中國儲能網訊：“核蓄一體化”實現了運營模式一體化。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。
記者了解到，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？二者結合后的經濟性如何體現？ 記者就此進行了采訪。
“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，可以實現頂峰填谷、調頻調相、緊急事故備用等功能，被稱為電網的“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濟運行和滿足廣東電網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，電網根據并網調度協(xié)議組織核電機組參與電網調峰。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”。
公開數據顯示，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、華東和南方電網經營區(qū)域。據測算，2018年在國家電網經營區(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?！懊弘姟⒑穗姷葻崃C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，抽水蓄能同樣表現突出?！?
“一體化”運營提升經濟性
核蓄如何實現“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，以便能及時配合補償運行。
顧健還指出，“核蓄一體化”還實現了運營模式一體化?！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?！?
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、當地電源結構及負荷特性等方面全方位評估?！懊總€項目都要根據具體情況測算，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。如果在可承受經濟范圍內且對地區(qū)電網安全穩(wěn)定運行有利，核電配套抽蓄是當然是一種比較好的方式。”
調峰責任仍待理清
隨著電力系統(tǒng)輔助服務市場和產業(yè)發(fā)展政策逐步建立健全，抽水蓄能電站作為目前電網最大規(guī)模的儲能設施，效用將逐步體現，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調峰？當前我國新能源快速發(fā)展，電網調峰能力有待提升，這一問題還需統(tǒng)籌考慮。”
一位核電行業(yè)專家告訴記者，從實踐看，鑒于核蓄聯營模式的諸多困難，有些核電企業(yè)提出自建抽水蓄能電站，向電網提供調峰容量來保證核電機組的高利用小時數，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按照整個電網負荷特性調度，核電站承擔一部分抽水蓄能電站的建設和運行成本，電網承諾核電站負荷保持在一定水平的利用小時數上。
“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，電網公司或者政府部門承諾的利用小時數能否最終兌現，存在很大的風險?！痹搶＜冶硎尽?
閆曉卿告訴記者，目前抽水蓄能并未納入核算輸配電價有效資產中，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。但電網是實時平衡的，大家都在互為備用，抽水蓄能應該為全網去服務，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?！?
