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。
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。
