2060年我国核能发电量有望占15.1%，还将扮演这些角色

10月11日，中国人民大学应用经济学院、中国人民大学全球能源战略研究中心、南方电网能源发展研究院有限责任公司联合发布《“双碳”目标下的核能产业:产业链协同与国际合作》报告（以下简称“报告”）。报告指出，中国具备较完整的核能产业链和较强的工程交付能力；未来应通过市场机制识别并实现核能的系统价值，同时加强供应链韧性、全生命周期治理和先进核能技术布局。

核能定位之变：从单一发电到多元利用

报告指出，全球能源转型正在从单一追求低碳，转向安全、低碳与可负担性并重。化石能源基础设施成熟、调度能力强，但碳排放和环境外部性突出；风电、光伏清洁低碳、边际成本较低，却受气象条件影响，具有间歇性和波动性。随着新能源占比提高，电力系统对备用容量、储能、输电和稳定支撑的要求上升。因此，能源方案的比较不能只看单台机组的度电成本，还要考虑全系统供电可靠性、减排效果和长期成本。

核能的终端利用正从单一发电向电、热、氢、水等多元用途拓展。电力仍是最成熟、规模最大的利用形式。通过汽轮机抽汽和余热利用，核电可以为城市供暖和工业园区提供热力与蒸汽；高温气冷堆可为工业供汽提供热源。需要指出的是，核能制氢的经济性高度依赖于特定技术路线、供氢规模与系统边界，其商业模式及更复杂的多能联供仍需持续开展技术验证与条件检验。综合能源枢纽应优先布局在终端需求集中、用户稳定、与核电厂址相邻且能够共享基础设施的地区，并依据成熟度分阶段推进。

中国核电：规模扩张与质量提升并行

截至2025年底，我国在运和核准在建核电机组共112台，装机规模约1.25亿千瓦，核电发电量约4852亿千瓦时，平均利用小时达到7809小时。以华龙一号为代表的第三代压水堆已经进入批量化建设阶段，高温气冷堆、快中子堆和小型模块化反应堆也在持续推进工程示范。中国核电的优势不仅体现在单项技术和设备国产化上，也体现在设计、制造、建设、调试和运营能够形成连续协同的工程能力。

在新型电力系统中，核电的价值不仅体现于提供稳定的基荷电力，也体现于保障供电安全、支撑低碳转型以及与风光等新能源形成互补。新能源大规模接入后，系统面临源荷不确定性增强、净负荷波动加大以及惯量和电压支撑变化等问题。核电作为大型同步电源，可以提供稳定电量和可靠容量，并在符合机组技术条件时提供惯量、无功和电压支撑。风电、光伏适合提供低边际成本的绿色电量，核电则能够提供确定性出力和系统支撑，二者在电力系统中具有互补性。具体支撑能力应结合机组运行状态、电网结构和系统需求评估，不能仅凭装机容量推定。

基于RUC-MESSAGEix-China模型的情景分析显示，在快速减排情景下，到2060年核电装机占比约为4%，发电量占比约为15.1%。装机占比与发电量占比之间的差异，体现了核电较高利用水平。模型同时显示，快速减排情景下电力行业排放大幅下降。以上结果是基于特定模型、成本和政策假设得出的情景分析，用于展示不同转型路径下的能源结构变化，不应被理解为确定的未来预测。这些结果提示，在较强碳约束下，核电等稳定低碳电源可以发挥重要作用；核电发展规模和节奏需要与新能源建设、电网条件、灵活性资源配置及安全要求统筹考虑。