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核電發展在“穩”中提升經濟性

崔曉利

（能源情報研究中心）

    核電能量密集，在碳減排上表現出色。2019年我國核電裝機量已達4874萬千瓦，發電量3487億千瓦時，為穩定可靠的基荷電源。這個金秋9月，核電頻傳利好。

    9月28日，我國三代核電自主化標志性成果“國和一號”發布。往前看，9月2日國務院常務會議核準采用“華龍一號”自主三代核電技術的海南昌江核電二期工程和浙江三澳核電一期工程。9月4日，“華龍一號”全球首堆福清核電5號機組裝料，“華龍一號”海外首堆巴基斯坦卡拉奇核電K-2機組熱試成功。

    我國兩種自主三代核電技術“華龍一號”和“國和一號”邁出堅實步伐。未來核電發展中，自主三代核電技術將成為規模化建設主力。

    核電安全性要求極高，投資成本高，回報周期長。核電運行中，燃料成本占比小，度電成本較為穩定。近年來，煤電標桿電價歷次下調，風、光等新能源發電投資成本下降，上網電價也已趨于平價。與傳統化石能源及新能源相比，核電的度電成本優勢在減弱。

    核電上網電價也在下調。2013年核電開始實行上網標桿電價政策，視情況參照燃煤上網電價或單獨核定。2017年福建寧德3號機組、福清2號機組含稅上網電價調整為0.4055元/千瓦時，寧德4號機組、福清3號機組調整為0.3717元/千瓦時。這與之前核定的0.43元/千瓦時對比明顯下調。新投運核電機組上網電價隨著燃煤電價下調有所調整。而參與市場交易的核電價格更是低于上網標桿電價，且上網電量市場化比例在2019年已升至近33%。

    核電企業的發展需要持續競爭力，提升經濟性和市場競爭力仍為突破重點。核電企業需要采取有效措施，通過技術和管理創新進一步降本增效。

    要通過政策保障核電機組的基荷滿發。一是核電固定成本高、投資回報周期長、負荷因子影響顯著，核電經濟性在較高利用小時下才能體現。二是核能發電出力穩定，無碳排放，帶基荷運行能夠獲得更多穩定的電量。三是從核電設備安全性考慮，核電不宜參與深度調峰，基荷滿發利于核電站堆芯內部達到功率均衡和穩定，而功率頻繁調整不利于安全操控。因此，為保障核電機組的安全性和經濟性，應從政策上優先保障核電廠帶基荷滿發。

    要通過技術和管理創新來降低投資及運行成本。核電設備技術復雜、投資周期長，建設資金籌措量大，核電面臨運行能力和市場競爭能力挑戰。三代核電技術國產化率高，關鍵設備制造成本降低，核電裝備自主化、標準化獲得創新突破。三代核電首批項目試行上網電價中，廣東臺山一期、浙江三門一期、山東海陽一期核電項目分別按照每千瓦時0.4350元、0.4203元、0.4151元執行，企業效益有較高保障。隨著規模化的三代核電落地建設，管理上的創新也要與之匹配，可以通過優化改進系統設計方案、優化運行維護管理、融入人工智能及數字化等措施，降低核電運行與維護成本。

    要進一步完善核電價格形成機制。目前核電有基荷運行電量的核電標桿價格，也有參與市場交易的市場化價格。近幾年，遼寧、浙江、江蘇、福建、廣西等地的核電企業逐步參與到電力市場交易中，“標桿電價+市場定價”兩種模式并行。核電標桿電價參照當地燃煤標桿電價核定，燃煤電價歷經數次下調，核電標桿電價亦隨之有所降低，核電競價上網時成本倒掛情況也有出現。煤電價格與資源成本及輸送成本關聯性強，而核電不同，核電燃料成本占比較小而且運行成本不受地域影響。因此參照燃煤標桿電價的核電定價機制需要進一步完善，對于跨區域的核電消納也應該有相對穩定的交易價格。

    原文首發于《電力決策與輿情參考》2020年9月25日第38、39期