在核電站物理中，有“美元/kWe”這樣的單位，請教是什么含義?

【專家解說】：這是一個發(fā)電成本單位， 1 背景 1983年，國際經(jīng)合組織(OECD)的核能機(jī)構(gòu)(NEA)首次對OECD國家的預(yù)期發(fā)電成本進(jìn)行了研究并公布了其研究成果。最初的研究僅限于對8個國家的煤電/核電成本進(jìn)行比較。在以后定期開展的研究中，研究范圍逐步擴(kuò)大，最近的一次研究是2005年開展的，這是系列研究中的第6次。此次研究的對象增加到了19個OECD國家，包括:奧地利、比利時、加拿大、捷克共和國、丹麥、芬蘭、法國、德國、希臘、意大利、日本、韓國、荷蘭、葡萄牙、斯洛伐克、瑞士、土耳其、英國和美國。自1989年以來，這些研究都是由國際能源機(jī)構(gòu)(IEA)與NEA聯(lián)合實(shí)施的。承擔(dān)此次研究的專家組由國際原子能機(jī)構(gòu)(IAEA)和歐盟(EC)的代表組成。IAEA還提供了從3個非OECD國家(保加利亞、羅馬尼亞和南非共和國)獲得的信息。 2 研究目標(biāo)和工作方法 這些研究的總目標(biāo)是為決策者、電力管理者和能源經(jīng)濟(jì)學(xué)家提供有關(guān)發(fā)電經(jīng)濟(jì)學(xué)的可靠性信息。 參與者提供了130多座發(fā)電廠的數(shù)據(jù):27座燃煤電廠、23座天然氣電廠、13座核電廠、19座風(fēng)能電廠、6個太陽能電廠、24座熱電聯(lián)產(chǎn)(CHP)電廠和10座采用其他燃料和技術(shù)的電廠。各國專家提供的數(shù)據(jù)，涵蓋了有關(guān)技術(shù)特征和實(shí)績的、定性和定量的信息以及成本數(shù)據(jù)。 成本數(shù)據(jù)包括隔夜成本和支出一覽表、整修和退役費(fèi)用及一覽表以及運(yùn)行和維護(hù)費(fèi)用(O&M)。此外，還提供了燃料費(fèi)用及其預(yù)期的上漲速率。 除了每個國家提供的具體成本數(shù)據(jù)之外，專家組還確定了一些計(jì)算發(fā)電成本所需的通用假設(shè)條件。這些通用假設(shè)包括: (1) 參與者提供的成本數(shù)據(jù)(以2003-06-01的本國貨幣表示)將根據(jù)2003-06-01的匯率轉(zhuǎn)換成參考貨幣(美元)。 (2) 核電廠、燃煤電廠和天然氣電廠的容量因子為85%(其他電廠的容量因子由參與者給定)。 (3) 核電和燃煤電廠的經(jīng)濟(jì)壽命為40年(其他電廠的經(jīng)濟(jì)壽命由參與者給定)。 發(fā)電成本的計(jì)算工作由IAEA與NEA秘書處共同完成，在計(jì)算中沒有考慮任何輸配電費(fèi)用。專家組還一致認(rèn)為，不變貨幣平準(zhǔn)化壽期發(fā)電成本計(jì)算法最適于計(jì)算發(fā)電成本，為此，使用2種貼現(xiàn)率5%和10%做了計(jì)算。 3 研究結(jié)果 3.1 隔夜成本和建設(shè)時間 3.1.1 燃煤電廠 27座燃煤電廠中的大部分都是用常規(guī)鍋爐，只有幾座電廠采用了煤氣化聯(lián)合循環(huán)(IGCC)。所有電廠都安裝了排氣污染控制裝置，以控制氮氧化物、氧化硫和灰塵以及顆粒物質(zhì)的排放。 單機(jī)容量為100~1050 MWe，熱效率為35%~60%(LHV)。建設(shè)時間約為4年，大部分電廠的最大隔夜成本為1000~1500美元/kWe。 3.1.2 天然氣電廠 除了一座電廠外，23座天然氣電廠中的其他22座電廠都采用了聯(lián)合循環(huán)燃?xì)廨啓C(jī)(CCGT)。其中3座使用液化天然氣(LNG)燃料。它們都安裝了減少氮氧化物產(chǎn)生(Low-NOX)的燃燒器。 單機(jī)容量為100~1600 MWe，熱效率在大部分情況下為35%~48%(LHV)，建設(shè)時間約為2年，大部分電廠的隔夜成本為400~800美元/kWe之間。 3.1.2 核電廠 在被研究的13座核電廠中，11座為輕水堆，2座為重水堆。 單機(jī)容量為447~1590 MWe，大部分情況下的熱效率為33%~37%(LHV)，建設(shè)時間為4~9年。但90%的建設(shè)費(fèi)用發(fā)生在5年或更短的時間內(nèi)。大部分電廠的隔夜成本為1000~2000美元/kWe。 3.2 燃料費(fèi)用 由于電廠分析所涉及的時間范圍是在它們投入運(yùn)行(2010~2015年)之后的25~40年時間，因此這就意味著必須對一段很長時間(直到2040~2050年)之后的燃料價格進(jìn)行預(yù)測。 這當(dāng)然是一項(xiàng)困難的任務(wù)，但是預(yù)測燃料費(fèi)用對化石燃料電廠(尤其是對燃料費(fèi)用占總發(fā)電成本70%的天然氣電廠)而言卻極為重要。 因此將本次研究的預(yù)測結(jié)果與上次研究(1998年)的預(yù)測結(jié)果進(jìn)行比較是非常有意義的。 表2列出了煤價的預(yù)測值。2005年的預(yù)測值與1998年的預(yù)測值之間沒有明顯傾向，大部分國家的預(yù)測煤價都發(fā)生了一定程度的變化。其中，美國的預(yù)測煤價發(fā)生了很大變化，不僅2005年預(yù)測的起始值比上次的預(yù)測值要高得多，而且2005年預(yù)測煤價在未來將會上升，但上次預(yù)測結(jié)果是煤價將會下降。 還應(yīng)當(dāng)注意，這次研究的預(yù)測結(jié)果是在2004年年初時得出的，當(dāng)時，煤價已經(jīng)開始暴漲，尤其是在亞洲。至少在這一方面，2005年年中的預(yù)測結(jié)果可能會與上次研究的預(yù)測結(jié)果有所不同。 表3列出了天然氣價格的預(yù)測值。與1998年的預(yù)測結(jié)果相比，這次研究的預(yù)測價格都有了一定程度的上升。尤其應(yīng)注意加拿大和美國的預(yù)測結(jié)果:在電廠投產(chǎn)日，天然氣的比價為2.5~2.9。這將對發(fā)電成本產(chǎn)生很大的影響，即使在這次研究中，天然氣價格的未來上升速度比較適中。 參與者提供了核燃料循環(huán)費(fèi)用。對輕水堆而言，除了荷蘭(8.00美元/MW?h)和日本(11.76美元/MW?h)外，核燃料循環(huán)費(fèi)用為3.55~5.86美元/MW?h。由于燃料循環(huán)費(fèi)用僅占平準(zhǔn)化的總發(fā)電成本的10%~20%，因此，可以認(rèn)為燃料循環(huán)費(fèi)用的改變(即使是重要的)對平準(zhǔn)化的總發(fā)電成本的影響有限。 3.3 平準(zhǔn)化的發(fā)電成本 平準(zhǔn)化的成本計(jì)算法是通過使用貼現(xiàn)率將未來各個時段的支出折算成在某一選定日期(通常是電廠投產(chǎn)日期)的現(xiàn)值。對未來各個時間的發(fā)電量也進(jìn)行同樣的貼現(xiàn)計(jì)算。支出的現(xiàn)值按照類型(投資、燃料、運(yùn)行和維護(hù))增加。對發(fā)電量現(xiàn)值采用類似的方法累加到一個單一的數(shù)值。每千瓦時發(fā)電量的平準(zhǔn)化壽期成本是壽期總支出的現(xiàn)值與總發(fā)電量現(xiàn)值的比值。 計(jì)算采用的是2003-06-01的不變美元價格，因此所有發(fā)電成本都以那日的不變美元價格表示。大部分計(jì)算結(jié)果都在表4所列的范圍內(nèi)。 3.4 與1998年報告的比較 與上一份報告相比，2005年的這份報告顯示，核電相對于煤電的經(jīng)濟(jì)競爭力有總體改善，而核電相對于天然氣發(fā)電的經(jīng)濟(jì)競爭力有了更大的提高。 這主要是由于預(yù)計(jì)煤和天然氣的價格將會上升(如表5所示)以及計(jì)算時所使用的電廠容量因子為85%，而上次計(jì)算所采用的是75%(高容量因子有利于核電等建設(shè)費(fèi)用高的項(xiàng)目)。在比較平準(zhǔn)化發(fā)電費(fèi)用的比值時能發(fā)現(xiàn)這些變化的總體結(jié)果。 4 其它能源 OECD研究的其它技術(shù)主要包括風(fēng)能、太陽能、水電和熱電聯(lián)產(chǎn)(CHP)。除了給出定性信息外，這次研究還首次對這些技術(shù)進(jìn)行了定量分析。首次成為研究對象的水電站均為小型水電站。在大部分情況下的結(jié)果如表6所示。 必須注意，熱電聯(lián)產(chǎn)的平準(zhǔn)化發(fā)電成本是根據(jù)其副產(chǎn)品--熱量的使用及其價值而確定的，其數(shù)值與每個廠區(qū)的具體情況有很大關(guān)系。 5 結(jié)論 (1) 對大多數(shù)國家而言，傳統(tǒng)技術(shù)的最低發(fā)電成本在24~45美元/MW?h的范圍之內(nèi)。這些成本以及各種方案的優(yōu)先次序與貼現(xiàn)率及化石燃料的價格預(yù)測密切相關(guān)。 (2) 核電機(jī)組的經(jīng)濟(jì)競爭力相對于化石燃料機(jī)組有了很大提高，尤其對于天然氣機(jī)組的改善程度更大。 當(dāng)貼現(xiàn)率為5%時，有7個國家核電成本比煤電成本低10%或更多。只有在美國，煤電成本比核電成本低10%;有9個國家核電成本比天然氣發(fā)電成本低10%或更多。天然氣發(fā)電成本在任何情況下都不會比核電成本低10%或更多。 當(dāng)貼現(xiàn)率為10%時，有6個國家核電成本比煤電成本低10%或更多。有2個國家煤電成本比核電成本低;有8個國家核電成本比天然氣發(fā)電成本低10%或更多。天然氣發(fā)電成本在任何情況下都不會比核電成本低10%或更多。 (3) 平準(zhǔn)化成本計(jì)算法在不斷自由化的電力市場中具有某些局限性。但是，也可以大致地說，5%的貼現(xiàn)率反映了在受到監(jiān)管的市場環(huán)境中可以接受的風(fēng)險，而10%的貼現(xiàn)率更多地體現(xiàn)了在一個開放的市場環(huán)境中可以接受的風(fēng)險。