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核電面臨經濟性“大考”

【摘要】:
國家發改委日前發布通知,明確了目前全球技術最先進的三代核電首批項目——廣東臺山核電一期、浙江三門核電一期、山東海陽核電一期的上網電價。但從三個項目0.4350、0.4203、0.4151元/千瓦時的上網電價看,作為未來我國新增核電裝機的主力,三代核電的電價遠高于水電、煤電,接近風電、光伏等新能源。然而,風電、光伏發電成本正在快速下降之中,預計明年上網電價將與煤電相當?;謊災?,即使與新能源相比,核電

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核電面臨經濟性“大考”
 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

  國家發改委日前發布通知,明確了目前全球技術最先進的三代核電首批項目——廣東臺山核電一期、浙江三門核電一期、山東海陽核電一期的上網電價。但從三個項目0.4350、0.4203、0.4151元/千瓦時的上網電價看,作為未來我國新增核電裝機的主力,三代核電的電價遠高于水電、煤電,接近風電、光伏等新能源。然而,風電、光伏發電成本正在快速下降之中,預計明年上網電價將與煤電相當?;謊災?,即使與新能源相比,核電也將不再具備價格競爭力,成為我國主要電源中最貴的品類。

  三代核電首批項目電價“落錘”當天,中國核能行業協會在“中國核能可持續發展論壇”上發布的《我國三代核電經濟性及市場競爭力研究報告》(以下簡稱《研究報告》)指出,三代核電的安全要求更高、投資大、建設工期長,其經濟性及市場競爭力已成為阻礙我國核電發展的重要因素。但據記者了解,面臨發展困境的不止三代核電,而是整個核電行業。

  “核電安全冗余度越來越大,無形中抬高了設備制造、核電機組建造和運行成本,使核電的市場經濟性面臨日趨艱巨的挑戰” 

  《研究報告》預計,首批三代核電——AP1000及EPR項目的上網電價均在0.50元/千瓦時左右,明顯高于國家發改委確定的0.42元/千瓦時左右的上網電價水平。

  中國核能行業協會專家委員會政策研究組組長黃峰在《研究報告》發布會上表示:“我國核電上網電價根據當地煤電標桿電價核定,隨著各地煤電標桿電價的降低,核電機組上網電價也在不斷下降,目前大部分核電機組的上網電價已低于2013年核定的0.43元/千瓦時的標桿電價。所以,這加大了現役核電機組的財務壓力?!笨悸塹健堆芯勘ǜ妗吩ぜ頻納賢緙酆凸曳⒏奈導使嫉納賢緙壑淶牟罹?,新投產的三代核電首批項目將面臨更大的經營壓力。

  電價是電源經濟性的直接體現,核電電價緣何如此之高?

  據介紹,首先是因為電站建設的誤工。公開信息顯示,2017年全球在建的55座核反應堆中,60%面臨工期延誤和預算超支,其中三代核電項目更是“重災區”——芬蘭和法國的EPR項目、美國和中國的AP1000項目,均出現了不同程度的預算超支和工期延誤。

  對此,《研究報告》指出:“三代核電AP1000依托項目和EPR項目都是全球首堆,設計設備驗證周期長,加之設計變更、工期延誤,導致工程費用大幅增加,造價超概算嚴重?!?nbsp;

  除了工期延誤,中電聯專職副理事長魏昭峰認為,不斷提高的標準,也導致了成本增加?!爸圃旃ひ嶄叢映潭炔歡咸岣?,材料標準要求不斷提升,以及核電常規島部分標準遠高于煤電建設標準等情況,導致核電安全冗余度越來越大,無形中抬高了設備制造、核電機組建造和運行成本,使核電的市場經濟性面臨日趨艱巨的挑戰?!?nbsp;

  受訪專家普遍反映,上述工期延誤、標準提升等因素共同導致了核電造價攀升,進而推高了核電的成本電價。

  電規總院和水規總院日前發布的《2016—2017年投產電力工程項目造價情況》顯示,我國5個百萬千瓦級二代改進型核電項目平均造價為12038元/千瓦,11個常規水電項目造價為9352元/千瓦,41個火電項目為3593元/千瓦,而風電和光伏發電分別為7587元/千瓦和7406元/千瓦。核電已經“輸在了起跑線上”。

  “中國經濟和電力供求關系進入新常態,競價上網、限制上網電量等措施的實施,降低了核電利用小時數,影響了企業的經濟效益”

  投資成本不占優勢的核電,也面臨著2015年開始的新一輪電力市場化改革的沖擊與考驗。

  國家能源局副局長劉寶華指出:“核電行業要增強成本意識和市場意識,主動適應電力市場化改革要求,降成本、補短板,提高發展質量和效益,在市場競爭中發展壯大?!?/span>

  但據記者了解,核電在市場中的表現并不盡如人意。近年來,隨著電力工業進入新常態,電力消納“癥”日漸凸顯,核電也結束了滿負荷運行、發電量保障性消納的歷史。

  2015年,全國核電平均利用小時數同比下降437小時,中國核能行業協會當年年底首次披露,遼寧紅沿河核電因消納問題導致降功率運行、?;6?。2016年一季度,遼寧、福建、海南等地的核電項目均出現消納問題,當年全國核電設備平均利用率首次跌破80%。2017年,消納“癥”范圍擴大至廣西等地,全年核電設備平均利用率僅為81.14%。

  發電利用小數的大幅下滑的同時,核電電價也同步出現明顯下降。

  2017年6月,廣西電力交易中心在全國首次將核電納入電力直接交易,交易電價低于核電標桿電價。當年,廣西防城港核電超過七成的電量通過市場交易消納。2017年8月,福建省物價局明確寧德和福清核電的7臺機組執行三個檔位上網電價,新投產機組電價比全國核電標桿電價低0.058元/千瓦時。2017—2018年供暖季,遼寧紅沿河核電以0.18元/千瓦時的上網電價參加遼寧省供暖電力交易。2017年,核電企業全年拿出的市場電量普遍在20%左右,個別省份接近50%。

  對此,魏昭峰表示:“中國經濟和電力供求關系進入新常態,競價上網、限制上網電量等措施的實施,降低了核電利用小時數,影響了企業的經濟效益?!?/span>

  “隨著后續設計固化與優化、設備國產化、建造標準化,近期批量化建設的三代核電項目造價可大幅降低”

  面對不斷提升的安全要求和競爭激烈的電力市場,核電如何實現可持續發展?

  中國工程院院士葉奇蓁指出:“核電企業需加快適應進一步開放競爭的電力市場的新要求,從技術改造更新、降低造價、提高安全運行能力等各方面積極采取應對措施。同時,三代核電批量化、規?;ㄉ?,將推動其經濟性持續提升?!?/span>

  “首批三代核電項目因新技術研發及示范的各種代價等原因,建設成本和單位造價明顯高于二代改進型核電。隨著后續設計固化與優化、設備國產化、建造標準化,近期批量化建設的三代核電項目造價可大幅降低,遠期規?;ㄉ韜蟮娜說縵钅吭詰ノ輝旒酆蛻賢緙凵夏芄恢鴆澆詠慕禿說緄乃??!?nbsp;葉奇蓁說。

  記者從業內人士處了解到,從目前三代核電建設情況看,AP1000和EPR的單位造價大約在6000—7000美元/千瓦,俄羅斯的三代核電VVER約在4000美元/千瓦,中國自主三代技術“華龍一號”預算造價不到2500美元/千瓦。另外,《研究報告》也顯示,1994年投運的大亞灣核電站1、2號機組建成價為40.7億美元,按當時匯率折合人民幣造價為17483元/千瓦。但隨著嶺澳二期、寧德、紅沿河、陽江、福清、方家山、田灣等二代改進型項目國產化率不斷提高,單位造價已降至約12000—13000元/千瓦。

  黃峰也表示,按現行的核電電價條件測算,近期批量化建設的“華龍一號”、CAP1000三代核電上網電價將在0.43元/千瓦時左右。

  《研究報告》預測,遠期規?;ㄉ璧娜說緇槌殺鏡緙塾型檔橢?.40元/千瓦左右,與多數沿海省份目前的煤電標桿電價(含脫硫、脫硝、除塵、超低排放加價)趨近。

  “核電企業需要采取切實有效措施,加強經驗反饋,通過技術創新和管理創新,提高核電經濟性和市場競爭力”

  針對有效保障和提升三代核電經濟性,《研究報告》建議:確保三代核電機組帶基荷滿發運行、完善三代核電電價形成機制、科學把握核電發展節奏、核電企業降低三代核電的投資和運維成本。尤其要在保障三代核電帶基荷運行的基礎上,區分核電的基荷電量電價和市場化電價。對于核電機組在7000小時以內(80%負荷因子)的電量,屬于核電帶基荷運行電量,執行國家核準的核電標桿價格,7000小時以上的電量可執行市場化價格。

  而具體到操作層面,多位參會企業代表認為,在政策護航的前提下,核電降本增效的關鍵,在于技術和管理上的持續創新。

  “核電企業需要采取切實有效措施,加強經驗反饋,通過技術創新和管理創新,提高核電經濟性和市場競爭力?!敝瀉思拋芫砉司?,如不斷優化改進系統設計方案、降低關鍵設備的制造成本、縮短核電項目的建造周期等。

  據華龍國際核電技術有限公司總工程師咸春宇介紹,通過優化運行參數、優化專設安全系統配置、優化應對設計擴展工況措施、優化電源配置、安全殼雙層變單層等技術創新后,經初步測算,可有效提升“華龍一號”經濟性,節省超過5%的工程造價。

  另外,華能集團核電事業部常務副主任張東輝還表示:“投資必須要有效益、發展必須要有市場。未來核電產業能否大規模良性發展,除了核安全這個‘一票否決項’之外,還必須順應電力市場化發展趨勢,參與競價上網和輔助服務?!?/span>

 

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