高比例新能源電力系統(tǒng)演化進(jìn)程中核電與新能源協(xié)調(diào)發(fā)展策略
鄭寬, 徐志成, 魯剛, 張富強(qiáng), 馮君淑, 張晉芳
（國網(wǎng)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(duì)于中國構(gòu)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(wǎng)的安全穩(wěn)定運(yùn)行面臨巨大挑戰(zhàn)，核電出力穩(wěn)定、轉(zhuǎn)動(dòng)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(zhuǎn)動(dòng)慣量支撐。針對(duì)高比例新能源電力系統(tǒng)演化進(jìn)程中核電、新能源及其他電源的協(xié)調(diào)發(fā)展問題，統(tǒng)籌考慮系統(tǒng)規(guī)劃與運(yùn)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(jī)生產(chǎn)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(wǎng)調(diào)峰對(duì)新能源消納及系統(tǒng)運(yùn)行經(jīng)濟(jì)性等方面的影響，提出促進(jìn)核電與新能源協(xié)調(diào)運(yùn)行的策略建議，為促進(jìn)中國核電與新能源有序健康發(fā)展、深入推動(dòng)能源轉(zhuǎn)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(jìn)程中核電與新能源協(xié)調(diào)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(jìn)能源生產(chǎn)和消費(fèi)革命，構(gòu)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(duì)于中國構(gòu)建新型能源體系具有舉足輕重的作用。尤其是對(duì)于中國東中部經(jīng)濟(jì)發(fā)達(dá)、能源資源相對(duì)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(shù)（本文新能源指以風(fēng)電、太陽能發(fā)電為代表的新興可再生能源發(fā)電技術(shù)，以下簡稱新能源）的快速進(jìn)步，間歇式新能源發(fā)電比重將進(jìn)一步提高，這給電網(wǎng)的安全穩(wěn)定運(yùn)行帶來一系列挑戰(zhàn)[4-9]。核電出力穩(wěn)定、轉(zhuǎn)動(dòng)慣量大，適合承擔(dān)電力基荷，同時(shí)為系統(tǒng)提供必要的轉(zhuǎn)動(dòng)慣量，發(fā)揮受端電網(wǎng)的電源支撐作用，從而也更加有利于風(fēng)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(diào)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(jìn)度、建設(shè)周期等各方面因素[14-18]，構(gòu)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(diào)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(yùn)行模擬思路及方法
近些年，隨著新能源發(fā)電技術(shù)的日趨成熟，市場(chǎng)競(jìng)爭力不斷提升；而核電由于安全要求進(jìn)一步提高，技術(shù)上處于從二代改進(jìn)向三代轉(zhuǎn)型升級(jí)階段，市場(chǎng)競(jìng)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(guān)系成為行業(yè)內(nèi)外關(guān)注的焦點(diǎn)。本文針對(duì)此類問題，從規(guī)劃和運(yùn)行兩個(gè)層面建立了研究方法，深入分析核電與新能源的協(xié)調(diào)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(diào)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(duì)核電與新能源發(fā)展規(guī)模、布局等方面的協(xié)調(diào)性問題，本文基于多區(qū)域多場(chǎng)景中長期電力規(guī)劃模型，對(duì)全國范圍進(jìn)行中長期電力系統(tǒng)擴(kuò)展模擬研究；同時(shí)選取典型區(qū)域，進(jìn)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(jìn)核電與新能源協(xié)調(diào)發(fā)展的策略建議。
在運(yùn)行層面，主要針對(duì)核電及其他電源以不同方式參與電網(wǎng)調(diào)峰對(duì)新能源消納及系統(tǒng)運(yùn)行經(jīng)濟(jì)性等方面的影響問題，基于電力系統(tǒng)隨機(jī)生產(chǎn)模擬模型，對(duì)目標(biāo)區(qū)域的典型場(chǎng)景進(jìn)行了多維度運(yùn)行模擬分析，最終提出促進(jìn)核電與新能源協(xié)調(diào)運(yùn)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(jìn)核電與新能源及其他靈活性電源的投產(chǎn)規(guī)模、布局及時(shí)序直接關(guān)系到中國能源轉(zhuǎn)型的整體節(jié)奏與進(jìn)程。本文依托國網(wǎng)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(huì)電力供應(yīng)總成本最低為目標(biāo)（如式（1）所示），統(tǒng)籌考慮能源結(jié)構(gòu)調(diào)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(diào)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(chǎn)時(shí)序。
圖2 考慮核電與新能源協(xié)調(diào)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(jié)果，可以看出，核電與新能源保持高速增長、協(xié)調(diào)發(fā)展態(tài)勢(shì)，這對(duì)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(yīng)結(jié)構(gòu)將發(fā)揮重要作用?；鶞?zhǔn)情景[19]下，2035年中國核電和新能源裝機(jī)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(shí)非化石能源裝機(jī)占比將超過55%，成為裝機(jī)規(guī)模第一大電源。其中，核電的建設(shè)投運(yùn)節(jié)奏穩(wěn)中有升，2035年前保持年均投運(yùn)6~8臺(tái)，2035年后逐步加快，年均投運(yùn)8~10臺(tái)，2035年、2050年核電裝機(jī)規(guī)模分別為1.5億kW和3.35億kW。
表1 基準(zhǔn)情景下全國電源總體裝機(jī)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(jì)占全國的比重為87%，2050年隨著核電建設(shè)向內(nèi)陸延伸，三區(qū)域核電合計(jì)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(zhuǎn)移，2050年西北、華北、東北三個(gè)地區(qū)新能源裝機(jī)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(fèi)中的占比變化趨勢(shì)，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(dá)到80%左右。其中核電和新能源貢獻(xiàn)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(fèi)中的占比變化趨勢(shì)
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(duì)中國能源消費(fèi)結(jié)構(gòu)優(yōu)化貢獻(xiàn)巨大，2050年中國非化石能源消費(fèi)占比超過50%，成為主體能源。而非化石能源消費(fèi)占比的持續(xù)提升，可有效降低我國持續(xù)攀升的油氣對(duì)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(xiàn)。因此，從踐行能源安全新戰(zhàn)略，穩(wěn)步推進(jìn)綠色能源轉(zhuǎn)型的要求出發(fā)，核電與新能源并不構(gòu)成競(jìng)爭替代關(guān)系，而需要進(jìn)一步強(qiáng)化協(xié)調(diào)發(fā)展理念，從技術(shù)和體制機(jī)制等方面積極創(chuàng)新，細(xì)化兩者協(xié)調(diào)運(yùn)行方式，共同促進(jìn)中國能源電力行業(yè)的高質(zhì)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(diào)運(yùn)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(dòng)的強(qiáng)時(shí)空差異性使得電力系統(tǒng)維持時(shí)空平衡的難度不斷加大。這使中國靈活性調(diào)節(jié)資源缺乏的問題日益凸顯，同樣也對(duì)傳統(tǒng)只帶基荷運(yùn)行的核電提出更高要求。針對(duì)核電與新能源及各類靈活性調(diào)節(jié)資源的協(xié)調(diào)運(yùn)行問題，本文考慮高比例新能源并網(wǎng)帶來的隨機(jī)性和不確定性，以及機(jī)組的隨機(jī)故障及電力負(fù)荷的隨機(jī)性，采用ABB公司研發(fā)的電力系統(tǒng)隨機(jī)生產(chǎn)模擬軟件GridView[20]，對(duì)2035年中國某大區(qū)電網(wǎng)進(jìn)行了模擬分析，模型如圖5所示。
圖5 電力系統(tǒng)隨機(jī)生產(chǎn)模擬模型
Fig.5 The stochastic production simulation model of power system
從核電機(jī)組調(diào)峰的可行性上看，歐美、日韓及中國的大部分核電機(jī)組在設(shè)計(jì)上大都具備了調(diào)峰調(diào)頻能力。歐盟相關(guān)標(biāo)準(zhǔn)明確規(guī)定“核電機(jī)組在前90%的燃料周期內(nèi)，能夠在50%~100%的額定容量范圍內(nèi)以每分鐘3%額定容量的調(diào)節(jié)速率實(shí)現(xiàn)負(fù)荷跟蹤”，法國核電機(jī)組最小出力可降至約30%額定功率[21-23]。但實(shí)際運(yùn)行中，各國依照本國國情對(duì)核電參與調(diào)峰采取不同策略[24-26]。中國核電機(jī)組通常不參與電網(wǎng)調(diào)峰，僅在節(jié)假日或惡劣天氣等特殊時(shí)段，以安排檢修停機(jī)或降功率方式運(yùn)行，且低功率運(yùn)行持續(xù)時(shí)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(wǎng)調(diào)峰壓力較大，需要核電以更靈活的方式參與電網(wǎng)調(diào)峰。本文選取核電占比較高的某大區(qū)電網(wǎng)，針對(duì)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(yùn)行情況，改變核電運(yùn)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(yùn)行，分析核電調(diào)峰對(duì)改善系統(tǒng)棄風(fēng)棄光及系統(tǒng)經(jīng)濟(jì)性的影響，結(jié)果如圖6所示。
圖6 核電參與調(diào)峰對(duì)棄風(fēng)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(diào)峰對(duì)棄風(fēng)棄光的影響程度看，隨著調(diào)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(duì)應(yīng)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。可以看出，僅改變核電的調(diào)峰深度，無法完全解決棄風(fēng)棄光問題，且調(diào)峰深度比例增加其所對(duì)應(yīng)的棄風(fēng)棄光改善程度并不線性，而是成逐漸放緩趨勢(shì)。
表2和圖7分別為核電調(diào)峰成本和系統(tǒng)運(yùn)行總成本變化情況，從典型周系統(tǒng)運(yùn)行總成本（以燃料成本為主）看，隨著核電機(jī)組調(diào)峰深度的增加，系統(tǒng)總成本呈上升趨勢(shì)，且在核電機(jī)組以80%額定功率進(jìn)行調(diào)峰時(shí)，系統(tǒng)總成本上升不明顯，但隨調(diào)峰深度增加，系統(tǒng)運(yùn)行成本顯著提高。進(jìn)一步考慮核電深度調(diào)峰時(shí)的成本變化，主要包括2方面：（1）調(diào)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(diào)峰必然浪費(fèi)核燃料，減少發(fā)電量，核電調(diào)峰成本變化見圖7。
表2 核電調(diào)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(diào)峰系統(tǒng)運(yùn)行總成本（考慮核電調(diào)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(jié)果看，隨著核電調(diào)峰深度的增加，其自身的調(diào)峰成本也將顯著提高。因此，在考慮核電深度調(diào)峰的成本變化的基礎(chǔ)上，系統(tǒng)運(yùn)行成本將隨著核電調(diào)峰深度的增加進(jìn)一步增大。綜合看，核電在以80%額定功率進(jìn)行日調(diào)峰時(shí)，其增加的成本尚不明顯，且可將棄風(fēng)棄光情況降至合理?xiàng)壞苈实姆秶鷥?nèi)。其典型周電網(wǎng)運(yùn)行情況如圖8所示。
圖8 核電以80%額定容量參與調(diào)峰電網(wǎng)運(yùn)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(diào)峰，核電額外壓出力參與調(diào)峰，從實(shí)際效果看，即便核電最小技術(shù)出力壓到30%額定出力的情況仍不能完全解決棄風(fēng)，且造成燃料成本浪費(fèi)及系統(tǒng)成本升高?？紤]在實(shí)際中核電頻繁調(diào)峰對(duì)其安全運(yùn)行會(huì)帶來風(fēng)險(xiǎn)，因此從全系統(tǒng)經(jīng)濟(jì)性及安全性角度考慮，在其他調(diào)峰手段可選的情況下可優(yōu)先選擇其他調(diào)峰方式以降低系統(tǒng)棄能率。
以區(qū)域電網(wǎng)典型周運(yùn)行情況為基準(zhǔn)情景，構(gòu)建核電適度調(diào)峰情景（即基準(zhǔn)情景下允許核電以80%額定功率進(jìn)行調(diào)峰）、煤電深度調(diào)峰情景（即基準(zhǔn)情景下將煤電最小技術(shù)出力由50%額定容量壓縮至40%額定功率），通過生產(chǎn)模擬分析3種情景下的系統(tǒng)成本變化及其對(duì)新能源消納的影響，結(jié)果如圖9所示。
圖9 煤電深度調(diào)峰與核電適度調(diào)峰對(duì)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(duì)促進(jìn)新能源消納的效果看，核電適度調(diào)峰與煤電深度調(diào)峰都可有效降低基準(zhǔn)情景下的棄風(fēng)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(diào)峰效果略好。若煤電機(jī)組最小技術(shù)出力進(jìn)一步降低至30%或25%，棄電率將進(jìn)一步降低。
從3種情景的系統(tǒng)運(yùn)行成本看，煤電深度調(diào)峰的經(jīng)濟(jì)性最優(yōu)，比基準(zhǔn)情景和核電適度調(diào)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(chǔ)上，如果引入輔助服務(wù)市場(chǎng)，僅以東北電網(wǎng)輔助服務(wù)市場(chǎng)2018年第一檔有償調(diào)峰輔助服務(wù)平均價(jià)格（即0.35元/（kW·h））為參考。在煤電深度調(diào)峰情景下，煤電企業(yè)可通過輔助服務(wù)市場(chǎng)收回1.04億元，該費(fèi)用與煤電企業(yè)因壓低出力而少發(fā)的電量損失費(fèi)用（約1.19億元）基本相當(dāng)。同時(shí)，核電企業(yè)因在煤電深度調(diào)峰情景下基本滿功率運(yùn)行，可增加發(fā)電量約5400萬kW·h，按照核電0.43元/（kW·h）標(biāo)桿上網(wǎng)電價(jià)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(wù)市場(chǎng)收入的1.04億元，既可以滿足自身基本滿功率運(yùn)行狀態(tài)（即基準(zhǔn)情景），也可以完全彌補(bǔ)煤電企業(yè)因調(diào)峰造成的損失。因此，通過市場(chǎng)的合理調(diào)配，可有效促進(jìn)核電、煤電及新能源發(fā)電協(xié)調(diào)運(yùn)行。
另外，隨著儲(chǔ)能技術(shù)經(jīng)濟(jì)性以及安全性的不斷進(jìn)步，核電站聯(lián)合儲(chǔ)能系統(tǒng)進(jìn)行調(diào)峰可有效彌補(bǔ)核電調(diào)峰深度有限、調(diào)峰靈活性較差等不足。目前，在給定技術(shù)路線的前提下，制約“核儲(chǔ)聯(lián)調(diào)”模式發(fā)展的關(guān)鍵因素是儲(chǔ)能系統(tǒng)的容量配置及其對(duì)應(yīng)的經(jīng)濟(jì)性問題。首先，需要根據(jù)系統(tǒng)調(diào)峰需求（包括對(duì)核電機(jī)組的調(diào)峰深度及調(diào)峰時(shí)長的要求），確定調(diào)峰關(guān)鍵參數(shù)，從而確定儲(chǔ)能功率及容量大小。其次，儲(chǔ)能系統(tǒng)的全壽命周期經(jīng)濟(jì)性需考慮儲(chǔ)能安裝成本、更換成本、運(yùn)維成本、設(shè)備殘值，并分析因安裝儲(chǔ)能帶來的額外核電多發(fā)電量效益及參與電力市場(chǎng)獲得的其他收益如峰谷套利、輔助服務(wù)等。模擬測(cè)算結(jié)果如圖10所示，可以看出，以20年壽期的電化學(xué)儲(chǔ)能電站為例，當(dāng)儲(chǔ)能成本從6 500元/（kW·h）降至2 000元/（以9 h系統(tǒng)為例）時(shí)，其動(dòng)態(tài)投資回報(bào)期從原先的18年降至5年。
圖10 考慮不同儲(chǔ)能成本影響的核儲(chǔ)聯(lián)調(diào)模式經(jīng)濟(jì)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(wǎng)調(diào)峰，而是以推進(jìn)火電靈活性改造、加強(qiáng)儲(chǔ)能等技術(shù)應(yīng)用提高系統(tǒng)靈活性，核電僅在調(diào)峰資源嚴(yán)重不足時(shí)作為補(bǔ)充手段。當(dāng)然，核電出于安全性及經(jīng)濟(jì)性的考量不頻繁參與電網(wǎng)調(diào)峰，并不意味著其可以不承擔(dān)調(diào)峰義務(wù)。這就需要充分發(fā)揮市場(chǎng)的資源優(yōu)化配置作用，并以市場(chǎng)化方式發(fā)現(xiàn)系統(tǒng)調(diào)峰價(jià)值并在不同電源間進(jìn)行成本分?jǐn)偂?
4 結(jié)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(diào)發(fā)展態(tài)勢(shì)，這對(duì)我國深度替代常規(guī)化石能源，持續(xù)優(yōu)化能源供應(yīng)結(jié)構(gòu)將發(fā)揮重要作用。預(yù)計(jì)2035年中國核電與新能源裝機(jī)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(shí)非化石能源裝機(jī)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(dá)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(jì)占全國的比重為87%；2050年隨著核電建設(shè)向內(nèi)陸延伸，三區(qū)域核電合計(jì)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(wǎng)調(diào)峰，即在新能源棄能集中時(shí)段以調(diào)峰深度控制在20%以內(nèi)進(jìn)行日內(nèi)調(diào)節(jié)，在不過度增加成本的同時(shí)促進(jìn)新能源消納；同時(shí)也鼓勵(lì)風(fēng)光等新能源以“合理?xiàng)壞堋狈绞絽⑴c調(diào)峰，逐步完善輔助服務(wù)市場(chǎng)，使各類電源充分發(fā)揮其各自優(yōu)勢(shì)，并通過市場(chǎng)行為達(dá)到協(xié)調(diào)運(yùn)行。
（4）現(xiàn)階段，通過靈活性改造提高火電調(diào)峰深度要優(yōu)于核電參與電網(wǎng)調(diào)峰，并且核電可通過輔助服務(wù)市場(chǎng)對(duì)深度調(diào)峰的火電進(jìn)行補(bǔ)償，達(dá)到系統(tǒng)經(jīng)濟(jì)性最優(yōu)。因此，從全國層面并不建議核電參與系統(tǒng)日調(diào)峰，但對(duì)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(diào)整核電運(yùn)行方式的技術(shù)儲(chǔ)備。
