2025年四代核电专题报告：解决核能利用痛点，向“终极能源”过渡

核能发展势头强劲，挑战与机遇并存

我国核准机组数量创历史新高，核电成长确定性高

核电是建设新能源体系的重要组成部分，我国大力支持核电发展。核能是低碳能源，全生命周期碳排放仅约 12 克/千瓦时，同时具有装机容量大，运行稳定可靠、换料周期长等特点，具备较强的频率和电压调节能力，能够为经济社会发展提供充足的电力保障。在高比例可再生能源、高比例电力电子设备的“双高”电力系统中，核电具有保障电力供应、支撑电力系统安全稳定运行、促进新能源消纳和实现“双碳”目标等方面具有重要作用 1。核电产业是我国支持发展的产业，《“十四五”现代能源体系规划》提出，在确保安全的前提下，积极有序推动沿海核电项目建设，保持平稳建设节奏，合理布局新增沿海核电项目。开展核能综合利用示范，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，推动核能在清洁供暖、工业供热、海水淡化等领域的综合利用。切实做好核电厂址资源保护。 我国核电行业发展全球领先，但核电发电量占比较低。截至2025 年1 月6日，我国商运核电机组数量达到 58 台，总装机 6096.7 万千瓦（含国和一号示范工程1号机组和漳州核电 1 号机组），位列全球第三；在运和在建核电总量约1.13亿千瓦，规模升至世界第一，其中在建机组规模保持世界第一；在建及已核准未开工机组合计 46 台，累计装机容量 5547 万千瓦。但我国核电发电量在全国发电量中的占比较低，2023 年仅占 4.86%，低于世界平均水平（近10% 2）。

核能发展仍面临多重挑战

安全性是核能发展首要考虑因素。2011 年福岛核事故后，全球核能发展放缓乃至停滞，部分国家启动退核，关停国内全部核电站。由于核事故的巨大危害性，安全性是核能行业发展的第一原则，安全和质量是核电发展的“生命线”。目前先进三代核电设计需要采用能动和非能动安全系统来保证核电运行的安全性，华龙一号设计就包括了辅助给水系统和非能动二次侧余热导出系统、安喷系统和非能动安全壳热量导出系统、能动和非能动的堆腔注水系统、能动和非能动的安注系统等 4 套安全系统 3。华龙一号的安全设计保证 72 小时内不需要外部干预，依靠重力、温度、密度差等非能动手段可以导出堆芯热量，保证机组安全，发生事故的概率降低到百万年分之一。

全球天然铀产能有限，存在供给缺口。根据 WNA 的数据，2022 年全球U3O8供应量58201 吨，相当于 49355tU，占公用事业全年需求量的74%，剩余部分则由二次供给补充。根据 WNA 统计，截至 2021 年，全球生产成本在130$/kgU（约50$/lbU3O8）以下的合理确定资源和推断资源合计 607.85 万 tU；而每GW 核电装机每年约消耗150-200tU，首次燃料装载则需要 300-450tU。以全球核电装机400GW 测算，以上铀资源约可使用 100 年。而随着全球核能复苏，新建核电逐渐投产，全球铀矿需求将持续提高，供给缺口可能扩大，铀资源可用年限进一步缩短，导致全球天然铀市场价格明显提高；另一方面，受福岛核事故影响，2011 年后全球核电发展放缓、停滞甚至倒退，铀资源企业减少了铀矿勘探、开采开支，新矿山储备较少，而新矿山从前期勘探、审批到建成投产周期一般在10 年以上，近年新增铀矿产能主要是原有矿山的复产和增产。

乏燃料处理尚未成熟。目前全球投入商业运行的二三代核电均为热堆，热堆运行过程中会产生含有强放射性、长半衰期的乏燃料，通常含有1.0%的铀-235，0.6%的可裂变钚（钚总量约 1%），3%的裂变产物和次要的锕系元素，以及95%的铀-238。乏燃料取出后卸载到紧邻反应堆的储存池中或进行干法贮存，以屏蔽辐射并释放余热，这一过程可能持续数月乃至数年，然后可以转移储存，但最终需要回收处理再利用（闭式燃料循环），或直接进行永久储存（一次通过式燃料循环）。目前对于乏燃料的主流处理方式仍是掩埋和储存，无法完全解决乏燃料问题且需要长期监测，成本高昂，而乏燃料的后处理和回收再利用目前仍未完全成熟。按百万千瓦核电机组一年约产生 20-25 吨乏燃料测算，目前我国核电每年产生1200-1500 吨乏燃料。据估计，到 2030 年我国累计乏燃料将达到约23500吨，离堆运输的需求将达到 15000 吨 4。 目前我国乏燃料处理能力仅有 2010 年在甘肃兰州建成的四〇四中试工程，以及以中试厂为基础建设的 200 吨/年乏燃料后处理示范工程。中核集团和法国阿海珐集团合作的中法合作核循环项目选址曾计划选址连云港，模仿法国阿格核循环厂模式建设核循环厂，设计年处理乏燃料能力 800 吨，一期贮存能力3000 吨，但由于当地居民对核能安全和环境影响的担忧，连云港市政府决定暂停了核循环项目的前期选址工作。

核电厂址要求严格，条件优秀的厂址有限，内陆核电尚未放开。出于对核电运行安全性的考虑，核电站选址条件苛刻，需要确保核电站不受到自然灾害或外部人为因素等的影响，即使发生事故时，也能够有效降低对周围环境以及居民生产生活的影响。国家能源局要求核电厂址满足以下 6 个条件：

核电厂址尽量选择人口密度相对较低，离大城市较远的地点。半径5千米范围不宜有 1 万人以上乡镇；10 千米范围内不宜有10 万人以上城镇，40千米范围内不宜有 100 万人以上的大城市。

核电厂水源应该满足装机容量取水要求（内陆核电厂采用淡水循环冷却，取水量不超过每百万千瓦 1.2 立方米/秒；沿海核电厂，取水量不超过每百万千瓦 0.05 立方米/秒）。

核电厂址附近范围内不应存在能动断层，厂址不受火山活动及其他严重地震、地质灾害的威胁，地基地质条件好。

核电厂的交通运输应便捷，设置进厂道路、应急和施工道路。厂址应具备可行的建造大件运输通道或大件码头条件。

核电厂厂址尽量选择距离电力负荷中心较近区域，且电网可靠性高、厂外电源应有两个独立系统。

核电厂址可提供厂区 0.146 平方米/千瓦的用地和厂外施工临时用地，厂址场地标高应高于设计基准洪水位 5。

简而言之，核电选址需要考虑的要素包括：充足水源、稳定地质结构和气象等条件、适宜的社会经济条件和无潜在危险源。目前我国在建及在运核电站均为沿海核电，可供选择的厂址有限；内陆核电目前尚未放开，主要原因是核电冷却取水和安全等问题。而全球在运核电中，内陆核电占总装机的2/3 以上，并且在技术和实践上都已验证成熟，只要在选址阶段对关键难点问题进行深入分析研究，并采取适当的管理措施和技术措施，内陆厂址能够满足有关法规和建厂条件的要求。根据中核集团相关报道，我国初步勘查选择的核电站厂址容量可支撑未来4亿千瓦装机，核电站厂址资源主要分布在我国东部沿海和中部内陆地区，主要包括辽宁、吉林、河北、浙江、安徽、河南、福建、江苏、浙江、山东、湖北、湖南、江西、四川、重庆、广东、广西、甘肃、黑龙江、云南等省份6。按照核电发展规划测算，考虑内陆核电的情况下，当前储备选址足以保证2060 年前的核电发展。

核能利用场景有限，能量转换效率较低。同样出于安全性考虑，核电站一回路压力较低，对应饱和温度也较低，同时设置一定的安全边界，再加上传热效率问题，二回路主蒸汽温度更低，因此能量转换效率也较低，通常显著低于超超临界火电机组。同时，低参数蒸汽也较难应用于供热供汽、制氢等用途，因此目前核电主要用途仍是发电。目前，海阳、红沿河等核电站有供暖应用，田湾核电建成“和气一号”后成为我国首个工业用途核能供汽项目。除以上核能综合利用方式外，部分堆型还可用于生产同位素，但目前我国在运核电中仅秦山三核的两座CANDU6重水堆具备此能力。

聚焦核能利用痛点，迭代核能新技术

目前的核电受限于前述短板，尚不具备成为“终极能源”的条件，而可控核聚变距离实现商业化落地仍有较大差距，因此四代核电尤其是快堆成为核能发展下一阶段的目标和可控核聚变最终实现之前的替代方案。我国于1983 年提出“热堆-快堆-聚变堆”的核能利用三步走战略计划，解决核能可持续发展和核燃料长期安全有效供应的问题。目前我国热堆发展已逐步成熟，自主三代压水堆核电“华龙一号”已建成投产并保持安全稳定运行，“国和一号”首堆工程已首次并网发电，多用途模块化小堆“玲龙一号”预计 2026 年建成投产，自主研发的世界首座具有第四代核电特征的高温气冷堆核电站投运。快堆成为当前核能发展聚焦点。我国快堆采用“实验堆-示范堆-商用堆”三步走发展战略。我国于2010年建成第一座钠冷快堆中国实验快堆（CEFR），2014 年底实现了100%功率运行72小时的工程设计目标。CEFR 热功率 65MW，实验发电功率20MW，首炉燃料使用UO2，采用堆本体池式结构和一回路钠、二回路钠和三回路水进行传热，并首次设立非能动余热事故排出系统。2017 年，霞浦 600MW 示范快堆工程开工，采用中核集团自主研发的 CFR600 型池式钠冷快中子反应堆，是我国首个快堆核电示范工程。

2024 年 8 月 27 日，在国务院国资委指导下，中核集团在中国原子能科学研究院举办一体化闭式循环快堆核能系统创新联合体成立大会。会上提出，中核集团将积极推动将一体化快堆纳入国家科技重大专项，计划于2035 年左右，建成一体化快堆首个示范工程，实现商业化示范。一体化快堆指在同一厂址建设钠冷快堆、干法处理厂、燃料制造厂和废物处理设施，同时具备发电、增殖、嬗变三个功能，实现高效闭式燃料循环利用。 在国际上，核能利用战略与我国三步走战略略有差异，将裂变核电技术根据发展阶段、反应堆特点、技术目标、本征安全性等划分为1-4 代核电，其中快堆属于四代核电，但四代同时包含部分热堆设计。1-4 代核电发展历程和主要特征如下：一代核电：始于 20 世纪 50 年代，基于军用核能技术开发建造，苏、英、美分别于 1954 年、1956 年和 1957 年建成实验性和原型核电站，主要验证了核能发电的技术可行性。目前一代核电已退出使用。 二代核电：在一代核电的基础上，对经过验证的机型实施标准化、系列化、批量化建设，陆续建成电功率 30 万千瓦以上的压水堆、重水堆和沸水堆等核电机组。20 世纪 70 年代石油涨价引发的能源危机推动了二代核电的发展，使其验证了经济性可以与火电、水电竞争，目前全球商业运营的400 多座核电站大部分在此阶段建成，属于二代或二代改进型（二代+）核电技术。这一代的核电机组类型主要由美国设计的压水堆核电机型（PWR，System80）和沸水堆核电机型（BWR）、法国设计的压水堆核电机型（P4、M310)、俄罗斯设计的轻水堆核电机型（VVER），以及加拿大设计的重水堆核电机型（CANDU）等。 三代核电：由于世界核电先后发生美国三哩岛、苏联切尔诺贝利和日本福岛三起严重核事故，全球对核电安全的重视进一步提升，基于二代核能系统设计和运行经验，在美国核电用户要求（URD）或欧洲核电用户要求（EUR）开发了三代核电技术，主要特征包括：功率更大（1000-1500MW），寿命更长（由40 年延长至60年），建设周期更短（48-52 个月），经济性更好（批量化建设后大幅降低造价），安全性更高；世界核能协会要求，第三代核电在事故发生时即使不依赖人为操作或外界系统的干预，而依靠重力、自然循环等自然规律也能实现一定的保护作用，避免出现堆芯熔毁事故。三代核电设计主要包括美国AP1000 和ABWR、欧洲EPR、俄罗斯 VVER-1200、韩国 APR-1400 以及我国的华龙一号、国和一号和自主改进的CAP1400 等。其中 AP1000、EPR、华龙一号和国和一号首堆均在我国投产，我国也引入了 VVER-1200 并建成投产。 四代核电：2000 年 1 月，在美国能源部的倡议下，美国、英国、瑞士、南非、日本、法国、加拿大、巴西、韩国和阿根廷等十个有意发展核能利用的国家，联合组成“第四代国际核能论坛”(GIF)，并于 2001 年7 月签署了合约，约定共同合作研究开发第四代核能系统，并在技术路线图中提出了6 种四代核电的设计概念。四代核电的设计理念主要包括大幅减少核废料、更充分利用铀资源、降低核电站建造和运营成本，以及更好控制核扩散，即保证核技术的和平利用等。目前全球首座具有第四代核电特征的核电站是我国华能石岛湾高温气冷堆示范工程，于2023 年 12 月 6 日正式投入商业运行。

四代核电是核能发展的重要方向。第四代核能系统的目标是更好的经济竞争性、安全性和可靠性，要求燃料利用率高、废物产生量小，是全球核能发展的重要方向 7。GIF 于 2002 年发布技术路线图，提出国际接受的6 种堆型，包括气冷快堆（GFR）、铅冷快堆（LFR）、钠冷快堆（SFR）三种快中子堆和超临界水堆（SCWR）、（超）高温气冷堆（V/HTR）和熔盐堆（MSR）三种热中子堆。特别地，钠冷快堆因在工程技术上最成熟而被称为第四代核能系统的首选堆型，而热堆中的部分堆型也有快堆设计。本文主要针对目前关注度较高的钠冷快堆、高温气冷堆和钍基熔盐堆三种堆型，铅冷快堆、气冷快堆、超临界水堆和其他形式的熔盐堆仅做简要介绍。

如何提高反应堆的安全性？——四代堆固有安全性

三代核电虽然采取了多种措施提高安全性，但仍然需要外部安全系统和措施来保障安全性。四代核电与三代核电相比，一个重要的特征就是四代堆具有一定的本征安全性（固有安全性），即依靠系统本身设计和材料特性，不依赖外部保护装置，在正常工作和潜在异常情况下均能保持安全的特性。四代核电即使遇到地震、海啸等重大自然灾害，四代核电站也不会发生堆芯的严重损坏，并确保不会产生放射性厂外释放，也无需厂外应急。换言之，四代核电是“从物理定律出发就可以理解的、在任何情况下堆芯都不会熔化的反应堆，不是概率安全的，而是确定安全，是固有安全的反应堆” 8。 通俗但有失精确地概括，四代核电的固有安全性主要针对堆芯熔毁的预防，主要是通过各种“负反馈”设计，即事故发生，机组失控，功率飞升->堆芯温度上升->燃料、冷却剂的物性或核性质随温度上升而变化->抑制核反应继续进行->机组功率得到控制。而相比于三代压水堆，四代堆的六种堆型容许温度更高，尤其是熔盐堆和超高温气冷堆，负反馈能力更强。此外，四代堆通常还具有反应堆余热的缓冲和自然导出的功能。 多普勒效应是核电固有安全性的重要机制。核燃料具有多普勒效应，当堆芯温度升高时，原子核的热运动加剧，燃料中的铀-238、冷却剂以及热堆的慢化剂吸收中子的能力增强，导致参与裂变反应的中子减少，从而抑制裂变反应失控。温度越高多普勒效应越强，因此四代核电的固有安全性更高。此外，温度上升也会导致燃料膨胀，中子泄露增加，以及冷却剂的空泡效应，进一步减少参与裂变反应的中子数量，从而抑制核反应的继续发生。

高温气冷堆燃料颗粒包覆层形成负反应性控制。以我国高温气冷堆为例，采用全陶瓷包覆燃料元件，由外致密热解碳层、碳化硅层、内致密热解碳层、疏松热解碳层和二氧化铀燃料核心构成，复合包覆层组成微球型压力容器，能够在不高于1650 摄氏度的温度下，阻止放射性裂变产物的释放。直径外厘米的燃料球外包覆层的基体是石墨粉，也是反应堆的慢化剂，石墨粉中分散着12000 个四层全陶瓷材料包覆的直径 0.9 毫米的燃料颗粒。当反应堆温度上升时，石墨的中子慢化能力会有所下降，从而抑制反应进行。

四代堆非能动停堆技术形成反应堆安全最后防线。四代核能系统设计中包含一些非能动的停堆技术，比如当堆芯温度过高时，控制棒会因为受热膨胀或重力作用插入堆芯，中止裂变反应，防止堆芯熔毁；熔盐堆设计了应急排盐系统，反应皿设有冻结塞，当反应堆的堆芯超过预设温度时，冻结塞熔化，熔盐会泄入应急储罐，由于熔盐堆中的熔盐既是冷却剂也是燃料，核反应会自动停止，熔盐冷却凝固后也不会泄露放射性。 不施加外界干预的条件下，四代堆停堆后可快速导出堆芯余热。对于钠冷快堆、铅冷快堆和熔盐堆，其冷却剂导热能力强，且沸点较高，冷却剂不易形成空泡，均质性较好，可快速导出堆芯余热，同时由于这些冷却剂密度较高，单位体积可容纳热量更多，在事故第一时间可形成热阱，避免堆芯温度快速上升；而对于气冷堆，由于气体冷却剂的热惯性较小，受热膨胀明显，在堆芯温度上升时可以加强对流，带走热量，其中高温气冷堆设计了非能动余热排出系统，在失去强迫冷却的情况下，仅依靠热传导、热辐射和冷却剂的自然对流就可以导出余热，保证任何情况下堆芯温度均不超过限值，保证燃料颗粒包覆层不损毁，组织放射性裂变产物释放。

如何解决燃料问题？——快堆、钍基熔盐堆

目前三代核电主流堆型为压水堆，属于热堆范畴，其反应主要原料为铀-235，而铀-235 在自然界天然铀中的比重仅为 0.7%左右。快堆则可充分利用天然铀中占比99.3%的铀-238 作为反应原料，可以让天然铀的利用率从目前不到1%，提高到60%以上，大幅延长铀资源使用年限，缓解天然铀一次供给不足的问题。四代堆中的钍基熔盐堆则可以改用钍作为燃料。 热堆裂变过程净消耗铀-235。在热堆中，铀-235 吸收一个热中子后迅速裂变，产生氪-92 和钡-141 两个原子，同时释放 2-3 个快中子。而铀-235 对快中子的裂变截面较小，裂变概率较低，因此必须利用慢化剂（中子减速剂）将快中子减速成热中子来维持铀-235 的链式反应，常见的慢化剂包括轻水堆的水以及重水堆的重水等。同时，热堆中的慢化剂同时也是换热介质，将反应堆产生的热量传递给二回路介质（轻水堆、重水堆）或直接（沸水堆）对外做功。快堆采用铀钚燃料循环，利用天然铀中热堆无法燃烧的铀-238 发电。快堆则利用铀-238 可以吸收快中子的特性，将热堆无法利用的铀-238 转化成铀-239，再通过β衰变经由镎-239转化成容易发生裂变的钚-239，钚-239裂变释放2-3个快中子，部分中子用于继续和 U-238 反应增殖钚-239，部分中子与钚-239 反应从而维持链式反应并释放能量。因为快堆不需要慢化剂，因此需要中子吸收截面小的其他流动介质进行换热。根据换热介质的不同，目前主流快堆设计包括钠冷快堆、气冷快堆和铅冷快堆三种。

转换比是指反应堆内反应堆内通过转换产生的易裂变同位素核数与消耗的易裂变同位素核数之比，一般压水堆的转换比为 0.5-0.6，压重水堆和高温气冷堆可达到 0.8，而快堆则可达到 1.0 以上，钠冷快堆理论模型转换比可达1.8。因此裂变过程中转换生成的燃料不仅能够自持，还能有所盈余，供其他反应堆使用，因此快堆也被称为增殖反应堆，快堆的转换比也被成为增殖比。1000 MW 以上的大型商用钠冷快堆采用铀钚氧化物燃料运行时，增殖比可达1.3，如果换用铀钚金属燃料，增殖比可达到 1.582，倍增时间短至 6.2 年7。

快堆可解决铀资源短缺问题。热堆只能利用天然铀中丰度仅有0.7%的铀-235发电，核燃料组件需要将铀富集到 3%-5%。而快堆则可以利用丰度为99.3%的铀-238发电，因此对天然铀的需求大幅下降，一般认为可以将天然铀的利用效率提高60倍。根据 WNA 统计，截至 2021 年全球开采成本低于130$/kgU 的已探明确认铀资源量和推测铀资源量为 607.85 万 tU，即使按照当前全球核电天然铀需求约7-8万 tU/年推测，铀资源可用时间也不足一百年，无法支撑核电持续增长；若改用快堆，铀资源可用时间则可达到数千年。 钍基堆采用钍铀燃料循环路线，规避天然铀资源问题。迄今发现的有商业价值的易裂变核素包括铀-235、钚-239 和铀-233。其中，铀-235 是自然界唯一天然存在的易裂变核素，钚-239 需较难裂变的铀-238 吸收中子后转换而来，而铀-233则需较难裂变的钍-232 吸收中子后转换而来，所以铀-238 和钍-232 也称可转换核素。天然钍中含有钍-232，可通过钍铀燃料循环成为钍基核燃料，钍原子在中子轰击并经两次β衰变后转变成铀-233，铀-233 受到中子轰击后发生裂变，产生2-3个中子，这些中子继续轰击钍-232 增殖可裂变的铀-233 或轰击铀-233 维持链式反应。相比于铀钚燃料循环，钍-232 对热中子的反应截面更高，钍铀燃料循环在热中子堆中也可以实现自持和缓慢增殖，但铀-233 对快中子的反应截面较弱，钍铀燃料循环在快中子堆中适合增殖和嬗变。

相比于铀钚燃料循环，钍铀燃料循环具有明显优势。钍-232 到铀-233 的转换效率高，中子经济性好，在热堆中也能实现增殖；钍原子序数较低，形成超铀元素需要的中子数更多，因此产生的长寿命次锕系核素较少，放射性毒性相对较低；钍铀燃料循环中会伴生短寿命强γ辐射的铀 232，易于监测，在防止核扩散上有一定优势；钍和氧化钍化学性质稳定，耐辐照、耐高温、热导性高、热膨胀系数小、产生的裂变气体较少，钍基反应堆允许更高的运行温度和更深的燃耗。同时，钍基核燃料还具有不易用于制造核武器等特点，是更理想的民用核燃料，不过WNA也指出，美国曾在 1955 年引爆一个钚-233 装置，但爆炸当量低于预期，IAEA将铀-233 与 HEU（高浓缩铀）归为同类。 钍资源含量相对充足，我国“贫铀富钍”。钍元素在自然界中以单一同位素钍-232形式存在，在大多数岩石和土壤中都有少量分布，土壤中平均钍含量约为百万分之六，地球上钍资源总储量是铀资源的 3-4 倍。钍常见的来源主要为稀土磷矿独居石和钍矿，其中独居石平均含有 6-7%的磷酸钍，全球独居石资源量约1600万吨。根据 OECD、NEA 和 IAEA 的《铀（2016）：资源、生产和需求》，全球开采成本低于 80$/kgTh 的合理保证和可推断钍资源量约 635.5 万吨，其中我国钍资源约占 10 万吨，印度钍资源量 84.6 万吨位列第一。需要说明的是，钍资源没有国际标准，也不是主要的勘探目标，在资源量的含义上与铀资源并不同意，且该统计数据并不能确定亚洲国家实际情况，一些数据是对独居石的假设和替代数据，尤其提出中国的实际产量不详。包钢股份曾表示，仅白云鄂博矿中土资源储量折合氧化钍（ThO2）就有 22 万吨，约合 19 万吨钍-232。相比于铀矿资源，我国可称得上“贫铀富钍”，据观研报告《中国钍行业发展趋势研究与未来投资分析报告（2022-2029 年）》统计，我国钍资源储量约为 30 万吨，广泛分布在23个省市和地区。据中科院上海应物所《小型模块化钍基熔盐堆研究设施环境影响报告书（选址阶段）》，我国已查明的钍工业储量约为 28 万吨，仅次于34 万吨的印度。

如何解决乏燃料问题？——快堆嬗变

嬗变是解决乏燃料的重要手段。核嬗变指通过核反应将一种元素转化成另一种元素或将一种化学元素的某种同位素转化成另一种同位素的过程。压水堆会产生含有强放射性、长半衰期的乏燃料，目前对乏燃料的主流处理方式仍是掩埋和储存，无法完全解决乏燃料问题且成本高昂。部分国家启动了核嬗变研究，如加速器驱动先进核能系统（ADANES），用加速器产生的高能粒子轰击核废料，使质量数较大的超铀元素分裂。 快堆具有嬗变能力，是处理乏燃料的重要手段。快堆既可以利用压水堆中剩余的堆后铀等元素进行发电，还可以通过嬗变消耗掉乏燃料中的长寿命锕系元素，使其对环境的影响时间缩短 300 倍，废物量也减少 1-2 个数量级9。同时压水堆乏燃料经后处理后也可转化为快堆所需的 MOX 燃料组件，用于快堆的首炉装料。

快堆和热堆组合发展，可形成二元闭式燃料循环系统。快堆可以处理压水堆的乏燃料，同时快堆的首堆装料需要压水堆提供钚元素，因此热堆和快堆需要组合发展，中国科学院院士叶国安预测，到 2065 年，我国热堆核电站装机约1.97亿千瓦，快堆核电站装机约 2.07 亿千瓦 10，快堆装机快速增长初期需要压水堆提供首炉燃料，后期则可通过已有快堆增殖满足首炉燃料需求。另一方面，快堆和热堆可以组合形成二元闭式燃料循环系统。闭式燃料循环指的是铀在反应堆中燃烧后，将乏燃料进行后处理产生可利用的铀钚混合氧化物（MOX）重新利用。目前，对于闭式燃料循环在成熟压水堆的基础上发展和在快堆上直接实施仍存在一定分歧。由于钚作为热堆燃料会产生更多锕系元素，热堆循环次数越多对后处理的屏蔽要求越高，一般进行 2-3 次再循环就不宜继续，只能在一定程度上提高对铀资源的利用率。而快堆循环受限于快堆仍未发展到商业化水平，技术和经济性成熟度也落后于热堆，因此目前世界上一些国家投入实施的闭式燃料循环仍是热堆循环。在此基础上，快堆可以建在热堆后端，形成二元闭式燃料循环系统，兼具经济性、钚自持和废物最小化的优势。

如何增加核电厂址？——四代堆结合小堆或可成为内陆核电放开的重要契机

我国曾在 21 世纪初规划多座内陆核电。《核电中长期发展规划（2005-2020年）》中有对于内陆核电项目明确的表述，规划指出，湖北、江西、湖南、吉林、安徽、河南、重庆、四川、甘肃等内陆省(区、市)不同程度地开展了核电厂址前期工作，这些厂址要根据核电厂址的要求、依照核电发展规划，严格复核审定，按照核电发展的要求陆续开展工作。2008 年 2 月，国家发改委批准江西彭泽项目、湖南桃花江项目和湖北大畈项目开展前期工作。相关资料显示，到2010 年中，我国完成初步可行性研究报告审查的核电项目共 43 个，其中内陆厂址31 个，还有20余座核电站规划处在“厂址普选”阶段 11。 2011 年后内陆核电进度暂停。2011 年 3 月福岛核事故发生后，全球核电发展停滞，我国群众对核电抵制情绪高涨，2012 年 10 月 24 日，国务院召开常务会议明确指出，“十二五”时期不安排内陆核电项目，系首次明确暂停内陆核电项目，2008年批准开展前期工作的三个内陆核电项目全部暂停。国务院发展研究中心资源与环境政策研究所研究员王亦楠撰文指出，在内陆建设核电站，必须“万无一失”“绝对可靠” 9。

四代核电或成为内陆核电放开的重要契机。在内陆核电发展倍受争议的阶段，中核集团公司科技委常委张禄庆提出，等到先进核电技术的安全性能得到运行实践的检验和进一步完善，甚至有固有安全特色的第四代核能系统成熟后，再来从长计议内陆核电的建设问题更加妥当、更可持续。由此可见四代堆成为内陆核电放开的重要契机的观点早已有之。 沿海核电主要具有扩散性和冷却水优势。根据《核辐射防护手册》，核电站选址必须考虑公众和环境免受放射性事故释放所引起的过量辐射影响，同时要考虑到突发的自然事件或人为事件对核电站的影响。因此，核电站一般选择滨海、滨河等人口密度低，易隔离的地区建设。另外，核电站在运行过程中会产生巨大热量，需要大量的水进行冷却。靠近海边建设除了能够为核电站提供大量的海水进行冷却外，还由于海洋具有很大的稀释能力，同样的核泄露，放射性物质泄露到大海或海边，通过洋流等海水运动的模式，核泄露物质相对比较容易被稀释，危害会逐渐减小或者消失。此外，靠海建设还可以解决大件设备运输等问题。因此核电站必须建在靠近海边或者大型湖泊周围。

四代核电的固有安全性使核电扩散性风险大幅降低，冷却水需求也可减少。四代堆大幅提高了核电的安全性，使放射性扩散风险进一步降低，且因为几乎没有堆芯熔毁风险，不存在极端情况需要引入大量外部冷却水淹没反应堆的准备。目前三代核电发电系统与火电并无原理区别，但目前火电汽轮机可采用水冷和空冷的冷却方式，而核电目前主要采用水冷，空冷仍在讨论范畴，主要原因是核电为了保证安全性，一回路压力较低，导致汽轮机所用蒸汽参数较低，使用空冷的情况下能量损耗过大，且空冷需建造冷却塔，将进一步提高核电的投资强度。而四代核电一回路温度高，可获得高参数蒸汽，提高冷却效率，并使空冷具备可行性。铅冷快堆等四代堆具有小型化设计，聚焦偏远地区供电。铅冷快堆概念设计之初即包含三种不同规模的系统设计，其中基于美国小型铅冷快堆（SSTAR）的小型可运输系统的小型自然循环堆的主要使用场景就是偏远山区、海上平台或孤岛等场景的长期发电，设计寿命中无需换料。此外高温气冷堆HTR-PM（石岛湾项目）和HTR-PM600（江苏徐圩项目）均为小型模块化设计，单个反应堆模块电功率约为10 万千瓦。小型模块化反应堆降低了核电对厂址条件的要求，同时因为小堆本身功率规模较小，运行参数也较低，安全性有望取得提高。需要说明的是商业化小堆全系统全寿命的安全性目前尚未得到验证，行业内有一定分歧。

“煤改核”是核电厂址扩容的一个重要方向。根据美国能源部《核电和煤电厂址新增核电装机容量评估报告》，美国在 31 个洲的 54 座在运和11 座近年退役的核电厂主要分布在中东部区域，沿海、五大湖沿岸和内陆均有分布，其中41座在运和已退役核电厂厂址可新建 60GW 大型轻水堆；如果将有可能新建600MWe小型堆和先进堆的厂址包括在内，则可达 95GWe；在煤电厂址附近建设核电厂还可新增128-174GW 核电。四代堆相比于三代压水堆，其蒸汽参数更高，汽水回路条件与火电更接近，也更适于推进“煤改核”进程。

如何增加核电的利用场景？——四代堆提高运行参数

核能供热供汽是综合利用的重要方式。核电运行能量利用效率较低的一个重要因素是汽-水循环推动汽轮机发电过程中，因为蒸汽参数较低导致㶲效率低，能量损失大。因此，提高核能利用效率的一个直接方式就是转向供热供汽综合利用，从能量效率的角度来看，直接使用热能是更理想的能量利用方式，发电只是核能利用的其中一种形式。一方面，热电联产在提高能量利用效率之外可以提高核电的盈利能力；另一方面，核电可为化工基地供热供热供汽，拓展核能利用场景，降低核电选址对电网条件的要求。 四代堆蒸汽参数高，更适于供热供汽。为了防止放射性泄露，核电往往采用多回路设计，二、三回路可利用的蒸汽的温度和压力均受到一回路出口温度的限制。目前三代压水堆为了保证安全，一回路压力控制较低，一回路理论温度上限不超过 330℃，再加上运行过程中还要维持一定的安全边界，及换热过程中的温度损失，可对外输出的蒸汽温度更低，远不及超超临界火电600℃以上的供汽能力，也达不到很多化工反应要求的温度。因此三代核电供热相对简单，而工业供汽需要一定的改造，如田湾核电“和气一号”项目。而四代核电一回路温度较高，可输出蒸汽的参数也相应提高，从而带来了更广泛的供汽应用。核能制氢/氨拓展二次能源形式，拓展核能应用。核能属于一次能源，目前主要通过转化为二次能源的电能来利用，而在燃料动力领域无法小型化和民用化，但核能可以通过制氢、制氨转化为燃料，拓展核能需求。氢、氨均具有清洁燃料属性，有望替代化石燃料成为新的终端能源，还是需求广泛且不可替代的重要化工原料，具有应用前景开阔，有望拓展核能应用。

除此之外，核能利用还具有海水淡化、医用同位素生产等目前三代核电即可实现的综合利用形式，在此不再赘述。

1、核能热解制氢

目前，国内终端能源需求以煤炭、石油等化石能源为主，随着国家能源结构低碳化转型推进，未来低碳的电力和氢能将逐步成为终端能源需求的主要能源品种。根据国家发改委能源所发布的《中国能源转型展望2024—执行摘要》预测，未来终端能源将主要以电能和氢能为主，氢能占终端能源需求的比重将从目前的约等于 0%增至 2040 年的 2%左右，到 2060 年则进一步提升至12%-14%左右，氢能逐步成为国内终端能源需求的第二大能源品种。

据中国氢能联盟研究院统计，2023 年我国氢气产量约为3500 万吨，占全球氢气总产量的三分之一以上，稳坐全球第一大产氢国的宝座。从制氢结构来看，目前以化石能源制氢为主，2022 年煤制氢产量达到 1985 万吨，占比56%；其次为天然气制氢，占比 21%。据中国氢能联盟数据，到 2050 年，若要实现净零排放，全球对氢气的需求量将达到 6.6 亿吨，其中中国约为 1.95 亿吨，占比近30%。从增速看，2020 年~2050 年间每 10 年中国氢气需求量平均复合增速为4.8%、10.6%、5.9%。

氢气的低成本制备、规模化生产成为发展氢能的首要问题。氢能作为一种高效、清洁的能源载体在未来可以和可再生能源结合构成完整的能源系统，环境污染和化石能源危机进一步提高了未来氢能系统的关注程度。目前主流的制氢方法包括化石能源制氢、电解水制氢、工业副产氢、生物质制氢等技术，但在碳排放、效率、成本等方面各有不足，化石燃料重整、气化制氢产生的灰氢不满足绿色性的要求，只能作为氢能的短期解决方案；电解水制氢能量利用效率低，目前综合成本也相对较高；光解水制氢距离实用仍有较远距离。核能+热解制氢成为氢能制备的未来解决方案之一。目前核能制氢方案主要是通过超高温气冷堆与高温蒸汽电解（HTSE）、蒸汽甲烷重整（SMR）以及碘硫循环（SI）三种工艺耦合实现。与其他方法相比，热化学硫碘循环分解水制氢是实现大规模、低成本、高效率的一种制氢技术，也是国际上工人最具应用前景的催化热分解方案。硫碘循环制氢可与多种热源进行耦合，如太阳能、核能和工业余热等。多种不同能源的适应特性，使其具有广泛而全面的推广特性，可适用于不同地区不同气候。此外，在产氢过程中不存在温室气体和有害气体的排放问题，满足国家节能减排的要求。而核能作为未来的“终极能源”形式，在碳排放、能量密度等方面具有明显优势，将核能与热解制氢结合起来也有利于提高核能的利用效率。但碘硫热解循环需要 850℃以上的高温，目前三代堆尚无法达到要求温度，而四代堆中的超高温气冷堆等堆型设计则可以实现。

IAEA 主要国家对核能制氢技术经济方面的协同研究，评估了潜在核能制氢方案的各种技术可能和经济性。相比质子交换膜（PEM）水电解制氢而言，热化学循环制氢虽然成本变动范围大，但下限更低，随制氢规模扩大和核反应堆技术成熟，热化学制氢成本可能进一步降低。

当地时间 1 月 5 日，美国财务部和国税局发布 IRA 法案设立的第45V 节氢气生产税收抵免的最终规则，其中对使用核能生产的“粉氢”规则有所调整，此前拟议规则禁止现有核电厂参与氢气生产项目，而新规定只要核电厂符合特定的退役风险明线指标以及对氢投资共同依赖指标，其所生产的电力将被视作增量电力，单个合格反应堆的增量电力最高可达 200MW。

2、核能制氨

氨具有极其重要的战略资源价值，未来氨能向绿氨转型。全球氨产量约每年2亿吨，其中我国合成氨年产量约 5000-6000 万吨。氨是现代工业的重要原料，废料、医药、塑料乃至硝基炸药等化工产品都离不开氨。在目前普遍采用的工业化合成氨生产中，所需的氮元素可自空气中含量最高的氮气直接获得，而氢元素的来源目前主要为化石燃料，而最终将转变为依赖生物质与水。同时，制氨所需的能源也将从目前的化石能源走向风光核分布式制氨。与氢能类似，氨能也将由灰氨转型为蓝氨、绿氨。

2027 年合成氨市场规模有望突破 2400 亿元。中国合成氨行业作为化工领域五大行业之一，具有较高的发展前景和消费潜力。受合成氨下游旺盛的市场需求以及国产化制氨技术发展的积极影响，中国合成氨产量在近年来保持着稳定增长的趋势，从 2018 年的 4587.05 万吨增长至 2022 年的 5806.02 万吨，年均复合增长率为 4.8%。据头豹产业研究院预测，伴随着合成氨行业市场集中度提高、产能置换工作完成、中国农产品价格上涨拉动下游市场需求回暖等影响，预计未来五年内中国合成氨行业市场规模的 CAGR 会稳定在 5%左右的平稳发展趋势，在2027年会到达该行业产量的峰值，即 7509.7 万吨，届时中国合成氨市场规模将达到2402.9亿元。

国际清洁氨市场逐步成型。据标普全球预计，到 2050 年全球氨需求将飙升至6亿吨以上，主要原因是航运和发电消费量不断增加。届时，低碳氨预计将满足约三分之二的需求，即 4.2 亿吨。截至目前，首批经认证的低碳氨已运往印度、日本等成熟氨市场，美国许多氨生产项目也宣布转型蓝氨。欧洲是目前唯一一个拥有激励低碳氨的明确监管框架的市场，随着 2026 年CBAM 正式实施，欧洲有望成为蓝氨的关键市场 12。 氨能源是一种以氨为基础的新能源，旨在用无碳化合物代替化石燃料来减少排放，是一种清洁能源。氨（NH3）的特点在于其可完全由可再生能源（如水、电、空气）生产，在内燃机燃烧的氨，没有硫氧化物、二氧化碳、颗粒物的排放，氮氧化物也能通过广泛应用于柴油发动机尾气处理的SCR 系统减排或移除。因此可以说氨是一种低碳、无污染、环境友好型能源。不仅如此，价格相对低廉，低空燃比，安全性高也是氨的特点。除此之外，氨可作为氢能载体，储存和运输更加方便、安全且更经济，重量载氢能力达 17.6%，体积载氢能力大于液氢，氨应用的安全性和储存运输的方便性能有效降低氢气的输运成本。核能制氢是实现绿氨的方案之一。合成氨工艺主要基于Haber-Bosch（哈伯法），反应压力 20-50MPa，反应温度 350-550℃之间，最佳温度约为500℃，铁基催化剂活性最高，反应速度最快，虽然钌基催化剂可以在相对温和条件催化反应，但也需要 400℃左右。合成氨过程中的碳排放主要来自化石燃料制氢及维持反应温度消耗的燃料等方面。目前常规三代压水堆未经改造情况下无法达到哈伯法要求的温度条件，而四代堆则可以满足，以我国以投产的HTR-PM 高温气冷堆为例，堆芯氦气出口温度 750℃，蒸汽温度可达 566℃。同时，若在核能制氢基础上延伸制氨工艺，则可实现合成氨全面去碳，实现绿氨要求。

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