在2025第三屆中國長時儲能大會上，國家電投集團中央研究院儲能所（簡稱“國家電投”）儲熱室主任郭浩楠出席會議并作《核電耦合熱泵儲能安全高效調峰及高品質穩定供汽技術》主題報告，系統闡述了“核儲耦合”的剛需邏輯、技術困境，并詳解了國家電投自主研發的“核電耦合熱泵儲能技術”的核心優勢、技術方案及研發進程。

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“核儲耦合”是核電發展的必答題

郭浩楠指出，核電調峰并非選擇題，而是未來能源結構下的必答題，且“核儲耦合”是唯一可行路徑。他從能源現狀、政策與產業需求、技術困境三方面進行了充分論證。

▌能源現狀：高比例可再生能源倒逼核電調峰

根據核電行業協會預測，到2035年我國核電發電量占比將提升至10%，風光發電量占比將達40%，二者合計50%的電力來自不可調節資源，必然引發兩大核心問題：一是長時間尺度下“源網荷儲”供需錯配；二是電網頻率失衡、電壓失穩、慣量缺失的安全風險。

對核電企業而言，若想進一步提升裝機占比，必須探索核電調峰技術，否則將成為電網“剛性負荷”，制約可再生能源消納。

▌政策與產業需求驅動

（1）政策層面

2025年3月，國家能源局《東北電力輔助服務市場運營規則（征求意見稿）》，明確核電廠有償調峰基準為77%。

郭浩楠分析，在現貨市場未全面運行前，核電調峰成本可通過“火電調峰補貼”分攤，但2025年東北現貨市場暫停后，火電調峰補貼全面取消，直接導致東北火電機組（多為煤電機組）運營壓力劇增——此類機組冬季需維持30%低負荷運行半年，失去補貼后盈利空間受到壓縮。而核電（如紅沿河核電）采用“95%長協持倉+5%現貨”的模式，已無法通過分攤覆蓋調峰成本，政策過渡性凸顯，未來需明確核電調峰機制。

郭浩楠表示，核電是“低變動成本電源”，燃料成本僅0.06元/度。在現貨市場中，即便電價降至0.1元/度，仍有0.04元/度收益；若通過降低發電量調峰，將直接虧損0.1元/度。更關鍵的是，當前省域現貨市場加權平均電價已低于核電度電成本，若核電高比例參與現貨交易，虧損將進一步擴大。

因此，核電運營的核心思路必須轉向“高比例長協持倉＋現貨比例耦合儲能套利增收”。

（2）產業層面

石化行業碳排放占全國的比重約13%，是重點控排領域。2024年5月，國務院印發《2024-2025年節能降碳行動方案》，提出“鼓勵大型石化化工園區探索利用核能供汽供熱”；同時，“十五五”期間，全國范圍內將開展碳排放“雙控”工作，碳排放總量及強度逐步成為硬約束，石化行業即將逐步納入全國碳排放權交易市場。

郭浩楠表示，石化領域是高碳排放行業，且用氣成本極低（520℃、10MPa蒸汽僅200元/噸），常規低碳供氣方式難以平衡“低碳、低成本、安全”的“能源不可能三角”。若2035年碳排放雙控與碳關稅全面實施，石化領域需低成本低碳熱源，而核電是理想選擇。

▌技術困境

目前核電主流的調峰方案有兩種：

（1）核島——回路功率控制

該方案應用反應棒控制策略以改變反應堆功率，進而影響汽機出力。其關鍵問題如下：

①調峰安全風險嚴重——機組瞬態停機、熱應力頻繁變化下易導致U型管破裂、堆內中子通量振蕩、堆芯溫度不均、燃料棒破損風險高，直接影響設計壽命。

②反復硼化與稀釋增加三廢處理成本，影響換料周期。

③控制難度高、調峰深度不足、可調峰周期短，最終不可避免會降低安全裕量。

（2）常規島——耦合新型儲能

該方案分為“耦合中溫儲熱”與“耦合電化學儲能”兩類，均存在適配性問題：

耦合中溫儲熱：①技術適配差——耦合抽汽熔鹽儲熱，儲熱溫域窄導致熔鹽量巨大且熱能品位低；耦合導熱油儲熱，防火隱患大；②熱效率低下——耦合電加熱熔鹽儲熱，能量效率極低，且電加熱器壽命短。

耦合電化學儲能：①調頻里程與火電配置儲能相比不占優勢；②鋰電火災安全風險高，液流電池成本高昂。

總之，目前三代壓水堆核電產業發展面臨兩大瓶頸問題：一是如何實現機組安全參與電力系統調節（調峰、調頻）；二是如何提升核能供汽品質以滿足石化等高能耗企業需求。

基于上述痛點，國電投中央研究院提出“核電耦合熱泵儲能”技術（“和諾”）。

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解決方案：核電耦合熱泵儲能技術

“核電耦合熱泵儲能”技術的核心邏輯是以核電主蒸汽（275℃左右）為低溫熱源，通過熱泵提質，實現“調峰＋高參數供氣”雙重目標。

▌技術優勢

（1）本征安全：反應堆滿發、無需變負荷運行；系統成熟，五重物理隔離回路。

（2）易擴容：功率與容量解耦，擴容邊際成本低。

（3）高效調峰：能量效率70%-180%，COP=2.0-3.5，大幅降低基本電費，變負荷效率不變。

（4）高品質清潔供熱：可穩定供應400-560°C/10MPa工業蒸汽。

（5）響應快：變負荷、啟停機速度快，≥8Pe%/min。

（6）經濟性顯著：經濟壽命30年以上，設備100%國產化。

▌方案一：“調峰＋高品質石化最高檔供汽”

該方案在不改變反應堆功率控制、保障反應堆基荷滿發的前提下，實現壓水堆核電機組深度調峰、調頻與高品質24h穩定供汽。

技術指標

（1）20km輸送至廠供熱參數523℃/10MPa；供汽額定流量105t/h（支持寬負荷調節）；儲能時長8h；年總供汽量92.10萬t。

（2）能效：COP 2.06；場景COP 1.48。

（3）調峰能力：總調峰幅度199.92MW；總調峰深度13.04%。

保守技經指標（未折算調峰、調頻等輔助服務收益）

（1）成本：和諾HN150靜態投資8億元；現貨低價電0.1元/Wh時，供汽變動成本63元/t；含外送設施（20km-DN500管道+換熱站，成本9億元）。

（2）收益：含外送設施（20km-DN500管道+換熱站，成本9億元）時，保障資本金IRR 8%，售汽價240元/t，較天然氣成本下降100元/t；不含外送管道成本時，保障資本金IRR 8%，售汽價150元/t，較原石化超高壓用汽成本下降45元/t。

▌方案二：“調峰＋頂峰發電”

該方案在不改變反應堆功率控制、保障反應堆基荷滿發的前提下，實現壓水堆核電機組深度調峰、調頻與頂峰。目前有“調峰+超發/低基荷多發/報規報高點”以及“調峰供汽協議+獨立儲能電站”兩種模式。

技術指標

用核電廠電場景：總調峰幅度194.31MW、總調峰深度12.67%、運行負荷87%-106%。

下網電場景：抽汽熱功率149.22MW、抽汽調峰幅度53.94MW、抽汽調峰深度3.5%（核電96.5%-100%）、抽汽發電效率36.15%。

能效表現：COP為2.04、熱效率為46.21%、電電效率100.08%、能量效率70.38%。

保守技經指標（靜態投資：8億元<1元/Wh>）

模式1：調峰+超發/低基荷多發（源-儲）/報規報高點

商業模式：“差價套利”（未折算調峰、調頻等輔助服務收益）

核心數據：差價套利0.4元/kWh；儲能成本0.08元/kWh、少發電量384559MWh、少發電成本0.308億元；頂峰收益0.487/kWh、超發電量261863MWh、超發收益1.257億元。

收益：資本金投資回收期10.68年、資本金IRR 13.38%。

模式2：調峰供汽協議+獨立儲能電站（獨立儲能）

商業模式：“差價套利+容量租賃+容量補償”

核心數據：差價套利0.4元/kWh；儲能成本0.08元/kWh、儲能電量384559MWh（下網電+核電抽汽）、儲能成本0.308億元；頂峰收益0.48元/kWh、頂峰發電量261863MWh、頂峰收益1.257億元；容量租賃1680萬元/年（240/kW?年、70%容量租賃）；容量補償2400萬元/年（按100MW/200MWh電化學獨立儲能電站600萬元/年計量或1度電7分錢）。

收益：資本金投資回收期4.47年、資本金IRR 28.34%。

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技術研發進程

國家電投對核電耦合熱泵儲能技術的研發布局兼具前瞻性與系統性，目前已完成“基礎研究—專利布局—產業合作—示范落地”的全鏈條突破：

（1）通過長周期基礎研究體系化布局，發表核心發明專利“一種耦合熱泵儲能的核電調峰系統”“一種耦合熱泵儲能的核電廠供熱調峰系統”。

（2）2025年2月，國家電投與中廣核簽訂“核電耦合熱泵儲能調峰技術意向合作協議”，聯合推廣該技術；

（3）孵化“儲諾”與“和諾”技術品牌，國內首套示范項目建成并進入調試階段；牽頭成立國家能源用戶側儲能創新研發中心，匯聚我國新型儲熱領域優勢資源，打造產—學—研—用深度融合的科研創新體系；成立上下游產業聯盟，加快推動技術持續降本與示范應用。

（4）建立全體系設計與仿真平臺，具備參數優化、動態仿真、工藝設計及設備耦合分析能力，能夠支撐各功率等級熱泵儲能系統的設計研發。

（5）完成兆瓦級熱泵儲能中試（工程驗證）系統的工藝包開發，以及關鍵設備的設計和試驗測試——高溫壓縮機排氣溫度可達570℃，低溫膨脹機排氣溫度達到-30℃。

（6）開展全球首套兆瓦級熱泵儲能中試系統建設。經過西安熱工院的第三方性能測試，已歷經7次完整充放電，該系統各項核心參數均達到或優于設計值，系統穩定，技術指標全球領先。12月25日，國家電投集團在北京正式發布全球首套超高溫熱泵儲能技術“儲諾”。

郭浩楠最后總結道：“耦合外部熱源的熱泵儲能技術在提升支撐性電源調峰能力方面優勢明顯。應用壓水堆核電耦合熱泵儲能技術，以常規島主蒸汽為低溫熱源，可在保障核島滿發的前提下，實現安全調峰與頂峰，同時解決‘核能＋石化’的高參數供氣需求，提高核電在現貨市場下的盈利能力。”

他強調，未來技術落地需重點關注兩大方向：一是解決超發頂尖峰問題，配建和諾與所屬核電機組視為一個整體并聯合調度，按照現有相關規則參與電力市場；二是和諾以獨立儲能電站模式運營，作為獨立主體參與電力市場，與核電廠簽訂供熱合同，在核電調峰時段低價購買蒸汽作為熱泵儲能低溫熱源，實現核電調峰與電網調峰“雙利好”。