2 优质电源属性促核电积极发展
2.1 核电经济性突出
核电项目初期建设投资高，但综合考虑运营、燃料、废物处理费用后的全生命周 期成本后，竞争力凸显。即使三代核电造价提升，其经济性仍然很强。而且国内核电 设计寿命 40-60 年有余量，到期后一般会申请延寿 20 年，进一步增强了核电的盈利 能力。用平准化度电成本 LCOE 来评测，根据 IEA 测算，2021 年我国压水堆核电站 LCOE 约为 65 美元/MWh，仅次于光伏的 35 美元/MWh 和陆风的 45 美元/MWh，且 相对煤电具有优势。作为基荷能源，考虑长期运营成本，从成本端对火电、燃气发电 拥有极强替代能力。
2.2 核电绿电属性突出
从碳排放水平、环境友好程度，以及对其他相关产业节能减排的促进作用等多方 面来看，核电是当之无愧的绿色电力。
核电自身具备低碳排放的优势。从全生命周期的角度来考虑，根据联合国政 府间气候变化小组(UN，IPCC)测算，核电度电带来的归一化碳排放仅有 12g CO2，其温室气体排放量与风电相同，并且几乎低于所有的其他能源。
核电对周围环境无污染。核电站在运行过程中不排放 SO2、CO2、PM2.5、 氮氧化物等对环境会造成污染的气体和颗粒。同时核电站拥有配套完善的辐射防护系 统，2022 年中国核电监测结果显示核电站运行未引起辐射剂量明显变化，未对核电 站周边环境产生不良影响。2022 年我国运行核电机组累计发电量为 4177.86 亿 kWh， 同期上升 2.52%。与燃煤发电相比，核能发电相当于减少燃烧标准煤 1.18 亿吨，减 少排放二氧化碳 3.09 亿吨、二氧化硫 100 万吨、氮氧化物 87 万吨。一座百万 kW 核 电机组对比同功率燃煤机组，每年可减少约 600 万吨 CO2排放。
核电助力发电侧双碳落地。2021 年 11 月，近 200 个国家在《联合国气候 变化框架公约》第二十六次缔约方大会(COP26)上共同签署了《格拉斯哥气候公 约》，就 2030 年将全球的温室气体排放减少 45%达成共识，并承诺逐步减少煤炭使 用，减少对化石燃料的补贴。核电有助于增强电网运行的稳定性，推动风电、光伏等 新能源的部署。
核能可助力其他行业减碳。除供电外，核能还可用于区域供暖、工业供热、 海水淡化、制氢、合成燃料等，有助于推进电力以外难以减排行业的脱碳。2022 年 海阳、红沿河、石岛湾、秦山等机组的供热项目相继开工和投入正式运营，未来有望 为厂区、周围工业企业持续供暖供热供汽，为环境保护和节能减排做出贡献。
2.3 保供能力提升核电刚需属性
核电是唯一同时具备基荷电源和清洁能源属性的发电方式。基荷能源是指能够 提供连续、可靠电力供应的主力电源，如煤电、核电。核电清洁、低碳、能量密度高、 经济性好，不受季节和气候等因素影响，除短暂的换料大修外，能以额定功率长期稳 定运行，满足基荷电源可靠、经济、充足和清洁四大要求，是能够替代化石能源基荷 电源的最佳选择。 核电调峰及降功率运行还将增加安全风险和环保、燃料处理的成本。制造核燃料 的铀资源是国家战略资源，降功率运行和停备将直接导致核燃料未经充分利用就被卸 出，不但造成铀资源的浪费，而且增加了核电站运行和乏燃料后处理的难度和成本。 成熟电力系统已将核电作为基荷能源。根据 Energy Charts 对 2023 年第 8 周德 国公共电力负载的统计，整周 168 小时内，风电、光伏出力不稳定，火电根据需求负载进行响应调峰，但其国内核电发电功率一直维持在 2980MW 左右。
电力稳定供应是经济发展的重要保障，核电平稳输出属性得到重视。2021 年下 半年以来，国内动力煤价高企，成本难以传导，导致火电厂供应短缺，叠加部分时段 区域性新能源出力锐减，国内多地出现“拉闸限电”情况。 根据发改委印发的《2021 年上半年各地区能耗双控目标完成情况晴雨表》，广东、 福建、云南、江苏、浙江等 12 个地区在能耗降低和能源消费总量方面均呈现严峻态 势。为了完成“双控”任务，一些省份开始采取限电、限产等见效最快的措施，铝材、 金属、化工等多个行业都受到了不同程度的影响，光伏产业中的多晶硅、光伏玻璃、 光伏支架的上游主要材料工业硅、纯碱、钢铁、铝材等行业面临限产压力，风电也不 同程度受到影响，对能源低碳转型造成不利影响。
2022 年全国电力供需总体紧平衡，部分地区用电高峰时段电力供需偏紧。2 月， 全国多次出现大范围雨雪天气过程，少数省份在部分用电高峰时段电力供需平衡偏紧。 7、8 月，我国出现了近几十年来持续时间最长、影响范围最广的极端高温少雨天气， 叠加经济恢复增长，拉动用电负荷快速增长。全国有 21 个省级电网用电负荷创新高， 华东、华中区域电力保供形势严峻，浙江、江苏、安徽、四川、重庆、湖北等地区电 力供需形势紧张。12 月，贵州、云南等少数省份受前期来水偏枯导致水电蓄能持续 下滑等因素影响，叠加寒潮天气期间取暖负荷快速攀升，电力供需形势较为紧张。 未来我国有望形成核电为基，火电调峰的格局。2022 年我国核电机组发电量约占总发电量的 4.98%，仍低于国际平均水平。根据中国核能行业协会预计，2035 和 2060 年，核能发电量在我国电力结构中的占比分别需要达到 10%和 20%左右，与当 前 OECD 国家的平均水平相当。
核电利用小时数位列第一。核电厂一次装料后可以连续运行至少 12 个月，运行 过程中不受燃料供给、天气等外部因素影响，发电输出功率稳定，是电网基荷的理想 选择。从 2014 年开始，受电力需求下降影响，核电也被要求参与调峰或降功率运行， 利用小时数开始逐年降低，2021 年开始回升，2022 年全国核电平均利用小时数达 7616 小时，在各种发电方式中位列第一，平均利用率可达 81%。
2.4 积极有序发展核电成为主旋律
核电发展速度受政策影响明显。“八五”计划至“十五”计划时期，国家层面提倡适 当、适度发展核电;从“十一五”规划开始，规划明确了将积极推进核电建设，且重点 建设百万 kW 级核电站;“十二五”至“十三五”期间，规划明确了要安全高效发展核电， 并突出了东部沿海核电建设这一重点，期间核电实业步入快速发展阶段。到“十四五” 时期，根据《“十四五”规划和 2035 年远景目标刚要》，安全稳妥推动沿海核电建设成 为“十四五”时期的重要任务。
积极有序发展核电是未来主旋律。为实现碳中和目标，我国逐步构建起“1+N” 的政策体系，相继发布了《关于完整准确全面贯彻新发展理念做好碳达峰中和工 作的意见》、《2030 年前碳达峰行动方案》、《“十四五”现代能源体系规划》等重要 文件，其中强调要“积极安全有序发展核电”，进一步明确了核电在构建我国清洁 低碳、安全高效的能源体系中的作用和地位。在 2021 年政府工作报告中，明确 提出“在确保安全的前提下积极有序发展核电”，这是自 2017 年来政府工作报告 中首次用“积极”来提及核电。
核电发展走出冰封期。在走出 2016-2018 年没有新项目核准的冰封期后，2019- 2021 年分别实现了项目核准稳定增长，2019 年核准 5 台机组(山东荣成示范电站、 福建漳州一期、广东太平岭一期)、2020 年 9 月核准 4 台机组(海南昌江二期、浙江 三澳一期)、2021 年 4 月核准 5 台机组(江苏田湾四期、辽宁徐大堡二期、海南昌江 小堆项目)。在《中国核能发展报告(2020)》中，给出了核电建设按照每年 6-8 台持 续稳步推进的目标。 2022 年核准机组台数创近年新高。2022 年国务院常务会议指出，为提升能源保 障能力和促进绿色发展。对已纳入规划、条件成熟的三门核电二期、海阳核电二期、 陆丰核电三期、福建漳州二期 3、4 号机组和广东廉江一期 1、2 号机组共 10 个核电 新建机组项目予以核准，创近年新高，显示出积极发展核电精神得到全力贯彻。
2.5 优质厂址储备满足核电发展需要
根据中国核能行业协会数据，截至 2022 年 12 月 31 日，我国在运核电机组 55 台(未包括我国台湾地区)，总装机容量 5698.6 万 kW，仅次于美国的 92 台 9471.8 万 kW 和法国的 56 台 6137 万 kW，核电机组数量和总装机容量继续位居世界第三 位。根据中核战略规划研究总院统计数据，截至 2022 年底，我国在运、在建、已核 准核电机组共有 83 台，总装机容量 8914.87 万 kW。
我国在运、在建核电项目均处于沿海发达省份。我国在运、在建、核准核电机组 分布在东部沿海 24 座核电站，其中漳州、惠州、霞浦、三澳、徐大堡等 5 个核电站 为新建核电站，尚没有在运核电机组。我国核电站分布在东部沿海 8个省份，自北向 南分别是辽宁、山东、江苏、浙江、福建、广东、广西、海南。 我国核电机组利用效率均处于较高水平。2022 年我国核电项目平均利用率达 91.69%，除广东外我国其他省份核电利用率均高于 90%，主要由于台山核电厂 1 号 机组于 2021 年 7 月 31 日开始临停大修，直到 2022 年 8 月 15 日才并网成功。我国 在运、在建核电项目有望维持高利用效率，基本上无需担心消纳问题。
未来核电建设将更加注重与电网布局和区域经济发展相适应，更好地支撑适合 我国国情的新型电力系统建设。我国将充分利用现有沿海核电厂址资源积极安全有序 推进项目开发，并通过厂址扩建、复用煤电退役厂址等方式增加厂址资源储备，华中 地区电力需求将持续增长，而本地基荷电源比重偏低，电力供需矛盾将进一步加大， 预期在条件成熟时，前期工作开展充分的核电厂址将开工建设。西部清洁能源输出省 份亦将开展在新能源大基地周边布局核电的可行性论证，为支撑风光等新能源上网做 好准备。未来我国核能从沿海到内陆，从东部到中西部的空间布局将更加均衡。
2.6 核电装机维持稳定发展
核电逐渐成为我国发电端的重要一环。根据中电联预计，2023 年我国经济运行 有望总体回升，拉动电力消费需求增速比 2022 年有所提高。正常气候情况下，预计 2023 年全国全社会用电量 9.15 万亿 kWh，比 2022 年增长 6%左右。预计 2023 年 底全国发电装机容量 28.1 亿 kW 左右，其中核电 5846 万 kW。根据中国核能行业协 会预计，2035 和 2060 年，核能发电量在我国电力结构中的占比分别需要达到 10% 和 20%左右，与当前 OECD 国家的平均水平相当。 核电装机维持合理速度增长。我们对现有在运、在建、核准项目进行测算，由于 2016-2018 年没有新项目核准，因此 2023-2026 年我国核电装机增速相对减缓，同 时由于 2019-2022 年恢复正常核准且 2022 年核准达 10 台机组，因此核电装机有望 在 2027-2029 年达到小高潮，至 2029 年底达 8365.7 万 kW，2023-2029 年七年我 国核电装机 CAGR 达 6.0%。根据我国核电建设进度，以及法国按照电力结构 PPE 计划每年关闭同等数量的核电机组，我国在运核电机组数量预计在 2024 年超过法国 达到世界第二位。
评论