透视安大略省电力公司（OPG）：加拿大核工业的兴衰、停滞与未知未来

安大略省电力公司（Ontario Power Generation, OPG）是加拿大最大的电力生产商之一，其庞大的核电资产组合构成了加拿大核工业的绝对核心。OPG运营着加拿大绝大多数的核反应堆，主要集中在安大略省的皮克灵（Pickering）和达灵顿（Darlington）两大核电基地 [1, 2]。这些核电站不仅为安大略省提供了超过一半的电力供应，是该省实现低碳电力结构和能源安全的基石，其发展轨迹和战略决策也往往被视为加拿大整个核工业未来走向的风向标 [2, 3]。

OPG的核电渊源深厚，其历史与前身——规模庞大的公有事业机构安大略水电公司（Ontario Hydro）紧密相连。安大略水电公司在加拿大核电的起步和扩张阶段扮演了无可替代的关键角色，主导了加拿大自主研发的CANDU（CANada Deuterium Uranium，加拿大重水铀反应堆）型商业反应堆的首批建设和早期运营 [4, 5]。这段历史既包含了技术创新的辉煌，也孕育了日后困扰该公司的财务与管理难题。

皮克灵核电站是加拿大乃至全球范围内历史最悠久的商业核电站之一。其A厂的4个机组于1971年至1973年间陆续投入商业运营，随后B厂的4个机组也在1983年至1986年间并网发电 [1, 6]。皮克灵核电站的长期稳定运行，为安大略省的经济发展提供了重要的能源支撑。然而，随着时间的推移，早期机组的老化和经济性问题逐渐显现。例如，皮克灵A厂的2号和3号机组在经历了长期停堆和评估后，因翻新成本过高而被认为不具备经济可行性，最终安大略省政府决定将其永久关闭，不再进行翻新 [1]。

达灵顿核电站代表了加拿大最新一代的大型CANDU反应堆技术，其4个机组在1990年至1993年间相继投入商业运营 [1, 6]。达灵顿核电站以其卓越的运行性能和较高的容量因子著称，是OPG乃至加拿大核电的旗舰电站。尽管技术领先，但在其初期建设阶段，达灵顿项目却遭遇了极为严重的成本超支和工期延误问题 [7]。原计划数十亿加元的投资最终飙升至超过百亿，这一事件不仅给安大略水电公司带来了沉重的财务负担，也深刻影响了公众和决策者对大型核电项目经济性的认知，成为加拿大核电发展史上的一个重要转折点和深刻教训 [8, 9]。

进入1990年代末，安大略水电公司因其核电项目（尤其是达灵顿的巨额投资）、日益僵化的管理体制、不断攀升的运营成本以及部分机组性能下滑等一系列问题，累积了高达数百亿加元的难以偿还的债务，公司濒临破产 [10]。这场深刻的危机最终导致了安大略省电力市场的大规模重组。1999年，安大略水电公司被分拆，OPG作为其主要的发电资产继承者而成立，承接了包括所有核电站在内的发电设施 [1, 11]。这一重组虽然解决了安大略水电公司的历史遗留问题，但也使得OPG从诞生之初就必须面对公众对其项目管理能力和财务审慎性的严格审视。OPG当前的运营效率和项目管理能力，无疑持续受到其前身安大略水电公司复杂历史的检验。因此，OPG当前所有重大项目的成功执行，不仅仅是技术层面的要求，更是重建公众和市场长期信任、证明其已从过往财务和管理失误中汲取教训的关键一步。例如，在皮克灵A1号机组翻新成本翻倍超出预估后 [1]，OPG决定不再对经济性更差的A2、A3号机组进行翻新，这在一定程度上反映出一种更为务实和审慎的资本配置策略，可能是对过去财务纪律松弛的反思，也为未来老化资产处置与新建项目决策设定了更为严格的经济性评估标准。

目前，OPG运营的核电站依然是安大略省电力系统的中流砥柱，贡献了全省超过50%的电力供应，为维持电网稳定和满足日益增长的能源需求发挥着不可替代的作用 [2, 3]。为了确保这些关键基础设施能够持续安全、高效地运行至本世纪中叶以后，OPG正在其两大核电基地——达灵顿和皮克灵——开展加拿大乃至北美地区规模最大的清洁能源项目之一：机组翻新和延寿工程。

达灵顿核电站的翻新项目是其中的重中之重。该项目总投资高达128亿加元，计划对其全部4个CANDU反应堆进行彻底的翻新和现代化改造，目标是将其运营寿命延长30年 [1, 3]。这是一个系统性的工程，涉及更换反应堆核心部件（如压力管、端接管、进料管），升级蒸汽轮机、发电机以及各类辅助系统，并引入最新的安全技术和数字化控制系统。该项目自2016年启动以来，采取了“滚动式”翻新策略，即逐个机组停堆进行翻新，以保证电站整体在翻新期间仍能维持较高的电力输出。截至目前，2号机组已于2020年6月完成翻新并成功恢复商业运营，3号机组也于2023年7月提前完成翻新并网发电 [1]。1号机组于2022年开始翻新，4号机组于2023年7月启动翻新，整个项目预计在2026年全面完成 [3]。值得注意的是，达灵顿翻新项目在进度和预算控制方面表现良好，这对于一个有着复杂历史背景和巨大公众关注度的大型核工程而言，无疑是一个积极的信号，也为后续项目积累了宝贵的经验 [8]。

与此同时，皮克灵核电站的延寿计划也在稳步推进。该电站现有的4个B厂机组（5-8号机组）目前仍在运行。OPG已获得加拿大核安全委员会（CNSC）的许可，可将这些机组运营至2026年底 [1]。2024年1月，安大略省政府批准了OPG对皮克灵B厂5-8号机组进行翻新的提案，首先启动的是一个耗资20亿加元的项目启动阶段，主要包括工程设计、采购长周期关键部件等准备工作，预计持续至2024年底 [1, 3]。整个皮克灵B厂的翻新工程预计将在本世纪2030年代中期完成。此外，皮克灵A厂的1号和4号机组在早年也经历过翻新，但1号机组已于2024年9月退役，4号机组也计划于同年12月退役 [3]。

这些大规模的翻新和延寿项目，对于安大略省的未来具有多重战略意义。首先，它们确保了在未来数十年内，安大略省能够持续获得大规模、可靠的无碳基荷电力供应，这对于支持经济增长、满足交通和工业电气化带来的新增电力需求至关重要。其次，这些项目是安大略省乃至加拿大实现其气候变化承诺和减排目标的关键支柱。据估计，仅达灵顿核电站的持续运营，就能为安大略省贡献约900亿加元的国内生产总值（GDP），并平均每年创造14,200个就业岗位 [3]。安大略省独立电力系统运营商（IESO）在2022年的预测中指出，到2050年，该省的发电能力需求将是当前的两倍以上，并建议规划包括核能在内的长周期电力资产 [3]。

对现有核电机组进行大规模投资翻新，而非完全转向新建机组，反映了一种务实的战略考量。这不仅能够最大化利用已有的巨额沉淀资本和成熟的厂址资源，也是在当前新建大型核电项目（尤其是首堆）面临较高不确定性、较长建设周期和潜在融资挑战的背景下，一种相对风险可控、经济上更具吸引力的选择。通过翻新，OPG得以在短期和中期内巩固其CANDU技术的运营经验和人才队伍，为未来可能的新技术（如SMR）的引入争取时间和积累条件。达灵顿翻新项目迄今为止在进度和预算控制方面的成功，显著区别于其初期建设时的困境，这不仅是OPG项目管理能力提升的体现，也为加拿大核工业乃至全球大型核电项目的执行树立了一个积极的参照。这种成功对于增强政府、投资者和公众对核能未来发展的信心至关重要，也为OPG后续推动更为前沿的SMR项目奠定了坚实的基础。

在全球核能技术发展进入新阶段的背景下，小型模块化反应堆（Small Modular Reactors, SMRs）因其潜在的灵活性、较低的前期投资、更短的建设周期以及更广泛的应用场景（如为偏远社区和工业供能）而备受关注。OPG在加拿大SMR的研发和部署浪潮中，再次扮演了行业先锋和领导者的角色。该公司计划在其成熟的达灵顿核电站厂址内，建设加拿大首个并网运行的商业SMR，这标志着加拿大在下一代核能技术商业化方面迈出了关键一步 [1, 3, 12]。

OPG为其达灵顿新核项目（Darlington New Nuclear Project, DNNP）选定的SMR技术是通用电气-日立（GE-Hitachi）的BWRX-300型反应堆，这是一种300兆瓦的水冷型SMR [1, 3, 13]。该项目的进展迅速：OPG已于2022年10月向加拿大核安全委员会（CNSC）提交了BWRX-300的建造许可证申请，并已开始相关的场平准备工作 [13, 14]。加拿大联邦政府和安大略省政府均对该项目给予了大力支持，包括通过未来电力基金（Future Electricity Fund）提供资金援助，以及修订绿色债券框架以明确允许核能项目获得融资支持等 [1, 12, 15]。首个BWRX-300机组的初步目标是在2028年投入运营，后续计划在同一厂址再建设三个同类型机组 [1, 3, 8]。

OPG积极推动SMR发展的战略意义深远。首先，SMR被视为满足安大略省未来电力需求持续增长、有效替代即将退役的老化化石燃料电厂（如天然气电厂）的关键解决方案之一。其次，SMR作为一种零碳排放的发电技术，将有力支持安大略省乃至加拿大实现其雄心勃勃的深度脱碳目标和气候承诺 [12, 16]。再者，SMR项目预计将带来显著的经济效益，包括在建设和运营期间创造大量高技能就业岗位，拉动本地供应链发展，并可能为加拿大开辟新的核技术出口市场 [12, 15]。

然而，OPG的SMR项目也面临着一系列不容忽视的挑战。其中，成本控制是首要关注点。尽管SMR的宣传点之一是其潜在的成本优势，但达灵顿SMR项目的初步成本估算已远高于行业早期的乐观预期，甚至引发了对其大规模推广经济可行性的质疑 [8]。根据报道，达灵顿四台BWRX-300机组的总成本可能接近210亿加元，远超GE-Hitachi最初对该堆型每兆瓦成本的承诺 [8]。这表明，首堆（First-Of-A-Kind, FOAK）SMR项目可能依然难以摆脱大型核电项目常见的成本攀升困境。此外，技术成熟度、供应链的建立与韧性（特别是对于BWRX-300这类需要低浓铀燃料的堆型，而加拿大目前尚无商业铀浓缩能力 [17, 18]）、核废料的后端管理方案以及公众接受度等，都是SMR成功商业化道路上必须克服的障碍 [17, 19, 20, 21]。

OPG选择BWRX-300这一美国设计的SMR，而非继续沿用本土CANDU技术的衍生小型堆型，本身就构成了一个重要的战略信号。这可能意味着OPG在考量未来技术路径时，更加注重与国际主流轻水堆技术的接轨，以期获得更广泛的供应链支持和潜在的规模经济效应。但这也同时带来了对加拿大核燃料循环自主性的新思考。CANDU技术以使用天然铀为傲，而BWRX-300则需要低浓铀燃料。这意味着加拿大未来若大规模部署此类SMR，将面临建立本土铀浓缩能力或构建稳定国际燃料供应伙伴关系的抉择。这一决策不仅影响产业链布局，也可能重塑加拿大在全球核能市场中的角色。如果SMR，特别是首堆项目的成本控制不能得到有效管理，其相较于其他低碳能源选项（如安大略省独立电力系统运营商IESO指出的风光加储能方案 [8]）的经济竞争力将受到严峻考验，这可能会减缓SMR技术在加拿大乃至全球的推广速度。

表1.1: 安大略省电力公司（OPG）主要核电站及SMR项目概览

电站名称 (Station Name)	机组 (Units)	类型/技术 (Type/Technology)	单机组容量 (Unit Capacity MWe)	总容量 (Total Capacity MWe)	投运年份 (Commissioning Year(s))	当前状态/主要项目 (Current Status/Major Projects)	预计延寿/SMR投运 (Est. Life Extension/SMR Operation)
皮克灵A (Pickering A)	4 (2个已退役)	CANDU	515	1030 (运行中)	1971-1973	1号机组2024年9月退役，4号机组计划2024年12月退役。2、3号机组永久关闭。	N/A
皮克灵B (Pickering B)	4	CANDU	516	2064	1983-1986	运行中。政府已批准5-8号机组翻新项目启动阶段，预计2024年底完成。计划运营至2026年后停堆翻新。	翻新后延寿，预计2030年代中期完成
达灵顿 (Darlington)	4	CANDU	881	3524	1990-1993	运行中。大规模翻新项目进行中（2号、3号已完成，1号、4号进行中），预计2026年全部完成。	翻新后延寿30年
达灵顿新核项目 (Darlington New Nuclear Project)	1 (计划4个)	SMR (BWRX-300)	300	300 (首期，总计1200)	N/A	计划建设中。已提交建造许可证申请，获政府资金支持。场平准备已开始。	首个SMR预计2028年投运

资料来源：根据[1, 2, 3, 6, 8, 13]综合整理。

布鲁斯电力（Bruce Power）是加拿大核电领域一个独特的存在。作为加拿大唯一的私营核电运营商，该公司通过租赁协议运营着位于安大略省金卡丁（Kincardine）的布鲁斯核电站——这是北美乃至全球规模最大的核电设施之一，拥有八个CANDU反应堆（A厂和B厂各四个）[3, 22, 23]。布鲁斯电力的运营模式与OPG等传统公有事业机构形成对比，为加拿大核工业引入了市场化运作和私营资本参与的元素。

与OPG类似，布鲁斯电力当前的核心任务也是对其庞大的反应堆机组进行大规模的延寿（Major Component Replacement, MCR）项目。该项目总投资约130亿加元，计划在2020年至2033年间对其B厂的3至8号共六个机组进行翻新，目标是将这些机组的运营寿命延长30至35年 [1, 22, 23]。这一宏大的工程不仅对确保安大略省未来的电力供应安全至关重要，也为当地乃至全加拿大创造了数以万计的就业岗位，并对经济产生了显著的拉动效应 [23]。布鲁斯A厂的1号和2号机组已于2012年完成翻新，延长了25年寿命 [1]。

布鲁斯电力积极践行其“立足加拿大核心 (Canadian at our Core)”的企业战略，该战略的核心是最大化对加拿大本土经济的贡献 [22, 23]。公司承诺其运营和项目支出的95%在加拿大境内完成，优先采购本国产品和服务，并积极推动其供应商在当地（特别是布鲁斯、格雷和休伦三县组成的“清洁能源前沿地区”）投资设厂，从而有力地支持了加拿大核工业供应链的完整性和竞争力 [22, 23]。

除了发电主业，布鲁斯电力在医用同位素生产领域也扮演着全球领先的角色。通过其“希望同位素 (Isotopes for Hope)”计划，该公司利用其CANDU反应堆生产包括钴-60（用于癌症治疗和医疗设备消毒）和镥-177（一种新兴的癌症治疗同位素）在内的多种关键医用同位素，为全球医疗健康事业做出了重要贡献 [22, 23]。

在与原住民社区的关系方面，布鲁斯电力展现出积极的合作姿态。其厂址位于索金渥太华民族（Saugeen Ojibway Nation, SON）的传统领地内。布鲁斯电力与SON建立了合作伙伴关系，例如共同推广医用同位素的Gamzook’aamin aakoziwin合资企业，并通过收益共享等方式，努力促进与原住民社区的和解与共同发展 [22, 23, 24]。这种主动的伙伴关系模式，为加拿大大型能源项目如何与原住民社区构建互利共赢关系提供了一个值得借鉴的案例。

展望未来，布鲁斯电力也在积极探索新的发展机遇。该公司已启动了布鲁斯C（Bruce C）新核电项目的联邦影响评估程序，计划在现有厂址内新增高达4800兆瓦的核电装机容量 [1, 13, 24]。尽管目前尚未做出最终建设决定，且技术选型保持中立（将评估包括CANDU和SMR在内的多种技术），但这一举措为安大略省应对未来数十年电力需求急剧增长（预计到2050年需求翻倍）预留了一个重要的战略选项 [24, 25]。布鲁斯电力作为私营企业，其在大型项目融资、风险管理以及与原住民社区构建伙伴关系方面的经验，对于加拿大核工业的整体发展具有重要的参考价值。其“立足加拿大核心”的本土化采购策略，不仅是企业社会责任的体现，更是对维持和提升加拿大国内核供应链韧性和技术能力的一项战略性投入。在全球供应链日益受到重视的今天，这种做法有助于降低对外部依赖的风险，并为加拿大企业参与未来的国内外核项目（包括SMR的兴起）奠定坚实基础。

魁北克省的核电发展历程与安大略省形成了鲜明对比。该省历史上仅拥有一座核电站——位于三河市附近贝坎库尔（Bécancour）的Gentilly核电站。Gentilly核电站包括两个机组：Gentilly-1是一个250兆瓦的CANDU原型沸水反应堆，于1972年投入运行，但由于技术问题和经济性不佳，其运营断断续续，并于1978年永久关闭 [26, 27]。Gentilly-2则是一个635兆瓦的商业CANDU-6反应堆，于1983年投入商业运营 [6, 27, 28]。

然而，魁北克省的核电发展并未能像安大略省那样持续壮大。最主要的原因在于该省拥有极其丰富且成本低廉的水力发电资源。魁北克水电公司（Hydro-Québec）运营着庞大的水电网络，长期以来为省内提供了充足、可靠且价格具有竞争力的电力供应，这使得发展核电的经济驱动力相对不足 [29]。此外，魁北克省的公众对核能的接受度和支持率也显著低于加拿大其他地区，尤其是在经历了三哩岛、切尔诺贝利等国际核事故以及对核废料处理的持续担忧之后 [30, 31]。这种较低的社会接受度，无疑对政府的能源政策选择产生了重要影响。

2012年，在计划对Gentilly-2进行大规模翻新以延长其寿命之前，魁北克政府和魁北克水电公司基于对翻新成本、电力市场需求以及水电潜力的综合评估，最终决定不再进行翻新，并于当年年底将其永久关闭 [6, 27]。这一决策标志着魁北克省暂时退出了核电生产的行列。

目前，Gentilly-1和Gentilly-2厂址均处于关闭状态。Gentilly-1自1980年代中期已进入长期安全贮存和退役准备阶段，现作为废物管理设施由加拿大核实验室（CNL）根据加拿大核安全委员会（CNSC）的许可证进行管理 [26, 27]。CNL计划在获得CNSC批准后，于2025-2035年间完成Gentilly-1的最终退役和厂址修复工作 [26]。Gentilly-2在关闭后也进入了类似的退役准备程序 [28]。

尽管魁北克省目前主要依赖水电和大力发展风电 [29, 32]，但在2023年，有报道称魁北克水电公司新任CEO曾表示对核能持开放态度，并要求对Gentilly-2的现状进行评估，以探讨其在魁北克未来能源供应中的潜在可能性 [31]。这一消息在省内引发了一些讨论和批评，反对者认为这与魁北克省此前“退出核电的集体选择”相悖 [31]。截至2024-2025年初，魁北克政府和魁北克水电公司的官方能源规划和年度报告中，并未明确提出新建或重启核电项目的计划，其战略重心依然是最大化水电潜力、扩大风电规模以及提升能源效率 [29, 32]。

魁北克省的核电经验揭示了地区能源禀赋、经济比较优势以及社会政治环境如何深刻影响能源政策的走向。在一个拥有丰富替代清洁能源选项且公众对核能持保留态度的地区，核电发展的门槛自然会更高。即便如此，2023年对Gentilly-2的重新审视，也从一个侧面反映出，在未来能源需求增长、气候变化挑战以及能源技术不断演进的复杂背景下，任何一种低碳能源选项或许都难以被永久排除在考虑范围之外，尽管在魁北克重启核能的道路上，无疑仍存在着极高的经济、社会和政治障碍。

新不伦瑞克省（New Brunswick, NB）是加拿大东部唯一拥有核电运营经验的省份。该省的电力供应在一定程度上依赖于其位于芬迪湾畔的Point Lepreau核电站。该核电站拥有一台CANDU-6型反应堆，装机容量约为635兆瓦，自1983年投入商业运营以来，一直是NB省电力结构中的重要组成部分，为其提供稳定的基荷电力 [1, 33, 34, 35]。

然而，Point Lepreau核电站的运营历史并非一帆风顺。为了延长其服役寿命，NB Power（新不伦瑞克电力公司）在2008年启动了对该反应堆的大规模翻新项目。这本应是CANDU-6堆型首次进行此类翻新，具有重要的示范意义。但事与愿违，该项目遭遇了严重的成本超支和工期延误 [3, 36, 37]。原计划18个月完成、预算14亿加元的翻新工程，最终耗时超过4年半，于2012年10月才重新并网发电，NB Power为此承担的成本飙升至约24亿加元 [36, 37]。如果计入项目原承包商加拿大原子能有限公司（AECL）自身的巨额亏损，整个项目的实际耗资可能高达33亿加元 [36]。导致问题的主要原因包括AECL在首次执行CANDU-6翻新时缺乏经验、遭遇了未曾预料的技术难题（如压力管安装出现瑕疵导致返工）、劳动力成本控制不力以及因工期延长而产生的巨额替代电力采购成本等 [36, 37]。这一事件给NB Power和新不伦瑞克省政府带来了沉重的财政负担，并引发了与联邦政府（AECL当时为联邦皇冠公司）之间关于责任分担和经济补偿的长期争议 [36]。

尽管经历了Point Lepreau翻新项目的挫折，新不伦瑞克省并未放弃对核能未来的探索，反而成为加拿大推动小型模块化反应堆（SMR）发展的积极倡导者和先行者之一。NB省政府与NB Power将SMR视为实现其2035年电力系统净零排放目标、替代老化电力设施、保障能源安全以及促进地方经济发展和技术创新的重要途径 [34, 38]。

目前，NB省有两个主要的SMR开发项目正在Point Lepreau厂址推进：

1. ARC Clean Technology Canada的ARC-100项目：NB Power计划与ARC合作，在Point Lepreau建设和运营一座ARC-100型SMR。这是一种100兆瓦的钠冷快堆，预计在2029年或2030年左右并网发电 [1, 13, 34, 38]。相关的环境影响评估和厂址准备许可证申请已于2023年提交给监管机构 [3, 13]。
2. Moltex Energy的稳定盐反应堆（SSR-W）和乏燃料回收系统项目：Moltex Energy也计划在Point Lepreau厂址部署其创新性的SMR技术，包括一个可以利用现有CANDU乏燃料中可回收成分的反应堆，目标是在本世纪2030年代初期投入运营 [38, 39]。

新不伦瑞克省对SMR的热忱，即便是在Point Lepreau翻新项目带来巨大财政创伤的背景下，也凸显了其能源战略的决心。这可能反映了决策者的一种判断，即SMR作为一种新兴技术，其模块化、工厂化制造的特性，以及相对较小的单体投资规模，可能使其在成本控制和项目风险方面与大型传统反应堆的翻新或新建有着本质区别。这些SMR项目的成败，将是对这一判断的关键检验，也将对加拿大乃至全球SMR商业化前景产生重要影响。

此外，新不伦瑞克省还积极参与了加拿大省际间的SMR发展合作。2019年，安大略省、新不伦瑞克省和萨斯喀彻温省签署了关于SMR开发的谅解备忘录，阿尔伯塔省随后也加入其中 [1, 38]。这种跨省合作旨在整合资源、共享知识、协调监管路径，并共同推动加拿大SMR产业链的形成和技术标准的建立。这与早期CANDU技术主要由安大略省和AECL主导、各省独立引进的模式有所不同，体现了在发展新一代核能技术方面更为协同的国家级战略取向，这或许是吸取了过去发展中各自为战、资源分散的教训。

表2.1: 加拿大主要核电运营商（OPG除外）及项目概览

省份 (Province)	主要运营商/实体 (Main Operator/Entity)	主要核设施 (Key Nuclear Facility)	技术类型 (Technology Type)	总容量 (MWe) (Total Capacity MWe)	现状/主要项目 (Status/Major Projects)
安大略省 (Ontario)	布鲁斯电力 (Bruce Power)	布鲁斯A&B厂 (Bruce A & B)	CANDU	约6550 (翻新后可达7000)	运行中。大规模机组翻新项目 (MCR) 进行中。
安大略省 (Ontario)	布鲁斯电力 (Bruce Power)	布鲁斯C (Bruce C)	技术中立 (Technology Neutral)	高达4800	提议中，联邦影响评估进行中。
魁北克省 (Quebec)	魁北克水电/加拿大核实验室(Hydro-Québec/CNL)	Gentilly-1 & 2	CANDU (原型堆及商业堆)	0 (Gentilly-1: 250; Gentilly-2: 635)	已永久关闭。Gentilly-1由CNL管理，准备退役。Gentilly-2处于退役准备阶段。
新不伦瑞克省 (New Brunswick)	NB Power	Point Lepreau	CANDU-6	约635	运行中。2012年完成翻新。
新不伦瑞克省 (New Brunswick)	NB Power / ARC Clean Technology	Point Lepreau (新SMR项目)	SMR (ARC-100, 钠冷快堆)	100	计划中。已提交环评及厂址准备许可申请，预计2029/2030年投运。
新不伦瑞克省 (New Brunswick)	Moltex Energy	Point Lepreau (新SMR项目)	SMR (SSR-W, 稳定盐反应堆)	300 (SSR-W)	计划中。开发乏燃料回收系统和反应堆，预计2030年代初投运。

资料来源：根据[1, 3, 13, 22, 23, 24, 26, 27, 28, 34, 38]综合整理。

加拿大核能研究与应用的序幕，可以追溯到第二次世界大战的硝烟之中。当时，加拿大与英国、美国在核裂变研究领域展开了初步合作，参与了著名的“曼哈顿计划”的部分环节，例如为美国提供和提炼铀矿石 [5, 40]。这一时期的积累，为加拿大日后独立发展核技术奠定了基础。1945年9月，位于安大略省乔克河（Chalk River）的ZEEP（零功率实验堆）首次达到临界，成为美国之外第一个实现自持链式反应的核反应堆，标志着加拿大核时代的开启 [5, 41]。

为了系统地推动核能的和平利用与研究，加拿大联邦政府于1952年正式成立了加拿大原子能有限公司（Atomic Energy of Canada Limited, AECL），这是一个联邦皇冠公司，肩负着研发加拿大本土核技术、开拓核能应用以及管理国家核研究设施的使命 [4, 5, 42]。AECL的成立，是加拿大核工业发展史上的一个重要里程碑，它集中了国家资源，为后续CANDU技术的诞生和商业化铺平了道路。

CANDU（CANada Deuterium Uranium）反应堆技术是加拿大核工业皇冠上的明珠，也是加拿大科技创新的一张国际名片。其研发始于AECL成立之后，并在与安大略水电公司的紧密合作下逐步成熟。1962年，位于安大略省罗尔夫顿（Rolphton）的22兆瓦NPD（核动力示范堆）投入运行，成功验证了CANDU堆型的核心设计理念 [1, 4, 41]。随后，1967年投运的200兆瓦道格拉斯角（Douglas Point）原型堆则进一步积累了CANDU技术的工程和运营经验 [1, 43]。最终，第一座商业规模的CANDU机组——皮克灵A厂1号机组于1971年并网发电，开启了加拿大核电大规模发展的黄金时代 [1, 6]。

CANDU技术的设计独树一帜，其核心特点和优势主要体现在以下几个方面 [6, 12, 44]：

1. 天然铀燃料：CANDU反应堆可以直接使用未经浓缩的天然铀作为燃料。这使得加拿大能够充分利用其国内丰富的铀资源（萨斯喀彻温省拥有世界上品位最高的铀矿床 [33, 45]），在核燃料供应上实现了高度的自主性，避免了在早期核技术发展阶段对少数国家掌握的铀浓缩技术的依赖。这在当时具有重要的战略意义，也使得CANDU技术对那些同样寻求燃料自给的国家具有吸引力。
2. 重水慢化剂和冷却剂：CANDU堆采用高纯度的重水（氧化氘, D\_2O）作为中子慢化剂和反应堆冷却剂。重水优异的中子慢化性能使得天然铀燃料得以实现链式反应。
3. 压力管设计：与许多压水堆（PWR）采用大型压力容器不同，CANDU反应堆的核心由数百根水平的压力管组成，每根压力管内装有燃料束，并有重水冷却剂流过。这种模块化设计简化了制造和现场安装，也使得更换压力管（尽管复杂）成为可能，为反应堆的长期运行和延寿提供了基础。
4. 在线换料能力：这是CANDU反应堆最显著的特点之一。通过复杂的遥控燃料装卸机，CANDU反应堆可以在满功率运行状态下对燃料进行更换和重新排布，无需像大多数其他堆型那样停堆进行换料。这一特性显著提高了反应堆的年可用率和整体发电效率，从而提升了核电站的经济性。

凭借这些独特的技术优势，CANDU反应堆不仅在加拿大国内得到了大规模部署（主要在安大略省，以及魁北克省和新不伦瑞克省各一座），还在国际市场上取得了显著的成功，出口到韩国、中国、罗马尼亚、阿根廷和印度等多个国家，成为加拿大高科技出口的典范 [5, 6]。此外，CANDU反应堆在生产医用同位素方面也发挥了重要作用，特别是钴-60的生产，为全球癌症治疗和医疗设备消毒做出了巨大贡献 [1, 6, 46]。

然而，正如所有技术路径选择都伴随着特定的挑战一样，CANDU技术的一些固有特性，如复杂的在线换料系统、压力管设计带来的特定老化机制（例如布鲁斯A厂曾遭遇的压力管蠕变和“刻痕”问题 [10]）以及对重水供应和管理的依赖，也在后来的运营和维护中带来了一系列挑战，并间接导致了部分机组在后期面临高昂的翻新成本和运营难题。

在经历了1970年代和1980年代的快速建设和扩张之后，加拿大核电产业从1990年代初开始，步入了一个长达近二十年的发展相对停滞期。新核电站的订单几乎绝迹，已有机组的运营也面临诸多挑战 [1, 3, 47]。这一时期的困境并非加拿大独有，全球核电产业在三哩岛（1979年）和切尔诺贝利（1986年）两次重大核事故的阴影下，普遍经历了公众信任度下降、监管要求趋严、建设成本飙升和新项目冻结的“核冬天”[16, 47]。然而，加拿大的情况又叠加了其自身的特殊因素。

经济因素是导致加拿大核电停滞的首要原因。

• 高昂的建设与翻新成本：以达灵顿核电站初期建设为例，其最终成本高达144亿加元，远超最初预算，给安大略水电公司带来了沉重的债务负担 [7, 10]。类似地，Point Lepreau核电站的翻新项目也遭遇了严重的成本失控和工期延误 [36, 37]。皮克灵A1号机组的翻新成本也超出了最初估算的一倍以上，直接导致OPG放弃了对其余两个A厂机组的翻新计划 [1, 3]。这些案例使得投资者和政府对新建或大规模翻新核电项目的经济可行性产生疑虑。
• 电力需求增长放缓：1980年代末至1990年代，安大略省等地区的电力需求增长并未达到早期预测的水平，导致已建成的核电产能一度出现过剩，削弱了新建核电站的紧迫性 [11, 47]。
• 替代能源的竞争：在特定时期，例如北美天然气价格相对低廉的阶段，天然气发电因其建设周期短、初始投资较低而对核电构成了一定的竞争压力 [48, 49, 50]。

政治与政策因素也对核电发展造成了不利影响。

• 安大略水电公司的危机与重组：1990年代末，安大略水电公司因巨额核电债务和管理不善而被迫解体，重组为OPG等数个实体 [10, 11]。这一过程不仅对行业信心造成了打击，也使得安大略省的电力政策在一段时间内充满了不确定性。
• 缺乏长期稳定的核能政策：在一段时间内，联邦和省级政府对于核能的未来发展方向和支持力度出现摇摆，缺乏清晰、连贯的长期战略规划，使得行业难以进行稳定的投资和发展预期 [47, 51]。联邦与省级政府在核能发展责任分担、废物管理等方面的协调也存在挑战 [42]。

公众意见与社会接受度是另一个关键的制约因素。

• 核安全担忧：国际重大核事故（特别是切尔诺贝利，以及后来的福岛核事故 [52, 53, 54]）极大地加剧了全球及加拿大公众对核能安全性的担忧，使得新建核项目面临更大的社会阻力 [16, 17]。
• 反核运动与环保组织的压力：加拿大的反核运动虽然规模和影响力不及某些欧洲国家，但也持续存在。环保组织和部分公众团体对核电站选址、放射性废物管理、环境影响等问题持续提出质疑和反对，对核项目的推进构成了压力 [55, 56]。公众对核能的支持度在不同地区差异显著，例如魁北克省的支持率一直远低于全国平均水平 [30]。
• 核废料管理难题：高放射性核废料的长期安全处置方案一直是困扰全球核工业的难题。加拿大虽然有核废料管理组织（NWMO）负责推进深地质处置库（DGR）项目，但该项目的选址和建设周期漫长，尚未最终建成，这使得公众对核废料的未来仍存有疑虑 [2, 17, 57, 58]。

运营与技术因素也对部分机组的持续运营和行业声誉造成了影响。

• 机组老化与运营维护问题：部分早期投运的CANDU机组随着服役年限的增加，开始出现设备老化、性能下降以及维护成本上升等问题 [1, 3, 5, 10]。特别是在1990年代末，安大略水电公司因旗下核电站管理混乱、维护标准下降、安全文化缺失等问题，导致多个机组（皮克灵A厂全部4个机组和布鲁斯A厂部分机组）被迫长期停运整改，严重影响了电力供应和公司声誉 [1, 3]。这一事件暴露出在快速扩张后，运营管理和安全文化建设未能同步跟上的深层次问题。
• CANDU技术的国际竞争力：尽管CANDU技术在早期取得了辉煌的出口成绩，但在后来的国际市场竞争中，面对压水堆等其他主流技术的激烈竞争，以及AECL商业部门自身在市场推广和项目管理方面可能存在的问题，CANDU的出口订单逐渐减少 [5]。
• 重水生产与供应：CANDU反应堆依赖重水，而重水的生产和供应在历史上也曾面临一些挑战，可能对大规模新建CANDU机组构成一定的制约 [59]。

综上所述，加拿大核电产业在1990年代至2000年代初期的停滞，是经济压力、政策摇摆、公众疑虑以及自身运营管理问题等多重因素交织作用的结果。这些因素相互强化，形成了一个负面反馈循环：高昂的成本和事故风险削弱了公众和政治层面对核能的支持，进而导致政策不确定性增加，进一步抑制了新的投资和发展。这一时期的经历，为加拿大核工业后来的复苏和转型提供了深刻的历史镜鉴。特别值得注意的是，1990年代末安大略水电公司多个主力核电机组的长期停运，不仅仅是电力生产的损失，更代表了运营经验、专业技能和制度化知识的严重流失。在随后的机组重启和翻新过程中，重新培养人才、恢复和提升运营管理水平，无疑是一项巨大且往往被低估的隐性成本和挑战。

加拿大核电发展史上，两个标志性的项目——达灵顿核电站的初期建设和Point Lepreau核电站的翻新工程——都因严重的成本超支和工期延误而备受瞩目，它们深刻揭示了大型核电项目所固有的复杂性和风险，并对加拿大核工业的声誉、财务状况以及公众认知产生了深远影响。

案例一：达灵顿核电站初期建设

达灵顿核电站于1970年代末规划，1981年正式开工建设，其初衷是为了满足安大略省当时预测的持续高速增长的电力需求 [7]。然而，这个被寄予厚望的项目从一开始就偏离了预设的轨道。

• 成本失控：该项目的预算经历了多次大幅上调。最初在1978年的估算约为39亿加元，到1981年开工时已增至74亿加元。然而，当四个机组在1990年至1993年间陆续完工时，最终耗资竟高达惊人的144亿加元 [7, 9, 10]。成本飙升的原因是多方面的，包括：
  • 电力需求预测的重大失误：安大略水电公司对未来电力需求的预测过于乐观，而实际增长远低于预期，导致项目建设的紧迫性和经济合理性受到质疑，并间接影响了项目节奏。
  • 高利率环境：项目建设期恰逢全球高利率时代，巨额的建设贷款产生了高昂的利息成本，占到了总超支额度的相当一部分（约70%的成本增加与计划延迟相关的利息和财务政策变更相关 [9]）。
  • 设计变更与监管趋严：在项目建设期间，发生了三哩岛（1979年）和切尔诺贝利（1986年）两次重大核事故，导致全球核安全标准大幅提高。达灵顿项目被迫进行设计修改和安全升级，增加了额外的成本和工期 [7, 9]。
  • 施工与管理问题：包括设计人员短缺、施工复杂性增加、设备问题（如发电机转子开裂）、劳工纠纷（如长达6个月的电气工人罢工）以及会计核算方法的改变（将部分运营成本转列为资本成本）等，都对成本和进度造成了不利影响 [7, 9]。
• 工期延误：原计划首个机组应于1985年左右投运，但实际四个机组分别于1990年、1992年和1993年才投入商业运营，平均每个机组的延误时间长达约5年。其中，约75%的计划延误是由于电力负荷预测下调以及安大略水电公司在项目早期面临的借贷限制所致，而其余25%的进度滞后则源于上述设计、施工和管理等问题 [7, 9]。
• 深远影响：达灵顿项目的巨额超支，使安大略水电公司背上了沉重的债务包袱，成为其最终在1990年代末被迫解体分拆的关键导火索之一 [7, 10, 11]。这一事件也极大地损害了公众对核电经济性的信心，并为反核运动提供了有力的口实，其负面影响持续至今。

案例二：Point Lepreau核电站翻新

Point Lepreau核电站是加拿大首座投入商业运营的CANDU-6型反应堆，为了延长其设计寿命，新不伦瑞克电力公司（NB Power）于2008年启动了对其进行大规模翻新和延寿的工程。这本应是全球CANDU-6堆型首次进行此类翻新，具有重要的技术示范和经验积累价值 [3, 36, 37]。然而，该项目同样陷入了成本和进度的泥潭。

• 成本超支：翻新项目最初的预算为14亿加元 [37]。但由于一系列技术难题和工期延误，NB Power最终为该项目承担的成本（不包括替代电力成本）飙升至约24亿加元 [36, 37]。而作为项目主要承包商的加拿大原子能有限公司（AECL），其自身也因该项目蒙受了巨额亏损（据称超支约6.38亿加元），使得整个翻新工程的实际总成本可能高达33亿加元 [36]。成本失控的主要原因包括：
  • AECL缺乏CANDU-6翻新经验：作为首次对CANDU-6堆型进行如此大规模的翻新，AECL在技术方案、工程管理、风险预估等方面经验不足，“学习曲线”成本高昂。
  • 技术难题：在关键部件如压力管（calandria tubes）的安装过程中，遭遇了意外的技术问题。例如，因使用了不当的清洁工具（钢丝刷）导致压力管出现微小划痕，引发了对其长期可靠性的担忧，迫使已安装的数百根压力管全部拆除并重新安装，造成了巨大的成本和时间损失 [36, 37]。
  • 劳动力成本与替代能源成本：高技能劳动力的成本，以及因工期一再延长导致NB Power不得不长期购买替代电力以满足省内需求的费用，也显著推高了项目总成本 [36]。
• 工期延误：原计划18个月完成的翻新工程，实际耗时超过了4年半，比原计划整整推迟了3年多，直到2012年10月，Point Lepreau才重新并网发电 [3, 36, 37]。
• 后续影响：Point Lepreau翻新项目的严重超支给NB Power和新不伦瑞克省政府带来了巨大的财政压力，并因此引发了与联邦政府（AECL当时作为联邦皇冠公司的责任）之间关于经济补偿的旷日持久的法律和政治纠纷 [36]。尽管代价高昂，但该项目也确实为后续的CANDU-6翻新项目（如韩国的Wolsong核电站）提供了宝贵的“反面教材”和经验教训，使得后续类似项目的执行更为顺畅 [37]。

这两个案例共同揭示了一个在大型、复杂的加拿大核项目中反复出现的模式：对于首堆（FOAK）建设或首次重大改造工程的复杂性、技术难度和潜在风险往往估计不足，导致初期预算和工期设定过于乐观，最终难以避免地陷入成本和进度的双重困境。后续项目或许能从“学习曲线”中受益，但这种学习的代价往往由第一个“吃螃蟹”的项目及其业主（通常是公用事业公司和纳税人）来承担。此外，这些项目的融资结构（例如，安大略水电公司在达灵顿项目运营前无法向用户收费以回收建设成本 [7]，以及NB Power试图与AECL签订固定价格合同但仍面临巨额超支的责任归属问题 [36]）在特定经济环境下（如高利率时期）显著放大了延期和超支的财务冲击。这凸显了在大型基础设施项目中，合理的风险评估、透明的成本控制、以及审慎的融资和合同风险分配机制，对于确保项目的经济可行性和维护公众利益至关重要。

表3.1: 加拿大核工业发展关键里程碑与转折点

年份/时期 (Year/Period)	重大事件/里程碑 (Major Event/Milestone)	主要参与者 (Key Actors)	意义/影响 (Significance/Impact)
1940年代	二战期间与英美核研究合作，ZEEP反应堆建成 (1945)	加拿大政府, NRC, 英国, 美国	为加拿大核科学奠定基础，ZEEP成为美国境外首个自持链式反应堆。 [40, 41]
1952年	加拿大原子能有限公司 (AECL) 成立	加拿大联邦政府	集中力量推动核能和平利用与本土技术研发。 [4, 5]
1962年	NPD (核动力示范堆) 投入运行	AECL, 安大略水电	成功验证CANDU堆型核心设计理念。 [1, 41]
1971年	皮克灵A厂1号机组投入商业运营	安大略水电, AECL	加拿大首座大型商业核电站投运，开启CANDU大规模部署时代。 [1, 6]
1974年	印度进行核试验（使用了加拿大提供的CIRUS研究堆生产的钚）	印度, AECL, 加拿大政府	加拿大终止与印度的核合作，并加强核不扩散政策，对CANDU出口战略产生影响。 [5]
1979年	美国三哩岛核事故	-	全球核安全标准提高，公众对核能担忧加剧，影响后续项目设计与审批。 [7, 54]
1980年代	CANDU反应堆大规模建设期 (Bruce A&B, Pickering B, Darlington, Point Lepreau, Gentilly-2)	安大略水电, Hydro-Québec, NB Power, AECL	加拿大核电装机容量达到顶峰，成为主要电力来源之一。 [6, 43]
1986年	苏联切尔诺贝利核事故	-	进一步冲击全球核电发展，公众反核情绪上升，对新建项目构成更大压力。 [7, 54]
1990-1993年	达灵顿核电站陆续投运，但伴随严重成本超支	安大略水电, AECL	暴露大型核项目管理与成本控制问题，为安大略水电公司财务危机埋下伏笔。 [7, 9]
1990年代	加拿大核电发展进入停滞期，新订单缺乏	加拿大核工业整体	受经济、政治、公众意见等多重因素影响，核电扩张基本停止。 [1, 47]
1997-1998年	安大略水电公司旗下多个核电机组因管理和运营问题被迫长期停运	安大略水电	严重打击行业声誉，暴露深层管理问题，导致电力供应紧张。 [1, 3]
1999年	安大略水电公司解体，OPG成立	安大略省政府	电力市场重组，OPG继承发电资产，但也需应对历史遗留问题。 [10]
2008-2012年	Point Lepreau核电站翻新项目遭遇严重成本超支和工期延误	NB Power, AECL	对NB省财政造成巨大压力，引发责任纠纷，为后续翻新项目提供教训。 [36, 37]
2011年	日本福岛核事故	-	再次引发全球对核安全的广泛担忧，对各国核政策及公众态度产生影响。 [52, 54]
2010年代-2020年代	现有CANDU机组大规模翻新时代，SMR成为新的发展方向	OPG, Bruce Power, NB Power, 加拿大联邦及省级政府	通过翻新延长主力机组寿命，同时积极布局SMR技术以期实现核能复兴和满足未来清洁能源需求。 [1, 3, 12, 38]

资料来源：综合[1, 3, 4, 5, 6, 7, 10, 36, 37, 40, 41, 43, 47, 51, 54]等信息。

加拿大核工业的发展历程，是一部充满创新、雄心、挑战与深刻反思的复杂叙事。从第二次世界大战后在核科学研究领域的迅速崛起，到自主研发并成功商业化CANDU反应堆技术，加拿大一度站在了世界核能发展的前沿。在随后的几十年间，依托CANDU技术的独特优势，加拿大在国内（尤其是在安大略省）建成了庞大的核电集群，为国家经济发展和能源安全做出了巨大贡献，同时也成功将CANDU技术推向国际市场，彰显了其科技实力 [6, 12]。核能在提供大规模、稳定、低碳的基荷电力，推动相关科技进步，培育本土化产业链，创造大量就业机会，以及在生产关键医用同位素（如钴-60和镥-177）方面所取得的成就是不容否认的 [1, 2, 6, 15, 46]。

然而，这段光辉历程并非没有阴影。进入1990年代，加拿大核工业遭遇了显著的发展瓶颈，新项目建设基本停滞，部分已有机组也面临运营挑战。历史的教训是深刻的：

首先，大型核电项目（无论是新建还是大规模翻新）的成本控制和风险管理始终是巨大的挑战。达灵顿核电站初期建设和Point Lepreau核电站翻新工程的巨额成本超支和工期延误，不仅给项目业主带来了沉重的财务负担，也严重侵蚀了公众和决策者对核电经济性的信任 [7, 9, 10, 36, 37]。

其次，对未来电力需求的准确预测是能源规划的基石。历史上，对电力需求增长的过度乐观估计，曾导致加拿大（尤其是安大略省）在特定时期出现核电产能过剩的局面，进一步加剧了已建高成本核电站的经济压力 [11]。

再次，与公众的有效沟通和信任建立是一个长期而艰巨的任务。国际重大核事故的影响、对核废料处置的担忧以及反核声音的持续存在，都要求核工业以更加透明、负责任的态度与社会各界进行互动，并切实解决公众关切 [17, 30, 55]。

最后，高放射性核废料的安全、永久处置问题，是核能可持续发展面临的终极挑战之一。尽管加拿大在NWMO的领导下，正在稳步推进深地质处置库（DGR）项目，但其最终成功与否，将直接关系到核能未来的社会接受度 [57, 58, 60]。

当前，加拿大核工业正处在一个关键的十字路口。一方面，它拥有成熟的CANDU技术运营经验、世界一流的核安全监管体系、丰富的铀资源以及一支经验丰富的专业队伍 [6, 45]。另一方面，在全球能源转型和应对气候变化的大背景下，核能作为一种重要的低碳能源选项，重新获得了各国政府的重视。加拿大联邦政府和多个省份也展现出对核能（特别是SMR和CANDU现代化）的积极支持态度，将其视为实现净零排放目标的关键路径之一 [1, 12, 15, 44]。然而，在国际市场上，加拿大核技术（无论是传统的CANDU还是新兴的SMR）都面临着来自其他核电强国在技术、成本和融资方面的激烈竞争 [61, 62]。

加拿大核工业的发展轨迹呈现出一种值得深思的周期性模式：始于雄心勃勃的技术创新（CANDU的诞生与早期成功），继而在大规模商业化部署过程中遭遇成本控制、项目管理和公众接受度等方面的严峻挑战，如今则试图通过引入被认为更具灵活性和经济性的新技术（SMR），并辅以对现有大型反应堆更为严格的项目管理纪律（如达灵顿翻新项目的成功），来打破这一历史循环，开启新的发展篇章。加拿大核工业的未来，在很大程度上取决于能否真正从过去的经验教训中学习，并将这些教训内化为制度性的改进。联邦政府近年来在气候变化和能源安全的双重驱动下，对核能（包括SMR和CANDU现代化）的政策支持和资金投入显著增加，这无疑为行业复苏提供了关键的外部动力。但这种支持并非没有条件，核工业必须以实实在在的业绩——尤其是在成本控制、项目执行和公众沟通方面——来回应社会的高度期望和严格审视。

随着加拿大重新将核能视为其未来清洁能源战略的重要组成部分，一系列新建核电项目的提议和规划浮出水面，包括在安大略省和新不伦瑞克省等地部署SMR，以及在布鲁斯厂址可能扩建大型反应堆（Bruce C项目）。这些新项目在带来发展机遇的同时，也无可避免地引发了多方面的争议和考量。

经济性争议是新建核项目的核心焦点之一。

• SMR的成本效益：SMR最初被宣传为比大型反应堆更经济、建设周期更短的解决方案。然而，加拿大首个商业SMR项目——OPG的达灵顿BWRX-300项目——的预估成本已远超行业早期的乐观预测，引发了对其真实经济可行性的广泛担忧 [8, 17, 21]。批评者指出，即使是“小型”反应堆，其首堆建设成本依然高昂，可能难以在短期内与成本持续下降的可再生能源（如风能、太阳能）加储能的组合相竞争 [8, 63, 64]。
• 大型新建项目的投资风险：对于像Bruce C这样的潜在大型新建项目，其可能涉及数百亿加元的巨额投资。鉴于加拿大历史上大型核电项目（如达灵顿初期建设）普遍存在的成本超支记录，公众和投资者对其财务风险的担忧是显而易见的 [10, 20, 65]。
• 政府补贴与纳税人负担：由于核电项目（特别是新技术或首堆项目）的高资本投入和长回收周期，政府的财政激励和补贴往往是项目得以启动的关键。然而，这些补贴的规模、来源以及最终对纳税人和电力用户的影响，也是社会关注和争论的焦点 [20, 62, 63]。

环境影响是另一个备受关注的领域。

• 核废料的长期管理：这是核能最根本的环境挑战。所有核反应堆都会产生高放射性乏燃料，其毒性可持续数十万年。加拿大核废料管理组织（NWMO）负责为这些乏燃料寻找并建设一个深地质处置库（DGR）。目前，NWMO已选定安大略省西北部的Wabigoon Lake Ojibway Nation和Ignace镇作为潜在的DGR厂址，并正在与当地社区和原住民部落进行深入的协商与合作，以推进项目的技术评估、环境审批和自愿同意程序 [57, 58, 66, 67]。DGR项目的成功实施，对于提升公众对核能长期安全性的信心至关重要。然而，DGR的建设和运营本身也面临复杂的技术、环境和社会挑战。
• 铀矿开采与加工的环境足迹：核燃料的生产始于铀矿的开采和加工，这一过程不可避免地会对局部生态环境造成影响，产生大量尾矿，并可能涉及水资源消耗和潜在的放射性物质释放风险 [55, 63]。
• 全生命周期考量：尽管核电站在运行阶段几乎不产生温室气体排放，但其全生命周期（包括铀矿开采、燃料制造、电站建设、退役以及废物处理）的碳排放、水资源消耗以及对生态系统的潜在影响，仍是环保组织和研究者关注的问题 [63, 64]。
• 事故风险与应急准备：尽管现代核电站的安全设计和运营标准已极大提高，但发生严重事故的潜在风险（尽管概率极低）及其可能造成的灾难性后果，始终是公众最深切的忧虑之一。因此，严格的核安全监管、完善的应急准备体系以及对核事故经验教训的持续吸取至关重要 [2, 52, 65, 68]。

社会接受度是决定新建核项目能否顺利推进的关键软性因素。

• 公众对核安全的认知：公众对核安全的信心，往往受到历史上的重大核事故（如切尔诺贝利、福岛）以及媒体报道的显著影响 [2, 17, 30, 52, 54, 69]。不同地区、不同人群对核能的接受程度存在显著差异，例如魁北克省的公众支持率就远低于安大略省 [30, 31]。
• 环保组织的立场：许多知名的环保组织，如绿色和平组织（Greenpeace Canada）和大卫铃木基金会（David Suzuki Foundation），对新建核项目（包括SMR）持明确的反对立场，认为核能成本高昂、风险不可控、废物问题无解，并且会延缓向真正可再生的清洁能源的转型 [20, 63, 64, 70, 71]。它们的宣传和行动对公众舆论具有一定影响力。
• 信息透明与公众沟通：核工业和政府监管机构能否以公开、透明、易懂的方式与公众沟通核能的风险与收益，及时回应社会关切，并加强核科普教育，对于建立和维护公众信任至关重要 [54, 57, 62]。

原住民参与已成为加拿大所有大型资源开发项目（包括核项目）不可或缺的核心环节。

• 权利与同意：许多拟建的核项目厂址（无论是SMR、大型反应堆还是DGR）都位于或邻近原住民的传统领地或条约区域。根据加拿大宪法、《联合国原住民权利宣言》（UNDRIP）以及加拿大政府的和解承诺，项目方必须与受影响的原住民部落进行早期、持续和有意义的咨询与接触，尊重其权利，并努力寻求其自由、事先和知情同意（Free, Prior, and Informed Consent, FPIC）[38, 72, 73]。
• 惠益共享与伙伴关系：除了程序上的参与，更重要的是确保原住民社区能够从项目中获得实质性的经济和社会惠益，例如通过就业、技能培训、商业采购、股权参与以及收入共享等方式，建立真正的伙伴关系 [13, 17, 22, 23, 24, 66]。布鲁斯电力与Saugeen Ojibway Nation在同位素生产和DGR选址过程中的合作模式，为行业提供了有益的探索。
• 历史遗留问题与和解：加拿大核工业的早期发展，部分活动可能并未充分尊重原住民的权利和关切，甚至对其社区和环境造成了负面影响 [57, 72]。解决这些历史遗留问题，是当前推动和解进程和建立未来信任关系的重要前提。
• 多元视角：原住民社区对核能的态度并非铁板一块，既有对环境和文化影响的深切担忧，也有对通过参与核项目实现经济自立和能源自主的积极展望 [72, 73]。项目方需要细致聆听和理解这些多元化的声音。

一个不容忽视的现实是，加拿大未来核项目的成功，与高放射性废物深地质处置库（DGR）项目的顺利推进紧密相连 [57, 58, 66, 67]。DGR项目若出现重大延误或挫折，都可能严重削弱公众和原住民社区对核能长期安全管理的信心，进而对新建反应堆的审批和部署构成实质性障碍，无论这些新堆型本身的技术和经济性如何。同时，对于新建核项目而言，“社会运营许可”，特别是来自原住民社区的认可和支持，已经从过去的“可选项”演变为今天的“必需项”。如果不能与受影响的原住民社区建立起真正的伙伴关系并实现惠益共享，那么即使有政府的大力支持和技术上的可行性，项目也极有可能寸步难行。这代表了加拿大资源开发模式从根本上的转变。

面对日益严峻的气候变化挑战和对清洁、可靠能源的迫切需求，加拿大核电产业正迎来一个新的发展契机。其未来之路，预计将围绕小型模块化反应堆（SMR）的商业化部署、现有CANDU技术的持续现代化，以及在国家整体能源转型战略中扮演更核心的角色这三大主线展开。

SMR带来的新机遇被普遍视为加拿大核电复兴和满足未来多元化能源需求的关键路径。SMR以其设计紧凑、模块化建造、功率等级灵活（通常在300兆瓦以下）、安全性有望进一步提升以及潜在的更低初始投资和更短建设周期等特点，被认为能够克服传统大型核电站的一些固有弊端 [16, 17, 21]。加拿大政府和业界对SMR寄予厚望，认为其不仅可以为电网提供清洁、可靠的电力，替代即将退役的燃煤或燃气电厂，还有潜力为重工业（如矿业、油砂开采、化工等）提供工艺热和蒸汽，以及为偏远社区和矿区提供离网型综合能源解决方案，从而替代昂贵且污染严重的柴油发电 [1, 2, 3, 12, 13, 15, 19, 25, 38, 39, 61, 62, 74]。安大略省、新不伦瑞克省、萨斯喀彻温省和阿尔伯塔省已就SMR的开发和部署达成了合作谅解备忘录，并各自推进具体项目，如OPG在达灵顿厂址建设BWRX-300，NB Power在Point Lepreau厂址支持ARC-100和Moltex等先进堆型的示范项目 [1, 13, 38, 39]。

与此同时，CANDU技术的现代化也并未停歇。作为加拿大自主研发并成功商业化的核技术品牌，CANDU反应堆在全球范围内仍有其独特的优势和市场空间。加拿大原子能有限公司（AECL）的知识产权持有者和技术许可方AtkinsRéalis（前身为SNC-Lavalin）正在积极推动新一代CANDU设计，如MONARK反应堆的开发 [6, 12, 15, 44]。这些现代化CANDU设计旨在进一步提升其安全性（如增强应对超设计基准事故的能力）、经济性（如通过优化设计降低建造成本、提高燃料利用效率）和运行灵活性（如增强负荷跟踪能力以适应高比例可再生能源并网的需求），以期在国内外新建核电市场中保持竞争力，并为现有CANDU机组的长期运营和潜在的进一步延寿提供技术支持。

在加拿大致力于实现2050年净零排放目标的宏伟蓝图中，核能的战略作用日益凸显。核能作为一种能够大规模、全天候、无碳排放的发电方式，被视为平衡间歇性可再生能源（如风能和太阳能）波动性、确保电