中国报告大厅网讯，核电机组作为核电能源生产的核心装备，处于核电产业链中游核心环节，涵盖核岛设备、常规岛设备及辅助系统集成，上游对接核燃料与核材料供应，下游服务核电站运营。国内核电产业经过数十年发展，已经形成完整的技术体系与产业链布局，核电机组市场分析对研判国内能源结构转型趋势、把握低碳能源发展方向具有重要参考价值。

一、国内核电机组供给发展现状

1.1 在运核电机组规模结构

1.1.1 全国整体规模与占比

国内核电机组商业化运营起步于上世纪80年代，初期增长速度较慢，进入21世纪后，随着国内电力需求增长与清洁能源政策推进，核电机组装机与发电量规模逐步提升。中国核能行业协会与国家统计局披露的数据显示，国内在运核电机组规模保持连续多年增长，机组数量、装机容量、发电量三大核心指标均呈现稳步提升态势。

对比不同阶段的增长速度，2007到2016年九年间，在运核电机组数量从11台增长至35台，年均新增约2.67台。2016到2023年七年间，机组数量从35台增长至55台，年均新增约2.86台，增速略有提升，2022到2023年机组数量未发生变化，主要因为部分新建机组处于调试阶段尚未正式商运，属于正常行业节奏，不改变长期增长趋势。

核电机组发电量占全国总发电量的比重同样呈现稳步提升态势，2020年全国累计发电量74170.4亿千瓦时，核电机组累计发电量占比为4.53%，为近五年之最。2023年全国核电机组累计发电量达到4333.71亿千瓦时，占全国累计发电量的比重提升至4.86%，对比全球平均水平，2021年全球核电发电量占比平均为9.8%，主要核电国家占比远高于国内，法国2022年核电发电量占比达到62.5%，韩国为30.4%，美国为18.2%，加拿大为12.9%，国内占比仍有较大提升空间。

装机容量维度，2023年国内运行核电机组装机容量达到0.57亿千瓦，占全国发电装机容量的1.95%，2024年第一季度占比提升至2%，仍处于较低水平，这一结构和国内能源结构以煤炭为主的历史特征有关，随着双碳目标推进，这一结构将逐步调整。国内运行核电机组数量及装机容量2023年均列世界第三位，仅次于美国、法国，发电量则仅次于美国，位居全球第二，产业规模已经处于全球第一梯队。设备利用效率方面，2023年国内全年核电设备平均利用小时数为7661.08小时，同比上升1.50%，远高于其他发电类型的平均利用小时数，体现了核电机组作为基荷电源的稳定性优势。

1.1.2 区域分布特征

国内核电机组布局高度依赖沿海水资源，用于机组冷却，因此投运核电机组主要集中在东部沿海省份，不同省份的核电发电量差异较大。国家统计局2020年披露的分省份核电发电量数据，结合中国核能行业协会2023年的分省份机组分布数据，可清晰反映国内核电机组的区域分布特征，数据口径均为年度全口径统计，覆盖所有商运核电机组，不存在遗漏。从装机规模来看，广东省是国内商运核电机组数量最多、装机规模最大的省份，2023年广东省投运的商运核电机组数量达到14台，装机规模占全国的28.4%，远超其他省份，这和广东省电力需求总量大、能源结构调整需求迫切有关，电力需求的持续增长为核电发展提供了空间。

三个沿海省份的核电发电量合计达到2525.4亿千瓦时，占2020年全国核电发电量的比重超过69%，进一步印证了国内核电机组沿海集中分布的特征。近年来，国内也开始探索内陆核电的布局，但受安全标准与水资源条件限制，尚未有内陆核电机组正式投运，短期内沿海仍将是核电机组的主要分布区域。

除了粤浙闽之外，辽宁、山东、江苏、广西等沿海省份也均有投运核电机组，形成了从北到南的沿海核电带，不同区域的核电发展定位也有所差异，珠三角、长三角等经济发达区域电力需求密度高，核电作为零碳基荷电源的价值更为突出，因此项目推进速度也相对更快。近年来，随着国内电力市场改革推进，核电市场化交易电量占比不断提升，2023年核电市场化交易电量占上网电量的比重已经达到45.2%，市场化程度的提升也将进一步推动核电机组布局向电力需求更高的区域倾斜，短期内仍将维持沿海集中的格局。

1.2 在建与核准核电机组进展

1.2.1 在建项目全球定位

截至2023年12月底，国内在建核电机组数量达到26台，总装机容量3030万千瓦，在建机组数量和装机容量均继续保持世界第一，在建机组装机容量占全球在建机组总装机容量的39.63%，远超其他国家。从建设阶段来看，10台处于土建阶段，9台处于安装阶段，3台处于调试阶段，项目推进节奏整体平稳，不同阶段的项目数量分布符合正常的工程建设规律，没有出现集中赶工或延期的异常情况。截至2024年4月，国内在建核电机组数量仍然维持在26台，装机容量3030万千瓦，项目推进没有出现大的变动。国和一号示范工程首堆已于2024年12月在山东荣成商运投产，国和一号作为全球最大功率非能动核电机组，单机发电功率达153.4万千瓦，代表了国内三代核电技术的最新进展，也为后续在建项目的推进提供了技术验证。

全球范围内，主要核电国家的新建项目数量都相对较少，中国凭借稳定的能源需求增长和明确的双碳目标，成为全球核电新建市场的核心驱动力，国内三代核电技术的成熟也为项目批量建设提供了支撑，华龙一号、国和一号等自主三代核电技术已经实现批量建设，技术成熟度不断提升，不仅满足国内项目需求，还实现了出口，进一步提升了国内核电机组产业的全球影响力。根据IAEA统计结果，截至2023年底，全球在运核电机组中有97.6%为热堆，热堆发电量在全球电力供应中的占比达到20%，中国的技术路线和全球主流方向保持一致，技术迭代的兼容性较强，有利于产业的国际合作与技术交流。

1.2.2 2026年新增核准情况

2026年以来，国内核电机组核准节奏维持在平稳区间，年内首次核准核电机组数量达到8台，分别分布在山东、辽宁、浙江、广东四个省份，其中山东莱阳核电一期建设2台国和一号核电机组，辽宁庄河核电一期建设2台华龙一号核电机组，浙江金七门核电二期建设2台华龙一号2.0压水堆核电机组，广东太平岭核电三期建设2台华龙一号核电机组，四个项目整体规划均为6台机组，分三期建设，本次核准为一期或二期项目。四个新核准项目总投资超过1700亿元，投资规模较大，将带动上游核材料、核设备，下游施工、运营等多个产业链环节的需求增长，对稳定国内投资、拉动实体经济增长具有积极作用。

2024年8月国务院核准的五个核电项目都引入了民间资本，且民营企业参股比例首次提高到了10%，这是国内核电领域对民间资本开放的重要进展，此前核电领域主要以国有资本为主，民间资本参与度较低，参股比例的提升意味着核电市场开放程度进一步提高，未来不排除会有更多民间资本参与到核电机组的投资建设中，这将丰富核电项目的资金来源，推动产业市场化发展。截至2023年12月底，国内已经核准的拟开工核电机组有12台，后续核准开工节奏将维持在平稳水平，中国核能行业协会明确，十四五期间将保持每年6-8台核电机组的核准开工节奏，国家能源局也提到，2023-2027年将保持每年6至8台的核准开工节奏，整体节奏符合预期，没有出现大幅波动。

二、行业竞争与价值贡献

2.1 市场运营竞争格局

2.1.1 运营主体发电量分布

国内核电机组运营市场高度集中，主要由四大国有能源集团主导，不同集团的核电机组数量与发电量规模差异较大，中国核能行业协会2023年披露的运营数据清晰反映了市场格局。中广核集团是国内核电机组数量最多、发电量最高的运营主体，2023年中广核集团运营27台核电机组，总发电量达到2274.88亿千瓦时，占全国核电发电量的比重超过52%，位居行业第一。中核集团排名第二，运营25台核电机组，总发电量1864.78亿千瓦时，占比超过43%，两家头部企业合计发电量占比超过95%，市场集中度非常高。

市场份额高度向头部两大央企集中，国家电投与华能集团占比合计不足5%，这一格局和核电行业的准入门槛高、投资规模大、技术要求高的特性直接相关，短期来看，这一高度集中的格局不会发生大的变化，民间资本进入更多是参股投资，不会改变头部央企主导运营的格局。

这种高度集中的市场格局，一方面有利于核电机组的安全运营管理，头部企业拥有丰富的运营经验与技术储备，能够更好的保障核电机组的安全稳定运行，另一方面也有利于技术的统一迭代升级，推动自主核电技术的规模化应用。近年来，随着新的核准项目不断落地，华能、国家电投等第二梯队运营主体的机组数量也在逐步增加，市场份额会略有提升，但不会改变头部双雄集中的整体格局。适度的市场竞争有利于推动运营效率提升，头部企业也在不断优化核电机组的运营管理，提升设备利用小时数，降低运营成本，提升核电在电力市场的竞争力。

2.1.2 技术路线占比结构

全球范围内，核电机组按照技术路线可分为热堆和快堆，根据国际原子能机构统计结果，截至2023年底，全球在运核电机组中有97.6%为热堆，热堆发电量在全球电力供应中的占比达到20%，快堆技术仍处于示范阶段，尚未实现规模化商业运营。国内在运核电机组几乎全部为热堆中的压水堆技术，压水堆技术成熟度高，安全性好，建设成本相对可控，是当前全球核电机组的主流技术路线，国内自主研发的华龙一号、国和一号都属于三代压水堆技术，技术指标达到国际先进水平，安全性大幅提升，能够满足当前核电建设的安全要求。

国内技术路线的发展，经历了从引进消化吸收到自主创新的过程，早期核电机组主要引进法国、俄罗斯、加拿大等国的技术，逐步实现了技术的国产化，近年来自主三代核电技术已经实现批量建设，成为国内新建核电机组的主流技术路线，技术自主化程度的提升，降低了核电机组的建设成本，缩短了建设周期，推动了核电机组的批量核准建设。快堆技术国内也在开展示范项目建设，未来有望逐步实现商业化，但短期内仍不会改变压水堆为主的技术路线结构，快堆的规模化推广仍需要十到二十年的技术验证与积累。不同技术路线的定位不同，热堆主要用于大规模电力供应，快堆可实现核燃料的循环利用，提升铀资源的利用效率，未来两种技术路线会互补发展，共同推动国内核电产业的发展。

2.2 低碳价值与增长空间

2.2.1 减排贡献测算

核电机组发电过程中不排放二氧化碳、二氧化硫、氮氧化物等污染物，相较于化石能源发电，具有显著的低碳减排优势，国家统计局2020年披露的减排数据，清晰反映了核电的减排贡献，按照当年核电发电量计算，核能全年发电相当于减少燃烧标准煤超过1亿吨，对应减少的各类污染物排放规模也较大。测算口径统一按照年度发电量对应的化石能源替代量计算，符合行业通用测算标准，不存在虚增或低估。

减排规模和核电发电量直接相关，随着国内核电发电量的不断增长，每年的减排贡献也在不断提升，2023年国内核电发电量达到4333.71亿千瓦时，相较于2020年增长超过18%，对应减排规模也相应提升了18%左右，对国内双碳目标的实现起到了重要支撑作用。

在双碳目标背景下，风电、光伏等可再生能源具有间歇性、波动性的特征，需要稳定的基荷电源进行调峰，核电作为稳定的零碳基荷电源，能够和风电、光伏形成互补，共同推动能源结构的低碳转型，这也是近年来国内核电机组核准节奏加快的核心原因之一。相较于天然气发电等其他零碳基荷电源选项，核电的发电成本更低，稳定性更好，全生命周期的碳排放远低于天然气发电，甚至低于风电光伏，低碳优势更为突出。从全球范围来看，越来越多的国家重新认识到核电在双碳目标中的价值，此前因为福岛核事故放缓的核电建设重新提速，国内也明确了核电作为清洁能源的定位，将核电纳入能源结构转型的核心方向，核电的减排贡献会进一步提升。2023年中国大陆核电累计减排二氧化碳达到3.5亿吨，相当于全国碳排放总量的约3%左右，对低碳转型的支撑作用已经逐步显现。

2.2.2 中长期增长空间

国内核电产业的中长期增长空间已经形成行业共识，不同机构的预测数据显示，未来二十年国内核电机组规模将持续增长，发电量占比会不断提升。在碳达峰阶段（2024-2030年），全社会用电量将达到11.8万亿千瓦时，核电发电量占比超过8%，对应发电量约为0.94万亿千瓦时，对比2023年的4333.71亿千瓦时，还有超过一倍的增长空间。进入深度低碳阶段（2031-2050年），全社会用电量将达到15万亿千瓦时，核电发电量占比超过17%，对应发电量将达到2.55万亿千瓦时，增长空间超过五倍，长期增长潜力巨大。

国内核电产业的增长动力主要来自两个方面，一方面是双碳目标推动的能源结构转型，电力系统需要更多的零碳基荷电源，满足不断增长的电力需求，另一方面是技术成熟度提升带来的建设成本下降，自主三代核电技术的成熟推动了核电机组的批量建设，降低了单位装机的建设成本，提升了核电在电力市场的竞争力。核电机组的核准节奏会根据电力需求的变化有所调整，但长期增长的大方向不会改变，当前国内核电发电量占比不足5%，远低于全球平均水平，更低于主要核电国家的占比，提升空间巨大。核电发展始终将安全放在第一位，所有新建项目都满足最严格的安全标准，安全是核电发展的前提，不会因为追求规模而放松安全要求，这也为产业的长期健康发展提供了保障。日本能源结构转型过程中，也重新提升了核电的定位，计划到2040年将核电占比提升至20%，全球范围的核电复兴也为国内核电产业发展提供了有利的外部环境。

核心洞察

1. 国内核电机组规模已居全球第一梯队，在建规模占全球近四成，长期增长空间明确
2. 市场高度集中于头部央企，广东省为第一核电大省，沿海集中分布格局短期不变
3. 核电零碳基荷价值突出，占比提升将为双碳目标实现提供重要支撑

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