2018年4月底，台山、三门核电项目相继获准装料，新一批核电新建项目获准或将加快，主设备制造商与建设商将率先受益。

　　0有别市场的观点

　　1、国内核电建设的常态化过渡，是本轮核电重启的核心看点

　　2016与2017年国内均无核电新机组获准开建，二级市场投资者对核电板块的关注度亦有所降低。我们认为，能源供给清洁化是大势所趋，基于我国实际国情，以及各类电源天然属性，核电是替代火电的最优选择。

　　尽管过去几年，受福岛事故及三代核电建设进度影响，国内核电建设出现较大波动，但我们认为，随着台山、三门、海阳等全球三代首堆示范机组的并网，困扰国内三代核电机组选型的问题，将逐步得以解决，核电建设有望常态化。

　　2、核电产业链较长，项目建设周期久，把握率先受益环节尤为重要

　　单个核电项目的建设周期一般为5~6年，故核电建设与光伏、风电等电源建设在建设周期方面的可比性不高。本轮核电投资的启动是一个投资额从低位持续抬升达到稳态的过程，因此，在不同的建设节点，产业链受益环节存在较大差异，如表1所示。

　　从投资周期角度来看，核电主设备由于制造周期长、标准高、难度大，一般在机组核准2年前即已获得订单，之后按工程进度逐步确认收入；核岛及常规岛的土建环节，一般在机组核准后的1-2年内密集开展；常规辅助设备数量规模大，且存在较多标准化产品，一般在机组建设后1年内启动招标，并在整个机组建设周期内陆续交付使用。

　　3、长期趋势易被忽视，顺势而为将受益

　　鉴于行业发展现状，单机容量超过1GW的大型机组，是当前核电建设的主流选型，相关的产业链资源亦随之相应配置。但随着核电技术不断取得新突破，我们预计，海上浮动核电站、核能供暖等新应用将于未来10年加速应用，如推广顺利，将在一定程度上影响未来核电行业的发展趋向。

　　我们建议投资者关注核电行业四大发展趋势：1)机组将向小型化方向发展，以适应新时期的灵活应用；2)国内核电技术将向具有更高安全性的先进核电技术发展；3)核电设备与材料国产化将向深水区迈进，未来有望具备完全国产化能力；4)核燃料技术将持续升级，核燃料循环后端短板将补齐。顺应核电发展大趋势开展业务布局的厂商有望逐步受益。

　　风险提示：示范电站建设进度或不达预期；新机组批复与建设或不达预期。

　　1国内三代核电首堆建设进度符合预期，核电招标有望常态化

　　1.1.发展核电是我国实现能源结构转型的重要抓手之一

　　核电属于优质高效清洁能源，发展核电可促进我国能源结构转型以及改善环境污染情况。2016年1月5日，国务院发布“十三五”节能减排工作方案通知，要求到2020年，全国万元GDP能耗比2015年下降15%，化学需氧量、氨氮、二氧化硫、氮氧化物排放总量较2015年分别下降10%、10%、15%以及15%，发展核电能够有效促进节能减排任务完成。核能发电相较于火电更加清洁，根据核能行业协会的统计数据，使用核能发电替代火电，每度电相当于减少燃烧标煤318g，可减少833.16g二氧化碳、2.7g二氧化硫及2.35g氮氧化物排放。核能发电相较于水电、光伏、风电等清洁能源发电具有无间歇性、受自然条件约束少等优点，目前国内近年来核电年利用小时数基本维持在7200h以上，远高于水电、光伏、风电等清洁能源发电水平，是未来我国能源结构调整中替代火电的最为合适的选择。

　　国内核电发电量占比仍偏低，未来有望大规模替代火电。2014年以来我国核能发电量较之前有了明显增长，但核能发电量占比较其他国家仍然有较大差距。根据中国核能行业协会统计数据，2017年国内核能发电量为2474.69亿kWh，占全国各类电源总发电量的比例仅为3.94%，如图2，较美国、俄罗斯、英国等主流核电国家20%比例仍有较大差距。

　　1.2. 一批示范电站并网在即，将助推核电新机组核准

　　目前我国核电技术正在经历从二代向三代过渡的阶段，因此主流三代核电示范首堆的建设进度对国内后续核电机组的选型及建设安排会产生较大影响。我国核电建设在2008-2010年迎来一波高峰，但受福岛核事故影响，此后国内核电建设进度有所放缓。2015年随着红沿河5/6号机组、福清5/6号机组、防城港3/4号机组、田湾5/6号机组相继批复，国内核电新开工又迎来一波小高峰，但自田湾6号机组开建后，新建核电机组均将采用三代及以上核电技术，彼时三门1号、台山1号尚处于调试阶段，福清5号机组刚刚开工。图3为2005-2022年国内核电机组新开工数量统计与预测。

　　国内主流三代核电技术为引进法国的EPR、引进美国的AP1000及在此基础上演进的具有自主知识产权的CAP1400/1700系列与国内自主研发“华龙一号”三条技术路线。其中EPR全球首堆台山1号机组和AP1000全球首堆三门1号机组均于2018年4月启动装料；“华龙一号”首堆福清核电5号机组，此前于2017年5月提前完成穹顶吊装，目前正处于反应堆主设备入厂安装阶段，整体建设进度符合预期。我们认为台山、三门的陆续装料与福清5号机组按计划建设，将助推我国三代核电技术日益走向成熟，为后续核电机组建设选型提供基础。

　　我们认为后续台山、三门的如期装料，将促成核电新机组核准，而国内核电建设将渐趋常态化。

　　1.3. 核电招标有望常态化，关注有望率先启动建设的机组

　　核电招标总体平稳，后续有望常态化。自2015年8台核电机组获批后，国内核电机组招标便体现出常态化的趋势，在建项目与筹备项目的招标都在陆续进行，尽管个别月份或因特定机组集中招标而出现一定波动，但招标总体呈现常态化、稳中有升的趋势。图4为2016~2017年各月国内核电机组招标与中标数量统计，其中2016年7月受防城港3/4号机组集中进行非主设备招标影响出现较大波动。

　　防城港3/4、田湾5/6、红沿河5/6、福清5/6等在建项目招标占比较高，招标安排与机组建设进度的相关性较强。2015年红沿河5/6号机组率先获得批复并开建，随后福清5/6、防城港3/4、田湾5/6相继获批并开建，其中田湾6号机组与防城港4号机组开工节点较获批时间相距半年以上，如表2。从招标与中标量来看，防城港3/4号机组最多，紧随其后的为田湾5/6，此外红沿河5/6以及福清5/6招标与中标量也较多，如图5与6。我们认为，核电机组非主设备招标一般与机组建设进度密切相关，红沿河5/6及福清5/6较防城港3/4与田湾5/6早开建9个月，其密集招标期在2015年即已到来。(限于篇幅，此处不赘述。)

　　部分备建机组招标数量较多，有望率先启动建设。从目前尚未开建核电机组招标中标情况来看，国核示范电站1/2号机组、徐大堡1/2号机组、陆丰1/2号机组、三门3/4号机组、海阳3/4号机组等核电项目招标与中标量较多，考虑招标与建设之间的相关性，上述机组有望率先得到批复并开建。表3为我们预计的后续核电机组开建顺序。

　　1.4. 主设备招标意义更大，竞争格局相对稳定

　　核电机组核岛有七大主设备，对于维持核电机组安全、平稳运行意义重大。分别为：主泵、主管道、压力容器、蒸汽发生器、堆内构件、稳压器以及控制棒驱动机构。七大主设备主要功能与需求配备如表4所示。

　　反应堆内的核燃料被置于压力容器内部的堆内构件中，控制棒驱动机构被置于压力容器上方，用以调节反应堆功率，并在紧急状况下实现快速停堆。裂变反应开始后，冷却剂被加热，在主泵的驱动下从压力容器流出，通过主管道热段进入蒸汽发生器，在蒸汽发生器内部通过U形管与二回路侧水换热，进而产生蒸汽推动汽轮机做功。冷却剂在蒸汽发生器换热完成后，温度下降，通过主管道冷段流回压力容器，完成冷却剂循环。图7为反应堆厂房内部结构，及核岛七大主要设备布局情况。

　　相较于一般设备招标，核电主设备招标对于核电建设影响意义更大。2016下半年开始，陆续有核电机组主设备招标、中标信息放出，其中2017年招标数量与频率较2016年提升，具体中标情况如表4所示。从机组分布来看，主设备招标集中在漳州1/2、昌江3/4、宁德5/6、惠州1/2、廉江1/2、白龙1/2等12台机组，其中中核、中广核、国电投各4台机组，相应中标情况如表5所示。参考以往惯例，核电机组主设备招标一般于机组开建前1-2年进行，我们预计以上核电项目有望于2019-2020年开建。

　　根据我们对近期核电主设备招标情况统计，七大主设备均有招标，且中标结果正处于持续更新中。从已公布中标结果来看，七大核岛主设备中标厂商均在3家之内，细分市场竞争格局相对稳定。表6为七大主设备分机组中标情况，图8为根据近期中标结果对各厂商在细分领域市场份额所做的测算。

　　2核电基建投资有望持续抬升，建设商与主设备商有望率先受益

　　2.1. 核电基建投资有望持续抬升

　　2014-2018年为国内核电机组商运高峰期，而在此期间内新开工机组数量较少，致近年来核电在建机组数量呈现出逐年递减趋势。受2009与2010年新开工核电机组较多影响，自2014年以来我国机组便进入了一个密集商运阶段，2014-2018年间预计有29台机组陆续投入商运，合计装机容量为31.90GW，而在此期间国内核电机组预计新开工数量为20台，合计装机容量为23.56GW，同时考虑并网及开工具体时间安排，2014-2019国内核电机组有效在建装机数量持续降低。

　　若2018年核电机组顺利获准并如期开建，国内核电在建机组数量有望于2018年迎来持续抬升。图9为我们统计与预测的2009-2022年国内核电机组新开工、新增并网以及有效在建数量的具体变动趋势。

　　根据国家能源局统计的核电电源基建投资完成情况来看，2009-2012 年国内有效在建单台机组的年均基建投资在30 亿元左右，而在2013-2016 年，这一数据下降到20 亿元左右，且在两段区间内均表现较为稳定，如图10。

　　我们认为，2009-2012年间国内核电项目前期厂址大规模开发以及福岛核事故后核电厂改进安排是该区间有效在建核电机组单位投资较高的主要原因，而2013-2016年间，国内核电储备项目前期厂址开发与在建项目建设推进较为平稳，后续有望维持。

　　2010年前后，桃花江、彭泽、咸宁、徐大堡、陆丰、国核示范等核电项目均已启动前期项目工作，并形成相应投资支出。根据中国核电（601985）招股说明书披露，桃花江核电与徐大堡核电在2014年底的在建工程余额分别为34.66亿元与46.43亿元。受福岛核事故影响，部分核电项目建设推迟，内陆核电项目尚未开工。

　　此外，在福岛事故之后，国内充分吸收福岛事故经验，对在运行电厂提出了防洪能力提升、增设移动电源和移动泵、提高核电厂地震监测和震后响应能力等10项改进要求，也在一定程度上加大了2011与2012两年核电在建项目单位投资。

　　后续国内核电在建就在单位基建投资有望维持稳定，受益在建机组数量触底回升，核电基建投资额亦有望在2020年回升，如图11所示。

　　2.2. 主设备制造与电站土建处于核电建设周期前期，有望率先受益

　　一般情况下核电机组建设周期大致在五年左右，而且由于主设备制造难度大，耗费时间长，因此在核电机组批复之前1-2年会率先启动主设备招标，确定中标商之后，中标商将会根据业主方要求进行主设备投料制造。土建项目将会在机组批复后的1-2年之间集中开展，以为后续的设备安装提供空间。

　　根据前面我们对核电机组招标情况的梳理，防城港3/4与田湾5/6在2016年年中进行了密集招标，时间节点在项目首台机组开建半年后。而从具体招标的设备与服务内容来看，主要为喷淋设备、通风设备、核级电缆、核级蝶阀、流量计等，不涉及核岛及常规岛十二大主要部件。

　　据此，我们判断：核电机组主设备与土建安装招标一般在核电机组批复之前，主设备制造商设备投料制造早于核电机组批复；大规模土建始于机组批复，预计会在1-2年之间集中释放；非主设备招标一般在机组批复半年后开展，相关企业收入确认预计在机组批复1年后开始。

　　根据我们对福清核电5号机组的建设进度节点梳理亦可有效印证以上判断。福清5号机组主管道与压力容器于2013年开始投料，蒸汽发生器于2014年启动制造，相关上市公司按照完工百分比法于当年确认部分收入；核岛FCD起始于2015年5月，于2017年5月完成穹顶吊装，2017年8月完成核岛安全厂房封顶混凝土浇筑；大规模招标大致在2015年底完成，相关设备正处在制造与逐步交付阶段。图12为福清5号机组主要建设进度节点梳理。

　　根据在建机组按照建设年限细分结构来看，2019年或是一个分水岭。根据截至目前在建核电项目的建设情况以及我们对于未来几年核电机组新开工情况预测，2019年开工两年内的核电机组数量有望较之前水平大幅抬升，而开工两年以上的核电机组数量则有望在2019年迎来拐点，如图13所示。考虑主设备商、建设商、其他设备供应商订单与收入确认节点不同，如后续核电机组如期批复，主设备供应商有望率先受益。

　　3核电发展四大趋势值得关注，顺势而为有望长期受益

　　2016年12月底，国家能源局发布《能源技术创新“十三五”规划》(以下简称《规划》)，较之2012年发布的《能源科技“十二五”规划》，对于核电的重视程度有所提高。一方面，核电被单独列为重点发展的五大任务之一(如图14所示)，而其在“十二五”版的规划中仅被列为新能源技术领域的子任务之一；另一方面，首次提及多项内容：海洋核动力平台、可控核聚变前沿技术研究、钍基熔盐堆核能系统关键技术研究、核事故应急技术与装备、核电工程智能化设计建设技术示范、核电蒸汽发生器690传热管材料稳定化制备技术、核级SiC /SiC复合材料技术攻关研究。

　　从以上变化，我们认为未来国内核电发展具有四大趋势：1)核电机组将向小型化方向发展，以适应海洋核动力平台建设及陆上灵活应用；2)核电技术将向具有更高安全性的先进核电技术发展，终极目标是实现可控核聚变应用；3)核电设备与材料国产化将向深水区迈进，未来有望具备完全国产化能力；4)核燃料技术将持续升级，核燃料循环后端短板将补齐。

　　3.1. 趋势一：核电机组小型化

　　同一堆型核电机组投资成本持续下降，使得反应堆小型化在经济性上可行。单堆功率大的核电机组在经济性上更具优势，这也是核电机组单堆功率持续增大的主要原因。但自上世纪90年代以来，二代核电技术逐步成熟，核电设备成本与建造成本不断下行，使得建造小型反应堆具有经济可行性。以中广核CPR1000建设经验为例：中广核集团自1987年引进法国的百万千瓦级核电机组M310之后，便致力于核电技术的引进吸收与再创新，在M310基础上进行了一系列技术改进形成了CPR1000技术和具备三代核电主要技术特点的ACPR1000技术，后续中广核集团通过批量建造CPR1000形成了很好的学习曲线效应，反应堆建设成本稳步下降。表7为中广核集团部分机组建造成本数据。

　　发电成本较柴油发电极具优势，海上推广已具备基础。目前国内海上石油钻井平台电力及热力供应主要依赖于柴油提供，燃油发电的成本大约2元/kWh，而海上浮动核电站电力成本约为1元/kWh，海上石油钻井平台运营商替代需求强烈。目前中海油已经中核和中广核在相关领域都签订和合作协议。我们测算的柴油发电成本与海上浮动核电站发电成本的对比如表8所示。其中，柴油发电成本主要取决于所消耗柴油成本，通过测算，柴油发电度电成本在2元/kWh左右。而在核能发电中核燃料占比一般维持在25%-30%左右，占比并不高，这就意味着反应堆的造价成本以及运维成本对核电发电成本影响较大。

　　综合考虑，我们认为目前海上浮动核电站的造价成本存在较大的变动空间，而核燃料成本、运维成本以及人员费用相对稳定。同时考虑到，目前单个海上石油钻井平台动力需求远不及100MWe，如果不能有效利用海上浮动核电站，可能会导致海上浮动核电站可利用小时数大幅下降。因此我们采用情景分析的方法对海上浮动核电站发电成本进行测算：乐观情形下，海上浮动核电站造价成本在60亿元左右，年利用小时数约7,500h，其他成本维持低位；中性情形下，海上浮动核电站造价成本为90亿元左右，年利用小时数约5,000h；保守情形下，海上浮动核电站造价高达120亿元，可利用小时数低至2,500h左右，其他成本略有提高。通过测算，在保守情形下海上浮动核电站度电成本为1.02元/kWh左右，仍较柴油发电有较大优势。

　　截至2018年4月底，两大核电巨头中核集团与中广核集团均已启动海洋核动力平台的研发与制造工作，后续核电机组小型化有望持续推广，而由此带来的技术路线与设备工艺改变，或将冲击现有市场竞争格局。

　　3.2. 趋势二：核电技术将从三代逐步向更加安全先进核电技术过渡

　　在《能源技术创新“十三五”规划》当中，三代以上核电技术任务已经占据了更多的分量，考虑到以高温气冷堆为首的新型核电技术具有更高的安全性，未来国内核电技术将从三代逐步向更加安全的先进核电技术迈进。

　　目前我国在高温气冷堆领域进展最快，其在安全性方面具有较大突破。模块式高温气冷堆(HTGR)，简称“高温气冷堆”，采用耐高温的陶瓷型包覆颗粒燃料元件，用化学惰性和热工性能良好的氦气作为冷却剂，用耐高温的石墨作为慢化剂和堆芯结构材料，具备如下优势：

　　其一，具有固有的安全性。高温气冷堆的燃料外表面是耐高温、耐腐蚀的碳化硅(SiC)，采取惰性气体氦气作为冷却剂，结合反应堆的巧妙设计，即使遇到类似福岛事故的海啸袭击，全厂断电，亦可保证反应堆不会熔化。其二，发电效率高。燃料循环灵活，转换比高，铀燃料燃耗深；热效率高。其三，未来可拓展的应用领域广泛。反应堆提供直至950℃高温工艺气体和高品质蒸汽，可用于黑色金属生产、制氢、煤化工、海水淡化等工业领域。其四，多模块组合方式，可灵活适应市场。高温堆通过多模块组合方式，可以建设200、400、600、800、1000MW等系列装机容量的核电机组，适合建在靠近负荷中心及拥有中小电网的国家和地区，尤其适合“一带一路”沿线国家。

　　目前国内高温气冷堆采用了全陶瓷型球型燃料元件的技术路线，燃料元件的直径不到1mm，弥散在石墨基体当中，它由球形陶瓷核燃料核芯、疏松热解炭层、内致密热解炭层、SiC层和外致密热解炭层组成。图15为全陶瓷球型燃料元件及燃料球结构。

　　碳化硅高稳定性为高温气冷堆的固有安全性提供保障。据《碳化硅材料在核燃料元件中的应用》介绍，在4层包覆结构中最为重要的是碳化硅层，完整的碳化硅层可以阻挡绝大部分的气体和固体裂变产物，并能够承受包覆燃料内气体产物的内压，是高温气冷堆安全性的重要保障。此外碳化硅在2100℃以下保持较强的稳定性，而据中国核建（601611）集团官网介绍高温气冷堆堆芯的温度不会超过其安全限值1620℃，因此燃料颗粒无论如何不会被烧坏，从根本上避免了放射性泄露。

　　除高温气冷堆之外，我国在快中子反应堆、钍基熔盐堆、磁约束聚变装置等领域也已经走到了世界的前列，而新型核技术在安全性与经济性方面较传统压水堆均有较大的提升。

　　此外根据近期招标情况以及各核电运营方相关信息来看，国内将有多处厂址拟建新型技术核反应堆，主要包括三门高温堆、万安高温堆、百安高温堆、河北行波堆等，核电技术持续向高端过渡将不可阻挡。

　　3.3. 趋势三：国产化向高端设备与材料深水区迈进

　　我国核电机组综合国产化水平持续提高，未来国产化脚步将向高端材料深水区迈进。根据中国核电信息网相关统计，1987年大亚湾引进的两台M310机组综合国产化率水平仅为10%左右，自此之后我国核电机组综合国产化率水平持续提高，至三门核电引进的两台AP1000机组综合国产化率水平可达到70%左右。目前在建的具有我国完整自主知识产权的“华龙1号”，其首台机组福清5号预计综合国产化率水平可达到85%，未来“华龙1号”综合国产化率有望突破95%。我们认为在国内核电机组综合国产化率水平日益提高的条件下，未来国产替代将主要在核电高端装备与高端材料领域开展。

　　自主CF及STEP系列先进核电燃料、核电站数字化仪控平台技术、核电蒸汽发生器690传热管材料稳定化制备技术、核电用绝缘材料关键技术、核级SiC /SiC复合材料技术是《能源技术创新“十三五”规划》中与国产化相关的主要任务。我们认为自主CF及STEP燃料组件、数字化仪控系统、蒸汽发生器690传热管有望在未来几年全面替代进口，是核电设备领域进口替代最为确定的环节。

　　以蒸汽发生器U形管为例：

　　核电蒸汽发生器传热管是反应堆一回路主要承压边界，传热管面积占到了整个一回路承压边界面积的70%以上，是核反应堆“多重屏障，纵深防御”体系中的的关键一环，其完整性对于保障核反应堆正常运行具有重要意义。

　　蒸汽发生器传热管的主要作用是将一回路的热量传递到二回路当中，由于蒸汽发生器换热管两侧压力不同，相同温度的水在一回路为液态，而在二回路为气态，从而即实现了蒸汽的产生又防止了放射性物质的扩散。

　　蒸汽发生器传热管工作条件极为恶劣，对管材性能要求极高。由于在传热过程当中需要尽量提高传热效率，传热管外径要求尽可能窄，而厚度需要尽可能薄，根据《AP1000机组蒸汽发生器传热管役前检查》介绍，AP1000机组每台蒸汽发生器配置10025根传热管，传热管外径为17.48mm，传热管壁厚为1.01mm，总体高度约9.7m。虽然蒸汽发生器U形传热管外形体现为高、窄、薄三大特点，但由于工作环境限制，其仍需具备一系列优良能力。蒸汽发生器传热管两侧压差有10Mpa，同时由于传热管二次侧流体流动会使得传热管发生微震，需要传热管具备抗压与抗震能力；一次侧流体具有高放射性，要求传热管具备较强的防辐射性能；蒸汽发生器属于核电站核心设备，要求具有60年的使用寿命，作为蒸汽发生器核心部件之一，传热管亦需保持稳定工作60年。正是由于以上诸多要求限制，蒸汽发生器传热管制造要求极高，目前仅少数国家掌握该项技术。如图16，为蒸汽发生器构造。

　　根据核能研究展望NPRV微信公众号报道，压水堆核电站蒸汽发生器传热管管材的材料主要包括：304、316L不锈钢、INCONEL 600MA、600TT、INCONEL 800Mod、INCONEL 690TT，材料的主要成分如表9所示。由于Inconel 690合金具有优异抗多种水性介质和高温气氛侵蚀的能力，目前是应用最为广泛的蒸汽发生器换热管材料。

　　防城港核电一期采用了宝银特钢生产的690合金U形传热管，从而结束了国内核电在该领域的进口依赖，此前全球仅有法国的Valinox、日本的Sumitomo和瑞典的Sandrik三家公司能够生产690合金蒸汽发生器传热管。目前国内厂商宝银特钢以及久立特材（002318）均具备蒸汽发生器690合金U形传热管制造能力，我们认为后续国内新建核电站将大概率采用国产690合金U形传热管。

　　3.4. 趋势四：核燃料循环后端短板将补齐

　　核燃料闭式循环是国策。乏燃料又称辐照核燃料，指的是在反应堆内燃烧过的核燃料，具有一定较高放射性。目前对于乏燃料的普遍处理做法是先在乏燃料水池中存储5-10年，然后等待进一步处理。我国既定的的核燃料处理路线是闭式循环路线，即需要对乏燃料进行分离回收利用，对于提取出的可用物质进行进一步加工，形成MOX燃料继续使用，而对于分离出的高放射性废物进行深地质层处理。图17为核燃料闭式循环示意图。

　　目前国内乏燃料处理能力稀缺，面临持续增长乏燃料卸出量，后端短板亟待补齐。根据《中国能源报》相关数据，单台1GW机组每年卸出反应堆乏燃料为18.8吨，届时2020年，我们预计国内在运行核电机组总装机容量将达到51.15GW，当年乏燃料卸出量将高达962吨。结合我国核电站投入运行的时间来看，我们预计截至2016年底过国内累计卸出乏燃料量约为4000吨左右。图18为2010-2022年国内乏燃料卸出量预测情况。

　　目前我国后处理能力单薄，只有404厂具有一处中试厂能够进行乏燃料处理，从目前运行情况来看，中试厂每年处理乏燃料量不足100吨，乏燃料主要的存储方式还是在堆贮存。2015年6月30日，中核集团与阿海珐集团签署《中国核工业集团公司与阿海珐集团关于后处理/再循环工厂项目合同商务谈判工作路线图的谅解备忘录》，双方合作进一步加深。此外中核龙瑞金塔乏燃料后处理工程有序推进，启明星Ⅱ号(ADS嬗变系统零功率装置)试验、研制持续取得突破，国内核废料处理行业有望于近期取得实质性进展。

　　中子吸收材料与乏燃料处理设备是上游刚需，一旦乏燃料处理产业启动，将率先受益。中子吸收材料主要用于吸收乏燃料衰变所释放的中子，由于在乏燃料贮存、运输、处理、储存过程中均会发生衰变，因此在乏燃料处理的过程当中均会用到中子吸收材料，未来新建核电站所建设的乏燃料水池、运输核废料所用到的运输罐、储存核废料所用到的储存罐都会新增中子吸收材料需求。乏燃料处理设备专用性较强，而且具有较高技术壁垒，如果乏燃料处理市场启动，乏燃料处理设备市场将实现从0到1的突破。

　　4投资建议

　　4.1. 板块投资策略

　　我们认为，随着ERP、AP1000及“华龙一号”建设如期推进，2018年核电新机组核准有望落地，而后续国内核电机组进入常态化建设阶段。

　　首先，若核电新机组如期核准，主设备制造商与建设商将率先受益。综合考虑各家公司业务布局与业绩弹性，建议重点关注：东方电气（600875）、久立特材、浙富控股（002266）、台海核电（002366）。其他主设备商，建议关注：上海电气（601727）、*ST一重（601106）、二重重装。核电建设商，建议关注中国核建。

　　其次，考虑近期国内核电在建机组建设进度，2018年仍处于核电机组并网高峰期，利好运营商业绩增长预期，建议关注中国核电。

　　最后，长期来看，核电机组小型化、核电技术向三代及以上持续过渡、高端设备及材料国产化、核燃料后端循环短板补齐，将成为我国核电产业发展的确定趋势。对于具备小型堆、四代堆等多种堆型设备制造能力，具备高端材料国产化能力，率先布局核燃料后端循环的相关企业，建议长期予以关注，包括(但不限于)：浙富控股、久立特材、东方锆业（002167）