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核动力的经济竞争力提高

时间:2019-09-02 16:45来源:科学
【澳大利亚铀信息中心网站2002年12月报道】在经济合作与发展组织中,核电有着比其它发电形式更强的成本优势,但那些可直接获取低成本矿物燃料的地区例外。20世纪90年代逐渐下降的

【澳大利亚铀信息中心网站2002年12月报道】 在经济合作与发展组织中,核电有着比其它发电形式更强的成本优势,但那些可直接获取低成本矿物燃料的地区例外。 20世纪90年代逐渐下降的矿物燃料价格侵蚀过核能在许多OECD成员国早先的成本优势,然而现在,较高的天然气价格正再次改变这种情况。 就核电厂而言,燃料成本仅占发电总成本的一小部分,并且往往为燃煤电厂中燃料成本比重1/3。 在核能成本竞争力评定中纳入了退役及核废物处置成本。 燃煤、燃气与核能发电的相对成本的不同,很大程度上取决于地理位置。在国内煤炭资源丰富且容易取得的国家例如中国、美国和澳大利亚,燃煤发电现在有并且将来很可能依旧有经济上的吸引力。尽管上涨的燃气价格削弱了燃气发电的优势,在许多地方,特别是在使用复合循环发电机组情况下,天然气作为基荷动力也有竞争力,尽管上涨的天然气价格已使这种优势逐渐消失。 尽管核电需要较高的资金投入以及内部消化废物处置和退役成本,但它在很多方面比矿物燃料发电更具竞争力。如果考虑到矿物燃料发电的社会、健康和环境成本,核电有着显著的优势。 2001年中期提出的一份有关欧洲各种燃料循环外部成本的研究报告显示:以净现金表示,核能引发的外部成本大约是燃煤的1/10。外部成本是指那些没有计入发电成本而实际发生的与健康和环境有关并且可以量化的成本。如果真的计入这些成本,欧洲的煤电价格将会翻一番,燃天然气发电价格将会增加30%。这还不包括对全球变暖的影响。 作为这份报告的依据项目是欧洲委员会与美国能源部合作于1991年开始实施的。这是欧洲委员会关于“用似乎真实的财政数字来比较欧盟各种发电形式所带来的损害”的研究项目中的第一个。该研究考虑了各种释放物及其分散以及最终影响等因素。就核能而言,事故风险与对矿物废渣的放射影响,已被计入成本(废物管理和退役已纳入消费者支付的电力价格中)。核能平均为0.4欧分/kWh,与水电接近;煤电超过4.0欧分/kWh;天然气发电为1.3~2.3欧分/kWh。只有风能发电好于核电,平均为0.1~0.2欧分/kWh。

【澳大利亚铀信息中心2003年8月报道】 要点 ·在经济合作与发展组织成员国中,除了可直接得到低价化石燃料的地区以外,核电与其他发电形式相比在成本上具有竞争性。 ·20世纪90年代化石燃料成本的降低冲击了核能在许多OECD国家的成本优势,但目前较高的天然气价格正再次改变着这一情景。 ·核电厂的燃料费用在总发电成本中只占较小比例,大约为煤电厂燃料费用的1/3。 ·在评估核能的成本竞争性时,要考虑退役和废物处置费用。 煤电厂、天然气电厂和核电厂的发电相对成本因地点不同而差异很大。在诸如中国、美国和澳大利亚这些煤资源丰富并且容易获得的国家,煤目前仍具有经济吸引力,将来可能依旧如此。天然气在许多地区的基荷发电中具有竞争性,尤其是利用联合循环装置,尽管天然气价格的上升已使这种优势降低了许多。 核能发电在许多地区较化石燃料更具有竞争性,尽管基建费用比较高并且需要将所有废物处置和退役费用考虑在内。如果化石燃料也考虑社会、健康和环境费用,核能将具有明显优势。 2001年年中,欧洲发表了一份重点研究煤和核能的不同燃料循环外部费用的报告。报告显示,核电费用约为煤电的1/10。如果考虑外部费用,欧盟煤电价格将翻一番,天然气电价将增加30%。 1991年欧洲委员会与美国能源部合作实施了这项研究计划,它是第一个“估算整个欧盟各种电力生产形式造成的损害”的研究项目。研究中考虑了排放、扩散和最终的影响。对于核能,考虑了事故风险以及尾矿放射学影响(废物管理和退役费用已被纳入消费者支付的费用)。核电平均价格为0.4欧分/kWh,与水电大致相同,煤电在4.0欧分/kWh以上(4.1~7.3欧 分/kWh),天然气为1.3~2.3欧分/kWh,只有风能的情况好于核能,为0.1~0.2欧 分/kWh。 燃料费用 从一开始,核能的基本优势就是核电厂的燃料费用比煤、石油和天燃气电厂的低。不过,铀必须加工、富集和制造成燃料元件,因此至少3/4的成本源于富集和制造。核能还必须考虑放射性乏燃料的管理和乏燃料或分离出的废物的最终处置。 2000年年中,得到1 kg二氧化铀反应堆燃料的费用: 这样,3400 GJ的热量发电315,000 kWh,由此得出燃料费用为0.30欧分/kWh。 但是即使包括这些,在OECD国家核电厂的总燃料费用一般约为煤电厂的1/3,为天然气联合循环装置的1/4至1/5。 发电比较 核电厂的费用估算通常包括乏燃料管理、电厂退役和最终废物处置。这些费用对于其他电厂通常是外部费用,而对于核电则是内部费用。 退役费用估计为核电厂初始投资费用的9%~15%。但考虑到贴现率时,它们只占投资费用的百分之几,占发电费用的比例更小。在美国,它们为0.1~0.2分/kWh,只是发电成本的5%。 燃料循环的后端,包括乏燃料贮存或在废物处置库中的处置,其费用占每千瓦时总成本的10%,如果乏燃料不经后处理直接处置,则占到的比例更小。在投资180亿美元的美国乏燃料计划中,向核电厂征收的费用为0.1美分/kWh。 法国2002年公布的数字显示下列能源发电成本(单位:欧分/kWh)为:核3.20,天然气3.05~4.26,煤3.81~4.57。由于使用大型标准化电厂,因此核能是有竞争力的。 核发电成本在过去的10年中一直在下降,这是因为燃料、运行和维护的费用在下降,同时所涉电厂已经赢利或至少正在收回成本。通常,核电厂的建设费用大大高于燃煤或燃气电厂,因为核电厂需要使用特殊材料,并且安装先进的安全设施和应急控制设备。这些在核发电费用中所占比例较大,但一旦电厂建成,可变性较小。 过去,建造周期长增加了资金成本。在亚洲,建造时间往往较短,例如1996年和1997年开始运行的新一代1300 MWe日本反应堆只用了4年多一点的时间就完成了建造。 总体说来,OECD研究显示,核电较煤电的优势在下降。这个趋势主要归因于20世纪80年代化石燃料的价格下降,并且容易得到低价的洁净煤或天然气。20世纪90年代,使用低价燃料的天然气联合循环技术常常是欧洲和北美洲的最低成本方案。但这种情况正在发生改变。 未来成本的竞争性 OECD预期新的核电厂投资费用不会上升,因为先进的反应堆设计已实现标准化。 核电将来的竞争力将主要取决于煤电厂可能增加的追加费用。满足减少二氧化硫和温室气体排放物的目标的实际费用将如何归结到化石燃料电厂中仍不确定。 总体说来,在目前的监管措施下,OECD预期,核能经济上仍然可与化石燃料发电相竞争,但在可直接获取低成本化石燃料的地区除外。例如,在澳大利亚,燃煤电厂靠近煤矿和主要的居民点,大量的天然气可长期并低价地获得。 最近的OECD对比研究表明,在5%贴现率下,考虑核能的13个国家中,有7个在2010年更喜欢选择新的基荷容量。在10%贴现率下,只有法国、俄罗斯和中国能够保持核电的优势。 欧洲电力工业1997年的一项研究比较了在2005年投入运行的核、煤和天然气基荷电厂的发电成本。在5%贴现率下,核电为3.46美分/kWh,是除最低价格的天然气情景外的所有情景中最低的。不过,在10%贴现率下,核能为5.07美分/kWh,是除高价格的天然气情景外的所有情景中费用最高的。 1999年,西门子公司公布了一份联合循环天然气电厂与包括欧洲压水反应堆和SWR-1000沸水反应堆在内的各种新设计电厂的经济性比较分析。在德国,分别为1750 MWe和1000 MWe的EPR和SWR-1000沸水堆的基建费用都是1250欧元/kW,而1550 MWe EPR的基建费用为1375欧元/kW,1350 MWe的先进沸水堆的基建费用为1500欧元/kW。 对于发电成本,在法国/德国系列建造的1550 MWe EPR和SWR-1000均可与天然气联合循环竞争,为2.6欧分/kWh。但是,在折旧完毕后,它们的成本将降到约1.5欧分/kWh,而天然气为2.5欧分/kWh(核电厂的基建费用占成本的60%,而天然气电厂的仅为15%)。 正在德国运行的新一代Konvoi电厂的发电成本为3.0欧分/kWh,其中包括整个基建费用,在完全折旧后降至1.5欧分/kWh。西门子的图表显示,PWR燃耗在1974~1998年期间提高了50%,从30 MWD/kgU增加到45 MWD/kgU;而在同一时期,沸水堆燃耗从23 MWD /kgU增加到40 MWD /kgU,并且燃料的物理可靠性加强。 2000年年中,芬兰发表的一份详细的能源经济性研究表明,核能将是成本最低的新发电能源方案。这项研究比较了核能、煤、天然气气轮机联合循环和泥煤。核能的基建费用比其他的高得多——1749欧元/kW,包括初始燃料负荷,大约是天然气电厂成本3倍。但是它的燃料费用低得多,因此当容量因子超过64%时,它是最便宜的能源方案。 2001年4月的数字显示,在91%容量因子、5%利率和40年寿期的情况下,核能成本为2.40欧分/kWh,煤为3.18欧分/kWh,天然气为3.21欧分/kWh。 2000年,芬兰的研究还量化了燃料价格对电费的敏感性。燃料价格翻一番,核能电费上升约9%,煤上升31%,天然气上升66%。这些结果同OECD1992年的报告相似。自这项研究以来,天然气价格已经显著上升。 2003年,法国能源秘书处公布了新电厂的最新数字。EPR基建成本为1650~1700欧元/kW,而天然气复合循环装置为500~550欧元/kW,煤电厂为1200~1400欧元/kW。EPR发电成本为2.74欧分/kWh,比天然气具有竞争性。基建费用占核能电价的60%,但是在天然气方面只占20%。虽然这些数字基于电厂40年寿期,但是EPR设计寿命为60年。 电厂选择很可能取决于一国的国际收支平衡状况。核电是资金密集型能源。因此,如果像日本或法国这样的国家必须在进口大量燃料或在国内花费许多资本之间作出抉择时,简单的成本与广泛的经济考虑相比可能就变得不那么重要了。 2005~2010年一些国家的发电成本预测铀的有利因素 铀是一种高度集中的能源,可容易和廉价地运输。需求量远低于煤或石油。1 kg天然铀产生的能量相当于煤的20,000倍。因此,它本质上是一非常轻便的商品。 核电的燃料费用占总的发电费用很小,因此即使燃料价格大幅上升,影响仍较小。例如,2002年U3O8价格翻一番,轻水反应堆的燃料费用增加30%,电价增加约7%(而天然气价格加倍,电价增加70%)。 后处理和混合氧化物 对于核燃料而言,如果对乏燃料进行后处理,回收的钚和铀可用于制造混合氧化物燃料,提取更多能量。虽然相关费用很大,但是MOX燃料具有不需要富集,尤其是最终仅产生少量的高放废物等优点。

【澳大利亚铀信息中心网站2003年11月报道】 概述 ·由于长期的能源安全政策,法国核能提供了75%的电力。 ·法国是世界最大的净电力出口国,每年获利约26亿欧元。 法国拥有59座核反应堆,总装机容量超过63 GWe,每年供应4000多亿kWh电力。 这一现状应归于法国政府1974年第一次石油危机后做出的迅速扩大该国核电容量的决定。这个决定是鉴于法国拥有大量的重工程专门技术但缺少本地能源资源的情况做出的。核能的燃料成本只占总费用的很小一部分,利用核能可使能源进口减至最少,并且更好地确保能源供应。 由于1974年的决定,法国目前声称已实现真正的能源独立,电费几乎是欧洲最低的。核电和水电占法国电力生产的90%以上。 1999年,议会通过讨论重申了法国能源政策的三大支柱:供应安全、尊重环境和适当关注放射性废物管理。当时提到,天然气基荷发电的经济优势不如核能,并且它的价格非常不稳定。尽管做了大量工作,但是在可预见的未来,可再生能源和节能措施都不能代替核能。 2003年初,法国宣布进行首次国家能源辩论,以了解公众对不同能源选择的观点并为制定国家能源政策提供建议。在全国先后进行的6次辩论最终促使法国在2003年下半年出台了一项新的能源法律。 法国工业部部长说,辩论是为了响应“法国人民的强烈要求”,因为70%的法国人认为自己对能源问题了解不够。2003年11月的民意测验表明,67%的人认为环境保护是唯一首要的能源政策目标。不过,58%的人认为,核能造成气候变化,而只有46%的人认为燃煤也会造成气候变化。 “我们必须尽快做出重要的选择,在可持续发展范围内从欧洲和全球层面上确定今后30年的能源混合结构。这将包括对核能的作用和未来的思考,包括对欧洲压水堆的决定,并且确定可再生能源在电力生产、热应用和运输中的作用。” 经济因素 法国的核电计划花费约4000亿法郎,不包括建造期间的利息。其中一半是由法国电力公司自筹的,8%是国家投资的,42%是通过商业贷款筹措的。1988年,中长期负债总计2330亿法郎,相当于法国电力公司销售收入的1.8倍。不过,到1998年底,法国电力公司将这个数字减少到1220亿法郎,约为其销售收入的2/3,不到年现金流量的3倍。1998年净利息下降到77亿法郎,占销售收入的4.16%。 1998年~2001年期间,核发电费用下降了7%,目前约为3欧分/kWh,在欧洲极具竞争力。 法国目前已从20世纪70年代的一个纯电力进口国,稳步发展成一个纯电力出口国,1999年纯出口达630亿kWh,合26亿欧元。因此,法国是世界最大的纯电力出口国,电力是法国第四大出口产业。邻国意大利没有任何运行的核电站,是欧洲最大的电力进口国,其中绝大部分来自法国。英国也是法国电力的主要进口国。 反应堆工程 首批8座动力堆是法国原子能委员会支持的气冷堆,后来EDF然后选择了压水堆。 除一座实验快中子增殖反应堆外,目前法国所有机组都是三种标准PWR:900 MWe、1300 MWe和1450 MWe。法国反应堆的标准化程度高于世界其他国家。 2002年,所有900 MWe反应堆在经过第二个10年审查后,运行寿期均又延长10年。它们大多数是在20世纪70年代末~20世纪80年代初启动的,每台机组都进行了4个月的审查,接着审查了1300 MWe级的机组。 法国向比利时、南非、韩国和中国出口了PWR反应堆技术。现运行的900 MWe的反应堆有南非的科贝赫核电站,韩国的蔚珍核电站,中国的大亚湾和岭澳核电站。 法国通过法马通与德国西门子公司一起积极开发EPR。法马通和西门子目前联合运作法马通先进核能公司(Framatome ANP)。EPR起初为1450 MWe,但是可能建造更大容量。它已被法国接受为新的标准设计。 法国曾有两座重要的快中子增殖反应堆。一座是1974年启动运行的233 MWe凤凰反应堆,1998~2003年关闭进行整改,预计还会再运行几年。另一座是1996年启动的1200 MWe超凤凰堆,1999年因为政治原因关闭,目前正在退役。凤凰堆的运行对于法国的废物处置研究,尤其是锕系元素嬗变的研究做出基础性的贡献。 燃料循环 为了发电,法国每年需要大约12400 t 氧化铀浓缩物(10500 t U)用于电力生产。法国每年进口3000 t U,大部分来自尼日尔,其他主要来自加拿大和俄罗斯。 除此之外,法国在其他方面自给自足,拥有运行中的转化、富集、燃料制造、后处理和MOX燃料制造厂以及废物管理计划。 铀浓缩物在生产能力为14000 t/a的Comurhex Pierrelatte厂转化成六氟化物,然后在具有1080万SWU/a的Eurodif厂富集。燃料制造在法国和比利时的数个工厂进行。 反应堆的乏燃料送到年处理能力为1600 t/a的阿格厂进行后处理。通过后处理提取钚和铀,留下的高放废物经玻璃固化贮存在那里待以后处置。钚运到120 t/a的Melox厂迅速制造成混合氧化物燃料。回收的铀在Pierrelatte重新富集。 所有这些燃料循环设施都处在商业运行中,并拥有国际市场。它们共同构成了一个法国重要的出口产业,并主要为日本服务。 废物 法国的国家政策是后处理乏燃料以便回收铀和钚重新利用,并减少要处置的高放废物量。废物处置正在根据法国1991年废物管理法进行。废物管理机构Andra将向政府汇报情况,以便议会可以在2006年制定确切的行动方针。按照1991年法律,法国正在研究分离和嬗变以及废物整备后的长期地表贮存。已处置的废物将被回取。 退役 法国有11座实验堆和动力堆正在退役,其中8座为第一代气冷石墨慢化型堆 (有6座类似于英国镁诺克斯堆),并已建立了完善的拆除计划。不过,退役的进展将取决于有无处置早期反应堆产生的中放废物和α污染石墨的场址。 其他3座正在退役的反应堆是1200 MWe超凤凰堆、305 MWe舒兹原型压水堆和一座实验气冷堆。

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