本文作者張恒(核工程專業(yè)計算機控制方向在讀博士生)
數(shù)日之前，一位來自可再生能源領域的專家提出了“核電多余論”，稱如果中國未來10年全社會用電量的年平均增長率保持在3%左右，那么還在規(guī)劃和擬議中的至少5000萬千瓦的核電站，應該是完全多余的。不難理解，出于所處立場，作者對未來10年太陽能與風能的降本空間給出了十分樂觀的估計，但核電真的多余嗎?
根據(jù)2014年11月中美雙方發(fā)布的《中美氣候變化聯(lián)合聲明》，中方首次正式提出2030年左右中國碳排放有望達到峰值，并將于2030年將非化石能源在一次能源中的比重提升到20%。作為降低碳排放的重要措施，中國明確提出要推進水電開發(fā)，安全高效發(fā)展核電，大力發(fā)展風電，加快發(fā)展太陽能發(fā)電，積極發(fā)展地熱能、生物質能和海洋能。從上述排序中可以看出，在能源結構轉型與應對氣候變化行動中，核電不僅不多余，還將是不可或缺的組成部分。
那么，是什么原因使得核電成為上述官方解讀中位列第二的電源形式?風電和太陽能的瓶頸何在?被眾多反核者作為經(jīng)典案例的德國棄核背后，又是怎樣一出翻來覆去的政治游戲?
"We must get it right,but we're on the wrong path at the moment. A radical change of course at the global level is long overdue."
——Maria van der Hoeven,IEA executive director
——題記
(我們必須改正，但當下我們走在錯誤的路上。世界范圍內的徹底改變姍姍來遲。——國際能源署(IEA)前總干事范德胡芬)
序
IEA的最新版雙年度《能源技術展望》展示了現(xiàn)在到2050年之間全球能源系統(tǒng)會怎樣演變。據(jù)估計，能源總體需求的電力份額將從2011年的17%上升至2050年的23-26%之間。與此同時，同聯(lián)合國IPCC的分析一致，IEA也認為需要能源部門內采取行動降低碳排放，限制全球溫度上升不超過2°C。
而在《能源技術展望》的所提解決方案中，化石燃料在全球一次能源供應中份額幾乎驟降一半，從2011年的80%降至2050年略高于40%。而核能、終端使用燃料的轉換以及發(fā)電效率和燃料轉換，對實現(xiàn)2℃方案目標“至關重要”。
一、國內電力結構轉型
回到中國的角度來看，根據(jù)2014年11月12日簽訂的《中美氣候變化聯(lián)合聲明》表述，中方首次正式提出2030年左右中國碳排放達到峰值，并計劃到2030年將非化石能源在一次能源中的比重提升到20%。中美是全球兩個最大的溫室氣體排放國，其排放占全球總排放的42%。
中國承諾碳排放峰值，給國內能源結構帶來巨大轉型壓力。高燃煤消耗企業(yè)將被加速關停或被高成本逼停，中國燃煤發(fā)電比例要降至65%，而目前的煤電比例是73%左右。作為填補這一部分火電空缺重要措施，中國明確提出要推進水電開發(fā)，安全高效發(fā)展核電，大力發(fā)展風電，加快發(fā)展太陽能發(fā)電，積極發(fā)展地熱能、生物質能和海洋能。這一句話是中央政府門戶網(wǎng)站的官方政策法規(guī)解讀。因此我們要格外注意其能源種類排序。
核電僅排在水電之后，看得出來國家對發(fā)展核電態(tài)度，水電有”天花板”,水力資源大約有5億千瓦，已經(jīng)開發(fā)了2個多億。而從國家戰(zhàn)略層面來看，風能，太陽能，包括生物能由于其發(fā)電物理屬性不可能做到太大。因此僅僅考慮到能源需求增長放緩而并未考慮能源結構轉型而對核電發(fā)展做出的判定是有失偏頗的。
OK，目前經(jīng)濟增速放緩，拋開接下來經(jīng)濟增長因素對電力需求的增加，但是近8%的煤電能源缺口怎么去彌補?2014年中國全社會用電總量是55233億千瓦時，8%是多少?中國這樣的經(jīng)濟體量這個比例算起來會很恐怖，因此提法叫能源結構轉型一點不為過。附一個表格：
全國電力工業(yè)統(tǒng)計數(shù)據(jù)
核電的裝機量最低，其可發(fā)展的空間也是最大。而水電由于其對生態(tài)環(huán)境的影響，增速已經(jīng)明顯放緩，由于其本身體量已經(jīng)很大，這也將是一個趨勢。
二、關于太陽能的技術突破問題(風能可以參考)
談及太陽能，目前硅基光伏能效轉換的實驗室數(shù)據(jù)最高20%-25%，其理論峰值為31%;這個數(shù)據(jù)來自中科院太陽能薄膜重點實驗室，同時中國科大微尺度實驗室做吸光納米粒子量子點太陽能電池，迄今轉化效率最高達到6%，理論值42%，文章發(fā)表在NatureMaterial，影響因子23.1。應該算是目前太陽能材料領域科研的高水準了。而實際光伏發(fā)電系統(tǒng)效率(包括逆變，器材損耗等等)，目前國內水平能夠超過14%就很不錯。
我們知道實驗室數(shù)據(jù)與工業(yè)部署有多大的鴻溝去填平，實驗室不計成本的去挑戰(zhàn)最好的參數(shù)，而真正發(fā)電會極大的考慮經(jīng)濟成本，因此太陽能的全面性大規(guī)模工業(yè)部署需要光伏行業(yè)無論是理論還是上下游工程水平都有質的突破。
三、關于德國棄核
目前談核能必提及德國退出核電，那么我們細談一下德國的核政策。
“核去火來”?
德國核電占17%，這一比例乘以總電力消耗，非常很可觀。默克爾開出的藥方是大力發(fā)展綠色能源，但實際上，掣肘于能源儲存技術，德國現(xiàn)有的綠色能源(風能、太陽能)根本無法填補這一缺口，而且高昂的發(fā)電成本，也迫使德國民眾必須承擔更高昂的電力價格。當時甚至有國家登出漫畫，巨大的風機，由燃煤動力驅動發(fā)電，名曰德國人發(fā)明了燃煤綠色風機。德國聯(lián)邦經(jīng)濟技術部能源研究負責人Diethard Mager明確表示，德國要從俄羅斯甚至南亞國家進口更多石油、煤炭和天然氣。補充一句既然德國也掣肘于能源存儲技術無法大力發(fā)展太陽能，風能，我們這么大的體量這么大的轉型，真的就可以嗎?
“核去核來”?
除“核去火來”，更諷刺的是，德國自己棄核卻改用鄰居的核電——2011年上半年，法國出口到德國的電力比去年同期增長了50%，捷克出口到德國的電力則增加了6倍多。法國目前核電比例75%，捷克則為30%，這真真是“核去核來”，不過是由核電自給到核電進口。
重拾核電?
回顧一下德國的核電政策：
1974年，中東石油危機爆發(fā)，德國政府大力支持發(fā)展核電，德國核工業(yè)進入了一個快速發(fā)展時期。
1986年，切爾諾貝利核事故發(fā)生，德國民眾反核聲音強烈，德國政府停止了對核工業(yè)的支持。
2002年，德國紅綠黨聯(lián)合政府與資方達成協(xié)議，出臺“核電逐步退出”法令，最遲2022年之前，以廠齡和發(fā)電量為依據(jù)，陸續(xù)關停全國19座核電站。
2010年10月，考慮到二氧化碳減排壓力，德國聯(lián)邦議院通過了默克爾主政的黑黃聯(lián)合政府有關延長核電站運營期限的計劃，將德國關閉最后一座核電站的時間，由2022年前后推遲到大約2035年。
然后是2011棄核。
德國政黨組成復雜：紅黨即社民黨，在政治上屬于左派，綠黨則強調環(huán)保，紅綠曾一度聯(lián)合執(zhí)政;黃黨是自由民主黨，多代表資方;黑黨指基督教民主聯(lián)盟，這是默克爾的黨，屬于中偏右的黨。換一個政黨執(zhí)政或許核電政策又變了實在說不定。這一點與中國國情大相徑庭。
總而言之，德國棄核四年多目前找到的最好的新能源就是“進口的火電和進口的核電”。
四、核電投資與收益
談一談核電的標桿電價下是否依舊能讓投資者盈利，這也是題文作者所批判的。
在經(jīng)歷了21年“一站一價”的“保育期”后，2013年7月，國家發(fā)改委發(fā)布《核電上網(wǎng)電價機制有關問題的通知》，全國統(tǒng)一為0.43元/千瓦時。理性地看，核電標桿電價是我國核電發(fā)展走向市場化的重要里程碑。目前全國現(xiàn)行風力標桿電價按資源狀況劃分為4類，每千瓦時分別為0.51、0.54、0.58、0.61元，比核電高19%~42%。與脫硫脫硝燃煤發(fā)電相比，每千瓦時大部分地區(qū)燃煤機組電價均高于0.43元，尤其在經(jīng)濟發(fā)達的華東、華南以及華中地區(qū)，核電都有較強的競爭力。以往核電站執(zhí)行“一站一價”的原則是電站造價越高，其獲得政府批準的上網(wǎng)電價也隨之越高。而“這種做法的弊端就是，電廠如果把成本和造價做高，把工期延長，這些成本最終還是由國家來買單”。
舉個例子，2013年6月投運的紅沿河1號機組，最初批復的上網(wǎng)電價為0.427元/千瓦時，7月國家發(fā)改委發(fā)布核電標桿電價，致使該機組最終將執(zhí)行當?shù)鼗痣姌藯U電價0.422元/千瓦時，即便如此，這個價格依然可保證紅沿河獲得9%的內部收益率。
正如題文所說，目前最大的問題在于三代機組的成本控制。比如AP1000，對設備材料制造及供應商的要求很高，可選擇的供應商少，價格貴，再加上設計變更頻繁，試驗周期長，目前成本控制的難度很大。好消息是最近其主泵已經(jīng)完成最后的熱工實驗，可以供貨。但是，國家已為這類機組留下了一定的緩沖空間。《核電上網(wǎng)電價機制有關問題的通知》規(guī)定“承擔核電技術引進、自主創(chuàng)新、重大專項設備國產(chǎn)化任務的首臺或首批核電機組或示范工程，其上網(wǎng)電價可在全國核電標桿電價基礎上適當提高，具體由省級價格主管部門提出方案報國家發(fā)改委核批。” 這意味著AP1000首批4臺機組和臺山EPR機組、山東石島灣HTR，以及此后可能建設的CAP1400等示范工程將區(qū)別對待，單獨核定電價。我們知道，一臺百萬千瓦的核電機組，拖一天增加財務費用近200萬元，同時減少利潤近300萬元。因此除去這幾臺機組，“保育期”后建設的三代機組將面臨考驗。
最后總結一句，新增核(裂變)電廠在未來可預見的一段時間內，將是能源轉型中不可或缺的組成部分。
