菲律宾考虑扩大核电产能以应对能源成本和碳排放上升

巴丹核电站

菲律宾政府正在为未来可能采用核能做准备。由于电价接近加州，菲律宾发现自己在吸引中国企业方面处于东盟邻国的竞争劣势。非核能选项似乎无助于弥补这一经济障碍，这让全球核电行业面临诸多问题：建设多少核电、何时建设、规模如何?

网格

菲律宾群岛有 7,000 个岛屿，其中约 1,000 个有人居住，从北到南绵延 1,000 多英里，居住着 1.4 亿多居民。鉴于这种分散性，可以说菲律宾群岛拥有 139 个独立的电网，但更合理的做法是，将三个主要的、松散连接的主电网与 136 个独立的微电网联系起来，用于那些与主电网连接成本太高或太困难的岛屿或地区。

首先，是三大电网。目前最大的电网是位于北端的吕宋岛，首都马尼拉就位于这里，该国 70% 的经济活动都集中在此。第二个电网覆盖较小的中部岛屿维萨亚斯群岛，而三个电网中最南端的是南部的大岛棉兰老岛，该岛仍然相对未开发，长期以来被菲律宾人视为“边境”。它目前没有与其他两个电网的电力连接。这一事实限制了传统大型轻水反应堆 (LWR) 的应用。

市场

菲律宾曾经有一个电力系统，主要由政府垄断并拥有，即国家电力公司(NPC 或“Napocor”)。该系统在 20 世纪 90 年代被大规模私有化，转变为“发电/输电/配电”模式。除了一些大型水电项目和“传教士电气化”微电网计划中的柴油厂外，NPC 出售了其所有发电资产，而政府保留了输电系统的所有权。

未被视为“遗留”且仍由 NPC 拥有的发电厂属于私有。潜在的发电厂需要获得能源部的认证，然后才能与 Discos 签订购电协议或与 Transco 签订辅助服务合同，然后安排最终的电网连接。

目前，该输电系统由中标者菲律宾国家电网公司 (NGCP) 以 25 年特许经营权运营。他们负责运营、维护和扩建该系统。扩建以连接新一代电力的计划以五年开发周期进行，电力审查委员会 (ERC) 对费率案例进行审查后，将收取运营和维护费用以及新资本成本，作为纳税人每月账单的单独费用。政府保留硬件及其所处土地的所有权。

最终用户与当地配电公司或配电公司进行对接。目前最大的配电公司是 Meralco，为马尼拉大都会区提供服务，其他几个负荷中心也保留了私有配电公司。大城市以外的大多数客户由合作社提供服务。配电公司通常直接与特定的发电公司安排 PPA，尽管 NGCP 还为吕宋岛和维萨亚斯岛电网运营五分钟现货市场。

核市场渗透

鉴于长期输电规划已公开，核电站适合做它们最擅长的事情——基本负荷。菲律宾是全球增长最快的经济体之一，电力负荷需求增长也与之相匹配。能源部 (DoE) 公布了到 2040 年的需求估计，然后 NGCP 设计其电网来支持这一需求。这一需求每年以 6% 到 7% 的速度增长。

下表 1 显示了到 2040 年的具体需求预测，揭示了预测容量需求与当前项目之间的差距。一些新一代发电被认为是“已承诺的”，因为该项目已获得能源部认证、拥有 PPA 并获得融资。此外，巴丹核电站 (630 MWe) 似乎是第一个在恢复后投入使用的核电站，可能在 2028 年至 2030 年之间。

因此，这个缺口代表了尚未“承诺”的、需要在 2040 年之前填补的新一代发电能力。核能能否帮助填补这些缺口?

这个问题可以用两种方式来解决。首先，检查电网规模限制和 NGCP 建议的连接点。一旦考虑到实际因素，就可以假设两种情况——一种是核电市场份额为 20%，另一种是核电市场份额为 40%。然后就可以估计出哪种类型和数量的反应堆适合在哪里。

吕宋岛电网有一条 500 kV 线路，从北部的林加延湾和 Sunl 1,200 MWe 煤电厂一直延伸到马尼拉东部，然后向西折回马尼拉湾南岸的甲米地。这被称为“吕宋岛主干线”。未来的计划是将 500 kV 线路的一条分支从林加延湾延伸到东北部，以接通吕宋岛北部未来的发电机，并沿着津巴莱斯西海岸延伸，完成该省的环路并返回马尼拉。

NGCP 的规划文件显示了推荐的发电机连接点。计划中的 1,200 MWe 连接点只有两个，1,000 MWe 连接点只有一个。然而，私人通信表明，在规划有充足的前置时间的情况下，500 kV 主干电路最多可容纳四台 LWR 电厂。

虽然可以容纳 300 MWe 级的小型 SMR(小型模块化反应堆)，但规模经济表明，如果电网能够处理电力，大型 LWR 反应堆的平准化电力成本会更低。目前，任何单个 1000 至 1,400 MWe 的 LWR 机组都满足电网中没有一台机组超过电网需求 10% 的传统运行标准;进一步的需求增长将进一步满足这一经验法则。

维萨亚斯的电网规模要小得多，更糟糕的是，分布更加分散。虽然整个电网可以容纳轻水反应堆，但每个岛屿的单独负荷太小，岛屿之间的水下连接限制了岛屿之间的转移。因此，SMR 更适合这个电网。假设 SMR 是一个名义上的 300 MWe 单位——目前明显的市场领导者 NuScale 和 GE-Hitachi BWRX 的产品也是如此——其他尺寸也可以适用，比如 Holtec 的 160 MWe 单位或 Westinghouse AP600。

考虑到在维萨亚斯群岛电网的单机组或双机组站点中安装 300 MWe 级反应堆，大约有 17 台机组有机会。可以合理地假设，岛上并非所有站点都可以同时安装 SMR。此外，一些针对核电站的选址限制可能会排除部分或许多可能的连接点。例如，有些可能太靠近群岛的 24 座活火山之一或几个活跃断层。当地的电力供需平衡或岛屿间连接限制可能会排除其他连接点。

第三个主要电网棉兰老岛的优势在于它基本上是一个单一岛屿，因此岛屿之间的连接不像维萨亚斯电网那样是一个限制。然而，其内部电网较弱，该岛的一些地区历史上曾经历过政治不稳定。计划中的连接点可容纳九个 SMR，但条件与维萨亚斯电网相同。

根据市场份额进行大型电网预测

对负荷需求增长、输电发展计划和运营因素的分析给出了满足预期需求的核能渗透率的上限。然而，菲律宾不太可能像法国那样努力实现 100% 核电网。最好选择两个更现实的渗透率目标来进一步分析菲律宾——每个主电网 20% 和 40% 的核市场份额。假设 630 MWe 巴丹核电站 (BNPP) 的重启已成定局，并且它只减少了吕宋岛的缺口，它将不会被计入 20% 和 40% 的额外核能容量。

微电网

当讨论微反应堆未来的民用市场时，许多人首先想到的是菲律宾群岛，认为这是最合适的选择。虽然菲律宾大部分人口、工业和发电都接入了三个主要电网之一，但该国的地理位置使得主要电网无法为许多个别岛屿和一些较大岛屿上的偏远地区提供经济服务。政府试图通过 NPC 运行的“传教士电气化”计划来接触这些群体。本质上，NPC 提供并运营柴油发电厂，为直接为客户服务的当地合作社和配电公司提供服务。当地实体以迪斯科舞厅的形式接收电力，维护配电线并提供抄表和计费服务。

截至 2022 年，此类微电网数量将达到 136 个或更多，但随着 NGCP 延长输电线路以提供主电网电力，这一数字预计会下降。微反应堆的早期市场开发似乎侧重于两种标称尺寸——1 MWe 和 5 MWe。大多数开发商宣布的意图是提供便携式设备，只需极少的基础设施。还提到了无需大量技术培训，只需极少本地人员即可进行远程手动操作。这些输出和操作的设计目标似乎与更换或补充微电网中的一些柴油发电机非常匹配。

要了解该国微电网可以容纳多少台微反应堆，政府现有微电网数据库显示，平均微电网需求为 5 MWe 或以上。其思路是，最低电网需求可能需要微反应堆进行负荷跟踪，而 5 MWe 以上的峰值需求将由现有柴油发电厂满足。将报废机组拉出并用新机组替换的成本，以及燃料更昂贵的 SWU 要求，表明与大型轻水反应堆相比，微反应堆的较低容量系数的经济损失较小。

为了给微反应堆设定一个经济上限，以便为开发商提供平准化成本参考，政府的费率案例文件中将每个微电网的当前“发电真实成本”(以比索/千瓦时计算)乘以 90% 的容量系数和标称 5 MWe 净输出，尽管客户支付的费率较低，且有补贴。在一个案例中，假设标称输出为 4 MWe，因为这更适合某个特定电网。转换成年收入(以美元计算，每美元 55.65 比索)，揭示了安装微反应堆可以取代的柴油发电的最大成本。

使用这些搜索规则，目前存在四个微电网，其中可能适合安装 5 MWe 微型反应堆。请注意，未考虑可能禁止安装核电设施的场地特征。由于可能存在政治敏感性，因此未公布这四个微电网的具体名称。已发布数据中的一些特定数据单元存在问题，并以黄色突出显示，并在本次调查中忽略。但是，这些可疑数据点不会影响整体结论。

进行了类似的调查，但使用的是标称 1 MWe 反应堆基线。对于三个电网，平均负荷表明应考虑额外的 1 MWe 机组并计算替代收入。在两种情况下，仅使用 800 kWe 作为基线负荷。

核机遇

该分析为我们提供了到 2040 年菲律宾核电市场潜力的初步估计，这是一项初步调查，使用了市场渗透率、负荷增长、产品可用性/性能和资本可用性等各种假设。

这些预测能否经受住未来事件的考验并成为现实?这将取决于核设计师、电力行业金融家和菲律宾人民的努力。