王 宇，朱沈超，陳芳斌，周 勝

（1.清華大學 能源環(huán)境經濟研究所，北京 100086；2.中核核電運行管理有限公司，浙江 嘉興 314300）

0 引言

習近平主席在第75屆聯(lián)合國大會期間提出，我國將采取更加有力的政策和措施，力爭在2030年前達到二氧化碳排放峰值，努力爭取在2060年前實現(xiàn)碳中和。作為最大的二氧化碳排放部門，電力系統(tǒng)每年排放二氧化碳約40億t，約占全國二氧化碳排放總量的40%。因此，電力系統(tǒng)的低碳化發(fā)展，對中國應對氣候變化目標的實現(xiàn)具有決定性作用。探索核電與可再生能源發(fā)電技術的協(xié)調發(fā)展，將有助于中國電力部門盡早實現(xiàn)碳中和目標。

可再生能源發(fā)電技術具有資源可持續(xù)、清潔低碳等優(yōu)點，近年來發(fā)展迅猛。然而，可再生能源固有的資源波動性、間歇性導致發(fā)電出力與電網負荷之間缺乏良好的兼容性和匹配性?？稍偕茉吹拇笠?guī)模并網必須配以穩(wěn)定的基荷電源，以調控電力輸出，保障電網的穩(wěn)定和安全。與可再生能源發(fā)電技術相比，核電具有負荷因子高、受自然條件約束少、高效、可靠的優(yōu)勢[1]，[2]。目前，核電的裝機規(guī)模較小，建設審批周期長，且面臨著安全及核廢料處理等公眾可接受度低的挑戰(zhàn)。研究表明，到2050年，中國風電裝機將達到2 000 GW，光伏裝機容量約為2 500 GW。這意味著風電和光伏系統(tǒng)的年均新增裝機容量分別達到60 GW和80 GW，將成為中國未來電力裝機的主力電源[3]，[4]。在實現(xiàn)控制地球溫升目標方面，核電也必須發(fā)揮更大作用。因此，核電如何適應高比例可再生能源發(fā)電的電力系統(tǒng)、實現(xiàn)與可再生能源利用的協(xié)調發(fā)展是亟待研究的問題。

本文基于核電和以風電、光伏為主的可再生能源發(fā)電技術的發(fā)展現(xiàn)狀及各自面臨障礙問題的分析，以定性和定量相結合的方式，從政策保障機制和經濟性等方面，探討未來核電如何適應以高比例可再生能源為主的電力系統(tǒng)，以實現(xiàn)自身持續(xù)健康發(fā)展，發(fā)揮低成本的清潔能源作用。文章從區(qū)域布局和供需平衡等角度分析了核電未來的發(fā)展布局及技術調整方向。

1 核電發(fā)展現(xiàn)狀及面臨的挑戰(zhàn)

1.1 核電發(fā)展現(xiàn)狀

長期以來，核電在全球能源系統(tǒng)向低碳化轉型過程中發(fā)揮著巨大的作用。然而，受發(fā)達國家核電機組退役的影響，核電在全球電力供應總量中的份額由1996年的18%下降到2019年的10%。與之相對應，風電、太陽能發(fā)電的迅猛發(fā)展填補了核電下降的份額[5]。自1985年以來，中國核電經歷了起步、穩(wěn)步前行和快速發(fā)展階段，形成了完整的全產業(yè)鏈體系。近5年以來，中國核電裝機容量逐年遞增。截至2019年，在運核電機組共49臺，累計裝機51 GW，占全國總裝機量的2.3%，年發(fā)電量366 TW·h，占全國發(fā)電總量的4.9%（圖1）。目前，我國核電分布主要集中在8個沿海省份，其中廣東、浙江的核電裝機總量最多，占全國核電裝機總量的一半。近年來，核電設備利用小時數呈現(xiàn)出逐年下降的趨勢，從2010-2014年的7 700～7 900 h/a下降至2015-2020年的7 050～7 500 h/a，相當于核電機組每年損失發(fā)電量24 TW·h。

圖1 中國核電裝機及發(fā)電量Fig.1 China's nuclear power capacity and electricity generation growth

1.2 核電發(fā)展面臨的障礙

目前，中國核電裝機容量居全球第三位，在建核電規(guī)模長期保持全球第一，但核電在電力裝機及發(fā)電量中的占比均低于全球平均水平。同時，由于核電自身特點及可再生能源在電力系統(tǒng)中的比例逐步增高，其發(fā)展面臨著一系列障礙與挑戰(zhàn)。例如，核電初始投資大、建設周期長并存在延期風險，極大地降低了核電的投資吸引力。我國核電包括多種國產技術和國外引進技術，類型過于分散，不利于核電的標準化設計、建設、運行、維護以及降低成本和共享經驗[6]。另外，我國核電廠址資源有限，在內陸建設核電存在較大爭議。

1.2.1核電機組發(fā)電能力尚未充分利用

可再生能源電力的迅猛發(fā)展以及電力需求增速放緩、電網消納能力有限，導致火電廠利用小時數持續(xù)下降，核電機組設備的利用小時數也難以得到保證[7]。2015年秦山核電累計損失電量達740 GW·h[8]。2016年，全國核電總計損失電量46 TW·h[9]。2019年，我國核電設備的平均利用小時數為7 346 h，平均能力因子為92.36%[10]。不同地區(qū)的核電機組利用小時數存在較大差異，其中海陽、秦山、三門、大亞灣和防城港機組利用狀況較好，而紅沿河、田灣、寧德、福清和陽江核電廠部分機組的年利用小時數不足7 000 h（表1）[10]。

表1 中國大陸核電站分布及運行狀況Table 1 Distribution and operation status of nuclear power plants in Mainland China

1.2.2核電面臨電價下行壓力

電力體制改革的不斷深化和風電、光伏發(fā)電成本的快速下降，為核電帶來雙重價格壓力。一方面，核電上網電量市場化率不斷增加，交易電價也隨之不斷下降[圖2（a）]；另一方面，隨著可再生能源規(guī)模效益的顯現(xiàn)，風電、光伏的平準化發(fā)電成本快速下降，為核電帶來了競爭壓力[圖2（b）][11]，[12]。

圖2 各類電源市場交易平均電價及可再生能源發(fā)電技術全球平均平準化成本變化趨勢Fig.2 The average market price and the global weighted average LCOE of renewable energy power generation

2019年，大型發(fā)電集團核電上網電量市場化率達到28%，比上年增長3%；核電平均市場交易電價為0.357元/（kW·h），比上年降低0.4%。福島核事故后，我國對核電安全等級提升提出了新要求，安全運營投入的增加使核電整體成本有所上升，為核電參與市場競爭帶來了挑戰(zhàn)[13]。

1.2.3核電機組面臨調峰壓力

電力系統(tǒng)的調節(jié)能力越來越難以平衡大規(guī)模可再生能源發(fā)電出力與實際用電負荷需求之間的差異，因此調峰壓力不可避免地傳遞到核電機組[14]，[15]。長期以來，核電在電力系統(tǒng)中承擔系統(tǒng)基荷，基于經濟性與安全性方面的考慮，核電難以適應大規(guī)模風電、光伏接入的系統(tǒng)的靈活運行需要。即使新建核電在設計過程中考慮了一定的調節(jié)能力，但機組負荷快速升降容易產生堆芯局部熱點，存在造成堆芯燒毀的潛在風險。頻繁進行負荷跟蹤將產生大量的放射性廢氣和廢液，給環(huán)境帶來威脅[16]。隨著未來海上風電項目的大量投產，核電裝機大省也將面臨在負荷低谷期對可再生能源發(fā)電和核電的調度選擇問題[17]。

1.2.4核電長期面臨公眾可接受性和鄰避效應

日本福島核事故之后，公眾對核電的安全性產生了擔憂和質疑，我國部分核電項目產業(yè)園的建設或核準被迫擱置或取消。通過對核電廠周邊區(qū)域公眾接受度調查與分析表明：我國公眾對核電持支持態(tài)度的占74%，但不愿建在自家附近，即鄰避效應。進一步分析表明，公眾對核電安全性的擔憂，主要源于公眾對核電的了解度和參與度不高，存在恐懼心理，這也為我國核電的進一步發(fā)展帶來了阻礙[18]。

2 可再生能源發(fā)電現(xiàn)狀及面臨障礙

2.1 可再生能源發(fā)展現(xiàn)狀

自2006年1月1日《可再生能源法》實施以來，我國可再生能源發(fā)展迅速。從2006年到2019年，我國可再生能源的裝機容量增加了近5倍，從135 GW增長到794 GW，占全國裝機容量的比例從22%增長到41%；同時，可再生能源發(fā)電量從425 TW·h增加到2 043 TW·h，增長了3.8倍，占全國發(fā)電量的比例從15%增加到28%。其中，非水電可再生電力裝機由5 GW增加到436 GW，發(fā)電量由10 TW·h增加到741 TW·h，分別增長了94倍和74倍（圖3）。由此可見，非水力可再生能源在我國新增可再生能源總量中占主導地位，其中風電和光伏發(fā)電占了95%以上。本文所探討的核電與可再生能源協(xié)調發(fā)展問題主要注重于風電和太陽能發(fā)電兩種技術。

圖3 中國可再生能源電力發(fā)展趨勢Fig.3 The development of the renewable energy power generation

2.2 可再生能源發(fā)展面臨的主要障礙

隨著可再生能源的快速發(fā)展，可再生電力進入我國電網和電力市場的難度不斷加大，主要表現(xiàn)為風電、太陽能發(fā)電，甚至包括水力發(fā)電的限電問題日益突出。電力資源供應與電力需求負荷在空間和時間層面的不匹配和電網傳輸能力不足是導致棄電率高的主要原因[19]。我國70%以上的可再生能源項目分布在資源豐富、電力需求較低的北方和西北地區(qū)；我國東部和南部經濟發(fā)達、人口密集，電力需求負荷占全國電力需求總量的80%，滯后于電源建設的電網建設難以滿足電力傳輸大幅增長的需求，導致了西北地區(qū)的電力產能過剩和棄電現(xiàn)象。2016-2017年，我國棄風率超過10%，棄光率超過6%（表2）。雖然國家近期密集出臺的保障政策緩解了棄風、棄光問題，但可再生能源消納問題并未從根本上解決。

表2 2016-2017年全國風電、光伏發(fā)電量及損失電量Table 2 The generation and the curtailment of wind and solar photovoltaic in China，2016 to 2017

從經濟層面分析，盡管可再生能源發(fā)電成本已大幅下降，但與傳統(tǒng)化石能源發(fā)電相比，成本仍然偏高，導致可再生能源對政策扶持的依賴程度較高[20]。根據財政部發(fā)布的《關于下達可再生能源電價附加補助資金預算的通知》，2020年可安排的可再生能源電價附加資金預算為924億元，而補貼總需求為3 000億元左右，其中風電約為1 550億元，光伏約為1 250億元[21]。巨額補貼缺口和投資需求使得可再生能源發(fā)展的可持續(xù)性受到限制。與火電相比，風電、光伏發(fā)電的利用小時數偏低，其大規(guī)模并網必然將拉低電力系統(tǒng)的整體利用率，整個系統(tǒng)須要預留儲備，從而提升其他的輔助性投資，增加系統(tǒng)成本。國外經驗表明，當風電、光伏發(fā)電量占比超過20%，電力系統(tǒng)成本將占可再生能源發(fā)電成本的1/3～1/2；如果該比例上升至40%，系統(tǒng)成本將于發(fā)電成本持平。由此可見，電力系統(tǒng)為消納可再生能源，將面臨成本上升的壓力，成為可再生能源大規(guī)模替代化石能源的制約因素。

綜上表明，在短時間內可再生能源發(fā)電技術難以完全替代傳統(tǒng)電力供應技術滿足所有的電力需求，須要多種發(fā)電技術協(xié)調發(fā)展[22]，[23]。

3 核電與可再生能源協(xié)調發(fā)展

3.1 完善并網保障制度，提高核電適應高比例可再生能源電力系統(tǒng)的積極性

為促進低碳電力技術的開發(fā)和應用，國家分別頒布了《可再生能源發(fā)電全額保障性收購管理辦法》[24]和《保障核電安全消納暫行辦法》[25]。然而，相對于可再生能源發(fā)電技術而言，核電的發(fā)展缺乏像《可再生能源法》一樣的上位法為其提供法律依據，也不具備可再生能源電力享有的調度優(yōu)先權和全額收購保障（表3）[26]～[28]。

表3 核電與可再生能源發(fā)電技術的保障機制對比分析Table 3 Comparative analysis on the guarantee mechanism of nuclear and renewable energy generation

續(xù)表3

為促進可再生能源發(fā)展，國家發(fā)布了《關于實行可再生能源綠色電力證書核發(fā)及自愿認購交易制度的通知》，核定發(fā)電企業(yè)非水可再生能源上網電量和核發(fā)綠色電力證書，企業(yè)通過出售此證書獲得持續(xù)收益[26]。與之相對應，核電的保障外電量須要通過參與電力直接交易等方式促進消納，對于不具備調峰能力或調峰能力不足的核電機組，須向承擔輔助服務的發(fā)電主體支付一定補償費用。

根據核電安全消納相關規(guī)定，在電力過剩地區(qū)，核電運行小時數須按當地6 MW及以上發(fā)電設備上一年平均利用小時數的1.5～1.8倍確定。因此，對于2019年的核電利用小時數大于當地6 MW及以上發(fā)電廠發(fā)電設備年利用小時數1.8倍的廣西、廣東、江蘇和福建地區(qū)，一旦出現(xiàn)電力過?，F(xiàn)象，其核電利用小時數將面臨下調風險（圖4）[11]。為調動核電適應以高比例可再生能源為主的電力系統(tǒng)，須要從制度上提供明確的保障機制，從經濟上明確體現(xiàn)核電提供相應服務的價值，從而鼓勵和調動核電與可再生能源發(fā)電協(xié)調發(fā)展的積極性。

圖4 核電機組運行小時數及可能變動范圍Fig.4 Operation hours of nuclear power units and possible range of variation

3.2 降低核電發(fā)電成本，提升核電參與電力交易市場的競爭力

與化石能源發(fā)電技術相比，核電沒有燃料成本，也不排放溫室氣體和大氣污染物，因此具有顯著的成本和環(huán)境雙重優(yōu)勢。若核電的環(huán)境貢獻能夠得到經濟補償，其成本優(yōu)勢將更為突出。與可再生能源發(fā)電技術相比，核電也具有經濟優(yōu)勢，但隨著風電、光伏發(fā)電成本的大幅下降，核電的優(yōu)勢差異在逐漸縮小[29]。

基于平準化發(fā)電成本（LCOE）核算方法及收集的相關數據（表4）計算得出的結果顯示，未來核電參與電力市場，其成本仍須進一步下降[7]，[30]，[31]。

表4 核電平準化成本測算參數Table 4 The key factors of the nuclear LCOE calculation

式中：It為發(fā)電技術的初始投資成本；Mt為發(fā)電技術的運行維護成本；Ft為發(fā)電技術的燃料成本；Et為發(fā)電量；r為貼現(xiàn)率。

計算結果表明，2030年風電及光伏發(fā)電成本為0.3～0.4元/（kW·h）。通過與現(xiàn)有研究成果校對，分別取0.32元/（kW·h）和0.39元/（kW·h）[32]，[33]。因此，若核電年利用小時數保持在當前水平（7 500 h/a），則其投資成本須控制在20 000元/kW以下，才可具備與光伏發(fā)電相應的市場競爭能力；若其運行小時數降低至6 500 h/a，則其投資成本須控制在17 000元/kW。由于風電技術更具市場競爭力，因此核電須進一步降低初始投資成本至13 000～16 000元/kW（圖5）。

圖5 核電平準化成本隨年利用小時數及投資成本的變化幅度Fig.5 The variation range of the LCOE of nuclear power

降低投資成本與提高利用小時數是降低核電成本、提升核電經濟競爭力的兩個主要途徑。為協(xié)調可再生能源電力消納并網，未來核電年利用小時數難以進一步地提升。由于核電前期投資額巨大，其投資成本對利率變動十分敏感，因此把握核電建設周期是抑制核電成本上升的最主要因素[34]。

3.3 布局核電發(fā)展，提升核電與可再生能源發(fā)電的區(qū)域協(xié)調

可再生能源的大規(guī)模消納將是未來電力系統(tǒng)低碳化轉型的關鍵。國家為促進可再生能源高質量發(fā)展，設定了省級可再生能源電力消納責任權重和預期目標，且隨時間推移，目標值不斷提升（圖6）[35]。2020年，在風光資源相對匱乏的東南沿海及中部地區(qū)，即使完成本地可再生能源發(fā)展規(guī)劃設定的裝機目標，仍須調入外地可再生能源電力才能完成國家設定的預期目標。因此，未來大量可再生能源傳輸和消納，為核電未來的選址及其與可再生能源電力的協(xié)調發(fā)展提出了更高要求。

圖6 可再生能源消納狀況Fig.6 The renewable power consumption

在核電裝機省份中，2019年核電發(fā)電量占本省電力消費的3.3%～25.9%，為當地的電力供應低碳化轉型做出了突出貢獻。但除福建外，核電省份的電力生產量仍不能滿足電力消費需求；河北、河南、重慶、湖南和江西等內陸省份也須要調入電量支撐本地電力需求（圖7）[35]。隨著未來碳排放空間大幅縮減，各地火電機組的發(fā)展空間將被進一步壓減，可再生能源及核電將替代傳統(tǒng)火電來滿足當地的電力需求增長。重慶、湖南、江西、河南等內陸省份的核電建設須要提前規(guī)劃和部署。

圖7 電力供需狀況Fig.7 The supply and demand of electricity

預期未來可再生能源裝機更大規(guī)模、更快速的增長和省間輸配，勢必為電網調度帶來越來越大的壓力，促使國家提前進行其他電源及核電（包括內陸核電）的發(fā)展布局；在區(qū)域層面實現(xiàn)與可再生能源開發(fā)、利用和傳輸的協(xié)調發(fā)展，為電力系統(tǒng)的碳達峰、碳中和做出更大貢獻。

3.4 核電主動適應高比例可再生能源電力系統(tǒng)需求2060年實現(xiàn)碳中和目標意味著電力系統(tǒng)將

面臨靈活性調節(jié)、調峰調頻能力、慣性支撐、穩(wěn)定裕度、電能質量、供電可靠性及備用等諸多方面的挑戰(zhàn)。隨著燃煤機組，乃至燃氣輪機組分階段退出，核電作為清潔能源常規(guī)機組可以在上述方面發(fā)揮越來越重要的作用[36]。在技術層面，可從現(xiàn)有電源與核電聯(lián)合調峰、核電-儲能聯(lián)合調峰和利用源荷互動調峰3種方式增強核電調峰能力[37]。目前的研究結果顯示，從技術性、安全性和經濟性等角度分析，核電適度參與電網調峰可以在一定程度上解決可再生能源電力消納問題，但無法完全解決[38]。建議核電在新能源棄電集中時段以調峰深度控制在20%以內進行日內調節(jié)；在必要時也須要風光等電源以合理棄能的方式參與調峰，從而實現(xiàn)核電與可再生能源電力的協(xié)調發(fā)展。在機制層面，可考慮相應的聯(lián)合市場機制，將電力市場和調峰市場競價相結合，構建考慮機組調峰的市場經濟調度模型，使得各類電源充分發(fā)揮各自優(yōu)勢，在電力市場中協(xié)調運行[39]。

4 結論與政策建議

長期以來，核能和可再生能源都為減少二氧化碳的排放做出了貢獻，是中國未來電力系統(tǒng)低碳轉型、最終實現(xiàn)碳中和目標的兩項關鍵技術。未來減少二氧化碳排放的最佳選擇是考慮核能和可再生能源的協(xié)調發(fā)展，使其更好地發(fā)揮互補優(yōu)勢。

①從市場公平性出發(fā)，設定包括核電、新能源在內的調峰價格機制，促進二者的協(xié)調發(fā)展。與可再生能源發(fā)電技術相比，核電的發(fā)展及其消納缺乏上位法及相關機制的保護。隨著電力系統(tǒng)中可再生能源比例的不斷攀升，各類機組的利用小時數均有所下降，但對于核電面臨的棄核、市場競爭、調峰壓力等挑戰(zhàn)，目前尚缺乏相應的政策措施激發(fā)核電主動適應可再生能源電力消納需求的積極性。

②控制核電成本，提高核電經濟競爭力，從而使核電在電力系統(tǒng)的低碳轉型過程中發(fā)揮更大作用。風電和光伏發(fā)電成本在過去10年下降了60%～80%，并有望在“十四五”期間實現(xiàn)平價上網。因此，隨著中國電力市場改革的不斷深化，核電必須提升自身的市場競爭能力，通過技術研發(fā)和制度創(chuàng)新持續(xù)降低核電的投資成本、力爭保持機組運行小時數。

③盡早探討內陸核電站建設的必要性和可行性。東部沿海地區(qū)的核電裝機潛力約為220 GW，難以實現(xiàn)2060年碳中和的目標。同時，從區(qū)域電力供需平衡的角度出發(fā)，核電在湖南、湖北、江西、河南和河北等內陸省份均可發(fā)揮重要作用，但決策者和公眾對核電安全的擔憂是內陸核電發(fā)展面臨的最大障礙。

④無論是現(xiàn)役核電機組還是未來新建核電機組，都必須主動考慮自身適應高比例可再生能源電力系統(tǒng)的能力。通過實現(xiàn)聯(lián)合調峰、核儲聯(lián)合調峰和源荷互動調峰等方式提高核電機組的調峰能力；通過參與電力市場和碳市場等市場機制，提升核電的經濟性和競爭能力。

⑤加強民眾宣傳工作，提升公眾對核電的接受度。面向公眾，建立和實施常態(tài)化的交流和溝通機制，要加強多角度、多渠道的宣傳工作。建立公開透明的核電決策機制，積極、坦誠地公開核電相關項目的相關信息。通過專業(yè)人員及時為民眾答疑解惑，獲得民眾的理解與支持，保障相關項目的落地與實施。