中国核电经济竞争力遇挑战

“在确保安全的基础上高效发展核电”，是中国核电建设的基本方针。良好的经济性是核电实现高效发展的必然要求，也是其在电力市场中生存的必要条件。30年来的实践表明，核电不仅是安全、清洁的能源，也是经济的能源。但是随着中国产业结构调整，以及电力体制改革推进，核电的经济竞争力正面临着挑战。

关于核电的经济性，一般从宏观和微观两个视角探讨。

宏观角度，经济性的评价参考主要是对社会经济发展以及环境的影响。核能发电不会产生任何直接的二氧化碳排放量，但在核燃料循环过程中会产生间接排放，其程度取决于不同的环节和所使用的技术。研究表明，即使在排放量最高的情况下，核电的间接排放仍比化石燃料发电的直接排放低一个数量级之多。与同等规模的风电或水电总排放量相比(见表一)，核电都不失为一种真正意义上的低碳技术。

表一 不同发电技术温室气体排放比较

中国政府提出，到2030年二氧化碳排放量达到峰值，非化石能源在一次能源消费中的比例达到20%以上。核能发电将在其中发挥重要的、不可替代的作用。因此从宏观角度看，核电的经济性毋容置疑。

而在微观角度，核电的经济性表现在工程造价、发电成本和上网电价等竞争力指标上。本文重点从微观角度就中国在运核电机组、在建核电机组的经济性和影响经济性的因素作简要分析。

在运机组经济性比较

截至2016年1月，中国在运核电机组30台，总装机容量2846万千瓦，全部为二代改进型核电机组。

在运核电机组造价。中国在运核电机组中，8台机组是上世纪80-90年代引进国外技术建设的，包括：大亚湾、岭澳一期、秦山三期、田湾。其单位造价(比投资)为1658-2077美元/kW，折合人民币为13760-17173元/kW。

而上世纪80年代自主设计建造的首座核电站秦山一期单位造价仅为5664元/kW。此后，在引进、消化法国M310技术基础上自主设计建造的秦山二期、秦山二期扩建、岭澳二期等核电机组的单位造价为10986-13426元人民币/kW。

2005年以后，中国核电发展进入批量化建设阶段，由于实现了二代改进型核电机组的自主设计、自主建设、自主运行，核电设备国产化比例达到80%以上，单位造价预算为12300-13400元人民币/kW，与世界上同类核电机组相比单位造价最低。

在运核电机组电价如何?2013年1月1日前，中国核电上网电价按成本加利润的办法进行测算，由政府价格主管部门核批，实行一厂一价政策。2013年6月15日，国家发改委《关于完善核电上网电价机制有关问题的通知》规定，对新建核电机组实行标杆上网电价政策。根据当时核电社会平均成本与电力市场供需状况，核定全国核电标杆上网电价为每千瓦时0.43元。全国核电标杆上网电价高于核电机组所在地燃煤机组标杆上网电价(含脱硫、脱硝加价)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。全国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，其上网电价可在全国核电标杆电价基础上适当提高。

目前，中国在运核电厂均分布于经济发达的东部沿海地区。2014年，除辽宁省红沿河核电机组的上网电价高于当地脱硫脱硝燃煤机组标杆上网电价外，其他核电机组的上网电价均低于当地脱硫脱硝燃煤机组标杆上网电价。与煤电相比，核电在东部沿海地区(包括部分中部地区)表现出较强的竞争力(见表二)。

表二 中国在运核电厂上网电价

2015年以来，伴随着中国产业结构调整，煤电价格一路走低。2015年全国燃煤机组发电上网电价平均每千瓦时下调约2分钱，2016年又下调约3分钱。以广东、浙江、福建、江苏四省为例，除广东省燃煤机组标杆上网电价为0.4505元/千瓦时，高于核电标杆上网电价(0.43元/千瓦时)，其他三省分别为0.4153、0.3737、0.3780元/千瓦时，均低于核电标杆上网电价。核电与煤电相比的经济竞争优势正在下降。

在建机组经济性预期

日本福岛事故后，中国政府明确规定，新建核电机组必须符合三代安全标准。目前，中国在建核电机组共24台，其中三代核电机组9台，包括：浙江三门一期(AP1000)2台、山东海阳一期(AP1000)2台、广东台山(EPR)2台、福建福清(华龙一号)2台和广西防城港(华龙一号)1台。

在建AP1000首批三代机组工程造价(概算)和上网电价预测

AP1000自主化依托项目三门一期、海阳一期，是世界首批AP1000机组。三门一期两台机组工程投资概算345.70亿元(固定价)，总投资401亿元，比投资为16040元/千瓦。海阳一期两台机组工程投资概算344亿元，总投资400亿元，比投资16000元/千瓦。

以30年作为经济评价期，以工程概算为依据，国家核电技术公司专家2013年对三门一期核电站的平均上网电价预测为0.452元/千瓦时，低于当时浙江省脱硫脱硝标杆燃煤电价0.490元/千瓦时;海阳一期的平均上网电价预测为0.451元/千瓦时，低于当时山东省脱硫脱硝标杆燃煤电价0.4549元/千瓦时。2016年，浙江省、山东省标杆燃煤电价分别下降至0.4153、0.3729元/千瓦时，核电与煤电相比的经济性优势已不复存在。

首台三门1号机组于2009年开工，原计划2013年建成发电，目前实际建设进度比合同工期约有36个月的滞后。设计频繁变更、设备交货延误、无现成经验可循，致使建设工期延长，预计工程造价将增加20%以上，上网电价也会相应提高。可以预期，伴随AP1000机组的批量化、标准化建设，以及国产化比例的提升，AP1000的经济性将得到改善。但与煤电相比的经济竞争力将面临严峻挑战。

在建华龙一号机组的经济性预期

华龙一号是以中国30多年核电建设运营成熟经验为基础，汲取世界先进设计理念形成的三代核电自主创新成果。因充分依托业已成熟的核电装备制造业体系和能力，采用经验证的成熟技术，首台机组设备的国产化率可以达到85%，其工程建设比投资预计较二代改进型核电机组增加20%左右。

AP1000的建造实践表明，一种新机型首堆工程建设的主要难点在于：设计理念的变化引起的系统布置、施工图纸变更;关键核心新设备的成功研制。与采用革新的全非能动安全理念的AP1000不同，华龙一号是渐进改进型三代核电机组，采用经过验证的技术，其主要关键设备均使用基于国内已大量建造的核电设备制造技术，并在此基础上进行了改进，不存在“卡脖子”的制造难关，这就为打破目前全球三代核电建设中普遍存在的“首堆必拖期”现象创造了有利条件。华龙一号不仅面向国内市场，也是中国核电“走出去”的主力堆型，由于与目前世界上其他三代机型相比投资成本较低，在国际市场上具有较强竞争力。

影响经济性的因素分析

截至2015年底，世界在建核电机组64台，其中在建的三代压水堆核电机组至今无一台投运。投资成本高，工程建设拖期，是目前三代核电面临的两大挑战。例如，采用EPR技术的芬兰奥尔基洛托3号机组，2005年开工，预计2018年投入运行;在法国本土建设的弗拉芒维尔机组，2007年开工，预计2017年投入运行。美国30年首批投入建设的4台AP1000机组，也将延后18个月建成。正因AP1000、EPR高达6000-7000美元/kW的单位造价(比投资)，以及首堆(首批)工程进展不理想，使得俄罗斯在国际核电市场的竞争中屡屡胜出。目前，俄罗斯国家原子能集团公司已持有12个国家的共计36台核电机组的订单，这在很大程度上得益于其3000-4000美元/kW的较低的单位造价。因此，在确保安全的前提下，如何提高核电的经济性，是中国核电在国内外市场竞争中必须面对的挑战。

(一)提高核电厂自主设计、建造和运行能力

设计自主化，不仅能充分利用国内人力资源成本优势，较大幅度降低设计和技术服务费用开支，更重要的是通过提高自主化能力，掌握关键设备设计、系统设计和工程设计的技术，掌握核心技术，从而掌握采购的主动权，自主处理在设备制造、工程建设中发生的变化和问题，有效降低工程造价。

设备制造投资，约占核电工程总投资的50%。设备国产化，对降低工程造价有更直接的效果。特别是对少数只有一个国家、一家企业生产的具有垄断性的设备，更应加大自主研发力度，尽快打破垄断，获取采购定价的话语权。

(二)妥善选择、合理利用厂址

厂址是稀缺资源。核电厂址除要满足核电安全运行要求外，还要关注其对经济性的影响。厂址条件，如地震地质、工程地质，水源远近、水资源充足程度、大件运输条件，大气扩散条件等，都会对工程造价产生影响，在核电厂设计建造中要采取相应措施，妥善处理。

如果厂址条件许可，并考虑电网布局，充分利用厂址资源，一址多机,同一机型,一次规划,连续施工，可节省工程前期费用以及公用设施、试验、工程管理和施工费用。同一厂址建2台百万千瓦机组比只建1台单位造价降低约15%。

(三)选择成熟的核电机型

核电机型越成熟，建设过程中需要研究验证的费用越小，遇到未曾发现和经历的问题越少，发生差错、事故、变更的事件越少，因而需要付出的不可预见费用越少，必然会节省投资。同时，成熟的机型，一般运行可靠性好，能保持持续稳定运行，确保机组投运后的经济性。

通过设计与设备的标准化、系列化，可节省研制、开发费用，便于工厂优化加工程序，降低设备的制造成本，简化安全审批手续，有利于积累经验和推广应用，从而缩短建设工期，降低造价。

(四)提升核电建设工程管理的科学性、合理性

核电建设中的工程管理，包括质量控制、进度控制、投资控制以及合同管理等。工程管理的科学性和合理性的水平高低，对工程造价有重大影响。

加强工程管理的三大控制和严格的合同管理，是在施工中减少、避免差错和工期延长的重要措施。要按合理进度施工，既不要放松要求推迟工期，也不要为保形象而抢进度、赶工期，造成质量、安全隐患，酿成更大的经济损失。

(五)提高核电运行管理水平

上网电量多少，对发电成本的影响最大。因此，提高负荷因子是降低发电成本和上网电价最重要的途径。当负荷因子由75%提高到90%时，上网电价可下降10%左右。

改进核燃料管理，延长换料周期，缩短换料时间;加强设备状态诊断，延长大修周期，缩短大修工期;延长电厂运行寿命，由40年延长到60年等，都可有效地降低生产成本，提高经济效益。

在电网调度中，配套抽水蓄能等调峰手段，尽量使核电厂带基本负荷，也可有效降低发电成本。

(六)增强核燃料循环保障能力

核燃料循环的费用大体上占核电总成本的20%-30%，而煤电和天然气发电的燃料费用则分别占发电总成本的40%-60%和70%-80%。相比之下，核燃料循环费用占发电总成本的份额很低，这意味着，核燃料循环费用的波动对核电总成本的影响较小。

在核燃料循环各环节中，天然铀价格对核电成本影响最大。为了规避天然铀价格波动对核电经济性的影响，应进一步加强对海外铀资源的勘查开发，提高供给能力，并完善国家和企业天然铀储备体系建设。

乏燃料后处理和废物最终处置费用对于其他发电技术属于外部费用，对于核电而言则属于内部费用。根据国际通行的做法，中国已采取设立核电站乏燃料处理处置基金的办法来解决乏燃料处理处置所需要的费用。

(七)推进碳排放权交易

按传统经济学的计算方法，各种能源电力生产成本，只包括内部成本，未包括在能源生产利用过程中对环境、生态破坏的外部成本。而核电产业链的外部成本绝大部份已内部化了。从科学、公平的角度评价各种能源的经济性，应该进行能源价格机制的改革，外部成本内部化，让核电等清洁能源固有的优势在经济竞争中释放出来。目前，中国已在7个省市开展了碳排放权交易试点，不仅全部实现了上线交易，而且碳价也比较稳定。按照规划，全国碳市场将在2017年启动。随着全国碳排放权交易市场的形成，必将进一步增强核电的经济竞争力。