核电重启破冰，将迎发展高峰？

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告别连续多年的两位数增长后，中国经济已进入新常态。与此同时，中国的能源形势也呈现出前所未有的跌宕起伏。

从国际油价大幅震荡输入的巨大压力，到煤炭市场的急剧变动，再到“电荒”与“过剩”的相继出现，能源局势的剧烈波動，不仅强烈牵动国民经济和百姓生活的神经，更促使人们对当前的能源格局与战略进行重新审视，加大了发展新能源尤其是核电的决心。

核准14台机组，开工6台机组。作为我国新核准核电项目、新开工核电机组、新获准开展前期工作核电项目最多的一年，2008年的中国核电强势崛起，随即引发一轮批量化、规模化建设高潮。

好景不长，一场核事故的突袭彻底打破了这一局面。 2011 年，受日本福岛核事故影响，我国开始全面开展对在运及在建核电站的安全评估并暂停审批新建核电项目。蓬勃发展的核电业戛然按下“暂停键”。

与此同时，深陷雾霾之痛的人们开始重新审视核能的意义。直至2014年，以国家领导人为代表的领导层多次表态：我国需要在基于安全前提下加快核电项目建设，沉寂4年之久的中国核电终于迎来发展的春天。

2015 年，被称为“中国核电重启元年”，全年共计核准 8 台机组，开工建设6 台机组，重回福岛核事故前的发展水平。

不过，刚刚过去的2016年，新建核电项目审批却再次重回“零核准”状态。电力消费整体疲软、核电消纳问题愈演愈烈、引进及自主三代技术的尴尬处境等问题浮出水面，成为当前核电发展不容忽视的现实原因。

诚然，随着年初《“十三五”核工业发展规划》、《“十三五”核能开发科研规划》、《“十三五”军工核安全规划》、《“十三五”国家核应急规划》等一系列顶层设计的出台，核电的冰封期已然结束。

但是，经历了漫长停滞和博弈的核电建设，能否再次迎来发展高峰？“十三五”时期的核电走势又能否继续一如破竹，顺利迈向8800万千瓦的目标？我们目前尚不得而知。

回顾与盘点核电这十年的成长与发展，或许能从中找出答案。

逆势上扬的装机

2016年，中国核电行业继续呈现装机及发电量“双增”。

根据1月25日中国核能行业协会发布的《中国2016年核电运行情况报告》统计，2016年，中国核电累计发电量为2105.19亿千瓦时，约占全国累计发电量的3.56%，比2015年同期上升了25.07%；累计上网电量为1965.68亿千瓦时，比2015年同期上升了24.65%。

值得注意的是，在全社会发电量止步不前、发电行业整体低迷的当下，核电发电量却逆势大涨。2015年全国发电量为56184亿千瓦时，累计同比下降0.2%；与2014年相比，累计同比增速由正转负，成为几十年来该数字的首次下降。

随着经济步入新常态，环境约束逐渐凸显，再加上产业结构调整，越来越多的高耗能产业退出，整体电力市场处在供应过剩的阶段。

在这样的情况下，核电发电量实现逆势上扬，其清洁性是非常重要的一个因素。数据显示，去年上半年，与燃煤发电相比，核能发电相当于减少燃烧标准煤3004.75万吨，减少排放二氧化碳7872.45万吨，减少排放二氧化硫25.54万吨，减少排放氮氧化物22.24万吨。

此外，尽管最近几年风电、光伏发电的装机容量都实现了几何级数增长，但由于并网困难，窝电、弃风现象十分普遍。相比之下，核电具有稳定、价低、发电能力强等优势。

与此同时，核电发电量逆势大涨也使得核电在我国发电结构中占据了更大的比例。2016年上半年，商运核电机组累计发电量约占全国累计发电量的3.46%，而这个数字在2014年还仅为2.39%。

据经济合作与发展组织和国际能源署联合预测，到2050年，全球核电发电量将在现有基础上翻番，发电比例将达到世界发电总量的17%。但目前我国核电在发电总量中比例还较低，仅占3%左右，远低于全球11%的平均水平。由此来看，加快建设势在必行。

连降三年的利用率

在装机及发电量“双增”的趋势背后，核电设备的平均利用率却连降三年。

《中国2016年核电运行情况报告》显示，2016年中国核电设备平均利用率为79.55%。2015年和2014年，这一数据分别为83.3%和86.32%。

另据中国电力企业联合会（简称中电联）发布的《2016-2017年度全国电力供需形势分析预测报告》，2016年设备利用小时7042小时。

上述《报告》称，应电网要求降功率运行、停机备用以及换料大修等因素，红沿河核电厂、宁德核电厂和福清核电厂在去年1月至12月的核电设备平均利用率偏低。

中电联指出，2016年辽宁核电设备利用小时仅为4982小时。主要是因东北地区电力过剩、加之近两年多台核电机组陆续投产，导致部分核电机组降负荷运行甚至停机备用。

电力行业是资产密集型行业，扣除设备检修等必要的停机、停堆时间，发电小时数越高，设备所创造的经济价值越高。因此发电小时数既是影响电站的经济效益，也是衡量电力行业效率的重要指标。

而核电机组发电利用小时数普遍很高，首先是考虑到核电机组在设计时，是12个月或者18个月换料一次，其他时间都可以满功率运行，负荷因子可以达到97%；其次，核电站的可靠运行受到燃料的质量、数量等外围因素比较小，一般情况有能力全天候满功率运行；此外，电网很少要求核电厂参与调峰。

值得关注的是，在2016年全国用电形势呈现增速同比提高的同时，中国局部地区的电力供应能力过剩问题正进一步加剧，核电也受到影响。

自2014年以来，东北三省出现严重的窝电现象，核电消纳成为一个棘手的难题。此后，福建、海南等地也相继出现了严重的“弃核”现象。

以2010年我国核电投资648亿元为例，2015年这一数字已降至419亿元。

中电联预测，2017年中国电力消费需求增长相对去年将有所放缓，全国电力供应能力总体富余，部分地区相对过剩。

为解决核电等清洁能源的消纳问题，国家能源局近日已下發通知，取消了中国103个计划或在建的煤电项目，涉及未来120吉瓦的火力发电量。

与此同时，被消纳难题困扰的各省也纷纷出台举措，应对这一难题。以福建为例，该省已宣布将通过“核蓄一体化”，将抽水蓄能电站作为核电站的配套设施，希望通过承担更多的调峰任务，争取上网电量。

“走出去”的背后

当前，中国核电“走出去”机遇与挑战并存。

根据国际原子能机构提供的数据，未来10年，全球即将上马60～70个核电机组，其中在“一带一路”上就有40多个。以一个百万千瓦核电机组目前在中国的造价150亿元人民币计算，未来10年，全球核电市场的空间将达到万亿元人民币的规模。

进入“十二五”，虽然受到日本福岛核事故影响，中国核电建设仍保持了一定的规模，新投产的装机容量仅次于美国和法国，在建规模则雄踞全球之首，核电站建设能力、设备制造能力、核电站运营能力均与世界先进水平接轨。

在技术上，中国已研发出以“华龙一号”和CAP1400为代表的具有完整自主知识产权的三代核电技术，以中核、中广核、国电投为首的三家核电龙头企业正在加速在海外市场的布局。

在设备上，以三大电气、中国一重、浙富控股、久立特材、东方锆业等为首的设备企业也在努力掌握二代改进型和三代核电装备制造技术，力争实现装备自主化和国产化，形成强大的供货能力。

未来巨大的国际核电市场将成为中国核电一展拳脚的舞台，也将为中国由核电大国走向核电强国的跨越创造绝佳的机遇。

加之当前我国核电设备供应能力约为每年8～10套，产业处于严重的产能过剩状态。而核电“走出去”战略的实施或将对消耗过剩产能，带动装备制造业发展产生积极影响。

事实上，中核集团已成功向巴基斯坦出口了4台核电机组，成为核电“走出去”的先行军。而在去年，中广核集团与法国电力集团EDF合作建设的HPC等核电项目也得到英国政府的获批，成为我国核电企业在发达国家拿到的第一个大单。

业内人士分析，2023年左右有一批海外新建核电机组将投入商运，可供开发的海外目标市场招标时间大都集中在未来5—7年，是中国核电“走出去”的最佳窗口期。

然而，也应看到，核电“走出去”同时面临众多挑战与风险。

第一个挑战就是品牌效应。与美、俄、法等核电强国相比，我国的核电正处在品牌塑造期，需要在技术创新和提高质量等方面不懈努力。

其次，核电“走出去”，知识产权是一个绕不开的话题。在核电技术、装备制造等方面可能会遇到或多或少的知识产权问题，需要核电企业未雨绸缪、提前布局。

此外，如何解决融资问题，成为摆在所有企业面前的共同挑战。每个国家投融资的政策都不同，我国核电企业在国外拿项目之前，如何先与各地的政策、法律、监管等进行磨合，是一大难题。

正如世界核能协会中国区总监弗朗索瓦·莫兰所言，“中国核电走出去，需要时间，不可急功近利”。

AP1000主泵危机

2006年，中国决定引进美国西屋公司AP1000三代核电技术，并为此成立国家核电技术公司。计划通过采购4台AP1000，逐渐完成自主化的过程，最终形成自主的CAP1400和CAP1700堆型用于开发国内和国际项目。首个项目三门核电站几经延宕后，又于2015年8月出现主泵问题，据称是在最后一次主泵耐久性试验中，叶轮出现轻微裂痕。在排查问题后，三门核电首台机组将在2017年上半年并网发电，这比原计划推迟4年。

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“华龙一号”

中国自主核电三代技术路线代号，其技术标准在中核与中广核间存有争议。此前，鉴于中核ACP1000与中广核ACPR1000+同宗同源，2013年国家能源局要求两家尽快将技术进行融合，并将出口堆型的名字定为“华龙一号”。2014年8月，中核与中广核正式签署了关于“华龙一号”技术融合协议，同意进行技术融合并使用共同名称"华龙一号"（HPR1000），并且在堆芯设计上使用中核的177个燃料组件的方案。但已开工的中核福清5&6和中广核防城港3&4号采用华龙一号的两个示范项目，还是各自使用自己的技术。

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