中國核電與可再生能源發(fā)電協(xié)調(diào)發(fā)展初探

王 宇，朱沈超，陳芳斌，周 勝

（1.清華大學(xué) 能源環(huán)境經(jīng)濟(jì)研究所，北京 100086；2.中核核電運(yùn)行管理有限公司，浙江 嘉興 314300）

0 引言

習(xí)近平主席在第75屆聯(lián)合國大會期間提出，我國將采取更加有力的政策和措施，力爭在2030年前達(dá)到二氧化碳排放峰值，努力爭取在2060年前實(shí)現(xiàn)碳中和。作為最大的二氧化碳排放部門，電力系統(tǒng)每年排放二氧化碳約40億t，約占全國二氧化碳排放總量的40%。因此，電力系統(tǒng)的低碳化發(fā)展，對中國應(yīng)對氣候變化目標(biāo)的實(shí)現(xiàn)具有決定性作用。探索核電與可再生能源發(fā)電技術(shù)的協(xié)調(diào)發(fā)展，將有助于中國電力部門盡早實(shí)現(xiàn)碳中和目標(biāo)。

可再生能源發(fā)電技術(shù)具有資源可持續(xù)、清潔低碳等優(yōu)點(diǎn)，近年來發(fā)展迅猛。然而，可再生能源固有的資源波動性、間歇性導(dǎo)致發(fā)電出力與電網(wǎng)負(fù)荷之間缺乏良好的兼容性和匹配性。可再生能源的大規(guī)模并網(wǎng)必須配以穩(wěn)定的基荷電源，以調(diào)控電力輸出，保障電網(wǎng)的穩(wěn)定和安全。與可再生能源發(fā)電技術(shù)相比，核電具有負(fù)荷因子高、受自然條件約束少、高效、可靠的優(yōu)勢[1]，[2]。目前，核電的裝機(jī)規(guī)模較小，建設(shè)審批周期長，且面臨著安全及核廢料處理等公眾可接受度低的挑戰(zhàn)。研究表明，到2050年，中國風(fēng)電裝機(jī)將達(dá)到2 000 GW，光伏裝機(jī)容量約為2 500 GW。這意味著風(fēng)電和光伏系統(tǒng)的年均新增裝機(jī)容量分別達(dá)到60 GW和80 GW，將成為中國未來電力裝機(jī)的主力電源[3]，[4]。在實(shí)現(xiàn)控制地球溫升目標(biāo)方面，核電也必須發(fā)揮更大作用。因此，核電如何適應(yīng)高比例可再生能源發(fā)電的電力系統(tǒng)、實(shí)現(xiàn)與可再生能源利用的協(xié)調(diào)發(fā)展是亟待研究的問題。

本文基于核電和以風(fēng)電、光伏為主的可再生能源發(fā)電技術(shù)的發(fā)展現(xiàn)狀及各自面臨障礙問題的分析，以定性和定量相結(jié)合的方式，從政策保障機(jī)制和經(jīng)濟(jì)性等方面，探討未來核電如何適應(yīng)以高比例可再生能源為主的電力系統(tǒng)，以實(shí)現(xiàn)自身持續(xù)健康發(fā)展，發(fā)揮低成本的清潔能源作用。文章從區(qū)域布局和供需平衡等角度分析了核電未來的發(fā)展布局及技術(shù)調(diào)整方向。

1 核電發(fā)展現(xiàn)狀及面臨的挑戰(zhàn)

1.1 核電發(fā)展現(xiàn)狀

長期以來，核電在全球能源系統(tǒng)向低碳化轉(zhuǎn)型過程中發(fā)揮著巨大的作用。然而，受發(fā)達(dá)國家核電機(jī)組退役的影響，核電在全球電力供應(yīng)總量中的份額由1996年的18%下降到2019年的10%。與之相對應(yīng)，風(fēng)電、太陽能發(fā)電的迅猛發(fā)展填補(bǔ)了核電下降的份額[5]。自1985年以來，中國核電經(jīng)歷了起步、穩(wěn)步前行和快速發(fā)展階段，形成了完整的全產(chǎn)業(yè)鏈體系。近5年以來，中國核電裝機(jī)容量逐年遞增。截至2019年，在運(yùn)核電機(jī)組共49臺，累計(jì)裝機(jī)51 GW，占全國總裝機(jī)量的2.3%，年發(fā)電量366 TW·h，占全國發(fā)電總量的4.9%（圖1）。目前，我國核電分布主要集中在8個(gè)沿海省份，其中廣東、浙江的核電裝機(jī)總量最多，占全國核電裝機(jī)總量的一半。近年來，核電設(shè)備利用小時(shí)數(shù)呈現(xiàn)出逐年下降的趨勢，從2010-2014年的7 700～7 900 h/a下降至2015-2020年的7 050～7 500 h/a，相當(dāng)于核電機(jī)組每年損失發(fā)電量24 TW·h。

圖1 中國核電裝機(jī)及發(fā)電量Fig.1 China's nuclear power capacity and electricity generation growth

1.2 核電發(fā)展面臨的障礙

目前，中國核電裝機(jī)容量居全球第三位，在建核電規(guī)模長期保持全球第一，但核電在電力裝機(jī)及發(fā)電量中的占比均低于全球平均水平。同時(shí)，由于核電自身特點(diǎn)及可再生能源在電力系統(tǒng)中的比例逐步增高，其發(fā)展面臨著一系列障礙與挑戰(zhàn)。例如，核電初始投資大、建設(shè)周期長并存在延期風(fēng)險(xiǎn)，極大地降低了核電的投資吸引力。我國核電包括多種國產(chǎn)技術(shù)和國外引進(jìn)技術(shù)，類型過于分散，不利于核電的標(biāo)準(zhǔn)化設(shè)計(jì)、建設(shè)、運(yùn)行、維護(hù)以及降低成本和共享經(jīng)驗(yàn)[6]。另外，我國核電廠址資源有限，在內(nèi)陸建設(shè)核電存在較大爭議。

1.2.1核電機(jī)組發(fā)電能力尚未充分利用

可再生能源電力的迅猛發(fā)展以及電力需求增速放緩、電網(wǎng)消納能力有限，導(dǎo)致火電廠利用小時(shí)數(shù)持續(xù)下降，核電機(jī)組設(shè)備的利用小時(shí)數(shù)也難以得到保證[7]。2015年秦山核電累計(jì)損失電量達(dá)740 GW·h[8]。2016年，全國核電總計(jì)損失電量46 TW·h[9]。2019年，我國核電設(shè)備的平均利用小時(shí)數(shù)為7 346 h，平均能力因子為92.36%[10]。不同地區(qū)的核電機(jī)組利用小時(shí)數(shù)存在較大差異，其中海陽、秦山、三門、大亞灣和防城港機(jī)組利用狀況較好，而紅沿河、田灣、寧德、福清和陽江核電廠部分機(jī)組的年利用小時(shí)數(shù)不足7 000 h（表1）[10]。

表1 中國大陸核電站分布及運(yùn)行狀況Table 1 Distribution and operation status of nuclear power plants in Mainland China

1.2.2核電面臨電價(jià)下行壓力

電力體制改革的不斷深化和風(fēng)電、光伏發(fā)電成本的快速下降，為核電帶來雙重價(jià)格壓力。一方面，核電上網(wǎng)電量市場化率不斷增加，交易電價(jià)也隨之不斷下降[圖2（a）]；另一方面，隨著可再生能源規(guī)模效益的顯現(xiàn)，風(fēng)電、光伏的平準(zhǔn)化發(fā)電成本快速下降，為核電帶來了競爭壓力[圖2（b）][11]，[12]。

圖2 各類電源市場交易平均電價(jià)及可再生能源發(fā)電技術(shù)全球平均平準(zhǔn)化成本變化趨勢Fig.2 The average market price and the global weighted average LCOE of renewable energy power generation

2019年，大型發(fā)電集團(tuán)核電上網(wǎng)電量市場化率達(dá)到28%，比上年增長3%；核電平均市場交易電價(jià)為0.357元/（kW·h），比上年降低0.4%。福島核事故后，我國對核電安全等級提升提出了新要求，安全運(yùn)營投入的增加使核電整體成本有所上升，為核電參與市場競爭帶來了挑戰(zhàn)[13]。

1.2.3核電機(jī)組面臨調(diào)峰壓力

電力系統(tǒng)的調(diào)節(jié)能力越來越難以平衡大規(guī)?？稍偕茉窗l(fā)電出力與實(shí)際用電負(fù)荷需求之間的差異，因此調(diào)峰壓力不可避免地傳遞到核電機(jī)組[14]，[15]。長期以來，核電在電力系統(tǒng)中承擔(dān)系統(tǒng)基荷，基于經(jīng)濟(jì)性與安全性方面的考慮，核電難以適應(yīng)大規(guī)模風(fēng)電、光伏接入的系統(tǒng)的靈活運(yùn)行需要。即使新建核電在設(shè)計(jì)過程中考慮了一定的調(diào)節(jié)能力，但機(jī)組負(fù)荷快速升降容易產(chǎn)生堆芯局部熱點(diǎn)，存在造成堆芯燒毀的潛在風(fēng)險(xiǎn)。頻繁進(jìn)行負(fù)荷跟蹤將產(chǎn)生大量的放射性廢氣和廢液，給環(huán)境帶來威脅[16]。隨著未來海上風(fēng)電項(xiàng)目的大量投產(chǎn)，核電裝機(jī)大省也將面臨在負(fù)荷低谷期對可再生能源發(fā)電和核電的調(diào)度選擇問題[17]。

1.2.4核電長期面臨公眾可接受性和鄰避效應(yīng)

日本福島核事故之后，公眾對核電的安全性產(chǎn)生了擔(dān)憂和質(zhì)疑，我國部分核電項(xiàng)目產(chǎn)業(yè)園的建設(shè)或核準(zhǔn)被迫擱置或取消。通過對核電廠周邊區(qū)域公眾接受度調(diào)查與分析表明：我國公眾對核電持支持態(tài)度的占74%，但不愿建在自家附近，即鄰避效應(yīng)。進(jìn)一步分析表明，公眾對核電安全性的擔(dān)憂，主要源于公眾對核電的了解度和參與度不高，存在恐懼心理，這也為我國核電的進(jìn)一步發(fā)展帶來了阻礙[18]。

2 可再生能源發(fā)電現(xiàn)狀及面臨障礙

2.1 可再生能源發(fā)展現(xiàn)狀

自2006年1月1日《可再生能源法》實(shí)施以來，我國可再生能源發(fā)展迅速。從2006年到2019年，我國可再生能源的裝機(jī)容量增加了近5倍，從135 GW增長到794 GW，占全國裝機(jī)容量的比例從22%增長到41%；同時(shí)，可再生能源發(fā)電量從425 TW·h增加到2 043 TW·h，增長了3.8倍，占全國發(fā)電量的比例從15%增加到28%。其中，非水電可再生電力裝機(jī)由5 GW增加到436 GW，發(fā)電量由10 TW·h增加到741 TW·h，分別增長了94倍和74倍（圖3）。由此可見，非水力可再生能源在我國新增可再生能源總量中占主導(dǎo)地位，其中風(fēng)電和光伏發(fā)電占了95%以上。本文所探討的核電與可再生能源協(xié)調(diào)發(fā)展問題主要注重于風(fēng)電和太陽能發(fā)電兩種技術(shù)。

圖3 中國可再生能源電力發(fā)展趨勢Fig.3 The development of the renewable energy power generation

2.2 可再生能源發(fā)展面臨的主要障礙

隨著可再生能源的快速發(fā)展，可再生電力進(jìn)入我國電網(wǎng)和電力市場的難度不斷加大，主要表現(xiàn)為風(fēng)電、太陽能發(fā)電，甚至包括水力發(fā)電的限電問題日益突出。電力資源供應(yīng)與電力需求負(fù)荷在空間和時(shí)間層面的不匹配和電網(wǎng)傳輸能力不足是導(dǎo)致棄電率高的主要原因[19]。我國70%以上的可再生能源項(xiàng)目分布在資源豐富、電力需求較低的北方和西北地區(qū)；我國東部和南部經(jīng)濟(jì)發(fā)達(dá)、人口密集，電力需求負(fù)荷占全國電力需求總量的80%，滯后于電源建設(shè)的電網(wǎng)建設(shè)難以滿足電力傳輸大幅增長的需求，導(dǎo)致了西北地區(qū)的電力產(chǎn)能過剩和棄電現(xiàn)象。2016-2017年，我國棄風(fēng)率超過10%，棄光率超過6%（表2）。雖然國家近期密集出臺的保障政策緩解了棄風(fēng)、棄光問題，但可再生能源消納問題并未從根本上解決。

表2 2016-2017年全國風(fēng)電、光伏發(fā)電量及損失電量Table 2 The generation and the curtailment of wind and solar photovoltaic in China，2016 to 2017

從經(jīng)濟(jì)層面分析，盡管可再生能源發(fā)電成本已大幅下降，但與傳統(tǒng)化石能源發(fā)電相比，成本仍然偏高，導(dǎo)致可再生能源對政策扶持的依賴程度較高[20]。根據(jù)財(cái)政部發(fā)布的《關(guān)于下達(dá)可再生能源電價(jià)附加補(bǔ)助資金預(yù)算的通知》，2020年可安排的可再生能源電價(jià)附加資金預(yù)算為924億元，而補(bǔ)貼總需求為3 000億元左右，其中風(fēng)電約為1 550億元，光伏約為1 250億元[21]。巨額補(bǔ)貼缺口和投資需求使得可再生能源發(fā)展的可持續(xù)性受到限制。與火電相比，風(fēng)電、光伏發(fā)電的利用小時(shí)數(shù)偏低，其大規(guī)模并網(wǎng)必然將拉低電力系統(tǒng)的整體利用率，整個(gè)系統(tǒng)須要預(yù)留儲備，從而提升其他的輔助性投資，增加系統(tǒng)成本。國外經(jīng)驗(yàn)表明，當(dāng)風(fēng)電、光伏發(fā)電量占比超過20%，電力系統(tǒng)成本將占可再生能源發(fā)電成本的1/3～1/2；如果該比例上升至40%，系統(tǒng)成本將于發(fā)電成本持平。由此可見，電力系統(tǒng)為消納可再生能源，將面臨成本上升的壓力，成為可再生能源大規(guī)模替代化石能源的制約因素。

綜上表明，在短時(shí)間內(nèi)可再生能源發(fā)電技術(shù)難以完全替代傳統(tǒng)電力供應(yīng)技術(shù)滿足所有的電力需求，須要多種發(fā)電技術(shù)協(xié)調(diào)發(fā)展[22]，[23]。

3 核電與可再生能源協(xié)調(diào)發(fā)展

3.1 完善并網(wǎng)保障制度，提高核電適應(yīng)高比例可再生能源電力系統(tǒng)的積極性

為促進(jìn)低碳電力技術(shù)的開發(fā)和應(yīng)用，國家分別頒布了《可再生能源發(fā)電全額保障性收購管理辦法》[24]和《保障核電安全消納暫行辦法》[25]。然而，相對于可再生能源發(fā)電技術(shù)而言，核電的發(fā)展缺乏像《可再生能源法》一樣的上位法為其提供法律依據(jù)，也不具備可再生能源電力享有的調(diào)度優(yōu)先權(quán)和全額收購保障（表3）[26]～[28]。

表3 核電與可再生能源發(fā)電技術(shù)的保障機(jī)制對比分析Table 3 Comparative analysis on the guarantee mechanism of nuclear and renewable energy generation

續(xù)表3

為促進(jìn)可再生能源發(fā)展，國家發(fā)布了《關(guān)于實(shí)行可再生能源綠色電力證書核發(fā)及自愿認(rèn)購交易制度的通知》，核定發(fā)電企業(yè)非水可再生能源上網(wǎng)電量和核發(fā)綠色電力證書，企業(yè)通過出售此證書獲得持續(xù)收益[26]。與之相對應(yīng)，核電的保障外電量須要通過參與電力直接交易等方式促進(jìn)消納，對于不具備調(diào)峰能力或調(diào)峰能力不足的核電機(jī)組，須向承擔(dān)輔助服務(wù)的發(fā)電主體支付一定補(bǔ)償費(fèi)用。

根據(jù)核電安全消納相關(guān)規(guī)定，在電力過剩地區(qū)，核電運(yùn)行小時(shí)數(shù)須按當(dāng)?shù)? MW及以上發(fā)電設(shè)備上一年平均利用小時(shí)數(shù)的1.5～1.8倍確定。因此，對于2019年的核電利用小時(shí)數(shù)大于當(dāng)?shù)? MW及以上發(fā)電廠發(fā)電設(shè)備年利用小時(shí)數(shù)1.8倍的廣西、廣東、江蘇和福建地區(qū)，一旦出現(xiàn)電力過?，F(xiàn)象，其核電利用小時(shí)數(shù)將面臨下調(diào)風(fēng)險(xiǎn)（圖4）[11]。為調(diào)動核電適應(yīng)以高比例可再生能源為主的電力系統(tǒng)，須要從制度上提供明確的保障機(jī)制，從經(jīng)濟(jì)上明確體現(xiàn)核電提供相應(yīng)服務(wù)的價(jià)值，從而鼓勵(lì)和調(diào)動核電與可再生能源發(fā)電協(xié)調(diào)發(fā)展的積極性。

圖4 核電機(jī)組運(yùn)行小時(shí)數(shù)及可能變動范圍Fig.4 Operation hours of nuclear power units and possible range of variation

3.2 降低核電發(fā)電成本，提升核電參與電力交易市場的競爭力

與化石能源發(fā)電技術(shù)相比，核電沒有燃料成本，也不排放溫室氣體和大氣污染物，因此具有顯著的成本和環(huán)境雙重優(yōu)勢。若核電的環(huán)境貢獻(xiàn)能夠得到經(jīng)濟(jì)補(bǔ)償，其成本優(yōu)勢將更為突出。與可再生能源發(fā)電技術(shù)相比，核電也具有經(jīng)濟(jì)優(yōu)勢，但隨著風(fēng)電、光伏發(fā)電成本的大幅下降，核電的優(yōu)勢差異在逐漸縮小[29]。

基于平準(zhǔn)化發(fā)電成本（LCOE）核算方法及收集的相關(guān)數(shù)據(jù)（表4）計(jì)算得出的結(jié)果顯示，未來核電參與電力市場，其成本仍須進(jìn)一步下降[7]，[30]，[31]。

表4 核電平準(zhǔn)化成本測算參數(shù)Table 4 The key factors of the nuclear LCOE calculation

式中：It為發(fā)電技術(shù)的初始投資成本；Mt為發(fā)電技術(shù)的運(yùn)行維護(hù)成本；Ft為發(fā)電技術(shù)的燃料成本；Et為發(fā)電量；r為貼現(xiàn)率。

計(jì)算結(jié)果表明，2030年風(fēng)電及光伏發(fā)電成本為0.3～0.4元/（kW·h）。通過與現(xiàn)有研究成果校對，分別取0.32元/（kW·h）和0.39元/（kW·h）[32]，[33]。因此，若核電年利用小時(shí)數(shù)保持在當(dāng)前水平（7 500 h/a），則其投資成本須控制在20 000元/kW以下，才可具備與光伏發(fā)電相應(yīng)的市場競爭能力；若其運(yùn)行小時(shí)數(shù)降低至6 500 h/a，則其投資成本須控制在17 000元/kW。由于風(fēng)電技術(shù)更具市場競爭力，因此核電須進(jìn)一步降低初始投資成本至13 000～16 000元/kW（圖5）。

圖5 核電平準(zhǔn)化成本隨年利用小時(shí)數(shù)及投資成本的變化幅度Fig.5 The variation range of the LCOE of nuclear power

降低投資成本與提高利用小時(shí)數(shù)是降低核電成本、提升核電經(jīng)濟(jì)競爭力的兩個(gè)主要途徑。為協(xié)調(diào)可再生能源電力消納并網(wǎng)，未來核電年利用小時(shí)數(shù)難以進(jìn)一步地提升。由于核電前期投資額巨大，其投資成本對利率變動十分敏感，因此把握核電建設(shè)周期是抑制核電成本上升的最主要因素[34]。

3.3 布局核電發(fā)展，提升核電與可再生能源發(fā)電的區(qū)域協(xié)調(diào)

可再生能源的大規(guī)模消納將是未來電力系統(tǒng)低碳化轉(zhuǎn)型的關(guān)鍵。國家為促進(jìn)可再生能源高質(zhì)量發(fā)展，設(shè)定了省級可再生能源電力消納責(zé)任權(quán)重和預(yù)期目標(biāo)，且隨時(shí)間推移，目標(biāo)值不斷提升（圖6）[35]。2020年，在風(fēng)光資源相對匱乏的東南沿海及中部地區(qū)，即使完成本地可再生能源發(fā)展規(guī)劃設(shè)定的裝機(jī)目標(biāo)，仍須調(diào)入外地可再生能源電力才能完成國家設(shè)定的預(yù)期目標(biāo)。因此，未來大量可再生能源傳輸和消納，為核電未來的選址及其與可再生能源電力的協(xié)調(diào)發(fā)展提出了更高要求。

圖6 可再生能源消納狀況Fig.6 The renewable power consumption

在核電裝機(jī)省份中，2019年核電發(fā)電量占本省電力消費(fèi)的3.3%～25.9%，為當(dāng)?shù)氐碾娏?yīng)低碳化轉(zhuǎn)型做出了突出貢獻(xiàn)。但除福建外，核電省份的電力生產(chǎn)量仍不能滿足電力消費(fèi)需求；河北、河南、重慶、湖南和江西等內(nèi)陸省份也須要調(diào)入電量支撐本地電力需求（圖7）[35]。隨著未來碳排放空間大幅縮減，各地火電機(jī)組的發(fā)展空間將被進(jìn)一步壓減，可再生能源及核電將替代傳統(tǒng)火電來滿足當(dāng)?shù)氐碾娏π枨笤鲩L。重慶、湖南、江西、河南等內(nèi)陸省份的核電建設(shè)須要提前規(guī)劃和部署。

圖7 電力供需狀況Fig.7 The supply and demand of electricity

預(yù)期未來可再生能源裝機(jī)更大規(guī)模、更快速的增長和省間輸配，勢必為電網(wǎng)調(diào)度帶來越來越大的壓力，促使國家提前進(jìn)行其他電源及核電（包括內(nèi)陸核電）的發(fā)展布局；在區(qū)域?qū)用鎸?shí)現(xiàn)與可再生能源開發(fā)、利用和傳輸?shù)膮f(xié)調(diào)發(fā)展，為電力系統(tǒng)的碳達(dá)峰、碳中和做出更大貢獻(xiàn)。

3.4 核電主動適應(yīng)高比例可再生能源電力系統(tǒng)需求2060年實(shí)現(xiàn)碳中和目標(biāo)意味著電力系統(tǒng)將

面臨靈活性調(diào)節(jié)、調(diào)峰調(diào)頻能力、慣性支撐、穩(wěn)定裕度、電能質(zhì)量、供電可靠性及備用等諸多方面的挑戰(zhàn)。隨著燃煤機(jī)組，乃至燃?xì)廨啓C(jī)組分階段退出，核電作為清潔能源常規(guī)機(jī)組可以在上述方面發(fā)揮越來越重要的作用[36]。在技術(shù)層面，可從現(xiàn)有電源與核電聯(lián)合調(diào)峰、核電-儲能聯(lián)合調(diào)峰和利用源荷互動調(diào)峰3種方式增強(qiáng)核電調(diào)峰能力[37]。目前的研究結(jié)果顯示，從技術(shù)性、安全性和經(jīng)濟(jì)性等角度分析，核電適度參與電網(wǎng)調(diào)峰可以在一定程度上解決可再生能源電力消納問題，但無法完全解決[38]。建議核電在新能源棄電集中時(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)；在必要時(shí)也須要風(fēng)光等電源以合理?xiàng)壞艿姆绞絽⑴c調(diào)峰，從而實(shí)現(xiàn)核電與可再生能源電力的協(xié)調(diào)發(fā)展。在機(jī)制層面，可考慮相應(yīng)的聯(lián)合市場機(jī)制，將電力市場和調(diào)峰市場競價(jià)相結(jié)合，構(gòu)建考慮機(jī)組調(diào)峰的市場經(jīng)濟(jì)調(diào)度模型，使得各類電源充分發(fā)揮各自優(yōu)勢，在電力市場中協(xié)調(diào)運(yùn)行[39]。

4 結(jié)論與政策建議

長期以來，核能和可再生能源都為減少二氧化碳的排放做出了貢獻(xiàn)，是中國未來電力系統(tǒng)低碳轉(zhuǎn)型、最終實(shí)現(xiàn)碳中和目標(biāo)的兩項(xiàng)關(guān)鍵技術(shù)。未來減少二氧化碳排放的最佳選擇是考慮核能和可再生能源的協(xié)調(diào)發(fā)展，使其更好地發(fā)揮互補(bǔ)優(yōu)勢。

①從市場公平性出發(fā)，設(shè)定包括核電、新能源在內(nèi)的調(diào)峰價(jià)格機(jī)制，促進(jìn)二者的協(xié)調(diào)發(fā)展。與可再生能源發(fā)電技術(shù)相比，核電的發(fā)展及其消納缺乏上位法及相關(guān)機(jī)制的保護(hù)。隨著電力系統(tǒng)中可再生能源比例的不斷攀升，各類機(jī)組的利用小時(shí)數(shù)均有所下降，但對于核電面臨的棄核、市場競爭、調(diào)峰壓力等挑戰(zhàn)，目前尚缺乏相應(yīng)的政策措施激發(fā)核電主動適應(yīng)可再生能源電力消納需求的積極性。

②控制核電成本，提高核電經(jīng)濟(jì)競爭力，從而使核電在電力系統(tǒng)的低碳轉(zhuǎn)型過程中發(fā)揮更大作用。風(fēng)電和光伏發(fā)電成本在過去10年下降了60%～80%，并有望在“十四五”期間實(shí)現(xiàn)平價(jià)上網(wǎng)。因此，隨著中國電力市場改革的不斷深化，核電必須提升自身的市場競爭能力，通過技術(shù)研發(fā)和制度創(chuàng)新持續(xù)降低核電的投資成本、力爭保持機(jī)組運(yùn)行小時(shí)數(shù)。

③盡早探討內(nèi)陸核電站建設(shè)的必要性和可行性。東部沿海地區(qū)的核電裝機(jī)潛力約為220 GW，難以實(shí)現(xiàn)2060年碳中和的目標(biāo)。同時(shí)，從區(qū)域電力供需平衡的角度出發(fā)，核電在湖南、湖北、江西、河南和河北等內(nèi)陸省份均可發(fā)揮重要作用，但決策者和公眾對核電安全的擔(dān)憂是內(nèi)陸核電發(fā)展面臨的最大障礙。

④無論是現(xiàn)役核電機(jī)組還是未來新建核電機(jī)組，都必須主動考慮自身適應(yīng)高比例可再生能源電力系統(tǒng)的能力。通過實(shí)現(xiàn)聯(lián)合調(diào)峰、核儲聯(lián)合調(diào)峰和源荷互動調(diào)峰等方式提高核電機(jī)組的調(diào)峰能力；通過參與電力市場和碳市場等市場機(jī)制，提升核電的經(jīng)濟(jì)性和競爭能力。

⑤加強(qiáng)民眾宣傳工作，提升公眾對核電的接受度。面向公眾，建立和實(shí)施常態(tài)化的交流和溝通機(jī)制，要加強(qiáng)多角度、多渠道的宣傳工作。建立公開透明的核電決策機(jī)制，積極、坦誠地公開核電相關(guān)項(xiàng)目的相關(guān)信息。通過專業(yè)人員及時(shí)為民眾答疑解惑，獲得民眾的理解與支持，保障相關(guān)項(xiàng)目的落地與實(shí)施。