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2018-2020核电小时预测

发电小时、单位造价、电价是对电源项目经济性影响较大的参数。其中,煤电发电小时表征当地电量供需平衡情况,核电虽然优先发电,发电小时亦受煤电小时影响。在电力体制改革的大背景下,市场电量占比逐渐提高,市场电的价格变动幅度受当地供需平衡情况影响。

简言之,核电小时较高的项目,往往市场电价降幅较小,福常双至。

1 2013-2017年核电小时回顾

2013-2017年,全国火电发电小时由2013年的5012小时,下行到2017年的4209小时;核电发电小时也由2013年的7893小时,下降到2017年的7108小时。其中,江苏、浙江、广东三省的核电小时保持高位运行,新投产核电的辽宁、福建、广西、海南四省,核电小时数拉低全国均值。

表1 火电和核电利用小时

2 2017年分省核电消纳情况

2017年 沿海核电省份的煤电和核电发电小时如图所示。

图1 2017年煤电和核电发电小时

存在核电消纳问题的各省中,辽宁2017年核电发电5273小时,全国最低。红沿河核电4台机组,2017年只有1#满发,其余3台机组全年频繁降功率运行乃至停堆,供暖季尤甚,其中4#机组下半年仅运行一个月。

江苏市场长期保持供需两旺,2017年核电装机212万千瓦,占比仅1.8%,多数年份核电发电超8000小时。

2017年浙江煤电4877小时,供需基本平衡;广东煤电4368小时,供应过剩;两个核电大省保障核电优先发电,多年来核电发电超7500小时。

福建2017年煤电4120小时,电量供应过剩,核电装机871万千瓦占比15.6%,有调峰运行的必要。2017年8台核电机组平均发电6974小时。

市场环境变化最大的是广西,2010年防城港核电开工时,广西煤电发电约6000小时,投产后煤电发电不足3000小时,电量严重过剩,2017年核电发电5839小时。

海南电网2017年最高负荷457万千瓦,昌江核电装机2×65万千瓦,大机小网,单机功率超全网负荷10%,无法满负荷运行,长期降功率运行,2017年核电发电5737小时。

3 2018-2020年分省核电小时预测

表2 2018-2020年核电小时

注:装机截止2018年10月。

辽宁:红沿河四台核电机组,部分机组降功率运行、季节性停运。受益于辽宁用电增量较大,2018年预计核电发电6100小时。2019-2020年辽宁电量供需略回暖,预计核电小时同步微涨。

山东:海阳首台机2018年10月下旬商运,预计全年发电1650小时。2019-2020年山东电量宽松,但核电装机占比低,预计核电小时数不低于7000小时。

江苏:田湾3#2018年2月商运后,多次停堆检修,拉低江苏核电小时。2018年预计核电7400小时。江苏体量大,核电装机占比小,2019-2020年电量平衡略宽松,预计核电小时恢复到8000小时以上。

浙江:2018年预计煤电超5000小时,核电7800小时;2018年四季度起,浙江控制本省用煤,利好核电和外送电。2019-2020年电量供应渐趋紧,浙江核电或可满发。

福建:受益于本省用电量和外送电大涨、枯水年,预计2018年煤电4800小时,核电7400小时,福建已消纳8台核电集中投产带来的冲击。2019-2020年,福建电量供需平衡,核电发电可略高于7500小时。

广东:用电量增量大,预计2018年煤电4700小时,核电7700小时。2019-2020年,广东电量供需由宽松趋向于平衡;且广东控制本省用煤,利好核电和外送电;预计核电在7500-8000小时区间。

广西:2018年前三季度广西用电量增速20%,全国最高,预计2018年煤电3100小时,核电7400小时。2019-2020年广西无新增大机组,电量供需阶段性回暖,预计核电发电6500-7500小时;广西核电面临的考验在“十四五”初,防城港二期、大藤峡、乌东德外送集中投产,利空电力市场。

海南:昌江核电按电网要求降功率运行。2018年7月初,最高负荷482万千瓦,预计2018年煤电4700小时,核电5800小时。2019-2020年海南电量供应渐趋紧,煤电小时迅速提升;但受限于全省负荷小,核电单机功率依然超全省负荷的10%,满发有困难,核电小时提升略慢,约5800-6500小时。(作者:陈愚)

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