“国家名片”清洁不经济，核电项目如何在电力市场立足？

 

投资成本不占优势的核电，也面临着2015年开始的新一轮电力市场化改革的冲击与考验。

     

国家能源局副局长刘宝华指出：“核电行业要增强成本意识和市场意识，主动适应电力市场化改革要求，降成本、补短板，提高发展质量和效益，在市场竞争中发展壮大。”

      

但据记者了解，核电在市场中的表现并不尽如人意。近年来，随着电力工业进入新常态，电力消纳“症”日渐凸显，核电也结束了满负荷运行、发电量保障性消纳的历史。

      

2015年，全国核电平均利用小时数同比下降437小时，中国核能行业协会当年年底首次披露，辽宁红沿河核电因消纳问题导致降功率运行、停机停堆。2016年一季度，辽宁、福建、海南等地的核电项目均出现消纳问题，当年全国核电设备平均利用率首次跌破80%。2017年，消纳“症”范围扩大至广西等地，全年核电设备平均利用率仅为81.14%。

      

发电利用小数的大幅下滑的同时，核电电价也同步出现明显下降。

     

2017年6月，广西电力交易中心在全国首次将核电纳入电力直接交易，交易电价低于核电标杆电价。当年，广西防城港核电超过七成的电量通过市场交易消纳。2017年8月，福建省物价局明确宁德和福清核电的7台机组执行三个档位上网电价，新投产机组电价比全国核电标杆电价低0.058元/千瓦时。2017—2018年供暖季，辽宁红沿河核电以0.18元/千瓦时的上网电价参加辽宁省供暖电力交易。2017年，核电企业全年拿出的市场电量普遍在20%左右，个别省份接近50%。

 

对此，魏昭峰表示：“中国经济和电力供求关系进入新常态，竞价上网、限制上网电量等措施的实施，降低了核电利用小时数，影响了企业的经济效益。”