高温气冷堆（HTR-PM）能够产生13.9MPa/570℃的过热蒸汽，参数已接近常规超高压煤电机组。清华大学通过对福建和山东两个燃煤电厂的案例研究，验证了高温气冷堆替代煤电的技术可行性、经济可行性和环境效益。福建案例年减排CO₂ 380万吨，山东案例年减排760万吨。当煤电面临碳约束时，高温气冷堆提供了一个安全、稳定、零碳的替代方案。

HTR-PM高温气冷堆是第四代先进核能技术，能够产生13.9MPa/570℃的过热蒸汽，其参数已接近常规超高压煤电机组。该反应堆具有固有安全性，无需应急冷却即可自然散热，消除了堆芯熔化的可能性，具备高温工艺供热及高效发电的潜力。
相比之下，NHR200-II低温供热堆采用一体化布置和自然循环方案，主蒸汽压力仅为1.6MPa，温度为201.4℃，主要面向城市供热和中低温工艺供热需求。综合热力系统、蒸汽参数及设备构造来看，高温气冷堆在温度参数上已具备替代煤电锅炉的技术基础，但压力参数的显著差异限制了其对高参数大容量机组的直接替代。因此核能替代并非简单的“锅炉换堆”，必须进行定制化的热力系统重构。

福建省某燃煤电厂总装机2720MW，分三期共6台机组。其中一期2台350MW机组已达设计年限，计划关停改造。拟采用6个HTR-PM模块，总热功率1200MWth，配置600MWe级超超临界汽轮机组，发电效率约48%，净电功率约576MWe，最大供汽能力约1641.6t/h。
工程总投资约144亿元（按单位造价25000元/kWe估算）。年上网电量4032GWh，按标杆电价0.43元/kWh计算，30年电费收入约520亿元；年最大供汽量1135万吨，按250元/t计，30年供汽收入约851亿元。由于在既有煤电厂址上建设，可充分利用现有道路及港口运输设施、输电线路等，节省投资成本约5%。
项目投运后每年可减排二氧化碳约380万吨，减少SO₂、NOx、烟尘排放分别为302吨、564吨和40吨，同时减少燃煤消耗136万吨、灰渣20万吨。核岛模块集中布置，常规岛于原址新建。

山东省某燃煤电厂距市中心约16公里，分三期建设。本次拟替代已投运24年的二期2台320MW亚临界热电联产机组。工程方案为案例一两倍规模：总热功率2400MWth，净电功率1152MWe，年上网电量8064GWh，最大供汽能力2270万吨/年，可满足原发电供热需求。
工程总投资约288亿元。按纯凝供电测算，30年供电收入1040亿元；按供汽测算，30年供汽收入最高1702亿元。替代后每年减排二氧化碳760万吨（供电）或512万吨（供汽），大幅减少污染物排放。
主要挑战包括：厂址区域地质稳定性较差，地震基本烈度7度，需深入开展地震安全评价；周边5公里人口约6万，须加强公众沟通与环保论证；设计基准洪水位较高，须采取工程防洪措施；需协调运行火电机组与新建核岛的安全管理融合。

高温气冷堆具备固有安全性优势，在利用现有厂址替代煤电方面具有较大潜力。然而，其实际推广仍面临一系列挑战，主要包括厂址适应性与系统兼容性问题、技术成熟度有待提高、替代成本较高、相关法规标准不完善，以及公众接受度不足等。
建议今后加强关键技术研发与成本管控，推动相关法规标准更新并增强其针对性，积极探索供电、供热、制氢等多能综合利用模式，同时通过完善碳市场机制，使其环境效益得到充分体现。