从经济性、安全性、当前发电量占比等多方面考虑，核电都更适合作为基荷电源使用。 1多管齐下积极应对核电消纳困局 近年来国内部分核电机组出现了一些消纳困局，主要集中在辽宁、福建、广西、海南等地，如表3所示。其中，辽宁地处东北，冬季供暖面临刚需，致辽宁红沿河核电消纳问题最为严重。据中国核能行业协会统计，2016年1-9月，红沿河核电3台机组的设备平均利用率仅为63%、72%及57%，低于85%的正常水平，以及78%的国内当前平均水平。 目前国家层面已经从出台保障性消纳政策、开展电力市场直接交易、加快储能系统建设三个维度缓解以上地区的核电消纳困局。 政策层面，2016年8月国家能源局发布的《核电保障性消纳管理办法(征求意见稿)》提出，核电保障性消纳应遵循“确保安全、优先上网、保障电量、平衡利益”的原则，按一类有限保障顺序安排核电机组发电;对于电力供求平衡的地区，核电机组应按发电能力满发运行来安排年度计划电量;对于电力过剩地区，应按照上一年当地发电平均利用小时数的1.5-1.8确定核电机组保障利用小时数，而倍数的确定规则为全国前三年核电平均利用小时数/全国前三年平均发电利用小时数，据此测算2017年保障倍数应为1.8。 如该办法能够顺利执行，我们根据2016年辽宁、福建、海南、广西四省区发电设备利用数据测算，其核电机组保障性消纳小时数将分别达到6390h、7066h、7403h及6265h，除广西外其他三省核电消纳情况将显著改善。 红沿河核电已通过参与辽宁煤改电供暖项目实现电量增发，后续将有效缓解冬季供暖对核电机组发电的压制，提高机组利用效率。根据辽宁省物价局于2016年10月底发布的《关于煤改电供暖项目到户电价的通知》，红沿河核电以0.18元/度的上网电价成为辽宁省现行煤改电项目电量来源。我们认为0.18元/度的上网电价较核电0.43元/度的标杆电价存在较大幅度折价，但仍高于目前国内核电机组发电可变成本0.12元/度，通过参与煤改电一方面能够提高红沿河核电机组利用效率，另一方面也为核电维持基荷运行方式提供了一种新思路。 以抽水蓄能为首的储能系统建设进程提速，或将有效提高相应地区核电消纳能力。抽水蓄能电站的建设对于提高核电站利用效率具有较大作用。其中国内的广州蓄能水电厂便与大亚湾核电站同步建设，后续建设的惠州抽水蓄能电站以及目前在建的阳江抽水蓄能电站对于保障广东核电基荷运行都起到了非常大的支撑。根据国网清源公司相关报道，由于同步建设广蓄水电厂，使得大亚湾核电站头3年实际每年上网电量分别较可行性研究报告预测年上网电量高出51%、15%和16%。此外浙江省内的天荒坪与桐柏抽水蓄能电站的运行也为保障秦山核电基地相关机组运行起到了较大支撑。 根据国家电网公司2016年12月8日报道，国家电网公司于2016年底启动了辽宁清原、江苏句容、福建厦门、新疆阜康4座抽水蓄能电站的建设，加之2015年开工的昌江核电配套抽水蓄能电站琼中抽水蓄能电站，目前辽宁、福建、海南三省均有在建抽水蓄能电站，如表4所示，我们预计，后续抽水蓄能电站的建成将极大改善当地核电消纳情况。 截至目前，我国核能发电量占比较低(2016年前三季为3.49%)，大部分核电机组均能够按照额定功率运行，充当基荷电源使用。从经济性与安全性角度考虑，核电亦需要维持基荷电源地位。 2核电天生具有基荷电源属性 核电由于具有不间断发电、不受自然条件约束及发电成本低等诸多优势，一直以来在都承担着基荷电源的地位。所谓基荷电源，即承担电力系统最低负荷需求的电源，基本不低于参与调峰，在机组无故障的情况下，按照机组额定功率进行发电，较其他类型电源具有优先并网的优势。 从经济性角度考虑，核电作为基荷电源使用较为合理。核电站建造成本较高，但运行成本低，因此在电网调度过程中，从全局出发，较多的安排核电机组发电是更加经济的。首先，根据国内核电与火电运营类上市公司公开数据以及2016年末天然铀及动力煤价格数据测算，国内核电度电可变成本大致在0.12元左右，而火电度电可变成本大致在0.16元左右，如果考虑环境外部性等影响，核电成本较火电更具有优势;其次，核电低负荷运行将大大增加放射性废物的产生和处理量，根据中广核集团董事长贺禹介绍，由于核电调峰产生的废液量为基荷平稳运行状态下的3～5倍，后续将显著增加核废料处理成本;最后，目前国内核电机组换料周期为12个月或18个月，换料周期较为固定，低负荷运行情况下会导致核燃料利用不充分，同时亦将增加核废料处理成本。 从安全性角度考虑，核电长期参与调峰，存在导致机组运行可靠性降低甚至引发安全事故的风险，因而核电作为基荷电源使用更为合适。核电机组除正常检修以外保持满负荷运行状态的安全性最高，如让核电机组参与调峰将会降低核电机组的可靠性。根据福清核电工作人员敖泽闽、乔程在《国内核电站带基荷运行的必要性分析》中提出的观点，核电参与调峰可能在多个角度影响反应堆运行的可靠性： 第一，核电机组参与调峰会使得机组升降功率次数增加，从而易导致机组瞬态，使得机组停堆概率增加。 第二，由于功率频繁变化导致反应堆内部件出现热胀冷缩以及热应力变化，增加燃料棒以及蒸汽发生器U型管破损概率，进而导致放射性物质泄漏概率增加。 第三，机组长期升降功率有可能导致上充管线高能管道失效概率增加，有可能直接引发一回路破口失水事故。 第四，由于频繁、深度的功率调节，将造成堆内中子通量振荡，堆芯温度分布不均匀，若不加控制甚至有可能引发燃料元件融化事故。 3国内核能发电量占比仍偏低，在当下核电机组更适合基荷运行 国内核电发电量占比仍低，参考主流核电国家运行经验，国内核电机组可维持基荷电源地位。目前法国核电装机容量占比仍维持在50%左右，核电发电量占比亦高达70%，核电高占比挤压了整个电网内其他电源的份额，使得其他电源调峰能力有限，核电机组需跟踪负荷运行;但考虑其他主流核电国家如美国、韩国的核电运行经验，由于核电在国内电源结构中占比并不高，核电基本能够维持基荷运行。根据IAEA相关统计数据，2015年，法国、美国及韩国核能发电占比分别为73%、19%及34%，近年来三国核电机组平均负荷因子分别为75%、90%以及85%，负荷因子变动情况如图1所示。此外，根据中国核能行业协会以及中国核电、中广核电力的相关数据统计，2016年国内核电占比仍仅为3.5%，较主流核电国家仍有较大差距，核电发电量占比较低也为其保持基荷运行状态提供了条件。我们判断，未来数年国内核电机组的负荷因子将维持在85%左右，对应利用小时数为7500左右。 目前核电较煤电、燃气发电、燃油发电而言，享有电网调度优先权，在一定程度上可保障核电基荷运行。根据国家发改委、能源局于2015年年底印发的《关于有序放开发电计划的实施意见》，核电消纳顺序排在水电、光伏、风电之后，但在燃煤发电等化石能源发电之前，如表1所示。由于水电、光伏、风电等电源不同程度上受自然条件影响较大，核电作为基荷运行更具现实意义。 核电机组所在省区电力总体供不应求，有助机组电量消纳。目前国内在运、在建以及处于筹建状态核电机组主要分布在东部沿海。根据中电联发布的2015年电力供需数据，如表2所示，沿海各省中除福建、广西、海南外，其他省区的电力总体供不应求。考虑到跨省区电力输送情况，浙江向上海供电、河北向京津两地送电、与福建毗邻的广东、浙江及江西均现电力供不应求，总体来看，国内大部分省区核电机组的发电量可有效消纳。 4基荷电源地位将保障机组维持较高利用水平 近两年国内核电机组密集商运，是核电利用小时数下降的原因之一。新机组商业运营后1年左右需要进行首次大修，耗时大约80天左右，是常规换料大修耗时的2倍左右。自2014年末开始，国内有大量新机组投入商业运营，随后1年相应机组陆续进入首次大修，或为导致国内近两年机组年利用小时数下降的主要原因。此外，在2014年之前，国内新机组商运的节奏明显更慢(具体情况可参考原报告表1)，这也使得之前几年国内核电机组的年利用小时数偏高。 通过汇总目前国内在运35台核电机组自并网发电至今的年利用小时数据，我们发现，核电机组在并网初期年利用小时数较后续平稳运行确实存在一定差异。我们剔除掉14台于2014年年底后并网机组的利用小时数据，并剔除掉部分异常机组产生的数据，绘制出目前在运15台机组从商运第2年开始的年利用小时数的均值趋势，如图2所示。核电机组商运第2-4年的年平均利用小时数分别为6793、7373和7682，逐年上升。在第三年之后核电机组的年利用小时数基本保持在7700-8400区间之内。我们认为，新投运机组首次大修引起的机组年利用小时数下降属于正常现象，未来随着国内存量机组数量的不断增加，新增机组对利用小时数的影响将会逐步削弱，在核电机组所发电量能够正常消纳的情况下，我们预计，随后几年国内机组年利用小时数能够维持在7500h左右，且有超预期空间。 我们预计，国内2016-2022年核能发电量复合增速仍能维持在14%左右，如图3所示。主要理由包括： 其一，2017-2022年国内在建机组投产情况可预计，在建项目进度符合预期，后续将按计划投入商运。 其二，国内核电占比仍低，未来长期仍将维持基荷电源地位。 5结论 我们认为，从安全性与经济性两个角度出发，核电均应当在电力系统当中充当基荷电源使用。短期内部分地区出现的核电消纳问题需要得到重视，但长期来看国内核能发电量占比仍不高，且大多数核电机组所在地电量总体处于供不应求状态，核电机组具有长期维持基荷运行的条件。 值得一提的是，关于核电更适合作为基荷电源使用的问题，得到了产业界多方专业人士的支持。比如，2016年“两会”期间，全国政协委员、中国广核集团有限公司董事长贺禹发起，中国核工业建设集团公司董事长王寿君、国家电力投资集团公司董事长王炳华、中国核动力研究设计院院长罗琦等全国政协委员联名提交了《确保核电按基荷运行，推动实现能源供给侧结构性改革》的提案，建议更好地发挥核电在推动实现我国能源供给侧结构性改革中的应有作用，从政策上明确核电按基本负荷方式运行。 风险提示：在作者认知范围以外，或存在其他隐性问题导致核电消纳问题加剧。 本文主要内容节选自浙商证券研究报告： 《核能应用系列报告3：核电密集投运延续，利好运营商业绩成长》 |
