12月1日至5日，高盛开展中国核电技术虚拟调研，邀请中广核电力、中国核电、东方电气、哈尔滨电气等8家核电产业链企业及1位行业专家参与交流。

综合调研反馈，高盛得出核心结论：中国核电装机轨迹正日趋积极，而光伏板块前景则相对偏弱，同时明确了核电领域四大核心机遇。

Part.01

装机规模十年内或实现翻倍

调研中，行业专家与核电运营商管理层均认为，政策端的积极导向将驱动核电装机快速增长。

根据规划，2035年中国核电发电占比目标将从2024年的4%提升至10%，这意味着2024-2035年中国核电发电量将实现高双位数复合增长率，对应期间年新增装机量将达8-10GW，相较2019-2024年1-4GW的年均新增装机量实现翻倍，2024年核电年装机量为4GW。

多位参与方指出，核电装机迎来拐点，核心是源于加速发展的IDC产业与持续提升的可再生能源渗透率，催生了对可靠清洁电力的强劲需求。

Part.02

三十年技术管线清晰

调研明确了未来三十年中国核电技术的发展脉络，不同代际技术将各司其职，助力双碳目标达成：

1、三代大型机组华龙一号：作为实现2035年核电目标的核心支撑，目前华龙一号已有41台机组获批，其中7台已投运（国内5台、巴基斯坦2台），34台处于在建阶段。单台华龙一号年发电量超100亿千瓦时，设计寿命60年，且可延长至80年。

2、三代小型模块堆玲龙一号：作为华龙一号的补充技术，由中核集团自主研发，预计2026年投运。尽管单位资本开支较高，但具备多用途属性，可满足发电、城市供暖制冷、工业供汽、海水淡化等多元需求，单台年发电量超10亿千瓦时，设计寿命60年。

3、四代反应堆：分两类技术路径实现差异化补能，一是高温气冷堆，其运行温度达500-600℃，远高于二代压水堆的300℃，可满足油气、制氢等高耗能产业的温度需求，虽在发电场景面临降本难题，但可通过替代火电、节省碳税降低高耗能行业成本；二是熔盐堆，核心突破在于可将钍燃料转化为铀燃料，能有效降低国内对进口铀的依赖，若铀价攀升至特定高位，其商业化进程有望提速。

4、核聚变：被视为清洁发电终极方案，是国家层面的重点研发战略。该技术具备高能效、高安全性（无核扩散风险）、低放射性废料等优势，国内主流技术路线为托卡马克磁约束。不过其商业化仍有较长距离，未来商业化的关键在于极端材料领域突破，例如氚自持循环、耐高能辐射的高韧性材料等。

Part.03

出海优势显著

中国核电在出海领域具备产能、成本、供应链三重优势，可实现新兴市场与发达市场的双向布局，同时各方也坦言需警惕地缘政治壁垒。

1、产能储备充足：中核集团测算，国内年核电反应堆产能可达12台，而国内市场年需求仅8-10台，存在对外输出余量。

2、市场精准分层：在“一带一路”沿线新兴市场，主推华龙一号技术；针对欧盟等电力价格高、用电需求稳定的发达市场，以玲龙一号作为核心输出产品。

3、成本竞争力突出：国产华龙一号前期投资资本开支为2200-2600美元/千瓦，较海外同行低约60%，核心优势源于更短的建设周期（国内5-7年，海外普遍超10年），而短周期可有效降低项目融资、人力等成本，同时提前实现营收回流，提升项目内部收益率。中广核、中核集团均表示，未来可通过规模效应压低设备价格、缩短设备安装与调试周期（各1-2年）进一步降本。

4、供应链稳定性高：国内已实现核电核心设备100%国产化，华龙一号整体国产化率超85%，玲龙一号整体国产化率超90%，供应链中断风险较低。

Part.04

上下游盈利分化 

核电产业链上下游盈利表现将呈现显著差异。下游运营商方面，中广核电力、中国核电均表示，尽管装机量增长，但受电力市场化改革下上网电价下行影响，公司盈利增速将慢于营收增速。

上游供应链企业则普遍具备更高盈利弹性，因核电领域准入壁垒较高，其业务利润率优于现有其他业务，且未来订单量与盈利水平均存在上行空间。