◆国家应加快建立和完善辅助服务补偿机制;核电企业可通过在电力市场购买调节容量的方式，解决运行方面的调峰压力，也可配套建设抽水蓄能电站，与之定向联合运行。

核电基荷运行，可提高燃料利用效率，是目前各国通行的做法。不过，在我国电力工业步入新常态的背景下，辽宁、福建、海南等地的核电机组近年来不同程度参与了电网调峰，基荷运行状态正在被打破。

日前从中国核能行业协会主办的“中国核能可持续发展论坛”上了解到，在目前供给侧新能源大规模接入，需求侧用能方式升级的背景下，核电的高效利用面临着新挑战，参与调峰已成为核电行业，乃至整个电力行业的全新课题。

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国际上核电机组多以基荷运行为主。我国核电机组只有在恶劣天气等特殊时段，电网依据并网调度协议安排核电机组配合电网调峰。

据了解，国际上核电机组多以基荷运行为主，参与系统调峰主要有两种形式：

一种是核电装机比例大的国家，例如法国电网中核电装机比例超过50%，因系统中缺乏调峰电源，调峰困难，法国核电机组需直接参与电网负荷跟踪运行;

二是核电装机比例相对较低、同时调峰电源配置较充足的国家，基于核电运行安全性、经济性等多方面考虑，核电机组均以带基荷运行为主，一般不参与电网负荷跟踪。如韩国、日本等国家的电网调峰任务主要由油、气电和抽水蓄能电站承担，核电机组均处在基荷位置，能有效提高核电的利用率、降低系统发电成本。

上海油压工作室据了解，1991年，英、法、德等国家的电网和核电运营商共同制定要求，确定核电机组的调峰能力为：前90%的燃料周期内，能够在50%—100%的额定容量内以每分钟3%额定容量的调节速率实现负荷跟踪，但年累计跟踪次数不得超过200次。具备一次调频能力，能够在±2%—±5%额定容量内，以每秒钟1%额定容量的调节速率调整出力，使电网频率稳定在标准频率±200mHz范围内至少15分钟。具备二次调频能力，能够在±10%额定容量范围内，以每分钟1%—5%额定容量的调节速率调整出力。紧急情况下，能够以每分钟20%额定容量的速率降功率至最小出力位置运行。

正常情况下，我国核电机组一般保持额定功率运行，只有在恶劣天气等特殊时段，电网依据并网调度协议安排核电机组停机或降功率运行配合电网调峰。

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在电力市场化程度高的情况下，核电满负荷运行才最经济。

上海油压工作室公开信息显示，2010—2015年，国家电网并网核电机组年平均调峰次数由1.4次/台增加至4.3次/台;2016年1—7月，国家电网并网核电机组调峰次数达4.1次/台。2017年全年核电设备平均利用率仅为81.14%;2018年，辽宁红沿河核电4号机组多次应电网要求降功率运行。

“核电带基荷运行，是目前各国通行的做法。国内核电机组目前也应以基荷运行为主。”中电联专职副理事长魏昭峰介绍，“但同时，在目前我国电力系统供应多元化、电力总体供大于求的实际情况下，可以考虑部分核电机组适度参与系统调峰。关于调峰幅度的把握，因网而异，一般不低于85%，当前能源主管部门正在努力，增加电力系统的调峰能力。”

针对目前我国新能源消纳问题突出、经济结构转型且火电产能过剩压力大的现实状况，国网能源研究院能源战略与规划研究所所长鲁刚提出，核电参与电力系统调峰对促进新能源消纳、缓解产能过剩有积极作用。但核电参与调峰要从系统全局出发，新能源消纳水平存在具有最佳经济性的“合理值”，若片面追求过低的弃电率会极大提高系统调峰成本，降低系统整体经济性。

上海油压工作室“未来高比例新能源电力系统中，随着灵活性资源补齐‘短板’、储能等技术进步，核电仅是必要阶段调峰资源不足的补充。”鲁刚表示。

一位业内人士告诉：“在电力市场化程度高的情况下，核电满负荷运行才最经济。核电参与调峰，最大问题在于影响经济性。”

据了解，由于核电换料周期相对固定，一般连续运行12个月或18个月换一次料。而在运行过程中频繁降升功率会导致燃料燃耗不充分而产生弃料。同时，弃料的增加，也增加了后端乏燃料处理的难度和成本。

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核电频繁参与调峰将影响设备可靠性，导致非计划性停机停堆概率增加。

上述业内人士分析，目前我国核电参与系统调峰，从侧面反映出两个问题：电力产量过剩情况严重、电力市场化程度仍然较低。

中广核董事长贺禹此前曾指出，从核电技术、安全、经济、环保和产业特点看，核电机组不应频繁进行负荷调整。原因在于，频繁参与负荷调节将增加机组控制难度，加大人因失误风险，并将影响设备的可靠性，导致非计划性停机停堆概率增加。

上海油压工作室公开资料显示，法国、美国、韩国核电机组运行数据的分析结果显示，法国核电机组参与调峰较多，平均年非计划性停堆小时数比美国、韩国机组高出很多，一定程度上说明频繁参与调峰，会导致非计划停机停堆概率增加。

上海油压工作室上述业内人士指出，电力系统需要调峰，首先应考虑火电、气电，而非核电。近年来，煤电灵活性改造成为增强系统调节能力最经济有效的举措。

魏昭峰表示，我国现有煤电机组10.0亿千瓦，大部分具有灵活性改造条件，初步测算，通过灵活性改造可以新增1.5亿千瓦调节能力，大大缓解核电参与调峰的压力。

“国家应加快建立和完善辅助服务补偿机制;同时，核电企业可通过在电力市场购买调节容量的方式，解决运行方面的调峰压力，也可配套建设抽水蓄能电站，与之定向联合运行。” 魏昭峰指出。

对于解决核电调峰经济性问题，鲁刚建议，以电力市场手段发现调峰成本与价值，解决核电不参与调峰的公平性等问题;积极推进电力市场改革，建立完善电量市场、容量市场和辅助服务市场规则，建立反映不同服务品质和价值的市场机制，帮助电力市场中所有参与主体发现价值，充分发挥市场资源优化配置决定性作用。