核电行业深度研究报告.docx
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核电行业深度研究报告核电行业深度研究报告核电行业深度研究报告1.全球能源结构加快转型1.1可再生能源已成为全球能源转型的主流方向受全球气候变暖、不可再生的化石能源不断消耗等因素影响，全球能源消费结构正加快向低碳化转型。
国际社会对保障能源安全、保护生态环境、应对气候变化等问题日益重视，许多国家已将可再生能源作为新一代能源技术的战略制高点和经济发展的重要新领域，其中核能发电是可再生能源利用的重要组成部分之一。
可再生能源规模化利用与常规能源的清洁低碳化将是能源发展的基本趋势。
加快发展可再生能源已成为全球能源转型的主流方向。
根据世界核能协会，2019年，核能发电量达到2657TWh，能够满足世界电力需求的10以上。
中国的核能发电量从2013年的105TWh增至2019年的330TWh，增长了超过两倍。
2019年，北美，西欧和中欧的核能发电量有所下降，非洲，亚洲，南美，东欧和俄罗斯的核能发电量有所增加，亚洲的核能发电量增长了17，其中，中国的核能发电量占比过半。
1.2中国出台多个政策促进核电行业发展2018-2021年，中国陆续出台了多个核电行业政策，保障核电运营的规范性和安全性。
核电行业政策和国家对于低碳排放及推广清洁能源的要求成为了核电行业持续发展的重要推力。
1.3经合组织国家核电发展放缓，中国核电行业进入发展新阶段根据IEA，2019年，全球在建核电装机容量60.5吉瓦，其中经合组织国家、中国和俄罗斯在建核电装机占比分别为33%、17%和8%。
但是近年来，多个经合组织国家调整核能领域发展计划，其中，德国、比利时、瑞士和西班牙等国家计划逐步淘汰核电；韩国、瑞典、法国等国家则打算降低核电比例；受低成本天然气和可再生资源竞争的影响，美国一些小型、低效核电站也提前关闭。
德国是世界上第一个通过立法确定淘汰核电的国家，决定在2022年全面淘汰核电。
目前，德国已经关闭了20座核电站，计划在2022年底之前关闭国内所有核电站。
比利时计划在2025年前逐步淘汰核能发电。
瑞士明确不再批准新建核电站，对现有核电站不延期退役，并于2019年12月永久关闭了其现有五座核反应堆中的第一座。
西班牙计划于2030年前关闭国内最后一座核反应堆，并计划不对任何核反应堆40年的运行寿期进行延长。
根据俄罗斯科学院能源研究所，到2035年，发展中国家核电发电量将超过经合组织国家，为全球核电增长贡献最多的增量。
其中，中国将是实现最大的核电增长的国家。
发达国家核电发展放缓有几方面原因。
一，由于发达国家经济发展更为成熟，发达国家的新增用电需求低于高速发展的发展中国家。
二，发达国家在过去建设的核电站多数已经达到了30-40年的退休年限，根据IAEA，截止2019年底，全球有大约292台核电机组的运行年限在30年以上，占全球在运核电机组的比例达到66%。
由于延长核电机组运行时间的费用仅为新建核电机组的10%20%，更多国家选择通过对核电机组基本结构、系统和部件进行特殊安全评审和评定来延长机组运行时间至60年，同时对核电机组进行升级改造，确保核电机组未来继续安全运行。
美国、法国、加拿大、阿根廷、亚美尼亚、乌克兰、捷克、俄罗斯、墨西哥和巴西等国家均有核电延长运营期限的计划。
三，随着燃气蒸汽联合发动机的普及、风电和光伏等可再生能源发电成本也在不断降低，和考虑到天然气价格低廉，所以近年来核电的成本优势对发达国家的吸引力有所减小。
四，从1979年的美国三里岛事故到1986年的苏联切尔诺贝利事故，再到2011年的日本福岛核电站事故，三次核电事故不断加深着人们对于核能安全隐患的担心，曾一度引发反核大游行，发达国家也需要通过关闭核反应堆安抚民众的反核情绪。
例如在福岛事故后，日本一度关停了所有核电站。
中国大力发展核电最主要的原因是核电技术拥有比其他能源更明显的优势。
核能发电不仅环保，还具有经济可靠性及高效性。
核电作为低碳清洁能源，能降低温室气体排放。
核电增长受全球不断增长的电力需求、不断加强的环保意识及化石燃料价格及供应波动驱动。
尤其对于发展迅速但受限于传统化石燃料资源的中国，核能是全球具竞争力的重要能源选择之一。
和煤炭或天然气的发电站相比，核电的热源的裂变反应，形成闭合回路，没有二氧化硫、氮氧化物排放，间接排放的二氧化碳量极少，所以不会污染空气。
另外，和其他可再生能源相比，核能发电更加稳定。
核电站较少受天气、季节或其他环境因素的影响。
核电站具有较大容量及低成本发电的特点，能满足对大量电力的需求。
核电站也能以其设计容量运行相当长的时间。
另外，核电发电极为高效，根据欧洲核能协会公布的统计数据，1,000克标准煤、矿物油及铀分别产生约8千瓦时、12千瓦时及24兆瓦时的电力。
相比光伏、风电、生物质等清洁能源，核电的发电成本更低，未来随着国内用电需求不断增长的背景下，核电将是国内主要新能源发电方式之一。
另外，根据国务院的中国的能源状况与政策白皮书，中国能源战略的基本内容是：
坚持节约优先、立足国内、多元发展、依靠科技、保护环境、加强国际互利合作，努力构筑稳定、经济、清洁、安全的能源供应体系，以能源的可持续发展支持经济社会的可持续发展。
要积极推进核电建设，优化能源结构，实现多能互补，保证能源的稳定供应。
并重点掌握第三代大型压水堆核电技术，攻克高温气冷堆工业实验技术。
所以中国能源战略是发展多种清洁能源，不断优化国内能源结构，并最终实现能源独立自主，而核电也是中国需要不断推动发展的清洁能源发电方式之一。
2.核能发电量规模逐年增长，核电发电占比仍有较大提升空间2.1核电发展历史在改革开放前，受制于整体经济科技实力，我国民用核工业的研究开发相对落后，但自主掌握的石墨水冷生产堆和潜艇压水动力堆技术为我国核电的发展奠定了基础。
上世纪80年代初，中国政府首次制定了核电发展政策，决定发展压水堆核电厂，采用“以我为主，中外合作”的方针，先引进外国先进技术，再逐步实现设计自主化和设备国产化，中国的核电产业开始起步。
1991年秦山一期核电站投用，这是中国大陆自主设计、建造和运营管理的第一座压水堆核电站，结束了中国大陆无核电的历史，象征着我国核工业的发展上了一个新台阶，使中国成为继美国、英国、法国、前苏联、加拿大、瑞典之后世界上第7个能够自行设计、建造核电站的国家；1994年大亚湾核电站的投用，成功实现了中国大陆大型商用核电站的起步，实现了中国核电建设跨越式发展、后发追赶国际先进水平的目标。
目前，中国已成为世界上少数几个拥有比较完整的核工业体系的国家之一。
由于核电技术相当复杂，且不断更新迭代的核电站技术对国家及企业技术研发水平的要求较高。
目前，我国核电的整体技术水平处于第二代改进型向第三代核电技术过渡阶段。
2018年6月，运用第三代核电EPR技术路线的台山核电站及AP1000技术路线的三门核电站实现首次并网发电。
国内核电企业及研究机构在推广我国自主研发的第三代核电技术实现大规模、商业化应用的基础上，也在持续推进快堆及先进模块化小型堆的示范工程建设，并在超高温气冷堆、熔盐堆等新一代先进堆型关键技术设备材料研发方面大力投入。
中国核工业集团公司和中国广核集团研究开发了具有自主知识产权的三代核电技术华龙一号。
华龙一号是中国拥有完全自主知识产权的第三代压水堆技术，采用“能动与非能动”相结合的安全设计理念，华龙一号的自主研发为中国的核电发展奠定了技术基础。
防城港3、4号机组，是华龙一号核电技术的示范项目，已分别于2015年12月24日、2016年12月23日开工建设，目前两台机组建设进展总体正常。
惠州1、2号机组和苍南1号机组也使用华龙一号核电技术，分别于2019年12月26日、2020年10月15日和2020年12月31日开工建设。
2.2核能发电原理核电利用铀核裂变所释放出的热能进行发电。
在核裂变过程中，中子撞击铀原子核，发生受控的链式反应，产生热能，生成蒸汽，从而推动汽轮机运转，产生电力。
核反应堆是装配核燃料以实现大规模可控制裂变链式反应的装置，是核电站的核心装置。
反应堆冷却剂将热量由核反应堆堆芯转移至发电机及外部环境。
中子慢化剂会降低快中子的速度，生成可维持核链式反应的热中子。
在核电站中，反应堆的作用是进行核裂变，将核能转化为热能。
水作为冷却剂在反应堆中吸收核裂变产生的热能，成为高温高压的水，然后沿管道进入蒸汽发生器的U型管内，将热量传给U型管外侧的汽轮机工质（水），使其变为饱和蒸汽。
被冷却后的冷却剂再由主泵打回到反应堆内重新加热，如此循环往复，形成一个封闭的吸热和放热的循环过程，这个循环回路称为一回路，也称核蒸汽供应系统。
由于一回路的主要设备是核反应堆，通常把一回路及其辅助系统和厂房统称为核岛。
汽轮机工质在蒸汽发生器中被加热成蒸汽后进入汽轮机膨胀作功，将蒸汽焓降放出的热能转变为汽轮机转子旋转的机械能。
汽轮机转子与发电机转子两轴刚性相连，因此汽轮机直接带动发电机发电，把机械能转换为电能。
作完功后的蒸汽（乏汽）被排入冷凝器，由循环冷却水（如海水）进行冷却，凝结成水，然后由凝结水泵送入加热器预加热，再由给水泵将其输入蒸汽发生器，从而完成了汽轮机工质的封闭循环，此回路为二回路。
二回路系统与常规火电厂蒸汽动力回路大致相同，所以通常把它及其辅助系统和厂房统称为常规岛。
核电站所有带有强放射性的关键设备都安装在核岛内，以便限制放射性物质外溢。
设置有多项安全系统，以有效控制核电站及防止辐射扩散。
压水堆核电站将核能转变为电能分四步，分别通过四个主要设备实现：
反应堆将核能转变为热能；蒸汽发生器将一回路高温高压水中的热量传递给二回路的水，使其变成饱和蒸汽，在此只进行热量交换，而不进行能量的转变；汽轮机将饱和蒸汽的热能转变为汽轮机转子高速旋转的机械能；发电机将汽轮机传来的机械能转变为电能。
全球范围内大多数用于发电的在运及在建核反应堆采用压水堆技术。
压水堆核电站由核岛和常规岛组成，核岛中的大型设备主要包括蒸发器、稳压器、主泵等，是核电站的核心装置；常规岛主要包括汽轮机组及二回路其他辅助系统，与常规火电厂类似。
商用核电反应堆根据反应堆冷却剂/慢化剂和中子能分类。
按照冷却剂/慢化剂的不同，反应堆一般可分为轻水堆（包括压水堆和沸水堆等）、重水堆及气冷堆。
按照所用的中子能量，反应堆一般可分为慢（热）中子堆或快中子堆。
全球范围内大多数用于发电的在运及在建核反应堆采用压水堆技术。
截至2019年8月，根据国际原子能机构，全球在运核电机组共451台，其中采用压水反应堆技术的共301台，占比达到66.74%。
2021年7月31日，随着辽宁红沿河核电站5号机组完成168小时试运行试验，正式具备商运条件，我国运行核电机组增至51台。
目前，我国共有62台核电机组，其中51台机组装料投入运行。
2.3核能发电量规模逐年增长根据中国核能行业协会，2020年，国内新投入商运核电机组1台，为田湾核电5号机组。
截止到2020年底，全国商运核电机组为48台，总装机容量达4988万千瓦。
2011-2020年，除了2011年外，其余年份全国商运核电机组装机规模均保持增长。
根据国家统计局，2020年全国累计发电量为74170.4亿千瓦时，其中商运核电机组总发电量（包含上网电量及厂用电量）为3662.5亿千瓦时，约占全国总发电量的4.94%。
2010-2020年，我国核电发电量持续增长，从2010年的738.8亿千瓦时增长至2020年的3662.5亿千瓦时，年均复合增长率达到17.4%。
2021年1-8月，我国核电发电量达2699亿千瓦时，约占全国总发电量的5.01%，较2020年底进一步提高，但仍远低于世界平均水平（10%），未来仍有较大提升空间。
根据国家能源局，截至2021年6月30日，全国发电装机容量22.6亿千瓦，比上年末增长9.5%。
据中国核能行业协会统计，截至2021年6月30日，大陆运行核电机组共51台，装机容量为5,327.495万千瓦（额定装机容量），占全国发电装机容量的2.36%。
2021年1-6月，全国累计发电量为38717.0亿千瓦时，运行核电机组累计发电量为1950.91亿千瓦时，占全国累计发电量的5.04%，比2020年同期上升了13.76%；累计上网电量为1830.51亿千瓦时，比2020年同期上升了14.12%。
2.4十四五期间国家电网新开工核电容量有望大幅增长2019年，核电项目审核重启，全国首个核电项目在福建开工，这是2015年之后全国首个核电开闸项目。
2020年9月2日国务院常务会议指出，积极稳妥推进核电项目建设，是扩大有效投资、增强能源支撑、减少温室气体排放的重要举措。
会议核准了已列入国家规划、具备建设条件、采用“华龙一号”三代核电技术的海南昌江核电二期工程和民营资本首次参股投资的浙江三澳核电一期工程。
根据国家电网发布的“碳达峰、碳中和”行动方案，到2030年，国家电网经营区核电装机达到8000万千瓦。
截止2020年，国家电网核电并网容量为3028万千瓦。
根据国家电网的规划，未来核电装机容量仍有巨大增长空间，通常核电建设周期约5年，未来在2030年之前实现装机目标，则新增核电装机容量预计在2021-2025年间陆续开工，国家电网在十四五期间新开工核电容量有望达到高峰。
根据我国核电发展规划研究，在基准方案下，到2030年、2035年和2050年，我国核电机组规模达到1.3亿千瓦、1.7亿千瓦和3.4亿千瓦，占全国电力总装机的4.5%、5.1%、6.7%，发电量分别达到0.9万亿千瓦时、1.3万亿千瓦时、2.6万亿千瓦时，占全国总发电量10%、13.5%、22.1%。
为了实现2030年非化石能源占一次能源消费比重将达到25%左右的目标，核电将持续发挥重要作用。
3.核电原材料对外依存度高，核电设备打破国外技术垄断核电产业链的上游为铀矿开采加工精炼、铀转化浓缩和核燃料组件制造；中游为核电设备制造环节，主要包括核岛设备、常规岛设备和辅助设备；下游是核电站建设运营及乏燃料处理等。
3.1中国核燃料对外依存度高3.1.1我国铀资源对外依存度常年维持在70%以上核电站的运行需要核燃料保持供应。
核燃料物资在世界各国都受到严格管制，中国是核不扩散条约缔约国之一，受国际原子能机构（IAEA）监督，必须满足核不扩散条约的相关要求，中国政府对核燃料物资行业实施严格的管制。
根据中国政府对核燃料行业的管制政策，只有获得国家许可的企业才能从事海外铀产品的采购，其他企业均不允许直接向海外供应商采购天然铀、核燃料组件。
目前国内获授经营许可及牌照从事天然铀进口及贸易并提供核相关服务的实体只有三家，分别是中国广核集团下属的铀业公司、中核集团下属的原子能公司和国家电投下属的国核铀业发展有限责任公司。
铀业公司、原子能公司及国核铀业发展有限责任公司，国内只有这三家公司能进行铀产品进出口相关业务。
其中，铀业公司主要通过铀资源开发和天然铀贸易两方面以保障天然铀的稳定供应。
在铀资源开发方面，铀业公司的业务包括铀矿勘查、铀矿山建设和铀矿开采、冶炼等。
通过在哈萨克斯坦、纳米比亚及中国境内新疆、广东等地从事铀矿开采及/或勘探工作，并通过在澳大利亚、加拿大等地收购铀矿开发公司，铀业公司进行了铀资源的全球战略布局。
在天然铀贸易方面，铀业公司已获得民用核燃料进出口专营资质，具备天然铀采购、运输、储存、销售全过程控制能力，并通过签订长期贸易合同锁定了大量的天然铀，同时也辅之以少量的现货采购。
此外，为保证商用铀转化及浓缩、核燃料组件加工服务的稳定供应，铀业公司就核燃料组件加工和运输等服务与原子能公司、中核建中签订了为期十年的长期合同，锁定了10年期的转化浓缩、组件加工服务的安全、稳定供应。
核燃料循环包括核燃料进入反应堆前的制备和在反应堆中的裂变及乏燃料处置的整个过程。
核燃料循环的前端包括铀矿探采、矿石加工、精炼、转化、浓缩、燃料组件制造等；核燃料循环的后端包括对放射性废物的处理、乏燃料的贮存和处置等。
在核燃料循环前端，铀矿石开采后经过精选，通过处理厂制成八氧化三铀（U3O8）。
压水堆核电站以含铀235约3%的低浓铀作为燃料，但天然铀的铀235含量只有0.720%。
为了把天然铀中铀235的含量提高到3%，需要进行铀同位素分离（即铀的浓缩）。
当前工业规模的铀的浓缩工厂以六氟化铀（UF6）为供料，因此需要把前处理的U3O8进行还原、氢氟化和氟化转变为UF6，这个过程是铀的转化。
在铀的浓缩工厂中，UF6中的铀235含量被浓缩至3%左右。
这样得到的能送至元件制造厂制成含铀235约3%的低浓铀燃料元件。
根据OECD和IAEA，截至2019年1月1日，全球已查明可开采铀资源总量，即开采成本低于260美元/kgU的资源总量达到807.04万tU，较2017年的798.86万tU增长1.0%；开采成本低于130美元/kgU的资源总量为614.78tU，较2017年增长0.1%，成本低于80美元/kgU的资源总量减少3.5%，成本低于40美元/kgU的资源总量增加2.2%。
随着2020年初全球新冠病毒疫情的爆发，全球多个铀矿暂停运行。
加拿大在2020年3月宣布，暂停雪茄湖矿和麦卡琳湖水冶厂的生产，哈萨克斯坦在同年4月初也宣布将减少所有铀矿的运营活动。
疫情还对澳大利亚、纳米比亚或南非等国家的采矿作业造成限制，2020年全球铀生产量受到一定影响。
根据标普全球市场财智，2018和2019年全球铀矿产量分别为13710万磅和13500万磅，预计2020年铀矿产量为13030万磅（约59103吨），较2019年有所减少。
2020年，哈萨克斯坦、纳米比亚、澳大利亚、加拿大、俄罗斯和尼日尔是全球铀矿生产的六大国，合计产量约占全球产量的84%，全球超过40%的铀矿产量来自哈萨克斯坦。
国内大部分铀资源属于非常规铀，品位低且埋藏深，开采成本高，目前中国的铀矿资源大部分来源于进口，主要进口国有哈萨克斯坦、纳米比亚、澳大利亚、加拿大、尼日尔和乌兹别克斯坦。
根据世界核协会，我国铀资源对外依存度常年维持在70%以上。
据世界核协会估算，2021年世界铀需求约为62500吨，2030年和2040年分别增加到79400吨和112300吨。
核燃料成本是核电发电企业的主要成本之一，核燃料成本包括购买天然铀、铀转化及浓缩服务、燃料组件加工服务及其他相关服务的成本。
通常，天然铀成本占核燃料成本的一半左右。
核燃料的价格及供应情况会受国内及国际政治及经济影响而出现波动。
以中国广核和中国核电为例，2018-2020年，中国广核的核燃料成本在总成本中的占比分别为25.75%、22.73%和17.77%，呈下降趋势，主要是公司建筑安装和设计服务业务规模呈快速扩大趋势，该部分的成本占比提升较多所致；中国核电的核燃料及其他材料成本在总成本中的占比分别为22.90%、21.52%和22.08%，占比相对稳定。
2019年中国广核核燃料采购成本中天然铀占比约49%，铀转化及浓缩占比约33%，燃料组件加工约占17%。
其他占1%。
3.1.2闭式核燃料循环处理是我国核电产业技术的必经之路乏燃料指在反应堆内使用过的核燃料，燃耗深度已达到设计卸料燃耗，从堆中卸出且不再在该反应堆中使用的核燃料组件（即乏燃料组件）中的核燃料。
其中有未裂变和新生成的易裂变核素、未用完的可裂变核素、许多裂变产物和超铀元素。
随着中国核电产业的规模化发展，核电站乏燃料产生量日益增加，乏燃料后处理需求日益凸显。
乏燃料处理方式基本可分为两种，一种是“开式核燃料循环”，即直接将乏燃料冷却、包装后作为废物送入深地质层处置或长期贮存。
另一种是“闭式核燃料循环处理”，即将乏燃料送入后处理厂，将铀和钚等有用物质进行分离、回收再利用，之后将废物固化后进行深地质层处置或进行分离嬗变。
上世纪80年代我国就确定了核燃料“闭式循环”的技术路线，该技术可大幅提高铀资源的利用率，同时显著减小放射性废物体积并降低其毒性。
我国核电站乏燃料后处理市场需求紧迫，产业前景广阔。
根据国家能源局估算，一台百万千瓦级压水堆核电站，每年产生的乏燃料约20-25吨。
中国核能行业协会发布的数据显示，截至2020年12月底，中国大陆地区已运行核电机组共49台，合计装机5103万千瓦，对应乏燃料年产量将达到1,000吨以上。
中国目前已积累较大规模的乏燃料，且未来的年产出规模还将随着核电站数量增加进一步扩大。
随着我国核电建设步入快车道，核电站卸出的乏燃料规模正在不断增长。
“闭式核燃料循环”作为我国乏燃料处理的必经之路，对安全环保措施以及技术工艺都有着极高的要求，国际上主要有法国、英国、日本、印度等国家采用该处理方式。
中国尽管从上世纪80年代就确定了“闭式核燃料循环”的战略，但至今仍未能完全实现自主研发及规模化生产。
在发改委和国家能源局共同印发的能源技术革命创新行动计划（2016-2030年）中，把“乏燃料后处理与高放废物安全处理处置技术创新”作为重点任务之一，提出要推进大型商用水法后处理厂建设，加强先进燃料循环的干法后处理研发与攻关，目标在2030年要建成完善的先进水法后处理技术研发平台体系，基本建成我国首座800吨大型商用乏燃料后处理厂。
一方面，通过“开式核燃料循环”，即直接贮存方式处理乏燃料，绝大部分核电站的在堆贮存水池容量已超负荷；另一方面，通过“闭式核燃料循环处理”，我国在建的首套乏燃料处理能力仅有200吨/年。
所以，我国不断累积的核电乏燃料处理刚性需求与短缺的乏燃料后处理产能之间的矛盾日益突出，因此迫切需要发展“闭式核燃料循环处理”相关技术和建设产能。
该技术是中国未来核电行业急待推进发展的重要环节之一，具有广阔的产业前景。
3.1.3钍基熔盐堆有望助力中国打破核燃料进口依赖格局在天然矿石中铀的三种同位素共生，其中铀235的含量非常低，只有约0.7%。
现在核能发电主要是通过铀-235的裂变反应。
国际原子能机构IAEA发布的国际核电状况与前景提出，根据新建核电厂的数量和现有核电厂的延寿，预计到2040年，世界铀的年需求量在56640吨铀至100225吨铀之间。
在IAEA高值情景中，铀的年产量需要增加约41000吨铀。
这将需要大量的勘探活动、创新和开发新的铀矿。
IAEA预计许多主要铀矿资源在21世纪30年代中期枯竭。
除了铀235，另一种核燃料是钍，它存在于自然界的钍矿（例如独居石、氟碳铈矿、钇钍石和钍石）。
钍在地壳中的储量大约是铀的3倍，自然界存在的钍是钍232。
钍-232吸收中子会转变成钍-233，钍-233的半衰期仅为21.83分钟，会通过衰变成镤-233。
镤-233的半衰期为27天，会再次通过衰变为铀-233。
铀-233是易裂变的，可以像铀-235或者钚-239一样用作核燃料。
铀-233经历核裂变时发射的中子可以进一步撞击钍-232原子核，继续循环这一过程。
未来当铀储量开始耗尽时，钍核燃料将成为非常重要的核电原材料。
相比铀反应堆，钍基熔盐堆理论上其产生的核废料仅为现有技术的千分之一。
自然界中的钍储量主要分在中
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