高比例新能源電力系統(tǒng)演化進程中核電與新能源協(xié)調發(fā)展策略
鄭寬, 徐志成, 魯剛, 張富強, 馮君淑, 張晉芳
（國網能源研究院有限公司，北京 102209）
摘要：核能與新能源作為非化石能源的重要組成部分，對于中國構建清潔低碳、安全高效的能源體系具有舉足輕重的作用。隨著大規(guī)模間歇式新能源接入電力系統(tǒng)，電網的安全穩(wěn)定運行面臨巨大挑戰(zhàn)，核電出力穩(wěn)定、轉動慣量大，可為高比例新能源接入的電力系統(tǒng)提供必要的電力、電量和轉動慣量支撐。針對高比例新能源電力系統(tǒng)演化進程中核電、新能源及其他電源的協(xié)調發(fā)展問題，統(tǒng)籌考慮系統(tǒng)規(guī)劃與運行層面的相互影響，基于電力系統(tǒng)規(guī)劃軟件GESP及電力系統(tǒng)隨機生產模擬軟件GridView，建立一套完整的分析模型，提出中國未來核電與新能源的合理發(fā)展規(guī)模和布局；考慮核電與其他電源以不同方式參與電網調峰對新能源消納及系統(tǒng)運行經濟性等方面的影響，提出促進核電與新能源協(xié)調運行的策略建議，為促進中國核電與新能源有序健康發(fā)展、深入推動能源轉型提供決策支撐。
引文信息
鄭寬, 徐志成, 魯剛, 等. 高比例新能源電力系統(tǒng)演化進程中核電與新能源協(xié)調發(fā)展策略[J]. 中國電力, 2021, 54(7): 27-35.
ZHENG Kuan, XU Zhicheng, LU Gang, et al. Coordinated development strategy for nuclear power and new energy in the evolution process of power system with high penetration of new energy[J]. Electric Power, 2021, 54(7): 27-35.
引言
黨的十九大為中國中長期能源電力發(fā)展指明了方向，即“推進能源生產和消費革命，構建清潔低碳、安全高效的能源體系”。核電作為重要的清潔能源，對于中國構建新型能源體系具有舉足輕重的作用。尤其是對于中國東中部經濟發(fā)達、能源資源相對缺乏的地區(qū)，利用好自身較充分的核電廠址資源，積極開發(fā)核電是提升區(qū)域能源自給率、保障能源安全的有效途徑[1-3]。
從電力系統(tǒng)發(fā)展看，隨著新能源發(fā)電技術（本文新能源指以風電、太陽能發(fā)電為代表的新興可再生能源發(fā)電技術，以下簡稱新能源）的快速進步，間歇式新能源發(fā)電比重將進一步提高，這給電網的安全穩(wěn)定運行帶來一系列挑戰(zhàn)[4-9]。核電出力穩(wěn)定、轉動慣量大，適合承擔電力基荷，同時為系統(tǒng)提供必要的轉動慣量，發(fā)揮受端電網的電源支撐作用，從而也更加有利于風電、太陽能發(fā)電等間歇性電源的消納[10-13]。因此，亟須深入研究核電與新能源及其他各類電源的協(xié)調發(fā)展策略。
本文綜合考慮中國能源資源條件、環(huán)境約束、供需格局、電源開發(fā)進度、建設周期等各方面因素[14-18]，構建面向中長期的高比例新能源接入電力系統(tǒng)發(fā)展情景，提出滿足電力系統(tǒng)安全穩(wěn)定與節(jié)能減排要求的核電與新能源協(xié)調發(fā)展策略，為中國未來核電及新能源行業(yè)的健康發(fā)展提供有益參考。
1 高比例新能源電力系統(tǒng)規(guī)劃與運行模擬思路及方法
近些年，隨著新能源發(fā)電技術的日趨成熟，市場競爭力不斷提升；而核電由于安全要求進一步提高，技術上處于從二代改進向三代轉型升級階段，市場競爭力有所下降，一定程度上影響了核電的有序發(fā)展[14-16]。因此，在未來非化石能源比重逐步提高且水電剩余開發(fā)潛力有限的大背景下，核電與新能源的發(fā)展關系成為行業(yè)內外關注的焦點。本文針對此類問題，從規(guī)劃和運行兩個層面建立了研究方法，深入分析核電與新能源的協(xié)調發(fā)展問題，總體思路如圖1所示。
圖1 核電與新能源協(xié)調發(fā)展總體思路
Fig.1 Framework for coordinated development of nuclear power and new energy
在規(guī)劃層面，主要針對核電與新能源發(fā)展規(guī)模、布局等方面的協(xié)調性問題，本文基于多區(qū)域多場景中長期電力規(guī)劃模型，對全國范圍進行中長期電力系統(tǒng)擴展模擬研究；同時選取典型區(qū)域，進行了不同比例新能源接入電力系統(tǒng)情景下的核電發(fā)展規(guī)模敏感性分析，最終提出促進核電與新能源協(xié)調發(fā)展的策略建議。
在運行層面，主要針對核電及其他電源以不同方式參與電網調峰對新能源消納及系統(tǒng)運行經濟性等方面的影響問題，基于電力系統(tǒng)隨機生產模擬模型，對目標區(qū)域的典型場景進行了多維度運行模擬分析，最終提出促進核電與新能源協(xié)調運行的策略建議。
2 中國中長期核電與新能源發(fā)展規(guī)模及布局
協(xié)同推進核電與新能源及其他靈活性電源的投產規(guī)模、布局及時序直接關系到中國能源轉型的整體節(jié)奏與進程。本文依托國網能源院自主研發(fā)的電力系統(tǒng)規(guī)劃軟件GESP[16-18]（模型如圖2所示），以全社會電力供應總成本最低為目標（如式（1）所示），統(tǒng)籌考慮能源結構調整、污染物減排、溫室氣體排放控制等因素，在滿足電力電量平衡、調峰平衡等約束前提下，優(yōu)化求解出核電與新能源及各類電源的開發(fā)規(guī)模、布局及投產時序。
圖2 考慮核電與新能源協(xié)調發(fā)展的電力系統(tǒng)優(yōu)化規(guī)劃模型
Fig.2 Power system optimization planning model considering coordinated development of nuclear power and new energy
表1為中長期電力規(guī)劃模擬結果，可以看出，核電與新能源保持高速增長、協(xié)調發(fā)展態(tài)勢，這對中國未來深度替代常規(guī)化石能源，持續(xù)優(yōu)化能源供應結構將發(fā)揮重要作用?；鶞是榫癧19]下，2035年中國核電和新能源裝機較2018年分別增長2.4倍和2.1倍，是未來增長最快的電源，屆時非化石能源裝機占比將超過55%，成為裝機規(guī)模第一大電源。其中，核電的建設投運節(jié)奏穩(wěn)中有升，2035年前保持年均投運6~8臺，2035年后逐步加快，年均投運8~10臺，2035年、2050年核電裝機規(guī)模分別為1.5億kW和3.35億kW。
表1 基準情景下全國電源總體裝機情況
Table 1 The installed capacity of all power sources under the benchmark scenario
圖3為2035年、2050年各類電源的區(qū)域分布情況，可以看出，核電布局仍以華東、南方和華北等地區(qū)為主。2035年，三區(qū)域核電合計占全國的比重為87%，2050年隨著核電建設向內陸延伸，三區(qū)域核電合計占比有所下降，但仍占全國核電比重在70%以上。新能源的發(fā)展也由西部北部地區(qū)逐步向東中部轉移，2050年西北、華北、東北三個地區(qū)新能源裝機比重由2018年的約60%降至50%左右。
圖3 中長期電源發(fā)展布局情況
Fig.3 The mid-long term development distribution of power sources in China
圖4為核電與新能源在能源電力消費中的占比變化趨勢，從發(fā)電量來看，非化石能源發(fā)電量增長迅速，2035年，非化石能源發(fā)電量占總發(fā)電量比重超過50%，2050年達到80%左右。其中核電和新能源貢獻巨大，核電發(fā)電量占比由2018年的不足4%，上升至2035年的11.6%和2050年的22.1%；新能源發(fā)電量占比由2018年的8.1%，上升至2035年的22.4%和2050年的41.1%。
圖4 核電與新能源在能源電力消費中的占比變化趨勢
Fig.4 The proportion variaton of nuclear power and new energy in energy and power consumption
總體看，核電與新能源的快速發(fā)展對中國能源消費結構優(yōu)化貢獻巨大，2050年中國非化石能源消費占比超過50%，成為主體能源。而非化石能源消費占比的持續(xù)提升，可有效降低我國持續(xù)攀升的油氣對外依存度，這其中核電與新能源為保障中國能源安全做出了巨大貢獻。因此，從踐行能源安全新戰(zhàn)略，穩(wěn)步推進綠色能源轉型的要求出發(fā)，核電與新能源并不構成競爭替代關系，而需要進一步強化協(xié)調發(fā)展理念，從技術和體制機制等方面積極創(chuàng)新，細化兩者協(xié)調運行方式，共同促進中國能源電力行業(yè)的高質量發(fā)展。
3 高比例新能源電力系統(tǒng)中核電與新能源協(xié)調運行方式
高比例新能源電力系統(tǒng)平衡特征和方式顯著改變，其發(fā)電功率波動的強時空差異性使得電力系統(tǒng)維持時空平衡的難度不斷加大。這使中國靈活性調節(jié)資源缺乏的問題日益凸顯，同樣也對傳統(tǒng)只帶基荷運行的核電提出更高要求。針對核電與新能源及各類靈活性調節(jié)資源的協(xié)調運行問題，本文考慮高比例新能源并網帶來的隨機性和不確定性，以及機組的隨機故障及電力負荷的隨機性，采用ABB公司研發(fā)的電力系統(tǒng)隨機生產模擬軟件GridView[20]，對2035年中國某大區(qū)電網進行了模擬分析，模型如圖5所示。
圖5 電力系統(tǒng)隨機生產模擬模型
Fig.5 The stochastic production simulation model of power system
從核電機組調峰的可行性上看，歐美、日韓及中國的大部分核電機組在設計上大都具備了調峰調頻能力。歐盟相關標準明確規(guī)定“核電機組在前90%的燃料周期內，能夠在50%~100%的額定容量范圍內以每分鐘3%額定容量的調節(jié)速率實現(xiàn)負荷跟蹤”，法國核電機組最小出力可降至約30%額定功率[21-23]。但實際運行中，各國依照本國國情對核電參與調峰采取不同策略[24-26]。中國核電機組通常不參與電網調峰，僅在節(jié)假日或惡劣天氣等特殊時段，以安排檢修停機或降功率方式運行，且低功率運行持續(xù)時間一般不超過15天。
隨著新能源滲透率的提高，尤其是核電占比較高的地區(qū)，電網調峰壓力較大，需要核電以更靈活的方式參與電網調峰。本文選取核電占比較高的某大區(qū)電網，針對2035年該地區(qū)高比例新能源接入情景下典型周（新能源發(fā)電量占比約25%）運行情況，改變核電運行方式，以“12-3-6-3”方式[27]連續(xù)7天以80%、70%、50%、30%的額定功率運行，分析核電調峰對改善系統(tǒng)棄風棄光及系統(tǒng)經濟性的影響，結果如圖6所示。
圖6 核電參與調峰對棄風棄光的影響
Fig.6 The influence of nuclear power participation in peak regulation on wind and solar power curtailment
從核電參與調峰對棄風棄光的影響程度看，隨著調峰深度的增加，棄電量和棄電率都有所降低，棄電率由最初的5.57%最低降至1.94%；核電最小出力分別降至80%額定功率、70%額定功率、50%額定功率和30%額定功率所對應的棄電量分別為3.62億kW·h、2.97億kW·h、2.21億kW·h和1.95億kW·h?？梢钥闯觯瑑H改變核電的調峰深度，無法完全解決棄風棄光問題，且調峰深度比例增加其所對應的棄風棄光改善程度并不線性，而是成逐漸放緩趨勢。
表2和圖7分別為核電調峰成本和系統(tǒng)運行總成本變化情況，從典型周系統(tǒng)運行總成本（以燃料成本為主）看，隨著核電機組調峰深度的增加，系統(tǒng)總成本呈上升趨勢，且在核電機組以80%額定功率進行調峰時，系統(tǒng)總成本上升不明顯，但隨調峰深度增加，系統(tǒng)運行成本顯著提高。進一步考慮核電深度調峰時的成本變化，主要包括2方面：（1）調峰使廠用電率升高，發(fā)電效率下降，增加平均發(fā)電成本；（2）壓水堆采用定期換料，頻繁調峰必然浪費核燃料，減少發(fā)電量，核電調峰成本變化見圖7。
表2 核電調峰成本變化情況
Table 2 The cost variation for nuclear power plants participating in peak load regulation
圖7 核電參與調峰系統(tǒng)運行總成本（考慮核電調峰成本）
Fig.7 The total operation cost of power system with nuclear power participating in peak load regulation（considering the nuclear power’s cost for regulation）
從模擬結果看，隨著核電調峰深度的增加，其自身的調峰成本也將顯著提高。因此，在考慮核電深度調峰的成本變化的基礎上，系統(tǒng)運行成本將隨著核電調峰深度的增加進一步增大。綜合看，核電在以80%額定功率進行日調峰時，其增加的成本尚不明顯，且可將棄風棄光情況降至合理棄能率的范圍內。其典型周電網運行情況如圖8所示。
圖8 核電以80%額定容量參與調峰電網運行情況
Fig.8 The operation situation of power grid in one week considering the nuclear power participating in peak load regulation with 80% rated capacity
上述分析是在其他電源正常參與調峰，核電額外壓出力參與調峰，從實際效果看，即便核電最小技術出力壓到30%額定出力的情況仍不能完全解決棄風，且造成燃料成本浪費及系統(tǒng)成本升高?？紤]在實際中核電頻繁調峰對其安全運行會帶來風險，因此從全系統(tǒng)經濟性及安全性角度考慮，在其他調峰手段可選的情況下可優(yōu)先選擇其他調峰方式以降低系統(tǒng)棄能率。
以區(qū)域電網典型周運行情況為基準情景，構建核電適度調峰情景（即基準情景下允許核電以80%額定功率進行調峰）、煤電深度調峰情景（即基準情景下將煤電最小技術出力由50%額定容量壓縮至40%額定功率），通過生產模擬分析3種情景下的系統(tǒng)成本變化及其對新能源消納的影響，結果如圖9所示。
圖9 煤電深度調峰與核電適度調峰對比情況
Fig.9 Comparison between the deep peak shaving of coal-fired power plant and the moderate peak shaving of nuclear power plant
從3種情景下對促進新能源消納的效果看，核電適度調峰與煤電深度調峰都可有效降低基準情景下的棄風棄光水平，棄電率由最初的5.57%最低降至3.66%和3.56%，煤電深度調峰效果略好。若煤電機組最小技術出力進一步降低至30%或25%，棄電率將進一步降低。
從3種情景的系統(tǒng)運行成本看，煤電深度調峰的經濟性最優(yōu)，比基準情景和核電適度調峰情景的系統(tǒng)成本分別節(jié)省400萬元和1000萬元。在此基礎上，如果引入輔助服務市場，僅以東北電網輔助服務市場2018年第一檔有償調峰輔助服務平均價格（即0.35元/（kW·h））為參考。在煤電深度調峰情景下，煤電企業(yè)可通過輔助服務市場收回1.04億元，該費用與煤電企業(yè)因壓低出力而少發(fā)的電量損失費用（約1.19億元）基本相當。同時，核電企業(yè)因在煤電深度調峰情景下基本滿功率運行，可增加發(fā)電量約5400萬kW·h，按照核電0.43元/（kW·h）標桿上網電價考慮，增加電量收入約2 300萬元。若核電企業(yè)將多發(fā)電獲得的2300萬元讓渡給煤電企業(yè)，加上輔助服務市場收入的1.04億元，既可以滿足自身基本滿功率運行狀態(tài)（即基準情景），也可以完全彌補煤電企業(yè)因調峰造成的損失。因此，通過市場的合理調配，可有效促進核電、煤電及新能源發(fā)電協(xié)調運行。
另外，隨著儲能技術經濟性以及安全性的不斷進步，核電站聯(lián)合儲能系統(tǒng)進行調峰可有效彌補核電調峰深度有限、調峰靈活性較差等不足。目前，在給定技術路線的前提下，制約“核儲聯(lián)調”模式發(fā)展的關鍵因素是儲能系統(tǒng)的容量配置及其對應的經濟性問題。首先，需要根據系統(tǒng)調峰需求（包括對核電機組的調峰深度及調峰時長的要求），確定調峰關鍵參數，從而確定儲能功率及容量大小。其次，儲能系統(tǒng)的全壽命周期經濟性需考慮儲能安裝成本、更換成本、運維成本、設備殘值，并分析因安裝儲能帶來的額外核電多發(fā)電量效益及參與電力市場獲得的其他收益如峰谷套利、輔助服務等。模擬測算結果如圖10所示，可以看出，以20年壽期的電化學儲能電站為例，當儲能成本從6 500元/（kW·h）降至2 000元/（以9 h系統(tǒng)為例）時，其動態(tài)投資回報期從原先的18年降至5年。
圖10 考慮不同儲能成本影響的核儲聯(lián)調模式經濟性分析
Fig.10 Economic analysis of the “nuclear+energy storage” mode considering the impact of different energy storage costs
綜上所述，未來高比例新能源電力系統(tǒng)中，并非需要核電頻繁參與電網調峰，而是以推進火電靈活性改造、加強儲能等技術應用提高系統(tǒng)靈活性，核電僅在調峰資源嚴重不足時作為補充手段。當然，核電出于安全性及經濟性的考量不頻繁參與電網調峰，并不意味著其可以不承擔調峰義務。這就需要充分發(fā)揮市場的資源優(yōu)化配置作用，并以市場化方式發(fā)現(xiàn)系統(tǒng)調峰價值并在不同電源間進行成本分攤。
4 結論及建議
（1）核電與新能源作為非化石能源重要的組成部分，未來將保持高速增長、協(xié)調發(fā)展態(tài)勢，這對我國深度替代常規(guī)化石能源，持續(xù)優(yōu)化能源供應結構將發(fā)揮重要作用。預計2035年中國核電與新能源裝機將較2018年分別增長2.4倍和2.1倍，是未來增長最快的電源，屆時非化石能源裝機占比將超過55%，成為第一大電源。
（2）未來核電仍以東中部地區(qū)布局為主，2035年全國核電將達到1.5億kW，主要布局在華東、南方和華北等地區(qū)，三區(qū)域核電合計占全國的比重為87%；2050年隨著核電建設向內陸延伸，三區(qū)域核電合計占比有所下降，但仍占全國核電比重在70%以上。
（3）未來高比例新能源電力系統(tǒng)中，核電可適度參與電網調峰，即在新能源棄能集中時段以調峰深度控制在20%以內進行日內調節(jié)，在不過度增加成本的同時促進新能源消納；同時也鼓勵風光等新能源以“合理棄能”方式參與調峰，逐步完善輔助服務市場，使各類電源充分發(fā)揮其各自優(yōu)勢，并通過市場行為達到協(xié)調運行。
（4）現(xiàn)階段，通過靈活性改造提高火電調峰深度要優(yōu)于核電參與電網調峰，并且核電可通過輔助服務市場對深度調峰的火電進行補償，達到系統(tǒng)經濟性最優(yōu)。因此，從全國層面并不建議核電參與系統(tǒng)日調峰，但對于核電比重較高的地區(qū)，如福建、遼寧、廣東等地，亟須做好調整核電運行方式的技術儲備。
