随着高温气冷堆的技术发展，其可逐步应用于供热、供电与制氢三大板块。高温气冷 堆的技术迭代路径分三版：第一版为翻版改进型高温堆，总功率达 200-600MWe，其可 应用于热电联产和提供高温工业蒸汽；第二版为超临界版高温堆，反应堆出口温度可达 750℃，可应用于火电原址复用；第三版为制氢版超高温堆，反应堆出口温度达到 950℃， 能够实现核能制氢。随着高温气冷堆技术的深入研发攻关，未来高温气冷堆有望在热电联 产、火电原址复用、核能制氢等多个应用场景发挥重要作用。
热电联产：兼具经济效益与环境保护，发展前景广阔
热电联产是高温气冷堆能最快落地的应用场景之一。高温气冷堆具有固有安全性、堆 芯出口温度高、热效率高等特点，能够通过热电联产满足不同层次的热力需求。根据《全 球首座第四代核电站商运投产》（记者张晓华、邓晖发表于《光明日报》），清华大学研 发并实现的模块式高温气冷堆技术可以提供 300-500℃高参数工业蒸汽，实现热电联产。 该技术采用标准化模块的概念，每个模块功率约 10 万千瓦；多个模块并联，可以形成 20 万千瓦和 60 万千瓦机组，在我国的工业蒸汽应用市场上已经具备商业竞争力。 供热规模稳中有升，高温气冷堆热电联产具有广阔空间。根据中华人民共和国住房和 城乡建设部，伴随我国的经济发展和城市化进程，我国城市集中供热面积也持续增长，从 2012 年的 51.84 亿平方米增长至 2022 年的 111.25 亿平方米，年均复合增长率达 7.94%。 蒸汽和热水供热总量近年也稳中有升，2022 年我国蒸汽供热总量达 67113 万吉焦，热水 供热总量达 361226 万吉焦。供热规模持续增长的同时，供热环保化也是一大趋势，为高 温气冷堆热电联产的发展提供了广阔空间。
高温气冷堆热电联产具有较强的经济性与环保性。我国北方大中城市大量依靠燃煤热 电厂在发电同时为居民供热，而在一些环境要求高的大城市，采用的则是大型天然气热电 联产进行供热。根据《我国高温气冷堆发展战略研究》（张作义著），如果能在一个距离城 市边界 30-50km 的厂址上建设 4-6 台 60 万千瓦高温气冷堆热电联产机组，可以形成大 容量区域热电联产中心，抽气供热 1×108m²，产生的电能可以支撑另外 1×108m²的散 户电采暖，在其他季节发电上网，较燃煤燃气热电联产具有更强的经济竞争力和环境效益。
高温工业蒸汽：高温气冷堆可与石化、稠油热采耦合
供汽版高温气冷堆技术方案已经成型。目前，中核能源已经成功研制了供汽版高温气 冷堆的技术方案。此方案下，各个模块具有独立性，且能够相互备份，因此任何一个 NSSS （核蒸汽供应系统）模块停下都不会影响整体供热，具备持续供热的能力。此方案也能够 充分发挥高温气冷堆的高温多用途特点和优势。在系统布置方面，核岛厂房由 3 个反应堆 厂房、核辅助厂房和电气厂房组成。它们一字排开，彼此互不影响，每个模组可独立运行， 轮流停堆检修。乏燃料厂房、共用厂房则为 3 模组共用。
“双碳”目标背景下，石化行业面临绿色低碳清洁化转型的压力。石化产业作为煤炭 消耗和二氧化碳“排放大户”，在“双碳”背景下，其后续发展正面临严峻的挑战。2021 年 10 月 18 日，国家发改委等五部委联合发布《国家发展改革委等部门关于严格能效约 束推动重点领域节能降碳的若干意见》，公布《石化化工重点行业严格能效约束推动节能 降碳行动方案(2021-2025 年)》，方案明确鼓励石化基地或大型园区开展核电供热供电示 范应用。 高 温 气 冷 堆能 够 良 好适配 石 化 行 业需 求 ， 减排效 益 显 著 。 高温堆蒸 汽参 数 (13.9MPa/570℃)，可以涵盖石化的主要用汽需求，且石化行业的能源需求与高温堆“氢、 汽、水热、电”产品高度契合，具有较好的匹配性。此外，高温气冷堆可以有效缓解我国 碳排放压力。根据《寻找能源未来——两会上的能源声音》（王硕、高志民、王菡娟发表 于人民政协网），一台 60 万千瓦的高温气冷堆每年可以减少二氧化碳排放约 300 万吨， 减少能源消费约 100 万吨标准煤。在石油化工行业中，电力、蒸汽和化石能源燃烧的碳 排放总占比高达 96.6%，与高温气冷堆耦合后将为二氧化碳减排做出巨大贡献。
高温气冷堆可助力稠油热采石化工艺。根据《稠油开采大变革——从蒸汽吞吐热采到 化学复合冷采》（方吉超著），截至 2022 年年底，我国稠油探明储量超 50 亿吨，但平均 采收率不足 20%，开采潜力巨大。我国稠油主要分布于辽河、新疆 （克拉玛依）、胜利 和河南等油田，其开发主要通过热力采油法实现，其中蒸汽吞吐和蒸汽驱动是使用范围最 广、采出油量最多的方式，这两种方式均需采用高温高压蒸汽。我国热采以蒸汽吞吐法为 主，其产量约占热采稠油产量的 80%。高温堆的主蒸汽可满足稠油热采蒸汽不同压力和 温度的需求，并且可根据用户需要进行参数调节。
高温气冷堆在内陆发电的优势
堆芯体积小型化，小功率发电可降低对外辐射性。国家能源局表示，要积极开展小堆、 四代堆等新一代核电技术的研发示范工作，高温气冷堆（HTR-PM）作为四代小堆研究中比 较成熟的堆型，具有小型化、高安全和模块化的技术特点，反应堆采用紧凑式布局，占地 面积小，“模块式”特点使其可以在建设时根据需求灵活配置装机容量。另外，根据中国 华能官网，高温气冷堆的最小单位模块功率可达 100MW，堆功率小，堆芯放射性物质低， 对环境和公众的影响也比较小。
固有安全性较高，可降低核电站选址要求。高温气冷堆采用耐高温的石墨作为慢化剂 和堆芯材料，使用耐高温陶瓷型碳包覆颗粒球形燃料元件，可以在任何安全事故情况下紧 急停堆，因此安全性非常高。由于核电站周边需要设置非居住区、规划限制区和应急计划 区（三区）。根据中国华能集团官网，常规的核电站应急计划区半径可达数十千米，这对 核电站选址有较大限制，而高温气冷堆由于其固有安全性，按照事故条件下相同放射性剂 量标准测算，技术上可以让三区半径大大缩小到 500 米以内，从而使得厂址地更为广泛。
污染气体流出物含量降低，对环境非常友好。相比于传统反应堆的水冷却，高温气冷 堆采用了气体冷却技术，每年产生的工艺废液仅有 0.1m³，是压水堆核电机组的万分之一， 地面疏水和设备去污水约为压水堆机组的 1/20，放射性固体废物约为压水堆的 1/5，液态 放射性流出物可实现 0 排放，气体流出物方面，高温气冷堆的惰性气体、碘、氚和碳-14 的排放量也都小于传统的核电站废水排放量标准，大大降低对环境的影响。
高温气冷堆替代单机组容量 30 万 kw 及以下煤电机组的测算
高温气冷堆在火电厂址复用方面前景广阔。在“双碳”背景下，关停 30 万 kw 以下的 火电机组已经成为大趋势，火电站厂址的特点比较符合高温气冷堆的选址要求，火电厂厂 房和设备经过评估和少量改造后，可直接用于高温气冷堆核电厂，因此高温气冷堆在火电 厂址的复用方面有着广阔的应用前景。根据"Global Coal Plant Tracker, Global Energy Monitor, July 2023 and October 2023 Supplement release"（Global Energy Monitor 发布）， 目前我国单机组容量 30 万 kw 及以下的火电机组装机容量共有 215.834GW，我们假设 在悲观、中性、乐观三种情况下高温气冷堆可以替代的火电机组分别占比 10%、30%、 50%，测算得到对应的核电装机容量分别为 21.583GW、64.750GW、107.917GW。
核能制氢：高温气冷堆终极应用场景，制氢成本具备经济性
高温气冷堆技术可实现大规模、工业化制取绿氢。核能制氢是利用核反应堆产生的热 作为一次能源，从含氢元素的物质水或化石燃料制备氢气。核能制氢具有不产生温室气体、 以水为原料、高效率、大规模等优点，是未来氢气大规模供应的重要解决方案。 核能制氢为高温气冷堆提升经济竞争力。作为高温气冷堆发电外最重要的用途，核能 制氢不仅能实现制氢过程的无碳排放，还能拓展核能的综合应用领域，提高核电厂的经济 竞争力。目前高温气冷堆的制氢路线包括甲烷、烃类蒸汽重整、高温蒸汽电解（SOEC 等） 以及热化学循环（碘硫循环和混合硫循环）等。
（一）甲烷、烃类蒸汽重整
甲烷、烃类蒸汽重整可减少化石燃料的使用，减少 CO2 排放，是过渡性的制氢技术。 该技术路线是一种通过在高温（800 ℃）下使天然气（即甲烷）等碳氢化合物燃料与蒸汽 反应产生氢气（和 CO2）的工艺。以甲烷为中间体的生物质核能制氢技术，由生物质加氢 气化制甲烷、甲烷水蒸气重整制氢、重整反应高温气冷堆供热三部分组成。 甲烷、烃类蒸汽重整是目前工业上主要的核能制氢方法。该方法以天然气为原料，成 本低廉，但仍会产生大量的温室气体。如果用高温堆工艺热作为甲烷重整热源，可以减少 化石资源的用量，并降低相应的碳排放。根据日本原子力机构的计算，与传统的蒸汽重整 过程相比，可以减少约 1/3 用作燃烧燃料的天然气用量，也减少相应份额的二氧化碳排放。 然而，蒸汽甲烷重整技术在制氢过程中依然会排放大量二氧化碳，因此需配备碳捕集、利 用和封存设施，这会增加成本和工艺复杂性，因此世界各国将其视为过渡性制氢技术。
(二) 高温蒸汽电解（HTSE）
高温蒸气电解具有过程简单、高效的优点。高温蒸汽电解通常利用固体氧化物燃料电 解池（SOEC）实现高温水蒸气的电解。高温固体氧化物电解水制氢（SOEC）由阴极、 阳极和电解质组成，800~1000℃ 水蒸气进入 SOEC 模块，在电能和高温作用下分解， 阴极产物气为 H2/H2O 混合气，阳极产物为 O2。 SOEC 的电解效率高、能耗低。高温蒸汽电解是一种较传统低温电解法具有更高热效 率和更低成本的先进方法。在电解之前，先通过核能将液态水升温为 800-1000℃的高温 蒸汽，从而提高制氢的效率。与传统电解相比，高温蒸汽电解的耗电量降低了约 35%， 工艺效率从 100℃时的 40%左右提高到 850℃时约 60%。该方法被认为是未来基于核能 或可再生能源大规模制氢的一种有前景的方法。
（三）热化学循环制氢
热化学循环制氢成本低，具备规模经济性。热化学循环制氢分为碘硫循环和混合硫制 氢两种路线。碘硫循环（IS cycle）由美国通用原子公司（GA）最早提出，被认为是最有 应用前景的核能制氢技术。碘硫循环由三步反应相耦合，组成一个闭合过程，将水分解产 生氢气和氧气。
SO2 电解产生硫酸和氢气，硫酸分解产生 SO2 再用于电解反应，如此组成闭合循环； 净结果为水分解产生氢气和氧气。循环只有两步过程组成，同时利用高温热和电，其效率 远高于常规电解，又可部分避免纯高温热过程带来的材料和工程问题。 热化学循环制氢具备成本低、效率高等诸多优势。由于热化学循环制氢过程中不需要 使用贵金属催化剂，因此成本较低；全流体过程易于规模的扩大和实现连续运行，适合大 规模制氢流程；制氢效率较高，碘硫循环以硫酸分解作为高温吸热过程，可与高温气冷反 应堆热出口温度良好匹配，根据《中国高温气冷堆制氢发展战略研究》（张平著）判断， 该方案制氢效率可达 50%以上；无污染，在整个制氢过程中基本可以消除温室气体排放。 目前热化学循环制氢产业化程度较低，还处于实验室阶段。
作为大规模制氢的有效途径，核能制氢受到美、日、法、英等核能大国的高度关注。 目前美国的九英里峰核电站以及日本位于茨城县的高温试验堆“HTTR”已启动了核能制氢 示范项目，法国、英国等主要核能大国也在大力支持推进核能制氢项目落地。
核能制氢仍有较大的降本空间，部分技术路线的经济性已与灰氢打平。美国能源部核 氢创新计划进行了核能制氢经济性评估，得到的氢气成本在 2.94~4.40 美元/kg H2。此外， IAEA 开发了氢经济评估程序，参与国对核能制氢成本进行了情景分析，在不同场景下得 到的氢气成本在 2.45~4.34 美元/kg H2。此外，根据《Hydrogen Production Using Nuclear Energy》（IAEA 发布）测算，截至 2013 年底，高温气冷堆甲烷蒸汽重整制氢的生产成本 有望达到 1.25 美元/kg H2，与传统制氢技术成本持平，具有广泛的市场空间，因此核能天 然气制氢是当前核能制氢的重要技术路线。
高温气冷堆制氢能够与直接还原炼铁、合成氨、煤液化、石油精炼等领域耦合应用。 高温气冷堆可以实现制氢与炼铁的耦合，将大幅度降低钢铁冶炼过程中温室气体和其他有 害物质的减排，为冶金行业带来行业革命性的变化。根据中国宝武官网，2019 年 1 月 15 日，中国宝武与中核集团、清华大学签订《核能-制氢-冶金耦合技术战略合作框架协议》， 三方将合作共同打造世界领先的核氢冶金产业联盟。联盟以世界领先的第四代高温气冷堆 核电技术为基础，开展超高温气冷堆核能制氢技术的研发，并与钢铁冶炼和煤化工工艺耦 合，依托中国宝武产业发展需求，实现钢铁行业的二氧化碳超低排放和绿色制造。据《核能制氢-冶金应用耦合技术的现状及应用前景》（饶文涛著）的测算，600MW 的 HTR-PM 机组可满足百万吨氢冶金工厂的用氢需求。
行情跟踪与回顾
2024.1.1-2024.1.14，核能核电指数上涨 1.72%，跑赢沪深 300 指数 6pcts。核能细 分行业中，核电材料、核电设备、核电建设、核电运营商期间涨跌幅分别为-4.2%、-1.83%、 -0.43%、8.28%。
核能行业个股表现：涨幅前五为尚纬股份(15.76%)；中国广核(10.29%)；中国核电 (6.27%)；海陆重工(5.86%)；宝色股份(4.08%)。跌幅前五为天力复合(-21.78%)；应流股 份(-12.91%)；国光电气(-8.74%)；融发核电(-8.36%)；联创光电(-7.09%)。
近期铀价持续高速增长。2024 年 1 月 11 日芝加哥交易所铀期货近月合约价为 95.0 美元/磅，双周环比增长 3.83%。国产海绵锆(≥99%) 1 月 12 日价格为 187 元/公斤，环比 持平。
核电建设投资完成额保持高增。2023 年 1-11 月全国核电建设投资完成额达 774 亿元， 同比提升 45.3%。2023 年 11 月中国核电总发电量达 365 亿千瓦时，同比提升 4.5%。
新增四台核电机组获批。2023 年 12 月 29 日，国务院总理李强主持召开国务院常务 会议，决定核准广东太平岭、浙江金七门核电项目。广东太平岭和浙江金七门核电项目分 别隶属于中国广核集团和中核集团，两个项目各获批建设两台机组。
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