在2025第三届中国长时储能大会上，国家电投集团中央研究院储能所（简称“国家电投”）储热室主任郭浩楠出席会议并作《核电耦合热泵储能安全高效调峰及高品质稳定供汽技术》主题报告，系统阐述了“核储耦合”的刚需逻辑、技术困境，并详解了国家电投自主研发的“核电耦合热泵储能技术”的核心优势、技术方案及研发进程。

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“核储耦合”是核电发展的必答题

郭浩楠指出，核电调峰并非选择题，而是未来能源结构下的必答题，且“核储耦合”是唯一可行路径。他从能源现状、政策与产业需求、技术困境三方面进行了充分论证。

▌能源现状：高比例可再生能源倒逼核电调峰

根据核电行业协会预测，到2035年我国核电发电量占比将提升至10%，风光发电量占比将达40%，二者合计50%的电力来自不可调节资源，必然引发两大核心问题：一是长时间尺度下“源网荷储”供需错配；二是电网频率失衡、电压失稳、惯量缺失的安全风险。

对核电企业而言，若想进一步提升装机占比，必须探索核电调峰技术，否则将成为电网“刚性负荷”，制约可再生能源消纳。

▌政策与产业需求驱动

（1）政策层面

2025年3月，国家能源局《东北电力辅助服务市场运营规则（征求意见稿）》，明确核电厂有偿调峰基准为77%。

郭浩楠分析，在现货市场未全面运行前，核电调峰成本可通过“火电调峰补贴”分摊，但2025年东北现货市场暂停后，火电调峰补贴全面取消，直接导致东北火电机组（多为煤电机组）运营压力剧增——此类机组冬季需维持30%低负荷运行半年，失去补贴后盈利空间受到压缩。而核电（如红沿河核电）采用“95%长协持仓+5%现货”的模式，已无法通过分摊覆盖调峰成本，政策过渡性凸显，未来需明确核电调峰机制。

郭浩楠表示，核电是“低变动成本电源”，燃料成本仅0.06元/度。在现货市场中，即便电价降至0.1元/度，仍有0.04元/度收益；若通过降低发电量调峰，将直接亏损0.1元/度。更关键的是，当前省域现货市场加权平均电价已低于核电度电成本，若核电高比例参与现货交易，亏损将进一步扩大。

因此，核电运营的核心思路必须转向“高比例长协持仓＋现货比例耦合储能套利增收”。

（2）产业层面

石化行业碳排放占全国的比重约13%，是重点控排领域。2024年5月，国务院印发《2024-2025年节能降碳行动方案》，提出“鼓励大型石化化工园区探索利用核能供汽供热”；同时，“十五五”期间，全国范围内将开展碳排放“双控”工作，碳排放总量及强度逐步成为硬约束，石化行业即将逐步纳入全国碳排放权交易市场。

郭浩楠表示，石化领域是高碳排放行业，且用气成本极低（520℃、10MPa蒸汽仅200元/吨），常规低碳供气方式难以平衡“低碳、低成本、安全”的“能源不可能三角”。若2035年碳排放双控与碳关税全面实施，石化领域需低成本低碳热源，而核电是理想选择。

▌技术困境

目前核电主流的调峰方案有两种：

（1）核岛——回路功率控制

该方案应用反应棒控制策略以改变反应堆功率，进而影响汽机出力。其关键问题如下：

①调峰安全风险严重——机组瞬态停机、热应力频繁变化下易导致U型管破裂、堆内中子通量振荡、堆芯温度不均、燃料棒破损风险高，直接影响设计寿命。

②反复硼化与稀释增加三废处理成本，影响换料周期。

③控制难度高、调峰深度不足、可调峰周期短，最终不可避免会降低安全裕量。

（2）常规岛——耦合新型储能

该方案分为“耦合中温储热”与“耦合电化学储能”两类，均存在适配性问题：

耦合中温储热：①技术适配差——耦合抽汽熔盐储热，储热温域窄导致熔盐量巨大且热能品位低；耦合导热油储热，防火隐患大；②热效率低下——耦合电加热熔盐储热，能量效率极低，且电加热器寿命短。

耦合电化学储能：①调频里程与火电配置储能相比不占优势；②锂电火灾安全风险高，液流电池成本高昂。

总之，目前三代压水堆核电产业发展面临两大瓶颈问题：一是如何实现机组安全参与电力系统调节（调峰、调频）；二是如何提升核能供汽品质以满足石化等高能耗企业需求。

基于上述痛点，国电投中央研究院提出“核电耦合热泵储能”技术（“和诺”）。

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解决方案：核电耦合热泵储能技术

“核电耦合热泵储能”技术的核心逻辑是以核电主蒸汽（275℃左右）为低温热源，通过热泵提质，实现“调峰＋高参数供气”双重目标。

▌技术优势

（1）本征安全：反应堆满发、无需变负荷运行；系统成熟，五重物理隔离回路。

（2）易扩容：功率与容量解耦，扩容边际成本低。

（3）高效调峰：能量效率70%-180%，COP=2.0-3.5，大幅降低基本电费，变负荷效率不变。

（4）高品质清洁供热：可稳定供应400-560°C/10MPa工业蒸汽。

（5）响应快：变负荷、启停机速度快，≥8Pe%/min。

（6）经济性显著：经济寿命30年以上，设备100%国产化。

▌方案一：“调峰＋高品质石化最高档供汽”

该方案在不改变反应堆功率控制、保障反应堆基荷满发的前提下，实现压水堆核电机组深度调峰、调频与高品质24h稳定供汽。

技术指标

（1）20km输送至厂供热参数523℃/10MPa；供汽额定流量105t/h（支持宽负荷调节）；储能时长8h；年总供汽量92.10万t。

（2）能效：COP 2.06；场景COP 1.48。

（3）调峰能力：总调峰幅度199.92MW；总调峰深度13.04%。

保守技经指标（未折算调峰、调频等辅助服务收益）

（1）成本：和诺HN150静态投资8亿元；现货低价电0.1元/Wh时，供汽变动成本63元/t；含外送设施（20km-DN500管道+换热站，成本9亿元）。

（2）收益：含外送设施（20km-DN500管道+换热站，成本9亿元）时，保障资本金IRR 8%，售汽价240元/t，较天然气成本下降100元/t；不含外送管道成本时，保障资本金IRR 8%，售汽价150元/t，较原石化超高压用汽成本下降45元/t。

▌方案二：“调峰＋顶峰发电”

该方案在不改变反应堆功率控制、保障反应堆基荷满发的前提下，实现压水堆核电机组深度调峰、调频与顶峰。目前有“调峰+超发/低基荷多发/报规报高点”以及“调峰供汽协议+独立储能电站”两种模式。

技术指标

用核电厂电场景：总调峰幅度194.31MW、总调峰深度12.67%、运行负荷87%-106%。

下网电场景：抽汽热功率149.22MW、抽汽调峰幅度53.94MW、抽汽调峰深度3.5%（核电96.5%-100%）、抽汽发电效率36.15%。

能效表现：COP为2.04、热效率为46.21%、电电效率100.08%、能量效率70.38%。

保守技经指标（静态投资：8亿元<1元/Wh>）

模式1：调峰+超发/低基荷多发（源-储）/报规报高点

商业模式：“差价套利”（未折算调峰、调频等辅助服务收益）

核心数据：差价套利0.4元/kWh；储能成本0.08元/kWh、少发电量384559MWh、少发电成本0.308亿元；顶峰收益0.487/kWh、超发电量261863MWh、超发收益1.257亿元。

收益：资本金投资回收期10.68年、资本金IRR 13.38%。

模式2：调峰供汽协议+独立储能电站（独立储能）

商业模式：“差价套利+容量租赁+容量补偿”

核心数据：差价套利0.4元/kWh；储能成本0.08元/kWh、储能电量384559MWh（下网电+核电抽汽）、储能成本0.308亿元；顶峰收益0.48元/kWh、顶峰发电量261863MWh、顶峰收益1.257亿元；容量租赁1680万元/年（240/kW・年、70%容量租赁）；容量补偿2400万元/年（按100MW/200MWh电化学独立储能电站600万元/年计量或1度电7分钱）。

收益：资本金投资回收期4.47年、资本金IRR 28.34%。

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技术研发进程

国家电投对核电耦合热泵储能技术的研发布局兼具前瞻性与系统性，目前已完成“基础研究—专利布局—产业合作—示范落地”的全链条突破：

（1）通过长周期基础研究体系化布局，发表核心发明专利“一种耦合热泵储能的核电调峰系统”“一种耦合热泵储能的核电厂供热调峰系统”。

（2）2025年2月，国家电投与中广核签订“核电耦合热泵储能调峰技术意向合作协议”，联合推广该技术；

（3）孵化“储诺”与“和诺”技术品牌，国内首套示范项目建成并进入调试阶段；牵头成立国家能源用户侧储能创新研发中心，汇聚我国新型储热领域优势资源，打造产—学—研—用深度融合的科研创新体系；成立上下游产业联盟，加快推动技术持续降本与示范应用。

（4）建立全体系设计与仿真平台，具备参数优化、动态仿真、工艺设计及设备耦合分析能力，能够支撑各功率等级热泵储能系统的设计研发。

（5）完成兆瓦级热泵储能中试（工程验证）系统的工艺包开发，以及关键设备的设计和试验测试——高温压缩机排气温度可达570℃，低温膨胀机排气温度达到-30℃。

（6）开展全球首套兆瓦级热泵储能中试系统建设。经过西安热工院的第三方性能测试，已历经7次完整充放电，该系统各项核心参数均达到或优于设计值，系统稳定，技术指标全球领先。12月25日，国家电投集团在北京正式发布全球首套超高温热泵储能技术“储诺”。

郭浩楠最后总结道：“耦合外部热源的热泵储能技术在提升支撑性电源调峰能力方面优势明显。应用压水堆核电耦合热泵储能技术，以常规岛主蒸汽为低温热源，可在保障核岛满发的前提下，实现安全调峰与顶峰，同时解决‘核能＋石化’的高参数供气需求，提高核电在现货市场下的盈利能力。”

他强调，未来技术落地需重点关注两大方向：一是解决超发顶尖峰问题，配建和诺与所属核电机组视为一个整体并联合调度，按照现有相关规则参与电力市场；二是和诺以独立储能电站模式运营，作为独立主体参与电力市场，与核电厂签订供热合同，在核电调峰时段低价购买蒸汽作为热泵储能低温热源，实现核电调峰与电网调峰“双利好”。