一、敏捷端業(yè)務(wù)，指供汽、供熱等供電以外的新場景，先確定項目開發(fā)方向，再逐步實現(xiàn)產(chǎn)業(yè)化。

實現(xiàn)技術(shù)上看，核能供汽主要是從核電機組的二回路抽取蒸汽作為熱源，經(jīng)過多級換熱，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，二回路的蒸汽在汽輪機膨脹做功，透平發(fā)電;通過管道改造，部分蒸汽前往三回路;(3)三回路即工業(yè)蒸汽回路。來自二回路的蒸汽會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。三代機改造供汽和新建小堆工作已同步開展，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&福清改造供汽項目穩(wěn)步推進。由中核集團推動，田灣核電蒸汽供能項目有望于 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到 90%;核能清潔蒸汽綜合碳排顯著更優(yōu)。中核昌江小堆項目已開建，減少地理限制有望擴大核能供汽覆蓋面。國際原子能機構(gòu)(IAEA)將電功率在 300MW 以下的核電機組定義為小型堆(SMR)。中核集團已經(jīng)開始建設(shè)海南昌江核電小堆示范項目，預(yù)計 2027 年投運。未來小堆或?qū)⒁怨┢鳛閱我荒繕?，覆蓋內(nèi)陸供汽需求。ü

小堆對冷卻水要求更低。由于堆芯較小，小堆可以采用一體化設(shè)計，壓力容器內(nèi)部一回路冷卻劑總量超過采用外部冷卻回路的傳統(tǒng)設(shè)計，大幅提升了系統(tǒng)的熱容量和熱慣性。截止 2022 年 12 月份，我國內(nèi)地在役運行的 53 及在建 20 個核反應(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)有機組供汽改造的最大困擾，可依園區(qū)建設(shè)才能真正打開需求空間。小堆僅供汽不供電，效率進一步提升。目前，由中核集團開發(fā)的 ACP100 示范小堆已在海南開始建設(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)換效率可達到 95%。

工業(yè)蒸汽需求穩(wěn)增。2021年國內(nèi)工業(yè)蒸汽消費量大約為47769萬吉焦，同比增長6.01%。受煤炭價格大幅上漲影響，工業(yè)蒸汽價格隨之提高，2021 年工業(yè)蒸汽市場規(guī)模達到225.95 億元，同比增長 45.3%。隨著國內(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。熱力公司負責城市供熱管網(wǎng)的鋪設(shè)與維修，自上游熱電聯(lián)產(chǎn)廠購買高壓蒸汽，通過熱力站或其他設(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)蒸汽定價機制與煤價聯(lián)動，近年上浮。近年來，我國工業(yè)蒸汽平均價格不斷走高，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，動力煤價格上漲導(dǎo)致供汽成本水漲船高。工業(yè)蒸汽價格大部分受到政府部門調(diào)控，通常政府會給出每一季度基準價格并允許部分供汽企業(yè)在價格上上浮 10%-40%，同時根據(jù)下游企業(yè)實際用汽量進行相應(yīng)補貼，保證重點工業(yè)企業(yè)生產(chǎn)生活的正常運行。我們預(yù)計“十四五”煤炭供需總體仍是緊平衡，與漲電價邏輯類似，公司有望充分受益于工業(yè)蒸汽的高價紅利。

二、核能制氫“0”到“1”，充分發(fā)揮高溫優(yōu)勢nESG+化石能源成本因素將驅(qū)動制氫結(jié)構(gòu)優(yōu)化。

根據(jù)中國氫能源及燃料電池產(chǎn)業(yè)創(chuàng)新戰(zhàn)略聯(lián)盟預(yù)測，到 2050 年之后，70%氫氣將來源于可再生能源，這其中既會有 ESG 目標的驅(qū)動，長期看也會受成本經(jīng)濟性的影響——化石能源在開采投資縮減后成本整體呈上行趨勢，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?？稍偕茉窗l(fā)電、電解產(chǎn)綠氫路線未來確定性高。

低能耗優(yōu)勢。制氫過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)僅消耗太陽能，因此能源消耗為 0MJ。低成本優(yōu)勢。從目前已商業(yè)運行的 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 50%(這一結(jié)論基于工業(yè)電價 0.4 元/KWh)。風、光、水可再生能源由于無需額外的燃料成本，在全生命周期內(nèi)利用小時數(shù)充足的條件下，度電成本低于 0.25 元/KWh，風、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。(1)風、光電源發(fā)展受消納因素制約，消納問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，作為風光大基地配套，就地解決風、光出力較多時段消納問題適配度高。(2)從消納順位角度來看，低邊際成本電源如風、光、水都會具有更高的消納優(yōu)先級，因此隨著核電并網(wǎng)規(guī)模的擴大、未來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題

核能制氫有多條路徑，高溫是其最大優(yōu)勢。核能制綠氫可通過透平發(fā)電，走電解水常規(guī)路線(CE);也可充分利用其發(fā)電同時產(chǎn)生的高溫，走高溫蒸汽電解路線(HTSE)和高溫熱化學循環(huán)分解路線(也稱碘-硫熱化學循環(huán) SI)。HTSE 路線轉(zhuǎn)換效率指標優(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，理論效率可達 100%。此外還可以直接通過蒸汽和 CO2 生成合成氣，以用于各種應(yīng)用，例如液體燃料的合成。