中国储能网讯：急于摆脱发电利用小时数走低的核电企业，正在推动核蓄一体化，以求保障核电机组满功率运行。

但在当前电力过剩的情况下，核蓄一体化难以达到核电企业期望的目标。

为何力推核蓄一体？

2008年以后，福建省福清核电和宁德核电相继开工建设，两座核电厂各规划6台百万千瓦级核电机组，采取一次规划，分期建设。福建电力公司考虑到未来电力供需情况，认为如果未来核电不参与调峰，将会严重影响省内火电发展。

随后，福建省重点项目建设管理办公室组织福建省电力公司、宁德核电和福清核电召开协调会，研究核电企业承诺参与调峰。

但是电力公司和核电企业并未达成一致意见。2007年全国电力消费仍然保持高速增长，核电设备利用小时数保持在7737小时，核电在电力供应中扮演基荷电源角色。此时核电企业认为，核电参与调峰在全国尚无先例，这也成为福清核电、宁德核电拒绝承诺参与调峰的理由之一。

同一时间，正在开展前期工作的漳州核电对未来电力供需形势作出了预判，“漳州核电2020年以后才投产，所以到时肯定免不了（参与调峰）。”一位了解漳州核电的人士介绍说。

2009年，恰逢国家能源局统一部署全国规模抽水蓄能电站选点规划工作，国网区域内20个省份相继完成抽水蓄能电站选址规划报告，选出了近100个规划站点。2010年6月，福建省发改委在福州组织召开福建省抽水蓄能规划评审会，漳州市云霄县平水洋抽水蓄能电站被列入福建省电源发展总体规划。

对于未来将出现电力过剩、核电需参与调峰的判断，是漳州核电力推核蓄一体化的动力。而随着福建电网对于调峰能力的需求以及日益严峻的电力消纳形势也在加速漳州核电核蓄一体化进展。

福建省电力装机规模增长十分迅速，截至今年7月底，福建省装机容量达到5078万千瓦，其中水电装机为1301万千瓦，约占到总装机的26%；风电和光伏装机为229万千瓦；核电装机也达到653万千瓦。由于水电丰枯期出力相差悬殊，风电和光伏发电波动性比较大，并且随着峰谷差逐年加大，福建电网调峰压力也日益增加，对于建设抽水蓄能电站的需求十分迫切。

目前福建省内已经无法完全消纳增长的核电装机，不断下降的设备利用小时数已直接影响到核电企业的收益。截止到7月，福清核电、宁德核电设备利用小时数只有3815小时、3238小时，分别比去年同期下降了949小时、1034小时。

中国核电在2016年半年报中指出，福建福清核电一期工程“由于本期该项目产能未完全释放，故无法测算实际全年达产情况下的收益情况”。

对于核电企业来说，其主要营收取决于上网电量，但受到当下电力过剩，以及未来发用电计划逐步放开的影响，核电势必要参与市场竞争，这将对未来核电企业收益产生直接影响。

按照计划，漳州核电预计在2016年底取得核准，其推行的核蓄一体化可以被视作应对电力市场改革的一项重要举措。平水洋抽水蓄能电站距离漳州核电厂址直线距离只有31公里，规划建设6台单机30万千瓦的单级混流可逆式水泵水轮发电电动机组，总装机容量180万千瓦。项目建设工期为66个月，总投资52亿元。

而且漳州核蓄一体化已经得到国家能源局的肯定，并且有望成为第一个核蓄一体化示范项目。

今年8月23日，国家能源局副局长郑栅洁专题调研云霄抽水蓄能项目的前期开发工作及“核蓄一体化开发运营模式”，并作出表态，国家能源局支持云霄抽水蓄能电站项目调整列入国家站点规划。郑栅洁曾长期担任福建省发改委主任，并于去年8月任国家能源局副局长。

核蓄一体化或助每年多赚6亿

漳州核电的核蓄一体化运营模式最主要作用是提高核电机组负荷率，增加上网电量，从而确保核电企业收益。

根据漳州核电提出的核蓄一体化运营模式，核电站和抽水蓄能电站统一由中核国电漳州能源有限公司运营，抽水蓄能作为核电站的配套设施，承担调峰任务，用核电的电量来进行抽水。核电站与抽水蓄能电站组成一个电力单元，电网下达调峰、填谷等任务后，由运营公司统筹调度，满足电网公司的负荷调配要求。该电力单元的送出电量，统一按照核电的标杆电价送出。

抽水蓄能电站综合效率在75%左右，也就是用约4度电发3度电，相比核电满功率运行，在这种模式下，核电的上网电量相应会减少。

“核电总送出电量少了，但是如果没有抽蓄就更少了，还是有好处的，现在总收益虽然低了，但是负荷率上去了”，了解漳州核电项目的人士解释说。

国电漳州核电项目筹建处曾对核蓄一体化做了详尽的效益分析，并在2010年的抽水蓄能年会上提交了《核蓄一体化运营模式的研究》课题报告。他们采用经济评价中的“有无对比”的分析方法，以核电机组基荷运行为标准，对比分析核电机组参与调峰和采用核蓄一体化运营两种模式的效益。

核电站采用4台单机容量125万千瓦的AP1000机组，抽水蓄能电站为6台30万千瓦混流可逆式机组，核电机组和抽水蓄能电站年利用小时数分别为7000小时、1760小时，核电机组负荷因子为0.8。核电发电成本为0.23384元/千瓦时，核电和抽水蓄能上网电价为0.378元/千瓦时。

若核电机组参与调峰，因发电量减少、缩短运行周期、燃料损耗和乏燃料处理、增加设备维修带来的减少盈利约14.6亿/年。而如果采用核蓄一体化的模式，运营公司只需承担因发电量减少带来的损失和抽水蓄能电站建设成本，这两项减少盈利约8.6亿元/年。

与直接参与调峰相比，核蓄一体化每年带来的经济效益能够达到6亿元。

核能发电企业认为，核电机组参与调峰除了减少降低经济效益，还有一定的技术限制。压水堆核电厂通常采用控制硼浓度和控制棒进行负荷跟踪，容易增加人为失误，风险加大，并且硼化稀释操作过多，会增加废气、废液和废固，最后堆芯在寿期末会逐步失去参与调峰的能力。

一体化或无助消纳富余电量

在电力过剩形势下，核电企业希望通过核蓄一体化争取更多的上网电量，从而带来明显的经济效益。漳州核电希望将调度与核蓄一体化捆绑起来，据上述知情人士透露，“国家能源局比较支持捆绑方案。”

但福建省电力公司方面认为，抽水蓄能电站应该作为整个电网的调峰电源，以实现系统的最大效益，因而漳州核电核蓄一体化在最初提出的时候遭到电网方面的强烈反对。

今年4月，国家发改委价格司、水规总院以及中咨公司共同召开了咨询会，讨论漳州核电核蓄一体化的可行性分析，参会的专家也建议将抽水蓄能电站放在全省电网中考虑。

上述人士介绍，漳州核电目前还是在争取国家能源局的单一调度政策，如果行不通，漳州核电也可以向抽水蓄能电站购买辅助服务，类似火电。

虽然目前电网对于推动核蓄一体化并不积极，但并不构成最大阻力。上述人士认为，如果核蓄一体化示范工程获批，将有可能化解电网方面的阻力。

即便解决了与电网方面的矛盾，漳州核电仍然面临福建省内严重的电力过剩局面，而其他核电厂也在参股抽水蓄能电站建设。今年5月，福建省发改委核准了宁德周宁抽水蓄能电站，华电集团出资比例为95%，同时华电也是宁德核电的主要股东。据eo记者了解，此前福建省政府希望中广核投资建设周宁抽水蓄能电站，但中广核希望能够控股，双方未达成一致意见。

今年6月，永泰抽水蓄能电站也取得福建省发改委核准复函，该项目主要股东为福建省投资开发集团有限公司，出资比例为91%，在下一阶段，按照核抽一体化，引入福清核电参股建设。

福建省内用电空间增长不足，外送华东又没有计划电量保障，在电量大盘子不保证的情况下，即便核电企业力推核蓄一体化，或者购买辅助服务，目前电网也难以消纳富余电量。有电力行业人士指出，问题的症结还是在于装机太多，电量消纳不了，调峰只是表象上的问题。