中核集团双碳纲要发布(中核科技碳中和)

“双碳”政策背景下环保产业迎来机遇 2021节能环保市场全景调研

“双碳”政策背景下，节能环保产业或将迎来自己的发展机遇。当前，全国碳市场已经正式开市，为控制和减少温室气体排放提供了重要的市场机制，也让绿色低碳更清晰地成为环保产业发展的“主旋律”。“十四五”随着中国经济的快速增长、人们环保意识的增强和环境保护工作力度的加大，中国环保产业取得了较大发展。

环保股掀起狂欢潮

随着国家政策的大力扶持和市场需求的快速释放，生态修复行业快速发展，市场规模不断扩大。2011年至2019年，我国生态保护和环境治理业固定资产投资额(不含农户)规模逐渐上升，年均复合增长率达21.27%。我国环保产业始终保持快速发展。据天眼查数据显示，目前我国有超300万家环保相关企业。

8月31日，受昨日利好消息刺激，医疗废物处理、环保工程、PM2.5、污水处理等多个环保相关板块涨幅居前，其中医疗废物处理板块涨幅位居两市前列。个股方面，永清环保(300187)、华骐环保(300929)20cm涨停，薄天环境、京蓝 科技 (000711)等个股10cm涨停，南大环境(300864)、玉禾田(300815)、等个股纷纷跟涨。

环保产业主要覆盖水污染防治、大气污染防治、固体废物处理处置与资源化、环境监测4大细分领域，集聚了约90%的环保企业。其中水污染治理占比最大，为37.3%。当前，我国节能环保产业市场发展行情如何?

2021节能环保市场全景调研及投资趋势规模预测

自“十五”以来，国家加大了对电力、水泥、钢铁、化工、轻工等重污染行业的治理力度，加强了对城镇污水、垃圾和危险废物集中处置等环境保护基础设施的建设投资，有力地拉动了环保产业的市场需求，产业总体规模迅速扩大，领域不断拓展、结构逐步调整、整体水平有较大提升，运行质量和效益进一步提高。

截至2020年，全国城市和县城污水处理厂处理能力约2.14亿立方米/日，污水管网长度分别达32.52和9.55万公里。截至2019年，全国共建成生活垃圾卫生填埋场1859座、日处理能力53.9万吨，生活垃圾焚烧厂506座、日处理能力46.2万吨;全国危险废物集中利用处置单位数量近2600家，利用处置能力超1.1亿吨/年，较2015年分别增长约46%和115%。

我国节能环保产业快速发展，产业产值由2015年的4.5万亿元上升到2020年的7.5万亿元左右。全国涌现了一批节能环保产业园区，部分节能环保产业园已集聚数百家企业。创建31家绿色产业示范基地，印发绿色技术推广目录，强化绿色技术创新，推动绿色产业发展的配套政策不断完善。

十四五”时期，面对错综复杂的国际环境与日益加速的国内经济发展，我国节能环保产业发展呈现出五大趋势：绿色低碳引领发展，能源结构不断优化;绿色制造水平不断提升，绿色工厂与绿色园区建设升级;绿色制造融合多产业共同发展，新兴业态将不断涌现;产业集聚效应将不断增强，部分中小企业将实现突围;政策体系逐步完善，保障节能环保产业有序发展。

通化市“十三五”规划纲要充分体现了节能降耗绿色发展理念，在任务举措上提出树立绿色、低碳、循环的发展理念，强化节能减排，加快发展绿色经济和循环经济，促进经济 社会 全面协调可持续发展，着力打造“美丽通化”;在指标推进上，构建了单位GDP能源消耗、森林覆盖率、主要污染物排放等17项生态环保指标框架。

节能环保产业市场规模预测

近年来，在我国高端制造业快速发展以及环保治理趋严的大环境下，环保专用设备制造业整体保持快速增长趋势。《“十三五”规划纲要》提出培育市场服务主体，推广节能环保产品，支持技术装备和服务模式创新，完善政策机制，促进节能环保产业发展壮大;增强节能环保工程技术和设备制造能力，研发、示范、推广一批节能环保先进技术装备。

随着我国经济的持续快速发展，城镇化与工业化进程不断深化，经济发展与环境保护的矛盾愈加显现，国家对节能环保的重视程度也不断加深。“十三五”期间，我国资源节约和环境保护工作成效显著，节能环保产业发展势头良好。2020年，我国节能环保产业产值达到7.5万亿元，2015-2020年年均增长率超过15%。预测2022年将突破10万亿元，2023年将达到12.3万亿元。

节能环保行业研究报告从多个角度，对节能环保行业的产品进行分类，给出不同种类、不同档次、不同区域、不同应用领域的产品的消费规模及占比，并深入调研各类细分产品的市场容量、需求特征、主要竞争厂商等，有助于客户在整体上把握节能环保行业的产品结构及各类细分产品的市场需求。同时，本报告对还对重点企业经营状况分析，最后分析了中国行业发展趋势与投资预测。

想了解更多节能环保行业专业分析，请点击中研普华研究院报告《2021-2025年中国节能环保行业市场全景调研与投资前景预测报告》。

能源区块链与双碳战略研究｜核能和煤炭对于实现碳中和至关重要

核能和煤炭对于实现碳中和至关重要

欧盟决定允许部分天然气和核能项目贴“绿色标签”，但此举却遭受到部分欧洲国家的抨击。同时，根据欧盟发布的“减碳55%（Fit for 55）”一揽子气候计划，一些相关常识问题也变得十分重要。

目前，能源占欧洲消费支出的近10%，如果我们不经深思熟虑就提出能源转型方法，那么碳中和承担的 社会 成本将进一步提高。欧盟似乎一直在尝试构建无碳经济，却没有考虑技术和工艺方面是否可行，以及欧盟公司和消费者所需承担的成本。

01

欧洲能源系统不稳定导致碳中和进程延缓

2021年，欧盟地区在电力和原材料供应链结构方面存在很多问题。由于可再生能源效率短暂下滑，能源需求高出预期，很多国家出现电力中断。风能和光伏能源产量下降导致天然气和煤炭等其他能源需求上涨。如此情形再加上俄罗斯对欧洲的供应限制，造成去年整个欧洲的天然气价格创下新高。在这种情况下，有关核能的负面信息仍然层出不穷，实在令人费解，如果我们要实现碳中和，核能就必须是可再生能源组合的一部分。

德国花费了数千亿欧元，实行了20多年的“能源改革”政策，到2021年德国最大的电力来源仍是煤炭（烟煤和褐煤）。波兰实现能源转型将很有可能学习这种方式，煤炭向其他能源转型进程也需要进一步延长。

欧洲公司目前确实需要低价能源。因为欧盟公司必须获得足够的电力，才能保持自身在欧洲的竞争力，所以供应多样化必须成为能源转型的核心。2021年能源领域发生许多大事件，人们对此众说纷纭，不知道欧洲是否能意识到，如果没有差异化战略，那么会有更多能源密集型公司和工厂倒闭。因为无法承担长期亏损，这些公司将失去国际竞争力，扩大裁员规模，对 社会 造成非常深远的影响。

02

提高天然气的市场购买力

在此情况下，欧盟要想提高在天然气市场购买力，就要采取相关措施，最终控制天然气贸易中的投资发展。

目前，天然气发电占欧盟总需电量的五分之一，是核能之后，最理想的过渡性燃料。可再生能源不同，生产天然气不依赖天气，能够加强能源组合的稳定性。除此之外，和煤电厂相比，天然气系统启动时间更短，所以更能够适应能源需求波动。

可近年来，欧盟变得更加依赖从俄罗斯进口天然气，很多工业设备和发电厂都在使用这种天然气。

欧盟需要商讨欧洲是否有可能联合起来批发购买天然气，这有利于进一步稳定和俄罗斯的关系，保持较小成员国的内部安定。

更重要的是，如果必要的基础设施得不到发展，那么天然气作为过渡燃料的潜力就无法充分发掘。投资新的液化天然气（LNG）和压缩天然气（CNG）终端能够帮助欧盟实现天然气供应多样化，开放能源市场，加强国际合作，摆脱对俄罗斯天然气的依赖，在联合购买天然气谈判过程中处于优势地位。此外，增加天然气储存设施数量，提高储存容量，这些举措能够应对天然气用量快速增长所带来的影响。

同时，我们还应该将现代化煤电机组作为后备资源，使其在特殊情况下派上用场。如果像目前一样，天然气系统成为投资项目，启动天然气系统将有利于天然气价格保持稳定。

03

未来的能源组合

众所周知，绿色转型无法逆转。但是，在无排放绿色能源（可再生能源、氢能和核能）能够保证低价且稳定持续供应之前，我们应该构建一种不会产生经济动荡的能源组合。

核能非常稳定且绿色无污染。我们必须修建并定期维护核电站，确保我们经济发展，提高可再生能源数量。目前，法国的能源结构中核能占比70%，是欧洲碳排放最少的经济体之一。

在欧洲能源转型的过程中，各个国家将根据自身能力实行相关措施，能源市场一体化将发挥非常巨大的作用，这有利于欧洲市场能源价格保持在一个稳定且合理的水平。因此，我们必须鼓励欧洲的决策者利用更好的方法制定目标，这样才能在未来保持一定的可行性。

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“双碳”背景下钢铁业降碳减排的五大路径

双碳

钢铁工业是典型的资源、能源密集型行业。2021年，我国粗钢产量高达10.33亿吨，占全球粗钢产量的约53%；我国钢铁行业碳排放占全球钢铁碳排放的60%以上，占全国碳排放总量的15%，是国内31个制造业门类中碳排放量最大的行业。因此，在“十四五”要求更为严格的能耗“双控”和“双碳”目标下，钢铁工业是实现绿色低碳发展的关键领域。

近期，中共中央国务院印发了《关于完整准确全面贯彻新发展理念做好碳达峰碳中和工作的意见》及《2030年前碳达峰行动方案》；为了推动我国钢铁工业“双碳”目标的实现，《钢铁行业碳达峰及降碳行动方案》也即将发布。在多个顶层设计文件的指导下，钢铁工业的降碳减排路径也逐渐明晰，可以概括为以下5个方面。

第一，推动绿色布局，包括优化产业布局、严禁新增产能、继续淘汰落后产能，壮大绿色物流等。一方面，通过优化布局引导钢铁项目向生产基地聚集发展，通过兼并重组提高产业集中度、优化资源配置，进而加快实现技术突破和绿色发展。《关于推动钢铁工业高质量发展的指导意见（征求意见稿）》指出，到2025年，钢铁行业集中度CR5/CR10分别要达到40%/60%（该指导意见最终出台时未提及这一集中度目标）。2020年，我国前10家钢铁企业粗钢产量合计为41292.19万吨，占全国总产量的39.21%，与日、韩、俄、美等国家存在较大差距——日本前两大钢企产业集中度高达79.2%，美国前三大钢企占比58.7%，俄罗斯前四大钢企占比达73.0%，韩国前两大钢企占比更是高达90.0%，印度前三大钢企占比也达到了57.7%。为此，我们应通过兼并重组提高产业集中度，加速产业资源整合和产业链延伸，提高投资效率和科技创新水平，促进钢铁产业结构调整和绿色低碳转型。另一方面，切实改变“北钢南运”现象，减少不必要的物流运输等过程，进而降低碳排放。

第二，节能及提升能效，包括推广先进适用节能低碳技术，深挖节能降碳潜力，强化数字化、智能化技术应用，推动实现钢铁工业的智慧制造等。根据中国钢铁工业协会会员单位能耗统计，2020年吨钢综合能耗为545.27千克标准煤/吨，同比下降6.51千克标准煤/吨。尽管我国吨钢综合能耗指标已位于世界先进行列，但钢铁工业体量大，行业绿色发展水平不均衡，仍有较大节能减排潜力。我国钢铁行业余热资源利用率低，大型钢铁企业的余热利用率为30%~50%，与国际先进水平（90%）存在明显差距。因此，通过提高余热余能自发电率、推动低品位余热供暖发展，将钢铁企业的自发电率从当前的53%提高到60%以上，基本满足自身用电需求，对于钢铁工业的低碳发展具有重要意义。

此外，钢铁企业数字化转型也是低碳减排的需要。有调研结果表明，我国仅有不到1/3的企业开始着手数字化试点或转型工作，极少数钢铁企业有清晰且符合整体业务发展的数字化战略。因此，未来，钢铁企业还可以通过加强数字化管理、推动智慧制造，助力生产过程的绿色化、集约化、互联化，从而降低生产过程碳排放。

第三，优化用能及流程结构，有序发展短流程电炉钢工艺，推动原燃料结构优化、促进清洁能源替代。2020年，我国长流程生产的粗钢占全国总产量的90.8%，远高于全球平均水平（73.2%）。长流程炼钢的碳排放强度为2.0吨二氧化碳/吨粗钢，是短流程炼钢的3倍以上，因而推行全废钢的电炉工艺是钢铁工业最终实现碳达峰、碳中和的重要途径。然而，目前推进短流程炼钢存在成本高、废钢质量和供给不稳定等诸多阻力，优化燃料结构、降低铁钢比，提高清洁能源比例，是实现我国钢铁工业降碳减排短期目标的关键。我国钢铁行业能源结构高碳化，化石燃料燃烧产生的碳排放占行业排放的80%以上，其中煤、焦炭(3415, 73.50, 2.20%)占能源投入总量的比例近90%，促进清洁能源的替代将对钢铁行业碳达峰、碳中和起到强有力的推动作用。

第四，构建循环经济产业链，包括区域能源资源整合、固废资源化利用、推动钢化联产。《指导意见》指出，推进产业间耦合发展，构建跨资源循环利用体系，力争率先实现碳排放达峰。钢铁行业应通过构建循环经济产业链，充分开发利用钢铁生产过程中富含一氧化碳、氢气等副产品的附加值，加速企业转型升级，构筑互利共赢的产业链供应链合作体系，实现资源能源的高效处置利用。

第五，应用突破性低碳技术，包括电解还原、氧气高炉、非高炉冶炼以及CCS（碳捕获与封存）/CCUS（碳捕获、利用与封存）等。通过以再生能源为基础的技术创新，实现冶炼过程完全零排放，是实现“双碳”目标的关键。目前，国内外已经开展了大量关于氢冶金、电解还原等绿色低碳技术的探索，如国际层面的日本COURSE50（日本环境和谐型炼铁工艺技术开发项目）、德国“以氢代煤”、韩国COOLSTAR（氢还原炼铁工艺项目）、奥钢联H2FUTURE（无二氧化碳工业氢试制工厂）、欧盟ULCOS（超低二氧化碳炼钢）、瑞典HYBRIT（突破性氢能炼铁）等项目；国内层面，中国宝武与中核集团、清华大学签订了有关合作框架协议，积极探索低碳冶金工艺，河钢、酒钢、邢钢等多家企业也开启了低碳冶金的创新研发工作。超前布局低碳冶金前沿技术领域，不仅可以推动钢铁行业绿色低碳转型，对于掌握行业领先的核心技术、形成自主知识产权、增强技术保障、提高竞争力也具有重大战略意义。

《2030年前碳达峰行动方案》指出，工业领域要加快绿色低碳转型和高质量发展，力争率先实现碳达峰。在能耗“双控”和“双碳”目标下，钢铁工业面临巨大压力。作为国民经济重要的基础产业，钢铁产量与国民经济发展需要密切相关，在压减钢铁产能的同时，保障好下游需求是减排工作的难点。因此，未来逐步降低产量是钢铁工业实现碳达峰的重要条件，引导钢铁企业由以量取胜的发展模式向高质量发展模式转变至关重要。

短期内，电炉炼钢的节能环保效益无法在经济效益中体现，推广相对成熟的节能减排技术是当前落实减排工作最直接有效的办法。然而，节能减排技术的应用需要大量的前期资金投入，压缩了企业的利润空间，给企业带来了一定的运营压力。因此，一方面，应将钢铁行业尽快纳入全国碳市场，利用市场化机制配置资源，降低钢铁行业的减排成本；另一方面，企业自身应做好节能减排技术的减排潜力与成本评估，选择“性价比”高的减排技术，做好“技术组合”。大型钢企更应发挥“头雁”作用，主动承担社会责任，披露碳排放情况，接受社会各界的监督。

核电行业专题报告：“积极”发展正在兑现，核能应用景气向上

（报告出品方/分析师： 兴业证券 蔡屹 石康 李春驰 史一粟）

1.1 核电原理概述：裂变链式反应产生能量，产生蒸汽推动汽轮机组发电

核能通过核裂变、核聚变和核衰变等三种核反应从原子核释放能量，其中核裂变链式反应为核能发电原理。

核能发电主要利用质量较大的原子（如铀、钍、钚）的原子核在吸收一个中子后会分裂为多个质量较小原子核、同时放出二至三个中子和巨大能量的特性，而放出的中子和能量会使别的原子核接着发生裂变，使放出能量的过程持续，这样的系列反应被称作核裂变链式反应。核裂变链式反应即为核能发电的能量来源。

核电站使核裂变链式反应产生的能量完成核能-热能-机械能-电能的转变，达到发电的目的。

核电站大体可分为核岛部分（NI）和常规岛部分（CI）：

核岛部分：核岛部分包括反应堆装置和一回路系统，主要作用为进行核裂变反应和 产生蒸汽。

核岛反应堆的作用为发生核裂变，将裂变过程中释放的能量转化为水的热能；水在吸收热能后以高温高压的形式沿管道进入蒸汽发生器的 U 型管内，将热量传递给 U 型管外侧的水，使外侧水变为饱和蒸汽；冷却后的水将被主泵打回到反应堆中重新加热，形成一个以水为载 体的闭式吸热放热循环回路，这个回路被称作一回路，又称“蒸汽供应系统”。

常规岛部分：常规岛部分包括汽轮发电机系统和二回路系统，主要作用为利用蒸汽推动汽轮机组发电。

由核岛部分热传递产生的蒸汽会进入常规岛中的汽轮机组中，将蒸汽的热能转变为汽轮机的机械能，再通过汽轮机与发电机相连的转子将机械能转换为电能，完成发电过程。

同时做功完毕的蒸汽（乏汽）被排入冷凝器，由循环冷却水进行冷却，凝结成水，之后由凝 结水泵送入加热器进行预加热，最后由给水泵输入蒸汽发生器，形成又一个以水为载体的封闭循环系统，这个回路被称作“二回路”。

从原理上看，二回路系统与常规火电厂蒸汽动力回路大致相同。

1.2 核电商业模式：重资产模式+运营期现金牛

核电商业模式呈现重资产模式+运营期现金牛的特点：

建设期：工期长，投资额大

核电站因存在普遍拖期现象，实际建设周期约在5-10年。核电站的设计工期通常为 5 年，而因缺乏施工经验、设计变更、耗时检测等原因，我国核电机组普遍存在首堆拖期问题，导致建设期利息费用增长、发电成本提高。

批量化生产有利于核电机组建设周期缩短、成本下降，实现批量化建设之后，M310/CPR等同机型系列建设周期可逐渐稳定在 5 年左右。

我国三代核电单千瓦投资额在15000元左右。

在AP1000基础上自主研发的三代核电技术CAP1000的建设成本为14000元/kW，同属三代核电技术的“华龙一号”建设成本达17390元/kW。据此计算，一台百万千瓦级的核电机组对应投资额约为150亿元，呈现投资额大的特点。

运营期：稳健现金牛

核电行业与水电行业类似，都具有运营期稳定现金牛的特征。

核电站遵循营业收入=电价*上网电量=电价*装机容量*利用小时数*（1-厂电率）的拆分简 式，营业收入可确定性强，同时由于项目前期建设投入高昂、固定资产折旧成本较高（占主营业务成本的30-40%），所以核电站成本中非付现成本（折旧）占比较高。

因此核电站一旦进入运营期，将呈现获得稳健而充裕的经营性净现金流的特性。

1.3 低碳高效的基荷电源，“双碳”目标下重要性凸显

核电具有低碳高效的特点，我国核电占比明显低于全球水平。

相比于其他发电方式，核电利用小时数高、度电成本较低，具有低碳、稳定、高效的特点，适合作为优质基荷电源发展。

而从电源结构上看，2020年我国核电占比仅为 4.80%，不仅低于核能利用大国法国的 64.53%，也显著低于全球平均水平的 9.52%，我国核电占比仍有较大的提升空间。

“双碳”目标下非化石能源占比提升，核能重要性凸显。

在2020年12月的气候雄心峰会上：到2030年单位GDP的二氧化碳排放比2005年下降65%以上，非化石能源占一次能源比例达到 25%左右。

2021年10月24日，《中共中央国务院关于完整准确全面贯彻新发展理念做好碳达峰碳中和工作意见》中提出要“积极发展非化石能源”、“实施可再生能源替代行动”、“不断提高非化 石能源消费比重”、“积极安全有序发展核电”。

2021年10月26日，国务院正式发布《2030年前碳达峰行动方案》，其中指出“积极安全有序发展核电。

合理确定核电站布局和开发时序，在确保安全的前提下有序发展核电，保持平稳建设节奏。

积极推动高温气冷堆、快堆、模块化小型堆、海上浮动堆等先进堆型示范工程，开展核能综合利用示范。

加大核电标准化、自主化力度，加快关键技术装备攻关，培育高端核电装备制造产业集群。

实行最严格的安全标准和最严格的监管，持续提升核安全监管能力。”对比我国近10年来的能源结构变化，非化石能源占比自2011年的8.40%提升至2020年的15.90%；从电源结构上看，据中电联数据核电占比已从2011年的1.85%%提高至2021年的4.86%，核能重要性正在凸显。

2.1 核电技术演进：经济性与安全性推动核电技术发展

经济性与安全性是推动核电发展的核心目标。

核电站的开发始于上世纪50年代， 70年代石油涨价引发的能源危机促进了核电的发展，目前世界上商业运行的四百多座核电机组绝大部分是在这段时期建成的。

上世纪90年代，为解决三里岛和切尔诺贝利核电站的严重事故的负面影响，美国和欧洲先后出台“先进轻水堆用户要求”文件和“欧洲用户对轻水堆核电站的要求”，满足两份文件之一的核电机组称为第三代核电机组。

21 世纪初，第四代核能系统国际论坛（GIF）会议提出将钠冷快堆、铅冷快堆、气冷快堆、超临界水冷堆、超高温气冷堆、熔盐堆 6 种堆型确认为第四代核电站重点研发对象。四代核电技术强化了防止核扩散等方面的要求，目前相关产业链雏形基本形成，预计将于2030年开启商业化进程。

2.2 2019年核电审批重启，三代机组成为主力机型

2016-2018年我国核电连续三年“零审批”，核电发展处于停滞期。

2011年日本福岛核电站受地震引发的海啸冲击，出现严重核泄漏事故，世界各国开始谨慎对待新增核电站建设，我国核电站审批工作也受此影响放缓。

2015年，我国批准 8 台核电机组，之后2016-2018年进入停滞状态，连续三年“零审批”。

2019年核电审批重启，三代核电机组正成为主力机型。

2018年后我国多台三代核电机组投入商运，三代机组的安全性和可靠性得到印证；此外2018 年1月28日，我国自主研发的三代核电机组“华龙一号”首堆、中核集团福清核电 5 号机组反应堆压力容器顺利吊装入堆，建设工程进展顺利。受此影响，我国核电审批工作重新提上议程。

2019年 7 月，国家能源局表态山东荣成、福建漳州和广东太平岭核电项目核准开工，标志着核电审批正式重启。

2020年，海南昌江核电二期工程、浙江三澳核电一期工程总计 4 台机组获批；

2021年，江苏田湾核电厂78号机组、辽宁徐大堡核电厂34号机组和海南昌江多用途模块式小型堆 科技 示范工程项目共计5台机组获批，我国核电机组批复进度正有序进行。

而从2019年后核电机组开工情况来看，以“华龙一号”和“VVER”为代表的三代核电机组已成主力机型。

自主三代核电有望按照每年 6-8 台机组的核准节奏稳步推进，“积极发展”政策正逐步兑现。2021年 3 月，《政府工作报告》中提到“在确保安全的前提下积极有序发展核电”，这是近10 年来首次使用“积极”来对核电进行政策表述。

据中国核能行业协会《中国核能发展与展望（2021）》，我国自主三代核电有望按照每年6-8台机组的核准节奏稳步推进，2021年全年核准、开工各 5 台，积极有序发展政策正逐步兑现。

3.1 四代核电技术快速发展，有望带领核电产业迈入新纪元

四代核电有望带领核电产业迈入新纪元。

近年来，我国在“863”、“973”、核能开发、重大专项计划以及第四代核能系统国际合作框架的支持下，先后开展了高温气冷堆、钠冷快堆、超临界水冷堆、铅冷快堆和熔盐堆五种堆型的研究开发，取得了一系列研究成果，与国际水平基本同步。其中，我国高温气冷堆、钠冷快堆研发进度居于世界前列。

高温气冷堆利用其高温特性，在工艺供热、核能制氢、高效发电等工业领域拓展核能的应用前景；快堆则是当今唯一可实现燃料增殖的关键堆型，将明显提高铀资源的利用率，并能够利用嬗变以实现废物最小化。

我国在高温气冷堆、钠冷快堆上的研发进度居于世界前列。

高温气冷堆全球首堆华能石岛湾高温气冷堆已于2021年12月20日成功并网发电，并计划于山东海阳辛安核电项目建设 2 台高温气冷堆。

钠冷快堆方面，中核霞浦600MW示范快堆工程已于2017年底实现土建开工，计划于2023年建成投产。

高温气冷堆： 具有固有安全性和潜在经济竞争力的先进堆型。

固有安全性： 即在严重事故下，包括丧失所有冷却能力时，核电站可不采取任何人为和机器的干预，仅依靠材料本身的能力保证反应堆放射性不会熔毁与大量外泄。

具体表现为：

①防止功率失控增长。

以我国石岛湾示范工程为例，其采用不停堆的连续在线装卸燃料方式，形成流动的球床堆芯；且示范堆采用石墨作为慢化剂，堆芯结构材料不含金属，稳定性高，堆芯热容量大、功率密度低。

②载出剩余余热。

高温气冷堆采用氦气作为一回路冷却剂，具有良好的导热性能。在主传导系统失效的情况下，堆芯余热可借助热传导等自然机理导出，再通过非能动余热排出系统排出，剩余发热不足以使堆芯发生熔毁。

③放射性物质的包容。

示范堆采用全陶瓷包覆颗粒燃料元件，以四层屏蔽材料对燃料核心进行包裹，只要环境温度不超过1650 ，碳化硅球壳就能保持完整，固锁放射性裂变产物。经测试，示范堆正常运行温度最高达1620 ，放射性达到了国际最好水平。

潜在经济竞争力： 同样以石岛湾示范工程为例，通过①装备高度自主化（示范工程国产化率达 93.4%）、②“多合为一”降低成本支出（在保持主体系统不变的情况下，进行双模块组合，即核岛由两座球床反应堆模块、两台蒸汽发生器带动一台汽轮机发电。

这类模块化建造缩短了工期，大幅减少施工量，提高了经济性）来控制造价。

同时若对比建设成本，尽管高温气冷堆（HTR-PM）在反应堆本体(主要是 PRV 和堆内构件)的造价远超同等规模的压水堆（PWR）核电站，但根据张作义等人的相关文献研究，在一个 PWR 核电站的建设总造价中，反应堆本体（PRV 和堆内构件）的造价所占的比例非常有限，大约为 2%，所以影响较小。

对比等规模 PWR 核电站，在其他部分造价保持不变的情况下，即使 HTR-PM 示范电站反 应堆本体的造价增加为原来的 10 倍，全站建设总造价的增涨也可以控制在 20% 以内。

钠冷快堆： 固有安全性外，具备核燃料增殖提高利用率、核废料最小化等优势的先进堆型。

提高核燃料利用率： 快堆技术利用铀-钚混合氧化物（Mixed Oxide，MOX）。在快堆中，堆心燃料区为易裂变的钚 239，燃料区的外围再生区里放置着铀 238。

钚 239 产生核裂变反应时放出来的快中子较多，这些快中子除了维持钚 239 自身的链式裂变反应外，还会被外围再生区的铀 238 吸收。

铀 238 吸收快中子后变成铀 239，而铀 239 很不稳定，经过两次β衰变后又一次变成了钚 239。

因此在快堆运行时，新产生的易裂变核燃料多于消耗掉的核燃料，燃料越烧越多，此便称为增殖反应。

增殖反应充分利用了铀资源，且核废料导致的环境污染问题将有希望解决，从而使第四代核电成为拥有优越安全性和经济性，废物量极少，无需厂外应急，并具有防核扩散能力的核能利用系统。

3.2 新型核电技术下，核能综合应用成为可能

据中国科学院院刊《核能综合利用研究现状与展望》，从能源效率的观点来看，直接使用热能是更为理想的一种方式，发电只是核能利用的一种形式。

随着技术的发展，尤其是第四代核能系统技术的逐渐成熟和应用，核能有望超脱出仅仅提供 电力的角色，通过非电应用如核能制氢、高温工艺热、核能供暖、海水淡化等各种综合利用形式，在确保全球能源和水安全的可持续性发展方面发挥巨大的作用。

核能制氢： 核能制氢即利用核反应堆产生的热作为一次能源，从含氢元素的物质水或化石燃 料制备氢气。目前研发的主流核能制氢技术包括热化学碘硫循环、混合硫循环和高温蒸汽电解，实现了核能到氢能的高效转化，有效减少热电转换过程中的效率损失。由于高温气冷堆（出口温度 700 950 ）和超高温气冷堆（出口温度 950 以上）具有固有安全性、高出口温度、功率适宜等特点，是目前最理想的高温电解制氢的核反应堆：

1) 高温陶瓷包覆燃料具有高安全性。

2) 与热化学循环过程耦合。在800 下，高温电解的理论制氢效率高于50%，且温度升高会使效率进一步提高。

3) 核热辅助的烃类重整利用高温气冷堆的工艺热代替常规技术中的热源，可部分减少化石燃料的使用，也相应减少了CO2排放。

4) 可与气体透平藕合发电，效率达48%。

当前，中核集团与清华大学、宝武集团等已联合开展核能制氢与氢能冶金结合的前期合作，计划“十四五”期间进行中试验证，“十五五”期间进行高温堆核能制氢—氢冶金的工程示范。

对比不同制氢方式，高温气冷堆制氢具有成本优势。

美国能源部在核氢创新计划下进行了核能制氢经济性评估，得到的氢气成本在2.94-4.40美元/kg。此外，IAEA开发了氢经济评估程序，参与国对核能制氢成本进行了情景分析，在不同场景下得到的氢气成本在2.45-4.34美元/kg。

核能供暖： 核能供暖即使用核电机组二回路抽取蒸汽作为热源，通过厂内换热首站、厂外供 热企业换热站进行多级换热，最后经市政供热管网将热量传递至最终用户。

从安全性角度来看，在整个供热过程中核电站与供暖用户间有多道回路进行隔离，每个回路间只有热量的传递，而热水也只在小区内封闭循环，与核电厂隔离，较为安全；而从碳排放角度来看，核能作为零碳能源大大优于传统热电厂烧煤供热。

2021年 11 月 15 日，国家能源核能供热商用示范工程二期 450 万平方米项目在山东海阳正式投产；2021年 12 月 3 日，浙江海盐核能供热示范工程（一期）在浙江海盐正式投运。从远期来看核能供暖作为零碳清洁取暖手段，具备复制推广潜力，也有助于我国“双碳”目标的实现。

4.1 核电乏燃料需妥善处置，我国已确认闭式循环路线

乏燃料指受过辐射照射、使用过的核燃料，由核电站反应堆产生。

核燃料在反应堆内经中子轰击发生核反应，经一定时间内从堆内卸出。

乏燃料含有的铀含量较低，无法继续维持核反应，但仍含有大量放射性元素，需要妥善处置。

乏燃料处理方式分为“开式核燃料循环”和“闭式核燃料循环”，差异在于“开式”直接将乏燃料冷却包装后送入深地质层进行处置或长期储存，而“闭式”将乏燃料送入后处理厂回收铀、钚等物质后再将废物固化进行深地址层处置。

我国于上世纪 80 年代确立核燃料“闭合循环”路线以提高资源利用率，同时减小放射性废物体积并降低毒性。

4.2 卸出乏燃料规模持续增长，首套200吨/年处理设施处于建设周期

卸出乏燃料规模不断增长，供需矛盾日益突出。

国家能源局在2021年7月5日公开的《对十三届全国人大四次会议第2831号建议的答复复文摘要》（索引号：000019705/2021-00408）中表示，一台百万千瓦核电机组每年卸出乏燃料20-25吨；若按中电联披露截至2021年12月我国核电装机5326万千瓦计算，我国将每年产生乏燃料约1065.2吨-1331.5吨。

据《中国核能行业智库丛书（第三卷）》，2020年我国产生1100吨乏燃料，乏燃料累积量已达8300吨，预计到2050年累积量达114500吨。

随着核电规模的不断扩大和持续运营，我国每年卸出乏燃料的规模将持续增长，核电的继续发展势必离不开乏燃料后处理设施的相关配套。

首台套 200 吨/年处理设施正处于建设周期中，紧迫需求下未来具有确定性发展机会。

据江苏神通非公开发行 A 股股票预案介绍，我国在建的首套闭式乏燃料处理设施处理能力仅有 200 吨/年，而开式核燃料循环使用到的堆贮存水池容量已超负荷，这与较为庞大的乏燃料年产生量与累积量形成了鲜明对比。

此外国家发改委、国家能源局早在 2016 年的《能源技术革命创新行动计划（2016-2030 年）》中就明确了要发展乏燃料后处理技术，提出要在 2030 年基本建成我国首座 800 吨大型商用乏燃料后处理厂。

我国核电行业的发展离不开“闭式核燃料循环处理”相关产能的同步推进，市场需求较为紧迫，未来具有确定性发展机会。

受益于核电积极发展的逐步兑现，核电全产业链景气度有望回暖。

核电属于典型重资产行业，运营期可获得优质现金流，利用小时数高、度电成本较低、低碳稳定高效等优势，在碳中和背景下有望迎来发展机遇期。

（1）核电站建设进度不及预期的风险：核电项目建设期长，若因种种原因造成建设工期延长，将导致造价成本大幅上升；

（2）政策风险：核电行业高度受政府监管，若相关政策出现变化可能会对核电发展产生影响；

（3）核安全风险：若世界范围内发生核事故，将会对项目推进节奏、核电长期发展空间造成不利影响。

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