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我国三代核电经济性问题研究与建议

北极星电力网新闻中心  来源:中国能源报  作者:黄峰 岳林康  2019/7/31 8:39:02  我要投稿  
所属频道: 核电   关键词: 三代核电 核电 上网电价

北极星核电网讯:三代压水堆作为我国新建核电的主力堆型,其经济性及市场竞争力受到行业内外广泛关注。我们通过分析核电成本组成、核电技术经济特点、现行核电电价政策以及核电所面临的新的市场环境,并结合已建成核电项目工程造价分析,对我国核电经济竞争力进行相关测算和研究,提出了提高我国三代核电经济性、促进三代核电发展的相关政策建议。

我国核电发展现状及展望

截至2018年12月底,我国在运核电机组44台,装机容量达到4464.516万千瓦,仅次于美国、法国,位于世界第三;在建核电机组13台,总装机容量1403万千瓦,在建规模及三代核电在建规模均保持全球第一。以“华龙一号”示范项目开工和CAP1400技术的成功研发为标志,我国成为继美国、法国、俄罗斯等核电强国后又一个拥有自主三代核电技术和全产业链的国家,尤其2018年以来,我国陆续投产多台三代核电机组。此外,在高温气冷堆、快堆与小堆技术领域,也开展了自主研发。

而且,我国形成了支撑每年新开工8至10台核电机组建设的装备制造产能,在工程建设和核电运营方面积累了丰富经验,在核燃料供应上保障了核电发展的需要。核电“走出去”方面,自主三代“华龙一号”已在巴基斯坦开工建设,与阿根廷、英国、罗马尼亚、土耳其、南非等国家的进一步深入合作也正在进行中。

我国二代核电批量建成安全运行。以大亚湾核电站一号机组商运为标志,我国开始了以大型压水堆为主要技术路线的核电站建设历程,最高时实现了年开工12台,年在建规模32台的国内安全建造记录。我国累计开工建设二代及二代改进型压水堆核电机组43台,目前该类型机组建设已近尾声。我国核电运营业绩保持全球领先:保持了全球压水堆机组最长安全运行纪录,至今未发生2级及以上运行事件,核电厂未对周围环境带来不良影响,运行核电机组WANO(世界核电营运者协会)性能指标保持国际先进水平。

AP系列型号完成引进消化吸收工作,成功自主研发CAP1400。2006年,我国引进美国西屋公司AP1000三代非能动核电技术,目前其技术转让和分许可授权转让工作基本完成。2018年以来三门、海阳4台AP1000依托项目核电机组已全部投入商运。在消化吸收AP1000基础上,我国全面掌握了三代非能动核电技术,在国家科技重大专项支持下开展了大量设计和试验研究、设备研制、安全评审,并按照福岛事故后的新要求,形成了具有自主知识产权的大型先进压水堆型号“国和一号”(CAP1400)。

自主“华龙一号”示范工程建设顺利。“华龙一号”是我国研发的具有完全自主知识产权的三代百万千瓦级压水堆核电技术。目前,福清核电站5、6号机组和防城港3、4号机组在建,各里程碑节点进展顺利,福清5、6号机组和防城港3号机组均已进入设备安装环节。2014年起,中核集团与中广核联合组建华龙国际核电技术有限公司,形成了统一的华龙一号堆型设计方案,实现了平台统一。2019年1月30日,采用“华龙”技术的广东惠州太平岭核电、福建漳州核电项目获得国务院核准,有望年内开工。

台山核电1号机成为全球首个投运的EPR核电机组。EPR是由法国法玛通公司和西门子公司联合开发的第三代压水堆核电技术,我国于2007年引入该技术建设台山核电站。台山核电站一期由法国电力公司与阿海珐、中广核共同合作建设,目前1号机组已投产,2号机组有望于年内投产。

三代核电有较大发展空间。与二代核电机组相比,三代核电机组采用了诸多技术创新与改进,机组的设计寿命由40年延长到60年,电厂可利用率由85%提高到90%以上。我国要实现2020年及2030年非化石能源的占比目标,需进一步加快清洁能源逐步替代化石能源力度,真正建设起清洁低碳、安全高效、多元化的现代能源体系。考虑到可再生能源的波动性、间歇性和季节性特点,以及电价和输变电价格等因素,核电电能质量高,供应稳定,具有带电网基荷的优势。国内相关能源咨询机构研究预测,2035年我国核电规模有可能达到1.5—1.8亿千瓦。未来伴随着三代核电技术标准化的完善和国产化率的不断提高,三代核电“走出去”也将拥有较好的市场空间。

核电成本组成、技术经济特点及电价政策

核电站的发电成本包括投资建设、财务、燃料、运行和维护、乏燃料处置以及退役等成本。因为核电站技术难度大、安全要求高、建设周期长,单位投资造价较高,在度电单位成本中占比较高;核电站建设投资额大且工期较长,还贷期一般15年,财务成本也很高;核电燃料成本占比相对较低,而固定成本占比达70%左右;运行维护成本包括大修理费、工资及福利、材料费、核事故应急准备费及其他费用;核燃料循环后端中乏燃料处置成本属于核电特有成本,乏燃料处理处置基金的征收、使用和管理按照国家相关文件执行;目前核电厂退役基金的提取总额为核电厂建设工程固定资产原值(相当于固定价)的10%,从核电厂投产后第一年开始平均提取,直至计算期末。

核电具有独特的技术经济特点。核电不产生有害气体,不排放二氧化碳,放射性气体液体均控制在国家标准允许水平以下,因此具有可再生能源的低碳属性。同时,核电在一个燃料循环周期所需要的燃料相对固定,核燃料燃耗不充分同样会产生铀资源浪费。另外,核电设备技术复杂,具有固定成本高、投资回收期长、负荷因子影响显著等特点,因此其经济性只有在较高的利用小时数下才能得到充分体现。从技术、经济和安全角度分析,核电带基荷运行,有利于最大程度发挥其环保减排优势、促进清洁能源利用;可以提高燃料利用效率。在运行过程中频繁升降功率会导致燃料燃耗不充分而产生资源浪费,同时增加放射性废物处理成本;维持反应堆堆芯输出功率的相对稳定,避免调节系统频繁动作,可降低控制人员操控频率与难度,降低引发运行事件的概率。国际上大多数核电国家将核电机组作为基础负荷,一般不参与电网负荷调节,核电电价具备一定竞争力。

我国核电定价政策经历了演变。2013年以前,我国已建核电站上网电价基本采用“一事一议”、“一厂一价”,以“成本加合理利润”为原则的定价方式,先后采用还本付息电价、经营期电价、本利浮动电价等测算方法。2013年以后,随着电改不断深化,核电定价机制形成了标杆电价和“标杆电价+市场定价”两种模式。2013年6月,我国明确对新建核电机组实行标杆上网电价政策,核定全国核电标杆上网电价为每千瓦时0.43元;核电标杆上网电价高于所在地燃煤机组标杆上网电价(含脱硫、脱硝加价,下同)的地区,新建核电机组投产后执行当地燃煤机组标杆上网电价;核电标杆上网电价低于核电机组所在地燃煤机组标杆上网电价的地区,承担核电技术引进、自主创新、重大专项设备国产化任务的首台或首批核电机组或示范工程,上网电价可在标杆电价基础上适当提高。2016年开始,核电参与电力市场改革,参与地方电力直接交易的核电机组,其上网电价分为两部分,即原核准上网电价(保障内电量)和市场化上网电价(保障外电量)。

三代核电身处的市场环境发生变化。首先,近年来,随着全国电力供需情况从供应偏紧转向平衡有余,部分地区出现过剩的情况,国内部分在运核电机组不同程度地出现降负荷运行、核电设备利用小时数减少(见图1)。如2017年,辽宁、海南、广西等地,实际发电量只达到可发电能力的68.61%、77.5%、83.45%。

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其次,我国核电上网电价系根据当地煤电标杆电价核定。2013年核电0.43元/每千瓦时标杆电价出台之时,其标杆电价水平低于当时绝大多数有核省份(市、区)燃煤机组标杆电价(除辽宁省),有关省份平均煤电上网电价为0.4573元/千瓦时。此后,国家价格主管部门数次下调燃煤火电标杆电价水平,尤其2013年以来,全国各省份煤电上网标杆电价(含脱硫、脱硝和除尘电价)持续下调(见表2)。2018年,各省执行的实际核电标杆电价已比0.43元/千瓦时有了大幅降低。除现役核电机组财务压力加大外,三代核电首批项目投产后将面临更大经营压力。

我国正在深化电力体制改革。从市场交易电量及市场化比率来看,核电企业市场化程度呈现逐年增加的趋势,在运核电面临计划电量下调和市场竞价的双重压力。根据2016年-2018年我国各核电站参与市场交易情况(见表3),部分省区核电部分电量竞价上网时,已出现成本与电价成本倒挂的情况。部分省份在深化电改过程中,指令性下调核电计划电量在内的上网电价,使核电电价进一步降低。

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核电电价与当地煤电上网标杆电价挂钩有明显不合理因素。由于受煤炭运输距离的影响,同时燃料成本占发电成本比例较大,导致不同地区煤电发电成本和标杆电价差异较大。而核电成本中固定成本占比较大,与项目所在区域关联不大;除厂址相关部分外,核电标准化建造及运维成本也趋于稳定、燃料成本低,受地域和运输成本影响较小。

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