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　　“在確保安全的基礎上高效發展核電”，是中國核電建設的基本方針。良好的經濟性是核電實現高效發展的必然要求，也是其在電力市場中生存的必要條件。30年來的實踐表明，核電不僅是安全、清潔的能源，也是經濟的能源。但是隨著中國產業結構調整，以及電力體制改革推進，核電的經濟競爭力正面臨著挑戰。

　　關于核電的經濟性，一般從宏觀和微觀兩個視角探討。

　　宏觀角度，經濟性的評價參考主要是對社會經濟發展以及環境的影響。核能發電不會產生任何直接的二氧化碳排放量，但在核燃料循環過程中會產生間接排放，其程度取決于不同的環節和所使用的技術。研究表明，即使在排放量最高的情況下，核電的間接排放仍比化石燃料發電的直接排放低一個數量級之多。與同等規模的風電或水電總排放量相比(見表一)，核電都不失為一種真正意義上的低碳技術。

　　表一 不同發電技術溫室氣體排放比較

　　中國政府提出，到2030年二氧化碳排放量達到峰值，非化石能源在一次能源消費中的比例達到20%以上。核能發電將在其中發揮重要的、不可替代的作用。因此從宏觀角度看，核電的經濟性毋容置疑。

　　而在微觀角度，核電的經濟性表現在工程造價、發電成本和上網電價等競爭力指標上。本文重點從微觀角度就中國在運核電機組、在建核電機組的經濟性和影響經濟性的因素作簡要分析。

　　在運機組經濟性比較

　　截至2016年1月，中國在運核電機組30臺，總裝機容量2846萬千瓦，全部為二代改進型核電機組。

　　在運核電機組造價。中國在運核電機組中，8臺機組是上世紀80-90年代引進國外技術建設的，包括：大亞灣、嶺澳一期、秦山三期、田灣。其單位造價(比投資)為1658-2077美元/kW，折合人民幣為13760-17173元/kW。

　　而上世紀80年代自主設計建造的首座核電站秦山一期單位造價僅為5664元/kW。此后，在引進、消化法國M310技術基礎上自主設計建造的秦山二期、秦山二期擴建、嶺澳二期等核電機組的單位造價為10986-13426元人民幣/kW。

　　2005年以后，中國核電發展進入批量化建設階段，由于實現了二代改進型核電機組的自主設計、自主建設、自主運行，核電設備國產化比例達到80%以上，單位造價預算為12300-13400元人民幣/kW，與世界上同類核電機組相比單位造價最低。

　　在運核電機組電價如何?2013年1月1日前，中國核電上網電價按成本加利潤的辦法進行測算，由政府價格主管部門核批，實行一廠一價政策。2013年6月15日，國家發改委《關于完善核電上網電價機制有關問題的通知》規定，對新建核電機組實行標桿上網電價政策。根據當時核電社會平均成本與電力市場供需狀況，核定全國核電標桿上網電價為每千瓦時0.43元。全國核電標桿上網電價高于核電機組所在地燃煤機組標桿上網電價(含脫硫、脫硝加價)的地區，新建核電機組投產后執行當地燃煤機組標桿上網電價。全國核電標桿上網電價低于核電機組所在地燃煤機組標桿上網電價的地區，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范工程，其上網電價可在全國核電標桿電價基礎上適當提高。

　　目前，中國在運核電廠均分布于經濟發達的東部沿海地區。2014年，除遼寧省紅沿河核電機組的上網電價高于當地脫硫脫硝燃煤機組標桿上網電價外，其他核電機組的上網電價均低于當地脫硫脫硝燃煤機組標桿上網電價。與煤電相比，核電在東部沿海地區(包括部分中部地區)表現出較強的競爭力(見表二)。

　　表二 中國在運核電廠上網電價

　　2015年以來，伴隨著中國產業結構調整，煤電價格一路走低。2015年全國燃煤機組發電上網電價平均每千瓦時下調約2分錢，2016年又下調約3分錢。以廣東、浙江、福建、江蘇四省為例，除廣東省燃煤機組標桿上網電價為0.4505元/千瓦時，高于核電標桿上網電價(0.43元/千瓦時)，其他三省分別為0.4153、0.3737、0.3780元/千瓦時，均低于核電標桿上網電價。核電與煤電相比的經濟競爭優勢正在下降。

　　在建機組經濟性預期

　　日本福島事故后，中國政府明確規定，新建核電機組必須符合三代安全標準。目前，中國在建核電機組共24臺，其中三代核電機組9臺，包括：浙江三門一期(AP1000)2臺、山東海陽一期(AP1000)2臺、廣東臺山(EPR)2臺、福建福清(華龍一號)2臺和廣西防城港(華龍一號)1臺。

　　在建AP1000首批三代機組工程造價(概算)和上網電價預測

　　AP1000自主化依托項目三門一期、海陽一期，是世界首批AP1000機組。三門一期兩臺機組工程投資概算345.70億元(固定價)，總投資401億元，比投資為16040元/千瓦。海陽一期兩臺機組工程投資概算344億元，總投資400億元，比投資16000元/千瓦。

　　以30年作為經濟評價期，以工程概算為依據，國家核電技術公司專家2013年對三門一期核電站的平均上網電價預測為0.452元/千瓦時，低于當時浙江省脫硫脫硝標桿燃煤電價0.490元/千瓦時;海陽一期的平均上網電價預測為0.451元/千瓦時，低于當時山東省脫硫脫硝標桿燃煤電價0.4549元/千瓦時。2016年，浙江省、山東省標桿燃煤電價分別下降至0.4153、0.3729元/千瓦時，核電與煤電相比的經濟性優勢已不復存在。

　　首臺三門1號機組于2009年開工，原計劃2013年建成發電，目前實際建設進度比合同工期約有36個月的滯后。設計頻繁變更、設備交貨延誤、無現成經驗可循，致使建設工期延長，預計工程造價將增加20%以上，上網電價也會相應提高。可以預期，伴隨AP1000機組的批量化、標準化建設，以及國產化比例的提升，AP1000的經濟性將得到改善。但與煤電相比的經濟競爭力將面臨嚴峻挑戰。

　　在建華龍一號機組的經濟性預期

　　華龍一號是以中國30多年核電建設運營成熟經驗為基礎，汲取世界先進設計理念形成的三代核電自主創新成果。因充分依托業已成熟的核電裝備制造業體系和能力，采用經驗證的成熟技術，首臺機組設備的國產化率可以達到85%，其工程建設比投資預計較二代改進型核電機組增加20%左右。

　　AP1000的建造實踐表明，一種新機型首堆工程建設的主要難點在于：設計理念的變化引起的系統布置、施工圖紙變更;關鍵核心新設備的成功研制。與采用革新的全非能動安全理念的AP1000不同，華龍一號是漸進改進型三代核電機組，采用經過驗證的技術，其主要關鍵設備均使用基于國內已大量建造的核電設備制造技術，并在此基礎上進行了改進，不存在“卡脖子”的制造難關，這就為打破目前全球三代核電建設中普遍存在的“首堆必拖期”現象創造了有利條件。華龍一號不僅面向國內市場，也是中國核電“走出去”的主力堆型，由于與目前世界上其他三代機型相比投資成本較低，在國際市場上具有較強競爭力。

　　影響經濟性的因素分析

　　截至2015年底，世界在建核電機組64臺，其中在建的三代壓水堆核電機組至今無一臺投運。投資成本高，工程建設拖期，是目前三代核電面臨的兩大挑戰。例如，采用EPR技術的芬蘭奧爾基洛托3號機組，2005年開工，預計2018年投入運行;在法國本土建設的弗拉芒維爾機組，2007年開工，預計2017年投入運行。美國30年首批投入建設的4臺AP1000機組，也將延后18個月建成。正因AP1000、EPR高達6000-7000美元/kW的單位造價(比投資)，以及首堆(首批)工程進展不理想，使得俄羅斯在國際核電市場的競爭中屢屢勝出。目前，俄羅斯國家原子能集團公司已持有12個國家的共計36臺核電機組的訂單，這在很大程度上得益于其3000-4000美元/kW的較低的單位造價。因此，在確保安全的前提下，如何提高核電的經濟性，是中國核電在國內外市場競爭中必須面對的挑戰。

　　(一)提高核電廠自主設計、建造和運行能力

　　設計自主化，不僅能充分利用國內人力資源成本優勢，較大幅度降低設計和技術服務費用開支，更重要的是通過提高自主化能力，掌握關鍵設備設計、系統設計和工程設計的技術，掌握核心技術，從而掌握采購的主動權，自主處理在設備制造、工程建設中發生的變化和問題，有效降低工程造價。

　　設備制造投資，約占核電工程總投資的50%。設備國產化，對降低工程造價有更直接的效果。特別是對少數只有一個國家、一家企業生產的具有壟斷性的設備，更應加大自主研發力度，盡快打破壟斷，獲取采購定價的話語權。

　　(二)妥善選擇、合理利用廠址

　　廠址是稀缺資源。核電廠址除要滿足核電安全運行要求外，還要關注其對經濟性的影響。廠址條件，如地震地質、工程地質，水源遠近、水資源充足程度、大件運輸條件，大氣擴散條件等，都會對工程造價產生影響，在核電廠設計建造中要采取相應措施，妥善處理。

　　如果廠址條件許可，并考慮電網布局，充分利用廠址資源，一址多機,同一機型,一次規劃,連續施工，可節省工程前期費用以及公用設施、試驗、工程管理和施工費用。同一廠址建2臺百萬千瓦機組比只建1臺單位造價降低約15%。

　　(三)選擇成熟的核電機型

　　核電機型越成熟，建設過程中需要研究驗證的費用越小，遇到未曾發現和經歷的問題越少，發生差錯、事故、變更的事件越少，因而需要付出的不可預見費用越少，必然會節省投資。同時，成熟的機型，一般運行可靠性好，能保持持續穩定運行，確保機組投運后的經濟性。

　　通過設計與設備的標準化、系列化，可節省研制、開發費用，便于工廠優化加工程序，降低設備的制造成本，簡化安全審批手續，有利于積累經驗和推廣應用，從而縮短建設工期，降低造價。

　　(四)提升核電建設工程管理的科學性、合理性

　　核電建設中的工程管理，包括質量控制、進度控制、投資控制以及合同管理等。工程管理的科學性和合理性的水平高低，對工程造價有重大影響。

　　加強工程管理的三大控制和嚴格的合同管理，是在施工中減少、避免差錯和工期延長的重要措施。要按合理進度施工，既不要放松要求推遲工期，也不要為保形象而搶進度、趕工期，造成質量、安全隱患，釀成更大的經濟損失。

　　(五)提高核電運行管理水平

　　上網電量多少，對發電成本的影響最大。因此，提高負荷因子是降低發電成本和上網電價最重要的途徑。當負荷因子由75%提高到90%時，上網電價可下降10%左右。

　　改進核燃料管理，延長換料周期，縮短換料時間;加強設備狀態診斷，延長大修周期，縮短大修工期;延長電廠運行壽命，由40年延長到60年等，都可有效地降低生產成本，提高經濟效益。

　　在電網調度中，配套抽水蓄能等調峰手段，盡量使核電廠帶基本負荷，也可有效降低發電成本。

　　(六)增強核燃料循環保障能力

　　核燃料循環的費用大體上占核電總成本的20%-30%，而煤電和天然氣發電的燃料費用則分別占發電總成本的40%-60%和70%-80%。相比之下，核燃料循環費用占發電總成本的份額很低，這意味著，核燃料循環費用的波動對核電總成本的影響較小。

　　在核燃料循環各環節中，天然鈾價格對核電成本影響最大。為了規避天然鈾價格波動對核電經濟性的影響，應進一步加強對海外鈾資源的勘查開發，提高供給能力，并完善國家和企業天然鈾儲備體系建設。

　　乏燃料后處理和廢物最終處置費用對于其他發電技術屬于外部費用，對于核電而言則屬于內部費用。根據國際通行的做法，中國已采取設立核電站乏燃料處理處置基金的辦法來解決乏燃料處理處置所需要的費用。

　　(七)推進碳排放權交易

　　按傳統經濟學的計算方法，各種能源電力生產成本，只包括內部成本，未包括在能源生產利用過程中對環境、生態破壞的外部成本。而核電產業鏈的外部成本絕大部份已內部化了。從科學、公平的角度評價各種能源的經濟性，應該進行能源價格機制的改革，外部成本內部化，讓核電等清潔能源固有的優勢在經濟競爭中釋放出來。目前，中國已在7個省市開展了碳排放權交易試點，不僅全部實現了上線交易，而且碳價也比較穩定。按照規劃，全國碳市場將在2017年啟動。隨著全國碳排放權交易市場的形成，必將進一步增強核電的經濟競爭力。