王 宇，朱沈超，陈芳斌，周 胜

（1.清华大学 能源环境经济研究所，北京 100086；2.中核核电运行管理有限公司，浙江 嘉兴 314300）

0 引言

习近平主席在第75届联合国大会期间提出，我国将采取更加有力的政策和措施，力争在2030年前达到二氧化碳排放峰值，努力争取在2060年前实现碳中和。作为最大的二氧化碳排放部门，电力系统每年排放二氧化碳约40亿t，约占全国二氧化碳排放总量的40%。因此，电力系统的低碳化发展，对中国应对气候变化目标的实现具有决定性作用。探索核电与可再生能源发电技术的协调发展，将有助于中国电力部门尽早实现碳中和目标。

可再生能源发电技术具有资源可持续、清洁低碳等优点，近年来发展迅猛。然而，可再生能源固有的资源波动性、间歇性导致发电出力与电网负荷之间缺乏良好的兼容性和匹配性。可再生能源的大规模并网必须配以稳定的基荷电源，以调控电力输出，保障电网的稳定和安全。与可再生能源发电技术相比，核电具有负荷因子高、受自然条件约束少、高效、可靠的优势[1]，[2]。目前，核电的装机规模较小，建设审批周期长，且面临着安全及核废料处理等公众可接受度低的挑战。研究表明，到2050年，中国风电装机将达到2 000 GW，光伏装机容量约为2 500 GW。这意味着风电和光伏系统的年均新增装机容量分别达到60 GW和80 GW，将成为中国未来电力装机的主力电源[3]，[4]。在实现控制地球温升目标方面，核电也必须发挥更大作用。因此，核电如何适应高比例可再生能源发电的电力系统、实现与可再生能源利用的协调发展是亟待研究的问题。

本文基于核电和以风电、光伏为主的可再生能源发电技术的发展现状及各自面临障碍问题的分析，以定性和定量相结合的方式，从政策保障机制和经济性等方面，探讨未来核电如何适应以高比例可再生能源为主的电力系统，以实现自身持续健康发展，发挥低成本的清洁能源作用。文章从区域布局和供需平衡等角度分析了核电未来的发展布局及技术调整方向。

1 核电发展现状及面临的挑战

1.1 核电发展现状

长期以来，核电在全球能源系统向低碳化转型过程中发挥着巨大的作用。然而，受发达国家核电机组退役的影响，核电在全球电力供应总量中的份额由1996年的18%下降到2019年的10%。与之相对应，风电、太阳能发电的迅猛发展填补了核电下降的份额[5]。自1985年以来，中国核电经历了起步、稳步前行和快速发展阶段，形成了完整的全产业链体系。近5年以来，中国核电装机容量逐年递增。截至2019年，在运核电机组共49台，累计装机51 GW，占全国总装机量的2.3%，年发电量366 TW·h，占全国发电总量的4.9%（图1）。目前，我国核电分布主要集中在8个沿海省份，其中广东、浙江的核电装机总量最多，占全国核电装机总量的一半。近年来，核电设备利用小时数呈现出逐年下降的趋势，从2010-2014年的7 700～7 900 h/a下降至2015-2020年的7 050～7 500 h/a，相当于核电机组每年损失发电量24 TW·h。

图1 中国核电装机及发电量Fig.1 China's nuclear power capacity and electricity generation growth

1.2 核电发展面临的障碍

目前，中国核电装机容量居全球第三位，在建核电规模长期保持全球第一，但核电在电力装机及发电量中的占比均低于全球平均水平。同时，由于核电自身特点及可再生能源在电力系统中的比例逐步增高，其发展面临着一系列障碍与挑战。例如，核电初始投资大、建设周期长并存在延期风险，极大地降低了核电的投资吸引力。我国核电包括多种国产技术和国外引进技术，类型过于分散，不利于核电的标准化设计、建设、运行、维护以及降低成本和共享经验[6]。另外，我国核电厂址资源有限，在内陆建设核电存在较大争议。

1.2.1核电机组发电能力尚未充分利用

可再生能源电力的迅猛发展以及电力需求增速放缓、电网消纳能力有限，导致火电厂利用小时数持续下降，核电机组设备的利用小时数也难以得到保证[7]。2015年秦山核电累计损失电量达740 GW·h[8]。2016年，全国核电总计损失电量46 TW·h[9]。2019年，我国核电设备的平均利用小时数为7 346 h，平均能力因子为92.36%[10]。不同地区的核电机组利用小时数存在较大差异，其中海阳、秦山、三门、大亚湾和防城港机组利用状况较好，而红沿河、田湾、宁德、福清和阳江核电厂部分机组的年利用小时数不足7 000 h（表1）[10]。

表1 中国大陆核电站分布及运行状况Table 1 Distribution and operation status of nuclear power plants in Mainland China

1.2.2核电面临电价下行压力

电力体制改革的不断深化和风电、光伏发电成本的快速下降，为核电带来双重价格压力。一方面，核电上网电量市场化率不断增加，交易电价也随之不断下降[图2（a）]；另一方面，随着可再生能源规模效益的显现，风电、光伏的平准化发电成本快速下降，为核电带来了竞争压力[图2（b）][11]，[12]。

图2 各类电源市场交易平均电价及可再生能源发电技术全球平均平准化成本变化趋势Fig.2 The average market price and the global weighted average LCOE of renewable energy power generation

2019年，大型发电集团核电上网电量市场化率达到28%，比上年增长3%；核电平均市场交易电价为0.357元/（kW·h），比上年降低0.4%。福岛核事故后，我国对核电安全等级提升提出了新要求，安全运营投入的增加使核电整体成本有所上升，为核电参与市场竞争带来了挑战[13]。

1.2.3核电机组面临调峰压力

电力系统的调节能力越来越难以平衡大规模可再生能源发电出力与实际用电负荷需求之间的差异，因此调峰压力不可避免地传递到核电机组[14]，[15]。长期以来，核电在电力系统中承担系统基荷，基于经济性与安全性方面的考虑，核电难以适应大规模风电、光伏接入的系统的灵活运行需要。即使新建核电在设计过程中考虑了一定的调节能力，但机组负荷快速升降容易产生堆芯局部热点，存在造成堆芯烧毁的潜在风险。频繁进行负荷跟踪将产生大量的放射性废气和废液，给环境带来威胁[16]。随着未来海上风电项目的大量投产，核电装机大省也将面临在负荷低谷期对可再生能源发电和核电的调度选择问题[17]。

1.2.4核电长期面临公众可接受性和邻避效应

日本福岛核事故之后，公众对核电的安全性产生了担忧和质疑，我国部分核电项目产业园的建设或核准被迫搁置或取消。通过对核电厂周边区域公众接受度调查与分析表明：我国公众对核电持支持态度的占74%，但不愿建在自家附近，即邻避效应。进一步分析表明，公众对核电安全性的担忧，主要源于公众对核电的了解度和参与度不高，存在恐惧心理，这也为我国核电的进一步发展带来了阻碍[18]。

2 可再生能源发电现状及面临障碍

2.1 可再生能源发展现状

自2006年1月1日《可再生能源法》实施以来，我国可再生能源发展迅速。从2006年到2019年，我国可再生能源的装机容量增加了近5倍，从135 GW增长到794 GW，占全国装机容量的比例从22%增长到41%；同时，可再生能源发电量从425 TW·h增加到2 043 TW·h，增长了3.8倍，占全国发电量的比例从15%增加到28%。其中，非水电可再生电力装机由5 GW增加到436 GW，发电量由10 TW·h增加到741 TW·h，分别增长了94倍和74倍（图3）。由此可见，非水力可再生能源在我国新增可再生能源总量中占主导地位，其中风电和光伏发电占了95%以上。本文所探讨的核电与可再生能源协调发展问题主要注重于风电和太阳能发电两种技术。

图3 中国可再生能源电力发展趋势Fig.3 The development of the renewable energy power generation

2.2 可再生能源发展面临的主要障碍

随着可再生能源的快速发展，可再生电力进入我国电网和电力市场的难度不断加大，主要表现为风电、太阳能发电，甚至包括水力发电的限电问题日益突出。电力资源供应与电力需求负荷在空间和时间层面的不匹配和电网传输能力不足是导致弃电率高的主要原因[19]。我国70%以上的可再生能源项目分布在资源丰富、电力需求较低的北方和西北地区；我国东部和南部经济发达、人口密集，电力需求负荷占全国电力需求总量的80%，滞后于电源建设的电网建设难以满足电力传输大幅增长的需求，导致了西北地区的电力产能过剩和弃电现象。2016-2017年，我国弃风率超过10%，弃光率超过6%（表2）。虽然国家近期密集出台的保障政策缓解了弃风、弃光问题，但可再生能源消纳问题并未从根本上解决。

表2 2016-2017年全国风电、光伏发电量及损失电量Table 2 The generation and the curtailment of wind and solar photovoltaic in China，2016 to 2017

从经济层面分析，尽管可再生能源发电成本已大幅下降，但与传统化石能源发电相比，成本仍然偏高，导致可再生能源对政策扶持的依赖程度较高[20]。根据财政部发布的《关于下达可再生能源电价附加补助资金预算的通知》，2020年可安排的可再生能源电价附加资金预算为924亿元，而补贴总需求为3 000亿元左右，其中风电约为1 550亿元，光伏约为1 250亿元[21]。巨额补贴缺口和投资需求使得可再生能源发展的可持续性受到限制。与火电相比，风电、光伏发电的利用小时数偏低，其大规模并网必然将拉低电力系统的整体利用率，整个系统须要预留储备，从而提升其他的辅助性投资，增加系统成本。国外经验表明，当风电、光伏发电量占比超过20%，电力系统成本将占可再生能源发电成本的1/3～1/2；如果该比例上升至40%，系统成本将于发电成本持平。由此可见，电力系统为消纳可再生能源，将面临成本上升的压力，成为可再生能源大规模替代化石能源的制约因素。

综上表明，在短时间内可再生能源发电技术难以完全替代传统电力供应技术满足所有的电力需求，须要多种发电技术协调发展[22]，[23]。

3 核电与可再生能源协调发展

3.1 完善并网保障制度，提高核电适应高比例可再生能源电力系统的积极性

为促进低碳电力技术的开发和应用，国家分别颁布了《可再生能源发电全额保障性收购管理办法》[24]和《保障核电安全消纳暂行办法》[25]。然而，相对于可再生能源发电技术而言，核电的发展缺乏像《可再生能源法》一样的上位法为其提供法律依据，也不具备可再生能源电力享有的调度优先权和全额收购保障（表3）[26]～[28]。

表3 核电与可再生能源发电技术的保障机制对比分析Table 3 Comparative analysis on the guarantee mechanism of nuclear and renewable energy generation

续表3

为促进可再生能源发展，国家发布了《关于实行可再生能源绿色电力证书核发及自愿认购交易制度的通知》，核定发电企业非水可再生能源上网电量和核发绿色电力证书，企业通过出售此证书获得持续收益[26]。与之相对应，核电的保障外电量须要通过参与电力直接交易等方式促进消纳，对于不具备调峰能力或调峰能力不足的核电机组，须向承担辅助服务的发电主体支付一定补偿费用。

根据核电安全消纳相关规定，在电力过剩地区，核电运行小时数须按当地6 MW及以上发电设备上一年平均利用小时数的1.5～1.8倍确定。因此，对于2019年的核电利用小时数大于当地6 MW及以上发电厂发电设备年利用小时数1.8倍的广西、广东、江苏和福建地区，一旦出现电力过剩现象，其核电利用小时数将面临下调风险（图4）[11]。为调动核电适应以高比例可再生能源为主的电力系统，须要从制度上提供明确的保障机制，从经济上明确体现核电提供相应服务的价值，从而鼓励和调动核电与可再生能源发电协调发展的积极性。

图4 核电机组运行小时数及可能变动范围Fig.4 Operation hours of nuclear power units and possible range of variation

3.2 降低核电发电成本，提升核电参与电力交易市场的竞争力

与化石能源发电技术相比，核电没有燃料成本，也不排放温室气体和大气污染物，因此具有显著的成本和环境双重优势。若核电的环境贡献能够得到经济补偿，其成本优势将更为突出。与可再生能源发电技术相比，核电也具有经济优势，但随着风电、光伏发电成本的大幅下降，核电的优势差异在逐渐缩小[29]。

基于平准化发电成本（LCOE）核算方法及收集的相关数据（表4）计算得出的结果显示，未来核电参与电力市场，其成本仍须进一步下降[7]，[30]，[31]。

表4 核电平准化成本测算参数Table 4 The key factors of the nuclear LCOE calculation

式中：It为发电技术的初始投资成本；Mt为发电技术的运行维护成本；Ft为发电技术的燃料成本；Et为发电量；r为贴现率。

计算结果表明，2030年风电及光伏发电成本为0.3～0.4元/（kW·h）。通过与现有研究成果校对，分别取0.32元/（kW·h）和0.39元/（kW·h）[32]，[33]。因此，若核电年利用小时数保持在当前水平（7 500 h/a），则其投资成本须控制在20 000元/kW以下，才可具备与光伏发电相应的市场竞争能力；若其运行小时数降低至6 500 h/a，则其投资成本须控制在17 000元/kW。由于风电技术更具市场竞争力，因此核电须进一步降低初始投资成本至13 000～16 000元/kW（图5）。

图5 核电平准化成本随年利用小时数及投资成本的变化幅度Fig.5 The variation range of the LCOE of nuclear power

降低投资成本与提高利用小时数是降低核电成本、提升核电经济竞争力的两个主要途径。为协调可再生能源电力消纳并网，未来核电年利用小时数难以进一步地提升。由于核电前期投资额巨大，其投资成本对利率变动十分敏感，因此把握核电建设周期是抑制核电成本上升的最主要因素[34]。

3.3 布局核电发展，提升核电与可再生能源发电的区域协调

可再生能源的大规模消纳将是未来电力系统低碳化转型的关键。国家为促进可再生能源高质量发展，设定了省级可再生能源电力消纳责任权重和预期目标，且随时间推移，目标值不断提升（图6）[35]。2020年，在风光资源相对匮乏的东南沿海及中部地区，即使完成本地可再生能源发展规划设定的装机目标，仍须调入外地可再生能源电力才能完成国家设定的预期目标。因此，未来大量可再生能源传输和消纳，为核电未来的选址及其与可再生能源电力的协调发展提出了更高要求。

图6 可再生能源消纳状况Fig.6 The renewable power consumption

在核电装机省份中，2019年核电发电量占本省电力消费的3.3%～25.9%，为当地的电力供应低碳化转型做出了突出贡献。但除福建外，核电省份的电力生产量仍不能满足电力消费需求；河北、河南、重庆、湖南和江西等内陆省份也须要调入电量支撑本地电力需求（图7）[35]。随着未来碳排放空间大幅缩减，各地火电机组的发展空间将被进一步压减，可再生能源及核电将替代传统火电来满足当地的电力需求增长。重庆、湖南、江西、河南等内陆省份的核电建设须要提前规划和部署。

图7 电力供需状况Fig.7 The supply and demand of electricity

预期未来可再生能源装机更大规模、更快速的增长和省间输配，势必为电网调度带来越来越大的压力，促使国家提前进行其他电源及核电（包括内陆核电）的发展布局；在区域层面实现与可再生能源开发、利用和传输的协调发展，为电力系统的碳达峰、碳中和做出更大贡献。

3.4 核电主动适应高比例可再生能源电力系统需求2060年实现碳中和目标意味着电力系统将

面临灵活性调节、调峰调频能力、惯性支撑、稳定裕度、电能质量、供电可靠性及备用等诸多方面的挑战。随着燃煤机组，乃至燃气轮机组分阶段退出，核电作为清洁能源常规机组可以在上述方面发挥越来越重要的作用[36]。在技术层面，可从现有电源与核电联合调峰、核电-储能联合调峰和利用源荷互动调峰3种方式增强核电调峰能力[37]。目前的研究结果显示，从技术性、安全性和经济性等角度分析，核电适度参与电网调峰可以在一定程度上解决可再生能源电力消纳问题，但无法完全解决[38]。建议核电在新能源弃电集中时段以调峰深度控制在20%以内进行日内调节；在必要时也须要风光等电源以合理弃能的方式参与调峰，从而实现核电与可再生能源电力的协调发展。在机制层面，可考虑相应的联合市场机制，将电力市场和调峰市场竞价相结合，构建考虑机组调峰的市场经济调度模型，使得各类电源充分发挥各自优势，在电力市场中协调运行[39]。

4 结论与政策建议

长期以来，核能和可再生能源都为减少二氧化碳的排放做出了贡献，是中国未来电力系统低碳转型、最终实现碳中和目标的两项关键技术。未来减少二氧化碳排放的最佳选择是考虑核能和可再生能源的协调发展，使其更好地发挥互补优势。

①从市场公平性出发，设定包括核电、新能源在内的调峰价格机制，促进二者的协调发展。与可再生能源发电技术相比，核电的发展及其消纳缺乏上位法及相关机制的保护。随着电力系统中可再生能源比例的不断攀升，各类机组的利用小时数均有所下降，但对于核电面临的弃核、市场竞争、调峰压力等挑战，目前尚缺乏相应的政策措施激发核电主动适应可再生能源电力消纳需求的积极性。

②控制核电成本，提高核电经济竞争力，从而使核电在电力系统的低碳转型过程中发挥更大作用。风电和光伏发电成本在过去10年下降了60%～80%，并有望在“十四五”期间实现平价上网。因此，随着中国电力市场改革的不断深化，核电必须提升自身的市场竞争能力，通过技术研发和制度创新持续降低核电的投资成本、力争保持机组运行小时数。

③尽早探讨内陆核电站建设的必要性和可行性。东部沿海地区的核电装机潜力约为220 GW，难以实现2060年碳中和的目标。同时，从区域电力供需平衡的角度出发，核电在湖南、湖北、江西、河南和河北等内陆省份均可发挥重要作用，但决策者和公众对核电安全的担忧是内陆核电发展面临的最大障碍。

④无论是现役核电机组还是未来新建核电机组，都必须主动考虑自身适应高比例可再生能源电力系统的能力。通过实现联合调峰、核储联合调峰和源荷互动调峰等方式提高核电机组的调峰能力；通过参与电力市场和碳市场等市场机制，提升核电的经济性和竞争能力。

⑤加强民众宣传工作，提升公众对核电的接受度。面向公众，建立和实施常态化的交流和沟通机制，要加强多角度、多渠道的宣传工作。建立公开透明的核电决策机制，积极、坦诚地公开核电相关项目的相关信息。通过专业人员及时为民众答疑解惑，获得民众的理解与支持，保障相关项目的落地与实施。