“核蓄一體化”實現(xiàn)了運營模式一體化。兩個電站的贏利模式相同，在發(fā)電價相對固定的情況下，核電充分多發(fā)來攤薄成本，取得更多利潤；對于抽水蓄能，電網(wǎng)公司只負責最后結果，中間的過程由兩個單元自己決定，類似直供電的形式，充分發(fā)揮了市場的調節(jié)作用。

　　隨著電改深入推進和電力市場建設提速，電源靈活性已成為激發(fā)電力系統(tǒng)調節(jié)能力的關鍵。作為傳統(tǒng)基荷電源，核電正在探索更加靈活的發(fā)展路徑。

　　據(jù)了解，國內首個 “核蓄一體化開發(fā)運營”項目——福建漳州核電一期和與之配套云霄抽水蓄能項目目前正在推進中。其中，漳州核電項目一期工程已基本完成“四通一平”和項目用地征遷工作，云霄抽水蓄能項目目前正開展可研工作。福建省發(fā)改委近日發(fā)布的《閩西南協(xié)同發(fā)展區(qū)發(fā)展規(guī)劃》明確提出，加快啟動云霄核抽一體化前期工作。

　　核電和抽水蓄能一體化運營管理模式有何優(yōu)勢？二者結合后的經(jīng)濟性如何體現(xiàn)？ 筆者就此進行了采訪。

　　“核蓄”互補已有實踐

　　抽水蓄能電站具有機組啟停迅速、工況轉變靈活，可以實現(xiàn)頂峰填谷、調頻調相、緊急事故備用等功能，被稱為電網(wǎng)的“穩(wěn)壓器”。在“核蓄一體化”之前，已有核蓄互補的實踐。

　　公開資料顯示，廣州抽水蓄能電站是大亞灣核電站的配套工程，為保證大亞灣電站的安全經(jīng)濟運行和滿足廣東電網(wǎng)填谷調峰的需要而興建，秦山核電站也有天荒坪和桐柏兩座配套的抽水蓄能電站。此外，目前在建的陽江抽水蓄能電站以滿足陽江核電站的調峰要求而建設。

　　據(jù)了解，國際上核電機組多以基荷運轉為主，我國在惡劣氣候等特別時段，電網(wǎng)根據(jù)并網(wǎng)調度協(xié)議組織核電機組參與電網(wǎng)調峰。近年來，在電力過剩大背景下，多地核電機組應要求降功率運行或臨停備用，以及參與調峰問題。

　　面臨安全穩(wěn)定運行和電量消納的壓力，核電急需與調節(jié)性電源“打捆”。

　　公開數(shù)據(jù)顯示，目前我國在運抽水蓄能電站30座，在建抽水蓄能30座，裝機容量4305千瓦，主要分布在華北、華東和南方電網(wǎng)經(jīng)營區(qū)域。據(jù)測算，2018年在國家電網(wǎng)經(jīng)營區(qū)內，抽蓄電站助力新能源電量多消納300多億千瓦時。

　　據(jù)了解，與其他電力機組單向調峰不同，抽水蓄能調峰是雙向調峰?！懊弘?、核電等熱力機組只能在其自身裝機能力范圍內通過增減負荷調峰，抽水蓄能卻能吸收過剩產(chǎn)能。當大型高溫高壓熱力機組處于最低負荷時，抽水蓄能同樣表現(xiàn)突出?！?/p>

　　“一體化”運營提升經(jīng)濟性

　　核蓄如何實現(xiàn)“一體化”？

　　漳州能源公司工程師顧健曾撰文指出，漳州核電站和抽水蓄能電站由一家公司統(tǒng)一管理，實現(xiàn)了投資主體一體化；其次，做到同時規(guī)劃、同時建設、同時投產(chǎn)，以便能及時配合補償運行。

　　顧健還指出，“核蓄一體化”還實現(xiàn)了運營模式一體化?！皟蓚€電站的贏利模式相同，在發(fā)電價相對固定的情況下，核電充分多發(fā)來攤薄成本，取得更多的利潤；對于抽水蓄能，電網(wǎng)公司只負責最后結果，中間的過程由兩個單元自己決定，類似直供電的形式，充分發(fā)揮了市場的調節(jié)作用?！?/p>

　　一位曾參與“核蓄一體化”項目的業(yè)內人士指出，核電運行穩(wěn)定可靠，具備基荷機組能力。同時，核電建設成本約占總成本的60%，燃料和運維等運行成本占40%，投產(chǎn)機組的運行成本較低，多發(fā)電意味著效益更好。在這個前提下，若核電參與調峰，每年產(chǎn)生的成本約15億元，而“核蓄一體化”運營后的成本主要由核電和抽水蓄能的電量損耗和建設成本組成，大約8.5億元，核蓄一體化運營在經(jīng)濟性上具備明顯優(yōu)勢。

　　不過，并非所有核電站都需配套抽蓄電站。國網(wǎng)能源研究院能源戰(zhàn)略與規(guī)劃研究所研究員閆曉卿建議，要從廠址條件、當?shù)仉娫唇Y構及負荷特性等方面全方位評估?！懊總€項目都要根據(jù)具體情況測算，比如在不同情況下如何運行、抽蓄抽發(fā)之間的損耗程度等。如果在可承受經(jīng)濟范圍內且對地區(qū)電網(wǎng)安全穩(wěn)定運行有利，核電配套抽蓄是當然是一種比較好的方式?！?/p>

　　調峰責任仍待理清

　　隨著電力系統(tǒng)輔助服務市場和產(chǎn)業(yè)發(fā)展政策逐步建立健全，抽水蓄能電站作為目前電網(wǎng)最大規(guī)模的儲能設施，效用將逐步體現(xiàn)，但核蓄一體化目前仍有掣肘。

　　閆曉卿認為，“核蓄一體化”運行時，電網(wǎng)調峰的責任由誰承擔是業(yè)內爭議的焦點?！俺樗钅芤獮槿W(wǎng)服務，還是只為核電站服務。如果核電、抽蓄都由企業(yè)自建，是否還要參與大電網(wǎng)調峰？當前我國新能源快速發(fā)展，電網(wǎng)調峰能力有待提升，這一問題還需統(tǒng)籌考慮?！?/p>

　　一位核電行業(yè)專家告訴筆者，從實踐看，鑒于核蓄聯(lián)營模式的諸多困難，有些核電企業(yè)提出自建抽水蓄能電站，向電網(wǎng)提供調峰容量來保證核電機組的高利用小時數(shù)，而核電站和抽水蓄能電站分別按各自的運行方式運行。即抽水蓄能電站由電網(wǎng)按照整個電網(wǎng)負荷特性調度，核電站承擔一部分抽水蓄能電站的建設和運行成本，電網(wǎng)承諾核電站負荷保持在一定水平的利用小時數(shù)上。

　　“但上述模式相當于提前繳納了今后多年的調峰補償費用，而且隨著電力市場化改革的推進，電量消納將走向市場化，電網(wǎng)公司或者政府部門承諾的利用小時數(shù)能否最終兌現(xiàn)，存在很大的風險?！痹搶＜冶硎尽?/p>

　　閆曉卿告訴筆者，目前抽水蓄能并未納入核算輸配電價有效資產(chǎn)中，成本疏導方式有待完善?！俺樗钅茈妰r并未納入輸配電價，就不能將其作為有效成本。但電網(wǎng)是實時平衡的，大家都在互為備用，抽水蓄能應該為全網(wǎng)去服務，而且隨著未來輔助服務市場的逐步完善，抽水蓄能成本需要通過市場化的方式疏導?！?/p>