2025年核电行业深度分析：驱动因素、市场前景、产业链及相关公司深度梳理

一、行业概况

1、核电具备基荷特征，优势明显，能源转型背景下大有可为

核电指的是利用核反应中释放的热能进行发电的形式，具有安全、清洁、低碳、高能量密度的特点，在全球清洁能源转型、应对气候变化和实现碳达峰碳中和目标中发挥着不可替代的作用，发展核电已成为国际社会应对气候变化和保障能源安全的重要共识。 核电是基荷能源，具有持续稳定电力供应的能力，可以有效缓解新能源波动对电网的冲击。核电与风光等新能源互为补充、协同发展，可以有效支撑大规模新能源上网消纳，在构建以新能源为主体的新型电力系统中发挥更大的作用。据国家能源局数据，2060 年电力系统要实现碳中和，非化石能源发电占比应达到 90%以上，核电发电量应接近 20%。 核电清洁高效，是少有的优质能源。核电从发电机理上来讲，属于非化石能源，具备碳排放量少，清洁性高，安全稳定，利用小时数高等特点。

核电每度电碳排放量在所有能源中最低。根据国际原子能机构（IAEA）发布的报告显示，每生产一千瓦时电力（即一度电），煤炭发电需要排放 357 克碳当量，光伏发电需要排放 76.4 克，水力发电需要排放 64.4 克，风能发电需要排放 13.1 克，核能只需要排放 5.7 克。在同等能源情况下，核能的高能量密度特性可以释放更多能力，而在同等发电水平下，核能又能排出最少的碳量。核电技术成熟，安全性高。我国高度重视核电发展，将安全性列为首位。核电站在设计和建设的过程中，一般会采用纵深防御来提高其安全性，将放射性物质置于多道屏障之下。同时2017 年我国发布了《核安全法》，我国的核安全管理水平，核安全监管能力和核应急能力有了进一步的提升。核电发电稳定性高，利用小时数长。换料周期在 1 年-1.5 年，这确保了核电拥有更长的持续运行时间。2023 年核电利用小时数为 7670，约为风电的 3.45 倍、火电的 1.72 倍、光伏的5.96 倍。

核能发电不依赖于自然状况，原料供应充足，可稳定供电。风力发电的效率高低取决于风资源的丰富程度，包括场址所在地的风速和空气密度；光伏发电的效率则由光资源决定，包括场址所在地的日照时间和日照强度。而天气不可控的特性，使风电和太阳能发电的供电能力波动幅度较大。两者年发电利用小时远低于核电。核能发电以铀为燃料，在燃料供应充足的情况下，可以稳定持续产电；截至2021 年1月 1 日，开采成本低于 260 美元/kgU 的已查明铀资源总量为 791.75 万吨铀，能够满足全球核电中长期发展的天然铀需求。

核电站所受地域限制相比风电和太阳能发电更小，并且单位土地的供电量更大。风力发电站和光伏发电站的地址选取主要考虑发电资源的分布。风电站的选址取决于风能资源的分布，一般在高原、山区、海岸线和开阔的平原等地带；光伏电站的选址则与光照条件密切相关。在光照充足、气候温暖的地区，光伏电站具有较好的适应性。目前我国的核电站虽然大多建设于沿海地域，但其受自然条件限制较小。此外，核电站的土地利用效率较高。以风电场为例，100 万千瓦的风电场需要占地近600 平方公里，而我国大亚湾核电站的发电功率为近 200 万千瓦，面积仅为 2 平方公里。在土地资源较为紧张的省份，建设核电站是最优解。 国内外核电需求共振，至 2030 年，预计国内/全球年均新增装机量达 11/18GW。截至2023 年底，我国大陆在运核电机组 55 台，总装机容量为 57GW，核准及在建核电机组 36 台，总装机容量为44GW；全年核电发电量 44 万 GWh，占全国累计发电量近 5%。根据中国核学会预测，2030、2035、2050 年核电装机规模达到 131GW、169GW、335GW，发电量占比达到 10.0%、13.5%、22.1%；对应2024-2030 年、2031-2035 年、2036-2050 年均核电新增装机量达 11、8、7GW。据 IEA 数据，2030 年全球核电装机量达541GW，则 2024-2030 年年均装机量达 18GW，CAGR 达 4%。

2、核电是替代化石能源作为基荷电源的最佳选择

核电是替代化石能源作为基荷电源的最佳选择。在“双碳”目标约束下，煤电将从主要发电来源转变为维持电力系统稳定性的灵活调节电源；气电对外依存度高，水电新增装机空间有限，且二者成本较高，不宜成为持续快速发展的能源；生物质发电面临资源分散、收储运成本较高等问题；风电、光伏发电受地理资源条件限制，具有较强的间歇性、波动性和随机性，迫切需要稳定的基荷电源支撑大比例可再生能源接入电网。核电能量密度高、受自然条件约束少，能以额定功率长期稳定运行，与风、光等新能源互补发展。核电单机容量基本在 100 万千瓦以上，年可利用率在 85%以上，满足基荷电源可靠、经济、充足和低碳的四大要求，是能够替代化石能源基荷电源的最佳选择。

3、全球核电产业正迎来黄金发展战略机遇期

全球重要国际能源组织预计核电装机将会大幅增加，并呼吁各国政府重视核电发展，多数国家正在制定规划和政策措施推动本国核电发展，全球核电产业正迎来黄金发展战略机遇期。2023 年12 月第28届联合国气候变化大会首次就发展核能的必要性达成共识，并发表《三倍核能宣言》。2024 年3 月首届全球核能峰会进一步明确了核能在实现气候目标中的关键作用，并明确了推动核能发展所需的具体行动。国际原子能机构和国际能源署的预测报告显示，未来全球核电装机容量将实现显著增长。美国、俄罗斯、英国等主要核电国家已宣布雄心勃勃的发展目标。与此同时，越南、哈萨克斯坦、肯尼亚等新兴核电国家也相继公布了本国核电发展计划，标志着核能发展获得越来越多国家的认可。

二、市场现状

1、多重政策频出，核电助力能源结构低碳转型

（1）核电国内政策

政府高度重视核能，“十四五”进一步强调核电发展。2021 年至今，中国各地区在核电发展方面取得了显著进展，对核电的发展都提出了具体规划和目标。福建、江苏、辽宁、广西、山东、浙江等地都在推进核电项目的建设和发展，部分地区注重发展核电基地，如江苏的田湾核电项目、山东的胶东半岛核电基地等。24 年 2 月，山东省发布《2024 年全省能源转型工作要点》，加快海阳、荣成、招远等核电厂址开发，推进海阳核电二期和自主先进核电堆项目建设；24 年 3 月，上海发布《上海核电产业高质量发展行动方案》，目标是到 2027 年核电产业规模达 600 亿元，提升产业基础和产业链现代化水平。

（2）核电国外政策

各国调整能源策略，恢复核电发展。美国启用 60 亿美元民用信贷计划，制定先进核能商业化路径；法国通过法案重振核电发展，计划新建 6 台 EPR2 机组，并延长核电机组寿命；英国制定民用核能路线图和选址战略，推动小型堆和先进堆的开发，并于 24 年 1 月明确目标到 2025 年核电装机容量达24GWe；日本将核能作为主要电力来源，并提高核能占比。尽管各国在核电发展战略和技术应用上有所不同，但共同目标是通过核能提高能源安全性和减少碳排放。

2、中国是核电发展的主力军，并逐渐加强与世界的合作

我国核电机组在建数量世界领先。将运行的核电机组按国家拆分，截止 2024 年5 月，美国拥有世界上最多的核电机组，共 94 台，装机容量达到了 374.597GWe。中国与法国紧随其后，分别拥有56 台核电机组，容量分别达到了 54.152GWe 以及 61.370GWe。中国拥有的核电站数量已经位居世界前列。从在建的核电机组角度看，目前中国在建的核电机组数量为 24 个，容量为 26.301GWe，位居世界之首，且远高于排名第二名的印度。无论是已经投运的机组规模还是在建的机组数量、容量，中国的核电发展已经走在了世界的前列，成为了核电发展的主力军。随着我国碳达峰碳中和目标的提出，电力系统清洁低碳转型步伐进一步加快，未来随着我国核电技术的进步，电力输出稳定且资源丰富的核电将在我国得到更广阔的发展。

中国正加强与世界各国在核电领域的合作。作为核电发展的领头羊，中国与世界其他国家在核能领域的合作也逐渐紧密。中国与法国、俄罗斯以及不同的“一带一路”国家均有核电项目的合作。中法的能源合作便始于核电。从 1978 年 12 月中国首次购买两座法国核电站并携手共建了中国大陆首座大型商用核电站大亚湾核电站开始，中法的在核电领域的合作已经从“法方为主、中方为辅”深化到了“共同设计、共同建造”。中国与俄罗斯在核电领域的合作同样由来已久。早在 1992 年俄罗斯便与中国签订协议共同建设田湾核电站 1、2 号机组，并于 2007 年成功投运。田湾一期工程开辟了中俄核能合作的新纪元，随后中俄相继共同建设了田湾 7、8 号机组以及和徐大堡核电站 3、4 号机组。未来随着中俄在能源领域合作的全面深化，不仅仅是核电站的建设运营，在核电设备以及前端核燃料循环等环节两国也将会有更多合作。除了与法国、俄罗斯等核电发展强国展开合作，中国也在“一带一路”相关国家开展了核电站项目的建设。中核集团作为国内核电站建设运营的龙头企业，已经向巴基斯坦出口了7 台核电机组，其中包括华龙一号的首个出海工程。阿根廷同样与中核签订了合约，建设华龙一号压水堆核电站。除了核电站，在核电产业链前端的核燃料方面，中核也通过收购罗辛铀矿布局了铀矿的开采。未来核电企业的出海将会是我国核电发展的重要一环。

3、中国的核电度电成本低于美国，且仍具备下行空间

中国的核电度电成本较低，且中美成本结构差异较大。通过分析中国核电、中国广核和美国CEG 的度电成本，2023 年中国核电、中国广核度电成本约 0.2 元/KWh，而美国 CEG 约 0.265 元/KWh。从结构看：2019-2023 年中国核电燃料成本/运维成本/折旧及摊销平均占比为 22%/39%/39%，中国广核燃料成本/运维成本/折旧及摊销平均占比为 26%/42%/32%，美国 CEG 燃料成本/运维成本/折旧及摊销平均占比为13%/65%/22%。其中，燃料成本：美国燃料成本略低于中国，主要系美国购铀价格较低所致。运维成本：中国核电和中国广核运维成本比较稳定，且具备低成本优势。考虑美国人工成本较高等因素影响，CEG运维成本约为中国 2 倍。折旧及摊销：中国核电和中国广核每年折旧及摊销比较稳定，中国核电略高主要因两家折旧年限存在差异。美国 CEG 折旧及摊销存在波动，主要系 2020-2021 年公司计划提前退役个别核电机组带来一次性的折旧计提。对比 2022-2023 年，美国 CEG 度电折旧及摊销仅为中国核电运营商一半左右，主要因为 CEG 几乎所有机组均进入延寿折旧。未来中国核电机组进入延寿期后，折旧具备下行空间。假设度电折旧与美国 CEG 目前水平相当，约 0.04 元/KWh，总度电成本将下行10-20%左右。

三、供需格局

1、需求侧：高峰时期电力面临紧平衡，电力需求旺盛

国内外电力需求旺盛，高峰期需加强电力保供。2022 年全球电力需求增长近 2%，预计2024-2025 年平均增幅为 3.2%，到 2025 年全球电力需求将比 22 年增加 2500Twh，全球电力能源保供需求旺盛。国内全社会用电量 2024 年预计将达到 9.8 万亿 kwh，同比增长 6.5%，其中西南和西北电网区域用电增速高达7.3%和 7.2%，华东和南方电网区域用电同比增速均在 6.7%左右。全国发电量增长较快，火电仍然是主力电源，2024 年新增电量主要来自非化石能源发电，预计我国发电量将达到 9.9 万亿kWh，全国电力供需维持紧平衡，局地高峰时段供需紧张。

全球核电需求向上，成长驱动力充足。据国际能源署报告预测，2024-2026 年期间，全球核电量预计平均增长约 3%，2026 年全球核电发电量将比 2023 年增长近 10%。Ember 预计 2024 年全球核电发电量为29521TWh，增长 632TWh，同比增长 2.19%，核电在未来能源版图中将占据更为重要位置。

国内核电渗透率偏低，装机规模迎快速增长期。根据《“双碳”目标下中国区域电力低碳转型路径研究》显示预计 2030 年社会总用电量为 117000 亿 kwh，2035 年社会用电量为 135000 亿kwh。因而以此为依据，假设 2030 年发电总量预计为 117000 亿 kwh，计算得出 2024-2030 年复合增速为2.82%，同理计算出2030-2035 年发电总量复合增速为 2.90%。中国核能行业协会预计 2035 年我国核电渗透率为10%，根据每年核电渗透率进一步获得核电发电量需求。国家上网电价标准为 0.43 元/kwh，假设核电平均利用小时逐年微增长至 2035 年的 8000h，在建核电机组平均装机容量约 1130MW，预计2035 年核电装机容量将达 169GW，对应机组台数达 149 台，总体市场规模约 27459 亿元。

2、供给侧：核电核准加速，未来三年新投产装机规模有望创新高

国内核电规模持续增长，保持世界领先。近几年核电机组审批加速，“十四五”期间预计按照每年6-8台新机组进行核准，在建装机容量逐步扩大，2023 年已增至 57.03GW，共有运行核电机组55 台，在建核电机组 26 台，总装机容量达 30GW。随着装机容量的提升，中国核电行业市场规模也在稳定增长，“十四五”规划显示 2025 年核电运行装机容量有望达 7000 万千瓦左右。

核电供给待加速，核电厂迎来投建密集期。核电占我国电力结构比例仍然较低，2023 年全国累计发电量为 89092.0 亿千瓦时，而核电发电量为 4333.71 亿千瓦时，仅占总发电量的 4.86%，中国核能行业协会预计到 2035 年，中国核电在总发电量中的占比将达到 10%。从当前中国核电厂分布来看，在建核电厂16 所集中在沿海地区，主要为三代核电技术，所处地域也便于电力高效传输。未来核电供给将继续保持高热度，以满足市场对清洁能源的迫切需求。

四、驱动因素

1、技术上我国三代核电已实现国产化，四代核电技术实现领跑

（1）世界核电发展历程

核电技术演进：从早期验证到未来创新。第一代：核电技术奠定了核能发电的可行性，采用天然铀燃料和军用技术，由苏联、英国、美国、法国、加拿大等国家开发建设核电站。第二代：在第一代基础上进行了标准化、系列化、批量化建设，采用浓缩铀燃料，为商用核电厂的大发展奠定了基础。第三代：较第二代具有更长的设计寿命和极低的严重事故概率，允许事故后不干预，且具有更强的安全壳结构，采用先进设计和被动安全系统，在安全性、功率、经济性、废物处理和可持续发展方面有显著改进。目前，三代技术是全球核电建设的主流技术，全球核电技术目前处于“坐三望四”阶段。第四代：技术正在研发中，采用先进燃料循环和非常规冷却剂，可有效防止核扩散。相较于三代技术，四代技术更注重安全性、经济性、高燃烧效率、可持续发展和废物减量，为清洁能源发展迈向更加可靠、高效的未来铺平了道路。预计到 2030 年，四代技术将实现商业化应用。

推进先进技术示范部署，积极开展国际合作。全球：截至 2023 年底，全球在32 个国家和地区共运行413 台核电机组，总装机容量达 37151 万千瓦。全球核电技术呈现多样化发展，不同国家在核电技术上有不同的偏好和进展，美国、法国、中国和俄罗斯是全球核电领域的重要国家。美国：截至 2023 年底在运核电机组 93 台，总装机容量 9583.5 万千瓦，在建核电机组1 台。美国主要采用压水堆和沸水堆技术，并积极推动第四代核电技术的发展，如快中子反应堆。法国：截至 2023 年底在运核电机组 56 台，总装机容量 6137 万千瓦，在建核电机组1 台，主要采用法国压水堆技术和 EPR 技术。法国于 2023 年 7 月出台政策重振核能，计划在 2028 年开始建设6 座新型EPR 反应堆。 中国：核电发展最为迅速，截至 2023 年底在运核电机组 55 台，总装机容量 5703 万千瓦，在建核电机组 26 台。中国主要采用自主研发的 ACP1000 和"华龙一号"等压水堆技术，在第四代和小型模块化反应堆方面有一定进展。 俄罗斯：截至 2023 年底在运核电机组 37 台，总装机容量 2772.7 万千瓦，在建核电机组3 台。俄罗斯主要采用 VVER 反应堆技术，在新型反应堆设计和第四代技术研发方面取得进展。同时，也在推动小型模块化反应堆技术，包括建造小型核电厂和开发无废物能源技术。

（2）中国核电发展历程

从起步到创新，中国核能引领全球核电建设。中国的核能发展经历了多个阶段：初期探索：上世纪五十年代建立核能研究机构并成功进行核试验，建设了秦山核电站。适度发展：从1994 年开始采取“以我为主，中外合作”的方针，建设若干核电机组，推动核能发展。积极推进：从2006 年起，中国大规模投资建设 30 台核电机组，明确到 2020 年，提高核电运行装机容量到 4000 万千瓦。发展停滞：2011年，福岛发生 7 级特大事故，也对中国的核电发展带来了挑战和警醒，中国不断强化核电项目安全审查，核电审批受到一定限制。同期，经福岛核事故影响后，国内于 2012 年重新开工建设具有第四代特征的高温气冷堆核电站。审批重启：从 2019 年起，中国重新开启核电项目审批，并在2022-2023 年通过了20台核电机组的审批。同时，中国加速研发第四代核能技术，具备核电出口能力，在核能安全、核废物处理、核燃料循环等方面积累了丰富经验，成为世界核能发展的领导者。

2、AI 数据中心“激活”核电再发展

高速发展的 AI 需要庞大的算力支撑，新模型耗电量激增 6-10 倍。2023 年数据中心的耗电量达到500TWh，相当于全球能耗的 2%。随着人工智能工作负载、GPU 工作负载和高性能计算（HPC）的增加，配备GPU、具备 AI 算力的服务器需电将达到 40-60kW/机架，而目前为 10-14kW，大幅提高了数据中心的整体功耗。

全球未来五年 AI 数据中心电力需求将高涨 160%，电网电力供应能力及稳定性受到挑战。以美国为例，在过去的十年里，美国的电力需求平均增长率为 0%。但随着 AI 和非 AI 数据需求的增长，以及能效提升的实质性放缓，电力需求将开始急剧加速，其建设速度远超电网规划的常规节奏，现有的电网基础设施难以快速适应这种爆发式增长，导致电力供应紧张，电压稳定性受到挑战。虽然数据中心多集中在大城市附近以利用更大电网和光纤网络解决延迟问题，但也给本已脆弱的城市电网增添巨大压力。

AI 数据中心将成为全球和美国电力需求加速增长的关键驱动力之一。在 AI 算力需求快速增长下，预计数据中心电力需求占比将从全球总电力需求的 1%-2%上升至 3%-4%，带来约 650 太瓦时的电耗增加。其中，数据中心在美国的总电力需求占比中上升幅度更大，将从 3%上升至 8%，并带来额外500 亿美元的资本支出。根据高盛报告，预计到 2030 年，中性预测下，不包括加密货币在内的全球数据中心电力需求将增长 160%。并且 AI 数据中心的增长将使全球/美国年电力需求增长率平均增加约30/90 个基点。

中国算力规模全球第二、仅次于美国。测算算力增长驱动数据中心（IDC）用电增长，至2025 年占全社会用电量比重将接近 2.5%。根据中国信息通信研究院的数据，2023 年我国新增算力约28%，单机架算力提升算力增速略快于机架数增速。假设 2024/2025 年算力增速扩至 32%/35%，在运机架总量预计从2023年的 810 万架增至 1281 万架（2.5kW 标准机架口径）。假设 2024/2025 年国内全社会用电增速设为7%/5.7%，对应 2025 年 IDC 用电占比将继续提升至 2.3%。66%上架率水平下，IDC 年利用小时数接近7600h，与核电全年发电小时数高度匹配（考虑平均 18 个月的换料大修周期）。

AI 数据中心运行导致碳排放激增，需寻求绿色能源。据斯坦福大学的《2022 年人工智能指数报告》显示，OpenAI 的 GPT-3 模型在训练期间释放了 502 公吨碳，是目前大模型中有据可查耗能最严重的，它的碳排放量是 Gopher 模型的 1.4 倍，是 BLOOM 模型的 20.1 倍，约等于 8 辆普通汽油乘用车一生的碳排放量，人均 91 年的碳排放量。此外，高盛最新分析指出，到 2030 年数据中心电力需求的增长将使数据中心二氧化碳排放量比 2022 年增加 100%以上（约 2.15-2.2 亿吨），增加量约占全球能源排放量的0.6%。截至 2023 年底，源自美国的顶级 AI 模型数量达到了 61 个，欧盟 21 个，中国15 个。数据中心对电能稳定性和质量要求高，其用电需求增长为核电复苏提供新支撑。数智化技术领域已经普遍达成共识：人工智能的基础是算力，而算力的尽头是电力。归根到底，普通能源已经跟不上算力扩张脚步，只有解决供电瓶颈，数字化才能真正实现，这为核电复苏提供了新的支撑。对于 AI 数据中心电源，运行连续性是其关键指标。运营中断面临的可能不仅是经济损失、甚至是法律责任。相比于风光出力不可控，核电这类可靠性电源与数据中心诉求更为相符。AI 数据中心电源对电能的稳定性和质量要求更高。数据中心的大规模用电以及其用电的不稳定性（如人工智能的能源消耗像锯齿图，而非平滑线），会导致电网电压出现波动。当数据中心用电高峰时，可能会拉低电网电压，而在用电低谷时，又可能使电压升高，造成电力失真，可能会对家中的电器造成损害，增加发生电气火灾的风险，并可能导致停电或降压现象。因而，核电供给的稳定高质量电能与数据中心诉求更相符。

核能能量巨大、稳定，且是一种清洁能源，能够满足数据中心的可靠电力需求，正在成为科技巨头绿色电力的合适选择。对科技公司而言，相较于从电网中获取电力，直接利用核电更有意义。这类交易还意味着无需新的电网基础设施，这样数据中心不仅可以更快地建成，同时还可以避免构成公共事业费大头的输电、配电费用。核电可以提供持续、低碳的电力供应，这正是数据中心持续运营所必须的；核电可以长期直接采购，为数据中心运营商提供商业保证。

3、军民融合推动核电发展

小型模块化核反应堆的发展为核电在海军中的应用提供思路。小型化、模块化是目前核电技术发展的主要趋势之一。模块化的设计使得小型的核电机组拥有了更丰富的应用场景，其中军用，特别是海军中潜艇及航母的应用也是模块化核电反应堆的应用场景之一。以中国的玲珑 1 号为例，其作为全球首个通过国际原子能机构（IAEA）通用型反应堆安全审查的小堆技术，其紧凑的设计和强大的功率输出，为模块化核反应堆在海军领域的应用提供了新的可能性。玲珑一号的高度仅为 94 米，宽度仅为10 米，较小的体积使其能够适应大型舰艇如航母的船舱空间。特别是考虑到其可以产生的推力达到28 万匹马力，超过了美国尼米兹级航母核反应堆产生的 26 万匹马力，使其具有为大型水面舰艇提供强大动力的潜力。如果将两台玲珑一号核反应堆应用于 10 万吨级的航母，理论上可以提供足够的动力，使航母达到35节以上的航速。这种模块化、高功率密度的核反应堆技术，不仅能够提升舰艇的续航能力和机动性，还可能在未来海军战略中发挥重要作用。小型模块化核反应堆技术的积累使得未来我国的航母有望采用核动力。除了航母，核潜艇也是模块化核反应堆的重要军用场景。我国目前的核潜艇发展还未达到世界一流水平，玲珑一号等小堆的落地也将加快我国核潜艇的研发。未来核动力将成为海军的重要组成部分。军技民用，军民融合发展成为核电特征之一。核电是典型的军技民用的实例。目前，核电的军民融合发展已经成为了常态。我国目前以核军工为主体，重点发展核电、核燃料工业，大力推动核技术的民用。除了核电站的建设，高分子辐照交联、辐照改性等综合加工能力，开发放射性药物、核医疗设备等产品也是核电军转民的应用方向。未来军民两用的核电站以及核技术的应用将共同推动我国军工产业以及经济的进步。

4、国际合作加速核电出海

核电出海也是国内核电发展趋势之一。经过数十年的技术以及经验的积累，我国已经形成了较为完整的核电体系，研制成功了以华龙一号、玲珑一号为代表的核电机组以及核电设备，为核电的出海打下了坚实的基础。“一带一路”的建设推动了核电技术的出口，华龙一号已经被成功应用于巴基斯坦卡拉奇K2/K-3 机组；2022 年中阿两国政府签署合作协议，中核集团将为阿根廷建设华龙一号压水堆核电站。除了核电站的建设运营，中国的核电设备同样有不俗的出口业绩。东方电气是中国首台出口欧洲的核电低压加热器的供应商，该设备用于法国电力集团 CP1 系列核电站的设备更换；同时东方电气供货的全球首台 EPR 三代核电机组在台山核电一期工程中得到验证。东方电气还获得了英国欣克利角C 核电站的设备采购订单。上海电气曾在 90 年代为巴基斯坦恰希玛核电站提供过核岛主设备，并获得过法国阿海珐的核岛设备加工制造的合同。核电的出口也将成为未来一段时间内核电的主要趋势。

五、产业链分析

1、产业链总览：上游企业类型广泛，中下游环节技术壁垒与资质要求高，参与企业主要为央国企

核电产业链涵盖原材料及设备供应、核电站工程建设、核电站运营及管理三个板块。上游-原材料、设备供应：中核国际、沃尔核材、应流股份、东方锆业等企业生产核燃料、核材料、金属等原材料；中核科技、上海电气、中国一重、东方电气等企业提供核电站建设流程中的各项关键设备。中游-研究设计、土建施工、安装及调试启动：该环节参与者主要为央国企子公司或事业部，主要系核电站工程建设，各环节技术壁垒与施工资质要求高，市场准入门槛高，例如中国电建、中国核建、中国能建、中国建筑等。公司所属集团推动中下游产业链一体化，下游企业多与中游企业同属一个集团，例如中国核电与中核检修。 下游-核电站运营及管理：中国广核、中国核电、国家电投、大唐发电等企业负责核电站运营管理；通裕重工、中核检修等企业负责核电站后处理环节。

2、上游：核裂变燃料是目前主流核燃料，世界铀矿重要性不断提升

产业链上游中核裂变燃料是目前主流核燃料。核燃料分为核裂变燃料和核聚变燃料，目前核裂变技术较为成熟，核裂变燃料主要包括铀-235、钚-239 和铀-233。铀-235 存在于纯天然铀中，但仅占0.71%，需要进行富集后使用。从反应堆中卸出的含大量铀-238 的乏燃料可以人工核反应制备钚-239。钍是一种新型一次能源，在自然界中储备更为丰富，钍-232 可以培育出铀-233，是目前重要裂变核燃料研发方向。

3、中游：核电设备步入密集交付期，业绩有望逐步兑现

（1）核电设备：核岛和常规岛主设备成本占比较高

核电站是利用一座或若干座动力反应堆产生的热能进行发电或发电兼供热的动力设施。核岛设备是核电站的核心部分，主要包括核蒸汽系统与安全系统，以压水堆为例包括堆芯、蒸汽发生器、主泵、稳压器等几大部分；常规岛主要包括汽轮发电机及其相关设备，从加压蒸汽中提取热能并将其转化为电能，设备与传统发电厂的技术基本相似；辅助厂房 BOP 为核蒸汽供应系统之外的相关配套设施。

核电设备投资占比重，核岛设备为核心。在核电站项目投资中，设备投资占比约为50%，为核电站投资重要支出，核电设备投资中核岛设备建设技术壁垒高，投入成本大，投资占据52%，价值量占比较高；其次常规岛设备占据 28%，辅助系统占 20%，同样对核电站运行起着重要作用。核岛主设备涵盖核反应堆（包括堆芯、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、反应堆冷却剂泵、控制棒及驱动机构、稳压器等。其中，反应堆压力容器、蒸汽发生器、阀门为三大主要部件，在核电站投资中占比 13%、9%、6%。常规岛设备主要包括汽轮机、汽水分离器、发电机。

（2）核电阀门：技术壁垒较高，单站需求数量较多

核电阀门是核电站中关键的承压和介质输送控制设备，连接众多系统，调节介质参数，保护设备安全。以 AP1000 核电机组为例，需要阀门约 22000 台，主要应用于核岛、常规岛和BOP 辅助设备。核I 级阀门主要负责反应堆和冷却剂系统；核 II 级阀门在事故工况下具备安全功能；核III 级阀门与反应堆运行密切相关。在单台机组中，非核级阀门占比高达 84%，核 III 级阀门位居其次。

核级阀门国产化程度提高，国内企业格局较为分散。从不同种类阀门来看，核电站核岛设备阀门主要使用截止阀、隔膜阀与球阀，使用比例分别为 35%、27%和 13%，另外还有蝶阀、止回阀、闸阀、调节阀、安全阀等。企业竞争格局来看，纽威股份、江苏神通、中核科技（中核苏阀）等核级阀门厂商具备核I级阀门生产能力，技术水平高实力雄厚，占据前列。此外，市场份额较小的阀门民企纷纷进入核阀市场加速国产化，主要包括上海阀门、上海良工、大连大高、浙江三方等。

4、下游：核电站的建设与运营的安全性是重中之重，目前中核份额占比最高

国内拥有核电站建设和运营资格的企业仅有中核集团、中广核集团、国电投以及华能集团4 家，其他电力企业可以凭借厂址资源，通过参股方式参与核电运营。当前核电在建项目总计29.3GW，按份额拆分中核/中广核/国电投/华能分别在建 13.6/6.9/6.4/2.4GW，占比分别为 46%/24%/22%/8%。

六、相关公司

1、核电设备商：订单有望逐步释放带动业绩提升

核电设备商方面，核电清洁、高效、稳定、相对可控属性得到重视，全球核电开始加速建设，国内去年8 月 19 日国常会核准 11 台机组，高核准规模延续，国内国外均印证核电行业景气度提升，设备商订单有望逐步释放带动业绩提升。

（1）东方电气

“六电并举，六业协同”，全方位布局能源装备制造业。中国东方电气集团有限公司创立于1958 年，是中央管理的涉及国家安全和国民经济命脉的国有重要骨干企业，为我国提供了大约四分之一的能源装备，是全球最大的能源装备制造企业集团之一。形成了风电、太阳能、水电、核电、气电、煤电的“六电并举”以及高端石化装备产业、节能环保产业、工程与国际贸易产业、现代制造服务业、电力电子与控制产业、新兴产业的“六业协同”产业格局。 公司归母净利润 2024 年度同比下降 17.7%，2025Q1 同比增长 27%。公司 2024 全年实现营收697 亿元，同比+14.9%，全年实现归母净利润 29.2 亿元，同比下降 17.7%，其中 2024Q4 实现营收218.5 亿，同比+37%，环比+52%，实现归母净利润 3 亿元，同比-53%，环比-68%。2025Q1 公司实现营收165.5 亿元，同比+10%，环比-24.3%，2025Q1 实现归母净利润 11.5 亿元，同比+27%，环比+288%。核电设备龙头，公司产品全面覆盖核电设备领域。东方电气在国内率先进入百万千瓦等级大型核电领域，2019 年获得全国首张核蒸汽供应系统设备制造许可证，并获得了国家核安全局颁发的核1 级设备（蒸汽发生器）设计许可证，成为国内首家具备该项资质的装备制造企业。目前东方电气已具备核1/2/3 级设备完整设计资质。公司拥有批量化制造核电站核岛主设备和常规岛汽轮发电机组的成套供货能力，产品覆盖二代+堆型、引进的三代堆型（EPR、AP1000）、自主三代堆型（“华龙一号”、国和一号）、四代核电堆型（钠冷快堆、高温气冷堆）、海上浮动平台模块化小堆等国内所有技术路线。2023 年公司还获得铅铋堆、低温堆等新堆型样机的研制项目。受益核电行业快速增长，公司未来业绩确定性更强。

（2）江苏神通

江苏神通是阀门行业的龙头企业。江苏神通阀门有限公司成立于 2001 年，主攻阀门的制造以及研发。2009 年公司通过了中华人民共和国民用核安全机械设备的换证和扩证，并于 2010 年在深圳证券交易所中小企业版上市。 2024 年实现归母净利润 2.95 亿元，同比+9.68%。2024 年公司实现营业收入 21.43 亿元，同比增长0.48%。归母净利润 2.95 亿元，同比增长 9.68%。24Q4 实现归母净利润 0.67 亿元，同比-0.37%。公司作为国内核级阀门领先供应商，核电阀门业务受益于国内核电建设景气。2024 年核电阀门收入7.4亿元，同比+7%，产量 8.0 亿元，同比+30%，主要系国内核电建设开始进入拐点右侧。核电阀门业务毛利率36.8%，同比-3.1pct。 公司核电阀门优势明显。公司深耕阀门领域，目前的业务板块分为四部分，分别为核电阀门领域、冶金阀门领域、石油化工领域及节能服务领域。其中核电阀门领域是公司的优势，公司产品优势地位突出。自 2008 年以来，在我国新建核电工程用阀门的一系列国际招标中，公司是核级蝶阀和核级球阀的主要中标企业，获得了已招标的核级蝶阀、核级球阀 90%以上的订单，实现了核级蝶阀、球阀等产品的全面国产化。近年来，在实现老产品改进、保持持续领先优势的同时，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、氦气隔离阀、低能耗球阀等新产品，以及核化工用系列产品，满足了第三代、第四代核电站的技术要求。随着我国核电机组批复量的增加，江苏神通在核电阀门领域的优势地位有望为公司业绩带来更大的增量。

（3）中核科技

中核装备公司迎多项催化，加速发展。中核科技是中核集团旗下核心设备公司，公司形成了“核工程、石油石化、公用工程”三大主流目标市场，是国内核电阀门领军企业，公司具有AP1000、EPR、VVER、CAP1400、华龙一号等类型核电项目业绩，与“三桶油”保持良好的战略合作关系。受益核电行业加速发展、第二大股东变更为中核工程、拟并购中核西仪等多项催化落地，公司有望迎来新发展。核电行业投资增加，公司有望充分受益。2024 年核电基本建设投资完成额同比+54.8%，行业景气度上行。测算 2025/2026/2027 年核电行业投资增速分别为 19.0%/16.3%/6.1%，核电行业年度新增投资持续增长，受益年度核准核电数量增加，核电阀门需求有望增长。由于核电机组建设时序不同，设备订单相较土建工程订单或延迟 2-3 年，2022 年核准 10 台机组，相对 2021 年增加 5 台，增量设备收入有望在2024-2026 年陆续贡献，中核科技主营核电阀门，充分受益行业资本开支增长，业绩兑现期或将至。拟并购中核西仪，中核集团优质资产重组。中核集团内部整合有望提速，优质资产证券化比例提升，2024 年 12 月，中核科技发布公告，拟通过发行股份方式并购中核西仪，中核西仪是国内核安全设备龙头公司，核辐射检测、核电火灾检测等设备增加中核科技含“核”量，2021 年中核西仪毛利率为26.08%，盈利能力较好，有望随着核电建设新周期增加业绩。

2、运营商：核电新增机组增加带动运营商利润提升

运营商方面，核电新增机组增加带动运营商利润提升，核电机组到期后通过论证、安全设计等使机组延寿，延寿后核电机组折旧费用等降低，利润有望提升。

（1）中国核电

中国核电主业经营稳健，核电与新能源机组平稳投产。截至 2024 年底，公司控股核电在运机组25 台，装机容量 2375 万千瓦；控股核电在建及核准待建机组 18 台，装机容量 2064.1 万千瓦。截至2024 年12月 31 日，公司控股新能源在运装机容量 2959.62 万千瓦，包括风电 957.89 万千瓦、光伏2001.73 万千瓦，另控股独立储能电站 140.10 万千瓦;控股新能源在建装机容量 1435.82 万千瓦，包括风电237.17万千瓦，光伏 1198.65 万千瓦。业绩方面，由于近年来的新增装机投产有限，公司业绩增速逐渐放缓，随着后续在建机组的逐渐落地，业绩有望逐步改善。

漳州机组于 2025 年年初投产，2025 年电量计划仍预计稳定增长。2025 年 1 月1 日，公司控股投资的中核国电漳州能源有限公司福建漳州核电站 1 号机组投入商运，公司控股核电在运机组增至26 台，装机容量增至 2496.2 万千瓦；控股核电在建及核准待建机组变为 17 台，装机容量相应变为1942.9 万千瓦。漳州 1 号机组的投产为 2025 年全年业绩的增长提供动能。2025 年公司全年发电量目标为2370 亿千瓦时，其中核电计划发电量为 1954 亿千瓦时，新能源计划发电量为 416 亿千瓦时。公司控股在运核电机组全年计划大修 16 次，包括 3 次十年大修，2 次五年大修和 11 次日常大修，二、三、四季度分别预计完成5、1、10 次。 盈利能力持续改善，分红水平整体保持平稳。中国核电 2019 年来的毛利率与净利率持续改善，反映了核电较强的盈利底色。在分红层面，中国核电基本保持了 35%以上的分红水平，短期公司面临较大资本开支，但仍保持了一定水平的分红回馈股东，远期进入成熟期后，可预见的分红规模或将有所提升。

（2）中国广核

规模优势可观，新机组投产推动利润增长。2024 年 5 月 25 日防城港 4 号机组投入商业运营，2024 年公司运营管理的核电机组总装机规模为 3179.8 万千瓦，全年总发电量约为 2,421.81 亿千瓦时，较2023年增长 6.08%；总上网电量约为 2,272.84 亿千瓦时，较 2023 年增长 6.13%。其中防城港及台山核电机组表现优异，全年分别实现发电量 305.07/243.5 亿千瓦时，同比 2023 年增长18.88%/52.05%。业绩方面，中国广核同样由于近年来的新增装机投产有限，公司业绩增速逐渐放缓，随着后续在建机组的逐渐落地，业绩有望逐步改善。在盈利能力方面，中国广核的毛利率和净利率同样有抬升的趋势。

在建机组储备充裕。2024 年 11 月 6 日，苍南 1 号机组开始冷态功能试验，进入调试阶段。截至2024年12 月 31 日，公司共管理 16 台在建核电机组，其中 2 台处于调试阶段，3 台处于设备安装阶段，2 台处于土建施工阶段，9 台处于 FCD 准备阶段，充裕的储备为后续业绩增长提供支撑。注重股东回报，股息分红丰厚。公司较为注重股东回报，2020-2023 年，公司股利支付率分别为42.25%/43.58%/44.09%/44.26%；股息率分别为 2.84%/2.68%/3.23%/3.02%。根据公司发布的《公司未来五年(2021 年-2025 年)股东分红规划》，在获得相关年度的股东大会批准前提下，在2020 年分红比例基础上（股利支付率 42.25%，股息率 2.84%），未来五年（2021 年-2025 年）保持分红比例适度增长。

（3）电投产融

投资收益减少导致业绩同比下降。2024 年，公司实现营业收入 57.45 亿元，同比减少5.47%，公司实现归母净利润 10.44 亿元，同比减少 17.82%，主要系交易性金融资产和债券投资等取得的投资收益减少所致，2024 年投资收益为 4.05 亿元，同比减少 57.80%。2025 年一季度，公司实现营业收入14.94 亿元，同比减少 3.54%；实现归母净利润 2.64 亿元，同比减少 20.12%，主要系管理费用有所增加，投资收益同比减少所致。 资产置换方案确定，已获国资委批复。公司拟置入国家核电及中国人寿合计持有的电投核能100%股权，对价 571.23 亿元，对应 2.06 倍 PB，同时置出下属资本控股 100%股权对价 151.08 亿元，对应1.47倍PB；同时发行股份购买差额部分。拟发行 119.02 亿股，占发行股份购买资产后总股本的68.86%，发行价格 3.53 元/股。公司拟定增配套募资不超过 50 亿元用于海阳核电 3/4 号机组，定价基准日为定增发行期首日。本次资产重组及配套融资方案已获国务院国资委原则同意并出具批复文件。拟打造 A 股第三大核电运营商。不考虑配套募资的情况下，资产置换后公司控股股东变更为国家核电，持股比例 43.8%，实控人仍为国家电投集团，合计持股比例 59.70%（+8.66pct）；中国人寿持股比例25.05%。电投核能控股装机容量 921 万千瓦（含合营），权益装机 745 万千瓦，按照公司5 月13 日收盘价测算，发行完成后公司市值达到 1235.9 亿元，对应重组完成后公司 2023 年业绩约为31.5 倍PE。交易完成后，公司将成为继中国核电、中国广核之后 A 股第三大核电运营商，我国仅有的4 张核电运营牌照仅剩华能集团所属核电资产暂未上市。 海阳核电三期获核准，集团体内仍有未注入核电资产。4 月 27 日，经国务院常务会议审议，山东海阳核电项目 5/6 号机组核准，拟建设两台 CAP1000 压水堆机组，电投核能控股/参股在建及核准待建核电机组达到 4/6 台。国家电投集团控股但尚未注入电投核能的在运和在建机组共 6 台，合计装机规模807万千瓦。

七、国内核电市场前景

与美国相比，国内核电牌照集中度更高，在成本控制和厂址顶层规划方面优于美国。从目前核准情况看未来 5~10 年国内核电装机端增长具有持续性，新机投运前 5 年受益于税收优惠与免计提乏燃料费、盈利较好。目前国内市场化核电收益结构为单一电能量收益、以差价合约作为主流的价格维稳工具、价格水平总体处于核准价上下；伴随容量机制成熟后向容量市场进一步转型、核电可靠性溢价有望体现在收益结构内；零碳目标驱动下，AI 数据中心-核电多年 PPA 等新模式值得期待。

1、顶层规划下，国内核电装机增长预期有持续性

我国已投运核电机组 5808 万千瓦，核准在建 5505 万千瓦，在运在建装机规模跃居世界首位。但从在运装机的电量贡献看，美国核电占总电量比例稳定在 20%电量；国内核电电量占比仅约5%，此轮核准高峰在 8~10 台/年的节奏下、考虑 5~6 年的建设周期，预计 2030 年电量占比可至7.3%。国内核电装机增长预计有持续性。比较国内预测口径（结合核准数据）、IAEA 预测口径、IEA-WEO 预测口径，2030 年前国内核电年新增装机预计为 3.5~11.3GW，2030~2040 年间预计为4.5~13.7GW，2040~2050 年间预计为 2.3~8.7GW。

国内核电市场化摸索前行。2013 年以前核电机组根据成本监审单独核价，2013 年《关于完善核电上网电价机制有关问题》出台后对新建核电机组实行标杆上网电价 0.43 元/KWh 与当地燃煤机组标杆上网电价（含脱硫、脱硝加价）孰低原则定价，承担核电技术引进、自主创新、重大专项设备国产化任务的首台或首批核电机组或示范工程可定价上浮。此后，再无国家层面电价机制文件更新，但核电市场化进程在各省“自下而上”推进。

国内市场化核电收益来源为电能量市场，类似天然气价之于美国核电的影响，国内煤价对市场化核电电价也有扰动。“十四五”以来煤价处于高位，支撑了核电市场化电价上浮，而在19/20 年秦皇岛港Q5500 煤价分别为 589、600 元/吨的背景下，核电机组存在平均不超过 3 分的折价（VS 核准价）。影响幅度有限得益于当时入市电量占比不超过 40%。当前，短期煤价再度跌落至 770 元/吨以下的中长期煤价合理区间，部分机组近两年充分享受市场化溢价、或有价格回调。

核电度电盈利总体稳定。根据中国核电公司公告中对各子公司净利润及上网电量的梳理，可见按电量加权平均后 19~23 年盈利总体提升，提升幅度约度电 2 分。判断部分机组电价得以上浮、新机投运初期盈利能力较高等多因素促成这一结果。

国内多省采用差价合约机制稳定电价。美国 IRA 法案针对存量机组的补贴类似单向差价合约、以弥补亏损为主要目标因此“折价补偿、溢价不回收”，而国内核电差价合约则本身诞生于“溢价回收”背景下，两者出发点有别。国内引入差价合约机制核电省份中的广东、浙江在近三年市场化交易方案中均直接采用了政府授权差价合约的机制，使得结算电价处于核准价附近，起到平抑价格波动作用。国际上同样计划采用该方案的还有法国，在本轮欧盟电改中计划以差价合约代替现行的核电调控价机制（ARENH），推动核电定价更加市场化。

国内容量补偿机制暂未引入核电，零碳价值亦有望在未来得到体现。目前我国从煤电开始试行容量补偿机制，暂以政府定价方式落地。这引发了对核电这类出力曲线平稳但尚未获取容量补偿电源的市场化电量电价担忧，电源间制度公平性有望在未来拉齐。 美国 PJM 容量市场经验：低成本可靠电源掌握定价主动权，市场竞争激烈，规则设计影响结果。若将容量补偿机制理解为对电源投资固定成本的回收，即使 25/26 拍卖年份因 PJM 容量市场规则变更、容量电价上涨至 270＄/MW·天，也仅能满足投资成本最低的单轴联合循环机组（气电）控制在13 年回本，核电回本年数高达 79 年。从我国当前煤价容量机制设计来看，330 元/KW·年全容量补偿对应新建煤机回本周期约 12 年，与现价下的美国气电处境相似。 山东为前期容量补偿先行省份，海阳核电于 11M23 入市。根据山东省能监办发文，提及研究建立核电机组优先电量与电力市场衔接方式、容量补偿机制、参与中长期市场和现货市场方式。

2、与美国相比，国内核电更具备成本优势、区位优势

国内核电成本控制较好。根据 IEA-WEO 对全球主要地区核电成本的预测，中国的核电建设成本约为美国的一半（实际华龙一号堆型已降至约 15000 元/KW），近两年投运的项目因技术成熟度提升、建设工期大多控制在 5~6 年。均为沿海核电，分布于主要经济发达区，对电量消纳能力、电价接受能力均处于较高水平。

国内核电进入密集投运期，投运初期为盈利高值，盼新机投运拉高平均盈利水平、对冲电量电价下滑影响。2019 年国内核电核准重启后的第一台获批机组漳州一号已于 11M24 投运、新的厂址与新机组将陆续到来，预计 2030 年前核电装机增速将扩大。从核电度电盈利变化来看，投运前5 年免收乏燃料处理费，并享受税收三免三减半，处于盈利高值，新投机组有利于拉高平均盈利水平。第6 年起计提乏燃料处理费增加运行成本；后续伴随贷款还完、折旧完毕，度电利润有翻倍空间。

八、发展展望

1、审批：进入常态化阶段，节奏或加速

核电审批节奏加速，预计按照每年 8-10 台核准节奏，实现规模化发展。2011 年福岛核事故后，我国核电项目审批曾经历长时间低谷。其中，2012 年仅田湾二期工程获得核准，此后2 年多无新项目获批，直至 2015 年核电项目审批正式重启，年内 8 台机组获批。经历 2016 年至 2018 年三年无新增项目审批之后，2019 年核电项目再度重启，且审批节奏不断加速，2022 年和 2023 年分别有10 台新机组获批。2024 年 8 月 19 日，国常会最新核准通过 5 个核电新项目共 11 台机组，达到 2019 年核电项目重新开闸以来最高。当前我国核电正处于快速发展阶段，自主三代核电预计会按照每年8-10 台的核准节奏，实现规模化发展。

2、在建：装机建设稳步提升，核电项目集中开工

核电在建装机容量稳步提升，2023 年在建 26 台，数量保持全球第一。我国核电项目在建装机容量近年来也持续抬升。根据世界核协会数据显示，截至 2023 年底，我国核电在建容量2973.1 万千瓦，同比增长 20.31%；在建核电机组数量 26 台，数量保持全球第一。从机组建设进展来看，根据《核电工程建设年度报告（2023 年度）》中各机组进度的不完全统计，截至 2023 年 12 月底，已经有防城港核电站4号机组、漳州核电站 1 号机组，以及太平岭核电厂 1 号机组 3 台机组进入调试阶段，9 台机组处于安装阶段。

核电项目集中开工，新开工有提速趋势。 2023 年新开工 5 台机组：新开工方面，2023 年我国全年新开工 5 台核电机组，分别是三门核电厂4号机组、陆丰核电厂 6 号机组、海阳核电厂 4 号机组、廉江核电厂 1 号机组、徐大堡核电厂1 号机组。2024 年已经新开工 5 台机组：2024 年核电项目开工有提速趋势，根据世界核协会统计，2024 年1 月-7月，中国大陆有 5 台机组开建，数量已经与 2023 年持平。尤其是 2024 年 7 月，有包括中广核宁德5号机组在内的 3 台机组集中开工。

3、投资：新增项目释放，投资额高增

核电项目不断释放，全国核能发电投资历史新高。2023 年我国核能发电工程投资完成额达到949 亿元，投资额为历年最高，同比增加 20.8%。随着核电项目新增审批和开工建设，预计将进一步带动投资规模的增加。 上市公司层面，中国核电 2024 年投资计划超 1200 亿元，定增引入社保，助力装机容量提升。以中国核电为例，自 2022 年投资计划持续维持高速增长。其中，2024 年投资计划总额约为1215.53 亿元，较2023 年计划投资额增加超 400 亿元，同比增速 51.91%。2024 年 7 月 11 日，中国核电发布定增预案，拟定增 140 亿元，其中社保基金拟认购 120 亿元，用于辽宁徐大堡 1-4 号，福建漳州3、4 号，江苏田湾7、8 号核电机组项目的资金支持，助力装机容量进一步提升。

4、盈利空间：以美国为例看核电延寿，核电运营后期盈利提升显著

核电站的运行寿命主要取决于压力容器和安全壳的寿命。当核电站到达设计运行寿期或运行执照许可运行期限后，通过核安全监管部门的评审，申请运行许可证延续，以达到核电站继续运行。反应堆压力容器是核电站的核心，包含反应堆堆芯以及相关的冷却系统。该设备必须确保反应堆堆芯在高温高压下保持运行而不发生放射性泄漏。安全壳是环绕着核反应堆的一个外壳，它是气密的，并且会在紧急情况下阻止放射性物质向环境释放。 核电站的设计寿命评估，主要是根据不可更换设备来确定的，但在实际运行中，反应堆冷却剂系统所经历的工作状况要少于设计状态，通过对“不可更换设备”进行寿命评估和老化管理，维修和更换“可更换设备”，核电站的实际寿命是可以超过设计寿期的。 美国在 2001-2011 年进入核电机组延寿高峰期，期间美国延寿 57.1GW 核电机组，合计延寿机组数量为58 台。2015-2019 年美国进入新一轮核电机组延寿，期间延寿 11.8GW，合计延寿机组数量为10 台。

统计美国累计核电延寿机组数据，美国累计延寿机组规模稳定提升，截至 2019 年，美国核电机组累计延寿规模为 75.53GW，当核电站到达设计运行寿期或运行执照许可运行期限后，通过核安全监管部门的评审，申请运行许可证延续，继续保持核电站的运行，美国等国家已有相当一部分核电机组通过延寿方法将寿命增加至 60 年，核电机组延寿后折旧等费用降低，运行利润增加。

编辑：火腿肠