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产业发展与创新

功率波动可达 6 亿千瓦，是目前华东电网最大负荷的 2 倍，将给系统带来 15% 〜
30% 的反调峰需求。核电与新能源及各类灵活性调节资源的协调运行方式成为关
注焦点。

国际先行国家实践经验表明，核电参与调峰可以作为调峰资源不足前提下的
一种选择，但并不经济。一是法、美、日等国核电机组大都具备调峰能力，实际运行
中则根据本国国情采取不同策略。法国由于电源调峰手段有限，大部分核电机组

参与调峰，但各机组参与调峰次数要统筹平衡。美日气电等调峰电源较为充足，核
电承担基荷为主。二是核电调峰的风险主要来自长期低功率运行和频繁调峰。三

是核电参与系统调峰成本较高。根据 2010 年国际原子能机构数据，负载率由 90%
降至 70% 时，核电 LCOE 上升约 35%，远高于煤电的 10% 和气电的 7%。
量化研究中国核电参与调峰情况也有相似结论。一方面，在调峰资源短缺下，

核电参与调峰对促进新能源消纳有一定作用。国网能源研究院有关研究显示，以
华东地区 2018 年为例进行测算，选取新能源发电量占比最大（约 6%）一周为典

型周，通过抽蓄等灵活电源调节无弃风、弃光现象，此时核电不参与调峰。针对典
型周，其他条件不变，假设新能源装机提高 1 倍，发电量占比整体提高到 11% 时，
如果核电仍不参与调峰，将出现弃风、弃光，弃电率约 16.3%。但若调整核电运行

方式，允许其装机容量 30% 参与调峰，新能源弃电率可降至 5.4%。另一方面，如
图 1 所示，未来高比例新能源电力系统中，随着灵活性资源补齐“短板”、储能等技
术进步，核电仅是必要时段调峰资源不足的补充。

华东－2035年夏季系统典型运行方式
45 000
新能源大发，净负荷低谷，储能充电 新能源出力降低，净负荷高峰，储能充电
40 000 40 000
35 000 35 000
30 000 30 000
25 000 25 000
20 000 20 000
15 000 15 000
10 000 10 000
5 000 5 000
0 0
1 6 11 16 21 26 31 36 41 46 51 56 61 66 71 76 81 86 91 96 101 106 111 116 121 126 131 136 141 146 151 156 161 166
核电 煤电 气电 生物质 水电 风电 太阳能 线路受入 储能发电 储能充电 负荷
图 1 未来高比例新能源系统中核电主要承担基荷

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