——市场问题。在市场没有能力完全消纳核电新增电量的情况下，燃煤机组的发电小时数将受到挤压;若遇到丰水年，燃煤机组将面临生存压力。需要提升电网输配能力、扩大省内外市场，消纳电力产能。
——调峰问题。在核电带基荷条件下，以燃气机组启停调峰、燃煤机组深度调峰为主力的调峰电源将无法满足电网调峰需求;加上风电、太阳能发电的快速发展，电网调峰面临挑战。需要建设以抽水蓄能电站为主力的调峰电源，提升电网调峰能力。
——调度问题。在煤电作为电网主力电源短期内无法改变条件下，煤电不能因为核电而溃不成军，需要一个相对稳定的、可预期的生存与发展空间。
截至2012年底，福建电力总装机3877万千瓦，其中水电1138万千瓦、火电2626万千瓦、风电等新能源113万千瓦。从福建的厂址资源看，未来全省形成1亿千瓦的电力装机容量是完全可能的。
福建大力发展核电、水电等清洁电源符合能源发展总要求，但2020年以前无法改变电能供应以煤电为主的总格局，燃煤电厂需要一个可预期的生存与发展空间。
本报告重点解决核电机组陆续投产后福建电网内不同机组的发电权、售电权、调峰权问题，统筹解决燃煤电厂的电力电量平衡问题，为燃煤电厂设计一个合理的生存与发展空间。
一、核电投产的主要影响
根据《核电投产后电力电量平衡研究》的研究成果，核电投产的主要影响有：
(1)核电投产改变了福建电网的电源结构，由煤电、水电为主向煤电、水电、核电并重转变。预计2013年、2014年、2015年核电发电量将分别达到70亿、210亿、458亿千瓦时(负荷因子取0.8时)，分别占当年全社会电量需求的3.8%、10.3%、20.7%(电量增长中方案情况下)，分别占当年全社会新增用电量的36.5%、111.1%、254.4%。核电2014年起开始挤占煤电的发展空间(发电小时数)。
(2)福建省电量需求1990～2000年年均增长11.38%、2000～2010年年均增长12.56%。“十二五”期间若维持11%的增长率，煤电发电不受核电影响;若仅增长5.5%，2013～2015年三年燃煤机组的发电小时数分别减少530、942、1247小时(以5000小时为基准、平水期)，收入减少55亿、102亿、134亿元;燃煤电厂减发引致的收益损失将分别达到10亿、16亿、27亿元。
(3)核电投产扩大了电网的调峰压力。按照燃煤机组的出力调整范围为核定容量的65%～100%计算，统调燃煤机组基本调峰能力为585万千瓦，在不建抽水蓄能电站情况下，2013年通过燃煤机组降出力能够满足电网调峰需求，2014年缺口5万千瓦、2015年缺口145万千瓦。
(4)燃煤机组降出力调峰增加了单位发电煤耗，进而增加单位发电成本。60万千瓦及以上机组从100%出力到45%深度调峰，单位发电煤耗增加近30克;35万千瓦机组从85%出力到50%深度调峰，单位发电煤耗增加近14克。按平均煤价894元/吨计算，60万千瓦及以上机组深度调峰单位发电成本增加0.027元，35万千瓦机组深度调峰单位发电成本增加0.013元。燃煤机组深度调峰平均度电发电成本增加2分钱。
(5)抽水蓄能电站是满足核电带基荷引致的调峰需求的有效工具。从电网的调峰需求看，2013、2014年电网对抽水蓄能电站的调峰需求不具备紧迫性，但2015年必须有抽水蓄能电站投入运行。当取资本金内部收益率8%时，单位抽水蓄能电站装机容量调峰服务的购买成本约为5.5万元/年。
(6)核电投产挤占煤电机组的发电空间、占用电网的调峰空间，需要建立厂际、厂网之间的利益协调机制。据测算，电网通过水电、核电低于煤电上网电价获取的超额利润2013、2014、2015年分别达到30亿、32亿、36亿元;核电通过竞争电量形成的价差收益2013、2014、2015年分别达到1.81亿、5.43亿、11.66亿元。
二、核电投产后电力运行调度方案
(一)基本目标
1.保障电力供应。按照适度超前、安全可靠的原则，优化调度，构筑安全、优质、经济的电力供应体系，保障建设海峡西岸经济区、赶超
