评估小型模块化核反应堆在基于电解的氨生产中行业渗透率的框架构建

《International Journal of Hydrogen Energy》：The development of a framework to assess the sectoral penetration of small modular nuclear reactors in electrolysis-based ammonia production

　　

电解制氢有助于推动氨生产等高排放行业脱碳，而这类行业通常难以直接实现电气化。然而，关于基于小型模块化核反应堆的电解制氨系统（SMNRPP-NH₃）的渗透路径，目前仍缺乏系统性认识。该研究提出了一个用于模拟SMNRPP-NH₃系统采纳过程的框架，并评估其替代传统氨生产路径的潜力。以加拿大阿尔伯塔省为案例的研究表明：在碳价为170美元/tCO₂的条件下，到2050年，SMNRPP-NH₃系统可满足该地区75%的氨需求，其平准化氨成本（LCOA）为420美元/tNH₃，比基于天然气的氨生产低16%。高技术学习率、资本成本下降以及加速部署对渗透率的影响，比传统氨生产路径的温室气体（GHG）足迹更为显著。研究结果可为政策制定和长期投资规划提供依据，以支持电解技术在氨生产部门中的集成。所构建的框架经过适当数据调整后，也可在全球范围内复制应用。

该文发表于《International Journal of Hydrogen Energy》，聚焦于小型模块化核反应堆发电厂驱动电解制氢并耦合哈柏-博施工艺（Haber-Bosch synthesis unit, HBSU）的低碳合成氨路径，旨在回答在化石能源依赖型地区，这一路径能否以经济可行方式逐步替代传统天然气制氨（NG-NH₃）的问题。研究背景在于，氨生产是工业部门重要的高排放过程，全球主流路线依赖天然气蒸汽甲烷重整（SMR）制氢并进入哈柏-博施工艺，氢气制备环节贡献了绝大部分排放。尽管电解制氢可显著降低氨生产生命周期温室气体（GHG）排放，但其在氨价值链中的扩张长期受制于成本、规模化能力以及供能方式。既有可再生能源耦合电解的研究往往依赖高资源禀赋区位与完善的氢储运基础设施，这限制了其广泛推广。相比之下，小型模块化核反应堆发电厂（SMNRPP）具有可近厂部署、模块化制造、较低土地占用以及电力市场价格跟随能力等潜力，因此被视为可支持电解制氢制氨的替代供能技术。

现有研究的关键不足在于，集成能源系统模型（IES）虽然可进行长期最小成本扩张分析，但通常依赖完全预见（perfect foresight）与外生初始技术存量设定，难以充分表征新兴技术在融资约束、非线性学习、政策不连续和路径依赖条件下的行业渗透过程。主体基于消费者行为的主体模型（ABM）、扩散模型和技术接受模型则更适于居民或交通部门，难以刻画工业部门中资本密集型技术替代的双市场收益机制与成本不确定性。研究人员因此提出一种新的行业渗透评估框架，用于预测SMNRPP-NH₃系统在氨生产部门中的分阶段替代过程，并建立从初始装机、年度扩容到完全行业饱和的动态刻画方法。论文的创新点主要包括：同时考虑电解槽采纳与为电解供能的核电技术采纳；通过hindcasting反推实现完全饱和所需的初始及阶段性装机；利用类比低碳技术增长指数而非单纯历史时间序列来参数化扩散过程；将技术经济变量作为可行性空间（feasibility space）的约束条件；并在阿尔伯塔案例中检验该框架的适用性。

为开展研究，研究人员构建了SMNRPP-NH₃ system Adoption Model in the Ammonia Production sector（SNA-MAPs）框架，整合了LEAP-Canada发电扩张规划模型、UC-ED-SMNRPP-NH₃机组组合-经济调度模型、基于贴现现金流（DCF）的平准化氨成本（LCOA）模型、全局不确定性与敏感性分析，以及逻辑斯蒂（logistic）技术替代模型；案例区域为加拿大阿尔伯塔省，需求基准为区域年产氨约350万吨。研究还采用Monte Carlo模拟、Morris全局敏感性分析和回归相关式推导，用于刻画学习率、利率、碳价、资本成本和部署节奏对行业渗透的影响。

在系统边界方面，研究人员将空气冷却首堆型（FOAK）SMNRPP驱动的低温电解（LTE）制氢、空气分离单元（ASU）、哈柏-博施合成单元（HBSU）、储氢与储氨设施以及电力系统中的价格跟随与套利操作纳入统一分析边界。反应堆类型设定为压水反应堆（PWR）和轻水堆（LWR），采用低浓铀燃料，并考虑SMNRPP可在电力市场中进行价格跟随和负荷跟随。电解技术优先选择质子交换膜电解槽（PEM），原因在于其动态响应速度快、适于负荷波动工况、热惯性低且技术成熟度高，而高温电解（HTE）及固体氧化物电解槽（SOEC）仍面临商业化程度不足和材料应力问题。氨合成侧则考虑现有HBSU最低稳定运行负荷为额定能力的70%，以贴近工业实际。

在方法学部分，论文首先通过LEAP-Canada模型得到2050年前后的区域电力需求、发电技术容量与可再生能源（RE）占比情景；在该结果基础上，UC-ED-SMNRPP-NH₃模型对SMNRPP在电力市场与制氨系统中的联合运行进行逐时优化，求解不同市场采纳水平下SMNRPP、电解槽和储能/储料设施的成本最优容量。之后，研究人员基于净现值（NPV）与贴现现金流建立LCOA模型，将资本开支（CAPEX）、固定与可变运营成本（FOPEX/VOPEX）、更换成本（REPEX）、退役成本（DECEX）、催化剂成本及电力套利收入和碳减排收益综合到平准化氨成本估算中。进一步地，论文基于不确定性分析结果构建线性回归方程，用于预测不同阶段新增SMNRPP-NH₃装机对应的LCOA。最后，通过逻辑斯蒂技术替代模型刻画从2030年开始SMNRPP-NH₃逐步取代NG-NH₃的扩散路径，并按低、正常、高、加速四类增长情景设定从10%增长至90%饱和值所需时间。

研究结果部分可概括如下。

3.1. Determining potential levelized cost trajectories realizable in the near term
研究首先评估了2050年前后SMNRPP-NH₃系统的近期可实现成本轨迹。结果表明，在无碳价情景下，SMNRPP-NH₃的LCOA约为535美元/tNH₃，代表缺乏政策支持和排放约束时的成本竞争力上限。若要在2050年前实现与NG-NH₃成本持平，LCOA需降至500美元/tNH₃以下，这要求SMNRPP资本成本下降11%–15%，并配合170美元/tCO₂的碳价。研究据此指出，15%的资本成本返还与到2030年达到170美元/tCO₂的碳价可为SMNRPP-NH₃形成长期成本驱动的扩张路径。敏感性分析表明，SMNRPP资本开支是LCOA波动的主导因素；利率与安装年份也具有较高敏感性；劳动成本和电解槽CAPEX属于中等敏感因素，而退役成本与燃料成本在折现后对LCOA影响较小。回归关系还显示，SMNRPP装机、电解槽装机与年产氨量之间近似呈线性关系，说明伴随装机扩张，氨产量可近似按比例提升。

3.2. Impact of learning-by-doing, interest rates, emission factor, and carbon prices on long-term SMNRPP-NH₃ system cost reduction and adoption
该部分分析不同技术经济参数对2030—2060年LCOA轨迹的影响。结果显示，学习效应（learning-by-doing）是长期成本下降的核心驱动因素。当SMNRPP与电解槽学习率达到15%–20%时，LCOA到2060年可降至约230美元/tNH₃；若考虑核技术中途因设计锁定、标准化和成熟度提升导致的跨周期学习率下降，则较现实的最低LCOA区间约为370–400美元/tNH₃。相比之下，跨十年利率波动对长期LCOA轨迹影响有限，系统在接近饱和时大致稳定于440美元/tNH₃左右；即便利率逐阶段改善，其降本效果仍不及学习率显著。碳价提高和传统NG-NH₃排放因子上升对长期LCOA下降曲线影响也较小，说明它们更像初始采纳激励，而非长期持续降本的根本动力。研究据此强调，若要在2050年前后实现接近完全替代，需要在2030年前后进行450–600 MW级别的积极早期装机，以通过规模效应和学习效应迅速压低成本。

3.3. SMNRPP capacities and SMNRPP-NH₃ LCOA up to sectoral saturation
该部分给出了低、正常、高和加速四类增长情景下，20年与30年两种部署期内的SMNRPP-NH₃扩散轨迹。结果显示，达到完全行业饱和时所需SMNRPP累计装机约为4.05 GW，对应最低LCOA约400美元/tNH₃；低增长情景下累计装机可低至3400 MW。高增长和加速增长情景中，年最大新增装机约为2020 MW。低增长情景下，虽然早期装机模式与加拿大风电、光伏初期扩张相似，但若缺乏持续政策支持，后续装机会受限，LCOA下降缓慢，难以形成充分规模经济。正常增长情景则在容量扩张速度与成本下降之间实现较好平衡。高增长和加速增长情景在初期两次扩容后即可出现明显LCOA陡降，但维持这种扩张速度需要同步解决制造能力、监管延迟和社会接受等约束。所有增长情景下，当累计装机接近目标容量的75%后，LCOA下降速度均趋于放缓并稳定在约410美元/tNH₃，反映出技术成熟后边际降本递减。

3.4. Uncertainty in the cumulative installed SMNRPP capacity for sector saturation over several deployment horizons
研究进一步比较了20—70年不同部署期下实现完全替代所需累计SMNRPP装机的不确定性。结果表明，随着增长情景从低增长转向加速增长，不确定性显著降低，尤其在较短部署期内更为明显。低增长情景在20年和30年部署期内的四分位距（IQR）分别达到126 MW和82 MW，说明到2050—2060年间是否能够实现完全替代仍存在较大不确定性。高增长和加速增长情景的IQR则接近0，表明在这些情景下实现电解制氨渗透具有较高确定性，但前提是制度环境能够支持如此快速的扩张。研究还发现，延长部署期可普遍降低不确定性；当部署期延长至40年、50年甚至60—70年时，各增长情景的IQR均明显收窄，说明长期持续部署更有利于实现技术标准化、制造规模化及监管适配，从而提升SMNRPP-NH₃的行业替代可达性。

3.5. The effect of deployment pace on the LCOA and cumulative SMNRPP capacity
该部分重点分析早期激进扩容策略的作用。结果显示，在低增长和正常增长情景下，如果在第一年通过政策支持实现大规模快速安装，则首批SMNRPP-NH₃系统即可达到低于500美元/tNH₃的成本水平，从而与NG-NH₃形成成本竞争，并为后续持续部署提供经济合理性。激进的初始部署还可使系统更快降至约420美元/tNH₃，并减少为实现累计容量目标所需的后续扩容次数。相对地，若采用渐进式扩容，虽然实施风险可能更可控，但达到成本竞争力和行业大规模替代的时间将被明显推迟。因此，研究认为早期高容量部署在经济性改善和行业渗透中具有放大效应，但也伴随更高的实施与投资风险。

在讨论部分，研究人员指出，该研究构建的是一种概率意义上的可行性包络，而非对具体项目的精确预测。逻辑斯蒂扩散轨迹代表一种政策稳定条件下的理想化增长过程，但核能部署在历史上常受到公共接受、融资环境和监管变化的阶段性冲击，因此实际扩张可能呈现非连续特征。论文强调，若SMNRPP长期学习率处于中高区间（10%–15%），则其与碳捕集与封存耦合天然气制氨路径之间的成本差距将在2040—2050年显著缩小；若学习率仅有5%–7%，则在缺乏强力政策支持时难以长期保持成本优势。融资成本同样重要，高风险环境下核项目可能面临更高风险溢价，因此国家担保、贷款担保等风险共担机制对于降低有效资本成本至关重要。论文同时指出，监管能力建设、选址许可提速、劳动力准备和配套基础设施建设也是实现大规模扩张不可忽视的制度条件。研究还提出，在不同资源禀赋与政策环境下，SMNRPP-NH₃未必是唯一主导路径，SMNRPP价格跟随能力与可再生能源条件匹配的混合型低碳制氨配置，可能在技术经济上更具优势。

论文也明确了研究局限。首先，电力系统未显式刻画输电网络与拥塞效应；其次，未内生考虑SMNR技术商业化不达预期、电池储能等新技术竞争、电解槽关键矿物供应风险、核燃料供应链约束、首堆型SMNR许可时滞以及新核基础设施社会许可成本。研究还未纳入国际氨贸易对区域采纳路径的影响，并假定SMNRPP-NH₃主要替代本地供应。作者建议未来应将分析期延伸至2075年或2100年，并在统一边界下比较其他低碳制氨路径。

研究结论部分可译述为：对于缺乏时间序列数据的新兴技术，尤其是电解制氢这类其替代潜力取决于电解供能技术采纳的系统，亟需新的时间依赖型增长评估方法。对于电解制氢制氨而言，基于小型模块化核反应堆的发电厂（SMNRPP）是实现成本竞争性采纳的关键驱动。该研究提出了氨生产部门SMNRPP-NH₃系统采纳模型（SNA-MAPs）框架，用于预测SMNRPP驱动电解制氢制氨的行业渗透，并确定以到2050年实现完全行业饱和为目标时，天然气制氨（NG-NH₃）被SMNRPP-NH₃系统部分替代的比例。将该不依赖特定司法辖区的框架应用于加拿大阿尔伯塔省后发现，在常规低碳技术增长率下，到2050年累计装机的SMNRPP-NH₃系统可满足该地区约75%–79%的氨需求。若通过高容量SMNRPP新增装机加速部署，则到2050年约95%的氨供应可由电解制氢满足。要在本十年末前后实现快速渗透和高氨产量，需要多种因素协同，包括提高SMNR与电解槽学习率、降低初始资本成本，以及到2030年使天然气制氨设施面临超过170美元/tCO₂的碳价。若缺乏能够加快许可、简化选址要求并协调基础设施建设本地接受度的强有力投资拉动与需求推动政策，SMNRPP驱动电解制氨替代天然气制氨的潜力，可能难以在本世纪中叶脱碳时间尺度内得到充分实现。SNA-MAPs框架在进行必要数据调整后，也可推广到其他地区，用于支持基于电解的合成氨生产的成本竞争性扩散；未来研究应进一步纳入国际贸易对SMNRPP-NH₃系统采纳轨迹的影响。