在“双碳”目标下，我国能源结构进一步优化。为保障“十四五”期间及中长期能源电力供应，我国明确了“适度超前”推进能源基础设施建设的原则。核电是近乎零排放的低碳能源，需要强化其在能源革命中的战略地位，统筹核电和清洁能源协同发展。
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随着核电规模的进一步提升，结合核电特点及其发展实际，以及电力系统灵活调节的需求，发展灵活性核能，统筹核能发电与新型储能的开发利用，增强核能系统的可调节性十分重要。
电力系统灵活性需求呼唤核电配储
我国新能源规模快速增长、负荷峰谷差持续拉大，将进一步提高电力系统灵活性需求。国家电网预测，“十四五”末国网经营区内的灵活性资源需求将达到6.8亿千瓦，大大超出传统电源和抽水蓄能的调节能力，电力系统调节能力缺口约为1亿千瓦。煤电仍是最重要的灵活性资源供应主体，提供的灵活性资源占比仍超过50%。
在此背景下，改造传统火电，提升其灵活性的同时，有必要加强电力系统灵活调节能力建设，统筹核电配套新型储能的基础设施建设，多角度、多层次、多途径发展新型储能技术，积极构建与电力系统协调发展的电力储能体系。
为增加灵活调节电源，有关部门提出将储能纳入电力系统，探索建立灵活性资源容量市场机制。相关数据显示，截至2021年底，我国新型储能累计装机仅为400万千瓦，而虚拟电厂的调节负荷作用有限。预计“十四五”期间，抽水蓄能的造价、寿命和安全性仍优于电化学储能，大容量系统级储能应优先发展抽水蓄能。
但是，煤电灵活性改造、抽水蓄能电站的开发利用都存在不同程度的限制。这使得电化学储能、压缩空气储能、氢储能等新型储能技术将成为未来清洁能源更大规模发展的重要支撑。新型储能容量可大可小，环境适应性强，能够灵活部署于电源、电网和用户侧等各类场景，可以作为抽水蓄能的补充。“十四五”期间及中长期需要兼顾电网、抽水蓄能及新型储能，合理确定发展规模、设施布局、接入范围和建设时序，引导抽水蓄能和新型储能合理布局、有序发展。
近期，相关部门先后出台了《关于加快推动新型储能发展的指导意见》《“十四五”新型储能发展实施方案》等文件，提出多元发展储能技术，以需求为导向，探索开展储氢（氨）、储热（冷）及其他创新储能技术的研究和示范应用。同时，不同的储能技术要针对典型应用场景，满足不同时长和频率的储能要求。值得一提的是，氢储能也被明确纳入创新储能技术。
值得注意的是，目前，由于参与电力系统灵活调节的技术相当复杂，核电尚未开展日跟踪调节等活动，而是通过市场辅助服务费用的分摊来处理。当然，一些省份，例如福建提出，进入深度调峰区间时，核电机组负荷率降到75%时将给予一定补偿。
此前，英国等核电占比较高的国家，曾因核电机组灵活性不足而难以实现价格响应，造成电力辅助服务成本飙升。解决此类问题，需要立足先进核电机组优越的动态性能，统筹考虑核电参与电力系统灵活调节问题。
技术创新将为核能提供越来越多的灵活性。核电厂可通过与储能、新型热电转换系统和制氢技术结合，成为可以调度的电力来源、热能和化工生产的能源来源。未来，随着先进核能系统的研发，技术创新提供的灵活性空间将更大，甚至可能彻底改变清洁能源系统。
配套新型储能有助于增强核电竞争力
核电配套新型储能，有利于能源电力系统的低碳清洁，有利于改善电力辅助服务市场费用分摊不合理的情况，有利于抢占国际能源及核能发展的战略制高点和，保障国家能源安全。
例如，当前，我国部分省级区域电网核电机组占比不断提高，但核电仅是费用分摊者，不利于调动其参与调峰的主动性，加剧了电力系统灵活调节的压力。费用分摊标准不合理、人为事先规定补偿价格等问题的存在，导致市场无法在资源优化配置中起决定作用，不能代表电力市场化改革的最终发展方向。因此，考虑到电力市场辅助服务可能会更多地直接面向工商业、高耗能企业等用户，核电要改变单一的承担基荷任务的角色。而且，核电灵活性能力提升得越早，在市场上就越可能占据竞争优势。
国家明确要求积极安全有序发展核电，三代核电技术也已进入批量化建设阶段，核电在降碳过程中将发挥重要作用。当前，沿海局部地区核电比例逐步增加，需要考虑适度参与调峰及灵活运行，提高核电的可调节性。此外，核电应用场景逐渐拓展，在制氢、分布式能源及核能的梯次利用等方面的潜力待挖，这对配套储能也提出了更高需求。
值得一提的是，核电配套新型储能要尽可能灵活部署于各类应用场景。例如，华龙一号等大堆与新型储能匹配，可以参与负荷调节，保障区域电力供应和不同时段的用电负荷，提高核电的安全性和经济性；小堆及先进核能系统与储能匹配，可拓展在分布式能源供应以及综合能源服务等方面的应用；此外，核电配套储能不仅可以辅助调频、稳定电压，还可以作为备用电源提高核电厂最大输出功率。
统筹协调、分类推进
核电配套新型储能，提升核能的可调节性及空间位置灵活性，有助于促进灵活性核能成为我国能源电力系统灵活性发展的必要选项之一，促进碳价值再分配更好地向核电及新型储能倾斜。
结合当前国内核电配套新型储能电站全生命周期中的技术发展、安全环保运行、材料回收循环利用等问题，充分考虑辅助服务成本随新能源占比增加而上升的实际，权衡核电参与电力市场辅助服务与灵活性核能开发利用的安全性和经济性，为提升核能的可调节性及布局的灵活性，建议采取强化基础、统筹协调、分类有序推进的实施路径。
在核电领域，建议加强对福清、海南等核电站配套储能的招投标情况的调研，掌握其发展动态与推进情况，结合核电机组及拟配套的新型储能技术、先进核燃料技术的优越性，选取合适的电站作为示范，细化实施方案和推广路径，并达到可复制、可推广的目的。
在小型堆及先进核能系统等特殊应用领域，建议重点分析该领域配套新型储能装置的灵活调节能力，及其灵活支持核能综合利用的相关问题，并尽快提出布局灵活的小型堆及先进核能系统开发应用示范项目的策划方案。
同时，要强化基础、统筹协调，尽快探索成立核电配套储能协调发展研发平台，并制定平台运作方案及工作程序。积极在各类储能中选出与核电耦合协调发展的解决方案，对不同核电厂及市场环境进行深入评估，大力研究核电配套储能各参与单位间的相关合作模式，综合研究核燃料生产、电池原材料供应、三废处理、废旧材料回收等一体化协调发展问题。
五措并举推动发展
要根据不同核反应堆的技术特点和应用场景，分类有序推进核能与新型储能协调发展：
首先，对已有的成熟反应堆技术，可根据安全及储能技术要求，研究配套储能的技术方案，制定评估方法，做到既满足核电站系统运行要求，又满足新型储能电站及电力系统灵活性要求。
其次，明确不同储能技术适用的应用场景、所需的不同时长和频率，制定核电配套储能的发展目标，评估出最优技术工艺、商业应用方案，制定相关技术研发及工程示范的计划建议。
第三，深入研究由核电与可再生能源、储能组成的区域电网或综合能源系统，结合新型储能参与电力市场的实际情况，制定近远期规划，允许一定时期内，在核电厂计量出口内建设的新型储能设施可以与机组联合参与调峰。
第四，安全是核电配套新型储能发展的生命线，因此，要建立健全核电配套新型储能的开发、建设与应用标准体系。新型储能技术种类多、工艺差异大，且应用场景复杂，需要建立涵盖基础通用、规划设计、设备试验、施工验收的标准体系，并制定新型储能安全相关标准及多元化应用技术标准。同时，要积极跟踪发达国家在核电厂配套储能方面的相关政策及最新动态。
第五，要鼓励核能与电网企业、可再生能源企业等利益相关方的合作，共同创建清洁能源综合利用系统，研究提出核电配套储能参与电力市场交易、辅助服务市场竞争的模式，完善相关投资扶持、财税补贴等政策体系和安全环保措施，有序促进核电配套储能的推广应用。
（苟峰供职于中国核电发展中心；汪永平、田铮供职于中核工程咨询有限公司）
