核电行业分析报告.docx

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核电行业分析报告

2020年核电行业分析报告

2020年5月

核电是电网承载基本电力负荷的三大基础发电方式之一，是未来国内能源投资增量的最重要来源。

稳定和安全是智能电网的基本要求，在电网体系中，水电、核电和大型火电站是电网承担基本负荷的电源单元，在受端系统增加大型稳定的电源点会不同程度地提高电网的运行性能，有助于提高电网运行的稳定性。

核电是政策支持的清洁能源模式，是未来受端（近电力消费端）电源增量最主要的来源。

中国核电产业链将是代表中国未来高端制造的新名片之一。

华龙一号首台机组2020年年底投运，国产化路线确定和技术不确定问题的解决，为后续我国自主三代核电批量化建设清理了障碍，华龙一号三代核电也将成为最能代表中国高端制造业走向世界的新国家名片之一。

华龙一号首台机组年底的投产是我国核电创新发展的重大标志性成果，对于我国实现由核电大国向核电强国的历史性跨越具有重要意义。

核能应用方式扩大，有助于满足多样性能源需求。

在诸多清洁能源中，核能不仅能够稳定供电，而且其稳定的供能能力和多样化的功能以及适用性是风能和太阳能所无法比拟的。

随着小型堆和第四代核能技术的推进以及核电机组整体安全性的提升，核能的应用将进一步扩展。

浮动式核电站，其将小型核反应堆和船舶结合，突破空间限制，使核电移动化。

核能的非电应用，如核能制氢、高温工艺热、核能供暖、海水淡化等，未来将在确保全球能源和水安全的可持续性发展方面发挥巨大作用。

随着2019年以来我国对于新建核电站的审批逐步放开，以及美国的AP1000和法国的EPR堆型实际建造进展不及预期，华龙一号在两核整合路线同意后有望成为中国能源领域增量投资的主力，并将在立足国内布局的情况下，打开海外市场，成为中国高端制造出口的新名片之一。

一、核电行业现状与展望

1、全球在运行、在建以及计划建设反应堆数量概况

根据IAEA公布的数据，截止2018年底，在全球仍有450座核反应堆在正常工作，55座新反应堆在建设中。

而纵观整个2019年，有6座反应堆开始运行，新增核电机组的国家有俄罗斯（三座）、中国（两座）以及韩国（一座）。

2010-2019年，总共有63座反应堆投入运行，其中中国占59%（37座）；同时期关停的55座反应堆则无一来自于中国。

在中国以外，全球的反应堆总量持续减少，十年间共有26座反应堆并网，比同时期关停的数量（55）少了29座。

目前在建反应堆的数量为49座，继2013年的68座以来，这个数字已经连续六年下降或者较前一年不变。

中国的核反应堆建设审批在2016年至2019年三年间曾暂停，导致目前的进度远远没有达到2016-2020五年规划的水平。

目前全国装机总容量为45.5GW，在建的总量为12.5GW左右；而当初制定的目标位2020年达到58GW并且有30GW在建。

但自2019年国务院重新批准核电站建设以后，中国核电站审批有望加速。

2、压水堆仍是目前主流机型

自从核电站问世以来，在实际应用上成熟的发电堆主要有以下三种：

轻水堆、重水堆和石墨气冷堆。

它们相应地被用到三种不同的核电站中，形成了现代核发电的主体。

热中子堆中的大多数是用轻水慢化和冷却的所谓轻水堆。

轻水堆又分为压水堆和沸水堆。

压水堆核电站使用轻水作为冷却剂和慢化剂。

主要由核蒸汽供应系统（即一回路系统）、汽轮发电机系统（即二回路系统）及其他辅助系统组成。

冷却剂在堆芯吸收核燃料裂变释放的热能后，通过蒸汽发生器再把热量传递给二回路产生蒸汽，然后进入汽轮机做功，带动发电机发电。

截止2018年底，全球共有451座核反应堆在运营，其中压水堆（PWR）占到了66%，轻水石墨堆（LWGR）则是俄罗斯独有的老旧机型（切尔诺贝利正是该堆型）。

而目前在建的55座反应堆中PWR更是占到了82%，其中值得注意的是唯一一座在建的高温气冷堆（HTGR）将是中国研发第四代核反应堆的试验机型。

3、二代反应堆迎来更新换代，三代机型将成为主力

通过对171座永久关停反应堆的寿命进行统计，目前在运行的以第二代为主的核反应堆的平均寿命在24年左右（建造时预计使用时间为30年）。

剔除掉因为政策或意外事故等原因退役的核电站，大多数反应堆的商业运行时间在20-40年之间，最长的为美国的US-219，自1969年投入商业运行至2018年退役，总共运行了49年。

而通过对目前在运行的反应堆的在役时长进行统计，可以看到高达202座反应堆的运行时间在30-39年之间，超过40年的更是达到了93座，这些反应堆的更新换代势在必行。

虽然第二代核电反应堆证明了核电在经济性上可以和其他能源相竞争，但是在经历了前苏联切尔诺贝利核电事故和美国三哩岛事故以后，各国对于核电的应用显得更加保守，而具有更高安全性的第三代反应堆则是提供了解决方案。

三代堆面临的问题主要来源于成本方面，无论是在芬兰建设的EPR还是在美国本土建设的AP1000，都先后由于超支等问题被延期或者叫停。

目前国际上最主流的机型为俄罗斯的第三代VVER，其占据了大部分国际市场。

而我国的中核与中广核联合推出的华龙一号，拥有着更低的成本，可以保持在2500美元/kw以内，远低于AP1000的6200美元/kw、EPR和VVER的4000美元/kw。

4、一次能源结构中，火电占比收缩明显，核电空间大成长可期

自2010年至2018年，中国火力发电占比从71%降至60%，同期美国电力净发电量中煤炭的占比从37%降至27%，但是在这段时间受到福岛核电站事故影响，核能的占比却变化不大。

在美国发电量占比增长明显的是天然气，虽然天然气是清洁能源，但是发电成本却相当高，接近煤炭的两倍，因此预计不会成为国际市场中，特别是在发展中国家中同核电形成竞争的主力。

值得关注的是风能在美国能源结构中的占比从3.48%升至6.53%，从140.82亿千瓦时增至近翻倍的的272.67亿千瓦时，太阳能更是激增15倍。

在未来，以风能、太阳能光伏为主的可再生能源将与核能形成激烈竞争。

但是值得注意的是与核能对比，太阳能和风能的劣势主要在于其发电量不稳定，并且输电困难，再加上更高的储电成本以及对于环境的更高要求，其很难威胁到大规模发电需求下核电的地位。

尽管除了美国，德国、比利时以及70%以上电力依托于核电的法国都在鼓励可再生能源的投资，但是相对于太阳能和风能对于环境的要求和不稳定的电力输出，核能对于中国、印度、俄罗斯等国家而言仍然将会是未来发展的重点，国际市场也相当广阔。

如果能在最新的第三代核反应堆的基础上继续增加安全性、提高经济性，核电的前路仍然可期。

二、各国对于发展核电的态度

1、主要核电技术出口国

目前拥有全球领先的第三代核电技术的国家为中国、俄罗斯、法国、美国和韩国。

其中中国和俄罗斯政府对于核电体现出支持的态度，都公布了各自大力发展核电的计划，因此其第三代机型即使只是在国内也拥有广阔的市场。

作为传统的核电大国，法国的核电在能源结构中的占比常年在70%以上，但是由于其第三代核电技术的高成本以及国内的政策态度，法国决定将逐步降低核电的占比。

美国则是目前拥有核反应堆最多的国家，AP1000在其国内的建设却不及预期，主要也是由于该核反应堆较高的成本导致。

韩国在李明博时代曾提出出口80台机组的计划，但随着坚决反核的文在寅的上台和一系列反腐措施，该计划也无疾而终，包括阿联酋在内的海外市场将流入其他几个核电出口大国。

2、其他国家

（1）计划继续发展核电的国家

目前正在运行核电的国家共有30个，其中有十三个国家正在继续新建或计划反应堆，除了以上提到的中国、俄罗斯和美国，还包括了阿根廷、匈牙利、巴西、芬兰、印度、日本、巴基斯坦、斯洛伐克、乌克兰和英国。

（2）准备启动核电的国家

目前包括阿联酋、白俄罗斯、孟加拉国、土耳其以及埃及在内的国家都开始了各自的核电厂建设。

沙特阿拉伯将于今年（2020年）完成一座小型模块堆的建造，并与2021年开始建造第一座大型核电厂。

约旦公布了双轨核电计划，计划在2030年后建造1000兆瓦的大型压水堆。

2018年底，乌兹别克斯坦与俄罗斯联邦签署了第一座总装机容量达到2400兆瓦的双机组和电厂协议。

尼日尼亚则会通过BOT的方式建设四座反应堆，第一台机组于2027年投入运行。

（3）逐步减少核电的国家

2011年日本福岛核泄漏以后，联邦德国政府决定加快告别核电技术，计划在2022年前关闭所有核电站，截止2018年底，德国核电在能源结构中所占比例已由2020年的39.6%下降到了11.7%。

取而代之的是可再生能源，在这个区间内跃升至40%左右。

比利时政府于2018年3月30日批准一项新的“能源协议”，维持了之前到2025年逐步弃核的政策。

2025年比利时将关闭全部7台在运核电机组，新战略鼓励投资天然气和可再生能源，特别是海上风力风电以弥补缺口。

三、中国自主的三代核电品牌华龙一号

1、华龙一号的发展历程

华龙一号（HPR1000）是由中国核工业集团和中国广核集团共同开发，具有完整自主知识产权的百万千瓦级压水堆核电技术，其设计采用先进的安全设计理念与技术，具有创新性的设计特征，满足最新的安全要求和国际上第三代核电的用户要求。

我国自主百万千瓦级核电技术研发，从CNP1000型号研发起步，历经CNP1000、CP1000、ACP1000再到华龙一号，不断提升安全与技术性能指标，至完成华龙一号型号研发，经历了近20年的历程。

2011年日本福岛核事故后，新建核电厂的核安全标准更加严格，第三代核电厂成为当今世界核电发展的主流技术。

当时国内三代核电技术型号研发尚处于技术跟踪阶段，并未开展实质性的研究。

而国际上已有EPR、AP1000、VVER等三代核电型号技术，且AP1000首堆已在国内开展工程建设。

由于AP1000为美国西屋公司技术，国内引进消化吸收，知识产权为美方所有，对核电的出口造成一定的限制，并影响我国核电的国际话语权。

在华龙一号的研发过程中，以中核集团中国核电工程有限公司、核动力院为主，联合国外包括法、美、意、奥等14家国际组织及机构，国内75家高校、科研机构、设备制造厂共同参与，协作完成了共计179项研发工作。

通过广泛利用社会研发资源，极大地加快了华龙一号的研发进程。

国务院总理李克强在视察指导工作时强调：

“我们的高铁在世界上已有口碑，接下来要推出更高水平的核电，要在国际市场上占据应有的位置。

”作为“中国制造”的代表，华龙一号具备独立出口条件，已经在国际市场上展现了相当的竞争实力。

为了防止中核集团与中广核集团在国际市场的竞争，国家能源局对二者的市场进行了初步划分：

中广核进入英国、东欧、东南亚市场，而中核则耕耘阿根廷、非洲、西亚、南亚。

在未来，二者的加速融合是整体的大趋势，在技术整合以后，华龙一号作为一个整体的品牌将在国际市场上具有强劲的优势。

2、反应堆设计

（1）堆芯设计核心参数

华龙一号（中核版本）的堆芯由177个AFA3G燃料组件构成，堆芯活性段高度（冷态）为365.76cm，等效直径为322.8cm，运行模式为Mode-G；反应堆输出热功率为3050MW（中广核版本为3150MW）。

对应的线功率密度为173.8W/cm。

相较于传统二代加百万千瓦堆型，HPR1000反应堆在提高总功率输出的同时降低了线功率密度，增加了堆芯安全裕量。

HPR1000反应堆堆芯核设计采用了最新的能源标准NB/T20057.1-2012，不仅满足国家相关的法规HAF102、HAD102和核工业行业标准EJ318-1992，也满足相关的国际标准IAEASSR2/1。

本设计从燃料管理、反应性系数、反应性控制、功率分布控制等各方面确定了HPR1000反应堆堆芯核设计方案。

燃料管理策略采用当前国际主流的18个月换料方案，核电厂可利用率超过90%。

组件中布置固体可燃毒物，不仅可以展平功率分布而且还可以降低堆芯硼浓度以确保慢化剂温度系数为负。

堆芯具备固有负反馈效应。

HPR1000反应堆采用2套独立的反应性控制系统——控制棒控制系统和可溶硼控制系统。

对于较缓慢的反应性变化，反应性控制是通过可溶硼浓度的变化实现的。

而对于快速的反应性变化，控制棒控制系统可以提供所需的反应性要求。

HPR1000反应堆堆芯的功率分布考虑了各种影响因素的组合以及各种不确定性，满足各类工况的设计准则要求。

径向和方位角功率振荡是自阻尼的。

对于轴向功率振荡，控制棒具备足够的控制能力。

另外堆芯还配置了基于固定式自给能中子探测器的堆芯测量系统，对于堆芯的三维功率分布实施在线连续监测。

（2）华龙一号的设计特点

①经济性

②灵活性

（3）安全性设计

中核集团的华龙一号安全系统设计创新性地采用了能动加非能动的设计理念（中广核则采用三套非能动装置）。

能动安全系统是高效、成熟、可靠的，且已经过充分工程验证的，而非能动安全系统可有效应对动力源丧失，以非能动安全系统作为能动安全系统的补充，可在保证技术成熟性的同时，通过多样化的手段大幅提高安全性。

以能动和非能动的方式实现应急堆芯冷却、堆芯余热导出、安全壳热量排出和熔融物压力容器内滞留等功能，非能动系统作为能动系统的备用措施以多样化的形式确保电厂安全。

华龙一号主要安全系统的原理见下图。

其中能动安全系统均为在成熟技术基础上继承发展，进行了充分的系统设计优化。

“华龙一号”典型的非能动系统主要包括二次侧非能动余热排出系统、非能动安全壳热量导出系统和能动与非能动相结合的堆腔注水冷却系统。

作为新设计的系统，验证其有效性是必不可少的，针对上述三个系统，均开展了实验研究，以证明其在特定的事故工况下能够发挥其既定功能。

3、各项参数对标AP-1000，性价比更优

（1）安全性难分伯仲

从安全性角度衡量，两种机型难分优劣。

美国原子能研究委员会（NRC）对反应堆堆芯损伤频率（CDF）的要求是1×10-4堆年，美国核电用户要求文件（URD）为1×10-5堆年，目前的在役核电厂大约为5×10-5堆年，AP1000的CDF为5.08×10-7堆年，华龙一号的CDF值低于1×10-6堆年，均远远上述可参考值；NRC对大量放射性释放频率（LRF）要求的目标值为1×10-6堆年（运行电厂允许1×10-5堆年），URD为1×10-6堆年，在役核电厂为1×10-6堆年~9×10-6堆年，AP1000的LRF为5.94×10-8堆年，华龙一号的LRF低于1×10-7堆年，同样大幅低于可参考值。

此外，两种机型设计基准地震地面水平加速度均达到0.3g。

AP1000采用非能动安全系统后，事故工况下72小时内操纵员可不采取任何手动动作，72小时后也仅需少量的厂外援助。

这大大减少了人因错误，而这种错误是造成核电厂事故的重要原因。

华龙一号采用177组12英尺燃料组件，配备实体隔离的三个安全系列，采用了能动与非能动结合的安全措施，大幅度提高了应对内外部灾害的能力，事故工况下30分钟内操纵员可不采取任何手动动作，经优化后不干预时间也可延长至72小时。

（2）华龙一号经济性领先

经济性是国际市场竞争的决定性因素之一。

从以往经验看，俄罗斯的VVER、韩国的APR1400在国际竞争中胜出的一个主要原因是造价相对较低。

韩国的阿联酋核电项目（APR1400）价格200亿美元，固定价比投资约为3500美元/千瓦。

而法国AREVA、美国GE、西屋等一些老牌NSSS供应商在竞争中失利，也往往是因为造价过高。

美国本土建设的AP1000成本高昂，例如，佐治亚州Vogtle核电项目比投资为6360美元/kW；法国弗拉芒维尔3号机组总投资60亿欧元，固定价比投资为5200美元/kW；英国计划2025年建成2500万千瓦新的核电机组，估计新建核电总投资1100亿英镑（1700亿美元），估算综合比投资6800美元/kW。

而把目光投向国内建设的项目，由于在安全性方面增加了大量额外成本，AP1000和华龙一号的比投资均要高于二代及二代加的核技术，但未来有较大的下降空间。

根据中国核电在建项目的信息比较，AP1000的首堆项目三门1期总投资408亿元，由于进度一再拖延目前总投资已达440亿元以上，比投资17600元/kW，华龙一号的首堆项目福清3期总投资377亿元，比投资16400元/kW，成本依然低于AP1000，其他在建的二代项目比投资约13000元/kW。

华龙一号的设计立足于我国已有核电工业基础，设备制造、工程建设、生产运营都具有成熟的经验可以借鉴。

特别是设备制造方面，国内完全具备相应的供货能力和设备产能。

据测算，华龙一号首两台机组国产化率将超过85%，基础造价比投资每千瓦低于2500美元，与国际上在建的包括美国AP1000在内的其他三代核电机组相比有相当的竞争力，实现系列化以后设备国产化率可高于95%，成本进一步下降空间巨大。

（3）AP1000推进持续低于预期，华龙一号潜力巨大

2007年10月，国务院正式批准了国家发改委上报的《核电中长期发展规划（2005-2020年）》，这标志着我国核电发展进入了新的阶段。

《规划》提出：

“我国的核电发展指导思想和方针是：

统一技术路线，注重安全性和经济性，坚持以我为主，中外合作，通过引进国外先进技术，进行消化、吸收和再创新，实现核电站工程设计、设备制造和工程建设与运营管理的自主化，形成批量建设中国自主品牌大型先进压水堆核电站的综合能力。

”从而确立了以后国内核电技术路线统一到AP1000及其国产化型号，进而发展自主品牌的基本方针。

不过，引进AP1000后，不仅没有对中核和广核的自主研发之路造成太大冲击，反而加速了华龙一号的成熟。

这其中的重要原因在于中核与广核作为国核技股东的地位，使他们完全拿到了AP1000的技转资料，并用于发展自己的堆型，以及AP1000过于革命和超前的理念技术导致首堆建设比较曲折，给华龙一号发展成熟留下了充足的时间。

因为三里岛事故后的近三十多年，美国没有进行新的核电站建设，作为世界压水堆鼻祖的西屋公司因拿不到新订单导致经费投入不足，设计能力严重下滑，对新理念和新技术应用中所出现问题的解决能力也不足。

AP1000最重要的革命性创新——主泵采用屏蔽泵就是新技术导致新问题的典型。

屏蔽泵已大量应用于核航母和核潜艇等军工设施，不但适用极其严格的核技术出口管制，还涉及军控，原来用于制造军用屏蔽电机泵的成熟的材料和工艺当然不能采用。

美国的屏蔽泵制造商EMD公司为向中国出口用于AP1000的屏蔽泵，必须绕过美国政府的核技术出口管制清单，开发管制清单上没有的新材料、新工艺等，为此需要进行大量的试验和攻关，自然耗费相当的时间和经费，迄今屏蔽泵的研发过程说明了技术攻关的难度：

如屏蔽泵的飞轮原来考虑用贫化铀，由于涉及敏感的核材料，后改用钨合金。

2007年至2015年，经历首台主泵制造、首次工程和耐久试验、产品批量制造、设计修改、第二次工程耐久试验、再次设计修改和针对性验证、第三次工程与耐久性试验、设计修改和验证性试验等多次循环迭代过程，同时，得益于国家核安全监管部门自始至终严格审评和监管，使得AP1000屏蔽式主泵最终完善并固化设计。

2016年三门一号机组的4台主泵全部安装成功，2017年通过了热态调试，并最终于2018年并网运行。

美国国内的AP1000同样不顺利，2012年2月9日、3月30日，美国核管理委员会分别批准了南方电力在佐治亚州的Vogtle厂址和南卡罗来那电力与燃气公司在南卡罗来那州的V.C.Summer厂址各两台AP1000机组的建设运营联合许可证（COL））。

V.C.Summer的两台机组分别于2013年3月11日和11月4日完成核岛底板混凝土浇注。

2017年3月，西屋公司根据美国《破产法》第11章申请破产保护。

2017年6月10日和7月28日，东芝先后发布声明，宣布与Vogtel及V.CSummer项目业主达成协议，将为两个项目业主分别赔偿36.8亿美元和21.68亿美元。

2017年7月31日，分别持有V.C.Summer核电项目55%与45%股份的业主南卡罗来那电力与燃气公司与SanteeCooper各自发布声明，宣布将停止V.CSummer项目两台机组的建设。

目前在我国新建的核反应堆中，几乎所有之前计划的AP1000项目已经被华龙一号以及ACP1000技术所替代，包括了福清核电站5、6号机组，漳州核电站两台机组以及防城港红沙核电站的两台机组。

可以说凭借着AP1000屏蔽泵带来的延期，国产反应堆已经在国内的建设中占得了先机。

四、应用广泛，需求带动小堆、第四代核电技术研发

1、核技术在各领域均有广泛应用

除了发电以外，核能还有更广泛的应用，包括了海水淡化、城市供热、提供高温蒸汽等。

而核辐射的应用范围则更为广泛：

包括医疗领域的放疗、消毒、X光、CT、伽马刀；工业领域的无损探伤、污水处理、灭菌、材料改性等；另外还可以用于辐射育种、食品农产品辐射加工等。

（1）核能的新型应用扩展反应堆功能

①海水淡化

气候变化、淡水短缺问题，已成为人类长期生存和可持续发展所面临的最大挑战之一。

核能海水淡化，是一项利用核能进行海水淡化的解决方案。

由于海水淡化成本在很大程度上取决于消耗电力和蒸汽的成本，水电联产可以利用电厂的蒸汽和电力为海水淡化装置提供动力，从而实现能源高效利用和降低海水淡化成本。

与核能等新能源结合是海水淡化降低成本走向大型化的趋势。

核能可以为大规模的海水淡化厂提供能源，形成规模效益，是比较理想的淡化技术。

20世纪90年代以来，核能应用于海水淡化技术得到了国际原子能机构和世界许多国家的广泛重视。

在过去的10年中，全世界对利用核能来生产淡水的兴趣不断增加。

核能的经济竞争力的提高、能源供应多样化的要求、保护环境的因素、以及核电工业的复兴等综合原因都激发了核能在海水淡化领域中的应用。

尤其在沿海缺乏淡水资源，同时又匾乏常规能源或者大量运输常规燃料有困难的地区，利用核能淡化海水是一个很好的选择，具有良好的发展前景。

利用核能进行海水淡化将一举多得:

首先核能可为海水淡化提供大量的廉价能源，可降低海水淡化的成本；其次利用核能可缓解能源供求矛盾，优化能源结构；同时利用核能可解决大量燃烧化石燃料造成的环境污染问题；减少海水排放所产生的余热浪费和热污染问题。

2019年8月，红沿河二期工程海水淡化系统正式产水。

二期工程海水淡化系统共有三列反渗透装置，全部可用后，每小时可产淡水240吨。

据了解，红沿河核电一期工程海水淡化系统于2010年投产，是我国核电站中的首个海水淡化系统，开辟了核电站利用海水淡化技术提供淡水资源的先河，产出的水质优于国家饮用水标准，可直接饮用。

二期工程海水淡化系统采取与一期相同的技术，并在建设过程中落实了100余条一期工程海水淡化经验反馈。

二期工程海水淡化系统全面建成后，将实现红沿河一、二期淡水、除盐水、生活水互通。

在充分满足6台机组生产用水的同时，还可为红沿河员工提供生活用水，提高了红沿河现场供水的稳定性和用水经济性。

同时，二期工程海水淡化系统全部投产后，红沿河现场将每天生产超过2万吨淡水。

②城市供热

核能供热主要是从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。

核能供热整个过程其实只发生了蒸汽加热水和水加热水两个环节，并且在核电站与用户之间设置了多个回路进行隔离，每个回路之间只有热量的传递。

用户暖气管道中的热水也只在小区内封闭循环，与核电厂层层隔离，十分安全。

核电热电联产供热价格与大型火电基本持平，并且不排放二氧化碳、二氧化硫、氮氧化物和烟尘颗粒物，“清洁”、“环保”是核能最好的标签。

2019年11月5日，全国首个核能商业供热项目，国家电力投资集团有限公司山东海阳核能供热项目一期工程第一阶段正式投用，覆盖面积70万平方米。

山东核电有限公司员工倒班宿舍和周边30多个居民小区正式由燃煤供热变为核能供热。

（2）核技术应用龙头

国内主要从事核技术应用产业的大企业有中广核核技术发展股份公司、烟台东诚药业集团股份有限公