電力及公用事業行業：核能綜合利用產業發展研究報告-230330（39頁）.pdf

1、 請仔細閱讀本報告末頁聲明請仔細閱讀本報告末頁聲明 產業研究報告 2023 年 03 月 30 日 電力及公用事業電力及公用事業 核能綜合利用產業發展研究報告核能綜合利用產業發展研究報告 核能綜合利用，既是新型電力系統下核電提升調節能力的需求，也是新型能核能綜合利用，既是新型電力系統下核電提升調節能力的需求，也是新型能源體系中終端用能形式不斷多元化條件下核能發展的源體系中終端用能形式不斷多元化條件下核能發展的重要重要選擇。選擇。各類綜合利用形式中，氫能將成為核能在非電應用領域的核心應用形式，壓水堆制氫和高溫氣冷堆制氫發展將并駕齊驅，預計 2050 年可實現核能制氫年產量 1000萬噸以上，能夠

2、滿足我國約 1/6 的氫氣需求。壓水堆核電機組電解水制氫有望成為核能利用實現突破的領域，一座百萬千瓦級核電機組每年有望實現生產約 20 萬噸氫氣。高溫氣冷堆制氫預期成本最低，壓水堆電解制氫成本不斷下降。高溫氣冷堆制氫預期成本最低，壓水堆電解制氫成本不斷下降。我們考慮四種核能制氫方案進行平準化制氫成本分析，計算結果表明，使用壓水堆核電廠制氫時，高溫電解制氫成本為 2.76 美元/kg，低于常規電解成本。使用高溫氣冷堆制氫時，高溫電解制氫方案與熱化學 S-I 循環方案成本均在 3 美元以下，具有較佳經濟性。核能供熱技術成熟，核能熱電聯產成為北方地區清潔供暖重核能供熱技術成熟，核能熱電聯產成為北方地

3、區清潔供暖重要保障，經濟性要保障，經濟性已初步具備競爭力。已初步具備競爭力。供熱小堆目前以采輕水堆技術為主，已進入示范驗證階段。核能供熱具有較大市場規模。通過熱電聯產，預計一個包含 6 臺百萬千瓦級核電機組的核電基地，能夠提供約 1.2 億平方米的供暖面積，相當于山東省約 7.5%，或遼寧省約 9%的供熱面積，能夠大規模替代燃煤鍋爐，對北方地區清潔供暖有重要支撐作用。核能工業供汽是核能助力工業部門碳減排的重要舉措，將成為核能應用的下核能工業供汽是核能助力工業部門碳減排的重要舉措，將成為核能應用的下一個重要方向。一個重要方向。核能海水淡化，能夠作為我國加強能源應急能力建設、應對重大突發事件的優先

4、選項。以綜合能源供應系統的形式利用核能，是以綜合能源供應系統的形式利用核能，是遠期遠期核能利用的核能利用的重要重要形式，也是構形式，也是構建新型能源體系對于核能利用的建新型能源體系對于核能利用的核心核心要求。要求。系統能夠根據用戶側負荷的變化，靈活調節各類能源產品的生產份額，同時能源存儲模塊能夠實現能源產品的平滑輸出，使得核能綜合能源供應系統具備了更好的運行靈活性，更優的運行經濟性，更高的能量利用效率。以海南省為例，以清潔能源島建設為契機和引領，通過核能綜合利用，構建以核能為核心的能源體系，能夠在遠期基本實現海南省能源系統凈零排放。風險提示：風險提示：核能綜合利用產業發展規模受技術和政策影響不

5、及預期，核能綜合利用需求不及預期，技術革新和成本下降速度不及預期，商業模式形成不達預期。電力系統對于核能制氫靈活性調節需求不達預期，核能制氫技術成熟度和降本速度不達預期。作者作者 分析師分析師 于夕朦于夕朦 執業證書編號：S1070520030003 郵箱： 相關研究相關研究 1、液流電池行業綜述行業名稱：電力及公用事業2023-03-23 2、行業格局穩中有變，地方推動海風落地風電2023-03-22 產業研究報告 P.2 請仔細閱讀本報告末頁聲明請仔細閱讀本報告末頁聲明 內容目錄內容目錄 1.核能綜合利用的目的和意義.4 1.1 發展清潔能源是構建新型能源體系的核心路徑.4 1.2 新型電

6、力系統對于靈活性調節能力的需求顯著擴大.4 1.3 核電發展需進一步提升自身靈活性調節能力.7 1.4 綜合利用是核電提升靈活性調節能力重要途徑.8 1.5 對核能的多元綜合利用，將是人類和平利用核能的主要方向.8 2.核能制氫.11 2.1 電解制氫和高溫熱化學循環是核能制氫的主要技術路線。.11 2.1.1 電解水制氫.12 2.1.2 高溫熱化學循環制氫.13 2.2 美國發力輕水堆核電制氫，政策環境和技術積累逐步成熟.14 2.2.1 政策大量出臺支持美國現役核電廠制氫應用.14 2.2.2 核電廠與電解制氫耦合具備經濟可行性.14 2.3 核能制氫經濟性分析和測算.16 2.3.1

7、各類核能制氫方案平準化制氫成本對比.16 2.3.2 電解制氫經濟性測算和成本影響因素分析.18 2.4 市場空間及核能制氫占比預測.19 2.4.1 我國氫能市場空間.19 2.4.2 核能制氫市場占比預測.20 3.核能供熱.21 3.1 采用核能供熱是滿足北方地區清潔供暖需求的重要路徑.21 3.2 核能供熱的主要技術路線.21 3.2.1 核電機組熱電聯產供暖.21 3.2.2 供熱專用小型堆.23 3.3 核電熱電聯產能夠部分取代現有燃煤供熱機組.23 4.其他應用.25 4.1 工業供汽.25 4.2 海水淡化.26 5.核能綜合能源供應系統.27 5.1 核能綜合能源供應系統的構

8、成和特點.27 5.2 核能綜合能源供應系統典型案例.27 5.2.1 核能-可再生能源耦合能源系統（N-R HES）.28 5.2.2 MIT 核電多能互補系統.30 5.3 核能綜合能源供應系統發展展望.31 6.核能綜合能源供應系統應用設想：海南綜合能源島建設.32 6.1 海南能源消費現狀：以化石燃料為主，減碳壓力較大.32 6.2 海南能源轉型目標：建設清潔能源島.33 6.3 海南省清潔能源資源匱乏，利用核能是實現碳中和的重要路徑。.33 6.4 核能綜合能源供應系統助力全島減碳進程.33 6.5 海南能源系統 2040 年實現碳中和路徑.34 7.核能綜合利用面臨的問題與挑戰.3

9、6 8.意見建議.37 9.相關公司.38 10.風險因素.38 EYcZjWmUeYkXsXsXrY8O9RaQtRrRoMnOfQnNtPlOpPmQ6MpPyRxNqNqQxNnOtM產業研究報告 P.3 請仔細閱讀本報告末頁聲明請仔細閱讀本報告末頁聲明 圖表目錄圖表目錄 圖表 1：我國一次能源消費比例預測.4 圖表 2：傳統電力系統和高新能源占比電力系統電力平衡對比.5 圖表 3：日內光伏發電接入前后電力系統供需平衡情況.5 圖表 4：各類輔助調節響應時間需求和應用場景.7 圖表 5：法國核電機組日內調節運行曲線.8 圖表 6：核能綜合利用形式演化路徑預測.9 圖表 7：幾種反應堆溫度

10、范圍和各類工業過程所需溫度.10 圖表 8：核能制氫技術路線.11 圖表 9：常規制氫與高溫制氫技術特點.13 圖表 10：美國資助的傳統核電制氫項目概況.14 圖表 11：INL 核能制氫系統流程圖.15 圖表 12：INL 核能制氫系統運行模式.15 圖表 13：各類不同運行方案下的 NPV 值.16 圖表 14：核能制氫成本測算參數表.17 圖表 15：四種不同核能制氫方案 LCOH 計算結果.18 圖表 16：制氫成本影響因素貢獻度.18 圖表 17：不同電力價格條件下制氫成本隨電解槽價格下降趨勢.19 圖表 18：2020-2060 年中國氫能需求量預測.20 圖表 19：核電機組熱

11、電聯產示意圖.22 圖表 20：海陽核電清潔供暖工程發展規劃.22 圖表 21：小型堆規劃項目型號匯總.23 圖表 22：核能綜合能源系統示意圖.27 圖表 23：一周時間內 N-R HES 系統功率隨凈負荷變化情況.29 圖表 24：DETAIL 試驗系統流程圖.29 圖表 25：DETAIL 試驗實景布置.30 圖表 26：MIT 多能互補系統流程示意圖.30 圖表 27：海南省 2020 年一次能源消費結構.32 圖表 28：海南 2021 年電力裝機結構.32 圖表 29：海南省 2040 年能源系統碳中和路徑下電力裝機容量估算.34 圖表 30：2040 年海南省一次能源消費結構預測

12、.34 產業研究報告 P.4 請仔細閱讀本報告末頁聲明請仔細閱讀本報告末頁聲明 1.核能綜合利用的目的和意義核能綜合利用的目的和意義 1.1 發展清潔能源是構建新型能源體系的核心路徑發展清潔能源是構建新型能源體系的核心路徑 黨的二十大報告提出，我國將積極穩妥推進碳達峰碳中和，立足我國能源資源稟賦，堅持先立后破，有計劃分步驟實施碳達峰行動。深入推進能源革命，加快規劃建設新型能源體系。建設新型能源體系，既是一場空前的挑戰，也是一次重要的機遇，為了實現這一目標，需要我國在未來幾十年內從一個以傳統煤炭能源為主的國家，轉型成為以可再生能源、新型綠色電力網絡、高效能源和低碳交通為主的低碳綠色型經濟體。以化

13、石燃料燃燒為主的火力發電是我國碳排放的重要來源，2018 年我國電力部門的碳排放占比已達到 50.6%，因此大力發展非化石能源，減少化石燃料燃燒將是我國碳減排的重要內容，也是實現碳中和的關鍵。我們預測，到 2060 年，我國光伏、風電、水電、核電等非化石能源發電占比將提高到80%以上。風電和太陽能發電量占比則將從當前的 9.5%增長至 59.6%70%，核電發電量將從當前的 5%增長至 10%18%，核電的裝機容量將是現在裝機容量的 4.66.6倍，達到 2.3 億3.3 億千瓦。圖表1：我國一次能源消費比例預測 資料來源：中國 2060年前碳中和研究報告，全球能源互聯網發展合作組織，長城證券

14、產業金融研究院整理 1.2 新型電力系統對于靈活性調節能力的需求顯著擴大新型電力系統對于靈活性調節能力的需求顯著擴大 構建新型能源體系，重中之重是構建新型電力系統。在新型電力系統中，隨著可再生能源滲透率的不斷提升，電力系統安全穩定運行面臨挑戰，電力系統靈活性不足制約可再生能源消納的問題尚未得到根本性解決。圖表 2：給出了傳統電力系統和高新能源占比電力系統電力平衡對比。傳統電力系統運行模式下，火電、核電等穩定的電源形式帶基荷運行，水電、天然氣發電和部分調峰火電承擔靈活性調節角色，為電力系統提供快速響應能力。在新型電力系統中，由于新能產業研究報告 P.5 請仔細閱讀本報告末頁聲明請仔細閱讀本報告末

15、頁聲明 源發電的高間歇性，出力波動性強，對于靈活性調節資源的需求更高，其他各類資源需根據凈負荷變化協同運行，以滿足系統對于靈活性調節資源的需求。圖表2：傳統電力系統和高新能源占比電力系統電力平衡對比 （a）美國德克薩斯州2007年 7月1 日負荷曲線變化情況 （b）美國加利福尼亞州2020年 5月日內負荷曲線變化情況 資料來源：Flexible Nuclear Energy for Clean Energy Systems，長城證券產業金融研究院整理 因此，新型電力系統中，新能源成為主力電源，系統對于“基荷”能源的需求會顯著減少，各類電源均需要具備調節性和可調配性，以適應巨量新能源產生的出力波

16、動性和間歇性。通常用凈負荷（用電負荷減去風光出力后的凈值）的波動性特征參數（幅值、頻率、變化速率）計算電力系統對調節能力的需求。圖表 3：顯示了日內光伏發電接入前后電力系統供需平衡情況。由圖可見，隨中午光伏出力增加，凈負荷降低，而隨著傍晚太陽落山，凈負荷需求迅速攀升，這就要求電力系統具備午間降低出力、傍晚迅速提升出力的日內調節能力。而隨著新能源占比增加，需要調節的功率變化幅度越來越大。圖表3：日內光伏發電接入前后電力系統供需平衡情況 產業研究報告 P.6 請仔細閱讀本報告末頁聲明請仔細閱讀本報告末頁聲明 資料來源：Flexible Plant Operation and Generation

17、Technical Program Plan for FY2023，長城證券產業金融研究院整理 當前，由于電力系統靈活性欠缺，我國仍然存在較為嚴重的棄風、棄光和的問題，用電用熱矛盾突出，電力系統難以適應可再生能源快速發展的新態勢?？傮w來看，各地區電力系統的靈活性調節能力不同，但都難以滿足高比例可再生能源發電的需求。在可再生能源大規模接入電網、負荷峰谷差不斷拉大、輸電線路利用不及預期、需求側資源尚未形成整合調控、部分地區供熱季供熱面積大幅增加的情況下，電力系統對靈活性的需求會進一步擴大。因此，中國亟需挖掘當前各類靈活性資源的潛力，促進“源-網-荷-儲”靈活性資源的協調發展，將提升系統靈活性納入電

18、力發展中長期規劃?，F階段，電力系統靈活性調節能力來源可總結為三種，分別為：1）發電側的出力調節能力；2）需求側負荷調節（通過需求側響應、用戶側儲能實現）；3）電力的外送或外購。各類調節機制能夠在不同時間尺度上，提供不同規模的能量調節和出力調節，同時提供各類輔助調節服務能力，維護電網的穩定性。圖表 4 展示了各類輔助調節服務響應時間需求和應用場景。產業研究報告 P.7 請仔細閱讀本報告末頁聲明請仔細閱讀本報告末頁聲明 圖表4：各類輔助調節響應時間需求和應用場景 資料來源：大規模儲能技術發展路線圖長城證券產業金融研究院整理 目前，我國電源側的新增的調節能力主要來自火電靈活性改造和新建抽水蓄能電站。

19、但火電靈活性改造受限于成本限制和火電本身規模削減的趨勢，其改造潛力有限；抽水蓄能受限于地理約束，也存在規模上限。根據我國新能源發電裝機規模、抽水蓄能電站發展規劃和火電靈活性改造規模進行預估，到 2030 年，我國現有靈活性調節資源潛力將不足以滿足新能源發電的裝機規模。因此，隨著新能源占比不斷提升，核電、水電等各類電源也勢必需要進一步提升調節能力，以保證優質新能源電力的消納。1.3 核電發展需進一步提升自身靈活性調節能力核電發展需進一步提升自身靈活性調節能力 新型電力系統中，核電的運行方式將走向基荷與調節并重的模式?，F階段我國核電機組多以基荷運行為主，只有在惡劣天氣等特殊時段，才會安排核電機組配

20、合電網調峰。年度調峰次數少，調節幅度低，對于核電經濟性運行影響尚不明顯。但可以預見，在未來深度脫碳的新型電力系統中，核電既要作為主要綠色基荷，為大規模新能源消納提供基礎保障，也要提供各種時長的靈活性響應能力，以配合消納更具經濟競爭力的新能源電力。在靈活性調節能力需求極大提升的場景下，核能很難長期維持承擔基荷的角色，勢必更加深度地提供調節服務。核電市場化交易進程加速，核電運行靈活性面臨考驗。核電企業市場交易電量及比例呈現逐年增加趨勢，市場化程度逐步加深。2021 年核電市場化交易電量占比在 35%以上，浙江省統調核電機組的一部分電量已開始參與電力現貨交易。地方政府也傾向擴大核電市場化電量規模，以

21、達到讓利實體經濟的目的。因此，中長期看（2025 年以后），核電深度參與電力市場交易將是未來主要趨勢，參與電力現貨市場電量比例也將逐步提升。核電對現貨市場電價的大幅波動適應能力相對弱，參加現貨交易，就意味著存在降負荷、停機或頻繁變動負荷的可能，未來隨著現貨交易市場規模逐漸擴大，可能對核電的經濟性和運行技術能力帶來較大挑戰?？紤]到核電機組從規劃到建成通常需要 8-10 年甚至更長時間，現階段新規劃核電機組必須考慮核電靈活運行的能力。核電需要在承擔基荷能源的同時，向具備出色靈活性調節能力的基礎能源轉型，即“上得去，下得來”。作為維護電網穩定運行的根基，在需要滿負荷運行時，能夠上得去；又能在低價新能

22、源上網時給與充足的空間，降低上網電量，能夠下得來。同時，核電應能夠在不同時間尺度上提供調節能力。通過配置儲能裝置（儲熱、儲電、產業研究報告 P.8 請仔細閱讀本報告末頁聲明請仔細閱讀本報告末頁聲明 合成燃料），實現既能夠提供小時-天級別的短期調節，也能通過能量存儲實現月-季的長時調節，為電力系統提供長周期靈活性調節資源。1.4 綜合利用是核電提升靈活性調節能力綜合利用是核電提升靈活性調節能力重要重要途徑途徑 核能發電是核反應堆產生熱能由冷卻劑帶出后，經由蒸汽發生器產生蒸汽、推動汽輪機和發電機轉動，最終轉化為電能的過程。由其能量轉化過程能看出，控制核電發電功率的途徑有兩種，一是控制反應堆的產熱量

23、，進而控制總的能量產量；二是控制流過汽輪機的蒸汽量，進而控制發電機的功率，未通過汽輪機的熱量可以通過其他形式利用。因此，核電提升靈活性運行能力也主要通過兩種途徑：一是提升核反應一是提升核反應堆熱功率調節能力，堆熱功率調節能力，即根據電網用電需求的波動，通過控制棒、化學調節等控制手段，調節核反應堆的熱功率，實現核電輸出功率的調節。法國核電機組多采用這種方式進行調峰運行（如圖表 5 所示），機組可在單日內實現兩次升降功率循環，可在 30 分鐘內實現輸出功率由100%降至 20%。但這種方式會顯著降低核燃料利用率，經濟性較差，且增加反應堆安全運行的難度。圖表5：法國核電機組日內調節運行曲線 資料來源

24、：Nuclear Energy for a Net Zero World，長城證券產業金融研究院整理 二是通過調配不同時間段內電能、熱能的生產和利用比例，控制通過汽輪機二是通過調配不同時間段內電能、熱能的生產和利用比例，控制通過汽輪機-發電機的發電機的蒸汽量，靈活控制上網電量，從而實現核電運行靈活性的提升。蒸汽量，靈活控制上網電量，從而實現核電運行靈活性的提升。這種方式要求核電廠具備對核能產生的熱能、電能進行存儲和轉換的能力，能夠根據負荷需求，控制發電機功率。具體來講，就是將未送入電網的電能，以及未通過汽輪機的蒸汽所包含的熱能，以制氫、供熱、供蒸汽、海水淡化形式轉變為其他形式的能量，提供給各類

25、終端用戶，實現核能的綜合利用，并通過配置儲熱、儲氫、儲電裝置，實現能量時移，適應負荷波動。這種方式能夠在提升核電調節性能的同時，進一步提升能量利用效率，提升核能利用的經濟性。1.5 對核能的多元綜合利用，將是人類和平利用核能的對核能的多元綜合利用，將是人類和平利用核能的主要主要方向方向“核能綜合利用”，實質上是基于“核能單一利用”演化而來，即突破目前核能用于單一發電的應用形式，探索更多的由核能向終端能源的轉化形式，并與需求場景對接，創造新的能源體系下核能應用的新模式。從核能利用的發展歷史和和未來的發展趨勢看，核能的利用可能將經歷三個階段（圖表 6）。產業研究報告 P.9 請仔細閱讀本報告末頁聲

26、明請仔細閱讀本報告末頁聲明 圖表6：核能綜合利用形式演化路徑預測 資料來源：長城證券產業金融研究院整理 第一階段是單點應用，即核能的單一發電，是目前民用核能利用的主要形式，其具備出色的經濟性和穩定性，但難以適應未來能源體系。第二階段是核能的單向線狀多元應用，即在發電的基礎上，與供熱、供汽、供水、制氫等應用單向結合，進一步開發核能應用潛力。第三階段是多能互補的多維度綜合應用，即建立以核能為中心，涵蓋各類能源用戶的多能互補的能源系統，通過能量的梯級利用，以及供能、儲能、多元用能的耦合和互補，形成高效的核能綜合利用體系。這也是新的能源體系下核能利用的理想形式。目前，核能利用的發展正處于由第一階段向第

27、二階段即過渡階段，即由單一發電向與其他供能形式結合的發展的過程中。根據國際原子能機構發布的 2021 年版世界核電反應堆報告，截至 2020 年底，在全球 32 個國家總計 442 臺在運核電機組中，有 11 個國家 69 臺機組除核能發電外，還實現了包含區域供暖、工業供熱、海水淡化等其中一項或兩項的非電利用?？梢灶A見的是，隨著社會發展對于低碳能源需求的提升，核能的應用將較為快速地由第二階段向第三階段轉變，以核能為中心的綜合能源供應將成為核能應用的主要模式。未來我國核電建設將更加注重與電網布局和區域經濟發展相適應，更好地支撐適合我國國情的新型電力系統建設。隨著各類核能綜合利用技術的不斷完善，以

28、及能源電力市場體系的不斷發展，核能將進一步朝著大型綜合能源基地方向發展。核能基地將既承擔能源外供角色，也能成為包含多種能源需求、多元類型用戶、多類能源網絡結構的綜合產能用能基地，能夠統籌能源內外供應需求，實現提升靈活性調節能力和能量高效安全經濟消納的目的。此外，核能綜合利用與居民用能、傳統工業用能耦合發展將進一步凸顯核能的零碳價值。在傳統高耗能行業中，煤炭、石油、天然氣既是重要的原材料，又是主要能量來源，居民用熱用水也主要來源于化石燃料燃燒?！半p碳”背景下，以傳統化石原料消費為主的工業發展面臨嚴重制約。而通過核能綜合利用可以滿足傳統工業的多樣化的用能替代和原料替代需求，為工業用戶提供清潔的原料

29、輸入（氫氣、氨、甲烷、淡水等）和能源輸入（熱能、電能等），也能為居民用戶提供清潔能源用于采暖、用水，與國家關于產業綠色低碳轉型和居民清潔用能的部署高度契合。目前正在發展的輕水堆、快堆、高溫氣冷堆等堆型，能夠提供高至 1000的高品質熱能，滿足各類工業需求和居民用能需求。產業研究報告 P.10 請仔細閱讀本報告末頁聲明請仔細閱讀本報告末頁聲明 圖表7：幾種反應堆溫度范圍和各類工業過程所需溫度 資料來源：The Very High Temperature Reactor,http:/large.stanford.edu/courses/2013/ph241/kallman1/，長城證券產業金融研究

30、院整理 可以說，核能綜合利用，既是新型電力系統下核電提升調節能力的需求，也是建設新型能源體系過程中，終端用能形式不斷多元化條件下核能發展的重要選擇。在后續章節中，本報告將首先針對核能在制氫、供熱、供汽、海水淡化等應用領域的發展現狀和應用前景進行單獨分析，之后將給出以核能為核心的綜合能源供應系統的構建設想，并分析其在提高核能利用效率、提升運行靈活性和多樣化供能等方面發揮的作用。產業研究報告 P.11 請仔細閱讀本報告末頁聲明請仔細閱讀本報告末頁聲明 2.核能制氫核能制氫 氫能是一種清潔、高效、安全、可持續的終端能源形式，可廣泛應用于工業、建筑、交通、電力行業，不僅能滿足多種場景下的能源需求，還能

31、降低 CO2的排放，是未來構建以清潔能源為主的多元能源供給系統的重要載體。在化石能源逐步退出的場景下，氫能能夠實現能源的大規模存儲和轉移，能夠成為未來能源跨季節調配的新選擇。氫是一種二次能源，需要由其他能源形式制備而來。在各類制氫方式中，核能制氫具有不產生溫室氣體、以水為原料、高效率、大規模等優點，是未來氫氣大規模供應的重要解決方案。核能制氫也通常被認為是除發電外，最具潛力的核能應用方式。2.1 電解制氫和高溫熱化學循環是核能制氫的主要技術路線。電解制氫和高溫熱化學循環是核能制氫的主要技術路線。核能制氫是利用核反應堆產生的熱能和電力作為制氫的能源，通過選擇合適的工藝，將核裂變產生的熱能轉化為化

32、學能（氫能），存儲在氫氣中的過程。目前研究較為深入的核能制氫方法是電解水和熱化學循環制氫兩種方法，其中電解制氫又分為常規電解和高溫蒸汽電解（圖表 8）。電解制氫和高溫熱化學循環是核能制氫的主要技術路線。電解制氫和高溫熱化學循環是核能制氫的主要技術路線。核能制氫是利用核反應堆產生的熱能和電力作為制氫的能源，通過選擇合適的工藝，將核裂變產生的熱能轉化為化學能（氫能），存儲在氫氣中的過程。目前研究較為深入的核能制氫方法是電解水和熱化學循環制氫兩種方法，其中電解制氫又分為常規電解和高溫蒸汽電解（圖表 8）。圖表8：核能制氫技術路線 資料來源：Evaluation of Hydrogen Product

33、ion Feasibility for a Light Water Reactor in the Midwest.長城證券產業金融研究院整理 不同類型核反應堆能夠在不同溫度范圍內提供制氫所需的熱能。壓水堆商用核電廠蒸汽溫度較低，更適用于常規電解，亦可采用額外配置加熱裝置的方式進行高溫電解。高溫氣冷堆出口溫度可達 750以上，更適合高溫電解制氫，當出口溫度達到 900度以上時，可適用于熱化學循環制氫工藝。產業研究報告 P.12 請仔細閱讀本報告末頁聲明請仔細閱讀本報告末頁聲明 2.1.1 電解水制氫電解水制氫 電解水制氫是通過電能給水提供能量，破壞水分子的氫氧鍵來制取氫氣的方法。其工藝過程簡單、

34、無污染，制取效率一般在 75%-85%。電費占整個水電解制氫生產費用的 80%左右，因此水電解制氫成本降低，關鍵在于兩條途徑：一是降低電解過程中的能耗，提升電解效率；二是采用低成本電力為制氫原料。電解技術適用于可以得到廉價電能或者需要高純氫氣的場合。電解反應耗能取決于反應焓（或總燃燒熱）、熵和反應溫度。電解制氫效率隨溫度提升而提升，通常反應溫度越高，所消耗電能越少。其反應原理為：常規電解制氫技術中，典型的電解池電壓為 1.852.02V。在標準條件下電解制氫的電能消耗約為 4.5kWh/m。如果為系統提供 800-1000 度的高溫熱或蒸汽，電能消耗可以大幅度降低。當電解溫度為 800C，產氫

35、耗電量可低至 3kW.h/m 氫氣?；诖?，目前的電解制氫方案，主要包括常規電解和高溫蒸汽電解兩種。常規電解又包括堿性水電解槽、質子交換膜電解槽（PEM）等技術路線。常規電解無需外部熱源，采用電力直接電解水，僅消耗電廠電能，具有系統運行靈活，啟停迅速的優點，但制氫效率相對較低。此外，常規電解在于核能耦合時，僅從核電廠獲取電能，無法直接利用核電廠熱能，使得其整體制氫效率較低。高溫蒸汽電解（High Temperature Steam Electrolysis,HTSE）通常采用固態氧化物電解槽，以加熱至 700-1000 攝氏度的水蒸氣為原料，電解水蒸氣產生氫氣。與常規電解相比，HTSE 能夠同

36、時使用核電廠的熱能和電能，使得耗電量降低約 35%，能夠顯著提高電解效率，經濟性更優。幾種常見的電解制氫技術性能參數和技術特點對比見錯誤錯誤!未找到引用源。未找到引用源。產業研究報告 P.13 請仔細閱讀本報告末頁聲明請仔細閱讀本報告末頁聲明 圖表9：常規制氫與高溫制氫技術特點 電解池類型 堿水電解槽 固態氧化物電解槽（SOEC）質子交換膜（PEM）電解質 20-30%KOH Y203/Zr02 PEM（常用 Nafion）工作溫度 70-90 700-1000 70-80 電流密度 A/cm2 12 110 0.20.4 電解效率 60-75%85-100%70-90%能耗 kWh/Nm3

37、4.5-5.5 2.6-3.6 3.8-5.0 操作特征 啟停較快 啟停不便 啟?？?電能質量需求 穩定電源 穩定電源 穩定或波動 系統運維 有腐蝕液體，后期運維復雜，成本高 目前已技術研究為主，尚無運維需求 無腐蝕性液體，運維簡單，成本低 電堆壽命 可達到 120000h 已達到 100000h 技術成熟度 商業化 實驗室研發 國外已商業化，國內處于研發走向工業化前期階段 有無污染 堿液、石棉 無污染 清潔無污染 電解槽成本（美元/kW）400-600 1000-1500 約 2000 特點 最為成熟，商業化程度最高，成本低 部分電能被熱能取代，轉化效率高，高溫限制材料選擇，尚未實現產業化

38、可再生能源適應性，無污染，成本高（質子交換膜和鉑電極催化），產業化程度低 資料來源：中國氫能產業發展報告2022，長城證券產業金融研究院整理 2.1.2 高溫熱化學循環制氫高溫熱化學循環制氫 高溫條件下，水能夠直接熱解，產生氫氣和氧氣。由于水的直接分解需要 2500C 以上的高溫，反應條件苛刻，所以考慮將熱解過程通過熱化學循環過程進行，即利用兩個或多個熱驅動的化學反應相耦合，這樣每一個反應都可以在較低的溫度下進行，使得熱源溫度在 800900C 時，即可實現水的熱解產氫。硫碘（S-I）循環被普遍認為是目前核能高溫熱解制氫的可行路徑。其反應原理為：S-I循環可用 750900C 的高溫熱將水分解

39、產生氫氣；其中的化學過程都經過了驗證；過程為閉路循環，只需要加入水，其他物料循環使用，沒有流出物；可以連續操作，預期效率可以達到 52%，顯著高于電解制氫的效率(24%35%)。產業研究報告 P.14 請仔細閱讀本報告末頁聲明請仔細閱讀本報告末頁聲明 2.2 美國發力輕水堆核電制氫，政策環境和技術積累逐步成熟美國發力輕水堆核電制氫，政策環境和技術積累逐步成熟 2.2.1 政策大量出臺支持美國現役核電廠制氫應用政策大量出臺支持美國現役核電廠制氫應用 美國將利用現役核電廠開展核能制氫示范應用，提升核電靈活性調節能力和盈利水平。長期以來，美國業界一直認為高溫氣冷堆由于具有較高的出口溫度，更加適用于核

40、能制氫，2004 年曾提出希望 2017 年實現核能制氫的商業規模示范，但高溫氣冷堆的開發進展滯后，延緩了這一進程。但近年來，隨著美國新能源占比的不斷提高和天然氣價格的降低，在役核電生存空間受到擠壓，甚至有核電機組由于經濟原因提前退役。為提升核電經濟競爭力，采用傳統核電廠與電解制氫耦合的制氫模式重新得到關注。2016 年，美國發起了綜合能源系統（Integrated Energy Systems,IES）項目，IES 旨在耦合核能、可再生能源和化石能源，提供資源利用效率和能源獨立性。該項目研究的一個重點即是利用現役機組進行核能制氫。2020 年 11 月，美國能源部（DOE）發布了氫能戰略愿景

41、報告，其中明確希望 2022 年前要在現役核電廠中示范運行一座核能制氫原型裝置，以便探索將“核能制氫打造為“核能發電之外的新賣點。2021 年 11 月 15 日，美國總統拜登簽署了 1.2 萬億美元的 基礎設施投資和就業法案，其中為清潔氫的研究、開發和示范提供了 95 億美元資助。其目標是在 2026 年前將清潔氫的制造成本控制在每公斤 2 美元以下，并資助三個商業核電廠核能制氫示范項目（圖表 10：）。圖表10：美國資助的傳統核電制氫項目概況 公司 技術路線 市場類型 制氫用能 EnergyHabor/Xcel/APS 低溫電解 管制市場（EnergyHabor）/開放市場（Xcel/AP

42、S）電力 Exelon 高溫電解 管制市場 電力+熱力 Exelon 低溫電解 管制市場 電力 資料來源：Evaluation of Hydrogen Production Feasibility for a Light Water Reactor in the Midwest.長城證券產業金融研究院整理 2.2.2 核電廠與電解制氫耦合具備經濟可行性核電廠與電解制氫耦合具備經濟可行性 為分析核能制氫在美國電力和氫能市場中的經濟競爭力，美國愛達荷國家實驗室（INL）開展了利用美國現有商用核電廠開展高溫電解制氫的經濟性分析研究。該項研究建立了一個現有核電廠與高溫電解制氫裝置耦合的核能制氫系統，其

43、流程如圖表 11 所示。核反應堆產生的蒸汽與發電機的電力可為高溫電解槽提供電能和熱能，制取的氫氣可存儲在儲氫裝置中，或直接供應市場。產業研究報告 P.15 請仔細閱讀本報告末頁聲明請仔細閱讀本報告末頁聲明 圖表11：INL核能制氫系統流程圖 資料來源：Evaluation of Hydrogen Production Feasibility for a Light Water Reactor in the Midwest.長城證券產業金融研究院整理 假設系統根據電力現貨市場實時價格向電網供電，根據長期協議價格和數量向氫能用戶供氫。系統運行模式為，當售電價格低于 1.5 美分/kWh 時，系統以

44、制氫模式運行，向用戶供應氫氣，并向儲氫設施儲存氫氣；當售電價格位于 1.5-4.5 美分/kWh 區間時，系統以部分制氫模式運行，并向電網出售剩余電力；當售電價格高于 4.5 美分/kWh 時，系統以發電模式運行，由氫氣儲存裝置向協議用戶供應氫氣。圖表12：INL核能制氫系統運行模式 運行模式 電價條件 1 系統以制氫模式運行，向用戶供氫，同時向儲氫設施供氫 電價低于 1.5美分/kWh 2 系統以制氫/供電混合模式運行，向用戶供氫，同時向電網供電 電價 1.5-4.5美分/kWh 3 系統以發電模式運行，由氫氣儲存裝置向用戶供應氫氣 電價格高于 4.5美分/kWh 資料來源：Evaluati

45、on of Hydrogen Production Feasibility for a Light Water Reactor in the Midwest.長城證券產業金融研究院整理 INL 根據不同的情景，設置了不同電力售價條件下系統運行的模式，開展了盈利能力分析。分析過程考慮了氫氣價格、折現率、高溫制氫設備容量、設計氫氣產量、儲氫裝置容量等參數。該研究將系統整個壽命期內的凈現金流量進行折現，計算其凈現值（NPVcogen），通過計算與傳統單一發電運行模式凈現值（NPVref）的差值，評估兩種運行模式的經濟性。即：.若NPV0，則表明核能制氫耦合方案相比單一發電方案擁有更好的收益。產業研究

46、報告 P.16 請仔細閱讀本報告末頁聲明請仔細閱讀本報告末頁聲明 圖表13：各類不同運行方案下的NPV 值 氫市場價格 折現率%高溫電解制氫 容量 kg/s 氫市場 需求 kg/s 儲氫裝置 容量 kg NPV Low 12 2 1.8 28800 9.83E+07 Low 10 2 1.8 28800 1.41E+08 Low 8 3.8 3.6 28800 2.13E+08 Med 12 3.8 3.6 28800 2.09E+08 Med 10 5.6 5.4 57600 3.07E+08 Med 8 7.4 7.2 115200 4.39E+08 High 12 7.4 7.2 115

47、200 7.42E+08 High 10 7.4 7.2 115200 9.45E+08 High 8 7.4 7.2 115200 1.19E+09 資料來源：Evaluation of Hydrogen Production Feasibility for a Light Water Reactor in the Midwest.長城證券產業金融研究院整理 結果表明，在各類場景下，NPV 均為正值，即核電廠與高溫制氫裝置耦合供能，均能夠實現比單一核能發電更高的收益。2.3 核能制氫經濟性分析和測算核能制氫經濟性分析和測算 2.3.1 各類核能制氫方案平準化制氫成本對比各類核能制氫方案平準化

48、制氫成本對比 平準化制氫成本（Levelized Cost of Hydrogen,LCOH）可作為衡量不同制氫技術經濟性差別的指標。LCOH 采用總成本的凈現值與全生命周期內總氫氣產量的凈現值之比表示。其中，總成本包含了核電廠、制氫廠、儲氫、運輸環節包含的資本支出、運維成本、燃料成本、退役成本等。LCOH 的計算公式如下：其中：d 為折現率，PVRevenue 為收入凈現值，PVCFi 為現金流凈現值，H2Prod 為年度氫氣產量，LC 為平準化制氫成本。為對比分析各類核能制氫的經濟性，我們采用了國際原子能機構提供的 HEEP 程序，測算了各類核能制氫方式的 LCOH。HEEP 是由國際原子

49、能機構開發的評估核能制氫成本的軟件，采用平準化成本的概念計算氫氣從生產到配送所需的成本，適用于壓水堆、高溫氣冷堆等不同堆型，能夠對核電廠、制氫廠、儲氫、運輸等各個環節進行成本估算。HEEP使用了現金流量貼現法（DCF），通過設定的貼現率，將核能制氫設施壽期內產生的一系列支出和收入相對指定參考年的現值進行貼現。我們分析對比了 4 種不同的核能制氫方案，分別為壓水堆與常規電解制氫耦合、壓水堆與高溫電解制氫耦合、高溫氣冷堆與高溫電解制氫耦合、高溫氣冷堆與熱化學 S-I 循環耦合。4 種方案分別展示了商用壓水堆和高溫氣冷堆的制氫成本，能夠代表未來我國核能制氫發展的各類技術路線。進行 LCOH 測算時考

50、慮了核能供應模塊和制氫模塊。壓水堆以120 萬千瓦華龍一號為評估對象，高溫氣冷堆設計參數采用了與山東石島灣高溫氣冷堆示范項目相近的設計參數。產業研究報告 P.17 請仔細閱讀本報告末頁聲明請仔細閱讀本報告末頁聲明 高溫電解技術方案的制氫用熱和用電均來自于核電廠，核電廠供熱、供電按照以氫氣產量最大為目標進行配比。S-I循環方案中，反應堆全部熱能用于供應制氫廠，輔助電力由電網提供。其他技術參數見錯誤錯誤!未找到引用源。未找到引用源。由計算結果可知，使用壓水堆核電廠制氫時，高溫電解制氫成本為 19.32 元/kg（2.76美元/kg），低于常規電解成本。使用高溫氣冷堆制氫時，高溫電解制氫方案與熱化學

51、硫典循環方案成本均在 21 元/kg（3 美元/kg）以下，具有較佳經濟性。圖表14：核能制氫成本測算參數表 配置方案 華龍一號 常規電解 華龍一號 高溫電解 高溫氣冷堆 高溫電解 高溫氣冷堆 SI 循環 核電廠功率 氫氣產量 1200MWe 12.43kg/s 1200MWe 15.24kg/s 2*546.5MWth 4kg/s 2*630.7MWth 4kg/s 建設周期 年 5 5 3 3 運行周期 年 40 40 40 40 退役準備 年 2 2 2 2 退役年限 年 10 10 10 10 延壽次數 年 1 1 1 1 乏池冷卻年限 年 2 2 2 2 廢物冷卻年限 年 10 10

52、 10 10 機組數量 2 2 2 2 負荷因子%90 90 90 90 制氫可用率%100 100 100 100 熱功率 MWth/機組 3180 3180 546.5 630.7 制氫用熱 MWth/機組 0 254.4 47.9 630.7 制氫用電 MWe/機組 1200 1102.95 249.3 0 機組資本成本 億元人民幣/機組 384 384 43.6 50.5 運維成本%初投資 1.7%1.7%5.8%5.75%退役成本%初投資 2.8%2.8%11.7%8.35%制氫廠設計 制氫方案 常規電解 高溫電解 高溫電解 SI 循環 負荷因子 90 90 90 90 制氫廠可用率

53、 100 100 100 100 產氫速率 kg/年/機組 3.92E+08 4.81E+08 1.26E+08 1.26E+08 制氫用熱 MWth/機組 0 508.8 95.8 1261.4 制氫用電 MWe/機組 2400 2205.9024 498.6 0 額外用電 MWe/機組 0 0 0 42.8 制氫廠初投資 億元人民幣/機組 91.7 100.8 32.13 33.6 運維成本%初投資 4%4%17.23%6.68%退役成本%初投資 10%10%10%10%資料來源：長城證券產業金融研究院整理 高溫氣冷堆制氫方案中，制氫廠成本占比較高。制氫廠造價的下降有助于進一步降低成本。根

54、據學習率曲線，電解槽平均學習率可達 13%，則預計到 2035 年，高溫電解制氫廠和熱化學硫碘循環制氫廠成本均能再下降 50%以上，1000Nm3/電解槽價格有望降低至 800 萬元（約合 114 萬美元）以下。屆時高溫氣冷堆制氫成本能夠降低至 2 美元/kg，已十分接近煤制氫約 1.5 元/kg 的價格。產業研究報告 P.18 請仔細閱讀本報告末頁聲明請仔細閱讀本報告末頁聲明 圖表15：四種不同核能制氫方案 LCOH計算結果 資料來源：長城證券產業金融研究院整理 2.3.2 電解制氫經濟性測算和成本影響因素分析電解制氫經濟性測算和成本影響因素分析 制氫成本仍然是阻礙核能制氫產業發展的決定性因

55、素。影響電解制氫成本的因素包括電解設施造價、電力價格、電解效率、運行小時數、設施壽命等因素。其中，電解設施造價和電力價格是影響制氫成本的最主要因素。國際可再生能源機構（IRENA）報告 分析顯示，在 1 美元/kg 氫氣成本目標的指引下，電解槽價格的下降和電力成本的下降對于制氫成本下降空間的貢獻將達到 80%以上（圖表 16）。圖表16：制氫成本影響因素貢獻度 資料來源：International Renewable Energy Agency,Green hydrogen cost reduction:Scaling up renewables to meet the 1.5 climate

56、 goal,長城證券產業金融研究院整理 00.511.522.533.54壓水堆常規電解壓水堆高溫蒸汽電解高溫氣冷堆高溫蒸汽電解高溫氣冷堆碘硫循環LCOH($/kg)核電廠資本成本(債務)核電廠資本成本(股本)核電廠運維檢修成本核電廠退役成本核電廠燃料成本制氫廠資本成本(債務)制氫廠資本成本(股本)制氫廠運維檢修成本制氫廠退役成本產業研究報告 P.19 請仔細閱讀本報告末頁聲明請仔細閱讀本報告末頁聲明 報告還分析指出，隨著電力成本和電解槽價格的下降，電解制氫的經濟性將進一步提高（圖表 17）。在電力價格為 0.065 美元/kWh（約合 0.455 元人民幣/kWh）、電解槽造價為 130 美

57、元/kW 條件下，2050 年制氫成本有望降低至 3 美元/kg。若電力價格為 0.02美元/kWh（約合 0.14 元人民幣/kWh），則制氫成本在當下即可達到約 2 美元/kg，并在2050 年左右達到 1 美元/kg，使得電解制氫經濟性顯著由于化石燃料制氫。圖表17：不同電力價格條件下制氫成本隨電解槽價格下降趨勢 資料來源：International Renewable Energy Agency,Green hydrogen cost reduction:Scaling up renewables to meet the 1.5 climate goal,長城證券產業金融研究院整理 2

58、.4 市場空間及核能制氫占比預測市場空間及核能制氫占比預測 2.4.1 我國氫能市場空間我國氫能市場空間 我國目前氫氣利用與需求主要來自化工產業，主要用于合成氨和合成甲醇，占比一半以上。根據國際能源署的統計分析，2021 年全球幾乎所有需求都來自煉化（約 4000 萬噸）和工業（超過 5000 萬噸）。氫作為綠色能源在新領域的應用，包括燃料電池、天然氣摻氫等，占比還非常小。隨著全球低碳轉型進程加快，氫能特別是清潔氫能將得到迅速發展。預計到 2050 年，氫能產量將達到 5-8 億噸，且基本為以藍氫和綠氫為代表的清潔氫能。從占比角度來看，氫能有望從目前僅約 0.7%全球能源占比上升到 2050

59、年12%以上的占比。根據中國氫能聯盟預測（圖表 19），我國在 2030 年碳達峰愿景的情景下，氫氣年需求預期達 3715 萬噸，在終端能源消費中占約 5%，其中可再生氫產量占比顯著增長約為 500萬噸。到 2050 年氫能將在我國終端能源體系中占比至少達 10%，氫氣需求約 6000 萬噸，其中工業領域用氫 3370 萬噸，交通運輸領域用氫 2458 萬噸。在 2060 年碳中和愿景的情境下，我國氫氣的年需求量將增至 1.3 億噸左右，其中 70%以上將來自可再生氫，氫在終端能源消費中占比約為 20%，其中工業領域用氫占比仍最大。產業研究報告 P.20 請仔細閱讀本報告末頁聲明請仔細閱讀本報

60、告末頁聲明 圖表18：2020-2060 年中國氫能需求量預測 資料來源：中國耦合CCUS制氫機遇,長城證券產業金融研究院整理 2.4.2 核能制氫市場占比預測核能制氫市場占比預測 商用壓水堆核電廠和高溫氣冷堆制氫將共同支撐核能制氫市場空間。預計到 2050 年，我國壓水堆核電廠裝機容量將達到 2 億千瓦，1500MWth（對應 600MWe）級高溫氣冷堆制氫站達到 20 個。對于壓水堆核電制氫，考慮 120 萬千瓦級核電機組，設置規模為 300MWe 的制氫裝置，制氫速率為 1.8kg/s，假設全年可用率 80%，則單堆氫氣年產量可達約 4.5 萬噸。若 2050年 2 億千瓦壓水堆核電均具

61、備制氫能力，則核電制氫年產量可達 756 萬噸。對于高溫氣冷堆，考慮 1500MWth 級高溫氣冷堆，假設其熱量全部用于制氫，可實現的制氫速率為 6kg/s，假設全年可用率 80%，則單堆氫氣年產量可達約 15 萬噸。若 2050年我國能夠投產 20 臺高溫氣冷堆專用制氫站，則年產氫量可達 300 萬噸。即到即到 2050 年，核能制氫預計可實現氫氣年產量約年，核能制氫預計可實現氫氣年產量約 1000 萬噸，能夠滿足我國約萬噸，能夠滿足我國約 1/6 的的氫氣需求，這將使得核能制氫成為最重要的氫氣來源之一。氫氣需求，這將使得核能制氫成為最重要的氫氣來源之一。但考慮其他減碳技術路線的競爭，氫能市

62、場的規模還存在不確定性，氫能需求可能不及預期，同時核能制氫技術，尤其是電解制氫技術的成熟度及成本下降速度存在很大不確定性。這些因素可能影響最終核能制氫應用的規模和前景。0200040006000800010000120001400020202030204020502060氫能需求量（萬噸）年度產業研究報告 P.21 請仔細閱讀本報告末頁聲明請仔細閱讀本報告末頁聲明 3.核能供熱核能供熱 3.1 采用核能供熱是滿足北方地區清潔供暖需求的重要路徑采用核能供熱是滿足北方地區清潔供暖需求的重要路徑 我國北方供熱地區涉及 15 個省、自治區和直轄市，覆蓋了約 70%的國土面積。由于這些地區冬季室外溫度低

63、，持續時間長，供熱是當地居民冬季生活的剛性需求。隨著社會經濟的發展以及人民生活水平的提高，北方供熱地區城鎮供熱面積也呈現快速增長的趨勢，供熱能耗也占到北方供熱地區建筑能耗總量的 50%以上。目前北方地區主要的供熱形式為大型燃煤機組熱電聯產供熱和區域鍋爐房熱源廠供熱，占全部供熱面積的 95%以上。電供熱、燃氣供熱、生物質供熱等低碳能源供熱占比不足5%。據清華大學建筑節能中心測算，2018 年北方城鎮供暖能耗為 2.12 億噸標煤、碳排放量約為 5.5 億噸，占全社會碳排放 5%以上?？梢哉f，供暖行業碳減排的增長空間最大，減排形勢也最急迫。核能是清潔、低碳、高效的能源。相比化石能源等其他供暖形式，

64、核能有著明顯的清潔低碳優勢。核能供暖是指以核能為熱源，通過換熱站進行多級換熱，最后經市政供熱管網將熱量傳遞至最終用戶的城市集中供暖方式。用戶與核能機組之間采取多重隔離屏障，在換熱過程中，只有熱能的傳遞，不存在介質的直接接觸，可確保供暖安全。2017 年12 月出臺的北方地區冬季清潔取暖規劃（20172021 年）明確了核能作為清潔供暖能源之一，提出研究探索核能供熱，推動現役機組向周邊供熱，安全發展低溫泳池堆供暖示范。目前，全世界 400 余臺在運核反應堆中有超過 1/10 的機組已實現熱電聯供，且已累計了約 1000 堆年的安全運行業績。我國目前也已在山東海陽核電、遼寧紅沿河核電、浙江秦山核電

65、開展了核能供暖應用。隨著清潔供暖行動的推進，核電項目為居民供熱將成為北方新建核電機組的標配選項。3.2 核能供熱的主要技術路線核能供熱的主要技術路線 3.2.1 核電機組熱電聯產供暖核電機組熱電聯產供暖 技術原理技術原理 核電機組熱電聯產供暖是抽取核電機組二回路高溫蒸汽作為最初熱源，經過多級換熱后，作為城市供熱熱源（圖表 19）。核電機組熱電聯產技術路線成熟，在寒冷、供暖期長的歐美部分地區已成功實施多年，成熟性、安全性、經濟性已經得到驗證。對比同等規模熱電聯產火電機組運行時所需要的煤炭的價格及運輸成本，核電廠核燃料成本相對較低，可以以較低的成本為熱網提供熱源。產業研究報告 P.22 請仔細閱讀

66、本報告末頁聲明請仔細閱讀本報告末頁聲明 圖表19：核電機組熱電聯產示意圖 資料來源：AP1000 核電機組核能供熱示范項目綜合評價，長城證券產業金融研究院整理 示范項目示范項目 海陽核能供熱項目是我國第一個投運的商用示范項目。項目一期工程采用海陽核電 1 號機組作為熱源，從機組二回路抽取蒸汽，通過多級換熱后，經市政管網將熱量傳遞至最終用戶。圖表20：海陽核電清潔供暖工程發展規劃 資料來源：山東核電，長城證券產業金融研究院整理 海陽核電核能供熱一期工程（31.5MW）2019 年 11 月 15 日正式投運，替代海陽市豐源熱力公司 29MW 燃煤供熱鍋爐，供熱面積 70 萬 m2，實現了向海陽市

67、周邊 7000 余戶居民清潔供暖。運行兩個供暖季以來，節省原煤 3.2 萬噸，減排二氧化碳 5.5 萬噸。二期工程（202.5MW）于 2021 年 11 月 9 日投運，供暖面積 450 萬 m2，向海陽市主城區供暖。三期工程尚在工程實施階段，計劃通過對海陽核電廠 2 號機組進行抽氣改造，實現跨區域清潔供熱，供熱負荷可達 900MW，計劃于 2023 年 11 月 15 日具備供熱條件。項目投運后，核電機組熱效率將由當前的 36.69%提升至 55.9%，與集中供熱鍋爐相比，預計每個供暖季可減排二氧化碳 107 萬噸。位于浙江省的秦山核電廠已完成第一階段 4000 余家居民供暖建設，后期項目

68、將逐步覆蓋超過 400 萬平方米的供熱需求。2022 年 11 月 1 日，遼寧紅沿河核電廠核能供暖示范項目正式投運供熱，覆蓋大連市瓦房店紅沿河鎮，規劃供熱面積 24.24 萬平米，最大供熱負荷為 12.77MW。產業研究報告 P.23 請仔細閱讀本報告末頁聲明請仔細閱讀本報告末頁聲明 從終端熱價看，海陽核電廠核能供熱二期項目建成后，地方政府和核電廠業主給與核能供熱價格一定補貼和政策支持，使得海陽城區的取暖費從原有的 22 元/平方米降到 21元/平方米，每平米下降 1 元。從社會效益看，海陽實施的核能供熱項目，取代了周邊 12 臺燃煤鍋爐機組，每年可節約 2.32 萬 t 標煤，減排 222

69、 t 煙塵、382 t 二氧化硫、362 t 氨氧化物以及 6 萬 t 二氧化碳，對節能減排、改善環境作用顯著。熱價的降低也為當地居民帶來實際利益，取得了良好的社會反響。3.2.2 供熱專用小型堆供熱專用小型堆 供熱專用小型堆是以純供熱為目的建造的低溫核供熱反應堆，在供暖期內以供熱方式運行，在非供暖期內停運，或考慮經濟性也可以用于其他工業應用。這種形式的反應堆由于不需要發電，可以采用較小功率和更低參數的設計，這使得供熱專用小堆能夠提高安全性，降低建設投資，可以靠近大城市居民區建造，縮短輸熱距離，減少熱損失。小堆可進行專門的設計，從而低成本滿足供熱需求。在熱力學參數上，由于居民供熱僅需要 100

70、左右的熱水，基本現階段常見的小堆技術都可滿足供熱要求?？紤]技術成熟度、成本等方面因素，通常認為低參數的水冷堆最為適宜用于居民供熱。在功率規模上，集中供暖熱力供應集中度較高，即使區域性的供暖市場規模也遠遠超過小型堆的容量，不存在消納問題，但也要考慮容量備用問題，通常認為百兆瓦級小型堆具有較好的匹配度。供熱小堆目前以采輕水堆技術為主。目前，中核集團，中廣核集團，國家電投集團均推出了供熱專用小堆設計方案，均已完成工程設計。國家電投采用一體化供熱堆技術的黑龍江佳木斯項目可研階段“兩評”報告通過初審；受政策因素影響項目調整至山東海陽，已于 2022 年 6 月底完成初可研評審。中廣核在貴州玉屏規劃建設

71、6 臺熱功率 200MWt 的 NHR200 小型壓水堆，2020 年 12 月獲得能源局批復函。中核集團在遼寧徐大堡核電廠址規劃建設一臺 20 萬千瓦池式低溫供熱堆，2018 年啟動“兩評”報告評審；在吉林遼源規劃建設一臺 40 萬千瓦池式低溫供熱堆，2021 年 6 月獲得能源局批復函。圖表21：小型堆規劃項目型號匯總 型號名稱 功率 類型 研發單位 現狀 ACP100 125MWe 壓水堆 中核集團 海南昌江，在建 CAP200 200MWe 壓水堆 國家電投集團 初步設計 DHR400 400MWt 常壓低溫池式堆 中核集團 初步設計 NHR200-II 200MWt 壓水堆 清華大學

72、 初步設計 HTR-PM 210MWe 高溫氣冷堆 清華大學 山東石島灣，試運行 資料來源：中核集團官網、國家電投集團官網，清華大學官網，長城證券產業金融研究院整理 3.3 核電熱電聯產能夠部分取代現有燃煤供熱機組核電熱電聯產能夠部分取代現有燃煤供熱機組 我國 60%以上的地區、50%以上的人口需要冬季供熱。2018 年中國居民取暖市場規模預計 2595 億元，供暖面積 867783 萬 m2，預計未來 5 年市場的增長率為 5%，市場規模將達到約 3324 億元，供暖面積將達到 1102159 萬 m2，有著較大的發展空間。但核電機組熱電聯產通常需根據現有機組的分布情況確定供暖服務范圍。由于

73、長距離輸熱經濟性欠佳，通常供熱范圍僅能覆蓋核電廠 100km 內的地區，因此服務對象通常為北產業研究報告 P.24 請仔細閱讀本報告末頁聲明請仔細閱讀本報告末頁聲明 方沿海省份距離核電廠較近的大中城市。通常 120 萬千瓦級核電機組能夠提供的供熱功率約為1000MWth，能夠覆蓋供暖面積約2000 萬 m2。據住房和城鄉建設部發布2021 年中國城市建設狀況公報統計，2021年供熱面積最多的是山東 15.93 億平米，遼寧 13.28 億平米，河北 8.78 億平米。即一個包含 6 臺百萬千瓦級核電機組的核電基地，能夠提供約 1.2 億平米的供暖面積，相當于山東省約 7.5%，或遼寧省約 9%

74、的供熱面積。核能供熱專用小型堆則具有布置靈活的特點，可根據用戶規模和需求類型靈活定制，理論上能滿足更廣泛用戶的需求。但供熱專用小型堆發展受到技術成熟度、成本、行政審批、內陸核能發展政策等方面的限制，短期內大規模部署面臨較大困難。產業研究報告 P.25 請仔細閱讀本報告末頁聲明請仔細閱讀本報告末頁聲明 4.其他應用其他應用 核能其他綜合利用領域包括工業供汽、海水淡化、制冷等應用領域，目前大多處于方案設計或試驗驗證階段，尚未開展大規模應用，其技術成熟度、經濟性仍有待驗證。但隨著我國清潔用能水平的不斷提升，核能有望為這些應用場景提供規?；那鍧嵱媚?。相關技術也能夠與核能結合形成綜合供能系統，以進一步

75、提升核能綜合供能系統的穩定性、可調節性和經濟性。但這些應用領域通常需要核電廠周邊區域有規?；挠脩粜枨?，作為消納保障。4.1 工業供汽工業供汽 工業蒸汽是工業生產中不可或缺的重要熱源。隨著我國工業總產值的增加、不同子行業的發展、能源利用技術的進步等因素的綜合作用下，工業蒸汽的需求將會保持穩定與平衡的增長態勢。工業供汽將成為核能應用的下一個重要方向。在碳達峰碳中和與能源轉型大背景下，在核電機組覆蓋區域利用核能替代化石能源熱源，是推動工業用汽清潔低碳化的有效途徑。核能供汽是利用核電廠熱量，解決石化產業用汽需求，降低綜合能耗和消除環境污染的一種新途徑。主要是從核電機組二回路抽取蒸汽作為熱源，經過多級

76、換熱，最后經工業用汽管網將熱量傳遞至用戶端。不同工業行業對蒸汽參數要求不一，通常包括：低溫低壓蒸汽，壓力1.6MPa，溫度180250；中溫中壓蒸汽，壓力 34MPa，溫度400；高溫高壓蒸汽，壓力10MPa，溫度500。低溫低壓蒸汽需求最廣，主要應用領域包括化工、制漿造紙、食品飲料、醫藥制造、服裝制造等。高溫高壓蒸汽售出價格較高 工業蒸汽市場體量龐大，涉及化工、醫藥、食品等多種行業，核能供汽需要與周邊的用汽負荷協同，以服務周邊用汽企業或工業園區為起點，逐步形成以核電基地為中心的用汽產業或園區，帶動周邊協同經濟發展。在技術方面，大部分壓水堆核電廠可滿足低壓蒸汽的參數需求，在額外配置增溫增壓裝置

77、后，可以滿足中高壓蒸汽的需求，但需要結合用戶對于蒸汽工質和溫度要求進行匹配性設計。示范項目上，田灣核電蒸汽供能項目是核能供汽首個示范項目。連云港石化產業基地與田灣核電緊鄰，是我國沿海地區規劃建設的七大石化產業基地之一，能夠為核能供汽提供足夠消納空間。示范項目以田灣核電二期工程 3、4 號機組蒸汽作為熱源，將蒸汽輸送至連云港石化產業基地進行工業生產，總投資 7.3 億元，建設周期 24 個月，預計 2023年底投產供汽。項目建成后，每年可為連云港石化基地提供 480 萬噸工業蒸汽，可實現每年減少燃燒標準煤 40 萬噸，能夠每年為石化基地節省 70 多萬噸碳排放指標。此外，連云港西掫山核能供汽項目

78、也已啟動前期工作。項目將采用壓水堆和高溫氣冷堆聯合供汽的方式，遠期供應能力有望滿足連云港石化產業基地的全部蒸汽需求。產業研究報告 P.26 請仔細閱讀本報告末頁聲明請仔細閱讀本報告末頁聲明 4.2 海水淡化海水淡化 海水淡化即利用海水脫鹽生產淡水。海水淡化技術主要分為兩類，一類是通過加熱得到蒸汽，再使蒸汽冷凝得到蒸餾水；另一類是使用壓力泵給水通過半透膜，過濾得到淡水。核能海水淡化，可以利用現有在運核電廠的電能和熱能，驅動海水淡化設施，以熱電聯產模式運行；也可以根據具體需求，研發建造適用于海水淡化等領域的多用途先進核能系統。核能海水淡化，能夠作為我國加強能源應急能力建設、應對重大突發事件的優先選

79、項。在山東、浙江等條件較好的地區建設核能海水淡化示范工程，有助于積累建造運行經驗，創造新商業模式。根據國際原子能機構(IAEA)的報告，核能海水淡化形成產業規模后，成本約為 0.47 美元/立方米0.5 美元/立方米，而對應使用化石能源海水淡化，成本約為 0.77 美元/立方米0.8 美元/立方米，核能海水淡化具有顯著的經濟優勢和清潔無污染的環保優勢。國內的遼寧紅沿河核電廠、浙江三門核電廠、江蘇田灣核電廠等均配套有用膜法制水的海水淡化項目，但主要目的是用于解決廠區生產用水。例如，遼寧省紅沿河核電廠已實現利用核電廠余熱進行海水淡化，為核電機組提供冷卻水，產能為 10080 立方米/天。山東海陽核

80、電廠 2021 年投運了“水熱同產同送”科技示范工程，通過抽取海陽核電機組的蒸汽和余熱，驅動水熱同產裝置，將海水直接變成滿足飲用水標準的 95淡水，向居民用戶供應。項目首次實現了源側的水、熱同步產出與供給。核能水熱同產同送與僅供熱不產水的核能供熱系統耗能相當，但可以生產副產品淡水，能夠實現“零能耗”制水。該示范工程供能面積 1 萬平方米，每日可提供飲用水 120 噸。產業研究報告 P.27 請仔細閱讀本報告末頁聲明請仔細閱讀本報告末頁聲明 5.核能綜合能源供應系統核能綜合能源供應系統 以核能為核心的綜合能源供應系統，是將各類單一供能形式進行整合，以核反應堆提供的大容量清潔電力、熱力為中心，配置

81、多種二次能源生產裝置，結合儲熱、儲電等能量存儲設施，為用戶提供電力供應、清潔供暖、工業供汽、用戶供水、氫氣（氨、甲烷等）等多種能源產品。在該系統中，能源輸入-轉換-輸出-供給系統能夠實現協同運行、管理與控制，以滿足用戶對電、熱、氣、冷等多種類能源消費的需求，實現各類能源的互補以及能量梯級利用，從而提高能源利用率，提升系統靈活性，提供多元能源品種輸出。5.1 核能綜合能源供應系統的構成和特點核能綜合能源供應系統的構成和特點 我們認為，典型的核能綜合能源供應系統包括能源生產模塊、能量轉化模塊、能源存儲模塊、能源消費用戶等環節（圖表 22）。圖表22：核能綜合能源系統示意圖 資料來源：中核集團官網、

82、中廣核集團官網、長城證券產業金融研究院整理 供能模塊包括核反應堆、配套光伏、風電、燃氣輪機等，以及低電價時來自電網的電力作為供能來源，為系統輸入熱能、電能；能量轉換模塊包括汽輪機-發電機、制氫、制熱等裝置，將核反應堆及其他供能裝置提供的能量轉化為電力、熱力、氫能等能源產品；能量存儲模塊包括儲熱、儲電、儲氫等能量存儲裝置，為系統在外部負荷較低時提供能源存儲能力，實現能量在時間和空間上的轉移，儲存的能量既可以作為能源轉換模塊的能量輸入（如儲熱發電、儲氫發電），又可向能源用戶直接供應能源產品；能量用戶則包括各類電力、熱力、氫能等能源產品的消費單元。相比各類單一利用形式，核能綜合能源供應系統的關鍵在于

83、能源存儲模塊的加入。對熱力、電力、氫能等能源載體的存儲，使得系統具備了更好調節能力。多樣化的能源轉化模塊，能夠根據用戶側負荷的變化，靈活調節各類能源產品的生產份額，同時能源存儲模塊能夠實現能源產品的平滑輸出，在供能模塊功率和供能配比發生波動時，保證能源產品輸出的穩定。這使得核能綜合能源供應系統具備了更好的運行靈活性，更優的運行經濟性，更高的能量利用效率。5.2 核能綜合能源供應系統典型案例核能綜合能源供應系統典型案例 隨著新型電力系統對于靈活性調節能力需求的提升，挖掘核電廠的調節能力，為電網提供更多靈活性資源，同時提升核電廠收益水平，已成為核電廠未來發展必須要解決的問產業研究報告 P.28 請

84、仔細閱讀本報告末頁聲明請仔細閱讀本報告末頁聲明 題。這一問題在美國核電發展中正愈加突出。美國部分區域核電發電量占比超過 20%，同時由于廉價的天然氣和風電、光伏等新能源電力的沖擊，核電在電力市場中的盈利能力正不斷下降。美國能源部和國家實驗室等機構已開展了大量通過核能綜合利用提升運行靈活性的研究。其中美國能源部提出的核能-可再生能源耦合能源系統（Nuclear-Renewable Hybrid Energy Systems,N-R HES)和 MIT 的核能-儲熱耦合系統是兩個典型代表。5.2.1 核能核能-可再生能源耦合能源系統（可再生能源耦合能源系統（N-R HES）N-R HES 系統由美

85、國能源部提出，旨在通過將核能與可再生能源耦合，向用戶提供多種能源產品，提升核電廠的靈活性和可再生能源的消納能力。N-R HES 系統具備動態響應能力，能夠根據電網及用能用戶的需求，動態控制系統資源，控制熱能和電能的產出份額，為電網提供靈活性響應資源。N-R HES 系統的模塊組成可以根據用戶的不同需求進行差異化配置，但通常來講包括以下部分：用于供給熱能的核反應堆 用于熱電轉換的汽輪機-發電機系統 一種或多種可再生能源 一種或多種能源轉化裝置，能夠將熱能、電能轉化為其他能源商品（氫、氨、水或其他能源載體或能源商品）在此基礎上，N-R HES 系統可根據所處地區資源稟賦、負荷特征、用戶需求、能源電

86、力市場等具體情況，采取不同的配置模式，以實現其供能優化和經濟效益最大化。制氫是其中最重要的模塊，氫氣因其具備可存儲和可調配能力，在 N-R HES 系統中扮演了能量存儲和轉移的作用，是 N-R HES 系統輸出的最為重要的能源產品。N-R HES 系統的開發進程也與美國能源部可再生能源實驗室發起的“大氫能（H2Scale）”計劃有密切的聯系。N-R HES 研究建立了系統靈活性分析模型，對 N-R HES 系統的運行情況進行模擬。虛擬系統以 300MWe 的核電廠為主體，按照平均負荷需求兩倍配置風電裝機，同時系統配置了燃氣發電機組、制氫廠、電儲能設施。各類設施的容量綜合考慮了歷史需求曲線、電力

87、和能源價格、風電出力預測等因素，以實現最小供能成本為目標進行配置。系統以優先保障風電消納作為運行目標，系統凈負荷（總負荷減去風電出力）決定了系統各個模塊的出力份額。產業研究報告 P.29 請仔細閱讀本報告末頁聲明請仔細閱讀本報告末頁聲明 圖表23：一周時間內 N-R HES 系統功率隨凈負荷變化情況 資料來源：U.S.Research&Development Status for Integrated Nuclear-Renewable Energy Systems 長城證券產業金融研究院整理 上圖展示了模擬的 N-R HES 系統輸出功率隨凈負荷變化的情況，其中凈負荷曲線（黑色折線）由區域風

88、電歷史出力數據和歷史負荷數據確定。核反應堆產生的熱能用于發電（藍色柱）和制氫（棕色柱），其中制氫耗能由于不進入電網配送，在圖中由負值表示。此處假設制氫設施具備出力調節能力，但其運行功率不能低于某一最小功率。天然氣發電出力（紅色柱）用于滿足凈負荷高峰期的用電需求。此外，電池的充放電（綠色柱）能夠為系統提供額外靈活性調節能力，在負荷高峰放電，在負荷低谷與制氫設施一起消納無法進入電網的電力。由模擬結果可以看出，在 N-R HES 系統中，核反應堆能夠始終以較為穩定的功率運行，其產生的能量可在發電設施、制氫設施、電儲能設施中進行分配，以實現對于風電消納的支持，使得在不犧牲反應堆運行經濟性的同時，系統靈

89、活性顯著增強。在模擬分析的基礎上，愛達荷國家實驗室（INL）建設并運行了 N-R HES 系統的試驗設施。該設施名為動態能源耦合輸運試驗臺（A Dynamic Energy Transport and Integration Laboratory,DETAIL），其系統流程圖如下所示。圖表24：DETAIL 試驗系統流程圖 資料來源：U.S.Research&Development Status for Integrated Nuclear-Renewable Energy Systems 長城證券產業金融研究院整理 產業研究報告 P.30 請仔細閱讀本報告末頁聲明請仔細閱讀本報告末頁聲明 D

90、ETAIL 包含了虛擬核能供熱模塊、可再生能源發電模塊、儲能模塊、制氫模塊、用能模塊，用于對綜合能源系統中熱、電、氫等各能源載體的多元轉化和調配過程進行展示和測試。DETAIL 試驗裝置各類模塊已開始分批建設，部分模塊已開始運行測試。下圖展示了現階段 DETAIL 試驗裝置的實景布置。圖表25：DETAIL 試驗實景布置 資料來源：U.S.Research&Development Status for Integrated Nuclear-Renewable Energy Systems 長城證券產業金融研究院整理 5.2.2 MIT 核電多能互補系統核電多能互補系統 美國 MIT 提出了具備

91、儲熱能力的核電多能互補系統。該系統以核能發電為中心，配置儲熱系統存儲反應堆熱能，結合風力光伏發電，提升發電機組調節能力，并進行高溫制氫和供應工業用熱，同時配備電-熱轉化模塊。當電力負荷需求降低時，反應堆蒸汽進入儲熱模塊，同時可利用低價電力為儲熱模塊加熱；當電力負荷需求高峰時，反應堆和儲熱系統可同時提供蒸汽推動汽輪機發電。在該套系統中，儲熱模塊成為了為系統提供靈活性和能量存儲能力的核心。儲熱模塊所采用的材料（碎石、熱油、熔鹽、水等）價格遠低于電池材料，能夠為綜合能源系統提供更好的經濟性，其系統規模也可以較為容易地達到數百兆瓦時量級。圖表26：MIT 多能互補系統流程示意圖 資料來源：MIT-Ja

92、pan Study:Future of Nuclear Power in a Low-Carbon World:The Need for Dispatchable Energys 長城證券產業金融研究院整理 產業研究報告 P.31 請仔細閱讀本報告末頁聲明請仔細閱讀本報告末頁聲明 5.3 核能綜合能源供應系統發展展望核能綜合能源供應系統發展展望 隨著我國新能源裝機占比不斷提高，電力系統對于核電靈活運行的需求正不斷升高。目前我國核電機組已開始探索能夠實現能量梯級利用的運行模式，但目前核電與其他單一應用方式耦合難以實現核電靈活性的提升，未來核電會向著形成綜合能源供應系統的方向演進。由國內外已有研究

93、可以看出，核能綜合能源供應系統是多種技術的耦合，所涉及的各類技術總體上較為成熟，具備由實驗室階段向小規模示范應用轉化的可行性。隨著儲能設施、制氫設施的技術成熟和成本下降，其規?；瘧玫纳虡I價值和社會價值將愈加凸顯。公眾接受的角度來講，通過與氫能、可再生能源的整合，核能綜合能源供應系統能夠從一定程度上改變公眾對于核能的固有印象，核能制氫加氫、核能供暖供冷等應用形式也能夠使得核能更加貼近人民群眾生活，提升發展核能的公眾接受度，增強地方政府接納核能的積極性。產業研究報告 P.32 請仔細閱讀本報告末頁聲明請仔細閱讀本報告末頁聲明 6.核能綜合能源供應系統應用核能綜合能源供應系統應用設想：海南綜合能源

94、島建設設想：海南綜合能源島建設 核能綜合能源供應系統能夠極大助力區域電力系統、能源系統的碳中和進程。本部分以海南省為例，分析了核能綜合能源供應系統在提升區域電力系統調節能力、提供多樣化零碳能源產品上的作用。在此基礎上，為海南省能源系統碳中和提出了指引路徑，預測通過引入核能綜合能源供應系統，海南省能夠在2030 年形成清潔能源為主的能源體系，2035 年建成深度減碳的能源體系，2040 年實現能源系統碳中和，建成零碳能源島。相關分析結論在山東、福建等核電基地覆蓋的地區也同樣具有參考意義。6.1 海南能源消費現狀：以化石海南能源消費現狀：以化石燃料為主，減碳壓力較大燃料為主，減碳壓力較大 海南一次

95、能源消費中，化石燃料占比達到 82%以上，減碳壓力較大。根據海南省統計局2021 年統計數據，全省一次能源消費中，煤炭消費占比 30.94%，石油消費 31.19%，天然氣消費占 16.10%，一次電力（核電、水電、風電、光伏發電）占比為 17.38%。圖表27：海南省 2020 年一次能源消費結構 資料來源：海南省統計局 2021年統計年鑒，長城證券產業金融研究院整理 海南電力裝機結構以煤電、氣電和核電為主。截至 2021 年底，海南全省總裝機容量約1042 萬千瓦，其中煤電占比 33%，氣電占比 15%，核電占比 13%，太陽能發電占比14%，水電占比 9%，風電占比 3%，生物質及其他占

96、比 7%。圖表28：海南 2021 年電力裝機結構 資料來源：海南省統計局 2021年統計年鑒，長城證券產業金融研究院整理 產業研究報告 P.33 請仔細閱讀本報告末頁聲明請仔細閱讀本報告末頁聲明 6.2 海南能源轉型目標：建設清潔能源島海南能源轉型目標：建設清潔能源島 海南省十四五規劃指出，要建設清潔能源島，大力推進產業，能源和交通運輸結構綠色低碳轉型，大幅提高可再生能源比重。海南清潔能源島發展規劃提出，至 2025 年，初步建成清潔低碳、安全高效的能源體系，海南清潔能源島初具規模，清潔能源消費比重達到 50%左右，清潔能源發電裝機比重達 85%。至 2035 年，能源清潔轉型基本實現，清潔

97、能源消費比重達到 81%左右，清潔能源發電裝機比重達 94%。2022 年 8 月 22 日，海南省人民政府印發海南省碳達峰實施方案的通知，提出著力優化能源結構，大力發展風、光、生物質等可再生能源，高效安全、積極有序發展核電，不斷提高非化石能源在能源消費中的比重。建立制氫、儲運氫及用氫的全產業鏈，在海島開展多類型新能源集成利用示范。加快推進昌江核電二期、昌江多功能模塊化小型堆科技示范工程建設，適時推進浮動堆示范建設和新建核電項目選址工作。到 2025 年，新增光伏發電裝機 400 萬千瓦，投產風電裝機約 200 萬千瓦，非化石能源發電裝機比重達55%。到 2030 年，非化石能源資源充分開發利

98、用，發電裝機比重達 75%，低碳能源生態系統初具規模。6.3 海南省清潔能源資源匱乏，利用核能是實現碳中和的重要路徑。海南省清潔能源資源匱乏，利用核能是實現碳中和的重要路徑。海南省清潔能源資源較為匱乏。全省陸上風電開發潛力僅為 130 萬千瓦，海上風電 425萬千瓦，但海域水深較大，開發經濟性欠佳。太陽能理論裝機容量為 2525 萬千瓦，經濟可開發量較低，且以分布式為主。水電資源儲備量僅為 103.9 萬千瓦，已基本開發完畢。海南擁有較為完備的天然氣基礎設施，同時距離南海油氣資源近，發展燃氣發電具有一定優勢，但我國天然氣價格較高，同時對外依存度高，發電成本受氣價波動影響大，會顯著推高電力價格，

99、且天然氣發電仍有較大碳排放?？偟膩砜?，海南各類清潔能源稟賦無法滿足能源系統碳中和需求。因此，建立以核電為主體的清潔電力供應體系，在用能終端實現電力替代化石能源，是海南實現碳中和的主要路徑。昌江核電基地規劃 4 臺壓水堆核電機組和 1 臺小堆機組，容量約 380 萬千瓦，且具備繼續擴建 2 臺機組條件。儋州市紅沙頂廠址和龍門廠址已完成勘察，新建核電項目具備落地基礎。全島具備 18 臺百萬千瓦級核電機組的裝機潛力。6.4 核能綜合能源供應系統助力全島減碳進程核能綜合能源供應系統助力全島減碳進程 可調節火電的退出，以及核電、風電、光伏在電力結構中比例的升高，將使得海南電網對于靈活性調節資源的需求進一

100、步提升。在核電占比較高的條件下，核電機組難以保持滿功率發電運行，需要深度參與調峰，其安全性和經濟性都將受到顯著影響。昌江核電一期工程兩臺 65 萬千瓦機組 2016 年投產之初曾降功率運行，直到 2016 年底瓊中抽水蓄能電站投運后，昌江核電一期機組才實現滿功率運行。昌江核電二期的兩臺華龍一號機組將面臨類似問題。通過對核電機組的綜合利用，在發電的同時，配置儲熱、電儲能等能量存儲裝置，同時與制氫儲氫、供熱供汽、供冷、海水淡化等設施耦合，實現多種能源產品的按需輸出和實時調配，將能夠極大提升核電靈活性調節能力，顯著提升核電機組經濟性，增強海南省電力系統的穩定性，減少電網靈活性資源投資，降低電力系統碳

101、排放。設想基于昌江核電 2 臺華龍一號機組構建核能綜合能源供應系統，系統包含裝機容量為240 萬千瓦的核電機組，配備核電額定容量30%的制氫儲氫能力，30%儲熱能力，20%產業研究報告 P.34 請仔細閱讀本報告末頁聲明請仔細閱讀本報告末頁聲明 電力儲能，能夠實現在反應堆滿負荷運行的同時，提供額定功率 80%的深度調峰能力。在用電高峰期間，240 萬千瓦核電機組滿功率發電，并通過儲熱、儲電裝置額外提供 50%（120 萬千瓦）尖峰容量，實現雙向調節。除電力外，系統每年可生產氫氣 9 萬噸，供應省內燃料電池汽車和工業用戶，支持交通和工業部門的降碳。同時具備向海南省西部地區化工基地供熱供汽的能力。

102、6.5 海南能源系統海南能源系統 2040 年實現碳中和年實現碳中和路徑路徑 在海南能源系統碳中和路徑下，核能將成為海南省主要能源來源，9 臺核電機組（昌江核電 1-6 號機組、小堆示范工程 1 號機組，新建項目 2 臺機組）通過綜合利用承擔全島大部分能源供應。風電、光伏發電裝機根據資源開發難度進行有序開發。煤電機組 2030年前退出，天然氣機組逐步減少，以承擔靈活性調節功能為主。圖表 29 給出了2030/2035/2040 年海南省電力裝機容量預測。圖表29：海南省 2040 年能源系統碳中和路徑下電力裝機容量估算 單位：萬千瓦 年份年份 煤電煤電 氣電氣電 水電水電 核電核電 風電風電

103、太陽能太陽能 生物質及其他生物質及其他 總計總計 2030 0 580 94 383 250 600 66 1973 2035 0 280 94 623 400 700 66 2163 2040 0 200 94 863 420 800 80 2457 資料來源：海南省統計局 2021年統計年鑒，長城證券產業金融研究院整理 在上述構想下，海南省將能夠遵循以下路徑，有望在 2040 年實現能源系統碳中和。2030 年，建立以清潔能源為主的能源體系。昌江核電 3、4 號機組和小堆示范工程投產，核電裝機容量達到 383 萬千瓦。風電機組裝機 250 萬千瓦，光伏發電裝機 600 萬千瓦，天然氣發電裝

104、機 580 萬千瓦。煤電機組全部退出。2035 年，形成深度減碳的新型能源體系。昌江核電擴建工程 5、6 號機組投產發電，核電裝機容量達到 623 萬千瓦。風電機組裝機 400 萬千瓦，光伏發電裝機 700 萬千瓦。天然氣發電裝機 280 萬千瓦，主要發揮靈活性調節作用。昌江核電綜合能源供應系統在保證基荷運行的同時，承擔主要調峰作用，能夠為電網提供近 600 萬千瓦雙向調峰能力，占最大負荷 30%，同時具備綜合供能能力，4 臺百萬千瓦級核電機組能夠年產氫氣 18萬噸，并向海南（昌江）清潔能源高新技術產業園、海南東方工業園化工基地供汽。全島電力供應充裕，能夠每年向南方電網輸送盈余電力 30-50

105、 億度。交通出行以電動車和氫能車為主。氫能替代化石燃料成為主要工業原料。2040 年，實現能源系統碳中和，建成零碳能源島。西部新建核電項目 2 臺百萬千瓦級機組投產發電，在運核電機組達到9臺，裝機容量達到843萬千瓦，核電發電占比達到65%。核能綜合利用系統年產氫氣 27 萬噸，并為島內工業生產和居民生活提供熱、冷、淡水等各類能源產品。保留約 100-200 萬千瓦天然氣機組，配置 CCUS 設施，用于調峰和備用。零碳能源島全面建成，全島實現電氣化轉型，一次電力占全島一次能源消費的 90%以上（圖表 30），化石能源僅在少數無法實現電能替代的場景中使用，占比降至 10%以下。通過生態系統碳匯和

106、工業固碳設施，基本實現全島能源系統凈零排放。圖表30：2040 年海南省一次能源消費結構預測 產業研究報告 P.35 請仔細閱讀本報告末頁聲明請仔細閱讀本報告末頁聲明 資料來源：中關村儲能產業技術聯盟，長城證券研究院 產業研究報告 P.36 請仔細閱讀本報告末頁聲明請仔細閱讀本報告末頁聲明 7.核能綜合利用面臨的問題與挑戰核能綜合利用面臨的問題與挑戰 核能綜合利用技術水平和經濟性對規?；瘧弥尾蛔愫四芫C合利用技術水平和經濟性對規?；瘧弥尾蛔?以核電廠為中心的核能供應單元，是核能發電與各類儲能、供能技術的深度整合，因此，提升核能綜合利用水平依賴各類供能系統的技術進步和成本下降。在綜合利用的

107、供能環節，核能制氫技術尚不成熟，反應堆熱能與制氫用能尚未實現高效耦合，制氫成本依然較高；儲能環節，大規模儲熱技術、長時儲能技術、儲氫技術尚處于技術迭代階段；在輸運環節，長距離輸熱供汽、氫氣運輸等技術亟待攻克，尚難以支持核能綜合利用的大規模商業推廣。供能單元與用戶的地理和規模錯配導致核能綜合利用消納困難供能單元與用戶的地理和規模錯配導致核能綜合利用消納困難 核能綜合利用的主要用戶是居民用熱和工業用能。在居民用熱領域，現有核電廠址通常距離中心城市較遠，接入城市供能體系需要更多基礎設施投入。在工業供能領域，現有工業基地通常在相鄰區域配套供熱、供電設施，已建立完備的供能體系，核能接入工業供能體系同樣需

108、要新的能源管網等基礎設施投入。此外，新增工業基地建設與核電建設缺乏統一規劃，工業基地與核電廠無法做到毗鄰布置，加大了核能供能的消納難度和消納成本。核能綜合利用產業發展對核安全審評要求不斷提升核能綜合利用產業發展對核安全審評要求不斷提升 我國實行核安全許可證制度，由國家核安全監管部門在安全審評基礎上，頒發許可證書，批準核設施（核電廠）選址、建造、調試、運行和退役各階段特定活動。國際上目前對傳統大型壓水堆核電廠已經建立了一套較完整的核安全要求，我國也已基本具備了完備的核電廠安全審評技術和法規體系。但現有安全審評體系主要針對傳統大型壓水堆核電廠所建立，與設計方案密切相關。隨著核能綜合利用水平的深入，

109、能源轉化裝置與現有核電廠將更加緊密耦合，核安全法規和安全審評技術可能無法滿足核能綜合利用的發展需求。在小型堆安全審評方面，近年來隨著我國小型堆的不斷發展，相關核安全審評法規和技術正不斷完善，但未來隨著小堆技術的多元化和各類專用堆型的推出，或將出現“專堆專審”的需求，使得項目審評工作更加復雜。核安全審評體系需要既滿足產業的多元化發展，又要確保核安全水平，這將對核安全審評提出跟高要求。健全的電力市場和碳市場尚未形成，核能清潔低碳能源優勢尚未凸顯健全的電力市場和碳市場尚未形成，核能清潔低碳能源優勢尚未凸顯 通常認為，核電能夠提供大規模穩定低碳清潔能源。但由于目前我國尚未建立完備的碳市場，核能綠色低碳

110、的屬性難以轉化成經濟收益，導致用戶端使用核能的意愿不足。同時，電力現貨市場尚未形成規模，核電仍然以帶基荷運行模式為主，電力系統對于核電參與電力調節和輔助服務的需求不足，通過核能綜合利用為核電帶來的靈活性提升還無法轉化為現實收益。此外，隨著近兩年能源供應形勢緊張，核電利用率不斷提升，核電運營企業發電收益能夠得到充分保障，自身對于核能綜合利用發展的積極性和投入不足，也客觀上制約了核能綜合利用的發展。產業研究報告 P.37 請仔細閱讀本報告末頁聲明請仔細閱讀本報告末頁聲明 8.意見建議意見建議 基于目前核能綜合利用產業發展面臨的問題，我們認為我國核能產業應在壓水堆核電的電解制氫、壓水堆核電多能互補關

111、鍵技術等方面開展攻關，創新核電商業模式，拓展核能利用產業布局，同時充分利用我國在高溫氣冷堆技術和工程經驗上的積累，在高溫氣冷堆制氫和綜合利用上持續推進相關工作，推動我國建成具有鮮明特色和先進性的核電產業。具體來講，可在以下幾方面開展工作。開展與核反應堆深度耦合的高效制氫技術開發開展與核反應堆深度耦合的高效制氫技術開發 提前布局壓水堆核能制氫技術研發，開展基于壓水堆的固態氧化物電解池（SOEC）制氫技術開發。實現核電廠熱能和電能的綜合高效利用，提升核電廠的靈活性調節能力和跨季節能量調節能力。持續推進高溫氣冷堆制氫技術開發，充分發揮我國在高溫氣冷堆技術研發和工程經驗上的優勢，探索高溫堆的技術創新和

112、應用創新路徑。推進兆瓦級小規模核能制氫示范應用工程項目推進兆瓦級小規模核能制氫示范應用工程項目 基于現有壓水堆核電項目和先進電解水制氫技術，推進壓水堆兆瓦級電解制氫示范應用工程項目，為我國核電綜合利用設立新標桿。利用核能制氫示范項目，向用戶供應零碳氫能。聯合海南、山東、福建等區域用氫企業，打造氫能交通、氫能工業示范項目，進一步展示核電在能源轉型過程中的重要作用，提升核電助力地方經濟發展和人民綠色低碳生活的良好形象。推動國家層面加強核能綜合利用頂層設計，加強研發投入和政策支持推動國家層面加強核能綜合利用頂層設計，加強研發投入和政策支持 推動行業主觀部門加強核能綜合利用的頂層設計，將核能綜合利用納

113、入國家和地區能源發展規劃，適當超前布置基礎設施，做好管網對接工作。加大科研投入，對核能綜合利用涉及的基礎科學和關鍵共性技術開展集中技術攻關。推動核能綜合利用示范項目制定合理的價格機制，充分體現核能綠色低碳屬性所包含的經濟價值。加強產業規劃整合，貼近核電設施規劃用能產業加強產業規劃整合，貼近核電設施規劃用能產業 優化整合行業資源，聯合國家相關部門和地方政府，統籌規劃用能企業和核電廠毗鄰布置，確保核能產生的熱、電、氫等各類能源產品能夠實現大規模就地消納，提升核能的利用效率，降低工業用戶用能成本。創新商業模式，探索核能綜合利用新的商業化路徑創新商業模式，探索核能綜合利用新的商業化路徑 充分發掘核能綜

114、合利用各個環節的商業價值，在能源轉化、能源儲運輸配等的非涉核環節引入社會資本，通過創新的商業模式和產品設計，實現風險分攤和收益共享，提升各參與方的積極性。產業研究報告 P.38 請仔細閱讀本報告末頁聲明請仔細閱讀本報告末頁聲明 9.相關公司相關公司 核能綜合利用產業的發展與能源轉型的進程密切相關，也與核能開發時序節奏有關，其投資風險和收益時間表可能與傳統產業并不相同。目前核能綜合利用已漸成氣候，其產業的風口可能隨著核能開發進程的提速而加快到來。建議投資者關注核電運行、綜合能源服務、核能制氫、供熱供汽、海水淡化等領域的研發、制造和集成相關公司，同時關注產業鏈上下游企業，關注核能綜合利用系統需要的

115、多能互補、協同運行、電力靈活并網、優化、控制等環節的公司。主要上市公司包括：核電運行和綜合能源服務：中國核電、中核科技、中國廣核、中廣核技、中國核建 核電設備：佳電股份、盈峰環境、海陸重工、東方電氣、上海電氣 核能制氫：東華能源、寶豐能源、陽光電源、蘭石重裝、先導智能 儲熱：西子潔能 10.風險因素風險因素 核能產業發展規模受技術和政策影響不及預期，核能綜合利用需求不及預期，技術革新和成本下降速度不及預期，商業模式形成不達預期。產業研究報告 P.39 請仔細閱讀本報告末頁聲明請仔細閱讀本報告末頁聲明 免責聲明免責聲明 長城證券股份有限公司（以下簡稱長城證券）具備中國證監會批準的證券投資咨詢業務

116、資格。本報告由長城證券向專業投資者客戶及風險承受能力為穩健型、積極型、激進型的普通投資者客戶（以下統稱客戶）提供，除非另有說明，所有本報告的版權屬于長城證券。未經長城證券事先書面授權許可，任何機構和個人不得以任何形式翻版、復制和發布，亦不得作為訴訟、仲裁、傳媒及任何單位或個人引用的證明或依據，不得用于未經允許的其它任何用途。如引用、刊發，需注明出處為長城證券研究院，且不得對本報告進行有悖原意的引用、刪節和修改。本報告是基于本公司認為可靠的已公開信息，但本公司不保證信息的準確性或完整性。本報告所載的資料、工具、意見及推測只提供給客戶作參考之用，并非作為或被視為出售或購買證券或其他投資標的的邀請或

117、向他人作出邀請。在任何情況下，本報告中的信息或所表述的意見并不構成對任何人的投資建議。在任何情況下，本公司不對任何人因使用本報告中的任何內容所引致的任何損失負任何責任。長城證券在法律允許的情況下可參與、投資或持有本報告涉及的證券或進行證券交易，或向本報告涉及的公司提供或爭取提供包括投資銀行業務在內的服務或業務支持。長城證券可能與本報告涉及的公司之間存在業務關系，并無需事先或在獲得業務關系后通知客戶。長城證券版權所有并保留一切權利。特別聲明特別聲明 證券期貨投資者適當性管理辦法、證券經營機構投資者適當性管理實施指引（試行）已于 2017 年7 月 1 日 起正式實施。因本研究報告涉及股票相關內容

118、，僅面向長城證券客戶中的專業投資者及風險承受能力為穩健型、積極型、激進型的普通投資者。若您并非上述類型的投資者，請取消閱讀，請勿收藏、接收或使用本研究報告中的任何信息。因此受限于訪問權限的設置，若給您造成不便，煩請見諒！感謝您給予的理解與配合。分析師聲明分析師聲明 本報告署名分析師在此聲明：本人具有中國證券業協會授予的證券投資咨詢執業資格或相當的專業勝任能力，在執業過程中恪守獨立誠信、勤勉盡職、謹慎客觀、公平公正的原則，獨立、客觀地出具本報告。本報告反映了本人的研究觀點，不曾因，不因，也將不會因本報告中的具體推薦意見或觀點而直接或間接接收到任何形式的報酬。投資評級說明投資評級說明 公司評級公司

119、評級 行業評級行業評級 買入 預期未來 6 個月內股價相對行業指數漲幅 15%以上 強于大市 預期未來 6 個月內行業整體表現戰勝市場 增持 預期未來 6 個月內股價相對行業指數漲幅介于 5%15%之間 中性 預期未來 6 個月內行業整體表現與市場同步 持有 預期未來 6 個月內股價相對行業指數漲幅介于-5%5%之間 弱于大市 預期未來 6 個月內行業整體表現弱于市場 賣出 預期未來 6 個月內股價相對行業指數跌幅 5%以上 長城證券產業金融研究院長城證券產業金融研究院 深圳深圳 北京北京 地址：深圳市福田區福田街道金田路 2026 號能源大廈南塔樓 16 層 郵編：518033 傳真：86-755-83516207 地址：北京市西城區西直門外大街 112 號陽光大廈 8 層 郵編：100044 傳真：86-10-88366686 上海上海 地址：上海市浦東新區世博館路 200 號 A 座 8 層 郵編：200126 傳真：021-31829681 網址：http:/