■法國核電機組參與調峰較多，平均年非計劃性停堆小時數比美國、韓國機組高出很多，一定程度上說明頻繁參與調峰，會導致非計劃停機停堆概率增加。

　　■國家應加快建立和完善輔助服務補償機制；核電企業可通過在電力市場購買調節容量的方式，解決運行方面的調峰壓力，也可配套建設抽水蓄能電站，與之定向聯合運行。

核電基荷運行，可提高燃料利用效率，是目前各國通行的做法。不過，在我國電力工業步入新常態的背景下，遼寧、福建、海南等地的核電機組近年來不同程度參與了電網調峰，基荷運行狀態正在被打破。

記者日前從中國核能行業協會主辦的“中國核能可持續發展論壇”上了解到，在目前供給側新能源大規模接入，需求側用能方式升級的背景下，核電的高效利用面臨著新挑戰，參與調峰已成為核電行業，乃至整個電力行業的全新課題。

國際上核電機組多以基荷運行為主。我國核電機組只有在惡劣天氣等特殊時段，電網依據并網調度協議安排核電機組配合電網調峰。

據了解，國際上核電機組多以基荷運行為主，參與系統調峰主要有兩種形式：一種是核電裝機比例大的國家，例如法國電網中核電裝機比例超過50%，因系統中缺乏調峰電源，調峰困難，法國核電機組需直接參與電網負荷跟蹤運行；二是核電裝機比例相對較低、同時調峰電源配置較充足的國家，基于核電運行安全性、經濟性等多方面考慮，核電機組均以帶基荷運行為主，一般不參與電網負荷跟蹤。如韓國、日本等國家的電網調峰任務主要由油、氣電和抽水蓄能電站承擔，核電機組均處在基荷位置，能有效提高核電的利用率、降低系統發電成本。

據了解，1991年，英、法、德等國家的電網和核電運營商共同制定要求，確定核電機組的調峰能力為：前90%的燃料周期內，能夠在50%—100%的額定容量內以每分鐘3%額定容量的調節速率實現負荷跟蹤，但年累計跟蹤次數不得超過200次。具備一次調頻能力，能夠在±2%—±5%額定容量內，以每秒鐘1%額定容量的調節速率調整出力，使電網頻率穩定在標準頻率±200mHz范圍內至少15分鐘。具備二次調頻能力，能夠在±10%額定容量范圍內，以每分鐘1%—5%額定容量的調節速率調整出力。緊急情況下，能夠以每分鐘20%額定容量的速率降功率至最小出力位置運行。

正常情況下，我國核電機組一般保持額定功率運行，只有在惡劣天氣等特殊時段，電網依據并網調度協議安排核電機組停機或降功率運行配合電網調峰。

在電力市場化程度高的情況下，核電滿負荷運行才最經濟。

公開信息顯示，2010—2015年，國家電網并網核電機組年平均調峰次數由1.4次/臺增加至4.3次/臺；2016年1—7月，國家電網并網核電機組調峰次數達4.1次/臺。2017年全年核電設備平均利用率僅為81.14%；2018年，遼寧紅沿河核電4號機組多次應電網要求降功率運行。

“核電帶基荷運行，是目前各國通行的做法。國內核電機組目前也應以基荷運行為主。”中電聯專職副理事長魏昭峰介紹，“但同時，在目前我國電力系統供應多元化、電力總體供大于求的實際情況下，可以考慮部分核電機組適度參與系統調峰。關于調峰幅度的把握，因網而異，一般不低于85%，當前能源主管部門正在努力，增加電力系統的調峰能力。”

針對目前我國新能源消納問題突出、經濟結構轉型且火電產能過剩壓力大的現實狀況，國網能源研究院能源戰略與規劃研究所所長魯剛提出，核電參與電力系統調峰對促進新能源消納、緩解產能過剩有積極作用。但核電參與調峰要從系統全局出發，新能源消納水平存在具有最佳經濟性的“合理值”，若片面追求過低的棄電率會極大提高系統調峰成本，降低系統整體經濟性。

“未來高比例新能源電力系統中，隨著靈活性資源補齊‘短板’、儲能等技術進步，核電僅是必要階段調峰資源不足的補充。”魯剛表示。

一位業內人士告訴記者：“在電力市場化程度高的情況下，核電滿負荷運行才最經濟。核電參與調峰，最大問題在于影響經濟性。”

據了解，由于核電換料周期相對固定，一般連續運行12個月或18個月換一次料。而在運行過程中頻繁降升功率會導致燃料燃耗不充分而產生棄料。同時，棄料的增加，也增加了后端乏燃料處理的難度和成本。

核電頻繁參與調峰將影響設備可靠性，導致非計劃性停機停堆概率增加。

上述業內人士分析，目前我國核電參與系統調峰，從側面反映出兩個問題：電力產量過剩情況嚴重、電力市場化程度仍然較低。

中廣核董事長賀禹此前曾指出，從核電技術、安全、經濟、環保和產業特點看，核電機組不應頻繁進行負荷調整。原因在于，頻繁參與負荷調節將增加機組控制難度，加大人因失誤風險，并將影響設備的可靠性，導致非計劃性停機停堆概率增加。

公開資料顯示，法國、美國、韓國核電機組運行數據的分析結果顯示，法國核電機組參與調峰較多，平均年非計劃性停堆小時數比美國、韓國機組高出很多，一定程度上說明頻繁參與調峰，會導致非計劃停機停堆概率增加。

上述業內人士指出，電力系統需要調峰，首先應考慮火電、氣電，而非核電。近年來，煤電靈活性改造成為增強系統調節能力最經濟有效的舉措。

魏昭峰表示，我國現有煤電機組10.0億千瓦，大部分具有靈活性改造條件，初步測算，通過靈活性改造可以新增1.5億千瓦調節能力，大大緩解核電參與調峰的壓力。

“國家應加快建立和完善輔助服務補償機制；同時，核電企業可通過在電力市場購買調節容量的方式，解決運行方面的調峰壓力，也可配套建設抽水蓄能電站，與之定向聯合運行。”魏昭峰指出。

對于解決核電調峰經濟性問題，魯剛建議，以電力市場手段發現調峰成本與價值，解決核電不參與調峰的公平性等問題；積極推進電力市場改革，建立完善電量市場、容量市場和輔助服務市場規則，建立反映不同服務品質和價值的市場機制，幫助電力市場中所有參與主體發現價值，充分發揮市場資源優化配置決定性作用。