(上海中核浦原有限公司,上海 200233)

當(dāng)前，中國經(jīng)濟(jì)發(fā)展已進(jìn)入中高速增長“新常態(tài)”，電力總體需求增速放緩，電力市場競爭不斷加大。隨著電力體制改革的不斷深入和核電發(fā)展規(guī)模的持續(xù)提升，核電作為電力產(chǎn)品的特殊性逐步減弱，市場化程度逐步提高。

另一方面，經(jīng)濟(jì)和能源結(jié)構(gòu)的調(diào)整優(yōu)化使得電力負(fù)荷的峰谷差率仍在不斷加大，系統(tǒng)調(diào)峰能力卻難以有效保障，這給核電機(jī)組的電量消納帶來了極大壓力。參與調(diào)峰，正在成為中國核電企業(yè)需要面臨的重大難題之一，并可能在未來很長一段時(shí)間困擾核電企業(yè)，核電企業(yè)必須采取積極有效的措施，以應(yīng)對(duì)電網(wǎng)調(diào)峰。

1 建立銷售平臺(tái)積極參與市場競爭

2015年3月，中共中央、國務(wù)院發(fā)布了“中發(fā)9號(hào)文”，就此拉開了新一輪電改序幕。本輪電改旨在為發(fā)電、售電實(shí)現(xiàn)市場定價(jià)打下基礎(chǔ)，電價(jià)由政府定價(jià)變?yōu)槭袌龈們r(jià)，交易模式由電網(wǎng)統(tǒng)購統(tǒng)售變?yōu)榘l(fā)電企業(yè)和用戶的雙邊交易、三方合同(發(fā)電公司、用戶和電網(wǎng))。在國家電改的大趨勢(shì)下，各省市正在不斷減少發(fā)電企業(yè)(包括核電企業(yè))的計(jì)劃性電量，增大市場化電量。

核電機(jī)組裝機(jī)容量大、運(yùn)行可靠、但靈活性差，面對(duì)新一輪電改，核電企業(yè)應(yīng)當(dāng)迅速作出反應(yīng)，順應(yīng)改革大勢(shì)，盡快建立起自己的售電平臺(tái)(售電公司)，以市場化的思維，積極適應(yīng)，在市場化競爭中占得先機(jī)。售電對(duì)于當(dāng)前國內(nèi)核電廠屬于新業(yè)務(wù)，根據(jù)當(dāng)前電力市場環(huán)境，并借鑒國外售電公司業(yè)務(wù)模式，核電企業(yè)成立的售電公司可以有三層定位：

一是專注于購售電業(yè)務(wù)。目前國內(nèi)核電企業(yè)售電工作的核心任務(wù)是“保電量”，想盡一切辦法把電賣出去，因此建議售電公司運(yùn)作初期的定位以購售電業(yè)務(wù)為中心，并以銷售本企業(yè)的發(fā)電量為核心目標(biāo)，做到發(fā)售一體化?，F(xiàn)階段到電力市場初期階段，售電公司的工作重點(diǎn)只有一個(gè) 想盡方法“跑客戶”， 要積極尋求與當(dāng)?shù)卣?、大型企業(yè)建立穩(wěn)定的戰(zhàn)略合作關(guān)系，盡可能早、盡可能多的開發(fā)并鎖定優(yōu)質(zhì)客戶，確保電量儲(chǔ)備。

二是開展節(jié)能服務(wù)，即針對(duì)工商業(yè)用戶開展需求側(cè)能源管理技術(shù)服務(wù)。在考慮投入的前提下，迎合大客戶的長期需求，提供技術(shù)手段幫助用戶節(jié)能。開展需求側(cè)響應(yīng)工作，與用戶簽訂用電計(jì)劃調(diào)整合同，針對(duì)通過工廠生產(chǎn)調(diào)整、迎峰度夏等而調(diào)整的負(fù)荷水平實(shí)施電費(fèi)打折，根據(jù)負(fù)荷預(yù)測提前通知用戶調(diào)整生產(chǎn)流程，可以通過引入大數(shù)據(jù)/云計(jì)算平臺(tái)承包商，為用戶提供個(gè)性化的節(jié)能方案。在人力和技術(shù)投入不太大的前提下，有效地為用戶提供了節(jié)能服務(wù)，提高用戶黏性。

三是開展綜合能源服務(wù)。開展增量配電網(wǎng)服務(wù)，目前部分省市的電改方案已明確具有資質(zhì)的售電公司可以參與配電市場，從而打破電網(wǎng)公司在配電業(yè)務(wù)中的壟斷，同時(shí)可以與其他供水、供熱、供氣業(yè)務(wù)打捆，從網(wǎng)絡(luò)和用戶側(cè)切入，結(jié)合分布式新能源的開發(fā)、配備儲(chǔ)能系統(tǒng)，組建微電網(wǎng)甚至微能源網(wǎng)，開展綜合能源服務(wù)，提高電能整體利用效率。

2 積極尋求與抽蓄電站聯(lián)合運(yùn)行

抽水蓄能電站可以在發(fā)電和耗電工況之間靈活轉(zhuǎn)換，具有卓越的調(diào)峰填谷作用。根據(jù)電網(wǎng)發(fā)展的需要，從20世紀(jì)80年代開始，我國加快了抽水蓄能電廠的建設(shè)，截至2018年底，我國運(yùn)行抽蓄電廠裝機(jī)容量規(guī)模已居世界第一，達(dá)到2 849萬kW，在建機(jī)組容量3 871萬kW。隨著風(fēng)電、光伏等新能源快速發(fā)展，可再生能源的存儲(chǔ)需求急劇增加，抽水蓄能電廠的綜合優(yōu)勢(shì)將很快突顯。國家中長期能源和電力規(guī)劃都要求加快抽水蓄能電廠建設(shè)，并明確“十三五”期間新開工抽水蓄能容量6 000萬kW左右，到2020年我國抽水蓄能運(yùn)行容量將達(dá)到4 000萬kW。

核電與抽水蓄能電站聯(lián)合運(yùn)行，可以有效跟蹤電網(wǎng)負(fù)荷，滿足電網(wǎng)調(diào)峰的需求[1]，同時(shí)又使得核電機(jī)組可以保持帶基荷運(yùn)行，確保核電機(jī)組的安全運(yùn)行，并顯著提高經(jīng)濟(jì)效益。

以浙江省某核電廠為例，可以對(duì)核電直接參與調(diào)峰以及核蓄聯(lián)合運(yùn)行應(yīng)對(duì)調(diào)峰兩種情況進(jìn)行簡單的對(duì)比分析。浙江省2018年電網(wǎng)最高負(fù)荷為7 140萬kW，最低負(fù)荷為1 177萬kW，年峰谷差為5 963萬kW；2018年日峰谷差均值為1 796萬kW，日峰谷差百分比均值為34%，最大日峰谷差達(dá)到2 746萬kW。該核電廠一、二期工程的裝機(jī)容量為4×1 250 MW，單機(jī)額定運(yùn)行的上網(wǎng)功率為1 117 MW。

1)核電直接參與調(diào)峰的情況，按照“照直接參與調(diào)峰的情的出力方式跟蹤日負(fù)荷曲線，如圖1所示。機(jī)組調(diào)峰深度取0.75，可以得到核電廠日上網(wǎng)電量為9 717.9萬kW·h，約為基荷運(yùn)行日發(fā)電量的0.906倍。若考慮平均每年60天大修及非停時(shí)間，由于調(diào)峰導(dǎo)致少發(fā)的電量為301 590萬kW·h, 按照0.43元/kW·h電價(jià)計(jì)算，因此導(dǎo)致的利潤損失為129 683萬元。

圖1 核電機(jī)組直接參與調(diào)峰的運(yùn)行模式Fig.1 Operation mode of nuclear power plantdirectly participating in peak regulation

2)核電抽蓄聯(lián)合運(yùn)行參與調(diào)峰的情況，考慮三段制跟蹤模式，根據(jù)電網(wǎng)日負(fù)荷曲線曲線劃分為峰、平、谷三個(gè)時(shí)段，在每個(gè)時(shí)段內(nèi)，核電廠始終保持基荷運(yùn)行，核蓄聯(lián)合運(yùn)行的平均出力率與電網(wǎng)的平均負(fù)荷率保持一致，如圖2所示。

圖2 核蓄聯(lián)合運(yùn)行參與調(diào)峰的運(yùn)行模式Fig.2 Combined operation mode of nuclear plant plant withpumped storage power plant to participate in peak regulation

根據(jù)以上運(yùn)行模式，可以得到以下的一組數(shù)據(jù)(見表1)，核蓄聯(lián)合運(yùn)行日發(fā)電量為10 556.7萬kW·h，約為基荷運(yùn)行發(fā)電量的0.984倍。同樣考慮平均每年60天大修及非停時(shí)間，核蓄聯(lián)合運(yùn)行工況下由于調(diào)峰導(dǎo)致少發(fā)的電量為49 944萬kW·h, 按照0.43元/kW·h電價(jià)計(jì)算，由此導(dǎo)致的利潤損失為21 475.92萬元。

表1 核蓄聯(lián)合運(yùn)行工況下的負(fù)荷跟蹤數(shù)據(jù)Table 1 Load tracking data under the condition ofnuclear power plant combined operation withpumped storage power plant (unit: kilowatt) (單位：萬kW)

因此，在同等假設(shè)條件下，相比核電機(jī)組直接參與調(diào)峰，核蓄聯(lián)合運(yùn)行每年可以減少的利潤損失為108 207.08萬元。此外，由于在核蓄聯(lián)合運(yùn)行工況下，核電機(jī)組始終保持基荷運(yùn)行，相比核電機(jī)組直接參與調(diào)峰，對(duì)燃料及設(shè)備的損耗有效改善，由此減少的機(jī)組大修及非停時(shí)間還將創(chuàng)造巨大的經(jīng)濟(jì)效益。因此，通過此簡化模型的綜合計(jì)算，核蓄聯(lián)合運(yùn)行每年可以創(chuàng)造的利潤要遠(yuǎn)高于10億元。

通過核蓄聯(lián)合運(yùn)行工況下的負(fù)荷跟蹤數(shù)據(jù)可以發(fā)現(xiàn)，在滿足電網(wǎng)調(diào)峰的需求下，如果要保持核電廠一、二期工程4臺(tái)核電機(jī)組帶基荷運(yùn)行，至少需要配套建成的抽水蓄能電廠容量為385 MW，若采用可逆式機(jī)組，則需要建成的抽蓄電站裝機(jī)容量為827 MW。根據(jù)相關(guān)研究報(bào)告，抽水蓄能電廠的單位千瓦靜態(tài)投資通常遠(yuǎn)低于常規(guī)水電廠，與燃煤火電基本持平，參考已建成及在建的抽水蓄能電廠，建成4臺(tái)300 MW抽水蓄能機(jī)組的總投資約為50～80億元；另一方面，抽水蓄能電廠固定運(yùn)行費(fèi)率遠(yuǎn)低于火電，一般為其投資的1.5%～2.5%。初步估算，即便不考慮抽蓄電廠與核電聯(lián)合運(yùn)行外發(fā)電產(chǎn)生的額外效益，通過核蓄聯(lián)合運(yùn)行，預(yù)計(jì)5～8年即可收回抽水蓄能電廠的投資成本。作為電力系統(tǒng)最可靠成熟的儲(chǔ)能裝置，抽水蓄能電廠的有效運(yùn)行時(shí)間在50年以上，而且通過更換新設(shè)備還可以進(jìn)一步延長發(fā)電壽命。

不難發(fā)現(xiàn)，核蓄機(jī)組聯(lián)合運(yùn)行能夠很好的跟蹤電網(wǎng)負(fù)荷曲線，有效提高了核電機(jī)組的發(fā)電量，具有更好的經(jīng)濟(jì)性。此外，核蓄聯(lián)合運(yùn)行還會(huì)帶來其他方面的社會(huì)效益及經(jīng)濟(jì)效益，比如說更有效的減少溫室氣體及毒素排放，及可能給電廠帶來更多的旅游經(jīng)濟(jì)效益等。因此，當(dāng)下核電企業(yè)應(yīng)當(dāng)積極尋求參股、參建抽水蓄能電廠，收購中小型抽蓄電廠，如果能在這一方面取得突破，相信核電企業(yè)在參與電網(wǎng)調(diào)峰時(shí)可以從容面對(duì)。

3 優(yōu)化企業(yè)內(nèi)部發(fā)電組合

核能的和平利用至今已有60多年的歷史。如今核電與火電、水電并稱為世界三大電力供應(yīng)支柱，核能發(fā)電約占全世界總發(fā)電量的16%，核電是當(dāng)今世界上大規(guī)?？沙掷m(xù)供應(yīng)的主要能源之一。目前全世界范圍內(nèi)核電機(jī)組所占比重最大的國家為法國，其核電裝機(jī)容量占系統(tǒng)中電源總裝機(jī)的一半以上，核電占系統(tǒng)總發(fā)電量的80%左右。除法國外，美國、日本、加拿大及韓國等核電裝機(jī)比例均較高，核電占系統(tǒng)中的比例均達(dá)到或超過了15%。

3.1 美、日等國核電在系統(tǒng)調(diào)峰中的運(yùn)行情況

雖然美國、日本、加拿大、韓國等核電所占系統(tǒng)比例均較高，但其電網(wǎng)中調(diào)峰電源配置較為充足，尤其是油、氣電裝機(jī)比重較大(其中日本超過45%，其他國家均達(dá)到30%左右)，極大程度上緩解了電網(wǎng)調(diào)峰壓力。同時(shí)由于實(shí)施了電力市場，在這些國家核電機(jī)組報(bào)價(jià)相對(duì)較低，因此電網(wǎng)的調(diào)峰任務(wù)主要由油、氣電及抽水蓄能電站承擔(dān)，核電機(jī)組基本處于基荷工作狀態(tài)，較少參與調(diào)峰。

3.2 法國核電機(jī)組參與調(diào)峰運(yùn)行情況

法國與上述幾國不同，法國核電所占比例達(dá)80%左右，系統(tǒng)調(diào)峰電源配置有限，因此在經(jīng)過一系列技術(shù)改造之后，法國核電機(jī)組在20世紀(jì)90年代初正式參與電網(wǎng)調(diào)峰。

從設(shè)計(jì)角度，法國核電機(jī)組在前65%的燃料周期內(nèi)，具有較大的調(diào)峰能力，最低可降低出力至27%額定功率[2]，而在燃料周期的后期，調(diào)峰能力逐漸減弱。一個(gè)燃料周期內(nèi)機(jī)組調(diào)峰能力變化情況如圖3所示。

圖3 法國核電機(jī)組調(diào)峰性能[2]Fig.3 The peak performance ofFrench nuclear power plant [2]

雖然法國大多數(shù)核電機(jī)組均具備日調(diào)峰能力，但是出于對(duì)核電機(jī)組運(yùn)行安全性、經(jīng)濟(jì)性方面的考慮，仍然首先將煤電、水電及氣電等作為優(yōu)先調(diào)峰的手段，盡可能保持核電機(jī)組的基荷運(yùn)行[2]。并根據(jù)電網(wǎng)的需求，合理安排核電機(jī)組的檢修，參與電網(wǎng)調(diào)峰，圖4為某年法國核電機(jī)組的大修安排情況。

3.3 充分做好機(jī)組發(fā)電及檢修計(jì)劃，最大優(yōu)化企業(yè)內(nèi)部發(fā)電組合

一是要根據(jù)機(jī)組性能特性，合理安排機(jī)組的調(diào)峰幅度與頻率。我國核電的建造始于20世紀(jì)80年代，已經(jīng)經(jīng)歷了30多年時(shí)間，核電機(jī)組的技術(shù)各異，堆型種類多，機(jī)組的性能特性也有較大區(qū)別。其中現(xiàn)代壓水堆核電機(jī)組已經(jīng)具備比較優(yōu)秀的調(diào)峰能力，但出于對(duì)機(jī)組安全運(yùn)行的考慮，仍不宜頻繁、快速、深度地參與電網(wǎng)調(diào)峰，應(yīng)根據(jù)機(jī)組的性能特性，通過優(yōu)化設(shè)計(jì)進(jìn)行改造來弱化或消除機(jī)組參與調(diào)峰帶來的不利影響，以適應(yīng)電網(wǎng)調(diào)峰的需求。

大型壓水堆核電機(jī)組可考慮采取“型壓水堆核電機(jī)組可的時(shí)段方式參與中間負(fù)荷調(diào)峰，即在負(fù)荷高峰時(shí)滿出力12 h，晚間負(fù)荷下降時(shí)用3 h線性減負(fù)荷，在低功率平臺(tái)上維持運(yùn)行6 h，最后在早間用3 h線性加負(fù)荷至滿出力。這樣安排出力比較符合電網(wǎng)負(fù)荷的變化趨勢(shì)，核電機(jī)組加減出力速度也較小。實(shí)際參與調(diào)峰的深度和速度應(yīng)由電網(wǎng)和核電廠雙方根據(jù)情況折中確定。

二是要提前做好機(jī)組檢修安排，有計(jì)劃的參與電網(wǎng)季節(jié)性調(diào)峰。核電機(jī)組以檢修的方式參與系統(tǒng)調(diào)峰對(duì)自身的經(jīng)濟(jì)性影響最小，也是最易實(shí)施的方式。在電力需求較少的月份，盡可能安排多的機(jī)組進(jìn)行檢修，而在電力需求較高的月份，盡可能少安排或不安排機(jī)組檢修，通過合理安排核電機(jī)組檢修來緩解電網(wǎng)的調(diào)峰壓力。核電企業(yè)應(yīng)當(dāng)加強(qiáng)與電網(wǎng)溝通，提前做好核電機(jī)組的運(yùn)行方式和檢修管理。

三是在調(diào)度方式方面，由“一機(jī)一調(diào)”調(diào)整為“一企一調(diào)”，積極優(yōu)化企業(yè)內(nèi)部的發(fā)電組合。當(dāng)前我國仍處于核電的快速發(fā)展階段，核電企業(yè)內(nèi)部機(jī)組型號(hào)、運(yùn)行狀況都有較大差別。而且核電檢修周期也取決于核電換料周期、反應(yīng)堆的設(shè)計(jì)和運(yùn)行方式，以AP1000為例，采用18個(gè)月的換料方式，就難以避免夏季用電高峰期換料檢修。因此，核電企業(yè)要積極尋求企業(yè)內(nèi)部發(fā)電組合的最優(yōu)化，確保機(jī)組安全運(yùn)行，最大可能地提高企業(yè)經(jīng)濟(jì)效益。

結(jié)束語

目前我國核電發(fā)展仍處于上升階段，隨著核電裝機(jī)規(guī)模的不斷擴(kuò)大，核電參與調(diào)峰成為趨勢(shì)，核電企業(yè)應(yīng)當(dāng)充分重視參與調(diào)峰帶來的影響，在電力改革的大背景下，解放思想，盡快建立銷售平臺(tái)，參與市場競爭，積極尋求核蓄聯(lián)合一體化運(yùn)營，盡可能保證核電機(jī)組帶基荷安全運(yùn)行，同時(shí)要借鑒國外核電參與調(diào)峰的先進(jìn)經(jīng)驗(yàn)，改進(jìn)機(jī)組性能，優(yōu)化企業(yè)內(nèi)部發(fā)電組合，實(shí)現(xiàn)核電機(jī)組的安全運(yùn)行與企業(yè)利益最大化。