Page 110 - 智库丛书第五卷

中国核能行业智库丛书（第五卷）

并分析因安装储能带来的额外核电多发电量效益及参与电力市场获得的其他收益
如峰谷套利、辅助服务等。模拟测算结果如图 10 所示，可以看出，以 20 年寿期的
电化学储能电站为例，当储能成本从 6 500 元 /（千瓦时）降至 2 000 元 /（以 9 h

系统为例）时，其动态投资回报期从原先的 18 年降至 5 年。

图 10 考虑不同储能成本影响的核储联调模式经济性分析

综上所述，未来高比例新能源电力系统中，并非需要核电频繁参与电网调峰，
而是以推进火电灵活性改造、加强储能等技术应用提高系统灵活性，核电仅在调峰

资源严重不足时作为补充手段。当然，核电出于安全性及经济性的考量不频繁参
与电网调峰，并不意味着其可以不承担调峰义务。这就需要充分发挥市场的资源
优化配置作用，并以市场化方式发现系统调峰价值并在不同电源间进行成本分摊。

3 结论建议

（1）核电与新能源作为非化石能源重要的组成部分，未来将保持高速增长、协
调发展态势，这对我国深度替代常规化石能源，持续优化能源供应结构将发挥重要

作用。预计 2035 年中国核电与新能源装机将较 2018 年分别增长 2.4 倍和 2.1 倍，
是未来增长最快的电源，届时非化石能源装机占比将超过 55%，成为第一大电源。
（2）未来核电仍以东中部地区布局为主，2035 年全国核电将达到 1.5 亿千瓦，

96