国金证券研究所最新报告指出，核能制氢是核能多元化应用的重要方向，也是拓展核电产业链价值的新路径。核能制氢是以来源丰富的水为原料，利用核反应堆的热和/或电实现氢的大规模生产，具有不产生温室气体、效率高、规模大等优点。高温气冷堆（HTGR）因出口温度达950℃被列为核能制氢的首选方案，核热制氢效率可达60%以上，远高于核电电解水制氢的30%。固体氧化物电解池（SOEC）与核能耦合可在750-950℃高温下高效电解水蒸气，能耗较低温电解槽降低30%以上。随着全球氢能产业发展和碳减排压力加大，核能制氢有望成为绿氢规模化供应的重要来源。
核能制氢的技术路线——从核电制氢到核热制氢
核能制氢可通过三种技术路线实现。第一种是核电制氢——机组为制氢提供电能，采用普通电解水制氢，产氢效率仅55%-60%。由于核电站热电转换效率约35%，最终总效率只有30%甚至更低，成本最高，目前基本不具备竞争优势。第二种是核热制氢——机组为制氢提供热能，采用热化学循环制氢，使水在800-1000℃下催化热分解制取氢和氧，热能至氢能转换率可达60%甚至更高。代表方案是美国通用原子能公司开发的碘硫循环。第三种是电热混合制氢——机组同时提供工艺热（约30%）和电能（约70%），在750-950℃高温下将水蒸气高效电解为氢气和氧气，制氢效率接近60%。核热制氢和电热混合制氢面临的主要挑战是耐高温材料的研发，涉及的反应堆全部属于第四代反应堆，目前除高温气冷堆建成示范项目外，其他堆型均处于研究设计阶段。
高温气冷堆——核能制氢的首选方案
高温气冷堆（HTGR）因出口温度可达950℃，被美、英、日、中核大国列为核能制氢的首选方案。中国华能石岛湾高温气冷堆（HTR-PM）2×100MWe已建成工程示范，是全球首个商业运行的高温气冷堆核电站。HTGR与SOEC耦合可以用一个反应堆同时为SOEC提供热能和电能，实现绿氢制备和核能多样化应用。制氢效率与工作温度密切相关，高温（出口温度700-950℃）和超高温反应堆（出口温度950℃以上）是制氢的最优选择。HTGR技术路线成熟度相对较高，高温气冷堆制氢示范项目已在中国、美国、日本等国推进。核能制氢可有效承接核能弃电、提升核能利用率，核电厂开启后关停成本极高，用电端波峰波谷使得波谷电力无法消纳，制氢为核产业提供额外产出，利于维持反应堆服役状态。
SOEC高温电解——核能制氢的核心技术
固体氧化物电解池（SOEC）是核能制氢的核心技术。SOEC采用固体氧化物作为电解质材料，具有能量转化效率高且不需要使用贵金属催化剂等优点，理论效率可达100%。工作温度700-1000℃，电流密度1-10A/cm²，能耗仅2.6-3.6kWh/Nm³H₂，较碱水电解（4.5-5.5）和PEM电解（3.8-5.0）显著降低。核能与SOEC结合具有三重优势：高温下电解所需电能更少；核电厂平均可在高达95%时间内持续发电，显著高于其他可变能源；核能可同时提供热能和电能，避免蒸汽涡轮机能源损失，提高核电厂有效能源容量。国内SOEC相关企业包括三环集团（掌握从材料到系统的全技术链条，为Bloom Energy主要材料供应商）、壹石通（计划投资12.1亿元建设年产10MW固体氧化物能源系统）、思伟特（10kW级SOEC制氢系统样机已下线，效率>82%）、质子动力（同时布局SOEC/SOFC全产业链）。
核能制氢的发展前景与挑战
核能制氢具有广阔的发展前景。全球95%工业氢采用蒸汽甲烷重整工艺，成本低但生成额外一氧化碳。采用核能进行甲烷热分解（TDM）制氢，过程中产生的碳是纯固体碳或炭黑，易捕捉，热解所需高温可由核电厂直接提供，能量需求比常规水电解低8倍。核能制氢与传统制氢方式相比，碳强度显著降低，有助于减少重工业和长途运输中的全球温室气体排放。挑战方面：核热制氢和电热混合制氢技术成熟度仍较低，耐高温材料研发是关键瓶颈；能够与制氢工艺耦合的高温反应堆全部属于第四代反应堆，尚未进行工程验证（除高温气冷堆外），距离商业化推广仍有较长时间。中国在高温气冷堆领域保持国际领先，HTR-PM已建成示范项目，为核能制氢的商业化推广奠定了坚实基础。
表：主流电解水制氢技术路线对比| 技术路线 | 工作温度 | 电流密度(A/cm²) | 能耗(kWh/Nm³H₂) | 技术成熟度 |
|---|
| 碱水电解（ALK） | ≤90℃ | 0.2-0.4 | 4.5-5.5 | 商业化 |
| 纯水电解（PEM） | ≤80℃ | 1-2 | 3.8-5.0 | 示范阶段 |
| 固体氧化物电解（SOEC） | 700-1000℃ | 1-10 | 2.6-3.6 | 实验室阶段 |
