公用事业及环保产业行业研究：海外视角看：入市核电复兴由何驱动？

核电于AI算力-电力系统中的地位预期提升，美国市场化核电兴衰历程提供前车之鉴、国内核电入市机制一定程度上体现了电价稳定预期。当前，年协电价博弈进入尾声，我们继续看好核电运营商稳健成长，建议关注：中国核电、中国广核，同时建议关注核燃料、核电新技术设备等上/中游环节。（完整推荐见文内） 1.本轮美国核电复兴由何驱动？ 高密度清洁能源转型、大国核技术博弈、AI算力基建带动电力基建，三重因素共同作用下，形成核电复兴预期。 2.美核电复兴的政策/市场化工具有哪些？ 美国通过提升存量/新建市场化核电的经济性，提升核电在AI算力-电力系统中的重要性，同时重新构建起国内核产业链，掌握核电新技术主动权。这一发展思路与我国不谋而合——以核电反哺核工业。 气价下行、用电需求增长不足、带补贴新能源快速增长带来电价下行，是美国在运市场化核电承压、新建核电少的根因（电价端下行包括电量/容量电价两个市场的走弱）。 由于核电非可再生能源，无法从RPS绿证体系中获益，因此2016年起五个州陆续开启零碳补贴项目（ZEC）以核电的零碳价值为由，率先针对经营困难的核电提供补贴。22年后拜登IRA清洁能源法案从联邦层面为核电提供税收补贴、提升了与带补贴新能源同台竞价的公平性，且新建/重启/新技术核电补贴力度＞在运。 数据中心-核电PPA签订案例，突出核电可靠性溢价/环境溢价。Talen与Constellation两家核电运营商24年内分别与Amazon、Microsoft签订了核电PPA，根据两方测算，PTC价格（IRA税收补贴后电价）以外的电价收益贡献将占到40%~50%，对于两类溢价的前景看好。 3.国内核电入市前景如何？ 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。 4.国内核电新技术落地节奏如何？ 国内核电新技术投资围绕核电“三步走”战略，从三代核电（热堆）到四代核电（快堆）到聚变堆。国内四代核电技术目前处于国际领先地位，高温气冷堆已商用并完成了第二台机组核准（电-汽联供），落地最快；中核玲珑一号SMR商用堆（全球首个）预计于2026年并网，将是下一个重点落地项目。此外，快堆与聚变堆预计分别于2035年、2050年建成商用堆。 电力供需趋于宽松风险；核燃料成本上升风险；核电核准持续性不及预期风险；核电新技术突破不及预期风险等。 内容目录 1、本轮美国核电复兴由何驱动？5 2、美核电复兴的政策/市场化工具有哪些？10 2.1电量/容量电价内卷致美国市场化核电承压11 2.2ZEC/IRA补贴:零碳价值为由、弥补亏损为实15 2.3借助数据中心供电PPA，可靠性/环境溢价再提升19 3、国内核电入市前景如何？21 4、国内核电新技术落地节奏如何？26 5、投资建议31 6、风险提示36 图表目录 图表1：1900年以来各阶段能源转型驱动因素各异（占比，%）5 图表2：以温室气体排放作为清洁性依据，核电与风/光均为领先电源类型6 图表3：核裂变技术带来核电高能量密度优势6 图表4：美对华出口限制重点在先进技术出口6 图表5：美国COP29再度明确三倍核电计划7 图表6：国内核电“三步走”战略7 图表7：更高性能的AI计算平台在功耗上有所进步8 图表8：AI搜索带来耗电量近10倍的提升8 图表9：近10年美国用电CAGR近似无增长8 图表10：高盛预测22~30年美国用电CAGR升至2.4%8 图表11：预计国内算力增长驱动IDC用电增长约27%9 图表12：PJM市场上可再生能源有效容量无法满足夏季高峰负荷9 图表13：ERCOT市场在风/光出力不足时电价飙升9 图表14：核电出力平稳、满足数据中心可靠性要求10 图表15：谷歌数据中心PUE降至1.110 图表16：与当地能源管理公司签订绿电PPA资产包，区域间调配运算需求，实现实时绿电匹配10 图表17：为实现24/7零碳目标，谷歌尝试区分可做需求侧响应的运算需求，做需求时移10 图表18：美国7大区域输电组织（RTO）区位11 图表19：在运核电多数位于管制地区12 图表20：退役核电多数位于市场化地区12 图表21：1990年后美国在运核电总数持续下行12 图表22：气电燃料成本下降导致的核电市场化电量跟降是最主要的解释因子（%）12 图表23：2010~2020十年间美国气机燃料成本接近减半13 图表24：美七大电力批发市场（RTO）批发电价走势与天然气价格高度相似13 图表25：核电固定投资高、建设周期长13 图表26：考虑税收抵免，当前新开工核电LCOE仍将接近71＄/MWh13 图表27：PJM市场电源装机容量结构14 图表28：PJM容量市场中标容量结构14 图表29：25/26交付年UCAP计算规则变化、有效供给缩小14 图表30：规则变化导致25/26交付年容量价格飙升，前期均价约100＄/MW·天14 图表31：电价端虽承压，电量消纳表现稳健15 图表32：核电电量占比稳定约20%15 图表33：美股核电运营商近两年股价表现强势15 图表34：美国放松管制市场上绿证不同交易形式影响履约认定（强制/自愿）16 图表35：美国RPS与REC体系架构16 图表36：强制性市场绿证交易规模与价格均显著高于自愿性市场16 图表37：美国RGGI碳拍卖结算价持续走高17 图表38：三州ZEC/CMC补贴政策比较17 图表39：最新一期NYZEC补贴价格18＄/MWh18 图表40：固定电价部分占比提升，稳定核电收益预期18 图表41：IRA法案以保障能源安全和国内制造业为由计划对清洁能源补贴645亿美元18 图表42：IRA法案对在运/新建/重启核电项目的补贴支持情况19 图表43：PTC价格考虑通胀率而年增19 图表44：24年来PJM市场签署的两个核电-数据中心供电协议区位情况20 图表45：两个项目处于PJM市场价格洼地，23年批发电量现货均价不超过31＄/MWh20 图表46：Talen公司发电资产组合20 图表47：Constellation公司发电资产组合20 图表48：PPA溢价与CFE绿色溢价预计占总收入的40%~50%21 图表49：Constellation公司预计享受可靠性/零碳溢价的电量占比将进一步上升21 图表50：三种预测口径下2030年前国内核电年新增装机预计3~10GW22 图表51：国内核电市场化比例约50%22 图表52：拉长尺度看国内煤价仍处于高位23 图表53：旺季煤价跌入中长期价格合理区间23 图表54：中国核电（部分）市场化机组结算电价（左轴，元/KWh）、VS核准电价偏差（右轴，元/KWh）23 图表55：中国广核（部分）市场化机组结算电价（左轴，元/KWh）、VS核准电价偏差（右轴，元/KWh）23 图表56：中国核电19~23年度电盈利波动约2分24 图表57：广东核电市场化电量安排24 图表58：浙江核电市场化电量安排24 图表59：25/26年PJM容量市场中标价格对应美国23年新建气机全成本回收约13年25 图表60：IEA-WEO预测下中国核电发展具备成本优势25 图表61：国内核电沿海分布26 图表62：国内核电进入密集投运期26 图表63：新投产机组度电盈利表现较好26 图表64：核电技术路径图谱27 图表65：主要国家小堆类型参数表27 图表66：NuScale77MW模块化小堆参数28 图表67：SMR为数据中心供电具备5大优势28 图表68：玲龙一号反应堆核心模块安装图（1）28 图表69：玲龙一号反应堆核心模块安装图（2）28 图表70：U238探明储量庞大29 图表71：快堆－压水堆二元核能体系可解决压水堆乏燃料处理问题29 图表72：国内预测口径下2060年国内U235消耗量将升至6万吨/年29 图表73：快堆替代可降低U235需求29 图表74：中核集团霞浦快堆已建成落地30 图表75：聚变堆主循环原理示意图30 图表76：氘氚（D-T）反应示意图、中子与锂（6Li）反应示意图30 图表77：核电“三步走”战略31 图表78：中国核电未来三年装机预测31 图表79：中国广核未来三年装机预测31 图表80：牌照垄断下核电央企集中度高32 图表81：华龙一号国产化率水平近90%33 图表82：三代核电设备价值占比50%33 图表83：核电设备价值中心在核岛33 图表84：核岛设备价值量拆分33 图表85：ITER装置及我国承制的部件示意图33 图表86：ITER装机预期成本构成33 图表87：中核度电燃料成本与天然铀现货价（年平均）趋势相同34 图表88：在产铀矿年供应与需求匹配情况34 图表89：考虑规划新产能落地后年供应与需求匹配情况34 图表90：核能产业链上下游核心环节与上市公司35 图表91：相关公司估值情况35 我们认为：高密度清洁能源转型、大国核技术博弈、AI算力基建带动电力基建，三重因素共同作用下，形成核电复兴预期。 多因素驱动1900年以来的能源转型，清洁性是不变的转型方向。但低密度可再生能源因其不稳定性带来的时段性缺电、电价飙升问题于各国均已有案例，尤其是中、美两国在用电量维持个位数正增长的背景下，对高密度清洁能源的追寻更为迫切。从占比来看，石油煤炭天然气在全球能源结构中仍占据重要地位，核电投资的关注度提升。 1900~1975年：技术驱动“煤转油”。在石油开采初级阶段，石油这一新品种在能源效率和运输便捷性优势，逐渐对煤形成替代。 1970~2000年：地缘政治恶化、去依附目标驱动“油转气”。两次“石油危机”引发石油供应减少；欧美发达经济体受影响较大、寻找替代能源意愿较强。 2000~2010年：中国下游需求驱动“用煤回升”。中国的资源禀赋决定了“以煤为主”的能源消费结构，随着2000年以来重工业发展，中国处在经济腾飞阶段，中国煤炭消费占全球的权重上升。 2010~2020年：ESG+多因素驱动可再生能源发展。可再生能源占比加速提升，一方面全球对气候目标达成共识，带来ESG投资风气；另一方面新能源技术突破、新的地缘政治问题出现等多因素引发了全球范围内新一轮的能源转型。 图表1：1900年以来各阶段能源转型驱动因素各异（占比，%） 来源：BP、国金证券研究所 2023年COP28以来：由美国、法国、英国等二十余国提出的《三倍核能宣言》，提出使2050年核能装机容量增至2020年的三倍目标，全球核电投资将加速。 电量平衡时期核电安全问题、经济性劣势被放大。放眼全球来看本世纪近20年内老牌核电强国（美国、法国等）核电发展放缓，在福岛核事故发生的10年内有关核电站邻避效应、核泄漏、核废料处理等老问题重新引发讨论；欧美用电增速持平甚至下滑背景下，核电相比可再生能源更高的发电成本在参与市场化交易过程中体现经济性劣势。 清洁的高能量密度能源是确定性未来方向。核电与风光可再生能源发电同为温室气体排放量最低的电源类型，但前者在能量密度上具有绝对优势，更为符合能源转型过程中对高能量密度能源的追求。 图表2：以温室气体排放作为清洁性依据，核电与风/光均为领先电源类型 图表3：核裂变技术带来核电高能量密度优势 820 720 490 4 4 34 900 800 700 600 500 400 300 200 100 0 不同发电类型的温室气体排放量（吨/GWh） 单位装机年贡献能量（EJ/MW·年） 70 60 50 40 30 20 10 0 核电风电光伏 来源：北极星电力网、国金证券研究所来源：BP、if