，2024年公司核电工程以28.3%的营收占比，贡献了32.3%的毛利润。核电工程业务毛利率稳定在13-16%区间，显著高于工业与民用工程8-10%。随着核电建设进入高峰期，核电工程业务占比提升，相关公司盈利能力及现金流有望改善。

核电装备：近千亿级市场，市场格局稳定

我国核电装备制造业已形成覆盖多堆型、以大型央国企为核心、民营企业在阀门等细分领域协同突破的完整产业体系，年产能可满足10台百万千瓦级压水堆机组的主设备需求，主要堆型设备国产化率达到90%以上。

（一）投资占比高，年均市场空间近千亿

核电设备占核电站项目投资中占比约50%，是占比最高的资本开支项。“十五五”期间以年均1800亿元核电投资总额估算，核电设备年市场规模达到900亿元。根据核电项目建设的进度规律，设备的交付和收入确认通常在项目核准后的T+3年开始进入高峰期。考虑到我国从2022年开始恢复每年10台的核准量，2025年开始核电设备企业将进入到交付与收入确认的上升期。

图24：压水堆核电站的运行原理及主要设备

资料来源：上海核电办公室、招商银行研究院

核岛设备是核电设备的核心组成部分，在设备投资中占比58%，年市场规模522亿元。包括核反应堆（压力容器、堆内构件）、主管道及热交换器、蒸汽发生器、核级阀门、控制棒驱动机构等。其中核反应堆压力容器、主管道及热交换器、蒸汽发生器是核岛三大主设备，投资占比高。

常规岛设备在设备投资占比约22%，对应市场规模198亿元。常规岛主要功能是将蒸汽的热能转化为电能，核心设备包括汽轮机、发电机、汽水分离再热器等，其结构与传统火电相似，但对可靠性要求更高。

辅助系统设备占比约20%，对应市场规模占比约180亿元，主要由以下六个部分组成：设备冷却水系统、反应堆腔室和废燃料冷却系统、辅助给水系统、通风和空调系统、压缩空气系统、放射性废物处理系统。

图25：核岛设备投资占比

资料来源：前瞻产业研究院、招商银行研究院

图26：常规岛设备投资占比

资料来源：前瞻产业研究院、招商银行研究院

（二）资质门槛高，市场格局相对稳定

核电设备行业实行严格的民用核安全设备许可制度，形成较高的准入门槛。我国和安全设备等级分为I/II/III级，资质获取难度依次递减。根据国家核安全局的数据，截止2026年2月总共有233家单位持有相关民用核安全设备许可证（见附录2），其中与设备制造相关的单位有213家，市场参与者相对有限。此外，核电站主设备（如大型铸锻件）的生产制造依赖于极高的固定资产及技术人员投入，进一步推高了行业的准入门槛。

市场格局来看，核岛主设备集中度高，毛利高，以国企为主导。常规岛设备市场化竞争较为充分，毛利率较低，汽轮机、发电机等重点设备由三大电气集团（东方电气、上海电气、哈尔滨电气）以及中国一重供应。BOP设备市场主要由民营企业主导，2015年国内开启核三级设备市场化，民营企业开始进入核电供应链体系，辅助系统设备中民营企业较多，如核级线缆等电气设备，满足1E级安全标准且具备许可证书的企业均可竞争。

表5：核安全设备等级

资料来源：国家核安全局、招商银行研究院

1.核岛设备：国企为主导的高毛利市场，优先受益

核岛设备竞争格局呈现出国企寡头垄断主设备，民企冠军深耕细分零部件特征。核岛主设备（核反应堆压力容器、主管道、蒸汽发生器）的固定资产投资门槛极高，由等大型国企寡头垄断。中国一重在核电锻件市场占据80%以上份额，在压力容器市场占据70%以上份额，东方电气则在蒸汽发生器领域具备极强的成套供货能力，核岛主设备国内综合市占率持续居于行业首位（约40%-50%）。在核级阀门、核级线缆等细分品类，部分民营企业凭借技术专精形成了极高的市占率，例如江苏神通在核电球蝶阀市场的市占率已超过90%，为单个核电机组提供的各类阀门价值超过8000万元。

核岛设备市场竞争不充分，毛利高。由于核岛设备直接关系到核安全，核电运营商招标时采用严格的技术与质量一票否决制，价格敏感度相对较低，核岛主设备的平均毛利率通常维持在35%。

表6：核岛设备价值、毛利率及市场格局

资料来源：公司公告、中泰证券、中金公司、招商银行研究院

核岛主设备多为长周期设备，招标时间靠前。核岛主设备制造周期较长，通常略早于核岛土建开始招标，以保证土建完成后可以及时进行设备安装。从产品大类来看，核电铸锻件（压力容器、主管道等）早于其他核岛设备，优先受益于核电项目建设投资。

2.常规岛设备：竞争充分，标准化程度较高

常规岛设备竞争格局呈现出集中度高，但市场化竞争较为充分的特征。常规岛主设备（汽轮机、发电机及汽水分离再热器）市场同样几乎被东方电气、上海电气、哈尔滨电气三大电气集团占据，其中东方电气在常规岛设备领域的市占率稳定在40%左右。常规岛的阀门和管道竞争更加充分。相比于核岛阀门，常规岛阀门在压力与温度等极端工况下的要求相对较低，因此除了传统的核电阀门龙头外，众多具备火电阀门制造经验的民营企业也纷纷切入这一赛道，通过价格战抢占市场份额，市场竞争较为激烈。

常规岛设备市场竞争充分，毛利低。由于技术通用性强且竞争相对充分，常规岛设备的整体盈利能力显著弱于核岛设备，毛利约10%。但常规岛设备相较于核岛设备标准化高，尤其是当“华龙一号”等三代核电技术进入批量化建设阶段，常规岛设备的图纸和工艺流程改动将大幅减少，大幅缩短制造周期，供应商的资产周转效率高，常规岛设备毛利存在提升的空间。

表7：常规岛设备价值、毛利率及市场格局

资料来源：公司公告、中泰证券、中金公司、招商银行研究院

核燃料循环：铀资源供应安全为重，乏燃料处理设备先行

核燃料是指可被核反应堆利用，通过核裂变或核聚变产生核能的材料，核聚变燃料是氘和氚，而核裂变中普遍使用铀作为核燃料。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。天然铀中铀-235的自然丰度为0.72%，而轻水堆核电站所需要的铀-235丰度约3%-5%，核武器的丰度达到90%以上，天然铀需要加工浓缩后才可用作核燃料。

核燃料循环是核燃料获得、使用、处理和回收利用的全过程，一般包括铀资源开发和核燃料加工、核燃料在反应堆中使用、乏燃料处理三大部分。铀资源开发到核电反应堆应用中间的转化、浓缩和燃料组件制造环节由专业化公司转化厂、浓缩厂和燃料组件制造厂开展。

图27：铀的天然同位素及丰度分级

资料来源：中广核铀业、招商银行研究院

图28：核燃料循环过程

资料来源：中广核铀业、招商银行研究院

（一）核燃料开发及加工：我国对外依存度高，内外并举保障铀资源安全

全球铀资源分布集中度高且具有稀缺性。铀的供应可分为一次供应和二次供应，一次供应的基础是天然铀资源，二次供应来自库存和回收的使用过的燃料，在供应市场中同样重要。天然铀在地壳中分布广泛，地壳中铀的平均含量约为百万分之2.5，高于钨、汞、金、银等元素。然而具有开采经济性的铀资源有限，截至 2022年末全球已探明可开采的铀资源储量为 793.45 万吨铀，其中开采成本低于 80/80-130/130-260 美元/tU 的已探明可采资源量（包括合理确定可采资源量和推断资源量）占比分别为 24%/51%/25%。铀资源在全球分布不均，集中在澳大利亚、哈萨克斯坦、加拿大、俄罗斯和纳米比亚，前五的国家铀资源总和占全球总资源的75%。产量上看全球前三大国家为哈萨克斯坦、加拿大和纳米比亚。

中国铀资源相对匮乏，对外依存度高。我国铀资源仅占全球 1.3%，年产量约1500吨，难以满足快速增长的核电需求，铀资源对外依存度长期维持在70%以上。根据WNA数据，2024年中国铀需求量为1.31万吨天然铀（tU）。目前压水堆1GW装机容量每年约消耗200tU，实际消耗量受机组堆型等多重因素影响。如“十五五”末我国装机量达到目标的1.1亿千瓦，则我国铀需求量将达到2.2万tU。为保障铀资源的供应，我国已初步建立了国内开发、海外投资、国际贸易、储备体系相结合的“四位一体”天然铀保障供应体系，对内加大国内铀资源勘探开发力度，对外将积极获取海外优质铀资源。

图29：2022年末主要铀资源国的合理保证资源量（RAR）

资料来源：IAEA Uranium 2024、招商银行研究院

图30：2022年全球天然铀产量及占比

资料来源：IAEA Uranium 2024、招商银行研究院

中国的核燃料供应链为专营模式。1）铀矿公司：目前中核集团下属的中国铀业、中广核下属中广核矿业和国家电投下属国核铀业是国内仅有的三家具备从事天然铀进口及贸易专营资质，其中中国铀业是唯一具有国内天然铀采冶资质的单位，另外两家的铀矿资源则来自海外项目。2）铀纯化转化。我国已形成万吨级铀纯化转化能力，建成中核四零四厂和中核二七二厂两个生产基地。3）铀浓缩公司：由于对核扩散的严格管控，全球共有四家铀浓缩厂商，分别为Orano（法国）、Rosatom（俄罗斯）、Urenco（英国）和中核集团，中核集团铀浓缩业务由中国原子能工业有限公司运营。4）燃料组件公司：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北方和中核建中两家公司具备。

1.天然铀开采/进口：铀价上涨改善铀矿公司盈利

天然铀业务依赖于对上游铀矿资源的掌控能力。铀矿公司通过投资（控股或参股）国内外铀矿项目，获取天然铀资源的所有权或包销权。核电运营商是铀市场的主要采购方，考虑到加工、转化、浓缩和燃料组件制造的时间周期较长，运营商通常在其实际投料需求之前数年签订中长期燃料供应协议，公式定价为“固定基价+挂钩市场指数的浮动价”。这种模式在保证铀燃料企业合理利润的同时，保障了国内铀资源和核燃料供应的稳定性。

天然铀价格直接决定铀矿公司盈利能力水平。中国铀业依托国内开采专营权，构建了“国内自产+海外权益+国际贸易”的全链条运营模式，其盈利来源于矿山生产利润、外购贸易价差及共伴生资源综合利用。中广核矿业则为“海外权益+国际贸易”模式，利润来源于矿山投资收益、自产贸易毛利及国际贸易价差，盈利弹性与国际天然铀现货价及定价公式的高度相关。

图31：中广核矿业盈利与铀价及定价公式高度相关

资料来源：公司公告、招商银行研究院

天然铀价格趋势走高，铀资源企业盈利向好。供给端，福岛事故后近十年行业资本开支严重不足，导致全球铀矿新产能建设停滞。全球核电复苏背景下未来五年需求增长确定，预计当前约7.5万吨/年增至2030年9万吨/年。而天然铀一次供应依赖现有矿山复产（产能天花板约6.8-7万吨/年）及长周期新项目投产（2030年以后），二次供应以存量消耗为主，未来补充作用趋弱，天然铀中长期结构性供需缺口持续存在，支撑价格中枢上行。

图32：2015年后天然铀勘探开发支出低迷

资料来源：IAEA Uranium 2024、招商银行研究院

图33：2022年底全球主要铀资源供需国情况

资料来源：IAEA Uranium 2024、招商银行研究院

2.核燃料组件：百亿级市场，已实现自主化生产

核燃料组件加工占核燃料成本的17%，加工周期8-12个月。核燃料组件通常由燃料棒、定位格架以及上下管座等部件组成。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锆合金，其在高温下有较高的机械强度以及抗腐蚀性能，该材料过去长期依赖进口，2018年开始实现自主化核级锆合金的规模化生产，主要核级锆生产企业包括中核晶环锆业、国核宝钛锆业、西部新锆等。燃料组件骨架由控制棒导向管、中子通量测量管与上下管座焊接而成，骨架结构使燃料棒形成一个整体，并可承受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。

我国核燃料组件已实现自主化生产。根据核能行业协会数据，过去我国核燃料组件市场达到每年2000组以上，经济规模达200亿/年，但国产化率仅约2%，被西屋电气（美国）、Orano（法国）和俄罗斯原子能公司技术垄断，限制了我国核电安全积极发展与自主三代技术“走出去”的战略目标实现。我国三大核电集团联合开展了长达十余年的自主化燃料组件入堆研究，研发出以 “华龙一号”CF系列为代表的自主燃料组件，目前正在国内逐步实现商用堆大规模批量推广应用，国产化替代进程推进。

图34：核燃料组件

资料来源：Nuclear Waste Management Organization、国家核安全局、招商银行研究院

（二）乏燃料处理：亟待补齐的滞后环节，运输贮存设备率先发展

1.中国执行闭式循环路径，乏燃料处理是必选项

乏燃料具备再次利用的价值。乏燃料是在核反应堆中经过12-18个月燃烧周期后从堆内卸出的核燃料，由于燃料中的铀-235浓度显著降低，无法继续维持链式核反应，因此称为乏燃料。乏燃料存在再次利用的价值，其中包含约95%的铀-238，0.8%铀-235和0.9%钚，可以重新制成燃料元件；放射性废物主要是裂变产物及锕系元素，占比约4%，部分经过适当工艺提取后也可以用于航空航天、医疗等领域。

国际上针对乏燃料的处理策略主要分为开式循环和闭式循环两种技术路线。开式循环是将乏燃料经过冷却和适当包装后，直接进行深层地质处置。该路线的优点在于前期费用较低，且不产生高纯度的钚，降低了核武器扩散的风险，但缺陷在于核废料的放射性极高，半衰期长达数百万。闭式循环是通过化学后处理方式分理出乏燃料中的铀和钚，回收后用于制造燃料元件。该路线能够减小放射性废物体积并降低毒性，铀资源利用率可提高60倍左右，但面临处理费用高昂、技术复杂等挑战。

图35：开式循环示意图

资料来源：上海市核电办公室、招商银行研究院

图36：闭式循环示意图

资料来源：上海市核电办公室、招商银行研究院

我国坚持走闭式循环战略，乏燃料后处理发展相对滞后。美国、加拿大和瑞典主要采用开式循环，法国、英国、日本等国采用闭式循环，部分国家尚未确定乏燃料处理策略，临时贮存并根据未来核技术发展情况再作决定。中国在核电发展初期确立了“闭式燃料循环”政策和“核能发展必须相应发展后处理”的技术路线，但我国乏燃料后处理的发展相对落后于核电技术的发展，成为制约我国核能发展的短板。

2.离堆贮存需求拉动运输贮存设备发展

乏燃料出堆后，通常需要经历三个核心阶段：在堆贮存、离堆贮存、后处理或地质处置。1）在堆贮存是将刚卸出的乏燃料放置在核电厂内的专用燃料水池中进行冷却，利用水来屏蔽辐射并吸收衰变热至相对安全可正常运输的水平，时间是10-20年。2）在水池存储饱和或在堆贮存期满后，将乏燃料转移至核电厂外或集中式的贮存设施离堆贮存（干式或湿法贮存）。3）后处理是通过复杂的化学工艺，将乏燃料棒切割并溶解在硝酸中，化学分离出铀和钚，转化为二氧化铀和二氧化钚粉末，最终制成混合氧化物（MOX）燃料。

核电装机规模扩张，乏燃料积累量快速增加。根据景顺智能招股书，一台百万千瓦核电机组每年产生约20-25吨乏燃料，根据装机测算2025年我国年乏燃料产生量在1300吨以上，2030年将达到2200吨以上。由于我国乏燃料后处理能力较弱，90%以上乏燃料仍处于在堆贮存，仅有6%的乏燃料进行了离堆处理，而实施后处理的燃料则更少。根据中国核能协会数据，2020年我国乏燃料积累量约8718吨，2030年累积量将达到2.5万吨。

中国乏燃料后处理能力严重不足，短期难以提升。法国拥有全球最大的轻水堆乏燃料后处理设施，理论最大处理能力达到1700吨/年。中国仅有位于甘肃的中核404乏燃料后处理中间试验厂具备实际处理能力，规模仅为50吨/年，远低于每年千吨级的产生量，也无法处理积累的近万吨乏燃料。然而，后处理工厂投资巨大（千亿级投资）、建设周期长（10年以上）、技术难度大，且面临社会舆论压力，2015年中核集团与法国阿海珐集团签署800吨/年核循环项目，但由于当地居民对核能安全和环境潜在影响的强烈担忧而被暂停，短期内后处理工厂难以落地，乏燃料处理能力提升受限。

表8：各国乏燃料处理设施情况

资料来源：公开资料、中金公司、招商银行研究院

在堆贮存接近满容，乏燃料离堆需求紧迫。随着早期投运核电机组的运行年限增加，在堆贮存水池的物理容量已逼近极限，部分电厂甚至不得不采取将旧机组的乏燃料转移至新机组水池。在后处理大厂短期内无法大规模投运的背景下，发展离堆贮存是目前最可行的解决方法。

离堆贮存主要包括分散式离堆贮存（核电厂自建）和集中式离堆贮存模式。由于审批流程相对简单，相关设备要求较低，目前已有部分电厂采取自建模式，但技术风险和管理成本高，部分厂区面临红线内控制区不足问题。在政策的推动下，集中式离堆贮存有望快速发展，将离堆贮存设施集中建设，甚至直接建设在未来的后处理设施附近或合为一体，能够有效整合资源，统一管理标准，并避免未来的二次长途运输。

乏燃料储运设备有望率先发展。乏燃料从核电厂外运至离堆贮存设施或后处理厂，必须使用专用的运输容器，在专用的贮存设备保证核燃料的安全。目前我国在乏燃料运输和贮存设备的国产化程度较低，尚未具备完全适配所有堆型的国产容器。国内现有的运输多依赖从西班牙、美国等进口的容器，单价高达六千万元人民币，且无法满足华龙一号或国核一号等新型高燃耗组件的运输需求。近年多个设备实现了国产化首台套的突破，“十五五”期间相关储运设备有望快速铺开。

乏燃料运输容器需要具备屏蔽辐射、可吸收冲击的特性，技术门槛相较于未发生核链式反应的新燃料运输容器较高，主要参与的企业有大连宝原核设备有限公司和西安核设备有限公司，上海阿波罗、科新机电等企业正在积极研发中。乏燃料贮存设施方面主要企业包括应流股份，后处理设备市场参与者主要包括景业智能、兰石重装、江苏神通。

表9：乏燃料处理供应商及产品进展