电力及公用事业-核能综合利用产业发展研究报告

请仔细阅读本报告末页声明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。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要保障，经济性已初步具备竞争力。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选项。以综合能源供应系统的形式利用核能，是远期核能利用的重要形式，也是构建新型能源体系对于核能利用的核心要求。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。作者分析师于夕朦相关研究1、《液流电池行业综述—行业名称：电力及公用事业》2023-03-232、《行业格局稳中有变，地方推动海风落地—风电》2023-03-22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。P.2请仔细阅读本报告末页声明内容目录 4 4 4 7 8 8 3.3核电热电联产能够部分取代现有燃煤供热机组 6.核能综合能源供应系统应用设想：海南综合能源 P.3请仔细阅读本报告末页声明图表目录 4 5 5 7 8 9 10图表8：核能制氢技术路线 11 13 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ΔNPV值 16 17图表15：四种不同核能制氢方案LCOH计算结果 18 18 19图表18：2020-2060年中国氢能需求量预测 20 22 22 23 27图表23：一周时间内N-RHES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 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 34图表30：2040年海南省一次能源消费结构预测 34P.4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1.1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我们预测，到2060年，我国光伏、风电、水电、核80%以上。风电和太阳能发电量占比则将从当前的9.5%增长至图表1：我国一次能源消费比例预测1.2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P.5请仔细阅读本报告末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（b）美国加利福尼亚州2020年5月日内负荷曲线资料来源：FlexibleNuclearEnergyforC因此，新型电力系统中，新能源成为主力电源，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动性和间通常用净负荷（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图表3：日内光伏发电接入前后电力系统供需平衡情况P.6请仔细阅读本报告末页声明整理当前，由于电力系统灵活性欠缺，我国仍然存在用热矛盾突出，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”）；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P.7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1.3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P.8请仔细阅读本报告末页声明1.4综合利用是核电提升灵活性调节能力重要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。法国核电机组多采图表5：法国核电机组日内调节运行曲线资料来源：NuclearEnergyforaNetZeroWorld，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-发电机的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，提供给各类终端用户，实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P.9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、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《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输入（氢气、氨、甲烷、淡水等）和能源输入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P.10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P.11请仔细阅读本报告末页声明2.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。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图表8：核能制氢技术路线资料来源：EvaluationofHydrogenProductionFeasibilityforaLightWaterReactorintheMidwest.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P.12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是通过电能给水提供能量，破坏水分子过程简单、无污染，制取效率一般在75%-85%。电解技术适用于可以得到廉价电能或者需要高纯氢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P.13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%KOHY23/Zr02PEM（常用Nafion）工作温度℃70-90700-100070-80电流密度A/cm21~21~100.2~0.4电解效率60-75%85-100%70-90%能耗kWh/Nm34.5-5.52.6-3.63.8-5.0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有无污染碱液、石棉无污染清洁无污染元/kW）400-6001000-1500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2.1.2高温热化学循环制氢的高温，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%~P.14请仔细阅读本报告末页声明2.2.1政策大量出台支持美国现役核电厂制氢应用长期以来，美国业界一直认为高温气冷堆由于具有较高的出口温度，更加适用于核能制展滞后，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。该项目研究的一能战略愿景报告，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/APS）高温电解管制市场电力+热力低温电解管制市场资料来源：EvaluationofHydrogenProductionFeasibilityforaLightWaterReactorintheMidwest.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P.15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：EvaluationofHydrogenProductionFeasibilityforaLightWaterReactorintheMidwest.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/kWh2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：EvaluationofHydrogenProductionFeasibilityforaLightWaterReactorintheMidwest.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，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.P.16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ΔNPV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kg228MedMedMed88资料来源：EvaluationofHydrogenProductionFeasibilityforaLightWaterReactorintheMidwest.长城证券产业金融研究院整理结果表明，在各类场景下，ΔNPV均为正值，即核电厂与2.3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平准化制氢成本（LevelizedCostofHydrogen,LCOH）可作其中，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P.17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、供电按照以氢气产电网提供。其他技术参数见错误!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.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2*546.5MWth4kg/s2*630.7MWth4kg/s建设周期年5533运行周期年退役准备年2222退役年限年延寿次数年1111乏池冷却年限年2222废物冷却年限年机组数量2222负荷因子%制氢可用率%热功率MWth/机组制氢用热MWth/机组0制氢用电MWe/机组0机组资本成本亿元人民币/机组运维成本%初投资退役成本%初投资制氢厂设计制氢方案常规电解高温电解高温电解SI循环负荷因子制氢厂可用率产氢速率kg/年/机组制氢用热MWth/机组0制氢用电MWe/机组0额外用电MWe/机组000制氢厂初投资亿元人民币/机组运维成本%初投资退役成本%初投资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P.18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432102.3.2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，电解设施造图表16：制氢成本影响因素贡献度the1.5℃climategoal,长城证券产业金融研究院整理P.19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：不同电力价格条件下制氢成本随电解槽价格下降趋势the1.5℃climategoal,长城证券产业金融研究院整理2.4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P.20请仔细阅读本报告末页声明氢能需求量（万吨）图表18：2020-2060年中国氢能需求量预测氢能需求量（万吨）40000年度2.4.2核能制氢市场占比预测氢气需求，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P.21请仔细阅读本报告末页声明3.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我国北方供热地区涉及15个省、自治区和直辖市些地区冬季室外温度低，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，核能有着明显的低碳优势。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、江秦山核电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3.2核能供热的主要技术路线3.2.1核电机组热电联产供暖技术原理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P.22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示范项目机组作为热源，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图表20：海阳核电清洁供暖工程发展规划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，后期项目将逐步覆项目正式投运供热，覆盖大连市瓦房店红沿河镇，规划供P.23请仔细阅读本报告末页声明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从社会效益看，海阳实施的核能供热项目，取代了周碳，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3.2.2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℃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压水堆中核集团海南昌江，在建压水堆国家电投集团初步设计400MWt常压低温池式堆中核集团初步设计200MWt压水堆清华大学初步设计高温气冷堆清华大学山东石岛湾，试运行3.3核电热电联产能够部分取代现有燃煤供热机组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。由于长距离输P.24请仔细阅读本报告末页声明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P.25请仔细阅读本报告末页声明4.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4.1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，经过多级换热，最后经工业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，能够为核能供汽提连云港西掫山核能供汽项目也已启动前期工作。项目将采用压水堆和高温气冷堆联合供P.26请仔细阅读本报告末页声明4.2海水淡化核能海水淡化，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。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P.27请仔细阅读本报告末页声明5.核能综合能源供应系统的大容量清洁电力、热力为中心，配置多种二次能源生产装置，结合储热、储电等能量等多种能源产品。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5.1核能综合能源供应系统的构成和特点图表22：核能综合能源系统示意图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5.2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，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P.28请仔细阅读本报告末页声明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5.2.1核能-可再生能源耦合能源系统（N-RHES）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P.29请仔细阅读本报告末页声明图表23：一周时间内N-RHES系统功率随净负荷变化情况金融研究院整理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图表24：DETAIL试验系统流程图金融研究院整理P.30请仔细阅读本报告末页声明块，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图表25：DETAIL试验实景布置金融研究院整理5.2.2MIT核电多能互补系统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图表26：MIT多能互补系统流程示意图资料来源：MIT-JapanStudy:FutureofNuclearPowerinaLow-CarbonWorld:TheNeedforDispatchableEnergysP.31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P.32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6.1海南能源消费现状：以化石燃料为主，减碳压力较大天然气消费占16.10%，一次电力（核电、水电图表27：海南省2020年一次能源消费结构海南电力装机结构以煤电、气电和核电为主。截至2021年图表28：海南2021年电力装机结构P.33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，清洁能源消费比清洁能源消费比重达到81%左右，清洁能源发电装机比重达94%。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。到万千瓦，但海域水深较大，开发经济性欠佳。太阳能毕。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，发展燃气发电具会显著推高电力价格，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因此，建立以核电为主体的清洁电力供应体系，6.4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P.34请仔细阅读本报告末页声明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6.5海南能源系统2040年实现碳中和路径年前退出，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：万千瓦年份煤电气电水电核电风电太阳能生物质及其他总计000万吨，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。岛电力供应充裕，能够每年向南方电网输送盈余电力30-50亿度。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图表30：2040年海南省一次能源消费结构预测P.35请仔细阅读本报告末页声明P.36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技术水平和经济性对规模化应用支撑不足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。在综合利用的供能环节，核能制氢技术尚不成熟，反应堆热