经合组织核能机构发布报告《超越电力：核能热电联产的经济性》

经合组织核能机构(OECD/NEA)2022年7月22日发布报告《超越电力：核能热电联产的经济性》，指出利用现有核电厂或未来的新建核电厂进行热电联产具有广阔的市场前景。这份报告基于经合组织核能机构“核能热电联产在低碳能源未来中的作用及其经济性的特设专家组”的研究成果。

核能在推进全球碳减排方面发挥了重要作用。在发达经济体，核电是发电量最大的低碳电力来源，占所有低碳能源发电量的约40%。国际能源署(IEA)估计，1971—2018年，核电的利用总计减少了630亿吨二氧化碳排放。许多国际权威机构对旨在实现能源领域脱碳的未来发展情景进行了预测，大部分情景预计核能将会大规模发展。例如，国际能源署(IEA)2021年发布的净零排放情景预计，全球核电装机容量到2050年将达8.12亿千瓦，主要由百万千万级水冷堆组成。除了发电，核反应堆还能以热电联产的方式帮助能源行业实现碳减排。这种方式能够满足区域供暖、氢与合成燃料的生产、海水淡化等领域的能源需求。这些领域的能源需求目前主要由化石燃料或生物质能满足。

1、发展前景

核能是一种技术成熟的低碳基荷能源，能够以热电联产方式取代化石燃料满足工业部门能源需求，进而为全球碳减排作出更大贡献。供热设施目前是全球空气污染物和二氧化碳的重要排放源。与电厂不同的是，供热设施通常靠近终端用户。这意味着这些设施释放的污染物易在工业区或居民区扩散，进而导致工作人员或居民出现健康问题。核反应堆能够供热，并且不会排放空气污染物。

核能的另一项优势是生产成本稳定。铀的采购费用通常仅占核电厂发电成本的5%，这意味着核电厂的发电成本不会像化石燃料一样易受燃料价格波动的影响，能够以稳定的成本满足客户能源需求。此外，核能热电联产还能显著提高能源利用率。如果仅用于发电，仅有约1/3的堆芯热量能得到有效利用，另外2/3则作为废热排放。国际原子能机构(IAEA)的研究表明，核能热电联产能够将能源利用率提高至90%，而传统核电厂能源利用率的全球平均值为37%。实施核能热电联产，核反应堆在根据电网需求调整输出电量的同时还能够持续保持满负荷运行状态，因为它还能生产其他能源产品，进而增加运营收入。已有研究机构提议建立“核-可再生能源混合能源系统”(下文简称“混合能源系统”)。该系统由核反应堆、可再生能源、电力和热能储存设施以及副产品生产设施(例如制氢设施)组成。核能热电联产还有助于增强电网对太阳能、风能等间歇性可再生能源的消纳能力。

根据国际原子能机构公布的数据，截至2020年底,全球至少有70台在运核电机组已开展非电力应用，总计累积了约750堆年的运营经验，然而这些机组仅有小部分热能用于供热。迄今为止，核能的非电力应用仅限于低温供热，例如海水淡化和区域供暖。现有反应堆能够提供200℃以下的低温热能，仅能满足极少工业部门的需求。目前正在研发的一些先进反应堆拥有更高的堆芯出口温度，更适于满足工业部门的热能需求。欧盟研究计划“旨在实现可持续能源供应的创新型反应堆工艺热应用终端用户需求”(EUROPAIRS)研究了欧洲供热市场以及核能热电联产的前景。结果发现，短期内核能可以在部分细分市场(现有的传统核能热电联产市场、特定工业流程中的预热)中具有竞争力。

许多技术开发商正在开展模块化小堆研发，其中许多小堆基于第四代反应堆概念，目标用途包括海水淡化、制氢、工艺热供应等核能热电联产应用。相对于现有压水堆，带有先进非能动安全特性的小型一体化压水堆更适于建在居民区或工业区附近，也更容易获得接受。因此这种反应堆是一种前景广阔的低温热能供应方案。类似高温气冷堆的能够提供高温热能的反应堆在替代化石燃料为工业部门提供高温工艺热方面也有广阔应用前景。

2、商业和经济性考虑

相对于现有核电厂，核能热电联产厂的建设融资将面临更大的挑战，因为其要面对更多的干系人。核能热电联产厂需要面对两个市场：电力和热能(或工业产品)。在大多数国家，电网的分布比供热网络更为广阔。相对于需要建设专门的基础设施以将热能输送给新用户，将电力输送给用户的成本可以忽略不计。确定核能热电联产厂细分目标市场的一个最重要参数的温度。其他重要参数包括所需的热量、特定安全要求、适应负载瞬变的能力、运行可靠性、传热技术限制，以及(非常重要的)核反应堆与热电联产设施的取证程序。从技术上讲，核能热电联产厂可以采用两种系统集成技术：一是电力或连续耦合系统，即核反应堆堆芯能量仅用于发电，然后将电力用于其他用途;二是热耦合系统，即核反应堆堆芯能量用于发电和供热，并满足非电力应用需求。

核能热电联产厂可以采用一体化或非一体化商业模式运营。在非一体化模式中，核能热电联产厂和供热网络由两家独立的企业拥有。在一体化模式中，包括核反应堆运营商、热能终端用户、能源管理和配送者以及管网运营商在内的干系人整合程度将取决于技术和安全方面的考虑。融资和所有权模式将取决于经济一体化程度。苏联曾采用一体化模式，即核电厂及配套的供热管线同时建设，且由一家企业拥有。瑞士贝兹瑙核电厂及其配套区域供热网络采用的是非一体化模式，分别由两家独立企业拥有。在大多数情况下，海水淡化厂与核电厂通常隶属于同一家企业。未来，随着淡水需求的不断增加，可能会出现淡水淡化厂和核电厂由不同企业拥有的情况。目前没有核能高温(即超过250℃)工艺热应用的经验可供参考。有必要在融资、商业模式、现场集成等领域为核能高温工艺热应用设计创新方案。

如果核能热电联产的经济性超过了其他技术，尤其是利用燃烧天然气提供高温蒸汽和电力的技术，那么核能热电联产极有可能得到大规模发展。由于前期投资巨大和规模经济效益，大型轻水堆或先进反应堆可能适于满足大规模的热电联产需求。如果模块化小堆技术的竞争力能够获得证明和认可，则可用于满足其他细分市场的能源需求。

3、案例研究

报告介绍了多个核能热电联产的案例，涉及区域供暖、海水淡化、制氢、混合能源系统及其他工业应用。

区域供暖案例包括瑞士和匈牙利已利用核能进行供暖的实例，以及芬兰、法国、斯洛文尼亚等国计划开展的核能供暖实例。瑞士贝兹瑙核电厂已为附近约1.5万居民提供了30多年的供暖服务。即使在化石燃料价格低迷时期，核能供暖相对于化石燃料供暖也具有竞争力。经济性评估表示，在电力价格持续走低的情况下，从核电厂提取蒸汽用于供暖是一种有益的替代方案。其他案例探讨了将现有的和/或新的供热网络与现有核电厂连接的情况。这些研究明确了核能区域供暖在取代传统能源方面的潜力，但也注意到了一些挑战，包括现有核电厂的剩余运行寿期。与此同时，核能区域供暖的经济竞争力还取决于核电厂与终端热力用户之间的距离、供热网络改造费用以及现有核电厂改造费用或新核电厂建设费用。鉴于核电厂和供热网络的改造投资大，且相关设施将长期运行，需要政府在融资及其他方面给予政策支持，从而使这一低碳能源技术得到推广应用。

虽然迄今的核能海水淡化厂均是使用水冷堆提供能量，但报告的相关案例均假设使用先进反应堆提供能量。经过专门配置和优化的多级闪蒸(MSF)海水淡化工艺能够有效利用日本高温气冷堆GTHTR300C功率转换流程中的废热，其产水量与传统多级闪蒸工艺高45%。在中东市场条件下，GTHTR300C的淡水生产成本远低于燃油和燃气。另一个案例研究表明，将反渗透和多效蒸馏(MED)技术与热功率为33万千瓦的韩国一体化压水堆SMART相结合，能够经济地进行海水淡化。

关于制氢的案例均基于下述技术假设：利用先进反应堆产生的高温热量和电力在高温工况下进行水的分解。韩国和日本的研究表明，利用堆芯出口温度高达950℃的超高温反应堆(VHTR)进行硫碘热化学循环水分解制氢，在经济上是可行的。研究还发现，相对于现有的水电解制氢，硫碘热化学循环水分解制氢具有经济竞争力。一个案例研究涉及使用堆芯出口温度650℃的超临界水冷堆(SCWR)进行高温蒸汽电解制氢。这一研究表明，这一技术的平准化成本显著高于使用北美低价天然气的传统制氢技术。研究还发现，核能制氢在部分地区可能具有竞争力，具体取决于天然气价格和碳税。高温水分解制氢技术仍处于开发阶段，尚未进行工业规模的示范。但是，预计这一技术将在超高温反应堆实现商业化时发展成熟。

混合能源系统可能包括核反应堆、发电机、风车、太阳能光伏、热能和电能储存设备以及相关的工艺设备(例如制氢设备)，其造价将远远超过其任何子系统。因此，需要为混合能源系统设计创新的商业模式，以便能吸引投资，并建立商业架构，确保内部的能源调度决策能使整个系统而不是单个子系统的利润最大化。

4、建议

报告为推进核能热电联产的商业应用提出了五条建议。

第一，政府应考虑制定国家/地区供热行业脱碳路线图，并考虑使用核能取代化石燃料供热的潜力。目前各国通常仅制定电力行业脱碳路线图。

第二，政府应认识到核能热电联供是未来低碳能源系统不可或缺的组成部分。政府应通过碳税及其他措施，减少化石燃料的使用，并支持核能的热应用。

第三，政府应当协调能源政策和水资源政策，以推进核能海水淡化项目。涉及能源和水资源规划的机构应当共同努力，为核能海水淡化项目提供创新的融资和商业模式。

第四，推进核能热电联产的商业化应用需要实施示范项目。示范项目应当采用公私合资的方式推进，并且有工业部门的大力参与。

第五，应进一步加深对核能热电联产潜力的认识，开展利用核能热电联产推进核能与可再生能源整合的研究，包括开展全生命周期评价。