2008年核电行业风险分析报告 113页

'2008年核电行业风险分析报告目录第一部分行业运行及运行环境8第一章2007年核电行业总体运行情况综述8第一节核电行业进入积极推进时期8第二节核电技术自主化步伐加快8第三节能源巨头纷纷向核电领域扩张9第四节未来数年开工的核电站以二代半技术为主9第五节核电装机容量变化趋势9第二章电力行业运行环境和政策及其对核电的影响11第一节宏观环境11第二节电力布局与规划政策11第三节行政审批及行业准入政策12第四节环境保护和结构调整政策13第五节电价和行业运行政策14第三章电力需求态势及对核电的影响18第一节总需求18第二节区域需求18第三节行业需求20第四章电力供给态势及对核电的影响22第一节总供给22第二节区域供给结构23113 第三节电源结构24第四节新能源和可再生能源25第二部分核电运行及运行环境26第一章核力发电上游行业26第一节核燃料26一、铀概述26二、铀矿资源29三、中国核燃料解决方案30第二节核电建设工程行业33一、中国核工业第二三建设公司33二、中国核工业第二二建设公司34三、中国核工业第五建设公司35四、中国核工业中原建设公司35五、浙江省火电建设公司35六、总结比较36第三节核电设备行业37第二章核电供给态势及预测39第一节总供给39一、核电装机情况39二、核电发电情况39第二节区域供给结构41一、核电站区域布局的现状和未来41二、已建核电机组41113 三、在建核电机组44四、拟建核电机组48第三节技术结构56一、核电技术现状与发展56二、现有核电站技术类型统计59三、在建和拟建核电站技术类型统计60四、中国核电技术发展趋势62五、三代核电系统共存64第四节规模结构66一、现有核电站规模结构的统计66二、拟在建核电站规模统计66三、核电装机大型化分析66第五节核电建设投资67第三章核电电价态势及预测68第一节电价对核电的影响68第二节提高核电经济性和电价承受能力68一、核电站非批量建造成本高昂68二、多种手段提高核电经济性69第三部分核电竞争格局71第一章电力企业核电资产概述及08年发展预测71第一节三大核电集团71一、中国核工业集团公司71二、中国广东核电集团公司73113 三、中国电力投资集团公司75第二节其他企业核电资产77中国国电集团公司77中国华电集团公司78大唐国际发电股份有限公司79中国华能集团公司79中国核工业建设集团公司80浙江能源集团有限公司81申能（集团）有限公司81江苏省国信资产管理集团有限公司82安徽省能源集团有限公司82山东国际信托投资有限公司82大连市建设投资公司83烟台市电力开发有限公司84第二章核电行业竞争格局及发展趋势研究85第一节核电资产集中度现状85第二节核电行业地缘经济研究85第三节核电企业核心竞争力比较研究86第四节核电行业竞争格局发展趋势预测87第三章产业链财务分析及利润分配研究88第一节核电企业财务指标分析88一、不同地区财务指标对比研究88二、不同所有制企业财务指标对比研究90113 三、不同规模机组企业财务指标对比研究92四、特殊概念的核电企业财务指标分析研究93第二节核电产业链利润分配研究94一、各相关产业要价能力分析及利润分配94二、核电产业内部利润分配96第四章热点专题-[内陆核电站]98一、核电建设内陆-沿海之争的开始98二、内陆核电计划逐步抬头98三、内陆核电计划终于启动99四、内陆核电建设可行性分析99第四部分结论与建议101第一章风险与机会总结101第一节行业总体风险和机会总结101一、宏观经济环境的影响101二、政策的推动101三、核电标准体系建设步调缓慢101四、公众对核能的接受性102第二节相关行业风险和机会总结104一、国际市场铀价格上涨104二、核电设备市场出现前所未有的大蛋糕104第三节不同地区风险和机会总结105第二章对策与建议106第一节相关行业评价和对策106113 一、铀矿产业出现更好的前景106二、核电相关设备制造国产率进一步提高，相应成本更低106第二节行业总体评价和对策106113 附表表1.部分已排定日期的核电站计划9表2.2002年-2010年核电装机统计和预测10表3.2002-2007年核电发电量对比10表4.核电项目建设设想12表5.《节能发电调度办法（试行）》的主要内容15表6.2006-2007年全国用电增速变动情况19表7.2007年全社会产业和生活用电逐月累计同比增幅20表8.各地区07-08年发电量及增速预测23表9.2007年全国分地区发电装机容量39表10.2007年全国全口径分地区发电量39表11.2007年全国6000千瓦及以上电厂发电设备利用小时40表12.中国现有和将建设机组型号59表13.我国现有核电站技术统计60表14.我国在建核电站技术统计60表15.我国拟建核电站技术统计61表16.核电发展趋势预测65表17.2004-2007年11月止不同地区核电企业对比表（1）88表18.2004-2007年11月止不同地区核电企业对比表（2）88表19.2007年不同地区核电企业对比表（1）90表20.2007年不同所有制企业状况对比91表21.2007年不同规模核电企业对比92113 表22.三家核电公司财务对比93附图图1中国电力工业发展长周期18图2历年装机容量及其增速22图3核电装机总量和份额分析预测图24图4核燃料循环示意图28图5中国铀矿分布29图6不同所有制企业数目所占比例90图7电力行业内部上下游行业关系流程图94113 第一部分行业运行及运行环境第一章2007年核电行业总体运行情况综述第一节核电行业进入积极推进时期2007年，始自2004年的中国第三代核电技术国际招标尘埃落定。经过技术、经济、国产化、融资条件等多方面的评审论证，中国决定斥资数百亿元引进美国西屋公司AP1000技术建设浙江三门、山东海阳两大核电自主化依托工程。中国确定第三代核电技术的路线图：先从美国西屋公司引进第三代核电技术，建设四台核电机组，中方通过消化吸收后，在第五台核电机组建造时，实现AP1000的自我设计目标。中国引入第三代核电技术是选定一种国际先进的第三代技术，统一我国核电的技术路线，加快核电发展，实现2020年运行核电装机容量4000万千瓦、在建容量1800万千瓦的目标。在中国基本掌握第三代核电技术，以及核电上下游产业链基本成熟以前，我国核电年均投产量将在1~2台之间，容量200万千瓦左右。2020年以后，核电才能进入大发展时期。第二节核电技术自主化步伐加快我国的核电国产化率在逐步提高，秦山Ⅱ为55％；秦Ⅱ扩将达70％；岭澳Ⅰ为30％，岭澳Ⅱ的一号机组达50％，二号机组将达70％。根据国家发改委计划，红沿河核电站国产化分两种情况：其一，关键设备国产化率不低于85%，其中1、2号机组国产化率为70%，3、4号机组为80%；另一方面，整个项目综合国产化率达到75%以上。113 核电设备国产化率的提高，不但使我国摆脱在关键领域受制于人的情况，而且大大降低了核电站的建设费用。建造一座核电站，设备投资大约占总投资的45%。因此，想办法降低设备投资，对节约核电站的造价至关重要，而采用国产设备就是降低设备投资的最重要的途径之一。完全采用国外设备的大亚湾核电站，造价为2200美元/千瓦；岭澳核电站采用了一部分国产设备，造价为1760美元/千瓦；而秦山二期核电站，国产设备占到55%，造价则降到1330美元/千瓦。第三节能源巨头纷纷向核电领域扩张面对核电政策十多年来终于出现的转向，核电对比火电的巨大优势，一众能源巨头纷纷将目标投向核电领域。虽然核电行业的进入壁垒使他们一时甚至数年内无法大举进入，但长远来看绝对无法忽视。这方面做得最好的是中电投，其次有大唐、华能等央属发电巨头，甚至部分地方电力公司。第四节未来数年开工的核电站以二代半技术为主根据规划，我国将每年建设2-3座百万千瓦级核电机组，但是，出于各种原因，地方各级政府都以极大的热情来推动各地的核电计划，核电建设规模大有超过国家规划的势头，而国家出于产业政策和总体布局的考虑，对核电项目的审批严加管理，《核电中长期规划》指出内陆地区修建核电项目最早也要在“十二五”时期以后，然而08年3月以来，国家又核准了包括湖北、湖南和江西三省的核电项目前期工作，这暗示了内地修建核电站可能会提前放行。综合各方面的信息，我们已经能够列出一部分已排定建设日期的核电项目，这些项目大多采用二代改进型技术：表1.部分已排定日期的核电站计划福建宁德核电站2008年4月大畈核电厂2008年江西彭泽核电2008年白龙核电站2008年山东海阳核电站2009年9月吉阳核电2010年1月资料来源：世经未来整理第五节核电装机容量变化趋势113 2010年以前，我国电源结构将有所优化，但是供给主要依赖火电的局面不会改变。国家将按照《核电中长期发展规划》平均每年投产2、3台机组的速度阶段性的发展核电事业。到2020年，实现装机4000万，在建1800万的目标。在核电间歇性投产的影响下，核电占总装机比例也不断的波动，但是基本围绕着1.1%这个水平线。电量份额方面，核电比例反而略有下降。表1.2002年-2010年核电装机统计和预测单位：万千瓦中性条件预测2002200320042005200620072008E2009E2010E核电年末装机458.6636.46856856858858858851085核电年末装机份额1.29%1.63%1.55%1.32%1.10%1.24%1.11%1.01%1.13%资料来源：中电联、世经未来整理表2.2002-2007年核电发电量对比单位：亿千瓦时年份总量核力发电量发电量同比增长发电量同比增长占总量200216542.0411.48265.3251.851.6200319052.0815.17438.5465.292.3200421943.5215.18504.6915.082.3200524975.2613.82530.885.192.1320062834413.55432.41.9220073255914.462615.31.9资料来源：中电联、世经未来整理113 第二章电力行业运行环境和政策及其对核电的影响第一节宏观环境2007年，国家颁布的对电力行业有重大影响的政策具有三大主线。首先是节能，从一次能源的合理利用规划，到一次二次能源转化的效率要求，再到能源用户端管理全方位的贯彻了节约能源的指导思想。其次是环保，主要体现在对发电工艺的要求上。最后是可持续发展，包括引进外资、以市场换技术、资源循环利用等等政策。在这些方面，新能源尤其是核电拥有天然的优势。第二节电力布局与规划政策[核电中长期发展规划]国务院正式批准了《国家核电发展专题规划(2005-2020年)》，这标志着我国核电发展进入了新的阶段。《规划》提出中国核电发展指导思想和方针是：统一技术路线，注重安全性和经济性，坚持以我为主，中外合作，通过引进国外先进技术，进行消化、吸收和再创新，实现核电站工程设计、设备制造和工程建设与运营管理的自主化，形成批量建设中国自主品牌大型先进压水堆核电站的综合能力。发展目标是：到2020年，核电运行装机容量争取达到4000万千瓦，并有1800万千瓦在建项目结转到2020年以后续建。核电占全部电力装机容量的比重从现在的不到2%提高到4%，核电年发电量达到2600～2800亿千瓦时。《规划》要求，到2020年，在引进、消化和吸收新一代百万千瓦级压水堆核电站工程设计和设备制造技术的基础上，进行再创新，实现自主化，全面掌握先进压水堆核电技术，培育国产化能力，形成较大规模批量化建设中国品牌核电站的能力。对于核电厂址的选择和保护，要根据核电厂址的要求、依照核电发展规划，严格复核审定，按照核电发展的要求陆续开展工作。各地区各部门应合理安排核电项目和进度，确保我国核电工业健康有序地发展。113 113 核电项目建设设想单位：万千瓦建设阶段五年内新开工规模五年内投产规模结转下个五年规模五年末核电运行总规模2000年前规模---226.8“十五”期间346468558694.8“十一五”期间1,2445581,2441,252.8“十二五”期间2,0001,2442,0002,496.8“十三五”期间1,8002,0001,8004,496.8资料来源：发展改革委、世经未来整理总结：我国是世界上少数拥有比较完整核工业体系的国家之一。为推进核能的和平利用，上世纪七十年代，国务院做出了发展核电的决定，经过三十多年的努力，我国核电从无到有，得到了很大的发展。自1983年确定压水堆核电技术路线以来，目前在压水堆核电站设计、设备制造、工程建设和运行管理等方面已经初步形成了一定的能力，为实现规模化发展奠定了基础。《规划》指出了我国的核电发展目标。根据保障能源供应安全，优化电源结构的需要，统筹考虑我国技术力量、建设周期、设备制造与自主化、核燃料供应等条件，到2020年，核电运行装机容量争取达到4000万千瓦；核电年发电量达到2600-2800亿千瓦时。在目前在建和运行核电容量1696.8万千瓦的基础上，新投产核电装机容量约2300万千瓦。同时，考虑核电的后续发展，2020年末在建核电容量应保持1800万千瓦左右。核电上网电价基本根据成本价利润的方式定出，因此核电运行的市场风险很小，是电力行业中信贷风险最小的电源类型。第三节行政审批及行业准入政策根据《产业结构调整指导目录（2007）》，属于核能的以下11类行业受到鼓励:1.铀矿地质勘查和铀矿采冶2.低温核供热堆、快中子增殖堆、聚变堆、先进研究堆、高温气冷堆113 3.核电站建设4.高性能核燃料元件制造5.乏燃料后处理6.核分析、核探测仪器仪表制造7.同位素、加速器及辐照应用技术开发8.先进的铀同位素分离技术开发9.辐射防护技术开发与监测设备制造10.核设施实体保护仪器仪表开发11.核能制氢此前根据2004年发布的《国务院关于投资体制改革的决定》（国发[2004]20号）的有关规定，对于核电项目由原来的政府审批制改为现在的核准制，由国家发展和改革委员会负责审查其项目申请报告，并报国务院核准。按照建设项目核准制的要求，政府要对企业提交的项目申请报告，从维护经济安全、合理开发利用资源、保护生态环境、优化重大布局、保障公共利益、防止出现垄断等方面进行核准。核电建设项目在报送国务院核准前，建设单位必须首先取得政府有关部门的批复，其中包括国家环境保护总局和国家核安全局的核电厂厂址选择审查意见书以及选址阶段核电厂环境影响报告书的批复。国家核安全局对核电厂选址、建造、首次装料、运行以及退役等各阶段的安全工作进行审评和监督，颁发相应的许可证件或批准文件，并实施驻厂监督；国家环境保护总局对环境影响报告书等进行审查。此外，国家环境保护总局还对运行核电厂的辐射环境实施监督性监测，此次《目录》的颁布，对于核电产业链上下游均有促进作用。第四节环境保护和结构调整政策[“十一五电力工业发展的基本思路]113 根据《“十一五”电力工业发展的基本思路》，“十一五”电力工业发展，要以科学发展观和构建和谐社会两大战略思想为指导，基本方针是提高能源效率，保护生态环境，加强电网建设，有序发展水电，优化发展煤电，积极推进核电建设，适度发展天然气发电，鼓励新能源发电，带动装备工业的技术进步，加强国际合作，深化体制改革。关于积极推进核电建设，具体有：1．核电属于清洁能源，应积极推进建设。2．“十一五”末期规划装机要达到1000万千瓦，主要是田湾有2台机组共200万千瓦，岭澳二期一台100万千瓦。规划到2020年，我国核电装机容量将达到4000万千瓦。3．核电存在的问题是，体制机制改革滞后，核电的发展应坚持以我为主，中外合作，采用先进技术，注重经济性和安全性，统一技术路线，实现百万千瓦级压水堆核电工程的设计、设备制造本土化、批量化的目标。第五节电价和行业运行政策[核电上网电价]《核电中长期规划》（2005-2020年）对长期来束缚中国核电发展的许多重要问题进行了闸述。其中指出，核电项目建成后要参与市场竞争。“按国家电价改革的方向和有关规定，核电企业可与电力用户签订购售电合同，自行协商电量与电价。与核电发展相关的科研、设计、制造、建设和运营等环节也要建立以市场为导向的发展机制。在核燃料供应环节，建立核燃料生产和后处理的专业化公司，形成与世界核燃料市场接轨的价格体系，为核电发展提供可靠的燃料保障和后处理等相关服务。”《规划》其实首次明确了核电电价今后也要实行市场竞价，虽然这个日期可能依我国核电发展水平在5-20年以后。但核电是否有能力与火电一起上网竞价，这取决于我国核电国产化水平。中国自主设计的秦山一期、秦山二期核电站的单位造价为1330美元/千瓦，而同期从国外引进的核电站建造成本约为2000美元/千瓦，全盘引进要比113 “以我为主”建成的核电造价高出三分之一。至2007年底为止，秦山二期核电站上网电价为0.414元/千瓦时，创国内核电行业价格新低，已具备了与脱硫火电价格（0.40元/千瓦时）竞争的能力。[核电调度次序]2007年8月7日，国家电监会网站上发布了《国务院办公厅关于转发发展改革委等部门节能发电调度办法（试行）的通知》。表1.《节能发电调度办法（试行）》的主要内容总体目标节能发电调度是指在保障电力可靠供应的前提下，按照节能、经济的原则，优先调度可再生发电资源，按机组能耗和污染物排放水平由低到高排序，依次调用化石类发电资源，最大限度地减少能源、资源消耗和污染物排放。基本原则以确保电力系统安全稳定运行和连续供电为前提，以节能、环保为目标，通过对各类发电机组按能耗和污染物排放水平排序，以分省排序、区域内优化、区域间协调的方式，实施优化调度，并与电力市场建设工作相结合，充分发挥电力市场的作用，努力做到单位电能生产中能耗和污染物排放最少。适用范围节能发电调度适用于所有并网运行的发电机组，上网电价暂按国家现行管理办法执行。对符合国家有关规定的外商直接投资企业的发电机组，可继续执行现有购电合同，合同期满后，执行本办法。机组发电排序的序位表1）无调节能力的风能、太阳能、海洋能、水能等可再生能源发电机组；2）有调节能力的水能、生物质能、地热能等可再生能源发电机组和满足环保要求的垃圾发电机组；3）核能发电机组；4）按“以热定电”113 方式运行的燃煤热电联产机组，余热、余气、余压、煤矸石、洗中煤、煤层气等资源综合利用发电机组；5）天然气、煤气化发电机组；6）其他燃煤发电机组，包括未带热负荷的热电联产机组；其中：同类型火力发电机组按照能耗水平由低到高排序，节能优先；能耗水平相同时，按照污染物排放水平由低到高排序；机组运行能耗水平近期暂依照设备制造厂商提供的机组能耗参数排序，逐步过渡到按照实测数值排序，对因环保和节水设施运行引起的煤耗实测数值增加要做适当调整；污染物排放水平以省级环保部门最新测定的数值为准。7）燃油发电机组。发电负荷分配原则1）除水能外的可再生能源机组按发电企业申报的出力过程曲线安排发电负荷；2）无调节能力的水能发电机组按照“以水定电”的原则安排发电负荷；3）对承担综合利用任务的水电厂，在满足综合利用要求的前提下安排水电机组的发电负荷，并尽力提高水能利用率；对流域梯级水电厂，应积极开展水库优化调度和水库群的联合调度，合理运用水库蓄水；4）资源综合利用发电机组按照“以（资源）量定电”的原则安排发电负荷；5）核电机组除特殊情况外，按照其申报的出力过程曲线安排发电负荷；6）燃煤热电联产发电机组按照“以热定电”的原则安排发电负荷；超过供热所需的发电负荷部分，按冷凝式机组安排；7）火力发电机组按照供电煤耗等微增率的原则安排发电负荷。1）所有并网运行的发电机组均有义务按照调度指令参与电力系统的调频、调峰和备用。具体经济补偿办法由电监会会同发展改革委另行制定。113 机组检修、调峰、调频及备用容量安排原则2）电网调峰首先安排具有调节能力的水电、燃气、燃油、抽水蓄能机组和燃煤发电机组，然后再视电力系统需要安排其他机组。必要时，可安排火电机组进行降出力深度调峰和启停调峰。监管要求火力发电机组必须安装并实时运行烟气在线监测装置，并与省级环保部门、电力监管机构和省级电力调度机构联网；供热机组必须安装并实时运行热负荷实时监测装置，并与电力调度机构联网，接受实时动态监管。未按规定安装监测装置或监测装置不稳定运行的，不再列入发电调度范围。资料来源：世经未来整理核电机组在电力调度排序表中占第三位，实际上仅在可再生能源之后。但风能和太阳能等可再生能源的能量密度太低，装机容量太少，目前只能作为补充电源使用。与其他电站不同，核反应堆停堆比较复杂，按照安全规程不参与日峰谷调峰，正是最为典型的基荷电站。因此核电站最适于充当电网运行的基荷电站。113 第三章电力需求态势及对核电的影响第一节总需求自改革开放以来，我国电力工业经历了多次周期性的发展，伴随着国民经济在顶峰和谷底间的调整，我国电力工业的发展速度也在周期性的变动。从下图中看出，在工业化的强劲支持下，电力工业发展增速将长时间维持12%以上的高增长速度。在2012年左右探底回升，预计2012年全国发电量增速为11%。并在2012年以后再次上升。图1中国电力工业发展长周期资料来源：国统局、中电联、世经未来整理第二节区域需求全国07年用电增速超过06年的水平，而且超过全国平均水平的省份从06年的13个增加到07年的17个，这反映了全国经济发展的趋势。07年增速排名靠前的省区包括内蒙、山西、河南、青海、新疆、贵州、河北等能源型和资源型大省，也包括江苏、浙江等经济发达省份，体现了东西部同时发展的特点。113 西藏排名升高最多，上升了23位，显示出强劲的发展趋势。广西以上升17名的成绩排在第二，这得宜于广西境内持续增长的高耗能工业。河南和山西用电增速主要由当地的能源和原材料等工业带动。预计随着国家对高耗能工业的进一步规范，广西省用电增速将无法保持如此高的水平。同时具有能源和其他矿产资源的省份情况要好的多，例如内蒙古、贵州等地。表1.2006-2007年全国用电增速变动情况单位：%地区07用电增速06用电增速07排名06排名名次上升内蒙古29.830.63110山西18.9914.1221311河南18.6112.2931815西藏17.29.4442723青海16.7818.02550广西16.5811.3462317贵州16.0116.27770新疆15.9614.798113河北15.6915.55990福建15.3614.210122江苏15.217.24116-5安徽15.0413.8912153海南14.9419.25133-10浙江14.8116.24148-6江西14.613.7915161湖南14.4810.8916248甘肃14.449.19172811全国14.4213.991814-4山东14.319.01194-15宁夏13.9424.75202-18云南13.8713.482117-4天津13.4411.7122220广东12.94122321-2湖北12.7310.5324251陕西12.4212.072519-6吉林12.179.1926293四川11.0812.052720-7辽宁10.910.222826-2重庆9.8315.052910-19北京9.076.5730311113 上海7.757.923130-1黑龙江4.526.2932320资料来源：中电联，世经未来整理第三节行业需求表1.2007年全社会产业和生活用电逐月累计同比增幅分类1-2月1-3月1-4月1-5月1-6月1-7月1-8月1-9月1-10月1-11月1-12月全社会用电量总计16.7514.9215.4715.8315.5615.6815.215.121514.9414.42A、各行业合计18.2615.7716.1116.5216.1516.315.8415.8515.6115.4614.92第一产业6.043.54.042.82.676.195.295.45.165.925.19第二产业19.7316.8617.0717.5717.1817.1316.7116.7716.416.2115.66第三产业11.1810.7712.0212.3412.1612.9112.4912.1512.7912.5612.08B、居民生活用电6.578.8510.7210.5210.9710.8610.279.6310.3710.9610.55城镇居民6.357.819.679.510.049.869.448.629.469.83-乡村居民6.9410.4712.3412.0712.3612.3611.5211.1711.7512.64-资料来源：中电联，世经未来整理我国已连续五年用电增长率保持两位数的高速增长。工业用电仍旧是拉动全国电力消费快速增长的主要动力。重工业基地和用电负荷中心用电增速仍领先全国。国民经济重工业化趋势持续。以重工业为主的第二产业近年来用电增速很高，05-07年平均每年增长一个百分点，08年预计比07年有所降低，但是仍然在15%以上。从第二产业耗电对固定资产投资增速的弹性来判断，08年的情况将会与03年类似。随着固定资产投资增速的回落，未来几年，第二产业用电增速也将出现一个下降期。居民生活用电增速加快，将成为拉动电力需求的重要因素。城乡居民生活用电继05-06年用电大幅增加以来，07年又开始缓慢爬升。05-07年居民生活用电快速增长的主要原因：一是城乡居民收入稳步增加，家用电器拥有率迅速提高；二是城市化加快。居民家庭户均人口减少，户数增多较快；三是城乡同网同价和城镇居民峰谷分时电价的施行，大幅降低了居民生活电价水平，居民用电积极性提高。113 第三产业用电主要包括批发零售等商业活动用电，住宿餐饮行业用电，娱乐业及办公物业用电等等。这些电力消耗用户和社会消费品零售额增速密切相关。消费品零售增加对于第三产业增长具有提升作用，例如2004年和2007年，第三产业用电都随着消费品零售额同方向变动，只是幅度更大一些。预测08年第三产业用电增速达到12.3%，第三产业增速对消费零售增幅的弹性系数达到与06年差不多的水平。电力需求展望：经济强劲发展促使电力消费继续保持高速增长，在"十一五规划"中提出我国"十一五"时期将保持8%左右的年均GDP增长率。按照目前国内外的经济发展形势，综合考虑2008年奥运会和2010年世博会的举办对经济的拉动，我们保守认为"十一五"期间GDP平均增长将在8.5%以上。经济的强劲发展拉动我国电力的旺盛需求。尽管国家提出了2010年单位国内生产总值能耗降低20%的硬性指标会部分降低工业用电的增长速度，但是，我们看到占用电结构11.7%的城乡居民生活用电在以15.11%的增长速度快速发展。2007年以后我国电力消费弹性系数将逐步降至1。我们预测2008年我国电力消费增长率为9.81%。113 第四章电力供给态势及对核电的影响第一节总供给未来几年，宏观经济趋于降温是电力行业发展的宏观背景。近两年来，中国电力装机连攀新高，创下每年新增一亿千瓦的世界纪录。但数年来全国发电设备利用小时连年大幅度下降，装机增速也开始下降。设备利用小时构成和计算方法比较繁琐，我们用总发电量除以总装机容量来构造一个等价平均开工率指标，并以此来分析装机增速下降的原因。从02年开始全国等价平均开工率从4640小时，增加到04年的4960小时，然后逐步回落到06年的4557小时，到了07年这一指标又一次出现回升，达到4564小时。不难看出，08年这一指标有继续上升的趋势。图1历年装机容量及其增速资料来源：中电联、世经未来整理113 第二节区域供给结构表1.各地区07-08年发电量及增速预测单位：亿度，%地区2007发电量2007发电增速2008发电量预测08发电增速预测全国3245814.4237087.8914.26广东339312.943834.0913江苏296015.2340415山东259714.32960.5814浙江219214.812509.8414.5河南180718.612141.318.5河北200715.692308.0515内蒙古114929.81493.730山西130618.991554.1419辽宁136210.91511.8211福建100015.36114514.5四川117711.081306.4711湖北98812.731110.5112.4湖南88014.481003.214安徽76215.04876.315上海10677.751147.037.5广西67516.58772.8814.5贵州67516.01776.2515云南73513.87832.7613.3甘肃61414.44699.9614陕西65312.42731.3612北京6679.07727.039江西51114.6582.5414天津49213.44555.9613新疆41315.96479.0816宁夏43113.94484.8812.5吉林46312.17523.1913黑龙江6244.52652.084.5重庆4459.83489.510青海28516.78329.7515.7海南11214.94127.1213.5西藏1517.217.5517资料来源：中电联，世经未来整理113 受世界经济整体放缓的拖累，08年全国发电量增速将有所回落达到14.26%。分地区看，资源丰富的重化工业省份如内蒙古、山西、河南等省区依旧是拉动电力生产的主力，同时沿海经济发达地区也保持的高于平均水平的增速，例如江苏、河北等。第三节电源结构2010年以前，我国电源结构将有所优化，但是供给主要依赖火电的局面不会改变。发展核电的必要性已经获得了政企两界的共识，当前制约核电发展的瓶颈主要是技术。完全依赖国外技术将大大提高我国核电建设成本，进而提高核电发电成本，而且也不是长久之计。因此，在我国基本掌握最先进的第三代核电技术之前，核电发展处于积极的学习期，这段时间核电事业发展的主要内容是以市场换技术、尽快消化吸收第三代核电技术、培养完善的核电上下游产业链和培养相关专业人才。预计这个学习期将会持续到2020年。在此之前，国家将按照《核电中长期发展规划》平均每年投产2、3台机组的速度阶段性的发展核电事业。到2020年，实现装机4000万，在建1800万的目标。在核电间歇性投产的影响下，核电占总装机比例也不断的波动，但是基本围绕着1.1%这个水平线。图1核电装机总量和份额分析预测图单位：万千瓦，%资料来源：中电联、世经未来整理113 第四节新能源和可再生能源可再生能源是指从自然界获取的、可以再生的非化石能源，主要是指水能、风能、生物质能、太阳能、地热能和海洋能等。由于技术手段等条件的限制，我国目前除了水能的开发利用形成规模外，仅有风能、生物质能和太阳能具备大规模开发利用的条件。其他可再生能源的开发利用仍处于萌芽阶段。新能源是针对传统能源形势而言的，妻范围更广阔。可再生能源中的大部分，各种资源综合利用方式（包括余压、余气、余热发电，煤矸石发电）等都属于新能源的范畴。电监会公布的《电网企业全额收购可再生能源电量监管办法》中规定：可再生能源在并网时享受优先调度权和电量被全额收购的优惠。这一政策的推出，鼓励了进一步增加可再生能源在我国电源结构中的份额。就目前而言，新能源和可再生能源发电和核电一起挤占火电的市场；就长远而言，新能源和可再生能源发电只能起到补充作用，无法成为主体，也绝对替代不了核电的位置。113 第二部分核电运行及运行环境第一章核力发电上游行业第一节核燃料现代世界核电站所要求的核燃料主要是指浓缩过的铀－235。一、铀概述（一）铀元素的性质元素描述:致密而有延展性的银白色放射性金属。铀在接近绝对零度时有超导性，有延展性。铀的化学性质活泼，易与绝大多数非金属反应，能与多种金属形成合金。铀最初只用做玻璃着色或陶瓷釉料，1938年发现铀核裂变后，开始成为主要的核原料。（二）铀的同位素铀有三种同位素，即铀－234、铀－235和铀－238。其中的铀－234不会发生核裂变，铀－238在通常情况下也不会发生核裂变，而铀－235这种同位素原子能够轻易发生核裂变，或者说，做核燃料的实际上是铀－235。但是，从矿山里开采出来的铀里面，铀－235的含量很低，仅占0.66％，绝大部分是铀－238，它占了99.2％。在铀核燃料中铀－235的含量要达到3％以上才能燃烧。因此，开采出来的铀，需要经过提纯、浓缩，把铀－235的含量比例提高。（三）铀金属的应用纯金属铀是核反应堆和原子弹中使用的核燃料。少量用于电子管制造业中的除氧剂和惰性气体提纯（除氧、氢）。（四）铀燃料的开采提纯113 铀矿的开采与其它金属矿床的开采类似。但铀矿石的品位一般很低(约千分之一)，而用作核燃料的最终产品的纯度要求很高(金属铀的纯度要求在99．9％以上，杂质增多，会吸收中子而妨碍链式反应的进行)。铀的冶炼，首先采用“水冶工艺”，把矿石加工成含铀60～70％的化学浓缩物（重铀酸铵)，呈黄色，俗称黄饼子，但它仍含有大量的杂质，需要作进一步的纯化。先用硝酸将重铀酸铵溶解，得到硝酸铀酰溶液。再用溶剂萃取法纯化(一般用磷酸三丁酯作萃取剂)，以达到所要求的纯度标准。纯化后的硝酸铀酰溶液需经加热脱硝，转变成三氧化铀，再还原成二氧化铀。二氧化铀是一种棕黑色粉末，很纯的二氧化铀本身就可以用作反应堆的核燃料。为制取金属铀，需要先将二氧化铀与无水氟化氢反应，得到四氟化铀；最后用金属钙(或镁)还原四氟化铀，即得到最终产品金属铀。如欲制取六氟化铀以进行铀同位素分离，则可用氟气与四氟化铀反应。按要求将二氧化铀和金属铀制成一定尺寸和形状的燃料棒或燃料块(即燃料元件)，就可以投入反应堆使用了。（五）废燃料的后处理从反应维中卸出来的核燃料一般叫辐照燃料或“废燃料”，里面能大量吸收中子的裂变产物积累得太多，致使链式反应不能正常进行。反应堆运行期间，生成钚239（原子弹的重要装药）和其它很多种有用的放射性同位素，需要加以回收。处理废燃料时一般先把废燃料溶解，再用溶剂萃取法把铀、钚和裂变产物相互分开，然后进行适当的纯化和转化。废燃料的处理有三个特点：一是废燃料具有极强的放射性，它们的处理必须有严密的防护设施，并实行远距离操作；二是废燃料中钚含量很低而钚又极贵重，所以要求处理过程的分离系数和回收率都很高；三是钚能发生链式反应，因此必须采取严格的措施，防止临界事故的发生。目前，废燃料的处理大都采用自动化程度很高的磷酸三丁酯萃取流程。113 核燃料循环示意图资料来源：世经未来整理113 二、铀矿资源（一）世界铀资源的储量分布铀元素在自然界的分布相当广泛，地壳中铀的平均含量约为百万分之2.5，平均每吨地壳物质中约含2.5克铀，比钨、汞、金、银等元素的含量还高。铀在各种岩石中的含量很不均匀。例如在花岗岩中的含量就要高些，平均每吨含3.5克铀。依此推算，一立方公里的花岗岩就会含有约一万吨铀。海水中铀的浓度相当低，每吨海水平均只含3.3毫克铀，但由于海水总量极大，且从水中提取有其方便之处，所以不少国家，特别是那些缺少铀矿资源的国家，正在探索海水提铀的方法。虽然铀元素的分布相当广泛，但铀矿床的分布却很有限。国外铀资源主要分布在美国、加拿大、南非、西南非、澳大利亚等国家和地区。据估计，国外已探明的工业储量到1972年已超过一百万吨。随着勘探活动的广泛和深入，铀储量今后肯定还会增加。（二）中国铀矿的分布图1中国铀矿分布113 资料来源：世经未来整理我国至今已探明大小铀矿200多个，证实了相当数量的铀储量。矿石以中低品位为主，0.05%～0.3%品位的矿石量占总资源量的绝大部分。矿石组分相对简单，主要为单铀型矿石，仅在极少矿床有其他金属元素共生，形成铀钼、铀汞、铀铜、铀多金属、铀钍稀土矿床。矿床规模以中小型为主(占总储量的60%以上)，在一些矿田内，矿床往往成群出现，有的几个，有的几十个,而其中常有1～2个主体矿床存在。探明的铀矿体埋深多在500m以内。矿床类型主要有花岗岩型、火山岩型、砂岩型、碳硅泥岩型铀矿床4种；其所拥有的储量分别占全国总储量的38%、22%、19.5%、16%。含煤地层中铀矿床、碱性岩中铀矿床及其他类型铀矿床在探明储量中所占比例很少，但具有找矿潜力。全国铀矿资源分布不均衡，已有23个省（区）发现铀矿床，但主要集中分布在赣、粤、黔、湘、桂、新、辽、滇、冀、蒙、浙、甘等省（区），尤以赣、湘、粤、桂四省（区）资源为富，占探明工业储量的74%。中国铀矿成矿时期以中新生代为主，并主要集中在87～45Ma。成矿的先后顺序是：混合岩型、伟晶岩型、花岗岩型、火山岩型、碳硅泥岩型和砂岩型。据铀矿床矿化类型、成矿时代和大地构造单元中分布特征，划分了东部铀成矿省、天山祁连山铀成矿省、滇西铀成矿区。并据矿床成因、赋矿围岩和成矿特征将中国主要铀矿床分为内生铀矿床（岩浆型、热液型）、外生铀矿床（成岩型、后生淋积型）和复成因铀矿床三类。在先进的技术支撑和优秀的勘查队伍保障下，我国铀矿资源潜力前景也相当可观，目前，我国还有十多个铀成矿带及大面积的勘查空白区尚待开展系统的勘查评价，找矿前景十分广阔。至2007年底为止，新一轮全国铀矿资源潜力预测评价正在进行，预计我国潜在铀资源超过数百万吨。目前看来，我国铀资源完全可以满足国内核电发展的需求。三、中国核燃料解决方案（一）中国本地核燃料行业大发展113 我国核燃料需求立足于国内、以国际采购补充为原则，按2020年目标，制定配套的核燃料循环综合开发建设规划。我国核燃料行业的发展方向是：加快实施铀矿冶大基地战略，提高天然铀生产能力，为我国核电发展提供可靠的核原料保障的同时，提高铀矿冶系统的总体经济效益，促进铀矿冶企业持续稳定快速发展。我国核电的大发展，使国内对天然铀的需求量快速增长，这为铀矿地质、铀矿冶提供了难得的发展机遇。根据2020年核电装机容量达6000万千瓦推算，届时核电运行每年需要天然铀15000吨左右，这就要求我国天然铀工业要有大的发展。为贯彻国家“两种资源、两个市场”的战略方针，明确北方要立足已查明的资源储量的开发利用和寻求更多的大型后备基地；南方要立足老矿山，积极补充勘探，增加含量，有效扩大产能，努力建设长期稳定、安全可靠的国内天然铀供应基地。同时，利用这个机遇，带动铀矿冶企业的快速发展。铀矿地质和铀矿冶是核工业发展的基础和重要组成部分，对整个核工业经济发展也将起到积极的促进和推动作用。（二）中国欲成为加拿大核燃料长期购买商中国计划在未来15年内，在国内增建至少40座核反应堆，提高核能发电的比例，因此需要大量用于核燃料的铀。加拿大是世界第一大产铀国，目前每年产量为1万1千多吨，其中半数出口到美国。中国希望加拿大成为中国金属铀的稳定供应国，同时也在探讨与加拿大合资开采铀矿的可能。2006年年底，中国一个代表团访问了占加拿大铀产量五分之一的CAMECO公司，并开始就多项合作进行磋商；随后，另一个中国代表团同一家温哥华的铀矿公司进行了接触。中国五矿集团公司还曾试图收购加拿大最大的矿业公司NORANDA。加拿大总理马丁2007年年初访华时，曾与中国签署了两国能源合作协议，同意向中国输出包括铀在内的能源。预计，中加核燃料方面的合作会继续推进，但是考虑到地缘政治等因素，中国不能完全依靠加拿大来解决燃料问题。（三）中国开始向澳洲购买核燃料113 拥有世界最大铀资源的澳大利亚将准许中国公司开采其境内的铀矿。双方已在2005年8月开始就澳大利亚铀出口的安全问题进行磋商，安全协议规定，澳大利亚向中国出口的铀只能被用于和平目的。澳大利亚政府表示，如果北京承诺不把澳大利亚供应的铀用于军事用途，中国就可以取得澳大利亚的铀。中国和澳大利亚双方本年初在中国首都北京举行会谈时，要求澳大利亚准许中国在澳大利亚进行铀探测和开采。澳大利亚的铀藏量占全球已知的铀存量约40%，但目前只有三个正在运作的铀矿，其中两个在南部，一个在北部。但澳大利亚并没有核武工业，澳大利亚工党也反对开采更多铀矿。但是由于早前的铀价下跌和铀出口生意萧条，澳大利亚政府已放宽了对铀出口的限制。澳大利亚外交及贸易部已经向中国发出双边核保障监督协议文本，意味澳大利亚将向中国出口铀。很多观点认为在“核复兴”之际，铀获得新动力。铀价也开始一路上涨。自2003年至2007年以来，铀价上涨了200%，达到每磅33美元，最近才开始回落。澳大利亚在2002年共出口10600公吨铀，约占全球总产量的22%，到2010年澳大利亚铀出口将翻三番。如果中国成为澳大利亚铀的最大买主，澳大利亚将会超过加拿大，成为世界最大的核燃料供应国。113 第二节核电建设工程行业一、中国核工业第二三建设公司中国核工业第二三建设公司是中国规模最大的核工程综合安装企业，创立于1958年，隶属于中国核工业建设集团公司。该公司管理严格、技术实力雄厚，尤以核电工程、国防军工工程和石化工程安装施工见长。近50年来，该公司承担了中国大陆全部核军工、核电站核岛以及大部分核科研安装工程。该公司首家拥有国家核安全局颁发的1000MW核电站承压设备安装制造资格许可证以及200MW低温核供热堆、10MW高温气冷堆和65MW中国实验快堆民用核承压设备安装许可证书。在核工程领域，该公司安装完成了包括大型石墨反应堆、大型浓缩铀生产厂、核动力装置及各类实验性反应堆，为我国“两弹一艇”的研制成功和核工业的发展做出了重大贡献。八十年代以来，该公司开创了国内核电站核岛安装工程之先河，先后承建了我国第一座核电站－秦山核电站(300兆瓦)核岛及辅助系统(BOP)的安装工程，我国迄今为止最大的中外合资项目－广东大亚湾核电站(2×900兆瓦)核岛安装工程，并以优异的安装质量保证了两座核电站的顺利运行。进入“九五”以来，该公司承担核岛安装工程的广东岭澳、秦山二期、秦山三期核电站均实现了提前投入商业运行，清华大学高温气冷反应堆（核岛及辅助系统）顺利实现实验成功，江苏田湾核电站成功实现并网发电并全面投入商业运行，岭澳二期和秦山二期扩建工程核岛安装、中国原子能科学研究院快中子实验反应堆、中国先进研究堆、中国工程物理研究院NP项目等核工程施工项目也在按计划进行。113 二、中国核工业第二二建设公司1958年3月，为筹建我国第一个核工业基地，建工部直属第二建筑工程公司(核工业第二二建设有限公司前身)在甘肃成立，作为以核工业国防工程建设为主的施工队伍，承担起建设第一个原子能联合企业-核工业404厂的建设任务。从1958年至1969年5月，完成了404厂的工程建设任务。此后，从六十年代末开始，公司又相继承担并完成了核工业821厂、核工业816厂等一批国防工业重点工程的建设任务。改革开放以来，特别是国防工业实施“保军转民”战略方针后，该公司积极适应核工业发展形势的变化，在保证核工业国防工程建设任务的同时，积极向民用市场。从1982年12月开始至今，相继承建了我国大陆第一座核电站-秦山核电站，秦山二期核电站、秦山三期核电站和田湾核电站。113 三、中国核工业第五建设公司该公司组建于1964年，隶属于中国核工业建设集团公司,2006年11月1日更名并注册为“中国核工业第五建设公司”。具有化工石油工程施工总承包一级、电力工程总承包一级（限核电）、机电安装工程施工总承包一级、房屋建筑工程施工总承包二级、钢结构工程专业承包一级、起重设备安装工程专业承包一级、核工程专业承包一级、化工石油设备管道安装工程专业承包一级、管道工程专业承包二级，并有对外经济合作经营资格的国有施工企业。该公司自组建以来，曾先后在我国的东北、西北、华东等地区承担了石油化工、化纤、核工程等各类重大工程项目的安装和检修，独立完成了巴基斯坦恰希玛一期核电站、阿尔及利亚重水研究堆等国外核电安装工程项目和国内秦山二期等核电站的安装工程建设。目前又承接了国内秦山二期核电站扩建项目与巴基斯坦恰希玛核电站二期项目的安装工程建设。四、中国核工业中原建设公司中国核工业中原建设公司是经国务院经贸办批准于1992年12月正式成立。1999年7月作为主要成员单位进入中国核工业建设集团公司，成为其全资子公司。该公司注册资金1.166亿元，净资产1.5亿元。具有建设部颁发的：房屋建筑、机电安装、公路工程总承包一级资质；以及环保、核工程、土石方、智能建筑、地基与基础等专业施工一级资质。可承担各类工业与民用建设工程的建造施工。1993年。承担巴基斯坦恰希玛核电站施工总承包任务。装机容量30万千瓦，总投资6亿美元。1996年二月，承担秦山核电二期施工总承包任务。装机容量120万千瓦，总投资148亿人民币。五、浙江省火电建设公司113 浙江省火电建设公司是随着国家经济建设的不断发展而壮大起来的电力施工企业。公司创建于1958年，已成为一个集火力发电厂、核电站常规岛、洁净能源、长输管道等工程建设为一体的专业承包和施工总承包企业。该公司拥有电力工程施工总承包一级资质、火电设备安装工程专业承包一级资质、管道工程专业承包一级资质、环保工程专业承包二级资质，调试甲级资质、1000MWe压水堆核承压设备和200MW低温供热堆核承压设备安装许可证、承装（修、试）电力设施一级许可证、压力管道（GA1、GB、GC1）安装许可证、国际经济合作经营资格以及对外援助施工任务B级资质，在全国电力系统较早通过了质量、职业健康安全、环境三个管理体系认证。同时还拥有强大的焊接培训、钢结构制造、大件设备运输、信息技术开发能力。浙江省火电建设公司自1958年成立以来，共建设了大中型电站40多座，发电机组150多台，总装机容量达2700多万千瓦。机组类型包括火力发电、核能发电、燃气轮机、风力发电和电厂环保工程等，地域遍及浙江省、北京市、广东省、贵州省、安徽省、河南省、江苏省、广西壮族自治区以及印度尼西亚。该公司已经承建的核电机组有：秦山核电一期、二期、三期常规岛和广东大亚湾核电厂核岛管道安装项目。六、总结比较以上是迄今为止承建我国核电站建设的重要公司。核电产业属于高新技术的战略产业，它已成为当今世界衡量一个国家经济、科技、电力、工业水平的重要标志。核电建设施工也有别于普通的建设行业，不但对质量和安全等级有极高的要求，产业关联度很高，而且需经国务院审批。故新兴建设企业或未曾涉足此业务的企业想要进入行业门槛极为困难。113 以上五家公司中有四家隶属于中国核工业建设集团公司，以中国核工业第二三建设公司资本最雄厚，技术积累最多，而且承担了中国大陆全部核军工、核电站核岛以及大部分核科研安装工程。在核电站建设中，其他公司只能承担核岛安装以外的工程。随着市场进一步开放，该公司在核岛安装工程上的绝对垄断地位可能被紧逼其后的中核二二建设公司所打破。中核第五建设公司与中核中原建设公司的特色是对外业务，代表是巴基斯坦恰希玛核电站。浙江火电建设公司不完全属于核电建设行业，其主营业务更多是火电建设，今后不大可能进入到核电建设的核心领域。第三节核电设备行业核电的主要设备包括核岛设备、常规岛设备、电站辅助设备等。核岛设备主要包括核反应堆压力容器、反应堆压力壳、控制棒驱动机构、堆内构件、主泵、主管道、蒸汽发生器、硼注箱、安注箱和稳压器等。常规岛设备主要包括汽轮机、发电机、凝汽器、除氧器、主给水泵、燃料转运装置、汽水分离再热器、高低压加热器、主变压器、凝结水泵和循环水泵等。一般来说，核岛及其相关的电站配套设备与常规岛及其相关的电站配套设备的投资比重约为2∶1。由于核电原料的特殊放射性，因而对设备的要求就较火电、水电机组的设备要求高得多。通常国产核电站设备的总造价比重约为44%，进口设备所占比例则约为48%。国产设备的生产企业主要以三大电气集团为主，分别是东方电气集团、上海电气集团、哈尔滨电站设备集团。我国三大电气集团目前可以制造核岛主设备中的压力容器、蒸发器等，以及常规岛主设备中的汽轮机、发电机等，有机会获得核电站设备国内采购中金额最大的订单。从技术上看，由于我国的核电产业起步较晚，目前能自主开发、制造的只是30万千瓦和60万千瓦级别的能力，100万千瓦的核电机组制造技术还在研发阶段。而我国在2020年之前投资的核电站均为100万千瓦以上，因此近期建设的机组仍需与国外优势企业合作。我国核反应堆技术的国内供应商主要是中核集团公司，核承压设备国内的供应商主要是上述的三大电气集团与中国第一重型机械集团，国外的供应商主要有法国阿海珐集团（又名阿莱瓦集团，法玛通公司的母公司）、俄罗斯核电建筑股份公司、美国西屋公司、加拿大原子能有限公司等。其中，阿海珐、西屋在第三代核反应堆的技术领域内拥有领先优势。常规岛设备的国外合作方主要是：法国阿尔斯通、美国GE、德国西门子、日本日立、三菱重工、东芝等。其中，阿尔斯通提供并安装了全球1/3以上的核电汽轮机。目前国内核电汽轮机的主要供应商是东方电气、上海电气、哈电（以哈动力为主）。113 二十年前，国内建成和在建的核电机组中，近九成的核心技术及设备从国外进口。在秦山一期、大亚湾、岭澳等项目中，国内厂商只能提供辅助设备，或者只是个别主设备的分包商、合作制造商。以岭澳一期为例，核岛设备国产化率只有15%。在秦山一期、岭澳二期、秦山二期扩建等项目中，各国内厂商参与程度较深，已能成为主设备的总承包商。目前，获得《民用核承压设备制造资格许可证》的国内厂商有5家：上海锅炉厂（隶属于上海电气集团）、东方锅炉厂（隶属于东方电气集团）、哈尔滨锅炉厂（隶属于哈电集团）、中国第一重型机械集团、中国第二重型机械集团。在“十一五”规划中，国家提出要提高电力主要设备国产化程度。因此，国内技术领先的核电主要设备生产厂商将会大大受惠。在上市公司中，受惠最大的企业主要有三家，分别是东方锅炉（主要提供核承压设备）、东方电机（主要提供汽轮机、发电机、主泵）、上电股份（参股49％上海锅炉厂）。加速发展核电对于三大集团，特别是锅炉厂来说，最大的利好就是可以降低对火电的依赖程度，随着电站建设周期性的发展，电站设备行业，特别是火电设备，将开始进入一个需求减小的时期，企业的利润将会出现下滑。而积极推进核电建设将会使得三大集团避免陷入上一个下滑周期2000、2001年那样的经营窘境。以东方锅炉、东方电机为例，预计核电项目订单金额合计约20亿－30亿元/年以上，已经超过了2002年两个公司的主营收入总和。113 第二章核电供给态势及预测第一节总供给一、核电装机情况表1.2007年全国分地区发电装机容量单位：万千瓦：%合计其中同比增长其中水电火电核电风电其它水电火电全国7132914526554428854037414.411.514.6广东省5932102345113782010.19.811.1浙江省4976861.23804307416.22.97.5江苏省559914533420025277.50.53.0数据来源：中电联、世经未来整理三省火电装机处于同一水平，广东水电最多，不过其水电资源也开发到了一个极限，以后的出路还是核电；在电力行业结构性调整的大环境下，水电较少的江苏势必更加依靠核电。二、核电发电情况表2.2007年全国全口径分地区发电量单位：亿千瓦时：%合计其中同比增长其中水电火电核电风电水电火电核电全国325594867269806265614.417.613.814.1浙江省20731341713225117.4-4.322.11.3江苏省282532709100211.45.17.8广东省268524121403048.6-5.212.4-3.8数据来源：中电联、世经未来整理113 火电发电量的增长很大程度上来自于新的电厂的投运，水电与核电的建设周期长，所以发电量同比增长不明显，而且水电受环境如水文、季节、雨量等限制较大，导致了发电量的负增长。而对于广东核电发电量的负增长，核电机组的计划性停堆检修是一个重要原因。表1.2007年全国6000千瓦及以上电厂发电设备利用小时单位：小时合计其中同比增长其中水电火电核电水电火电核电江苏省5243198751998166-15561-174广东省4961243750217941-161-290-139-316全国5011353253167737-187139-296-69浙江省5013140655927344-326-359-36995数据来源：中电联、世经未来整理电厂发电设备利用小时普遍同比负增长，用电增速回落，一方面是因为02-06年我国遭遇严重电荒，开工了大量电厂，而07年电力供需矛盾终于有所缓和，另一方面是因为我国政府采取宏观调控措施以抑制经济转向过热，以及"节能减排"工作显出成效。113 第二节区域供给结构一、核电站区域布局的现状和未来截至2007年底为止，我国大陆共已建成6座核电站，拥有11台机组，装机容量885万千瓦，分别位于江苏、浙江、广东三个东南沿海省份。在辽宁、山东、浙江、福建、广东，有8座核电站20台核电机组正在或即将建设。在吉林、辽宁、山东、安徽、浙江、江苏、福建、江西、广东、广西、湖北、湖南、四川、重庆，有30座核电站正在拟建。核电站建设已经不仅限于东南沿海，在未来15年内，内陆核电站可能会全面开花，出于对能源的渴求，核电机组的增加势头会越来越猛，很有可能超过《核电中长期发展规划》预定的，到2020年核电投运规模4000万千瓦，最新推测将达到6000万千瓦。二、已建核电机组广东大亚湾核电站大亚湾核电站位于广东省深圳市龙岗区大鹏镇，由中国广东核电集团公司和中国电力投资集团公司投资，广东核电合营有限公司管理，拥有2X984MW压水堆M310（PWR），采用进口成套设备（法国法玛通公司），设计寿命为40年。自1987年8月开工，在1994年2月，首台机组投入商业运行。核电站自投产以来已连续安全运行13年，年发电能力近150亿千瓦时，各项经济运行指标达到国际先进水平。2006年5月，大亚湾核电站1号机组提前完成第一次十年大修，成为我国在运行核电站中首个走过设计寿期内除退役外所有关键路径的核电站。2006年3月9日，大亚湾核电站1号机组实现整个燃料循环不停机连续安全运行485天的国内新记录；2007年8月31日，该机组继续保持国内核电机组无非计划停堆安全运行1891天的最高记录，目前该纪录还在延伸。113 大亚湾核电站是我国大陆首座大型商用核电站。它的建设和运行，成功实现了我国大陆大型商用核电站的起步，实现了我国核电建设跨越式发展、后发追赶国际先进水平的目标，为我国核电事业发展奠定了基础。广东岭澳一期核电站岭澳一期核电站位于广东省深圳市龙岗区大鹏镇，由中国广东核电集团公司和中国核工业集团公司投资，广东岭澳核电有限公司管理，拥有2X990MW压水堆（PWR），设计寿命为40年。自1997年5月开工，在2002年5月首台机组投入商业运行。岭澳核电站一期建成投产以来，安全运行业绩优良。1号机组创造了商运后连续两个燃料循环无非计划停机停堆安全运行592天的世界纪录，2号机组创造了自首次临界及商运起无非计划停堆安全运行935天的世界核电新机组最好纪录。2006年，岭澳核电站一期实现上网电量150.62亿千瓦时，能力因子达到91.3%；在国际上衡量核电站安全运行水平的9项关键指标中，有8项超过世界中间水平，其中4项达到或超过世界先进水平。截至2007年3月31日，岭澳核电站一期累计实现上网电量约636亿千瓦时。岭澳核电站一期是中广核集团按照国务院确定的“以核养核，滚动发展”方针，继大亚湾核电站投产后，在广东地区兴建的第二座大型商用核电站。它以大亚湾核电站为参考，结合经验反馈、新技术应用和核安全发展的要求，实施了52项技术改进，全面提高了核电站整体安全水平和机组运行的可靠性、经济性。岭澳核电站一期按照国际标准，推进我国核电自主化、国产化进程，实现了项目管理自主化、建筑安装施工自主化、调试和生产准备自主化；实现了部分设计自主化和部分设备制造国产化，整体国产化率达到30％。岭澳核电站一期实现了工程质量、进度、投资控制“三大目标”113 ；全部187个单位工程，优良率100％；两台机组分别提前48天和66天投入商业运营；节省投资3.81亿美元，比国家批准的预算节约近10％。岭澳核电站一期的建设和运营为我国核电发展积累了宝贵的经验，为推进核电自主创新、探索形成自主品牌的百万千瓦级核电技术路线CPR1000，全面实现我国百万千瓦级商用核电站自主化、国产化奠定了良好的基础。岭澳核电站核岛工程获中国建筑工程最高奖—鲁班奖。浙江秦山核电站秦山核电站位于浙江省嘉兴市海盐县，由中国核工业集团公司投资，秦山核电公司管理。拥有1X300MW压水堆（PWR），设计寿命40年。自1985年3月开工，在1994年4月机组投入商业运行。秦山核电站在自2002年至2005年的第六、七、八个燃料循环内，分别连续满功率运行331天、443天和448天，连续三次刷新国内核电站运行的最好纪录。作为原型堆能够达到此记录在国际上也是罕见的。在2002年WANO性能指标综合指数评价中，秦山核电站提前达到世界压水堆核电站的中值水平。秦山核电站投入运行十五年来，安全稳定运行业绩良好，取得了良好的经济效益和社会效益。浙江秦山二期核电站秦山二期核电站位于浙江省嘉兴市海盐县，投资方为中国核工业集团公司（控股）、浙江省电力开发公司、申能（集团）有限公司、江苏省国信资产管理集团有限公司、中电投核电有限公司、安徽省能源集团有限公司。由核电秦山联营有限公司管理。拥有2X650MW压水堆（PWR），设计寿命为40年。自1996年6月开工，在2002年4月首台机组投入商业运行。秦山二期核电站，是我国首座自主设计、自主建造、自主管理、自主运营的2×65万千瓦商用压水堆核电站。它的建成投运，创立了我国第一个具有自主知识产权的商用核电品牌—CNP650，使我国实现了由自主建设小型原型堆核电站到自主建设大型商用核电站的重大跨越，为我国自主设计、建设百万千瓦级核电站奠定了坚实的基础，并对促进我国核电国产化发展，进而拉动国民经济发展了发挥重要作用。113 秦山二期核电站的建设，大幅提升了我国核电设备制造的能力。在55项关键设备中，有47项基本实现了国产化，设备国产化率达到了55%。秦山二期核电站比投资为1330美元/千瓦，是国内已经建成的核电站中最低的，低于发达国家国内平均造价。它的上网电价为0.414元/千瓦时，是国内已经建成的核电站中电价最低的。浙江秦山三期（重水堆）核电站秦山三期（重水堆）核电站位于浙江省嘉兴市海盐县，由中国核工业集团公司投资，秦山第三核电有限公司管理。拥有2X720MW重水堆（CANDU-6），设计寿命为40年。自1998年6月开工，在2002年12月首台机组投入商业运行。秦山三期（重水堆）核电站是我国首座商用重水堆核电站，是中国和加拿大两国迄今为止合作的最大项目。该核电站比中加主合同工期提前了112天全面建成投产，创造了国际33座重水堆核电站建设周期最短的纪录。江苏田湾核电站田湾核电站位于江苏省连云港市连云区，投资方有：中国核工业集团公司、中国电力投资集团公司、江苏省国信资产管理集团有限公司。由江苏核电有限公司管理。拥有2X1060MW压水堆（AES-91），设计寿命为40年。自1999年10月开工，在2007年5月首台机组投入商业运行。田湾核电站是中俄两国在加深政治互信、发展经济贸易、加强两国战略协作伙伴关系方针推动下，在核能领域开展的高科技合作，是两国间迄今最大的技术经济合作项目，也是我国“九五”计划开工的重点核电建设工程之一。田湾核电站采用的俄AES-91型核电机组是在总结WWER-1000/V320型机组的设计、建造和运行经验基础上，按照国际现行核安全法规，并采用一些先进技术而完成的改进型设计，在安全标准和设计性能上具有起点高、技术先进的特点。其主要技术特点包括：反应堆厂房采用双层安全壳、安全壳预应力张拉系统采用新型倒U形50束钢缆张拉方式、安全系统采用完全独立和实体隔离的4通道(N+3)、设置堆芯熔融物捕集器与冷却系统等缓解严重事故后果的安全设施、使用铀-钆一体化全锆先进燃料组件、采用全数字化仪控系统等。田湾核电站的安全性、可靠性和经济性与西方正在开发的先进压水堆的目标一致，在某些方面已达到国际上第三代核电站的要求。113 三、在建核电机组岭澳核电站二期岭澳核电站二期位于广东省深圳市龙岗区大鹏镇，由中国广东核电集团公司投资，岭东核电有限公司管理。拥有2X1000MW压水堆（CPR1000），设计寿命为40年。主体工程于2005年12月15日开工；2007年6月28日，1号机组核岛安装工程比原计划提前17天开工；2007年9月23日，1号机组核岛比原计划提前38天完成穹顶吊装，工程建设从土建施工全面转向设备安装阶段。预计首台商运时间：2010年10月岭澳核电站二期工程是我国“十五”期间唯一开工的核电项目，是国家核电自主化依托项目，项目采用中广核集团具有自主品牌的中国改进型压水堆核电技术路线CPR1000，是我国CPR1000示范工程，在我国核电发展中具有承上启下的作用。通过项目建设，我国将加快全面掌握第二代改进型百万千瓦级核电站技术，基本形成自主技术品牌核电站设计自主化和设备制造国产化能力，为高起点引进、消化、吸收第三代核电技术打下坚实的基础。阳江核电站一期阳江核电站一期位于广东省阳江市东平镇，由中广核集团公司投资，阳江核电有限公司管理。拥有4X1000MW压水堆（CPR1000，共建6台），设计寿命为40年。2007年9月26日负挖开始，目前前期工程正按计划顺利推进。预计首台商运时间：2013年4月。阳江核电站位于中广核集团在广东地区的第二核电基地。项目采用中广核集团具有自主品牌的CPR1000技术。阳江核电站的建设对满足广东省经济增长对电力的需求，进一步优化广东省电网结构和能源结构，拉动广东省核电装备制造业升级，促进广东省经济社会和环境协调发展具有重要意义。台山核电站113 台山核电站位于广东省江门市台山市，由中广核集团公司投资，台山核电有限公司管理。拥有2X1000MW压水堆（CPR1000，共建6台），设计寿命为40年。目前国家发改委已批准项目建议书，各项筹建工作正按计划推进，建设条件已基本成熟。项目已经在2008年3月开工。台山核电项目已被列为广东省“十一五”规划重大能源保障工程项目。预计首台商运时间：2013年红沿河核电站一期红沿河核电站一期位于辽宁省大连市瓦房店，由中广核集团公司、中国电力投资集团公司和大连市建设投资公司投资，辽宁红沿河核电有限公司管理。拥有4X1000MW压水堆（CPR1000，共建6台），设计寿命为40年。2007年8月18主体工程开工，各项工作顺利推进。2007年5月11日，中国核工业第二三建设公司与辽宁红沿河核电有限公司、中广核工程有限公司正式签署红沿河核电站一期核岛安装工程前期工作协议。以此为标志，中国核工业第二三建设公司被正式确定为承包商承担红沿河核电站一期核岛安装工程前期工作。预计首台商运时间：2012年10月。辽宁红沿河核电站是国家“十一五”期间首个批准开工建设的核电项目，是国家首次一次同意四台百万千瓦级核电机组标准化、规模化建设的核电项目，是目前我国百万千瓦级核电机组自主化、国产化程度最高的核电站，是东北地区第一座核电站。福建宁德核电站福建宁德核电站位于福建省宁德市福鼎市，由中广核集团公司和大唐国际发电股份有限公司投资，宁德核电有限公司管理。拥有2X1000MW压水堆（CPR1000，共建6台），设计寿命为40年。2006年3月，福建宁德核电有限公司成立。2006年9月1日，国家发改委同意宁德核电站一期工程开展前期工作。目前，该核电项目处于开工准备阶段。预计于2008年4月开工。预计首台商运时间：2012年12月113 宁德核电站的建设将进一步优化福建省能源结构，缓解福建省电力紧张局面，促进福建省经济、社会和环境可持续发展，为建设对外开放、协调发展、全面繁荣的海峡西岸经济区发挥积极作用。三门核电站一期三门核电站一期位于浙江省台州市三门县，由中国核工业集团公司（控股）、浙江能源集团有限公司、中电投核电有限公司、中国华电集团公司和中国核工业建设集团公司投资，三门核电有限公司管理。拥有2X1250MW压水堆（AP1000，共建6台），设计寿命为60年。截至2007年底，三门核电项目已经完成厂址“四通一平”工程，全面、规范地开展了海工试验、环境影响评价、淡水水库工程等各项前期准备工作，厂址条件已经满足6×1000至1600MW级核电机组的建设需要，2008年2月26日，负挖工作开始进行。预计首台商运时间：2013年。三门核电工程是国务院于2004年7月21日正式批准实施的首个国家核电建设自主化依托项目。2004年9月1日，国家发展和改革委员会正式批复三门核电一期工程项目建议书，批准三门核电按6台百万千瓦级核电机组规划建设，一期工程建设2台，并明确通过招标引进国际上先进的第三代压水堆核电技术。我国此次引进的第三代核电技术，采用了独特的“非能动”安全系统设计。与以往的核电技术相比，较大幅度地简化了系统设备数量，降低了发生事故的概率，提高了核电站运行的安全性和可靠性。秦山核电站二期扩建秦山核电站二期扩建位于江省嘉兴市海盐县，由中国核工业集团公司投资，核电秦山联营有限公司管理。拥有2X650MW压水堆（CNP600），设计寿命为40年。主体工程于2006年4月28日开工；2007年1月28日，4号机组开工。预计首台商运时间：2011年3月。由于1、2号机组的成功建成及投产后的良好运行业绩，秦山二期核电站扩建两台同类型核电机组（即3、4号机组）。扩建工程采用中核总国产化核电品牌CNP600，是1、2号机组的“翻版加改进”113 。与1、2号机组相比，3、4号机组有三点突出优势：设计负荷因子由65%提高到75%；设备国产化率由55%提高到70%以上；工期由72个月压缩到60个月。山东海阳核电站山东海阳核电站位于山东省烟台市海阳市，由中国电力投资集团公司（控股）、山东国际信托投资有限公司、烟台市电力开发有限公司、中国国电集团公司、中国核工业集团公司和华能能源交通产业控股有限公司投资，山东核电有限公司管理。拥有2X1250MW压水堆（AP1000，共建6台），设计寿命为60年。截至2007年底，山东海阳核电站建设筹备进入加速期，核电现场已经具备主体工程开工建设条件。预计于2009年9月开工。预计首台商运时间：2014年。海阳核电站建成之后，将成为迄今为止我国最大的核能发电项目。四、拟建核电机组芜湖核电站芜湖核电项目位于芜湖繁昌县荻港镇和新港镇交界处的芭茅山和董公山，地处长江南岸，在皖电东送通道上，毗邻长江三角洲负荷中心，具有良好的选址条件和区位优势，规划建设四台百万千瓦级压水堆核电机组，一次规划，分期建设。一期工程建设两台百万千瓦级机组（CPR1000）。项目由中国广东核电集团有限公司、申能股份有限公司、安徽省能源集团有限公司和上海电力股份有限公司共同投资、由中国广东核电集团有限公司控股的项目业主公司负责建造和经营。自1984年安徽省核电办在该县开展安徽核电项目选址工作以来，历经二十多年的努力，该项目在2006年进入实质性实施阶段。2006年6月2日，芜湖市政府和中广核集团签订《关于合作开展芜湖核电项目开发的框架协议》，中广核正式介入芜湖核电项目；《芜湖核电站项目建议书》由省发改委和中广核于2006年9月29日联合上报国家发改委，项目进入实质运行阶段；2006年11月2日，中广核芜湖筹备处正式揭牌成立。目前，各项筹备工作正在推进中。113 吉阳核电站一期吉阳核电厂址坐落在安徽省池州市东至县瓦垅乡西南部。吉阳核电工程规划容量为4台百万千瓦级核电机组，一期工程建设2台百万千瓦级压水堆核电机组。一期工程两台机组计划在2010年1月和2010年9月开工建设，分别于2015年1月和2015年9月投入商业运行。项目拟由中核集团控股，与其他出资方组成有限责任公司，投资建设经营。截至2007年底，吉阳核电项目一期工程建议书已上报给国家发改委。桂东核电站桂东核电拟选的福传和白沙厂址分别位于广西梧州市苍梧县和贵港市平南县。建设规模为4×1000MW，一期工程规划建设2×1000MW压水堆核电机组。按照广西壮族自治区发展和改革委员会代表自治区人民政府与中国电力投资集团公司签署的《关于共同促进广西电力工业发展的协议》和《关于共同开展广西核电项目前期工作协议书》，广西桂东核电项目的前期工作由自治区发改委和中国电力投资集团公司共同负责进行。白龙核电站广西白龙核电项目位于广西自治区防城港市，规划建设六台百万千瓦级压水堆核电机组，一次规划，分期建设。一期工程建设两台百万千瓦级机组（CPR1000）。由中国广东核电集团公司与中国电力投资集团公司、广西投资集团公司共同投资，中国广东核电集团为主负责工程建设和运营管理。2004年通过了厂址选择报告的审查；2006年3月20日，中国广东核电集团公司与广西投资集团有限公司签署了《共同开发建设广西核电项目意向书》；2006年7月22日，中国广东核电集团有限公司、中国电力投资集团公司和广西投资集团有限公司签订《广西白龙核电站一期工程项目合作框架协议》。2006年12月25日，广西白龙核电站一期工程筹建处在广西防城港市正式挂牌，这标志着广西白龙核电项目建设进入实质性运作阶段。目前项目筹建处已经成立，各项筹备工作正在开展。工程争取在2008年动工。113 海南核电2005年12月27日，中广核集团公司与海南省人民政府签署《关于合作开展海南核电项目前期工作的框架协议》。2007年3月28日至30日，受中广核集团公司委托，国家电力规划设计总院召开海南核电厂厂址预评审会，审查并通过了中广核工程设计有限公司编制的《海南核电厂厂址查勘报告》。会议作出以下结论：厂址查勘阶段所选定的昌江黎族自治县峨岭厂址儋州市红沙顶厂址和龙门厂址可以进入下阶段工作。2007年5月21日，中国华能集团公司与中国核工业集团公司在京签订战略合作框架协议，拟共同开发建设核电项目。根据协议，双方将共同开发建设海南核电项目，尽早开工建设四台65万千瓦级压水堆核电机组。大畈核电厂湖北大畈核电厂位于湖北省咸宁市通山县大畈镇大墈村附近的狮子岩，规划建设4台百万千瓦级压水堆核电机组，一期工程建设2台百万千瓦级压水堆核电机组，以已有多年安全稳定运行经验的M310为参考机组。一号机组预计于2008年5月浇灌第一罐混凝土，2013年5月投产发电。由中国电力投资集团公司和湖北省能源集团公司共同投资建设。国家发改委2008年2月1日召开内陆地区核电发展工作会议，同意湖北大畈核电项目开展项目前期工作。2008年3月4日中国广东核电集团与湖北省人民政府在京正式签署了合作开发湖北核电项目协议，双方将采取多种措施，积极开展湖北咸宁大畈核电项目前期工作。项目开工建成后，湖北将成为中国内陆地区第一个具有核电站的省份。小墨山核电站湖南核电前期准备工作已全面铺开，华容小墨山和桃源规划选址已通过国家审查，其中前者被确定为湖南核电站优先候选厂址。 小墨山核电厂位于湖南省岳阳市华容县东山镇塔市驿管理区老垱113 村的小墨山北坡。规划建设6台100万千瓦级压水堆核电机组，分期建设。一期工程建设2台100万千瓦级压水堆核电机组，拟采用M310加改进型核电机组，以岭澳核电一期工程为参考电站。项目由中国电力投资集团投资，中电投湖南核电有限公司负责建造和经营。九龙山核电站九龙山核电站位于湖南省常德市桃源县，靠近沅水，水量充沛，符合建设核电需要大量循环冷却水的要求，同时地理条件优越，接近湖南省负荷中心，规划选址已通过国家审查。桃花江核电站湖南桃花江核电站位于湖南省中北部益阳市桃江县，厂址规划容量400万千瓦，一期建设200万千瓦。2007年2月14日，湖南桃花江核电有限公司投资揭牌。公司由中国核工业集团公司发起设立，中国三峡总公司、华润集团、湖南湘投控股集团有限公司参股投资，将专门从事湖南桃花江核电站的开发、建设与运营。国家发改委2008年2月1日召开内陆地区核电发展工作会议，同意中核集团公司湖南桃花江核电项目开展项目前期工作。常德核电站2006年6月22日，中广核集团与常德市政府签署了《关于合作推进常德核电项目开发建设的框架协议》，随即成立了常德核电项目筹建机构，负责常德核电项目的前期开发与筹建工作。2006年8月31日，中国广东核电集团湖南常德核电筹建办揭牌。2007年7月11日，湖南常德核电项目厂址通过了专家预评审，并通过陈家滩、沙湾及喜鹊岭厂址可作为湖南常德核电项目拟选厂址。大唐华银核电厂113 大唐华银核电厂初步选址在湖南省株洲市株洲县龙门和岳阳市湘阴县开福山，规划建设4台100万千瓦级核电机组，分期建设。一期工程建设2台100万千瓦级核电机组。2007年8月1日，大唐华银电力股份有限公司、中国大唐集团公司与法国电力公司（EDF）签订了《湖南大唐华银核电项目谅解备忘录》，EDF可能与湖南大唐华银核电项目筹建处合作推进大唐核电项目的开发。在相关部门批准项目可行性研究报告后，将组建大唐核电项目公司以投资大唐核电项目，大唐集团和公司将共同持有该项目公司的控股权，EDF可作为公司股东。福清核电站福清核电站厂址位于福清市三山镇前薛村岐尾山前沿。福清核电站规划装机容量为6台百万千瓦级压水堆核电机组。一次规划、分期建设。一期工程建设两台百万千瓦级核电机组。项目由中国核工业集团公司和中国华电集团公司福建发电有限公司投资，福清核电有限公司公司负责工程的建造和经营。福清核电有限公司于2006年5月16日成立后，开始了福清核电工程项目前期各项工作。三明核电站2007年5月11日，三明核电项目筹建处在福州成立。这标志着三明市核电项目前期工作拉开了序幕。三明市核电项目前期准备工作历时一年多来，三明市政府与中国核工业集团公司、福建投资开发总公司签订了三方合作开发协议，完成了核电备选厂址普查和实地查勘等工作。筹建处的成立，将加快推进项目的各项前期工作。截至2007年底，大唐集团正在加紧核电项目的开发进程。2007年8月，大唐集团与福建三明市签订电力开发合作协议，合作项目除了核电之外，还包括煤电、风电等及相关产业。漳州核电113 2007年8月24日至25日，国电福建漳州核电厂厂址预评审会在漳州宾馆召开。通过与会领导、专家的认真评审，从初步踏勘调查的5个核电可能厂址中选出了3个（诏安县峰歧核电厂址、云霄县刺仔尾核电厂址、漳浦县将军澳核电厂址），作为进入下一阶段工作的核电可能厂址。吉林核电站吉林核电项目位于吉林省白山市靖宇县平岗村。吉林核电厂预计总装机容量400万千瓦。项目由中国电力投资有限公司投资。截至2007年底，该项目的可行性研究报告已通过初步审查。辽宁第二核电厂受中国电力投资集团公司委托，2007年5月29日至6月1日，中国电力规划设计总院与东北电网公司在大连联合主持召开了辽宁第二核电厂初步可行性研究报告审查会。会议一致认为：瓦房店市江石底厂址和庄河市楼上厂址均适合建设核电厂，应本着优中选优的原则，尽早将辽宁第二核电厂列入国家核电发展规划,以争取在“十二五”中后期开工建设。自2005年以来，辽宁核电有限公司开展了辽宁第二核电厂址的前期开发工作，并用二年多时间完成了初可研阶段的各项工作。徐大堡核电站徐大堡核电厂址位于辽宁省葫芦岛市兴城县，一期工程建设2台百万千瓦级核电机组。继2006年7月31日中核集团与辽宁省政府共同签署合作建设核电项目框架协议后,2006年10月20日，中核集团辽宁徐大堡核电有限公司筹建处揭牌，拉开了双方核电建设领域合作的序幕，也标志着双方的合作迈出了实质性的步伐。广东第四核电截至2007年底，广东第四核电项目尚处于选址阶段。该核电厂址将在广东省汕尾的甲东和揭阳的乌屿间选择。113 广东第五核电2005年12月，中国广东核电集团与广东肇庆市签订了核电合作开发框架协议。2006年2月，中广核集团公司与韶关市人民政府在韶关市签署了《合作开展韶关核电项目开发框架协议》。2007年6月12日，国家电力规划设计总院、中广核集团组织专家组到韶关市曲江区现场踏勘界滩核电厂厂址广东北江核电厂工程初步可行性研究报告审查会议。荷包岛核电站2006年10月23日，中国核工业集团公司在广东省的首个核电项目——珠海市荷包岛核电有限公司筹建处正式揭牌成立。标志着珠海市政府与中核集团公司继此前不久签署合作建设核电项目框架协议后，在核电建设领域的合作迈出了实质性的一步。河源核电站2006年12月13日，广东河源核电有限公司筹建处在广东河源市揭牌成立。在此之前，中核集团公司与河源市签署了共同开展核电项目合作协议，组织下属设计院在河源市开展了厂址普选和勘察工作，并将厂址选定在河源市龙川县。厂址规划建设４台装机容量为１００万千瓦的压水堆核电机组。阳西核电站2007年3月，广东大唐国际阳西核电工程厂址预评工作取得进展。共有四个厂址参与评选，其中阳西县沿海的福湖岭和沙扒厂址的各项条件良好，完全适合建设大型核电项目，进一步的项目可行性研究和有关专题研究等前期工作也有序推进。岭澳核电站三期2007年3月5日至7日，国家电力规划总院组织有关专家在深圳召开了广东岭澳核电站三期扩建工程初步可行性研究报告审查会。113 四川核电站四川核电工程规划容量为4台百万千瓦级核电机组，一期工程建设2台百万千瓦级压水堆核电机组，拟由中国广东核电集团有限公司控股投资建设经营。四川省南充市嘉陵江沿岸的蓬安县三坝厂址被初步确定为四川核电厂址。四川核电项目预计2008年底完成可行性研究，2009年通过国家有关部门评审。重庆石柱核电厂重庆石柱核电项目位于重庆市石柱县西沱镇，推荐梨院冲及黎场乡黎井坡2个候选厂址，规划建设4台百万千瓦级核电机组，一期工程建设2台百万千瓦级核电机组。工程由中国核工业集团公司投资建设。截至2007年底，该项目处于报批立项(初步可行性研究报告编制)阶段。江西彭泽核电江西省计划投资人民币400亿元建造一座发电能力约为400万千瓦的核电厂。根据规划，核电厂将建于九江市东部、长江南岸的彭泽县境内。该项目由中国电力投资集团公司投资，一期工程建设2台100万千瓦级核电机组，筹划于2008年开工。国家发改委2008年2月1日召开内陆地区核电发展工作会议，同意江西彭泽核电项目开展项目前期工作。石岛湾核电站石岛湾核电站厂址位于山东省威海市荣成市，规划建设一台二十万千瓦高温气冷堆核电机组。项目由中国华能集团公司、中国核工业建设集团公司、清华大学投资，华能山东石岛湾核电有限公司负责建造和经营。113 2006年12月25日，中国核工业建设集团公司与中国华能集团公司、清华大学签订了华能山东石岛湾核电有限公司股东出资协议书和章程。以此为标志，我国首座高温气冷堆核电站示范工程正式启动，进入实质性建设阶段。2007年8月，华能石岛湾高温气冷堆核电示范工程岩土勘察工作已全面展开。2007年9月，国家核安全局受理了《华能山东石岛湾核电厂高温气冷堆核电示范工程厂址安全分析报告（可行性研究）》和《华能山东石岛湾核电厂高温气冷堆核电示范工程环境影响报告（可行性研究）》。红石顶核电红石顶核电站位于山东省乳山市海阳所镇肖石口村。工程总体规划建设六台百万级核电机组，一期工程建设两台百万级核电机组，2006年开始前期工程准备工作，“十一五”末具备开工条件，争取在“十二五”末投产发电。中核集团公司作为投资主体，委托秦山第三核电有限公司作为该项目的代理业主。山东乳山红石顶核电有限公司负责工程的建造和经营。截至2007年底，该项目的前期筹备工作正在进行。田湾核电站二期田湾核电站二期项目位于江苏省连云港市连云区东陬（zōu）山，规划建设四台百万千瓦级核电机组，一次规划，分期建设。一期工程建设两台百万千瓦级机组压水堆（AES-91）。项目由中国核工业集团公司投资，江苏核电有限公司负责建造和经营。截至2007年底，筹建处已成立，项目建议书已上报国家发改委，各项筹建工作正全面展开。秦山核电站方家山扩建工程方家山扩建工程是中国二代改进型百万千瓦级核电工程，将成为秦山核电站后续项目和我国自主建设民族核电的一项重要工程。秦山核电公司方家山核电工程项目是中核集团在秦山地区规划建设的国产化百万千瓦级核电工程项目。该项目规划建设2台百万千瓦级核电机组。厂址位于秦山一期工程厂区内的方家山区域，离秦山一期工程反应堆约600米。113 2004年10月，方家山厂址顺利通过厂址复核。2005年7月，方家山项目顺利通过了初可研报告评审。2007年5月22日，国家环保总局发文批复方家山扩建项目的环境影响评价报告书，同意在方家山进行核电站项目建设。截至2007年底，方家山项目的各项前期准备工作正在紧张进行之中，厂址“四通一平”工作也已经展开。第三节技术结构一、核电技术现状与发展（一）核电技术发展自从20世纪50年代核电站诞生以来,世界核电建设经历了三个阶段:实验示范阶段(1965年以前)、高速推广阶段(1966～1980年)和滞缓发展阶段(1981年至今)。开发了三代核反应堆,第一代反应堆以原型堆的形式在50、60年代投入应用。第二代反应堆以大型商业化核电站的形式在70年代出现并运行至今,包括美国、欧洲和日本系的压水堆(PWR)与沸水堆(BWR)以及俄罗斯的轻水堆(WWER/AES)和加拿大开发的坎杜重水堆(CANDU),第二代反应堆已经在经济和环境等方面验证了核电的安全性能和竞争力。第三代反应堆发展于90年代,包括有美国研发的先进沸水堆(ABWR)、改进式先进压水堆(System80+)和非能动先进压水堆(AP1000),以及法国推出的欧洲先进压水堆(EPR)。第三代反应堆将安全作为首要参考因素,主要目标是进一步提高第二代反应堆的安全性。此外,第四代反应堆的研究工作也已经逐步展开,这一代反应堆是未来的革命性反应堆系统,反应堆和燃料循环都将有重大革新和发展。（二）对第二代核电机组的改进上世纪80、90年代以来,各国对现在正运行的第二代核电站为提高安全性和经济性而进行的技术改进取得了显著成效。以美国为例,他们在研究开发新型核电机组的同时,毫不放松对现在正在运行的第二代核电机组的改进和提高效益。对这些机组的改进主要是从提高安全性,改善经济性、发挥机组设计裕量,提高额定功率、延长机组寿期三方面着手进行。通过这些改进,核电机组的可利用率从70年代初的60%左右提高到了现在的约90%,寿命由40年延长到了60年,延寿后的发电成本降低至1.88美分/kWh。113 我国自主开发的CNP600、CNP1000和CPR1000都属于此类“二代改进型”。大亚湾引进的M310属于二代PWR机组，但预计用于大畈和小墨山的M310中国自主改进型在某些性能上达到二代改进型先进水平。（三）第三代核电技术—压水堆国际上比较成熟的第三代压水堆大型核电机组有AP1000、EPR和System80+三个型号。System80+虽已通过美国核管会批准,但由于安全系统应用非能动太少,美国已放弃使用。美国西屋公司的AP1000和法国阿海珐公司(AREVA)的EPR虽都满足第三代核电机组的设计要求,但各有优缺点:EPR的单机功率(约1600MW)大于AP1000的单机功率(约1100MW),但它的能动安全系统比传统的能动安全系统更加复杂,不如AP1000的非能动安全系统先进。美国西屋公司设计的AP1000属于第三代革新型先进PWR核电站。AP1000通过独特的非能动安全系统设计,使反应堆设计更加简单,堆芯损毁概率可忽略不计,提高了核电站的安全性和可靠性;实行模块化设计与建造,有利于提高核电站建造质量和标准化程度;配备行业最先进的全数字化仪表和控制系统,使核电站的运营更加简便。我国将引进此技术,在浙江三门和山东海阳建造四台核电机组,作为第三代核电自主化依托工程。法国阿海珐公司(AREVA)开发的欧洲压水反应堆(EPR),属于第三代改进型先进PWR核电站。EPR有着所有轻水反应堆中最高的热效率,达到36%。它有望提供比现有轻水反应堆更低的发电成本,在60年服役年限中核电站利用率可达到92%。第一座EPR已在芬兰西南部小岛奥尔基洛托(Olkiluoto)开工建造并有望于2009年开始运行。第二座将建造在法国北部城市弗拉芒维尔(Flamanville)。（四）第三代核电技术—高温气冷堆113 目前,国内外高温气冷堆研究主要有如下几种:美国和俄罗斯联合设计的GT-MHR(GasTurbineModularHeliumReactor),此设计采用环形堆芯设计和棱柱型燃料元件,利用直接循环氦气透平机组发电;日本建造的一座30MW高温气冷实验堆(HT2TR)采用棱柱型燃料元件;南非设计的BMR(Peb2bleBedModularReactor)反应堆实际上是德国HTR-Module的延续发展,采用球型燃料元件,反应堆热功率由200MW提高到了400MW,是球床高温堆-直接循环氦气轮机发电站。南非计划到2011年开展示范项目,从2015年开始商业化运营。我国自行设计建造的10MW高温气冷实验堆(HTR-10)于2000年12月成功建成达到临界,2003年1月达到满功率运行并网发电。2004年12月中国华能集团、中国核工业建设集团、清华大学在京正式签订《关于共同合作建设高温气冷堆核电示范工程投资协议》,由三方共同组建核电有限公司,负责建设、运营200MW高温气冷堆商用示范核电站。目前,清华核能院已经完成电功率195MW球床模块式高温气冷堆(HTR-PM)的方案设计,计划2010年投入商业运行。（五）第四代核电技术研究进展第四代核电技术有6种设计概念,包括三种快中子堆和三种热中子堆。三种快中子堆是:带有先进燃料循环的钠冷快堆(SFR,Sodium-cooledfastreactor)、铅冷快堆(LFR,Lead-cooledfastreactor)和气冷快堆(GFR,Gas-cooledfastreactor),三种热中子堆是:超临界水冷堆(SCWR,Supercriticalwater-cooledReactor)、超高温气冷堆(VHTR,Very-high-temperaturegas-cooledreactor)和熔盐堆(MSR,Moltensaltreactor)。这些设计特点都改进了经济性,增强了安全性,使废物量最小化和防止核扩散燃料循环。（六）核聚变前景与裂变正好相反,核聚变是轻元素发生原子核互相聚合作用伴随着能量释放的核反应过程。核聚变是几乎无穷无尽、安全和无放射性的能源。全世界大体上以三种技术路线探索了受控核聚变的应用,即以托卡马克为代表的磁约束核聚变,以激光聚变为代表的惯性约束核聚变和以负μ介子连续催化聚变为代表的冷聚变。113 迄今磁约束核聚变研究最多,大大领先其它途径。在过去的二十年中,一系列实验设备的研发使得这项技术取得了相当可观的进步。美国、日本、欧盟的大型托卡马克在短脉冲(数秒)运行条件下,取得了许多重要成果:等离子体温度达414亿度,脉冲聚变输出功率超过16MW,能量增益因子Q(输出功率与输入功率之比)超过1125,表征聚变反应率最重要参数(聚变三乘积)已达到115×1021keV/m3s,离聚变堆的要求仅差10余倍,人类已经看到了实现聚变能源的曙光。随着聚变物理学、技术和材料的不断发展,核聚变发电成本将在接下来的几十年内得到进一步的优化。第一个接近商业化规模的试验反应堆—国际热核聚变实验堆(ITER)项目是一个包括了中国、欧盟、印度、日本、韩国、俄罗斯和美国七国在内的国际合作项目。依照核聚变项目的规划图,ITER将花大约10年时间建造并且运行20年左右。ITER将会产生高达500MW净热功率输出,从几百秒的持续脉冲直到稳定的运行。还会对所有必要组成进行测试,如抗高温组件、大规模可靠的超导磁场、适合有效发电的抗高温冷却剂燃料包层和远程稳定操作系统以及所有放射性成分的处理等等。国际聚变材料测试装置(IFMIF)将与ITER同期运行以确保材料特性适合用于示范电站(DEMO)。这一规划图的按期执行可在相当程度上加速核聚变能利用的实现。商业化规模的核聚变发电仍是一个长期的挑战并且需要持续研发的努力,这一过程包括通过科技工程的进步以实现材料和系统的最优化。原位氚的产生和聚变核电站建造材料仍然需要进一步试验。这些努力需要不断壮大的国内项目支持研究。由于核聚变的潜在优势,国际能源署(IEA)成员国拨出很高一部分能源研发预算份额用来研究其可行性和潜力。但核聚变发电至少要到2050年才可能得以推广。二、现有核电站技术类型统计表1.中国现有和将建设机组型号中国第二代PWR、CANDU-6、AES-91第二代改进型CPR1000、CNP600、PWR改进型第三代AP1000资料来源：世经未来整理这些机组中，我国将大规模采用的又以引进的AP1000和我国自主开发的CPR1000为主。这两种机组在今后数十年内将成为我国电力的重要来源之一。113 表1.我国现有核电站技术统计核电站类型机组数量装机容量（单位：MW）大亚湾PWR21968岭澳一期PWR21980秦山PWR1300秦山二期PWR21300秦山三期CANDU-621440田湾AES-9122120资料来源：世经未来整理从上表可见，我国目前核电行业以略显过时的PWR（压水堆）为主，同时完全本国制造的核电机组规模偏小，我国商业核电技术和国际先进水平相比还有一定的差距。注：如大亚湾M310等第二代压水堆统一归为PWR，M310改进型也可归为PWR改进型。三、在建和拟建核电站技术类型统计表2.我国在建核电站技术统计核电站类型机组数量装机容量（单位：MW）岭澳二期CPR100022000阳江一期CPR100044000台山CPR100022000红沿河一期CPR100044000宁德CPR100022000三门一期AP100022500秦山二期扩建CNP60021300海阳AP100022500资料来源：世经未来整理注：CPR1000是中广核集团(中国广东核电集团有限公司)在引进、消化、吸收国外先进技术的基础上，结合20多年来的渐进式改进和自主创新形成的“二代改进型”百万千瓦级压水堆核电技术。113 这一技术方案具有四个方面显著特点：一是技术先进性，总体性能达到了国际同类型在役核电站的先进水平；二是成熟性，有国际上约1000个堆年的安全运行经验，满足新安全法规、导则的要求；三是良好的经济性，具备实现自主化、国产化基础，通过推进自主化、国产化，可大幅降低造价，达到与脱硫火电上网电价竞争的目标；四是具有在“十一五”期间开工的可行性，按照该方案建设小批量核电站，有利于在较短时间内提高我国核电的竞争力，形成标准化、系列化、规模化发展格局。表1.我国拟建核电站技术统计核电站类型机组数量装机容量（单位：MW）芜湖CPR100044000吉阳未定44000+桂东未定44000白龙CPR100066000+海南未定42600大畈AP100044000+小墨山M310改66000+九龙山未定未定未定桃花江AP100044000常德未定未定未定大唐华银未定44000福清未定66000三明未定未定未定漳州未定未定未定吉林未定未定4000辽宁第二未定未定未定徐大堡未定未定2000广东第四未定未定未定广东第五未定未定未定荷包岛未定未定未定河源未定44000阳西未定未定未定岭澳三期未定未定未定四川未定44000石柱未定44000江西彭泽AP100044000石岛湾未定1200红石顶未定未定未定田湾二期AES-9144000秦山方家山扩建未定22000资料来源：世经未来整理我国核电站的建设将以引进的AP1000和我国自主开发的CPR1000为主。以此为基础，将形成我国自己的一套核电标准，从而极大推动我国核电事业的发展。113 四、中国核电技术发展趋势在我国，核电行业已经形成了一个共识：我国将有计划地走向第四代核能（电）系统，并将有计划、有步骤地逐步实现核电系统“本国化”。不过，第四代机型刚提出目标草案，离现实还有很大距离。我国新一代核电机型应该采用国际上更安全、更经济，又趋于成熟的“第三代核电技术”，如即将引进的AP1000。其具体目标是：第一步目标——掌握成熟技术（2001—2010年）：改进完善第二代核电站，并发展升级延寿技术。一般称它为“二代加改进技术”或“二代半技术”，把“二代半技术”核电站作为2020年前实现4000万千瓦核电目标的主力堆型。与此同时，开展满足国际URD要求的先进核电站的技术开发工作，以非能动安全系统及模块化技术为重点，进行先进反应堆核电站的关键技术与系统开发，完成先进堆核电厂的初步设计及相应的各项工程设计验证试验，完成关键设备的研制。第二步目标（2010－2020年）：开发并建成能满足用户要求的第三代核电站，其主要目标应该基本符合URD和EUR的要求。第三代核电机组的研究开发，仍坚持以我为主、中外合作的方针。在引进AP1000技术，建造我国核电自主化依托项目的同时，积极支持研发第三代自主型号，完成大型先进压水堆示范工程重大专项，以作为2020年后我国核电建设的主力机型。这种“跨越式”发展的技术路线被认为是以最短的时间、最低的代价实现我国核电发展目标的最佳选择。但是，在引进AP1000的问题也需要考虑其他一些因素，具体可以总结为以下几点：(1)按目前情况来看，第二代核电系统在相当长的时间内还将继续运行;第3代核电系统将在多大的规模上逐渐取代第二代核电系统，还不易判断；已经投入商业运行的第3代核电系统，目前ABWR成绩很好；APWR迄今尚无实际建造经验，未来前景只是一种“预测”。APWR是不是应该在中国首先试用，我国是不是将以APWR（如AP-1000）作为核电系统“本国化”的基础，需要就其利弊风险仔细斟酌。(2)美国核管会（NRC）早已批准AP-1000为“标准设计”113 。AP-1000在设计上，特别在设计简化和非能动安全设计方面，有不少大胆创新，设计指标十分先进。日本准备采用AP-1000作为商业应用亦已有很长时间，但却一直未建造，美国国内也没有建造计划，其原因很值得深入思考。美国和日本在发展核电方面，经验丰富，他们对AP-1000的“观望”态度应该引起我国的重视。(3)AP-1000不但有很先进的安全性能指标，而且其经济性指标也是很有吸引力的。但是，这些指标毕竟还只是概率安全分析的结果和在“成批建造”假设之下所得的数据，而且取得这些结果所依据的背景是美国国情。如果换一个国家，基础数据变了，“成批建造”条件不存在了，情况又将如何？一个新的“先进”堆型，首次建造的一两个堆，造价必定是不低的。(4)我国当前需要解决的问题主要是“缺电”，还是“目前所用的第二代核电厂安全性能迫切有待提高”。如果主要是为了解决“缺电”问题，那么，以昂贵的代价、冒很大的风险、投资为AP-1000建“原型堆”值得商榷。解决缺电问题，不一定要用AP-1000；而从根本上消除严重事故的威胁，并不是包括APWR在内的压水堆所能解决的。(5)从报道到实际情况，从“标准设计”到实际运行的核电厂，其间往往有很长一段距离。曾有报道说：VVER-1000的“最新改进方案”非常“先进”、它的许多指标已经接近于“第三代核电系统”的要求；也有报道说，BN-800在2000年前后，即可建成投入运行；但实际情况并非完全如此。对许多复杂的情况，作“精确预测”并不容易，但清醒看待可能发生的风险却是十分必要的。上述这些情况，对于EPR（欧洲压水堆）也同样存在，只是程度不同而已。芬兰对于引进EPR态度十分谨慎，而且承认一次投资是十分可观的。(6)通过秦山二期600MW（“第二代”）核电厂的建成，我国在核电厂自主设计方面，已经取得了不少有益的经验，而且建造成本也较低。完全有可能以此为起点，进一步提高机组功率（如提高到900~1000MW）、强化非能动安全设施功能、降低成本，集中力量尽快接近和达到EPR的水平。按照这样的设想，有计划地逐步实现核电“本国化”，似乎应该可以作为一个备选方案来考虑。113 此外，压水堆与沸水堆的路线之争远未结束，几十年来，作为核电市场上的主力机型，压水堆和沸水堆技术都在不断地完善着自己。如果说目前在运的压水堆属于第二代技术的话，在此基础上改进的二代半设计已经可以实现建造与运行，第三代压水堆技术到了接近成熟正在申请设计许可的阶段，而第四代技术也已经有了概念设想。同样，沸水堆技术也经过了几代的演变，其相当于第三代的先进沸水堆已经实现了工业化运行并有优异的表现，而设想中的第四代技术中，就有更先进沸水堆的一席之地。作为一种能够在市场上占有较大份额的机型，显然沸水堆，特别是先进沸水堆，其设计、建造、运行方面，一定有可供借鉴的独特之处。如果我们着眼于未来几十年的核能发展，我们就不能把沸水堆排斥在我们的视野之外。总的来看，我国核电技术路线的形成还需要一定的时间，目前的形势是AP1000在政策支持上领先，但是未来不短的一段时间内，CPR1000技术将占有更多的市场份额。2020年以后，那种技术将成为中国的主要核电技术要看各种技术的发展趋势和我国对这些技术的掌握程度。五、三代核电系统共存核能利用是解决能源问题必由之路,它在能源中所占的比例将逐步加大,从而改善能源结构,并有希望在将来彻底解决人类对能源的需求。然而,核能的开发利用是一个循序渐进的长期过程,按其科技难度和实现产业化的前景展望,中国制定了核电发展三步走的战略,即“热中子堆-快堆-聚变堆”,具体第一步是发展热中子反应堆核电站;第二步是发展快中子反应堆核电站;第三步是发展热核聚变电站。中国核电的总方针是“以我为主,中外合作”,突出自主创新。发展快堆是解决中国乃至世界铀资源有限性的有效途径,而发展聚变堆将有可能永久解决人类能源的需求。另外,鉴于氢在未来能源中的重要性,利用核能产氢是核能应用的一个重要方向,高温气冷堆的发展在很大程度上就是为适应这一需要。快堆、高温气冷堆和聚变堆各有特点,在中国未来核能发展中将起不同作用。中国的快堆、高温气冷堆、聚变堆的研究已经起步,并取得了显著成绩。113 由于第2代核电机组工作寿命延长、第3代核电机组设计寿期增长，同时第4代核电系统开发的难度很大（如俄罗斯，也包括前苏联，长期致力于实现核燃料闭合循环，但至今依然只在很小的规模上进行试验；又如，俄罗斯对建造铅冷快堆抱有很大热情，但即使在俄罗斯联邦内部争论依然很大，可见确定一种开发目标并非易事）。因此，即使在第4代核电系统成功投入商业应用以后，也必定会有很长一段时间是第2、3、4代核电系统并存的局面。按预测，上述情况可能呈下图所示趋势。113 核电发展趋势预测项目年代核电19902010203020502070第二代？第三代第四代聚变？资料来源：世经未来整理113 第四节规模结构一、现有核电站规模结构的统计截至2007年底，我国拥有有六座核电站11台机组，其中有2台装机容量超过1000MW，六台100万千瓦级机组。因为我国核电机组设计制造能力不足，完全我国自主设计建造的秦山核电站规模较小，其他大规模机组或多或少都引进了美、法、俄等国的先进技术。经过多年的积累，对于自主建设100万千瓦级核电机组而言，我国在土建施工方面已拥有了大量经验，基本能够达到标准；核电设备制造厂商的技术水平也在不断提高，阳江核电站设备国产化率有望达到80%以上；在设计方面，二代半的CPR1000已经较为成熟可靠，被多家核电站计划采用。因此，我国核电装机大型化的趋势越来越明显，未来可能出现单机160万千瓦甚至更高容量的核电机组。二、拟在建核电站规模统计截至2007年底，在建二十台核电机组共20300MW，除两台秦山二期扩建机组外，均为100万千瓦级机组。根据《核电中长期发展规划（2005-2020年）》，我国每年将至少开工建设2-3座百万千瓦级的核电机组，在未来15年内，新开工建设30台以上百万千瓦级核电机组。在2020年将核电装机总量提高到4000万千瓦。地方政府对此抱有极大地热情，竞相投入核电规划，已将这一期望数值提高到6000万千瓦。三、核电装机大型化分析从外部条件看，核电站对选址有严格的要求，涉及水资源、地质等十多个方面。这导致当我国的核电充分发展后，核电站会有数量上的限制。为了对有限资源的利用率最大化，核电装机必然向大型化发展。113 从核电站装机规模来看，单机容量越大，平均成本越低。核电站发电成本构成中，设备费用随装机容量增加；维护和运行费用随装机容量增加变化较小；而燃料费用几乎没有变化。装机容量从60万千瓦增加到120万千瓦，成本仅增加不到15％。大型化意味着比投资（每千瓦造价）和发电成本（每千瓦时发电费用）低，经济性好。因此，我国将百万千瓦级的第三代机组定为我国核电成规模发展的主流。第五节核电建设投资[外资进入门坎较高]据《核电中长期发展规划》透露，对于国家确定的核电自主化依托项目，工程建设资金筹措以国内为主，原则上不使用国外商业贷款及出口信贷，国家根据可能，对自主化依托项目建设所需资金，从预算内资金（国债资金）中给予适当支持。此外，核燃料配套资金筹措原则上按企业自筹资本金，银行提供商业贷款方式运作。这方面大亚湾是一种可以参考的模式，广东大亚湾核电站总投资40亿美元，除4亿美元股金外，其余90%的资金均通过借助国际资本，采取借贷建设、卖电还钱的方式解决。股本金由中方出资3亿美元占75%股权，港方出资1亿美元占25%股权。随着国内电力工业投资机会相对减少，资金更加显得充裕，同时国内对核电技术消化吸收也比较充分，这种条件下，大亚湾模式再次出现的可能性大为降低。总的来看，未来十几年内，外商控股核电站没有丝毫可能，即使参股也比较困难。113 第三章核电电价态势及预测第一节、电价对核电的影响国家对电价的调整既要考虑发电成本上升的影响，也要考虑电力企业消化涨价的能力，还要考虑电力企业的发展等因素。另外，国家还要考虑整个工业企业的承受能力，居民家庭的承受能力，对价格总水平的影响等。因此，我国核电站电价基本上三倍于于火电，所以在二十年前，大部分省份就算建设了核电站也承受不了高昂的上网电价。但核电站燃料费所占比重小，投运寿命长，因此随着时间推移，核电站建设成本的不断回收，其上网电价最后必然会优于火电。广东、浙江的电价较高，正是因为价位较高的核电集中建设在这两省，同时这两省的经济发展水平较高，才能在十多年前开始承受较高的核电价格。随着全国其他省份的经济发展，对价格相对高昂的核电也开始接受。第二节提高核电经济性和电价承受能力一、核电站非批量建造成本高昂已经投产的核电站经济效益非常好，但这并不意味着中国核电已经具备了充分市场化生产的基础。从大亚湾和岭澳开始，中国核电还处于初级发展阶段，核电站的成本并不低廉。秦山二期上网电价为0.414元，广东大亚湾则为6.5美分(约合0.54元)，而在浙江省，火电的上网价为0.3元多。核电建设周期相对较长，其建设周期一般为70个月(约6年)，如果控制不好，将达到80～90个月。与此相对，火电一般为30多个月。核电的昂贵和煤炭资源低成本开采与使用的经济现实，造成了中国能源体制长期以来对火力的体制性依赖。113 核电和火电比不具备价格竞争力。我们国家丰富的煤炭，几乎决定了第二代，甚至第三代核电与煤电相比，都没有经济性可言。火电每千瓦投资为4000元，而核电投资为1330～2000美元，约合人民币为1.1万～1.65万人民币，两者相差高达2.75～4.1倍。煤炭按现在的探明储量和使用速度，够用100年以上，而第二、第三代核电对核裂变燃料的利用率只能达到1%左右。电力规划设计总院对百万千瓦级压水堆核电站经济性进行研究分析的预测结果显示，2011年国产化第二代压水堆核电机组投运时，核电上网电价仍比常规煤电高出5-6分钱/度。“批量生产”是核电真正发挥经济效益的必要条件。建一个核电站，它的投资成本一定会偏高，但如果实施的是一个从事具有数个核电厂和反应堆的发展规划，每个电厂的成本会降低50%。核电设施使用寿命要比火电长30年左右，而且其成本构成使得越往后越有竞争力。在固定资产投资上，核电成本为50%～60%以上，而火电的比例为30%～40%。燃料费用上核电为20%，而火电为50%多。同样，在运行费用上，核电占到总成本的15%左右，而火电则为10%多一点。由于火电的燃料成本比重比较大，所以在核电提完折旧费以后，其成本相对而言就会大幅降低。二、多种手段提高核电经济性（一）降低工程造价。控制工程造价（折旧）在电价中的比例较大，核电站建成价每降低10%，上网电价可降低8%。降低工程造价的措施有:a）实现自主化、国产化（可使工程造价比全进口时下降20%）b）加大电站规模（建两台100万千瓦机组比只建1台时，单位造价下降15%）c）缩短建设工期：（工期60个月比72个月，单位造价（建成价）可降低40美元，折合每度电价下降人民币1.7-2.1分钱）d）推行标准化、系列化（优化工程设计、简化手续、减少前期费、加快进度）。假如实现70%国产化率，按60个月建设工期计，则2×100万千瓦核电站的建成价约为1334美元/千瓦。当资本金内部收益率10%时，含税上网电价约362元/MWh。（二）提高核电厂负荷因子（年利用小时）。113 这是降低电价的重要措施，负荷因子每增加10%，电价约下降8%，影响很大。如果负荷因子由75%提高为85%，上述电价可降为323.7元/MWh。当然，这就要求电厂的可靠性和可用率高。延长换料周期，缩短换料时间、延长大修期限，缩短大修工期，延长电厂寿命，同时要求核电站尽量按基本负荷参与调度。（三）资本金内部收益率适度计取。内部收益率是指项目投资实际可望达到的报酬率，是制定核电上网电价的重要参数，当目前的收益率从10%改为8%时，上网电价相应每度电可下降3分7厘钱。（四）电价中体现环保折价。按目前环保的排污与超标收费规定，核电比煤电每度电仅少缴纳1分5厘钱，但如果考虑到能源生产过程对人类健康、环境、气候的损害（即“外部成本”），则煤电产生CO2是核电的95倍，使其外部成本比核电多37倍，即折合每度电需另加5分钱（核电电价中则无需额外增加这笔钱）。目前欧洲、日本正在制定在电价中加入CO2排放收费的标准。总结：核电建设在实现自主化、国产化、规模化、缩短工期、提高可用率等措施后，核电的经济性完全可以与常规火电相竞争,如果未来电价计入CO2排放造成的外部成本，核电电价的优越性就十分明显了。113 第三部分核电竞争格局第一章电力企业核电资产概述及08年发展预测第一节三大核电集团一、中国核工业集团公司（一）企业概况中国核工业集团公司（以下简称中核集团公司）是1999年7月1日经国务院批准在原中国核工业总公司的基础上组建起来的，是中央直接管理的特大型中央企业，也是国资委直接监管的特大型国有独资企业。现有100多家企事业单位和科研设计院所，20名两院院士，主要承担核电、核动力、核材料、核燃料、乏燃料和放射性废物处理与处置、铀矿勘查采冶、核仪器设备、同位素、核技术应用等核能及相关领域的科研开发、建设与生产经营，对外经济合作和进出口业务。经过50年的发展，中核集团公司建立了中国独有的完整的核科技工业体系；是目前中国大陆所有投运和在建核电站的主要投资方，最大的业主；是核电发展的技术开发主体、国内唯一的核设计供应商和核燃料供应商；是最重要的核电运行技术服务商，承担着核电站运行和安全技术保障的重要任务。（二）经营范围核燃料、核材料、铀产品以及相关核产品的生产、专营；核军用产品、核电、同位素、核仪器设备的生产、销售；核设施建设、经营；乏燃料和放射性废物的处理处置；铀矿勘查、开采、冶炼；核能、核技术及相关领域的科研、开发、技术转让、技术服务；国有资产的投资、经营管理；自有房屋租赁，自营和代理各类商品及技术的进出口业务（国家限定公司经营或禁止进出口的商品及技术除外）；经营进料加工和113 “三来一补”业务；经营对销贸易和转口贸易；承包境外核工业工程及境内国际招标工程；上述境外工程所需的设备、材料出口；对外派遣实施上述境外工程所需的劳务人员。（三）产业情况中核集团主要有三大产业核电、核燃料循环以及核科学技术研究，且均发展态势良好。核燃料循环:中国建立了一个完备的核燃料循环工业体系。它包括铀矿勘查、铀矿开采与铀的提取、铀同位素分离、核燃料元件制造、乏燃料后处理等，以及相应的科学研究、工业设计、建筑安装、仪器设备制造、安全防护与环境保护、三废处理与处置的机构和设施。核科学技术研究:中国核工业集团公司拥有完整的核科学技术研究体系，具有多学科、综合性强的优势，研究领域包括：铀矿地质、铀矿采冶、同位素分离、核燃料组件、乏燃料后处理、三废治理、核物理、受控核聚变、核化学化工、反应堆、核电站、同位素、核技术应用、辐射防护、放射医学、加速器、核探测技术和仪器设备，以及有机化学、化学分析、稀有元素化工等。核电：中国核电经过二十余年的发展，已有秦山、大亚湾两座核电站安全稳定运行26堆年的经验，秦山二期1号机组、岭澳核电站1号机组已于2002年上半年投入商业运行，并成功地向巴基斯坦出口了一座核电站。现在，秦山二期2号机组、秦山三期、江苏田湾和广东岭澳2号机组正在建设中。通过自主建设和中外合作建设两种模式的实践，中国核电已经积累了丰富的设计、建造、运行和管理经验，可以说，基本具备了百万千瓦级核电站的设计能力和大型核电设备的制造能力。多年来，依靠雄厚的科技力量和完善的实验设施，科研院所完成了大量的重要核科学技术和高科技研究任务，在和平利用核科技和民品生产中取得了很大的进展，如核电工程、受控核聚变实验、高通量反应堆、微型反应堆、强流脉冲电子束加速器、钕玻璃激光器等，得到国际原子能机构和许多国家的重视和欢迎。（四）公司成员单位113 中核集团公司拥有完整的核科技工业体系，由所属的工业企业、公司、科研设计院所和事业单位组成。主要承担核动力、核材料、核电、核燃料、乏燃料和放射性废物的处理与处置、铀矿勘查采冶、核仪器设备、同位素、核技术应用等核能及相关领域的科研开发、建设与生产经营，对外经济合作和进出口业务。与世界40多个国家和地区有科技经济往来。属下公司有：秦山核电公司、核电秦山联营有限公司、秦山第三核电有限公司、江苏核电有限公司、核工业第二研究设计院、上海核工程研究设计院、中国核电工程公司、福建福清核电有限公司、中国原子能科学研究院、中国核动力研究设计院、中国辐射防护研究院、核工业理化工程研究院、核工业北京地质研究院、核工业北京化工冶金研究院、核工业西南物理研究院、中国核科学技术信息与经济研究院、核动力运行研究所、核工业第八研究所、核工业标准化研究所、核工业计算机应用研究所、核工业大连应用技术研究所、核工业无损检测中心。（五）公司发展前景截至2007年末，由中核集团控股投入运行的核电机组达到11台，总装机容量900万千瓦，其中秦山、田湾核电基地7台机组全年共发电326.8亿千瓦时，创历史最高水平，其间未发生非计划性停堆。从2004年开始中核集团公司经济状况从亏损补贴进入到良性循环，结束了连续十几年行业性亏损的历史，2006年实现销售收入176亿元。一系列改革中中核集团公司的工作重心从调整结构、精干主业转移到战略谋划、创新发展。经过一系列的改革调整，全系统职工总数精干到10万人左右。中核集团作为我国核电建设的投资、经营和建设主体，具有广阔的发展前景。其总体发展思路是以保军为重点，以发展核电、核燃料和核应用技术三大支柱产业为核心。其改革发展战略目标是：到2020年，经济（较2000年）翻三番，实现技术和管理两个跨越，成为国家战略核威慑力量和核能发展的中坚，建成军民结合、技术领先、管理规范、效益突出、具有国际竞争力的一流特大型企业集团。113 二、中国广东核电集团公司（一）企业概况中国广东核电集团有限公司1994年9月注册成立，注册资本102亿元人民币，是由核心企业――中国广东核电集团有限公司和20多家主要成员公司组成的国家特大型企业集团。中国广东核电集团在成功建设大亚湾核电站的基础上，通过将已投产核电站产生的效益作为资本金投入开发新的核电项目，形成了“以核养核，滚动发展”的良性循环机制；以从法国引进的百万千瓦核电机组为基础、结合多项重大技术改进形成了具有自主品牌的中国改进型压水堆核电技术方案――CPR1000；培养了一支专业化的核电站运营管理、工程管理和技术研发队伍；建立了与国际接轨的核电生产运行、工程建设、科技研发和人才培养体系，在核电站运行、维修、技术支持、安全监督、质量管理等方面达到了世界先进水平。（二）经营范围中国广东核电集团有限公司是我国唯一以核电为主业、由国务院国有资产监督管理委员会监管的中央企业。（三）产业情况中广核集团现拥有大亚湾核电站和岭澳核电站一期近400万千瓦的在运行核电机组。岭澳核电站二期、辽宁红沿河核电站、阳江核电站、福建宁德核电站和台山核电站等超过1800万千瓦核电机组已经开工建设或开展前期工作。在发展风电、水电等清洁能源领域取得积极进展，吉林大岗子、内蒙古灰腾梁、河北察北、甘肃瓜州、广东台山等约65万千瓦的风电机组正在建设和部分并网发电。截至2007年12月底，大亚湾核电站、岭澳核电站一期累计实现上网电量超过2600亿千瓦时，中广核集团拥有总资产约688亿元人民币，净资产约287亿元人民币，与成立时的净资产32.4亿人民币相比增长到近9倍，有效地实现了国有资产的保值增值。113 （四）核心企业中国广东核电集团由核心企业-中国广东核电集团有限公司和20多家主要成员公司组成,企业名称:大亚湾核电运营管理有限责任公司、中广核工程有限公司、广东核电合营有限公司、岭澳核电有限公司、岭东核电有限公司、阳江核电有限公司、辽宁红沿河核电有限公司、福建宁德核电有限公司、广东核电投资有限公司、深圳市能之汇有限公司、中广核能源开发有限责任公司、大亚湾核电财务有限责任公司、苏州热工研究院有限公司、深圳中广核工程设计有限公司、中广核铀业发展有限公司、北京广利核系统工程有限公司、广东大亚湾核电服务（集团）有限公司、广东核电实业开发有限公司、银河创新技术发展有限公司、中广核电进出口有限公司、中广核国际有限公司、广东大亚湾核电环保有限公司（五）发展前景近年来，我国作出了“积极推进核电建设”的决策，为主动适应国家核电发展新形势要求，中国广东核电集团修订了集团战略规划，明确战略定位为“以核电为主的清洁能源集团，为社会提供安全、环保、经济的电力”。在确保已运行机组安全生产、在建工程建设稳步推进的同时，中国广东核电集团坚持专业化和自主化发展，不断推进组织管理体系创新，加快核心能力、经营管理水平与发展平台的全面提升，先后成立了国内首家专业化的核电运营管理、工程管理、工程设计和公用技术研究机构；完善了以核电学院为龙头的专业化核电人才培养体系；加强了与核电产业链上下游企业的企业联盟，在技术、人才、资金和管理等方面具备了面向全国、跨地区、多基地同时开工建设和运营管理多个核电站的能力。中国广东核电集团在新的历史时期，按照国家的统一部署，通过建设三代EPR核电项目和参与AP1000项目建设，进入了高起点引进、消化、吸收三代核电技术的新阶段。三、中国电力投资集团公司（一）企业概况113 中国电力投资集团公司是按照《国务院关于印发电力体制改革方案的通知》精神，根据国务院批复的发电资产重组划分方案，于2002年12月29日设立的从事电源投资、开发、建设、经营和管理的大型国有企业集团，是国务院授权的投资机构和国家控股公司。公司由中央直接管理，资产与财政关系在财政部单列。集团公司注册资本金人民币１２０亿元。截至2006年底，集团公司资产总额1778.31亿元,可控装机容量为37800MW，权益装机容量为28043.3MW；其中水电机组9220MW，占集团公司可控装机容量的24.4％；火电机组27230MW，占集团公司可控装机容量的72％；核电机组1350.8MW，占集团公司可控装机容量的3.6%。集团公司包括169家成员单位，15家参股企业，职工总数为83086人。（二）经营范围1.依法经营集团公司及其有关企业中由国家投资形成并由集团公司拥有的全部国有资产（含国有股权）。2.从事电源的开发、投资、建设、经营和管理，组织电力（热力）生产和销售。3.从事电能设备的成套、配套、工程建设与监理、招投标、物资经销、设备检修、科技开发以及房地产开发、物业管理、中介服务等电力相关业务。4.根据国家有关规定，经有关部门批准，从事国内外投融资业务。5.经国家批准，自主开展外贸流通经营、国际合作、对外工程承包和对外劳务合作等业务。（三）产业情况113 集团公司资产分布在全国25个省、市、自治区，拥有上海电力股份有限公司、山西漳泽电力股份有限公司、重庆九龙电力股份有限公司、吉林电力股份有限公司和中电霍煤露天煤业股份公司5家A股上市公司；拥有在香港注册的中国电力国际有限公司，并通过中国电力国际有限公司拥有在香港上市的中国电力国际发展有限公司，以及致力于为香港提供电力的中港电力发展有限公司；拥有承担流域开发的黄河上游水电开发有限责任公司和五凌电力有限公司；拥有在电力设备成套服务领域中业绩突出的中国电能成套设备有限公司；拥有大型煤炭企业中电投霍林河煤电集团有限责任公司；拥有白音华煤电有限责任公司；拥有12个已建成的1000MW以上的大型电厂；拥有控股的山东海阳核电项目，共同控股的辽宁红沿河核电项目和广西白龙核电项目，以及9个参股核电前期项目。（四）成员单位中电投集团公司成员单位包括内部核算单位31个，全资企业5个，控股企业46个，参股企业15个，分布于全国东北、华北、华东、华中、西北、南方和川渝等7个区域。集中了原国家电力公司系统在核电领域的全部资产和股权。集团公司现有职工近7.7万人。（五）发展前景随着电力体制改革的深化，集团公司经营受竞价上网、电价调整、竞争加剧以及关闭小火电等因素的影响，将在一定程度上降低盈利的稳定性；同时，大量新电源项目的建设和原有电源项目的扩建及技术改造需要庞大的资本支出，集团公司的财务也面临着一定的压力。但由于电力经营的特点，集团公司销售回款能力较强，使其始终保持着较好的财务流动性。考虑到我国电力产业良好的发展环境、集团公司的竞争优势及其较强的融资和资本运营能力，预计不会显著影响其财务灵活性。集团公司对于产业发展的战略是：以电力为核心产业，稳步向相关产业延伸，积极寻求海外发展。以电力为核心产业，这是集团公司的性质定位和市场定位。把集团公司的优势集中到发展电力这一核心产业上，坚持水、火、核并重，新建与扩建、盘活与收购、国内与国外并举，优化发展火电，大力发展水电，稳步发展核电，积极发展新能源，加快老企业的技术改造，不断增强集团公司的核心竞争力。同时，发挥自身的特点和优势，审慎、适时、稳妥地进入相关领域，建立新的经济增长点。113 第二节其他企业核电资产中国国电集团公司中国国电集团公司是在原国家电力公司部分企事业单位基础上组建的国有企业，是电力体制改革后国务院批准成立的五大全国性发电企业集团之一，是经国务院同意进行国家授权投资的机构和国家控股公司试点企业，注册资本金120亿元人民币。中国国电集团公司从事电源的开发、投资、建设、经营和管理，组织电力（热力）生产和销售；从事煤炭、发电设施、新能源、交通、高新技术、环保产业、技术服务、信息咨询等电力业务相关的投资、建设、经营和管理；根据国家有关规定，经有关部门批准，从事国内外投融资业务；经国家批准，自主开展外贸流通经营、国际合作、对外工程承包和对外劳务合作等业务；经营国家批准或允许的其他业务。中国国电集团公司实行两级法人、分层授权、垂直管理的管理体制，目前设立了华北、东北、华中、华东、西北、川渝、山东、云南、贵州、广西、新疆11个分公司。截至2006年底，中国国电集团公司拥有3个全资企业、25个内部核算单位、65个控股企业和12个参股企业。集团公司可控装机容量为4445万千瓦，其中，火电装机容量3978万千瓦，占89.49％，水电装机容量405万千瓦，占9.12％，风电装机容量61.8万千瓦，占1.39％。目前，集团公司在全国在全国29个省（自治区、直辖市）拥有电源点。到2006年底,公司资产总额1880亿元。拥有山东核电有限公司（海阳核电）5%股份。中国华电集团公司中国华电集团公司成立于2002年12月29日，注册资本120亿元人民币，是中央直接管理的国有独资公司，经国务院同意进行国家授权投资的机构和国家控股公司的试点单位。国务院国资委批准中国华电主业为：电力生产、热力生产和供应；与电力相关的煤炭等一次能源开发；相关专业技术服务。113 截至2007年底，中国华电装机容量6302.41万千瓦，其中火电5508.6万千瓦，占87.4%；水电772.21万千瓦，占12.25%；风电21.6万千瓦，占0.35%。分布在25个省（市区），年发电量2581亿千瓦时，资产总额2390亿元人民币。控股业绩优良的华电国际电力股份有限公司、华电能源股份有限公司、国电南京自动化股份有限公司、贵州黔源电力股份公司等上市公司；控股规划装机容量2115万千瓦的云南金沙江中游水电开发有限公司和规划装机容量800万千瓦的乌江水电开发有限责任公司；拥有国内单机容量最大、国产化程度最高的100万千瓦超超临界机组和国内首批60万千瓦级空冷机组、60万千瓦级脱硝机组，单机容量最大的39.5万千瓦天然气发电机组；积极开发建设风电、核电、生物质能、太阳能等清洁能源。根据公司发展规划，2010年装机容量将达到8000万千瓦。拥有福清核电49%股份，三门核电10%股份。大唐国际发电股份有限公司大唐国际发电股份有限公司（原北京大唐发电股份有限公司）于1994年12月13日在中华人民共和国国家工商行政管理局正式注册成为股份有限公司，1998年5月13日变更为中外合资股份有限公司，2004年3月15日更名为大唐国际发电股份有限公司。截至2006年12月31日止，本公司注册资本金约为人民币51.63亿元。1997年3月21日，大唐发电的H股股票分别在香港及伦敦上市，发行H股约14.31亿股，筹集资金约人民币37亿元。2001年，本公司正式获准发行一级美国存托凭证（ADRs），并已正式进行柜台交易。2003年9月，本公司成功发行了5年期1.538亿美元可换股债券。2006年12月，本公司A股正式在上海证券交易所挂牌上市，募集资金净额约为人民币32.79亿元。大唐发电是中国大型独立发电公司之一。其经营范围为：建设、经营电厂，销售电力、热力；电力设备的检修调试；电力技术服务。目前公司拥有4家运营中的发电厂，管理28个公司（项目），截至2006年底已投产发电设备容量19,430兆瓦。拥有福建宁德核电有限公司（宁德核电站）49%股权。中国华能集团公司113 中国华能集团公司是经国务院批准，在原中国华能集团公司基础上改组的国有企业，由中央管理，经国务院批准同意进行国家授权投资的机构和国家控股公司的试点，是自主经营、自负盈亏，以经营电力产业为主，综合发展的企业法人实体。中国华能集团公司根据业务需要，可以按照国家规定在境内外投资设立全资或控股的子公司以及分公司、办事处等分支机构。经营宗旨是：遵守国家法律、法规，执行国家政策，根据国民经济发展规划、国家产业政策以及市场需求，依法自主从事生产经营活动，坚持改革、改组、改造和加强管理，改善产业结构，发挥集团整体优势，提高经济效益，增强市场竞争力，确保国有资产保值增值；以电为主，综合发展，逐步成为实力雄厚、管理一流、服务国家、走向世界，具有国际竞争力的大型企业集团。公司拥有5%海阳核电股份。中国核工业建设集团公司中国核工业建设集团公司是经国务院批准在原中国核工业总公司所属部分企事业单位的基础上组建、由中央管理的国有重要骨干企业，是经国务院批准的国家授权投资机构和资产经营主体，是国防科技工业十大军工集团公司之一。集团公司成立以来，围绕“保军促民，调整结构，以核为本，科技兴业”的经营方针，各项事业步入持续稳定的良性发展轨道，核心竞争能力得到进一步提升。国务院国资委首批确认集团公司的主业为“军工工程，核电工程、核能利用，核工程技术研究、服务”。集团公司目前已经形成了“一个核心能力，两个核心业务”的战略发展框架，以国防工程和核电工程为代表的工程建设、以高温气冷堆和低温供热堆技术为代表的先进反应堆技术产业化是集团公司的核心业务。中国核工业建设产业是与我国原子能工业同时诞生并共同发展的，是我国核工业完整体系和国家高科技战略产业的重要组成部分，公司先后完成了我国大陆所有的核武器研究生产基地和核燃料生产设施建设，承担建设了我国航空、航天、船舶、兵器等各军工行业的各类国防科技工程，履行了国家赋予的保军建设责任，为我国核工业的发展和“两弹一星”的丰功伟业做出了重大贡献。113 在和平利用原子能方面，集团公司承担了秦山一期、二期、三期核电站和大亚湾核电站、岭澳核电站、田湾核电站等我国所有核电站以及我国出口巴基斯坦的恰希玛核电站的工程建设，积累了多种核反应堆工程的建造经验，取得了多项建造技术的突破，形成了一批自有知识产权，全面掌握了百万千瓦级核电站建造能力。2005年，集团公司又相继赢得了新开工建设的岭澳核电站二期工程、秦山核电二期扩建工程、巴基斯坦恰希玛核电站二期工程等核电站工程建造合同。集团公司还以军工企业的优良信誉和奋斗精神，先后承建了遍及石化、能源、交通、纺织、医药、冶金、建材等多个行业的大批国家重点工程项目，其中多项工程获国家建筑工程鲁班奖和省部级优质工程奖。公司正式成立于1999年7月1日，目前拥有全资子公司10家、控股企业5家，参股企业5家，另有与中国核工业集团公司共同管理的设计院2家。注册资本10.5亿人民币，总资产73亿人民币。全系统现有正式员工3.4万人，离退休职工2.2万人。公司总部设有9个职能管理部门和2个事业部。2001年实现了全系统总体扭亏为盈，并保持了连续两年实现盈利的经营业绩。2005年总产值达到66亿人民币，其中：国防军工工程13.5亿，占20.5%；民用工程46.8亿，占70.9%；其他收入5.7亿，占8.6%。中国核工业建设集团公司作为承担保军责任的军工集团公司，组建以来较好地完成了国家赋予的保军任务，实现军工产值100多亿元。公司拥有5%三门核电股份，32.5%石岛湾核电股份。浙江能源集团有限公司浙江省能源集团有限公司是2001年2月经浙江省人民政府批准组建的省级能源类国有资产营运机构，主要从事能源基础产业（电力，煤炭，天然气）的投资，开发，建设，经营和管理。截至2003年6月底，集团资产总额356亿元，控股、参股发电装机容量为1293万千瓦。浙能集团目前所属全资、控股、参股企业及项目37个：其中集团全资或控股企业15家，包括浙江省电力开发公司。公司拥有三门核电20%股份，所属浙江省电力开发公司占有秦山联营公司（秦山二期）20%股权，秦山三核公司（秦山三期）10%股权。申能（集团）有限公司113 申能（集团）有限公司于1996年经上海市政府批准成立，公司注册资本60亿元，主要从事电力、燃气等能源基础设施项目的投资、建设和经营管理，为上海市国有资产监督管理委员会出资监管的国有独资有限责任公司。公司下属有申能股份有限公司、上海燃气（集团）有限公司、上海液化天然气有限公司、上海申能资产管理有限公司、上海申能房地产有限公司、上海申能新能源投资有限公司等主要控股子公司。公司自成立以来，秉持“锐意开拓、稳健运作”的经营理念，坚持以电力、燃气等能源产业投资运营为主，在产业结构、资产规模和企业效益方面保持了稳健向上的发展态势。2006年底，公司能源产业投资达80%以上，已形成电气双业并举的格局。公司总资产437亿元，国家所有者权益192亿元，主营业务收入133亿元，员工总数1.21万人，实现净利润11亿元。公司拥有秦山联营公司（秦山二期）12%股权，秦山三核公司（秦山三期）10%股权，秦山二期扩建投资16%股权，芜湖核电一期20%股权。江苏省国信资产管理集团有限公司江苏省国信资产管理集团有限公司是于2001年8月在江苏省国际信托投资公司和江苏省投资管理有限责任公司基础上组建的大型国有独资企业集团，也是江苏省政府授权的国有资产投资主体，从事授权范围内的国有资产经营、管理、转让、投资、企业托管、资产重组以及经批准的其他业务，注册资本金为人民币100亿元。集团成立以来，依托资源和功能优势，精心打造以电力为主的能源产业平台，以信托、证券为主的金融服务业平台和以房地产开发、酒店业为主的不动产平台，并不断拓展投资领域、完善业务功能。先后介入天然气管网建设、新能源开发、江苏软件园建设等实业投资领域，拓展了担保、保险经纪、金融租赁等业务功能。2006年底，集团与江苏省国有资产经营控股公司合并重组，在证券、银行、酒店旅游、房地产和社会文化事业等领域注入了新资源。截止2006年底，集团总资产为447.5亿元，净资产为223.14亿元，拥有全资、控股企业四十余家。公司占有秦山联营公司（秦山二期）10%股权，秦山三核公司（秦山三期）9%股权，江苏核电有限公司（田湾核电站）20%股权。113 安徽省能源集团有限公司安徽省能源集团有限公司（皖能集团）的前身是1985年11月经省政府批准成立的“安徽省电力开发总公司”，是由省政府出资设立的国有独资公司，是地方集资办电的专业投资机构，经省政府授权负责省内电力及其他能源建设资金的筹集和投资管理，代表省政府负责对电力等能源项目进行投资经营管理，对建设项目进行资本运营。1999年皖能集团正式成立，形成以安徽能源集团有限公司为核心，安徽省皖能股份有限公司等15家企业为成员单位的母子公司体系，成为以电力为主业，包括天然气管输、金融证券、房地产开发、酒店餐饮、高科技等产业的大型企业集团。截至2007年10月底，集团公司拥有发电装机控股容量386.5万千瓦，权益容量380万千瓦，总资产为178亿元，净资产为95亿元。拥有芜湖核电一期15%股权。山东国际信托投资有限公司山东省国际信托投资有限公司是于1988年2月经中国人民银行和山东省人民政府批准设立并注册登记的非银行金融机构。自成立以来，公司充分发挥金融与投资双重职能，锐意进取，开拓创新，在诸多业务领域进行了卓有成效的探索，现已成为以经营管理省基建基金、资金信托、财产信托、租赁信托、投资银行、国际金融为主要业务的大型公司。按照国家关于信托公司进行重新登记的有关要求，公司于2002年6月完成了增资改制和重新登记工作。改制后，公司由原来的国有独资公司变为有限责任公司，股东包括山东省鲁信投资控股有限公司等5家单位，注册资本增至12.8亿元（其中美元1500万元）。截至2003年12月底，公司总资产174.6亿元，净资产14.1亿元，实现利润1.344亿元。公司受山东省政府委托经营管理省基建基金。截至2003年12月底，省基建基金总资产达123.47亿元，净资产122.16亿元，累计实现滚动增值53.54亿元，其中2003年增值3.13亿元。支持全省重点工程项目900多个，涉及能源、交通、电子、通讯、原材料、轻纺、化工等领域。公司拥有海阳核电10%股份。113 大连市建设投资公司大连市建设投资公司成立于1988年5月17日，是大连市政府全资的国有投资公司，承担着代政府参与跨地区、跨省重大能源和交通项目投资的重任，是大连市目前唯一的有经验、有实力的重大能源、交通项目投融资平台。注册资本金4.8亿元。2004年5月，大连市政府正式批准公司由事业单位改制为企业，其核心业务是利用增量资本进行项目投资，利用存量资本进行资本运营。公司制定出战略发展规划，确定以能源、交通、重大基础设施项目为投资的主业，对其他非主业的子公司和投资进行整合，实现了公司体制、经营理念、员工精神和企业形象的重大转变。三年来，公司充分发挥投融资平台作用，增强项目投资力度，不断拓展经营领域，加大不良资产清理力度，取得了良好的社会效益和经济效益，公司连续三年实现项目投资和投资收益"双过亿"的可喜局面。到2006年底，公司总资产26.5亿元，净资产21.6亿元。截至2007年底，公司已参股并运营或试运营的项目有华能电厂、西太平洋炼油厂、泰山热电、烟大轮渡等。正在进行建设的项目有哈大客运专线、红沿河核电二期、庄河电厂二期、泰山热电二期、LNG、境外煤炭开发及长兴岛热电等。正在进行项目前期调研工作的有大连新机场等。持有辽宁红沿河核电项目10%股权。烟台市电力开发有限公司烟台市电力开发有限公司位于烟台市境内。公司历史可以追溯到1980年为集资建设龙口电厂一期工程而成立的烟台市建电集资办公室，1986年在此基础上成立了烟台市电力开发办公室。为了适应对电力建设投资和融资的需要，1989年又成立了烟台市电力开发公司。为了进一步转换经营机制，建立现代企业制度，1998年9月由市政府批准在原烟台市电力开发公司的基础上组建成立烟台市电力开发有限公司，依法承担债权债务，依法管理、经营市属国有电力资产，以多形式、多渠道筹措资金，促进烟台市电力事业和其它基础设施建设的发展，自此，公司开始进入企业化运营的轨道。113 公司积筹资、融资、投资电力和其它能源及基础设施、高新技术产业以及资产经营管理于一体，注册资本金6．9亿元，现有员工29人，资产总额20．1亿元，净资产额15．2亿元。截至2006年底，公司建成投产的发电装机容量共计1224MW；建成和改造220w变电站8座，变电容量1440MVA7架设220KV输电线路1080公里；建成110KV变电站4座，变电容量289MVA。公司拥有海阳核电10%股份。113 第二章核电行业竞争格局及发展趋势研究第一节核电资产集中度现状我国核电建设的投资体制应该尽快改革。同时，应允许有能力的民营资本进入核电生产业，形成系统化标准化的生产体系以形成我国核电的竞争力，与国际核电的发展水平接轨。但核电技术和生产是涉及到国家安全方面的行业，其对市场开放的程度和速度都不会是一个简单而迅速的过程。中国核电领域长期由中国核工业集团公司（中核集团）和中国广东核电集团有限公司（中广核集团）垄断。2006年12月16日，在最终公布的中国第三代核电技术招标结果中，我国最终选择了美国西屋公司的AP1000技术，而中电投作为山东海阳两台核电机组的承建方和控股方，终于名副其实成为中国第三个核电投资运营商。从此，核电产业将从“双雄争霸”进入到“三足鼎立”时期，最终形成“战国七雄”的局面。第二节核电行业地缘经济研究近年来，广东全省形成了加快核电发展的共识和有利于核电产业发展的良好环境，进一步明确了加快核电建设的目标。按照广东省核电发展“十一五”规划，到2020年，核电装机容量将达2400万千瓦，在建规模达1000万千瓦。由于广东省能源资源匮乏，90％以上的能源均需调进和进口，随着需求量的增长，越来越受到资源储量、供应能力的制约，能源成本呈不断上升之势。最近由于国际油价的上涨，广东省仅用油成本每年就增加50多亿美元。发展核电有助于优化电源布局，改变广东省过分依赖煤油等常规能源的状况，实现能源多元化，降低能源风险。若按到2020年新增2000万千瓦核电装机容量算，广东能源自给率可从现在的13％提高到20％。从能源安全和可持续发展看，广东需要加快发展核电。113 江苏省地处平原，虽有长江贯穿东西，但水流平缓江面宽阔无建水坝和水电站的条件；火电耗煤量大、能源利用率低、空气污染严重，况且江苏虽有徐州煤矿但仅靠它远远不能满足高速发展的江苏对电力的需求；核电站只需很少的核燃料就能产生大量的电能，还可以大大减少燃料的运输量。综合来说，核电是江苏为数不多的选择之一。浙江面临的能源形势非常严峻，“十五”计划以来，浙江一次性能源资源自给率逐年下降，到2004年，浙江的能源自给率仅为4.5%。06年全国不少省份爆发柴油荒，浙江有不少加油站车满为患，许多业主通宵排队、雇人排队加油。这给浙江敲响了警钟。浙江要避免能源荒，一是要采取强有力的节能措施，力求每万元GDP能耗达到国内外领先水平；二是加强能源战略储备，这一点对浙江尤为迫切；三是在大力发展太阳能、风能的基础上，尤其要重视发展核能。浙江水电开发已经到一定程度，不能再成为电力供应增长的主力。目前浙江除了秦山核电站，三门核电站也已进入实施阶段，核能开发将成为下一步主要的能源发展策略。总结：我国现有核电站集中建设于江苏、浙江、广东三省，这三省和即将建设核电的一些省份有一些共同点，就是经济发达，缺乏煤炭、石油等能源，同时拥有丰富的水资源或濒海。这些省份能源消费大，资源产出少，需要从外地输入大量的煤炭、油气等以维持消费，买煤难、铁路运力不足和煤价高是制约地方经济建设的瓶颈。核电站的建成，大大缓解了这些省份的能源需求，加快了经济的发展。同时，只有经济较为发达的地区，才能承受我国核电现阶段相对高昂的电价，地方经济的发展对核电建设也起到了促进作用。核电建设与地方经济发展是相辅相成的。另外，与秦山和大亚湾核电站正式投入商业运行当年（1994年）的浙江和广东人均GDP相比，湖北从1999年、湖南和重庆从2002年开始超过了这一水平。内陆建立核电站的外因和内因都已成熟。大批内陆核电站的建设投产，必将大大改善当地的能源紧缺状况，促进当地的经济发展。第三节核电企业核心竞争力比较研究113 中核集团公司拥有完整的核科技工业体系。承担核动力、核材料、核电、核燃料、乏燃料和放射性废物的处理与处置、铀矿勘查采冶、核仪器设备、同位素、核技术应用等核能及相关领域的科研开发、建设与生产经营，对外经济合作和进出口业务。与世界40多个国家和地区有科技经济往来。中核集团作为核电老大，在原料供应、理论技术储备、专业人才、中央支持等方面拥有无可质疑的优势。通过大亚湾与岭澳的长期成功运行，中广核在核电站运营管理实践方面积累了大量的经验与实践技术。自主开发的CPR1000几乎是当前唯一在我国受到广泛承认的国产二代半商业核电技术，而且以广东等东南省份为基地，在这些经济发达、核电需求较大的地区，很容易取得当地地方政府的优先支持，近来更将业务扩展到四川、辽宁等西南、东北地区。中电投身兼核电集团与电力集团两大身份，在电源结构方面，“水火核”并重是其独一无二的优势。针对目前的资产现状，综和考虑市场需求、电源合理布局和结构合理搭配，中电投集团公司的主要策略是合理布局和优化结构。合理布局的重点是调整资产的区域分布，抓住时机向经济高增长地区和电力短缺地区集中，并开拓电源布局的盲点地区。结构优化，就是适应市场化要求，调整和优化集团公司组织结构、人员结构，重在提高资产质量，提高资本运营效率。中电投坚持水火核并重，优化发展火电，大力发展水电，稳步发展核电，积极发展新能源，实现结构和效益的有机统一。第四节核电行业竞争格局发展趋势预测中国在“十一五”规划中明确将核电发展战略由“适度发展”调整为“积极发展”，又出台《核电中长期发展规划（2005-2020年）》予以明确规划，加上受到2008年初雪灾刺激，地方政府如雨后春笋冒出般提出新的核电计划或加快了已有计划的进度。每年开工2-3座百万千瓦级核电机组已算是保守估计。经过二十年的不景气，核电行业迎来了前所未有的大发展时期。我们认为，今后二十年，在东部沿海及中部内陆，几乎所有缺少资源的省份都会大力发展核电，总体而言东部会略高于中部，但核电站的投产运行需要当地良好经济环境的支撑和丰富的水资源，故西部贫瘠省份核电前景尚不明朗。113 第三章产业链财务分析及利润分配研究第一节核电企业财务指标分析一、不同地区财务指标对比研究表1.2004-2007年11月止不同地区核电企业对比表（1）盈利能力偿债能力销售毛利率（％）销售利润率（％）资产报酬率（％）负债率（％）亏损面（％）利息保障倍数（倍）全国2007年1-11月46.4430.078.3774.400.003.062006年45.4327.449.7872.920.002.822005年47.1325.6110.1774.110.002.442004年47.4030.1511.1463.190.002.69浙江省2007年1-11月41.9314.886.5075.120.001.812006年42.2811.166.4076.650.001.522005年44.4711.437.3577.990.001.482004年24.803.421.7932.840.003.80广东省2007年1-11月48.5543.1013.1862.950.005.852006年47.3437.3312.4569.980.004.312005年48.7134.0312.1971.340.003.372004年49.0932.1611.5464.520.002.69江苏省2007年1-11月50.8916.343.6290.620.001.55资料来源：国家统计局，世经未来整理表2.2004-2007年11月止不同地区核电企业对比表（2）发展能力营运能力应收帐款增长率（％）利润总额增长率（％）资产增长率（％）销售收入增长率（％）应收帐款周转率（％）流动资产周转率（％）2007年1-11月24.9310.7331.928.757.071.02113 全国2006年73.635.840.67-1.219.951.132005年-38.2813.84-6.555.0817.481.192004年-24.34-13.480.08-2.2614.831.07浙江省2007年11月18.9327.382.861.916.331.522006年66.45-2.226.730.189.361.832005年-59.0810.94-7.053.7815.551.642004年1451.5849.962.9113.2210.270.87广东省2007年1-11月-17.37-0.12-7.19-6.359.810.862006年78.807.45-3.65-2.0410.340.922005年-2.5714.44-6.195.8718.871.022004年-31.63-13.77-0.04-3.2515.341.09江苏省2007年1-11月0.00-0.000.003.580.86资料来源：国家统计局，世经未来整理各省核电销售毛利率差别不大，但浙江与江苏的利润率远不如广东，这表明广东核电的管理运行大大优于前二者，其各项期间费用（管理费用、营业费用、财务费用）远较前二者为低，中广核的管理运营水平当为三大集团之首。这一点在广东的资产报酬率遥遥领先上得到了印证。因为核电行业的特殊性，相比其他电力企业，最吸引眼球的一点是业绩优良，没有亏损企业。同时核电企业普遍负债率较高，这意味着会受到货币政策影响较大。纵向对比，各地区核电企业的利息保障倍数逐年提高，即偿债能力逐步提高。这是因为核电站一次投资大，燃料费用和运营费用占总投资份额较一般电站小，所以其竞争力随时间推移会越来越大。横向来看，广东核电的偿债能力依然大为领先其他二省。因为核电成本比之火电竞争力太低，核电发电量历年来呈现负增长状态，导致各地区核电企业利润增长率多次出现负数。但随着核电行业的复苏，在2007年这一迹象已有扭转的趋势。随着大批核电项目的上马，核电行业的发展前景只会越来越广阔。113 营运能力依然是广东核电一马领先，其应收款项周转率较其他二省为高。但流动资产周转率浙江省略胜一筹，这可能得益于申能（集团）有限公司和江苏省国信资产管理集团有限公司的有效运作。113 2007年不同地区核电企业对比表（1）地区全国广东省浙江省江苏省企业资产资产总计（亿元）1160.51457.20398.13305.18同比增长（％）31.92-7.192.860.00比重（％）100.0039.4034.3126.30企业数量企业数量6231比重（％）100.0033.3350.0016.67企业收入销售收入（亿元）199.49106.2271.3621.92同比增长（％）8.75-6.351.910.00比重（％）100.0053.2435.7710.99企业亏损企业个数6231亏损企业0000盈利利润总额（亿元）59.9845.7810.623.58同比增长（％）10.73-0.1227.38比重（％）100.0076.3217.705.97资金利润率(％)8.3113.257.641.76销售利润率（%）30.0743.1014.8816.34资料来源：国家统计局，世经未来整理2007年江苏完工的田湾核电站引进了国外先进技术，投资巨大，总资产几可与浙江的三座核电站资产总和相当，这也从一个侧面反应出我国自主知识产权建设核电的经济性。广东省核电历史最长，核电投资最多，拥有丰富的管理运营经验，又有中央和地方的大力扶持，因此其利润和利润率如鹤立鸡群也比较正常。二、不同所有制企业财务指标对比研究图1不同所有制企业数目所占比例113 国有企业（3）50.00%其他（2）33.33%外商和港澳台投资企业（1）16.67%资料来源：国家统计局，世经未来整理表1.2007年不同所有制企业状况对比所有制全国其他国有企业外商和港澳台投资企业不同所有制企业资产状况资产总计（亿元）1160.51580.93398.13181.45同比增长31.9295.852.86-7.43比重100.0050.0634.3115.64不同所有制企业人员状况从业人员5580.001058.004512.0010.00同比增长32.545777.787.890.00比重100.0018.9680.860.18不同所有制企业盈利状况销售收入（亿元）199.4968.4071.3659.74同比增长（％）8.7536.061.91-5.40利润总额（亿元）59.9817.6310.6231.73同比增长（％）10.738.9727.387.00资金利润率(％)8.315.137.6420.05销售利润率（%）30.0725.7814.8853.11资料来源：国家统计局，世经未来整理国家直接持有、国有企业和国有控股企业依然是核电行业无可争议的主体，几乎所有的行业员工都在国有企业，以34.31%比重的资产，只占有17.7%的利润总额。而外企以15.64%的比重，占有52.9%的利润。这充分反映了两者管理经营水平的差距。但国企随着结构改革的深入，可以看到2007年利润增长远高于加权平均水平，与外企的差距正在急剧拉近。113 三、不同规模机组企业财务指标对比研究表1.2007年不同规模核电企业对比企业类型全部大型中型小型不同规模企业资产结构资产总计（亿元）1160.51305.18398.13457.20同比增长（％）31.920.002.86-7.19比重100.0026.3034.3139.40累计比重-26.3060.60100.00平均资产（亿元）19341.8130517.6013271.0622860.05不同规模企业人员结构从业人员5580.001040.004512.0028.00同比增长（％）32.540.007.890.00比重100.0018.6480.860.50累计比重-18.6499.50100.00不同规模企业盈利状况销售收入（亿元）199.4921.9271.36106.22同比增长（％）8.750.001.91-6.35利润总额（亿元）59.983.5810.6245.78比上年同期增减（％）10.73-27.38-0.12资金利润率(％)8.311.767.6413.25销售利润率（%）30.0716.3414.8843.10资料来源：国家统计局，世经未来整理大型、中型、小型不同规模机组企业所占比重大致相等，但中型以上机组企业以60.6%的比重囊括了99.5%的从业人员。可见随着机组规模扩大，其所需的设备、人力、管理并非呈线性递增。但大型机组企业平均资产也远超过中型和小型企业。小型机组企业的利润总额和销售利润率是其余两种的数倍，但这并非表明小型机组企业拥有天然的优势。在很多复杂的因素相互影响下才造成这种情况，其中最重要的一点是我国现有的小型机组投产时间早，其工程成本已经回收或大部回收。我们还可以看到，小型机组企业的销售收入和利润与去年同期比较是在减少的，而大中型机组企业的却是增加，而且利润增加得非常突出。大型机组才是未来的主流发展方向。113 四、特殊概念的核电企业财务指标分析研究表1.三家核电公司财务对比单位：万元，%企业名称收入收入增速资产资产增速利润利润增速利润增减销售利润率秦山第三核电有限公司389293.62.152103249-3.5063915.338.8017867616.41核电秦山联营有限公司250229.12.561618461.911.4441315.113.034762916.51秦山核电公司74049.2-1.41259606.18.83947.625.3219151.27资料来源：国家统计局，世经未来整理从上表我们可以看到先进技术对核电企业的巨大作用。投运最晚，但采用了国外先进技术的秦山第三核电有限公司的利润增速是核电秦山联营有限公司的倍数。表面上看，秦山核电公司的利润增速直逼前者，但看到该公司的收入其实是同比减少的，我们就知道，该公司的利润很大程度上来源于因投运时间早而形成的低廉成本。113 第二节核电产业链利润分配研究图1电力行业内部上下游行业关系流程图资料来源：世经未来整理一、各相关产业要价能力分析及利润分配核电行业的产业链，包括燃料供应商、设备供应商、电力辅业集团、发电企业和输配电企业。产业链各个主体通过不断协商、议价的过程来决定整个产业链的利润分配。议价能力高的环节能够滞留更多的利润。这样的环节或部门往往表现在利用其强势地位，压低对上游的购买价格，抬高对下游的销售价格。（一）核燃料行业要价能力分析及利润分配113 从核工业部成立开始, 国家对核燃料实行财政收购的体制, 即国家按一定的价格收购所有的核燃料及相关的服务。改革开放后，由于国内需要一定的资金发展核电和转民，国家委托当时的核工业部（包括后来的中国核工业总公司和中国核工业集团公司）出口一定量的核燃料，但所获得款项必须进入财政专户，专款专用。随着国内核电的发展，核燃料的财政收购体制没有发生变化，但核燃料销售则有几种不同的方式：对于秦山地区核电企业所需的核燃料，早期由集团公司按财政收购价格直接调拨，后期也通过签订协议的形式调拨；对于大亚湾和岭澳核电站所需的核燃料，则是由中核集团公司委托中国原子能工业公司通过合同形式负责销售和供应；对于核燃料出口，仍然由中国原子能工业公司负责。但无论是中核集团公司调拨，还是委托中国原子能工业公司销售或出口，所得款项仍然进入财政专户，专款专用。2005年，国务院明确要求改革核燃料财政收购体制，核电商用核燃料按市场化方式运作，由企业双方按国际市场价格协商确定。据此，在保证国防需求的同时，在民用核燃料方面，中核集团公司经过多方的调研，决定授权中国原子能工业公司作为中核集团民用核燃料的销售代理，在参照国际市场价格的基础上，以公平公正和诚实信用为原则，进行铀产品的供货与采购。2007年8月29日，秦山第三核电有限公司与中国原子能工业公司在京签订了天然铀采购合同。这是中国核工业发展50余年来，首次参照国际市场铀价签订的商业化天然铀供货合同。确立了中国核燃料价格由买卖双方协商确定的开端，也标志着多年延续下来的中国 “财政定价、计划调拨”式核燃料购销体制被打破。总结：随着国家新一轮核电建设高潮的到来，按照市场经济规律，调整核电商用铀产品价格的需求也日益迫切。从战略发展的角度来看，天然铀生产企业与核电企业的长期利益是完全一致的。以市场价格为纽带，理顺了这条产业链，有利于天然铀资源配置进一步优化及国内天然铀产能稳步提高，也有利于保证国内核电站燃料供应的稳定和可靠。（二）电网行业要价能力分析及利润分配核电和电网行业公有制成分很高，而且资本的有机构成也很高，就是说每个员工拥有和控制的机器设备等资本数量更多。这样虽然行业基金利润率或者其他类似指标看着很低，其实人均产值很高。电力生产和电力供应的定价权全部在国家主管部门，因此国家的执政思路是决定这两个行业利润的主要因素。113 由于核电站的特殊性质，国家制定的很多政策、规定都是单方面偏向核电站，例如电力工业部发布的《并网核电厂电力生产安全管理规定》中规定，电网调度在编制月度发电计划时，应满足核电厂完成国家下达或协议规定的发电量的运行条件。而且为了核电机组的安全，核电机组一般不参与日峰谷调峰；因此电网调度在执行生产计划时，对核电机组不能列入日峰谷调峰计划；特殊需要的日调峰，包括节日调峰时，必须预先通知核电厂（紧急事故除外）等等。因此综合考虑，面对核电站系统，电网的要价能力相对较低。（三）核电设备行业要价能力分析及利润分配当前我国核岛设备市场基本由东方电气集团和上海电气集团所垄断，两者的市场份额分别占45%左右。具体表现为东方电气集团和上海电气集团分别与法国法玛通公司和美国西屋电气公司组成投标联合体，共同竞争中国的核岛设备市场。东方电气集团在核岛设备市场拥有45%的市场占有率，其子企业东方锅炉在核电站核岛设备领域具有极强的竞争优势，该公司与上海锅炉厂作为国内核岛设备生产的骨干企业，其生产的蒸汽发生器、稳压器、硼注箱和安注箱等设备占核岛设备投资的46%左右，是未来核电高速发展受益最大的企业。东方锅炉平均每年可获得的核电设备订单为16亿元人民币左右，而东方电机每年从核电项目中将获得8.8亿元人民币的订单。上海电气作为国内核岛和核电设备生产的主要企业，国内核岛设备市场占有率为45%，国内常规岛设备市场占有率为33%。该公司在核岛设备领域每年获得的订单约为16亿元人民币左右，在常规岛设备领域每年获得的订单在12.25亿元人民币左右。核电设备将在未来成为该企业新的利润增长点。在常规岛设备市场，除去前二集团，还有哈动力作为国内常规岛设备生产的主要企业，国内核岛设备市场占有率为5%，国内常规岛设备市场占有率为33%，该公司在常规岛设备领域实力较强，每年可获得的核电设备订单为16亿元人民币左右。113 由于核岛设备行业垄断程度高，技术壁垒高，东方电气集团和上海电气集团、哈动力三家就占有了核岛设备95%的市场，在产业链条上处于有利的地位，有很强的要价能力。二、核电产业内部利润分配（一）不同单机容量机组利润差距在其他条件一样的前提下，不同单机容量的机组具有较大的利润差距。核电站发电成本构成中，设备费用随装机容量增加；维护和运行费用随装机容量增加变化较小；而燃料费用几乎没有变化。装机容量从60万千瓦增加到120万千瓦，成本仅增加不到15％。单机容量越大，平均成本越低，电站的盈利空间也更大，可以在利润再分配中占据有利地位。（二）不同地区机组利润差距即使技术指标完全一样的机组放在不同的省区，其盈利能力也差别很大。这主要是因为在不同的地区决定电厂利润的诸多核心要素各不相同。比如，各地电力供需的紧张程度不同，因而具有不同的设备利用小时数。各地的燃料成本不一样。各地银行对电力企业支撑力度不同导致电力企业具有不同的财务成本。各地区工资水平和消费水平差别很大，企业的人力成本和管理成本因而也有较大差异。通常来说，广东、浙江、江苏地区核电利润的潜在实力应该高于未来辽宁、湖北、湖南等地的核电站。（三）不同服役期机组利润差距相同的机组，相同的地区，如果投运时间差别较大的话，其利润水平也会相差较大。这主要是由于不同时期基建和设备成本差别较大，而且核电站建设成本所占比重较大，若投运较早，成本回收比例大，盈利自然会高于新投运的核电站。广东的核电站盈利水平较高一个重要的原因是，广东核电站投运时间较早。当然，另一方面，随着核电设备价格的下降，未来新投运核电站和老核电站的盈利能力差异将越来越小。113 第四章热点专题-[内陆核电站]一、核电建设内陆-沿海之争的开始核电站选址在20年之前就是一个热门，当时为了建设中国第一座核电站，“中核总”曾经派人到秦山、三门、九江等地调研考察选址地点。但最后中国核工业倾向沿海布局，国家对“内陆核电”整体搁置。我国的核电建设是在沿海率先开放的总体战略下起步的。核电站首先建在沿海地区主要出于三方面考虑：一是起步阶段对核电的安全和环保极其谨慎，滨海核电站的取水和排水条件被认为更安全稳妥；二是便于缓解沿海地区突出的一次能源短缺问题；三是核电投资大、电价贵，沿海地区有能力承受“高来高去”的电价。二、内陆核电计划逐步抬头从上世纪80年代开始推行了20多年的“大力发展水电，积极发展火电，适当发展核电”的电力产业政策，核电定义最为模糊。但2003年‘电荒’频发，政府调整‘十五’规划中的电力部分，使内陆核电站重新进入讨论日程。2003年9月30日，国务院副总理黄菊、曾培炎曾主持会议，专题研究核电发展规划问题;10月24日，作为国务院核电领导小组组长的副总理曾培炎在杭州主持召开了核电建设会议，重新启动核电的战略逐渐清晰。2003年开始，有11省(包括两个沿海省区)向发改委提出建设核电站申请:湖北、湖南、重庆、四川、安徽、江西、福建、吉林、甘肃、广西、河南。2006年，中国电力工程顾问集团公司(原国家电力公司电力规划设计总院)在北京组织召开了“内陆核电厂址资源调查工作启动会”，对这些省区开展调查工作。这11个省市(区)的筹备进展大不相同，有的已经完成了厂址的初步选择，有的还刚刚开始预热，中国电力工程顾问集团公司已经进行考察的是排在前面的7个。所有调查完成后，该公司将递交给发改委一份报告，内容涉及对内地省份建立核电项目的必要性评估，以及当地一次性能源的储备、消耗情况和环保型能源的发展状况。113 三、内陆核电计划终于启动国家发改委2008年2月1日召开内陆地区核电发展工作会议，同意开展项目前期工作的首批内陆核电项目有：湖北大畈核电项目、湖南桃花江核电项目和江西彭泽核电项目。2008年３月４日，中国广东核电集团与湖北省人民政府在京正式签署了合作开发湖北核电项目协议，双方将采取多种措施，积极开展我国内陆第一座核电站——湖北咸宁大畈核电项目前期工作。项目开工建成后，湖北将成为中国内陆地区第一个具有核电站的省份。该项目开工后，将在五十五个月内建成。项目将分两期建设，总投资五百亿元人民币，首期投资二百五十亿元。四、内陆核电建设可行性分析近几年核电的发展环境已经发生了根本变化：我国核电建设已积累了丰富的经验，技术日臻成熟，内陆滨河核电站的安全和环保问题可以解决；内陆地区一次能源和电力短缺问题日益突出；内陆地区对核电电价承受力已经大大增强。因此，核电布局规划应与时俱进，适时调整。在法国、美国、德国等核电大国，内陆核电站的数量都超过滨海核电站。法国的20座核电站58台机组中，内陆滨河电站数量占75%，机组台数占69%，装机容量占65.1%。美国内陆核电的站址数、机组数和装机容量则分别占总数的77.3%、75.7%和75.7%。而且，国外也没有先发展滨海核电后发展内陆滨河核电的规划思路。核电站是建在滨海还是内陆滨河，国外首先考虑的是当地的电力需求、一次能源情况和电源布局等经济社会因素，对两者的厂址选择标准并未刻意区别。现在，不但一些内陆地区已经可以承受核电电价。核电国产化水平的提高也已经使核电的经济性高于脱硫煤电，与气电基本相当。根据对湖北一家核电的经济评价，在10%折现率下，内陆核电的平准化电价比脱硫煤电平准化电价低3.9%（到厂吨标煤价为全国订货价）和4.8%（到厂吨标煤价为市场采购价），比气电平准化电价高1.5%。面对电煤价格上升、电煤定价机制改革和二氧化碳限制排放的大趋势，核电的经济性将更加突出。113 内陆经济实力增强也提升了其电价承受能力。与秦山和大亚湾核电站正式投入商业运行当年（1994年）的浙江和广东人均GDP相比，湖北从1999年、湖南和重庆从2002年开始超过了这一水平。总结：多年前，我国形成了先沿海后内陆的核电发展规划，后来由于历史原因，准备大力发展的核电计划被延迟。如今时移世易，以前制约内陆核电发展的种种桎梏均不再存在，出于环境保护的要求和对能源的渴望，内陆核电正在进入大发展时期，湖北等三省的核电站只是一个开始。核电站选址工作早在多年前就完成，在此基础上，内陆核电站将得到蓬勃的发展。113 第四部分结论与建议第一章风险与机会总结第一节行业总体风险和机会总结一、宏观经济环境的影响当前我国宏观经济运行态势良好，虽然宏观经济增长可能趋缓，但出现大幅回落的可能性很小，用电大户-重化工业发展保证了电力需求的增长，也保证了核电需求的增长。二、政策的推动目前核电行业的政策环境比较宽松，各项政策都引领着行业向“高效、宽松”的方向发展。最近出台的《国家核电发展专题规划(2005-2020年)》对核电产业作出了积极地巨大推动。近年来，各项环保政策相继出台，实施力度不断加大，环保问题成为电力行业一个不可忽视的问题。由于核电对火电在环保上的优势，这些政策也在间接地推动核电挤占火电的空间。三、核电标准体系建设步调缓慢113 在我国已建成的11台核电机组的设计、建造中,是多种规范标准并存的。其中有美国工业机械协会的ASME标准,法国的RCC系列标准,有加拿大的重水堆专用标准,有俄罗斯及德国的有关标准。这种多堆型、多渠道引进,多国合作伙伴的做法,不仅使我国核电体制复杂化,例如,模拟机的建设和人员培训体制的完善,核电厂运行管理经验的积累、交流和反馈,设计水准的提高,乃至核电发展方向和路线的确定都复杂化,也给核电标准化工作带来极大困难。我国至今在核电领域共制定标准500余项,涉及了厂址选择、土建、核电厂总体及系统建造等核电建设的方方面面。但我国没有深入进行核电标准体系研究,基本上都是有蓝本,做的多是翻译或剪裁工作,而不是先探讨、研究和确定我国核电标准体系,不是在体系的框架指导下进行标准编制工作。以往制定的核电标准体系没有体现配套性和协调性,没有“一盘棋”的总体规划和考虑。我国核行业已制订的核行业标准并没有被国家核安全监督部门认可,没有正式列入国家核安全监管部门的审评标准目录。标准体系的制定要适合我国的工业基础。作为核电建设的一个重要环节,我国设备制造也形成了一定的规模和力量,但相比其他几个环节,目前它还是一个弱项。特别是设备设计和一些关键材料,从而限制了一些主设备的制造。工业基础跟不上,成为制约我国标准化工作的一个重要因素。在我国,国产化核电工程对已发表标准的助推不足。比如,我国在压水堆核电标准的编制方面虽然做了大量工作,但所编的这些标准的发布几乎都是在秦山二期工程设计基本完成之后,加上秦山二期工程设备采购渠道的变化,因此很多标准都没有在工程设计中应用,没有真正通过实践的考验。这使得标准中存在的一些深层次技术问题就发现不了,发现了也改进不了,并进一步制约了标准的修订、完善。法国从引进美国的ASME标准建造核电站,到形成自己的RCC标准,用了10年的时间。美国核管会原主席塞林曾这样诙谐地说:法国有200多种奶酪,但只有一种核电机组。我国未来二十年将有几十座核电站陆续建成，核电建设即将走向规模化、批量化的发展时期。我国核电标准体系建设的滞后，将严重影响核电站设计、建设、管理的各个方面，给我国核电的迅猛发展蒙上一层阴影。四、公众对核能的接受性核电厂由于存在放射性物质释放到环境中而对公众产生危害的风险，因而人们对核电厂安全的关注程度要比对常规电厂及其它新能源发电方式高得多。1986年4月26日，位于现乌克兰境内的切尔诺贝利核电站发生核泄漏事故，从而酿成世界和平利用核能史上的最惨重灾难。113 整个20世纪后半叶中，伴随着和平利用核能的步伐，可以列举的性质严重的事故有英国塞拉菲尔核电站核泄漏事故，美国的布朗斯菲尔德核电站和三喱岛核电站核泄漏，日本茨本县核燃料工厂核泄漏，韩国荣光核电厂5号机组核泄漏事故。这些事故大大降低了公众对核电的信任，整个世界的核电发展也进入低潮。为了解决一系列事故带来的广大公众对核能利用的接受性，世界核电界集中力量对严重事故的预防和后果缓解进行了研究和攻关，美国和欧洲先后提出了符合“用户要求”（URD、ERD）的概念，随着技术和管理的提高，核电的安全性已经大大提高，虽然核电站数目大为增加，但类似于切尔诺贝利的灾难再次出现的可能性已经接近于零。所以进入21世纪以来，受高油价和全球变暖的影响，包括美国、俄罗斯、中国在内的许多国家重新审视核电在各国能源安全中的战略地位，把发展核电作为满足能源需求、增进能源安全的重要选择。三喱岛事故后,已经要求新建核电站的反应堆堆芯熔化概率降低到10-5/(堆·年),放射性物质大量外泄的概率低于10-7/(堆·年),但公众对核电的接受性并没有因此而得到改善。产生这样的问题有多方面的原因。究其主要原因,是公众与专家在核能风险问题上的态度存在极大的差异。公众对待核能的态度,反映了公众对核能利弊进行权衡的结果,它本质上就是风险决策。但是,一般意义上的公众在风险决策时与专家表现出很大的不同。公众在核能风险决策时主要考虑自身的“基本需要”,专家主要考虑社会的“发展需要”。公众在核能风险决策时以“令人满意”为准则,专家以“最优”为准则。公众在核能风险决策时表现出极为复杂的“风险偏好”,专家的“规范决策”则基于风险偏好一致性假设。因此,虽然核事故发生的可能性微乎其微,而且在三喱岛事故后,新建核电站的反应堆堆芯熔化概率和放射性物质大量外泄概率被降得更低,但由于严重核事故的后果未得到有效限制,人们对待核电风险的态度并没有得到相应的改善。公众在核能风险决策时对选择风险技术的社会背景非常关注,专家决策主要是技术决策。113 与专家相比,公众对待核能风险的态度更加感性、更加复杂。知识结构只是影响公众对核能风险认知的一个方面,而且由于兴趣和目的不同,公众也不可能具有与专家相同的知识结构。因此,简单地对公众进行核能知识普及教育,也并不足以改变公众对核能的风险认知。和其他类型的发电站相比,公众心目中的核电风险具有以下几个特征——不自愿、灾难性、恐怖、致命性、未知、滞后和不可控制。核电风险的这些负向主观特征,使其风险水平往往被公众高估。要改善公众对核能的态度，涉及到心理科学、管理科学方、社会科学、传播学等多个方面，是一项长期而艰巨的任务。第二节相关行业风险和机会总结一、国际市场铀价格上涨国际天然铀价格长期处于低价位,本世纪初时仅为7.2美元/IbU3O8。随着世界核电业的复苏,本世纪头6年,天然铀价格保持平均每年7美元/IbU3O8的速度稳步增长。自2006年底始,出现了天然铀飞速增长的局面,2007年的前6个月,迅速由65美元/IbU3O8增长到138美元/IbU3O8,平均每个月增长10美元/IbU3O8以上,半年内增长了一倍。自6月下旬开始回落,到7月底回落到120美元/IbU3O8,8月下旬回落到90美元/IbU3O8,并开始保持稳定。我们分析认为，天然铀价格在飞速上涨前的价格偏低是不正常的。这是因为核电长期处于萧条,再加上军用高浓铀投放对天然铀市场的冲击,造成天然铀价格明显偏低。但是2007年天然铀价格的大幅上涨也是不正常的。我们估计,随着核电的复苏,天然铀价格大致在50~80美元/IbU3O8是合理的。天然铀价格上涨,会降低核电的经济竞争力,但也会刺激铀矿产业，有利于发展核电所要求的铀资源供应问题的解决。总体而言，铀价上涨不会影响我国贯彻“积极发展核电”的方针。二、核电设备市场出现前所未有的大蛋糕113 我国已经确立了核电技术路线，对核电建设持大力支持发展态度，预计2020年核电装机4000-6000万千瓦。根据有关统计预测及我国核电发展战略规划，以1400美元/千瓦的单位造价来计算，2020年我国核电站项目预计投资将高达840亿美元，按设备费用占项目总投资44%和设备国产化程度74.6%（核岛设备国产化程度70%，常规岛设备国产化程度80%，核电站辅助设备国产化程度90%）计算，国内核电设备生产企业在2020年前有望分享高达274亿美元的市场份额。其中核岛设备生产企业有望分享的市场份额为160亿美元，常规岛设备生产企业有望分享的市场份额为79亿美元，核电站辅助设备生产企业有望分享的市场份额为34亿美元。据此，我们认为，急剧扩大的市场带来了大量的收益，同时也加剧了竞争，行业内只有哪些具备了大型设备制造工艺自主知识产权，规模较大，并拥有一定背景的设备公司能够存活下来，并且完成行业的重组，其他中小型设备生产厂则面临被收购甚至破产的危险。我们预计，未来此行业收益最大的是上海动力，其次是东方动力，再次为哈动力。第三节不同地区风险和机会总结广东、浙江、湖北、湖南等地由于经济的飞速发展带来了能源缺口的急剧扩大，而本地基本没有煤炭等一次能源产出，与我国的各个煤炭输出大省如山西等省又路途遥远，运输不便，大力发展核电是最为可行的道路。部分地区如辽宁，其能源的紧缺主要是由于电源设施建设的滞后，但本身靠近煤炭产地，煤炭运输成本较低，这种情况下核电相对火电的劣势更加明显。这些地区是否有必要大力发展核电，值得三思。还有部分内陆省份例如宁夏、贵州等省区，经济发展水平较为落后，人民平均生活水平和平均收入较低，同时火电和水电开发潜力巨大。以我国目前核电上网价格来看，当地民众和企业未必乐于接受这种高价核电。这些省份的核电建设恐怕要过上10-20年才能够提上议事日程。113 第二章对策与建议第一节相关行业评价和对策一、铀矿产业出现更好的前景国际市场天然铀价格在2007年飞速上涨，使过去一部分非经济开采的铀资源变成为经济可采量,增加了可利用的天然铀储量。天然铀价格上涨,还会刺激铀资源勘查的积极性,从而会找到更多铀矿储量。铀矿产业会有更大的盈利空间，得到更大的发展。对铀矿产业的投资必然得到相当的回报。二、核电相关设备制造国产率进一步提高，相应成本更低秦山核电站一期的造价为5900人民币/千瓦，大亚湾为2030美元/千瓦，折合约16800人民币/千瓦，是前者的2.86倍左右。通过核电设备国产化，可以大幅度降低造价，从而提高核电的经济性和市场竞争力。我国的核电国产化率，秦山Ⅱ为55％；秦Ⅱ扩将达70％；岭澳Ⅰ为30％，岭澳Ⅱ的一号机组达50％，二号机组将达70％。随着我国逐渐掌握核电核心设备的制造技术，国产化率还会进一步提高。届时核电站建设成本会更低，我国核电设备厂商也必然因此得到更大的市场份额，对核电设备产业投资带来的收益是值得期许的。第二节行业总体评价和对策随着国民经济的高速发展，能源短缺日见突出。如果说几年前，核电还只是中国能源发展的一个选项的话，现在则是必须走的一条道路了。而且核电在电力行业中具有最高的盈利和最好的稳定性，在当前更受到我国各级政府的大力追捧，这个时期对核电的投资几乎是没有风险且有重利可图。113 对各种情况综合来看，对核电投资的优先级首先应该是浙江、广东为代表的东部沿海发达省份，其次为湖南、安徽为代表的中部省份；具体到相关行业，则以核电投资与运营业最先，铀矿产业其次，与核电相关的机械设备制造业再次之。113'