华夏能源研究院：立足陕西资源禀赋，研究煤电有序退出、核电多基地布局与零碳新型电力系统建设研究报告
编制单位：华夏能源研究院
编制时间：2026 年 9 月
全文约 5000 字
摘要
深入贯彻习近平生态文明思想，落实 “四个革命、一个合作” 能源安全新战略，坚持先立后破、通盘谋划，立足陕西省作为国家能源基地、西电东送核心枢纽的资源禀赋，紧扣陕西省建设陕北能源革命创新示范区、构建西北区域新型能源体系目标，系统研究关中、陕北煤电分类有序退出路径，谋划陕南沿汉江流域内陆核电多基地布局方案，构建以国和一号先进核电作为稳定零碳基荷、陕北风光大基地为增量主体、分布式光伏多点覆盖、陕南抽水蓄能集群与多元储能为调节支撑、绿氢为跨季节储能载体的零碳新型电力系统。
陕西省能源资源与用电负荷逆向分布，煤炭、风光资源集中于陕北榆林、延安，用电负荷集中在关中城市群，陕南拥有丰富水力资源与优良内陆核电厂址储备。截至 2025 年末，全省电力总装机 12700 万千瓦，煤电装机约 6188 万千瓦；风电 + 光伏装机 5926 万千瓦，可再生能源装机 6512 万千瓦，占全省总装机比重 51.1%，历史性超过火电，成为全省第一大电源；水电装机 507 万千瓦，生物质 79 万千瓦；省内暂无在运核电机组，陕南汉江沿岸具备内陆核电备选厂址，水资源充足、地质条件稳定，具备发展大容量核电的基础条件。本报告规划新增布局12 台国和一号（CAP1400，单机 150 万千瓦），分 2 个陕南厂址统筹落地，新增核电总规模 1800 万千瓦，补齐陕西高比例风光电力系统缺少大容量全天候零碳基荷的短板，支撑关中负荷中心稳定供电，持续保障西电东送外送通道零碳电力输出。
报告研判当前陕西电力系统核心矛盾：陕北煤电承担国家西电东送任务与本地煤化工产业供能，关中煤电承担西安、宝鸡、咸阳、渭南城市群冬季集中供热，煤电退出时序必须匹配零碳电源投产节奏；陕北风光资源富集，但风光出力具有显著季节性波动，冬季光伏出力衰减、静风时段电力缺口明显，电网转动惯量持续下降；省内 750 千伏南北输电通道输送压力大，风光北电南送存在通道瓶颈；关中盆地大气扩散条件受限，煤电持续运行带来大气污染治理压力；煤电退出将带来煤化工原料替代、城市冬季热源接续、地方财政与职工转型安置等一系列衍生问题。本报告提出，依托陕南汉江沿岸核电多基地夯实零碳基荷，规模化开发陕北黄土高原风光基地，依托陕南抽水蓄能集群构建多层次储能体系，分阶段实施煤电分类退出，统筹 750 千伏主干网架升级、煤化工产业绿色转型、生态风险防控，构建安全稳定、经济高效的零碳新型电力系统，为陕西省 “十五五” 能源转型提供智库支撑。
关键词：习近平生态文明思想；新型电力系统；煤电有序退出；内陆核电；国和一号；陕西；零碳电力；西电东送
第一章 绪论
1.1 研究背景与理论遵循
习近平生态文明思想系统阐述人与自然和谐共生现代化的深刻内涵，明确提出积极稳妥推进碳达峰碳中和，传统能源逐步退出必须建立在新能源安全可靠替代的基础之上，在确保安全前提下积极有序发展核电，加快规划建设新型能源体系，统筹能源安全保障与绿色低碳转型。能源领域新质生产力本质就是绿色生产力，推动西北能源基地向零碳转型，是践行习近平生态文明思想、落实黄河流域生态保护和高质量发展战略、保障国家能源安全的核心抓手。
陕西是我国重要能源基地，承担西电东送、煤炭保障、现代煤化工产业发展多重国家使命。陕北拥有国内优质煤炭资源与优质风光资源，关中作为全省人口、工业、负荷核心区域，冬季采暖需求旺盛，长期依靠煤电保障电力、热力供给；陕南地处秦巴山区，汉江水资源充沛，生态基底优良，具备内陆核电、抽水蓄能开发条件。当前陕北风光大基地快速建设，可再生能源装机规模已经超越火电，但风电光伏间歇性、波动性特征无法独立支撑全省基础负荷、冬季保供以及稳定外送需求。高比例新能源并网后，电力系统缺少大容量、全天候稳定出力的零碳基荷电源，单纯依靠煤电兜底，既不利于关中大气污染治理，也难以满足中长期深度脱碳目标。
国和一号（CAP1400）作为我国拥有完全自主知识产权的三代先进非能动压水堆，单机 150 万千瓦，出力稳定，年利用小时数高，可实现发电、工业供汽、制氢多用途综合利用。依托陕南汉江沿岸候选厂址，实施内陆核电多基地布局，搭配陕北风光基地、陕南抽水蓄能、绿氢储能，构建 “核电稳基荷、风光扩增量、储能调波动” 的新型电源结构，走出国家级能源基地能源转型特色路径，持续保障西电东送稳定零碳电力供给。
1.2 陕西电源现状基础数据（截至 2025 年底）
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国和一号单机容量：150 万千瓦 / 台。规划新增 12 台，合计新增 1800 万千瓦，作为陕西零碳基荷主力电源。 |
1.3 核电 12 台国和一号厂址分配方案
立足陕南汉江流域水资源条件，坚持多基地布局、一次规划、分期建设，12 台国和一号机组分 2 大厂址分散布局，降低单点厂址安全风险，就近依托汉江充足冷却水源，向北通过 750 千伏网架向关中负荷中心送电，同时兼顾华中区域跨区域送电需求。
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合计：6+6=12 台，总装机 1800 万千瓦。 |
1.4 研究定位与边界
华夏能源研究院立足陕西省 “十五五” 能源发展实际，聚焦三大核心命题：煤电分类有序退出路径、陕南内陆核电多基地规模化布局、西北零碳新型电力系统构建。研究范围覆盖电源布局、储能配套、750 千伏特高压电网改造、煤化工产业转型、冬季热力接续、生态安全与风险防控。本报告兼顾政策研判、工程可行性、产业投资，为陕西省能源规划编制、项目投资决策、西电东送能源协同提供智库参考。
第二章 陕西电力系统结构性矛盾与转型逻辑
2.1 当前电力系统突出矛盾
第一，风光装机占比快速提升，系统缺少稳定零碳基荷支撑。陕北风光基地规模庞大，光伏出力受季节影响，冬季大幅衰减；风电受季风影响，静风期出力急剧下滑。高比例新能源接入后，电网转动惯量下降，频率、电压安全风险上升，当前依靠煤电兜底，减碳与保供矛盾突出。陕西作为西电东送基地，外送通道要求稳定电力输出，风光电力波动性难以满足稳定外送需求。
第二，煤电功能分化，退出约束条件复杂。陕北坑口大容量煤电，承担国家西电东送任务与榆林现代煤化工基地供电；关中热电联产机组承担西安、宝鸡、咸阳、渭南冬季集中供热，直接关停会造成民生供暖、煤化工产业链中断。煤电退出不能一刀切，必须分区域、分类型、分时段推进，同步配套零碳供热、绿氢替代工业原料方案。
第三，能源负荷逆向分布，南北输电通道瓶颈突出。能源资源在陕北，用电负荷集中关中，依靠多条 750 千伏南北通道实现北电南送。随着陕北风光持续扩容，输电通道输送能力接近饱和，风光消纳、电力跨区域调配压力持续加大。
第四，储能结构不均衡，长时储能供给不足。陕南抽水蓄能资源丰富，但大量项目仍处于前期阶段，投产周期较长；电化学新型储能主要配套陕北风光基地，以短时调峰为主，跨季节储能能力不足，难以应对冬季风光出力不足、持续静风等极端工况。
第五，生态与大气环境约束叠加。关中盆地地形相对封闭，大气污染物扩散条件较差，关中煤电持续运行带来区域大气治理压力；陕北能源开发面临黄河流域生态保护约束，能源转型必须同步落实生态修复。
2.2 转型总体思路
以国和一号内陆多基地核电作为全省零碳基荷主体，陕北陆上风光基地作为增量绿电主力，分布式光伏作为补充电源，陕南抽水蓄能、新型储能、核电制氢构成多层次调节体系。分阶段推动煤电由主力供电电源，先转型为系统调节、应急备用电源，再逐步有序退出。构建 “核电稳基荷、风光扩增量、储能调波动、绿氢跨季储、西电东送稳定外送” 的陕西特色零碳新型电力系统。
第三章 煤电分类、分阶段有序退出路径
坚持先立后破、分类施策、一厂一策、分区管理，煤电退出节奏严格匹配陕南核电、陕北风光、陕南抽蓄投产时序，优先关停关中高煤耗、高排放老旧机组；陕北大型坑口煤电暂缓关停，逐步转为调峰备用，保障煤化工产业平稳转型，守住冬季民生供暖安全底线。
3.1 煤电机组分类
3.2 三阶段退出时序
阶段一：十五五前期（2026—2028），减量淘汰期
关停关中地区剩余低效小煤电机组；全省存量煤电机组全面完成 “三改联动”，强化深度调峰能力。煤电定位由主力电源转为保障性调节电源。同步推进陕南两大核电厂址保护、地质与生态论证，陕北风光基地持续扩容，陕南抽水蓄能加快开工落地。煤电总装机适度下降，重点淘汰关中落后产能，保障冬季采暖、煤化工产业稳定运行。
阶段二：十五五中后期（2029—2030），转型过渡期
部分国和一号核电机组陆续投产，通过 750 千伏主干网向关中输送稳定零碳电力。关中试点核能远距离供热，榆林煤化工园区试点绿氢替代原料。煤电不再承担基础负荷供电任务，仅作为电网应急备用、深度调峰电源，机组利用小时大幅压缩，分批关停关中服役到期大型热电机组。
阶段三：十五五之后远期阶段（2031 年后），深度退煤期
12 台国和一号机组陆续投运，陕北风光大基地建设完成，陕南抽水蓄能集群全面投产，绿氢制储输用产业链成熟。依托稳定零碳核电基荷，大规模煤电机组有序退出；少量保留机组仅作为极端寒潮、风光持续低谷工况兜底备用，全省电力系统基本实现零碳转型，西电东送通道以零碳电力向外省输送。
3.3 煤电退出配套保障措施
第四章 国和一号多基地核电布局与系统价值
4.1 国和一号技术优势
国和一号（CAP1400）是我国完全自主知识产权大型先进三代非能动压水堆核电，单机 150 万千瓦，设计寿命 60 年。机组采用非能动安全系统，极端事故工况下无需外部电源即可完成堆芯冷却，安全指标达到国际领先水平。机组出力稳定，年利用小时高，适合作为内陆电力系统零碳基荷电源；除发电外，可拓展核能工业供汽、核能制氢、区域集中供暖等综合利用场景，适配关中城市供暖、榆林煤化工产业深度脱碳需求。
内陆核电选址对水源、地质、人口分布、生态保护要求严格，陕南汉江流域水资源充沛，地质构造稳定，远离关中人口密集区域，具备内陆核电厂址储备条件，冷却水源保障充足，适合国和一号机组落地。
4.2 两大核电基地功能定位
双基地分散布局，规避单一厂址安全风险，就近依托汉江水资源，南北通过 750 千伏网架匹配关中负荷，缩短输电距离，降低电网送出工程投资；带动核电压力容器、蒸汽发生器、主泵等高端装备制造落地陕西，依托省内装备产业基础，培育能源领域新质生产力。
4.3 核电在新型电力系统中的协同定位
核电承担全省基础用电负荷，稳定输出零碳电力；核电不适合频繁深度调峰，富余核电电力用于电解水制氢、跨区域储热供暖，作为长时储能载体。冬季光伏出力衰减、持续静风风光低谷时段，依靠核电基荷保障基础用电，搭配陕南抽水蓄能、新型储能共同平抑负荷波动。核电与陕北风光形成互补，解决风光季节性、间歇性短板，为煤电有序退出创造先决条件，支撑西电东送稳定零碳外送。
第五章 配套电源、储能体系与电网建设
5.1 风光能源规模化开发
持续做强陕北黄土高原风光大基地，优化风光项目开发模式，推进源网荷储一体化项目落地，提升就地消纳能力。“十五五” 期间持续扩大榆林、延安集中式风电光伏规模，渭北、陕南有序推进农光、林光互补分布式光伏，严格落实土地节约集约，不占用基本农田。因地制宜开发陕南水电增容改造、生物质发电、地热供暖，作为区域能源补充。
5.2 多层次储能体系构建
构建陕南抽水蓄能集群为长时储能底座，电化学、压缩空气储能为短时调节，核电制氢 + 风光制氢为跨季节储能的多层次储能体系。加快镇安、山阳、佛坪、柞水等一批重点抽蓄电站投产落地；在陕北风光基地、关中负荷中心布局独立电网侧储能；用户侧在榆林煤化工园区、关中工业园区布局储能、虚拟电厂。
绿氢作为跨季节储能载体，在汉中、安康核电基地、陕北风光基地配套大型电解槽。风光大发、核电富余时段制取绿氢；冬季用电高峰、风光低谷期，绿氢用于煤化工原料、工业供热或者氢能发电，实现跨季节能量存储，补齐陕西长时储能短板。
5.3 电网升级改造
配套陕南大容量核电、陕北风光基地，完善省内 750 千伏 “田字形” 主干网架，扩容陕北至关中南北输电通道，建设陕南核电向北至关中负荷中心的电力送出通道。做强西电东送跨区域特高压互联通道，依托省间电力互保，形成省内零碳电源 + 跨区域电力互补格局。推广柔性直流输电、源网荷储一体化平台、全省虚拟电厂聚合平台，聚合海量分布式光伏、储能、可调负荷资源，提升电网对高比例新能源、大容量内陆核电的接纳能力。
第六章 转型面临的风险与防控对策
6.1 核安全与生态风险
严格落实《核安全法》《长江保护法》《汉江生态保护条例》等法律法规，坚持纵深防御原则，选用国和一号非能动先进堆型；持续开展厂址地质、水文、地震安全评价，严格评估汉江流域水环境影响。建立全省辐射在线监测网络，编制多级核应急方案，常态化开展应急演练，牢牢守住核安全底线。厂址选址充分避让生态保护红线、饮用水源保护区、珍稀动植物栖息地，科学划定核应急隔离区域。内陆核电开发严格服从国家内陆核电总体战略，所有厂址必须经过多轮生态、地质专项论证。
6.2 电力系统安全风险
在内陆核电大规模投产前，保留必要煤电备用容量，防范冬季寒潮、陕北持续静风天气电力供应缺口；建立全省电力电量年度、季度、极端天气仿真平衡机制，完善电网黑启动方案，保障电网转动惯量、频率电压稳定。科学规划西电东送外送规模，降低单一电源依赖。
6.3 煤电转型社会风险
煤电退出坚持渐进方案，严禁集中关停造成关中冬季民生供暖、榆林煤化工原料供应冲击；设立煤电转型专项基金，统筹职工安置、厂区土地再开发，减轻地方经济压力。同步推动煤化工、建材等高耗能工业企业节能改造，降低用电用热负荷。
6.4 投资与市场机制风险
核电、风光基地、大型抽水蓄能项目投资规模巨大，建设周期长。完善容量电价、辅助服务市场机制，保障核电、储能、调峰煤电合理收益；建立绿电、绿证、碳价值联动机制，拓宽绿氢收益渠道；引导资本理性投资，防范项目财务风险。
第七章 研究结论
在习近平生态文明思想指引下，陕西作为国家级能源基地、西电东送枢纽，能源转型必须牢牢坚持先立后破，立足陕北风光资源、陕南水资源禀赋，走 “核电为基荷、风光为增量、抽蓄 + 绿氢做调节、稳定西电东送” 的特色零碳路径。
电源结构规划：“十五五” 期间推进 12 台国和一号在陕南双基地布局，新增 1800 万千瓦核电；陕北风光电源持续提质扩容，陕南抽水蓄能集群全面建成；分阶段推动存量 6188 万千瓦煤电分类有序退出，关中老旧煤电优先关停，陕北大型煤电由主力供电电源逐步转型为调节、备用电源，远期实现大规模退出。
汉中、安康两大陕南核电厂址承载 12 台国和一号机组，双基地分散布局，依托汉江充足冷却水源，向北通过 750 千伏主干网向关中负荷中心输送稳定零碳电力，同步发展核能区域供热、核能制氢，为关中城市群替代煤电供暖，为榆林现代煤化工提供绿氢原料，实现核电综合利用。配套建设抽水蓄能、新型储能、绿氢基础设施，升级 750 千伏南北主干电网，完善电力市场机制，妥善处置煤电退出带来的冬季采暖保障、煤化工原料替代、产业转型、职工安置等问题。
通过陕南核电多基地与陕北风光、陕南抽蓄协同，弥补风光季节性波动短板，为煤电有序退出提供安全可靠的零碳替代电源。陕西有望打造国家级传统能源基地依托内陆核电 + 风光构建零碳新型电力系统的西北样板，为黄河流域生态保护、西电东送绿色转型提供陕西实践。华夏能源研究院将持续跟踪陕西内陆核电、风光基地、储能项目推进，持续输出智库研究成果，助力陕西省建设国家新型能源体系示范区。
报告编制说明
本报告由华夏能源研究院编制，用于产业战略研判、项目投资论证、政府汇报。电源装机数据取自陕西省能源统计公报；陕南内陆核电多基地布局、机组台数为战略规划研究方案，内陆核电项目建设严格服从国家核电中长期规划、国家核安全监管审批，厂址储备不等于项目立项，内陆核电落地需要国家专项论证审批。
