作者：陈愚

发电小时、单位造价、电价是对电源项目经济性影响较大的参数。其中，煤电发电小时表征当地电量供需平衡情况，核电虽然优先发电，发电小时亦受煤电小时影响。在电力体制改革的大背景下，市场电量占比逐渐提高，市场电的价格变动幅度受当地供需平衡情况影响。

简言之，核电小时较高的项目，往往市场电价降幅较小，福常双至。

1、2013-2017年核电小时回顾

2013-2017年，全国火电发电小时由2013年的5012小时，下行到2017年的4209小时；核电发电小时也由2013年的7893小时，下降到2017年的7108小时。其中，江苏、浙江、广东三省的核电小时保持高位运行，新投产核电的辽宁、福建、广西、海南四省，核电小时数拉低全国均值。

表1 火电和核电利用小时

2、2017年分省核电消纳情况

2017年 沿海核电省份的煤电和核电发电小时如图所示。

图1 2017年煤电和核电发电小时

存在核电消纳问题的各省中，辽宁2017年核电发电5273小时，全国最低。红沿河核电4台机组，2017年只有1#满发，其余3台机组全年频繁降功率运行乃至停堆，供暖季尤甚，其中4#机组下半年仅运行一个月。

江苏市场长期保持供需两旺，2017年核电装机212万千瓦，占比仅1.8%，多数年份核电发电超8000小时。

2017年浙江煤电4877小时，供需基本平衡；广东煤电4368小时，供应过剩；两个核电大省保障核电优先发电，多年来核电发电超7500小时。

福建2017年煤电4120小时，电量供应过剩，核电装机871万千瓦占比15.6%，有调峰运行的必要。2017年8台核电机组平均发电6974小时。

市场环境变化最大的是广西，2010年防城港核电开工时，广西煤电发电约6000小时，投产后煤电发电不足3000小时，电量严重过剩，2017年核电发电5839小时。

海南电网2017年最高负荷457万千瓦，昌江核电装机2×65万千瓦，大机小网，单机功率超全网负荷10%，无法满负荷运行，长期降功率运行，2017年核电发电5737小时。

3、2018-2020年分省核电小时预测

表2 2018-2020年核电小时

注：装机截止2018年10月。

辽宁：红沿河四台核电机组，部分机组降功率运行、季节性停运。受益于辽宁用电增量较大，2018年预计核电发电6100小时。2019-2020年辽宁电量供需略回暖，预计核电小时同步微涨。

山东：海阳首台机2018年10月下旬商运，预计全年发电1650小时。2019-2020年山东电量宽松，但核电装机占比低，预计核电小时数不低于7000小时。

江苏：田湾3#2018年2月商运后，多次停堆检修，拉低江苏核电小时。2018年预计核电7400小时。江苏体量大，核电装机占比小，2019-2020年电量平衡略宽松，预计核电小时恢复到8000小时以上。

浙江：2018年预计煤电超5000小时，核电7800小时；2018年四季度起，浙江控制本省用煤，利好核电和外送电。2019-2020年电量供应渐趋紧，浙江核电或可满发。

福建：受益于本省用电量和外送电大涨、枯水年，预计2018年煤电4800小时，核电7400小时，福建已消纳8台核电集中投产带来的冲击。2019-2020年，福建电量供需平衡，核电发电可略高于7500小时。

广东：用电量增量大，预计2018年煤电4700小时，核电7700小时。2019-2020年，广东电量供需由宽松趋向于平衡；且广东控制本省用煤，利好核电和外送电；预计核电在7500-8000小时区间。

广西：2018年前三季度广西用电量增速20%，全国最高，预计2018年煤电3100小时，核电7400小时。2019-2020年广西无新增大机组，电量供需阶段性回暖，预计核电发电6500-7500小时；广西核电面临的考验在“十四五”初，防城港二期、大藤峡、乌东德外送集中投产，利空电力市场。

海南：昌江核电按电网要求降功率运行。2018年7月初，最高负荷482万千瓦，预计2018年煤电4700小时，核电5800小时。2019-2020年海南电量供应渐趋紧，煤电小时迅速提升；但受限于全省负荷小，核电单机功率依然超全省负荷的10%，满发有困难，核电小时提升略慢，约5800-6500小时。

（本文仅代表作者个人观点）