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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5个核电项目
包含江苏徐圩、广东陆丰、山东招远、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5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1台
多出来一台机组
因为江苏徐圩要建设的是个核能供热项目
准备向连云港万亿级石化产业基地大规模供应低碳供应蒸汽
为了扩大蒸汽指标覆盖范围
所以采用了两台华东一号压水堆机组
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
比如炼化第一步的常/减压蒸流
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气
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“和气一号”正式向连云港石化基地供气
“和气一号”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
而这次徐圩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、低压三类蒸汽
温度覆盖范围也更大
江苏徐圩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闲
这次核准的徐圩核电是全球第一个将高温气冷堆与压水堆耦合的核动地厂
目前中国石油链化产能、乙烯产能已经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
除了徐圩核能供热项目
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
新建项目位于山东招远
中广核的核电厂值储备相对较少
山东招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值
而且与其他沿海核电不同
招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，但稍微离还远了点
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
除了中核的徐圩项目以及中广核的三个项目，剩下的一个项目是国电投的广西白龙核电
白龙核电一期工程原计划由中广核与国电投共同建设
筹建处早在2006年就挂牌了
当时计划在2011年之前动工
结果之后中广核与国电投合作不顺利
白龙核电一度曾在2014年被防城港市人大否决，请求上级解除协议
现在过去了快20年，白龙核电才终于正式启动
当年白龙核电的第一批员工，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
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、核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5、60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
秦山核电站一期机组
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CNP-300，为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
美国三哩岛5级核事故
受三哩岛核事故影响
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CNP-300经验基础上
结合从法国引进的M310技术
按照减少回路、减少反应堆容量的思路
开发出了CNP-600
并用于秦山二期项目
CNP-600属于第二代核电技术
此时美国、法国、俄罗斯正在开发第三代核电技术
中国核动力院也在90年代末
基于CNP-600和M310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CPR-1000
用157盒燃料组件
另一个是CNP-1000
采用177盒燃料组件
反映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7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ACPR-1000与ACP-1000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
国内陆续批复了一期列核电项目
结果2011年3月
日本发生了福岛7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
国常会讨论并通过了《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厂址
不安排内陆核电项目，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年分别核准的四台与八台机组
其中2012年核准的四台机组
是中俄合作的田湾二期项目
2015年核准的八台机组
是因为当时的AP-1000、CAP-1400
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堆AP-1000机组
因为技术问题出现了延期
与其一脉相承的CAP-1400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4年
到2018年11月才正式投产
这之后随着这件项目陆续投产
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
已核准与在建机组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40亿吨二氧化碳
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
发电出力与用电负荷不匹配
光伏白天发电在中午达到发电高峰
风电往往是在凌晨达到发电高峰
而且稍微有点天气变化就会影响发电
未来煤电不断出清
整个电力结构都会出现安全隐患
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、核整体上是“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
但东部负荷中心受生态红线影响
可开发的抽蓄厂址已经不多了
因此新阶段电网调峰主要还是靠火电
新能源分布式不稳定发电
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
目前国内超过六成的社会用电量
都参与了电力市场交易
电力市场按15分钟一个时点，将每天划分成96个现货交易商品
进行日前或日间解算
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
要承受用电低谷贴钱发电的成本
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熔液
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芯局部热点
影响堆芯安全
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的有限
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核电源
这是跨越了半个世纪的殊途同归
好，本期节目到此结束，感谢各位收看，我们下期再见。