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核电前景取决于安全性与经济性的平衡

核电的前景取决于安全性与经济性的平衡,在技术不断增强对事故预防和缓解能力的同时,其经济可比性优势仍然明显。
 
核电在全球电力中占有重要位置。尽管七八十年代发生了两次重大核事故,部分国家核电发展增速放缓,但过去30年间,核电发电量从1986年的1.6万亿千瓦时(kwh),增长到2011年的2.6万亿千瓦时。2012年核电发电量占全球发电量比重为12%,在煤电(44%)与气电(22%)之后,与水电(15%)相当。
 
各国发展阶段不同,核电占比差异巨大。OECD(经合组织)国家中,核电占电力比重普遍在20%以上,法国电力75%来自核电,美国电力20%来自核电;印度、巴西、中国、南非、墨西哥等中等发展中国家,核电比例均不足5%。
 
造成上述结果的原因:一是长期以来,西方国家始终垄断核电高端技术,占据高新技术的战略制高点,甚至出于政治考虑设置各种门槛;二是发展中国家受人力资本、装备制造等多方面因素制约,始终在自主化、技术引进间徘徊不前,难以完全摆脱跟随者的地位;三是发展中国家发展阶段相对滞后,在发达国家迫切需要清洁能源推进工业化时,他们对清洁能源的需求并不迫切,仅将核电定位为一种补充能源。
 
未来核电是我国“两步跨越、三个任务”压力下的必然选择。能源发展可以概括为3个跨越:从木炭到煤炭,从煤炭到油气,从油气为主的化石能源到非化石能源。发达国家经过半个多世纪,已实现了从煤炭向油气的第二步跨越,利用全球廉价的油气资源支撑了本国的工业化、城镇化,其间不同阶段所暴露的生态环境问题,通过长期治理,不断得到改善。目前发达国家能源需求不断减弱,开始向非化石能源进行第三步跨越。然而,我国经历了三十多年的压缩式发展,工业化、城镇化尚未完成,已有6亿人受到雾霾的影响,出现了严峻的生态环境问题。我国尚未完成从煤炭向油气的第二步跨越,却需进行从化石能源向非化石能源第三步跨越,两步跨越同步进行。工业化、城镇化、环境治理三大任务同时并存,要求我们至2030年时,10亿吨标准煤左右的能源量需要用清洁能源来供给,这个量超过德国及法国两国的能源消费总和。两步跨越同步进行,又要求我们认真审视我们自身的资源禀赋。全球既有的能源地缘版图及高企油气价格,使我国已不再有利用全球廉价油气资源的可能,只有更多依靠国内经济、清洁、高效的能源才能够支撑我们的三大任务。上述压力下,核电必然成为我国战略必争的支柱能源之一。
 
关注“剩余风险”
 
历次核事故中的问题不断暴露、又不断解决的过程,构成核电技术安全发展的内在规律。
 
核电技术从最初关注设备、人因,直到自然灾害,构成了核电技术不断发展的主线。通过调研美、法、德、日、英等主要核电国家1960~2011年间的57起反应堆事故/事件,可将事故事件归为3个主因:工程设备缺陷、安全文化缺乏以及自然灾害。事故的成因影响呈现3个趋势:一是工程设备的稳定性、可靠性不断增强;二是规范的流程及机器逐渐取代了人的行为,人因事故不断减少;三是自然灾害正逐步成为核事故的主因。上述趋势体现在核电技术升级:切尔诺贝利电站作为第一代核电,缺乏安全壳的有效防御,事故导致大量核物质释放到环境中,损失巨大;第二代电站通过一系列改进,安全性及成熟度不断提高,如人因事故导致的三哩岛事故,由于有安全壳的屏蔽,并未对周围环境造成辐射污染,此后美国开始加强安全文化建设;福岛核电站属于上世纪70年代建设的第二代核电站,地震后反应堆实现了自动停堆,并利用柴油机驱动冷却系统工作,但随后的海啸摧毁了柴油发电系统,导致后续一系列严重事故。这类自然灾害导致的“超基准设计”事故,警示人们注重核电的“剩余风险”,增强对事故的预防和缓解能力。这就是第三代核电的基本理念,包括改革型能动系统及先进型非能动系统。
 
需要补充的是,核电的代际之分,并无严格的科学定义。只是对核电站技术发展历程和技术特点的一种笼统提法,核电技术是建立在成熟工业技术基础之上,完备的核电机型和技术本身的研发周期非常长,代际之间更多的是一种革新技术与成熟技术思路的差别,代际之间并不能在短期内实现普遍意义上的简单更替。第一代核电技术,指早期建设的原型堆核电站,目的在于验证核电在工程实施的可行性;第二代核电主要是指在早期原型堆的技术上实现商业化、标准化、系列化的成熟机组,三哩岛及切尔诺贝利事故,促进了核电技术自身的反思,通过一系列的技术改进,安全性及成熟度不断提高,成为全球商业在运核电的主力堆型;三代技术包括改革型能动系统及先进型非能动系统,目前我国在建的EPR、AP1000两种核电技术,走在全球核电技术前列,没有示范堆的经验可以借鉴,在工程建设中遇到的若干工程技术问题,尚需在建安、调试的实践中进一步成熟,在经验反馈中不断完善。
 
经济可比优势明显
 
核电的经济性,成为影响核电投资的重要因素。通过对某特定堆型进行测算,主要有以下4类影响因素:一是铀价的大幅上涨对核电成本影响非常有限。铀价如果从目前的66美元/磅升高到135美元/磅,则核燃料成本将从0.777美分/kWh上升到1.155美分/kWh,平准化发电成本上涨幅度为8.6%。二是核后处理费将逐步增加,但成本影响可承受。随着全球对乏燃料后处理的担忧及持续关注,后处理费的增加以及地质储存费的引入,会对核电成本有影响,国外理论计算的价格在0.3美分/kWh左右。尽管工程实践中成本难免有所上浮,但总体结论应是明确的:技术上可行,经济上可承受。三是安全标准提升,导致相关维护运营费用相应增加,涨幅最高一成。修理费费率上升到3%,平准化大修理费为0.826美分/KWh,平准化发电成本上升幅度为11.3%。四是资本成本(不含利息)和财务费用成为核电成本上升的重要部分,当特别引起重视。资本成本和财务费用两者占核电平准化成本的一半,其中资本成本超过总成本的1/3。核电资本成本每上升250美元/千瓦,则核电站平准化成本上升10%。同时随着核电站复杂程度增加,建造难度加大,建设时间延长,导致资本成本利息增加。综合考虑以上4因素,未来我国核电的平准化成本将在4美分/kwh-6美分/kwh之间。
 
未来核电成本上涨不可避免,但相对欧美核电成本上升情况,我国核电仍有一定经济性优势,具备较为稳定的投资回报。欧美的平准化成本在8美分/KWh-10美分/kwh之间,远高于我国高情景下的核电成本,加之全球分割天然气市场下,欧美能够获得较低的天然气价格,欧美气电与核电相比具有较好的经济性。考虑清洁能源的比价关系,核电的投资回报预期在欧美国家相对不高。受资源禀赋的限制,我国的天然气价格较高,我国未来天然气发电成本将达到10~12美分/千瓦时左右,核电的经济可比优势明显。
 
目前出台的标杆电价,改变了以往“成本加成、一机一价”的定价模式,是扭转“造价越高、电价越贵”逆向激励的第一步。所传递政策信号的意义,要远大于对投资回报率的实质影响。目前出台的0.43元/千瓦时的核电标杆电价,对于“二代加”机组,超过80%可用率,即可实现正常的投资回报。今年投运的红沿河电站以低于标杆电价,0.422元/千瓦时(含税)的价格上网,同样能够实现较好的投资回报。未来ERP、AP1000等新一代核电机组,因承担技术引进、自主创新、重大专项社会国产化任务,将区别对待,单独核定电价。
 
截至2013年11月,我国大陆地区运行核电机组共17台、1469.8万千瓦;在建核电机组28台、3057万千瓦。上述机组在2015年大部分可以实现并网发电,届时我国核电并网容量将达到4000万千瓦左右。随着“十二五”期间接近3000万千瓦机组的投入运营,各核电业主将有大量资金回笼,财务压力得到缓解,逐步影响到产业链条的各个环节,涉及材料、冶金、化工、机械、电子、仪器制造等众多行业。

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