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一、一句话核心观点
五矿证券2026年6月电气设备行业深度报告给予核电赛道“看好”评级，全球能源安全+AI算力用电双重驱动全球核电迎来新一轮复苏周期，三代压水堆为当前主力、四代堆逐步商业化，模块化建造是降本核心路径，中长期看好核电全产业链设备企业，同时需警惕核安全、电价下行、铀资源供需错配三大风险。
二、思维导图
三、文档表格化完整总结
表1 报告基础概况
| 项目 |
详细内容 |
| 报告名称 |
电气设备行业深度：全球核电复苏，再迎景气周期 |
| 出具机构 |
五矿证券，分析师蔡紫豪 |
| 发布时间 |
2026年06月24日 |
| 细分赛道 |
核电全产业链（核岛/常规岛/BOP设备、核电运营、铀资源） |
| 行业评级 |
看好 |
| 核心驱动 |
全球能源安全焦虑+AI算力海量稳定用电需求，多国上调核电装机目标 |
| 核心主线 |
三代压水堆批量化设备交付、四代堆商业化、小型模块化核电增量 |
| 核心风险 |
重大核安全事故、现货电价持续下跌、全球铀资源供需失衡涨价 |
表2 各类电源核心指标对比（核电核心优势）
| 电源类型 |
年利用小时 |
全生命周期碳排放(kgCO₂e/kWh) |
单位占地(㎡/MWh) |
基荷适配能力 |
| 核电 |
7000~8000 |
最低 |
极低 |
极强 |
| 火电 |
7000~8000 |
最高 |
中等 |
强 |
| 水电 |
4000左右 |
偏低 |
中等 |
季节性受限 |
| 陆上风电 |
2000左右 |
低 |
高 |
弱，需储能配套 |
| 地面光伏 |
1000~2000 |
低 |
最高 |
极弱 |
表3 全球核电六阶段发展历程
| 阶段 |
时间区间 |
核心特征 |
标志性事件 |
| 试验起步 |
1951-1968 |
全球首批示范堆落地，成本低于火电 |
美国希平港、法国初代气冷堆建成 |
| 高速扩张 |
1969-1979 |
石油危机推动各国大规模新建，法核电占比突破40% |
全球订单爆发，单机容量持续提升 |
| 滞缓下行 |
1980-2000 |
三里岛、切尔诺贝利事故，审批拉长成本飙升 |
美国取消67座核电订单 |
| 缓慢复苏 |
2001-2010 |
低碳诉求提升，中国成为新建主力 |
全球62座在建机组，40%在中国 |
| 停滞调整 |
2011-2021 |
福岛事故收紧安全标准，多国暂缓扩建 |
日本大量机组停运 |
| 新一轮高景气 |
2022至今 |
俄乌、中东能源危机+AI用电需求 |
多国签署三倍核能宣言，上调装机目标 |
表4 主要国家核电中长期装机规划
| 国家/地区 |
规划时间 |
核心装机目标 |
落地举措 |
| 中国 |
2026十五五规划 |
2030年在运110GW，全球第一 |
华龙一号、国和一号批量开工，玲龙一号调试 |
| 中国 |
2026 |
加入三倍核能宣言 |
2050全球核电规模达2020年三倍 |
| 美国 |
2026能源局 |
2050年核电400GW，新增300GW |
补贴先进堆、简化审批流程 |
| 法国 |
2026全球核能峰会 |
新建6座EPR2，远期再加8座 |
全面重启核电扩张计划 |
| 俄罗斯 |
2024能源局 |
2042核电发电量占比23.5% |
对外输出成套核电机组 |
表5 五大主流堆型全方位对比
| 对比维度 |
压水堆（主流） |
沸水堆 |
重水堆 |
高温气冷堆（四代） |
钠冷快堆（四代） |
| 冷却剂 |
高压轻水 |
沸腾轻水 |
重水 |
氦气 |
液态金属钠 |
| 核心优势 |
技术最成熟、产业链完善 |
系统结构简单 |
可天然铀在线换料 |
固有安全、高温供热制氢 |
铀资源利用率大幅提升 |
| 短板 |
系统复杂、大型锻件依赖进口 |
汽轮机带放射性维护难 |
重水采购成本高 |
高温材料成本高 |
钠易燃易爆，安全设计难 |
| 国内应用占比 |
97%以上 |
几乎无应用 |
秦山三期少量 |
石岛湾示范商用 |
霞浦在建示范堆 |
| 单机功率区间 |
1000-1200MW |
1350MW左右 |
700MW |
200-250MW |
600-1200MW |
表6 国内在运&核准核电机型结构
| 机组分类 |
主流堆型 |
市场占比 |
核心特点 |
| 在运机组 |
CPR1000、CNP1000 |
压水堆97%，重水堆3% |
二代+存量机组为主 |
| 核准新建机组 |
华龙一号(HPR1000)、国和一号(CAP1000) |
压水堆97%，高温气冷/快堆极小 |
三代自主机型批量建设，国产化率>90% |
表7 三代核电投资成本拆分（1200MW机组）
| 投资分项 |
占总投资比重 |
核心设备品类 |
| 设备购置费 |
35%~40%（最大成本项） |
核岛46%、常规岛30%、BOP24% |
| 建筑工程费 |
22%左右 |
反应堆厂房、安全壳 |
| 安装工程费 |
18%左右 |
管道、电缆、特种设备安装 |
| 工程其他费用+预备金 |
20%左右 |
设计、监理、建设期利息、首炉燃料 |
表8 传统大堆 VS 模块化核电优劣对比
| 对比维度 |
传统三代大堆 |
模块化核电（玲龙一号/高温堆） |
| 建设周期 |
平均6年以上 |
缩短20%~30%工期 |
| 现场施工量 |
全部现场浇筑安装 |
工厂预制，现场仅拼接 |
| 物料消耗 |
基准值 |
管道-80%、电缆-70%、水泵-40% |
| 初始投资门槛 |
极高，单台超200亿 |
单台规模小，投资压力低 |
| 适用场景 |
沿海大型集中电站 |
海岛、工业园区、供热、偏远基地 |
| 政策支持 |
成熟存量路线 |
2026出台专项安全监管政策 |
表9 核电项目经济性测算（标准1200MW机组）
| 测算参数 |
数值 |
盈利指标 |
数值 |
| 单位造价 |
18000元/kW |
全投资IRR |
7.24% |
| 建设周期 |
5年 |
资本金IRR |
7.65% |
| 运营寿命 |
60年 |
平准化度电LCOE |
0.318元/kWh |
| 年利用小时 |
7500 |
全周期净现值NPV |
38.22亿元 |
| 含税上网电价 |
0.38元/kWh |
所得税率 |
25% |
表10 国内核电电价政策演进
| 时间 |
政策文件 |
核心定价规则 |
| 2013年前 |
无统一标准 |
一厂一价，造价超支推高电价 |
| 2013年 |
发改价格〔2013〕1130号 |
全国标杆0.43元/kWh，两价取低；首堆可溢价 |
| 2019年 |
三代核电试行电价 |
三门0.4203、海阳0.4151、台山0.435元/kWh |
| 2023年 |
电力现货规则 |
核电全电量逐步入市，配套差价合约CFD兜底 |
| 2026年 |
辽宁交易细则 |
机制电价+市场化差价分摊，稳定电站收益 |
表11 全球铀资源供需格局
| 维度 |
核心数据 |
产业影响 |
| 铀矿资源集中国 |
澳大利亚28%、哈萨克斯坦14%、加拿大10% |
资源国集中，采购地缘风险高 |
| 核电需求集中区 |
中国、北美、欧洲 |
资源产地与需求地严重错配 |
| 一次铀供给状态 |
产能低于长期需求 |
铀价长期上行压力 |
| 缺口填补方式 |
退役核武器稀释铀、乏燃料后处理库存 |
二次供给不可持续，长期成本抬升 |
表12 行业三大核心风险拆解
| 风险类型 |
触发场景 |
对产业链影响 |
| 核安全风险 |
堆芯泄漏、重大放射性事故 |
全球核电审批暂停，设备订单全面延后 |
| 电价下行风险 |
现货市场煤电低价，无CFD兜底 |
核电站ROE持续下滑，新建项目暂缓 |
| 铀资源涨价风险 |
矿山扩产缓慢、地缘限制出口 |
核电可变成本抬升，压缩电站盈利空间 |
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