1、 请仔细阅读本报告末页声明请仔细阅读本报告末页声明 产业研究报告 2023 年 03 月 30 日 电力及公用事业电力及公用事业 核能综合利用产业发展研究报告核能综合利用产业发展研究报告 核能综合利用，既是新型电力系统下核电提升调节能力的需求，也是新型能核能综合利用，既是新型电力系统下核电提升调节能力的需求，也是新型能源体系中终端用能形式不断多元化条件下核能发展的源体系中终端用能形式不断多元化条件下核能发展的重要重要选择。选择。各类综合利用形式中，氢能将成为核能在非电应用领域的核心应用形式，压水堆制氢和高温气冷堆制氢发展将并驾齐驱，预计 2050 年可实现核能制氢年产量 1000万吨以上，能够

2、满足我国约 1/6 的氢气需求。压水堆核电机组电解水制氢有望成为核能利用实现突破的领域，一座百万千瓦级核电机组每年有望实现生产约 20 万吨氢气。高温气冷堆制氢预期成本最低，压水堆电解制氢成本不断下降。高温气冷堆制氢预期成本最低，压水堆电解制氢成本不断下降。我们考虑四种核能制氢方案进行平准化制氢成本分析，计算结果表明，使用压水堆核电厂制氢时，高温电解制氢成本为 2.76 美元/kg，低于常规电解成本。使用高温气冷堆制氢时，高温电解制氢方案与热化学 S-I 循环方案成本均在 3 美元以下，具有较佳经济性。核能供热技术成熟，核能热电联产成为北方地区清洁供暖重核能供热技术成熟，核能热电联产成为北方地

3、区清洁供暖重要保障，经济性要保障，经济性已初步具备竞争力。已初步具备竞争力。供热小堆目前以采轻水堆技术为主，已进入示范验证阶段。核能供热具有较大市场规模。通过热电联产，预计一个包含 6 台百万千瓦级核电机组的核电基地，能够提供约 1.2 亿平方米的供暖面积，相当于山东省约 7.5%，或辽宁省约 9%的供热面积，能够大规模替代燃煤锅炉，对北方地区清洁供暖有重要支撑作用。核能工业供汽是核能助力工业部门碳减排的重要举措，将成为核能应用的下核能工业供汽是核能助力工业部门碳减排的重要举措，将成为核能应用的下一个重要方向。一个重要方向。核能海水淡化，能够作为我国加强能源应急能力建设、应对重大突发事件的优先

4、选项。以综合能源供应系统的形式利用核能，是以综合能源供应系统的形式利用核能，是远期远期核能利用的核能利用的重要重要形式，也是构形式，也是构建新型能源体系对于核能利用的建新型能源体系对于核能利用的核心核心要求。要求。系统能够根据用户侧负荷的变化，灵活调节各类能源产品的生产份额，同时能源存储模块能够实现能源产品的平滑输出，使得核能综合能源供应系统具备了更好的运行灵活性，更优的运行经济性，更高的能量利用效率。以海南省为例，以清洁能源岛建设为契机和引领，通过核能综合利用，构建以核能为核心的能源体系，能够在远期基本实现海南省能源系统净零排放。风险提示：风险提示：核能综合利用产业发展规模受技术和政策影响不

5、及预期，核能综合利用需求不及预期，技术革新和成本下降速度不及预期，商业模式形成不达预期。电力系统对于核能制氢灵活性调节需求不达预期，核能制氢技术成熟度和降本速度不达预期。作者作者 分析师分析师 于夕朦于夕朦 执业证书编号：S03 邮箱： 相关研究相关研究 1、液流电池行业综述行业名称：电力及公用事业2023-03-23 2、行业格局稳中有变，地方推动海风落地风电2023-03-22 产业研究报告 P.2 请仔细阅读本报告末页声明请仔细阅读本报告末页声明 内容目录内容目录 1.核能综合利用的目的和意义.4 1.1 发展清洁能源是构建新型能源体系的核心路径.4 1.2 新型电

6、力系统对于灵活性调节能力的需求显著扩大.4 1.3 核电发展需进一步提升自身灵活性调节能力.7 1.4 综合利用是核电提升灵活性调节能力重要途径.8 1.5 对核能的多元综合利用，将是人类和平利用核能的主要方向.8 2.核能制氢.11 2.1 电解制氢和高温热化学循环是核能制氢的主要技术路线。.11 2.1.1 电解水制氢.12 2.1.2 高温热化学循环制氢.13 2.2 美国发力轻水堆核电制氢，政策环境和技术积累逐步成熟.14 2.2.1 政策大量出台支持美国现役核电厂制氢应用.14 2.2.2 核电厂与电解制氢耦合具备经济可行性.14 2.3 核能制氢经济性分析和测算.16 2.3.1

7、各类核能制氢方案平准化制氢成本对比.16 2.3.2 电解制氢经济性测算和成本影响因素分析.18 2.4 市场空间及核能制氢占比预测.19 2.4.1 我国氢能市场空间.19 2.4.2 核能制氢市场占比预测.20 3.核能供热.21 3.1 采用核能供热是满足北方地区清洁供暖需求的重要路径.21 3.2 核能供热的主要技术路线.21 3.2.1 核电机组热电联产供暖.21 3.2.2 供热专用小型堆.23 3.3 核电热电联产能够部分取代现有燃煤供热机组.23 4.其他应用.25 4.1 工业供汽.25 4.2 海水淡化.26 5.核能综合能源供应系统.27 5.1 核能综合能源供应系统的构

8、成和特点.27 5.2 核能综合能源供应系统典型案例.27 5.2.1 核能-可再生能源耦合能源系统（N-R HES）.28 5.2.2 MIT 核电多能互补系统.30 5.3 核能综合能源供应系统发展展望.31 6.核能综合能源供应系统应用设想：海南综合能源岛建设.32 6.1 海南能源消费现状：以化石燃料为主，减碳压力较大.32 6.2 海南能源转型目标：建设清洁能源岛.33 6.3 海南省清洁能源资源匮乏，利用核能是实现碳中和的重要路径。.33 6.4 核能综合能源供应系统助力全岛减碳进程.33 6.5 海南能源系统 2040 年实现碳中和路径.34 7.核能综合利用面临的问题与挑战.3

9、6 8.意见建议.37 9.相关公司.38 10.风险因素.38 EYcZjWmUeYkXsXsXrY8O9RaQtRrRoMnOfQnNtPlOpPmQ6MpPyRxNqNqQxNnOtM产业研究报告 P.3 请仔细阅读本报告末页声明请仔细阅读本报告末页声明 图表目录图表目录 图表 1：我国一次能源消费比例预测.4 图表 2：传统电力系统和高新能源占比电力系统电力平衡对比.5 图表 3：日内光伏发电接入前后电力系统供需平衡情况.5 图表 4：各类辅助调节响应时间需求和应用场景.7 图表 5：法国核电机组日内调节运行曲线.8 图表 6：核能综合利用形式演化路径预测.9 图表 7：几种反应堆温度

10、范围和各类工业过程所需温度.10 图表 8：核能制氢技术路线.11 图表 9：常规制氢与高温制氢技术特点.13 图表 10：美国资助的传统核电制氢项目概况.14 图表 11：INL 核能制氢系统流程图.15 图表 12：INL 核能制氢系统运行模式.15 图表 13：各类不同运行方案下的 NPV 值.16 图表 14：核能制氢成本测算参数表.17 图表 15：四种不同核能制氢方案 LCOH 计算结果.18 图表 16：制氢成本影响因素贡献度.18 图表 17：不同电力价格条件下制氢成本随电解槽价格下降趋势.19 图表 18：2020-2060 年中国氢能需求量预测.20 图表 19：核电机组热

11、电联产示意图.22 图表 20：海阳核电清洁供暖工程发展规划.22 图表 21：小型堆规划项目型号汇总.23 图表 22：核能综合能源系统示意图.27 图表 23：一周时间内 N-R HES 系统功率随净负荷变化情况.29 图表 24：DETAIL 试验系统流程图.29 图表 25：DETAIL 试验实景布置.30 图表 26：MIT 多能互补系统流程示意图.30 图表 27：海南省 2020 年一次能源消费结构.32 图表 28：海南 2021 年电力装机结构.32 图表 29：海南省 2040 年能源系统碳中和路径下电力装机容量估算.34 图表 30：2040 年海南省一次能源消费结构预测

12、.34 产业研究报告 P.4 请仔细阅读本报告末页声明请仔细阅读本报告末页声明 1.核能综合利用的目的和意义核能综合利用的目的和意义 1.1 发展清洁能源是构建新型能源体系的核心路径发展清洁能源是构建新型能源体系的核心路径 党的二十大报告提出，我国将积极稳妥推进碳达峰碳中和，立足我国能源资源禀赋，坚持先立后破，有计划分步骤实施碳达峰行动。深入推进能源革命，加快规划建设新型能源体系。建设新型能源体系，既是一场空前的挑战，也是一次重要的机遇，为了实现这一目标，需要我国在未来几十年内从一个以传统煤炭能源为主的国家，转型成为以可再生能源、新型绿色电力网络、高效能源和低碳交通为主的低碳绿色型经济体。以化

13、石燃料燃烧为主的火力发电是我国碳排放的重要来源，2018 年我国电力部门的碳排放占比已达到 50.6%，因此大力发展非化石能源，减少化石燃料燃烧将是我国碳减排的重要内容，也是实现碳中和的关键。我们预测，到 2060 年，我国光伏、风电、水电、核电等非化石能源发电占比将提高到80%以上。风电和太阳能发电量占比则将从当前的 9.5%增长至 59.6%70%，核电发电量将从当前的 5%增长至 10%18%，核电的装机容量将是现在装机容量的 4.66.6倍，达到 2.3 亿3.3 亿千瓦。图表1：我国一次能源消费比例预测 资料来源：中国 2060年前碳中和研究报告，全球能源互联网发展合作组织，长城证券

14、产业金融研究院整理 1.2 新型电力系统对于灵活性调节能力的需求显著扩大新型电力系统对于灵活性调节能力的需求显著扩大 构建新型能源体系，重中之重是构建新型电力系统。在新型电力系统中，随着可再生能源渗透率的不断提升，电力系统安全稳定运行面临挑战，电力系统灵活性不足制约可再生能源消纳的问题尚未得到根本性解决。图表 2：给出了传统电力系统和高新能源占比电力系统电力平衡对比。传统电力系统运行模式下，火电、核电等稳定的电源形式带基荷运行，水电、天然气发电和部分调峰火电承担灵活性调节角色，为电力系统提供快速响应能力。在新型电力系统中，由于新能产业研究报告 P.5 请仔细阅读本报告末页声明请仔细阅读本报告末

15、页声明 源发电的高间歇性，出力波动性强，对于灵活性调节资源的需求更高，其他各类资源需根据净负荷变化协同运行，以满足系统对于灵活性调节资源的需求。图表2：传统电力系统和高新能源占比电力系统电力平衡对比 （a）美国德克萨斯州2007年 7月1 日负荷曲线变化情况 （b）美国加利福尼亚州2020年 5月日内负荷曲线变化情况 资料来源：Flexible Nuclear Energy for Clean Energy Systems，长城证券产业金融研究院整理 因此，新型电力系统中，新能源成为主力电源，系统对于“基荷”能源的需求会显著减少，各类电源均需要具备调节性和可调配性，以适应巨量新能源产生的出力波

16、动性和间歇性。通常用净负荷（用电负荷减去风光出力后的净值）的波动性特征参数（幅值、频率、变化速率）计算电力系统对调节能力的需求。图表 3：显示了日内光伏发电接入前后电力系统供需平衡情况。由图可见，随中午光伏出力增加，净负荷降低，而随着傍晚太阳落山，净负荷需求迅速攀升，这就要求电力系统具备午间降低出力、傍晚迅速提升出力的日内调节能力。而随着新能源占比增加，需要调节的功率变化幅度越来越大。图表3：日内光伏发电接入前后电力系统供需平衡情况 产业研究报告 P.6 请仔细阅读本报告末页声明请仔细阅读本报告末页声明 资料来源：Flexible Plant Operation and Generation

17、Technical Program Plan for FY2023，长城证券产业金融研究院整理 当前，由于电力系统灵活性欠缺，我国仍然存在较为严重的弃风、弃光和的问题，用电用热矛盾突出，电力系统难以适应可再生能源快速发展的新态势。总体来看，各地区电力系统的灵活性调节能力不同，但都难以满足高比例可再生能源发电的需求。在可再生能源大规模接入电网、负荷峰谷差不断拉大、输电线路利用不及预期、需求侧资源尚未形成整合调控、部分地区供热季供热面积大幅增加的情况下，电力系统对灵活性的需求会进一步扩大。因此，中国亟需挖掘当前各类灵活性资源的潜力，促进“源-网-荷-储”灵活性资源的协调发展，将提升系统灵活性纳入电

18、力发展中长期规划。现阶段，电力系统灵活性调节能力来源可总结为三种，分别为：1）发电侧的出力调节能力；2）需求侧负荷调节（通过需求侧响应、用户侧储能实现）；3）电力的外送或外购。各类调节机制能够在不同时间尺度上，提供不同规模的能量调节和出力调节，同时提供各类辅助调节服务能力，维护电网的稳定性。图表 4 展示了各类辅助调节服务响应时间需求和应用场景。产业研究报告 P.7 请仔细阅读本报告末页声明请仔细阅读本报告末页声明 图表4：各类辅助调节响应时间需求和应用场景 资料来源：大规模储能技术发展路线图长城证券产业金融研究院整理 目前，我国电源侧的新增的调节能力主要来自火电灵活性改造和新建抽水蓄能电站。

19、但火电灵活性改造受限于成本限制和火电本身规模削减的趋势，其改造潜力有限；抽水蓄能受限于地理约束，也存在规模上限。根据我国新能源发电装机规模、抽水蓄能电站发展规划和火电灵活性改造规模进行预估，到 2030 年，我国现有灵活性调节资源潜力将不足以满足新能源发电的装机规模。因此，随着新能源占比不断提升，核电、水电等各类电源也势必需要进一步提升调节能力，以保证优质新能源电力的消纳。1.3 核电发展需进一步提升自身灵活性调节能力核电发展需进一步提升自身灵活性调节能力 新型电力系统中，核电的运行方式将走向基荷与调节并重的模式。现阶段我国核电机组多以基荷运行为主，只有在恶劣天气等特殊时段，才会安排核电机组配

20、合电网调峰。年度调峰次数少，调节幅度低，对于核电经济性运行影响尚不明显。但可以预见，在未来深度脱碳的新型电力系统中，核电既要作为主要绿色基荷，为大规模新能源消纳提供基础保障，也要提供各种时长的灵活性响应能力，以配合消纳更具经济竞争力的新能源电力。在灵活性调节能力需求极大提升的场景下，核能很难长期维持承担基荷的角色，势必更加深度地提供调节服务。核电市场化交易进程加速，核电运行灵活性面临考验。核电企业市场交易电量及比例呈现逐年增加趋势，市场化程度逐步加深。2021 年核电市场化交易电量占比在 35%以上，浙江省统调核电机组的一部分电量已开始参与电力现货交易。地方政府也倾向扩大核电市场化电量规模，以

21、达到让利实体经济的目的。因此，中长期看（2025 年以后），核电深度参与电力市场交易将是未来主要趋势，参与电力现货市场电量比例也将逐步提升。核电对现货市场电价的大幅波动适应能力相对弱，参加现货交易，就意味着存在降负荷、停机或频繁变动负荷的可能，未来随着现货交易市场规模逐渐扩大，可能对核电的经济性和运行技术能力带来较大挑战。考虑到核电机组从规划到建成通常需要 8-10 年甚至更长时间，现阶段新规划核电机组必须考虑核电灵活运行的能力。核电需要在承担基荷能源的同时，向具备出色灵活性调节能力的基础能源转型，即“上得去，下得来”。作为维护电网稳定运行的根基，在需要满负荷运行时，能够上得去；又能在低价新能

22、源上网时给与充足的空间，降低上网电量，能够下得来。同时，核电应能够在不同时间尺度上提供调节能力。通过配置储能装置（储热、储电、产业研究报告 P.8 请仔细阅读本报告末页声明请仔细阅读本报告末页声明 合成燃料），实现既能够提供小时-天级别的短期调节，也能通过能量存储实现月-季的长时调节，为电力系统提供长周期灵活性调节资源。1.4 综合利用是核电提升灵活性调节能力综合利用是核电提升灵活性调节能力重要重要途径途径 核能发电是核反应堆产生热能由冷却剂带出后，经由蒸汽发生器产生蒸汽、推动汽轮机和发电机转动，最终转化为电能的过程。由其能量转化过程能看出，控制核电发电功率的途径有两种，一是控制反应堆的产热量

23、，进而控制总的能量产量；二是控制流过汽轮机的蒸汽量，进而控制发电机的功率，未通过汽轮机的热量可以通过其他形式利用。因此，核电提升灵活性运行能力也主要通过两种途径：一是提升核反应一是提升核反应堆热功率调节能力，堆热功率调节能力，即根据电网用电需求的波动，通过控制棒、化学调节等控制手段，调节核反应堆的热功率，实现核电输出功率的调节。法国核电机组多采用这种方式进行调峰运行（如图表 5 所示），机组可在单日内实现两次升降功率循环，可在 30 分钟内实现输出功率由100%降至 20%。但这种方式会显著降低核燃料利用率，经济性较差，且增加反应堆安全运行的难度。图表5：法国核电机组日内调节运行曲线 资料来源

24、：Nuclear Energy for a Net Zero World，长城证券产业金融研究院整理 二是通过调配不同时间段内电能、热能的生产和利用比例，控制通过汽轮机二是通过调配不同时间段内电能、热能的生产和利用比例，控制通过汽轮机-发电机的发电机的蒸汽量，灵活控制上网电量，从而实现核电运行灵活性的提升。蒸汽量，灵活控制上网电量，从而实现核电运行灵活性的提升。这种方式要求核电厂具备对核能产生的热能、电能进行存储和转换的能力，能够根据负荷需求，控制发电机功率。具体来讲，就是将未送入电网的电能，以及未通过汽轮机的蒸汽所包含的热能，以制氢、供热、供蒸汽、海水淡化形式转变为其他形式的能量，提供给各类

25、终端用户，实现核能的综合利用，并通过配置储热、储氢、储电装置，实现能量时移，适应负荷波动。这种方式能够在提升核电调节性能的同时，进一步提升能量利用效率，提升核能利用的经济性。1.5 对核能的多元综合利用，将是人类和平利用核能的对核能的多元综合利用，将是人类和平利用核能的主要主要方向方向“核能综合利用”，实质上是基于“核能单一利用”演化而来，即突破目前核能用于单一发电的应用形式，探索更多的由核能向终端能源的转化形式，并与需求场景对接，创造新的能源体系下核能应用的新模式。从核能利用的发展历史和和未来的发展趋势看，核能的利用可能将经历三个阶段（图表 6）。产业研究报告 P.9 请仔细阅读本报告末页声

26、明请仔细阅读本报告末页声明 图表6：核能综合利用形式演化路径预测 资料来源：长城证券产业金融研究院整理 第一阶段是单点应用，即核能的单一发电，是目前民用核能利用的主要形式，其具备出色的经济性和稳定性，但难以适应未来能源体系。第二阶段是核能的单向线状多元应用，即在发电的基础上，与供热、供汽、供水、制氢等应用单向结合，进一步开发核能应用潜力。第三阶段是多能互补的多维度综合应用，即建立以核能为中心，涵盖各类能源用户的多能互补的能源系统，通过能量的梯级利用，以及供能、储能、多元用能的耦合和互补，形成高效的核能综合利用体系。这也是新的能源体系下核能利用的理想形式。目前，核能利用的发展正处于由第一阶段向第

27、二阶段即过渡阶段，即由单一发电向与其他供能形式结合的发展的过程中。根据国际原子能机构发布的 2021 年版世界核电反应堆报告，截至 2020 年底，在全球 32 个国家总计 442 台在运核电机组中，有 11 个国家 69 台机组除核能发电外，还实现了包含区域供暖、工业供热、海水淡化等其中一项或两项的非电利用。可以预见的是，随着社会发展对于低碳能源需求的提升，核能的应用将较为快速地由第二阶段向第三阶段转变，以核能为中心的综合能源供应将成为核能应用的主要模式。未来我国核电建设将更加注重与电网布局和区域经济发展相适应，更好地支撑适合我国国情的新型电力系统建设。随着各类核能综合利用技术的不断完善，以

28、及能源电力市场体系的不断发展，核能将进一步朝着大型综合能源基地方向发展。核能基地将既承担能源外供角色，也能成为包含多种能源需求、多元类型用户、多类能源网络结构的综合产能用能基地，能够统筹能源内外供应需求，实现提升灵活性调节能力和能量高效安全经济消纳的目的。此外，核能综合利用与居民用能、传统工业用能耦合发展将进一步凸显核能的零碳价值。在传统高耗能行业中，煤炭、石油、天然气既是重要的原材料，又是主要能量来源，居民用热用水也主要来源于化石燃料燃烧。“双碳”背景下，以传统化石原料消费为主的工业发展面临严重制约。而通过核能综合利用可以满足传统工业的多样化的用能替代和原料替代需求，为工业用户提供清洁的原料

29、输入（氢气、氨、甲烷、淡水等）和能源输入（热能、电能等），也能为居民用户提供清洁能源用于采暖、用水，与国家关于产业绿色低碳转型和居民清洁用能的部署高度契合。目前正在发展的轻水堆、快堆、高温气冷堆等堆型，能够提供高至 1000的高品质热能，满足各类工业需求和居民用能需求。产业研究报告 P.10 请仔细阅读本报告末页声明请仔细阅读本报告末页声明 图表7：几种反应堆温度范围和各类工业过程所需温度 资料来源：The Very High Temperature Reactor,http:/large.stanford.edu/courses/2013/ph241/kallman1/，长城证券产业金融研究

30、院整理 可以说，核能综合利用，既是新型电力系统下核电提升调节能力的需求，也是建设新型能源体系过程中，终端用能形式不断多元化条件下核能发展的重要选择。在后续章节中，本报告将首先针对核能在制氢、供热、供汽、海水淡化等应用领域的发展现状和应用前景进行单独分析，之后将给出以核能为核心的综合能源供应系统的构建设想，并分析其在提高核能利用效率、提升运行灵活性和多样化供能等方面发挥的作用。产业研究报告 P.11 请仔细阅读本报告末页声明请仔细阅读本报告末页声明 2.核能制氢核能制氢 氢能是一种清洁、高效、安全、可持续的终端能源形式，可广泛应用于工业、建筑、交通、电力行业，不仅能满足多种场景下的能源需求，还能

31、降低 CO2的排放，是未来构建以清洁能源为主的多元能源供给系统的重要载体。在化石能源逐步退出的场景下，氢能能够实现能源的大规模存储和转移，能够成为未来能源跨季节调配的新选择。氢是一种二次能源，需要由其他能源形式制备而来。在各类制氢方式中，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。核能制氢也通常被认为是除发电外，最具潜力的核能应用方式。2.1 电解制氢和高温热化学循环是核能制氢的主要技术路线。电解制氢和高温热化学循环是核能制氢的主要技术路线。核能制氢是利用核反应堆产生的热能和电力作为制氢的能源，通过选择合适的工艺，将核裂变产生的热能转化为化

32、学能（氢能），存储在氢气中的过程。目前研究较为深入的核能制氢方法是电解水和热化学循环制氢两种方法，其中电解制氢又分为常规电解和高温蒸汽电解（图表 8）。电解制氢和高温热化学循环是核能制氢的主要技术路线。电解制氢和高温热化学循环是核能制氢的主要技术路线。核能制氢是利用核反应堆产生的热能和电力作为制氢的能源，通过选择合适的工艺，将核裂变产生的热能转化为化学能（氢能），存储在氢气中的过程。目前研究较为深入的核能制氢方法是电解水和热化学循环制氢两种方法，其中电解制氢又分为常规电解和高温蒸汽电解（图表 8）。图表8：核能制氢技术路线 资料来源：Evaluation of Hydrogen Product

33、ion Feasibility for a Light Water Reactor in the Midwest.长城证券产业金融研究院整理 不同类型核反应堆能够在不同温度范围内提供制氢所需的热能。压水堆商用核电厂蒸汽温度较低，更适用于常规电解，亦可采用额外配置加热装置的方式进行高温电解。高温气冷堆出口温度可达 750以上，更适合高温电解制氢，当出口温度达到 900度以上时，可适用于热化学循环制氢工艺。产业研究报告 P.12 请仔细阅读本报告末页声明请仔细阅读本报告末页声明 2.1.1 电解水制氢电解水制氢 电解水制氢是通过电能给水提供能量，破坏水分子的氢氧键来制取氢气的方法。其工艺过程简单、

34、无污染，制取效率一般在 75%-85%。电费占整个水电解制氢生产费用的 80%左右，因此水电解制氢成本降低，关键在于两条途径：一是降低电解过程中的能耗，提升电解效率；二是采用低成本电力为制氢原料。电解技术适用于可以得到廉价电能或者需要高纯氢气的场合。电解反应耗能取决于反应焓（或总燃烧热）、熵和反应温度。电解制氢效率随温度提升而提升，通常反应温度越高，所消耗电能越少。其反应原理为：常规电解制氢技术中，典型的电解池电压为 1.852.02V。在标准条件下电解制氢的电能消耗约为 4.5kWh/m。如果为系统提供 800-1000 度的高温热或蒸汽，电能消耗可以大幅度降低。当电解温度为 800C，产氢

35、耗电量可低至 3kW.h/m 氢气。基于此，目前的电解制氢方案，主要包括常规电解和高温蒸汽电解两种。常规电解又包括碱性水电解槽、质子交换膜电解槽（PEM）等技术路线。常规电解无需外部热源，采用电力直接电解水，仅消耗电厂电能，具有系统运行灵活，启停迅速的优点，但制氢效率相对较低。此外，常规电解在于核能耦合时，仅从核电厂获取电能，无法直接利用核电厂热能，使得其整体制氢效率较低。高温蒸汽电解（High Temperature Steam Electrolysis,HTSE）通常采用固态氧化物电解槽，以加热至 700-1000 摄氏度的水蒸气为原料，电解水蒸气产生氢气。与常规电解相比，HTSE 能够同

36、时使用核电厂的热能和电能，使得耗电量降低约 35%，能够显著提高电解效率，经济性更优。几种常见的电解制氢技术性能参数和技术特点对比见错误错误!未找到引用源。未找到引用源。产业研究报告 P.13 请仔细阅读本报告末页声明请仔细阅读本报告末页声明 图表9：常规制氢与高温制氢技术特点 电解池类型 碱水电解槽 固态氧化物电解槽（SOEC）质子交换膜（PEM）电解质 20-30%KOH Y203/Zr02 PEM（常用 Nafion）工作温度 70-90 700-1000 70-80 电流密度 A/cm2 12 110 0.20.4 电解效率 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 启停较快 启停不便 启停快 电能质量需求 稳定电源 稳定电源 稳定或波动 系统运维 有腐蚀液体，后期运维复杂，成本高 目前已技术研究为主，尚无运维需求 无腐蚀性液体，运维简单，成本低 电堆寿命 可达到 120000h 已达到 100000h 技术成熟度 商业化 实验室研发 国外已商业化，国内处于研发走向工业化前期阶段 有无污染 碱液、石棉 无污染 清洁无污染 电解槽成本（美元/kW）400-600 1000-1500 约 2000 特点 最为成熟，商业化程度最高，成本低 部分电能被热能取代，转化效率高，高温限制材料选择，尚未实现产业化

38、可再生能源适应性，无污染，成本高（质子交换膜和铂电极催化），产业化程度低 资料来源：中国氢能产业发展报告2022，长城证券产业金融研究院整理 2.1.2 高温热化学循环制氢高温热化学循环制氢 高温条件下，水能够直接热解，产生氢气和氧气。由于水的直接分解需要 2500C 以上的高温，反应条件苛刻，所以考虑将热解过程通过热化学循环过程进行，即利用两个或多个热驱动的化学反应相耦合，这样每一个反应都可以在较低的温度下进行，使得热源温度在 800900C 时，即可实现水的热解产氢。硫碘（S-I）循环被普遍认为是目前核能高温热解制氢的可行路径。其反应原理为：S-I循环可用 750900C 的高温热将水分解

39、产生氢气；其中的化学过程都经过了验证；过程为闭路循环，只需要加入水，其他物料循环使用，没有流出物；可以连续操作，预期效率可以达到 52%，显著高于电解制氢的效率(24%35%)。产业研究报告 P.14 请仔细阅读本报告末页声明请仔细阅读本报告末页声明 2.2 美国发力轻水堆核电制氢，政策环境和技术积累逐步成熟美国发力轻水堆核电制氢，政策环境和技术积累逐步成熟 2.2.1 政策大量出台支持美国现役核电厂制氢应用政策大量出台支持美国现役核电厂制氢应用 美国将利用现役核电厂开展核能制氢示范应用，提升核电灵活性调节能力和盈利水平。长期以来，美国业界一直认为高温气冷堆由于具有较高的出口温度，更加适用于核

40、能制氢，2004 年曾提出希望 2017 年实现核能制氢的商业规模示范，但高温气冷堆的开发进展滞后，延缓了这一进程。但近年来，随着美国新能源占比的不断提高和天然气价格的降低，在役核电生存空间受到挤压，甚至有核电机组由于经济原因提前退役。为提升核电经济竞争力，采用传统核电厂与电解制氢耦合的制氢模式重新得到关注。2016 年，美国发起了综合能源系统（Integrated Energy Systems,IES）项目，IES 旨在耦合核能、可再生能源和化石能源，提供资源利用效率和能源独立性。该项目研究的一个重点即是利用现役机组进行核能制氢。2020 年 11 月，美国能源部（DOE）发布了氢能战略愿景

41、报告，其中明确希望 2022 年前要在现役核电厂中示范运行一座核能制氢原型装置，以便探索将“核能制氢打造为“核能发电之外的新卖点。2021 年 11 月 15 日，美国总统拜登签署了 1.2 万亿美元的 基础设施投资和就业法案，其中为清洁氢的研究、开发和示范提供了 95 亿美元资助。其目标是在 2026 年前将清洁氢的制造成本控制在每公斤 2 美元以下，并资助三个商业核电厂核能制氢示范项目（图表 10：）。图表10：美国资助的传统核电制氢项目概况 公司 技术路线 市场类型 制氢用能 EnergyHabor/Xcel/APS 低温电解 管制市场（EnergyHabor）/开放市场（Xcel/AP

42、S）电力 Exelon 高温电解 管制市场 电力+热力 Exelon 低温电解 管制市场 电力 资料来源：Evaluation of Hydrogen Production Feasibility for a Light Water Reactor in the Midwest.长城证券产业金融研究院整理 2.2.2 核电厂与电解制氢耦合具备经济可行性核电厂与电解制氢耦合具备经济可行性 为分析核能制氢在美国电力和氢能市场中的经济竞争力，美国爱达荷国家实验室（INL）开展了利用美国现有商用核电厂开展高温电解制氢的经济性分析研究。该项研究建立了一个现有核电厂与高温电解制氢装置耦合的核能制氢系统，其

43、流程如图表 11 所示。核反应堆产生的蒸汽与发电机的电力可为高温电解槽提供电能和热能，制取的氢气可存储在储氢装置中，或直接供应市场。产业研究报告 P.15 请仔细阅读本报告末页声明请仔细阅读本报告末页声明 图表11：INL核能制氢系统流程图 资料来源：Evaluation of Hydrogen Production Feasibility for a Light Water Reactor in the Midwest.长城证券产业金融研究院整理 假设系统根据电力现货市场实时价格向电网供电，根据长期协议价格和数量向氢能用户供氢。系统运行模式为，当售电价格低于 1.5 美分/kWh 时，系统以

44、制氢模式运行，向用户供应氢气，并向储氢设施储存氢气；当售电价格位于 1.5-4.5 美分/kWh 区间时，系统以部分制氢模式运行，并向电网出售剩余电力；当售电价格高于 4.5 美分/kWh 时，系统以发电模式运行，由氢气储存装置向协议用户供应氢气。图表12：INL核能制氢系统运行模式 运行模式 电价条件 1 系统以制氢模式运行，向用户供氢，同时向储氢设施供氢 电价低于 1.5美分/kWh 2 系统以制氢/供电混合模式运行，向用户供氢，同时向电网供电 电价 1.5-4.5美分/kWh 3 系统以发电模式运行，由氢气储存装置向用户供应氢气 电价格高于 4.5美分/kWh 资料来源：Evaluati

45、on of Hydrogen Production Feasibility for a Light Water Reactor in the Midwest.长城证券产业金融研究院整理 INL 根据不同的情景，设置了不同电力售价条件下系统运行的模式，开展了盈利能力分析。分析过程考虑了氢气价格、折现率、高温制氢设备容量、设计氢气产量、储氢装置容量等参数。该研究将系统整个寿命期内的净现金流量进行折现，计算其净现值（NPVcogen），通过计算与传统单一发电运行模式净现值（NPVref）的差值，评估两种运行模式的经济性。即：.若NPV0，则表明核能制氢耦合方案相比单一发电方案拥有更好的收益。产业研究

46、报告 P.16 请仔细阅读本报告末页声明请仔细阅读本报告末页声明 图表13：各类不同运行方案下的NPV 值 氢市场价格 折现率%高温电解制氢 容量 kg/s 氢市场 需求 kg/s 储氢装置 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 资料来源：Evaluation of Hydrogen Production Feasibility for a Light Water Reactor in the Midwest.长城证券产业金融研究院整理 结果表明，在各类场景下，NPV 均为正值，即核电厂与高温制氢装置耦合供能，均能够实现比单一核能发电更高的收益。2.3 核能制氢经济性分析和测算核能制氢经济性分析和测算 2.3.1 各类核能制氢方案平准化制氢成本对比各类核能制氢方案平准化

48、制氢成本对比 平准化制氢成本（Levelized Cost of Hydrogen,LCOH）可作为衡量不同制氢技术经济性差别的指标。LCOH 采用总成本的净现值与全生命周期内总氢气产量的净现值之比表示。其中，总成本包含了核电厂、制氢厂、储氢、运输环节包含的资本支出、运维成本、燃料成本、退役成本等。LCOH 的计算公式如下：其中：d 为折现率，PVRevenue 为收入净现值，PVCFi 为现金流净现值，H2Prod 为年度氢气产量，LC 为平准化制氢成本。为对比分析各类核能制氢的经济性，我们采用了国际原子能机构提供的 HEEP 程序，测算了各类核能制氢方式的 LCOH。HEEP 是由国际原子

49、能机构开发的评估核能制氢成本的软件，采用平准化成本的概念计算氢气从生产到配送所需的成本，适用于压水堆、高温气冷堆等不同堆型，能够对核电厂、制氢厂、储氢、运输等各个环节进行成本估算。HEEP使用了现金流量贴现法（DCF），通过设定的贴现率，将核能制氢设施寿期内产生的一系列支出和收入相对指定参考年的现值进行贴现。我们分析对比了 4 种不同的核能制氢方案，分别为压水堆与常规电解制氢耦合、压水堆与高温电解制氢耦合、高温气冷堆与高温电解制氢耦合、高温气冷堆与热化学 S-I 循环耦合。4 种方案分别展示了商用压水堆和高温气冷堆的制氢成本，能够代表未来我国核能制氢发展的各类技术路线。进行 LCOH 测算时考

50、虑了核能供应模块和制氢模块。压水堆以120 万千瓦华龙一号为评估对象，高温气冷堆设计参数采用了与山东石岛湾高温气冷堆示范项目相近的设计参数。产业研究报告 P.17 请仔细阅读本报告末页声明请仔细阅读本报告末页声明 高温电解技术方案的制氢用热和用电均来自于核电厂，核电厂供热、供电按照以氢气产量最大为目标进行配比。S-I循环方案中，反应堆全部热能用于供应制氢厂，辅助电力由电网提供。其他技术参数见错误错误!未找到引用源。未找到引用源。由计算结果可知，使用压水堆核电厂制氢时，高温电解制氢成本为 19.32 元/kg（2.76美元/kg），低于常规电解成本。使用高温气冷堆制氢时，高温电解制氢方案与热化学

51、硫典循环方案成本均在 21 元/kg（3 美元/kg）以下，具有较佳经济性。图表14：核能制氢成本测算参数表 配置方案 华龙一号 常规电解 华龙一号 高温电解 高温气冷堆 高温电解 高温气冷堆 SI 循环 核电厂功率 氢气产量 1200MWe 12.43kg/s 1200MWe 15.24kg/s 2*546.5MWth 4kg/s 2*630.7MWth 4kg/s 建设周期 年 5 5 3 3 运行周期 年 40 40 40 40 退役准备 年 2 2 2 2 退役年限 年 10 10 10 10 延寿次数 年 1 1 1 1 乏池冷却年限 年 2 2 2 2 废物冷却年限 年 10 10

52、 10 10 机组数量 2 2 2 2 负荷因子%90 90 90 90 制氢可用率%100 100 100 100 热功率 MWth/机组 3180 3180 546.5 630.7 制氢用热 MWth/机组 0 254.4 47.9 630.7 制氢用电 MWe/机组 1200 1102.95 249.3 0 机组资本成本 亿元人民币/机组 384 384 43.6 50.5 运维成本%初投资 1.7%1.7%5.8%5.75%退役成本%初投资 2.8%2.8%11.7%8.35%制氢厂设计 制氢方案 常规电解 高温电解 高温电解 SI 循环 负荷因子 90 90 90 90 制氢厂可用率

53、 100 100 100 100 产氢速率 kg/年/机组 3.92E+08 4.81E+08 1.26E+08 1.26E+08 制氢用热 MWth/机组 0 508.8 95.8 1261.4 制氢用电 MWe/机组 2400 2205.9024 498.6 0 额外用电 MWe/机组 0 0 0 42.8 制氢厂初投资 亿元人民币/机组 91.7 100.8 32.13 33.6 运维成本%初投资 4%4%17.23%6.68%退役成本%初投资 10%10%10%10%资料来源：长城证券产业金融研究院整理 高温气冷堆制氢方案中，制氢厂成本占比较高。制氢厂造价的下降有助于进一步降低成本。根

54、据学习率曲线，电解槽平均学习率可达 13%，则预计到 2035 年，高温电解制氢厂和热化学硫碘循环制氢厂成本均能再下降 50%以上，1000Nm3/电解槽价格有望降低至 800 万元（约合 114 万美元）以下。届时高温气冷堆制氢成本能够降低至 2 美元/kg，已十分接近煤制氢约 1.5 元/kg 的价格。产业研究报告 P.18 请仔细阅读本报告末页声明请仔细阅读本报告末页声明 图表15：四种不同核能制氢方案 LCOH计算结果 资料来源：长城证券产业金融研究院整理 2.3.2 电解制氢经济性测算和成本影响因素分析电解制氢经济性测算和成本影响因素分析 制氢成本仍然是阻碍核能制氢产业发展的决定性因

55、素。影响电解制氢成本的因素包括电解设施造价、电力价格、电解效率、运行小时数、设施寿命等因素。其中，电解设施造价和电力价格是影响制氢成本的最主要因素。国际可再生能源机构（IRENA）报告 分析显示，在 1 美元/kg 氢气成本目标的指引下，电解槽价格的下降和电力成本的下降对于制氢成本下降空间的贡献将达到 80%以上（图表 16）。图表16：制氢成本影响因素贡献度 资料来源：International Renewable Energy Agency,Green hydrogen cost reduction:Scaling up renewables to meet the 1.5 climate

56、 goal,长城证券产业金融研究院整理 00.511.522.533.54压水堆常规电解压水堆高温蒸汽电解高温气冷堆高温蒸汽电解高温气冷堆碘硫循环LCOH($/kg)核电厂资本成本(债务)核电厂资本成本(股本)核电厂运维检修成本核电厂退役成本核电厂燃料成本制氢厂资本成本(债务)制氢厂资本成本(股本)制氢厂运维检修成本制氢厂退役成本产业研究报告 P.19 请仔细阅读本报告末页声明请仔细阅读本报告末页声明 报告还分析指出，随着电力成本和电解槽价格的下降，电解制氢的经济性将进一步提高（图表 17）。在电力价格为 0.065 美元/kWh（约合 0.455 元人民币/kWh）、电解槽造价为 130 美

57、元/kW 条件下，2050 年制氢成本有望降低至 3 美元/kg。若电力价格为 0.02美元/kWh（约合 0.14 元人民币/kWh），则制氢成本在当下即可达到约 2 美元/kg，并在2050 年左右达到 1 美元/kg，使得电解制氢经济性显著由于化石燃料制氢。图表17：不同电力价格条件下制氢成本随电解槽价格下降趋势 资料来源：International Renewable Energy Agency,Green hydrogen cost reduction:Scaling up renewables to meet the 1.5 climate goal,长城证券产业金融研究院整理 2

58、.4 市场空间及核能制氢占比预测市场空间及核能制氢占比预测 2.4.1 我国氢能市场空间我国氢能市场空间 我国目前氢气利用与需求主要来自化工产业，主要用于合成氨和合成甲醇，占比一半以上。根据国际能源署的统计分析，2021 年全球几乎所有需求都来自炼化（约 4000 万吨）和工业（超过 5000 万吨）。氢作为绿色能源在新领域的应用，包括燃料电池、天然气掺氢等，占比还非常小。随着全球低碳转型进程加快，氢能特别是清洁氢能将得到迅速发展。预计到 2050 年，氢能产量将达到 5-8 亿吨，且基本为以蓝氢和绿氢为代表的清洁氢能。从占比角度来看，氢能有望从目前仅约 0.7%全球能源占比上升到 2050

59、年12%以上的占比。根据中国氢能联盟预测（图表 19），我国在 2030 年碳达峰愿景的情景下，氢气年需求预期达 3715 万吨，在终端能源消费中占约 5%，其中可再生氢产量占比显著增长约为 500万吨。到 2050 年氢能将在我国终端能源体系中占比至少达 10%，氢气需求约 6000 万吨，其中工业领域用氢 3370 万吨，交通运输领域用氢 2458 万吨。在 2060 年碳中和愿景的情境下，我国氢气的年需求量将增至 1.3 亿吨左右，其中 70%以上将来自可再生氢，氢在终端能源消费中占比约为 20%，其中工业领域用氢占比仍最大。产业研究报告 P.20 请仔细阅读本报告末页声明请仔细阅读本报

60、告末页声明 图表18：2020-2060 年中国氢能需求量预测 资料来源：中国耦合CCUS制氢机遇,长城证券产业金融研究院整理 2.4.2 核能制氢市场占比预测核能制氢市场占比预测 商用压水堆核电厂和高温气冷堆制氢将共同支撑核能制氢市场空间。预计到 2050 年，我国压水堆核电厂装机容量将达到 2 亿千瓦，1500MWth（对应 600MWe）级高温气冷堆制氢站达到 20 个。对于压水堆核电制氢，考虑 120 万千瓦级核电机组，设置规模为 300MWe 的制氢装置，制氢速率为 1.8kg/s，假设全年可用率 80%，则单堆氢气年产量可达约 4.5 万吨。若 2050年 2 亿千瓦压水堆核电均具

61、备制氢能力，则核电制氢年产量可达 756 万吨。对于高温气冷堆，考虑 1500MWth 级高温气冷堆，假设其热量全部用于制氢，可实现的制氢速率为 6kg/s，假设全年可用率 80%，则单堆氢气年产量可达约 15 万吨。若 2050年我国能够投产 20 台高温气冷堆专用制氢站，则年产氢量可达 300 万吨。即到即到 2050 年，核能制氢预计可实现氢气年产量约年，核能制氢预计可实现氢气年产量约 1000 万吨，能够满足我国约万吨，能够满足我国约 1/6 的的氢气需求，这将使得核能制氢成为最重要的氢气来源之一。氢气需求，这将使得核能制氢成为最重要的氢气来源之一。但考虑其他减碳技术路线的竞争，氢能市

62、场的规模还存在不确定性，氢能需求可能不及预期，同时核能制氢技术，尤其是电解制氢技术的成熟度及成本下降速度存在很大不确定性。这些因素可能影响最终核能制氢应用的规模和前景。02000400060008000400020202030204020502060氢能需求量（万吨）年度产业研究报告 P.21 请仔细阅读本报告末页声明请仔细阅读本报告末页声明 3.核能供热核能供热 3.1 采用核能供热是满足北方地区清洁供暖需求的重要路径采用核能供热是满足北方地区清洁供暖需求的重要路径 我国北方供热地区涉及 15 个省、自治区和直辖市，覆盖了约 70%的国土面积。由于这些地区冬季室外温度低

63、，持续时间长，供热是当地居民冬季生活的刚性需求。随着社会经济的发展以及人民生活水平的提高，北方供热地区城镇供热面积也呈现快速增长的趋势，供热能耗也占到北方供热地区建筑能耗总量的 50%以上。目前北方地区主要的供热形式为大型燃煤机组热电联产供热和区域锅炉房热源厂供热，占全部供热面积的 95%以上。电供热、燃气供热、生物质供热等低碳能源供热占比不足5%。据清华大学建筑节能中心测算，2018 年北方城镇供暖能耗为 2.12 亿吨标煤、碳排放量约为 5.5 亿吨，占全社会碳排放 5%以上。可以说，供暖行业碳减排的增长空间最大，减排形势也最急迫。核能是清洁、低碳、高效的能源。相比化石能源等其他供暖形式，

64、核能有着明显的清洁低碳优势。核能供暖是指以核能为热源，通过换热站进行多级换热，最后经市政供热管网将热量传递至最终用户的城市集中供暖方式。用户与核能机组之间采取多重隔离屏障，在换热过程中，只有热能的传递，不存在介质的直接接触，可确保供暖安全。2017 年12 月出台的北方地区冬季清洁取暖规划（20172021 年）明确了核能作为清洁供暖能源之一，提出研究探索核能供热，推动现役机组向周边供热，安全发展低温泳池堆供暖示范。目前，全世界 400 余台在运核反应堆中有超过 1/10 的机组已实现热电联供，且已累计了约 1000 堆年的安全运行业绩。我国目前也已在山东海阳核电、辽宁红沿河核电、浙江秦山核电

65、开展了核能供暖应用。随着清洁供暖行动的推进，核电项目为居民供热将成为北方新建核电机组的标配选项。3.2 核能供热的主要技术路线核能供热的主要技术路线 3.2.1 核电机组热电联产供暖核电机组热电联产供暖 技术原理技术原理 核电机组热电联产供暖是抽取核电机组二回路高温蒸汽作为最初热源，经过多级换热后，作为城市供热热源（图表 19）。核电机组热电联产技术路线成熟，在寒冷、供暖期长的欧美部分地区已成功实施多年，成熟性、安全性、经济性已经得到验证。对比同等规模热电联产火电机组运行时所需要的煤炭的价格及运输成本，核电厂核燃料成本相对较低，可以以较低的成本为热网提供热源。产业研究报告 P.22 请仔细阅读

66、本报告末页声明请仔细阅读本报告末页声明 图表19：核电机组热电联产示意图 资料来源：AP1000 核电机组核能供热示范项目综合评价，长城证券产业金融研究院整理 示范项目示范项目 海阳核能供热项目是我国第一个投运的商用示范项目。项目一期工程采用海阳核电 1 号机组作为热源，从机组二回路抽取蒸汽，通过多级换热后，经市政管网将热量传递至最终用户。图表20：海阳核电清洁供暖工程发展规划 资料来源：山东核电，长城证券产业金融研究院整理 海阳核电核能供热一期工程（31.5MW）2019 年 11 月 15 日正式投运，替代海阳市丰源热力公司 29MW 燃煤供热锅炉，供热面积 70 万 m2，实现了向海阳市

67、周边 7000 余户居民清洁供暖。运行两个供暖季以来，节省原煤 3.2 万吨，减排二氧化碳 5.5 万吨。二期工程（202.5MW）于 2021 年 11 月 9 日投运，供暖面积 450 万 m2，向海阳市主城区供暖。三期工程尚在工程实施阶段，计划通过对海阳核电厂 2 号机组进行抽气改造，实现跨区域清洁供热，供热负荷可达 900MW，计划于 2023 年 11 月 15 日具备供热条件。项目投运后，核电机组热效率将由当前的 36.69%提升至 55.9%，与集中供热锅炉相比，预计每个供暖季可减排二氧化碳 107 万吨。位于浙江省的秦山核电厂已完成第一阶段 4000 余家居民供暖建设，后期项目

68、将逐步覆盖超过 400 万平方米的供热需求。2022 年 11 月 1 日，辽宁红沿河核电厂核能供暖示范项目正式投运供热，覆盖大连市瓦房店红沿河镇，规划供热面积 24.24 万平米，最大供热负荷为 12.77MW。产业研究报告 P.23 请仔细阅读本报告末页声明请仔细阅读本报告末页声明 从终端热价看，海阳核电厂核能供热二期项目建成后，地方政府和核电厂业主给与核能供热价格一定补贴和政策支持，使得海阳城区的取暖费从原有的 22 元/平方米降到 21元/平方米，每平米下降 1 元。从社会效益看，海阳实施的核能供热项目，取代了周边 12 台燃煤锅炉机组，每年可节约 2.32 万 t 标煤，减排 222

69、 t 烟尘、382 t 二氧化硫、362 t 氨氧化物以及 6 万 t 二氧化碳，对节能减排、改善环境作用显著。热价的降低也为当地居民带来实际利益，取得了良好的社会反响。3.2.2 供热专用小型堆供热专用小型堆 供热专用小型堆是以纯供热为目的建造的低温核供热反应堆，在供暖期内以供热方式运行，在非供暖期内停运，或考虑经济性也可以用于其他工业应用。这种形式的反应堆由于不需要发电，可以采用较小功率和更低参数的设计，这使得供热专用小堆能够提高安全性，降低建设投资，可以靠近大城市居民区建造，缩短输热距离，减少热损失。小堆可进行专门的设计，从而低成本满足供热需求。在热力学参数上，由于居民供热仅需要 100

70、左右的热水，基本现阶段常见的小堆技术都可满足供热要求。考虑技术成熟度、成本等方面因素，通常认为低参数的水冷堆最为适宜用于居民供热。在功率规模上，集中供暖热力供应集中度较高，即使区域性的供暖市场规模也远远超过小型堆的容量，不存在消纳问题，但也要考虑容量备用问题，通常认为百兆瓦级小型堆具有较好的匹配度。供热小堆目前以采轻水堆技术为主。目前，中核集团，中广核集团，国家电投集团均推出了供热专用小堆设计方案，均已完成工程设计。国家电投采用一体化供热堆技术的黑龙江佳木斯项目可研阶段“两评”报告通过初审；受政策因素影响项目调整至山东海阳，已于 2022 年 6 月底完成初可研评审。中广核在贵州玉屏规划建设

71、6 台热功率 200MWt 的 NHR200 小型压水堆，2020 年 12 月获得能源局批复函。中核集团在辽宁徐大堡核电厂址规划建设一台 20 万千瓦池式低温供热堆，2018 年启动“两评”报告评审；在吉林辽源规划建设一台 40 万千瓦池式低温供热堆，2021 年 6 月获得能源局批复函。图表21：小型堆规划项目型号汇总 型号名称 功率 类型 研发单位 现状 ACP100 125MWe 压水堆 中核集团 海南昌江，在建 CAP200 200MWe 压水堆 国家电投集团 初步设计 DHR400 400MWt 常压低温池式堆 中核集团 初步设计 NHR200-II 200MWt 压水堆 清华大学

72、 初步设计 HTR-PM 210MWe 高温气冷堆 清华大学 山东石岛湾，试运行 资料来源：中核集团官网、国家电投集团官网，清华大学官网，长城证券产业金融研究院整理 3.3 核电热电联产能够部分取代现有燃煤供热机组核电热电联产能够部分取代现有燃煤供热机组 我国 60%以上的地区、50%以上的人口需要冬季供热。2018 年中国居民取暖市场规模预计 2595 亿元，供暖面积 867783 万 m2，预计未来 5 年市场的增长率为 5%，市场规模将达到约 3324 亿元，供暖面积将达到 1102159 万 m2，有着较大的发展空间。但核电机组热电联产通常需根据现有机组的分布情况确定供暖服务范围。由于

73、长距离输热经济性欠佳，通常供热范围仅能覆盖核电厂 100km 内的地区，因此服务对象通常为北产业研究报告 P.24 请仔细阅读本报告末页声明请仔细阅读本报告末页声明 方沿海省份距离核电厂较近的大中城市。通常 120 万千瓦级核电机组能够提供的供热功率约为1000MWth，能够覆盖供暖面积约2000 万 m2。据住房和城乡建设部发布2021 年中国城市建设状况公报统计，2021年供热面积最多的是山东 15.93 亿平米，辽宁 13.28 亿平米，河北 8.78 亿平米。即一个包含 6 台百万千瓦级核电机组的核电基地，能够提供约 1.2 亿平米的供暖面积，相当于山东省约 7.5%，或辽宁省约 9%

74、的供热面积。核能供热专用小型堆则具有布置灵活的特点，可根据用户规模和需求类型灵活定制，理论上能满足更广泛用户的需求。但供热专用小型堆发展受到技术成熟度、成本、行政审批、内陆核能发展政策等方面的限制，短期内大规模部署面临较大困难。产业研究报告 P.25 请仔细阅读本报告末页声明请仔细阅读本报告末页声明 4.其他应用其他应用 核能其他综合利用领域包括工业供汽、海水淡化、制冷等应用领域，目前大多处于方案设计或试验验证阶段，尚未开展大规模应用，其技术成熟度、经济性仍有待验证。但随着我国清洁用能水平的不断提升，核能有望为这些应用场景提供规模化的清洁用能。相关技术也能够与核能结合形成综合供能系统，以进一步

75、提升核能综合供能系统的稳定性、可调节性和经济性。但这些应用领域通常需要核电厂周边区域有规模化的用户需求，作为消纳保障。4.1 工业供汽工业供汽 工业蒸汽是工业生产中不可或缺的重要热源。随着我国工业总产值的增加、不同子行业的发展、能源利用技术的进步等因素的综合作用下，工业蒸汽的需求将会保持稳定与平衡的增长态势。工业供汽将成为核能应用的下一个重要方向。在碳达峰碳中和与能源转型大背景下，在核电机组覆盖区域利用核能替代化石能源热源，是推动工业用汽清洁低碳化的有效途径。核能供汽是利用核电厂热量，解决石化产业用汽需求，降低综合能耗和消除环境污染的一种新途径。主要是从核电机组二回路抽取蒸汽作为热源，经过多级

76、换热，最后经工业用汽管网将热量传递至用户端。不同工业行业对蒸汽参数要求不一，通常包括：低温低压蒸汽，压力1.6MPa，温度180250；中温中压蒸汽，压力 34MPa，温度400；高温高压蒸汽，压力10MPa，温度500。低温低压蒸汽需求最广，主要应用领域包括化工、制浆造纸、食品饮料、医药制造、服装制造等。高温高压蒸汽售出价格较高 工业蒸汽市场体量庞大，涉及化工、医药、食品等多种行业，核能供汽需要与周边的用汽负荷协同，以服务周边用汽企业或工业园区为起点，逐步形成以核电基地为中心的用汽产业或园区，带动周边协同经济发展。在技术方面，大部分压水堆核电厂可满足低压蒸汽的参数需求，在额外配置增温增压装置

77、后，可以满足中高压蒸汽的需求，但需要结合用户对于蒸汽工质和温度要求进行匹配性设计。示范项目上，田湾核电蒸汽供能项目是核能供汽首个示范项目。连云港石化产业基地与田湾核电紧邻，是我国沿海地区规划建设的七大石化产业基地之一，能够为核能供汽提供足够消纳空间。示范项目以田湾核电二期工程 3、4 号机组蒸汽作为热源，将蒸汽输送至连云港石化产业基地进行工业生产，总投资 7.3 亿元，建设周期 24 个月，预计 2023年底投产供汽。项目建成后，每年可为连云港石化基地提供 480 万吨工业蒸汽，可实现每年减少燃烧标准煤 40 万吨，能够每年为石化基地节省 70 多万吨碳排放指标。此外，连云港西掫山核能供汽项目

78、也已启动前期工作。项目将采用压水堆和高温气冷堆联合供汽的方式，远期供应能力有望满足连云港石化产业基地的全部蒸汽需求。产业研究报告 P.26 请仔细阅读本报告末页声明请仔细阅读本报告末页声明 4.2 海水淡化海水淡化 海水淡化即利用海水脱盐生产淡水。海水淡化技术主要分为两类，一类是通过加热得到蒸汽，再使蒸汽冷凝得到蒸馏水；另一类是使用压力泵给水通过半透膜，过滤得到淡水。核能海水淡化，可以利用现有在运核电厂的电能和热能，驱动海水淡化设施，以热电联产模式运行；也可以根据具体需求，研发建造适用于海水淡化等领域的多用途先进核能系统。核能海水淡化，能够作为我国加强能源应急能力建设、应对重大突发事件的优先选

79、项。在山东、浙江等条件较好的地区建设核能海水淡化示范工程，有助于积累建造运行经验，创造新商业模式。根据国际原子能机构(IAEA)的报告，核能海水淡化形成产业规模后，成本约为 0.47 美元/立方米0.5 美元/立方米，而对应使用化石能源海水淡化，成本约为 0.77 美元/立方米0.8 美元/立方米，核能海水淡化具有显著的经济优势和清洁无污染的环保优势。国内的辽宁红沿河核电厂、浙江三门核电厂、江苏田湾核电厂等均配套有用膜法制水的海水淡化项目，但主要目的是用于解决厂区生产用水。例如，辽宁省红沿河核电厂已实现利用核电厂余热进行海水淡化，为核电机组提供冷却水，产能为 10080 立方米/天。山东海阳核

80、电厂 2021 年投运了“水热同产同送”科技示范工程，通过抽取海阳核电机组的蒸汽和余热，驱动水热同产装置，将海水直接变成满足饮用水标准的 95淡水，向居民用户供应。项目首次实现了源侧的水、热同步产出与供给。核能水热同产同送与仅供热不产水的核能供热系统耗能相当，但可以生产副产品淡水，能够实现“零能耗”制水。该示范工程供能面积 1 万平方米，每日可提供饮用水 120 吨。产业研究报告 P.27 请仔细阅读本报告末页声明请仔细阅读本报告末页声明 5.核能综合能源供应系统核能综合能源供应系统 以核能为核心的综合能源供应系统，是将各类单一供能形式进行整合，以核反应堆提供的大容量清洁电力、热力为中心，配置

81、多种二次能源生产装置，结合储热、储电等能量存储设施，为用户提供电力供应、清洁供暖、工业供汽、用户供水、氢气（氨、甲烷等）等多种能源产品。在该系统中，能源输入-转换-输出-供给系统能够实现协同运行、管理与控制，以满足用户对电、热、气、冷等多种类能源消费的需求，实现各类能源的互补以及能量梯级利用，从而提高能源利用率，提升系统灵活性，提供多元能源品种输出。5.1 核能综合能源供应系统的构成和特点核能综合能源供应系统的构成和特点 我们认为，典型的核能综合能源供应系统包括能源生产模块、能量转化模块、能源存储模块、能源消费用户等环节（图表 22）。图表22：核能综合能源系统示意图 资料来源：中核集团官网、

82、中广核集团官网、长城证券产业金融研究院整理 供能模块包括核反应堆、配套光伏、风电、燃气轮机等，以及低电价时来自电网的电力作为供能来源，为系统输入热能、电能；能量转换模块包括汽轮机-发电机、制氢、制热等装置，将核反应堆及其他供能装置提供的能量转化为电力、热力、氢能等能源产品；能量存储模块包括储热、储电、储氢等能量存储装置，为系统在外部负荷较低时提供能源存储能力，实现能量在时间和空间上的转移，储存的能量既可以作为能源转换模块的能量输入（如储热发电、储氢发电），又可向能源用户直接供应能源产品；能量用户则包括各类电力、热力、氢能等能源产品的消费单元。相比各类单一利用形式，核能综合能源供应系统的关键在于

83、能源存储模块的加入。对热力、电力、氢能等能源载体的存储，使得系统具备了更好调节能力。多样化的能源转化模块，能够根据用户侧负荷的变化，灵活调节各类能源产品的生产份额，同时能源存储模块能够实现能源产品的平滑输出，在供能模块功率和供能配比发生波动时，保证能源产品输出的稳定。这使得核能综合能源供应系统具备了更好的运行灵活性，更优的运行经济性，更高的能量利用效率。5.2 核能综合能源供应系统典型案例核能综合能源供应系统典型案例 随着新型电力系统对于灵活性调节能力需求的提升，挖掘核电厂的调节能力，为电网提供更多灵活性资源，同时提升核电厂收益水平，已成为核电厂未来发展必须要解决的问产业研究报告 P.28 请

84、仔细阅读本报告末页声明请仔细阅读本报告末页声明 题。这一问题在美国核电发展中正愈加突出。美国部分区域核电发电量占比超过 20%，同时由于廉价的天然气和风电、光伏等新能源电力的冲击，核电在电力市场中的盈利能力正不断下降。美国能源部和国家实验室等机构已开展了大量通过核能综合利用提升运行灵活性的研究。其中美国能源部提出的核能-可再生能源耦合能源系统（Nuclear-Renewable Hybrid Energy Systems,N-R HES)和 MIT 的核能-储热耦合系统是两个典型代表。5.2.1 核能核能-可再生能源耦合能源系统（可再生能源耦合能源系统（N-R HES）N-R HES 系统由美

85、国能源部提出，旨在通过将核能与可再生能源耦合，向用户提供多种能源产品，提升核电厂的灵活性和可再生能源的消纳能力。N-R HES 系统具备动态响应能力，能够根据电网及用能用户的需求，动态控制系统资源，控制热能和电能的产出份额，为电网提供灵活性响应资源。N-R HES 系统的模块组成可以根据用户的不同需求进行差异化配置，但通常来讲包括以下部分：用于供给热能的核反应堆 用于热电转换的汽轮机-发电机系统 一种或多种可再生能源 一种或多种能源转化装置，能够将热能、电能转化为其他能源商品（氢、氨、水或其他能源载体或能源商品）在此基础上，N-R HES 系统可根据所处地区资源禀赋、负荷特征、用户需求、能源电

86、力市场等具体情况，采取不同的配置模式，以实现其供能优化和经济效益最大化。制氢是其中最重要的模块，氢气因其具备可存储和可调配能力，在 N-R HES 系统中扮演了能量存储和转移的作用，是 N-R HES 系统输出的最为重要的能源产品。N-R HES 系统的开发进程也与美国能源部可再生能源实验室发起的“大氢能（H2Scale）”计划有密切的联系。N-R HES 研究建立了系统灵活性分析模型，对 N-R HES 系统的运行情况进行模拟。虚拟系统以 300MWe 的核电厂为主体，按照平均负荷需求两倍配置风电装机，同时系统配置了燃气发电机组、制氢厂、电储能设施。各类设施的容量综合考虑了历史需求曲线、电力

87、和能源价格、风电出力预测等因素，以实现最小供能成本为目标进行配置。系统以优先保障风电消纳作为运行目标，系统净负荷（总负荷减去风电出力）决定了系统各个模块的出力份额。产业研究报告 P.29 请仔细阅读本报告末页声明请仔细阅读本报告末页声明 图表23：一周时间内 N-R HES 系统功率随净负荷变化情况 资料来源：U.S.Research&Development Status for Integrated Nuclear-Renewable Energy Systems 长城证券产业金融研究院整理 上图展示了模拟的 N-R HES 系统输出功率随净负荷变化的情况，其中净负荷曲线（黑色折线）由区域风

88、电历史出力数据和历史负荷数据确定。核反应堆产生的热能用于发电（蓝色柱）和制氢（棕色柱），其中制氢耗能由于不进入电网配送，在图中由负值表示。此处假设制氢设施具备出力调节能力，但其运行功率不能低于某一最小功率。天然气发电出力（红色柱）用于满足净负荷高峰期的用电需求。此外，电池的充放电（绿色柱）能够为系统提供额外灵活性调节能力，在负荷高峰放电，在负荷低谷与制氢设施一起消纳无法进入电网的电力。由模拟结果可以看出，在 N-R HES 系统中，核反应堆能够始终以较为稳定的功率运行，其产生的能量可在发电设施、制氢设施、电储能设施中进行分配，以实现对于风电消纳的支持，使得在不牺牲反应堆运行经济性的同时，系统灵

89、活性显著增强。在模拟分析的基础上，爱达荷国家实验室（INL）建设并运行了 N-R HES 系统的试验设施。该设施名为动态能源耦合输运试验台（A Dynamic Energy Transport and Integration Laboratory,DETAIL），其系统流程图如下所示。图表24：DETAIL 试验系统流程图 资料来源：U.S.Research&Development Status for Integrated Nuclear-Renewable Energy Systems 长城证券产业金融研究院整理 产业研究报告 P.30 请仔细阅读本报告末页声明请仔细阅读本报告末页声明 D

90、ETAIL 包含了虚拟核能供热模块、可再生能源发电模块、储能模块、制氢模块、用能模块，用于对综合能源系统中热、电、氢等各能源载体的多元转化和调配过程进行展示和测试。DETAIL 试验装置各类模块已开始分批建设，部分模块已开始运行测试。下图展示了现阶段 DETAIL 试验装置的实景布置。图表25：DETAIL 试验实景布置 资料来源：U.S.Research&Development Status for Integrated Nuclear-Renewable Energy Systems 长城证券产业金融研究院整理 5.2.2 MIT 核电多能互补系统核电多能互补系统 美国 MIT 提出了具备

91、储热能力的核电多能互补系统。该系统以核能发电为中心，配置储热系统存储反应堆热能，结合风力光伏发电，提升发电机组调节能力，并进行高温制氢和供应工业用热，同时配备电-热转化模块。当电力负荷需求降低时，反应堆蒸汽进入储热模块，同时可利用低价电力为储热模块加热；当电力负荷需求高峰时，反应堆和储热系统可同时提供蒸汽推动汽轮机发电。在该套系统中，储热模块成为了为系统提供灵活性和能量存储能力的核心。储热模块所采用的材料（碎石、热油、熔盐、水等）价格远低于电池材料，能够为综合能源系统提供更好的经济性，其系统规模也可以较为容易地达到数百兆瓦时量级。图表26：MIT 多能互补系统流程示意图 资料来源：MIT-Ja

92、pan Study:Future of Nuclear Power in a Low-Carbon World:The Need for Dispatchable Energys 长城证券产业金融研究院整理 产业研究报告 P.31 请仔细阅读本报告末页声明请仔细阅读本报告末页声明 5.3 核能综合能源供应系统发展展望核能综合能源供应系统发展展望 随着我国新能源装机占比不断提高，电力系统对于核电灵活运行的需求正不断升高。目前我国核电机组已开始探索能够实现能量梯级利用的运行模式，但目前核电与其他单一应用方式耦合难以实现核电灵活性的提升，未来核电会向着形成综合能源供应系统的方向演进。由国内外已有研究

93、可以看出，核能综合能源供应系统是多种技术的耦合，所涉及的各类技术总体上较为成熟，具备由实验室阶段向小规模示范应用转化的可行性。随着储能设施、制氢设施的技术成熟和成本下降，其规模化应用的商业价值和社会价值将愈加凸显。公众接受的角度来讲，通过与氢能、可再生能源的整合，核能综合能源供应系统能够从一定程度上改变公众对于核能的固有印象，核能制氢加氢、核能供暖供冷等应用形式也能够使得核能更加贴近人民群众生活，提升发展核能的公众接受度，增强地方政府接纳核能的积极性。产业研究报告 P.32 请仔细阅读本报告末页声明请仔细阅读本报告末页声明 6.核能综合能源供应系统应用核能综合能源供应系统应用设想：海南综合能源

94、岛建设设想：海南综合能源岛建设 核能综合能源供应系统能够极大助力区域电力系统、能源系统的碳中和进程。本部分以海南省为例，分析了核能综合能源供应系统在提升区域电力系统调节能力、提供多样化零碳能源产品上的作用。在此基础上，为海南省能源系统碳中和提出了指引路径，预测通过引入核能综合能源供应系统，海南省能够在2030 年形成清洁能源为主的能源体系，2035 年建成深度减碳的能源体系，2040 年实现能源系统碳中和，建成零碳能源岛。相关分析结论在山东、福建等核电基地覆盖的地区也同样具有参考意义。6.1 海南能源消费现状：以化石海南能源消费现状：以化石燃料为主，减碳压力较大燃料为主，减碳压力较大 海南一次

95、能源消费中，化石燃料占比达到 82%以上，减碳压力较大。根据海南省统计局2021 年统计数据，全省一次能源消费中，煤炭消费占比 30.94%，石油消费 31.19%，天然气消费占 16.10%，一次电力（核电、水电、风电、光伏发电）占比为 17.38%。图表27：海南省 2020 年一次能源消费结构 资料来源：海南省统计局 2021年统计年鉴，长城证券产业金融研究院整理 海南电力装机结构以煤电、气电和核电为主。截至 2021 年底，海南全省总装机容量约1042 万千瓦，其中煤电占比 33%，气电占比 15%，核电占比 13%，太阳能发电占比14%，水电占比 9%，风电占比 3%，生物质及其他占

96、比 7%。图表28：海南 2021 年电力装机结构 资料来源：海南省统计局 2021年统计年鉴，长城证券产业金融研究院整理 产业研究报告 P.33 请仔细阅读本报告末页声明请仔细阅读本报告末页声明 6.2 海南能源转型目标：建设清洁能源岛海南能源转型目标：建设清洁能源岛 海南省十四五规划指出，要建设清洁能源岛，大力推进产业，能源和交通运输结构绿色低碳转型，大幅提高可再生能源比重。海南清洁能源岛发展规划提出，至 2025 年，初步建成清洁低碳、安全高效的能源体系，海南清洁能源岛初具规模，清洁能源消费比重达到 50%左右，清洁能源发电装机比重达 85%。至 2035 年，能源清洁转型基本实现，清洁

97、能源消费比重达到 81%左右，清洁能源发电装机比重达 94%。2022 年 8 月 22 日，海南省人民政府印发海南省碳达峰实施方案的通知，提出着力优化能源结构，大力发展风、光、生物质等可再生能源，高效安全、积极有序发展核电，不断提高非化石能源在能源消费中的比重。建立制氢、储运氢及用氢的全产业链，在海岛开展多类型新能源集成利用示范。加快推进昌江核电二期、昌江多功能模块化小型堆科技示范工程建设，适时推进浮动堆示范建设和新建核电项目选址工作。到 2025 年，新增光伏发电装机 400 万千瓦，投产风电装机约 200 万千瓦，非化石能源发电装机比重达55%。到 2030 年，非化石能源资源充分开发利

98、用，发电装机比重达 75%，低碳能源生态系统初具规模。6.3 海南省清洁能源资源匮乏，利用核能是实现碳中和的重要路径。海南省清洁能源资源匮乏，利用核能是实现碳中和的重要路径。海南省清洁能源资源较为匮乏。全省陆上风电开发潜力仅为 130 万千瓦，海上风电 425万千瓦，但海域水深较大，开发经济性欠佳。太阳能理论装机容量为 2525 万千瓦，经济可开发量较低，且以分布式为主。水电资源储备量仅为 103.9 万千瓦，已基本开发完毕。海南拥有较为完备的天然气基础设施，同时距离南海油气资源近，发展燃气发电具有一定优势，但我国天然气价格较高，同时对外依存度高，发电成本受气价波动影响大，会显著推高电力价格，

99、且天然气发电仍有较大碳排放。总的来看，海南各类清洁能源禀赋无法满足能源系统碳中和需求。因此，建立以核电为主体的清洁电力供应体系，在用能终端实现电力替代化石能源，是海南实现碳中和的主要路径。昌江核电基地规划 4 台压水堆核电机组和 1 台小堆机组，容量约 380 万千瓦，且具备继续扩建 2 台机组条件。儋州市红沙顶厂址和龙门厂址已完成勘察，新建核电项目具备落地基础。全岛具备 18 台百万千瓦级核电机组的装机潜力。6.4 核能综合能源供应系统助力全岛减碳进程核能综合能源供应系统助力全岛减碳进程 可调节火电的退出，以及核电、风电、光伏在电力结构中比例的升高，将使得海南电网对于灵活性调节资源的需求进一

100、步提升。在核电占比较高的条件下，核电机组难以保持满功率发电运行，需要深度参与调峰，其安全性和经济性都将受到显著影响。昌江核电一期工程两台 65 万千瓦机组 2016 年投产之初曾降功率运行，直到 2016 年底琼中抽水蓄能电站投运后，昌江核电一期机组才实现满功率运行。昌江核电二期的两台华龙一号机组将面临类似问题。通过对核电机组的综合利用，在发电的同时，配置储热、电储能等能量存储装置，同时与制氢储氢、供热供汽、供冷、海水淡化等设施耦合，实现多种能源产品的按需输出和实时调配，将能够极大提升核电灵活性调节能力，显著提升核电机组经济性，增强海南省电力系统的稳定性，减少电网灵活性资源投资，降低电力系统碳

101、排放。设想基于昌江核电 2 台华龙一号机组构建核能综合能源供应系统，系统包含装机容量为240 万千瓦的核电机组，配备核电额定容量30%的制氢储氢能力，30%储热能力，20%产业研究报告 P.34 请仔细阅读本报告末页声明请仔细阅读本报告末页声明 电力储能，能够实现在反应堆满负荷运行的同时，提供额定功率 80%的深度调峰能力。在用电高峰期间，240 万千瓦核电机组满功率发电，并通过储热、储电装置额外提供 50%（120 万千瓦）尖峰容量，实现双向调节。除电力外，系统每年可生产氢气 9 万吨，供应省内燃料电池汽车和工业用户，支持交通和工业部门的降碳。同时具备向海南省西部地区化工基地供热供汽的能力。

102、6.5 海南能源系统海南能源系统 2040 年实现碳中和年实现碳中和路径路径 在海南能源系统碳中和路径下，核能将成为海南省主要能源来源，9 台核电机组（昌江核电 1-6 号机组、小堆示范工程 1 号机组，新建项目 2 台机组）通过综合利用承担全岛大部分能源供应。风电、光伏发电装机根据资源开发难度进行有序开发。煤电机组 2030年前退出，天然气机组逐步减少，以承担灵活性调节功能为主。图表 29 给出了2030/2035/2040 年海南省电力装机容量预测。图表29：海南省 2040 年能源系统碳中和路径下电力装机容量估算 单位：万千瓦 年份年份 煤电煤电 气电气电 水电水电 核电核电 风电风电

103、太阳能太阳能 生物质及其他生物质及其他 总计总计 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 资料来源：海南省统计局 2021年统计年鉴，长城证券产业金融研究院整理 在上述构想下，海南省将能够遵循以下路径，有望在 2040 年实现能源系统碳中和。2030 年，建立以清洁能源为主的能源体系。昌江核电 3、4 号机组和小堆示范工程投产，核电装机容量达到 383 万千瓦。风电机组装机 250 万千瓦，光伏发电装机 600 万千瓦，天然气发电装

104、机 580 万千瓦。煤电机组全部退出。2035 年，形成深度减碳的新型能源体系。昌江核电扩建工程 5、6 号机组投产发电，核电装机容量达到 623 万千瓦。风电机组装机 400 万千瓦，光伏发电装机 700 万千瓦。天然气发电装机 280 万千瓦，主要发挥灵活性调节作用。昌江核电综合能源供应系统在保证基荷运行的同时，承担主要调峰作用，能够为电网提供近 600 万千瓦双向调峰能力，占最大负荷 30%，同时具备综合供能能力，4 台百万千瓦级核电机组能够年产氢气 18万吨，并向海南（昌江）清洁能源高新技术产业园、海南东方工业园化工基地供汽。全岛电力供应充裕，能够每年向南方电网输送盈余电力 30-50

105、 亿度。交通出行以电动车和氢能车为主。氢能替代化石燃料成为主要工业原料。2040 年，实现能源系统碳中和，建成零碳能源岛。西部新建核电项目 2 台百万千瓦级机组投产发电，在运核电机组达到9台，装机容量达到843万千瓦，核电发电占比达到65%。核能综合利用系统年产氢气 27 万吨，并为岛内工业生产和居民生活提供热、冷、淡水等各类能源产品。保留约 100-200 万千瓦天然气机组，配置 CCUS 设施，用于调峰和备用。零碳能源岛全面建成，全岛实现电气化转型，一次电力占全岛一次能源消费的 90%以上（图表 30），化石能源仅在少数无法实现电能替代的场景中使用，占比降至 10%以下。通过生态系统碳汇和

106、工业固碳设施，基本实现全岛能源系统净零排放。图表30：2040 年海南省一次能源消费结构预测 产业研究报告 P.35 请仔细阅读本报告末页声明请仔细阅读本报告末页声明 资料来源：中关村储能产业技术联盟，长城证券研究院 产业研究报告 P.36 请仔细阅读本报告末页声明请仔细阅读本报告末页声明 7.核能综合利用面临的问题与挑战核能综合利用面临的问题与挑战 核能综合利用技术水平和经济性对规模化应用支撑不足核能综合利用技术水平和经济性对规模化应用支撑不足 以核电厂为中心的核能供应单元，是核能发电与各类储能、供能技术的深度整合，因此，提升核能综合利用水平依赖各类供能系统的技术进步和成本下降。在综合利用的

107、供能环节，核能制氢技术尚不成熟，反应堆热能与制氢用能尚未实现高效耦合，制氢成本依然较高；储能环节，大规模储热技术、长时储能技术、储氢技术尚处于技术迭代阶段；在输运环节，长距离输热供汽、氢气运输等技术亟待攻克，尚难以支持核能综合利用的大规模商业推广。供能单元与用户的地理和规模错配导致核能综合利用消纳困难供能单元与用户的地理和规模错配导致核能综合利用消纳困难 核能综合利用的主要用户是居民用热和工业用能。在居民用热领域，现有核电厂址通常距离中心城市较远，接入城市供能体系需要更多基础设施投入。在工业供能领域，现有工业基地通常在相邻区域配套供热、供电设施，已建立完备的供能体系，核能接入工业供能体系同样需

108、要新的能源管网等基础设施投入。此外，新增工业基地建设与核电建设缺乏统一规划，工业基地与核电厂无法做到毗邻布置，加大了核能供能的消纳难度和消纳成本。核能综合利用产业发展对核安全审评要求不断提升核能综合利用产业发展对核安全审评要求不断提升 我国实行核安全许可证制度，由国家核安全监管部门在安全审评基础上，颁发许可证书，批准核设施（核电厂）选址、建造、调试、运行和退役各阶段特定活动。国际上目前对传统大型压水堆核电厂已经建立了一套较完整的核安全要求，我国也已基本具备了完备的核电厂安全审评技术和法规体系。但现有安全审评体系主要针对传统大型压水堆核电厂所建立，与设计方案密切相关。随着核能综合利用水平的深入，

109、能源转化装置与现有核电厂将更加紧密耦合，核安全法规和安全审评技术可能无法满足核能综合利用的发展需求。在小型堆安全审评方面，近年来随着我国小型堆的不断发展，相关核安全审评法规和技术正不断完善，但未来随着小堆技术的多元化和各类专用堆型的推出，或将出现“专堆专审”的需求，使得项目审评工作更加复杂。核安全审评体系需要既满足产业的多元化发展，又要确保核安全水平，这将对核安全审评提出跟高要求。健全的电力市场和碳市场尚未形成，核能清洁低碳能源优势尚未凸显健全的电力市场和碳市场尚未形成，核能清洁低碳能源优势尚未凸显 通常认为，核电能够提供大规模稳定低碳清洁能源。但由于目前我国尚未建立完备的碳市场，核能绿色低碳

110、的属性难以转化成经济收益，导致用户端使用核能的意愿不足。同时，电力现货市场尚未形成规模，核电仍然以带基荷运行模式为主，电力系统对于核电参与电力调节和辅助服务的需求不足，通过核能综合利用为核电带来的灵活性提升还无法转化为现实收益。此外，随着近两年能源供应形势紧张，核电利用率不断提升，核电运营企业发电收益能够得到充分保障，自身对于核能综合利用发展的积极性和投入不足，也客观上制约了核能综合利用的发展。产业研究报告 P.37 请仔细阅读本报告末页声明请仔细阅读本报告末页声明 8.意见建议意见建议 基于目前核能综合利用产业发展面临的问题，我们认为我国核能产业应在压水堆核电的电解制氢、压水堆核电多能互补关

111、键技术等方面开展攻关，创新核电商业模式，拓展核能利用产业布局，同时充分利用我国在高温气冷堆技术和工程经验上的积累，在高温气冷堆制氢和综合利用上持续推进相关工作，推动我国建成具有鲜明特色和先进性的核电产业。具体来讲，可在以下几方面开展工作。开展与核反应堆深度耦合的高效制氢技术开发开展与核反应堆深度耦合的高效制氢技术开发 提前布局压水堆核能制氢技术研发，开展基于压水堆的固态氧化物电解池（SOEC）制氢技术开发。实现核电厂热能和电能的综合高效利用，提升核电厂的灵活性调节能力和跨季节能量调节能力。持续推进高温气冷堆制氢技术开发，充分发挥我国在高温气冷堆技术研发和工程经验上的优势，探索高温堆的技术创新和

112、应用创新路径。推进兆瓦级小规模核能制氢示范应用工程项目推进兆瓦级小规模核能制氢示范应用工程项目 基于现有压水堆核电项目和先进电解水制氢技术，推进压水堆兆瓦级电解制氢示范应用工程项目，为我国核电综合利用设立新标杆。利用核能制氢示范项目，向用户供应零碳氢能。联合海南、山东、福建等区域用氢企业，打造氢能交通、氢能工业示范项目，进一步展示核电在能源转型过程中的重要作用，提升核电助力地方经济发展和人民绿色低碳生活的良好形象。推动国家层面加强核能综合利用顶层设计，加强研发投入和政策支持推动国家层面加强核能综合利用顶层设计，加强研发投入和政策支持 推动行业主观部门加强核能综合利用的顶层设计，将核能综合利用纳

113、入国家和地区能源发展规划，适当超前布置基础设施，做好管网对接工作。加大科研投入，对核能综合利用涉及的基础科学和关键共性技术开展集中技术攻关。推动核能综合利用示范项目制定合理的价格机制，充分体现核能绿色低碳属性所包含的经济价值。加强产业规划整合，贴近核电设施规划用能产业加强产业规划整合，贴近核电设施规划用能产业 优化整合行业资源，联合国家相关部门和地方政府，统筹规划用能企业和核电厂毗邻布置，确保核能产生的热、电、氢等各类能源产品能够实现大规模就地消纳，提升核能的利用效率，降低工业用户用能成本。创新商业模式，探索核能综合利用新的商业化路径创新商业模式，探索核能综合利用新的商业化路径 充分发掘核能综

114、合利用各个环节的商业价值，在能源转化、能源储运输配等的非涉核环节引入社会资本，通过创新的商业模式和产品设计，实现风险分摊和收益共享，提升各参与方的积极性。产业研究报告 P.38 请仔细阅读本报告末页声明请仔细阅读本报告末页声明 9.相关公司相关公司 核能综合利用产业的发展与能源转型的进程密切相关，也与核能开发时序节奏有关，其投资风险和收益时间表可能与传统产业并不相同。目前核能综合利用已渐成气候，其产业的风口可能随着核能开发进程的提速而加快到来。建议投资者关注核电运行、综合能源服务、核能制氢、供热供汽、海水淡化等领域的研发、制造和集成相关公司，同时关注产业链上下游企业，关注核能综合利用系统需要的

115、多能互补、协同运行、电力灵活并网、优化、控制等环节的公司。主要上市公司包括：核电运行和综合能源服务：中国核电、中核科技、中国广核、中广核技、中国核建 核电设备：佳电股份、盈峰环境、海陆重工、东方电气、上海电气 核能制氢：东华能源、宝丰能源、阳光电源、兰石重装、先导智能 储热：西子洁能 10.风险因素风险因素 核能产业发展规模受技术和政策影响不及预期，核能综合利用需求不及预期，技术革新和成本下降速度不及预期，商业模式形成不达预期。产业研究报告 P.39 请仔细阅读本报告末页声明请仔细阅读本报告末页声明 免责声明免责声明 长城证券股份有限公司（以下简称长城证券）具备中国证监会批准的证券投资咨询业务

116、资格。本报告由长城证券向专业投资者客户及风险承受能力为稳健型、积极型、激进型的普通投资者客户（以下统称客户）提供，除非另有说明，所有本报告的版权属于长城证券。未经长城证券事先书面授权许可，任何机构和个人不得以任何形式翻版、复制和发布，亦不得作为诉讼、仲裁、传媒及任何单位或个人引用的证明或依据，不得用于未经允许的其它任何用途。如引用、刊发，需注明出处为长城证券研究院，且不得对本报告进行有悖原意的引用、删节和修改。本报告是基于本公司认为可靠的已公开信息，但本公司不保证信息的准确性或完整性。本报告所载的资料、工具、意见及推测只提供给客户作参考之用，并非作为或被视为出售或购买证券或其他投资标的的邀请或

117、向他人作出邀请。在任何情况下，本报告中的信息或所表述的意见并不构成对任何人的投资建议。在任何情况下，本公司不对任何人因使用本报告中的任何内容所引致的任何损失负任何责任。长城证券在法律允许的情况下可参与、投资或持有本报告涉及的证券或进行证券交易，或向本报告涉及的公司提供或争取提供包括投资银行业务在内的服务或业务支持。长城证券可能与本报告涉及的公司之间存在业务关系，并无需事先或在获得业务关系后通知客户。长城证券版权所有并保留一切权利。特别声明特别声明 证券期货投资者适当性管理办法、证券经营机构投资者适当性管理实施指引（试行）已于 2017 年7 月 1 日 起正式实施。因本研究报告涉及股票相关内容

118、，仅面向长城证券客户中的专业投资者及风险承受能力为稳健型、积极型、激进型的普通投资者。若您并非上述类型的投资者，请取消阅读，请勿收藏、接收或使用本研究报告中的任何信息。因此受限于访问权限的设置，若给您造成不便，烦请见谅！感谢您给予的理解与配合。分析师声明分析师声明 本报告署名分析师在此声明：本人具有中国证券业协会授予的证券投资咨询执业资格或相当的专业胜任能力，在执业过程中恪守独立诚信、勤勉尽职、谨慎客观、公平公正的原则，独立、客观地出具本报告。本报告反映了本人的研究观点，不曾因，不因，也将不会因本报告中的具体推荐意见或观点而直接或间接接收到任何形式的报酬。投资评级说明投资评级说明 公司评级公司

119、评级 行业评级行业评级 买入 预期未来 6 个月内股价相对行业指数涨幅 15%以上 强于大市 预期未来 6 个月内行业整体表现战胜市场 增持 预期未来 6 个月内股价相对行业指数涨幅介于 5%15%之间 中性 预期未来 6 个月内行业整体表现与市场同步 持有 预期未来 6 个月内股价相对行业指数涨幅介于-5%5%之间 弱于大市 预期未来 6 个月内行业整体表现弱于市场 卖出 预期未来 6 个月内股价相对行业指数跌幅 5%以上 长城证券产业金融研究院长城证券产业金融研究院 深圳深圳 北京北京 地址：深圳市福田区福田街道金田路 2026 号能源大厦南塔楼 16 层 邮编：518033 传真：86- 地址：北京市西城区西直门外大街 112 号阳光大厦 8 层 邮编：100044 传真：86-10-88366686 上海上海 地址：上海市浦东新区世博馆路 200 号 A 座 8 层 邮编：200126 传真： 网址：http:/