巴丹核電站

菲律賓政府正在為未來可能采用核能做準備。由于電價接近加州，菲律賓發現自己在吸引中國企業方面處于東盟鄰國的競爭劣勢。非核能選項似乎無助于彌補這一經濟障礙，這讓全球核電行業面臨諸多問題：建設多少核電、何時建設、規模如何?

網格

菲律賓群島有 7,000 個島嶼，其中約 1,000 個有人居住，從北到南綿延 1,000 多英里，居住著 1.4 億多居民。鑒于這種分散性，可以說菲律賓群島擁有 139 個獨立的電網，但更合理的做法是，將三個主要的、松散連接的主電網與 136 個獨立的微電網聯系起來，用于那些與主電網連接成本太高或太困難的島嶼或地區。

首先，是三大電網。目前最大的電網是位于北端的呂宋島，首都馬尼拉就位于這里，該國 70% 的經濟活動都集中在此。第二個電網覆蓋較小的中部島嶼維薩亞斯群島，而三個電網中最南端的是南部的大島棉蘭老島，該島仍然相對未開發，長期以來被菲律賓人視為“邊境”。它目前沒有與其他兩個電網的電力連接。這一事實限制了傳統大型輕水反應堆 (LWR) 的應用。

市場

菲律賓曾經有一個電力系統，主要由政府壟斷并擁有，即國家電力公司(NPC 或“Napocor”)。該系統在 20 世紀 90 年代被大規模私有化，轉變為“發電/輸電/配電”模式。除了一些大型水電項目和“傳教士電氣化”微電網計劃中的柴油廠外，NPC 出售了其所有發電資產，而政府保留了輸電系統的所有權。

未被視為“遺留”且仍由 NPC 擁有的發電廠屬于私有。潛在的發電廠需要獲得能源部的認證，然后才能與 Discos 簽訂購電協議或與 Transco 簽訂輔助服務合同，然后安排最終的電網連接。

目前，該輸電系統由中標者菲律賓國家電網公司 (NGCP) 以 25 年特許經營權運營。他們負責運營、維護和擴建該系統。擴建以連接新一代電力的計劃以五年開發周期進行，電力審查委員會 (ERC) 對費率案例進行審查后，將收取運營和維護費用以及新資本成本，作為納稅人每月賬單的單獨費用。政府保留硬件及其所處土地的所有權。

最終用戶與當地配電公司或配電公司進行對接。目前最大的配電公司是 Meralco，為馬尼拉大都會區提供服務，其他幾個負荷中心也保留了私有配電公司。大城市以外的大多數客戶由合作社提供服務。配電公司通常直接與特定的發電公司安排 PPA，盡管 NGCP 還為呂宋島和維薩亞斯島電網運營五分鐘現貨市場。

核市場滲透

鑒于長期輸電規劃已公開，核電站適合做它們最擅長的事情——基本負荷。菲律賓是全球增長最快的經濟體之一，電力負荷需求增長也與之相匹配。能源部 (DoE) 公布了到 2040 年的需求估計，然后 NGCP 設計其電網來支持這一需求。這一需求每年以 6% 到 7% 的速度增長。

下表 1 顯示了到 2040 年的具體需求預測，揭示了預測容量需求與當前項目之間的差距。一些新一代發電被認為是“已承諾的”，因為該項目已獲得能源部認證、擁有 PPA 并獲得融資。此外，巴丹核電站 (630 MWe) 似乎是第一個在恢復后投入使用的核電站，可能在 2028 年至 2030 年之間。

因此，這個缺口代表了尚未“承諾”的、需要在 2040 年之前填補的新一代發電能力。核能能否幫助填補這些缺口?

這個問題可以用兩種方式來解決。首先，檢查電網規模限制和 NGCP 建議的連接點。一旦考慮到實際因素，就可以假設兩種情況——一種是核電市場份額為 20%，另一種是核電市場份額為 40%。然后就可以估計出哪種類型和數量的反應堆適合在哪里。

呂宋島電網有一條 500 kV 線路，從北部的林加延灣和 Sunl 1,200 MWe 煤電廠一直延伸到馬尼拉東部，然后向西折回馬尼拉灣南岸的甲米地。這被稱為“呂宋島主干線”。未來的計劃是將 500 kV 線路的一條分支從林加延灣延伸到東北部，以接通呂宋島北部未來的發電機，并沿著津巴萊斯西海岸延伸，完成該省的環路并返回馬尼拉。

NGCP 的規劃文件顯示了推薦的發電機連接點。計劃中的 1,200 MWe 連接點只有兩個，1,000 MWe 連接點只有一個。然而，私人通信表明，在規劃有充足的前置時間的情況下，500 kV 主干電路最多可容納四臺 LWR 電廠。

雖然可以容納 300 MWe 級的小型 SMR(小型模塊化反應堆)，但規模經濟表明，如果電網能夠處理電力，大型 LWR 反應堆的平準化電力成本會更低。目前，任何單個 1000 至 1,400 MWe 的 LWR 機組都滿足電網中沒有一臺機組超過電網需求 10% 的傳統運行標準;進一步的需求增長將進一步滿足這一經驗法則。

維薩亞斯的電網規模要小得多，更糟糕的是，分布更加分散。雖然整個電網可以容納輕水反應堆，但每個島嶼的單獨負荷太小，島嶼之間的水下連接限制了島嶼之間的轉移。因此，SMR 更適合這個電網。假設 SMR 是一個名義上的 300 MWe 單位——目前明顯的市場領導者 NuScale 和 GE-Hitachi BWRX 的產品也是如此——其他尺寸也可以適用，比如 Holtec 的 160 MWe 單位或 Westinghouse AP600。

考慮到在維薩亞斯群島電網的單機組或雙機組站點中安裝 300 MWe 級反應堆，大約有 17 臺機組有機會。可以合理地假設，島上并非所有站點都可以同時安裝 SMR。此外，一些針對核電站的選址限制可能會排除部分或許多可能的連接點。例如，有些可能太靠近群島的 24 座活火山之一或幾個活躍斷層。當地的電力供需平衡或島嶼間連接限制可能會排除其他連接點。

第三個主要電網棉蘭老島的優勢在于它基本上是一個單一島嶼，因此島嶼之間的連接不像維薩亞斯電網那樣是一個限制。然而，其內部電網較弱，該島的一些地區歷史上曾經歷過政治不穩定。計劃中的連接點可容納九個 SMR，但條件與維薩亞斯電網相同。

根據市場份額進行大型電網預測

對負荷需求增長、輸電發展計劃和運營因素的分析給出了滿足預期需求的核能滲透率的上限。然而，菲律賓不太可能像法國那樣努力實現 100% 核電網。最好選擇兩個更現實的滲透率目標來進一步分析菲律賓——每個主電網 20% 和 40% 的核市場份額。假設 630 MWe 巴丹核電站 (BNPP) 的重啟已成定局，并且它只減少了呂宋島的缺口，它將不會被計入 20% 和 40% 的額外核能容量。

微電網

當討論微反應堆未來的民用市場時，許多人首先想到的是菲律賓群島，認為這是最合適的選擇。雖然菲律賓大部分人口、工業和發電都接入了三個主要電網之一，但該國的地理位置使得主要電網無法為許多個別島嶼和一些較大島嶼上的偏遠地區提供經濟服務。政府試圖通過 NPC 運行的“傳教士電氣化”計劃來接觸這些群體。本質上，NPC 提供并運營柴油發電廠，為直接為客戶服務的當地合作社和配電公司提供服務。當地實體以迪斯科舞廳的形式接收電力，維護配電線并提供抄表和計費服務。

截至 2022 年，此類微電網數量將達到 136 個或更多，但隨著 NGCP 延長輸電線路以提供主電網電力，這一數字預計會下降。微反應堆的早期市場開發似乎側重于兩種標稱尺寸——1 MWe 和 5 MWe。大多數開發商宣布的意圖是提供便攜式設備，只需極少的基礎設施。還提到了無需大量技術培訓，只需極少本地人員即可進行遠程手動操作。這些輸出和操作的設計目標似乎與更換或補充微電網中的一些柴油發電機非常匹配。

要了解該國微電網可以容納多少臺微反應堆，政府現有微電網數據庫顯示，平均微電網需求為 5 MWe 或以上。其思路是，最低電網需求可能需要微反應堆進行負荷跟蹤，而 5 MWe 以上的峰值需求將由現有柴油發電廠滿足。將報廢機組拉出并用新機組替換的成本，以及燃料更昂貴的 SWU 要求，表明與大型輕水反應堆相比，微反應堆的較低容量系數的經濟損失較小。

為了給微反應堆設定一個經濟上限，以便為開發商提供平準化成本參考，政府的費率案例文件中將每個微電網的當前“發電真實成本”(以比索/千瓦時計算)乘以 90% 的容量系數和標稱 5 MWe 凈輸出，盡管客戶支付的費率較低，且有補貼。在一個案例中，假設標稱輸出為 4 MWe，因為這更適合某個特定電網。轉換成年收入(以美元計算，每美元 55.65 比索)，揭示了安裝微反應堆可以取代的柴油發電的最大成本。

使用這些搜索規則，目前存在四個微電網，其中可能適合安裝 5 MWe 微型反應堆。請注意，未考慮可能禁止安裝核電設施的場地特征。由于可能存在政治敏感性，因此未公布這四個微電網的具體名稱。已發布數據中的一些特定數據單元存在問題，并以黃色突出顯示，并在本次調查中忽略。但是，這些可疑數據點不會影響整體結論。

進行了類似的調查，但使用的是標稱 1 MWe 反應堆基線。對于三個電網，平均負荷表明應考慮額外的 1 MWe 機組并計算替代收入。在兩種情況下，僅使用 800 kWe 作為基線負荷。

核機遇

該分析為我們提供了到 2040 年菲律賓核電市場潛力的初步估計，這是一項初步調查，使用了市場滲透率、負荷增長、產品可用性/性能和資本可用性等各種假設。

這些預測能否經受住未來事件的考驗并成為現實?這將取決于核設計師、電力行業金融家和菲律賓人民的努力。