业内必读 | 我国三代核电经济性问题研究与建议

原创：黄峰岳林康

三代压水堆作为我国新建核电的主力堆型，其经济性及市场竞争力受到行业内外广泛关注。我们通过分析核电成本组成、核电技术经济特点、现行核电电价政策以及核电所面临的新的市场环境，并结合已建成核电项目工程造价分析，对我国核电经济竞争力进行相关测算和研究，提出了提高我国三代核电经济性、促进三代核电发展的相关政策建议。

（文丨黄峰岳林康）

1我国核电发展现状及展望

截至2018年12月底，我国在运核电机组44台，装机容量达到4464.516万千瓦，仅次于美国、法国，位于世界第三；在建核电机组13台，总装机容量1403万千瓦，在建规模及三代核电在建规模均保持全球第一。以“华龙一号”示范项目开工和CAP1400技术的成功研发为标志，我国成为继美国、法国、俄罗斯等核电强国后又一个拥有自主三代核电技术和全产业链的国家，尤其2018年以来，我国陆续投产多台三代核电机组。此外，在高温气冷堆、快堆与小堆技术领域，也开展了自主研发。

而且，我国形成了支撑每年新开工8至10台核电机组建设的装备制造产能，在工程建设和核电运营方面积累了丰富经验，在核燃料供应上保障了核电发展的需要。核电“走出去”方面，自主三代“华龙一号”已在巴基斯坦开工建设，与阿根廷、英国、罗马尼亚、土耳其、南非等国家的进一步深入合作也正在进行中。

我国二代核电批量建成安全运行。以大亚湾核电站一号机组商运为标志，我国开始了以大型压水堆为主要技术路线的核电站建设历程，最高时实现了年开工12台，年在建规模32台的国内安全建造记录。我国累计开工建设二代及二代改进型压水堆核电机组43台，目前该类型机组建设已近尾声。我国核电运营业绩保持全球领先：保持了全球压水堆机组最长安全运行纪录，至今未发生2级及以上运行事件，核电厂未对周围环境带来不良影响，运行核电机组WANO（世界核电营运者协会）性能指标保持国际先进水平。

AP系列型号完成引进消化吸收工作，成功自主研发CAP1400。2006年，我国引进美国西屋公司AP1000三代非能动核电技术，目前其技术转让和分许可授权转让工作基本完成。2018年以来三门、海阳4台AP1000依托项目核电机组已全部投入商运。在消化吸收AP1000基础上，我国全面掌握了三代非能动核电技术，在国家科技重大专项支持下开展了大量设计和试验研究、设备研制、安全评审，并按照福岛事故后的新要求，形成了具有自主知识产权的大型先进压水堆型号“国和一号”（CAP1400）。

自主“华龙一号”示范工程建设顺利。“华龙一号”是我国研发的具有完全自主知识产权的三代百万千瓦级压水堆核电技术。目前，福清核电站5、6号机组和防城港3、4号机组在建，各里程碑节点进展顺利，福清5、6号机组和防城港3号机组均已进入设备安装环节。2014年起，中核集团与中广核联合组建华龙国际核电技术有限公司，形成了统一的华龙一号堆型设计方案，实现了平台统一。2019年1月30日，采用“华龙”技术的广东惠州太平岭核电、福建漳州核电项目获得国务院核准，有望年内开工。

台山核电1号机成为全球首个投运的EPR核电机组。EPR是由法国法玛通公司和西门子公司联合开发的第三代压水堆核电技术，我国于2007年引入该技术建设台山核电站。台山核电站一期由法国电力公司与阿海珐、中广核共同合作建设，目前1号机组已投产，2号机组有望于年内投产。

三代核电有较大发展空间。与二代核电机组相比，三代核电机组采用了诸多技术创新与改进，机组的设计寿命由40年延长到60年，电厂可利用率由85%提高到90%以上。我国要实现2020年及2030年非化石能源的占比目标，需进一步加快清洁能源逐步替代化石能源力度，真正建设起清洁低碳、安全高效、多元化的现代能源体系。考虑到可再生能源的波动性、间歇性和季节性特点，以及电价和输变电价格等因素，核电电能质量高，供应稳定，具有带电网基荷的优势。国内相关能源咨询机构研究预测，2035年我国核电规模有可能达到1.5—1.8亿千瓦。未来伴随着三代核电技术标准化的完善和国产化率的不断提高，三代核电“走出去”也将拥有较好的市场空间。

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核电成本组成、技术经济特点及电价政策

核电站的发电成本包括投资建设、财务、燃料、运行和维护、乏燃料处置以及退役等成本。因为核电站技术难度大、安全要求高、建设周期长，单位投资造价较高，在度电单位成本中占比较高；核电站建设投资额大且工期较长，还贷期一般15年，财务成本也很高；核电燃料成本占比相对较低，而固定成本占比达70%左右；运行维护成本包括大修理费、工资及福利、材料费、核事故应急准备费及其他费用；核燃料循环后端中乏燃料处置成本属于核电特有成本，乏燃料处理处置基金的征收、使用和管理按照国家相关文件执行；目前核电厂退役基金的提取总额为核电厂建设工程固定资产原值（相当于固定价）的10%，从核电厂投产后第一年开始平均提取，直至计算期末。

核电具有独特的技术经济特点。核电不产生有害气体，不排放二氧化碳，放射性气体液体均控制在国家标准允许水平以下，因此具有可再生能源的低碳属性。同时，核电在一个燃料循环周期所需要的燃料相对固定，核燃料燃耗不充分同样会产生铀资源浪费。另外，核电设备技术复杂，具有固定成本高、投资回收期长、负荷因子影响显著等特点，因此其经济性只有在较高的利用小时数下才能得到充分体现。

从技术、经济和安全角度分析，核电带基荷运行，有利于最大程度发挥其环保减排优势、促进清洁能源利用；可以提高燃料利用效率。在运行过程中频繁升降功率会导致燃料燃耗不充分而产生资源浪费，同时增加放射性废物处理成本；维持反应堆堆芯输出功率的相对稳定，避免调节系统频繁动作，可降低控制人员操控频率与难度，降低引发运行事件的概率。国际上大多数核电国家将核电机组作为基础负荷，一般不参与电网负荷调节，核电电价具备一定竞争力。

我国核电定价政策经历了演变。2013年以前，我国已建核电站上网电价基本采用“一事一议”、“一厂一价”，以“成本加合理利润”为原则的定价方式，先后采用还本付息电价、经营期电价、本利浮动电价等测算方法。2013年以后，随着电改不断深化，核电定价机制形成了标杆电价和“标杆电价+市场定价”两种模式。2013年6月，我国明确对新建核电机组实行标杆上网电价政策，核定全国核电标杆上网电价为每千瓦时0.43元；核电标杆上网电价高于所在地燃煤机组标杆上网电价（含脱硫、脱硝加价，下同）的地区，新建核电机组投产后执行当地燃煤机组标杆上网电价；核电标杆上网电价低于核电机组所在地燃煤机组标杆上网电价的地区，承担核电技术引进、自主创新、重大专项设备国产化任务的首台或首批核电机组或示范工程，上网电价可在标杆电价基础上适当提高。2016年开始，核电参与电力市场改革，参与地方电力直接交易的核电机组，其上网电价分为两部分，即原核准上网电价（保障内电量）和市场化上网电价（保障外电量）。

三代核电身处的市场环境发生变化。首先，近年来，随着全国电力供需情况从供应偏紧转向平衡有余，部分地区出现过剩的情况，国内部分在运核电机组不同程度地出现降负荷运行、核电设备利用小时数减少(见图1）。如2017年，辽宁、海南、广西等地，实际发电量只达到可发电能力的68.61%、77.5%、83.45%。

其次，我国核电上网电价系根据当地煤电标杆电价核定。2013年核电0.43元/每千瓦时标杆电价出台之时，其标杆电价水平低于当时绝大多数有核省份（市、区）燃煤机组标杆电价（除辽宁省），有关省份平均煤电上网电价为0.4573元/千瓦时。此后，国家价格主管部门数次下调燃煤火电标杆电价水平，尤其2013年以来，全国各省份煤电上网标杆电价（含脱硫、脱硝和除尘电价）持续下调（见表2）。2018年，各省执行的实际核电标杆电价已比0.43元/千瓦时有了大幅降低。除现役核电机组财务压力加大外，三代核电首批项目投产后将面临更大经营压力。我国正在深化电力体制改革。从市场交易电量及市场化比率来看，核电企业市场化程度呈现逐年增加的趋势，在运核电面临计划电量下调和市场竞价的双重压力。根据2016年-2018年我国各核电站参与市场交易情况（见表3），部分省区核电部分电量竞价上网时，已出现成本与电价成本倒挂的情况。部分省份在深化电改过程中，指令性下调核电计划电量在内的上网电价，使核电电价进一步降低。核电电价与当地煤电上网标杆电价挂钩有明显不合理因素。由于受煤炭运输距离的影响，同时燃料成本占发电成本比例较大，导致不同地区煤电发电成本和标杆电价差异较大。而核电成本中固定成本占比较大，与项目所在区域关联不大；除厂址相关部分外，核电标准化建造及运维成本也趋于稳定、燃料成本低，受地域和运输成本影响较小。

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我国核电工程造价与经济竞争力分析

我国二代及二代改进型核电具有较好的经济竞争力。我国引进的二代核电机组经过国产化、批量化、规模化、标准化以及设计、技术、工艺优化，后续二代改进型机组建成价大幅下降。大亚湾核电站1、2号机组建成价为40.7亿美元，按当时的美元汇率计算，折合人民币每千瓦造价为17483元。后续建设的国产化程度高的岭澳二期、宁德、红沿河、阳江、福清、方家山、田湾等二代改进型项目的单位投资大幅下降。

依据相关经济评价方法与参数，针对我国近期建设的二代改进型机组经审定的调整概算进行统计分析，二代改进型机组建成价单位投资平均12056元/千瓦，最高12983元/千瓦，最低10468元/千瓦（注：存在新建和扩建厂址的差异因素）。目前，已投产核电绝大多数为二代及二代改进型，从当前电价水平看，“二代加”核电标杆电价水平普遍与电站所在沿海各省煤电标杆电价相当，有一定的市场竞争优势。

总体看，在各类清洁能源发电品种中，目前核电实际平均上网电价仅高于水电。根据《国家能源局关于2017年度全国电力价格情况监管通报》，2017年全国发电企业平均上网电价为376.28元/兆瓦时。其中清洁能源发电中，核电电价显著低于当前需要国家补贴的光伏、风电等可再生能源上网电价。（见表4）

我国三代核电首批工程项目建设成本较高。为满足国际最高安全标准和60年设计寿命要求，三代核电采用更高性能的设备、材料和更高安全水平的系统设计，加上产业链各环节相关的技术引进费用、研发费用和装备制造投入，其首批项目单位造价明显高于二代核电。

同时，引进三代核电AP1000依托项目和EPR项目均为全球首堆，建设过程中遭遇了工程设计不成熟、大量的设计变更、设备设计验证周期长、福岛核事故后改进项目多等问题，造成了工期延误、造价超概算严重，加之政策、汇率变化等因素影响，项目工程造价和发电电价均超出原核准水平。三门一期、海阳一期、台山一期核电项目调整后的概算建成价分别为515亿元，489亿元，858亿元。按现行核电电价条件测算的首批项目上网电价均在0.50元/千瓦时左右。

华龙一号作为我国自主三代核电技术，其首堆示范工程正在建设中，按两个项目的初步设计概算，其平均电价水平将大大低于引进的三代核电首堆机组。

三代核电批量化建设后将逐步提高竞争力。首先，随着三代技术首批项目陆续建成，系统设计、关键设备制造、施工建造、调试等各阶段的技术、工艺流程均得到验证和固化，为后续三代核电关键设备国产化、标准化以及批量化建设奠定了良好基础。近期若能核准一批三代核电机组项目，可分摊首批项目技术引进、工程建设和设备国产化过程中已投入的部分费用，减轻企业压力，同时可及时利用首堆经验反馈，降低后续机组造价。据初步估算，CAP1000批量化建设后，近期的后续项目单位投资可较首批项目下降25%以上。惠州、漳州等华龙一号机组以及海阳二期、陆丰一期、徐大堡一期等后续小批量建设机组的造价下降后，按现行核电电价测算条件分析，预期上网电价将在0.43元/千瓦时左右。如果财税、电力市场等政策不变，项目初步具备竞争力。

长远看，三代核电是我国2050年之前满足电力需求、应对全球气候变化和大气污染防治的主力清洁低碳能源之一，将进入规模化持续发展阶段，而规模化发展，可继续降低核电造价与运行成本。根据国内外核电工程建设经验，同一厂址的批量化建设有利于优化总体布置、连续施工组织、采购批量化集约化等，可充分体现群堆建设、群堆效应，进一步降低工程造价。若采用核电集群式连续建设模式，预期规模化建设的华龙一号、CAP1400以及CAP1000等三代核电项目的上网电价可降至0.40元/千瓦时左右，相比二代改进型核电能够形成竞争力。

同时，根据测算，远期规模化建设的三代核电机组上网电价有望从首批项目的0.5元/千瓦时左右降至0.4元/千瓦时左右后，与多数沿海省份目前的煤电标杆电价（含脱硫、脱硝、除尘、超低排放加价）趋近或更低。与其它可再生清洁能源相比，三代核电不仅电源质量更优，经济上也具备较强的市场竞争潜力，即使首批项目的测算电价0.5元/千瓦时，也低于当前东部沿海地区风电、太阳能发电标杆电价，与未来风电、太阳能发电电价下降趋势对比，仍具备一定竞争优势。

降低三代核电成本具备相关措施。根据国内外经验，一个厂址的批量化开工建设有利于优化总体布置、连续施工组织、采购批量化集约化效益的实现，可摊薄首批成本、有效降低造价；一个机型的批量化建设有利于通过标准化设计和持续设计优化、制造和建造熟练程度提升，可实现造价逐步下降。在合理节奏下建设核电项目，可使产业链资源最大化利用，保持核电工程建设、设备制造、运行维护、寿期服务等各个环节生产能力、技术人员的持续健康发展。

其次，在不断汲取工程经验反馈、采用重大科研成果和新技术成果基础上，可从经济性和安全性等方面持续优化设计。华龙一号融合方案借鉴了防城港二期和福清项目设计的优点，惠州项目在防城港3、4号机组设计的基础上，开展了19项重要的优化改进。福岛核事故之后，我国核电增加的很多安全性配置在确保安全目标的基础上，后期也可考虑对部分重复性配置手段进行适度简化。在确保安全目标基础上，采取经济性简化设计或安全优化设计，可以降低造价。

另外，还可通过优化厂址选择、优化工程项目管理、控制核电运行成本等方式，做到减少投资、控制造价、提升运行业绩。

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三代核电发展的政策建议

确保三代核电机组带基荷满发运行。核电具有可再生清洁能源的类似属性，国家应明确所有核电项目均享受可再生能源相应电量消纳政策，确保其承担基本发电负荷的调度地位始终得到保证，保证核燃料资源得到充分利用。结合国外对核电基荷运行的普遍做法，建议国家有关主管部门，严格检查落实《保障核电安全消纳暂行办法》，确保核电带基荷满发。

完善三代核电电价形成机制。核电与煤电商品属性不同，建议明确按照满足还本付息要求、保持合理利润并兼顾市场电价水平原则，进一步完善三代核电上网电价形成机制并设置核电标杆电价的合理区间，理顺比价关系。建议将目前核电标杆电价的定价方式调整为在跨省的区域电网内或全国范围内统一核电标杆电价，促进核电在更大范围内跨区域消纳。同时，在保障三代核电项目带基荷运行基础上，对于核电机组在7000小时以内的电量，执行国家核准的核电标杆电价，7000小时以上的电量可执行市场化电价。建议由国家主管部门对三代核电的标杆电价核定进行统一归口管理，避免各省区自行调整。

对三代核电首批项目给予政策支持。三代核电首批项目建设是我国核电产业升级的关键环节，承担了先进技术引进消化吸收、自主创新示范、国家战略利益布局等重要任务。对三代核电首批项目经济性方面存在的困难，需要国家进行指导协调，给予电价和专项政策支持。同时，考虑到三代核电首批项目已经陆续商运，建议按照满足还本付息要求、保持合理利润并兼顾市场电价水平的原则尽快完成电价核定工作，保证企业正常的生产经营。三代核电机组的设计寿命为60年，远高于二代机组的设计寿命，同时三代核电机组卸料的燃耗水平比二代机组高出50%以上，单位电量对应的乏燃料处理量及相关费用也要低一些。建议将三代核电首批机组乏燃料基金的征收后置10年，即由机组投入商业运行5年后改为15年后开始征收。在确保核电机组带基荷多发满发的同时，建议三代核电首批项目全部发电量都执行核定电价，暂不参与市场化电力交易。

科学把握发展节奏，促进核电行业持续平稳健康发展。核电产业链具有较强的资产专用性，产业成熟度的培育以及标准化、规模化的发展需要行业的平稳发展为前提。科学把握核电产业发展节奏，有利于核电上下游产业人、财、物各类资源的优化配置，提高我国装备制造业及工程建造的整体水平，对有效提升我国三代核电的竞争力大有裨益，并将强有力地促进我国核电产业“走出去”战略的实施。同时，建议国家按规划容量一次性核准同一厂址核电机组项目，实现批量化依次连续建设。针对三代核电首批项目厂址，建议近期尽快核准二期等后续项目，以摊薄三代核电首批项目的成本，提高依托项目整体经济性。

核电企业努力降低三代核电的投资和运维成本。能源领域技术进步日新月异，煤电通过改造实现超低排放，为自己创造出新的发展环境；风电光伏发电成本下降明显，已在发电侧逐步形成平价上网能力。核电行业必须夯实在安全高效发展基础上，加快自身进步步伐：一是积极推进优化设计和工程组织优化，在批量化中降低建造成本；二是积极研究推动核电运行成本优化；三是主动应对电力市场化改革的挑战，适应市场电价竞争的倒逼机制，加快体制机制改革，不断提升自身的竞争力。

（本文为中国核能行业协会重大问题联合研究专项课题研究成果，作者均为课题组组长、中国核能行业协会专家委员会政策研究组组长）

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出品|中国能源报（ID：cnenergy）

责编|卢奇秀

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