1.發電與工藝蒸汽

核能是清潔、低碳、安全高效的基荷能源。一臺 60 萬千瓦級別的高溫氣冷堆年發電量可達 40 億千瓦時以上。核電相較于風光等新能源，電力供應更加穩定，能夠滿足石化行業、石化產業園區對能源供應系統的穩定性要求。

核能供熱在三代核電就已經開始推廣。根據澎湃新聞報道，當前我國壓水堆核電站的熱電轉化效率只有 35%左右，其余熱量以大量海水作冷卻后排入大海，而這部分熱量完全可以通過回收作供熱使用。因此核能供熱項目在三代核電領域就已經開始推廣示范。例如 2021 年 11、12 月，山東海陽、浙江海鹽兩個核能供熱項目相繼投運，海南昌江多用途小堆示范項目也已開工建設

高溫氣冷堆供熱更具突出優勢。相較于壓水堆主蒸汽溫度 284℃、壓力 6.8MPa，高溫氣冷堆主蒸汽品質更高，主蒸汽溫度為 571℃，壓力為 14.1MPa(高溫氣冷堆一回路冷卻劑氦氣出口溫度高達 750℃，輸送過程中有一定的熱損失)。經過蒸汽轉換設備可以提供該溫度壓力以下各種參數的工藝蒸汽。20 萬千瓦機組蒸汽產量可達 600T/h，與目前石化園區煤鍋爐產量參數、溫度和壓力基本一致，模塊式高溫氣冷堆將是替代石化園區煤鍋爐的一項重要技術方案。此外，根據中核集團數據，高溫氣冷堆的限制區半徑僅為 1km，因此，可以貼近核電廠區建設石化產業，以減少蒸汽輸送過程中的熱損失。

核能蒸汽還可以用于稠油熱采。稠油也被稱作高粘度原油，是我國油氣資源的重要組成部分，根據中國石油石化數據，其在全球原油儲量中占比 70%，但開采難度極大。稠油開發主要通過熱力采油法，其中蒸汽吞吐、蒸汽驅是使用范圍最廣、采出油量最多的方式。

1)蒸汽吞吐是先將高溫高壓的蒸汽注入油層，對油井周圍油層加熱降黏，燜井換熱后再開井采油;2)蒸汽驅是向井中持續注入高溫高壓蒸汽，通過蒸汽將地下原油加熱，然后將鄰近變稀的原油驅向采油井采出。

高溫氣冷堆的主蒸汽可滿足稠油熱采蒸汽不同壓力和溫度的要求，并根據用戶需要進行參數調節。隨著原油供應日漸短缺和國際油價的上漲，連續穩定開采稠油將日趨緊迫，這將為高溫氣冷堆助力稠油熱采提供廣闊市場機遇。除了常規發電，以及用于石油精煉、稠油熱采外，高溫氣冷堆還可用于頁巖油提煉、合成氨及化肥生產、乙烯和甲醇合成、海水淡化、煤化工等領域。

2.核能制氫

核能制氫并不是通過核能發電，再利用電解水制氫，因為核電的發電成本并非是最低的，而是采用熱化學制氫的新模式，在為制氫工藝提供電能和熱能而不釋放溫室氣體。目前，主要可以通過高溫氣冷堆與三種工藝耦合制氫，即高溫蒸汽電解(HTSE)、蒸汽甲烷重整(SMR)、硫碘(SI)循環。其中，國際上公認最具應用前景的催化熱分解方式是由美國開發的硫碘(SI)循環。其原理是將核反應堆與熱化學循環制氫裝置耦合，硫循環從水中分離出 O2，碘循環分離出 H2。目前以 SI 循環為代表的熱化學循環研究已經從小試走向了中試，高溫氣冷堆耦合 SI 循環制氫具有光明的前景，即使當前的反應堆出口溫度略低于制氫工藝所需，也可以考慮通過分兩階段、補充額外的熱量來完成整個重整過程。

從各國發展進程看，早在 2004 年，美國能源部(DOE)啟動了核能制氫研究工作，但其工業規模示范仍受制于高溫反應堆研發和商業化。其投入的 3 個現役核電機組低溫電解制氫最早于 2023 年投入商運。法國、英國均將核能作為制綠氫的關鍵能源，但并未提出具體實現路徑。我國從 2004 年開始論證核能制氫的可行性，計劃在 2022-2023 年形成工業示范工程建設方案，啟動工程項目相關工作。根據國際能源網報道，中核集團遠期的目標是在 2030 年后，利用已成熟的核能制氫和棄電制氫為產業源頭，開拓儲氫、運氫、氫燃料電池等中下游產業。

核能制氫的清潔性優勢顯而易見。然而，當前高溫氣冷堆的經濟性、以及如何保證易燃的氫氣在制氫過程中的安全運輸和儲存仍然是需要考慮的問題。挑戰未來核能制氫的發展，除技術難題外，高溫氣冷堆的大規模應用也將是關鍵。

3.火電原址復用

高溫氣冷堆在替代火電方面也具有突出優勢。蒸汽參數方面，高溫堆與常規火電超高壓機組參數基本相當，其汽輪發電機組的規格和系列也與火電廠非常接近，可以很好地利用現有火電廠汽輪機組。據中核集團數據，按年利用 7000 小時計算，2 臺 60 萬千瓦高溫氣冷堆機組替代超潔凈排放煤電機組，每年可減少燃煤使用(標煤)約 280 萬噸，減少煙塵約 132 噸，二氧化硫約 960 噸，氮氧化物約 1320噸，可明顯改善環境質量。