Page 109 - 智库丛书第五卷

优秀论文

电适度调峰情景的系统成本分别节省 400 万元和 1 000 万元。在此基础上，如果
引入辅助服务市场，仅以东北电网辅助服务市场 2018 年第一档有偿调峰辅助服务
平均价格［即 0.35 元 /（千瓦时）］为参考。在煤电深度调峰情景下，煤电企业可

通过辅助服务市场收回 1.04 亿元，该费用与煤电企业因压低出力而少发的电量损
失费用（约 1.19 亿元）基本相当。同时，核电企业因在煤电深度调峰情景下基本

满功率运行，可增加发电量约 5 400 万千瓦时，按照核电 0.43 元 /（千瓦时）标杆
上网电价考虑，增加电量收入约 2 300 万元。若核电企业将多发电获得的 2 300 万
让渡给煤电企业，加上辅助服务市场收入的 1.04 亿元，既可以满足自身基本满功

率运行状态（即基准情景），也可以完全弥补煤电企业因调峰造成的损失。因此，
通过市场的合理调配，可有效促进核电、煤电及新能源发电协调运行。

图 9 煤电深度调峰与核电适度调峰对比情况

另外，随着储能技术经济性以及安全性的不断进步，核电厂联合储能系统进行
调峰可有效弥补核电调峰深度有限、调峰灵活性较差等不足。目前，在给定技术路

线的前提下，制约“核储联调”模式发展的关键因素是储能系统的容量配置及其
对应的经济性问题。首先，需要根据系统调峰需求（包括对核电机组的调峰深度

及调峰时长的要求），确定调峰关键参数，从而确定储能功率及容量大小。其次，储
能系统的全寿命周期经济性需考虑储能安装成本、更换成本、运维成本、设备残值，

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