机械设备行业深度报告：核电设备景气上行，四代核电及乏燃料引领新增量

核电设备景气上行，产业链进入业绩释放期 核工业持续高景气，产业链从2023开始进入业绩兑现期。核电后续有望保持每年10台机组审批量，对应超1000亿元设备投资。2019年我国核电恢复审批，2022、2023年核电核准数量达到创纪录的10台，预计2024-2026年有望保持年均10台。按平均每年核准10台机组计算，我们预计新增的核电机组设备年均投资额达1347亿元。截至2023年底，国内在建核电机组容量合计30.30GW，我们测算在建核电机组设备价值量约为3266亿元，核电设备通常在开工第3年开始陆续进场，我们认为核电产业正进入业绩释放期，未来将保持高景气。 第四代核电高温气冷堆优势显著，渗透率有望逐步提升 高温气冷堆为我国第四代核电站重要方向，其以氦气代替水作为一回路循环介质，灵活性、安全性皆较三代机组有所提升，用途更加广泛，包括供电、供热、制氢等，其主要设备及构件包括蒸汽发生器、氦风机、热气导管等，多为从0到1应用的设备环节。2021年我国石岛湾高温气冷堆核电站投入运行，为世界首台，设备国产化率达93.4%，2023年正式投入商业化运营。四代核电商业化运营达半年或1年后，存在新批或推广的预期。假设高温气冷堆在新建机组中占比15%，价值量与三代机组平齐，我们测算，到2030年，高温气冷堆设备投资额将达1018亿元，年均投资额将达145亿元。 乏燃料后处理建设提速，相关设备处于高速成长期 乏燃料的意义在于对铀资源的充分利用、显著减少需深地质层处置的核废物体积、带动相关产业链发展等。我国乏燃料后处理产能严重不足，政府基金支出快速增加，设施建设提速。实体清单限制下核工业设备自主可控需求迫切，相关设备潜力大，我们预计2021-2035年乏燃料后处理设备投资额将超2000亿。 此外，乏燃料运输容器制造难度大，基本被海外垄断，国产替代空间大。我国使用的乏燃料运输容器有两台为美国NAC-STC型，单台价格3000万美元。我们测算到2025年乏燃料离堆贮存需求量预计达5591吨，外运需求量达1047吨，乏燃料运输容器市场空间或将超百亿。 投资建议 推荐标的：科新机电（乏燃料运输容器+气冷堆热气导管）、中核科技（核级阀门）、海鸥股份（核电冷却塔）、兰石重装（乏燃料压力容器）。 受益标的：佳电股份（四代核电高温气冷堆主氦风机）、中密控股（核级密封件）、海陆重工（吊篮）、江苏神通（核级阀门）、应流股份（锻件）、理工能科（造价软件）、能科科技（主泵变频器）。 风险提示：核电机组开工招标进度不及预期，核电设备国产化进程不及预期，乏燃料处理设备研发及国产替代进度不及预期。 1、核电设备景气上行，产业链进入业绩释放期 核电是稳定的清洁能源，是目前唯一能够替代火电的基荷能源。核电是利用核裂变或核聚变反应所释放的能量发电的技术，发电过程与火电相似，但不会产生温室气体或大气污染物；且发电过程不受光照、风力等自然因素影响，发电利用小时数高（1年近8000小时），是稳定的清洁能源。除无法调峰外，基本集成了光伏风电及火电的优点。 2030年目标装机120-150GW，我国核电进入安全高效发展期，核准开工加速。 （1）截至2023年，我国运行核电机组共55台（不含中国台湾地区），额定装机容量57.03GW，全国发电装机占比仅1.95%，结构占比具有较大提升空间。2023年国内核电发电量4332.6亿度，占比4.9%。中国核能行业协会主任王炳华表示2035年核电发电量占比有望达10%，2060年发电量占比有望达18%。截至2023年底国内核电在建机组26台，装机量30.3GW。（2）我国核电自上世纪70年代开始发展，过去10年间核电核准分别于2011年和2016年受日本福岛事件及国内用电增长放缓的影响出现断档。2019年以来三代机组陆续投产，核电核准重启。2022和2023年，国内核电核准数量达到创纪录的10台，我们预计未来3年仍将保持10台/年的核准节奏。 图1：2023年我国核电发电累计装机占比1.95%，具有较大提升空间 图2：2022-2023年国内核电核准数量创纪录的10台 2023年-2025年将迎核电机组设备集中进场，核电设备景气周期已至。核岛设备、常规岛设备将分别于开工第3年、第5年进场。因此，我们预计，2019-2022年开工的20台核电机组，将在2023-2025年迎来设备集中进场，设备周期已至。 目前核电站建设周期，从开工到并网，已被缩短至6-7年。设备从招标到交付一般2-3年。 表1：台山核电站核岛设备、常规岛设备分别于开工第3年、开工第5年进场 2020年以来国内核电投资额显著回升，2023年达最高值949亿元。2023年国内核电建设稳步推进，全年新开工五台核电机组，2020-2023年核电建设投资额自378亿元提升至949亿元，CAGR达35.9%，2024年1-4月核电投资额达265亿元，表明国内核电景气度显著回升。 图3：2023年国内核电建设投资额达949亿元，同比提高40.18% 受益于核电产业景气度提升，核电设备龙头企业投资计划显著提高，2024年中核计划投资1215.53亿元，中广核计划投资305.90亿元。 图4：2024年中核计划投资1215.53亿元 图5：2024年中广核计划投资305.90亿元 核电设备中，核岛设备成本占比最高，市场以国企主导，民企在细分产品如阀、泵管道、风机制冷设备等方面占据优势；常规岛设备占比其次，与火电、水电设备通用性高，市场竞争程度高；辅助设备占比较低，民营企业相对较多。 图6：核电产业链中设备投资占比达50% 图7：核电设备细分领域较多，核岛设备市场规模较大 本轮核电设备价值量将达3266亿元，产业链业绩有望陆续释放。当前核准、开工的核电机组全部为华龙一号、AP1000等三代机。我们根据三门一期、海阳一期、台山一期等AP1000机组概算建成价测算，三代机组的价值量约为21558元/千瓦，其中核电设备投资占比约50%。截至2023年底，在建核电机组容量合计30.30GW，我们测算设备价值量约为3266亿元。 表2：经测算，三代机组的价值量约为21558元/千瓦 表3：我国大陆在建核电机组情况（截至2023年12月31日） 未来3年，我们预计新核准核电机组的设备投资额约1347亿元/年。假设平均每台核电机组容量为1.25GW，每台核电机组的概算建成价约为269亿元，设备投资额约为135亿元。按平均每年核准10台机组计算，新增的核电机组设备投资额预期在1347亿元。核电设备保持较高景气度。 表4：中性预期下我们预计新核准核电机组的设备投资额约为1347亿元/年 图8：核电产业链整理 2、第四代核电高温气冷堆优势明显，渗透率有望逐步提升 二三代核电包括压水堆、轻水堆和沸水堆，压水堆为世界上最普遍的商用堆型。 根据国际原子能机构(IAEA)统计数据，截至2022年12月31日，世界32个国家在运核电机组共计411台，其中压水堆占比达77.92%。 压水堆以加压清水为冷却剂和慢化剂，其结构和运行较为简单、尺寸较小、经济性好、且安全性高。压水堆核电站主要包括核反应堆、一回路系统、二回路系统及其他辅助系统。其中，一回路系统主要负责把核裂变产生的热能传递到二回路的水，使给水变为水蒸汽，而二回路系统则负责把水蒸汽传入汽轮机，带动电机发电。 沸水堆以沸腾轻水为冷却剂和慢化剂，较压水堆比没有二回路系统和蒸汽蒸发器，在事故时有泄漏放射性物质的危险。 图9：压水堆示意图 图10：沸水堆示意图 高温气冷堆为我国第四代核电重要方向，安全性、灵活性提升。高温气冷堆以氦气代替水作为一回路循环介质，燃料球靠重力自然落入堆芯，能够不停堆在线换料，可实现小型模块设计，灵活性更高。且高温气冷堆每一个模块功率密度约为大型压水堆核电站的1/20，停堆后余热水平较低，更加安全。相比于三代堆，高温气冷堆的用途更加广泛，包括供电、供热、制氢等。 图11：高温气冷堆有望实现大规模绿色制氢 图12：蒸汽发生器、氦风机、热气导管、卸料管等为高温气冷堆主要构件 2021年12月，我国石岛湾高温气冷堆核电站投入运行，设备国产化率达93.4%，为世界首台。目前，我国已先后与阿联酋、沙特、南非、印尼等多个国家地区签署高温气冷堆项目合作协议或合作谅解备忘录。科新机电、佳电股份、海陆重工、兰石重装、中核科技、东方电气等公司皆有参与第四代高温气冷堆核电站设备环节。 据我们测算，到2030年高温气冷堆核电站设备投入将达1018.1亿元。根据“十三五”核电规划，到2030年，我国核电装机规模将达1.2亿千瓦以上，在2023年的57.03GW额定装机容量基础上需新建62.97GW。假设高温气冷堆在新建机组中占比15%，价值量与三代机组平齐，我们测算到2030年高温气冷堆设备投资额将达1018.1亿元，2024-2030年均投资额达145亿元。 表5：按渗透率15%计算，高温气冷堆核电站设备投入将达1018.1亿元 四代核电不同路线中，高温气冷堆目前最为成熟。高温气冷堆已正式商业化，而快中子堆、钠冷堆、钍基熔盐堆等仍处于研发试验阶段。 气冷堆项目有望快速增加。随着石岛湾2023年底开始正式运营，我们预计国内的气冷堆项目有望迎来加速核准。 表6：第四代核电设备相关企业 3、乏燃料后处理建设提速，相关设备高速成长 乏燃料是指受过辐射照射、被使用过的核燃料，通常由核电站的核反应堆中卸出。乏燃料的意义在于铀资源的充分利用、显著减少需深地质层处置的核废物体积、生成新同位素并带动相关产业链发展。我国所坚持的核燃料闭式循环处理（后处理）路线，回收其中可用的材料和元素，实现核燃料二次利用。 当前我国多台核电机组面临堆水池饱和或即将饱和的困境，乏燃料离堆贮存的需求十分紧迫，预计2025年离堆贮存需求量将达到5591吨，离堆贮存需求上升有望推动乏燃料运输容器投资上升，而干法贮存得益于其较低的运行成本，有望成为新建乏燃料贮存主流方式。但是中间贮存并非乏燃料最终处置方法，随着中间贮存时间的延长，乏燃料安全管理风险会上升，因此需要通过后处理厂对其进行回收再利用。随着我国乏燃料生成量的提升，未来乏燃料后处理厂的投资需求会不断上升。 图13：我国坚持乏燃料闭式循环处理 乏燃料贮存共有两种方法，分别为湿法贮存和干式贮存，干式贮存具有较高的经济性，运行成本低。湿法贮存是把乏燃料放在乏燃料水池中进行贮存，干式贮存是指乏燃料组件在乏池中冷却后转移到干式贮存设施中进行贮存。相比于湿法贮存，干式贮存运行费用更低，具有较高的经济性：以650T的铀贮存能力设施进行计算，湿法贮存前期一次性投入约6-6.5亿元（不包括运输容器），年度运行费用约为5400万元；干法贮存前期一次性投入约9.5-10亿元（不包括运输容器），后期年度运行费用约为2500万元。 表7：湿法贮存和干式贮存对比 我国早期投入运行的多台核电机组已处于堆水池饱和或即将饱和的困境，政府乏燃料后处理基金支出快速增加，乏燃料离堆贮存的需求十分紧迫。目前秦山第二核电厂一、二号机组、大亚湾核电厂和岭澳核电厂在堆贮存水池已饱和或即将饱和。 秦山核电厂、岭澳核电厂（二期）的核电机组在堆贮存水池在2021-2025期间将陆续达到饱和。离堆贮存需求增长将刺激乏燃料贮存和乏燃料运输容器投资需求增加。 2025年我国乏燃料离堆贮存需求量预计达5591吨，干式贮存凭借其经济性优势有望成为离堆贮存主流方式。我们假设核电站每100万千瓦装机容量年均产生21吨乏燃料，并且在贮存5年后开始外运，2011-2024年乏燃料后处理产能为50吨/年，2025年为250吨/年，根据我国核电设备装机量可计算出2025年我国乏燃料离堆贮存需求量达5591吨。我们认为干式贮存运营成本较低，经济性优于湿法贮存，有望成为未来离堆贮存主流方式。 图14：2025我国乏燃料离堆贮存需求量预计达5591吨 乏燃料运输容器市场空间或超百亿。乏燃料运输容器结构复杂，性能要求高，基本被