核能综合利用，正在大踏步向前！

1. 中国能源系统：清洁低碳转型，核能定位重塑

在能源系统清洁转型过程中，各类能源品种的地位和作用都将转化。核能一方面要扩大电力占比，替代高碳排放能源品种承担基荷角色，主动与风、光、蓄等能源品种互为补充、相互支撑；另一方面要积极改变自身，技术向着灵活化、智慧化方向发展，通过大中小装机配合，地上、地下、水面等多重空间布局，抓住机会开拓制氢、供热等核能综合利用领域市场，确立核能在清洁能源替代中的突出位置。

——王海洋等《碳达峰、碳中和目标下中国核能发展路径分析》

电力系统脱碳是全社会实现零碳发展的关键。根据中国核能行业协会，需求侧的大规模电气化零碳排放的前提是所使用的电力都来自零碳能源。而从全寿命周期来看，核电单位发电量的温室气体排放低于风电、光伏，是各类电力中最小的。因此，叠加其稳定可靠供能、保障电网稳定运行、支撑新能源发电消纳等优势，核能是助推电力系统脱碳、达成双碳目标的重要力量。

全球核电产业格局中，我国核电规模已位居世界前列。作为全球为数不多拥有自主完整核工业产业链的国家，2023年底中国在运核电55台、装机规模5703万千瓦，位居全球第三，仅次于美国/法国；在建核电机组26台，总装机容量3030万千瓦，位居全球第一。

我国核电行业高速发展，2030年前在运核电装机规模有望成为全球第一。十四五定调“积极安全有序发展核电”，2022-2023年连续两年中国核准10台核电机组。根据《中国核能发展报告（2023）》蓝皮书，伴随在建核电有序投产，预计2030年前，我国在运核电装机规模有望成为全球第一。

随着技术的发展，尤其是第四代核能系统技术的逐渐成熟和应用，核能更将超脱出仅仅提供电力的角色，在核能制氢、区域供热、海水淡化等多种非电综合利用领域发挥功能，起到减排降碳、确保能源安全的重要作用。

全球范围内，核能综合利用探索持续推进。根据国际原子能机构《世界核电反应堆》报告，截至2021年底，全球有11个国家69台机组实现了区域供暖、工业供热、海水淡化等其中一项或两项的综合利用。

其中，核能供暖和供汽是核能综合利用的最主要途径。国际能源署(IEA)数据显示，2018年供热占全球终端能耗的50%，占CO2排放的40%；而在热力消费中，工业部门占比约50%，建筑物房屋（主要为采暖和热水供应）占比46%。核能有望助推能源密集型产业减排降碳，截至2023年5月全球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，且已累计安全运行约1000堆/年。

秦山核电作为我国堆型最丰富的核电基地，拥有我国唯一的商用重水堆，并具备生产同位素的优势和条件。

对比压水堆，重水堆更适合生产同位素。①生产同位素需要中子辐照，重水堆堆芯设计显著区别于压水堆，堆芯的热中子通量更高，大概是压水堆的五到六倍。②重水堆的慢化剂处于低温常压水平，采用在线换料方式，允许同位素生产时进行调试等工作，加之机组年稳定运行时间较长，使得重水堆具备生产种类多、长短半衰期同位素均能生产且产量大等特点。

秦山核电同位素生产技术开发进展迅速，已具备工业钴-60、医用钴-60、碳-14同位素生产能力。根据中国核技术网，截至2023年9月秦山核电三厂两台重水堆产出的工业钴-60同位可满足国内70%左右的市场需求，医用钴-60满足国内市场需求；尤其是在近年全球钴-60供应紧张的情况下，中国已连续向国际市场出口钴-60百万居里。此外，2024年4月伴随碳-14靶件完成出堆，中国也从此彻底破解了国内碳-14同位素依赖进口的难题，实现碳-14供应全面国产化。

展望未来，面对我国自主生产的锶-89仅能满足国内20%的需求、镥-177仅能满足国内5%的需求的现状，秦山核电制定了“三步走”战略规划：到2023年，钇-90满足小规模临床试验需求；到2024年，在已有工业钴-60、医用钴-60、碳-14等核素生产之外，建成碘-131、锶-89、镥-177等核素生产能力；到2025年，达成碘-131满足部分国内市场需求、2026年碳-14满足国际市场大部分需求的目标。

2.2.区域供暖：经济性较好，核能供暖在全国已实现559万平米覆盖

核能供暖，就是以核裂变产生的能量为城市集中供热。目前国内已投运的核能供热项目均采用抽汽供热技术，就是从核电厂汽轮机抽取部分发过电的蒸汽作为热源，将热量送给热力公司，再经市政供热网络传递给终端用户。核能供暖，用户与核电机组之间采取多重屏障隔离，换热过程中，只有热能的传递，没有介质的直接接触。

核能供暖最早是20世纪60年代开始，瑞典原型核动力反应堆 Agestas 是世界上第一个民用核能供暖的核电项目，目前国际上投运的 400 多台核电机组，有 40 多台核电机组进行了核能供暖，并且采用热电联产方式，成功验证核能供暖的安全性、有效性和可靠性。

我国已开展大型核电厂供暖、供汽示范，根据《中国能源报》披露的信息，截至2023年年中（“海阳一期”的三期工程暂未投产），山东海阳核电、浙江秦山核电、辽宁红沿河核电已实现559万平米核能供暖。根据当前核电布局，利用北方地区已投运核电项目进行供暖，具备实现1.6亿平方米核能供暖能力。随着在建核电机组陆续建成投产，预计2030年将具备3.2亿平方米核能供暖能力。

从效益来看，以核能供暖的方式替代传统燃煤供暖，可大幅减少环境污染且经济性较好。以海阳核能供暖项目为例，据中国核能行业协会测算，每个供暖季海阳可节约原煤10万吨，减排二氧化碳18万吨、烟尘691吨、氮氧化物1123吨、二氧化硫1188吨，相当于种植阔叶林1000公顷，并减少环境排放热量130万吉焦，同时海阳居民住宅取暖费每建筑平方米下调一元钱，实现了“居民用暖价格不增加、政府财政负担不增长、热力公司利益不受损、核电企业经营做贡献、生态环保效益大提升”。

2.3.工业供汽：商业化逐步推进，国内首个项目预计24M6投产供汽

核能供汽是从核岛二回路的主蒸汽联箱抽取适量蒸汽作为加热汽源，通过蒸汽转换器生产三回路饱和蒸汽，再通过蒸汽再热用主蒸汽将其加热到过热蒸汽外供，加热蒸汽的疏水排入相应给水加热器或除氧器。二回路抽取的蒸汽经过多级换热，通过工业用汽管线将热量传递至石油化工或工业园区用户端。

在供热领域，大型压水堆受主蒸汽参数限制应用范围有限，适用于对热源品质要求较低的工业。以“华龙一号”为例，“华龙一号”利用二回路蒸汽经蒸汽转换生产工业蒸汽，实现双重隔离，确保安全供气。单台“华龙一号”纯供热，最大供气约4000吨/小时；如进行热电联产，考虑汽轮机最低连续稳定运行要求，最大供气能力约2900吨/小时，参数为最高约5.0兆帕，260℃。在不与额外热源耦合的情况下，适用于“华龙一号”的供热行业主要是造纸及纸浆生产和原油蒸馏。其中因温度参数限制，运用“华龙一号”蒸汽供热进行原油蒸馏得到的产品主要是汽油、石油气、轻石油以及部分煤油。

我国首个工业用途核能供热项目即将投产供汽。田湾核电厂蒸汽供能项目，利用田湾核电3、4号机组蒸汽作为热源，将安全、零碳、经济的蒸汽输送至连云港石化产业基地进行工业生产利用。该项目为我国首个工业用途核能供热项目，预计将于2024年6月正式投产供汽。

根据连云港发改披露的信息，该项目全部建成投运后，每年供气量达480万吨，相当于燃煤供气方式等效每年减少燃烧标准煤40万吨、二氧化碳107万吨、二氧化硫184吨、氮氧化物263吨，环保效益显著。

根据中国核能行业协会等开展的联合调研，从经济性来看，核能供热（包括供暖、供汽）成本与燃煤供热相当，较燃气供热具有优势。根据当前已投运的海阳核电、秦山核电供热项目，并结合新建核电项目同步考虑核能供热进行成本测算，核电机组热电联产出厂热价约为 30-40 元/GJ（不含厂外投资），在动力煤价格1000元/吨以上的情况下，核能供热具有成本优势。

海水淡化技术是利用蒸发、膜分离等手段，将海水中的盐分分离出来，获得含盐量低的淡水技术，其中反渗透法（RO）、多效蒸馏法（MED）、热压缩多效蒸馏法（MED—VC）和多级闪蒸法（MSF）是经过多年实践后认为适用于大规模海水淡化的成熟技术。在海水淡化的主流技术中，反渗透法具有显著的节能性，在我国被广泛推广和使用。

我国已建和在建的海水淡化系统累计海水淡化能力约为60万吨/天，主要用提供厂区淡水。国内核电站大多建于沿海地区，为推动基于核能海水淡化建设提供了更多便利。其中，红沿河核电站、宁德核电站、三门核电站、海阳核电站、徐大堡核电站、田湾核电站，以及未来的山东荣成示范核电站均采用海水淡化技术为厂区提供可用淡水。

核能海水淡化效果佳、经济性优。反渗透法装置一般分为取水系统、预处理系统、反渗透系统和废液排出系统四个系统。

①淡化效果佳：以三门核电厂为例，共有正常2用1备三列海水淡化装置，产水量为2×177立方米/小时，运用自清洗过滤器和超滤装置作为预处理系统的一部分，降低了产水浊度，胶体硅去除率＞99%，采用低能耗高脱盐率的反渗透膜组件，能量回收装置回收率可达45%。

②经济性优：大型核电厂反渗透海水淡化成本约5-6元/吨，与商用海水淡化项目成本相当。

2.5. 核能制氢：技术研发储备，看好四代核电高温气冷堆制氢

核能制氢的研究，主要基于高温堆的工艺热。从核反应堆的角度来看，熔盐堆、超高温气冷堆等出口温度都超过700℃，所提供的工艺热都可以满足高温制氢过程，其系统效率和反应堆能提供的热能温度有很大的相关性。目前核能制氢主要有两种途径：热化学循环制氢和高温电解制氢。

我国核能制氢研发不断推进，持续看好高温气冷堆制氢。

①2018年，中核集团联合清华大学和中国宝武建成了产氢能力100NL/h规模的台架并实现86小时连续运行。

②2021年9月，清华大学组织华能和中核集团成立了“高温气冷堆碳中和制氢产业技术联盟”计划2022-2023年形成高温堆制氢的示范工程。

③2022年11月，东华能源与中国核电共同出资设立茂名绿能，推进高温气冷堆项目，进行丙烷脱氢工艺和匹配SOEC或碘硫循环制氢路线，实现大规模工业制粉氢。

3. 我国核能综合利用未来展望？

中国核电发展中心在2021年发布的《碳达峰、碳中和目标下中国核能发展路径分析》梳理出未来核能技术发展前景，并分阶段给出2030年量化目标：

①发电：靠华龙一号、国和一号等国产三代核电技术规模化小型堆灵活部署，2030年装机目标1.23亿千瓦，同时研发四代核电技术、小型堆以及受控核聚变；

②区域供热：2030年通过北方大型核电基地热电联供、小型供热堆示范与推广提供4%供热需求，约0.4亿千瓦热功率；

③海水淡化：2030年大型核电基地配备淡化厂小型堆海水淡化示范与推广市场占比4%，约270万千瓦装机；

④核能制氢：2030年高温气冷堆等若干项制氢技术商业化核能制氢占比4%，约750万千瓦热功率。

4. 投资建议

中国能源系统清洁低碳转型过程中，核能一方面需要利用其低排放、稳定可靠供能、保障电网稳定运行、支撑新能源发电消纳等优势，助推电力系统脱碳；另一方面超脱出供电角色，在核能制氢、区域供热、海水淡化等多种非电综合利用领域发挥功能，起到减排降碳、确保能源安全的重要作用。标的方面，建议关注核电运营商【中国广核（H+A）】【中国核电】、核电设备商【东方电气】【佳电股份】（公用环保与电新组联合覆盖）【景业智能】【中核科技】(机械组覆盖)、核技术应用【中广核技】【中国同辐】。

政策推行不及预期：碳中和背景下国家大力发展新能源产业，相关利好政策为行业提供了发展动力，若政策推进较慢，企业项目拓展将受到一定影响。

用电需求不及预期：若用电需求不及预期，电力运营商收益或有所下降。

电价下调风险：电力是各公司主要销售产品，若电价大幅下调，在同样的电力销售情况下，营业收入会受其影响而大幅下降。

核电核准低预期：核电机组的核准需要通过国常会审核通过，若核电机组核准不及预期，则将对核电运营商的成长性产生不利影响。

核事故风险：若核电行业发生核事故风险，则将对全球核电行业均产生负面影响。

铀燃料价格大幅波动：若铀燃料价格长周期大规模波动，核电运营商的运营成本端或将受到负面影响。

文中报告节选自天风证券研究所已公开发布研究报告，具体报告内容及相关风险提示等详见完整版报告。

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