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核电:经济发展与低碳电力需求悖论的解决途径
核电的碳排放
一般认为核电是零排放的,主要是指核电的能量来自核裂变,即在核电运营过程中无温室气体的排放,但是如果利用生命周期分析方法(1ifecycleanalysis,LCN)从核电的核燃料生产、消耗、核电链的建设过程、核电链的生产过程等一个完整的能源生产的燃料循环链的角度考虑,核电存在温室气体排放[8]。在未计入退役环节与材料运输环节排放量的情形下,计算得出核电链总温室气体排放系数为13.71g.C02/kwh,其中核电建设期间造成的温室气体的主要因素是水泥、碳钢、铜和合金钢,此估算值在国外研究核电链排放8—59g.C02/kwh范围内。而另一项研究[9]表明我国煤电链的温室气体排放要高于核电链两个数量级,达到1300g.C02/kwh。
如果只考虑直接的排放,而不是从全寿命周期来估算核电与煤电的碳排放,那么同等装机容量下,以1300W装机为例,煤电的C02、S02等温室气体排放量每年合计大约为990万吨,而核电没有温室气体的排放。
核电:低碳基荷电源的主要选择
低碳的新能源近年来发展迅速,但同时,新能源在开发、输送、入网和利用过程中的技术障碍己成为大规模风电、光伏发电进一步发展的最大瓶颈。现阶段需要解决风电、光伏发电过程的间歇性、不稳定性、不可调性和不可控性与用户连续不问断用电之间的矛盾,开发大容量的储能装置。
作为低碳发电主力的水电装机容量占全国电力装机容量一直维持在20-24%左右,2006年世界平均水平为19%,我国水电装机比例高出世界平均水平1.36个百分点。但在目前的水电装机中,调节性能差的径流式或不完全年调节电站比重过大,可调节的水电容量比重偏小,调节能力不足造成水电在电网中发挥的作用不充分,季节性电能的消纳成为亟待解决的问题。截至2008年底,我国累计建成239个风电场,总装机达到1217万千瓦,约占全国总装机容量的0.56%,另有1230万千瓦项目批复在建。但值得注意的是,在1200多万KW的装机容量当中仅有800多万KW实现了正常的发电,,1/3处于不发电或者是发电不
能上网的闲置状态。除核心技术缺失外,风电发展中还面临着大规模、高集中开发和远距离、高电压输送的问题,间歇性、随机性的电源特性也给电网带来了很多技术和经济难题,包括系统调峰调频问题、电网适应性问题、电压控制问题、安全稳定问题等。
由此可见在低碳电源中,由于技术或者规划等原因,我国的水电和风电都存在电力消纳或电源本身固有的问题,因此另一主要低碳电源一核电近年来发展迅猛。核能发电在保障能源安全、提高供电可靠度、降低整体发电成本、稳定国内电价起到重要作用。至2008年底,已有11台核电机组投入商业运行,总装机容量907.82万千瓦,占全国电力总装机量的1.15%。年发电量占全国总发电量的2.02%;已核准建设的核电机组达到24个,装机容量2540万千瓦,其中开工建设土3台,装机容量1335万千瓦。即便如此,我国核电装机比世界平均水平低土5个百分点。
计入外部成本的平准化核电与煤电经济性比较
核电与其他电源,特别是煤电的经济性比较是电源规划的重要内容。与煤电相比,核电建设具有一次性投资大,建造周期长的特点。我国电力行业通常使用的评价指标是单位造价和电价,但单位造价指标未计入了运营费用,结果导致了我国水电与新能源发展的长期滞后。而作为综合性指标的电价,由于国内电价定价机制不统一,上网电价测算中过多附带财务条件,以及以清偿性分析代替盈利性分析、甚至政策因素影响,致使电价很难用于对经济性的评价[10]。因此有必要建立在传统经济评价方法基础上,建立比较口径一致、计入碳减排等外部成本的、反映各类电源真实成本的新评价体系。
修正后的核电建成价格
考虑建设期内造价浮动(escalation)和融资成本等影响,将核电站的造价分为基础价格(basecost)、隔夜价格(overnightcost)和建成价格(totalcost)。所谓基础价,是以基准时间确定的投资总额,即以计价当期的建筑安装成本、工程材料、设计和工程服务费用估算的核电厂的总造价。隔夜价格是在基础价的基础上考虑逐年物价浮动的建设造价总金额,包括业主费用(一般为基础价[拘20%左右)以及工程应急费,即工程建设筹措资金的总额。供货合同、承包商的建筑安装工程合同以隔夜价为准。与基础价相比隔夜价更具实际意义。建成价格是隔夜价格与建设期内产生的融资成本之和。建成价直接影响发电成本、电价水平及发电厂的经济效益。图4表示了核电不同种类造价的构成。
图4核电建成价格构成
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