2022年9月至11月，东华能源与中国核电先后签署《战略合作协议》，并共同出资设立合资公司，推进高温气冷堆项目，主攻第四代高温气冷堆核能制氢。本篇报告尝试从高温气冷堆出发，解释清楚究竟什么是核能制氢，东华能源未来的核能制氢战略是怎样的?
高温气冷堆属于第四代核反应堆，以氦气作冷却剂，以石墨作慢化剂核堆芯结构材料，反应堆堆芯氦气出口温度理论可达1000℃。高温气冷堆具备两大特性：①固有安全性，指不依靠人为干预、仅仅利用自然规律使反应堆自动冷却的安全特性;与目前主流的压水堆不同的是，高温气冷堆用氦气代替水作冷却剂，用石墨代替水作慢化剂，用陶瓷包覆着的燃料球代替原先的燃料棒，三者在高温下优异的稳定性使得高温气冷堆在物理原理上实现了绝对安全。②高温，相较于压水堆约300℃的出口温度，高温气冷堆800-1000℃的出口温度可适用于制氢、热电联产、化工、冶金等需要高温热源的领域。
高温气冷堆提供了制氢需要的热源，其匹配的技术路线主要有两条：固体氧化物电解水制氢(SOEC)和碘硫循环制氢。两者相比，SOEC的商业化成熟度较高，技术路线明确，无需贵金属材料，未来可以通过规模化实现降本，但瓶颈在于单堆功率较低，与核能的大规模工业制氢适配度较低。碘硫循环制氢的尚未实现商业化，初期投资成本大，但具备规模经济性，与核能大规模工业制氢适配度高。放眼全球，美俄日韩等核电大国也均已启动本国的核能制氢工程。
在氢能源方面，东华能源目前拥有丙烷脱氢副产氢产能8.6万吨，2021年副产氢销量1.87万吨，实现利润2.14亿元。高温气冷堆项目预计将于2023年开工建设，建设期4年，2027 年正式投入使用。项目建成后，高温气冷堆提供的热源：一方面可用于丙烷脱氢工艺(PDH需要在550-650℃的高温下进行)，降低脱氢成本;另一方面，可用于匹配SOEC或碘硫循环制氢路线，实现大规模工业制绿氢。
风险提示：技术突破不及预期，降本进度不及预期，产业政策不及预期
以下正文
1. 什么是高温气冷堆?高温气冷堆如何匹配制氢?
要理解高温气冷堆，抓住两个关键词：高温、气冷。①高温，指的是第四代高温气冷堆可以输出700℃-1000℃的高温，传统压水堆出口只有300℃左右;②气冷，指的是用氦气对核反应堆进行冷却，第二/三代核反应堆绝大多数用水作冷却剂。高温气冷堆匹配的制氢路线主要包括固体氧化物电解水制氢(SOEC)和碘硫循环制氢两条路线。
1.1. 高温气冷堆的前世今生：诞生美国→成长西德→落地中国
2001年，第四代核能系统国际论坛(GIF)在美国召开，确定第四代核电反应堆堆芯包括高温气冷堆、熔盐堆、超临界水堆、钠冷快堆、铅冷快堆以及气冷快堆等6种堆型。相比前三代核反应堆打补丁式的改进，第四代堆从结构反应、材料应用上都是全新的设计，在原理上实现更高安全性。
高温气冷堆的设计始于美国，工程化于西德，目前全球仅中国和日本拥有实际示范运行的堆型。1943年，美国的Farrington Daniels在Oak Ridge实验室完成高温气冷堆的实验;但直到1960年，由西德Schulten牵头开始实际的工程设计与建设，1967年建成高温气冷反应堆AVR并实现并网发电，电功率15MW。
然而，1986年的切尔诺贝利事件使得西德政府对核电态度发生了转折，高温气冷堆项目(AVR)受到了严格的监督，研发进度滞缓。1988年，由于燃料球外壳强度的缺陷，在处理卡在出口的燃料球时，外壳破裂，释放了极少量的放射性尘埃，基于当时社会对核电的紧张态度，AVR被迫关闭。实际上，Schulten已针对AVR的几次事故做了改进，准备开建下一代高温气冷堆HTR-MODUL，但受此意外，其即将试产的新燃料球生产线也全部作废。
中国在1970年代末就派出清华学者参加Schulten的团队，并且在团队解散后，买回了相关图纸和执照，带回清华继续研究。1995年中国版的HTR-MODUL(改称HTR-10)在北京市昌平区的清华核研院内开建，2000年首次临界，2003年实现满功率并网，电功率10MW。2012年，商业版的示范堆在山东荣成石港湾开建;2017年底，首个反应堆模块完成安装;2021年9月，高温气冷堆示范电站首次临界，12月首次并网发电。
1.2. 高温气冷堆：具备固有安全性和高温特性
高温气冷堆以氦气作为冷却剂，以石墨作为慢化剂与堆芯结构材料，反应堆堆芯氦气出口温度理论可达950-1000℃，二回路水蒸气出口温度可以达到700℃以上(目前石港湾高温气冷堆实际氦气出口温度为750℃、二回路水蒸气出口温度566℃)。其核反应原理和三代压水堆区别不大，本质上都是将核裂变产生的热能通过冷却剂导出并加以利用变成电能等其他能源形式，但是在燃料球设计、冷却剂以及慢化剂等核心材料上做了优化，从而实现固有安全性和高温两大突出特点。
一是固有安全性，从理论上杜绝了核电站的最大安全隐患，即堆芯熔化。
固有安全性，是指不依靠人为干预、仅仅利用自然规律使反应堆自动冷却的安全特性。目前常见的二、三代核电站主要依靠电力等能动系统进行冷却，或加装应急非能动冷却系统(如高处的蓄水池可利用重力进行应急冷却)，但仍无法根除堆芯熔融的可能性;当外界因素的影响大于本身应急能力，如福岛核电站(二代沸水堆)因为地震和海啸的双重作用导致所有供电丧失，在应急冷却系统断电、抢修人员难以抵达的情况下，堆芯余热无法散去，会导致堆芯熔融，放射性元素外泄。
①燃料球设计，将铀燃料层层包裹以保证在高温下不会发生外泄。高温气冷堆的球形燃料元件采用TRISO(tristructural-isotropic)四层包覆技术，以二氧化铀为核心，外圈为四层全包覆陶瓷材料陶瓷材料能够耐受1600℃的高温，石墨基体在高温下也有非常好的化学惰性和结构强度，使得燃料球可以承受极高的温度。
②采用氦气作冷却剂、石墨作慢化剂。氮气作为惰性气体，性质稳定不会爆炸，且腐蚀性和放射吸收性均为零;石墨作慢化剂，熔点高达2800℃，热稳定性好。根据核反应原理，裂变产生的快中子在与石墨碰撞后被慢化，成为热中子，有更大几率与铀235反应，热中子与铀235的反应截面(即反应几率)会随着温度的上升而减小，当堆芯温度逐渐升高到1600℃后，链式反应基本就停止了，这时即使铀燃料融化，球形燃料原件外部包覆的陶瓷材料和氦气、石墨等完全可以忍耐温度极值，在物理原理上实现了固有安全性。
二是可产生800-1000℃的高温，适用于制氢、热电联产、化工、冶金等需要高温热源的领域。由于堆内核燃料和冷却剂、慢化剂等材料均采用耐高温材料以及其使用气体作为冷却剂的特性，高温气冷堆的工作温度和冷却剂的堆芯出口温度可以达到其它堆型难以企及的高度—800～1000℃。对比压水堆，慢化剂和冷却剂都是普通水，水的临界温度为374.3℃，超过这一温度就不存在液态水了，而一回路的水需要保持液态不沸腾，因而限制了水冷堆的最高出口温度。
截至2021年底，我国大陆地区共有23座核电站，在建和运行核电机组71台(在运行机组52台)，全部分布在沿海地区。由于2011年福岛核电站事故影响，国内对核电站建设一度相当谨慎，自2019年后开始有回升，2022年1-9月，已核准新机组达10台(均为第三代压水堆)。全球已正式投入运行的高温气冷堆仅有两座，分别位于中国山东省荣成市、日本茨城县大洗町。
1.3. 高温气冷堆匹配的制氢路线：SOEC or 碘硫循环制氢
高温气冷堆提供了制氢需要的热源，其匹配的技术路线主要有两条：固体氧化物电解水制氢(SOEC)和碘硫循环制氢。两者相比，SOEC的商业化成熟度较高，技术路线明确，无需贵金属材料，未来可以通过规模化实现降本，但瓶颈在于单堆功率较低，和核能的大规模工业制氢适配度较低。碘硫循环制氢尚未实现商业化，初期投资成本大，但具备规模经济性，与核能大规模工业制氢匹配度高。
匹配制氢路线一：高温固体氧化物电解水制氢(SOEC)
SOEC为全固态结构，由阴极、阳极和电解质组成，从技术原理可分为氧离子传导型SOEC和质子传导型SOEC，从结构类型可分为平板式和管式。以目前常用的氧离子传导型平板式SOEC为例，700-1000℃的水蒸气和循环氢气从阴极进入系统，在阴极发生还原反应产生氢气，同时生成的氧负离子会经由固体电解质迁移到阳极，失电子结合生成氧气。
SOEC的电解效率高、能耗低，可通过大规模产业化显著降低设备成本;但同时冷热启动慢，对外界负载波动响应时间长，不适用于大规模风光制氢的氢储能系统，并存在电解池长期运行过程中的性能衰减、电解池的高温连接密封、大规模制氢系统集成等问题。目前SOEC电解设备的总体产业化程度不高，推出的商业化产品较少：国外的SOEC设备生产厂商主要有德国的Sunfire、丹麦Topsoe和美国Bloom Energy;国内的SOEC设备企业约十家左右，主要包括潮州三环、宁波索福人、北京质子动力等。
匹配制氢路线二：碘硫循环制氢
碘硫循环制氢主要分3步，反应的净结果为水分解生成氢气和氧气：①本生反应：I2+SO2+2H20=H2SO4+2HI,常温进行，生成混合的H2SO4和HI;②碘化氢分解：2HI=H2+I2,500℃左右进行，需要催化剂;③硫酸分解：2H2SO4=2SO2+2H2O+O2，H2SO4经过浓缩后在850℃左右催化分解，得到最初的反应物，完成闭合循环。碘硫循环制氢的特点：①成本低，不需要用贵金属催化剂;②具有规模经济性，全流体过程易于规模的扩大和实现连续运行。目前产业化程度较低，还处于实验室阶段。
1.4. 全球趋势：美俄日韩的核能制氢路线选择
美俄日韩等核电大国均已启动本国的核能制氢工程：①俄罗斯计划在2033年前推出俄罗斯首座制氢核站，2036年前投入工业运行，进行高温气冷堆核能制氢。②美国采取“碘硫循环+SOEC”的制氢路线，在目前的实验室高温模拟环境下，已经能够通过加入催化剂降低碘硫循环核心步骤“硫酸分解”反应所需高温;SOEC路线计划与现有的三代核电堆匹配推进商业化进程。③韩国斗山集团在2022年1月，启动压水堆高温蒸汽匹配“SOEC”制氢项目。④日本三菱重工宣布在2022年内启动高温气冷堆匹配“碘硫循环+SOEC”制氢的验证实验，计划2030年-2035年达到实用化。
2. 东华能源联手中国核电，布局核能制氢大战略
2022年9月，东华能源公告与中国核电签署《战略合作协议》，双方共同推进高温气冷堆项目，未来五年内预计投资超千亿元，共同打造零碳产业园。2022年11月，东华能源公告拟与中国核电共同出资设立茂名绿能，分别持股49%和51%，进一步推进高温气冷堆项目。
东华能源从LPG(液化石油气，主要组分包括丙烷、丁烷)贸易起家，2011年开始向丙烷脱氢制丙烯(PDH)转型，并逐步确立起聚丙烯高端复合新材料和氢能源两大战略发展方向。在氢能源方面，公司拥有宁波、茂名、张家港三个生产基地，现有副产氢产能8.6万吨(宁波5.7万吨、张家港2.9万吨)，2021年副产氢销量1.872万吨，实现利润2.14亿元。公司目前规划建设茂名基地两套60万吨PDH装置，若全部投产，预计副产氢产能将达到14.3万吨。
东华能源将依托现有的丙烷脱氢副产氢业务，进一步向核能制绿氢转型。此次东华能源与中国核电共同推进的高温气冷堆项目将落地在东华能源广东茂名基地，项目预计将于2023年开工建设，建设期4年，2027 年正式投入使用。项目建成后，高温气冷堆提供的热源：一方面可用于丙烷脱氢工艺(PDH需要在550-650℃的高温下进行)，降低脱氢成本;另一方面，可用于匹配SOEC或碘硫循环制氢路线，实现大规模工业制绿氢。
