1.发电与工艺蒸汽
核能是清洁、低碳、安全高效的基荷能源。一台60万千瓦级别的高温气冷堆年发电量可达40亿千瓦时以上。核电相较于风光等新能源，电力供应更加稳定，能够满足石化行业、石化产业园区对能源供应系统的稳定性要求。
核能供热在三代核电就已经开始推广。根据澎湃新闻报道，当前我国压水堆核电站的热电转化效率只有35%左右，其余热量以大量海水作冷却后排入大海，而这部分热量完全可以通过回收作供热使用。因此核能供热项目在三代核电领域就已经开始推广示范。例如2021年11、12月，山东海阳、浙江海盐两个核能供热项目相继投运，海南昌江多用途小堆示范项目也已开工建设。
高温气冷堆供热更具突出优势。相较于压水堆主蒸汽温度284℃、压力6.8MPa，高温气冷堆主蒸汽品质更高，主蒸汽温度为571℃，压力为14.1MPa（高温气冷堆一回路冷却剂氦气出口温度高达750℃，输送过程中有一定的热损失）。经过蒸汽转换设备可以提供该温度压力以下各种参数的工艺蒸汽。20万千瓦机组蒸汽产量可达600T/h，与目前石化园区煤锅炉产量参数、温度和压力基本一致，模块式高温气冷堆将是替代石化园区煤锅炉的一项重要技术方案。此外，根据中核集团数据，高温气冷堆的限制区半径仅为1km，因此，可以贴近核电厂区建设石化产业，以减少蒸汽输送过程中的热损失。
核能蒸汽还可以用于稠油热采。稠油也被称作高粘度原油，是我国油气资源的重要组成部分，根据中国石油石化数据，其在全球原油储量中占比70%，但开采难度极大。稠油开发主要通过热力采油法，其中蒸汽吞吐、蒸汽驱是使用范围最广、采出油量最多的方式。
1）蒸汽吞吐是先将高温高压的蒸汽注入油层，对油井周围油层加热降黏，焖井换热后再开井采油；2）蒸汽驱是向井中持续注入高温高压蒸汽，通过蒸汽将地下原油加热，然后将邻近变稀的原油驱向采油井采出。
高温气冷堆的主蒸汽可满足稠油热采蒸汽不同压力和温度的要求，并根据用户需要进行参数调节。随着原油供应日渐短缺和国际油价的上涨，连续稳定开采稠油将日趋紧迫，这将为高温气冷堆助力稠油热采提供广阔市场机遇。除了常规发电，以及用于石油精炼、稠油热采外，高温气冷堆还可用于页岩油提炼、合成氨及化肥生产、乙烯和甲醇合成、海水淡化、煤化工等领域。
2.核能制氢
核能制氢并不是通过核能发电，再利用电解水制氢，因为核电的发电成本并非是最低的，而是采用热化学制氢的新模式，在为制氢工艺提供电能和热能而不释放温室气体。目前，主要可以通过高温气冷堆与三种工艺耦合制氢，即高温蒸汽电解（HTSE）、蒸汽甲烷重整（SMR）、硫碘（SI）循环。其中，国际上公认最具应用前景的催化热分解方式是由美国开发的硫碘（SI）循环。其原理是将核反应堆与热化学循环制氢装置耦合，硫循环从水中分离出O2，碘循环分离出H２。目前以SI循环为代表的热化学循环研究已经从小试走向了中试，高温气冷堆耦合SI循环制氢具有光明的前景，即使当前的反应堆出口温度略低于制氢工艺所需，也可以考虑通过分两阶段、补充额外的热量来完成整个重整过程。
从各国发展进程看，早在2004年，美国能源部（DOE）启动了核能制氢研究工作，但其工业规模示范仍受制于高温反应堆研发和商业化。其投入的3个现役核电机组低温电解制氢最早于2023年投入商运。法国、英国均将核能作为制绿氢的关键能源，但并未提出具体实现路径。我国从2004年开始论证核能制氢的可行性，计划在2022-2023年形成工业示范工程建设方案，启动工程项目相关工作。根据国际能源网报道，中核集团远期的目标是在2030年后，利用已成熟的核能制氢和弃电制氢为产业源头，开拓储氢、运氢、氢燃料电池等中下游产业。
核能制氢的清洁性优势显而易见。然而，当前高温气冷堆的经济性、以及如何保证易燃的氢气在制氢过程中的安全运输和储存仍然是需要考虑的问题。挑战未来核能制氢的发展，除技术难题外，高温气冷堆的大规模应用也将是关键。
3.火电原址复用
高温气冷堆在替代火电方面也具有突出优势。蒸汽参数方面，高温堆与常规火电超高压机组参数基本相当，其汽轮发电机组的规格和系列也与火电厂非常接近，可以很好地利用现有火电厂汽轮机组。据中核集团数据，按年利用7000小时计算，2台60万千瓦高温气冷堆机组替代超洁净排放煤电机组，每年可减少燃煤使用（标煤）约280万吨，减少烟尘约132吨，二氧化硫约960吨，氮氧化物约1320吨，可明显改善环境质量。
