核电发展前景取决于安全性与经济性的平衡

　　核电在全球电力中占有重要位置。尽管七八十年代发生了两次重大核事故，部分国家核电发展增速放缓，但过去30年间，核电发电量从1986年的1.6万亿千瓦时（kwh），增长到2011年的2.6万亿千瓦时。2012年核电发电量占全球发电量比重为12%，在煤电（44%）与气电（22%）之后，与水电（15%）相当。

　　各国发展阶段不同，核电占比差异巨大。OECD（经合组织）国家中，核电占电力比重普遍在20%以上，法国电力75%来自核电，美国电力20%来自核电；印度、巴西、中国、南非、墨西哥等中等发展中国家，核电比例均不足5%。

　　造成上述结果的原因：一是长期以来，西方国家始终垄断核电高端技术，占据高新技术的战略制高点，甚至出于政治考虑设置各种门槛；二是发展中国家受人力资本、装备制造等多方面因素制约，始终在自主化、技术引进间徘徊不前，难以完全摆脱跟随者的地位；三是发展中国家发展阶段相对滞后，在发达国家迫切需要清洁能源推进工业化时，他们对清洁能源的需求并不迫切，仅将核电定位为一种补充能源。

　　未来核电是我国“两步跨越、三个任务”压力下的必然选择。能源发展可以概括为3个跨越：从木炭到煤炭，从煤炭到油气，从油气为主的化石能源到非化石能源。发达国家经过半个多世纪，已实现了从煤炭向油气的第二步跨越，利用全球廉价的油气资源支撑了本国的工业化、城镇化，其间不同阶段所暴露的生态环境问题，通过长期治理，不断得到改善。目前发达国家能源需求不断减弱，开始向非化石能源进行第三步跨越。然而，我国经历了三十多年的压缩式发展，工业化、城镇化尚未完成，已有6亿人受到雾霾的影响，出现了严峻的生态环境问题。我国尚未完成从煤炭向油气的第二步跨越，却需进行从化石能源向非化石能源第三步跨越，两步跨越同步进行。工业化、城镇化、环境治理三大任务同时并存，要求我们至2030年时，10亿吨标准煤左右的能源量需要用清洁能源来供给，这个量超过德国及法国两国的能源消费总和。两步跨越同步进行，又要求我们认真审视我们自身的资源禀赋。全球既有的能源地缘版图及高企油气价格，使我国已不再有利用全球廉价油气资源的可能，只有更多依靠国内经济、清洁、高效的能源才能够支撑我们的三大任务。上述压力下，核电必然成为我国战略必争的支柱能源之一。

　　关注“剩余风险”

　　历次核事故中的问题不断暴露、又不断解决的过程，构成核电技术安全发展的内在规律。

　　核电技术从最初关注设备、人因，直到自然灾害，构成了核电技术不断发展的主线。通过调研美、法、德、日、英等主要核电国家1960～2011年间的57起反应堆事故/事件，可将事故事件归为3个主因：工程设备缺陷、安全文化缺乏以及自然灾害。事故的成因影响呈现3个趋势：一是工程设备的稳定性、可靠性不断增强；二是规范的流程及机器逐渐取代了人的行为，人因事故不断减少；三是自然灾害正逐步成为核事故的主因。上述趋势体现在核电技术升级：切尔诺贝利电站作为第一代核电，缺乏安全壳的有效防御，事故导致大量核物质释放到环境中，损失巨大；第二代电站通过一系列改进，安全性及成熟度不断提高，如人因事故导致的三哩岛事故，由于有安全壳的屏蔽，并未对周围环境造成辐射污染，此后美国开始加强安全文化建设；福岛核电站属于上世纪70年代建设的第二代核电站，地震后反应堆实现了自动停堆，并利用柴油机驱动冷却系统工作，但随后的海啸摧毁了柴油发电系统，导致后续一系列严重事故。这类自然灾害导致的“超基准设计”事故，警示人们注重核电的“剩余风险”，增强对事故的预防和缓解能力。这就是第三代核电的基本理念，包括改革型能动系统及先进型非能动系统。

　　需要补充的是，核电的代际之分，并无严格的科学定义。只是对核电站技术发展历程和技术特点的一种笼统提法，核电技术是建立在成熟工业技术基础之上，完备的核电机型和技术本身的研发周期非常长，代际之间更多的是一种革新技术与成熟技术思路的差别，代际之间并不能在短期内实现普遍意义上的简单更替。第一代核电技术，指早期建设的原型堆核电站，目的在于验证核电在工程实施的可行性；第二代核电主要是指在早期原型堆的技术上实现商业化、标准化、系列化的成熟机组，三哩岛及切尔诺贝利事故，促进了核电技术自身的反思，通过一系列的技术改进，安全性及成熟度不断提高，成为全球商业在运核电的主力堆型；三代技术包括改革型能动系统及先进型非能动系统，目前我国在建的EPR、AP1000两种核电技术，走在全球核电技术前列，没有示范堆的经验可以借鉴，在工程建设中遇到的若干工程技术问题，尚需在建安、调试的实践中进一步成熟，在经验反馈中不断完善。

　　经济可比优势明显

　　核电的经济性，成为影响核电投资的重要因素。通过对某特定堆型进行测算，主要有以下4类影响因素：一是铀价的大幅上涨对核电成本影响非常有限。铀价如果从目前的66美元/磅升高到135美元/磅，则核燃料成本将从0.777美分/kWh上升到1.155美分/kWh，平准化发电成本上涨幅度为8.6%。二是核后处理费将逐步增加，但成本影响可承受。随着全球对乏燃料后处理的担忧及持续关注，后处理费的增加以及地质储存费的引入，会对核电成本有影响，国外理论计算的价格在0.3美分/kWh左右。尽管工程实践中成本难免有所上浮，但总体结论应是明确的：技术上可行，经济上可承受。三是安全标准提升，导致相关维护运营费用相应增加，涨幅最高一成。修理费费率上升到3%，平准化大修理费为0.826美分/KWh，平准化发电成本上升幅度为11.3%。四是资本成本（不含利息）和财务费用成为核电成本上升的重要部分，当特别引起重视。资本成本和财务费用两者占核电平准化成本的一半，其中资本成本超过总成本的1/3。核电资本成本每上升250美元/千瓦，则核电站平准化成本上升10%。同时随着核电站复杂程度增加，建造难度加大，建设时间延长，导致资本成本利息增加。综合考虑以上4因素，未来我国核电的平准化成本将在4美分/kwh-6美分/kwh之间。

　　未来核电成本上涨不可避免，但相对欧美核电成本上升情况，我国核电仍有一定经济性优势，具备较为稳定的投资回报。欧美的平准化成本在8美分/KWh－10美分/kwh之间，远高于我国高情景下的核电成本，加之全球分割天然气市场下，欧美能够获得较低的天然气价格，欧美气电与核电相比具有较好的经济性。考虑清洁能源的比价关系，核电的投资回报预期在欧美国家相对不高。受资源禀赋的限制，我国的天然气价格较高，我国未来天然气发电成本将达到10～12美分/千瓦时左右，核电的经济可比优势明显。

　　目前出台的标杆电价，改变了以往“成本加成、一机一价”的定价模式，是扭转“造价越高、电价越贵”逆向激励的第一步。所传递政策信号的意义，要远大于对投资回报率的实质影响。目前出台的0.43元/千瓦时的核电标杆电价，对于“二代加”机组，超过80%可用率，即可实现正常的投资回报。今年投运的红沿河电站以低于标杆电价，0.422元/千瓦时（含税）的价格上网，同样能够实现较好的投资回报。未来ERP、AP1000等新一代核电机组，因承担技术引进、自主创新、重大专项社会国产化任务，将区别对待，单独核定电价。

　　截至2013年11月，我国大陆地区运行核电机组共17台、1469.8万千瓦;在建核电机组28台、3057万千瓦。上述机组在2015年大部分可以实现并网发电，届时我国核电并网容量将达到4000万千瓦左右。随着“十二五”期间接近3000万千瓦机组的投入运营，各核电业主将有大量资金回笼，财务压力得到缓解，逐步影响到产业链条的各个环节，涉及材料、冶金、化工、机械、电子、仪器制造等众多行业。