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2015年的中国核电:取得历史性突破


2015年,在我国核电发展历程中,是一个重要的节点。我国终于打破了日本福岛核事故以后核电新项目审批长达4年多的停顿,第一次有了真正意义上的新批项目。这一年,我国新投入运行的核电机组达到8台,是1991年以来的最高纪录。

我国核电发展受到国家领导人和社会公众的高度关注,能源的绿色发展和推动核电“走出去”成为我国外交活动的重要内容,内陆核电建设和核安全也成为热议的话题。

1. 福岛核事故后首次有新项目获批,“华龙一号”正式开始建设

2015年3月10日,国家发展改革委发文核准建设辽宁红沿河核电站二期项目5、6号百万千瓦核电机组。这是2011年福岛核事故发生后4年以来,我国第一个真正意义上的新批核电项目。红沿河二期获批被认为是中国核电重启的标志。

2015年5月7日,“华龙一号”示范工程——福建福清5号核电机组正式开工建设。8月20日,采用“华龙一号”的巴基斯坦卡拉奇K2/K3项目正式开工。海内外同时推进 “华龙一号”示范工程建设,对我国核电发展具有重要意义。

2. 8台机组投入运行,在建机组数目占全球三成

2015年,我国有8台机组投入运行,截至2015年12月底,核电装机容量已超过2800万千瓦。

至2015年12月底,全球在建核电机组共67台,其中我国24台。我国在建机组数占到全球总数的35.8%,在建规模继续居全球首位。

3. AP1000主泵试验完成,依托项目建设取得重大进展

AP1000主泵在制造和试验期间出现过一系列质量问题。针对上述问题,美国EMD公司进行了相应的设计变更。

2015年10月29日,国家核电技术公司与美国西屋电气公司、EMD公司共同宣布,首台AP1000核电机组反应堆冷却剂屏蔽主泵最终性能试验与试验后检查圆满完成。三门1号机组的前两台主泵于11月14日从美国发运。

4. 核领域立法工作积极推进,国家安全法首次阐述核政策

2015年初,国务院法制办将《原子能法(送审稿)》发送中央各部门、各省市区、有关单位共130多家征求意见,收到反馈意见500多条。经研究、修改,已经形成《原子能法(送审稿)》修改稿。

2015年11月9日,全国人大环资委已将《核安全法(草案)》征求意见稿发送各有关单位内部征求意见。

2015年7月1日,十二届全国人大常委会第十五次会议通过了国家安全法。这也是我国首部真正意义上的国家安全法。值得关注的是,在国家安全法中,首次在法律层面完整阐述了中国的核政策。“国家坚持和平用核能和核技术,加强国际合作,防止核扩散,完善防扩散机制,加强对核设施、核材料、核活动和核废料处置的安全管理、监管和保护,加强核事故应急体系和应急能力建设,防止、控制和消除核事故对公民生命健康和生态环境的危害,不断增强有效应对和防范核威胁、核攻击的能力。”这是核安全首次纳入国家安全体系。确保核安全,已成为维护国家安全的一项重要任务。这里所说的核安全,已经不是狭义的核安全,而是广义的核安全,是与国家安全相关的核问题的统称。

5. 国家核电与中电投合并

2015年 5月29日,中国电力投资集团公司与国家核电技术有限公司合并成立的国家电力投资集团公司(国家电投)正式成立。7月15日,国家电力投资集团公司在京正式挂牌。重组后,国家核电作为国家电投的控股子企业,整合集团内部的核电资产和业务,承担三代核电引进、消化、吸收、再创新的任务。

重组合并涉及资产总额超7000亿元,核电资产估值520-780亿元。

6. 国家领导人亲自推动,中国核电“走出去”初见端倪

2015年,习近平主席、李克强总理等国家领导人对我国核电“走出去”亲自推动,大力支持。

1月28日,国务院常务会议对加快中国装备“走出去”、推进产能国际合作进行了研究部署,推动铁路、核电“走出去”,大力开拓铁路、核电等重大装备的国际市场。

国家领导人在会见来访的阿根廷、英国、亚美尼亚、法国等国领导人时,亲自推销核电技术和装备的出口,同时表示要加强核能合作,开拓第三方市场。

6月15日,李克强总理在中国核电工程有限公司详细了解了“华龙一号”的情况。他说,核电是中国高端装备制造的佼佼者,我们推动生态文明建设、积极应对气候变化,需要发展包括核电在内的绿色清洁能源。

在具体项目上,中广核集团的英国项目、罗马尼亚项目,中核集团的阿根廷项目,国家核电的南非项目等最引人注目。

7. 大型商用乏燃料后处理项目谈判取得进展

中法之间关于合作建设大型商用乏燃料后处理项目的谈判在2015年取得实质性进展,目前技术阶段的谈判已经结束。

早在5年前,中法双方就已签署协议,计划在中国建设一座年处理规模800吨的乏燃料后处理厂。2011年11月,中核集团成立中核瑞能科技有限公司,专门负责800吨大厂的建设及技术引进。此后很长一段时间,中法千亿核大单的谈判一波三折。2015年6月底,中法两国总理共同见证了中核集团与阿海珐集团在巴黎签署《中国核工业集团公司与阿海珐集团关于后处理/再循环工厂项目合同商务谈判工作路线图的谅解备忘录》。

在我国核电稳步发展、取得历史性突破之时,也面临着严峻的挑战。

1. AP1000及“华龙一号”的成熟性、经济性需要进一步验证

AP1000首台主泵已吊装就位,消除了AP1000依托项目建设的一个拦路虎,但是,AP1000工程建设仍面临安装调试阶段的考验。由于是首堆工程,AP1000在冷试、热试阶段还有许多重要的验证试验要做。建造过程中的许多问题和风险将在调试期间集中暴露,能不能按计划顺利完成调试?第一年的运行业绩究竟怎么样?这是AP1000面临的第一个考验。

AP1000依托项目造价高。由于工期延长,估计三门与海阳的投资均超过20000元/千瓦。后续CAP1000的造价能不能控制在15000元/千瓦以内将直接影响其经济性。

AP1000的造价与关键设备、部件、材料的国产化程度有密切关系。示范项目4台机组的实际国产化比例大约在25%左右(按价格计算),一些关键设备(主泵、DCS系统等)国产化任务依然繁重,从美国的AP1000到中国的CAP1000还有大量的工作要做,匆忙上项目不是一种好的选择。

“华龙一号”首堆已经正式开工,目前的施工进展也还顺利,但潜在的风险仍不能忽视。

尽管“华龙一号”的一系列改进措施有一定的技术基础,但集中到一个型号上,能不能实现科学、有机、全面的平衡,尚待进一步考验。“华龙一号”设计中一些先进指标需要落实到图纸和设备制造中。对其成熟性与先进性的评价,需要在施工图基本完成、关键设备订货与制造基本落实以后,至少要到2017年年底。批量建设时间过早,压力大,风险也大。

“华龙一号”设计中增加了与安全功能有关的一些系统及设备,对相关设备的要求更高,造价也增加了。“华龙一号”与AP1000孰优孰劣的竞争中,实际造价是一个重要因素。

2. 内陆核电建设仍然存在不确定性

我国内陆核电储备厂址可容纳装机容量2亿多千瓦。在“十二五”期间被叫停的湖南桃花江、江西彭泽、湖北大畈等已经开展前期工作的厂址能否在“十三五”期间重启?什么时间重启?这些引发诸多关注。

中国核能行业协会近年来一直在推动我国内陆核电的重启,完成了一系列研究报告,并举办了发布会。中国工程院、中国核能行业协会以及许多研究机构以多种形式向中央领导、有关部门呈送报告,希望早日重启我国的内陆核电建设。与此同时,反对内陆核电的声音一直没有停止。

我国内陆厂址目前选择的机型都是AP1000,如果AP1000依托项目取得突破,内陆核电建设将有很好的机会。

按照目前核电中长期发展规划拟定的目标,沿海厂址已经能够满足“十三五”的建设需求。田湾、三门、海阳、台山、石岛湾、宁德、防城港等已开工的厂址都能继续扩建,陆丰、徐大堡、漳州、沧州等厂址前期工作比较充分也可以开工,苍南、金七门、白龙等也历经多年筹备,希望上马。在这种情况下,“十三五”期间内陆核电可能会破局,但大规模建设的可能性不大。而且内陆核电能否重启的关键,在于社会公众对核电的接受程度。

3. 电力需求新常态对核电发展的影响

随着我国经济发展“换档”,电力消费增速明显放缓,使核电发展的外部环境发生变化,面临新的挑战。

在我国经济新常态下,电力供需呈现出三大新特点:一是年电力消费弹性系数持续下降,说明我国经济结构向能源消耗低的方向转化。二是用电增速明显放缓,呈现中速或中低速增长趋势。三是非化石能源发电量持续快速增长。这表明电力总供给大于总需求,电力发展已由过去的适度超前转向当前和今后的产能相对过剩。

电力供需的新特点将直接影响核电产业的发展。当经济进入新常态,电力供需宽松,核电是否继续持有优势需要观察。在新电改配套文件里,“核电在保证安全的情况下兼顾调峰需要安排发电”,属于D类电源,与“风电、光伏发电、生物质能发电按照本地区资源条件全额安排发电”相比较,已经优势不再。今后,核电将打破过去不参与调峰的惯例,核电机组的经济性也会受到影响。

4. 新电改带来的影响

2015 年3月15日,中共中央国务院印发了《关于进一步深化电力体制改革的若干意见》,这是时隔13年之后重新开启的新一轮电力体制改革。

本轮电改目标是构建更广泛的竞争性市场体系,形成市场化电价机制,促进市场主体多元化。本轮改革的方向是批发竞争(或零售竞争)模式,与此对应的发、输、配、售四环节以及电价体系等方面都将发生根本性变化。

目前,核电机组通常作为基荷电源稳定运行,电网作为最终买方按计划收购核电所有上网电量,核电企业与电力市场的关联度不强。随着电网职能的转变、发售电侧放开以及市场化程度的加深,核电企业的权责边界将发生根本性变化,并由此影响核电企业的售电管理、成本管控、报价策略、投资布局、风险控制等各方面。

与其它电源相比,核电项目从选址、基建到商运的时间跨度较大,难以对商运后的电力市场进行预判,且运营成本结构中固定不变成本占比较高。若电价完全取决市场,核电经济性将完全敞口于电力市场供需变化,以及煤炭、石油等能源价格波动的风险中。


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