北京
10月11日，《“双碳”目标下的核能产业：产业链协同与国际合作》报告由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与南方电网能源发展研究院有限责任公司联合发布。
报告基于RUC-MESSAGEix-China模型测算，在快速减排情景下，到2060年核电装机占比约4%，发电量占比约15.1%。模型同时显示，该情景下电力行业排放大幅下降；装机占比与发电量占比的差异，反映出核电较高利用水平。
报告认为，中国已具备相对完善的核能产业链和较强工程交付能力，未来应通过市场机制识别并兑现核能系统价值，同时强化供应链韧性、全生命周期治理和先进核能技术布局。
报告指出，全球能源转型正从单一低碳转向安全、低碳与可负担性并重。风电、光伏清洁低碳但具有间歇性波动性，新能源占比提高后，电力系统对备用容量、储能、输电和稳定支撑的要求上升。
报告提出，能源方案比较不能只看单台机组度电成本，还需统筹全系统供电可靠性、减排效果和长期成本。
截至2025年底，我国在运和核准在建核电机组合计112台，装机约1.25亿千瓦，发电量约4852亿千瓦时，平均利用小时7809小时。华龙一号代表的第三代压水堆进入批量化建设，高温气冷堆、快中子堆及小型模块化反应堆同步示范。
中国核电的优势不仅体现于单项技术和设备国产化，也在于设计、制造、建设、调试、运营形成连续协同的工程能力。核能终端利用正从单一发电向电、热、氢、水等多元用途拓展，汽轮机抽汽和余热利用可为城市供暖和工业园区提供热力与蒸汽。
核能制氢的经济性高度依赖特定技术路线、供氢规模与系统边界，商业模式及多能联供仍需持续技术验证。综合能源枢纽宜优先布局在终端需求集中、用户稳定、与核电厂址相邻且能共享基础设施的地区，并依据成熟度分阶段推进。
在新型电力系统中，核电可提供确定性出力和系统支撑，与风电、光伏形成互补；具体支撑能力应结合机组状态、电网结构和系统需求评估，不能仅凭装机容量推定。
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本文源自：市场资讯
作者：知叙
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