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韩国古里核电站机组因电源切断器故障暂停工作
&&&&简要内容：韩国水力核电公司14日说，该国古里核电站1号机组因电源切断器内部故障于12日晚暂时停止运转，预计经过整修后可于15日恢复工作。韩国民主党国会议员金荣焕14日表示，全球75％的核电事故是因为设备老化导致，而古里核电站4个机组的故障占韩国核电事故的43％。　　新华网首尔4月14日电（记者姬新龙）韩国水力核电公司14日说，该国古里核电站1号机组因电源切断器内部故障于12日晚暂时停止运转，预计经过整修后可于15日恢复工作。
　　韩国水力核电公司是古里核电站的运营方。该公司14日发表新闻公报说，故障是由电源切断器内部连接端子过热导致，“情况并不严重”。公司表示，古里核电站正在更换使用了将近30年的所有旧的电源切断器，并将对切断器的性能进行定期检查。
　　古里核电站方面也表示，故障是因为电力系统问题所致，核电站目前维持在安全状态，不会发生放射性物质外泄的情况。
　　位于韩国东南部的古里核电站1号机组是韩国首个核电机组，1978年4月开始运行，2007年6月使用期满后曾一度停止运转。在经过安全评估和政府许可之后，该机组从2008年1月起进入为期10年的延长运转期。日本福岛第一核电站发生放射性物质泄漏事故后，延长使用该机组的做法在韩国国内引发争议。
　　韩国民主党国会议员金荣焕14日表示，全球75％的核电事故是因为设备老化导致，而古里核电站4个机组的故障占韩国核电事故的43％。他要求韩国政府对此次故障采取必要对策。
　　但韩国水力核电公司表示，出现故障的电源切断器是2007年8月重新更换的，“因此并不是设备老化导致了此次故障”，在更换故障部件并经过试运行之后，预计古里核电站1号机组将于15日下午恢复正常运转。
来源：新华网　编辑：于雅洁
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证券导刊 14年第34期
在政策面、产业面、公司面三大因素重叠共振的刺激下，始于日开启的本轮军工行情正在向纵深阶段演绎。与此同时，在“去房地产”的过程中，军工产业将成为中国新一轮科技革命的发端，也将成为社会资...
核电重启正当时
发布：华企商学院&&&|&&&&&&|&&&发布时间：
引言：2、对于仪控、锆管这些尚未国产化的短周期产品来说，其所生产的产品价值占整个核电机组的比例极低，对于安全性影响却很大。所以业主倾向于选择进口产品，替代进程缓慢。基于此，判断下半年行业重启对于相关上市公司订单的影响也不会明显。
　　核电：最适合替代火电成为我国基荷电源 　　核能自六十年前推广应用于商业发电以来，一直都是充满争议、毁誉参半。支持的人认为在安全的前提下，核电几乎无可挑剔；反对的人则视其为定时炸弹，甚至谈核色变。 　　可以预见，在未来的很多年中，这种争议仍将伴随行业的发展一直存在。 　　特别是在中国，经历了2008年的&狂热&及2011年的&骤停&，核电在2014年又将再启征程，无论是实业、媒体还是市场，都对此保持了极高的关注。在这一背景下，我们试图在本篇报告中对核电行业的历史、现状及未来做一个简要梳理，望能为投资者的研究提供参考。 　　压水堆核电站成为全球主流 　　可控核能发电的基本原理是中子轰击放射性元素原子核引发链式反应，反应放出热量加热循环冷却介质形成高温高压蒸汽，进而推动汽轮机旋转发电。目前在全球已商业化运行的电站中，基本都采用了铀（U235）作为燃料。 　　在一个完整的商业流程中，铀矿首先由天然矿井开采（U308，其中U235占0.72%，剩余的都是U238），经过转化、离心提存成为U02芯块（U235含量为3%）。芯块组装成单根燃料棒后，与控制棒导管以及测量管一起构成单个燃料组件。数量众多的组件最后被排列放入核岛中，形成核电反应堆。在启动核反应后，裂变反应发生，U235被消耗的同时还生成新的俘获产物和裂变产物等。此外，还有大量的铀238在整个过程中未参加反应。而在数年的运行后，绝大部分乏燃料会被取出，经过安全处理后进行永久保存。 　　在整个反应堆中，除了燃料本身，还有两种材料至关重要：一个为减速剂，主要用于降低中子速度，维持反应持续；一个是冷却剂，用于带走反应堆热量。 　　虽然裂变反应的原理一致，但全球仍存在多类型的核电机组，通过不同的方式来实现核电向电能的转化。当前运用较多的主要有： 　　1、压水堆：以普通水为减速剂及冷却剂，由双回路构成：一回路流进反应堆，采用高压维持不沸腾；二回路与一回路换热，形成高压蒸汽送入汽轮机。压水堆的主要优点为通过双回路设计隔离辐射。但这也导致热效率降低。 　　2、沸水堆：以普通水为减速剂及冷却剂，只采用单回路发电。水直接从反应堆取热后沸腾，形成高压蒸汽送入汽轮机。沸水堆的热效率相对较高，但会导致汽轮机带辐射，而为了隔离汽轮机的辐射所追加的投资往往抵消了热效率的提升。 　　3、重水堆：以重水为减速剂的机组，其主要优点是可采用天然铀发电。此外，与压水堆及沸水堆更换燃料需要停机不同，重水堆的独特堆芯设计使得其可在工作状态下完成换料。该类机型的主要缺点是投资高、体积大。 　　除了上述三种常用的机组外，还有诸如石墨气冷堆、快中子增殖堆等多种新式机型在研制或小规模试点中。 　　从统计来看，压水堆以其辐射范围小、投资相对较低的优势，在全球商业机组中基本占据了主流。 　　满足基荷电源的全部要求，但安全性是绕不过的话题 　　核电被支持者认为是我国清洁能源中最适合作为基荷电源的发电方式，这也就是说，核能可取代火电供应全国绝大部分电力。而且其工作过程中能保持满发运行，不参与电力调峰，这主要是由核电自身显著优势决定的。 　　1、核电优势 　　基荷电源要求的几大特质是：量大、稳定且价格低廉。而从实际运行情况来看，核电能很好满足上述全部条件。 　　1）成本低廉。首先从成本看（暂不考虑泄露等事故造成的小概率外部成本），核电机组单kwh发电成本约为0.30元，略高于水电（0.20～0.25元），但低于火电脱硫脱硝后的发电成本，更远低于风电及光伏。而根据中核披露的经营数据，也可以从侧面看出核能发电的低成本（上网电价平均0.43元）。此外，核电成本构成中燃料占比低，易于保持相对稳定。 　　2）单机功率大，能提供规模化供电。当前，二代机组一般单机功率都超过百万千瓦，相当于超超临界火电机组，后续三代机组推广后，单机功率还可进一步提升。而在其他清洁能源中，除了干流水电站可提供如此大的单机功率外，风电、光伏及支流水电站都难以支撑大规模发电。需指出的是，可建干流水电的适宜选址越来越少。 　　3）功率稳定可持续。核电机组单次换料后，即可按额定功率满发十八至二十四个月，直到下一次换料停机。按折算，核电年利用小时接近8000小时，远高于其他电源（当然，国家特许核电不参与调峰也是造成其利用小时高的一个政策性因素）。而与核电相对，水电、风电及光伏的发电功率极易受上游来水、风力及日照等自然因素变化的影响。（附：利用小时=全年发电量/机组核定功率）。 　　4）生产过程中无大气及飞灰污染。这是核电相对于当前基荷电源（火电）的最大优势。 　　2、核电劣势 　　如果不考虑小概率事故所带来的泄露与辐射，核电完全称得上是完美的能源提供方式。但从近六十年的行业增速来看，核电并未表现出快于其他能源的发展。这也充分说明，安全上的质疑仍是核电绕不过的槛。 　　1）运营事故可能造成的核污染。与其他电源不同，核电事故对当地所带来的影响可能是深远且长期的。这也是民众对于核能发电异常敏感的主要原因。特别是电站由于需要大量冷却水，其选址必须是沿海或内陆水系上。未来，一旦内陆核电发生泄漏，污染进入水源，那么下游城市都会面临一定风险。 　　近年来，各国核电设计人员的主要工作就是通过技术手段降低事故发生的概率。目前，在成熟的二代电站中，已能做到堆芯融化而辐射不外漏，而三代机组则能更进一步地提高安全性。但从历史案例来看，前几次事故的触发点都是意想不到的非技术因素（如人员误操作、自然灾害）。必须承认，在未来的核电建设中，也难以保证可通过技术手段完全杜绝突发极端事故（包括战争）所带来的风险。 　　2）乏燃料处理过程中可能的污染。在核电站正常工作的状态下，每年更换下的乏燃料仍具有很强的放射性。我国在运行电站主要将乏燃料暂时储存在电站中的硼水池中，少部分会运往位于甘肃的404厂进行再循环处理。然而，随着旧电站的不断运营以及新电站的加入，废弃的乏燃料会迅速增长（百万千瓦机组每年约30吨燃料更换），必须进行统一安全管理。目前，我国已选择甘肃建设大型永久处置库，未来全国各地的乏燃料都将统一运输至当地。而在运输过程中，乏燃料也存在一定泄露与遗失的风险。 　　全球发展：偶然事故影响极深，大国政策存分歧 　　振兴与复兴，两次行业发展均被事故&终结& 　　在过去的六十年中，虽然伴随着机组的不断升级，单机功率及热效率提升迅速，但核电发展的历史绝对算不上一帆风顺。细究历史，可以发现行业发展曾经历过一段爆发期，随后因两次事故而中断；而在新世纪，众多积极因素曾促使行业复苏，福岛事件却又给予&闷头一击&。总体来看，全球核电发展的进程极易受偶发事故的影响，这在其他电源领域中并不多见。 　　我们可以大致将世界核电历史分为四个阶段： 　　1、振兴期：商业化发电从试水转向普及（年）。经过数十年的实验堆运行验证，核电从1960年正式转为商业化运行。从美国西屋第一台全商业化250mw压水堆机组开始，西方各国都开始尝试建立小型核电厂。而进入1970年后，机组的规模显著提升，百万千瓦装机也开始成为标配。以1976年的高峰期计算，当年全球新增近50台机组。 　　2、低潮期：两次事故的重创（年）。1979年发生的美国三里岛核电事故给全球核电热潮浇了第一盆冷水，事故由操作人员失误导致，从发生到反应堆彻底毁坏只用了120秒。虽然最后并未造成大规模泄露，但事故引发美国民众强烈反弹，政府作出停建全国核电的决定。受此影响，全球多国核电机组订单延迟或取消，年新增装机显著下降。 　　而在1986年，俄罗斯切尔诺贝利电站出现更严重事故（同样为操作失误），其4号反应堆爆炸，燃料全部泄露。事故导致1650平方公里土地被辐射，上万人受污染。切尔诺贝利事件后，全球核电发展跌入谷底，一直到1996年接近零新增装机。 　　3、复兴期：能源及环保需求让核电再次抬头（年）。进入新世纪以来，切尔诺贝利后十多年的技术改进使二代核电机组的安全性得到提升。此外，快速增长的电力需求以及对环保的重视迫使各国开始重新关注核电，全球新增装机开始回升。行业复苏趋势在年达到高峰，除核电大国英国、俄国相继公布远期规划外，亚洲也加入扩建阵营。以中国为例，其在2008年一次核准14台机组，2020年运营规划也由此前的4000万千瓦上调至8000万千瓦。然而，当核电发展势头正旺时，2011年年初发生的日本福岛核事故再次带来了强烈冲击。同年，多国核电政策作出调整，机组核准被迫延迟。以中国为例，其在建电站全部停工检查，2020年运营目标又回调至5800万千瓦。 　　4、新的十字路口：（2012年至）。核电发展经历两起两落，各国政策已出现显著分歧。站在今天这个时点往后看，我们认为，全球核电将步入一个较为漫长的调整或抉择期。在未来五至十年内，应该很难再看到全球装机的趋势性提升。 　　何去何从，大国政策分歧明显福岛事件对全球核电的发展产生了巨大冲击，各国政府的产业政策都面临一定调整。而对于行业后续的走势，大国的态度成为了决定性因素（已有的434台机组中，近70%分布在七个大国中）。我们查阅了近年有关国家的相关文件及政府表态，主要总结如下：1、各国都提升了核电机组安全标准，对于技术指标的要求将愈发严格；2、对于国内机组数量的规划，大国间出现了较为明显的分歧。 　　选择继续谨慎提升国内装机规模的国家主要分布在亚洲，包括中国、印度、俄罗斯及韩国等。上述国家原本也是核电复苏期中的新一代建设主力（在建的70台机组中，49台分布在这四个国家中）。除了亚洲大国外，美国则是扩建国家中比较值得关注的一方。 　　奥巴马在福岛事件后表示会按照原定的核电发展计划发展核电，在2013年，美国正式启动4台ap1000机组的建设。 　　决定逐步削减国内装机的国家除了日本，还有部分欧洲国家如法国及德国。其中，日本在福岛事故后曾宣布要实现2030年前全岛无核化，而在安倍上台后，日本核政策微调为&减核而不废核&，目前原开建机组已复工，但暂无新增机组信息。法国方面，其核电使用比例高达75%。后续政策则定调为调减这一比例至50%（2025年）。此外，德国是目前拥有核电的国家里反核最彻底的，其政策规定国内所有核电机组在2022年前全部退役，期间不新增装机。 　　中国核电：福岛事件促政策调整，&再上路&原则以稳为重 　　&十一五&核准井喷，&十二五&开年强制性降温 　　中国的核电建设属于典型的&起点低，步子大&。虽然在目前全球已运行的434座机组中，中国仅有20座，比例不到5%；但从在建的机组看，中国占比高达40%（全球70座，中国28座）。 　　在2000年前，国内核电发展属于商业化试水阶段，整个阶段的主要发展脉络是：从多国引入机型，到国产化技术路线确定。当时国内具备核电站控股权限的公司仅中广核及中核两家，1985年，中核在秦山开建的30万千瓦试验性机组是中国首台核电站。该机组由中核自主研制，1991年年底正式并网发电。1987年，中广核引进法国技术，在大亚湾开建两台百万千瓦级机组，这也被认为是国内首座大型商业化核电站。而此后在年的十年内，我国还在秦山及大亚湾周边分别建设了引进自加拿大及俄国的核电机组。面对多国技术混杂的局面，广核在法国技术的基础上通过改进最终确定了国产化技术路线（cpr1000）。 　　我国核电进程在&十一五&正式进入加速期。推动建设井喷的因素主要有两个：一是前期试水商业运行的各机组工作状态良好；二是我国在年遇上电荒。在这五年内，我国共核准机组34台、开工30台，所采用的机型大部分为国产化cpr1000。而伴随着建设加速，我国核电装机目标也不断提升。在2007年《核电中长期发展规划》中，能源局设定2020年国内核装机目标为4000万千瓦，而到2010年，这一目标一度提升至8000万千瓦。 　　在整个&十一五&阶段，我国核电建设除了规模提升外，还实现了三个转变： 　　1、设备国产化率的提升。在我国首台cpr1000电厂&&岭澳一期1号机组中，设备国产化率只有不到50%；而经过发展，我国目前已基本实现超过85%的国产化率，并且达到了8～10台套的批量制造产能。 　　2、由沿海向内陆选址的尝试。出于安全及电力需求紧迫性的考虑，当前在运及在建机组全部位于山东、浙江及广东等沿海省份。而为了拓展核电可发展空间，我国在&十一五&期间已启动内陆电站选址考察。2008年，国家能源局先后批复湖南桃花江、湖北咸宁及江西彭泽等三处共6台机组开展前期工作。 　　3、全球最新一代核电机组的引入。如果把1960年之前全球的试验性核电机组认作第一代核电，那么六十年后至今，所有商业化运行的机组都称为二代核电（我国在引进的海外技术基础上改进的cpr1000算作二代半）。而实际上，早在2000年前，欧美国家为了避免三哩岛及切尔诺贝利事故的再次发生，已先后制定了新的核电标准并依此设计了安全性更高的第三代核电（法国的EPR及美国的Ap1000）。我国在2009年大胆地引进了上述机型，并准备应用在三门、海阳及台山等机组中（目前，全球尚未有三代核电机组投运，美国及法国本土仍为在建）。 　　事故后政策导向三调整：降目标、停内陆、升机型 　　正当国内核电高歌猛进时，2011年福岛事故促使其强制降温。国务院除要求立即暂停核电审批、停止核电建设外，还提出了所谓核电&国四条&。这四条规定也被业界普遍认为是核电审批重启的前提条件。在这四条规定中，前三条关于在运和在建机组的排查在2011年年底已全部完成。此外，环保部制定的《核安全规划》于2012年6月获国务院通过，能源局制定的《核电安全规划》及《2020核电中长期发展规划》（新）则于2012年10月通过。同年12月，因福岛事故而临时延迟批复的田湾3号、4号机组重获核准，其余获路条机组暂未放行。而从目前时点来看，2014年我国有望恢复常态化建设。 　　福岛事件除中断我国核电建设外，更重要的是带来国内核电政策的转向，这主要包括三个方面： 　　1、装机目标的下调。福岛事件前我国核电2020年在运行装机目标最高曾提至8000万千瓦。事故发生后，能源局出台新一版中长期发展规划，其中调整后的装机目标降至5800万千瓦，较之前降低40%。 　　2、内陆机组的&冷藏&。福岛事件前我国已开始对内陆建厂进行尝试，且已准许6座机组开展前期工作。而在事故后，国务院明确要求&十二五&期间不启动内陆核电项目，&十三五&安排待定。目前，桃花江、彭泽及咸宁施工现场已被&冷藏&。 　　3、二代技术向三代的加速切换。目前，我国在建机组主要采用国产二代半机型，而在事故后核准部门提出新建核电机组必须符合三代安全标准。 　　这里简单介绍下什么叫三代核电：经历了三哩岛及切尔诺贝利两次事故后，西方民众对于核电安全性的质疑显著提升。为了促进行业发展，美国及欧洲先后出台了《美国用户要求文件（URD）》及《欧洲用户要求文件（EUR）》，对于未来核电站的安全性及经济性（规模化推广后）提出了更高的要求。通常意义上，我们把能满足上述文件要求的机型称为三代核电。 　　现今具有代表性的第三代核电技术大致有六种堆型，分别是美国西屋的AP1000、法国阿海珐的EPR、美国通用电气的ABWR、日本三菱的APWR和韩国电力的APR1400。其中最具代表性的就是AP1000和EPR。 　　虽然AP1000和EPR同为三代核电，但其在设计思路上存在一个至关重要的区别，即安全系统的能动或非能动路线。所谓能动，即主要依靠外部动力来保证安全系统的运作（如交流电源驱动冷却泵）。在现行二代机组中，一般设置的全部为能动安全系统。而与之对应，非能动安全系统一般降低或排除对于外部动力的依赖，直接利用对流或重力等自然属性驱动系统运作。 　　EPR机型的设计思路实际是在二代机组的能动安全系统上再增加和强化。例如，安全注射、堆芯余热排出、应急安全电源等系统都由二系列增加为四系列，同时，增设堆芯熔融物捕集和冷却系统以防止安全壳熔穿等。总体来看，EPR机型实际是给二代机组做加法。 　　与EPR相反，AP1000机组则是在多环节中采用非能动系统，极大降低了电站对于外部动力的依赖。以非能动安全壳冷却系统为例，其在主蒸汽管破裂事故发生在安全壳内时，将空气从外层屏蔽壳入口引入，通过外部环廊到达底部，在空气折流板底部转向180&，进入内部环廊，再沿安全壳内壁向上流动。由于内部环廊空气被加热以及水蒸气的存在，内、外环廊的空气存在密度差，形成空气的自然循环，空气最终从屏蔽壳顶部的烟囱排出。在安全壳顶部设有可供使用72小时的冷却水贮存箱，水依靠重力向下流，在钢安全壳弧顶和壳壁外侧形成一层水膜。当安全壳内压力或温度过高时，系统自动开启。由水膜和空气的自然循环导出安全壳内的热量，降低其压力，保证其不受损坏。 　　AP1000通过采用非能动安全路线，可有效简化系统，减少设备用量，而在做减法的同时，还能保证极高的安全性（发生事故时，允许操作员72小时内不干预）。 　　我国同时从海外引进了EPR及AP1000机型，主要吸收方分别为广核及新设立的国核技。而从近年实际趋势来看，国核的AP1000或成为我国未来几年三代核电主流。为了应对这一竞争，广核及中核分别在原有CPR1000技术上同时参考EPR及AP1000进行改进，推出了国产化三代机组ACP及ACPR。目前，在能源局的主导下，这两类机型已统一合并为&华龙&机组，或将在福清5号机组上得到首次应用。 　　闸门重开，承启阶段特征：谨慎、平稳 　　年初能源局工作会议明确提出，2014年将安排开工一批机组。这也预示着我国将正式恢复核电建设的常态化。而对于后续的行业判断，我们认为特征将会是&谨慎、平稳&。 　　换句话说，判断未来几年内年新增开工机组应该稳定维持在中等水平上（6～7台左右），很难看到加速。我们作出这一判断的主要理由有： 　　1、当前规划的2020年装机目标是不到6000万千瓦，且由于经济增速下行，目前国内电力供应相对过剩，再次提升装机目标的必要性不足。我们按1700万千瓦已运行、3000万千瓦在建的规模计算，目前距离这一目标只有1300万千瓦的缺口。考虑到五年的建设期，实际年每年仅需开工6台机组。 　　2、内陆核电不开放的前提下，新建机组将全部集中在广东、浙江、山东及福建等沿海省份。而随着沿海机组密度的不断提升，带来的安全风险也快速增加。 　　3、后续机组主推三代技术路线。但目前三代核电只是在理论上具有更高的安全性，暂未经实际运行检验（全球尚未有三代核电投产）。我国最早开工的三代机组需要到2014年年底或2015年并网，运行检验还需要两至三年。而在此之前，大规模上新式机组同样存在较大风险。 　　额外增量：核建出口及小堆补充 　　除了国内的常规电站建设外，还有两个发展方向可为我国核电行业提供增量，分别是核电站出口及小堆核电的推广。有关这两个增量的新闻常被媒体报道，我们这里做个简要介绍。 　　1、核电出口 　　我国在过去几十年从海外引入了多种类型的核电机组，但截至目前，中国还未有国产化机组在海外得到真正推广。究其原因，是我们还没有一款机型可以同时满足两个条件，即：1）拥有绝对自主的知识产权，海外推广无法律障碍；2）被广泛承认的安全性与经济性。 　　我国前期完全拥有自主知识产权的机组只有中核的CNP300/650，该机组目前已成功向巴基斯坦恰希玛电站输出4台。但受限于其容量有限，且型号较老，目前CNP300/650在其他国家并未被推广。 　　中国目前广泛在建的二代半机组CPR1000是在法国M310机型上改进的，该类机组在海外推广时会与法国牵扯产权纠纷。 　　中国未来最有可能实现批量出口的机型是国核的CAP1400、中核的ACP及广核的ACPR（后两种逐步融合为华龙ACC。出口国产三代改机组确认与美国西屋不会发生产权纠纷）。目前，中核已与巴基斯坦卡拉奇海岸电站签订出口两台ACP1000机组的订单。 　　目前，尚未有国产化三代机组投运。中国未来要真正打开海外市场，亟需在巴基斯坦外的国家（特别是欧美）先成功运营一处标杆性电站。 　　2、小堆核电 　　目前，商业化核电站为降低度电成本，增加经济性，都不断提高自身额定功率。但须注意的是，行业发展的另一方向，即小堆核电，也正在得到世界各国的关注。 　　一般将小型核反应堆定义为发电功率小于30万千瓦的核反应堆动力装置，简称小堆。 　　实际建设中，小堆一般采用模块化架构，即将核蒸汽系统一体化集成为反应堆模块，每个模块的最大发电能力是10万千瓦。一个模块式核电厂可以有2～6个模块，模块可以根据厂址的形状和大小自由组合安放。 　　相比传统核电站，小堆的优点有：1）体积小、占地少、工期短。相比于大堆，小堆的设备尺寸和重量都大大缩减。压水堆电站的建设周期需要60个月，而中核集团开发的小堆建设周期预期只需要36个月。2）可供电、热、汽、水。小堆不仅能为中小电网、极地岛屿和偏远山区供电，还可以为城市供热、为工业园区和石化企业提供热电、为破冰船和海上船舰提供动力等。3）小堆多采用的是非能动的堆芯冷却系统和余热冷却系统，满足最高安全标准。4）滚动开发，以核养核。在项目初期，无需筹集太多资金，当一个模块建成发电时，将为下一个模块的建设提供正向现金流。 　　目前，世界多国都在尝试小堆研制，所采用的技术最多的是压水堆，其他也包括高温气冷堆及快中子堆等。 　　在国内企业中，中核依靠多年技术研发的基础，在小堆开发上走在行业的前列。据了解，近年来中核投入5亿余元进行ACP100的研发工作，目前已经转入工程设计阶段（广核及国核紧跟其后，分别启动研发ACPR100及CAP150）。除研发外，中核还与国电集团共同出资组建了专门从事模块式小堆开发、推广、投资建设及运营管理的专业化公司&&中核新能源公司。目前，中核新能源在莆田、漳州、赣州等多个地区进行了选址协商，为后续建设做准备。 　　从目前情况来看，小堆由于单千瓦投资高导致经济性低下，短期并不存在大规模推广的基础，预计&十二五&期间将主要建立个别示范点以观察其运行的稳定性及成本下降空间。 　　部分辅件生产商可在重启中获得订单实质性回升 　　单台机组耗百亿，重启对应核电投资回暖 　　伴随着&十一五&期间内的装机放量及设备国产化率提升，我国核电站单千瓦的初始投资已较大亚湾时期显著降低。但即便如此，目前一台二代机组的总投资仍高达约110亿元。假定今年国内核电如期重启且恢复至7台左右的年新核准量，可粗略计算总造价近800亿元（以二代机组计算。三代由于刚引入，估算投资是二代的两倍以上）。 　　核电投资的一半主要用于购置设备，所以项目重启对于设备商的订单也会有显著拉动。为了方便，我们先简单将电站设备分为三类，分别是核岛/常规岛主辅机、核岛/常规岛零部件及电站辅助系统。其中，主辅机是构成发电热力循环的最核心构件。 　　这里我们不去技术性地解释各项设备的具体工作原理，仅简单介绍主辅机如何完成一个基本的发电循环： 　　1、在核岛中，主泵将一回路水泵入压力容器内，并与其中的反应堆换热形成高温高压水。加热后的水进入蒸汽发生器内与二回路水换热，使其成为高温高压蒸汽。在这个过程中，稳压器可保证一回路水不沸腾。 　　2、加热后的二回路水蒸气由核岛流向常规岛，先后进入汽轮机高低压缸做功，推动其旋转完成发电。做工后的乏气由冷凝器凝结成水，并由水泵先后泵入低压、高压加热器预热。预热水再次流向蒸汽发生器完成一次循环。 　　3、正常状态下，反应堆功率由燃料控制棒插入深浅控制。紧急事故下，安注箱（一回路补水）及硼注箱（紧急停堆）保证风险可控。 　　国产率较高的短周期设备厂商将迎来订单实质性回升 　　核电建设的重启将带动整个装备行业受益，但对于企业来说，要参与到产业链环节中需要获得非常严格的资质认证。目前，在我国从事核电设备设计与制造必须先具备由核安全局颁发的《民用核安全机械设备设计/制造许可证》。而且该证是具体到单一设备，如果公司要扩充产品线，还需再次申请相应的证书。 　　核安全局还对设备按重要性等级进行了分类，其中机械设备共分为4级，分别是核安全1级、2级、3级及非核级，重要性依次递减。此外，电气设备分为安全级（1E）和非安全级（非1E）两个等级。在一座压水堆核电厂的设备中，核安全级的台件数约占总台件数的40%，而一件设备由非安全级改为安全级，造价上可能提高数倍。 　　我们整理了历年核安全局批复的有关许可证，发现很多上市核电企业都具备了持证资格。值得注意的是，企业获得许可证只代表进入设备市场，但重启对于其业绩影响如何还取决于很多因素，主要包括：1、其生产的设备属于短周期还是长周期；2、是否能实现国产化，公司市场份额如何；3、公司核电业务对于总体业务的业绩弹性。 　　这里要特别介绍一下核电设备的长短周期区分。由于不同产品的规模、构造及生产工艺不同，其制造耗时也长短不一。一般将生产周期在两年及以上的设备称为长周期设备（包括绝大部分主/辅机）；而周期在几个月到一年左右的称为短周期设备，如绝大多数零配件和辅助系统。 　　生产周期不同，决定设备招标时点也不一样。一般长周期设备需要在开工一年半前完成招标下单，而短周期设备则陆续在开工前后半年左右招标。基于此，一般短周期设备企业其新增订单情况与当年项目开工数的变化较为同步；而长周期设备企业所显示的相关性较低。根据我们的粗略统计，目前已获路条等待核准的机组中大部分已进行过主辅机设备招标。基于此，判断建设重启对于长周期企业新增订单的拉动不会明显（但可使交货进度提前）。 　　我们将主辅机、零部件及电站辅助系统三类设备按长短周期及国产化情况再分类，同时归纳了主要上市公司的份额及弹性，结果如图表4所示。从图表4中我们大致可以总结出核电建设重启对于设备企业的影响，结论如下： 　　1、对于主辅机本体及其铸锻件、构件这些长周期设备来说，大部分已获路条待核准的机组已在之前完成招标。故下半年行业重启对于相关企业短期的新增订单拉动不会太显著，但可加快其已有订单排产，促进收入确认（完工百分比法）。此外我们还注意到，该环节绝大部分上市公司的主业都为非核电产品，核电业务占比很低，故重启对于其利润表的影响也不大。唯一例外的是近期刚借壳上市的台海核电，其主营核电主管道业务，当前在手订单超5亿元，2014年业绩将实现高增长。 　　2、对于仪控、锆管这些尚未国产化的短周期产品来说，其所生产的产品价值占整个核电机组的比例极低，对于安全性影响却很大。所以业主倾向于选择进口产品，替代进程缓慢。基于此，判断下半年行业重启对于相关上市公司订单的影响也不会明显。 　　3、对于阀门、暖通这类完成国产化的短周期产品来说，近期核电重启会给国内企业带来较多订单。我们主要关注企业自身的弹性，江苏神通及南风股份作为各自领域的龙头，且核电业务占比较大，受益程度也较为显著。 　　4、总结来看，核电重启中最为受益的上市公司分别是江苏神通、台海核电及南风股份。 　　机型升级无碍国内企业供货，单机辅件需求未来或下调 　　前文讨论的设备投资及企业参与情况，都是基于此前二代半机型为主的市场。但今年重启后，国内新核准的机组会迅速向三代技术切换，这会对市场产生怎样的影响？ 　　我们将这种影响分为两个问题来讨论：1、市场参与者会发生怎样的变化？2、市场容量会不会受影响？ 　　关于市场参与者的问题：目前，三代机组主要是从美国和法国直接引入，所以初期建设确实出现了以海外设备为主的情况。以第一台AP1000机组三门1号为例，其国产化率只有30%。但据了解，在本次技术引进中，管理部门和运营、生产企业都将快速国产化视为推进重点。从前期招标情况来看，待第四台机组海阳2号投产时，国产化率将接近80%。 　　国产化完成较早的主要是主/辅机，但阀门、暖通等设备也将快速推进。目前，江苏神通的三代核级阀门以及南风股份的三代核电空气处理设备已通过技术鉴定。此外，除了直接引进的AP1000、EPR外，其他三代机组（CAP1400、ACPR等）本身都是国产化设计，所以设备国产化会完成得更为顺利。 　　关于第二个市场容量的问题：前面报告中我们提及过，AP1000采用的是非能动技术路线，因而其安全系统得到简化，辅件设备的用量也大幅减少。据了解，与二代半机组相比，AP1000的阀门、泵、管道及电缆的用量分别下降50%、36%、83%及87%，而且其取消了1E级应急柴油发电机系统，交流电源、设备冷却水及暖通空调系统的安全级别也降至非安全级。 　　目前，由于AP1000处于应用初期，设备价格存在较高溢价，故单机组招标的辅件总价值并未下降（甚至有所提升）。但从长期来看，随着国产化率的提升以及三代机组的常态化建设，设备价格将迅速下降，每台机组的单类辅件产品招标总价值也有下降的风险。 　　需特别指出的是，与二代半机组相比，AP1000所使用的主设备锻件及构件用量更大，工艺要求更高，因为其价值总量仍将有所增长。 　　投资建议 　　核电重启将带来长周期设备企业收入确认的加速以及短周期设备企业订单的快速提升，受益程度最大的三家企业分别是江苏神通、台海核电及南风股份。此外，东方电气、上海电气、久立特材及中核科技也是相关受益标的。 　　整体来看，我们认为今年核电行业的主题性投资机会较为明确，相关公司的股价前期亦有所反应。考虑到下半年事件性刺激因素较多（包括重启政策及领导讲话、实质重启、中核上市、国核与中电投合并等等），建议重点关注上述标的。 　　邬博华本网站资源由读览天下网站提供，所有版权解释权归读览天下所有
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