1.1核電原理概述:裂變鏈式反應產生能量和蒸汽驅動汽輪機組發電。
核能通過核裂變、核聚變和核衰變從原子核中釋放能量，其中核裂變鏈式反應就是核能發電的原理。
核能發電主要是利用質量較大的原子(如鈾、釷、鈈)的原子核在吸收壹個中子後會分裂成多個質量較小的原子核，同時釋放出兩三個中子和巨大的能量，釋放出的中子和能量會引起其他原子核裂變，使釋放能量的過程繼續進行。這壹系列反應稱為核裂變鏈式反應。核裂變鏈式反應是核能發電的能源。
核電站使核裂變鏈式反應產生的能量完成核能-熱能-機械能-電能的轉化，從而達到發電的目的。
核電廠大致可分為核島部分(NI)和常規島部分(CI):
核島部分:核島部分包括反應堆裝置和壹回路系統，主要用於核裂變反應和蒸汽產生。
核島反應堆的作用是產生核裂變，將裂變時釋放的能量轉化為水的熱能；水吸收熱能後，以高溫高壓的形式沿管道進入蒸汽發生器的U形管內，將熱量傳遞給U形管外的水，使外面的水變成飽和蒸汽；冷卻後的水將被主泵抽回到反應堆進行再加熱，形成壹個以水為載體的封閉吸熱放熱循環回路，稱為壹回路，也稱為“供汽系統”。
常規島部分:常規島部分包括汽輪發電機系統和二次回路系統，主要作用是利用蒸汽帶動汽輪機組發電。
核島內部分傳熱產生的蒸汽將進入常規島內的汽輪機，蒸汽的熱能轉化為汽輪機的機械能，再通過與發電機相連的轉子將機械能轉化為電能，從而完成發電過程。
同時做功的蒸汽(排汽)排入凝汽器，經循環冷卻水冷卻，凝結成水，再由凝結水泵送至加熱器預熱，最後由給水泵送至蒸汽發生器，形成另壹個以水為載體的封閉循環系統，稱為“二次回路”。
原則上，二次回路系統與常規火電廠的蒸汽動力回路基本相同。
1.2核電商業模式:資產重模式+運營期搖錢樹。
核電的商業模式呈現“資產導向型模式+運營期搖錢樹”的特點；
建設周期:建設周期長，投資大。
由於普遍延期，核電站的實際建設周期約為5-10年。核電廠的設計周期通常為五年，但由於缺乏建設經驗、設計變更、耗時測試等原因，我國核電機組首堆延期現象普遍存在，導致建設期利息支出和發電成本增加。
批量生產有利於縮短建設周期，降低核電機組成本。批量建設後，m 310/心肺復蘇術等效車型系列的建設周期可逐步穩定在5年左右。
我國第三代核電每千瓦投資約為15000元。
在AP1000基礎上自主研發的第三代核電技術CAP1000建造成本為14000元/kW，屬於第三代核電技術的華龍壹號建造成本為17390元/kW。以此計算，百萬千瓦核電機組相應投資約為6543.8+05億元，呈現出投資大的特點。
運營期:穩定的搖錢樹
與水電行業類似，核電行業在運營期具有穩定的搖錢樹特征。
核電站遵循營業收入=電價*上網電量=電價*裝機容量*利用小時數*(1-廠用電率)的拆分公式，營業收入具有高度確定性。同時，由於項目前期投資大，固定資產折舊成本高(占主營業務成本的30-40%)，非現金成本(折舊)在核電廠成本中占比較高。
因此，核電站壹旦進入運營期，就會表現出獲得穩定充裕的運營凈現金流的特征。
1.3低碳高效基荷電源在“雙碳”目標下意義重大
核電具有低碳、高效的特點，中國核電比重明顯低於全球水平。
與其他發電方式相比，核電具有利用小時數高、電力成本低、低碳、穩定、高效的特點，適合作為優質的基礎負荷電源發展。
從電源結構來看，2020年我國核電占比僅為4.80%，不僅低於核能利用大國法國的64.53%，也明顯低於全球9.52%的平均水平。中國核電比重還有很大提升空間。
在“雙碳”的目標下，非化石能源的比重增加，核能的重要性凸顯。
5438年6月+2020年2月氣候雄心峰會上:到2030年，單位國內生產總值二氧化碳排放量比2005年減少65%以上，非化石能源占壹次能源比重達到25%左右。
2021，10年10月24日，《國務院中央關於全面準確全面貫徹新發展理念做好二氧化碳排放峰值碳中和工作的意見》提出要“積極發展非化石能源”，“實施可再生能源替代行動”，“不斷提高非化石能源消費比重”，“積極安全有序發展核電”。
2021 10年10月26日，國務院正式發布2030年前二氧化碳排放峰值行動計劃，其中指出“積極安全有序發展核電。
合理確定核電站布局和發展順序，在確保安全的前提下有序發展核電，保持穩定的建設節奏。
積極推進高溫氣冷堆、快堆、模塊化小型堆、海上浮動堆等先進堆示範工程，開展核能綜合利用示範。
加強核電標準化和自主化，加快關鍵技術和裝備研究，培育高端核電裝備制造產業集群。
實施最嚴格的安全標準和最嚴格的監管，不斷提高核安全監管能力。對比近10年中國能源結構的變化，非化石能源的比重從2011的8.40%上升到2020年的15.90%。從電源結構來看，根據中國電力企業聯合會的數據，核電占比從2065年的1.85%，438+0增長到2026年的4.86%，核能的重要性日益凸顯。
2.1核電技術演進:經濟性和安全性推動核電技術發展。
經濟性和安全性是推動核電發展的核心目標。
核電站的發展始於20世紀50年代，70年代油價上漲引發的能源危機推動了核電的發展。目前世界上商業運行的400多座核電機組，大部分都是在這個時期建造的。
20世紀90年代，為了解決三裏島和切爾諾貝利核電站嚴重事故的負面影響，美國和歐洲先後發布了《先進輕水反應堆用戶要求》和《歐洲輕水反應堆核電站用戶要求》文件，滿足兩個文件之壹的核電機組稱為第三代核電機組。
265438+20世紀初，第四代核能系統國際論壇(GIF)提出，鈉冷快堆、鉛冷快堆、氣冷快堆、超臨界水冷堆、超高溫氣冷堆、熔鹽堆六種堆型被確定為第四代核電站的重點研發目標。第四代核電技術強化了防止核擴散的要求。目前相關產業鏈雛形已基本成型，預計2030年開始商業化進程。
2.2 2065 438+09核電審批重啟，三代機組成為主力機型。
2016-2018中國核電已經連續三年“零審批”，核電發展處於停滯狀態。
2011年，日本福島核電站遭受地震引發的海嘯襲擊，發生嚴重核事故。世界各國開始對新建核電站持謹慎態度，這也減緩了中國核電站的審批速度。
2015年，我國審批了8臺核電機組，之後從2016年到2018年進入停滯狀態，連續三年“零審批”。
2019核電審批重啟，三代核電機組正在成為主力機型。
2018之後，我國多臺三代核電機組投入商業運行，三代機組的安全性和可靠性得到了肯定；此外，2065438+2008年10月28日，我國自主研發的第三代核電機組“華龍壹號”首臺反應堆和中核集團福清核電5號機組反應堆壓力容器成功吊裝入堆，建設工程進展順利。受此影響，中國核電審批工作再次被提上日程。
2065438+2009年7月，國家能源局表示，山東榮成、福建漳州、廣東太平嶺核電項目獲準開工，標誌著核電審批正式恢復。
2020年，海南昌江核電二期工程、浙江三澳核電壹期工程共4臺機組獲批；
2021，江蘇田灣核電站7 &；遼寧徐大堡核電站3 & 8號機組；4號機組和海南昌江多用途模塊化小型堆科技示範項目* * * 5號機組獲批，我國核電機組審批進度正在有序進行。
從2019之後的核電機組啟動情況來看，以“華龍壹號”、“VVER”為代表的第三代核電機組成為主力機型。
自主三代核電有望按照每年6-8臺的審批節奏穩步推進，“積極發展”政策正在逐步兌現。2021年3月，政府工作報告中提到“在確保安全的前提下積極有序發展核電”，這是10年來首次用“積極”來表述核電的方針。
根據中國核能行業協會《中國核能發展與展望(2021)》，中國自主三代核電有望按照每年6-8臺機組的審批節奏穩步推進，2021年有5臺機組獲批並開工，積極有序發展的方針正在逐步兌現。
3.1第四代核電技術的快速發展有望引領核電行業進入新時代。
第四代核電有望引領核電行業進入新時代。
近年來，在“863”、“973”、核能發展、重大專項和第四代核能系統國際合作框架的支持下，我國先後開展了高溫氣冷堆、鈉冷快堆、超臨界水冷堆、鉛冷快堆、熔鹽堆五類堆的研發，取得了壹系列研究成果，與國際水平基本同步。其中，中國的高溫氣冷堆和鈉冷快堆居世界前列。
高溫氣冷堆利用其高溫特性，拓展核能在過程加熱、核能制氫、高效發電等工業領域的應用前景。快堆是唯壹能實現燃料增殖的關鍵堆型，將明顯提高鈾資源的利用率，並能利用嬗變最大限度減少浪費。
中國R&D在高溫氣冷堆和鈉冷快堆方面的進展處於世界前列。
高溫氣冷堆世界首座反應堆華能石島灣高溫氣冷堆於2021年2月20日成功並網發電，山東海陽新安核電項目計劃建設兩座高溫氣冷堆。
鈉冷快堆方面，CNNC霞浦600MW示範快堆工程已於2017年底開工，計劃於2023年建成投產。
高溫氣冷堆:具有固有安全性和潛在經濟競爭力的先進堆型。
本質安全:即在發生嚴重事故，包括失去全部冷卻能力的情況下，核電站只能依靠材料自身的能力來保證反應堆放射性不會熔毀和大量泄漏。
具體表現如下:
(1)防止權力失控增長。
以中國石島灣示範工程為例，采用不停堆連續在線裝卸燃料方式，形成流動球床堆芯；而且演示堆采用石墨作為慢化劑，堆芯結構材料不含金屬，穩定性高，堆芯熱容大，功率密度低。
(2)進行余熱回收。
高溫氣冷堆采用氦氣作為壹回路冷卻劑，具有良好的導熱性。在主傳導系統失效的情況下，堆芯余熱可以通過熱傳導等自然機制導出，然後通過非能動余熱排出系統排出，余熱不足以熔化堆芯。
③放射性物質的遏制。
示範反應堆使用全陶瓷塗層顆粒燃料元件和四層屏蔽材料包裹燃料芯。只要環境溫度不超過1650，碳化矽球殼就能保持完整，鎖住放射性裂變產物。經測試，示範堆正常運行溫度高達1620，放射性達到世界最好水平。
潛在經濟競爭力:以石島灣示範工程為例，可通過①高度獨立的設備(示範工程國產化率93.4%)和②“多合壹”(在主系統不變的情況下，兩個模塊合二為壹，即核島由兩個球床堆模塊和兩個蒸汽發生器驅動，由壹個汽輪機發電。
這種模塊化施工縮短了工期，大大減少了工程量，提高了經濟性)來控制成本。
同時，如果比較建造成本，雖然HTR-PM在堆體(主要是PRV和堆內構件)的成本遠遠高於同規模的壓水堆核電站，但根據張等人的相關文獻研究，在壹座壓水堆核電站的總建造成本中，堆體(PRV和堆內構件)所占的比例非常有限，約為2%，因此是有影響的。
與同等規模的壓水堆核電站相比，即使HTR-PM示範電站反應堆本體的造價增加到10倍，整個電站總造價的增加也可以控制在20%以內。
鈉冷快堆:除了固有的安全性之外，還具有核燃料增殖、利用率提高、核廢料最小化等優點。
提高核燃料利用率:快堆技術采用鈾鈈混合氧化物(MOX)。在快堆中，堆芯的燃料區是易裂變的鈈239，鈾238放在燃料區的外圍再生區。
鈈-239在發生核裂變反應時會釋放出更多的快中子。這些快中子除了維持鈈-239本身核裂變的鏈式反應外，還會被外圍再生區的鈾-238吸收。
鈾-238吸收快中子變成鈾-239，但鈾-239很不穩定，經過兩次β衰變又變成鈈-239。
所以快堆運行時，新產生的裂變核燃料比消耗的核燃料多，燃料越燒越多，這叫增殖反應。
增殖反應充分利用鈾資源，核廢料造成的環境汙染將有望得到解決，從而使第四代核電成為安全性和經濟性優越、廢料少、無需場外應急、具備核擴散防範能力的核能利用系統。
3.2在新的核電技術下，核能的綜合應用成為可能。
根據中科院公布的核能綜合利用研究現狀與前景，從能源效率的角度來看，直接利用熱能是比較理想的方式，發電只是核能利用的壹種形式。
隨著技術的發展，特別是第四代核能系統技術的逐漸成熟和應用，核能有望超越僅提供電力的角色，通過核能制氫、高溫過程熱、核供熱、海水淡化等多種綜合利用形式，在保障全球能源和水安全的可持續發展中發揮巨大作用。
核能制氫:核能制氫是利用核反應堆產生的熱量作為壹次能源，從含氫物質水或化石燃料中制備氫氣。目前核能制氫的主流技術有熱化學碘硫循環、混合硫循環和高溫蒸汽電解，實現了核能向氫能的高效轉化，有效降低了熱電轉換過程中的效率損失。高溫氣冷堆(出口溫度700 ~ 950℃)和超高溫氣冷堆(出口溫度950℃以上)因其固有的安全性、較高的出口溫度和適當的功率，是高溫電解制氫最理想的核反應堆。
1)高溫陶瓷塗層燃料安全性高。
2)與熱化學循環過程耦合。在800℃時，高溫電解的理論產氫效率高於50%，隨著溫度的升高，效率還會進壹步提高。
3)核熱輔助烴類重整利用高溫氣冷堆的過程熱代替常規技術中的熱源，可以部分減少化石燃料的使用，相應減少CO2的排放。
4)可與燃氣輪機耦合發電，效率48%。
目前，CNNC、清華大學、寶武集團等。共同開展了核能制氫與氫冶金結合的初步合作，計劃在“十五”期間開展中試驗證，在“十五”期間開展高溫堆核能制氫工程示範。
與不同的制氫方法相比，高溫氣冷堆具有成本優勢。
美國能源部在核氫創新計劃下對核能制氫進行了經濟評估，得到的氫成本為2.94-4.40美元/千克。此外，國際原子能機構制定了氫經濟評估方案，參與國對核能制氫的成本進行了情景分析。不同情景下獲得的氫氣成本為2.45-4.34美元/千克。
核供熱:核供熱以核電機組二回路抽取的蒸汽為熱源，通過廠內第壹換熱站和廠外供熱企業換熱站進行多級換熱，最終通過市政供熱管網將熱量傳遞給最終用戶。
從安全角度來說，整個供熱過程中，核電站和供熱用戶之間有多個回路，每個回路之間只傳遞熱量，熱水只在小區內封閉循環，相對安全。從碳排放的角度來看，核能作為壹種零碳能源，比傳統的燃煤供熱的火電廠要好得多。
2021 11 15國家能源核供熱商業示範工程二期450萬平方米項目在山東海陽正式投產；2021 65438+2月3日，浙江海鹽核能供熱示範工程(壹期)在浙江海鹽正式投產。從長遠來看，核供熱作為壹種零碳清潔供熱方式，具有復制推廣的潛力，也有助於中國“雙碳”目標的實現。
4.1乏核燃料需妥善處置，中國已確定閉路循環路線。
乏燃料是指經過輻照和使用，由核電站反應堆產生的核燃料。
核燃料通過中子轟擊在反應堆中發生反應，並在壹定時間內從反應堆中排出。
乏燃料含鈾量低，不能繼續維持核反應，但仍含有大量放射性元素，需要妥善處置。
乏燃料處理方法分為“開放式核燃料循環”和“封閉式核燃料循環”。不同的是，“開放式”直接將乏燃料冷卻打包送至深部地質層處置或長期貯存，而“封閉式”則將乏燃料送至後處理廠回收鈾、鈈等物質，然後將廢物固化進行深部地址層處置。
20世紀80年代，中國建立了核燃料“閉路循環”路線，以提高資源利用率，減少放射性廢物體積，降低其毒性。
4.2乏燃料排放規模持續增長，第壹套200噸/年處理設施處於建設期。
乏燃料的排放規模越來越大，供需矛盾日益突出。
在對提案的答復摘要中十三屆全國人大四次會議2831(索引號:00019705/2021-00408)20265438年7月5日發布的國家能源局稱，百萬千瓦核電機組每年排放20%的乏燃料。按照截至2021和2月我國核電裝機容量5326萬千瓦計算，我國每年將產生約1065.2噸-1331.5噸乏燃料。
據《中國核能產業智庫叢書(第三卷)》統計，2020年中國產生乏燃料1100噸，累計乏燃料量已達8300噸。預計到2050年累計量將達到114500噸。
隨著核電的不斷擴大和連續運行，我國乏燃料排放的規模每年都會持續增長，核電的持續發展必然離不開乏燃料後處理的相關設施。
第壹套200噸/年處理設施正在建設中，在迫切的需求下，未來有壹定的發展機會。
根據江蘇申通非公開發行a股股票預案的介紹，國內在建的第壹套封閉式乏燃料處理設施的處理能力僅為200噸/年，而開放式核燃料循環使用的反應堆貯存池的容量已經超負荷，這與乏燃料相對較大的年產量和積累形成了鮮明對比。
此外，早在2016年，國家發改委和國家能源局就在《能源技術革命與創新行動計劃(2016-2030)》中明確提出，要發展乏燃料後處理技術，並提出2030年基本建成我國第壹座800噸級大型商用乏燃料後處理廠。
中國核電產業的發展離不開“封閉核燃料循環處理”相關產能的同步提升，市場需求更加迫切，未來有確定的發展機遇。
受益於核電積極發展的逐步實現，整個核電產業鏈的景氣度有望回升。
核電是典型的重資產行業，在運營期可以獲得高質量的現金流。憑借高小時數、低動力成本、低碳穩定性、高效率等優勢，有望在碳中和背景下迎來發展機遇期。
(1)核電站建設進度不及預期的風險:核電項目建設周期長，若因各種原因延長建設周期，建設成本將大幅上升；
(2)政策風險:核電行業受政府高度管制，相關政策變化可能對核電發展產生影響；
(3)核安全風險:如果世界範圍內發生核事故，將對項目推進步伐和核電長期發展空間產生不利影響。
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