核能制氢是核能多样化应用的重要方向。通过将核反应堆与先进制氢工艺耦合，以水为原料利用热和/或电实现大规模制氢，具有不产生温室气体、效率高、规模大等优点。核能制氢技术路线可分为核电制氢（提供电能）、核热制氢（提供热能）和电热混合制氢（提供热能和电能）。其中，高温气冷堆（HTGR，出口温度700-950℃）被美、英、日及中国等核大国列为核能制氢首选方案，核能制氢有望成为绿氢规模化生产的新路径。

核能制氢具有显著优势：①可有效承接核能弃电，提升核能利用率。核电站关停成本极高，一般每连续工作1-1.5年才关停检修，用电波谷无法消纳的电量可用于制氢。②可提升制氢效率，降低制氢成本。核能进行甲烷热分解（TDM）制氢，过程中产生纯固体碳易捕捉，热解所需高温由核电厂直接提供，能量需求比常规水电解低8倍。③核能制氢碳强度显著降低，有助于减少重工业和长途运输的全球温室气体排放。

能够与制氢工艺耦合的反应堆有多种选择，但制氢效率与工作温度密切相关。核电制氢（电解水）总效率仅30%甚至更低，经济性较差。核热制氢（热化学制氢）热能至氢能转换率可达60%以上，目前最优方案是美国通用原子能开发的碘硫循环。电热混合制氢（高温蒸汽电解）效率接近60%。三种路线都需要核反应堆提供高温工艺热，高温气冷堆（出口温度700-950℃）和超高温气冷堆（950℃以上）是最优选择，目前美、英、日及中国均将HTGR列为首选方案。

SOEC（固体氧化物电解池）工作温度700-1000℃，能耗仅2.6-3.6kWh/Nm³（ALK为4.5-5.5、PEM为3.8-5.0）。核电厂平均可在95%以上时间内持续发电，远优于风光等可变能源。核能同时提供热能和电能，通过直接利用热能可避免蒸汽涡轮机中的能源损失，提高核电厂有效能源容量。核能与SOEC结合相比其他电解过程具有更低成本生产氢气的潜力，且可直接通过蒸汽和CO₂生成合成气用于液体燃料合成。

表4：主流电解水制氢技术对比

指标	ALK（碱水）	PEM（纯水）	SOEC（固体氧化物）
工作温度（℃）	≤90	≤80	700-1000
能耗（kWh/Nm³）	4.5-5.5	3.8-5.0	2.6-3.6
电堆寿命（h）	12,000	10,000	10,000
电解槽成本（元/W）	2,800-4,200	14,000	7,000-10,500
技术成熟度	技术成熟	商业化示范	实验室阶段

国内SOEC领域已有明显布局：三环集团是全球SOFC/SOEC产业链核心环节，掌握从材料、单电池、电堆到系统全链条技术，国内首台35kW和50kW大功率SOFC发电系统，为全球SOFC/SOEC龙头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项目。思伟特10kW级SOEC制氢系统样机下线，系统效率>82%。质子动力拥有SOFC863项目经验，MW级产线已投运。核能制氢作为SMR多样化应用的重要方向，有望打开核电产业链长期成长空间。

核能制氢是SMR和高温气冷堆的重要应用方向，重点关注：①高温气冷堆相关：佳电股份（主氦风机）、科新机电（贮存压力容器）；②SOEC技术：三环集团（SOFC/SOEC全链条，Bloom Energy供应商）、壹石通（SOEC项目规划）、质子动力（MW级产线）；③核能制氢整体解决方案：中国核电（高温气冷堆HTR-PM运营）、中国广核。核能制氢技术成熟度仍偏低，但长期空间广阔，建议关注示范项目进展及政策催化。