核电发展在“稳”中提升经济性

崔晓利

（能源情报研究中心）

    核电能量密集，在碳减排上表现出色。2019年我国核电装机量已达4874万千瓦，发电量3487亿千瓦时，为稳定可靠的基荷电源。这个金秋9月，核电频传利好。

    9月28日，我国三代核电自主化标志性成果“国和一号”发布。往前看，9月2日国务院常务会议核准采用“华龙一号”自主三代核电技术的海南昌江核电二期工程和浙江三澳核电一期工程。9月4日，“华龙一号”全球首堆福清核电5号机组装料，“华龙一号”海外首堆巴基斯坦卡拉奇核电K-2机组热试成功。

    我国两种自主三代核电技术“华龙一号”和“国和一号”迈出坚实步伐。未来核电发展中，自主三代核电技术将成为规模化建设主力。

    核电安全性要求极高，投资成本高，回报周期长。核电运行中，燃料成本占比小，度电成本较为稳定。近年来，煤电标杆电价历次下调，风、光等新能源发电投资成本下降，上网电价也已趋于平价。与传统化石能源及新能源相比，核电的度电成本优势在减弱。

    核电上网电价也在下调。2013年核电开始实行上网标杆电价政策，视情况参照燃煤上网电价或单独核定。2017年福建宁德3号机组、福清2号机组含税上网电价调整为0.4055元/千瓦时，宁德4号机组、福清3号机组调整为0.3717元/千瓦时。这与之前核定的0.43元/千瓦时对比明显下调。新投运核电机组上网电价随着燃煤电价下调有所调整。而参与市场交易的核电价格更是低于上网标杆电价，且上网电量市场化比例在2019年已升至近33%。

    核电企业的发展需要持续竞争力，提升经济性和市场竞争力仍为突破重点。核电企业需要采取有效措施，通过技术和管理创新进一步降本增效。

    要通过政策保障核电机组的基荷满发。一是核电固定成本高、投资回报周期长、负荷因子影响显著，核电经济性在较高利用小时下才能体现。二是核能发电出力稳定，无碳排放，带基荷运行能够获得更多稳定的电量。三是从核电设备安全性考虑，核电不宜参与深度调峰，基荷满发利于核电站堆芯内部达到功率均衡和稳定，而功率频繁调整不利于安全操控。因此，为保障核电机组的安全性和经济性，应从政策上优先保障核电厂带基荷满发。

    要通过技术和管理创新来降低投资及运行成本。核电设备技术复杂、投资周期长，建设资金筹措量大，核电面临运行能力和市场竞争能力挑战。三代核电技术国产化率高，关键设备制造成本降低，核电装备自主化、标准化获得创新突破。三代核电首批项目试行上网电价中，广东台山一期、浙江三门一期、山东海阳一期核电项目分别按照每千瓦时0.4350元、0.4203元、0.4151元执行，企业效益有较高保障。随着规模化的三代核电落地建设，管理上的创新也要与之匹配，可以通过优化改进系统设计方案、优化运行维护管理、融入人工智能及数字化等措施，降低核电运行与维护成本。

    要进一步完善核电价格形成机制。目前核电有基荷运行电量的核电标杆价格，也有参与市场交易的市场化价格。近几年，辽宁、浙江、江苏、福建、广西等地的核电企业逐步参与到电力市场交易中，“标杆电价+市场定价”两种模式并行。核电标杆电价参照当地燃煤标杆电价核定，燃煤电价历经数次下调，核电标杆电价亦随之有所降低，核电竞价上网时成本倒挂情况也有出现。煤电价格与资源成本及输送成本关联性强，而核电不同，核电燃料成本占比较小而且运行成本不受地域影响。因此参照燃煤标杆电价的核电定价机制需要进一步完善，对于跨区域的核电消纳也应该有相对稳定的交易价格。

    原文首发于《电力决策与舆情参考》2020年9月25日第38、39期