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(2)电网夜间并不需要核电所发电量——每天6到8 小时核电机组运转无用;即使是G模式(12—3—6—3),同样会无效地发出对电网而言完全无用的电量。
(3)在内陆地区,从春汛开始,每次强降水,一直到九、十月,都有可能让水电站多发电。在主汛期三五个月,按照可再生能源法与电网绿色调度法规,电网必须消纳水电,“内陆核电”得为汛期三、五亿千瓦的水电“让路”!中国水电已达3亿千瓦,今后会达到5亿千瓦,未来新的水电技术甚至有可能达到10亿千瓦。径流水电汛期三、五亿千瓦超发猛发,逼得“内陆核电”无路可走!电力专家称,随着西部地区超级水电项目开发的落地实施,每年弃水电能或将高达上千亿度电。
(4)到了秋冬季,北风呼啸,强风季节到来!刚刚出来的中国风能资源报告,中国70米上空,风能资源为50亿千瓦——可开发15亿千瓦,每年可以发电5万亿度电!目前的技术,还可以做到150米上空以上来开发风电,风能资源将超过100亿千瓦——可开发30亿千瓦,每年可以发电10万亿度电!秋冬季数亿千瓦风电南下(特高压直流输电),更加逼得“内陆核电”无路可逃!目前大型风能机组每度电发电成本只有7到9分钱,唯有并网成本高居不下,但这只是暂时的!未来风电并网之后的总成本可以控制在0.25元以内,只有核电0.53元上网电价的不到一半!
(5)到了冬春季采暖季节,燃煤热电机组5亿千瓦(2015年底已超过3亿千瓦)顶上来,电网低谷消纳更加吃不消!
(6)美国基荷核电负荷因子高达0.9,法国核电参与调峰——平均负荷因子降低到0.75,中国辽宁红沿河核电站2号机组负荷因子只有0.64 。
(7)法国在电网调度管理上,实行按边际成本高低调度原则,大致上——核电年平均有效利用小时数为6500小时;拥有调节库容的储能水电为2000-3000小时;油电机组200-300小时;煤电机组为4000-5000小时。可见,在法国,对比年利用小时数,核电机组为燃煤火电厂的1.3—1.625倍。
(8)可以反推出中国“内陆核电”未来将面临的超低负荷因子——危危可及地逼近0.5(年利用小时数低于4500小时)。根据中电联统计,2014年中部地区的湖南、湖北,燃煤火电厂年利用小时数约3400小时,而云南仅有2800小时。预计2015年会更低,云南更会逼近2000小时,已然几乎类似于德国那样成为“电力储备”。(与2014年上半年同期相比, 云南燃煤火电厂利用小时数只有982小时(竟然下降了620小时))。预计湖南湖北的燃煤火电厂年利用小时数逼近3000小时。按照法国电业“大数据”来类推,按照云南燃煤火电厂2000小时乘以1.625倍、或者湖南燃煤火电厂3000小时乘以1.3倍,显然“内陆核电”年利用小时数仅为3250小时到3900小时,远低于4380小时——其负荷因子危危可及地逼近0.5。
(9)高利用小时数(负荷因子0.9上下)是第三代核电机组实现其经济性的最大倚仗。然而,身为“二次能源”的电力商品完全是同质化的。随着技术进步带来的风电并网成本的大幅度降低,以及全球动力煤的价格疲软(每吨动力煤五六十美元),以及全球天然气价格的下跌,各类电厂发电成本已然实现了大幅度下降。在全球能源电力行业日益向下的过程中,类似美国电业那样,也许全世界核电厂的寒冷冬季就在不远的前方。
(10)第三代核电技术,目前在欧洲的工程造价已严重超支——高达每千瓦7000美元之高(每千瓦4万元人民币以上)。在国内即使第三代核电机组工程造价能控制住,并大幅度降低到每千瓦1.6万元、按每度电标杆电价0.43元,年发电小时数分别为7000、7500、8000小时,对应的内部收益率约为9%、14%、19%。很显然,年发电小时数6500小时对应的内部收益率约为4%。年发电小时数6000小时对应的内部收益率约为-1%。年发电小时数5500小时(如红沿河核电站2号机组)对应的内部收益率约为-9%。年发电小时数4500小时(中部三省“内陆核电”)对应的“内陆核电项目”内部收益率约为-19%。年发电小时数4000小时(“内陆核电大跃进”)对应的“内陆核电项目”内部收益率约为-24%。也许有人说,国内核电标杆电价为0.53元,时下经济性不足为虑。 “新电改”完成之后,买方市场可以接受的国内核电标杆电价不会高于0.43元。随着“西电东送”和特高压直流输电的发展成熟。“内陆核电”作为电网基荷电源的核心是:上网电价比其他能源低——而随着热价调整,采暖期燃煤热电机组的上网电价可以低至每度电0.23元。每度电0.23元的这个电价真可以让“内陆核电”狠狠撞墙!
风能(冬半年)、水能(夏半年)在“坚强智能电网”中唱主角的时候,根本就没“内陆核电”什么事!每年弃水弃风电能高达数千亿度电,(大半年晃一晃)“内陆核电”一边歇着去吧!而在过渡季节,各地电网用电负荷又大幅度下降!好不容易等到冬春季采暖季节,燃煤热电机组5亿千瓦(2015年底超过3亿千瓦)顶上来,加上北风超发,电网低谷消纳更加吃不消!面对燃煤热电机组的低电价倾销(可以通过采暖价格上调来保本),“内陆核电”已然完全丧失市场竞争力!最后呢,唯有电网调峰可以获得一点市场空间,别忘了中国在不久的未来其水电装机容量高达5亿千瓦(具有电网调峰能力的蓄能水电也迟早会“异军崛起”)——而“内陆核电”所推广的AP1000核电机组却又完全不是可以做电网调峰的主力机组——核电机组作电网调峰会徒然数倍增加安全隐患,意味着导致核泄的风险徒增!所以就连这么一点点电网调峰的市场空间,也必然被本地化的水电站扩机、抽水蓄能、天然气调峰电站等调峰电源群所“挤走”,而大陆地区燃气发电未来装机容量也将可达5亿千瓦,抽水蓄能正在迈向一二亿千瓦的征途!最后,湘鄂赣三省以及内陆地区其他省份,经济实力上远远不如沿海地区,也没有富裕的沿海地区省份那么多的财政余力可以做核电标杆电价高补贴。世界上大多数国家都在市场化推广核电(如英国),眼睁睁看着弃水弃风弃光数千亿度电,“内陆核电”妄想数十年长期拿电价补贴行不通,道理上也完全说不过去!
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