消納問題在電力行業(yè)已是老生常談。
不過，繼水電、風電、光伏之后，核電行業(yè)也出現(xiàn)了停堆與降負荷運行的情況。根據(jù)中國核能行業(yè)協(xié)會公布的今年上半年國內核電運行情況可以看出，核能發(fā)電量比2015年同期增長了26.58%，累計上網(wǎng)電量也比2015年同期增長了26.02%，但上半年的核電設備平均利用小時數(shù)及核電設備平均利用率，分別只有3335.35小時和76.36%，與去年同期相比分別減少了183.8小時和4.74個百分點。目前，隨著核電行業(yè)的發(fā)展，加之目前電力需求嚴重不足，核電出現(xiàn)消納問題已是必然。那么核電發(fā)展與消納之間的矛盾又該如何破解呢？
現(xiàn)狀
上半年我國12臺核電機組平均利用率不足70%
由于核電機組設計的特點，部分核電企業(yè)難以降負荷運行；根據(jù)現(xiàn)行《并網(wǎng)發(fā)電廠輔助服務管理暫行辦法》，核電機組也不屬于輔助服務考核范圍。核電企業(yè)欲保持較高的發(fā)電利用小時數(shù)，必須“自愿”與地方政府經(jīng)濟運行部門達成補償協(xié)議。然而，從目前來說，核電保障利用小時數(shù)的確定各地標準不同，補償標準也不透明。
核電作為資產(chǎn)密集型行業(yè)，扣除設備檢修等必要的停堆時間，發(fā)電小時數(shù)越高，設備所創(chuàng)造的經(jīng)濟價值就越高，因此發(fā)電小時數(shù)既影響投資者的經(jīng)濟效益，也是衡量電力行業(yè)效率的重要指標。
據(jù)悉，受到經(jīng)濟下行和電力需求下降的影響，多省份經(jīng)濟主管部門已經(jīng)開始削減核電利用小時數(shù)。今年上半年國內在運的30多臺核電機組中，有12臺機組的核電設備平均利用率不足70%，除了少數(shù)機組因換料、大修等原因外，其余均是應電網(wǎng) 要求停運或降功率運行。
今年上半年，核電設備平均利用率最低為紅沿河核電廠，1號機組和2號機組的利用率分別只有55.72%和60.12%，而3號機組的利用率只有38.14%。其原因除應電網(wǎng)要求降負荷外，紅沿河核電機組曾在冬季供熱期間為遼寧省內熱電聯(lián)產(chǎn)的火電讓路。
除了遼寧紅沿河核電廠外，浙江秦山、福建福清、寧德、廣東陽江以及海南昌江等多個核電基地均出現(xiàn)了類似情況。
福清核電1號機組在商運一年半后，發(fā)電并網(wǎng)穩(wěn)定運行，但由于消納原因，今年的平均利用小時數(shù)和發(fā)電量卻直線下降。
同樣的問題也出現(xiàn)在了寧德核電站。根據(jù)福建省能源監(jiān)管辦發(fā)布的相關數(shù)據(jù)顯示，今年第一季度，福建省在運的6臺核電機組，設備平均利用率均未超過75%。其中，寧德核電1號機數(shù)據(jù)僅為52.77%，福清核電1號機也只有54.79%。
分析
如果沒有系統(tǒng)性改變，核電在未來市場化競爭中將不及煤電和水電
我國核電選址已有近30年，其間已完成初步可行性研究并基本確定建廠條件成立的核電新廠址有67個，以東部沿海和中部經(jīng)濟發(fā)達省份為主。截至2015年底，中國大陸在運核電機組已達30臺，裝機2830萬千瓦;在建核電機組26臺(核準口徑)，裝機2945.9萬千瓦，在建規(guī)模世界第一。
此外，“十三五”規(guī)劃顯示，到2020年，我國核電裝機容量將達到5800萬千瓦,在建容量達到3000萬千瓦,“十三五”規(guī)劃綱要在“能源發(fā)展重大工程”中特別指出，要開工建設一批沿海新的核電項目。
與核電高速發(fā)展相對應的是，在經(jīng)濟 新常態(tài)和電力工業(yè)發(fā)展新常態(tài)下，核電消納問題愈加明顯，加之新一輪電改來襲，核電基荷電源角色受到前所未有的挑戰(zhàn)。
廈門大學中國能源經(jīng)濟研究中心主任、電力經(jīng)濟專家林伯強認為，前幾年規(guī)劃建設的核電站，電力需求是維持在10%左右，發(fā)電小時數(shù)也一直維持在7000小時以上，而如今電力需求嚴重不足，核電出現(xiàn)消納問題已是必然。
日前，福建省經(jīng)信委下發(fā)《2016年度全省差別電量發(fā)電調控計劃的通知》，文件提出要全額安排可再生能源發(fā)電，優(yōu)先安排水電、核電、資源綜合利用機組發(fā)電，其中風電、水電發(fā)電量全額上網(wǎng)，核電在保證安全的前提下，按實際投產(chǎn)情況和調峰需要安排發(fā)電。
眾所周知，與火電機組的建設相比，核電因其核安全和高質量引起的核電廠資本投資大約占總平正化成本的60%，運行和維修費占20%左右，燃料費不到20%?？偟恼f來，核電的成本比火電的要高，再加上建設周期長。核電上網(wǎng)價格高，因此核電目前在市場競爭中處于劣勢。
此外，新電改方案中要求發(fā)電側競價上網(wǎng)，這對于目前的核電而言壓力很大。而目前核電基本上處于滿發(fā)狀態(tài)，標桿電價已經(jīng)反映出了核電的大體成本，可供回旋的余地很小。如果沒有系統(tǒng)性改變，核電在未來的市場化競爭中將不及煤電和水電。
辦法
借鑒國外消納經(jīng)驗合理配置電源
目前我國大部分核電機組仍然帶基荷運行，只有如紅沿河、福清、寧德核電站等少數(shù)機組被要求參與調峰。
從技術上看，核電機組調峰并非不可能，只是存量機組在設計時未能有所考慮，導致運行階段調峰能力不足。核電的定位是“基荷”能源，一般不參與調峰，但是隨著核電裝機的比重越來越大，如今的核電也許要同其他電源一同承擔調峰的義務。
對核電而言，從經(jīng)濟角度講，基荷運行可以提高燃料利用效率。核電的換料周期相對固定，一般都是連續(xù)運行12個月或18個月?lián)Q一次料。在這個周期中，無論機組滿發(fā)、降功率運行或停機備用，到期后都要更換核燃料。在運行過程中頻繁降升功率會導致燃料燃耗不充分而產(chǎn)生棄料，進而增加了后端乏燃料處理的難度和成本。從環(huán)保角度講，基荷運行有利于促進節(jié)能減排。1臺百萬千瓦核電機組每年可以替代標煤240萬噸，相當于減排二氧化碳585萬噸。 核電機組是否需要參與系統(tǒng)調峰運行，是由所在電力系統(tǒng)的電源結構等諸多特性決定的。法國作為世界上核電裝機比例最大的國家，其電網(wǎng)中核電裝機比例超過50%，發(fā)電量比例超過75%，由于系統(tǒng)中調峰手段較為有限，法國核電機組需直接參與電網(wǎng)的負荷跟蹤運行；其他如美國、加拿大、日本、韓國，核電裝機占比不及法國，同時調峰電源配置較為充足，基于核電運行安全性、經(jīng)濟性的考慮，這些國家的核電機組均以帶基荷運行為主，一般不參與電網(wǎng)負荷跟蹤，而是通過電力市場手段，為其他參與調峰的機組提供經(jīng)濟補償。
目前我國正步入核電快速發(fā)展期，隨著核電裝機規(guī)模的不斷上升，我國需借鑒國外核電運行經(jīng)驗，提前做好核電機組在系統(tǒng)中運行方式的規(guī)劃，盡早提出對核電機組負荷跟蹤能力的要求，做好后續(xù)核電機組的設備選型，合理配置調峰電源，加快開展配套機制研究，以促進核電的健康發(fā)展。
