來源：中國能源報
作者：黃峰 嶽林康
三代壓水堆作為我國新建核電的主力堆型，其經濟性及市場競爭力受到行業內外廣泛關注。
我們通過分析核電成本組成、核電技術經濟特點、現行核電電價政策以及核電所面臨的新的市場環境，並結合已建成核電項目工程造價分析，對我國核電經濟競爭力進行相關測算和研究，提出了提高我國三代核電經濟性、促進三代核電發展的相關政策建議。
我國核電發展現狀及展望
來源：中國能源報
作者：黃峰 嶽林康
三代壓水堆作為我國新建核電的主力堆型，其經濟性及市場競爭力受到行業內外廣泛關注。
我們通過分析核電成本組成、核電技術經濟特點、現行核電電價政策以及核電所面臨的新的市場環境，並結合已建成核電項目工程造價分析，對我國核電經濟競爭力進行相關測算和研究，提出了提高我國三代核電經濟性、促進三代核電發展的相關政策建議。
我國核電發展現狀及展望
截至2018年12月底，我國在運核電機組44臺，裝機容量達到4464.516萬千瓦，僅次於美國、法國，位於世界第三；在建核電機組13臺，總裝機容量1403萬千瓦，在建規模及三代核電在建規模均保持全球第一。以“華龍一號”示範項目開工和CAP1400技術的成功研發為標誌，我國成為繼美國、法國、俄羅斯等核電強國後又一個擁有自主三代核電技術和全產業鏈的國家，尤其2018年以來，我國陸續投產多臺三代核電機組。此外，在快堆與小堆技術領域，也開展了自主研發。
而且，我國形成了支撐每年新開工8至10臺核電機組建設的裝備製造產能，在工程建設和核電運營方面積累了豐富經驗，在核燃料供應上保障了核電發展的需要。核電“走出去”方面，自主三代“華龍一號”已在巴基斯坦開工建設，與阿根廷、英國、羅馬尼亞、土耳其、南非等國家的進一步深入合作也正在進行中。
我國二代核電批量建成安全運行。以大亞灣核電站一號機組商運為標誌，我國開始了以大型壓水堆為主要技術路線的核電站建設歷程，最高時實現了年開工12臺，年在建規模32臺的國內安全建造記錄。我國累計開工建設二代及二代改進型壓水堆核電機組43臺，目前該類型機組建設已近尾聲。我國核電運營業績保持全球領先：保持了全球壓水堆機組最長安全運行紀錄，至今未發生2級及以上運行事件，核電廠未對周圍環境帶來不良影響，運行核電機組WANO（世界核電營運者協會）性能指標保持國際先進水平。
AP系列型號完成引進消化吸收工作，成功自主研發CAP1400。2006年，我國引進美國西屋公司AP1000三代非能動核電技術，目前其技術轉讓和分許可授權轉讓工作基本完成。2018年以來三門、海陽4臺AP1000依託項目核電機組已全部投入商運。在消化吸收AP1000基礎上，我國全面掌握了三代非能動核電技術，在國家科技重大專項支持下開展了大量設計和試驗研究、設備研製、安全評審，並按照福島事故後的新要求，形成了具有自主知識產權的大型先進壓水堆型號“國和一號”（CAP1400）。
自主“華龍一號”示範工程建設順利。“華龍一號”是我國研發的具有完全自主知識產權的三代百萬千瓦級壓水堆核電技術。目前，福清核電站5、6號機組和防城港3、4號機組在建，各里程碑節點進展順利，福清5、6號機組和防城港3號機組均已進入設備安裝環節。2014年起，中核集團與中廣核聯合組建華龍國際核電技術有限公司，形成了統一的華龍一號堆型設計方案，實現了平臺統一。2019年1月30日，採用“華龍”技術的廣東惠州太平嶺核電、福建漳州核電項目獲得國務院核准，有望年內開工。
台山核電1號機成為全球首個投運的EPR核電機組。EPR是由法國法瑪通公司和西門子公司聯合開發的第三代壓水堆核電技術，我國於2007年引入該技術建設臺山核電站。台山核電站一期由法國電力公司與阿海琺、中廣核共同合作建設，目前1號機組已投產，2號機組有望於年內投產。
三代核電有較大發展空間。與二代核電機組相比，三代核電機組採用了諸多技術創新與改進，機組的設計壽命由40年延長到60年，電廠可利用率由85%提高到90%以上。我國要實現2020年及2030年非化石能源的佔比目標，需進一步加快清潔能源逐步替代化石能源力度，真正建設起清潔低碳、安全高效、多元化的現代能源體系。考慮到可再生能源的波動性、間歇性和季節性特點，以及電價和輸變電價格等因素，核電電能質量高，供應穩定，具有帶電網基荷的優勢。國內相關能源諮詢機構研究預測，2035年我國核電規模有可能達到1.5—1.8億千瓦。未來伴隨著三代核電技術標準化的完善和國產化率的不斷提高，三代核電“走出去”也將擁有較好的市場空間。
核電成本組成、技術經濟特點及電價政策
來源：中國能源報
作者：黃峰 嶽林康
三代壓水堆作為我國新建核電的主力堆型，其經濟性及市場競爭力受到行業內外廣泛關注。
我們通過分析核電成本組成、核電技術經濟特點、現行核電電價政策以及核電所面臨的新的市場環境，並結合已建成核電項目工程造價分析，對我國核電經濟競爭力進行相關測算和研究，提出了提高我國三代核電經濟性、促進三代核電發展的相關政策建議。
我國核電發展現狀及展望
截至2018年12月底，我國在運核電機組44臺，裝機容量達到4464.516萬千瓦，僅次於美國、法國，位於世界第三；在建核電機組13臺，總裝機容量1403萬千瓦，在建規模及三代核電在建規模均保持全球第一。以“華龍一號”示範項目開工和CAP1400技術的成功研發為標誌，我國成為繼美國、法國、俄羅斯等核電強國後又一個擁有自主三代核電技術和全產業鏈的國家，尤其2018年以來，我國陸續投產多臺三代核電機組。此外，在快堆與小堆技術領域，也開展了自主研發。
而且，我國形成了支撐每年新開工8至10臺核電機組建設的裝備製造產能，在工程建設和核電運營方面積累了豐富經驗，在核燃料供應上保障了核電發展的需要。核電“走出去”方面，自主三代“華龍一號”已在巴基斯坦開工建設，與阿根廷、英國、羅馬尼亞、土耳其、南非等國家的進一步深入合作也正在進行中。
我國二代核電批量建成安全運行。以大亞灣核電站一號機組商運為標誌，我國開始了以大型壓水堆為主要技術路線的核電站建設歷程，最高時實現了年開工12臺，年在建規模32臺的國內安全建造記錄。我國累計開工建設二代及二代改進型壓水堆核電機組43臺，目前該類型機組建設已近尾聲。我國核電運營業績保持全球領先：保持了全球壓水堆機組最長安全運行紀錄，至今未發生2級及以上運行事件，核電廠未對周圍環境帶來不良影響，運行核電機組WANO（世界核電營運者協會）性能指標保持國際先進水平。
AP系列型號完成引進消化吸收工作，成功自主研發CAP1400。2006年，我國引進美國西屋公司AP1000三代非能動核電技術，目前其技術轉讓和分許可授權轉讓工作基本完成。2018年以來三門、海陽4臺AP1000依託項目核電機組已全部投入商運。在消化吸收AP1000基礎上，我國全面掌握了三代非能動核電技術，在國家科技重大專項支持下開展了大量設計和試驗研究、設備研製、安全評審，並按照福島事故後的新要求，形成了具有自主知識產權的大型先進壓水堆型號“國和一號”（CAP1400）。
自主“華龍一號”示範工程建設順利。“華龍一號”是我國研發的具有完全自主知識產權的三代百萬千瓦級壓水堆核電技術。目前，福清核電站5、6號機組和防城港3、4號機組在建，各里程碑節點進展順利，福清5、6號機組和防城港3號機組均已進入設備安裝環節。2014年起，中核集團與中廣核聯合組建華龍國際核電技術有限公司，形成了統一的華龍一號堆型設計方案，實現了平臺統一。2019年1月30日，採用“華龍”技術的廣東惠州太平嶺核電、福建漳州核電項目獲得國務院核准，有望年內開工。
台山核電1號機成為全球首個投運的EPR核電機組。EPR是由法國法瑪通公司和西門子公司聯合開發的第三代壓水堆核電技術，我國於2007年引入該技術建設臺山核電站。台山核電站一期由法國電力公司與阿海琺、中廣核共同合作建設，目前1號機組已投產，2號機組有望於年內投產。
三代核電有較大發展空間。與二代核電機組相比，三代核電機組採用了諸多技術創新與改進，機組的設計壽命由40年延長到60年，電廠可利用率由85%提高到90%以上。我國要實現2020年及2030年非化石能源的佔比目標，需進一步加快清潔能源逐步替代化石能源力度，真正建設起清潔低碳、安全高效、多元化的現代能源體系。考慮到可再生能源的波動性、間歇性和季節性特點，以及電價和輸變電價格等因素，核電電能質量高，供應穩定，具有帶電網基荷的優勢。國內相關能源諮詢機構研究預測，2035年我國核電規模有可能達到1.5—1.8億千瓦。未來伴隨著三代核電技術標準化的完善和國產化率的不斷提高，三代核電“走出去”也將擁有較好的市場空間。
核電成本組成、技術經濟特點及電價政策
核電站的發電成本包括投資建設、財務、燃料、運行和維護、乏燃料處置以及退役等成本。因為核電站技術難度大、安全要求高、建設週期長，單位投資造價較高，在度電單位成本中佔比較高；核電站建設投資額大且工期較長，還貸期一般15年，財務成本也很高；核電燃料成本佔比相對較低，而固定成本佔比達70%左右；運行維護成本包括大修理費、工資及福利、材料費、核事故應急準備費及其他費用；核燃料循環後端中乏燃料處置成本屬於核電特有成本，乏燃料處理處置基金的徵收、使用和管理按照國家相關文件執行；目前核電廠退役基金的提取總額為核電廠建設工程固定資產原值（相當於固定價）的10%，從核電廠投產後第一年開始平均提取，直至計算期末。
核電具有獨特的技術經濟特點。核電不產生有害氣體，不排放二氧化碳，放射性氣體液體均控制在國家標準允許水平以下，因此具有可再生能源的低碳屬性。同時，核電在一個燃料循環週期所需要的燃料相對固定，核燃料燃耗不充分同樣會產生鈾資源浪費。另外，核電設備技術複雜，具有固定成本高、投資回收期長、負荷因子影響顯著等特點，因此其經濟性只有在較高的利用小時數下才能得到充分體現。
從技術、經濟和安全角度分析，核電帶基荷運行，有利於最大程度發揮其環保減排優勢、促進清潔能源利用；可以提高燃料利用效率。在運行過程中頻繁升降功率會導致燃料燃耗不充分而產生資源浪費，同時增加放射性廢物處理成本；維持反應堆堆芯輸出功率的相對穩定，避免調節系統頻繁動作，可降低控制人員操控頻率與難度，降低引發運行事件的概率。國際上大多數核電國家將核電機組作為基礎負荷，一般不參與電網負荷調節，核電電價具備一定競爭力。
我國核電定價政策經歷了演變。2013年以前，我國已建核電站上網電價基本採用“一事一議”、“一廠一價”，以“成本加合理利潤”為原則的定價方式，先後採用還本付息電價、經營期電價、本利浮動電價等測算方法。2013年以後，隨著電改不斷深化，核電定價機制形成了標杆電價和“標杆電價+市場定價”兩種模式。2013年6月，我國明確對新建核電機組實行標杆上網電價政策，核定全國核電標杆上網電價為每千瓦時0.43元；核電標杆上網電價高於所在地燃煤機組標杆上網電價（含脫硫、脫硝加價，下同）的地區，新建核電機組投產後執行當地燃煤機組標杆上網電價；核電標杆上網電價低於核電機組所在地燃煤機組標杆上網電價的地區，承擔核電技術引進、自主創新、重大專項設備國產化任務的首臺或首批核電機組或示範工程，上網電價可在標杆電價基礎上適當提高。2016年開始，核電參與電力市場改革，參與地方電力直接交易的核電機組，其上網電價分為兩部分，即原核準上網電價（保障內電量）和市場化上網電價（保障外電量）。
三代核電身處的市場環境發生變化。首先，近年來，隨著全國電力供需情況從供應偏緊轉向平衡有餘，部分地區出現過剩的情況，國內部分在運核電機組不同程度地出現降負荷運行、核電設備利用小時數減少(見圖1）。如2017年，遼寧、海南、廣西等地，實際發電量只達到可發電能力的68.61%、77.5%、83.45%。
來源：中國能源報
作者：黃峰 嶽林康
三代壓水堆作為我國新建核電的主力堆型，其經濟性及市場競爭力受到行業內外廣泛關注。
我們通過分析核電成本組成、核電技術經濟特點、現行核電電價政策以及核電所面臨的新的市場環境，並結合已建成核電項目工程造價分析，對我國核電經濟競爭力進行相關測算和研究，提出了提高我國三代核電經濟性、促進三代核電發展的相關政策建議。
我國核電發展現狀及展望
截至2018年12月底，我國在運核電機組44臺，裝機容量達到4464.516萬千瓦，僅次於美國、法國，位於世界第三；在建核電機組13臺，總裝機容量1403萬千瓦，在建規模及三代核電在建規模均保持全球第一。以“華龍一號”示範項目開工和CAP1400技術的成功研發為標誌，我國成為繼美國、法國、俄羅斯等核電強國後又一個擁有自主三代核電技術和全產業鏈的國家，尤其2018年以來，我國陸續投產多臺三代核電機組。此外，在快堆與小堆技術領域，也開展了自主研發。
而且，我國形成了支撐每年新開工8至10臺核電機組建設的裝備製造產能，在工程建設和核電運營方面積累了豐富經驗，在核燃料供應上保障了核電發展的需要。核電“走出去”方面，自主三代“華龍一號”已在巴基斯坦開工建設，與阿根廷、英國、羅馬尼亞、土耳其、南非等國家的進一步深入合作也正在進行中。
我國二代核電批量建成安全運行。以大亞灣核電站一號機組商運為標誌，我國開始了以大型壓水堆為主要技術路線的核電站建設歷程，最高時實現了年開工12臺，年在建規模32臺的國內安全建造記錄。我國累計開工建設二代及二代改進型壓水堆核電機組43臺，目前該類型機組建設已近尾聲。我國核電運營業績保持全球領先：保持了全球壓水堆機組最長安全運行紀錄，至今未發生2級及以上運行事件，核電廠未對周圍環境帶來不良影響，運行核電機組WANO（世界核電營運者協會）性能指標保持國際先進水平。
AP系列型號完成引進消化吸收工作，成功自主研發CAP1400。2006年，我國引進美國西屋公司AP1000三代非能動核電技術，目前其技術轉讓和分許可授權轉讓工作基本完成。2018年以來三門、海陽4臺AP1000依託項目核電機組已全部投入商運。在消化吸收AP1000基礎上，我國全面掌握了三代非能動核電技術，在國家科技重大專項支持下開展了大量設計和試驗研究、設備研製、安全評審，並按照福島事故後的新要求，形成了具有自主知識產權的大型先進壓水堆型號“國和一號”（CAP1400）。
自主“華龍一號”示範工程建設順利。“華龍一號”是我國研發的具有完全自主知識產權的三代百萬千瓦級壓水堆核電技術。目前，福清核電站5、6號機組和防城港3、4號機組在建，各里程碑節點進展順利，福清5、6號機組和防城港3號機組均已進入設備安裝環節。2014年起，中核集團與中廣核聯合組建華龍國際核電技術有限公司，形成了統一的華龍一號堆型設計方案，實現了平臺統一。2019年1月30日，採用“華龍”技術的廣東惠州太平嶺核電、福建漳州核電項目獲得國務院核准，有望年內開工。
台山核電1號機成為全球首個投運的EPR核電機組。EPR是由法國法瑪通公司和西門子公司聯合開發的第三代壓水堆核電技術，我國於2007年引入該技術建設臺山核電站。台山核電站一期由法國電力公司與阿海琺、中廣核共同合作建設，目前1號機組已投產，2號機組有望於年內投產。
三代核電有較大發展空間。與二代核電機組相比，三代核電機組採用了諸多技術創新與改進，機組的設計壽命由40年延長到60年，電廠可利用率由85%提高到90%以上。我國要實現2020年及2030年非化石能源的佔比目標，需進一步加快清潔能源逐步替代化石能源力度，真正建設起清潔低碳、安全高效、多元化的現代能源體系。考慮到可再生能源的波動性、間歇性和季節性特點，以及電價和輸變電價格等因素，核電電能質量高，供應穩定，具有帶電網基荷的優勢。國內相關能源諮詢機構研究預測，2035年我國核電規模有可能達到1.5—1.8億千瓦。未來伴隨著三代核電技術標準化的完善和國產化率的不斷提高，三代核電“走出去”也將擁有較好的市場空間。
核電成本組成、技術經濟特點及電價政策
核電站的發電成本包括投資建設、財務、燃料、運行和維護、乏燃料處置以及退役等成本。因為核電站技術難度大、安全要求高、建設週期長，單位投資造價較高，在度電單位成本中佔比較高；核電站建設投資額大且工期較長，還貸期一般15年，財務成本也很高；核電燃料成本佔比相對較低，而固定成本佔比達70%左右；運行維護成本包括大修理費、工資及福利、材料費、核事故應急準備費及其他費用；核燃料循環後端中乏燃料處置成本屬於核電特有成本，乏燃料處理處置基金的徵收、使用和管理按照國家相關文件執行；目前核電廠退役基金的提取總額為核電廠建設工程固定資產原值（相當於固定價）的10%，從核電廠投產後第一年開始平均提取，直至計算期末。
核電具有獨特的技術經濟特點。核電不產生有害氣體，不排放二氧化碳，放射性氣體液體均控制在國家標準允許水平以下，因此具有可再生能源的低碳屬性。同時，核電在一個燃料循環週期所需要的燃料相對固定，核燃料燃耗不充分同樣會產生鈾資源浪費。另外，核電設備技術複雜，具有固定成本高、投資回收期長、負荷因子影響顯著等特點，因此其經濟性只有在較高的利用小時數下才能得到充分體現。
從技術、經濟和安全角度分析，核電帶基荷運行，有利於最大程度發揮其環保減排優勢、促進清潔能源利用；可以提高燃料利用效率。在運行過程中頻繁升降功率會導致燃料燃耗不充分而產生資源浪費，同時增加放射性廢物處理成本；維持反應堆堆芯輸出功率的相對穩定，避免調節系統頻繁動作，可降低控制人員操控頻率與難度，降低引發運行事件的概率。國際上大多數核電國家將核電機組作為基礎負荷，一般不參與電網負荷調節，核電電價具備一定競爭力。
我國核電定價政策經歷了演變。2013年以前，我國已建核電站上網電價基本採用“一事一議”、“一廠一價”，以“成本加合理利潤”為原則的定價方式，先後採用還本付息電價、經營期電價、本利浮動電價等測算方法。2013年以後，隨著電改不斷深化，核電定價機制形成了標杆電價和“標杆電價+市場定價”兩種模式。2013年6月，我國明確對新建核電機組實行標杆上網電價政策，核定全國核電標杆上網電價為每千瓦時0.43元；核電標杆上網電價高於所在地燃煤機組標杆上網電價（含脫硫、脫硝加價，下同）的地區，新建核電機組投產後執行當地燃煤機組標杆上網電價；核電標杆上網電價低於核電機組所在地燃煤機組標杆上網電價的地區，承擔核電技術引進、自主創新、重大專項設備國產化任務的首臺或首批核電機組或示範工程，上網電價可在標杆電價基礎上適當提高。2016年開始，核電參與電力市場改革，參與地方電力直接交易的核電機組，其上網電價分為兩部分，即原核準上網電價（保障內電量）和市場化上網電價（保障外電量）。
三代核電身處的市場環境發生變化。首先，近年來，隨著全國電力供需情況從供應偏緊轉向平衡有餘，部分地區出現過剩的情況，國內部分在運核電機組不同程度地出現降負荷運行、核電設備利用小時數減少(見圖1）。如2017年，遼寧、海南、廣西等地，實際發電量只達到可發電能力的68.61%、77.5%、83.45%。
其次，我國核電上網電價系根據當地煤電標杆電價核定。2013年核電0.43元/每千瓦時標杆電價出臺之時，其標杆電價水平低於當時絕大多數有核省份（市、區）燃煤機組標杆電價（除遼寧省），有關省份平均煤電上網電價為0.4573元/千瓦時。此後，國家價格主管部門數次下調燃煤火電標杆電價水平，尤其2013年以來，全國各省份煤電上網標杆電價（含脫硫、脫硝和除塵電價）持續下調（見表2）。2018年，各省執行的實際核電標杆電價已比0.43元/千瓦時有了大幅降低。除現役核電機組財務壓力加大外，三代核電首批項目投產後將面臨更大經營壓力。
來源：中國能源報
作者：黃峰 嶽林康
三代壓水堆作為我國新建核電的主力堆型，其經濟性及市場競爭力受到行業內外廣泛關注。
我們通過分析核電成本組成、核電技術經濟特點、現行核電電價政策以及核電所面臨的新的市場環境，並結合已建成核電項目工程造價分析，對我國核電經濟競爭力進行相關測算和研究，提出了提高我國三代核電經濟性、促進三代核電發展的相關政策建議。
我國核電發展現狀及展望
截至2018年12月底，我國在運核電機組44臺，裝機容量達到4464.516萬千瓦，僅次於美國、法國，位於世界第三；在建核電機組13臺，總裝機容量1403萬千瓦，在建規模及三代核電在建規模均保持全球第一。以“華龍一號”示範項目開工和CAP1400技術的成功研發為標誌，我國成為繼美國、法國、俄羅斯等核電強國後又一個擁有自主三代核電技術和全產業鏈的國家，尤其2018年以來，我國陸續投產多臺三代核電機組。此外，在快堆與小堆技術領域，也開展了自主研發。
而且，我國形成了支撐每年新開工8至10臺核電機組建設的裝備製造產能，在工程建設和核電運營方面積累了豐富經驗，在核燃料供應上保障了核電發展的需要。核電“走出去”方面，自主三代“華龍一號”已在巴基斯坦開工建設，與阿根廷、英國、羅馬尼亞、土耳其、南非等國家的進一步深入合作也正在進行中。
我國二代核電批量建成安全運行。以大亞灣核電站一號機組商運為標誌，我國開始了以大型壓水堆為主要技術路線的核電站建設歷程，最高時實現了年開工12臺，年在建規模32臺的國內安全建造記錄。我國累計開工建設二代及二代改進型壓水堆核電機組43臺，目前該類型機組建設已近尾聲。我國核電運營業績保持全球領先：保持了全球壓水堆機組最長安全運行紀錄，至今未發生2級及以上運行事件，核電廠未對周圍環境帶來不良影響，運行核電機組WANO（世界核電營運者協會）性能指標保持國際先進水平。
AP系列型號完成引進消化吸收工作，成功自主研發CAP1400。2006年，我國引進美國西屋公司AP1000三代非能動核電技術，目前其技術轉讓和分許可授權轉讓工作基本完成。2018年以來三門、海陽4臺AP1000依託項目核電機組已全部投入商運。在消化吸收AP1000基礎上，我國全面掌握了三代非能動核電技術，在國家科技重大專項支持下開展了大量設計和試驗研究、設備研製、安全評審，並按照福島事故後的新要求，形成了具有自主知識產權的大型先進壓水堆型號“國和一號”（CAP1400）。
自主“華龍一號”示範工程建設順利。“華龍一號”是我國研發的具有完全自主知識產權的三代百萬千瓦級壓水堆核電技術。目前，福清核電站5、6號機組和防城港3、4號機組在建，各里程碑節點進展順利，福清5、6號機組和防城港3號機組均已進入設備安裝環節。2014年起，中核集團與中廣核聯合組建華龍國際核電技術有限公司，形成了統一的華龍一號堆型設計方案，實現了平臺統一。2019年1月30日，採用“華龍”技術的廣東惠州太平嶺核電、福建漳州核電項目獲得國務院核准，有望年內開工。
台山核電1號機成為全球首個投運的EPR核電機組。EPR是由法國法瑪通公司和西門子公司聯合開發的第三代壓水堆核電技術，我國於2007年引入該技術建設臺山核電站。台山核電站一期由法國電力公司與阿海琺、中廣核共同合作建設，目前1號機組已投產，2號機組有望於年內投產。
三代核電有較大發展空間。與二代核電機組相比，三代核電機組採用了諸多技術創新與改進，機組的設計壽命由40年延長到60年，電廠可利用率由85%提高到90%以上。我國要實現2020年及2030年非化石能源的佔比目標，需進一步加快清潔能源逐步替代化石能源力度，真正建設起清潔低碳、安全高效、多元化的現代能源體系。考慮到可再生能源的波動性、間歇性和季節性特點，以及電價和輸變電價格等因素，核電電能質量高，供應穩定，具有帶電網基荷的優勢。國內相關能源諮詢機構研究預測，2035年我國核電規模有可能達到1.5—1.8億千瓦。未來伴隨著三代核電技術標準化的完善和國產化率的不斷提高，三代核電“走出去”也將擁有較好的市場空間。
核電成本組成、技術經濟特點及電價政策
核電站的發電成本包括投資建設、財務、燃料、運行和維護、乏燃料處置以及退役等成本。因為核電站技術難度大、安全要求高、建設週期長，單位投資造價較高，在度電單位成本中佔比較高；核電站建設投資額大且工期較長，還貸期一般15年，財務成本也很高；核電燃料成本佔比相對較低，而固定成本佔比達70%左右；運行維護成本包括大修理費、工資及福利、材料費、核事故應急準備費及其他費用；核燃料循環後端中乏燃料處置成本屬於核電特有成本，乏燃料處理處置基金的徵收、使用和管理按照國家相關文件執行；目前核電廠退役基金的提取總額為核電廠建設工程固定資產原值（相當於固定價）的10%，從核電廠投產後第一年開始平均提取，直至計算期末。
核電具有獨特的技術經濟特點。核電不產生有害氣體，不排放二氧化碳，放射性氣體液體均控制在國家標準允許水平以下，因此具有可再生能源的低碳屬性。同時，核電在一個燃料循環週期所需要的燃料相對固定，核燃料燃耗不充分同樣會產生鈾資源浪費。另外，核電設備技術複雜，具有固定成本高、投資回收期長、負荷因子影響顯著等特點，因此其經濟性只有在較高的利用小時數下才能得到充分體現。
從技術、經濟和安全角度分析，核電帶基荷運行，有利於最大程度發揮其環保減排優勢、促進清潔能源利用；可以提高燃料利用效率。在運行過程中頻繁升降功率會導致燃料燃耗不充分而產生資源浪費，同時增加放射性廢物處理成本；維持反應堆堆芯輸出功率的相對穩定，避免調節系統頻繁動作，可降低控制人員操控頻率與難度，降低引發運行事件的概率。國際上大多數核電國家將核電機組作為基礎負荷，一般不參與電網負荷調節，核電電價具備一定競爭力。
我國核電定價政策經歷了演變。2013年以前，我國已建核電站上網電價基本採用“一事一議”、“一廠一價”，以“成本加合理利潤”為原則的定價方式，先後採用還本付息電價、經營期電價、本利浮動電價等測算方法。2013年以後，隨著電改不斷深化，核電定價機制形成了標杆電價和“標杆電價+市場定價”兩種模式。2013年6月，我國明確對新建核電機組實行標杆上網電價政策，核定全國核電標杆上網電價為每千瓦時0.43元；核電標杆上網電價高於所在地燃煤機組標杆上網電價（含脫硫、脫硝加價，下同）的地區，新建核電機組投產後執行當地燃煤機組標杆上網電價；核電標杆上網電價低於核電機組所在地燃煤機組標杆上網電價的地區，承擔核電技術引進、自主創新、重大專項設備國產化任務的首臺或首批核電機組或示範工程，上網電價可在標杆電價基礎上適當提高。2016年開始，核電參與電力市場改革，參與地方電力直接交易的核電機組，其上網電價分為兩部分，即原核準上網電價（保障內電量）和市場化上網電價（保障外電量）。
三代核電身處的市場環境發生變化。首先，近年來，隨著全國電力供需情況從供應偏緊轉向平衡有餘，部分地區出現過剩的情況，國內部分在運核電機組不同程度地出現降負荷運行、核電設備利用小時數減少(見圖1）。如2017年，遼寧、海南、廣西等地，實際發電量只達到可發電能力的68.61%、77.5%、83.45%。
其次，我國核電上網電價系根據當地煤電標杆電價核定。2013年核電0.43元/每千瓦時標杆電價出臺之時，其標杆電價水平低於當時絕大多數有核省份（市、區）燃煤機組標杆電價（除遼寧省），有關省份平均煤電上網電價為0.4573元/千瓦時。此後，國家價格主管部門數次下調燃煤火電標杆電價水平，尤其2013年以來，全國各省份煤電上網標杆電價（含脫硫、脫硝和除塵電價）持續下調（見表2）。2018年，各省執行的實際核電標杆電價已比0.43元/千瓦時有了大幅降低。除現役核電機組財務壓力加大外，三代核電首批項目投產後將面臨更大經營壓力。
我國正在深化電力體制改革。從市場交易電量及市場化比率來看，核電企業市場化程度呈現逐年增加的趨勢，在運核電面臨計劃電量下調和市場競價的雙重壓力。根據2016年-2018年我國各核電站參與市場交易情況（見表3），部分省區核電部分電量競價上網時，已出現成本與電價成本倒掛的情況。部分省份在深化電改過程中，指令性下調核電計劃電量在內的上網電價，使核電電價進一步降低。
來源：中國能源報
作者：黃峰 嶽林康
三代壓水堆作為我國新建核電的主力堆型，其經濟性及市場競爭力受到行業內外廣泛關注。
我們通過分析核電成本組成、核電技術經濟特點、現行核電電價政策以及核電所面臨的新的市場環境，並結合已建成核電項目工程造價分析，對我國核電經濟競爭力進行相關測算和研究，提出了提高我國三代核電經濟性、促進三代核電發展的相關政策建議。
我國核電發展現狀及展望
截至2018年12月底，我國在運核電機組44臺，裝機容量達到4464.516萬千瓦，僅次於美國、法國，位於世界第三；在建核電機組13臺，總裝機容量1403萬千瓦，在建規模及三代核電在建規模均保持全球第一。以“華龍一號”示範項目開工和CAP1400技術的成功研發為標誌，我國成為繼美國、法國、俄羅斯等核電強國後又一個擁有自主三代核電技術和全產業鏈的國家，尤其2018年以來，我國陸續投產多臺三代核電機組。此外，在快堆與小堆技術領域，也開展了自主研發。
而且，我國形成了支撐每年新開工8至10臺核電機組建設的裝備製造產能，在工程建設和核電運營方面積累了豐富經驗，在核燃料供應上保障了核電發展的需要。核電“走出去”方面，自主三代“華龍一號”已在巴基斯坦開工建設，與阿根廷、英國、羅馬尼亞、土耳其、南非等國家的進一步深入合作也正在進行中。
我國二代核電批量建成安全運行。以大亞灣核電站一號機組商運為標誌，我國開始了以大型壓水堆為主要技術路線的核電站建設歷程，最高時實現了年開工12臺，年在建規模32臺的國內安全建造記錄。我國累計開工建設二代及二代改進型壓水堆核電機組43臺，目前該類型機組建設已近尾聲。我國核電運營業績保持全球領先：保持了全球壓水堆機組最長安全運行紀錄，至今未發生2級及以上運行事件，核電廠未對周圍環境帶來不良影響，運行核電機組WANO（世界核電營運者協會）性能指標保持國際先進水平。
AP系列型號完成引進消化吸收工作，成功自主研發CAP1400。2006年，我國引進美國西屋公司AP1000三代非能動核電技術，目前其技術轉讓和分許可授權轉讓工作基本完成。2018年以來三門、海陽4臺AP1000依託項目核電機組已全部投入商運。在消化吸收AP1000基礎上，我國全面掌握了三代非能動核電技術，在國家科技重大專項支持下開展了大量設計和試驗研究、設備研製、安全評審，並按照福島事故後的新要求，形成了具有自主知識產權的大型先進壓水堆型號“國和一號”（CAP1400）。
自主“華龍一號”示範工程建設順利。“華龍一號”是我國研發的具有完全自主知識產權的三代百萬千瓦級壓水堆核電技術。目前，福清核電站5、6號機組和防城港3、4號機組在建，各里程碑節點進展順利，福清5、6號機組和防城港3號機組均已進入設備安裝環節。2014年起，中核集團與中廣核聯合組建華龍國際核電技術有限公司，形成了統一的華龍一號堆型設計方案，實現了平臺統一。2019年1月30日，採用“華龍”技術的廣東惠州太平嶺核電、福建漳州核電項目獲得國務院核准，有望年內開工。
台山核電1號機成為全球首個投運的EPR核電機組。EPR是由法國法瑪通公司和西門子公司聯合開發的第三代壓水堆核電技術，我國於2007年引入該技術建設臺山核電站。台山核電站一期由法國電力公司與阿海琺、中廣核共同合作建設，目前1號機組已投產，2號機組有望於年內投產。
三代核電有較大發展空間。與二代核電機組相比，三代核電機組採用了諸多技術創新與改進，機組的設計壽命由40年延長到60年，電廠可利用率由85%提高到90%以上。我國要實現2020年及2030年非化石能源的佔比目標，需進一步加快清潔能源逐步替代化石能源力度，真正建設起清潔低碳、安全高效、多元化的現代能源體系。考慮到可再生能源的波動性、間歇性和季節性特點，以及電價和輸變電價格等因素，核電電能質量高，供應穩定，具有帶電網基荷的優勢。國內相關能源諮詢機構研究預測，2035年我國核電規模有可能達到1.5—1.8億千瓦。未來伴隨著三代核電技術標準化的完善和國產化率的不斷提高，三代核電“走出去”也將擁有較好的市場空間。
核電成本組成、技術經濟特點及電價政策
核電站的發電成本包括投資建設、財務、燃料、運行和維護、乏燃料處置以及退役等成本。因為核電站技術難度大、安全要求高、建設週期長，單位投資造價較高，在度電單位成本中佔比較高；核電站建設投資額大且工期較長，還貸期一般15年，財務成本也很高；核電燃料成本佔比相對較低，而固定成本佔比達70%左右；運行維護成本包括大修理費、工資及福利、材料費、核事故應急準備費及其他費用；核燃料循環後端中乏燃料處置成本屬於核電特有成本，乏燃料處理處置基金的徵收、使用和管理按照國家相關文件執行；目前核電廠退役基金的提取總額為核電廠建設工程固定資產原值（相當於固定價）的10%，從核電廠投產後第一年開始平均提取，直至計算期末。
核電具有獨特的技術經濟特點。核電不產生有害氣體，不排放二氧化碳，放射性氣體液體均控制在國家標準允許水平以下，因此具有可再生能源的低碳屬性。同時，核電在一個燃料循環週期所需要的燃料相對固定，核燃料燃耗不充分同樣會產生鈾資源浪費。另外，核電設備技術複雜，具有固定成本高、投資回收期長、負荷因子影響顯著等特點，因此其經濟性只有在較高的利用小時數下才能得到充分體現。
從技術、經濟和安全角度分析，核電帶基荷運行，有利於最大程度發揮其環保減排優勢、促進清潔能源利用；可以提高燃料利用效率。在運行過程中頻繁升降功率會導致燃料燃耗不充分而產生資源浪費，同時增加放射性廢物處理成本；維持反應堆堆芯輸出功率的相對穩定，避免調節系統頻繁動作，可降低控制人員操控頻率與難度，降低引發運行事件的概率。國際上大多數核電國家將核電機組作為基礎負荷，一般不參與電網負荷調節，核電電價具備一定競爭力。
我國核電定價政策經歷了演變。2013年以前，我國已建核電站上網電價基本採用“一事一議”、“一廠一價”，以“成本加合理利潤”為原則的定價方式，先後採用還本付息電價、經營期電價、本利浮動電價等測算方法。2013年以後，隨著電改不斷深化，核電定價機制形成了標杆電價和“標杆電價+市場定價”兩種模式。2013年6月，我國明確對新建核電機組實行標杆上網電價政策，核定全國核電標杆上網電價為每千瓦時0.43元；核電標杆上網電價高於所在地燃煤機組標杆上網電價（含脫硫、脫硝加價，下同）的地區，新建核電機組投產後執行當地燃煤機組標杆上網電價；核電標杆上網電價低於核電機組所在地燃煤機組標杆上網電價的地區，承擔核電技術引進、自主創新、重大專項設備國產化任務的首臺或首批核電機組或示範工程，上網電價可在標杆電價基礎上適當提高。2016年開始，核電參與電力市場改革，參與地方電力直接交易的核電機組，其上網電價分為兩部分，即原核準上網電價（保障內電量）和市場化上網電價（保障外電量）。
三代核電身處的市場環境發生變化。首先，近年來，隨著全國電力供需情況從供應偏緊轉向平衡有餘，部分地區出現過剩的情況，國內部分在運核電機組不同程度地出現降負荷運行、核電設備利用小時數減少(見圖1）。如2017年，遼寧、海南、廣西等地，實際發電量只達到可發電能力的68.61%、77.5%、83.45%。
其次，我國核電上網電價系根據當地煤電標杆電價核定。2013年核電0.43元/每千瓦時標杆電價出臺之時，其標杆電價水平低於當時絕大多數有核省份（市、區）燃煤機組標杆電價（除遼寧省），有關省份平均煤電上網電價為0.4573元/千瓦時。此後，國家價格主管部門數次下調燃煤火電標杆電價水平，尤其2013年以來，全國各省份煤電上網標杆電價（含脫硫、脫硝和除塵電價）持續下調（見表2）。2018年，各省執行的實際核電標杆電價已比0.43元/千瓦時有了大幅降低。除現役核電機組財務壓力加大外，三代核電首批項目投產後將面臨更大經營壓力。
我國正在深化電力體制改革。從市場交易電量及市場化比率來看，核電企業市場化程度呈現逐年增加的趨勢，在運核電面臨計劃電量下調和市場競價的雙重壓力。根據2016年-2018年我國各核電站參與市場交易情況（見表3），部分省區核電部分電量競價上網時，已出現成本與電價成本倒掛的情況。部分省份在深化電改過程中，指令性下調核電計劃電量在內的上網電價，使核電電價進一步降低。
核電電價與當地煤電上網標杆電價掛鉤有明顯不合理因素。由於受煤炭運輸距離的影響，同時燃料成本佔發電成本比例較大，導致不同地區煤電發電成本和標杆電價差異較大。而核電成本中固定成本佔比較大，與項目所在區域關聯不大；除廠址相關部分外，核電標準化建造及運維成本也趨於穩定、燃料成本低，受地域和運輸成本影響較小。
我國核電工程造價與經濟競爭力分析
來源：中國能源報
作者：黃峰 嶽林康
三代壓水堆作為我國新建核電的主力堆型，其經濟性及市場競爭力受到行業內外廣泛關注。
我們通過分析核電成本組成、核電技術經濟特點、現行核電電價政策以及核電所面臨的新的市場環境，並結合已建成核電項目工程造價分析，對我國核電經濟競爭力進行相關測算和研究，提出了提高我國三代核電經濟性、促進三代核電發展的相關政策建議。
我國核電發展現狀及展望
截至2018年12月底，我國在運核電機組44臺，裝機容量達到4464.516萬千瓦，僅次於美國、法國，位於世界第三；在建核電機組13臺，總裝機容量1403萬千瓦，在建規模及三代核電在建規模均保持全球第一。以“華龍一號”示範項目開工和CAP1400技術的成功研發為標誌，我國成為繼美國、法國、俄羅斯等核電強國後又一個擁有自主三代核電技術和全產業鏈的國家，尤其2018年以來，我國陸續投產多臺三代核電機組。此外，在快堆與小堆技術領域，也開展了自主研發。
而且，我國形成了支撐每年新開工8至10臺核電機組建設的裝備製造產能，在工程建設和核電運營方面積累了豐富經驗，在核燃料供應上保障了核電發展的需要。核電“走出去”方面，自主三代“華龍一號”已在巴基斯坦開工建設，與阿根廷、英國、羅馬尼亞、土耳其、南非等國家的進一步深入合作也正在進行中。
我國二代核電批量建成安全運行。以大亞灣核電站一號機組商運為標誌，我國開始了以大型壓水堆為主要技術路線的核電站建設歷程，最高時實現了年開工12臺，年在建規模32臺的國內安全建造記錄。我國累計開工建設二代及二代改進型壓水堆核電機組43臺，目前該類型機組建設已近尾聲。我國核電運營業績保持全球領先：保持了全球壓水堆機組最長安全運行紀錄，至今未發生2級及以上運行事件，核電廠未對周圍環境帶來不良影響，運行核電機組WANO（世界核電營運者協會）性能指標保持國際先進水平。
AP系列型號完成引進消化吸收工作，成功自主研發CAP1400。2006年，我國引進美國西屋公司AP1000三代非能動核電技術，目前其技術轉讓和分許可授權轉讓工作基本完成。2018年以來三門、海陽4臺AP1000依託項目核電機組已全部投入商運。在消化吸收AP1000基礎上，我國全面掌握了三代非能動核電技術，在國家科技重大專項支持下開展了大量設計和試驗研究、設備研製、安全評審，並按照福島事故後的新要求，形成了具有自主知識產權的大型先進壓水堆型號“國和一號”（CAP1400）。
自主“華龍一號”示範工程建設順利。“華龍一號”是我國研發的具有完全自主知識產權的三代百萬千瓦級壓水堆核電技術。目前，福清核電站5、6號機組和防城港3、4號機組在建，各里程碑節點進展順利，福清5、6號機組和防城港3號機組均已進入設備安裝環節。2014年起，中核集團與中廣核聯合組建華龍國際核電技術有限公司，形成了統一的華龍一號堆型設計方案，實現了平臺統一。2019年1月30日，採用“華龍”技術的廣東惠州太平嶺核電、福建漳州核電項目獲得國務院核准，有望年內開工。
台山核電1號機成為全球首個投運的EPR核電機組。EPR是由法國法瑪通公司和西門子公司聯合開發的第三代壓水堆核電技術，我國於2007年引入該技術建設臺山核電站。台山核電站一期由法國電力公司與阿海琺、中廣核共同合作建設，目前1號機組已投產，2號機組有望於年內投產。
三代核電有較大發展空間。與二代核電機組相比，三代核電機組採用了諸多技術創新與改進，機組的設計壽命由40年延長到60年，電廠可利用率由85%提高到90%以上。我國要實現2020年及2030年非化石能源的佔比目標，需進一步加快清潔能源逐步替代化石能源力度，真正建設起清潔低碳、安全高效、多元化的現代能源體系。考慮到可再生能源的波動性、間歇性和季節性特點，以及電價和輸變電價格等因素，核電電能質量高，供應穩定，具有帶電網基荷的優勢。國內相關能源諮詢機構研究預測，2035年我國核電規模有可能達到1.5—1.8億千瓦。未來伴隨著三代核電技術標準化的完善和國產化率的不斷提高，三代核電“走出去”也將擁有較好的市場空間。
核電成本組成、技術經濟特點及電價政策
核電站的發電成本包括投資建設、財務、燃料、運行和維護、乏燃料處置以及退役等成本。因為核電站技術難度大、安全要求高、建設週期長，單位投資造價較高，在度電單位成本中佔比較高；核電站建設投資額大且工期較長，還貸期一般15年，財務成本也很高；核電燃料成本佔比相對較低，而固定成本佔比達70%左右；運行維護成本包括大修理費、工資及福利、材料費、核事故應急準備費及其他費用；核燃料循環後端中乏燃料處置成本屬於核電特有成本，乏燃料處理處置基金的徵收、使用和管理按照國家相關文件執行；目前核電廠退役基金的提取總額為核電廠建設工程固定資產原值（相當於固定價）的10%，從核電廠投產後第一年開始平均提取，直至計算期末。
核電具有獨特的技術經濟特點。核電不產生有害氣體，不排放二氧化碳，放射性氣體液體均控制在國家標準允許水平以下，因此具有可再生能源的低碳屬性。同時，核電在一個燃料循環週期所需要的燃料相對固定，核燃料燃耗不充分同樣會產生鈾資源浪費。另外，核電設備技術複雜，具有固定成本高、投資回收期長、負荷因子影響顯著等特點，因此其經濟性只有在較高的利用小時數下才能得到充分體現。
從技術、經濟和安全角度分析，核電帶基荷運行，有利於最大程度發揮其環保減排優勢、促進清潔能源利用；可以提高燃料利用效率。在運行過程中頻繁升降功率會導致燃料燃耗不充分而產生資源浪費，同時增加放射性廢物處理成本；維持反應堆堆芯輸出功率的相對穩定，避免調節系統頻繁動作，可降低控制人員操控頻率與難度，降低引發運行事件的概率。國際上大多數核電國家將核電機組作為基礎負荷，一般不參與電網負荷調節，核電電價具備一定競爭力。
我國核電定價政策經歷了演變。2013年以前，我國已建核電站上網電價基本採用“一事一議”、“一廠一價”，以“成本加合理利潤”為原則的定價方式，先後採用還本付息電價、經營期電價、本利浮動電價等測算方法。2013年以後，隨著電改不斷深化，核電定價機制形成了標杆電價和“標杆電價+市場定價”兩種模式。2013年6月，我國明確對新建核電機組實行標杆上網電價政策，核定全國核電標杆上網電價為每千瓦時0.43元；核電標杆上網電價高於所在地燃煤機組標杆上網電價（含脫硫、脫硝加價，下同）的地區，新建核電機組投產後執行當地燃煤機組標杆上網電價；核電標杆上網電價低於核電機組所在地燃煤機組標杆上網電價的地區，承擔核電技術引進、自主創新、重大專項設備國產化任務的首臺或首批核電機組或示範工程，上網電價可在標杆電價基礎上適當提高。2016年開始，核電參與電力市場改革，參與地方電力直接交易的核電機組，其上網電價分為兩部分，即原核準上網電價（保障內電量）和市場化上網電價（保障外電量）。
三代核電身處的市場環境發生變化。首先，近年來，隨著全國電力供需情況從供應偏緊轉向平衡有餘，部分地區出現過剩的情況，國內部分在運核電機組不同程度地出現降負荷運行、核電設備利用小時數減少(見圖1）。如2017年，遼寧、海南、廣西等地，實際發電量只達到可發電能力的68.61%、77.5%、83.45%。
其次，我國核電上網電價系根據當地煤電標杆電價核定。2013年核電0.43元/每千瓦時標杆電價出臺之時，其標杆電價水平低於當時絕大多數有核省份（市、區）燃煤機組標杆電價（除遼寧省），有關省份平均煤電上網電價為0.4573元/千瓦時。此後，國家價格主管部門數次下調燃煤火電標杆電價水平，尤其2013年以來，全國各省份煤電上網標杆電價（含脫硫、脫硝和除塵電價）持續下調（見表2）。2018年，各省執行的實際核電標杆電價已比0.43元/千瓦時有了大幅降低。除現役核電機組財務壓力加大外，三代核電首批項目投產後將面臨更大經營壓力。
我國正在深化電力體制改革。從市場交易電量及市場化比率來看，核電企業市場化程度呈現逐年增加的趨勢，在運核電面臨計劃電量下調和市場競價的雙重壓力。根據2016年-2018年我國各核電站參與市場交易情況（見表3），部分省區核電部分電量競價上網時，已出現成本與電價成本倒掛的情況。部分省份在深化電改過程中，指令性下調核電計劃電量在內的上網電價，使核電電價進一步降低。
核電電價與當地煤電上網標杆電價掛鉤有明顯不合理因素。由於受煤炭運輸距離的影響，同時燃料成本佔發電成本比例較大，導致不同地區煤電發電成本和標杆電價差異較大。而核電成本中固定成本佔比較大，與項目所在區域關聯不大；除廠址相關部分外，核電標準化建造及運維成本也趨於穩定、燃料成本低，受地域和運輸成本影響較小。
我國核電工程造價與經濟競爭力分析
我國二代及二代改進型核電具有較好的經濟競爭力。我國引進的二代核電機組經過國產化、批量化、規模化、標準化以及設計、技術、工藝優化，後續二代改進型機組建成價大幅下降。大亞灣核電站1、2號機組建成價為40.7億美元，按當時的美元匯率計算，摺合人民幣每千瓦造價為17483元。後續建設的國產化程度高的嶺澳二期、寧德、紅沿河、陽江、福清、方家山、田灣等二代改進型項目的單位投資大幅下降。
依據相關經濟評價方法與參數，針對我國近期建設的二代改進型機組經審定的調整概算進行統計分析，二代改進型機組建成價單位投資平均12056元/千瓦，最高12983元/千瓦，最低10468元/千瓦（注：存在新建和擴建廠址的差異因素）。目前，已投產核電絕大多數為二代及二代改進型，從當前電價水平看，“二代加”核電標杆電價水平普遍與電站所在沿海各省煤電標杆電價相當，有一定的市場競爭優勢。
總體看，在各類清潔能源發電品種中，目前核電實際平均上網電價僅高於水電。根據《國家能源局關於2017年度全國電力價格情況監管通報》，2017年全國發電企業平均上網電價為376.28元/兆瓦時。其中清潔能源發電中，核電電價顯著低於當前需要國家補貼的光伏、風電等可再生能源上網電價。（見表4）
來源：中國能源報
作者：黃峰 嶽林康
三代壓水堆作為我國新建核電的主力堆型，其經濟性及市場競爭力受到行業內外廣泛關注。
我們通過分析核電成本組成、核電技術經濟特點、現行核電電價政策以及核電所面臨的新的市場環境，並結合已建成核電項目工程造價分析，對我國核電經濟競爭力進行相關測算和研究，提出了提高我國三代核電經濟性、促進三代核電發展的相關政策建議。
我國核電發展現狀及展望
截至2018年12月底，我國在運核電機組44臺，裝機容量達到4464.516萬千瓦，僅次於美國、法國，位於世界第三；在建核電機組13臺，總裝機容量1403萬千瓦，在建規模及三代核電在建規模均保持全球第一。以“華龍一號”示範項目開工和CAP1400技術的成功研發為標誌，我國成為繼美國、法國、俄羅斯等核電強國後又一個擁有自主三代核電技術和全產業鏈的國家，尤其2018年以來，我國陸續投產多臺三代核電機組。此外，在快堆與小堆技術領域，也開展了自主研發。
而且，我國形成了支撐每年新開工8至10臺核電機組建設的裝備製造產能，在工程建設和核電運營方面積累了豐富經驗，在核燃料供應上保障了核電發展的需要。核電“走出去”方面，自主三代“華龍一號”已在巴基斯坦開工建設，與阿根廷、英國、羅馬尼亞、土耳其、南非等國家的進一步深入合作也正在進行中。
我國二代核電批量建成安全運行。以大亞灣核電站一號機組商運為標誌，我國開始了以大型壓水堆為主要技術路線的核電站建設歷程，最高時實現了年開工12臺，年在建規模32臺的國內安全建造記錄。我國累計開工建設二代及二代改進型壓水堆核電機組43臺，目前該類型機組建設已近尾聲。我國核電運營業績保持全球領先：保持了全球壓水堆機組最長安全運行紀錄，至今未發生2級及以上運行事件，核電廠未對周圍環境帶來不良影響，運行核電機組WANO（世界核電營運者協會）性能指標保持國際先進水平。
AP系列型號完成引進消化吸收工作，成功自主研發CAP1400。2006年，我國引進美國西屋公司AP1000三代非能動核電技術，目前其技術轉讓和分許可授權轉讓工作基本完成。2018年以來三門、海陽4臺AP1000依託項目核電機組已全部投入商運。在消化吸收AP1000基礎上，我國全面掌握了三代非能動核電技術，在國家科技重大專項支持下開展了大量設計和試驗研究、設備研製、安全評審，並按照福島事故後的新要求，形成了具有自主知識產權的大型先進壓水堆型號“國和一號”（CAP1400）。
自主“華龍一號”示範工程建設順利。“華龍一號”是我國研發的具有完全自主知識產權的三代百萬千瓦級壓水堆核電技術。目前，福清核電站5、6號機組和防城港3、4號機組在建，各里程碑節點進展順利，福清5、6號機組和防城港3號機組均已進入設備安裝環節。2014年起，中核集團與中廣核聯合組建華龍國際核電技術有限公司，形成了統一的華龍一號堆型設計方案，實現了平臺統一。2019年1月30日，採用“華龍”技術的廣東惠州太平嶺核電、福建漳州核電項目獲得國務院核准，有望年內開工。
台山核電1號機成為全球首個投運的EPR核電機組。EPR是由法國法瑪通公司和西門子公司聯合開發的第三代壓水堆核電技術，我國於2007年引入該技術建設臺山核電站。台山核電站一期由法國電力公司與阿海琺、中廣核共同合作建設，目前1號機組已投產，2號機組有望於年內投產。
三代核電有較大發展空間。與二代核電機組相比，三代核電機組採用了諸多技術創新與改進，機組的設計壽命由40年延長到60年，電廠可利用率由85%提高到90%以上。我國要實現2020年及2030年非化石能源的佔比目標，需進一步加快清潔能源逐步替代化石能源力度，真正建設起清潔低碳、安全高效、多元化的現代能源體系。考慮到可再生能源的波動性、間歇性和季節性特點，以及電價和輸變電價格等因素，核電電能質量高，供應穩定，具有帶電網基荷的優勢。國內相關能源諮詢機構研究預測，2035年我國核電規模有可能達到1.5—1.8億千瓦。未來伴隨著三代核電技術標準化的完善和國產化率的不斷提高，三代核電“走出去”也將擁有較好的市場空間。
核電成本組成、技術經濟特點及電價政策
核電站的發電成本包括投資建設、財務、燃料、運行和維護、乏燃料處置以及退役等成本。因為核電站技術難度大、安全要求高、建設週期長，單位投資造價較高，在度電單位成本中佔比較高；核電站建設投資額大且工期較長，還貸期一般15年，財務成本也很高；核電燃料成本佔比相對較低，而固定成本佔比達70%左右；運行維護成本包括大修理費、工資及福利、材料費、核事故應急準備費及其他費用；核燃料循環後端中乏燃料處置成本屬於核電特有成本，乏燃料處理處置基金的徵收、使用和管理按照國家相關文件執行；目前核電廠退役基金的提取總額為核電廠建設工程固定資產原值（相當於固定價）的10%，從核電廠投產後第一年開始平均提取，直至計算期末。
核電具有獨特的技術經濟特點。核電不產生有害氣體，不排放二氧化碳，放射性氣體液體均控制在國家標準允許水平以下，因此具有可再生能源的低碳屬性。同時，核電在一個燃料循環週期所需要的燃料相對固定，核燃料燃耗不充分同樣會產生鈾資源浪費。另外，核電設備技術複雜，具有固定成本高、投資回收期長、負荷因子影響顯著等特點，因此其經濟性只有在較高的利用小時數下才能得到充分體現。
從技術、經濟和安全角度分析，核電帶基荷運行，有利於最大程度發揮其環保減排優勢、促進清潔能源利用；可以提高燃料利用效率。在運行過程中頻繁升降功率會導致燃料燃耗不充分而產生資源浪費，同時增加放射性廢物處理成本；維持反應堆堆芯輸出功率的相對穩定，避免調節系統頻繁動作，可降低控制人員操控頻率與難度，降低引發運行事件的概率。國際上大多數核電國家將核電機組作為基礎負荷，一般不參與電網負荷調節，核電電價具備一定競爭力。
我國核電定價政策經歷了演變。2013年以前，我國已建核電站上網電價基本採用“一事一議”、“一廠一價”，以“成本加合理利潤”為原則的定價方式，先後採用還本付息電價、經營期電價、本利浮動電價等測算方法。2013年以後，隨著電改不斷深化，核電定價機制形成了標杆電價和“標杆電價+市場定價”兩種模式。2013年6月，我國明確對新建核電機組實行標杆上網電價政策，核定全國核電標杆上網電價為每千瓦時0.43元；核電標杆上網電價高於所在地燃煤機組標杆上網電價（含脫硫、脫硝加價，下同）的地區，新建核電機組投產後執行當地燃煤機組標杆上網電價；核電標杆上網電價低於核電機組所在地燃煤機組標杆上網電價的地區，承擔核電技術引進、自主創新、重大專項設備國產化任務的首臺或首批核電機組或示範工程，上網電價可在標杆電價基礎上適當提高。2016年開始，核電參與電力市場改革，參與地方電力直接交易的核電機組，其上網電價分為兩部分，即原核準上網電價（保障內電量）和市場化上網電價（保障外電量）。
三代核電身處的市場環境發生變化。首先，近年來，隨著全國電力供需情況從供應偏緊轉向平衡有餘，部分地區出現過剩的情況，國內部分在運核電機組不同程度地出現降負荷運行、核電設備利用小時數減少(見圖1）。如2017年，遼寧、海南、廣西等地，實際發電量只達到可發電能力的68.61%、77.5%、83.45%。
其次，我國核電上網電價系根據當地煤電標杆電價核定。2013年核電0.43元/每千瓦時標杆電價出臺之時，其標杆電價水平低於當時絕大多數有核省份（市、區）燃煤機組標杆電價（除遼寧省），有關省份平均煤電上網電價為0.4573元/千瓦時。此後，國家價格主管部門數次下調燃煤火電標杆電價水平，尤其2013年以來，全國各省份煤電上網標杆電價（含脫硫、脫硝和除塵電價）持續下調（見表2）。2018年，各省執行的實際核電標杆電價已比0.43元/千瓦時有了大幅降低。除現役核電機組財務壓力加大外，三代核電首批項目投產後將面臨更大經營壓力。
我國正在深化電力體制改革。從市場交易電量及市場化比率來看，核電企業市場化程度呈現逐年增加的趨勢，在運核電面臨計劃電量下調和市場競價的雙重壓力。根據2016年-2018年我國各核電站參與市場交易情況（見表3），部分省區核電部分電量競價上網時，已出現成本與電價成本倒掛的情況。部分省份在深化電改過程中，指令性下調核電計劃電量在內的上網電價，使核電電價進一步降低。
核電電價與當地煤電上網標杆電價掛鉤有明顯不合理因素。由於受煤炭運輸距離的影響，同時燃料成本佔發電成本比例較大，導致不同地區煤電發電成本和標杆電價差異較大。而核電成本中固定成本佔比較大，與項目所在區域關聯不大；除廠址相關部分外，核電標準化建造及運維成本也趨於穩定、燃料成本低，受地域和運輸成本影響較小。
我國核電工程造價與經濟競爭力分析
我國二代及二代改進型核電具有較好的經濟競爭力。我國引進的二代核電機組經過國產化、批量化、規模化、標準化以及設計、技術、工藝優化，後續二代改進型機組建成價大幅下降。大亞灣核電站1、2號機組建成價為40.7億美元，按當時的美元匯率計算，摺合人民幣每千瓦造價為17483元。後續建設的國產化程度高的嶺澳二期、寧德、紅沿河、陽江、福清、方家山、田灣等二代改進型項目的單位投資大幅下降。
依據相關經濟評價方法與參數，針對我國近期建設的二代改進型機組經審定的調整概算進行統計分析，二代改進型機組建成價單位投資平均12056元/千瓦，最高12983元/千瓦，最低10468元/千瓦（注：存在新建和擴建廠址的差異因素）。目前，已投產核電絕大多數為二代及二代改進型，從當前電價水平看，“二代加”核電標杆電價水平普遍與電站所在沿海各省煤電標杆電價相當，有一定的市場競爭優勢。
總體看，在各類清潔能源發電品種中，目前核電實際平均上網電價僅高於水電。根據《國家能源局關於2017年度全國電力價格情況監管通報》，2017年全國發電企業平均上網電價為376.28元/兆瓦時。其中清潔能源發電中，核電電價顯著低於當前需要國家補貼的光伏、風電等可再生能源上網電價。（見表4）
我國三代核電首批工程項目建設成本較高。為滿足國際最高安全標準和60年設計壽命要求，三代核電採用更高性能的設備、材料和更高安全水平的系統設計，加上產業鏈各環節相關的技術引進費用、研發費用和裝備製造投入，其首批項目單位造價明顯高於二代核電。
同時，引進三代核電AP1000依託項目和EPR項目均為全球首堆，建設過程中遭遇了工程設計不成熟、大量的設計變更、設備設計驗證週期長、福島核事故後改進項目多等問題，造成了工期延誤、造價超概算嚴重，加之政策、匯率變化等因素影響，項目工程造價和發電電價均超出原核準水平。三門一期、海陽一期、台山一期核電項目調整後的概算建成價分別為515億元，489億元，858億元。按現行核電電價條件測算的首批項目上網電價均在0.50元/千瓦時左右。
華龍一號作為我國自主三代核電技術，其首堆示範工程正在建設中，按兩個項目的初步設計概算，其平均電價水平將大大低於引進的三代核電首堆機組。
三代核電批量化建設後將逐步提高競爭力。首先，隨著三代技術首批項目陸續建成，系統設計、關鍵設備製造、施工建造、調試等各階段的技術、工藝流程均得到驗證和固化，為後續三代核電關鍵設備國產化、標準化以及批量化建設奠定了良好基礎。近期若能核准一批三代核電機組項目，可分攤首批項目技術引進、工程建設和設備國產化過程中已投入的部分費用，減輕企業壓力，同時可及時利用首堆經驗反饋，降低後續機組造價。據初步估算， CAP1000批量化建設後，近期的後續項目單位投資可較首批項目下降25%以上。惠州、漳州等華龍一號機組以及海陽二期、陸豐一期、徐大堡一期等後續小批量建設機組的造價下降後，按現行核電電價測算條件分析，預期上網電價將在0.43元/千瓦時左右。如果財稅、電力市場等政策不變，項目初步具備競爭力。
長遠看，三代核電是我國2050年之前滿足電力需求、應對全球氣候變化和大氣汙染防治的主力清潔低碳能源之一，將進入規模化持續發展階段，而規模化發展，可繼續降低核電造價與運行成本。根據國內外核電工程建設經驗，同一廠址的批量化建設有利於優化總體佈置、連續施工組織、採購批量化集約化等，可充分體現群堆建設、群堆效應，進一步降低工程造價。若採用核電集群式連續建設模式，預期規模化建設的華龍一號、CAP1400以及CAP1000等三代核電項目的上網電價可降至0.40元/千瓦時左右，相比二代改進型核電能夠形成競爭力。
同時，根據測算，遠期規模化建設的三代核電機組上網電價有望從首批項目的0.5元/千瓦時左右降至0.4元/千瓦時左右後，與多數沿海省份目前的煤電標杆電價（含脫硫、脫硝、除塵、超低排放加價）趨近或更低。與其它可再生清潔能源相比，三代核電不僅電源質量更優，經濟上也具備較強的市場競爭潛力，即使首批項目的測算電價0.5元/千瓦時，也低於當前東部沿海地區風電、太陽能發電標杆電價，與未來風電、太陽能發電電價下降趨勢對比，仍具備一定競爭優勢。
降低三代核電成本具備相關措施。根據國內外經驗，一個廠址的批量化開工建設有利於優化總體佈置、連續施工組織、採購批量化集約化效益的實現，可攤薄首批成本、有效降低造價；一個機型的批量化建設有利於通過標準化設計和持續設計優化、製造和建造熟練程度提升，可實現造價逐步下降。在合理節奏下建設核電項目，可使產業鏈資源最大化利用，保持核電工程建設、設備製造、運行維護、壽期服務等各個環節生產能力、技術人員的持續健康發展。
其次，在不斷汲取工程經驗反饋、採用重大科研成果和新技術成果基礎上，可從經濟性和安全性等方面持續優化設計。華龍一號融合方案借鑑了防城港二期和福清項目設計的優點，惠州項目在防城港3、4號機組設計的基礎上，開展了19項重要的優化改進。福島核事故之後，我國核電增加的很多安全性配置在確保安全目標的基礎上，後期也可考慮對部分重複性配置手段進行適度簡化。在確保安全目標基礎上，採取經濟性簡化設計或安全優化設計，可以降低造價。
另外，還可通過優化廠址選擇、優化工程項目管理、控制核電運行成本等方式，做到減少投資、控制造價、提升運行業績。
三代核電發展的政策建議
來源：中國能源報
作者：黃峰 嶽林康
三代壓水堆作為我國新建核電的主力堆型，其經濟性及市場競爭力受到行業內外廣泛關注。
我們通過分析核電成本組成、核電技術經濟特點、現行核電電價政策以及核電所面臨的新的市場環境，並結合已建成核電項目工程造價分析，對我國核電經濟競爭力進行相關測算和研究，提出了提高我國三代核電經濟性、促進三代核電發展的相關政策建議。
我國核電發展現狀及展望
截至2018年12月底，我國在運核電機組44臺，裝機容量達到4464.516萬千瓦，僅次於美國、法國，位於世界第三；在建核電機組13臺，總裝機容量1403萬千瓦，在建規模及三代核電在建規模均保持全球第一。以“華龍一號”示範項目開工和CAP1400技術的成功研發為標誌，我國成為繼美國、法國、俄羅斯等核電強國後又一個擁有自主三代核電技術和全產業鏈的國家，尤其2018年以來，我國陸續投產多臺三代核電機組。此外，在快堆與小堆技術領域，也開展了自主研發。
而且，我國形成了支撐每年新開工8至10臺核電機組建設的裝備製造產能，在工程建設和核電運營方面積累了豐富經驗，在核燃料供應上保障了核電發展的需要。核電“走出去”方面，自主三代“華龍一號”已在巴基斯坦開工建設，與阿根廷、英國、羅馬尼亞、土耳其、南非等國家的進一步深入合作也正在進行中。
我國二代核電批量建成安全運行。以大亞灣核電站一號機組商運為標誌，我國開始了以大型壓水堆為主要技術路線的核電站建設歷程，最高時實現了年開工12臺，年在建規模32臺的國內安全建造記錄。我國累計開工建設二代及二代改進型壓水堆核電機組43臺，目前該類型機組建設已近尾聲。我國核電運營業績保持全球領先：保持了全球壓水堆機組最長安全運行紀錄，至今未發生2級及以上運行事件，核電廠未對周圍環境帶來不良影響，運行核電機組WANO（世界核電營運者協會）性能指標保持國際先進水平。
AP系列型號完成引進消化吸收工作，成功自主研發CAP1400。2006年，我國引進美國西屋公司AP1000三代非能動核電技術，目前其技術轉讓和分許可授權轉讓工作基本完成。2018年以來三門、海陽4臺AP1000依託項目核電機組已全部投入商運。在消化吸收AP1000基礎上，我國全面掌握了三代非能動核電技術，在國家科技重大專項支持下開展了大量設計和試驗研究、設備研製、安全評審，並按照福島事故後的新要求，形成了具有自主知識產權的大型先進壓水堆型號“國和一號”（CAP1400）。
自主“華龍一號”示範工程建設順利。“華龍一號”是我國研發的具有完全自主知識產權的三代百萬千瓦級壓水堆核電技術。目前，福清核電站5、6號機組和防城港3、4號機組在建，各里程碑節點進展順利，福清5、6號機組和防城港3號機組均已進入設備安裝環節。2014年起，中核集團與中廣核聯合組建華龍國際核電技術有限公司，形成了統一的華龍一號堆型設計方案，實現了平臺統一。2019年1月30日，採用“華龍”技術的廣東惠州太平嶺核電、福建漳州核電項目獲得國務院核准，有望年內開工。
台山核電1號機成為全球首個投運的EPR核電機組。EPR是由法國法瑪通公司和西門子公司聯合開發的第三代壓水堆核電技術，我國於2007年引入該技術建設臺山核電站。台山核電站一期由法國電力公司與阿海琺、中廣核共同合作建設，目前1號機組已投產，2號機組有望於年內投產。
三代核電有較大發展空間。與二代核電機組相比，三代核電機組採用了諸多技術創新與改進，機組的設計壽命由40年延長到60年，電廠可利用率由85%提高到90%以上。我國要實現2020年及2030年非化石能源的佔比目標，需進一步加快清潔能源逐步替代化石能源力度，真正建設起清潔低碳、安全高效、多元化的現代能源體系。考慮到可再生能源的波動性、間歇性和季節性特點，以及電價和輸變電價格等因素，核電電能質量高，供應穩定，具有帶電網基荷的優勢。國內相關能源諮詢機構研究預測，2035年我國核電規模有可能達到1.5—1.8億千瓦。未來伴隨著三代核電技術標準化的完善和國產化率的不斷提高，三代核電“走出去”也將擁有較好的市場空間。
核電成本組成、技術經濟特點及電價政策
核電站的發電成本包括投資建設、財務、燃料、運行和維護、乏燃料處置以及退役等成本。因為核電站技術難度大、安全要求高、建設週期長，單位投資造價較高，在度電單位成本中佔比較高；核電站建設投資額大且工期較長，還貸期一般15年，財務成本也很高；核電燃料成本佔比相對較低，而固定成本佔比達70%左右；運行維護成本包括大修理費、工資及福利、材料費、核事故應急準備費及其他費用；核燃料循環後端中乏燃料處置成本屬於核電特有成本，乏燃料處理處置基金的徵收、使用和管理按照國家相關文件執行；目前核電廠退役基金的提取總額為核電廠建設工程固定資產原值（相當於固定價）的10%，從核電廠投產後第一年開始平均提取，直至計算期末。
核電具有獨特的技術經濟特點。核電不產生有害氣體，不排放二氧化碳，放射性氣體液體均控制在國家標準允許水平以下，因此具有可再生能源的低碳屬性。同時，核電在一個燃料循環週期所需要的燃料相對固定，核燃料燃耗不充分同樣會產生鈾資源浪費。另外，核電設備技術複雜，具有固定成本高、投資回收期長、負荷因子影響顯著等特點，因此其經濟性只有在較高的利用小時數下才能得到充分體現。
從技術、經濟和安全角度分析，核電帶基荷運行，有利於最大程度發揮其環保減排優勢、促進清潔能源利用；可以提高燃料利用效率。在運行過程中頻繁升降功率會導致燃料燃耗不充分而產生資源浪費，同時增加放射性廢物處理成本；維持反應堆堆芯輸出功率的相對穩定，避免調節系統頻繁動作，可降低控制人員操控頻率與難度，降低引發運行事件的概率。國際上大多數核電國家將核電機組作為基礎負荷，一般不參與電網負荷調節，核電電價具備一定競爭力。
我國核電定價政策經歷了演變。2013年以前，我國已建核電站上網電價基本採用“一事一議”、“一廠一價”，以“成本加合理利潤”為原則的定價方式，先後採用還本付息電價、經營期電價、本利浮動電價等測算方法。2013年以後，隨著電改不斷深化，核電定價機制形成了標杆電價和“標杆電價+市場定價”兩種模式。2013年6月，我國明確對新建核電機組實行標杆上網電價政策，核定全國核電標杆上網電價為每千瓦時0.43元；核電標杆上網電價高於所在地燃煤機組標杆上網電價（含脫硫、脫硝加價，下同）的地區，新建核電機組投產後執行當地燃煤機組標杆上網電價；核電標杆上網電價低於核電機組所在地燃煤機組標杆上網電價的地區，承擔核電技術引進、自主創新、重大專項設備國產化任務的首臺或首批核電機組或示範工程，上網電價可在標杆電價基礎上適當提高。2016年開始，核電參與電力市場改革，參與地方電力直接交易的核電機組，其上網電價分為兩部分，即原核準上網電價（保障內電量）和市場化上網電價（保障外電量）。
三代核電身處的市場環境發生變化。首先，近年來，隨著全國電力供需情況從供應偏緊轉向平衡有餘，部分地區出現過剩的情況，國內部分在運核電機組不同程度地出現降負荷運行、核電設備利用小時數減少(見圖1）。如2017年，遼寧、海南、廣西等地，實際發電量只達到可發電能力的68.61%、77.5%、83.45%。
其次，我國核電上網電價系根據當地煤電標杆電價核定。2013年核電0.43元/每千瓦時標杆電價出臺之時，其標杆電價水平低於當時絕大多數有核省份（市、區）燃煤機組標杆電價（除遼寧省），有關省份平均煤電上網電價為0.4573元/千瓦時。此後，國家價格主管部門數次下調燃煤火電標杆電價水平，尤其2013年以來，全國各省份煤電上網標杆電價（含脫硫、脫硝和除塵電價）持續下調（見表2）。2018年，各省執行的實際核電標杆電價已比0.43元/千瓦時有了大幅降低。除現役核電機組財務壓力加大外，三代核電首批項目投產後將面臨更大經營壓力。
我國正在深化電力體制改革。從市場交易電量及市場化比率來看，核電企業市場化程度呈現逐年增加的趨勢，在運核電面臨計劃電量下調和市場競價的雙重壓力。根據2016年-2018年我國各核電站參與市場交易情況（見表3），部分省區核電部分電量競價上網時，已出現成本與電價成本倒掛的情況。部分省份在深化電改過程中，指令性下調核電計劃電量在內的上網電價，使核電電價進一步降低。
核電電價與當地煤電上網標杆電價掛鉤有明顯不合理因素。由於受煤炭運輸距離的影響，同時燃料成本佔發電成本比例較大，導致不同地區煤電發電成本和標杆電價差異較大。而核電成本中固定成本佔比較大，與項目所在區域關聯不大；除廠址相關部分外，核電標準化建造及運維成本也趨於穩定、燃料成本低，受地域和運輸成本影響較小。
我國核電工程造價與經濟競爭力分析
我國二代及二代改進型核電具有較好的經濟競爭力。我國引進的二代核電機組經過國產化、批量化、規模化、標準化以及設計、技術、工藝優化，後續二代改進型機組建成價大幅下降。大亞灣核電站1、2號機組建成價為40.7億美元，按當時的美元匯率計算，摺合人民幣每千瓦造價為17483元。後續建設的國產化程度高的嶺澳二期、寧德、紅沿河、陽江、福清、方家山、田灣等二代改進型項目的單位投資大幅下降。
依據相關經濟評價方法與參數，針對我國近期建設的二代改進型機組經審定的調整概算進行統計分析，二代改進型機組建成價單位投資平均12056元/千瓦，最高12983元/千瓦，最低10468元/千瓦（注：存在新建和擴建廠址的差異因素）。目前，已投產核電絕大多數為二代及二代改進型，從當前電價水平看，“二代加”核電標杆電價水平普遍與電站所在沿海各省煤電標杆電價相當，有一定的市場競爭優勢。
總體看，在各類清潔能源發電品種中，目前核電實際平均上網電價僅高於水電。根據《國家能源局關於2017年度全國電力價格情況監管通報》，2017年全國發電企業平均上網電價為376.28元/兆瓦時。其中清潔能源發電中，核電電價顯著低於當前需要國家補貼的光伏、風電等可再生能源上網電價。（見表4）
我國三代核電首批工程項目建設成本較高。為滿足國際最高安全標準和60年設計壽命要求，三代核電採用更高性能的設備、材料和更高安全水平的系統設計，加上產業鏈各環節相關的技術引進費用、研發費用和裝備製造投入，其首批項目單位造價明顯高於二代核電。
同時，引進三代核電AP1000依託項目和EPR項目均為全球首堆，建設過程中遭遇了工程設計不成熟、大量的設計變更、設備設計驗證週期長、福島核事故後改進項目多等問題，造成了工期延誤、造價超概算嚴重，加之政策、匯率變化等因素影響，項目工程造價和發電電價均超出原核準水平。三門一期、海陽一期、台山一期核電項目調整後的概算建成價分別為515億元，489億元，858億元。按現行核電電價條件測算的首批項目上網電價均在0.50元/千瓦時左右。
華龍一號作為我國自主三代核電技術，其首堆示範工程正在建設中，按兩個項目的初步設計概算，其平均電價水平將大大低於引進的三代核電首堆機組。
三代核電批量化建設後將逐步提高競爭力。首先，隨著三代技術首批項目陸續建成，系統設計、關鍵設備製造、施工建造、調試等各階段的技術、工藝流程均得到驗證和固化，為後續三代核電關鍵設備國產化、標準化以及批量化建設奠定了良好基礎。近期若能核准一批三代核電機組項目，可分攤首批項目技術引進、工程建設和設備國產化過程中已投入的部分費用，減輕企業壓力，同時可及時利用首堆經驗反饋，降低後續機組造價。據初步估算， CAP1000批量化建設後，近期的後續項目單位投資可較首批項目下降25%以上。惠州、漳州等華龍一號機組以及海陽二期、陸豐一期、徐大堡一期等後續小批量建設機組的造價下降後，按現行核電電價測算條件分析，預期上網電價將在0.43元/千瓦時左右。如果財稅、電力市場等政策不變，項目初步具備競爭力。
長遠看，三代核電是我國2050年之前滿足電力需求、應對全球氣候變化和大氣汙染防治的主力清潔低碳能源之一，將進入規模化持續發展階段，而規模化發展，可繼續降低核電造價與運行成本。根據國內外核電工程建設經驗，同一廠址的批量化建設有利於優化總體佈置、連續施工組織、採購批量化集約化等，可充分體現群堆建設、群堆效應，進一步降低工程造價。若採用核電集群式連續建設模式，預期規模化建設的華龍一號、CAP1400以及CAP1000等三代核電項目的上網電價可降至0.40元/千瓦時左右，相比二代改進型核電能夠形成競爭力。
同時，根據測算，遠期規模化建設的三代核電機組上網電價有望從首批項目的0.5元/千瓦時左右降至0.4元/千瓦時左右後，與多數沿海省份目前的煤電標杆電價（含脫硫、脫硝、除塵、超低排放加價）趨近或更低。與其它可再生清潔能源相比，三代核電不僅電源質量更優，經濟上也具備較強的市場競爭潛力，即使首批項目的測算電價0.5元/千瓦時，也低於當前東部沿海地區風電、太陽能發電標杆電價，與未來風電、太陽能發電電價下降趨勢對比，仍具備一定競爭優勢。
降低三代核電成本具備相關措施。根據國內外經驗，一個廠址的批量化開工建設有利於優化總體佈置、連續施工組織、採購批量化集約化效益的實現，可攤薄首批成本、有效降低造價；一個機型的批量化建設有利於通過標準化設計和持續設計優化、製造和建造熟練程度提升，可實現造價逐步下降。在合理節奏下建設核電項目，可使產業鏈資源最大化利用，保持核電工程建設、設備製造、運行維護、壽期服務等各個環節生產能力、技術人員的持續健康發展。
其次，在不斷汲取工程經驗反饋、採用重大科研成果和新技術成果基礎上，可從經濟性和安全性等方面持續優化設計。華龍一號融合方案借鑑了防城港二期和福清項目設計的優點，惠州項目在防城港3、4號機組設計的基礎上，開展了19項重要的優化改進。福島核事故之後，我國核電增加的很多安全性配置在確保安全目標的基礎上，後期也可考慮對部分重複性配置手段進行適度簡化。在確保安全目標基礎上，採取經濟性簡化設計或安全優化設計，可以降低造價。
另外，還可通過優化廠址選擇、優化工程項目管理、控制核電運行成本等方式，做到減少投資、控制造價、提升運行業績。
三代核電發展的政策建議
確保三代核電機組帶基荷滿發運行。核電具有可再生清潔能源的類似屬性，國家應明確所有核電項目均享受可再生能源相應電量消納政策，確保其承擔基本發電負荷的調度地位始終得到保證，保證核燃料資源得到充分利用。結合國外對核電基荷運行的普遍做法，建議國家有關主管部門，嚴格檢查落實《保障核電安全消納暫行辦法》，確保核電帶基荷滿發。
完善三代核電電價形成機制。核電與煤電商品屬性不同，建議明確按照滿足還本付息要求、保持合理利潤併兼顧市場電價水平原則，進一步完善三代核電上網電價形成機制並設置核電標杆電價的合理區間，理順比價關係。建議將目前核電標杆電價的定價方式調整為在跨省的區域電網內或全國範圍內統一核電標杆電價，促進核電在更大範圍內跨區域消納。同時，在保障三代核電項目帶基荷運行基礎上，對於核電機組在7000小時以內的電量，執行國家核准的核電標杆電價，7000小時以上的電量可執行市場化電價。建議由國家主管部門對三代核電的標杆電價核定進行統一歸口管理，避免各省區自行調整。
對三代核電首批項目給予政策支持。三代核電首批項目建設是我國核電產業升級的關鍵環節，承擔了先進技術引進消化吸收、自主創新示範、國家戰略利益佈局等重要任務。對三代核電首批項目經濟性方面存在的困難，需要國家進行指導協調，給予電價和專項政策支持。同時，考慮到三代核電首批項目已經陸續商運，建議按照滿足還本付息要求、保持合理利潤併兼顧市場電價水平的原則儘快完成電價核定工作，保證企業正常的生產經營。三代核電機組的設計壽命為60年，遠高於二代機組的設計壽命，同時三代核電機組卸料的燃耗水平比二代機組高出50%以上，單位電量對應的乏燃料處理量及相關費用也要低一些。建議將三代核電首批機組乏燃料基金的徵收後置10年，即由機組投入商業運行5年後改為15年後開始徵收。在確保核電機組帶基荷多發滿發的同時，建議三代核電首批項目全部發電量都執行核定電價，暫不參與市場化電力交易。
科學把握髮展節奏，促進核電行業持續平穩健康發展。核電產業鏈具有較強的資產專用性，產業成熟度的培育以及標準化、規模化的發展需要行業的平穩發展為前提。科學把握核電產業發展節奏，有利於核電上下游產業人、財、物各類資源的優化配置，提高我國裝備製造業及工程建造的整體水平，對有效提升我國三代核電的競爭力大有裨益，並將強有力地促進我國核電產業“走出去”戰略的實施。同時，建議國家按規劃容量一次性核准同一廠址核電機組項目，實現批量化依次連續建設。針對三代核電首批項目廠址，建議近期儘快核准二期等後續項目，以攤薄三代核電首批項目的成本，提高依託項目整體經濟性。
核電企業努力降低三代核電的投資和運維成本。能源領域技術進步日新月異，煤電通過改造實現超低排放，為自己創造出新的發展環境；風電光伏發電成本下降明顯，已在發電側逐步形成平價上網能力。核電行業必須夯實在安全高效發展基礎上，加快自身進步步伐：一是積極推進優化設計和工程組織優化，在批量化中降低建造成本；二是積極研究推動核電運行成本優化；三是主動應對電力市場化改革的挑戰，適應市場電價競爭的倒逼機制，加快體制機制改革，不斷提升自身的競爭力。
（本文為中國核能行業協會重大問題聯合研究專項課題研究成果，作者均為課題組組長、中國核能行業協會專家委員會政策研究組組長）