【高见27】走出低潮,核电重启
最近三年,国内每年稳定核准5个核电项目,10台左右机组,以华龙一号为绝对主力。由于历史原因,我国核电在总发电量中占比偏低,而电力结构改革又急需稳定能源。因此,核电成为必然选项。
欢迎收看第27期高见,本期我们来聊一聊核电。8月19日国务院常务会议决定核准五个核电项目,包含江苏徐伟、广东陆丰、山东昭远、浙江三澳、广西白龙的11台核电机组,数量创近年来新高。
核电项目不是在今年突然开启的,最近三年,国内每年都在稳定核准五个核电项目。2022年、2023年都是核准10台机组,今年核准的11台机组多了一台。多出来一台机组,因为江苏徐伟要建设的是个核能供热项目,准备向连云港万一集市化产业基地大规模供应低碳工业蒸汽。
为了扩大蒸汽指标覆盖范围,所以采用了两台华龙一号压水堆机组,加上一台HTR PM600S高温气冷堆机组。石油化工生产过程中需要大量热能驱动设备与反应装置运行,比如炼化第一步的长减压蒸馏,就是要通过将石油加热沸腾,利用沸点差异进行分流。再比如裂化脱氢反应,也需要使用750摄氏度以上的高温水蒸汽。所以过去大型石化基地通常要自备一套燃煤锅炉,从而提供高温蒸汽与电力,也因此成为了能耗大户,是减少碳排放的重要目标。
此前国内化工园区减碳措施,有的是新建高效热电联机组,有的是通过热电厂集中供热,但源头上还是要靠煤电。今年6月19日,国内首个工业核能供气项目,田湾电厂核系一号正式向连云港石化基地供气。核系一号是利用田湾三四号机组的二回路蒸汽,属于核电与石化相结合的尝试。
过热蒸汽的温度和压力指标范围有限,而这次徐维核电的华龙一号机组使用饱和蒸汽,高温气冷堆使用过热蒸汽,这样一来就能提供中压、次中压、低压三倍蒸汽,温度覆盖范围也更大。江苏徐维核电项目是专门为连云港石化基地供热的,发电是兼顾业务,性质上已经不是过去的核电站,而是核动力厂。
过去几年国内开展的几个核能供热项目,尤其是城市供暖,比如山东海阳、浙江海盐,分别利用了海阳核电与秦山核电的余热来给城市居民供暖。但这种民生工程对核电站来说主要是赚口碑,不怎么赚钱,也没什么经济发展空间。这次核准的徐维核电是全球第一个将高温气冷堆与压水堆耦合的核动立场。
目前中国石油炼化产能已超过美国,成为世界第一,核电装机容量也即将成为世界第一。对于石化基地来说,反应装置开车后要常年稳定运行,需要稳定热源,核能比火电热源更稳定更可靠。对于核电基地来说,由于国内电力市场中新能源占比越来越大,供电波动性在上升,争取长期稳定交易电量的难度也在加大,而长期稳定经营的石化基地正是核电最理想的客户。未来国内核电与化工有广阔的合作空间。
除了徐维核能供热项目,今年新核准的其他四个项目都是核电。从总包方来看,今年五个项目里中广核占了三个,超过往年项目占比。三个项目中,两个是扩建,一个是新建。新建项目位于山东昭远。中广核的核电厂址储备相对较少,山东昭远核电是中广核第十个核电基地,是中广核在山东正式落地的第一个核电基地,为中广核增加了一个新的厂址。而且与其他沿海核电不同,昭远核电是滨海核电,距离海岸线大约10公里。滨海核电的冷源依旧是大海,但稍微离海远了点,需要另外配套冷却塔。滨海核电项目成熟后,我国沿海地带核电站选址的灵活性也会上升,从长期来看,能够缓解未来国内核电项目备用厂址的紧缺。
除了中广核的徐维项目已经在厂址上留守了一代人的时间,白龙核电项目耽误了十几年,固然有多头合作存在项目矛盾的因素,但更关键的还是赶上了国内核电低潮期。现在全球总发电量中核电占比约为10%,而我国核电占总发电量是5%。这一方面是因为我国核电起步晚,另一方面是在发展过程中赶上了其他国家核事故放缓了发展节奏。
接下来我简单回顾一下国内核电事业的几十年起落。
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我国核能研究起步于50年代,当时中苏核能开展全面合作,范围从裂变堆和武器覆盖到托卡马克装置。1955年,我国从苏联引进了一台7000千瓦重水反应堆,在1956年5月26日开始建造,1958年6月13日首次达到临界,这就是101重水反应堆。1958年9月27日,101堆接受陈毅副总理剪彩之后提升功率运行。同时接受剪彩的还有我国从苏联同时引进的1.2米直径回旋加速器,这就是我国核能事业发展初期的一堆一器。一堆一器建成,标志着我国正式进入了原子能时代。
1959年6月,苏联撕毁合作协议,召回1390名苏联专家,我国核能事业只能靠自力更生。美苏英法在完成核武器开发之后,都开始发展核电,在五六十年代建设了第一批核电站。1964年,我国首颗原子弹爆炸成功。在1970年正式提出了发展核电,也就是728工程,要在秦山建设核电站。秦山核电站一系组源于核潜艇陆上模式堆196堆。1970年底,首艘核潜艇长征一号下水。这之后,国内在196堆基础上研发了商用堆型CNP300。728工程配套也就是秦山一期项目。
1978年,秦山一期项目在浙江海盐开工。同样是在这一年,我国宣布引进法国M310反应堆全套技术,准备为回归后的香港配套核电站,也就是大亚湾核电。秦山一期项目从1970年提议到1991年首台机组并网发电,花了21年。花费时间长,一方面是因为核电站研发难度大,另一方面是因为1979年的美国三里岛五级核事故。受三里岛核事故影响,秦山一期项目直到1981年才正式完成立项工作。
1988年,核工业部撤销,转为中国核工业总公司,也就是后来的中核集团,继续负责秦山一期项目。1994年中广核成立,负责与法国合作的大亚湾核电。1994年中核总公司在CNP300经验基础上,结合从法国引进的M320技术,按照减少回路,减少反应堆容量的思路,设计出了两套三代核电方案。一个是顺着M310设计思路继续开发的CPR1000,用157核燃料组件,另一个是CNP1000采用177核燃料组件,反应堆压力容器的尺寸更大,热功率更高。
21世纪,国内经济高速增长,与此同时,苏联切尔诺贝利七级核事故的影响也逐渐消散,国内核电快速发展。中广核与中核分别延续了核动力院的两条技术路线,做出了ACPR1000与ACP1000,并在国家能源局的要求下,在2013年融合为华龙一号方案。华龙一号首堆并网是在2020年。在那之前,国内第三代核电站主要是引进合作。
2005年3月,我国调整能源发展政策,从适度发展调整为积极发展,并写入了十一五规划目标。一开始是准备到2020年,将我国核电装机容量从700万千瓦提高到4000万千瓦。2010年进一步将目标上调到7000万千瓦以上。在此期间,国内陆续批复了一系列核电项目。结果2011年3月,日本发生的福岛七级核事故,国务院在福岛核事故发生后第五天就暂停了核电项目审批,推迟了部分已批准核电项目的建设。
2012年10月24日,国常会讨论并通过的核电安全规划与核电中长期发展规划,明确的十二五期间只在沿海安排少数经过充分论证的核电项目,内陆不安排核电项目。新建项目必须符合第三代安全标准。从2011年到2018年,国内新核准核电项目出现真空期,只在2012年与2015年分别核准了四台与八台机组。其中2012年核准的四台机组是中俄合作的田湾二级项目。2015年核准的八台机组,是因为当时的AP1000、CAP1400与华龙一号这些更安全的第三代核电技术初步成熟,国内准备重新启动核电建设。
结果浙江三门从美国引进的世界首对AP1000机组,因为技术问题出现的延期,与其一脉相承的CAP1400也因此被延后。而华龙一号技术当时也不具备大规模商用条件,所以国内再次暂停核准核电项目。浙江三门核电项目原计划在2014年并网发电,结果延期了近四年,到2018年11月才正式投产。这之后,随着这些项目陆续投产,第三代核电技术可靠性得到验证,国内才从2019年开始逐步重启核电项目审批。
2022年3月,国家发改委、国家能源局印发了十四五现代能源体系规划,再次提出了核电7000万千瓦目标,要到2025年实现。由于之前耽误了几年进度,也比2010年预计的晚了5年。十几年核电低潮期也造成了国内核电技术人才流失。最近三年,国内每年核准5个项目,10台左右机组,比过去核准进度更快也更稳定。这一方面是因为第三代技术已经得到可靠验证,另一方面是国内华龙一号技术也已经成熟。稳定的项目核准节奏可以给核电行业提供稳健的预期,有助于产业平稳发展。
目前在建机组中,华龙一号已经成为绝对主力。每年核准10台机组也几乎是目前国内核电装备的产能上限。根据国家能源局在8月29日发布的信息,国内在运行的核电机组有56台,装机容量5808万千瓦,已核准与在建的46台,装机容量5505万千瓦,加起来一共是102台,总容量超过1.1亿千瓦,世界第一。
建设这么多核电项目是因为国内电力确实需要更多的核电。我国要在2030年实现碳达峰,2060年实现碳中和。我国电力系统每年排放41吨二氧化碳,差不多是全国碳排放的40%。这意味着要实现双碳目标,必须大幅改造电力结构。未来国内要以风电光伏为绝对发电主力,逐步清退火电。新能源发电有明显的波动性、不确定性、反调峰性特征,起码社会基础用电,需要稳定生产的制造业,不能依赖不稳定的新能源。因此能够同时满足低碳稳定的电力资源就只剩下核电这一个选项。这就是为什么国内最近几年重启核电项目,而且是以较快的速度重启。
但接下来国内想要持续提升核电装机容量,还要解决电力市场的交易风险。这几年新能源大规模装机,首先冲击了电网。由于电能没法大规模存储,源、网、荷整体上是即产即用,因此发电端与用电端要尽可能实现时空间匹配。刚才提到新能源发电不稳定,而在用电端,城市白领上午有固定的上班打卡时间,城市用电早高峰往往是在半个小时内就会出现巨大的负荷增长。这时候风电发电比较弱,光伏才刚开始爬坡,根本跟不上需求,电网必须要配套足够的调峰资源。
目前最理想的低碳调峰是用抽水蓄能,但东部复合中心受生态红线影响,可开发的抽蓄场址已经不多了。因此新阶段电网调峰主要还是靠火电。新能源分布是不稳定,发电就进一步决定了减碳后的电力结构不可能靠计划管理,只能靠市场。目前国内超过6成的社会用电量都参与了电力市场交易。电力市场按15分钟一个时段,将每天划分成96个现货交易商品,进行日前或日间结算。
在现货市场交易情况下,靠煤电机组进行深度调峰又会出现新的问题。现在的煤电都是大机组,启动开机差不多要20个小时,不可能为了早高峰用电临时开机。而且煤电机组有最小技术出力值,低于最小值就容易出现憋火意外停机,导致发电厂事故,严重的还会导致机组报废。国家发改委、国家能源局规定的调峰最小发电出力是35%额定负荷,而实际情况是煤电机组在不断刷新出力下限,最低的已经到了9%。
在煤电发电空间不够的情况下,如果煤电机组不去挑战出力下限,就要在用电低谷阶段和新能源抢发电指标,很容易出现负电价导致亏损。同样的,如果新能源发电赶在了发电高峰,也会出现日间交易负电价。比如山东的新能源发电就已经多次出现了负电价。
现在减碳政策决定了煤电的发电指标受限,但同时煤电还要参与深度调峰,要承受用电低谷贴线发电的成本。而煤电机组为了止损,就要推高用电尖峰的电价,或者靠容量和辅助服务来回收成本。结果就是社会平均度电成本上升,也可以看作是新能源的消纳成本。因此从更宏观的视角来看,负电价也是电网消纳能力的指标。
核电机组不适合参与调峰,一方面是核电机组靠控制棒与硼酸盐溶液调节功率的速度比较慢,另一方面是频繁调峰容易出现风险。频繁调峰改变温度会增加燃料棒提前破损概率,机组负荷快速升降容易产生堆心局部热点,影响堆心安全。在这种情况下,核电加入电力市场会面临比煤电机组更大的价格风险。
目前国际电力市场通常采用执行价格锁定或者政府补贴的方式来降低核电经营风险。我国现阶段还是按照煤电价格计算核电基准价,未来有可能会出台进一步适配核电的价格机制,让核电能够在相对独立的交易市场中完成大部分电力交易,让新能源与抽蓄、煤电、气电、电化学这些调峰资源进行另一部分风险更高的电力交易。
半个世纪前,国内提出728工程背景是当时国内铁路运力有限,华东地区常年受缺电的困扰。1970年,周恩来总理到上海视察,发现上海作为我国最重要的产业基地,由于缺电导致大量工厂处于停产或者半停产状态。周总理指出,从长远来看,要解决上海和华东用电问题,要靠核电。之后几十年,国内铁路运输快速发展,煤电装机量快速攀升,一度解决了电力紧张。最近几年,为了治理全球气候,我国主动削减煤电,也要再次发展核电,将核电作为未来基础复合电源。这是跨越了半个世纪的初途同归。
好,本期节目到此结束,感谢各位收看,我们下期再见。