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回归市场后核电如何站稳脚跟?

导读: 然而在电力体制改革的大环境下,“电价高”不再会是一件值得骄傲的事情。在消费者面前,水电、核电、火电都只是电而已。如何才能保持市场竞争性,是核电企业不得不考虑的问题。

  近日,国家发展改革委发布消息表示,下一步,国家发展改革委将以完善主要由市场决定价格的机制为目标,把价格改革向纵深推进,而重点方向则落在了电力以及天然气等领域。

  然而在电力体制改革的大环境下,“电价高”不再会是一件值得骄傲的事情。在消费者面前,水电核电火电都只是电而已。

  如何才能保持市场竞争性,是核电企业不得不考虑的问题。

  核电价格受标杆电价影响

  据了解,由于核电的特殊性,2013年6月15日之前,核电上网电价曾以“一厂一价”的机制单独核定。

  但是很显然,由于最终的上网电价是基于实际发生的建设成本、再考虑“保证一定的收益率”来核定的,所以业主对于项目成本会有控制。随着核电发展的规模化和逐步市场化,核电定价机制也开始变革。

  2013年6月15日,国家发展改革委出台了核电标杆电价政策规定,将核电标杆电价定为0.43元/千瓦时。若核电标杆电价高于所在地燃煤标杆电价,新建核电机组执行当地燃煤标杆电价;若核电标杆电价低于所在地燃煤标杆电价,承担核电技术引进、自主创新、重大专项设备国产化认为的首台或首批核电机组或示范工程,其上网电价可在全国核电标杆电价基础上提高。

  在核电行业快速发展之时,核电标杆电价政策可保证已有核电机组投资的收益,同时也给新型核电机组和核电技术留出了空间。但无论如何,燃煤标杆电价对核电电价有重要影响。近年来,燃煤发电标杆电价持续下调,但核电标杆电价自出台后暂未调整过。目前涉核省份燃煤电价与标杆电价的差额不一。

  以核电大省福建省为例,目前的煤电标杆电价为0.4075元/千瓦时,低于全国核电标杆电价。根据核电标杆电价政策,就意味着:在尚未定价的在建二代加 机组商运后,其电价就要执行相对较低的燃煤标杆电价。

  同样低于核电标杆电价的山东海阳核电站,由于采用AP1000技术,AP1000机组投产后,作为首批机组,可以沿用“一厂一价”的机制争取到较高的电价。但是按照现行的核电标杆电价的政策,后续建设的同类机组将执行核电标杆电价。

  降低成本需从自主创新入手

  根据我国在巴黎气候大会上的承诺,2030年前我国将实现碳排放的零增长,非化石能源消费在一次能源中的比重将迅速提升到20%,其中核电将占到6~8%。如何进一步降低成本,是核电企业在未来更加市场化的电力行业立足、竞争和发展所必须要做的功课。

  除此之外,参与调峰之后,核电的经济性也受到一定影响。全国政协委员、中国广核集团有限公司董事长贺禹在今年两会的提案中表示,核电的换料周期相对固定,一般都是连续运行12个月或18个月换一次料。

  在这个周期中,无论机组满发、降功率运行或停机备用,到期后都要求更换核燃料。在运行过程中频繁降升功率会导致燃料燃耗不充分而产生弃料。同时,弃料的增加,也加大了后端乏燃料处理的难度和成本。如果参与调峰是不得不面对的事实,核电将如何提高自身经济性呢?降低自身成本无疑是最好的选择。

  以设备国产化为例。虽然目前我国百万千瓦级核电机组国产化率已达85%,但是在其余的尚未国产化的“15%”里,大多是“卡脖子”的关键、重大装备或者其他关键零部件,例如:主泵、燃料组件和核级仪表等,这些“卡脖子”的设备或部件不仅直接影响采购价格,更会对核电项目工期造成重大影响,更大程度上拉高工程造价。

  而燃料组件、运行模式等因素均会在一定程度上影响核电成本,若想提高自身的经济性,中国核电还需在研发创新上下功夫。

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