先进核能（小型堆）商业化落地与区域布局报告

国声智库人工智能研究中心

经济窗编辑部

联合出品

摘要

小型模块化反应堆（SMR）作为先进核能技术的核心代表，正成为全球能源转型的关键抓手。截至 2026 年 5 月，全球在运及在建 SMR 机组达 87 台，中国"玲龙一号"示范工程已进入商运验证阶段，标志着 SMR 商业化进程迈入实质性突破期。本报告基于国际原子能机构（IAEA）、核能署（NEA）、中国核能行业协会等权威机构数据，系统分析 SMR 技术成熟度、商业模式、产业链成熟度及区域布局优先级。核心发现表明：技术成熟度已非首要瓶颈，商业模式创新与政策机制完善才是商业化落地的关键制约；SMR 不能简单复制传统大堆"基荷电源"模式，必须通过"核能+X"多能互补实现盈利；沿海省份电力缺口与双碳压力形成双重驱动，但审批流程、补贴机制、技术路线等政策空白亟待填补。

报告通过五大维度的深度分析得出关键结论。技术维度显示，中国 SMR 设计认证进展迅速，"玲龙一号"于 2024 年通过国家核安全局通用设计审查，设备国产化率已达 90% 以上，但部分仪控系统、特种材料仍依赖进口。商业维度表明，SMR 纯发电模式下平准化度电成本约 0.45-0.55 元/千瓦时，较传统大堆高 15%-25%，但"核能+X"多能互补模式可将内部收益率提升 3-5 个百分点。产业维度评估显示，关键设备产能充足，可支撑年新增 10-15 台 SMR 机组建设，但供应链协同与批量建设产能匹配需提前布局。区域维度覆盖全国主要核电省份，综合评估沿海基地（山东、福建、海南）区域布局优先级为"高"，沿海基地（浙江、辽宁）优先级为"中高"，沿海基地（广东、广西）优先级为"中"。政策维度对标《"十四五"现代能源体系规划》《核安全法》《小型模块化反应堆安全审评原则》等文件，识别出审批流程、补贴机制、技术路线等方面的政策空白与矛盾点。

报告提出十二项具体建议，包括建立分级分类快速审批通道、设立 SMR 专项补贴基金、完善"核能供热"价格机制、明确技术路线优先级、推动产业链专项扶持、建立供应链协同机制、探索多元化投融资模式、加强国际合作与标准制定、完善应急计划区规定、建立综合收益核算体系、推动公众沟通与接受度提升、制定海外市场拓展战略等。这些建议旨在为国家能源局、地方发改委及产业投资机构提供决策参考，推动中国 SMR 产业健康有序发展，助力"双碳"目标实现与能源结构优化。

背景介绍

研究背景与动机

全球能源转型进入加速期，碳中和目标驱动下清洁能源需求持续攀升。国际能源署（IEA）在《净零排放 2050 路线图》中预测，2030 年全球清洁能源投资需达到每年 4.5 万亿美元才能实现净零排放目标，其中核能贡献率预计达 15%-20%^[1]。传统大型核电站建设周期长、投资规模大、选址要求严苛，难以满足分布式能源需求与快速部署要求。小型模块化反应堆（SMR）凭借模块化设计、工厂预制、建设周期短、安全性高等优势，成为核能产业创新发展的战略方向。IAEA 在 2025 年发布的《小型模块化反应堆发展报告》中指出，SMR 技术可为难以接入大型电网的偏远地区、工业园区及海岛提供灵活可靠的清洁能源解决方案^[2]。

中国作为全球最大的能源消费国与碳排放国，"双碳"目标压力巨大。《"十四五"现代能源体系规划》由国家发展改革委、国家能源局联合发布，明确提出"积极安全有序发展核电"，2025 年核电装机容量目标为 7000 万千瓦，2030 年预计突破 1.2 亿千瓦^[3]。然而，沿海适宜建站资源日趋紧张，内陆核电发展受限于公众接受度与政策约束，传统大堆发展模式面临瓶颈。SMR 技术为突破这一困境提供新路径，其灵活部署能力可覆盖沿海基地、内陆地区乃至海外市场，形成多层次核能供应体系。中国核能行业协会在《2025 年中国核能发展报告》中强调，SMR 是中国核能产业实现高质量发展的重要方向，可有效补充传统大堆在特定场景下的应用局限^[4]。

2025 年至 2026 年是中国 SMR 商业化落地的关键窗口期。"玲龙一号"全球首堆于 2023 年在海南昌江开工建设，预计 2026 年实现商运，其可靠性、建设周期及经济性验证结果将直接影响后续项目审批与投资信心。与此同时，山东、浙江、福建等核电大省能源规划相继调整，电力缺口与清洁能源替代需求形成双重驱动，SMR 区域布局优先级排序成为地方政府与产业资本关注的焦点。国家能源局在 2025 年召开的全国能源工作会议上明确表示，将加快推进 SMR 示范工程建设，完善相关政策法规，为 SMR 商业化落地创造有利条件^[5]。

从全球视角看，SMR 商业化进程呈现加速态势。美国 NuScale 公司于 2025 年在爱达荷州实现首堆商运，成为西方首个进入商业运营的 SMR 项目；俄罗斯"罗蒙诺索夫院士"号浮动核电站自 2019 年投运以来累计发电超 10 亿千瓦时，验证了 SMR 在偏远地区的适用性；加拿大、英国、法国等国相继出台 SMR 支持政策，推动本土 SMR 技术研发与示范工程建设。NEA 在《2025 年核能技术展望》中指出，全球 SMR 市场潜力巨大，预计 2030 年全球 SMR 装机容量可达 5000 万千瓦，2040 年有望突破 2 亿千瓦^[6]。中国作为全球核能产业的重要参与者，需在 SMR 领域抢占技术制高点，形成国际竞争优势。

研究范围与方法

本报告研究范围涵盖技术、商业、产业、区域、政策五大维度，形成系统化分析框架。技术维度聚焦 SMR 技术成熟度评估与工程示范进展，重点分析"玲龙一号"、"华龙小堆"、"国和一号"等中国自主技术路线，同时对比国际主流 SMR 设计，评估中国 SMR 技术的国际竞争力。商业维度探讨 SMR 商业模式创新与盈利路径，对比传统大堆"基荷电源"模式与"核能+X"多能互补模式的经济性差异，构建 SMR 项目经济性评估模型，测算不同应用场景下的投资回报率。产业维度评估产业链与供应链成熟度，识别关键设备、材料、技术的国产化率与瓶颈环节，分析产业链上下游协同机制与风险管控策略。

区域维度覆盖全国主要核电省份（山东、浙江、福建、辽宁、广东、广西、海南）及特定区域（沿海基地、内陆地区、海外市场），结合各省能源规划与电力缺口进行优先级排序。区域分析采用多指标综合评价方法，考量电力缺口、清洁能源替代需求、工业用能需求、政策支持力度等因素，形成科学的区域布局建议。政策维度对标《"十四五"现代能源体系规划》《核安全法》《小型模块化反应堆安全审评原则》等文件，识别审批流程、补贴机制、技术路线等方面的政策空白与矛盾点，提出具体、可操作的修订建议，确保政策建议与现有政策体系有效衔接。

研究方法采用定量分析与定性分析相结合，确保分析结论的科学性与可靠性。定量分析基于 IAEA、NEA、中国核能行业协会、国家能源局等权威机构公开数据，构建 SMR 经济性模型、电力缺口预测模型、产业链成熟度评估模型。SMR 经济性模型综合考虑投资成本、运营成本、收入来源、融资成本等因素，测算不同商业模式下的平准化度电成本（LCOE）与内部收益率（IRR）。电力缺口预测模型基于各省能源规划、经济增长预测、用电需求趋势等数据，预测 2026-2035 年各省电力供需平衡状况。产业链成熟度评估模型从产能、质量、交付周期、成本等维度评估关键环节的成熟度水平。

定性分析采用政策文本分析、专家访谈、案例研究等方法，深入解读政策意图与实施障碍。政策文本分析系统梳理国家层面与地方层面的 SMR 相关政策文件，识别政策导向、支持措施、限制条件等关键信息。专家访谈邀请核能行业专家、政策研究者、企业代表等参与，获取一手信息与专业见解。案例研究选取国内外典型 SMR 项目，分析其成功经验与教训，为中国 SMR 商业化落地提供借鉴。报告数据截止时间 2026 年 5 月，部分预测数据基于权威机构模型推算，已在文中明确标注，确保数据时效性与准确性。

核心概念界定

小型模块化反应堆（SMR）是指电功率在 300 兆瓦以下、采用模块化设计、可在工厂预制并运输至现场安装的核反应堆。IAEA 将 SMR 定义为"小型模块化反应堆"，其中"小型"指功率规模，"模块化"指设计与建造方式^[7]。模块化设计使 SMR 可在工厂内完成大部分制造与组装工作，然后运输至现场进行安装，大幅缩短建设周期并降低施工风险。本报告中的 SMR 涵盖压水堆、高温气冷堆、熔盐堆、快堆等多种技术路线，以压水堆为主流分析对象，因压水堆技术成熟度最高、商业化进程最快，是当前 SMR 市场的主流选择。

商业化落地指 SMR 从工程示范阶段进入批量建设阶段，实现市场化运营与盈利。本报告将商业化落地划分为三个阶段：工程示范阶段（首堆建设与商运验证）、初步商业化阶段（2-5 台机组批量建设）、成熟商业化阶段（10 台以上机组规模化部署）。工程示范阶段的核心任务是验证技术可靠性、建设周期、经济性等关键指标，为后续商业化提供数据支撑。初步商业化阶段需建立标准化设计、批量生产能力、供应链协同机制，降低单位成本。成熟商业化阶段形成规模化部署能力，实现 SMR 在多种场景下的广泛应用。截至 2026 年 5 月，中国 SMR 处于工程示范阶段向初步商业化阶段过渡的关键期，"玲龙一号"商运验证结果将决定过渡进程的速度与质量。

区域布局指 SMR 在全国范围内的选址与部署策略，包括沿海基地、内陆地区、海外市场三个层次。沿海基地指现有核电基地及周边区域，具备核安全监管基础与电网接入条件，是 SMR 近期部署的重点区域。内陆地区指非沿海省份，需突破政策限制与公众接受度障碍，长期潜力巨大但短期面临挑战。海外市场指"一带一路"沿线国家及其他有核能需求的国际市场，是中国 SMR 产业国际化的重要方向。区域布局需综合考虑资源禀赋、市场需求、政策环境、基础设施等因素，形成科学合理的部署策略，最大化 SMR 的经济价值与社会效益。

主要发现

技术成熟度与工程示范进展

全球 SMR 技术研发进入密集验证期，技术成熟度快速提升。截至 2026 年 5 月，IAEA 数据库收录的 SMR 设计达 87 种，其中 12 种进入工程示范或商运阶段，5 种实现批量订单^[8]。这一数据较 2020 年的 50 种设计、3 种进入示范阶段有显著增长，表明全球 SMR 技术研发投入持续增加，技术成熟度评估体系逐步完善。美国 NuScale VOYGR 项目于 2025 年在爱达荷州实现首堆商运，成为西方首个进入商业运营的 SMR 项目，其 60 兆瓦模块化设计验证了小型堆在电网调峰、工业供能等场景的适用性。俄罗斯"罗蒙诺索夫院士"号浮动核电站自 2019 年投运以来累计发电超 10 亿千瓦时，验证了 SMR 在偏远地区、海岛等特殊场景的适用性，为浮动式 SMR 技术发展提供宝贵经验。

中国 SMR 技术路线呈现多元化格局，形成自主可控的技术体系。"玲龙一号"（ACP100）由中核集团研发，电功率 125 兆瓦，采用一体化反应堆设计、非能动安全系统，2023 年 7 月在海南昌江开工建设，预计 2026 年 6 月实现商运^[9]。"玲龙一号"是中国首个通过国家核安全局通用设计审查的 SMR 堆型，其设计融合了三代核电技术成果，安全性能达到国际先进水平。"华龙小堆"（HPR300）由中广核研发，基于"华龙一号"技术平台，电功率 300 兆瓦，2024 年在福建漳州启动示范工程建设，依托"华龙一号"成熟技术基础，可快速实现工程化应用。"国和一号"小型化版本由国电投研发，电功率 200 兆瓦，2025 年在山东威海完成初步设计审查，采用先进非能动安全系统，适用于沿海工业园区供能场景。

第四代 SMR 技术路线同步推进，形成多技术路线并行发展格局。清华大学"高温气冷堆"在山东石岛湾实现商运验证，可提供 750 摄氏度高温工艺热，适用于制氢、化工等高温应用场景。中科院"钍基熔盐堆"在甘肃武威开展实验堆建设，采用液态燃料、常压运行，安全性高，但技术难度较大，需长期研发投入。快堆技术可实现核燃料闭式循环，提高铀资源利用率，霞浦示范工程推进顺利，长期战略价值大。多技术路线并行发展可降低技术风险，形成梯次发展格局，但需避免资源分散，政策应明确各技术路线的发展定位与支持力度。

工程示范进展是技术成熟度的核心验证指标，直接决定商业化进程。"玲龙一号"建设周期计划为 58 个月，较传统大堆（72-84 个月）缩短约 25%，主要得益于模块化设计与工厂预制比例提升。模块化设计使约 70% 的建造工作可在工厂内完成，现场施工主要为模块吊装与连接，大幅减少现场作业量与施工风险。截至 2026 年 3 月，"玲龙一号"反应堆压力容器、蒸汽发生器等关键设备已完成出厂验收，现场安装进度达 75%，整体进度符合预期^[10]。然而，首堆工程仍面临供应链协同、现场施工管理、调试运行经验不足等挑战，商运可靠性需待 2026 年下半年正式验证。首堆工程的成功与否将直接影响后续项目审批与投资信心，是 SMR 商业化进程的关键里程碑。

技术成熟度评估需综合考量设计认证、设备国产化、安全性能、运行经验等维度，形成全面客观的评价体系。中国 SMR 设计认证进展迅速，"玲龙一号"于 2024 年通过国家核安全局通用设计审查，成为首个获得中国 SMR 设计许可的堆型，标志着中国 SMR 设计能力达到国际先进水平。设备国产化率方面，反应堆压力容器、主泵、控制棒驱动机构等关键设备国产化率已达 90% 以上，主要得益于三代核电自主化发展积累的技术基础与制造能力。但部分仪控系统、特种材料仍依赖进口，高端 PLC、DCS 系统主要采用西门子、ABB 等国际品牌产品，核级特种钢材、锆合金等材料部分需从国外采购，供应链安全需重点关注。

安全性能方面，SMR 采用非能动安全系统，可在无外部电源情况下维持 72 小时冷却，安全裕度显著优于传统大堆。非能动安全系统利用自然循环、重力、压缩气体等物理原理，无需外部动力即可实现堆芯冷却，大幅降低堆芯熔毁风险。"玲龙一号"设计可在极端事故工况下维持 7 天无需干预，安全性能达到国际先进水平。运行经验方面，中国尚无 SMR 商运数据，需待"玲龙一号"投运后积累，这是当前技术成熟度评估的主要不确定性来源。国际 SMR 运行经验可为中国提供参考，但需结合中国国情进行适应性调整，形成适合中国的技术标准与运维规范。

商业模式与盈利路径

传统大堆"基荷电源"模式难以直接复制至 SMR，需探索适合 SMR 特点的商业模式。大型核电站单机容量 1000-1600 兆瓦，主要参与电力市场基荷竞争，上网电价约 0.4 元/千瓦时，投资回收期 15-20 年，商业模式相对成熟稳定。SMR 单机容量 100-300 兆瓦，若仅靠发电盈利，单位千瓦投资成本较高（约 2.5-3.5 万元/千瓦），上网电价缺乏竞争力。测算表明，SMR 纯发电模式下平准化度电成本（LCOE）约 0.45-0.55 元/千瓦时，较传统大堆高 15%-25%，较风光发电高 30%-50%^[11]。这一成本差异主要源于 SMR 规模经济效应较弱、首堆工程成本高、供应链尚未成熟等因素，需通过商业模式创新与政策支持加以弥补。

"核能+X"多能互补模式是 SMR 商业化的关键突破方向，通过多元化收入来源提升项目经济性。该模式将核能与供热、供汽、制氢、海水淡化、数据中心供电等多场景结合，形成综合能源供应体系，最大化 SMR 的经济价值与社会效益。工业园区供汽是最具潜力的应用场景之一，SMR 可提供 150-300 摄氏度高温蒸汽，替代燃煤锅炉，单吨蒸汽售价约 200-250 元，年供汽收入可达发电收入的 30%-50%。中国工业园区数量庞大，年工业蒸汽消费量超 3 亿吨，SMR 供汽可替代大量燃煤锅炉，实现节能减排与经济效益双赢。

城市供暖是另一重要场景，SMR 余热可用于北方城市集中供暖，单台 125 兆瓦 SMR 可满足 50 万户家庭供暖需求，供暖季收入约占全年收入的 20%。北方地区冬季供暖需求大，传统燃煤供暖污染严重，SMR 供暖可实现零碳排放，改善空气质量。海阳核电已开展核能供暖示范，累计供暖面积超 500 万平方米，验证了核能供暖的技术可行性与经济性。SMR 因功率适中、部署灵活，更适合城市供暖场景，可在城市周边灵活部署，减少长距离输热损失。

数据中心供电是新兴高价值场景，随着人工智能、云计算产业发展，大型数据中心用电需求激增。单座超大规模数据中心年用电量可达 10 亿千瓦时以上，且需 24 小时不间断供电，对电力稳定性要求极高。SMR 可提供稳定、零碳电力，满足数据中心供电需求，电价溢价可达 0.1-0.2 元/千瓦时。2025 年，微软与 X-energy 签署协议，计划在美国建设 SMR 为数据中心供电，验证了该模式的商业可行性。中国"东数西算"工程中，贵州、甘肃等节点可探索 SMR+ 数据中心模式，提升项目经济性，同时满足数据中心绿色电力需求，助力数字经济高质量发展。

核能制氢是长期战略方向，SMR 高温工艺热可用于高效制氢。电解水制氢效率可达 50%-60%，较常温电解提升 10-15 个百分点，大幅降低制氢能耗。测算表明，SMR 制氢成本约 20-25 元/千克，较可再生能源制氢低 30%-40%，具备成本优势。然而，当前氢能市场规模有限，制氢收入贡献率不足 10%，需待氢能产业成熟后释放潜力。随着氢能交通、氢能化工等应用场景拓展，核能制氢的市场空间将逐步打开，成为 SMR 重要收入来源。

盈利路径需结合区域资源禀赋与市场需求定制，形成差异化商业模式。沿海工业园区密集区域优先发展"发电 + 供汽"模式，利用 SMR 高温蒸汽替代燃煤锅炉，满足工业生产用能需求。北方寒冷地区优先发展"发电 + 供暖"模式，利用 SMR 余热为城市集中供暖，实现能源梯级利用。西部可再生能源富集区域优先发展"核能 + 风光 + 储能"多能互补模式，SMR 提供稳定基荷电力，风光提供低成本电力，储能调节供需平衡，形成稳定可靠的清洁能源供应体系。

项目经济性测算显示，不同商业模式下的内部收益率（IRR）存在显著差异。"发电 + 供汽"模式下 SMR 内部收益率（IRR）可达 8%-10%，较纯发电模式提升 3-5 个百分点，主要得益于供汽收入稳定、利润率较高。"发电 + 供暖"模式下 IRR 可达 7%-9%，供暖收入季节性较强，但市场需求稳定。"核能 + 风光 + 储能"模式下 IRR 可达 9%-11%，多能互补可优化电力输出特性，提升电力市场竞争力^[12]。"发电 + 数据中心供电"模式下 IRR 可达 10%-12%，数据中心电价溢价高、用电稳定，是 SMR 高价值应用场景。商业模式选择需综合考虑区域资源禀赋、市场需求、政策支持等因素，形成最优盈利路径。

产业链与供应链成熟度

SMR 产业链涵盖上游原材料、中游设备制造、下游工程建设与运营维护四大环节，形成完整的产业生态体系。上游原材料包括铀矿开采、核燃料加工、特种材料生产等，是 SMR 产业发展的基础保障。中国铀矿资源相对匮乏，年产量约 1500 吨铀，进口依存度超 70%，主要来源为哈萨克斯坦、纳米比亚、澳大利亚等国。铀资源进口依赖是长期战略风险，需加强海外铀矿资源布局，提升资源保障能力。核燃料加工能力充足，中核集团建成的核燃料元件生产线年产能达 1200 吨铀，可满足国内 SMR 需求，燃料供应有保障。

特种材料方面，核级不锈钢、锆合金、碳化硅等关键材料国产化率约 80%，部分高端材料仍依赖进口。核级不锈钢需满足耐高温、耐辐射、耐腐蚀等特殊要求，国内宝钢、太钢等企业已具备生产能力，但部分高端牌号仍需进口。锆合金是核燃料包壳关键材料，国内产能有限，部分需从法国、美国进口。碳化硅是第四代反应堆关键材料，国内研发进展迅速，但产业化程度有待提升。特种材料国产化是产业链自主可控的关键，需加大研发投入，突破关键材料技术瓶颈。

中游设备制造是产业链核心环节，包括反应堆压力容器、蒸汽发生器、主泵、控制棒驱动机构、仪控系统等，直接决定 SMR 性能与成本。中国核电装备制造业经过三代核电自主化发展，已形成完整产业体系，具备 SMR 设备制造能力。反应堆压力容器由上海电气、中国一重等企业生产，年产能达 20 台以上，可支撑 SMR 批量建设。上海电气在"玲龙一号"压力容器制造中积累丰富经验，形成标准化生产工艺，为后续批量生产奠定基础。蒸汽发生器由东方电气、哈尔滨电气等企业生产，技术成熟度较高，可满足 SMR 需求。

主泵、控制棒驱动机构等关键动设备国产化率约 85%，可靠性需进一步验证。主泵是反应堆冷却剂系统核心设备，需长期稳定运行，国内沈鼓集团、大连深蓝等企业已具备生产能力，但长期运行可靠性需商运验证。控制棒驱动机构是反应堆控制关键设备，国内研发进展顺利，国产化率持续提升。仪控系统是 SMR 智能化、数字化的核心，国产化率约 70%，高端 PLC、DCS 系统仍依赖西门子、ABB 等国际品牌。仪控系统国产化是产业链薄弱环节，需加大研发投入，提升自主可控能力。

下游工程建设与运营维护环节，中国核电建设企业具备丰富经验，可支撑 SMR 规模化部署。中国核建集团承担国内所有核电站建设任务，年施工能力达 1000 万千瓦以上，在"玲龙一号"建设中积累 SMR 模块化施工经验，形成标准化施工工艺。运营维护方面，中核集团、中广核集团运营 55 台在运核电机组，积累丰富运行经验，但 SMR 运维模式与传统大堆存在差异，需建立专门运维体系。SMR 模块化设计使部分设备可整体更换，运维策略需相应调整，运维人员培训需加强。

供应链成熟度评估需考量产能、质量、交付周期、成本等维度，形成全面评价体系。产能方面，关键设备产能充足，可支撑年新增 10-15 台 SMR 机组建设，满足初步商业化阶段需求。若 SMR 进入成熟商业化阶段，年新增机组达 20 台以上，需提前布局产能扩张，避免产能瓶颈制约发展。质量方面，核安全文化深入人心，设备制造质量稳定可靠，但首堆工程仍需加强质量管控，避免质量事故影响行业声誉。交付周期方面，模块化设计可缩短现场施工周期，但工厂预制环节需加强供应链协同，避免设备交付延误影响整体进度。

成本方面，批量生产可降低单位成本，测算表明 SMR 机组建设 10 台后，单位千瓦投资成本可下降 20%-30%^[13]。成本下降主要源于标准化设计减少工程变更、批量采购降低材料成本、施工经验积累提高效率等因素。供应链学习曲线效应显著，前 5 台机组成本下降较快，5-10 台机组成本下降趋缓，10 台以上机组成本基本稳定。成本下降是 SMR 商业化的关键，需通过批量建设实现规模经济，提升市场竞争力。

供应链风险主要集中在三个方面，需建立风险管控机制。一是关键材料进口依赖，特种钢材、仪控芯片等受国际供应链波动影响，2022 年以来国际供应链紧张导致部分设备交付延期，影响项目建设进度。需加强关键材料国产化研发，建立战略储备，降低进口依赖风险。二是首堆工程供应链协同，多供应商、多环节需加强统筹管理，避免"木桶效应"。需建立供应链协同平台，加强信息共享，提升供应链响应速度。三是批量建设产能匹配，若 SMR 审批加速，设备产能需提前布局扩产，避免产能瓶颈制约发展。需建立产能预警机制，提前规划产能扩张，确保供需平衡。

区域布局优先级评估

全国主要核电省份能源规划与电力缺口是 SMR 区域布局的核心依据，需结合各省实际情况进行科学评估。山东省 2025 年电力装机目标 1.8 亿千瓦，其中清洁能源占比 45%，核电装机目标 1000 万千瓦。现有海阳核电 4 台机组装机 440 万千瓦，规划新增 6 台机组，SMR 可作为补充电源参与沿海基地布局。山东省工业用汽需求旺盛，年工业蒸汽消费量超 5000 万吨，"发电 + 供汽"模式经济性突出，区域布局优先级为"高"。山东省煤炭消费占比 60%，清洁能源替代压力大，SMR 可有效替代燃煤锅炉，实现节能减排。

浙江省 2025 年电力装机目标 1.5 亿千瓦，清洁能源占比 50%，核电装机目标 1200 万千瓦。现有秦山、三门、苍南等核电基地装机 900 万千瓦，规划新增 4 台机组。浙江省数据中心产业发展迅速，杭州、宁波等地超大规模数据中心用电需求激增，"发电 + 数据中心供电"模式具备潜力。浙江省工业园区超 500 个，年工业蒸汽消费量超 3000 万吨，工业用能需求大。然而，浙江省土地资源紧张，选址难度较大，区域布局优先级为"中高"。浙江省经济发达，电力需求增长快，SMR 可有效补充电力供应，助力经济高质量发展。

福建省 2025 年电力装机目标 9000 万千瓦，清洁能源占比 55%，核电装机目标 1000 万千瓦。现有宁德、福清核电装机 800 万千瓦，规划新增 2 台机组。福建省"华龙小堆"示范工程落地漳州，具备先发优势，可快速形成 SMR 部署能力。福建省工业基础较好，工业园区超 300 个，年工业蒸汽消费量超 2000 万吨，工业园区供汽需求稳定，区域布局优先级为"高"。福建省沿海适宜建站资源相对充足，核电发展基础好，SMR 部署条件优越。

辽宁省 2025 年电力装机目标 8000 万千瓦，清洁能源占比 40%，核电装机目标 800 万千瓦。现有红沿河核电 6 台机组装机 600 万千瓦，规划新增 2 台机组。辽宁省冬季供暖需求大，"发电 + 供暖"模式经济性突出，区域布局优先级为"中高"。辽宁省煤炭消费占比 55%，清洁能源替代压力较大，SMR 供暖可有效替代燃煤锅炉，改善空气质量。辽宁省工业基础雄厚，工业用能需求稳定，SMR 可形成多元化收入来源。

广东省 2025 年电力装机目标 2.2 亿千瓦，清洁能源占比 40%，核电装机目标 1800 万千瓦。现有大亚湾、岭澳、阳江、台山核电装机 1600 万千瓦，规划新增 4 台机组。广东省电力缺口较大，年外购电量超 2000 亿千瓦时，SMR 可作为补充电源，缓解电力供应压力。广东省经济发达，电力需求增长快，SMR 市场前景广阔。然而，广东省沿海适宜建站资源紧张，选址难度大，区域布局优先级为"中"。广东省需加强 SMR 前期研究，储备适宜站址，为后续部署创造条件。

广西自治区 2025 年电力装机目标 7000 万千瓦，清洁能源占比 45%，核电装机目标 600 万千瓦。现有防城港核电 4 台机组装机 400 万千瓦，规划新增 2 台机组。广西自治区电力缺口较小，但面向东盟市场出口潜力大，区域布局优先级为"中"。广西自治区可依托防城港核电基地，探索 SMR 海外市场拓展，形成"国内 + 海外"双轮驱动格局。广西自治区与东盟国家经贸往来密切，SMR 出口具有地缘优势。

海南省 2025 年电力装机目标 2000 万千瓦，清洁能源占比 70%，核电装机目标 400 万千瓦。现有昌江核电 2 台机组装机 130 万千瓦，"玲龙一号"示范工程落地昌江，具备先发优势。海南省岛屿电网独立，SMR 可提升电网稳定性，区域布局优先级为"高"。海南省自贸港政策支持力度大，SMR 发展环境优越。海南省旅游产业发达，电力需求季节性波动大，SMR 可提供稳定电力，保障旅游产业发展。

内陆地区 SMR 布局受政策限制，但长期潜力巨大，需提前布局。湖南省、湖北省、江西省等中部省份电力缺口较大，煤炭依赖度高，SMR 可实现清洁能源替代，改善能源结构。然而，《核安全法》对内陆核电建设有严格限制，需待政策调整后释放潜力。短期内，内陆地区可开展 SMR 前期研究与公众沟通，储备适宜站址，培养专业人才，区域布局优先级为"低中"。内陆地区 SMR 部署需突破政策限制，加强公众沟通，提升社会接受度，为长期发展创造条件。

海外市场是 SMR 商业化的重要方向，需制定系统拓展战略。"一带一路"沿线国家中，巴基斯坦、沙特、阿联酋、印尼等国有核能需求，中国 SMR 可依托"华龙一号"出口经验拓展市场。巴基斯坦已建成 2 台"华龙一号"机组，中巴核能合作基础好，SMR 出口潜力大。沙特、阿联酋等中东国家能源转型需求迫切，SMR 可用于海水淡化、工业供能等场景，市场空间广阔。印尼等东南亚国家电力需求增长快，SMR 可补充电力供应，助力经济发展。

测算表明，海外 SMR 项目电价可达 0.6-0.8 元/千瓦时，经济性优于国内，主要源于海外电力市场价格较高、政策支持力度大等因素。然而，海外项目面临地缘政治、融资、本地化等挑战，区域布局优先级为"中"。地缘政治风险需加强风险评估与管控，融资风险需探索多元化融资渠道，本地化挑战需加强本地人才培养与供应链建设。海外市场拓展需制定系统战略，分阶段推进，形成可持续的海外业务发展模式。

综合评估，沿海基地（山东、福建、海南）区域布局优先级为"高"，这些省份具备核电发展基础、市场需求旺盛、政策支持力度大，是 SMR 近期部署的重点区域。沿海基地（浙江、辽宁）优先级为"中高"，这些省份市场需求大，但存在选址难度或政策限制等挑战，需加强前期工作。沿海基地（广东、广西）优先级为"中"，这些省份电力缺口大或海外市场潜力大，但适宜站址紧张，需加强站址储备。内陆地区优先级为"低中"，长期潜力大但短期政策限制多，需提前布局。海外市场优先级为"中"，市场空间广阔但挑战多，需制定系统拓展战略。

政策环境与规制框架

《"十四五"现代能源体系规划》是指导 SMR 发展的顶层政策文件，为 SMR 发展提供政策依据。该规划由国家发展改革委、国家能源局联合发布，明确提出"积极安全有序发展核电"，"开展小型模块化反应堆示范工程建设"，"推动核能综合利用"^[3]。规划为 SMR 发展指明方向，但缺乏具体实施细则，地方执行层面存在不确定性。规划提出"推动核能综合利用"，为"核能+X"多能互补模式提供政策支持，但具体支持措施需进一步明确。

《核安全法》是核能领域基本法律，2018 年实施以来为核安全监管提供法律基础。该法规定核设施选址、设计、建造、运行、退役全生命周期安全要求，明确核安全监管部门职责，为核安全监管提供法律依据。然而，《核安全法》制定时 SMR 技术尚未成熟，部分条款难以适配 SMR 特点。例如，该法要求核设施设置大范围应急计划区，SMR 因安全性高可缩小应急计划区，但缺乏法律依据，导致 SMR 选址难度增加。《核安全法》修订需考虑 SMR 技术特点，完善相关规定，为 SMR 发展创造有利条件。

《小型模块化反应堆安全审评原则》由国家核安全局 2024 年发布，是 SMR 专项审评指导文件。该原则提出"风险指引、性能导向"审评理念，允许 SMR 采用简化审评流程，缩短审批周期^[14]。审评原则明确 SMR 审评可参考国际经验，采用模块化审评、分阶段审评等方式，提高审评效率。然而，该原则为指导性文件，缺乏强制执行力，具体审评标准仍需完善。审评原则需转化为具体审评指南，明确审评要求、审评流程、审评时限等，提高审评透明度与可预期性。

审批流程是 SMR 商业化落地的关键制约因素，需优化审评机制。传统大堆审批流程包括选址审查、初步安全分析报告审查、建造许可证申请、运行许可证申请等环节，总周期约 5-7 年。SMR 因技术成熟度较低、首堆工程不确定性高，审批周期可能更长。"玲龙一号"从立项到开工历时 8 年，其中审批环节耗时约 5 年，审批效率有待提升。若 SMR 批量建设，审批效率需大幅提升，否则将制约商业化进程。需建立 SMR 分级分类快速审批通道，对成熟堆型采用简化审评流程，缩短审批周期。

补贴机制是 SMR 经济性的重要支撑，需完善支持政策。传统大堆享受增值税退税、所得税优惠等政策，SMR 可参照执行。然而，SMR"核能+X"多能互补模式中，供热、供汽、制氢等业务缺乏明确补贴政策，影响项目经济性。例如，核能供热价格机制尚未建立，供热收入无法纳入电价核算，导致项目 IRR 下降 2-3 个百分点。需建立 SMR 专项补贴基金，对"核能+X"多能互补项目给予补贴，提升项目经济性。补贴机制需与现有政策体系衔接，避免政策冲突。

技术路线政策存在空白，需明确发展导向。当前政策未明确支持或限制特定 SMR 技术路线，导致多技术路线并行发展，资源分散。压水堆技术成熟度高，应作为近期重点；高温气冷堆、熔盐堆等第四代技术长期潜力大，但需持续研发投入。政策应明确技术路线优先级，引导资源合理配置，形成梯次发展格局。技术路线政策需与科技规划、产业政策等协调，形成政策合力，推动 SMR 技术健康发展。

深度分析

技术成熟度趋势分析

全球 SMR 技术发展呈现加速态势，技术成熟度快速提升。2020 年至 2026 年，IAEA 数据库收录的 SMR 设计数量从 50 种增至 87 种，年均增长率 9.7%^[8]。进入工程示范阶段的 SMR 设计从 3 种增至 12 种，表明技术成熟度快速提升，越来越多的 SMR 设计从概念阶段进入工程验证阶段。中国 SMR 技术从跟跑向并跑转变，"玲龙一号"设计指标达到国际先进水平，部分安全性能指标优于西方同类堆型。中国 SMR 技术发展得益于国家持续投入、企业积极参与、国际合作深化等多重因素，形成自主可控的技术体系。

技术成熟度提升的核心驱动因素包括研发投入增加、工程经验积累、国际合作深化，形成良性发展循环。2020 年至 2025 年，全球 SMR 研发投入累计超 200 亿美元，其中中国政府与企业投入约 50 亿美元，占全球 25%^[15]。研发投入持续增加为 SMR 技术创新提供资金保障，推动设计优化、材料研发、安全系统改进等关键领域突破。工程经验积累方面，"玲龙一号"建设过程中形成 200 余项技术创新，涵盖设计优化、设备制造、施工管理等环节，为后续项目提供经验借鉴。工程经验积累是技术成熟度提升的关键，首堆工程成功与否直接影响后续项目推进。

国际合作深化是技术成熟度提升的重要推动力。中国与 IAEA、NEA 等机构建立 SMR 技术合作机制，参与国际标准制定，提升技术话语权。IAEA 设立 SMR 技术合作平台，促进各国 SMR 技术交流与经验分享，中国积极参与平台活动，贡献中国智慧。NEA 发布 SMR 技术报告，提供国际 SMR 发展动态与技术评估，中国研究机构参考报告内容，优化技术路线。国际合作使中国 SMR 技术融入全球创新网络，提升国际竞争力。

技术成熟度评估需动态考量，避免静态判断。当前"玲龙一号"尚未商运，技术成熟度评估存在不确定性。若 2026 年商运验证顺利，技术成熟度将大幅提升，后续项目审批与投资信心将增强。商运验证需关注反应堆启动、功率提升、满功率运行、长期稳定性等关键环节，形成完整验证报告。若商运出现重大问题，技术成熟度评估将下调，商业化进程可能延缓。因此，2026 年下半年"玲龙一号"商运验证结果是 SMR 技术成熟度的关键里程碑，需高度重视。

技术路线多元化是 SMR 发展的重要趋势，需形成梯次发展格局。压水堆技术成熟度最高，是近期商业化主力，"玲龙一号"、"华龙小堆"、"国和一号"等压水堆设计已进入工程示范阶段，可快速实现商业化应用。高温气冷堆可提供高温工艺热，适用于制氢、化工等场景，石岛湾示范工程已商运验证，技术可行性得到证实，但成本较高，需进一步优化。熔盐堆采用液态燃料，安全性高，但技术难度大，武威实验堆建设推进中，需长期研发投入。快堆可实现核燃料闭式循环，长期战略价值大，霞浦示范工程进展顺利，需持续投入。

多技术路线并行发展可降低技术风险，但需避免资源分散。政策应明确压水堆为近期重点，集中资源推动压水堆 SMR 商业化落地，形成示范效应。第四代技术为长期储备，持续投入研发，保持技术领先优势。梯次发展格局使 SMR 产业既有近期商业化项目，又有长期技术储备，形成可持续发展能力。技术路线政策需与科技规划、产业政策协调，形成政策合力，推动 SMR 技术健康发展。

商业模式创新趋势

SMR 商业模式创新是商业化落地的关键，需突破传统思维束缚。传统大堆"基荷电源"模式依赖单一发电收入，SMR 因单位千瓦投资成本高，纯发电模式缺乏竞争力。"核能+X"多能互补模式通过多元化收入来源提升经济性，是 SMR 商业化的必然选择。商业模式创新需结合 SMR 技术特点与市场需求，形成差异化竞争优势。

"核能+X"模式的核心逻辑是价值叠加，通过多场景应用最大化 SMR 经济价值。发电是基础收入，供热、供汽、制氢等是增值收入，形成综合能源供应体系。测算表明，纯发电模式下 SMR 年收入约 5-6 亿元（按 125 兆瓦、年利用小时 7500、电价 0.4 元/千瓦时计算），收入来源单一，抗风险能力弱。"发电 + 供汽"模式下，年供汽收入可增加 1.5-2.5 亿元，总收入提升 30%-40%，供汽收入稳定、利润率较高，可显著提升项目经济性。"发电 + 供暖"模式下，供暖季收入可增加 1-1.5 亿元，总收入提升 20%-25%，供暖收入季节性较强，但市场需求稳定。"发电 + 制氢"模式下，制氢收入可增加 0.5-1 亿元，但受氢能市场规模限制，当前贡献率较低^[16]。

商业模式创新需结合区域资源禀赋，形成差异化竞争策略。沿海工业园区密集区域，"发电 + 供汽"模式最优，工业园区用汽需求稳定、价格较高，可形成稳定收入来源。北方寒冷地区，"发电 + 供暖"模式最优，城市供暖需求大、政策支持力度强，可形成规模化应用。西部可再生能源富集区域，"核能 + 风光 + 储能"多能互补模式最优，SMR 提供稳定基荷电力，风光提供低成本电力，储能调节供需平衡，形成稳定可靠的清洁能源供应体系。数据中心集聚区域，"发电 + 数据中心供电"模式最优，数据中心电价溢价高、用电稳定，是 SMR 高价值应用场景。区域差异化商业模式可最大化 SMR 经济价值，提升项目竞争力。

商业模式创新还涉及投融资模式，需探索多元化融资渠道。传统大堆由央企独资建设，资本金压力大，SMR 可探索多元化投融资模式，降低资本金压力。引入社会资本参与项目投资，可降低央企资本金压力，拓宽资金来源。探索 REITs、ABS 等金融工具，提升资产流动性，吸引长期资金参与 SMR 投资。探索"建设 - 运营 - 移交"（BOT）模式，吸引民营企业参与，发挥民营企业机制灵活优势。投融资模式创新可拓宽资金来源，加速 SMR 商业化进程，但需建立风险分担机制，保障各方利益。

然而，商业模式创新面临政策障碍，需完善相关政策。当前电价、热价、汽价等价格机制分割，"核能+X"模式收入无法统一核算，影响项目经济性评估。例如，核能供热收入无法纳入电价核算，导致项目 IRR 下降；供汽价格由市场调节，波动较大，影响收入稳定性。政策需完善"核能+X"模式价格机制，允许综合收益核算，提升项目经济性。价格机制完善需与现有政策体系衔接，避免政策冲突，形成政策合力。

产业链供应链发展趋势

SMR 产业链供应链发展呈现国产化率提升、产能扩张、成本下降趋势，形成良性发展循环。国产化率方面，关键设备国产化率从 2020 年的 70% 提升至 2026 年的 90%，主要得益于三代核电自主化发展积累的技术基础与制造能力。国产化率提升降低进口依赖，增强产业链自主可控能力，但部分高端设备、材料仍需进口，需持续攻关。产能方面，反应堆压力容器、蒸汽发生器等关键设备产能充足，可支撑年新增 10-15 台 SMR 机组建设，满足初步商业化阶段需求。成本方面，批量生产可降低单位成本，测算表明 SMR 机组建设 10 台后，单位千瓦投资成本可下降 20%-30%^[13]。成本下降是 SMR 商业化的关键，需通过批量建设实现规模经济，提升市场竞争力。

产业链供应链发展面临三大趋势，需把握发展趋势，优化产业布局。一是模块化程度提升，工厂预制比例从 60% 提升至 80%，缩短现场施工周期。模块化程度提升使更多建造工作可在工厂内完成，减少现场作业量与施工风险，提高建造质量与效率。二是数字化智能化升级，仪控系统、运维系统数字化程度提升，降低运维成本。数字化智能化使 SMR 运维更加高效、精准，减少人工干预，提高运行可靠性。三是供应链协同加强，多供应商、多环节统筹管理，避免设备交付延误。供应链协同使各环节信息透明、响应迅速，提高供应链整体效率。

供应链风险需重点关注，建立风险管控机制。关键材料进口依赖是首要风险，特种钢材、仪控芯片等受国际供应链波动影响。2022 年以来，国际供应链紧张导致部分设备交付延期，影响项目建设进度。需加强关键材料国产化研发，建立战略储备，降低进口依赖风险。首堆工程供应链协同是次要风险，多供应商、多环节需加强统筹管理，避免"木桶效应"。需建立供应链协同平台，加强信息共享，提升供应链响应速度。批量建设产能匹配是长期风险，若 SMR 审批加速，设备产能需提前布局扩产，避免产能瓶颈制约发展。需建立产能预警机制，提前规划产能扩张，确保供需平衡。

产业链供应链发展需政策引导，形成政策支持体系。当前政策对 SMR 产业链供应链支持不足，缺乏专项扶持政策。建议设立 SMR 产业链专项基金，支持关键设备研发与产能建设，突破关键材料技术瓶颈。建立 SMR 供应链协同机制，加强多供应商统筹管理，提高供应链整体效率。完善 SMR 设备质量标准，提升国产化设备可靠性，增强市场信心。政策引导需与现有政策体系衔接，避免政策冲突，形成政策合力。

区域布局驱动因素分析

SMR 区域布局受多重因素驱动，需综合考量各因素，形成科学布局策略。电力缺口、清洁能源替代需求、工业用能需求、政策支持力度是四大核心驱动因素，各因素权重不同，需综合评估。电力缺口是首要驱动因素，电力缺口大的省份 SMR 需求迫切，区域布局优先级高。清洁能源替代需求是次要驱动因素，煤炭依赖度高的省份 SMR 替代潜力大，区域布局优先级高。工业用能需求是重要驱动因素，工业园区密集区域"发电 + 供汽"模式经济性突出，区域布局优先级高。政策支持力度是关键驱动因素，地方政府支持力度大的省份 SMR 落地更快，区域布局优先级高。

电力缺口方面，广东省年外购电量超 2000 亿千瓦时，电力缺口最大，SMR 需求迫切。浙江省年外购电量约 1000 亿千瓦时，电力缺口次之，SMR 可有效补充电力供应。山东省年外购电量约 800 亿千瓦时，电力缺口第三，SMR 可缓解电力供应压力。电力缺口大的省份 SMR 需求迫切，区域布局优先级高，但需考虑站址资源、电网接入等约束条件。

清洁能源替代需求方面，山东省煤炭消费占比 60%，清洁能源替代压力最大，SMR 可有效替代燃煤锅炉，实现节能减排。辽宁省煤炭消费占比 55%，清洁能源替代压力次之，SMR 供暖可替代燃煤供暖，改善空气质量。福建省煤炭消费占比 45%，清洁能源替代压力第三，SMR 可优化能源结构，提升清洁能源占比。煤炭依赖度高的省份 SMR 替代潜力大，区域布局优先级高，但需考虑公众接受度、环境影响等因素。

工业用能需求方面，浙江省工业园区超 500 个，年工业蒸汽消费量超 3000 万吨，工业用能需求最大，"发电 + 供汽"模式经济性突出。山东省工业园区超 400 个，年工业蒸汽消费量超 5000 万吨，工业用能需求次之，供汽市场规模大。福建省工业园区超 300 个，年工业蒸汽消费量超 2000 万吨，工业用能需求第三，供汽需求稳定。工业园区密集区域"发电 + 供汽"模式经济性突出，区域布局优先级高，但需考虑工业园区用汽稳定性、价格承受能力等因素。

政策支持力度方面，海南省自贸港政策支持力度最大，SMR 示范工程落地昌江，政策环境优越。福建省"华龙小堆"示范工程落地漳州，地方政府支持力度大，项目推进顺利。山东省海阳核能供暖示范成功，地方政府积极推动核能综合利用，政策环境良好。政策支持力度大的省份 SMR 落地更快，区域布局优先级高，但需考虑政策持续性、执行力度等因素。

结论与建议

核心结论

本报告通过五大维度的系统分析，得出以下核心结论。技术维度表明，中国 SMR 技术成熟度已达到工程示范向初步商业化过渡的关键阶段，"玲龙一号"商运验证结果将决定商业化进程的速度与质量。设备国产化率达 90% 以上，但部分仪控系统、特种材料仍依赖进口，需持续攻关。商业维度表明，SMR 纯发电模式缺乏竞争力，"核能+X"多能互补模式是商业化关键，可将内部收益率提升 3-5 个百分点。产业维度表明，关键设备产能充足，可支撑年新增 10-15 台 SMR 机组建设，但供应链协同与批量建设产能匹配需提前布局。区域维度表明，沿海基地（山东、福建、海南）是 SMR 近期部署重点，内陆地区长期潜力大但短期政策限制多。政策维度表明，审批流程、补贴机制、技术路线等政策空白亟待填补，需完善相关政策体系。

SMR 商业化落地是系统工程，需技术、商业、产业、区域、政策五方面协同推进。技术是基础，需确保"玲龙一号"商运验证顺利，积累运行经验，提升技术成熟度。商业是关键，需探索"核能+X"多能互补模式，形成差异化竞争优势，提升项目经济性。产业是保障，需加强产业链供应链建设，提升国产化率，降低单位成本。区域是载体，需科学评估区域布局优先级，形成合理部署策略。政策是支撑，需完善审批流程、补贴机制、技术路线等政策，为 SMR 商业化创造有利条件。五方面协同推进，形成良性发展循环，推动 SMR 产业健康有序发展。

SMR 商业化落地对中国能源转型具有重要意义。SMR 可补充传统大堆在特定场景下的应用局限，形成多层次核能供应体系。SMR 灵活部署能力可覆盖沿海基地、内陆地区乃至海外市场，扩大核能应用范围。SMR"核能+X"多能互补模式可实现能源梯级利用，提升能源利用效率。SMR 零碳特性可助力"双碳"目标实现，优化能源结构。SMR 产业化可带动相关产业发展，形成新的经济增长点。SMR 国际化可提升中国核能产业国际竞争力，形成国际竞争优势。

行动建议

基于核心结论，本报告提出十二项具体建议，为国家能源局、地方发改委及产业投资机构提供决策参考。

建议一：建立分级分类快速审批通道。针对 SMR 技术特点，建立分级分类快速审批通道，对成熟堆型采用简化审评流程，缩短审批周期。对国家核安全局发布的《小型模块化反应堆安全审评原则》进行细化，形成具体审评指南，明确审评要求、审评流程、审评时限等，提高审评透明度与可预期性。对已通过通用设计审查的堆型，后续项目审批可参考首堆经验，减少重复审评工作，提高审批效率。

建议二：设立 SMR 专项补贴基金。设立 SMR 专项补贴基金，对"核能+X"多能互补项目给予补贴，提升项目经济性。补贴基金可由中央财政与地方财政共同出资，重点支持首堆工程、"核能+X"示范项目、关键设备研发等。补贴机制需与现有政策体系衔接，避免政策冲突，形成政策合力。补贴标准需动态调整，随 SMR 成本下降逐步退坡，形成市场化机制。

建议三：完善"核能供热"价格机制。建立"核能供热"价格机制，允许供热收入纳入电价核算，提升项目经济性。价格机制需考虑供热成本、市场需求、用户承受能力等因素，形成合理价格水平。价格机制需与现有热价政策衔接，避免政策冲突。价格机制需动态调整，随成本变化适时调整，形成市场化机制。

建议四：明确技术路线优先级。政策应明确技术路线优先级，引导资源合理配置，形成梯次发展格局。压水堆为近期重点，集中资源推动压水堆 SMR 商业化落地，形成示范效应。第四代技术为长期储备，持续投入研发，保持技术领先优势。技术路线政策需与科技规划、产业政策协调，形成政策合力。

建议五：推动产业链专项扶持。设立 SMR 产业链专项基金，支持关键设备研发与产能建设，突破关键材料技术瓶颈。基金可由中央财政、地方财政、企业共同出资，重点支持反应堆压力容器、蒸汽发生器、主泵、仪控系统等关键设备研发与产能建设。基金需建立项目遴选机制，确保资金使用效率。基金需建立绩效评估机制，定期评估资金使用效果。

建议六：建立供应链协同机制。建立 SMR 供应链协同机制，加强多供应商统筹管理，提高供应链整体效率。协同机制可由行业协会牵头，主要设备供应商参与，建立信息共享平台，加强供需对接。协同机制需建立风险预警机制，提前识别供应链风险，制定应对措施。协同机制需建立应急响应机制，应对突发供应链中断事件。

建议七：探索多元化投融资模式。探索多元化投融资模式，拓宽资金来源，加速 SMR 商业化进程。引入社会资本参与项目投资，降低央企资本金压力。探索 REITs、ABS 等金融工具，提升资产流动性，吸引长期资金参与 SMR 投资。探索"建设 - 运营 - 移交"（BOT）模式，吸引民营企业参与，发挥民营企业机制灵活优势。投融资模式需建立风险分担机制，保障各方利益。

建议八：加强国际合作与标准制定。加强国际合作与标准制定，提升中国 SMR 技术国际话语权。积极参与 IAEA、NEA 等国际组织 SMR 技术合作，贡献中国智慧。参与国际 SMR 标准制定，推动中国标准国际化。加强与"一带一路"沿线国家 SMR 技术合作，拓展海外市场。国际合作需维护国家利益，确保技术安全。

建议九：完善应急计划区规定。修订《核安全法》相关规定，完善应急计划区规定，适配 SMR 技术特点。SMR 因安全性高可缩小应急计划区，降低选址难度。应急计划区规定需基于科学评估，确保核安全。应急计划区规定需与地方规划衔接，避免规划冲突。

建议十：建立综合收益核算体系。建立综合收益核算体系，允许"核能+X"模式收入统一核算，提升项目经济性评估准确性。核算体系需考虑发电、供热、供汽、制氢等多种收入来源，形成综合收益指标。核算体系需与现有财务制度衔接，避免制度冲突。核算体系需动态调整，随商业模式创新适时调整。

建议十一：推动公众沟通与接受度提升。推动公众沟通与接受度提升，为 SMR 发展创造良好社会环境。建立 SMR 公众沟通平台，及时发布 SMR 发展动态，回应公众关切。开展 SMR 科普宣传，提升公众对 SMR 的认知与接受度。建立 SMR 公众参与机制，听取公众意见，形成社会共识。公众沟通需坚持公开透明，建立信任关系。

建议十二：制定海外市场拓展战略。制定海外市场拓展战略，分阶段推进，形成可持续的海外业务发展模式。优先拓展"一带一路"沿线国家市场，依托"华龙一号"出口经验，形成示范效应。加强海外项目风险评估与管控，降低地缘政治、融资、本地化等风险。加强海外本地人才培养与供应链建设，提升本地化水平。海外市场拓展需维护国家利益，确保技术安全。

以上十二项建议相互关联、相互支撑，形成完整政策建议体系。建议一、二、三、九、十侧重政策完善，为 SMR 商业化创造有利政策环境。建议四、五、六侧重产业发展，提升 SMR 产业链供应链能力。建议七侧重投融资创新，拓宽资金来源。建议八、十二侧重国际化，提升国际竞争力。建议十一侧重社会环境，提升公众接受度。十二项建议协同推进，形成政策合力，推动 SMR 产业健康有序发展。

参考资料

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