关于“内陆核电”经济性的思考

刘晓红　张承建

摘 要 核电建设成本高昂，较高的年利用小时数是生存前提。“新电改”要求核电参与系统调峰，对其年利用小时数带来巨大考验。水电发电成本较低，风电等的并网成本也在逐步下降，这些可再生能源的快速发展使得核电在电网调度中已无竞争优势可言。全球煤、气价格的疲软，也进一步使得核电在市场竞争中优势降低。因此，在市场经济条件下，“内陆核电”将不再具有经济优势。

关键词 内陆核电新电改年利用小时数经济性调峰

核电一度被认为是一种安全、经济、可靠的能源，很多发达国家及一些发展中国家曾把核电放在优先发展的地位，法国、美国还曾重点发展“内陆核电”，其比例分别占到该国核电之69%和61.5%，但当今中国发展“内陆核电”，需对其“经济性”予以慎重思考。

一 核电在全球范围内近期发展前景黯淡

核电目前在全球范围内发展前景遇到争议。美国是世界上最早推动核电发展的国家。20世纪60年代，美国核电技术成功地进行了商品化以后原子能委员会曾预言：到2000年，全美会有1000多个反应堆在运行。70年代末，由于120个反应堆订单被取消，反应堆建造的数量逐渐下降。目前，美国共有大约100个商业核反应堆，这些核电机组几乎都是在1967-1990年问建造的。2013年美国核电发电量达到了7902亿千瓦时（约占全美总发电量的五分之一），约占全球核电总量的三分之一，排名全球第一。但美国核电的发展前景并不被业内看好。由于近年来天然气价格暴跌，核电的市场竞争力有所降低。若要保持盈利，核电站的售电价格必须高于每千瓦时0.12美元，而燃气电厂的电价只需达到每千瓦时0.05—0.09美元即可盈利。核反应堆的建设周期至少为10年，造价通常达到数百亿美元，建造燃气电厂仅需2年，造价普遍低于10亿美元，且天然气比较便宜且需求量相对稳定，这些因素使得天然气电在美国获得了快速发展，而核电的发展不再那么迫切。近年来，美国的绿色能源政策主要向风电倾斜，这使得核电未来发展前景更加堪忧。

法国是世界上目前核电份额占比最高的国家，约为73.3%。然而近年法国为推进可再生能源领域均衡发展，通过《能源过渡法案》，提出多项能源发展目标。未来核电装机将维持在现有水平，到2025年，核电占发电总量的比例将降低至50%，因此核电在法国的发展也面临窘境。

核电在中国的发展同样也不容乐观。2014年，全国总发电量为5.4万亿千瓦时，而总装机容量已达到了13.53亿千瓦（负荷因子仅为0.4）。因此相对于电力消耗来说，中国目前的装机容量还是挺高的，没有迫切需求需要通过发展核电来提高装机容量。而且，核电发电量仅为总发电量的2.4%，占比很低。目前，中国的电力结构依然以煤电为主，火电装机容量占到67.3%。可再生能源电力中，水电装机容量最高，占比23%。受低并网价格的吸引，火电、水电发电量稍微提高都将压缩核电的发电量，从而使得核电的发展面临困境。可再生能源发电中，风电和光伏近年在国内取得了快速发展，风电装机容量已占总装机容量7%，光伏占2.3%。而且风电、光伏发电技术成熟，没有核电所面临的安全隐患，随着技术的进步，风电、光伏的并网价格会日趋降低，这都使得核电在风电、光伏面前缺乏市场竞争力。

二 “新电改”对核电的年利用小时数构成重大挑战

高昂的建设成本使得在设计寿命（数十年）内保持较高年利用小时数成为核电实现其经济性的必要条件。出于“核安全”（绝对安全）的考量，第三代核电站的单位投资远比燃煤火电厂要高（是后者的4到10倍）。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，也即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元计，其年发电小时数分别为8000、7500、7000时，对应的内部收益率分别约为19%、14%、9%。由此可见，年发电小时数7000小时（对应的内部收益率9%略高于国企考核指标）是第三代核电机组项目上马的立项前提。年利用小时数每降低500小时，对应的内部收益率降低5%，由此类推年利用小时数分别为6500、6000、5500、5000、4500、4000，所对应的内部收益率分别为4%、-1%、-6%、-11%、-16%、-21%。可见，6500小时（对应的内部收益率4%）成为第三代核电机组基本失去经济性的拐点，低于5500小时（对应的内部收益率-6%）则更将完全丧失经济性。“新版电力体制改革方案”（“新电改”）及其配套文件要求“核电在保证安全的情况下兼顾调峰需要安排发电”，这对核电的年利用小时数形成一大考验。核电参与调峰的国际案例，唯有法国可循①。法国受地理环境限制，没有建立更多抽水蓄能电站的可能性，电网调峰手段有限，惟有让核电站参与调峰。2009年，法国核电机组平均年利用小时数为4160亿度电/6310万千瓦=6593小时。这令法国逐渐降低“核热情”，到2025年，其电网核电占比将降至50%。当前中国，尽管与核电同属电网基荷的燃煤火电在电网中占比超过65%，然而燃煤火电参与电网调峰的幅度相对有限，所以在电力需求最为旺盛的沿海地区，核电已被迫参与调峰——核电设备年平均利用率从2012年的89.5%降为2014年的86.32%，年平均利用小时数则从7838降为7562。据中国核能行业协会发布的数据，2014年四季度红沿河核电站1、2号机组的年利用小时数创下新低，分别降为75.57%和64.25%——仅相当于年利用小时数6612和5628。可见，在沿海地区，“拂面调峰”的第三代核电，与法国核电悄然面临的“经济悬崖”难题同样严峻。

三 “内陆核电”缺乏经济性的几个原因相比沿海地区，以部署第三代核电机组（如AP1000西屋技术）为起点的内陆地区（如湘鄂赣三省）核电（“内陆核电”）更加不具备经济性。其理由主要有如下几条：

1.“内陆核电”盲目上马或将造成千亿度电的弃水电能，以及数亿千瓦风电装机无法运转

在内陆地区，从春汛开始，每次强降水，一直到九、十、十一月（如汉江），都有可能让水电站多发电。在主汛期三至五个月，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”得为汛期三亿千瓦的水电“让路”，径流水电汛期三亿千瓦超发猛发，会逼得“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。盲目上马“内陆核电”，会严重违背电网绿色调度规则，或将造成数千亿度电的弃水电能。

据刚发布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，还可以开发150米上空，其风能资源将超过100亿千瓦——可开发30亿千瓦，每年可以发电10万亿度电。目前大型风能机组每度电发电成本只有0.07—0.09美元，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0.03—0.04美元内（约0.20—0.25元），只有第三代核电0.53元上网电价的不到一半。到了秋冬季，北风呼啸，强风季节到来。秋冬季数亿千瓦风电南下（特高压直流输电），刚好弥补枯水期3—5亿千瓦水电装机的出力不足。盲目上马“内陆核电”，会打压国家发展水能、风能等可再生能源的积极性。

2.第三代核电G模式慢速调峰拥有的市场机会较为有限

2014年底中国已有的3亿千瓦水电装机正在迈向5亿千瓦的新高度，具有电网调峰能力的蓄能水电正在“异军崛起”。抽水蓄能正在迈向一二亿千瓦的征途。作为调峰电源的燃气发电，比肩美国同行5亿千瓦的装机规模，也已列入中国电业规划。而“内陆核电”所推广的APl000核电机组却又完全不是可以做电网快速调峰的主力机组。

十年之后（2025年），“内陆核电”所发电量在电网绿色调度中处境堪忧。“第三代核电”建设期至少长达10年。到2025年，“风水合唱”（冬半年3—5亿千瓦风能、夏半年5亿千瓦水能）在“坚强智能电网”中唱主角的时候，每年弃水弃风电能各自或将高达数千亿度电，“内陆核电”进入电网绿色调度框架会极为困难。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暧季节，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”市场竞争力偏弱。随着“西电东送”和特高压直流输电的发展成熟——在“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（首堆或示范堆电价另订）。世界上大多数国家都在市场化推广核电。“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。

3.“内陆核电”的负荷因子将降至0.5左右

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）、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。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。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（大致上在6300—6800小时之间）；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。

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，而云南仅有2800。预计2015年云南会逼近2000（2015年上半年云南燃煤火电厂只利用了982小时），湖南、湖北会逼近3000。根据法国电业的数据来类推（将云南燃煤火电厂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），“中国内陆核电”年利用小时数仅为3250到3900，远低于4380——其负荷因子岌岌可危地逼近0.5。电力规划专家战略预测2050年火电热力机组年利用小时数大约在2000小时（负荷因子0.23）。未来中国电力市场或许具有与当今业界完全迥异的电业新特性，将对核电经济性构成重大挑战。

当前只发电不供热的生物质直燃发电项目连年亏损累累，全行业“整体陨落”——已装机的近1000多万千瓦唯有做城乡工业供热改造才能改善其经济性，或改造为“生物航油工厂”（每吨2到4万元不等）方有“一线转机”。然而，“内陆核电”难以通过对外工业供热项目以改善其盈利能力。

而且，全年365天中，国家法定休息日已高达114—120天（地方节假日另计）。法定休息日社会用电量超低，电网接收核电所发出的电量会很有限。每到节假日，特别是长假、“年关”，都是核电厂最难熬的时候。电网夜间处于用电低谷，无法消纳核电厂所发出的电量。对电网而言，核电站即使是慢速调峰G模式（12—3-6-3），同样会发出（夜间低谷）无效电量，导致核电机组相当于每天6到8小时运转无用。

四 结论

发展核电站，在环境安全与能源战略之外，市场也是决定性因素之一。核电高昂的建设成本使得保持较高年利用小时数是其实现经济运行的必要条件。然而“新电改”或“电业新政”对核电提出了调峰要求，使得其年利用小时数受到极大考验。水电发电成本低，随着西南地区大型水电工程的上马实施，系统调度时对核电需求降低。风电等可再生能源并网成本也在日趋下降，外加全球原煤、天然气价格疲软，这都使得论证上马“内陆核电”仍需慎重。