今年年初，随着我国电力需求放缓、核电消纳问题愈演愈烈，核电消纳成为业界关注热议的焦点。

纵览近两年核电发电情况，继弃水、弃风、弃光之后，核电消纳困难持续扩大，辽宁、福建、海南等地核电消纳频亮“红灯”。在全国各地，多个核电基地均出现了核电设备利用小时数及利用率降低的情况。相关数据显示，2016年，全国弃核率达到了19%，相当于近7台核电机组全年停运。

对此，业界纷纷呼吁要确保核电基荷运行。今年“两会”期间，包括中国三大核电集团“一把手”在内的多名全国政协委员将联名提交《保障核电按基荷运行，落实低碳绿色发展战略》提案，建议明确核电按基荷运行，实现核电多发满发，并加强跨省区电网通道建设和利用，推动核电集中跨区送电，保障核电消纳。

在行业的呼吁和管理部门的关注下，核电消纳提上日程。今年3月，国家发改委、国家能源局印发了《保障核电安全消纳暂行办法》，对电力供求平衡地区、电力过剩地区核电发电量做出安排。

而近日，中电联公布的2017年1～6月份电力工业运行简况，再一次将业界目光拉向核电消纳问题。

报告显示，1～6月份，全国核电发电量1154亿千瓦时，同比增长19.6%，增速比上年同期回落5.3个百分点。核电的消纳问题有所好转，单机组平均利用小时数增长59小时（半年）。但对比历史数据会发现，自2014年度过冰封期后，核电的发电增速其实一直在下行。

核电消纳提振在即，但随着电力改革的深入推进，核电将面临更复杂的竞争环境，那么，摆脱核电消纳困境，路在何方？

业界专家呼吁政策支持

一直以来，核电由于具有不间断发电、不受自然条件约束及发电成本低等诸多“先天”优势，始终占据着基荷电源的地位。而近几年，随着电力需求放缓，电力消纳问题日益凸显，核电面临着降功率和低价上网的窘境。

据悉，全国核电利用小时2016年比2015年下降361时，利用率从84.5%下降为80.4%。其中，辽宁省核电利用小时2016年为4982时，利用率为56.8%，同比下降836时，下降10个百分点；海南省核电利用小时2016年为5775时，利用率仅为65.9%。

严峻的形势让业界纷纷呼吁，这是严重的浪费。核电站是高投入项目，要最大效能地发挥它的作用。

核电专家郝东秦表示，核电厂高投入、高产出、高效益，带基荷运行对核电站、对社会、对国家都十分有利和必要。国际上，无论是在资本私有制国家，还是国家投资能源体制国家都有着同样的共识。世界上拥有核电国家，特别是压水堆发电国家，基本都是带基荷满功率运行，除了法国少量机组调峰之外，基本都不参与调峰。

根据国外基荷运行经验，以及多年来对核电发展的研究观察，郝东秦详细介绍了核电基荷运行的重要意义。

在安全性方面，带基荷运行是确保核电厂全燃料循环周期安全运行的保障。核电长期参与调峰，存在导致机组运行可靠性降低甚至引发安全事故的风险，因而核电作为基荷电源使用更为合适。

在环保方面，减少清洁能源核电不利于环保效率。据中国工程院院士潘自强研究数据显示，核电产业链每发一度电所产生的二氧化碳为11.9克，是风电产业链的60%，是太阳能产业链的20%，是煤电产业链的1%。可见，核电产业链产生的温室气体是最少的。而如今，调峰致使核电减少发电量达15%～20%，这极大地削弱了清洁能源比例。

在经济性方面，带基荷满发是核电经济性的重要保障。核电站寿期为40～60年，年发电能力为80%～93%，电站工程投资高、固定成本高，唯有通过多发电，才能使年平均每千瓦核电的成本降下来，实现良好的经济性。另外，核电发电税收高于煤电税收数倍，核电所在地方年收益达到亿元，对于地方经济、教育发展十分重要。

核电基荷运行可节省资源和减少国家补贴。核电燃料成本是每度电6.5分，火电燃料成本每度电15分，气电燃料成本每度电32.5分。直观可见，核电燃料成本与火电、气电的燃料成本有着较大的差距。如果采用核电调峰所节约的资源较小，而如果用火电和气电进行调峰，所节约的煤和天然气的价值就会很大。从资源保护和合理利用方面看，选择核电满发，煤电调峰可以节省煤炭资源。另外，清洁能源中的风电、太阳能发电电价均高于核电，而且都依靠国家补贴。调峰减少风、光伏发电，也减少了政府补贴。

“红海”市场倒逼增强市场竞争力

核电基荷运行所带来的好处一目了然。但不得不说，在“全国电力供应能力总体富余、部分地区相对过剩”的用电形势下，消纳问题几乎是摆在各类电力面前的一道难题。客观地说，“市场蛋糕”变小，核电与其他电源形式在电力市场中的竞争加剧，必然会带来核电参与调峰运行的压力。

那么，该如何摆脱核电消纳困境？业界纷纷建言献策：推动核电集中跨区送电、提速抽水蓄能为首的储能系统建设等等，以改善核电消纳。

《保障核电安全消纳暂行办法》指出，电力供求平衡地区，核电机组应按发电能力满发运行来安排年度计划电量；在电力过剩地区，保障外的发电量，则鼓励通过电力直接交易等市场化方式促进消纳。

也就是说，“除了保障电量能以标杆电价上网，核电厂发出的其它电量都要参与市场竞价。”中国核能电力股份有限公司售电公司负责人表示，目前来看，电力直接交易基本以“一定程度低价成交”。而“竞价上网的趋势”，一定程度上预示着未来核电将面临电力市场“红海”竞争。而今年5月出台的《关于有序放开发用电计划的通知》，则更进一步推进了我国电力能源市场化的进程，也将让电力市场“红海”竞争成为常态。

《通知》新增了“认真制定优先发电计划”和“允许优先发电计划指标有条件市场化转让”两条规定，标志着我国发用电计划放开迎来实质性进展。有专家解读为，该文件出台的最大意义，在于把电力市场交易以法律法规的形式确定下来，使电力交易不再倒退。

可以看出，“在这新一轮电力改革的推进和深化中，电力产品的商品属性不断强化，核电将受到前所未有的挑战。”中国核电售电公司负责人表示，“核电必须提升应对市场化的能力，才能够在未来电力市场化大潮中有更好的发展。”

一是要在确保核电站安全和质量的前提下，进一步控制核电投资建设、管理成本，提高核电运行效率。

二是进一步打造清洁能源品牌。在未来我国电能消纳的市场竞争当中，电站需要积极实现从生产型企业向服务型企业的转变，在借助现有安全发电基地优势的基础上做好核电清洁能源品牌的打造，以此获得市场环境中核心竞争力的提升。

三是增强市场意识，不断开拓市场。目前，随着国家电改快速推进，我国“计划电量”正在向“市场电量”有序转换，形成较大的“市场电量”体量。这对售电公司来说是一个巨大的机会。不久前，中国核能电力股份有限公司已在浙江、江苏先后成立了售电公司，这就可以利用发售一体化优势解决或减缓核电消纳难题。

核电市场化的“三生三世”

自1991年我国大陆首台核电机组——秦山核电并网发电开始，我国开启了开发利用核电能源时代。因其“核”的特殊属性，以及核电站“科技含量高、投入大、技术路线不同”，核电的上网电价很长一段时间都是采用“一站一价”，也因此被视为“计划经济产物”。

随着经济发展，我国电力能源改革不断推进。2013年，《核电上网电价机制有关问题的通知》出台，部署完善核电上网电价机制，将“个别定价”改为“标杆电价”，打破了长期以来核电“温室成长”状态，促使中国核电步入成本控制时代。核电标杆电价的出台，一定程度上强化了“电的商品属性”，更促使核电在电力市场竞争中不断提升自身竞争力。

但无论如何，作为国内电力中占比较小的绿色清洁能源，核电凭借“先天优势”始终是基荷运行。

而近几年，随着我国电力需求放缓，电力消纳问题日益凸显，伴随着我国新一轮电力体制改革的推进，如何优化消纳成为电力改革发展的一项重要问题。而新电改中“管住中间、放开两头”的思路，打破旧有的电力市场格局和交易秩序，培育多样化的交易主体；《保障核电安全消纳暂行办法》指明“保障外的发电量，鼓励通过电力直接交易等市场化方式促进消纳”，逐步推进“竞价上网”改革步伐，也致使核电脱离“计划发电”的保护，直面市场。

可以预见的是，在低碳发展和环境污染（雾霾）治理力度不断加大的背景下，我国能源结构将有一个“去煤”的过程。但当下，面对电力市场的“红海”竞争，核电是否能够承受住这种市场化压力，是其可持续发展的“必修之课”。

== 问题探讨 ==

电力产能严重过剩，这里面存在规划的问题，比如东北地区电力装机量是用电量的接近2倍，到冬季供暖期清洁能源空间更被挤占。也有体制障碍问题，外送通道还没完全打通，即使有外送的条件，各地方省市也都是首先保障本地发电企业的消纳。

核电能否促成能源供应转型？

就目前情况看有点难。自2002年电力体制改革以后，国家电力公司拆分为两大块：电网与发电。名义上产供销分离，但是在结构安排上则呈现生产多元化而销售渠道单一化，人为造成严重垄断，这就意味着发电受制于输送与销售渠道，从而导致发电企业远离市场，并不了解市场的真实需求。问题是在市场经济社会，电网与发电厂家都是相对独立的市场经济主体，都要追求利益最大化。

据介绍，就目前公开的发电成本排序而言，水电成本最低，其次是核电，约合每度3~4角钱，再次是火电（受燃料价格影响大），第四是风电。（这种成本核算仅仅是发电成本；建造成本+运行成本）。

山东魏桥电厂以低于国家电网三分之一的价格卖电，还有25%的毛利润，由此可知，不赚钱谁还费心做这事。再加上核电目前仅占总发电量的4%（按2016 年数据测算），靠核电改变能源结构显然还有很长的一段距离要走。

电力资源的最大特点就是无法储存，核电由于其自身的特殊性，调峰性能差， 更不能停机，一旦运转最好满发，这样能够充分利用核燃料，并为后续的核废料处理提供便利。因此，核电一旦投产最稳妥的方式就是按基本负荷运行。如果完全按照当下的行政指令去运营，可以很容易猜测到，这个模式在实际运行中会出现打折扣现象，电网会以各种名义消解行政指令，让指令在执行中打折扣。在电力需求不紧张，而且核电成本无法与传统电力竞争的情况下，再加上反核的声音，无法回避的核废料处理难题，以及巨大的外部成本，希望利用核电去改变传统能源结构的设想在当下仅具有理论意义，由此可以推断核电生产的未来之路仍是不确定的。

由于成本与市场价格的约束，用风电、光电等清洁可再生能源逐渐替代造成污染的化石能源结构的设想同样面临技术与成本的约束。如果没有大的技术突破，转型困难，除非国家补贴，但这不是长久之计，如何破解这个困局，只有市场化才是最终的破解之道。

能源结构升级转型的出路在哪？

仅就国家电网而言，虽然目前高居全球500强企业的第二名，但这份成绩单并不值得骄傲。客观地说，中国电网的市场化改革严重滞后，由于电力需求的刚性特征以及其超级垄断地位，导致其改革的动力与动机严重不足。基于常识，市场供给增加，消费价格应该下降才对。试问中国的企业和公众享受到符合市场预期的电价了吗？显然没有。在当下以火电为主的能源结构下，有段时间煤炭价格都快降成白菜价了，也没见电价有多少变化，导致电力需求严重不足（大家都节约用电）。时至今日，市民用电大多平均在5~6角钱左右，工业用电更贵一些。如此巨大的差价，一则造成了垄断利润，二则限制了有效需求。

当下中国电力市场的情形是：电力公司严重产能过剩，而电网公司通过各种隐性计划手段向电厂买电入网，并在各个生产厂家进行销量限额分配，这种运行模式严重扼杀了竞争与创新的潜在空间。

由于水电、火电、风电、光电与核电等生产厂家基本都是依靠（电网）单一渠道卖出产品， 会造成既无法实现满负荷运转，也无法实现充分竞争。导致的结果只有两个：其一， 在计划定额下，双方都没有动力去改革与创新；其二，消费者剩余永远被垄断企业独占。在这种模式下，市场是失灵的。由此可以推测企业会有强烈愿望去实行自救行为：即与当地用户私下交易卖电，当然这种价格是以比国家电网价格更低的价格出货的，但是电网肯定是会阻击这种私下交易行为。

一个理想模式应该是，通过市场的力量淘汰落后产能，降低电的成本，扩大用电的需求。作为超级垄断企业的电网本应把基于垄断价格卖电所得的利润中的一部分用于实现电力供给结构的改革，支持属于清洁能源的风电、光电、核电等进行技术革新，以促其降低成本，从而大幅替代火电所占比例，实现能源结构的转型，并助推全社会降低污染保护环境的目的，履行企业的责任。