全球SMR建设进展如何？

美国积极开展 SMR 机组建设，国内重点把握国产设备机会。

1.全球针对 SMR 政策支持力度逐渐加强，集中在欧美和中国推进

全球有 80 多个小型模块堆设计和概念。其中大多数处于开发阶段，部分近期可逐步部署 落地。阿根廷、中国和俄罗斯目前有四个处于后期建设阶段的小型模块堆，一些现有和新 晋核能国家正在进行小型模块堆的研究和开发。全球 SMR 技术发展地区主要集中在欧美和 中国。

小型反应堆将在完成核能装机目标和支持脱碳目标方面发挥关键作用。NEA 预计乐观情况 下，到 2050 年，SMR 的装机容量将达到 375GW，在核能装机容量中占比 50%以上。SMR 从 获得认证（2-4 年）到建设（5-7 年）完成落地运行需花费 7-10 年左右，预计 2030 年起 项目开始逐步示范落地。

全球针对 SMR 的核能政策支持力度逐渐加强，有利于推动项目的落地。美国、加拿大、欧 洲、中国、日本、韩国、印度等均开始出台相关政策补贴或者 SMR 项目建设计划已经提上 日程。其中，美国由于电力系统并非全国“一张网”，而是由多个区域电网构成， 适合发 展 SMR，为区域电网或小型电网进行分布式部署。

2.美国推动 SMR 积极性强，技术领先并且给予专项政策补贴

美国政府出台 IRA 法案以及针对 SMR 的专项资金补贴，推动核电发展，由能源部（DOE） 通过政府资助项目支持小堆的研发。

现行 IRA 法案下核电市场电价位于目标价区间时触发补贴机制，补贴差价。2024 年 为市场电价处于 25~43.75 美元/MWh 的机组提供至多 15 美元/MWh 的补贴，补贴后 最高价为 45 美元/MWh，后续随通胀率调整。这意味着 IRA 法案为核电电价提供托底 保障。考虑到新建核电成本显著更高，补贴金额上升至 27.5 美元/MWh（PTC）或补贴 投资金额的 30%（ITC），有效期为项目投产后 10 年内，且不随市场电价波动退坡。

美国给予三代改 SMR 高达 9 亿美元的专项资金补贴。2024 年 6 月 17 日，美国能源部 （DOE）发布了一份意向通知，将提供高达 9 亿美元的资金，以支持美国第三代+小型 模块化反应堆（Gen III+ SMR）技术的初步部署。2024 年 10 月 16 日，清洁能源示 范办公室(OCED)开放了资金申请，申请截止日期为美国东部时间 2025 年 1 月 17 日。 这笔资金将用于刺激美国的首批 Gen III+ SMR 部署，振兴和利用支持美国现有大 型轻水反应堆设计的专业知识、劳动力和供应链，从而为新的核部署和运营提供方向。

美国作为 SMR 技术开发先锋，专利数量和相关发文量全球领先。国际原子能机构（IAEA） 于 2022 年 3 月宣布发起核能发展协同和标准化倡议（NHSI），旨在加速先进核反应堆尤其 是 SMR 的安全部署，以实现 2050 年净零排放的目标。美国的研究发文和专利数量全球领 先，美国和中国是该领域发文总量排名前 2 位的国家，分别有 766 篇和 361 篇，约占总发 文量的 43.8%，并且美国在专利申请方面位列前三。

美国核管会（NRC）着手制定小堆设计的审查大纲与解决政策性问题，多个项目已进入工 程设计或启动建设。2022 年 8 月，美国核管理委员会（NRC）审查通过了纽斯凯尔电力公 司（NuScale Power）的一项 SMR 设计，也是 NRC 认证的首个 SMR 设计。然而，该 SMR 的 建设项目却于 2023 年 11 月 8 日被宣布终止建设，原因是大多数潜在用户不愿承担开发 此类项目的风险，无法获得足够的用户，但纽斯凯尔电力公司表示将继续与国内外客户合 作，将其技术推向市场。并且现阶段，AI 数据中心的电力需求也再次将 SMR 发展迫切性 推上议程。美国 Westinghouse Electric Company，GE-Hitachi Nuclear Energy，JAEA Consortium，Duke Energy 等 SMR 项目或设计正在申请认证流程中，预期相关项目和设计 有望在 5 年内获得认证并且落地。

美国 SMR 核电产业链迎来机遇，重点关注原材料及加工核燃料/反应堆组件制造、SMR 设 计与研发，以下为产业链相关梳理。

（1）铀矿开采和浓缩铀加工

铀矿开采

全球铀矿高度集中，美国铀主要依靠进口。全球铀矿资源的分布呈现出显著的地域集中特征，主要集中在哈萨克斯坦、加拿大、纳米比亚及澳大利亚等关键地区。 主要铀矿开采国家及公司：哈萨克斯坦卡扎原子能公司（Kazatomprom）、加拿大卡梅科 （Cameco）、法国欧安诺（Orano）、俄罗斯铀一（Uranium One）、乌兹别克斯坦纳沃伊矿 业（Navoi MMC）、中国中核集团、澳大利亚必和必拓（BHP）和俄罗斯国家原子能公司 （Rosatom）等。美国本土的铀矿公司包括 Energy Fuels（NYSE：UUUU）、Uranium Energy （NYSE：UEC）等。

浓缩铀加工

对于需要长周期运行的数据中心来说，它们无法承受频繁的停堆换料导致的电力供应中断。 因此，更高燃料浓度、更低换料频率特性，更满足数据中心企业的需求。采用长换料制， 减少停堆换料时间，对提升 SMR 经济性带来好处。 HALEU(高浓度低浓铀)是 SMR 的燃料，燃料的铀-235 浓度更高，介于 5%到 20%之间，较传 统的核反应堆燃料 LEU 浓缩度（铀-235 的浓度在 3%到 5%之间）更高。HALEU 的铀-235 浓 度更高，能量密度更大，意味着在相同体积内可以产生更多的能量，同时对铀的需求量也 更大。

浓缩加工环节是整个铀产业链的核心部分，主要涉及将铀原料通过离心法、气体扩散法或 激光浓缩法等技术进行浓缩处理，以生产出不同浓度的铀产品，相关企业不仅需要具备先 进的技术和设备，还需要遵守严格的安全和环保标准。目前，由美国政府资助的先进反应 堆设计中，十分之九将在未来十年内需要低浓铀燃料。美国能源部（DOE）的预测表明， 到 2030 年，美国将需要超过 4 万公斤的高浓铀，随着新的先进反应堆投入运行，这一数 量将逐年增加。 主要国际铀浓缩服务供应商：美国森图斯（Centrus）、欧洲铀浓缩公司（Urenco）、俄罗 斯国家原子能工业集团（Rosatom）以及法国欧安诺集团（Orano）。

（2）核燃料/反应堆组件制造、SMR 设计与研发

SMR 反应堆的设计工作，包括堆芯设计、热工水力设计等；SMR 所需的关键制造设备，包 括蒸汽发生器、反应堆压力容器、控制棒驱动机构等。目前，全球范围内已有多个国家和 企业参与到 SMR 技术的研发和应用中，竞争格局呈现出多元化和国际化的特点。美国、俄 罗斯和中国等国家在 SMR 堆型研发上处于领先地位。 美国的主要参与者包括：纽斯凯尔电力（NuScale Power）、西屋电气(Westinghouse Electric Company)、奥克洛（Oklo）、GE 日立（核能 GE Hitachi Nuclear Energy）等。

NuScale Power（纽斯凯尔电力）

NuScale Power 是目前唯一一家获得美国监管批准并准备进行商业部署的小型模块化反应 堆技术提供商和生产商。美国核管理委员会（NRC）已经完成了对 NuScale US600 小型模 块化反应堆（SMR）设计认证申请的安全审查，其是一款轻水冷却压水反应堆（PWR）。2022 年 12 月，NuScale 提交了 US-460 新设计的审批申请，预计该设计将在 2025 年 7 月获得 批准。 NuScale 发布的 77MW 模块化方案，可通过工厂预制方式将建造周期缩短至 36 个月，依据 数据中心负荷需求设计模块数量，并且受场址约束更小。

公司自有的 VOYGR SMR 发电厂由自研的 NuScale 功率模块提供动力，可选 12 模块， 6 模块和 4 模块的标准配置，可在 0.06 平方英里的土地上最高产生 924 MWe 电力（每 个模块 77 MWe），对比风能发电厂需 94 平方英里、光伏发电厂需 17 平方英里土地。 这使其成为在空间受限的地方（例如退役的燃煤电厂场地、数据中心等）生产无碳电 力的理想选择。此外，VOYGR-12（12 模块）的全天候开启功能使其成为作为应急电 源的解决方案：在基础设施发生灾难性损失后，VOYGR-12 可以在没有新燃料的情况 下以 154MWe 的功率为任务关键型设施微电网供电 12 年。

Westinghouse Electric Company (西屋电气)

西屋电气宣布向美国核管会(NRC)提交其 AP300 小型模块化反应堆的预申请监管参与计划。 AP300 小堆基于经过验证且获得许可的 AP1000 反应堆，AP1000 是唯一已投运的三代加 (Gen III+)核能技术，采用三代改压水反应堆（PWR）。AP300 小堆设计采用了西屋成熟的 三代加技术，该技术在美国、英国和中国获得了监管部门的批准，并符合核电站的欧洲用 户要求(EUR)标准。AP300 预计在 2027 年将获得设计认证，随后在 2030 年获得特定厂址 许可并建造第一个机组。 AP300 SMR 是对 AP1000 反应器的补充，可实现更清洁的能源结构、能源安全以及电网灵 活性和稳定性，可成为社区清洁能源系统的支柱。灵活的性能提供了稳定现代可再生重电 网的成熟能力，包括快速负载变化能力，以支持需求变化。包括支持区域供热、海水淡化 和制氢的附加功能。

Oklo（奥克洛）

Oklo 专注于小型模块化反应堆（SMR）技术，其 SMR 设计基于 EBR-II（二代钠冷快堆）反 应堆，该反应堆运行至 1994 年，是除轻水堆外唯一曾获得 NRC 批准的技术。目前 Oklo 的 Aurora 反应堆已获得美国能源部（DOE）的批准，并得到了爱达荷国家实验室（INL）的燃 料材料支持。公司正积极与美国核监管委员会 (NRC) 合作，申请并优化许可证流程，已 推出新型许可证申请流程以加快审批速度。目标于 2027 年在 INL 调试 Aurora 反应堆，使 其成为美国完成的第一个先进核反应堆。

Aurora 发电厂反应堆正在与美国核管理委员会（NRC）开展申请前活动，拟议的 Oklo 小 型反应堆是液态金属冷却、金属燃料快堆，最大功率水平为 15MWe。预计其首个反应堆的 资本支出为每千瓦 4,000 美元，规模化生产后成本有望降至每千瓦 2,000-3,000 美元。 单位建设成本：单个 15 MW 动力站的初期成本约为 7000 万美元，未来随着规模化发 展可能下降至 6000 万美元。 收入潜力：数据中心的 PPA 合同价格约为每兆瓦时 100 美元，对应一个 15 MW 动力 站可实现每天 3.6 万美元的收入，年收入约 1310 万美元。 此外，Oklo 还以 2,500 万美元收购 Atomic Alchemy，进军放射性同位素市场。

Oklo 已将自身定位为数据中心行业推动核能作为低碳燃料来源的关键参与者。目前，公 司已经在销售和业务开发方面取得进展，其潜在购电协议(PPA)超 2GW，包括 Equinix、 Diamondback Energy 和美国国防物流署等客户。并且 2024 年 12 月，Oklo 与 Switch 共 同签署了一份非约束性能源总协议，根据该协议，Oklo 将部署 12GW 的 Aurora 微反应堆 发电厂项目，计划于 2044 年前完成，为 Switch 遍布美国各地的数据中心提供电力。

GE Hitachi Nuclear Energy（GE 日立核能） GE 日立核能的 BWRX-300 是一款 300MWe 水冷自然循环 SMR，带有被动安全系统，可用于发 电和工业应用，包括制氢、海水淡化和区域供热。与典型的水冷 SMR 相比，它的每兆瓦资 本成本降低了 60%，并且采用模块化和敞篷结构技术的组合，BWRX-300 可以在 24-36 个 月内建造完成，同时将工厂布局的体积减少约 90%。此外，每兆瓦减少约 50%的建筑体积 也应该使每兆瓦的混凝土减少 50%，这在经济性和优势尺寸方面都有了显著的改善。 加拿大、波兰、美国三国公司开展合作，合作方包括 GE 日立核能公司(GEH)、田纳西流域 管理局(TVA)、安大略省电力公司(OPG)和 Synthos 绿色能源公司(SGE)。通过合作开发标 准设计，推进 GEH BWRX-300 小型模块化反应堆(SMR)的全球部署。TVA、OPG 和 SGE 这三 家公司都已经宣布了 GEH 的 SMR 计划： OPG 已经开始在安大略省达灵顿新核项目现场准备 BWRX-300 工厂，这将成为北美第 一个电网规模的 SMR; TVA 正在田纳西州橡树岭附近的 Clinch River Site 准备 BWRX-300 的施工许可申请; SGE 和 PKN Orlen 的合资企业 ORLEN Synthos Green Energy (OSGE)已经在波兰开始 了该反应堆的预许可流程，并开始了其第一台机组的选址流程。

3. 国内明确支持小型模块化反应堆发展，陆上部署领先全球，关注国产设备

中国政策明确支持发展小型模块化反应堆，多用途 SMR 具有较为广泛的应用前景。 能源主管部门出台的《能源技术革命创新行动计划(2016—203 年)》明确提出推动能源技 术革命，抢占科技发展制高点。我国将继续深入实施创新驱动发展战略，完善核能领域科技研发体系，支持小型模块化反应堆(SMR)、高温气冷堆、钠冷快堆、核能制氢等领域的 科研和示范工作，助推清洁低碳能源供应。 预计 2030 年全球 SMR 市场规模将超过 500 亿美元，其中中国预计贡献约 15%。随着政策 的支持和技术的成熟，中国将在未来几年加速推进 SMR 项目的建设，特别是在海上和偏远 地区电力供应、工业加热以及辅助传统核电站提供稳定能源等方面。预计中国将在 2025 年前后开始首个商业化 SMR 项目的建设，并在 2030 年左右实现多项目并行运行。目前 ACP100、CAP200、和美系列一体化多用途供热堆、ACPR50S 均在积极部署工程示范项目的 前期工作，满足不同领域的应用需求。

我国在陆上小型模块化反应堆部署方面领先全球，已完成载荷试验，预计 2026 年正式发 电。我国的“玲龙一号”反应堆是全球首个通过国际原子能机构官方审查的三代轻水 SMR， 也是全球首个陆上商用 SMR，“玲龙一号”（ACP100）于 2021 年 7 月开工建设，单台机组 容量为 125 兆瓦。截至 2023 年 11 月，“玲龙一号”钢制安全壳下部筒体已吊装就位，环 吊钩头完成全部载荷试验，满足可用条件，按照计划将在 2026 年正式发电，“玲龙一号” 设备国产化率达 90%以上。据初步估算，“玲龙一号”首堆建成后，每年可发电 10 亿千瓦 时，可以满足 50 万户家庭的生活用电。

玲龙一号反应堆核心模块也被称作“玲龙之心”，是玲龙一号的核心部件，由中核集 团中国核动力研究设计院自主设计和采购，中国第一重型机械股份公司承制，是 100% 的“中国制造”，集成了压力容器、蒸发器、主泵接管，并取消了主管道。

“玲龙之心”不同于“华龙一号”堆型压力容器，它摆脱了当下传统核电压力容器样 式，成功的将直流蒸汽发生器、主管道冷段、热段、过渡段、主泵泵壳均整合融入了 压力容器之中，形成一体化模块下的压力容器。其设计创新既提高了核电站安全性和 可靠性，又极大地缩短了工期，提高了经济性，是我国核工业设计先进理念的结晶。

（1）上游：核电燃料，企业议价权较高，对资源、设计制造和技术等壁垒相对门槛更高。核燃料组件核心材料为二氧化铀燃料芯块，由天然铀提炼而成，天然铀占核燃料成本比例 约 49%（约占核电发电总成本比例约 15%）。国内核电在建在运总量达全球之首，美国牵 头的三倍核能复兴计划提升海外天然铀需求预期，全球天然铀供需或将偏紧。同时，受供 需关系调整的积极影响，天然铀的市场价格迎来了上涨周期，为铀矿企业带来了新的发展 机遇。 中广核矿业有限公司是中国第一、全球第三大核电集团中国广核集团旗下天然铀贸易的上 市公司，主要从事天然铀的开发和贸易，向中国广核集团运营的核电站供应天然铀资源。 公司先后收购哈萨克斯坦谢米兹拜伊铀公司 49%股权、加拿大 Fission Uranium Corp 19.99%股权（截至 2023 年底，已稀释至 12.62%）、哈萨克斯坦奥尔塔雷克公司 49%股权。 公司通过谢米兹拜伊铀公司和奥尔塔雷克公司拥有谢矿、伊矿、中矿、扎矿四座铀矿 49% 的天然铀产品包销权，并参股 Fission 公司矿山 PLS 项目。公司从在产四座矿山包销的自 产天然铀直接供给国内核电。

（2）中游：核电设备，拥有高技术壁垒。核岛设备高技术壁垒，三代核电发展带动国产化百亿市场。从价值量拆解来看：核电设备 价值占机组比例约 50%，核岛占核电设备价值的 46%左右。往后看，在当前国产化率水平 下，假设“十四五”期间年核准新建 8~10 台，按照三代机组单台 120 万千瓦，单位成 本 1.6 万元/KW 测算，对应核岛设备新增市场空间在 353~442 亿元（考虑国产化率 90%， 对应国产核岛设备市场空间约为 318~397 亿元）。

核能设备国产化程度已达 90%，主设备产品主要由国企把控，民企主要布局细分零部件。 核岛设备是核电设备的核心，主要设备包括反应堆压力容器、堆内构件、蒸汽发生器、控 制棒驱动机构、主泵和主管道等，都是核安全级设备，质量要求极高。核岛的主设备核心 产品主要由国企垄断：上海电气、东方电气、哈电集团为三大核电设备制造集团，中国一 重、二重和上重为主要的大型锻件和反应堆容器制造集团。民企主要供应其余细分零部件， 如阀门、乏燃料运输等。

（3）下游：核电运营, 中国核电与中国广核为行业“双寡头”。。下游环节中，我国具有核电运营资质牌照的公司包括中国核工业集团、中国广核集团、国 家电投和中国华能。 （1）中核：10M24 漳州#1 换料完成，预计年底并网； 10M24 漳州#2 倒送电完成，参考 福清#6 历史进度预计 10M25 并网，25 年考虑并网节奏后的装机容量、电量将同比+5.9%。 首运享受税收优惠、免提乏燃料处理费，参考福清或将增厚平均度电盈利。 （2）中广核：9M24 惠州#1 热试完成，预计 1H25 投产。惠州电站目前由集团持股 82%， 权益装机增量可观，未来计划惠州#1、惠州#2 一并注入，考虑到惠州#2 计划 26 年投 运，届时或迎来更大弹性。 （3）国电投：核电资产计划注入电投产融平台。本次电投产融重组置入标的为国电投核 能有限公司（简称电投核能），控股山东海阳核电，参股辽宁红沿河核电、浙江三门核电、 浙江秦山二/三核。截至 11M24，电投核能控股（包括共同控制）在运核电机组 8 台（海 阳#1#2、红沿河#1~#6），装机规模 921 万千瓦；管理国家电投集团控股核准在建机组 8 台，装机规模 1056 万千瓦；另外拥有广东、广西、山东等沿海储备厂址待纳入规划。

（4）核能制氢。核能制氢是通过将核反应堆与先进的制氢工艺相结合以实现大规模生产氢气，以来源丰富 的水为原料，利用热和/或电实现氢的大规模生产，具有不产生温室气体、效率高、规模 大等优点，是未来氢气供应的重要解决方案。核能制氢将核反应堆与制氢工艺耦合，既能 实现制氢过程的无碳排放，还可有效拓展核能的利用方式，提高核电厂的经济竞争力。 核能制氢具有以下优势：

（1）可有效承接核能弃电，提升核能利用率。核电站开启后关停成本极高，一般每连续工作 1-1.5 年才关停做检修。用电端的波峰波 谷使得在波谷无法消纳和存储。核能弃电制氢能够为核产业提供额外产出，利于维持正在 老化的反应堆的服役状态，避免核设施的废弃；耦合制氢可实现核电生产与需求曲线匹配， 提高核能的利用率和竞争力。

（2）可提升制氢效率，降低制氢成本。全球 95%工业氢采用蒸汽甲烷重整工艺，成本低但生成额外的二氧化碳。采用核能进行甲 烷热分解（TDM）制氢，过程中产生的碳是纯固体碳或炭黑，易捕捉，热解所需高温可由 核电厂直接提供。这种方式能量需求极低，比常规水电解低 8 倍，而产生的氢能比常规电 解水高出几倍。

（3）与传统制氢方式相比，基于核能生产的氢碳强度显著降低，因此有助于减少重工业 和长途运输中的全球温室气体排放。高温气冷堆为核能制氢的首选方案。核能制氢的技术路线可分为核电制氢（机组为制氢提 供电能）、核热制氢（机组为制氢提供热能）和电热混合制氢（机组为制氢提供热能和电 能）三种。能够与制氢工艺耦合的反应堆有多种选择, 但从制氢的角度来看, 制氢效率与 工作温度密切相关，高温 (出口温度 700-950℃) 和超高温反应堆(出口温度 950 ℃以上) 是最优选择。

核电制氢：一般的电解水制氢，该工艺产氢效率（55%~60%）较低，美国开发的 SPE 先进电解水技术可将电解效率提升为 90%，即便如此，由于核电站的热电转换效率仅 为 35%左右，因此核能电解水制氢最终的总效率只有 30%甚至更低。在目前成熟的制 氢工艺中，电解水制氢的成本最高，因此核电制氢目前基本不具备竞争优势，很难规 模化推广应用。

核热制氢：热化学制氢，是将核反应堆与热化学循环制氢装置耦合，使水在 800℃至 1000℃下催化热分解，从而制取氢和氧，热能至氢能的转换率可达 60%甚至更高，目 前的最优方案是美国通用原子能公司开发的碘硫循环。

电热混合制氢：利用先进核反应堆提供的工艺热（约 30%）和电能（约 70%），在 750℃ 至 950℃的高温下将水蒸气高效电解为氢气和氧气，其制氢效率接近 60%。

核热制氢和电热混合制氢：目前技术成熟度仍较低，面临的主要挑战是耐高温材料的 研发。制氢工艺都需要核反应堆提供高温工艺热，但这类反应堆全部属于第四代反应 堆，目前除了高温气冷堆建成示范项目之外，其它的堆型均处于研究设计阶段，尚未 进行工程验证，距商业化推广仍有较长时间，且面临很大不确定性。因此，美、英、日以及中国等核大国目前都将高温气冷堆(high temperature gas-cooled reactor, HTGR)列为核能制氢的首选方案。

HTGR 与 SOEC 耦合可以用一个反应堆同时为 SOEC 提供热能和电能，既可实现绿氢制备， 也可满足核能的多样化应用需求。SOEC 技术采用固体氧化物作为电解质材料，具有能量 转化效率高且不需要使用贵金属催化剂等优点，理论效率 100%。此外还可以直接通过蒸 汽和 CO2 生成合成气，以用于各种应用，例如液体燃料的合成。

核能与 SOEC 技术相结合相比其他电解过程具有更低成本生产氢气的潜力：1）电解在高温 下进行，这意味着生产氢气所需的电能更少；2）核电厂平均可在高达 95%的时间内持续发 电，显著高于其他可变能源；3）核能既可以提供热能，也能提供电能。通过直接利用热 能，可以避免蒸汽涡轮机中的能源损失，从而提高核电厂的有效能源容量，使得高于其电 能额定值。