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(guó)構(gòu)建清潔低碳、安全高效的能源體系和實(shí)現(xiàn)“雙碳”目標(biāo)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(wèn)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)劃及電力系統(tǒng)隨機(jī)生產(chǎn)模擬，建立一套分析模型，提出中國(guó)未來(lái)核電與新能源的合理發(fā)展規(guī)模、結(jié)構(gòu)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(guó)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。

關(guān)鍵詞：“雙碳”目標(biāo)；核電；新能源；協(xié)調(diào)發(fā)展；策略研究 

前言

核電作為重要的清潔能源，對(duì)于中國(guó)構(gòu)建現(xiàn)代能源體系具有舉足輕重的作用。尤其是對(duì)于中國(guó)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(kāi)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。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(yáng)能發(fā)電為代表的新興可再生能源發(fā)電技術(shù)，以下簡(jiǎn)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(lái)一系列挑戰(zhàn)。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(yáng)能發(fā)電等間歇性電源的消納。因此， 亟需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(guó)能源資源條件、環(huán)境約束、供需格局、電源開(kāi)發(fā)進(jìn)度、建設(shè)周期等各方面因素，構(gòu)建面向中長(zhǎng)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其他新能源協(xié)調(diào)發(fā)展策略，為中國(guó)未來(lái)核電及新能源行業(yè)的健康發(fā)展提供有益參考。

1 核電與新能源協(xié)調(diào)規(guī)劃

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(zhēng)力不斷提升；核電技術(shù)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(zhēng)力也不斷提升。因此，在未來(lái)非化石能源比重逐步提高的大背景下，核電與新能源的相互競(jìng)爭(zhēng)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(wèn)題，從規(guī)劃和運(yùn)行兩個(gè)層面建立研究方法，深入分析核電與新能源的協(xié)調(diào)發(fā)展問(wèn)題，總體思路如圖 1 所示。

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(wèn)題，本文基于多區(qū)域多場(chǎng)景中長(zhǎng)期電力規(guī)劃模型，對(duì)全國(guó)范圍進(jìn)行中長(zhǎng)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。

圖 1 核電與新能源協(xié)調(diào)發(fā)展總體思路

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(wèn)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。

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(guó)能源轉(zhuǎn)型的整體節(jié)奏與進(jìn)程。本文依托國(guó)網(wǎng)能源院自主研發(fā)的電力系統(tǒng)規(guī)劃軟件 GESP（模型見(jiàn)圖 2），以全社會(huì)電力供應(yīng)總成本最低為目標(biāo)，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(kāi)發(fā)規(guī)模、布局及投產(chǎn)時(shí)序。

表 1 為中長(zhǎng)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(zhǎng)、協(xié)調(diào)發(fā)展態(tài)勢(shì)，這對(duì)中國(guó)未來(lái)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。基準(zhǔn)情景下，2035 年中國(guó)核電和新能源裝機(jī)較 2018 年分別增長(zhǎng) 2.4 倍和 2.1 倍，是未來(lái)增長(zhǎng)最快的電源，屆時(shí)非化石能源裝機(jī)占比將超過(guò) 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)左右，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 億千瓦和 3.35 億千瓦。

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

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(guó)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(guó)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%。

圖 3 中長(zhǎng)期電源發(fā)展布局情況

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(lái)看，非化石能源發(fā)電量增長(zhǎng)迅速，2035 年，非化石能源發(fā)電量占總發(fā)電量比重超過(guò) 50%，2050 年達(dá)到 80%。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%。

總體看，核電與新能源的協(xié)調(diào)快速發(fā)展對(duì)中國(guó)能源消費(fèi)結(jié)構(gòu)優(yōu)化貢獻(xiàn)巨大， 2050 年中國(guó)非化石能源消費(fèi)占比超過(guò) 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(guó)持續(xù)攀升的油氣對(duì)外依存度，其中核電與新能源為保障中國(guó)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(zhēng)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(guó)能源電力行業(yè)的高質(zhì)量發(fā)展。

2 核電與新能源協(xié)調(diào)運(yùn)行

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。這使電力系統(tǒng)靈活性調(diào)節(jié)資

源缺乏的問(wèn)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(wèn)題，本文考慮高比例新能源并網(wǎng)帶來(lái)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，對(duì) 2035 年中國(guó)某大區(qū)電網(wǎng)進(jìn)行了模擬分析，模型如圖 5 所示。

從核電機(jī)組調(diào)峰的可行性上看，歐美、日韓及中國(guó)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(guó)核電機(jī)組最小出力可降至約 30% 額定功率。但實(shí)際運(yùn)行中，各國(guó)依照本國(guó)國(guó)情對(duì)核電參與調(diào)峰采取不同策略。中國(guó)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(guò) 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

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 億千瓦時(shí)、2.97 億千瓦時(shí)、2.21 億千瓦時(shí)和 1.95 億千瓦時(shí)。可以看出， 僅改變核電的調(diào)峰深度，無(wú)法完全解決棄風(fēng)棄光問(wèn)題，且調(diào)峰深度等比例增加其所對(duì)應(yīng)的棄風(fēng)棄光改善程度并不線性，而是呈逐漸放緩趨勢(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，主要包括兩方面：一是調(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；二是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(jiàn)表 2。

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。

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(lái)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(guò)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。

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(wàn)元和 1 000 萬(wàn)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 /（千瓦時(shí)）］為參考。在煤電深度調(diào)峰情景下，煤電企業(yè)可通過(guò)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 5 400 萬(wàn)千瓦時(shí)，按照核電 0.43 元 /（千瓦時(shí)）標(biāo)桿上網(wǎng)電價(jià)考慮，增加電量收入約 2 300 萬(wàn)元。若核電企業(yè)將多發(fā)電獲得的 2 300 萬(wàn)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(guò)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，核電廠聯(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(wèn)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(zhǎng)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(lái)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 /（千瓦時(shí)）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。

綜上所述，未來(lái)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?/p>

 3 結(jié)論建議

（1） 核電與新能源作為非化石能源重要的組成部分，未來(lái)將保持高速增長(zhǎng)、協(xié)調(diào)發(fā)展態(tài)勢(shì)，這對(duì)我國(guó)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(guó)核電與新能源裝機(jī)將較 2018 年分別增長(zhǎng) 2.4 倍和 2.1 倍， 是未來(lái)增長(zhǎng)最快的電源，屆時(shí)非化石能源裝機(jī)占比將超過(guò) 55%，成為第一大電源。

（2） 未來(lái)核電仍以東中部地區(qū)布局為主，2035 年全國(guó)核電將達(dá)到 1.5 億千瓦，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(guó)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(guó)核電比重在 70% 以上。

（3） 未來(lái)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(guò)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(guò)市場(chǎng)行為達(dá)到協(xié)調(diào)運(yùn)行。

（4） 現(xiàn)階段，通過(guò)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(guò)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(guó)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，亟需做好調(diào)整核電運(yùn)行方式的技術(shù)儲(chǔ)備。

作者簡(jiǎn)介：

徐志成，博士，國(guó)網(wǎng)能源研究院有限公司高級(jí)研究員。主要研究方向?yàn)槟茉磻?zhàn)略研究、能源電力規(guī)劃、新能源發(fā)電及儲(chǔ)能等。在能源電力核心期刊發(fā)表 SCI、EI 十余篇、授權(quán)發(fā)明專利 5 項(xiàng)，軟件著作權(quán) 6 項(xiàng)。參與政府項(xiàng)目、公司科技項(xiàng)目、管理咨詢項(xiàng)目多項(xiàng)，獲國(guó)網(wǎng)公司科技進(jìn)一等獎(jiǎng) 1 項(xiàng)、軟學(xué)科研究特等獎(jiǎng) 1 項(xiàng)，獲得 2018 年中國(guó)產(chǎn)學(xué)研合作創(chuàng)新成果獎(jiǎng)一等獎(jiǎng)，獲國(guó)網(wǎng)能源研究院科技進(jìn)步獎(jiǎng)多項(xiàng)。