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摘 要：核能與新能源作為非化石能源的重要組成部分，對于中國構建清潔低碳、安全高效的能源體系和實現“雙碳”目標具有舉足輕重的作用。隨著大規模間歇式新能源接入電力系統，電網的安全穩定運行面臨巨大挑戰，核電出力穩定、轉動慣量大，可為高比例新能源接入的電力系統提供必要的電力、電量和轉動慣量支撐。針對高比例新能源電力系統演化進程中核電、新能源及其他電源的協調發展問題，統籌考慮系統規劃與運行層面的相互影響，基于電力系統規劃及電力系統隨機生產模擬，建立一套分析模型，提出中國未來核電與新能源的合理發展規模、結構和布局；考慮核電與其他電源以不同方式參與電網調峰對新能源消納及系統運行經濟性等面的影響，提出促進核電與新能源協調運行的策略建議，為促進中國核電與新能源有序健康發展、深入推動能源轉型提供決策支撐。

關鍵詞：“雙碳”目標；核電；新能源；協調發展；策略研究 

前言

核電作為重要的清潔能源，對于中國構建現代能源體系具有舉足輕重的作用。尤其是對于中國東中部經濟發達、能源資源相對缺乏的地區，利用好自身較充分的核電廠址資源，積極開發核電是提升區域能源自給率、保障能源安全的有效途徑。從電力系統發展看，隨著新能源發電技術（本文新能源指以風電、太陽能發電為代表的新興可再生能源發電技術，以下簡稱新能源）的快速進步，間歇式新能源發電比重將進一步提高，這給電網的安全穩定運行帶來一系列挑戰。核電出力穩定、轉動慣量大，適合承擔電力基荷，同時為系統提供必要的轉動慣量，發揮受端電網的電源支撐作用，從而也更加有利于風電、太陽能發電等間歇性電源的消納。因此， 亟需深入研究核電與新能源及其他各類電源的協調發展策略。

本文綜合考慮中國能源資源條件、環境約束、供需格局、電源開發進度、建設周期等各方面因素，構建面向中長期的高比例新能源接入電力系統發展情景，提出滿足電力系統安全穩定與節能減排要求的核電與其他新能源協調發展策略，為中國未來核電及新能源行業的健康發展提供有益參考。

1 核電與新能源協調規劃

近些年，隨著新能源發電技術的日趨成熟，市場競爭力不斷提升；核電技術處于從二代改進向三代轉型升級階段，市場競爭力也不斷提升。因此，在未來非化石能源比重逐步提高的大背景下，核電與新能源的相互競爭關系成為行業內外關注的焦點。本文針對此類問題，從規劃和運行兩個層面建立研究方法，深入分析核電與新能源的協調發展問題，總體思路如圖 1 所示。

在規劃層面，主要針對核電與新能源發展規模、布局等方面的協調性問題，本文基于多區域多場景中長期電力規劃模型，對全國范圍進行中長期電力系統擴展模擬研究；同時選取典型區域，進行了不同比例新能源接入電力系統情景下的核電發展規模敏感性分析，最終提出促進核電與新能源協調發展的策略建議。

圖 1 核電與新能源協調發展總體思路

在運行層面，主要針對核電及其他電源以不同方式參與電網調峰對新能源消納及系統運行經濟性等方面的影響問題，基于電力系統隨機生產模擬模型，對目標區域的典型場景進行了多維度運行模擬分析，最終提出促進核電與新能源協調運行的策略建議。

協同推進核電與新能源及其他靈活性電源的投產規模、布局及時序直接關系到中國能源轉型的整體節奏與進程。本文依托國網能源院自主研發的電力系統規劃軟件 GESP（模型見圖 2），以全社會電力供應總成本最低為目標，統籌考慮能源結構調整、污染物減排、溫室氣體排放控制等因素，在滿足電力電量平衡、調峰平衡等約束前提下，優化求解出核電與新能源及各類電源的開發規模、布局及投產時序。

表 1 為中長期電力規劃模擬結果，可以看出，核電與新能源保持高速增長、協調發展態勢，這對中國未來深度替代常規化石能源，持續優化能源供應結構將發揮重要作用。基準情景下，2035 年中國核電和新能源裝機較 2018 年分別增長 2.4 倍和 2.1 倍，是未來增長最快的電源，屆時非化石能源裝機占比將超過 55%， 成為裝機規模第一大電源。其中，核電的建設投運節奏穩中有升，2035 年前保持年均投運 6 ～ 8 臺左右，2035 年后逐步加快，年均投運 8 ～ 10 臺，2035 年、2050 年核電裝機規模分別為 1.5 億千瓦和 3.35 億千瓦。

圖 2 考慮核電與新能源協調發展的電力系統優化規劃模型

圖 3 為 2035 年、2050 年各類電源的區域分布情況，可以看出，核電布局仍以華東、南方和華北等地區為主。2035 年，三區域核電合計占全國的比重為 87%， 2050 年隨著核電建設向內陸延伸，三區域核電合計占比有所下降，但仍占全國核

電比重在 70% 以上。新能源的發展也由西部北部地區逐步向東中部轉移，2050年西北、華北、東北三個地區新能源裝機比重由 2018 年的約 60% 降至 50%。

圖 3 中長期電源發展布局情況

圖 4 為核電與新能源在能源電力消費中的占比變化趨勢，從發電量來看，非化石能源發電量增長迅速，2035 年，非化石能源發電量占總發電量比重超過 50%，2050 年達到 80%。其中核電和新能源貢獻巨大，核電發電量占比由 2018 年的不足 4%，上升至 2035 年的 11.6% 和 2050 年的 22.1%；新能源發電量占比由 2018 年的 8.1%，上升至 2035 年的 22.4% 和 2050 年的 41.1%。

總體看，核電與新能源的協調快速發展對中國能源消費結構優化貢獻巨大， 2050 年中國非化石能源消費占比超過 50%，成為主體能源。而非化石能源消費占比的持續提升，可有效降低我國持續攀升的油氣對外依存度，其中核電與新能源為保障中國能源安全做出了巨大貢獻。因此，從踐行能源安全新戰略，穩步推進綠色能源轉型的要求出發，核電與新能源并不構成競爭替代關系，而需要進一步強化協調發展理念，從技術和體制機制等方面積極創新，細化兩者協調運行方式，共同促進中國能源電力行業的高質量發展。

2 核電與新能源協調運行

高比例新能源電力系統平衡特征和方式顯著改變，其發電功率波動的強時空差異性使得電力系統維持時空平衡的難度不斷加大。這使電力系統靈活性調節資

源缺乏的問題日益凸顯，同樣也對傳統只帶基荷運行的核電提出更高要求。針對核電與新能源及各類靈活性調節資源的協調運行問題，本文考慮高比例新能源并網帶來的隨機性和不確定性，以及機組的隨機故障及電力負荷的隨機性，采用 ABB 公司研發的電力系統隨機生產模擬軟件 GridView，對 2035 年中國某大區電網進行了模擬分析，模型如圖 5 所示。

從核電機組調峰的可行性上看，歐美、日韓及中國的大部分核電機組在設計上大都具備了調峰調頻能力。歐盟相關標準明確規定“核電機組在前 90% 的燃料周期內，能夠在 50% ～ 100% 的額定容量范圍內以每分鐘 3% 額定容量的調節速率實現負荷跟蹤”。法國核電機組最小出力可降至約 30% 額定功率。但實際運行中，各國依照本國國情對核電參與調峰采取不同策略。中國核電機組通常不參與電網調峰，僅在節假日或惡劣天氣等特殊時段，以安排檢修停機或降功率方式運行，且低功率運行持續時間一般不超過 15 天。隨著新能源滲透率的提高，尤其是核電占比較高的地區，電網調峰壓力較大， 需要核電以更靈活的方式參與電網調峰。本文選取核電占比較高的某大區電網， 針對 2035 年該地區高比例新能源接入情景下典型周（新能源發電量占比約 25%） 運行情況，改變核電運行方式，以“12-3-6-3” 方式連續 7 天以 80%、70%、50%、30% 的額定功率運行，分析核電調峰對改善系統棄風棄光及系統經濟性的影響，結果如圖 6 所示。

圖 6 核電參與調峰對棄風棄光的影響

從核電參與調峰對棄風棄光的影響程度看，隨著調峰深度的增加，棄電量和棄電率都有所降低，棄電率由最初的 5.57% 最低降至 1.94%；核電最小出力分別降至 80% 額定功率、70% 額定功率、50% 額定功率和 30% 額定功率所對應的棄電量分別為 3.62 億千瓦時、2.97 億千瓦時、2.21 億千瓦時和 1.95 億千瓦時。可以看出， 僅改變核電的調峰深度，無法完全解決棄風棄光問題，且調峰深度等比例增加其所對應的棄風棄光改善程度并不線性，而是呈逐漸放緩趨勢。

表 2 和圖 7 分別為核電調峰成本和系統運行總成本變化情況，從典型周系統運行總成本（以燃料成本為主）看，隨著核電機組調峰深度的增加，系統總成本呈上升趨勢，且在核電機組以 80% 額定功率進行調峰時，系統總成本上升不明顯， 但隨調峰深度增加，系統運行成本顯著提高。進一步考慮核電深度調峰時的成本變化，主要包括兩方面：一是調峰使廠用電率升高，發電效率下降，增加平均發電成本；二是壓水堆采用定期換料，頻繁調峰必然浪費核燃料，減少發電量，核電調峰成本變化見表 2。

從模擬結果看，隨著核電調峰深度的增加，其自身的調峰成本也將顯著提高。因此，在考慮核電深度調峰的成本變化的基礎上，系統運行成本將隨著核電調峰深度的增加進一步增大。綜合看，核電在以 80% 額定功率進行日調峰時，其增加的成本尚不明顯，且可將棄風棄光情況降至合理棄能率的范圍內。其典型周電網運行情況如圖 8 所示。

上述分析是在其他電源正常參與調峰，核電額外壓出力參與調峰，從實際效果看，即便核電最小技術出力壓到 30% 額定出力的情況仍不能完全解決棄風，且造成燃料成本浪費及系統成本升高。考慮在實際中核電頻繁調峰對其安全運行會帶來風險，因此從全系統經濟性及安全性角度考慮，在其他調峰手段可選的情況下可優先選擇其他調峰方式以降低系統棄能率。

以區域電網典型周運行情況為基準情景，構建核電適度調峰情景（即基準情景下允許核電以 80% 額定功率進行調峰）、煤電深度調峰情景（即基準情景下將

煤電最小技術出力由 50% 額定容量壓縮至 40% 額定功率），通過生產模擬分析 3種情景下的系統成本變化及其對新能源消納的影響，結果如圖 9 所示。

從 3 種情景下對促進新能源消納的效果看，核電適度調峰與煤電深度調峰都可有效降低基準情景下的棄風棄光水平，棄電率由最初的 5.57% 最低降至 3.66%

和 3.56%，煤電深度調峰效果略好。若煤電機組最小技術出力進一步降低至 30%或 25%，棄電率將進一步降低。

從 3 種情景的系統運行成本看，煤電深度調峰的經濟性最優，比基準情景和核電適度調峰情景的系統成本分別節省 400 萬元和 1 000 萬元。在此基礎上，如果

引入輔助服務市場，僅以東北電網輔助服務市場 2018 年第一檔有償調峰輔助服務平均價格［即 0.35 元 /（千瓦時）］為參考。在煤電深度調峰情景下，煤電企業可通過輔助服務市場收回 1.04 億元，該費用與煤電企業因壓低出力而少發的電量損失費用（約 1.19 億元）基本相當。同時，核電企業因在煤電深度調峰情景下基本滿功率運行，可增加發電量約 5 400 萬千瓦時，按照核電 0.43 元 /（千瓦時）標桿上網電價考慮，增加電量收入約 2 300 萬元。若核電企業將多發電獲得的 2 300 萬讓渡給煤電企業，加上輔助服務市場收入的 1.04 億元，既可以滿足自身基本滿功率運行狀態（即基準情景），也可以完全彌補煤電企業因調峰造成的損失。因此， 通過市場的合理調配，可有效促進核電、煤電及新能源發電協調運行。

另外，隨著儲能技術經濟性以及安全性的不斷進步，核電廠聯合儲能系統進行調峰可有效彌補核電調峰深度有限、調峰靈活性較差等不足。目前，在給定技術路線的前提下，制約“核儲聯調”模式發展的關鍵因素是儲能系統的容量配置及其對應的經濟性問題。首先，需要根據系統調峰需求（包括對核電機組的調峰深度及調峰時長的要求），確定調峰關鍵參數，從而確定儲能功率及容量大小。其次，儲能系統的全壽命周期經濟性需考慮儲能安裝成本、更換成本、運維成本、設備殘值，并分析因安裝儲能帶來的額外核電多發電量效益及參與電力市場獲得的其他收益如峰谷套利、輔助服務等。模擬測算結果如圖 10 所示，可以看出，以 20 年壽期的電化學儲能電站為例，當儲能成本從 6 500 元 /（千瓦時）降至 2 000 元 /（以 9 h系統為例）時，其動態投資回報期從原先的 18 年降至 5 年。

綜上所述，未來高比例新能源電力系統中，并非需要核電頻繁參與電網調峰， 而是以推進火電靈活性改造、加強儲能等技術應用提高系統靈活性，核電僅在調峰資源嚴重不足時作為補充手段。當然，核電出于安全性及經濟性的考量不頻繁參與電網調峰，并不意味著其可以不承擔調峰義務。這就需要充分發揮市場的資源優化配置作用，并以市場化方式發現系統調峰價值并在不同電源間進行成本分攤。

 3 結論建議

（1） 核電與新能源作為非化石能源重要的組成部分，未來將保持高速增長、協調發展態勢，這對我國深度替代常規化石能源，持續優化能源供應結構將發揮重要作用。預計 2035 年中國核電與新能源裝機將較 2018 年分別增長 2.4 倍和 2.1 倍， 是未來增長最快的電源，屆時非化石能源裝機占比將超過 55%，成為第一大電源。

（2） 未來核電仍以東中部地區布局為主，2035 年全國核電將達到 1.5 億千瓦，主要布局在華東、南方和華北等地區，三區域核電合計占全國的比重為 87%；2050年隨著核電建設向內陸延伸，三區域核電合計占比有所下降，但仍占全國核電比重在 70% 以上。

（3） 未來高比例新能源電力系統中，核電可適度參與電網調峰，即在新能源棄能集中時段以調峰深度控制在 20% 以內進行日內調節，在不過度增加成本的同時促進新能源消納；同時也鼓勵風光等新能源以“合理棄能”方式參與調峰，逐步完善輔助服務市場，使各類電源充分發揮其各自優勢，并通過市場行為達到協調運行。

（4） 現階段，通過靈活性改造提高火電調峰深度要優于核電參與電網調峰， 并且核電可通過輔助服務市場對深度調峰的火電進行補償，達到系統經濟性最優。因此，從全國層面并不建議核電參與系統日調峰，但對于核電比重較高的地區，如福建、遼寧、廣東等地，亟需做好調整核電運行方式的技術儲備。

作者簡介：

徐志成，博士，國網能源研究院有限公司高級研究員。主要研究方向為能源戰略研究、能源電力規劃、新能源發電及儲能等。在能源電力核心期刊發表 SCI、EI 十余篇、授權發明專利 5 項，軟件著作權 6 項。參與政府項目、公司科技項目、管理咨詢項目多項，獲國網公司科技進一等獎 1 項、軟學科研究特等獎 1 項，獲得 2018 年中國產學研合作創新成果獎一等獎，獲國網能源研究院科技進步獎多項。