研究对象：核能工业供汽与核能清洁供暖产业（覆盖核电耦合供汽技术路线、工业蒸汽市场、区域核能供暖网络及碳资产管理体系）
摘要
2026年8月13日，《工人日报》“‘十五五’开局创新看点”专栏对江苏徐圩核能供热发电厂进行深度报道，明确该项目为全球首个压水堆与高温气冷堆耦合项目、全球首个核能与石化大规模耦合项目，并披露中核集团将推动“核能+化工”成果向长三角、粤港澳大湾区工业集群复制推广。同期，田湾“和气一号”累计供汽突破480万吨，我国首个核能工业供汽碳足迹因子测算体系建成运行；7月31日莱阳核电一期获国务院常务会议核准，配套核能供热6800万平方米写入核准信息；8月15日全国生态日山东活动暨碳达峰碳中和烟台论坛启幕，山东碳排放指标交易平台将同步启动。技术定型、碳凭证、区域网络、交易平台四要素在8月中旬齐备，核能供汽供暖从示范工程阶段正式迈入规模化复制阶段。本报告解析双堆耦合的技术分工与复制逻辑，测算工业零碳蒸汽的市场空间与竞争格局，研判对燃煤热电联产与工业锅炉的替代节奏，并提出四类市场主体的应对建议。
核心结论
一、双堆耦合完成了核能供汽的技术定型。华龙一号负责大流量饱和蒸汽制备，高温气冷堆负责二次升温提升蒸汽参数，两者耦合可同时满足化工园区对蒸汽数量和参数的差异化需求；高温气冷堆的模块化特征使方案可按园区规模量身定制，这是核能供汽具备大规模复制前提的根本原因，技术路线的工程不确定性已经基本消除。
二、碳足迹因子体系为核能蒸汽发放“绿色身份证”。中核集团建立的我国首个核能工业供汽碳足迹因子测算体系，覆盖从海水到工业蒸汽的全生命周期，填补国内外空白；在石化、化工即将纳入全国碳市场、欧盟碳边境调节机制实质征收的双重背景下，可核证的低碳蒸汽将成为化工园区保出口、降履约成本的战略资源，核能供汽的定价基础从热能价值扩展为“热能价值加碳价值”。
三、复制推广目标区与化工产业布局高度重合。中核能源明确向长三角、粤港澳大湾区工业集群复制，这两大区域集中了全国最大的石化产业带，且均面临最严格的能耗与碳排放约束；按照徐圩一期年供工业蒸汽超3500万吨的能力测算，每复制一个同类基地即可替代数百万吨级燃煤供汽能力，工业蒸汽市场的热源结构将发生区域性重构。
四、胶东半岛呈现“核能供暖网络化”的完整样本。海阳1.6亿平方米、莱阳一期6800万平方米、远期全域超3.3亿平方米的供热能力规划，叠加烟热入青60公里长输管网9月开工，核能热源、长输管网、城市热网三级体系在胶东率先闭环；8月15日烟台论坛启动的山东碳排放指标交易平台，将为核能供热的碳资产变现提供省内通道。
五、传统供热主体面临“被替代”与“可转型”的双向选择。核能供汽在沿海化工园区对燃煤热电联产和燃气锅炉形成直接竞争，内陆地区的燃煤机组则因核电布局半径限制暂时保有存量市场；热电企业向热网运营商、储热集成商转型的窗口正在收窄，绑定核电热源参与区域热网运营是沿海热电企业的现实出路。
热点背景
2026年1月，江苏徐圩核能供热发电厂正式开工，项目以工业供汽为主要任务、兼顾电力供应，采用我国具有完全自主知识产权的三代核电技术华龙一号和四代核电技术高温气冷堆组合。8月13日，《工人日报》随“高质量发展中国行”媒体活动走进建设现场，报道确认该项目为全球首个压水堆与高温气冷堆耦合项目，全球首个核能与石化大规模耦合项目。中核能源科技有限公司负责人在报道中表示，项目形成的成果与经验将向长三角、粤港澳等地区的工业集群复制推广，推动“核能+化工”规模化发展，为全球高耗能产业低碳转型提供“中国方案”。
支撑这一规模化叙事的要素在8月中旬密集到位。
运行侧，依托田湾核电3、4号机组建设的“和气一号”项目经23.36公里管网累计向连云港石化基地供汽超480万吨，完成压水堆大规模工业供汽的国际首次工程验证。
标准侧，中核集团建立了我国首个核能工业供汽碳足迹因子测算体系，实现了核能蒸汽从海水到工业蒸汽全生命周期碳排放的精准计量，核能蒸汽碳足迹约为燃煤热电联产的1/600、天然气供热的1/100。
核准侧，7月31日莱阳核电一期工程获国务院常务会议核准，1、2号机组配套6800万平方米核能供热能力写入核准信息，核能供热从“核电副产品”升格为“原生设计配置”。
平台侧，8月15日全国生态日山东活动暨碳达峰碳中和烟台论坛启幕，山东碳排放指标交易平台将启动，烟台四大核电基地向总装机超3000万千瓦目标推进。市场侧，全国碳价8月13日收于98.15元/吨、累计成交639.72亿元，石化、化工纳入全国碳市场的时间表已经明确。
一、双堆耦合的技术分工与工程意义
（一）华龙一号解决“量”的问题。化工园区蒸汽消耗具有总量大、负荷稳、连续性强的特征，单一堆型的常规核电机组直接供汽存在参数与产能的双重限制。徐圩项目中华龙一号承担除盐水加热与饱和蒸汽制备，发挥压水堆蒸汽产量大的优势，构成供汽系统的基荷产能。这一分工使核能供汽首次具备了匹配大型石化基地百万吨级年用汽量的产能基础。
（二）高温气冷堆解决“质”的问题。化工工艺对蒸汽温度压力的要求差异显著，部分装置需要远高于压水堆常规供汽参数的高品质蒸汽。高温气冷堆出口温度高的特性使其相当于系统中的“提温器”，对饱和蒸汽进行二次升温，产出更高参数的工业蒸汽。四代堆技术从发电示范转向供汽提温的工程化应用，是徐圩项目区别于田湾模式的核心增量。
（三）模块化组合解决“复制”的问题。高温气冷堆的模块化建设特征，使整套方案可以根据不同化工园区的规模、蒸汽参数需求量身定制堆型组合与容量配置，兼顾数量与品质的双重要求。这一特征把核能供汽从“一事一议”的定制工程转变为可标准化输出的产品组合，是“核能+化工”能够规划向长三角、粤港澳批量复制的技术前提。
二、碳足迹因子体系的战略价值
（一）填补国内外行业空白的计量基础设施。核能工业供汽碳足迹因子测算体系覆盖从海水淡化、蒸汽制备到管网输送的全生命周期、全生产流程，为每千克核能蒸汽提供可核证的碳排放数据。这一体系相当于给核能蒸汽发放“绿色身份证”，使其低碳属性从定性描述变为定量凭证。
（二）双重碳约束下的现实价值。对内，石化、化工行业纳入全国碳市场后，外购蒸汽的隐含碳排放将计入园区与企业的碳账本，核能供汽碳足迹约为燃煤热电联产的1/600，替代效应可直接降低企业配额缺口；对外，欧盟碳边境调节机制进入实质征收期，出口型化工产品的碳足迹核查日趋严格，采用可核证零碳蒸汽的园区将获得产品碳竞争力的实质加成。
（三）与碳交易平台的衔接前景。8月15日烟台论坛启动的山东碳排放指标交易平台，叠加全国温室气体自愿减排交易市场的扩容，核能供热供汽项目的减排量有望通过方法学通道转化为可交易碳资产。按当前98元/吨的碳价测算，一个年替代燃煤供汽300万吨的核能供汽项目，对应减排量约80万吨级，年碳资产价值可达7840万元量级。
三、区域复制的市场版图
（一）长三角与粤港澳是首选复制区。两大区域集中了全国规模最大、出口依存度最高的石化与化工产业带，同时承受最严格的能耗双控向碳排放双控转型压力；区域内化工园区普遍面临自备燃煤锅炉淘汰与蒸汽成本上升的双重挤压，核能供汽替代的需求最为迫切。中核能源明确将两大区域列为复制推广目标，意味着一批滨海化工园区具备布局核能供汽基地的资源条件。
（二）胶东半岛的供暖网络化样本。海阳核电5、6号机组建成后供热能力1.6亿平方米，莱阳项目全面建成后供热能力1.7亿平方米以上，叠加辛安联络线与招远核电的2030年建设节点，胶东远期核能供热能力超3.3亿平方米；烟热入青工程9月开工、2027年供暖季投产，将实现核能余热60公里级跨区域输运。“热源矩阵+长输管网+城市热网”的三级闭环，使胶东成为全国首个核能供暖网络化运行的区域样板，其规划方法、定价机制与运营模式将为其他沿海核电富集区提供完整参照。
（三）替代节奏的客观约束。核能供汽的复制受核电厂址资源、安全评审周期与公众沟通的刚性约束，沿海新厂址从核准到供汽通常周期以五年以上计；内陆化工园区在相当长时期内仍依赖燃煤热电联产、燃气锅炉与电气化路径的组合。核能供汽的市场扩张是沿海先行、梯度推进的过程，不会形成对内陆工业供热市场的直接冲击，但会通过化工产品的碳竞争力差异间接重塑产业布局。
四、对传统供热与热电联产主体的影响与建议
（一）对燃煤热电联产企业：沿海化工园区内的自备热电资产面临核能供汽的直接替代风险，宜提前评估热负荷流失情景，向园区综合能源服务商转型，承接核能供汽的管网运营、调峰备用与末端服务环节；内陆机组则应抓住热电解耦改造窗口，以灵活性价值对冲供热量增长放缓的风险。
（二）对城市供热企业：胶东模式表明核能热源将经由长输管网进入城市热网，城市供热企业的主战场从热源持有转向热网运营与用户服务；提前布局大温差换热、智慧调度与室温服务能力的企业，才能在多热源平台化格局中占据运营中枢位置。
（三）对设备与工程企业：核能供汽复制将带动蒸汽转换站、长距离输汽管网、高温阀门与大温差换热设备的持续需求；高温气冷堆配套供汽设施的国产化供应链处于建设初期，具备核电资质与热力工程经验的双重能力主体将获得先发优势。
（四）对化工园区管理方：核能供汽的引入应纳入园区零碳规划通盘考量，同步设计蒸汽参数分级利用、余热回收与碳资产管理体系；在石化化工纳入碳市场的时间窗口内，尽早锁定零碳蒸汽资源协议的园区将获得配额成本与出口竞争力的双重收益。
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