關于“內陸核電”經濟性的思考

劉曉紅　張承建

摘 要 核電建設成本高昂，較高的年利用小時數是生存前提。“新電改”要求核電參與系統調峰，對其年利用小時數帶來巨大考驗。水電發電成本較低，風電等的并網成本也在逐步下降，這些可再生能源的快速發展使得核電在電網調度中已無競爭優勢可言。全球煤、氣價格的疲軟，也進一步使得核電在市場競爭中優勢降低。因此，在市場經濟條件下，“內陸核電”將不再具有經濟優勢。

關鍵詞 內陸核電新電改年利用小時數經濟性調峰

核電一度被認為是一種安全、經濟、可靠的能源，很多發達國家及一些發展中國家曾把核電放在優先發展的地位，法國、美國還曾重點發展“內陸核電”，其比例分別占到該國核電之69%和61.5%，但當今中國發展“內陸核電”，需對其“經濟性”予以慎重思考。

一 核電在全球范圍內近期發展前景黯淡

核電目前在全球范圍內發展前景遇到爭議。美國是世界上最早推動核電發展的國家。20世紀60年代，美國核電技術成功地進行了商品化以后原子能委員會曾預言：到2000年，全美會有1000多個反應堆在運行。70年代末，由于120個反應堆訂單被取消，反應堆建造的數量逐漸下降。目前，美國共有大約100個商業核反應堆，這些核電機組幾乎都是在1967-1990年問建造的。2013年美國核電發電量達到了7902億千瓦時（約占全美總發電量的五分之一），約占全球核電總量的三分之一，排名全球第一。但美國核電的發展前景并不被業內看好。由于近年來天然氣價格暴跌，核電的市場競爭力有所降低。若要保持盈利，核電站的售電價格必須高于每千瓦時0.12美元，而燃氣電廠的電價只需達到每千瓦時0.05—0.09美元即可盈利。核反應堆的建設周期至少為10年，造價通常達到數百億美元，建造燃氣電廠僅需2年，造價普遍低于10億美元，且天然氣比較便宜且需求量相對穩定，這些因素使得天然氣電在美國獲得了快速發展，而核電的發展不再那么迫切。近年來，美國的綠色能源政策主要向風電傾斜，這使得核電未來發展前景更加堪憂。

法國是世界上目前核電份額占比最高的國家，約為73.3%。然而近年法國為推進可再生能源領域均衡發展，通過《能源過渡法案》，提出多項能源發展目標。未來核電裝機將維持在現有水平，到2025年，核電占發電總量的比例將降低至50%，因此核電在法國的發展也面臨窘境。

核電在中國的發展同樣也不容樂觀。2014年，全國總發電量為5.4萬億千瓦時，而總裝機容量已達到了13.53億千瓦（負荷因子僅為0.4）。因此相對于電力消耗來說，中國目前的裝機容量還是挺高的，沒有迫切需求需要通過發展核電來提高裝機容量。而且，核電發電量僅為總發電量的2.4%，占比很低。目前，中國的電力結構依然以煤電為主，火電裝機容量占到67.3%。可再生能源電力中，水電裝機容量最高，占比23%。受低并網價格的吸引，火電、水電發電量稍微提高都將壓縮核電的發電量，從而使得核電的發展面臨困境。可再生能源發電中，風電和光伏近年在國內取得了快速發展，風電裝機容量已占總裝機容量7%，光伏占2.3%。而且風電、光伏發電技術成熟，沒有核電所面臨的安全隱患，隨著技術的進步，風電、光伏的并網價格會日趨降低，這都使得核電在風電、光伏面前缺乏市場競爭力。

二 “新電改”對核電的年利用小時數構成重大挑戰

高昂的建設成本使得在設計壽命（數十年）內保持較高年利用小時數成為核電實現其經濟性的必要條件。出于“核安全”（絕對安全）的考量，第三代核電站的單位投資遠比燃煤火電廠要高（是后者的4到10倍）。第三代核電技術，目前在歐洲的工程造價已嚴重超支——高達每千瓦7000美元，也即4萬元人民幣以上。在國內，即使第三代核電機組工程造價能控制住，并大幅度降低到每千瓦1.6萬元，按每度電標桿電價0.43元計，其年發電小時數分別為8000、7500、7000時，對應的內部收益率分別約為19%、14%、9%。由此可見，年發電小時數7000小時（對應的內部收益率9%略高于國企考核指標）是第三代核電機組項目上馬的立項前提。年利用小時數每降低500小時，對應的內部收益率降低5%，由此類推年利用小時數分別為6500、6000、5500、5000、4500、4000，所對應的內部收益率分別為4%、-1%、-6%、-11%、-16%、-21%。可見，6500小時（對應的內部收益率4%）成為第三代核電機組基本失去經濟性的拐點，低于5500小時（對應的內部收益率-6%）則更將完全喪失經濟性。“新版電力體制改革方案”（“新電改”）及其配套文件要求“核電在保證安全的情況下兼顧調峰需要安排發電”，這對核電的年利用小時數形成一大考驗。核電參與調峰的國際案例，唯有法國可循①。法國受地理環境限制，沒有建立更多抽水蓄能電站的可能性，電網調峰手段有限，惟有讓核電站參與調峰。2009年，法國核電機組平均年利用小時數為4160億度電/6310萬千瓦=6593小時。這令法國逐漸降低“核熱情”，到2025年，其電網核電占比將降至50%。當前中國，盡管與核電同屬電網基荷的燃煤火電在電網中占比超過65%，然而燃煤火電參與電網調峰的幅度相對有限，所以在電力需求最為旺盛的沿海地區，核電已被迫參與調峰——核電設備年平均利用率從2012年的89.5%降為2014年的86.32%，年平均利用小時數則從7838降為7562。據中國核能行業協會發布的數據，2014年四季度紅沿河核電站1、2號機組的年利用小時數創下新低，分別降為75.57%和64.25%——僅相當于年利用小時數6612和5628。可見，在沿海地區，“拂面調峰”的第三代核電，與法國核電悄然面臨的“經濟懸崖”難題同樣嚴峻。

三 “內陸核電”缺乏經濟性的幾個原因相比沿海地區，以部署第三代核電機組（如AP1000西屋技術）為起點的內陸地區（如湘鄂贛三省）核電（“內陸核電”）更加不具備經濟性。其理由主要有如下幾條：

1.“內陸核電”盲目上馬或將造成千億度電的棄水電能，以及數億千瓦風電裝機無法運轉

在內陸地區，從春汛開始，每次強降水，一直到九、十、十一月（如漢江），都有可能讓水電站多發電。在主汛期三至五個月，按照可再生能源法與電網綠色調度法規，電網必須消納水電，“內陸核電”得為汛期三億千瓦的水電“讓路”，徑流水電汛期三億千瓦超發猛發，會逼得“內陸核電”無路可走。電力專家稱，隨著西部地區超級水電項目開發的落地實施，每年棄水電能或將高達上千億度電。盲目上馬“內陸核電”，會嚴重違背電網綠色調度規則，或將造成數千億度電的棄水電能。

據剛發布的中國風能資源報告，中國70米上空，風能資源為50億千瓦——可開發15億千瓦，每年可以發電5萬億度電。目前的技術，還可以開發150米上空，其風能資源將超過100億千瓦——可開發30億千瓦，每年可以發電10萬億度電。目前大型風能機組每度電發電成本只有0.07—0.09美元，唯有并網成本高居不下，但這只是暫時的。未來風電并網之后的總成本可以控制在0.03—0.04美元內（約0.20—0.25元），只有第三代核電0.53元上網電價的不到一半。到了秋冬季，北風呼嘯，強風季節到來。秋冬季數億千瓦風電南下（特高壓直流輸電），剛好彌補枯水期3—5億千瓦水電裝機的出力不足。盲目上馬“內陸核電”，會打壓國家發展水能、風能等可再生能源的積極性。

2.第三代核電G模式慢速調峰擁有的市場機會較為有限

2014年底中國已有的3億千瓦水電裝機正在邁向5億千瓦的新高度，具有電網調峰能力的蓄能水電正在“異軍崛起”。抽水蓄能正在邁向一二億千瓦的征途。作為調峰電源的燃氣發電，比肩美國同行5億千瓦的裝機規模，也已列入中國電業規劃。而“內陸核電”所推廣的APl000核電機組卻又完全不是可以做電網快速調峰的主力機組。

十年之后（2025年），“內陸核電”所發電量在電網綠色調度中處境堪憂。“第三代核電”建設期至少長達10年。到2025年，“風水合唱”（冬半年3—5億千瓦風能、夏半年5億千瓦水能）在“堅強智能電網”中唱主角的時候，每年棄水棄風電能各自或將高達數千億度電，“內陸核電”進入電網綠色調度框架會極為困難。而在過渡季節，各地電網用電負荷又大幅度下降。好不容易等到冬春季采曖季節，燃煤熱電機組5億千瓦（2015年底超過3億千瓦）頂上來，加上北風超發，電網低谷消納更加吃不消。面對燃煤熱電機組的低電價傾銷（可以通過采暖價格上調來保本），“內陸核電”市場競爭力偏弱。隨著“西電東送”和特高壓直流輸電的發展成熟——在“新電改”完成之后，買方市場可以接受的國內核電標桿電價不會高于0.43元（首堆或示范堆電價另訂）。世界上大多數國家都在市場化推廣核電。“湘鄂贛三省”以及內陸地區其他省份，經濟實力上遠遠不如沿海地區，也沒有富裕的沿海地區省份那么多的財政余力可以做核電標桿電價高補貼。

3.“內陸核電”的負荷因子將降至0.5左右

高利用小時數（負荷因子0.9上下）是第三代核電機組實現其經濟性的最大倚仗。然而，身為“二次能源”的電力商品完全是同質化的。隨著技術進步帶來的風電并網成本的大幅度降低，以及全球動力煤的價格疲軟（每噸動力煤五六十美元）、全球天然氣價格的下跌，各類電廠發電成本已然實現了大幅度下降。美國基荷核電負荷因子高達0.9。法國核電參與調峰，平均負荷因子降低到0.75。法國在電網調度管理上，實行按邊際成本高低調度原則，大致上核電年平均有效利用小時數為6500小時（大致上在6300—6800小時之間）；擁有調節庫容的儲能水電為2000—3000小時；油電機組200—300小時；煤電機組為4000—5000小時。可見，在法國，對比年利用小時數，核電機組為燃煤火電廠的1.3—1.625倍。

據中電聯統計，2014年中部地區的湖南、湖北，燃煤火電廠年利用小時數約3400，而云南僅有2800。預計2015年云南會逼近2000（2015年上半年云南燃煤火電廠只利用了982小時），湖南、湖北會逼近3000。根據法國電業的數據來類推（將云南燃煤火電廠2000小時乘以1.625倍，或者湖南燃煤火電廠3000小時乘以1.3倍），“中國內陸核電”年利用小時數僅為3250到3900，遠低于4380——其負荷因子岌岌可危地逼近0.5。電力規劃專家戰略預測2050年火電熱力機組年利用小時數大約在2000小時（負荷因子0.23）。未來中國電力市場或許具有與當今業界完全迥異的電業新特性，將對核電經濟性構成重大挑戰。

當前只發電不供熱的生物質直燃發電項目連年虧損累累，全行業“整體隕落”——已裝機的近1000多萬千瓦唯有做城鄉工業供熱改造才能改善其經濟性，或改造為“生物航油工廠”（每噸2到4萬元不等）方有“一線轉機”。然而，“內陸核電”難以通過對外工業供熱項目以改善其盈利能力。

而且，全年365天中，國家法定休息日已高達114—120天（地方節假日另計）。法定休息日社會用電量超低，電網接收核電所發出的電量會很有限。每到節假日，特別是長假、“年關”，都是核電廠最難熬的時候。電網夜間處于用電低谷，無法消納核電廠所發出的電量。對電網而言，核電站即使是慢速調峰G模式（12—3-6-3），同樣會發出（夜間低谷）無效電量，導致核電機組相當于每天6到8小時運轉無用。

四 結論

發展核電站，在環境安全與能源戰略之外，市場也是決定性因素之一。核電高昂的建設成本使得保持較高年利用小時數是其實現經濟運行的必要條件。然而“新電改”或“電業新政”對核電提出了調峰要求，使得其年利用小時數受到極大考驗。水電發電成本低，隨著西南地區大型水電工程的上馬實施，系統調度時對核電需求降低。風電等可再生能源并網成本也在日趨下降，外加全球原煤、天然氣價格疲軟，這都使得論證上馬“內陸核電”仍需慎重。