核能發電原理簡釋

核電是利用核反應堆中核裂變所釋放出的熱能進行發電的方式。鈾、釷和钚等質量較 大的原子的原子核在吸收一個中子后會分裂成兩個或更多個質量較小的原子核，同時放出 二個到三個中子和能量，例如鈾-235 受到中子的撞擊時，分裂成三個中子和兩個較輕且更 穩定的粒子鋇-141 和氪-92。釋放出的中子又能使別的原子核接著發生核裂變，使過程持 續進行下去，這種過程稱作鏈式反應。原子核在發生核裂變時，釋放出巨大的能量稱之為 原子核能。核電機組利用其產生的熱能并生產蒸汽，推動汽輪發電機組運轉，產生電力。

核電技術代際演進一覽

從第一座核電站建成至今，核電技術發展歷程如下:

1)第一代核電技術：主要集中在美國、前蘇聯、英國、法國等少數幾個國家，聯邦 德國和日本由于被禁止在二戰后 10 年內進行核研究，因而核能技術應用起步較晚。這階 段典型的核電機組堆型包括：英國和法國建造的一批“美諾克斯”天然鈾石墨氣冷堆，前 蘇聯早期建造的輕水冷卻石墨慢化堆，美國早期建造的壓水堆和沸水堆。第一代核電站目 前基本已退役，它們有以下一些共同點：建于核電開發期，因此具有研究探索的試驗原型 堆性質;設計比較粗糙，結構松散，盡管機組發電容量不大，一般在 30 萬千瓦之內。但 體積較大;設計中沒有系統、規范、科學的安全標準作為指導和準則，因而存在許多安全 隱患;發電成本較高。

2)第二代核電技術：按照比較完備的核安全法規和標準以及確定論的方法考慮設計 基準事故的要求而設計的，主要有壓水堆、沸水堆、重水堆、石墨水冷堆和改進型氣冷堆 等。

3)第三代核電技術：在第二代核電技術設計和運行經驗反饋的基礎上，結合技術工 業的發展，提出新的安全理念、安全方法和安全要求，開發了一批具有更高安全性、更好 經濟性的第三代核電技術堆型。第三代核電技術的設計目標要求比第二代核電技術具有更 好的安全性和經濟性，尤其是非能動安全系統和嚴重事故應對措施, 可減緩嚴重事故的風 險，從而使堆芯熔化和放射性物質大量釋放的概率進一步降低。受到國內廣泛認可的第三 代核電站的代表是臺山的 EPR 核電站、三門的 AP1000 核電站、華龍一號、CAP1400 以 及俄羅斯改進 VVER 技術。

4)第四代核能系統：2000 年，美國首次提出了第四代反應堆計劃，即規劃在 2030 年左右投入市場的新一代核能系統。在經濟性、安全性、核廢物處理和防止核擴散方面有 重大的進展。裝機容量 20 萬千瓦的石島灣高溫氣冷堆示范工程，是全球首座將四代核電 技術成功商業化的示范項目，并于 2021 年 12 月 20 日成功并網發電，我國第四代商業化 高溫氣冷堆正式投運(報告來源：未來智庫)

全球核電發展螺旋上升，中國核電穩步發展

海外核電發展：大事件影響關鍵節點，能源結構導致規劃差異

從 1954 年 6 月 27 日前蘇聯奧布寧斯克(Obninsk)核電站首次利用核能發電開始，世 界核電至今已有近 70 年的發展歷史。從世界范圍內看，核電發展主要經歷四個階段：起 步發展階段、迅速發展階段、緩慢發展階段和逐漸復蘇階段。

1)起步發展階段：1954-1965 年，世界核電發展進入起步發展階段。在此期間，世 界共有 38 個機組投入運行，核反應堆屬于早期原型反應堆，歸為第一代核電技術。比較 典型的核電站包括：1954 年前蘇聯建成世界上第一座核電站—5000 千瓦實驗性石墨沸水 堆;1956 年英國建成 4.5 萬千瓦原型天然鈾石墨氣冷堆核電站;1957 年美國建成 6 萬千 瓦原型壓水堆核電站;1962 年法國建成 6 萬千瓦天然鈾石墨氣冷堆;1962 年加拿大建成 2.5 萬千瓦天然鈾重水堆核電站。

2)迅速發展階段：1966-1980 年，由于全球石油危機爆發，世界核電發展進入迅速 發展階段。在此期間，共有 200 多臺機組投入運行，均采用第二代核電技術。美國成批建 造 50-110 萬千瓦的壓水堆、沸水堆;前蘇聯建 100 萬千瓦石墨堆和 44 萬千瓦、100 萬千 瓦 WWER 型壓水堆;法國和日本等國引進并消化美國的壓水堆和沸水堆技術。

3)緩慢發展階段：1981-2000 年，由于經濟發展減緩導致電力需求下降，尤其受前 蘇聯切爾諾貝利核事故的影響，世界核電事業進入緩慢發展階段，西方國家調整核電政策， 發展速度明顯減緩。但在亞洲，中國、印度和韓國等國仍持續發展核電。

4)逐漸復蘇階段：進入 21 世紀以來，鑒于世界能源緊張、電力需求上升、溫室氣體 減排壓力增加，同時核電安全運行情況持續改善，世界各國重新積極規劃核電發展，核電 進入逐漸復蘇階段。歐美發達國家開發出先進輕水堆核電站，第三代核電技術取得重大進 展。

截至 2020 年年底，全球核反應堆共有 448 座，總容量為 397.78GW。

從國家層面來看，核能在各國能源供給中所扮演的角色呈現巨大差異，各國在核能發 展政策方面也各有區別：

歐盟：在 2011 年日本福島核事故后，歐盟國家減少或停建了新建核電項目。2019 年 歐盟曾推出《歐洲綠色協議》以應對氣候變化、經濟增長和可持續發展等議題，但綠色清 潔能源并不包括核電，歐盟核電行業一度遇冷。歐盟統計局 2022 年數據顯示，包括法、 德在內的歐盟 13 個成員國建有核電站，核能發電量約占歐盟總發電量的 25%。

2021 年 12 月，荷蘭提出核能可有效補充太陽能、風能和地熱能，通過核電站建設， 減少天然氣進口依賴，計劃新建兩座核電站，并讓現有核電站在保證安全的前提下運行更 長時間，同時 2025 年前將為新核電站建設提供 5 億歐元財政支持。

美國：2020 年美國啟動了先進反應堆示范計劃(ARDP)，打算提供總額 1.6 億美元的 初始資金，支持建造兩座可在五至七年內投入運行的示范先進反應堆。2021 年美國基礎 設施法案對先進核反應堆示范項目投資和清潔電力標準的規定，也將更有效激發美國現有 核工業的潛力。此外，小型模塊化反應堆(SMR)設計認證也在進行中。美國還宣布了一 項 2500 萬美元的“核期貨一攬子計劃”，旨在推動現代核能發電和創新發展，并與其他國 家建立伙伴關系，以支持美國實現核能發展目標。

2020 年，美國核能平均總發電成本為 29.37 美元/MWh，由于燃料成本減少 7.6%， 資本支出減少 7.6%，運營成本減少 2.7%，核能總發電成本同比下降 4.6%。其中約 80% 核能發電來自多機組核電廠。規模化經濟促使核電廠運營商將成本分攤到更多的發電項目 上，以降低總發電成本。2020 年，多機組核電廠的平均總發電成本為 27.03 美元/MWh， 而單機組核電廠的平均總發電成本為 39.64 美元/MWh。與 2019 年相比，多機組核電廠的 平均總發電成本下降約 6%，單機組核電廠的成本上升 2%。

加拿大：加拿大于 2018 年 12 月發布了 SMR 路線圖，隨后在 2020 年發布的 SMR 行動計劃中，詳細列出多種應用開發、演示和部署 SMR 的后續步驟。2021 年 3 月，加拿 大政府宣布為莫爾泰克斯能源(Moltex Energy)提供 5600 萬加元的資金，用于加拿大大 西洋地區 SMR 的開發。目前加拿大安大略省的達林頓和布魯斯核電站正耗資 260 億加元 進行翻新工程，以使核電站能夠在本世紀中葉之后繼續運行。2020 年，核電占加拿大總 發電量的 15%左右。

中國核電發展：穩步發展，自主可控

中國核電產業仍處于并將長期處于發展的重要戰略機遇期

1985 年，我國建設第一座自主設計的秦山核電站(浙江海鹽縣，30 萬千瓦壓水堆)， 結束了中國大陸無核電的歷史，實現零的突破;此外，我國還引進大亞灣 100 萬千瓦壓水 堆核電站，先后又建設秦山二期、嶺澳、秦山三期和田灣核電站。

2007 年我國決定在浙江三門核電站和山東海陽核電站引進 AP1000(美國的先進非能 動壓水堆)技術。AP1000 關鍵技術主要利用各種非能動安全方法(例如對流、傳導和輻照)代替復雜冗余的交流電源作為動力進行熱傳遞。到 2012 年，我國具備核電站建造的 專有技術體系和知識產權，不僅能成功地研制出第三代核電技術，而且實現鈾濃縮離心機 的國產化，建成核燃料原件，核燃料供應完全立足本國，這些都證實我國核電發展已經進 入世界前列。

2015 年我國自主研發“華龍一號”，標志我國核電發展邁入自主研制的第三代核電技 術。2019 年 5 月 28 日，中法合作的第三代 EPR(法國的歐洲壓水堆)技術也應用到廣東 臺山核電廠 2 號機組(同樣應用 EPR 三代壓水堆的 1 號機組已于 2018 年 6 月 29 日成功 并網發電)。第三代核電技術改進反應堆的設計技術，確保在事故工況下對造成環境和社 會后果做到實際可控。

2021 年 12 月 20 日，全球首座球床模塊式高溫氣冷堆核電站——石島灣高溫氣冷堆 核電站示范工程首次并網發電，這是全球首個并網發電的第四代高溫氣冷堆核電項目，標 志著我國成為世界少數幾個掌握第四代核能技術的國家之一，意味著在該領域我國成為世 界核電技術的領跑者。

運機組數量及裝機規模方面，截至 2021 年 12 月 31 日，我國運行核電機組共 52 臺 (不含中國臺灣地區)，同比增長 6.12%，在運核電機組裝機規模約為 5326 萬千瓦(不含中國臺灣 地區)，同比增長 6.78%。

能源結構方面，2021 年,全國累計發電量為 81121.8 億千瓦時，運行核電機組累計發 電量為 4071.41 億千瓦時，同比上升 11.17%，占全國累計發電量的 5.02%，未來核電占 比將持續增加。與燃煤發電相比，核能發電相當于減少燃燒標準煤 11558.05 萬噸，減少 排放二氧化碳 30282.09 萬噸、二氧化硫 98.24 萬噸、氮氧化物 85.53 萬噸。

空間分布方面，中國核電站均分布于沿海地區，一方面由于核電站需要大量水源進行 冷卻，海水成本遠低于內陸淡水，另一方面從電力需求角度看，沿海地區相比內陸地區電 力需求量更大。但隨著內陸經濟體崛起，核電站將呈內遷趨勢。

在“雙碳”目標大背景下，核電已成為能源轉型重要選項，各級政府不斷加大對核能 的投入。廣東、廣西、福建、海南、江蘇、浙江、山東、遼寧等地方政府工作報告 相繼出爐，將核電寫入當地經濟發展規劃，被列為 2022 年工作重點。(報告來源：未來智庫)

多因素助推核電發展，增量空間前景廣闊

地區沖突導致能源價格飆升，多國調整核電政策應對能源安全

由于局部沖突使“北溪 2 號”天然氣管道開通受阻，歐盟把目光重新聚焦在核電上， 在推動實現歐盟氣候變化目標、加強歐盟能源安全、助力以可承受的價格提供清潔電力這 三者之間尋找新的平衡點。

2022 年 2 月歐洲議會通過了新的綠色能源投資方案，把核能和天然氣列入綠電范疇， 符合規定的核能和天然氣電力投資屬于“綠色投資”。提案對于可被納入分類的天然氣電 站和核電站列出了一定的要求：新建的核電站需要在 2045 年前獲得建設批準，并滿足一 系列防止重大環境危害的標準;天然氣電站必須用于替代煤電，二氧化碳排放量不高于每 千瓦時 270 克，在 2030 年前獲得建設批準，并在 2035 年底前轉型使用可再生能源或低 碳排放的燃料氣體。

法國：2022 年 2 月 11 日，法國宣布重新發展核電計劃，將新建 6 座新型歐洲壓水核 反應堆，預計第 1 座將在 2035 年投入使用。同時研究再修建 8 座核反應堆的可行性計劃， 并且要在保證安全性基礎上，將現有核反應堆的使用年限都提升到 50 年以上，只要安全 條件允許，法將不再關閉現有核反應堆。

比利時：2022 年 3 月 18 日，比利時政府宣布，將 2025 年廢除核能的計劃延后十年， 批準多伊爾核電廠 4 號機組和蒂昂熱核電廠 3 號機組延壽至 2035 年。多伊爾 4 號機組和 蒂昂熱 3 號機組均于 1985 年投運，裝機容量分別為 103.8 萬千瓦和 103.9 萬千瓦，占比 利時核電裝機容量的 35%。比利時能源部計劃投入 11 億歐元資助能源轉型。

英國：2022 年 4 月 7 日，英國發布了《能源安全戰略》。目標開發 8 個新的大型核電 項目，并新建多座模塊化小堆。到 2050 年，英國核電總裝機容量將達到 2400 萬千瓦，約 占英國預計電力需求的 25%。

構建零排放電力系統，核能是部分國家能源轉型的關鍵

核能發電在實現本世紀中葉零碳排放的關鍵目標方面將發揮關鍵作用，特別是在風能 資源不足的國家。

波蘭：波蘭嚴重依賴煤炭，是歐盟成員國中唯一沒有做出承諾到 2050 年實現氣候中 和的國家。2021 年初，波蘭批準了一項面向 2040 年的能源政策，計劃開發 6GW～9GW 的核能作為多元化能源組合的一部分，以降低對煤炭和進口天然氣的嚴重依賴。波蘭的第 一座核電站有望在 2033 年啟用，預計到 2043 年還會額外增加五座。

巴西：巴西主要依賴水力發電，近年來因降雨模式變化導致水庫蓄水量不足，使得約 30 座水電站無法有效發電。根據巴西官方能源機構 EPE 預測，未來 10 年巴西電力消費 將以年均 3.5%的速度增長，這將需要在發電和輸電領域投資 580 億美元，建設 4300 萬千 瓦的發電產能，巴西計劃依靠核能滿足電力需求。在巴西等其他清潔能源資源較差的國家， 戰略性地利用核電可以更快地擺脫碳排放。

作為基礎負荷調節電力系統，核電發展大有可為

由于風電、光電等可再生清潔能源的間歇性、波動性特征，以及水電的季節性特性， 使得可再生清潔能源的發電量占比遠低于裝機容量占比，同時也給大型電網穩定運行帶來 了許多不確定性。核電具有運行穩定、可靠、換料周期長等顯著特征，非常適用于大型電 網的基負荷以及必要的電網調峰。

核電是我國大型電網基負荷能源的重要選項，以低碳清潔能源為主的新能源體系建設 過程中，核電的占比增加，將有利于我國電網的安全運行，以及提高風電、光電的利用效 率。2021 年，全國 6000 千瓦及以上電廠發電設備平均利用小時數為 3817 小時，同比增 加 60 小時。2021 年全國核電的平均利用小時數為 7802 小時，同比增加 352 小時，且長 期穩定維持在遠高于火電、水電等其他發電方式的水平。因此，發展核電是推動中國能源 結構低碳化轉型的重要措施，是中國低碳清潔新能源體系建設的必然選擇。

 

推進核能綜合利用，核電與其它能源品種耦合發展

由于小型模塊化反應堆(SMR)和先進四代堆技術能夠供應更高溫度的熱量，這使得 核能技術可以滿足某些電力和供熱領域的生產要求，包括海水淡化、制氫、原油開采、石 油化工、船舶運輸甚至是太空應用。

制氫：國際原子能機構研究表明，當天然氣價格遠高于過去十年普遍較低的水平時， 核能將是生產清潔氫氣的最具成本效益的手段。充足的核電供應可以降低制氫成本，使用 核電站電力生產的“黃氫”將在氫能經濟發展中發揮關鍵作用。相關研究顯示，歐盟和美 國利用目前常規反應堆生產氫，成本約為 3 美元/千克。亞洲大型反應堆生產氫的成本不到 2 美元/千克。而新型先進模塊化反應堆進行大規模生產氫的成本或降至 1 美元/千克。2021 年 2 月，英國核工業委員會(NIC)達成《氫能路線圖》，到 2050 年，核能可以生產英國三 分之一的清潔氫需求。

非電力應用潛力巨大，為集中供熱解“燃煤”之急：集中供熱是我國消耗煤炭和產生 碳排放的重要領域，在“雙碳”發展目標下也需要向清潔供暖方向轉型。核能作為清潔低碳 安全有效的能源形式,在集中供熱領域發揮重要作用。發展核能供熱有助于推動能源綠色低 碳發展戰略，實現能源結構和產業升級，同時國家能源局也在試點運行。目前，全國需要 采暖的省份有 17 個，占國土面積的 60%以上，采暖人口達到 7 億以上。我國集中供暖的 熱源以熱電聯產和區域鍋爐房為主，使用的燃料以煤炭為主，每年消耗煤炭數億噸。燃煤 是導致華北地區冬季霧霾、拉閘限電、實現“雙碳”目標存在壓力的重要原因，亟需采用新 型清潔能源替代燃煤取暖。

我國城鎮化提速和城市建筑集中供暖面積的持續增加，為核能供熱提供了用戶環境。 2020 年，我國供熱面積為 98.82 億平方米，預計到 2030 年達到 150 億平方米。若增長面 積的 10%由核能供熱來提供，核能供熱面積將達到 5.2 億平方米，約相當于 26-52 個熱功 率為 400MWt 的“燕龍”低溫供熱堆的供熱面積。

價格方面，單一供熱的低溫核供熱堆在運行 4、5、6 個月時，核能供熱價格分別為 47 元/吉焦、38 元/吉焦和 35 元/吉焦，優于燃氣供暖和采電供暖，可比燃煤供暖。秦山核 電站一期核能供熱項目熱價同徐州燃煤熱價相同，同為熱價 30 元/平方米。據《核能供熱 發展模式研究》一文分析，海陽核電站核能供熱二期項目建成后，海陽城區的取暖費也下 降了，從原有的 22 元/平方米降到 21 元/平方米，每平米下降 1 元，收取的取暖費總計 1.113 億元，隨著后續海陽核電站 6 臺機組建成投運，預計 2030 年最終供熱半徑達到 100 千米， 年收取取暖費 42 億元。

長期運行經濟性優勢盡顯，存量市場得以復蘇

世界核協會(WNA)2020 年 6 月發布的《核能資產的持久價值》介紹了核電廠長期 運行(LTO)的優勢，LTO 的目的是將核電廠運行壽期延長至超過原許可證壽期或設計運 行壽期，使其能夠在更長時間內以可靠、低成本且低碳排放的方式生產電力，從而實現價 值最大化。大多數在運核電機組最初的設計運行壽期為 30 至 40 年，但這并非由于技術限 制。如今，在滿足法規、安全性和經濟性要求后，核電廠延壽已成為一種常見做法。

并非所有核電技術都能實現延壽。例如，由于石墨組件壽命有限且無法替換，英國先 進氣冷堆(AGR)將在未來 10 年內全部關停，平均運行壽期為 40 至 50 年。俄羅斯大功 率沸騰管式堆(RBMK)也面臨類似問題，日益老化的石墨裝置降低了機組運行性能，并 將其壽命限制在 45 年左右。但這類技術只占世界核電廠的小部分，大多核電機組數均采 用壓水堆(PWR)、沸水堆(BWR)和加壓重水堆(PHWR)技術，沒有壽命方面的特殊 限制。

核電廠 LTO 已有成功示范的先例。美國擁有全球役齡最長的核電機組，其中大多數機 組的運行許可證已在 40 年期限的基礎上延長 20 年。盡管年代久遠，這些電廠的業績仍然 十分卓越，負荷因子超過 90%。許多運營商甚至希望再次延壽至 80 年。2019 年 12 月， 佛羅里達州土耳其角(Turkey Point)成為全球第一座獲準延壽至 80 年的核電廠。

國際能源署(IEA)和經合組織核能署(OECD-NEA，Nuclear Energy Agency)聯合 發布的《預計發電成本報告》(2020 年版)提出，核電廠 LTO 是核電經濟性的較好選擇。

然而世界核協會(WNA)也認為不能將 LTO 視作是新建核電廠的替代方案，LTO 從 根本上說只是一種投資較低的權宜之計，建設新核電廠對于核工業的長期發展和實現氣候 目標都不可或缺。

電力市場化逐步推進，核電交易市場折價或將消失

2013 年以前，核電站的上網電價較多采用“一廠一價”定價方式。2013 年 6 月，發 改委將全國核電核定的標桿電價確定為每千瓦時 0.43 元，但同時規定，核電含稅價格與基 礎的火電價格采取對標，實行“兩價取低”的定價策略。繼 2015 年新一輪電力市場化改 革后，核電電價逐步引入雙邊協商定價和市場競價機制，對核電經濟性提出更高要求。自 2020 年起，煤電價格聯動機制取消，定價機制由標桿上網電價改為“基準價+上下浮動”的 市場化機制，一定程度上影響了核電上網電價的定價機制。2022 年 1 月 28 日，國家發展 改革委、國家能源局聯合印發了《加快建設全國統一電力市場體系的指導意見》，提出有 序放開發用電計劃，分類推動燃氣、熱電聯產、新能源、核電等優先發電主體參與市場， 推動將優先發電、優先購電計劃轉化為政府授權的中長期合同。

隨著電力市場化的逐步推進，核電市場化交易規模占比近年來逐漸擴大，截至去年我 國已有近 40%的核電規模是通過市場化交易形成價格。根據 2021 年 12 月 23 日發布的 《2022 年江蘇電力市場年度交易結果公示》，2022 年江蘇省年度交易總成交電量 2647.29 億千瓦時，成交均價 466.69 元/兆瓦時，與燃煤發電上網基準價 391 元/兆瓦時相比，上漲 了 19.36%，已經快速觸及 20%價格浮動上限。其中綠電交易成交電量 9.24 億千瓦時，成 交均價 462.88 元/兆瓦時。核電市場交易折價或將消失。

空間預測

全球市場預測：據雷斯塔能源發布的數據，2021 年，全球核電領域總投資為 440 億 美元，截至目前，全球在建的核電反應堆總計有 52 座，分布在 19 個國家，未來兩年內預 計核電領域投資將呈現小幅上漲態勢;預計 2022 年，全球范圍內核電領域投資將超過 450 億美元，到 2023 年將漲至 460 億美元。

中國市場預測：根據《“十四五”規劃和 2035 年愿景目標綱要》及中國核能行業協會 發布的《中國核能發展報告(2021)》，預計到 2025 年，我國在運核電裝機達到 7000 萬 千瓦左右;到 2030 年，核電在運裝機容量達到 1.2 億千瓦，核電發電量約占全國發電量 的 8%。預計我國自主三代核電會按照每年 6~8 臺的核準節奏實現規模化批量化發展，按 照每臺核電機組 1000MW 裝機容量計算，核電單位造價通常在 1.1~1.8 萬元/千瓦之間， 國內年均投資規模有望達到 660 億元~1440 億元。

核能產業鏈梳理

核電設備產業鏈上游為生產所需原材料即核燃料及循環、碳素及金屬，中游為核島設 備、常規島設備及輔助設備三類核電設備，下游為核電站運營。

上游：核燃料及循環、碳素及金屬

核燃料及循環：包括核燃料進入反應堆前的制備和在反應堆中的裂變及乏燃料處置的 整個過程，關系核電機組的運行成本和運行效率。核燃料循環的前端包括鈾礦探采、礦石 加工、精煉、轉化、濃縮、燃料組件制造等;核燃料循環的后端包括對放射性廢物的處理、 乏燃料的貯存和處置等。

天然鈾礦：中國廣核集團下屬的鈾業公司、中核集團下屬的原子能公司和國家電投下 屬的國核鈾業發展有限責任公司是中國僅有的三家獲授經營許可及牌照從事天然鈾進口 及貿易并提供核相關服務的實體。

國際上共有 4 家大型商業鈾轉化服務一次供應商：加拿大礦業能源公司(Cameco)、 俄羅斯國家原子能集團公司(Rosatom)、法國歐安諾集團(Orano)與美國康弗登公司 (Converdyn)。在日本福島核事故后，全球新增核電裝機速度不及預期，國際核燃料市場 連續多年供大于求，市場價格長期進入下行通道，市場競爭日益激烈，先進核燃料供應商 相繼暫停或延緩了新建產能計劃。2011 年起 Cameco、Rosatom 與 Converdyn 分別逐 年降低了各自的產能。全球市場二次供應的來源主要包括三個方面，分別為政府庫存、鈾 濃縮廠與商業庫存。

原料端天然鈾不會出現明顯供需背離：針對近期鈾價上漲，中國核能行業協會(CNEA) 預測，2030 年以前的天然鈾市場不會出現明顯的供需背離。供應方面，哈薩克政局發生 動蕩;Cameco 宣布重啟 McArthur River 項目，預示著鈾價下行空間減弱，礦山復產拉開 序幕。需求方面，俄烏兩國局勢，俄鈾產品可能遭制裁的預期已引發鈾價大幅攀升并 高位震蕩。此外，以投資基金為主的金融資本驅動的“二次需求”方面，SPUT 投資基金 等依然對天然鈾市場起到主導作用。但受美聯儲加息影響，未來融資規模或將有所縮減。 預計未來 2 年內，可能仍會有 20-30 億美元(規模約 2-3 萬 tU)進入市場，且預計短期內 不會銷售，過剩庫存加速消化，未來幾年的鈾價將較快震蕩上行。俄烏沖突以及可能的俄 鈾產品制裁作為助力，或將極大推動在運礦山擴產及閑置產能提前入市，個別低成本新礦 山也相繼加入，這將對鈾價漲幅形成制約。

鈾濃縮：在天然鈾礦中，只有大約 0.7%是鈾-235，為了使鏈式反應正常發生，必須 通過鈾濃縮過程使鈾 235 的濃度從 0.7%增加到 3%到 5%之間。目前中核集團下屬的原子 能公司、中核建中和中核北方核燃料元件有限公司等少數公司是中國僅有的獲授權從事商 用鈾轉化及濃縮業務以及核料組件加工服務的實體。

核燃料組件：核燃料組件是核電站的核心部件，由核燃料與包殼組成。濃縮鈾被轉化 成二氧化鈾粉末后，被壓成小燃料球團，加熱后制成堅硬的材料。隨后，這些顆粒被插入 到燃料棒的細管中，然后將它們組合在一起，形成燃料組件。核燃料包殼是核反應發生的 容器，又是盛放核反應放射性產物的容器。核燃料包殼在核電站中發揮著至關重要的作用。 在核電站運行期間，核燃料包殼的工作條件是：強烈的中子流輻照，高速冷卻劑流的侵蝕、 腐蝕，裂變產物的腐蝕，高溫、高壓與機械應力的作用。目前國內外核燃料包殼普遍使用 的材料主要是鋯及鋯合金，碳化硅陶瓷復合材料包殼是近年來國際上高度關注的新應用研 究方向。2010 年，中國決定研發具備自主知識產權的國產核燃料品牌——CF。中核集團 自主研制的 CF3 燃料組件采用了性能更為優越的自主鋯合金 N36 作為包殼，并進一步優 化燃料棒結構，使 CF3 燃料組件更耐用。這標志著中國核燃料研發能力躋身于世界一流， 徹底解決了燃料自主的問題。

乏燃料處置：乏燃料是核電站/反應堆燃料元件經過一個換料周期使用后，燃耗達到一 定程度卸下來的使用過的燃料元件。乏燃料具有強放射性和毒性，含大量高放射性物質。 這些乏燃料元件對安全、生態環境存在潛在的威脅。

乏燃料處理策略分三種：一次通過式、暫時貯存和再循環戰略。所謂的“一次通過式”， 即對乏燃料元件不處理，直接進行深層地質處置。暫時貯存方式，即將反應堆卸出的乏燃 料先暫存反應堆建筑物最底層的貯存庫內，存放一定時間后，外運到容量較大的離堆貯存 設施中繼續暫存，等待若干年后，再做是否進行后處理的決定。

再循環乏燃料后處理方式，即經過乏燃料后處理將 U、Pu 等提取再利用，也稱“閉式” 核燃料循環。乏燃料含有的核素中，鈾、钚可以重新制成燃料元件，另外一些元素如氪、 鍶、锝、銫、钷、镎、镅等，在國防、宇宙能源、醫療衛生、工業和科學研究等領域具有 重要作用。我國再循環乏燃料后處理方式技術尚處于起步階段。

我國乏燃料行業產量和累積量持續增長，截至 2020 年我國乏燃料的累積量已經達到 8718 噸，處理能力不足使得乏燃料只能暫存在反應堆乏燃料水池中，目前早期的核電機 組的乏燃料水池已接近滿容，乏燃料后處理市場需求緊迫。

2018 年后，全國政府性基金在乏燃料處理處置領域支出爆發式增長，2020 年全國政 府性基金乏燃料處理處置支出為 10.39 億元，較 2019 年增加 2.24 億，預計“十四五”期間 此項支出仍會保持高位，推動中國乏燃料后處理產業建設。

中游：核電設備，包括核島、常規島、輔助系統(BOP)

核島設備：核島是整個核電站的核心，負責將核能轉化為熱能，是核電站中工藝最復 雜、投入成本最高的部分。核島組成部件精細多樣，主要包括壓力容器、主管道及熱交換 器、蒸汽發生器、核級閥門、冷卻主泵、堆內結構、控制棒驅動、核燃料傳送、核級線纜、 穩壓器、安注箱和硼注箱。其中反應堆壓力容器、主管道及熱交換器和蒸汽發生器為核島 三大主要部件。

常規島設備：常規島利用蒸汽推動汽輪機帶動發動機發電。常規島主要由管道系統及 冷凝器、汽輪機、發電機、汽水分離再熱器組成。常規島設備除供應于核電外，同時還供 應火電、水電等其他發電類型。管道系統及冷凝器是保證核電站安全運行的重要設備，管 道、泵及冷凝器組成的冷凝系統用于為反應堆降溫并輸送反應堆內熱能，并維持反應堆溫 度平衡，因此技術要求較高，成本占比更高。

輔助系統(BOP)：主要包括數字化控制系統、暖通系統、空冷設備與裝卸料機，用 于保障核電站平穩運行。

核島設備以國企為主導，民企僅參與部分部件的制造，因此核島設備毛利率普遍較高， 核心設備的平均毛利率達 40%以上。相比于需要較高技術壁壘的核島設備，大部分常規島 設備無特殊的技術要求，市場參與者較核島設備市場多，毛利率水平較低，平均毛利率僅 為 10%。

下游：核電站運營

核電站運營壁壘高，目前僅中核集團、中廣核集團、國電投以及華能集團 4 家擁有核 電資質。

全球核電發展螺旋上升，中國核電穩步發展。從世界范圍內看，核電發展主要經歷了 起步發展、迅速發展、緩慢發展和逐漸復蘇四個階段，核心拐點源自技術演進、能源需求 與重大事件影響。不同國家能源體系下核電的作用地位差別較大，我國核電經歷了技術突 破、技術合作與自主可控等階段發展，技術不斷發展，在四代技術等領域逐漸達到國際領 先水平;同時，核電在運、在建規模不斷增長，截至 2021 年 12 月 31 日，我國運行核電 機組共 52 臺(不含中國臺灣地區)，同比增長 6.12%，在運核電機組裝機規模約為 5326 萬千 瓦(不含中國臺灣地區)，同比增長 6.78%。

 

多因素助推核電發展，增量空間前景廣闊。隨著“雙碳”發展與地區緊張局勢，近期，能源價格飆升，導致多國調整核電政策以應對能源安全。同時，核能也是部分國家構建未來零排放電力系統，實現能源轉型的關鍵;核電作為基礎負荷調節電力系統，使得其在新 型電力系統構建過程中發展潛力巨大。

精選報告來源：【未來智庫】

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