电力及公用事业行业：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。 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。 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，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4.6~6.6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 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 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 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 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。 图表4：各类辅助调节响应时间需求和应用场景 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。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 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、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，控制核电发电功率的途径有两种，一是控制反应堆的产热量，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 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主要方向 “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）。 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，以及能源电力