三代核电已成为我国核电建设的主力，但是工期长、投入大、经济性问题也让人们对未来三代核电技术的市场竞争力颇为担心。成本价0.5元/度，官方指导价最高只有0.43元/度，看似赔本的买卖如何让核电企业不感到压力山大？
4月1日，国家能源局发布《关于三代核电首批项目试行上网电价的通知》（以下简称《通知》）《通知》明确广东台山一期核电项目试行价格按照每千瓦时0.4350元执行；浙江三门一期核电项目试行价格按照每千瓦时0.4203元执行；山东海阳一期核电项目试行价格按照每千瓦时0.4151元执行。试行价格从项目投产之日起至2021年底止。
巧合的是，在今天由中国核能行业协会主办的中国核能可持续发展论坛——2019春季国际高峰会议上，中国核能行业协会专家委员会政策研究组组长、中国国际工程咨询有限公司原副总经理黄峰却道出了三代核电技术的发电成本在0.5元/度的真实现状。
核电参考火电电价并不合理
面对三代核电的市场竞争力受到质疑，黄峰一针见血地说：“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。”分析其中原因，黄峰指出：“不同地区煤电上网标杆电价是依据当地煤炭价格制定的，煤电的燃料成本占发电成本比重较大。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，核电电价政策与所在省区的煤电上网标杆电价挂钩有明显不合理的成分。同时，现行核电电价政策未考虑市场化因素，一些省区核电部分竞价上网电量电价与成本倒挂。”
国际能源网记者了解到，以火电标杆电价来确定第三代核电的电价水平让不少核电企业感到压力山大，根据国家的最高指导价格，每度电差不多要赔上0.07元。业内一位核电行业的工作人员表示，核电企业也要面临国务院国资委的业绩考核，如此落差，逼得核电企业不得不想尽一切办法开源节流。
三代核电成本高事出有因
之所以第三代核电技术发电成本难降低实际上与很多因素有关。为了满足更高的安全标准和60年设计寿命的要求，三代核电采用了更高性能的设备、材料和更高安全水平的系统设计；加上技术引进费用、研发费用和装备制造投入，三代核电首批依托项目单位造价明显高于二代核电。另外，三代核电AP1000依托项目和EPR项目都是全球首堆，设计设备验证周期长；同时设计变更、工期延误，导致工程费用大幅增加，造价超概算严重。按现行的核电电价条件测算，首批AP1000及EPR项目的上网电价均在0.50元/kW·h左右。
此外，核电利用小时数、示范项目未能批量生产等原因也是导致三代核电度电成本高的重要原因。黄峰指出：“在核电发电成本构成中，固定成本较高，同时核电成本构成中还包含了提前提取的乏燃料处理处置和核电站退役费用，所以核电的经济性只有在较高的利用小时数下才能得到充分体现。从法国核电发展经验看，核电带电网基础负荷，利于实现电力生产综合成本最低化。”
规模化发展是正途
三代核电技术作为低碳、安全、稳定、经济的本地化非化石能源，可有效替代一部分煤电的发电电量，发挥大规模减排作用，提高我国能源供给安全。规模化发展核电，无论对于降低核电成本还是提高清洁能源消费占比都大有裨益。
按照我国核电发电量平均占比接近目前全球核电发电量平均占比10%测算，考虑到我国核电装备国产化制造能力完全可以满足核电发展需要，预计2035年前后我国核电装机规模可达1.5亿千瓦左右，核电在我国清洁低碳能源构成中的比重进一步提高。
核电经济性问题必须引起重视。黄峰认为，实现低成本运行，让三代核电技术有市场竞争力需要做到以下四点：一是确保三代核电机组带基荷满发运行，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，确保核电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；
二是完善三代核电电价形成机制。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；
三是科学把握发展节奏，促进核电行业持续平稳健康发展。建议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。
四是核电企业要通过自身优化改进、管理提升、机制创新，努力降低三代核电的投资和运维成本。核电行业要制定主动适应电力市场化改革的有关措施，通过优化设计，优化工程建设管理模式，提高国产化率，标准化建设及专业化运维，数字技术与AI技术应用等多种方式提升三代核电市场竞争力。
