核能热电联供项目发展困境及未来发展方向

摘要

自上世纪50年代起，英国、瑞典等国家逐步探索实现了核能发电+供热的联产模式。进入21世纪后，我国也逐步推进落实热电联产工作，先后建成了海阳核电站、红沿河核电站等多个热电联产项目。

在 “双碳” 目标与北方清洁供暖需求双重驱动下，核能供热凭借清洁低碳、安全可靠、经济高效等优势，成为能源转型的重点方向。但其在发展过程中也存在一定的困局，本文重点分析核能供热项目存在的问题以及未来方向，为核能利用拓展新思路。

一、核能供热发展历史

国外核能供热起步早、应用广，以热电联产、专用供热堆、漂浮式核电厂为核心路线，在欧洲、俄罗斯、北美形成成熟体系，全球约 70 台核电机组具备供热能力。1956 年英国卡尔德霍尔核电厂实现发电+工业供热联动，率先开启了核能热电联产的应用范例。后续瑞典、俄罗斯、美国、法国、加拿大等国逐步拓展应用模式、提高应用效率，形成了以低温供热堆、压水堆余热利用两大技术路线为核心，以提高民生供暖、带动工业蒸汽使用为基本原则的核能利用模式，核能利用的经济性与安全性同步提升。

我国核能供热历经科研攻关、试点验证、商用规模化三阶段，从技术储备走向民生应用，成为全球核能供热发展最快的国家。1981 年清华大学提出低温核供热倡议，经过多年科研攻关、技术积累。2019 年山东海阳核电站供热一期投运，成为国内首个核能供热商用项目。后续海阳二期、海阳三期、红沿河项目投运，浙江海盐项目启动，将核能供热模式推广至全国各地。2024 年田湾核电和气一号投运，成为国内首个工业核能工业供汽项目。

国内外典型项目对比表

二、核能供热难点分析

核能供热较之传统供热方式存在明显的优点。首先是清洁环保，核能供热替代燃煤可以大幅降低二氧化碳及硫化物等有害物质的排放量，能够有效改善北方冬天的雾霾天气。其次，核能机组寿命长达60年，能够长期稳定提供热源，比燃煤锅炉使用寿命更长，热源长期稳定。此外核电机组单纯发电效率 30%-40%，热电联产能将能源利用率提升至 60%-80%，提升能源利用率的同时还可为核电站带来售热收入，实现降碳减排环保效益与增收增效经济效益的双赢。与此同时核能供热也存在许多难题需要解决。

1.地理位置受限

核电站运行会产生巨大热量，必须依靠大量的水来冷却，因此核电站的选址通常依靠海边或者河边。同时为了保护公众安全，核电站必须远离人口密集区域，厂址半径5公里范围内不应有1万人以上的乡镇，10公里范围内不应有10万人以上的城镇。因此核电站的选址通常远离城市，必须铺设长距离管网才能够实现供热。

2.初期投资高，回报周期长

相较于传统燃煤锅炉能够在城区内或城区边缘建设，核能供热需要铺设长输管网，导致建设成本高，完善的长输管网建设项目动辄几亿甚至十几亿的初期投资，这让核能供热推广受到限制。目前核能供热项目以城区居民供热收入为主，投资回报周期长，对城市未来发展的要求高，需要依靠政府的强力推进和长期支持方能实现，导致投资市场对于此类项目的关注度不高。

3.长距离输热技术难度大、成本高

受限于核电的选址要求，核电站需要长距离输热至城区，存在较大热损失问题，影响了城市供热效率。虽然核电余热的出厂成本通常在30-40元/GJ,相较于传统燃煤的出厂成本（50元/GJ左右，受煤炭价格及运输成本不同略有增减）存在价格优势，但考虑到长输管网的建设成本以及供热损失后，实际用热成本可能会高于传统燃煤供暖。

4.季节性使用与热价调节问题明显

核能供热项目主要用于冬季城市供暖，其他季节核能余热无法充分利用。热能需求的季节性波动与核电机组长期运行的特性不匹配，造成核能余热的浪费以及管网资源闲置。这也是核能供热无法降低成本的主要原因之一。同时，供热涉及民生，价格受政府严格管控。如果核能供热成本高于传统燃煤（虽然长期看有优势，但初期成本高）导致热价无法覆盖成本，则供热企业的盈利空间将被进一步压缩。

5.工业企业利用参与难度大

核能除用于供热外，也可为工业企业提供热源或者蒸汽，为工业企业的生产提供便利。但由于核能行业长期由国家严格管控，涉及国家安全和公共安全，审批和参与难度较大，因此一般的工业企业难以参与。虽然在江苏徐圩等项目上出现了“破冰”迹象（如允许民资参股10%），但整体而言，这依然是一个门槛极高、难度极大的领域。实际存在用热需求的工业企业只能以“搭便车”的形式享受项目带来的便利，无法主动参与甚至主导项目的建设推进工作。

6.公众认知问题

经过多年来的政府宣传和引导，国内民众对核能供热公众态度正从 “谈核色变” 向 “与核为邻”转变。虽然福岛核电站事故对于国内民众的核能态度有所影响，2023 年全球 20 国 PACE 指数显示，国内公众对核能的支持度为反对的 3 倍，整体以支持态度为主。但国内民众的支持态度更多的是基于核能供热给民众带来福利，能够降低供暖费用。若核能供热成本过高，无法降低民众供热支出，其对项目的支持态度恐会有所转变。

三、后续需解决的关键问题

（一）突破长距离输热技术瓶颈

长距离输热的核心瓶颈是热损失控、压力失衡、水力工况复杂、投资与运维成本高。目前针对长距离输热的热量损失及运维成本较高问题，已形成以大温差 + 高效保温 + 中继加压 + 智能调控 + 多源互补为核心的成套突破方案，可有效延长供热距离并降低热量损耗。以聊热入济项目为例，北线长度达到110km、南线长度40km，采取大温差、复合保温、多级中继、智能调控的方式，实现了总供热能力1 亿㎡的突破。后续要将新型保温材料，超大温差输水，小型化、智能化、模块化中继站作为重点技术突破领域，降低长距离输热成本，助力核能供热产业发展。

（二）加强政府政策引导和产业布局

政府要提升产业布局谋划，在核电站选址阶段要结合未来的产业联动进行规划，降低后续核能利用项目的投资，提升产业联动可行性。同时要加强政策引导工作，对核能利用项目给与一定的资金支持。《2030 年前碳达峰行动方案》《“十四五” 现代能源体系规划》将核能供热列为清洁供暖、工业供汽重点方向，明确 “开展核能综合利用示范”。但实践中缺乏专项的资质支持，资金支持力度不足。

（三）优化商业模式

核能利用不能仅考虑供热需求，还要综合考虑工业蒸汽、碳排放减排、海水淡化、绿电制氢等其他利用途径。通过多元化使用场景，调节核能利用的季节性需求波动，提升项目收入，降低整体项目成本。通过专项的资金支持、财政补贴以及供热价格的市场化，增强项目的经济可行性。构建 “政府引导 + 市场运作 + 碳交易” 的联动机制，为核能利用发展提供助力。

（四）多元参与、利益共享

核能供热项目整体投资量较大，政府或平台公司单一主体投资压力过大。海阳项目、海盐项目已经形成了央企主导 + 地方参股 + 社会资本混合所有制模式。后续核能利用也可与零碳园区建设整合，形成“核热供气+零碳园区”整体开发的模式。所有用热企业以及社会资本均可作为项目的参与方，共同出资进行项目谋划与建设。用热企业参与建设、按用热量进行付费并给予一定的税收减免或降碳补贴，扩大融资主体和参与主体，所有单位风险收益共担，提升项目抗风险能力和可行性。

四、结论

核能供热是清洁供暖、能源转型、双碳落地的关键路径。当前我国核能供热已进入规模化扩张期，要从技术突破、政策引导、布局优化、模式创新、公众沟通等方向，破解投资、技术、经济、安全难题，推动核能利用从 “试点示范” 向 “全国推广” 跨越，为北方清洁供暖与工业低碳供能提供支撑。

参考文献

[1] 国家能源局。核能供热商用示范工程建设指导意见 [Z]. 2021.

[2] 中国核能行业协会。中国核能供热发展报告（2025）[R]. 2025.

[3] 国际原子能机构（IAEA）. 全球核能供热技术与应用白皮书 [R]. 2024.