经济性决定"核蓄一体化"发展前景

  “核蓄一体化”实现了运营模式一体化。两个电站的赢利模式相同,在发电价相对固定的情况下,核电充分多发来摊薄成本,取得更多利润;对于抽水蓄能,电网公司只负责最后结果,中间的过程由两个单元自己决定,类似直供电的形式,充分发挥了市场的调节作用。

  随着电改深入推进和电力市场建设提速,电源灵活性已成为激发电力系统调节能力的关键。作为传统基荷电源,核电正在探索更加灵活的发展路径。

  据了解,国内首个 “核蓄一体化开发运营”项目——福建漳州核电一期和与之配套云霄抽水蓄能项目目前正在推进中。其中,漳州核电项目一期工程已基本完成“四通一平”和项目用地征迁工作,云霄抽水蓄能项目目前正开展可研工作。福建省发改委近日发布的《闽西南协同发展区发展规划》明确提出,加快启动云霄核抽一体化前期工作。

  核电和抽水蓄能一体化运营管理模式有何优势?二者结合后的经济性如何体现? 笔者就此进行了采访。

  “核蓄”互补已有实践

  抽水蓄能电站具有机组启停迅速、工况转变灵活,可以实现顶峰填谷、调频调相、紧急事故备用等功能,被称为电网的“稳压器”。在“核蓄一体化”之前,已有核蓄互补的实践。

  公开资料显示,广州抽水蓄能电站是大亚湾核电站的配套工程,为保证大亚湾电站的安全经济运行和满足广东电网填谷调峰的需要而兴建,秦山核电站也有天荒坪和桐柏两座配套的抽水蓄能电站。此外,目前在建的阳江抽水蓄能电站以满足阳江核电站的调峰要求而建设。

  据了解,国际上核电机组多以基荷运转为主,我国在恶劣气候等特别时段,电网根据并网调度协议组织核电机组参与电网调峰。近年来,在电力过剩大背景下,多地核电机组应要求降功率运行或临停备用,以及参与调峰问题。

  面临安全稳定运行和电量消纳的压力,核电急需与调节性电源“打捆”。

  公开数据显示,目前我国在运抽水蓄能电站30座,在建抽水蓄能30座,装机容量4305千瓦,主要分布在华北、华东和南方电网经营区域。据测算,2018年在国家电网经营区内,抽蓄电站助力新能源电量多消纳300多亿千瓦时。

  据了解,与其他电力机组单向调峰不同,抽水蓄能调峰是双向调峰。“煤电、核电等热力机组只能在其自身装机能力范围内通过增减负荷调峰,抽水蓄能却能吸收过剩产能。当大型高温高压热力机组处于最低负荷时,抽水蓄能同样表现突出。”

  “一体化”运营提升经济性

  核蓄如何实现“一体化”?

  漳州能源公司工程师顾健曾撰文指出,漳州核电站和抽水蓄能电站由一家公司统一管理,实现了投资主体一体化;其次,做到同时规划、同时建设、同时投产,以便能及时配合补偿运行。

  顾健还指出,“核蓄一体化”还实现了运营模式一体化。“两个电站的赢利模式相同,在发电价相对固定的情况下,核电充分多发来摊薄成本,取得更多的利润;对于抽水蓄能,电网公司只负责最后结果,中间的过程由两个单元自己决定,类似直供电的形式,充分发挥了市场的调节作用。”

  一位曾参与“核蓄一体化”项目的业内人士指出,核电运行稳定可靠,具备基荷机组能力。同时,核电建设成本约占总成本的60%,燃料和运维等运行成本占40%,投产机组的运行成本较低,多发电意味着效益更好。在这个前提下,若核电参与调峰,每年产生的成本约15亿元,而“核蓄一体化”运营后的成本主要由核电和抽水蓄能的电量损耗和建设成本组成,大约8.5亿元,核蓄一体化运营在经济性上具备明显优势。

  不过,并非所有核电站都需配套抽蓄电站。国网能源研究院能源战略与规划研究所研究员闫晓卿建议,要从厂址条件、当地电源结构及负荷特性等方面全方位评估。“每个项目都要根据具体情况测算,比如在不同情况下如何运行、抽蓄抽发之间的损耗程度等。如果在可承受经济范围内且对地区电网安全稳定运行有利,核电配套抽蓄是当然是一种比较好的方式。”

  调峰责任仍待理清

  随着电力系统辅助服务市场和产业发展政策逐步建立健全,抽水蓄能电站作为目前电网最大规模的储能设施,效用将逐步体现,但核蓄一体化目前仍有掣肘。

  闫晓卿认为,“核蓄一体化”运行时,电网调峰的责任由谁承担是业内争议的焦点。“抽水蓄能要为全网服务,还是只为核电站服务。如果核电、抽蓄都由企业自建,是否还要参与大电网调峰?当前我国新能源快速发展,电网调峰能力有待提升,这一问题还需统筹考虑。”

  一位核电行业专家告诉笔者,从实践看,鉴于核蓄联营模式的诸多困难,有些核电企业提出自建抽水蓄能电站,向电网提供调峰容量来保证核电机组的高利用小时数,而核电站和抽水蓄能电站分别按各自的运行方式运行。即抽水蓄能电站由电网按照整个电网负荷特性调度,核电站承担一部分抽水蓄能电站的建设和运行成本,电网承诺核电站负荷保持在一定水平的利用小时数上。

  “但上述模式相当于提前缴纳了今后多年的调峰补偿费用,而且随着电力市场化改革的推进,电量消纳将走向市场化,电网公司或者政府部门承诺的利用小时数能否最终兑现,存在很大的风险。”该专家表示。

  闫晓卿告诉笔者,目前抽水蓄能并未纳入核算输配电价有效资产中,成本疏导方式有待完善。“抽水蓄能电价并未纳入输配电价,就不能将其作为有效成本。但电网是实时平衡的,大家都在互为备用,抽水蓄能应该为全网去服务,而且随着未来辅助服务市场的逐步完善,抽水蓄能成本需要通过市场化的方式疏导。”

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经济性决定"核蓄一体化"发展前景

发布时间:2019-06-21   来源:中国产业竞争情报网

  “核蓄一体化”实现了运营模式一体化。两个电站的赢利模式相同,在发电价相对固定的情况下,核电充分多发来摊薄成本,取得更多利润;对于抽水蓄能,电网公司只负责最后结果,中间的过程由两个单元自己决定,类似直供电的形式,充分发挥了市场的调节作用。

  随着电改深入推进和电力市场建设提速,电源灵活性已成为激发电力系统调节能力的关键。作为传统基荷电源,核电正在探索更加灵活的发展路径。

  据了解,国内首个 “核蓄一体化开发运营”项目——福建漳州核电一期和与之配套云霄抽水蓄能项目目前正在推进中。其中,漳州核电项目一期工程已基本完成“四通一平”和项目用地征迁工作,云霄抽水蓄能项目目前正开展可研工作。福建省发改委近日发布的《闽西南协同发展区发展规划》明确提出,加快启动云霄核抽一体化前期工作。

  核电和抽水蓄能一体化运营管理模式有何优势?二者结合后的经济性如何体现? 笔者就此进行了采访。

  “核蓄”互补已有实践

  抽水蓄能电站具有机组启停迅速、工况转变灵活,可以实现顶峰填谷、调频调相、紧急事故备用等功能,被称为电网的“稳压器”。在“核蓄一体化”之前,已有核蓄互补的实践。

  公开资料显示,广州抽水蓄能电站是大亚湾核电站的配套工程,为保证大亚湾电站的安全经济运行和满足广东电网填谷调峰的需要而兴建,秦山核电站也有天荒坪和桐柏两座配套的抽水蓄能电站。此外,目前在建的阳江抽水蓄能电站以满足阳江核电站的调峰要求而建设。

  据了解,国际上核电机组多以基荷运转为主,我国在恶劣气候等特别时段,电网根据并网调度协议组织核电机组参与电网调峰。近年来,在电力过剩大背景下,多地核电机组应要求降功率运行或临停备用,以及参与调峰问题。

  面临安全稳定运行和电量消纳的压力,核电急需与调节性电源“打捆”。

  公开数据显示,目前我国在运抽水蓄能电站30座,在建抽水蓄能30座,装机容量4305千瓦,主要分布在华北、华东和南方电网经营区域。据测算,2018年在国家电网经营区内,抽蓄电站助力新能源电量多消纳300多亿千瓦时。

  据了解,与其他电力机组单向调峰不同,抽水蓄能调峰是双向调峰。“煤电、核电等热力机组只能在其自身装机能力范围内通过增减负荷调峰,抽水蓄能却能吸收过剩产能。当大型高温高压热力机组处于最低负荷时,抽水蓄能同样表现突出。”

  “一体化”运营提升经济性

  核蓄如何实现“一体化”?

  漳州能源公司工程师顾健曾撰文指出,漳州核电站和抽水蓄能电站由一家公司统一管理,实现了投资主体一体化;其次,做到同时规划、同时建设、同时投产,以便能及时配合补偿运行。

  顾健还指出,“核蓄一体化”还实现了运营模式一体化。“两个电站的赢利模式相同,在发电价相对固定的情况下,核电充分多发来摊薄成本,取得更多的利润;对于抽水蓄能,电网公司只负责最后结果,中间的过程由两个单元自己决定,类似直供电的形式,充分发挥了市场的调节作用。”

  一位曾参与“核蓄一体化”项目的业内人士指出,核电运行稳定可靠,具备基荷机组能力。同时,核电建设成本约占总成本的60%,燃料和运维等运行成本占40%,投产机组的运行成本较低,多发电意味着效益更好。在这个前提下,若核电参与调峰,每年产生的成本约15亿元,而“核蓄一体化”运营后的成本主要由核电和抽水蓄能的电量损耗和建设成本组成,大约8.5亿元,核蓄一体化运营在经济性上具备明显优势。

  不过,并非所有核电站都需配套抽蓄电站。国网能源研究院能源战略与规划研究所研究员闫晓卿建议,要从厂址条件、当地电源结构及负荷特性等方面全方位评估。“每个项目都要根据具体情况测算,比如在不同情况下如何运行、抽蓄抽发之间的损耗程度等。如果在可承受经济范围内且对地区电网安全稳定运行有利,核电配套抽蓄是当然是一种比较好的方式。”

  调峰责任仍待理清

  随着电力系统辅助服务市场和产业发展政策逐步建立健全,抽水蓄能电站作为目前电网最大规模的储能设施,效用将逐步体现,但核蓄一体化目前仍有掣肘。

  闫晓卿认为,“核蓄一体化”运行时,电网调峰的责任由谁承担是业内争议的焦点。“抽水蓄能要为全网服务,还是只为核电站服务。如果核电、抽蓄都由企业自建,是否还要参与大电网调峰?当前我国新能源快速发展,电网调峰能力有待提升,这一问题还需统筹考虑。”

  一位核电行业专家告诉笔者,从实践看,鉴于核蓄联营模式的诸多困难,有些核电企业提出自建抽水蓄能电站,向电网提供调峰容量来保证核电机组的高利用小时数,而核电站和抽水蓄能电站分别按各自的运行方式运行。即抽水蓄能电站由电网按照整个电网负荷特性调度,核电站承担一部分抽水蓄能电站的建设和运行成本,电网承诺核电站负荷保持在一定水平的利用小时数上。

  “但上述模式相当于提前缴纳了今后多年的调峰补偿费用,而且随着电力市场化改革的推进,电量消纳将走向市场化,电网公司或者政府部门承诺的利用小时数能否最终兑现,存在很大的风险。”该专家表示。

  闫晓卿告诉笔者,目前抽水蓄能并未纳入核算输配电价有效资产中,成本疏导方式有待完善。“抽水蓄能电价并未纳入输配电价,就不能将其作为有效成本。但电网是实时平衡的,大家都在互为备用,抽水蓄能应该为全网去服务,而且随着未来辅助服务市场的逐步完善,抽水蓄能成本需要通过市场化的方式疏导。”

      关键词:电力, 核电,电价,储能


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