——市場問題。在市場沒有能力完全消納核電新增電量的情況下，燃煤機組的發電小時數將受到擠壓;若遇到豐水年，燃煤機組將面臨生存壓力。需要提升電網輸配能力、擴大省內外市場，消納電力產能。

——調峰問題。在核電帶基荷條件下，以燃氣機組啟停調峰、燃煤機組深度調峰為主力的調峰電源將無法滿足電網調峰需求;加上風電、太陽能發電的快速發展，電網調峰面臨挑戰。需要建設以抽水蓄能電站為主力的調峰電源，提升電網調峰能力。

——調度問題。在煤電作為電網主力電源短期內無法改變條件下，煤電不能因為核電而潰不成軍，需要一個相對穩定的、可預期的生存與發展空間。

截至2012年底，福建電力總裝機3877萬千瓦，其中水電1138萬千瓦、火電2626萬千瓦、風電等新能源113萬千瓦。從福建的廠址資源看，未來全省形成1億千瓦的電力裝機容量是完全可能的。

福建大力發展核電、水電等清潔電源符合能源發展總要求，但2020年以前無法改變電能供應以煤電為主的總格局，燃煤電廠需要一個可預期的生存與發展空間。

本報告重點解決核電機組陸續投產后福建電網內不同機組的發電權、售電權、調峰權問題，統籌解決燃煤電廠的電力電量平衡問題，為燃煤電廠設計一個合理的生存與發展空間。

一、核電投產的主要影響

根據《核電投產后電力電量平衡研究》的研究成果，核電投產的主要影響有：

(1)核電投產改變了福建電網的電源結構，由煤電、水電為主向煤電、水電、核電并重轉變。預計2013年、2014年、2015年核電發電量將分別達到70億、210億、458億千瓦時(負荷因子取0.8時)，分別占當年全社會電量需求的3.8%、10.3%、20.7%(電量增長中方案情況下)，分別占當年全社會新增用電量的36.5%、111.1%、254.4%。核電2014年起開始擠占煤電的發展空間(發電小時數)。

(2)福建省電量需求1990～2000年年均增長11.38%、2000～2010年年均增長12.56%。“十二五”期間若維持11%的增長率，煤電發電不受核電影響;若僅增長5.5%，2013～2015年三年燃煤機組的發電小時數分別減少530、942、1247小時(以5000小時為基準、平水期)，收入減少55億、102億、134億元;燃煤電廠減發引致的收益損失將分別達到10億、16億、27億元。

(3)核電投產擴大了電網的調峰壓力。按照燃煤機組的出力調整范圍為核定容量的65%～100%計算，統調燃煤機組基本調峰能力為585萬千瓦，在不建抽水蓄能電站情況下，2013年通過燃煤機組降出力能夠滿足電網調峰需求，2014年缺口5萬千瓦、2015年缺口145萬千瓦。

(4)燃煤機組降出力調峰增加了單位發電煤耗，進而增加單位發電成本。60萬千瓦及以上機組從100%出力到45%深度調峰，單位發電煤耗增加近30克;35萬千瓦機組從85%出力到50%深度調峰，單位發電煤耗增加近14克。按平均煤價894元/噸計算，60萬千瓦及以上機組深度調峰單位發電成本增加0.027元，35萬千瓦機組深度調峰單位發電成本增加0.013元。燃煤機組深度調峰平均度電發電成本增加2分錢。

(5)抽水蓄能電站是滿足核電帶基荷引致的調峰需求的有效工具。從電網的調峰需求看，2013、2014年電網對抽水蓄能電站的調峰需求不具備緊迫性，但2015年必須有抽水蓄能電站投入運行。當取資本金內部收益率8%時，單位抽水蓄能電站裝機容量調峰服務的購買成本約為5.5萬元/年。

(6)核電投產擠占煤電機組的發電空間、占用電網的調峰空間，需要建立廠際、廠網之間的利益協調機制。據測算，電網通過水電、核電低于煤電上網電價獲取的超額利潤2013、2014、2015年分別達到30億、32億、36億元;核電通過競爭電量形成的價差收益2013、2014、2015年分別達到1.81億、5.43億、11.66億元。

二、核電投產后電力運行調度方案

(一)基本目標

1.保障電力供應。按照適度超前、安全可靠的原則，優化調度，構筑安全、優質、經濟的電力供應體系，保障建設海峽西岸經濟區、趕超