一、敏捷端業(yè)務(wù)，指供汽、供熱等供電以外的新場(chǎng)景，先確定項(xiàng)目開(kāi)發(fā)方向，再逐步實(shí)現(xiàn)產(chǎn)業(yè)化。實(shí)現(xiàn)技術(shù)上看，核能供汽主要是從核電機(jī)組的二回路抽取蒸汽作為熱源，經(jīng)過(guò)多級(jí)換熱，最后經(jīng)工業(yè)用汽管網(wǎng)將蒸汽傳遞至工業(yè)用戶。以中核田灣電站供汽改造后的工作流程為例：(1)一回路是在核島內(nèi)進(jìn)行的核反應(yīng)。一回路吸收核反應(yīng)產(chǎn)生的熱量后，將二回路內(nèi)的水變成蒸汽;(2)二回路即常規(guī)島。在核能發(fā)電時(shí)，二回路的蒸汽在汽輪機(jī)膨脹做功，透平發(fā)電;通過(guò)管道改造，部分蒸汽前往三回路;(3)三回路即工業(yè)蒸汽回路。來(lái)自二回路的蒸汽會(huì)將三回路中的已淡化海水加熱，形成滿足石化產(chǎn)業(yè)園參數(shù)要求的工業(yè)蒸汽，最終經(jīng)三回路管網(wǎng)傳送到用汽端。三代機(jī)改造供汽和新建小堆工作已同步開(kāi)展，核能供汽可提升核電效率、汽源清潔性;小堆技術(shù)可提升覆蓋面。
中核田灣&福清改造供汽項(xiàng)目穩(wěn)步推進(jìn)。由中核集團(tuán)推動(dòng)，田灣核電蒸汽供能項(xiàng)目有望于 2023 年底投產(chǎn)供汽;福清核電一期“清潔供汽”工程有望于 2024 年具備供汽能力。改造供汽提升核電效率、提高園區(qū)用能清潔性。核電轉(zhuǎn)化成電能效率只有 30%，而直接供汽的效率能達(dá)到 90%;核能清潔蒸汽綜合碳排顯著更優(yōu)。中核昌江小堆項(xiàng)目已開(kāi)建，減少地理限制有望擴(kuò)大核能供汽覆蓋面。國(guó)際原子能機(jī)構(gòu)(IAEA)將電功率在 300MW 以下的核電機(jī)組定義為小型堆(SMR)。中核集團(tuán)已經(jīng)開(kāi)始建設(shè)海南昌江核電小堆示范項(xiàng)目，預(yù)計(jì) 2027 年投運(yùn)。未來(lái)小堆或?qū)⒁怨┢鳛閱我荒繕?biāo)，覆蓋內(nèi)陸供汽需求。?
小堆對(duì)冷卻水要求更低。由于堆芯較小，小堆可以采用一體化設(shè)計(jì)，壓力容器內(nèi)部一回路冷卻劑總量超過(guò)采用外部冷卻回路的傳統(tǒng)設(shè)計(jì)，大幅提升了系統(tǒng)的熱容量和熱慣性。截止 2022 年 12 月份，我國(guó)內(nèi)地在役運(yùn)行的 53 及在建 20 個(gè)核反應(yīng)堆，均濱海而建。核電站與用汽園區(qū)的地理阻隔是限制現(xiàn)有機(jī)組供汽改造的最大困擾，可依園區(qū)建設(shè)才能真正打開(kāi)需求空間。小堆僅供汽不供電，效率進(jìn)一步提升。目前，由中核集團(tuán)開(kāi)發(fā)的 ACP100 示范小堆已在海南開(kāi)始建設(shè)，技術(shù)較為成熟。水冷堆供電的能量轉(zhuǎn)換效率普遍在 30-35%之間，而供汽的能量轉(zhuǎn)換效率可達(dá)到 95%。
工業(yè)蒸汽需求穩(wěn)增。2021年國(guó)內(nèi)工業(yè)蒸汽消費(fèi)量大約為47769萬(wàn)吉焦，同比增長(zhǎng)6.01%。受煤炭?jī)r(jià)格大幅上漲影響，工業(yè)蒸汽價(jià)格隨之提高，2021 年工業(yè)蒸汽市場(chǎng)規(guī)模達(dá)到225.95 億元，同比增長(zhǎng) 45.3%。隨著國(guó)內(nèi)工業(yè)的發(fā)展和相關(guān)企業(yè)熱電需求的增加，工業(yè)蒸汽需求有望繼續(xù)提升。工業(yè)余熱供熱目前占比僅 10%，提升空間較大。熱力公司負(fù)責(zé)城市供熱管網(wǎng)的鋪設(shè)與維修，自上游熱電聯(lián)產(chǎn)廠購(gòu)買高壓蒸汽，通過(guò)熱力站或其他設(shè)備將其轉(zhuǎn)換為中、低壓蒸汽，為工業(yè)用戶供汽，該類型供熱企業(yè)市場(chǎng)規(guī)模約占行業(yè)的 54%;而工業(yè)余熱供熱僅占比 10%，其中就包括核能工業(yè)供汽供熱。工業(yè)蒸汽定價(jià)機(jī)制與煤價(jià)聯(lián)動(dòng)，近年上浮。近年來(lái)，我國(guó)工業(yè)蒸汽平均價(jià)格不斷走高，主因氣源結(jié)構(gòu)上燃煤電廠熱電聯(lián)產(chǎn)的形式仍是主流，動(dòng)力煤價(jià)格上漲導(dǎo)致供汽成本水漲船高。工業(yè)蒸汽價(jià)格大部分受到政府部門調(diào)控，通常政府會(huì)給出每一季度基準(zhǔn)價(jià)格并允許部分供汽企業(yè)在價(jià)格上上浮 10%-40%，同時(shí)根據(jù)下游企業(yè)實(shí)際用汽量進(jìn)行相應(yīng)補(bǔ)貼，保證重點(diǎn)工業(yè)企業(yè)生產(chǎn)生活的正常運(yùn)行。我們預(yù)計(jì)“十四五”煤炭供需總體仍是緊平衡，與漲電價(jià)邏輯類似，公司有望充分受益于工業(yè)蒸汽的高價(jià)紅利。
二、核能制氫“0”到“1”，充分發(fā)揮高溫優(yōu)勢(shì)?ESG+化石能源成本因素將驅(qū)動(dòng)制氫結(jié)構(gòu)優(yōu)化。根據(jù)中國(guó)氫能源及燃料電池產(chǎn)業(yè)創(chuàng)新戰(zhàn)略聯(lián)盟預(yù)測(cè)，到 2050 年之后，70%氫氣將來(lái)源于可再生能源，這其中既會(huì)有 ESG 目標(biāo)的驅(qū)動(dòng)，長(zhǎng)期看也會(huì)受成本經(jīng)濟(jì)性的影響——化石能源在開(kāi)采投資縮減后成本整體呈上行趨勢(shì)，而可再生電源特性決定了邊際成本顯著更低、電力設(shè)備端技術(shù)降本仍可期。可再生能源發(fā)電、電解產(chǎn)綠氫路線未來(lái)確定性高。
低能耗優(yōu)勢(shì)。制氫過(guò)程的能耗中心在氫生產(chǎn)環(huán)節(jié)，不同于化石能源制氫路線，光伏電解制氫在該環(huán)節(jié)僅消耗太陽(yáng)能，因此能源消耗為 0MJ。低成本優(yōu)勢(shì)。從目前已商業(yè)運(yùn)行的 AWE 和 PEM 電解槽路線看，電耗成本占比電解制氫成本構(gòu)成中占比均超過(guò) 50%(這一結(jié)論基于工業(yè)電價(jià) 0.4 元/KWh)。風(fēng)、光、水可再生能源由于無(wú)需額外的燃料成本，在全生命周期內(nèi)利用小時(shí)數(shù)充足的條件下，度電成本低于 0.25 元/KWh，風(fēng)、光發(fā)電邊際成本更是低至 0.1 元/KWh 以下，是理想的電解制氫電源類型。
促消納優(yōu)勢(shì)。(1)風(fēng)、光電源發(fā)展受消納因素制約，消納問(wèn)題短期看與靈活性調(diào)節(jié)資源、特高壓送出線路有關(guān)，長(zhǎng)期看仍取決于用電需求。電解制氫路線用電需求龐大，作為風(fēng)光大基地配套，就地解決風(fēng)、光出力較多時(shí)段消納問(wèn)題適配度高。(2)從消納順位角度來(lái)看，低邊際成本電源如風(fēng)、光、水都會(huì)具有更高的消納優(yōu)先級(jí)，因此隨著核電并網(wǎng)規(guī)模的擴(kuò)大、未來(lái)同樣不排除棄核出現(xiàn)的可能性，核能發(fā)電制氫也將幫助解決棄核問(wèn)題
核能制氫有多條路徑，高溫是其最大優(yōu)勢(shì)。核能制綠氫可通過(guò)透平發(fā)電，走電解水常規(guī)路線(CE);也可充分利用其發(fā)電同時(shí)產(chǎn)生的高溫，走高溫蒸汽電解路線(HTSE)和高溫?zé)峄瘜W(xué)循環(huán)分解路線(也稱碘-硫熱化學(xué)循環(huán) SI)。HTSE 路線轉(zhuǎn)換效率指標(biāo)優(yōu)異。SOEC 技術(shù)采用固體氧化物作為電解質(zhì)材料，具有能量轉(zhuǎn)化效率高且不需要使用貴金屬催化劑等優(yōu)點(diǎn)，理論效率可達(dá) 100%。此外還可以直接通過(guò)蒸汽和 CO2 生成合成氣，以用于各種應(yīng)用，例如液體燃料的合成。
我國(guó)核電敏捷業(yè)務(wù)與制氫業(yè)務(wù)展望
2023-04-03 09:41 來(lái)源：嘿嘿能源heypower 瀏覽：
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