“双碳”背景下，我国能源结构将会进一步优化调整，为保障“十四五”及中长期能源电力供应，我国明确按照“适度超前”原则推进能源基础设施建设。核电作为近零排放的低碳能源，需要强化在推动能源革命中的战略地位，统筹核电及清洁能源协同发展。随着核电规模进一步提升，结合核电特点及其发展实际和电力系统灵活调节需求，发展灵活性核能，重点探索统筹核能发电与新型储能的开发利用以及增强核能系统可调节性及空间位置灵活性的发展思路和实施路径十分重要。
拓宽核电提升灵活调节能力思路的必要性分析
当前至今后很长一段时期，我国新能源规模将保持快速增长态势，负荷峰谷差将持续拉大，对电力系统灵活性资源需求也将进一步提高。国家电网公司预测，考虑负荷峰谷差及新能源波动等因素，到“十四五”末，国网经营区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1亿千瓦，煤电仍是最重要的灵活性资源供应主体。考虑火电灵活性改造目标完成，煤电提供的灵活性资源规模占比仍然超过50%。为此，在改造传统火电、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。
针对增量灵活调节电源，有关部门提出将储能纳入电力系统发展统筹规划，推动协调发展，探索建立灵活性资源容量市场机制等。考虑到2021年底新型储能累计装机刚超过400万千瓦，而虚拟电厂调节负荷作用有限等情况，预计“十四五”时期抽水蓄能造价、寿命和安全性等指标仍优于电化学储能等，大容量系统级储能应优先发展抽水蓄能，而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应用场景，可以作为抽水蓄能的增量补充。“十四五”及中长期需要统筹电网、抽水蓄能及新型储能发展，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。中远期来看，要保障增量电力系统资源具备深度调节能力。
我国“双碳”目标及贫油少气的资源禀赋制约着煤电灵活性改造和燃气发电发展空间，资源环境禀赋又限制了调节性水电站和抽水蓄能电站的开发利用，这使得电化学储能、压缩空气储能、氢储能等新型储能技术成为未来清洁能源更大规模发展的重要选择。近日，国家发改委、国家能源局先后出台《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，提出了需要开展储能技术多元化发展，并以需求为导向，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。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，由此，“氢储能”被明确纳入创新储能技术。氢储能一般是指利用过剩电力或成本较低的电力进行电解水制氢，并将氢气储存起来，氢气可以通过燃气涡轮机燃烧发电，也可以借助燃料电池转化为电能。
拓宽核电提升电力系统灵活调节能力思路十分必要。目前，考虑到核电参与电力系统灵活调节带来的技术复杂性，核电尚不宜开展日跟踪调节等活动，而是应将核电通过市场辅助服务的费用分摊方法来处理。当然，例如福建等一些省份参照国家能源局出台的《电力辅助服务管理办法》等文件，就提出了当进入深度调峰区间时，核电机组负荷率降到75%时给予一定补偿。随着核电规模化发展及其运行和控制技术的进步，考虑到英国等核电比例较高的西方国家的实践、当前核电机组因灵活性不足而难以实现价格响应等因素造成的电力辅助服务成本飙升情况，需结合先进核电机组具备优越的动态性能，统筹考虑核电参与电力系统灵活调节问题。
为提升电力系统灵活调节能力，很多国家正在积极寻求提升能源灵活性的方法，通过技术创新，积极提高在灵活性、多用途方面的成熟度。2020年9月，清洁能源部长级会议发布《灵活性核能促进清洁能源系统》报告，阐述了灵活性核能的内涵及其在目前和未来在满足能源需求方面可能发挥的作用及建议。
技术创新将为核能提供越来越多的灵活性。针对核电厂，可考虑通过与储能、新型热电转换系统和制氢技术进行新的结合，使核电厂不仅是可调度电力的新来源，还可作为热能和化工生产等的能源来源。而针对未来先进核能系统，技术创新提供灵活性空间更大。2022年1月，美日联手推动新反应堆开发签署合作备忘录，提出在小型反应堆(SMR)加上熔盐储能体系，扩大SMR的设备容量(从34.5万千瓦提高到50万千瓦)，使之储热时间提升至长达5个小时，电厂收入预计提高20%。新设计的储热系统让SMR有别于传统的核电厂，具备可调度性、可调节性，理论上，新型钠快中子反应堆能提供一定的灵活性与电网服务，可依照每日用电需求调度。
增强核能可调节性及空间位置灵活性的发展思路和实施路径
随着对灵活性资源需求的增大，传统的基荷电源将越来越多地充当灵活性资源，而核电逐步替代传统的基荷电源，需要结合核电特点及其发展实际和调节需求，分析核电配套储能协调发展存在的问题与挑战，积极寻求提升灵活性的方法，探讨统筹核能发电、核电配套电化学储能、热储能、核能制氢储能等的开发利用，增强核能可调节性及空间位置灵活性的实施路径。
(一)发展核电配套储能的目的
核电配套新型储能发展，考虑新型储能作为先进核能系统辅助部分而发展灵活性核能，要有利于能源、电力系统低碳清洁化，有利于电力辅助服务市场费用分摊不尽合理情况的改善，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。
1. 核电发展面临的形势
当前，由于我国部分省级区域电网核电机组比重不断提高，核电仅作费用分摊者不利于发挥其参与调峰的主动性，将加剧电力系统灵活调节压力，费用分摊标准等引起部分市场主体的疑虑，人为事先规定补偿价格，未充分发挥市场资源优化配置决定性作用，可能不能代表电力市场化改革最终发展方向。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，核电承担基荷任务的单一角色有需求要进行转变。而且，核电灵活性能力提升得越早，其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，三代核电技术已进入批量化建设新阶段，核电在“双碳”目标下将发挥更重要作用;
——沿海局部地区核电比例逐步增加，核电运行需要考虑适度参与调峰及灵活运行，需要提高核电的可调节性;
——随着高温堆、快堆、玲龙一号等示范工程建设推进及落地，核电应用场景进一步拓展，核电在制氢、分布式能源供应等方面大有可为，同时这也对核电配套建设储能提出了更高需求。
2. 核电配套新型储能的主要应用场景及作用
核电配套新型储能发展，要尽可能做到灵活性核能能够灵活部署于各类应用场景。
——华龙一号等大堆与储能匹配，参与负荷调节，保障区域电力供应充足和不同时段用电负荷，提高核电安全性和经济性;
——小堆及先进核能系统与储能匹配，在分布式能源供应以及综合能源服务等方面拓展应用;
——辅助调频，电压将会更稳定，确保发电机运行的稳定性;
——作为备用电源，保障应急电源供水系统安全;
——提高核电厂最大输出功率等。
(二)核电配套新型储能协调发展存在的主要问题与挑战
高安全、低成本、可持续是所有电源及储能技术发展的共同目标，而安全是核电配套新型储能发展的生命线。
核电配套新型储能发展，要重点建立健全灵活性核能的相关技术标准、管理、监测、评估体系，保障核电配套新型储能项目建设运行的全过程安全。
——反应堆技术、储能技术本身仍在持续发展改进中，实现储能技术多元化发展仍面临不少挑战，特别是实现电化学储能本质安全化、低成本和长寿命等目标，任重道远;
——储能分类中选取各类新型储能技术与核电耦合协调发展的解决方案涉及领域较广，对不同核电厂及市场环境条件需要分别展开深入研究及评估;
——国内核电配套新型储能协调发展的研究工作进度偏慢，如锂离子电池虽是除抽水蓄能外应用占比最高的储能技术，但也存在安全隐患较大、成本较高、控制技术复杂等挑战，需要创新性研究提出协调发展解决方案;
——考虑到国家及相关地区新型储能电站参与电力市场需要分步推进等实际情况，促进核电配套储能协调发展的相关支持性政策、项目规划尚属空白。
(三)提升核能可调节性及空间位置灵活性的实施路径
核电配套新型储能发展，需要提升核能可调节性及空间位置灵活性。
结合当前国内核电配套新型储能电站全周期过程中的技术协调发展、安全环保运行、材料回收循环利用等需求问题，充分考虑辅助服务成本随新能源占比增加呈上升趋势的实际，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，研究开展提升核能可调节性的分阶段、分步骤实施路径。
可考虑加强对福清、海南等核电站配套储能的招投标进展情况的调研，掌握发展动态与推进实际情况，可选取某一电站作为典型，细化实施方案和推广路径，总结出可复制、可推广的经验。创新发展模式，增加核反应堆的灵活性，发挥先进反应堆灵活支持核能综合利用系统各种用途的重要作用，深入研究核电配套新型储能应用位置布局灵活性的项目建设策划方案的建议。
探索成立核电配套储能协调发展研发平台。研究提出核电配套储能协调发展研发平台的设立和运作方案及工作程序。积极在储能分类中评估、选取各类新型储能技术与核电耦合协调发展解决方案，对不同核电厂及市场环境条件等深入研究、评估，并开展核电配套储能各参与单位间的相关合作模式、机制研究，综合研究从核燃料生产、电池原材料供应、三废处理技术、废旧材料回收等进行一体化协调发展问题。
核电配套储能协调发展的策略建议
根据不同核反应堆技术特点和应用场景，考虑到我国推进电力现货交易带来电力系统灵活性的需求增加，要坚持以市场手段发现灵活性核能开发利用的价值与政策支持的双重驱动，分类、分步推进核能系统与新型储能协调发展。
首先， 对已有的成熟反应堆技术，根据核安全及搭配电网规模储能技术要求等，研究核电配套储能协调发展的技术方案，制定评估筛选方法及相关建议，既满足核电站系统能带基荷运行，同时能满足新型储能电站及提高对电力系统灵活性等的要求。评估相关核电配套储能开发系统及实施工程示范项目方案的安全性、经济性、可持续性，提出核电配套新型储能(包括氢储能或组合)的发展布局，以及相关环境影响、安全隐患等的应对措施建议。
其次， 针对先进核能系统灵活的操作能力，统筹先进的新型储能、氢储能技术和相关材料、安全监控和智能控制系统等的开发研究进展。根据核安全及搭配电网规模储能技术要求等，明确不同的储能技术将针对典型应用场景、满足不同时长和频率的储能要求，提出需要开展核电配套储能技术多元化发展的目标，并初步评估出最优化相关技术工艺、设备系统从实验室迈入商业应用阶段的匹配方案，提出相关技术研发及工程示范计划建议。
第三， 对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开展研究。结合国家实施的推动新型储能参与电力市场和调度运用发展的实际情况，提出有序推进相关科研项目与工程示范开展计划建议，研究提出长期远景规划建议，明确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等，按照深度调峰管理、费用计算和补偿，甚至也可以共同参与到现货电力市场的交易中。
第四， 建立健全核电配套新型储能开发、建设与应用多元化标准体系。新型储能技术种类多，建设工艺差异性大，应用场景复杂，需要建立涵盖新型储能基础通用、规划设计、设备试验、施工验收等领域的标准体系，并制定新型储能安全相关标准及多元化应用技术标准。要积极跟踪发达国家在核电厂与储能尤其是电化学储能、热储能、氢储能配套方面的相关政策及变化，以及他们在电厂储能技术评估选择方面的最新动态。
第五， 根据国家及相关地区新型储能电站参与电力市场需要分步推进等实际要求，鼓励核能与电网、可再生能源专家及利益相关者间的合作。多方共同致力于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，完善投资扶持、财税补贴等方面的政策体系及相关安全环保措施建议，安全有序促进核电配套储能技术的推广应用。
(本文作者分别供职于中国核电发展中心、中核工程咨询有限公司)
