吕锡民：核电成本分析

在五大发电成本要素(资本、维运、燃料、外部、系统)分析之后，我们发现核电成本与其他发电形式具有竞争力，除非是在可以直接取得低成本化石燃料的地点。在核电厂总发电成本中，燃料成本仅占很小部分，尽管核电的资本成本高过煤电，以及远高于气电。但是，核电、煤电、气电等大型电厂的系统成本比间歇性再生能源低得多。尤其是核电充分提供长期、高资本投资的奖励效益，在短期价格信号驱动的解除管制市场中，核电挑战绿色供电系统的多元性与安全性。本文评估核电的经济效益，并充分考虑退役和核废料处理成本。我们认为核电是全球大型基础建设典范，其超低成本和交付挑战不容小觑。

建造资本利息占总资本成本绝大部分，这取决于利率高低和建造期间长短。针对五年的建造期，芝加哥大学2004年的一项研究指出，在建造期间支付的利息可能高达总支出的30%。如果按7年建造期推算，此一比例将提高到40%，这说明按时完工的重要性。如果投资者在核电厂的利息费用当中增加风险溢价，则融资成本的影响将更为巨大。

各国之间的资本成本存在很大差异，特别是东亚新兴工业经济体、欧洲和北美成熟市场。这种变化有多种解释，包括：劳动成本差异;建造反应器方面的更多经验;建造多机组可产生更大的规模经济;在大型土木工程案件中，许可和项目管理程序的简化。

IEA-NEA核能路线图2015年估计，中国的平均隔夜成本(不包含融资)约为3,500美元/kWe，比欧盟的5,500美元/kWe低了三分之一以上。美国的成本比欧盟低约10%，但仍比中国和印度高30%，也比韩国高25%。在其主要情景中，估计2050年美国和欧盟的核电隔夜成本会有所下降，达到接近韩国的水平，而亚洲的成本则保持不变。据估计，在中国，如果与单个反应器相比，在一个地点建造两个相同的1,000 MWe反应器可使整厂每千瓦成本降低15%。

均化电力成本(LCOE)是任何发电厂的基础指标，意指在电厂整个生命周期内，建造和营运总成本之和除以总输出电力，通常是以每百万瓦时为单位的成本估算，它考虑资本成本的融资成本(而不仅仅是“隔夜”成本)。从平均水平(即生命周期)来看，核能发电极具经济效益，其结合安全、可靠和极低温室气体排放的优点。现有核电厂功能良好，具有高度可预测性，营运成本几乎低于所有化石燃料竞争对手，营运成本膨胀风险非常低。核电厂运行寿命可达60年，甚至有时可达更长时间。目前核电厂主要经济风险在于，间歇性再生能源的补贴及燃气发电的低成本。另外更高税率，特别是核武器税的政治风险，更使核电营运风险不断增加。

从一开始，低燃料成本就是核电厂竞争力胜过火力电厂的原因。但是，铀必须加工、浓缩并制成燃料元件，这约占总燃料成本的一半。在评估核电的经济效益时，还必须考虑放射性核废燃料的管理及最终处置津贴，但是即使包括这些费用，OECD核电厂总燃料成本通常仅为燃煤电厂的三分之一至二分之一，或燃气复合式循环电厂的四分之一至五分之一。美国核能研究所建议，燃煤电厂的燃料成本应占总成本78%，燃气电厂的燃料成本约占总成本87%，而核电厂的铀成本约占总成本14%(如果包括所有前端和终端核废料管理成本则为34%)。

铀的优点在于运输容易与高度浓缩，另外铀也是一种高密度廉价燃料。铀发电所需数量远少于煤炭或石油。一公斤天然铀能量约为一公斤煤炭的20,000倍。因此本质上，铀是一种运输非常方便且可交易的商品。就核电厂而言，核燃料价格对发电总成本贡献相对较小，因此即使燃料价格大幅上涨，影响性也相对不高。另外，全球铀矿资源丰富，可以广泛开采使用。

退役成本约为核电初始资本成本的9-15%。但是，如果进行整个生命周期折价计算，则它们仅占投资成本的百分之几，这对整体发电成本的贡献甚至更少。在美国，它们的成本约为0.1-0.2美分/千瓦时，不超过发电成本的5%。

世界核能协会(WNA)于2017年初发布《核电经济学和计划结构》。该报告指出，新建核电厂经济效益受到资本成本的严重影响，因为资本成本至少占LCOE百分之六十以上。总体资本成本的主要变量包括利息和工期。在某些国家，由于OECD新反应器建造的匮乏及新设计的引入，核电厂资本成本影响比实际情况严重，在国际能源机构(IEA)看来，该成本发展已达顶峰。在持续发展核电的国家，资本成本得到控制，就韩国而言，甚至降低。在过去15年，平均建造工期下降。一旦有新的核电厂完成，电力生产成本就降低，并且可以预期性地保持稳定。

在解除管制的电力批发市场，进行任何资本投资的经济理由一直在减少，但不少发电厂已经老化，实际市场需求因而增加。IEA指出，在世纪之交，受到批发价格不确定影响，约有三分之一电力投资流入解除管制市场，而另外三分之二则流入管制市场，后者具有一定的资本回报率。到2014年，只有10%投资直接用于解除管制市场，这促使政府关注国家能源安全，并进行紧急检讨。目前所有正在运行的核电厂都是由政府或公用事业建造，因此可以实际上确保长期收入和成本回收。若干核电厂，尤其在英国和美国，目前正处于不受管制的市场环境。

在任何由能源产生电力的系统中，为了满足电网实际需求成本，系统成本是另一个经济考虑要素。核能发电的系统成本之所以极低，是因为其具有极高的电力可调度性。间歇性再生能源因为电力输出取决于偶发的风能或太阳能，因此系统成本成为一项关键因素。如果再生能源加入供电结构，则系统成本将显着增加，并且很容易超过原先发电成本。在2019年，OECD核能机构曾就系统成本进行建模分析，结果发现系统成本在德国有明显影响。当以LCOE比较各类能源的发电成本时，系统成本常视为一项重要考虑因素。

由于核电具有适度系统成本，因此当以均化成本为衡量基础时，核能总体成本竞争力大大提高。然而，间歇性电力的加入供应，对批发市场经济影响深远，包括核电在内的基载发电机。实务上，风能和太阳能的边际营运成本可忽略不计，这意味着，当气候条件允许天然资源发电时，它们会削弱所有其他电力生产商的利益。也就是说，当再生能源发电量很高时(如欧盟30%的再生能源渗透率目标)，将会造成如核电等大型电厂容量系数的降低，电力批发市场价格因而大幅波动，以及平均批发价格水平的上升。如果间歇性再生能源渗透率进一步提高，亦即间歇性再生能源发电量很大时，则批发市场中的核电财务可行性将大幅降低。

2019年OECD核能机构的一份研究报告《脱碳成本：高额份核能和再生能源的系统成本》发现，大量间歇性再生电力的整合对OECD电力系统以及诸如此类的可调度发电机(如核电)构成重大挑战。间歇性再生能源(电网级)的系统成本很高(8-50美元/MWh)，但这取决于国家/地区、环境和技术(例如，陆上风电<海上风电<太阳光电)的差异，至于核电的系统成本则约为1-3美元/MWh。

2017年，根据《年度能源展望》模型，美国EIA发布2022年各类发电技术的LCOE如下：先进核电，9.9 c/kWh;燃气发电，5.7-10.9 c/kWh(取决于技术);以及具有90%碳捕捉的燃煤发电，12.3 c/kWh(在30%时，上升为14 c/kWh)。在不可调度的发电技术中，例如再生能源发电，LCOE的估计值有很大差异：陆上风电，5.2 c/kWh;太阳光电，6.7 c/kWh;离岸风电，14.6 c/kWh;太阳热能发电，18.4 c/kWh。

LCOE和系统成本：四个国家的比较(2014年和2012年)

上图中的LCOE成本来自Projected Costs of Generating Electricity (OECD, 2015)。系统成本来自Nuclear Energy and Renewables (NEA, 2012)。在NEA的系统成本估算中，假设陆上风电、海上风电和太阳光电的发电普及率为30%，其中包括备用成本、平衡成本、电网连接、扩展和加固成本。整个评估过程采用7%的折现率，因此相符Projected Costs of Generating Electricity (OECD, 2015)估算的电厂水平LCOE。对化石燃料的使用，2015年研究应用30美元/吨二氧化碳的碳价，并采用2013年的美元价值和汇率。

(作者为工研院能环所前研究员)