2026年3月4日，历经近18个月的审查之后，美国核监管委员会（NRC）颁发了泰拉能源（Terra Power）位于怀俄明州Kemmerer1号机组的建造许可证。这是美国近10年来首次批准商业核反应堆建设，也是美国核能复兴潮中率先落地的标志项目，美国能源部将分担其40亿美元总造价一半的成本。
这一电站有颇多特别之处，泰拉能源公司创始人是比尔·盖茨，反应堆采用钠冷快堆技术，功率345兆瓦，但还配备了熔盐储能系统，使得系统输出功率最高可至500兆瓦。还有，它利用了当地一座即将退役的燃煤电站诺顿（Naughton）的厂址，这座电站有3台煤电机组，其中一台已经改为气电机组。
这一厂址是将新建核电与煤电同址建设（co-locate），泰拉能源将电站选址于此，意在复用煤电厂现有的基础设施和劳动力。在业界，将退役煤电改建为核电的“煤改核”（C2N：coal to nuclear）研究，已经有颇多研究讨论。
简单来看，“煤改核”可以复用煤电厂已有的厂址资源和部分设备，降低新建核电厂址的成本，将高排放的电站改建为清洁低碳的电站。
相比风电、光伏，同样大小的厂址改建核电，能提供大得多的装机容量，其全生命周期碳排放不到煤电的百分之一，风电、光伏的十分之一。此过程中，地方就业、税收和产业基础也得以保留。理论上，“煤改核”是煤电低碳转型的路径之一，然而其技术可行性和经济性需要进一步研究和验证。
美国的“煤改核”研究目前处在领先地位，2022年9月，美国能源部联合多个国家实验室发布研究报告《退役煤电改核电的益处和挑战》，将157个退役煤电厂和237个在运煤电厂确定为可开展C2N的候选场址。
国家电投原董事长王炳华在2026春季核能可持续发展大会的发言中表示，建议国家层面关注和支持退役煤电厂改建核能领域的深化研究和论证，鼓励能源领域开展厂址分析遴选，牵头探索建立煤电厂址改建核电的流程、评价标准体系和相关配套政策；建议煤电企业与核电企业合作开展退役煤电厂址可行性深化研究，适时开展示范工程立项。
“煤改核”，怎么改
“煤改核”的核心逻辑是在煤电厂原址基础上，将核反应堆代替燃煤锅炉作为能量来源，并复用原有的厂址和设备设施、电网线路。
煤电厂通过锅炉燃烧煤炭的热量加热水产生蒸汽，再由蒸汽进入汽轮机发电，或者向工业园区或供暖系统供汽。“煤改核”的过程中，燃煤锅炉、煤炭输送和灰渣处理等设施无法再利用，需要由核反应堆及其换热系统替代，而其他设施可以进行复用，包括厂址土地、输电并网设施、办公场所和道路等配套设施，冷却水源、冷却塔等散热系统，以及汽轮机和发电机等常规岛设备，可能在评估和改造后继续使用。
王炳华表示，煤电厂址改建核能项目的一大优势是可利用现有基础设施，减少土地资源和资金成本，如利用煤电厂基础设施，初步分析可节省约10%的投资；而进一步考虑常规岛设备（不直接涉及核反应堆和放射性系统的发电设备）的重复利用，可使投资节约提高到18%至21%。
据中国电力工程公司李小雨等研究员发表在《南方能源建设》上的研究，尽管工质参数和相关设备差别较大，但其常规岛部分架构和原理总体相似，在设计、建造、运行等方面有许多共同点，未来中国开展C2N主要工作量在于主机改造。
但设备复用并不容易。
今年4月，致力于煤电转型可持续技术的NGO Repower在北京举行峰会。清华大学能源经济研究所周胜教授研究团队对相关议题已开展了两年研究，周胜教授在Repower峰会上的发言中介绍，通过对煤电机组和核电机组的热力系统、蒸汽系统和安全标准的系统比较，认为两套系统的技术参数和安全标准存在非常大差异，所有相关煤电设施和设备都需要进行不同程度改造后才能重新利用，直接利用难度非常大。
核电要替代煤电在中国电力和能源系统中的角色，作为基荷的持续发电能力是一方面，煤电还承担了电力系统灵活性调峰和能源系统中供热的角色。
调峰方面，煤电调峰的原理是直接调整燃料量和锅炉出力程度。而主流核电技术路线压水反应堆功率变化后，堆芯内部的物理状态会随之变化，不便于调峰。
在Ropower峰会上，有专家提出，“反应堆+储热装置+汽轮机”是解决该问题的方案之一：由反应堆提供稳定热源，熔盐等介质在低负荷时储热，在高负荷时释放热量发电或供汽。这种方案既能够节省约30%的隔夜成本（不考虑建设期利息、融资成本、通胀和工期延误时，项目本身需要投入的建设成本），又能完成调峰和供电供热。
前述美国泰拉能源在退役煤电厂址新建的核电机组，就配备了熔盐储能系统。
供热方面，有与会专家分析，目前中国有130亿-140亿平方米左右的非清洁供暖面积，要实现碳中和目标，其中80%需要被替代。中国七大化工园区未来供汽需求将达到约13.5万吨/小时，仅替代其中30%，就需要1000万千瓦以上的核电装机。
周胜教授表示，如果采取“煤改核”方案，到2060年，核电发电占比有望达到15%至20%，在热力供应中的占比也可能达到约20%。核电装机规模则将增加20%至30%。从系统效益看，煤改核有望为电力和热力系统节约约2亿至4万亿元成本，并累计减少7亿至22亿吨二氧化碳排放。
“煤改核”面临哪些困难
要落地“煤改核”，首先要解决厂址问题。
中国现有核电项目和可预见的新增项目基本仍集中在沿海，内陆核电尚未真正落地。而大量煤电厂位于内陆、靠近城市或工业负荷中心，人口密度、抗震条件、应急区设置等因素都会影响核能项目能否落地。
核电厂址选择通常要考虑地质条件、冷却水源条件、周边人口密度，以及距离国境线距离等因素。王炳华称，在选址可行性方面，最容易构成颠覆性的因素是人口和地质条件。
周胜教授团队对全国6000多个煤电机组进行了筛选分析。结果显示，如果采用小型堆替代煤电机组，全国约有2400个机组符合相关要求，总装机规模可达7亿千瓦；而如果按照大型堆的安全标准和厂址选择要求，总装机规模约为5600万千瓦，潜力相对有限。
王炳华介绍，中国核能行业协会组织国内能源企业对退役煤电厂址开展了系统研究。该研究抽样调研了全国149个煤电厂址，覆盖26个省份，其中包括110个内陆厂址和39个滨海厂址。结果显示，在重点考量地震和人口条件后，仅10.07%的煤电厂址具备改建大型堆的潜力，而41.61%的煤电厂址适合改建小型堆项目。
不同地区和负荷条件，对应的技术路线也并不相同。王炳华表示，对于滨海大型退役煤电厂址，大型核电机组适宜承担区域基荷电力供应，并可与海水淡化、工业供汽等场景结合。对于规模较小、位于地表水匮乏偏远地区的煤电厂址，小型堆、高温气冷堆等先进堆型更具适配性。
有Repower峰会与会专家认为，短期内如果要推动煤改核示范工程，更现实的路径是在沿海地区选择具备条件的煤电厂址，优先探索30万千瓦左右的堆型以平衡成本。沿海路径的优势在于政策阻力相对较小、公众认知和工程经验较多，但也面临如何贴近工业园区供热供汽需求等问题。
第二，经济性还不具备吸引力。
核电工程属于典型重资产项目，造价贵，建设周期长，成本主要由建设成本、运维成本、燃料费用、退役费用组成。其中，建设成本占比接近50%。世界核能协会指出，核电燃料价格低，但核电站建设成本显著高于煤电和气电，原因在于需要特殊材料、复杂安全系统和备用控制设备。
与煤电资产较老的西方国家相比，中国工业化和电力需求增长较晚且速度快，大量煤电机组较年轻，平均寿命仅约10年，单纯拆除重建核电难以体现经济性。更为可行的方式是尽可能复用汽轮机等设备，从而减少新建成本。由于煤电和核电的设备参数存在较大差异，这些设备需要不同程度的改造才能被重新利用。
核电小堆更适合做退役煤电改造，但也面临更大的经济性挑战。人类开发核电技术经历了从小到大的演变，目的就是通过做大装机规模来摊薄度电成本。因此，“小”并不意味着便宜，较小的装机规模反而会削弱大型核电的规模效应。有专家提到，小型堆目前单位千瓦造价大约是常规大型核电的2倍至3倍，即便部分项目提出将建设周期压缩到40个月、投资控制在40亿元，单位造价仍高于大型堆华龙一号。若没有批量化建设和减排收益回报，首批项目很难仅凭商业收益跑通。
中国小型堆技术的工程落地处在全球领先地位，目前进入初步示范应用阶段，尚未形成大规模商业化。现阶段工程化程度较高的路线为高温气冷堆和小型压水堆。前者以山东石岛湾高温气冷堆示范工程为代表，由清华大学主导技术研究，已于2023年投入商业运行；后者以中核集团“玲龙一号”为代表，为全球首个陆地商用模块化小型压水堆示范项目，目前处于工程建设阶段。
第三，是监管和相关标准需要更新。
中国核能监管体系以《中华人民共和国核安全法》为主要法律，并通过核设施安全许可、环境影响评价、运行监督等制度实施全周期管理。现有核电项目主要为大型堆，各项标准也围绕其制定。在相关研讨会上，学界和业界均表示，小型堆和新型堆如果套用大型堆标准，项目可行性较低。
前述中国电力工程有限公司研究员发表的研究认为，中国现有核电选址指导文件主要存在三个问题：一、更新不足，相关文件发布时间较早，虽然近年来有小规模修订，但尚未完全跟上核电技术进步和行业发展节奏；二、区分度不够，目前内陆核电与沿海核电选址基本共用同一套文件，难以适应内陆核电更复杂的选址条件；三、覆盖面有限，还需要进一步纳入社会稳定、国土安全、公众参与等因素。
美国已经率先破冰。2026年，美国核监管委员会发布了面向先进反应堆的《先进反应堆风险指引、技术包容监管框架》（10 CFR Part 53），该框架的核心在于安全目标不降低的前提下，强调风险量化评价和性能表现，允许不同堆型用适合自身技术特征的方式证明安全性。
王炳华建议，加强先进堆型安全目标实现方法的分析论证，优化小堆选址标准，提高“煤改核”项目可行性，美国的核产业进展为先进核反应堆商业化部署开辟了全新的监管路径。
（转载来源：零碳时代NetZeroAge；发布时间：2026年6月4日）
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