在五大發(fā)電成本要素(資本、維運(yùn)、燃料、外部、系統(tǒng))分析之后，我們發(fā)現(xiàn)核電成本與其他發(fā)電形式具有競(jìng)爭(zhēng)力，除非是在可以直接取得低成本化石燃料的地點(diǎn)。在核電廠總發(fā)電成本中，燃料成本僅占很小部分，盡管核電的資本成本高過煤電，以及遠(yuǎn)高于氣電。但是，核電、煤電、氣電等大型電廠的系統(tǒng)成本比間歇性再生能源低得多。尤其是核電充分提供長(zhǎng)期、高資本投資的獎(jiǎng)勵(lì)效益，在短期價(jià)格信號(hào)驅(qū)動(dòng)的解除管制市場(chǎng)中，核電挑戰(zhàn)綠色供電系統(tǒng)的多元性與安全性。本文評(píng)估核電的經(jīng)濟(jì)效益，并充分考慮退役和核廢料處理成本。我們認(rèn)為核電是全球大型基礎(chǔ)建設(shè)典范，其超低成本和交付挑戰(zhàn)不容小覷。

建造資本利息占總資本成本絕大部分，這取決于利率高低和建造期間長(zhǎng)短。針對(duì)五年的建造期，芝加哥大學(xué)2004年的一項(xiàng)研究指出，在建造期間支付的利息可能高達(dá)總支出的30%。如果按7年建造期推算，此一比例將提高到40%，這說明按時(shí)完工的重要性。如果投資者在核電廠的利息費(fèi)用當(dāng)中增加風(fēng)險(xiǎn)溢價(jià)，則融資成本的影響將更為巨大。

各國之間的資本成本存在很大差異，特別是東亞新興工業(yè)經(jīng)濟(jì)體、歐洲和北美成熟市場(chǎng)。這種變化有多種解釋，包括：勞動(dòng)成本差異;建造反應(yīng)器方面的更多經(jīng)驗(yàn);建造多機(jī)組可產(chǎn)生更大的規(guī)模經(jīng)濟(jì);在大型土木工程案件中，許可和項(xiàng)目管理程序的簡(jiǎn)化。

IEA-NEA核能路線圖2015年估計(jì)，中國的平均隔夜成本(不包含融資)約為3,500美元/kWe，比歐盟的5,500美元/kWe低了三分之一以上。美國的成本比歐盟低約10%，但仍比中國和印度高30%，也比韓國高25%。在其主要情景中，估計(jì)2050年美國和歐盟的核電隔夜成本會(huì)有所下降，達(dá)到接近韓國的水平，而亞洲的成本則保持不變。據(jù)估計(jì)，在中國，如果與單個(gè)反應(yīng)器相比，在一個(gè)地點(diǎn)建造兩個(gè)相同的1,000 MWe反應(yīng)器可使整廠每千瓦成本降低15%。

均化電力成本(LCOE)是任何發(fā)電廠的基礎(chǔ)指標(biāo)，意指在電廠整個(gè)生命周期內(nèi)，建造和營運(yùn)總成本之和除以總輸出電力，通常是以每百萬瓦時(shí)為單位的成本估算，它考慮資本成本的融資成本(而不僅僅是“隔夜”成本)。從平均水平(即生命周期)來看，核能發(fā)電極具經(jīng)濟(jì)效益，其結(jié)合安全、可靠和極低溫室氣體排放的優(yōu)點(diǎn)?，F(xiàn)有核電廠功能良好，具有高度可預(yù)測(cè)性，營運(yùn)成本幾乎低于所有化石燃料競(jìng)爭(zhēng)對(duì)手，營運(yùn)成本膨脹風(fēng)險(xiǎn)非常低。核電廠運(yùn)行壽命可達(dá)60年，甚至有時(shí)可達(dá)更長(zhǎng)時(shí)間。目前核電廠主要經(jīng)濟(jì)風(fēng)險(xiǎn)在于，間歇性再生能源的補(bǔ)貼及燃?xì)獍l(fā)電的低成本。另外更高稅率，特別是核武器稅的政治風(fēng)險(xiǎn)，更使核電營運(yùn)風(fēng)險(xiǎn)不斷增加。

從一開始，低燃料成本就是核電廠競(jìng)爭(zhēng)力勝過火力電廠的原因。但是，鈾必須加工、濃縮并制成燃料元件，這約占總?cè)剂铣杀镜囊话?。在評(píng)估核電的經(jīng)濟(jì)效益時(shí)，還必須考慮放射性核廢燃料的管理及最終處置津貼，但是即使包括這些費(fèi)用，OECD核電廠總?cè)剂铣杀就ǔH為燃煤電廠的三分之一至二分之一，或燃?xì)鈴?fù)合式循環(huán)電廠的四分之一至五分之一。美國核能研究所建議，燃煤電廠的燃料成本應(yīng)占總成本78%，燃?xì)怆姀S的燃料成本約占總成本87%，而核電廠的鈾成本約占總成本14%(如果包括所有前端和終端核廢料管理成本則為34%)。

鈾的優(yōu)點(diǎn)在于運(yùn)輸容易與高度濃縮，另外鈾也是一種高密度廉價(jià)燃料。鈾發(fā)電所需數(shù)量遠(yuǎn)少于煤炭或石油。一公斤天然鈾能量約為一公斤煤炭的20,000倍。因此本質(zhì)上，鈾是一種運(yùn)輸非常方便且可交易的商品。就核電廠而言，核燃料價(jià)格對(duì)發(fā)電總成本貢獻(xiàn)相對(duì)較小，因此即使燃料價(jià)格大幅上漲，影響性也相對(duì)不高。另外，全球鈾礦資源豐富，可以廣泛開采使用。

退役成本約為核電初始資本成本的9-15%。但是，如果進(jìn)行整個(gè)生命周期折價(jià)計(jì)算，則它們僅占投資成本的百分之幾，這對(duì)整體發(fā)電成本的貢獻(xiàn)甚至更少。在美國，它們的成本約為0.1-0.2美分/千瓦時(shí)，不超過發(fā)電成本的5%。

世界核能協(xié)會(huì)(WNA)于2017年初發(fā)布《核電經(jīng)濟(jì)學(xué)和計(jì)劃結(jié)構(gòu)》。該報(bào)告指出，新建核電廠經(jīng)濟(jì)效益受到資本成本的嚴(yán)重影響，因?yàn)橘Y本成本至少占LCOE百分之六十以上?？傮w資本成本的主要變量包括利息和工期。在某些國家，由于OECD新反應(yīng)器建造的匱乏及新設(shè)計(jì)的引入，核電廠資本成本影響比實(shí)際情況嚴(yán)重，在國際能源機(jī)構(gòu)(IEA)看來，該成本發(fā)展已達(dá)頂峰。在持續(xù)發(fā)展核電的國家，資本成本得到控制，就韓國而言，甚至降低。在過去15年，平均建造工期下降。一旦有新的核電廠完成，電力生產(chǎn)成本就降低，并且可以預(yù)期性地保持穩(wěn)定。

在解除管制的電力批發(fā)市場(chǎng)，進(jìn)行任何資本投資的經(jīng)濟(jì)理由一直在減少，但不少發(fā)電廠已經(jīng)老化，實(shí)際市場(chǎng)需求因而增加。IEA指出，在世紀(jì)之交，受到批發(fā)價(jià)格不確定影響，約有三分之一電力投資流入解除管制市場(chǎng)，而另外三分之二則流入管制市場(chǎng)，后者具有一定的資本回報(bào)率。到2014年，只有10%投資直接用于解除管制市場(chǎng)，這促使政府關(guān)注國家能源安全，并進(jìn)行緊急檢討。目前所有正在運(yùn)行的核電廠都是由政府或公用事業(yè)建造，因此可以實(shí)際上確保長(zhǎng)期收入和成本回收。若干核電廠，尤其在英國和美國，目前正處于不受管制的市場(chǎng)環(huán)境。

在任何由能源產(chǎn)生電力的系統(tǒng)中，為了滿足電網(wǎng)實(shí)際需求成本，系統(tǒng)成本是另一個(gè)經(jīng)濟(jì)考慮要素。核能發(fā)電的系統(tǒng)成本之所以極低，是因?yàn)槠渚哂袠O高的電力可調(diào)度性。間歇性再生能源因?yàn)殡娏敵鋈Q于偶發(fā)的風(fēng)能或太陽能，因此系統(tǒng)成本成為一項(xiàng)關(guān)鍵因素。如果再生能源加入供電結(jié)構(gòu)，則系統(tǒng)成本將顯著增加，并且很容易超過原先發(fā)電成本。在2019年，OECD核能機(jī)構(gòu)曾就系統(tǒng)成本進(jìn)行建模分析，結(jié)果發(fā)現(xiàn)系統(tǒng)成本在德國有明顯影響。當(dāng)以LCOE比較各類能源的發(fā)電成本時(shí)，系統(tǒng)成本常視為一項(xiàng)重要考慮因素。

由于核電具有適度系統(tǒng)成本，因此當(dāng)以均化成本為衡量基礎(chǔ)時(shí)，核能總體成本競(jìng)爭(zhēng)力大大提高。然而，間歇性電力的加入供應(yīng)，對(duì)批發(fā)市場(chǎng)經(jīng)濟(jì)影響深遠(yuǎn)，包括核電在內(nèi)的基載發(fā)電機(jī)。實(shí)務(wù)上，風(fēng)能和太陽能的邊際營運(yùn)成本可忽略不計(jì)，這意味著，當(dāng)氣候條件允許天然資源發(fā)電時(shí)，它們會(huì)削弱所有其他電力生產(chǎn)商的利益。也就是說，當(dāng)再生能源發(fā)電量很高時(shí)(如歐盟30%的再生能源滲透率目標(biāo))，將會(huì)造成如核電等大型電廠容量系數(shù)的降低，電力批發(fā)市場(chǎng)價(jià)格因而大幅波動(dòng)，以及平均批發(fā)價(jià)格水平的上升。如果間歇性再生能源滲透率進(jìn)一步提高，亦即間歇性再生能源發(fā)電量很大時(shí)，則批發(fā)市場(chǎng)中的核電財(cái)務(wù)可行性將大幅降低。

2019年OECD核能機(jī)構(gòu)的一份研究報(bào)告《脫碳成本：高額份核能和再生能源的系統(tǒng)成本》發(fā)現(xiàn)，大量間歇性再生電力的整合對(duì)OECD電力系統(tǒng)以及諸如此類的可調(diào)度發(fā)電機(jī)(如核電)構(gòu)成重大挑戰(zhàn)。間歇性再生能源(電網(wǎng)級(jí))的系統(tǒng)成本很高(8-50美元/MWh)，但這取決于國家/地區(qū)、環(huán)境和技術(shù)(例如，陸上風(fēng)電<海上風(fēng)電<太陽光電)的差異，至于核電的系統(tǒng)成本則約為1-3美元/MWh。

2017年，根據(jù)《年度能源展望》模型，美國EIA發(fā)布2022年各類發(fā)電技術(shù)的LCOE如下：先進(jìn)核電，9.9 c/kWh;燃?xì)獍l(fā)電，5.7-10.9 c/kWh(取決于技術(shù));以及具有90%碳捕捉的燃煤發(fā)電，12.3 c/kWh(在30%時(shí)，上升為14 c/kWh)。在不可調(diào)度的發(fā)電技術(shù)中，例如再生能源發(fā)電，LCOE的估計(jì)值有很大差異：陸上風(fēng)電，5.2 c/kWh;太陽光電，6.7 c/kWh;離岸風(fēng)電，14.6 c/kWh;太陽熱能發(fā)電，18.4 c/kWh。

LCOE和系統(tǒng)成本：四個(gè)國家的比較(2014年和2012年)

上圖中的LCOE成本來自Projected Costs of Generating Electricity (OECD, 2015)。系統(tǒng)成本來自Nuclear Energy and Renewables (NEA, 2012)。在NEA的系統(tǒng)成本估算中，假設(shè)陸上風(fēng)電、海上風(fēng)電和太陽光電的發(fā)電普及率為30%，其中包括備用成本、平衡成本、電網(wǎng)連接、擴(kuò)展和加固成本。整個(gè)評(píng)估過程采用7%的折現(xiàn)率，因此相符Projected Costs of Generating Electricity (OECD, 2015)估算的電廠水平LCOE。對(duì)化石燃料的使用，2015年研究應(yīng)用30美元/噸二氧化碳的碳價(jià)，并采用2013年的美元價(jià)值和匯率。

(作者為工研院能環(huán)所前研究員)