核电如何助力传统能源企业清洁转型

碳转型任务紧迫，碳排放考核压力较大。

2.安全保供责任大，火电成本上升
由于我国“富煤、缺油、少气”的能源资源禀赋，以煤电为主的火电在平抑新能源大规模接入的波动性和随机性、保障新能源消纳和电网稳定的作用不可忽视，在新型电力系统建设中发挥压舱石作用。

到2030年随着新能源占据装机主体，煤电仍然是系统灵活性和发电量的第一大支撑电源。

到2060年出于系统安全性考虑，煤电依然会保持一定的规模。

但是火电灵活改造后，机组频繁启停会加速资产折旧，火电发电小时数下降，极大牺牲了经济性，付出了能耗、高碳排放的代价，并且伴随全国碳交易市场启动，煤电成本不断上升。

在煤价大幅波动背景下，2021年煤电企业的盈利空间受到高煤价、低电价的“两头挤压”，行业出现大面积亏损，高质量转型道路艰难。

3.煤化工、电解铝等高能耗产业升级需要可靠清洁能源保障
国家能源集团、大唐集团、国家电投等企业业务涵盖煤化工、电解铝等高耗能、高排放行业，在“双碳”目标背景下，相关产业面临着碳排放大、用能多、水资源短缺等挑战，迫切需要低碳清洁发展，寻找清洁、稳定的供能方案。

煤化工、电解铝在生产过程中，不仅会排放大量二氧化碳，而且会消耗大量能源，包括工艺蒸汽、电和氢，还需要大量的水资源。

2022年我国现代煤化工产业碳排放总量约为2.84亿吨，占全国碳排放总量的2.47%，煤制油、煤制天然气、煤制烯烃、煤制乙二醇碳排放量分别约为5154万吨、2420万吨、18433万吨、2391万吨。

2022年国家发改委发布《高耗能行业重点领域节能降碳改造升级实施指南（2022年版）》，推动现代煤化工等重点高耗能行业降低碳排放强度，加快推进绿色低碳转型，加强绿氢与煤化工耦合等前沿技术的开发。

2023年国家发展改革委等部门发布《关于推动现代煤化工产业健康发展的通知》，要求强化能效、水效、污染物排放标准引领和约束作用，稳步提升现代煤化工绿色低碳发展水平，加强传统能源与新能源综合开发利用。

二、推进核火协同发展对于促进传统能源企业转型的重要意义
“十四五”以来，国家支持积极安全有序发展核电，核电作为一种安全、高效、清洁的能源形式，近年来得到国际社会的广泛认可。

基于传统能源企业的发展基础与困境，推进核电与火电协同发展，发挥核电的优势，能够为传统能源企业优化能源结构、推进产业低碳转型提供一种新的解决思路。

1.有效利用退役火电厂址等资源
基于退役火电机组厂址建设核电站的策略，紧跟国家的能源产业政策，是一种解放思想、开拓思路的核能利用理念，是核能利用体系内的重大创新。

第四代核反应堆具有固有安全、模块化设计与建造和多用途等特性，技术上可以取消场外应急，具备替代关停退役中小火电厂老旧机组的潜力。

第四代核反应堆在原址替代火电方面具有众多优势，可利用原厂址一些共有设施，有利于火电厂址资源综合利用、国有资产保值增值；还可以有效地拓展第四代核反应堆的商业应用市场，对于缓解环境保护、节能减排与经济发展、社会稳定之间的矛盾具有重要的意义。

地方政府及火电厂在合作、互利、共赢基础上，典型火电退役厂址的替代技术可以充分发挥核电、火电各自的资源优势，重点围绕核能领域的战略合作，努力构建可行的核电站替代火电技术方案，从而推进核电站替代火电示范项目。

2.打造风电、光伏之外的绿色清洁能源，实现能源结构多元化
适度开展核电布局，是传统能源企业低碳化转型的重要途径。

核电在安全性、高效性和稳定性上具有优势，通过与可再生能源协调配合，确保能源电力安全稳定供应。

核能发电过程不产生温室气体排放，一台百万千瓦级的核电机组全年发电量接近80亿度，与相同等级的燃煤机组相比，等效减少二氧化碳排放
640万吨。

随着我国新型电力系统建设的不断推进，风光发电等在我国电力系统中的比例持续上升，核能的清洁低碳、安全高效的价值将进一步凸显。

国家电投围绕三代核电技术的较早布局，构建了更加低碳化的多元化能源结构，成为首家拥有光伏、风电、核电、水电、煤电、气电、生物质发电等全牌照的能源企业，清洁能源装机占比超70%；华能集团前瞻性布局第四代高温气冷堆等技术，并结合自身厂址资源优势，全力打造山东石岛湾、福建霞浦、海南昌江三大沿海核电基地，提高控股核电装机规模。

2023年12月华能石岛湾高温气冷堆核电站在完成168小时连续运行考验后，在荣成正式投入商业运行。

3.为高耗能、高排放产业提供绿色供能方案
核能正在从以往的单一供电模式，向供暖、供汽、制氢、海水淡化、制冷等领域多元化应用发展。

目前，国内已实现大型核电厂海水淡化、供暖应用，并在开展核能耦合石化行业供汽示范，以及推进核能高温制氢技术示范验证。

正在江苏田湾核电厂建设的核能供汽项目利用核电机组产生的工业蒸汽输送至连云港石化产业基地使用。

2022年东华能源与中国核电签署《战略合作协议》，并共同出资设立合资公司，推进高温气冷堆核能制氢，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，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。

同样，面对传统能源企业的清洁用能需求，核能可以与煤化工、电解铝等产业耦合发展，利用核能为相关产业提供绿电、工艺蒸汽、绿氢，以及海水淡化，是帮助其加快实现低碳化转型的主要途径之一。

4.创新发展，为企业未来经济增长储备新动能
核电作为技术成熟的清洁能源，具有不可替代的综合竞争优势和经济效益，以及社会效益。

与火电相比，核电生产不排放二氧化硫、烟尘、氮氧化物和二氧化碳等；与水电、风电、生物质能、地热能等相比，较少受自然条件的约束，发电效率稳定，规模效应大。

以中国核电有限公司为例，其作为国内核电行业的龙头企业之一，核能发电为其主营业务，2022年核电机组发电量累计为1852.39亿千瓦时，面临近年来疫情、成本上涨等诸多不利因素，其营业收入、毛利率和净利率均有所提升，显示了核电带来的强大创收能力。

传统能源集团加强核电项目开发与布局，不仅可以更好地满足人民群众对清洁能源的需求，还可以为将来经济增长储备新的动能。

2023年11月，国家电投“暖核一号”三期核能供热项目投运，供暖区域覆盖烟台海阳市、威海乳山市，供暖面积合计达1250万平方米，可满足约40万人口的清洁取暖需求，该项目以清洁、经济、稳定的供暖方式，实现了居民用暖价格不上涨、政府财政负担不增长、热力公司利益不受损、核电企业经营作贡献、生态环保效益大提升等多方共赢的效果，产生较好的社会效益。

三、核火协同发展的模式与策略建议
1.发展模式
传统能源企业可以在老旧火电退役替代、高耗能项目清洁供能、智慧能源系统、分布式供电等方面，探索打造核火协同发展多元化应用场景，具体如下。

场景1.老旧火电机组退役核电替代。

在面临退役的火电厂筛选合适的厂址建设大型核电机组，改造利用火电厂现有配套设施，同时有效利用火电运维人员，降低项目建造和运营成本
场景2.高耗能项目清洁供能。

面向煤化工、电解铝项目用能需求，采用高温气冷堆、熔盐堆、小型压水堆等先进核能技术，建立集核能供电、供汽、制氢、海水淡化等多能联供于一体的核能系统解决方案，满足产业绿色发展需求。

场景3.构建多能互补的智慧能源系统。

在化工园区、产业园区等特定应用场景，同步推进核电（小堆）、火电、风电、光伏等一体化能源布局，增设智慧储能、电解制氢、海水淡化等设施，利用信息化技术，通过智
慧平台智能调控，实现用电低谷期电力存储、制氢、制水，用电高峰期电力入网调峰，提高用能效率，达到多能源互补及供需平衡。

场景4.矿区分布式供能。

将来在远离电网的退役煤矿井，可以采取钍基熔盐堆技术，建造小型模块式反应堆或者配置可移动式核电源，发挥其小型化、模块化、一体化、非能动的特点，以及安全性高、建造周期短、部署灵活、可建在地下的优势，通过建设钍基熔盐堆作为清洁的分布式能源，在满足供电需求的同时，提供区域供暖/制冷、应急电源等服务。

2.策略建议
（1）差异化核电技术路线布局，打造未来竞争优势。

传统能源电力企业应在积极参与三代大型压水堆等核能发电主力堆型项目的投资参股，构建核产业链的利益共同体同时，换道超车，结合自身产业发展需求，围绕第四代核能技术，如以钍基熔盐堆等为主，进行布局，占领未来技术制高点，实现与其他核电企业的差异化发展，打造独特竞争优势；另外可面向未来聚变堆等技术及其中间转化技术，利用科创基金、产业基金等，开展科技成果转化孵化与股权投资，支持关键设备、部件与系统的开发，培育孵化未来创新型企业。

（2）开展火电厂址核电替代研究。

传统能源企业应梳理现有或计划退役火电厂址资源，联合核电设计院/咨询公司等，研究推进火电机组退役后调整开发为核电厂址的可行性，启动厂址调研勘探工作，先沿海后内陆，掌握一批适宜近期可部署的核电候选厂址资源，与中核集团、中广核集团等核电企业深化战略合作，以厂址资源为基础，换取在项目参股、联合开发与运营等方面的话语权，逐步建立健全核电站管理体系，做好人才、基础设施等储备。

（3）加大先进核能技术产业化合作。

传统能源企业应持续关注第四代核能系统、小型模块反应堆、聚变堆等先进核能技术的研发和示范进展，争取与中国科学院等相关核能研究机构开展合作，利用自身在资金、厂址、工程建设、市场应用等方面的优势，参与相关项目的建设与运营，联合推进先进反应堆技术产业化应用。

针对自身煤化工等产业清洁用能需求，与核电企业合作，联合开发核能综合利用项目，打造核能供给方案。