【文档说明】能源金融(第2版)第十一章核电技术经济性分析课件.pptx，共(75)页，768.082 KB，由小橙橙上传

转载请保留链接：https://www.ichengzhen.cn/view-10654.html

以下为本文档部分文字说明：

能源金融主讲人：黄光晓厦门大学能源研究院第1页，共75页。第十一章核电技术经济性分析•核电发展状况第一节•核电技术经济性分析第二节•中国核电市场及技术路径分析第三节第2页，共75页。第一节核电发展状况一、核能开发与利用（一）基本概

况1、世界核电的发展历程世界上第一座实验性核电站是建于1954年的前苏联奥布宁斯克实验性石墨沸水堆核电厂，人类从此进入了和平利用核能的年代。半个多世纪以来，核电经历了20世纪50、60年代的起步阶段、20世纪60、70年代的快速发展阶

段、20世纪80年代一直到本世纪初的缓慢发展阶段以及本世纪以来的复苏阶段。（1）核电技术验证阶段（2）核电技术标准化、系列化发展阶段（3）核电技术安全性、经济性发展阶段第3页，共75页。第一节核电发展状况一、核能开发与利用（一）基本概况1、世界核电

的发展历程（1）核电技术验证阶段1942年12月，在美国芝加哥大学建成的世界第一座反应堆证明了实现可控的核裂变链式反应的科学可行性。50年代初开始，利用已有的军用核技术建造以发电为目的的反应堆，由建造实验堆阶段转入验证示范阶段。（2）

核电技术标准化、系列化发展阶段60年代到70年代，核电的安全性和经济性得到验证，相对于常规发电系统的优越性鲜明地显现出来。在核电大发展时期，同样存在激烈竞争。一些因其固有特点的限制，难于同其他机型竞争而被

淘汰，有发展空间的机型，则为提高安全性、改善经济性而不断改进，如美国通用电气公司的沸水堆BWR1、BWR2等形成了系列化的发展。美国西屋公司的212、312、412型和314、414型等。第4页，共75页。第一节核电发展状况一、核能开发与利用（一）基本概况1、世界核电的

发展历程（3）核电技术安全性、经济性发展阶段20世纪70和80年代中先后发生了三哩岛和切尔诺贝利两大核事故，特别是切尔诺贝利灾难性核事故，带来了强烈的反响，使核能的公众接受问题成了世界核电发展的重大障碍。为解决核能的公众

接受问题，90年代，世界核电界集中力量进行了安全标准、审批程序、机型改进等方面的工作，编制用户要求文件和开发更安全、更经济的先进轻水堆核电技术。2、核电技术的发展路径（1）第二代核电技术在第一代核电（Gen

I）即早期原型堆的基础上，第二代核电（GenII），即实现商业化、标准化、系列化、批量化，具有较高经济性的商用核反应堆。自60年代末至70年代广泛建造的大批单机容量在600－1400MW的核电站，以美国西屋公司Model212、Model312，Model314，Model412、Model41

4、System80等为代表，也就是目前世界正在运行的440余座核电站（2007年12月底统计数）的主力机组都属于GenII，主要堆型是压水堆、沸水堆、重水堆和石墨气冷堆等。第5页，共75页。第一节核电发展状况一、核能开发与利用（一）基本概况2、核电技术的发展路径（2）第三代核

电技术从20世纪80年代开始，国际核能界就对第三代核电（GenIII）技术开展了广泛的研究。从20世纪90年代开始，国际核能界在积极推动对第二代核电的延寿挖潜以应对二代核电机组老化问题的同时，关注的重点逐

渐转向第三代的工程建设和三代加（GenIII+）的研发，并取得了大量有价值的工程经验和研究成果。GenIII具有的技术经济特性包括：标准化设计，以利于许可审批、降低造价和缩短建造周期；简单化设计，但更加耐用，使其更易于运行并更

不易受到运行干扰的影响；更高的可利用率和更长的运行寿期——通常为60年；大幅堆芯熔融事故概率降低；环境影响将到最小；更高的燃耗深度，以减少燃料的用量和由此产生的废物数量；可燃的吸收体（“毒物”），以延长燃料寿命。第6页，共75

页。第一节核电发展状况一、核能开发与利用（一）基本概况2、核电技术的发展路径（2）第三代核电技术GenIII能够满足美国先进轻水堆用户要求文件（URD）或欧洲用户要求文件（EUR）的基本要求，在加大堆芯安全裕量、增

强严重事故预防和缓解能力、提高电厂数字化与信息化水平等方面都比GenII有明显进步。而GenIII+的堆型则大都采用了独特的技术，简化了系统，进一步提高系统的安全性和经济性。（3）第四代核电技术第四代核电（GenIV）技术

有别于原有的对核电技术或先进反应堆的概念，而是以核能系统概念出现的。GenIV最先由美国能源部的核能、科学与技术办公室提出，始见于1999年6月美国核学会夏季年会，同年11月的该学会冬季年会上，发展GenIV核能系统的设想得到进一步明确。第7页

，共75页。第一节核电发展状况一、核能开发与利用（一）基本概况2、核电技术的发展路径（3）第四代核电技术由美国、法国、日本、英国等核电发达国家组建了“第四代核能系统国际论坛（GIF）”，其目标是在2030年左右，向市场推出能够解决核能经济性、

安全性、废物处理和防止核扩散问题的GenIV核能系统。GIF认为在可持续发展和防止温室效应方面，核能能够发挥很大的作用，而相关的新一代核能系统的国际合作围绕着以下几方面进行：持久性：有利于节省自然资源（铀）以及废物量最少化；经济竞争性：目标是降低投资费用与运行费用；安全和可靠性：目标

是（如果可能）排除疏散核电厂外部人员的必要性；加强防扩散和实体保护能力。第8页，共75页。第一节核电发展状况一、核能开发与利用（一）基本概况2、核电技术的发展路径（4）行波堆（TravelingWaveReactor，TWR）

行波堆（TWR）不同于现有商业化的堆，通过对抑制堆芯燃料的分布和运行，核燃料可以从一端负级启动点燃，裂变产生的多余中子将周围不能裂变的U-238转化成Np-239，当达到一定浓度之后，形成裂变反应，同时开始焚烧在原位生成的燃料，形成行波。行波堆技术能够将贫瘠的核能原料，

在反应堆内直接转化为可使用的燃料并充分焚烧利用。目前，美国泰拉能源公司（TerraPower）开发的行波堆技术采用的是钠冷快堆设计，金属铀合金燃料，包壳与堆芯结构材料HT-9，蒸汽驱动朗肯循环发电，40～100年

电厂寿期所废弃物就保存在堆内。第9页，共75页。第一节核电发展状况一、核能开发与利用（二）技术特性1、堆型反应核反应堆是一类提供动力的“动力堆”。按其使用的核燃料、冷却剂、慢化剂类型以及中子能量的大小，可分为4种类型。（1）

轻水堆（LWR）采用普通水（轻水）为冷却剂兼慢化剂。轻水堆又分为沸水堆（BWR）和压水堆（PWR）两个类型。（2）重水堆（HWR）采用“重水”（H3O）作为冷却剂兼作慢化剂。（3）气冷堆（GCR）（4）快中子增殖堆2、发展趋势在核电市场竞争中，

一个机型能保持持续稳定的发展而不被市场竞争所淘汰，关键是能够确保安全、在经济上有竞争力。第10页，共75页。第一节核电发展状况一、核能开发与利用（二）技术特性2、发展趋势提高安全性、改善经济性，在满足确定的安全要求的条件下，争取最好的经济性。这一思路不仅对核电技术的发展产生了深

刻的影响，同时也对核电经济尤其是新系统的经济性产生深刻的影响。具体表现在以下几个方面：（1）单机容量继续向大型化方向发展（2）系统采用非能动安全系统、简化系统、减少设备来提高安全性（3）系统仪表控制系统（I&C）的数字化和施工建设的模块化（4

）发展快中子堆技术，建立闭式核燃料循环，使核电能可持续发展。第11页，共75页。第一节核电发展状况二、全球核电市场1、市场概况（1）核电装机容量根据IEA的估计，截至2012年底，全球核电总装机容量约为374GWe，运行的核反应堆

共计433座，堆型有压水堆（PWR）、沸水堆（BWR）、重水堆（PHWR）、气冷堆（Magnox&AGR）、石墨水冷堆（RBMK）和快堆（FR）。其中压水堆268座，总装机容量约为249GW；沸水堆94座，总装机容量约为85GW；重水堆40座，总装机容

量约为22GW；气冷堆23座，约为12GW；快堆4座，总装机容量约为1GW。第12页，共75页。二、全球核电市场1、市场概况（1）核电装机容量第一节核电发展状况图11-12011年全球主要核电国的装机容量比例第13页，共75页。二、全球核电市场1、市场概况（

2）核能发电量根据国际原子能机构（IAEA）提供的数据，2011年全球的核核电站总发电总量为2518TWh，约占全球总发电量的13.5%，比2010年的2630TWh降低了约4.3%。2011年全球核电站的加权平均容量因子为78.7%，低于2010年的81.0%。2

011年，核发电量在全国总发电量中的份额超过20%的国家共有13个，其中法国的核电份额最高，达到77.7%，其次为斯洛伐克和比利时，均为54%。2012年，全球的核电站总发电量为2346TWh，比2011年减少了7%，遭受了有史以来最大规模的下

滑。造成全球核电衰退的主要原因是日本福岛第一核电站于2011年3月发生的严重核事故。第一节核电发展状况第14页，共75页。二、全球核电市场2、发展趋势目前，共有13个国家正在建设63台核电机组，总装机容量为62GWe

；27个国家计划建设160台核电机组，总装机容量约为180GWe；37个国家拟建设329台核电机组，总装机容量为376GWe。第一节核电发展状况图11-21955年到2010年每年全球核电厂开建数量第15页，共75页。二、全球核电市场2、发展趋势根据IEA的最新

估计，全球核电总装机容量到2035年将达到约580GWe，发电量将从2010年的2630TWh增加至2035年的4370TWh，增长约60%，核发电量将占世界总发电量的12%。但是，这一估计考虑到全球核电发展受到福岛核事故的

影响，比2011年IEA的估计要悲观许多。第一节核电发展状况图11-32011年全球核电装机容量分布及2035年预测第16页，共75页。二、全球核电市场2、发展趋势国际原子能机构（IAEA）在其于2012年9月公布的《20

50年的能源、电力与核电估计》的年度报告中表示，预计全球核电装机容量将从2011年的370GWe增加至2030年的456～740GWe。未来全球核电装机容量仍将持续增长，主要由于中国、韩国、印度和俄罗斯大规模的核电建设。第

一节核电发展状况图11-42050年蓝图情景中电力部门CO2减排与基线情景对比情况第17页，共75页。二、全球核电市场2、发展趋势根据IEA的估计，如果要实现全球气候谈判中确立的温室气体减排目标，全球核电的装机容量在2020年至少要达到475～500GWe，而

这个范围的较高值主要是考虑到了中国最近加速发展核计划的情况。要扩张至500GWe，除了已经建成的核电机组，还需要到2016年左右开始建设另外90吉瓦（允许关闭一些较旧的机组），或者每年建设12～13GWe。2009年，总容量超过12GWe的11个大型核项目开始

建设。从中短期来看，全球核电发展的最大阻碍主要来自社会舆论中对核安全的担忧，以及由此带来的“去核化”思潮，而不是技术和资金方面的问题。从长期来看，一旦第三代核电技术发展成熟，核电的安全性和经济性有了保障，未来全球温室气体减排仍需大力依托核电发展。第一节核

电发展状况第18页，共75页。二、全球核电市场3、核电工业（1）全球核电产业及其竞争情况目前，全球核电产业链从上至下主要包括核电技术提供商、核电设备制造商、核电设备零部件制造商，共三个主要的竞争环节。核电设备零部件制造中设备锻件制造又是最重要的部分。在核电技术供应环节，目前全球出现

了三个最主要的核电技术供应联合体，包括东芝‐西屋（Toshiba‐Westhouse）、阿海珐‐三菱（Areva‐Mistubishi）和通用‐日立（GE‐Hitachi）。尽管核电技术供应商众多，技术水平相差无几，但由于经济性、安全性、需求地理分布、政治等复杂因素的影响，

目前Toshiba‐Westhouse的AP1000、KOPEC的APR1400以及中广核的CPR1000已经表现出了一定的竞争优势。在核电设备制造领域，全球有十几家主要的竞争企业，包括韩国斗山重工（DHIC）、日本东

芝（Toshiba）、日本三菱（Mistubishi）、日本日立（Hitachi）、法国阿海珐（Areva）、日本石川岛播磨重工（IHI）、日本三菱重工（MHI）、恩萨（ENSA）、安萨尔多（Ansaldo）、东方电气、上海电气、哈动力等。第一节核电发展状况第19页，共75页。二、全球核电市场

3、核电工业（1）全球核电产业及其竞争情况在核电设备零部件制造领域，核电锻件制造是整个核电设备制造领域中市场规模最大的部分，同时也是整个核电产业链中最重要的瓶颈环节，目前已经成为了限制核电建设发展速度的一个制约因素。表1

1-1全球核电产业链各环节主要竞争者第一节核电发展状况第20页，共75页。二、全球核电市场3、核电工业（2）全球核电技术路线之争决定核电技术受益者的考量因素主要包括：技术先进性、安全性、经济性和地缘政治因素。在技术先

进性方面，AP1000和APR1400属于三代核电技术，其革新性的非能动安全系统设计代表了三代核电技术的先进发展方向。在安全性方面，各种核电技术方案在设计安全性上相差无几，而应用经验就成为了重要的考量因素，因此已大量应用的二代核电技术，如CPR1000和OPR1000就具备了一定的优势。

济性可能是未来核电市场最重要的竞争因素，未来全球核电建设主要集中于中国和发展中国家，各种技术在安全性差别不大的情况下，经济性就显得尤为重要。第一节核电发展状况第21页，共75页。二、全球核电市场3、核电工业（2）全球核电技术路线之争表1

1-2全球核电技术路线及其主要技术供应商第一节核电发展状况第22页，共75页。二、全球核电市场3、核电工业（3）核电设备制造竞争核电设备制造领域竞争较充分，技术实力相差不大，自己不具备核电技术的企业大多采用了战略合作的竞争策

略。如DHIC与Toshiba‐Westhouse和KOPEC形成战略合作关系，IHI与GE‐Hitachi形成战略合作关系，东方电气、上海电气、哈动力与中广核、中核集团形成战略合作关系。在核电设备制造领域，未来DHIC的发展潜力最大，其次是中国一重和东方电气。与DHIC形成战略合

作关系的Toshiba‐Westhouse和KOPEC都是未来发展前景看好的技术供应商，而且来自本国技术供应商KOPEC的订单规模和盈利水平都高于为Toshiba‐Westhouse分包订单，近期KOPEC走出韩国

为DHIC打开了市场空间。总体来看，中国国内的核电设备制造商目前主要受益于中国核电建设的快速发展，未来可能受益于自主消化吸收核电技术出口带来新增需求。在中国国内，目前东方电气发展状况较好，但未来面临的竞争压力将加大，除了来自上海电气和哈动力的竞

争之外，中国一重开始跨越产业链发展，设备总包范围有不断拓宽的趋势。第一节核电发展状况第23页，共75页。二、全球核电市场3、核电工业（4）核电锻件制造竞争核电锻件制造是核电设备制造领域中市场规模最大的部分，同时也是整个

核电产业链中最重要的瓶颈环节，相比上游的核电设备制造环节，核电锻件制造技术壁垒更高，具有更高的话语权，盈利能力也强得多。核电锻件制造市场集中度很高，处于寡头垄断状态，全球只有3家主要的核电锻件制造商，分别是日本制

钢（JSW）、斗山重工（DHIC）和中国一重，未来两年中国的二重重装在此领域也将占有一定市场份额。而未来四五年内这一市场将不会出现新的竞争者。在核电锻件制造领域，中国一重和DHIC发展态势较好，JSW处于走下坡路的态势。三者均受益于世界核电

建设爆发增长以及行业的寡头垄断状态。其中，与核电设备制造领域相同，中国一重和DHIC还受益于他们的战略合作者未来的良好发展前景。第一节核电发展状况第24页，共75页。二、全球核电市场3、核电工业（5）核电

产业链的利润分配目前全球核电产业链相关公司中核电业务所占收入和利润的比例还都非常低，不少公司并未将核电业务单独归类，只是将其归入能源装备一类的口径之下进行统计，而在能源装备口径下占比较高的多为清洁高效火电设备、水电、风电、大型高

效石油化工装备、石油天然气等业务，核电业务占比并不高。总体而言核电产业（能源装备制造）的竞争环境和总体盈利能力优于电子、家电、通用机械等传统制造业务。在核电产业链中竞争环境排序依次为，核电锻件制造优于核电技术供应，优于核电设备制造。这一结论可以从各企业相关业务的盈利能力

中得到验证。通过息税前利润率（EBIT）比较可以发现，核电锻件业务营业利润率略高于核电技术供应业务，二者远高于核电设备制造业务。第一节核电发展状况第25页，共75页。二、全球核电市场3、核电工业（5）核电产业链的利润分配第一

节核电发展状况图11-5全球主要核电企业的核电相关业务营业利润率比较第26页，共75页。二、全球核电市场3、核电工业（5）核电产业链的利润分配用阿海珐集团（Areva）的估值作为一个判断标准。Areva的业务几乎贯穿整个核电产业链，从前端的铀燃料开采及销售

，到中游的核电技术设计、核电设备制造，再到下游的核电站运营服务，因此Areva的发展前景基本等同于全球核电产业的发展前景。因此能够超越Areva的估值水平的核电企业就意味着处于全球核电竞争的优势地位，比如表11-6中受益于中国等发展中国家市场需求（采用压水堆技术的A

P1000和ERP技术路线）的企业估值就会偏高。第一节核电发展状况第27页，共75页。二、全球核电市场3、核电工业（5）核电产业链的利润分配第一节核电发展状况图11-6全球主要核电相关公司的估值比较第28页，共75页。一、核电技术经济性分析框架1、全寿命平准化发电成本方法目前，全寿命平准

化发电成本方法（LCOE）在评估电力技术经济特性方面得到广泛承认与应用，其涉及的基本概念包括：（1）经济寿命（economiclife）经济寿命可以定义为这样一段时期，若某一机器或某一设施的使用超过该时期,其成本增大或收益减少而应予以报废或更换。核电厂的经济寿命通常不一定与

其技术寿命一致，但是经济寿命的时间总不会大于其技术寿命。目前核电厂的技术寿命为40年～60年。在这段时间内,维持核电站的运行收益大于退役,这可以由目前美国电厂纷纷申请延长寿期得到证明。但是由于货币的时间价值,在考虑贴现的情况下，20年～

30年后的收益对现值而言已经缩水很多。在经济寿命的计算上，不值得加以考虑。因此，目前核电厂的经济寿命通常被设定为30年。第二节核电技术经济性分析第29页，共75页。一、核电技术经济性分析框架1、全寿命平准化发电成本方法目前，全寿命平准化发电成本方法（LCOE）在评估电力技

术经济特性方面得到广泛承认与应用，其涉及的基本概念包括：（2）平准化发电成本（LCOE）第二节核电技术经济性分析全寿命下的平准化发电成本（LevelizedCostofElectricity，LCOE）方法是在国际上得到广泛承认与应用的电力技术经济模型，

可以对不同发电技术、不同工程项目的经济性作出客观、公允的评估，而且可以充分考虑成本估算中各类费用的时间价值。1[()()()()](1)0tTCEtItOtFtd（11-1）其中，TC为发电成本，I（t）、O（t）、F（t）和E（t）依次为第t年的建设投资、运行维护费

和净发电量，d为折现率。第30页，共75页。一、核电技术经济性分析框架1、全寿命平准化发电成本方法目前，全寿命平准化发电成本方法（LCOE）在评估电力技术经济特性方面得到广泛承认与应用，其涉及的基本概念包括：（3）内部收益率（internalrateofreturn，IRR）

第二节核电技术经济性分析如果某项投资的收益和支出费用分别为Rt和Ct，则其内部收益率r定义为使净现值为零的贴现率。这一贴现率可由下式得出：0(1)CBTttttTRCr（11-4）其中，BT和C

T分别为经济寿命起始和终止。公式（11-4）表明只有收益大于投资费用的核电项目投资在经济上才具有吸引力。最优先选择的应是收益率最高的项目。这一方法的优点在于按照投资的收益对项目排序，从而可避免使用外部规定的回收率。第31页，共75页。一、

核电技术经济性分析框架2、核电技术经济性分析框架（1）建设投资电厂的建设投资主要包括基本费用、附加费用、财务费用和业主费用四大部分。基本费用构成基础成本（basecosts），即工程、采购和建造费用（Engineering、Procumbent&Construction，EPC），它包括厂

区的建筑物和构筑物费用，核岛、常规岛、BOP设备采购费用，及工程设计、服务、技术培训、现场施工等费用。附加费用（supplementarycosts）包括不可预见费（contingency）、备品备件、保险费用，运输和运输保险等。业主费用包括了业主在项目中发生的费用，这些费用根据项目建设

承包合同的不同而有差异，并不包括在前述的三项费用中，它包括业主的基建投资和服务费用，业主费用的浮动以及业主费用的财务成本。财务费用（financialcosts）为建设期间发生的财务费用，包括浮动（escalationcosts）。第二节核电

技术经济性分析第32页，共75页。一、核电技术经济性分析框架2、核电技术经济性分析框架（1）建设投资核电厂设备和服务在投标或询价时，一般会选择一个基准日期，它可以是投标的提交日期，或是招标书中规定的一个日期，或是签订合同的日期（生

效日期）。这一价格在建造期间由于供应商以及业主劳动力和材料价格发生变化（主要是通货膨胀这一变化称为浮动（escalation））。这一浮动的计算，要使用作为投标文件一部分的价格调整公式（PAF）进行计算。因此，核电厂的建设

投资由基础价、隔夜价和建成价三部分构成。其中，基础价就是核电厂投资的基础成本，而隔夜价则常用来描述核电厂的初始投资，而建成价则是实际投资额。隔夜价（Overnightcost）指不包括工程建设期间发生的利息的初使投资费用，就好像工程在“一

夜之间”完成一样。第二节核电技术经济性分析第33页，共75页。一、核电技术经济性分析框架2、核电技术经济性分析框架（1）建设投资第二节核电技术经济性分析图11-7核电厂造价的构成示意图第34页，共75页。一、核电技术经济性分

析框架2、核电技术经济性分析框架（1）建设投资第二节核电技术经济性分析国际原子能组织（IAEA）给出了一套帐号系统，用于计算整个经济寿命周期内的核电项目经济成本（如下表）。表11-3IAEA核电厂建设投资费用账户科目第35页，共7

5页。一、核电技术经济性分析框架2、核电技术经济性分析框架（1）建设投资第二节核电技术经济性分析国际原子能组织（IAEA）给出了一套帐号系统，用于计算整个经济寿命周期内的核电项目经济成本（如下表）。表11-3IAEA核电厂建设投资费用账户科目第36页，共75页。一、核电技术经济性分析

框架2、核电技术经济性分析框架（2）燃料成本燃料成本是构成核能发电总成本的三大组成之一。它指在发电过程中与燃料相关的费用，包括核材料费用、燃料制造费用、运输费用、乏燃料中间储存费用，后处理费用（包括废物的储存和最终处

置）以及通过再循环而回收的价值，因此也被称为核燃料循环成本。核燃料循环成本对核电的成本影响巨大，从某种程度上说，决定了核电的竞争力。因为整个核燃料循环的成本，最终都是由核电通过燃料费和乏燃料后处理费的形式来承担。第二节核电技术经济性分析第37页，共75页。一、核电技术经济

性分析框架2、核电技术经济性分析框架（2）燃料成本核燃料循环成本可以分解为三个方面：①核燃料循环前段成本。包括铀矿地质勘探成本、铀矿开采和选矿成本、铀矿石加工成本、铀提取和精制成本、浓缩铀生产成本、燃料元件制造成本等，②核燃料的堆内使用（燃耗）成本。核燃料的堆内使用指核燃料装入反应

堆之后，发生裂变反应放出能量发电，核燃料逐步消耗的过程。③核燃料循环后段成本。包括乏燃料的运输成本和后处理成本。第二节核电技术经济性分析第38页，共75页。一、核电技术经济性分析框架2、核电技术经济性分析框架（2）燃料成本第二节核电技术经济性分析表11-4IAEA核电厂核燃料循环费用

账户科目第39页，共75页。一、核电技术经济性分析框架2、核电技术经济性分析框架（3）运行和维护成本运行和维护成本包括核电厂运行的所有非燃料费用项目，诸如职工人员费用、易耗运行材料（易磨损零部件）、设备修理与中间转换、外购服务

与核保险、税收、佣金费以及退役准备金和各种杂费等。此外，还包括行政支持系统的费用以及为电厂运行维护提供的流动资金等。第二节核电技术经济性分析表11-5IAEA核电厂运行与维护费用账户科目第40页，共75页。一

、核电技术经济性分析框架3、核电建设投资经济性的影响因素（1）国产化程度比较重视核电在国家能源体系中所起作用的国家，大体上都经历了从成套引进到基本完成国产化的过程。国产化包括设计、制造、建造和运行维修等各个方面。国产化对降低核电成本具有巨大潜力。国内的研究表明，根据对秦山二期

和岭澳核电站基础价分项比投资进行的分析，国产化能降低比投资25%左右。在构成基础价单位投资的11个部分中，国产化对降低工程设计服务费和设备费两部分的潜力最大。（2）容量规模效应第二节核电技术经济性分析在堆型、技术条件和外部因素基本相同时，容量较小的电厂比容量较

大的电厂具有更高的比投资，其容量规模效应通常用所谓的“规模因子”来表示。即：11212(/)tCCPP（11-5）其中，1C、2C（单位：美元/kW）分别为两个容量1P、2P（MW）的项目的比投资，t是装机容量指数因子，经验值介于0.6～0.8之间。第41

页，共75页。一、核电技术经济性分析框架3、核电建设投资经济性的影响因素（2）容量规模效应表11-6成本的容量规模效应第二节核电技术经济性分析第42页，共75页。一、核电技术经济性分析框架3、核电建设投资经济性的影响因素（3）标准化效应不同类型的反应堆采用的是不

同的设计概念和管理导则。由于不同类型反应堆所采用的设备、系统及其特性和工作原理的不同，将导致其在安全审评、执照发放、运行特性和维修要求等方面均存在很大差别。因此，若同一业主选用多种类型反应堆电站，则必将面

临由上述差异所造成的执照申请成本增加，设计、制造以及运行和维修的复杂化所造成的运行和维修成本增加。（4）系列化效应系列化效应是指建造一个标准化机组系列(多台机组)的平均比投资低于只建造一台同样机组的比投资。系列化效应的好处主

要来源于下列因素：①系列化生产使设备制造商可以根据长期需求安排工作进度，并改进质量，提高生产率。②体现在工程设计上的系列化效应是非常明显的，因为与设计、性能和标准相关的研究以及与“原型堆”相关的工作对

整个系列的多台机组只需进行一次。③从建造、运行和维修活动中获得的经验可以反馈给其他机组，系列化机组可以从某台机组的经验反馈中直接获益。④由建造经验反馈引起的施工时间的减少导致较低的建造期利息，因而能减少业主的财务费用。第二节核电技术经济性分析第43页，共75页。一

、核电技术经济性分析框架3、核电建设投资经济性的影响因素（4）系列化效应但是，对于在较长时期内进行的涉及多个厂址的核电发展计划而言，系列化效应也存在一定的限制，包括：①每个具体厂址都有其特殊的地质、地震数据，系列化设计必须适应每个厂址的特

殊条件。②因为技术是在不断发展的，因此系列化的工程必须找到一个介于下述两个矛盾的目标之间的折中道路，效应也存在一定的限制即：目标之一是保持所采用的技术在一个足够长时期内的相对稳定性，以获得系列化施工的最大效益；目标之二是将技术进步的成果、经验的反馈和

管理要求不断地反映在设计中，使每个机组都是最“新”的。③理论上系列化机组存在因某种共因使全部同类机组被迫停机的危险。某一个共因事件不可能在所有机组上同时发生；相反，标准化使在所有机组上采取某种共同活动以避免由于某种共同问题而同时影响电网的正常运行成为可能。④为了实现系列

化效应的效益最大化，长期（约10年）大型核电发展计划是较为合理的。第二节核电技术经济性分析第44页，共75页。一、核电技术经济性分析框架3、核电建设投资经济性的影响因素（5）建造工期由于核电建设需要投入巨额资金

，施工期的长短将对投资及相关的财务成本产生很大的影响，而且冗长的建造工期会使核电工程面临许多业主无法有效控制的风险，如贷款增加、材料成本和工资的逐步上升等。除了良好的管理、施工工艺和技术的改进可以大大地缩短核电厂建造工期外，缩短工

期的方法还包括设计先进的施工工艺和模块化等。在设计阶段充分考虑施工技术，将对缩短建造周期产生积极的影响。具体包括：①以提高可建造性为目的的设计改进；②改进施工方法；③模块化，标准化电厂设计的应用提供了使用模块化施工技术的可能性。第二节核电技术经济性分析第45页，共75页。二、第三代核

电技术经济性分析1、第三代核电技术特点第三代核电技术主要包括先进沸水堆（ABWR）、非能动先进压水堆（AP600）、改进式先进压水堆（System80+）和欧洲压水反应堆（EPR）等先进轻水堆（ALWR），它们满足美国先进轻水堆用户要求文件（URD）或欧洲用户要求文件（E

UR）的基本要求，在加大堆芯安全裕量、增强严重事故预防和缓解能力、提高电厂数字化与信息化水平等方面都比GenII有明显进步。第三代加（GenIII+）技术则不止限于先进轻水堆，比如球床模块堆（PBMR）和氦气透平

模块高温堆（GT-MHR）都属于先进气冷堆（AGR），但是归入GenIII+的ALWR普遍具有非能动特征，不仅属于压水堆的AP1000如此，属于沸水堆的SWR-1000、ABWR-II以及经济简化型沸水反

应堆（ESBWR）也是如此。此外，GenIII+的绝大多数堆型都采用了独特的技术，简化了系统，以提高系统的安全性和经济性。比如高温气冷堆（HTR）的燃料技术和氦气直接循环技术。在GenIII中，非能动先进压水堆AP600、先进沸水堆（ABWR）和改进式先进压水堆（System8

0+）是获得美国核能管理委员会（NRC）设计认证或最终设计批准的三种堆型；而在GenIII+中，AP1000则是唯一获得NRC设计认证证书的机型。第二节核电技术经济性分析第46页，共75页。二、第三代核电技术经济性分析2、AP1000技术经济性分析目

前，无论是从装机容量还是反应堆数量上来看，AP1000在第三代核电技术在建项目中所占比重都非常高，因此我们将AP1000作为第三代加核电技术代表，对其经济性进行分析。（1）技术特定AP1000技术的绝大部分系统、部件都是基于西屋公司在众多

运行中的核电站应用成熟的技术和部件设计，并且吸取这些电厂长期积累的运行经验及反馈意见。AP1000为单堆布置两环路机组，电功率1250MWe，设计寿命60年，主要安全系统采用非能动设计，布置在安全壳内，安全壳为双层结构，外层为预应力混凝土，内层为钢板结构。（2）平准化发电成

本目前，国际上很多的科研机构采用全寿命周期平准化发电成本方法，开发出许多不同的计算模型（包括相对简单的电厂模型、比较复杂的市场模型和混合模型）对AP1000的首座电厂（FOAK）的LCOE进行估算，参见下表。第二节核电技术经济性分析第47页，共75页。二、第三代核电技术经济

性分析2、AP1000技术经济性分析（2）平准化发电成本表11-7AP1000首座电厂的平准化发电成本估算（2003年价格）第二节核电技术经济性分析计算模型隔夜价比投资美元/kW平准化发电成本（美分/kWh）参数来源d=8

%d=10%SAICPowerChoice13654.65.1DOE和卖方ScullyCapitalReport14554.4卖方12473.64.0NEMS15555.3EIA-AEO2004芝加哥大学研究报告15005.4近期电厂模

型及其数据库12004.7第48页，共75页。二、第三代核电技术经济性分析2、AP1000技术经济性分析（3）规模效应与学习效应1）隔夜价比投资核电工程项目按单位功率计算的建设投资——比投资，也是评估核电经济性的重要指标，而这一指标也不仅仅技术路径和管理模式密切相关，而且还与复杂的市场环境

密切相关，而后者又与相关国家的政治、经济、外交等战略利益联系在一起。如果仅从技术经济的角度对工程基础价（隔夜价）比投资影响较大的是规模效应和学习效应。由于AP1000尚未实现大规模商业化运行，表11

-8列出了几种先进核电厂的隔夜价比投资评估值，这些评估值是由卖方提供的，被美国能源部（DOE）用于其“核能2010路线图”的研究中，从中可以看出不同技术及其规模效应和学习效应对核电厂经济性的影响。第二节核电技术经济性分析第49页，共75页。二、第三代核电技术经济性分析2、AP1

000技术经济性分析（3）规模效应与学习效应1）隔夜价比投资表11-8几型先进核电厂的隔夜价比投资（单位：美元/kW）第二节核电技术经济性分析堆型隔夜价其他相关信息EABWR1400～16001350MW，建造期24个月TOSHIBA—GEESBWR低于ABWR1380

MW，可利用率目标值92%，采用了简化设计FramatomeSWR1000FOAK：1150～1270NOAK：降低15%～20%未计入冷却塔成本，建造期48个月，可利用率目标值91%WestingHouseAP600FOAK：2175NOAK：1657从订单到商业运行5年Westing

HouseAP1000FOAK：1365NOAK：1040假定双机组，包括业主费和应急费第50页，共75页。二、第三代核电技术经济性分析2、AP1000技术经济性分析（3）规模效应与学习效应2）规模效应与机组容量限制核电的规模

具有两层含义，一是机组容量大小（单机容量），二是机组数量（累计容量）。在核电技术经济分析中，通常把规模效应定义为机组容量大小的经济效应；而把学习效应与机组数量相互关联。第二节核电技术经济性分析对于给定的工艺和技术，核电厂隔夜价比投资UC与机组容量大小S的关系理论上可以用下式表示

，1(/)XMNMNUCUCSS（11-6）其中，MUC和NUC分别为机组M和机组N的比投资；/MNSS为两者的单机的规模比（容量比），X为规模指数。1(/)XMNSS也可以称为关于比投资的规模因子。式2-1说明，核电厂的隔夜价比

投资随机组规模的增大而下降。第51页，共75页。二、第三代核电技术经济性分析2、AP1000技术经济性分析（3）规模效应与学习效应3）学习效应与后续电厂发电成本预测核电技术发展的经验表明，标准化机组系列的平均比

投资低于具有相同特性但分别进行设计和建设的单个机组的比投资。这里存在两个效应：一是方案效应，即同类机型的首次建设（FOAK）所涉及的方案开发附加费，它与技术方案和建设流程有关，但是与标准化系列的机组数无关且相对固定；二是学习效应

，它源于系列化、标准化制造建设过程中效率的提高和带来的成本下降。第二节核电技术经济性分析学习效应带来的成本下降可以用学习曲线来表示，对于确定的机组系列，可以用下式来描述其学习曲线，即：()(1)()UCnUCn，n=1，2，„„（11-7）其中，n为系列

中机组序号，和是决定曲线形状的基本参数，通常由经验值决定。一般情况下，将机组或电厂建造数量翻一番的比投资下降率定义为学习率LR，其表达式为：(2)11(1)()2UCnLRUCnn（

11-8）式11-8表明，学习率不仅是和的函数，还与累积建造数量有关。随着累积建造数量的增加，学习率会持续下降。当累积建造数量趋于无穷时，学习率趋于零。第52页，共75页。二、第三代核电技术经济性分析2、AP1000技术经济性

分析（3）规模效应与学习效应3）学习效应与后续电厂发电成本预测表11-9对应于核电建造不同环境下的学习率取值范围及其对后续电厂LCOE的潜在影响（单位：美分/kWh）第二节核电技术经济性分析LR建设模式单个厂址建设数量市场标准化设计管理效果NOAKn=53%分散建造，相隔一年

或一年以上容量饱和，无重复机组竞争不激烈，可以从学习效应中节省成本程度不高建造有些延迟3.5（4.4）5%少量连续建造新容量需求增长较高，重复机组较少竞争较为激烈，能从持续学习中获得成本下降有限的设计系列很少延迟3.4（4.2）10%连续建

造容量需求高增长，重复机组数量较多竞争激烈，能从持续学习中获得成本大幅下降集中设计，每一种都有足够订单，可实现学习效应工期缩短3.2（3.8）第53页，共75页。二、第三代核电技术经济性分析2、AP1000技术经济性分析（3）规模效应与学习效应3）学习效应与后续电厂发电成本预测从表11-9中可

以看出，不同的学习率对后续电厂发电成本的影响也不同，但是即使考虑最差情况下的学习率，相对于表11-8估算的第一座AP1000核电站，后续电厂的发电成本也是显著下降的。这首先应归功于后续电厂应经把FOAK中若干成本摊薄了，或者说卖方（建设方）基于销售策略的考虑，可能希望在第一个电厂就收回F

OAK的相关费用（如初始研发和设计成本等），那么第一座电厂的隔夜价就可能会上升35%左右。（4）运行成本及其对经济性的影响核电厂的运行成本主要由两部分组成，一是燃料循环成本，二是不包括燃料成本的运行与维护（O&M）成本。对于按18个月循环长度估算的首炉堆芯，在表2-1中，U.C.的研究报告把燃

料成本取为0.435美分/kWh，O&M固定成本取为每年60美元/kW，可变成本为0.21美分/kWh，在负荷因子为85%的情况下，总O&M成本为1.016美分/kWh，全部运行成本为1.451美分/kWh。显然，AP1000的运行成本如果偏离这一假设的预测值，则其发

电成本就必须做出适当的调整。第二节核电技术经济性分析第54页，共75页。三、第四代核电技术经济性分析1、第四代核电技术特点第四代核电（GenIV）技术是以核能系统概念出现的，新一代的核能系统包括反应堆及其燃料循环应满足如下要求：可持续性。促进长期有效利用核燃料及

其它资源；改善核电对环境的影响，保护公众健康和环境；尽可能减少核废物的产生，将废物量减少到最低限度，大幅度减少未来长期核废料监管的负担；经济性。低成本、短周期建设，可在不同的电力市场竞争，投资风险应与其它能源项目类似；全寿期发电成本较其它能源具有优势，通过对电站和燃料循环的简化和创

新设计达到成本目标；除发电外，还应能满足制氢等多种用途；安全性。系统应具有高度的内在安全性和可靠性并得到安全当局和公众的认可；增强的内在安全特性和坚固性，使反应堆具有足够小的堆芯损坏概率，改进事故管理并缓解事故后果，消除厂外应急的需要；防止核扩散和增强实体保护。为防止核材料

扩散提供更高的保障，通过内在的障碍和外部监督提供持续的防扩散措施；通过增强设计的坚固性防范恐怖主义袭击。第二节核电技术经济性分析第55页，共75页。三、第四代核电技术经济性分析1、第四代核电技术特点根据2002年12月GIF公布的第4代核能系统技术路线图，目前在可持续性、经济性、安全性以及防扩散

和外部侵犯能力方面最具前景的6种GenIV核能系统是三种快中子堆，即带有先进燃料循环的钠冷快堆（SFR）、铅冷快堆（LFR）和气冷快堆（GFR），和三种热中子堆，即超临界水冷堆（SCWR）、超高温气冷堆（VHTR）和熔盐堆（MSR）。其中，5种系统采取的是闭合燃料循环，

并对乏燃料中所含全部锕系元素进行整体再循环。这6种设计概念都改进了经济性，增强了安全性，使废物和防止核扩散燃料循环最小化。在所有概念中，其中技术最成熟的是钠冷快堆（SFR），美、俄、英、法、日、德、印等国建造了10MWe～1

200MWe的包括实验堆、原型堆和经济验证性堆等类型的总共18座SFR，积累了约300堆·年的运行经验。目前在役的SFR有俄罗斯的BN600快堆，法国的250MW凤凰快堆和印度的40MW快中子增殖实验堆

（FBTR）。第二节核电技术经济性分析第56页，共75页。三、第四代核电技术经济性分析1、第四代核电技术特点第二节核电技术经济性分析图11-7第四代核能系统发展概况第57页，共75页。三、第四代核电技术经济性分析

2、EMWG的经济分析模型第四代核能系统国际论坛（GIF）下属第四代核能经济模型工作组（EconomicModelingWorkingGroup，EMWG）建立了一套第四代核能系统的经济性分析框架，其目标是确立第四代核能系统6种堆型在全

寿命周期内的技术经济特性。模型设计了统一的假设，会计代码和成本估算模型，包括了4个主要模块，即建设/生产，燃料循环，发电和模块化，分考虑了研发、实验堆、商业堆等不同环节，不仅对6种堆型的建设投资、燃料成本、财务风险

、发电成本等环节进行了建模计算，同时还对施工建设中的模块化设计、堆型的规模化和标准化等问题进行了探讨。在建设期间，建造、出现突发事件和其他补充项目产生的利息是在整个电厂的经济寿命周期内均摊的，因此可以计算获得等单位能量成本（LUEC）的资本贡献率。同时，伴随着电力生

产过程的进行，会产生相应的信息，操作和维护、净化和退役的成本，就会获得非燃料成本对整体成本带来的资本贡献。第二节核电技术经济性分析第58页，共75页。三、第四代核电技术经济性分析2、EMWG的经济分析模型第二节核电技术经济性分析图11-8EMWG经济分析模型的分析流程第59页，共75

页。三、第四代核电技术经济性分析2、EMWG的经济分析模型EMWG的经济分析模型中本估算的方法包括自下而上（bottom-up）和自上而下（top-down）两种，前者适用于参照已有运行经验的同一技术路径的堆型，通过工程计划框

图和技术路线图，在会计代码体系下进行会计账目细化，最终汇总计算；后者则适于没有可供参照的类似技术路径的堆型，通过类比法，在会计代码体系下，有选择地设定科目账目，粗估项目的成本。第二节核电技术经济性分析图11-9EMWG经济分析模型框图第60页，共75页。一、中国核

电发展概况1、发展历程（1）起步阶段1984年我国第一座自己研究、设计和建造的核电站——秦山核电站破土动工，标志了中国民用核电事业的开始。上个世纪80年代中国的核电开始起步发展，但由于当时煤价处于低位，火电成本较低，核电的经济优

势并不明显。在二十世纪九十年代相继开工建设了秦山二期、岭澳一期、秦山三期和田湾一期等四个核电项目之后，中国的核电建设一度出现了停滞。“十五”规划中对核电发展的定位也仅仅是“适度发展”。（2）快速发展阶段中国核电发展从秦

山核电开始，大亚湾核电为转折，历经十年，终于进入核电快速发展阶段，新的核电项目不断开工。进入21世纪，国家对核电的发展做出新的战略调整，根据2007年公布的《核电中长期发展规划（2005～2020年）》，到2020年，我国

的核电运行装机容量将争取达到40GW，核电年发电量达到2600～2800亿kWh，估计占届时电力装机的4%左右。第三节中国核电市场及技术路径分析第61页，共75页。一、中国核电发展概况1、发展历程（2）快速

发展阶段表11-11《核电中长期发展规划（2005～2020年）》建设构想第三节中国核电市场及技术路径分析第62页，共75页。一、中国核电发展概况1、发展历程（3）调整发展阶段2011年，日本福岛核事故发生后，面对国际核电发展的新形势和国内对核安全性的疑虑，中国政府及时暂

缓了快速发展的核电计划，国务院确定了“国四条”，立即组织全面安全检查，加强正在运行核电设施的安全管理，全面审查在建核电站，并在核安全规划批准前暂停审批核电项目。随后，相关部门对中国40多座已建或在建核设施进行了为期9个多月的

全面检查。2012年10月，国务院常务会议上讨论通过《核电安全规划（2011～2020年）》和调整后的《核电中长期发展规划（2011～2020年）》，并对当前和今后一个时期的核电建设作出部署。会议强调，要“稳妥恢复”正常建设，提高准入门

槛，甚至，要求在“十二五”期间“不安排内陆核电项目”。尽管如此，这仍然意味着自2011年3月中旬日本福岛核事故以来，停摆了近20个月之后，中国的核电项目终于全面重启。第三节中国核电市场及技术路径分析第63页，共75页。一、中国核电发展概况2、市场概况截止到2011

年底，我国已有秦山一期核电站、大亚湾核电站、岭澳核电站一期、秦山二期核电站、秦山三期核电站、田湾核电站共6座核电站11台核电机组建成投产运行，装机容量为1260万千瓦，这11台核电机组以压水堆技术为主，包括3座国产的、2座从俄罗斯引进的和4座从法国引进的，还有从加拿大引进的2座重水堆，都属于第二代

核电机组或二代加改进型核电机组。在建项目27个，装机容量为共计2989万千瓦，已经获得国家批准开工建设以及筹建中的核电项目见附表1所示。合计运行和在建核电总装机容量为4249万千瓦，已经超过2007年制定的《核电中长期发展规划（2005～2020年）》中设定的4000万千瓦的目标然而，在全

球范围内比较，中国核电占比仍处于较低水平（2011年占比只有1.9%），远低于发达国家水平，也远低于世界平均的16%的水平。第三节中国核电市场及技术路径分析第64页，共75页。一、中国核电发展概况2、市场概况第三节中国核电市场及技术路径分析图11-101999～2010年中国核电

装机容量（单位：万千瓦）第65页，共75页。一、中国核电发展概况2、市场概况第三节中国核电市场及技术路径分析图11-101988～2010年中国核电站发电量（单位：百万千瓦时）第66页，共75页。一、中国核电发展概况3、发展规划2012年10月24日，国务院常务会议讨论通过了《能

源发展“十二五”规划》，《核电安全规划（2011～2020年）》和调整后的《核电中长期发展规划（2011～2020年）》。新的核电发展规划对《核电中长期发展规划（2005～2020年）》进行大幅调整。根据规划，到2015年，核电装机规模将达到39GW；到2020年的核电装机规划将提高

到86GW，占届时总装机的5%，在建规模约40GW。新的规划要求：1）稳妥恢复正常建设，合理把握建设节奏，稳步有序推进；2）科学布局项目，“十二五”时期只在沿海安排少数经过充分论证的核电项目厂址，不安排内陆核电项目；3）提高准入门槛，按照全球最高安全要求新建核电项目

，新建核电机组必须符合三代安全标准。第三节中国核电市场及技术路径分析第67页，共75页。二、中国核电技术路径选择1、技术引进历程中国核电用三十年的时间走过了“三轮引进”之路：中国核电在1980年代的第一轮发展中确立了以“引进＋国产化”为主的路线

；1990年代，又经历了以纯粹购买电容为目的第二轮引进；虽然与引进并存的自主发展走了20年，它却被进入21世纪之后的新一轮核电发展计划彻底放弃了，2002年末至2003年初所确定的新一轮核电发展路线，再一次是

依靠对外引进，而且是比前两轮引进更彻底的全盘引进。以大亚湾核电站为标志，中国核电在1980年代的第一轮发展中确立了以“引进＋国产化”为主的路线，但同时也存在着以秦山核电站(一期)为标志的自主开发。1990年代，中国经历了以纯粹购买电容

为目的(不包含技术转让内容)的第二轮引进，相继购买了加拿大的重水堆(秦山三期)和俄罗斯的压水堆(田湾)，并且继续购买了法国核电站(岭澳-大亚湾后续项目)，但同时也开工建设了自主设计的秦山二期核电站。虽然与引进并存的自

主发展走了20年，它却被进入21世纪之后的新一轮核电发展计划（“第三轮引进路线”）彻底放弃了。第三节中国核电市场及技术路径分析第68页，共75页。二、中国核电技术路径选择1、技术引进历程第三轮引进路线倡导者提出的主要理由是：国内核电站机

型“五花八门”的局面严重干扰了中国核电技术进步和国产化进程，而(自主设计的)秦山二期核电站是参考大亚湾核电站“照猫画虎”建造的，在事故预防、缓解措施以及防火设计等方面与国际上新的核安全标准还存在差距，已丧失了作为“主力机型”的条件。因此，中国核电必须“采用先进技术，

统一技术路线”，直接引进国外最先进的第三代核电站技术，走“一步跨越”的新路。2004年9月，中国第三代核电站的招标工作（浙江三门和广东阳江核电站核岛供货国际招标）正式开始，标志着第三轮引进路线开始实施。但招标谈判的时间大大超过预期。2006

年12月，招标结果终于公布，美国西屋公司的AP1000成为了最后的赢家。2007年3月，国家核电技术公司(筹)与西屋联合体在北京签署第三代核电自主化依托项目核岛采购及技术转让框架合同，在浙江三门和山东海阳(换掉了阳江)建设

四台AP1000机组。同年5月，负责引进第三代技术的国家核电技术公司（国核）正式成立。这意味着AP1000在中国核电市场的技术路线竞争中抢占了一个非常有利的地位。第三节中国核电市场及技术路径分析第69页，共75页。二、

中国核电技术路径选择2、技术路径争议但是，国内对于第三代与第二代改进型（“二代加”）的技术之争却一直是暗流涌动。对于AP1000，技术引进方国核公司一直表现非常乐观，并努力推动内陆核电站采用AP1000技术。而反对者则坚持AP10

00是未经实际验证的机型，仍大力主张重点发展二代加技术。日本福岛核事故中受影响核电站采用的是二代核电技术，最大问题就在于遇紧急情况停堆后，须启用备用电源带动冷却水循环散热。而代表第三代核电技术的AP1000由于采用了“

非能动”技术则不存在这个问题。但是，尽管国家已经明确AP1000作为今后核电站发展的主流技术的方针，国内两大核电企业（中核和中广核）以及为数众多的资深核电专家仍然努力争取在发展第三代技术的同时，继续使

用“二代加”技术。第三节中国核电市场及技术路径分析第70页，共75页。二、中国核电技术路径选择2、技术路径争议所谓“二代加”技术，源于秦山二期，中核集团旗下中国核动力研究设计院在消化吸收大亚湾核电厂M310技术和法马通公司提供的咨询设计软件，自

主开发CNP600堆型。后来到1999年，中核集团在CNP600成功经验和其它技术储备的基础上，依靠自己的力量重新设计百万千瓦级反应堆，走自主化设计路线。相对与完全引进的三代技术，中核及中广核以及众多专家在“二代加”技术上倾注了很大的成

本和精力，而就安全性来说，二代加比原来的二代也有明显的进步，而且可以避免出现中国核电技术被日本人掌控的局面（研发AP1000的西屋电气公司已经被日本东芝公司控股了）。2003年，中核重启CNP1000的研制，并于2004年底通过了专家的初步评审。但是，由于反应

堆改动过大、配套设备跟不上等，一直没有在国家核安全局取得许可证，也因此错过了发展的黄金机会。2008年以后，中核集团对CNP1000进一步改进，命名为CP1000，并于2010年4月30日通过评审。中广核目前开发的“而代加”技

术是CPR1000，当初也是委托中核集团旗下核动力研究院设计的，其依托项目岭澳电站一期2003年建成以来一直运行良好。第三节中国核电市场及技术路径分析第71页，共75页。二、中国核电技术路径选择3、国家政策规划根据《核电中长期发展规划（2005～2020年）》提出的思路，中国的核电发展指

导思想和方针是“统一技术路线，注重安全性和经济性，坚持以我为主，中外合作，通过引进国外先进技术，进行消化、吸收和再创新；实现核电站工程设计、设备制造和工程建设与运营管理的自主化，形成批量建设中国自主品牌大型先进压水堆核电站的综合能力”。《规划》要求到2020年，在引进、消化

和吸收新一代百万千瓦级压水堆核电站工程设计和设备制造技术的基础上，进行再创新，实现自主化，全面掌握先进压水堆核电技术，培育国产化能力；形成较大规模批量化建设中国品牌核电站的能力。根据2011年科技部公布的《国家“十二五”科学和技术发展规划》，其中对核电领域国家科技重大专项——大型先进压

水堆和高温气冷堆“十二五”期间的发展进行了安排。规划提出，突破先进压水堆和高温气冷堆技术，完善标准体系，搭建技术平台，提升核电产业国际竞争力。就具体建设进度，规划明确提出，要依托装机容量为1000兆瓦的先进非能动核电技术（AP1000）核电站建

设项目，全面掌握AP1000核电关键设计技术和关键设备材料制造技术，自主完成内陆厂址标准设计。完成中国的装机容量为1400兆瓦的先进非能动核电技术（CAP1400）标准体系设计并建设示范电站，2015年底具备倒送电和主控室部分投运条件。完成高温气冷堆关键技术研究，2013年前

后示范电站建成并试运行。第三节中国核电市场及技术路径分析第72页，共75页。三、中国核电电价政策目前，国内核电定价仍然处于错综复杂的状况，“一厂一价”的定价机制在操作流程上非常繁琐，也不利于市场竞争，核电定价机制亟须改革。“一厂一价”的定价机制使得核电价格不会自由地根据具体市

场情况而变化，每个核电厂都有“自己的电价”，使得各个核电厂之间没有一个竞争的环境，从而在一定程度上不利于核电的发展。国内核电定价的另外一个情况就是“事后定价”。核电定价需要经过价格主管部门批准。一般是在核电厂投运之前，由核电厂提出申请，把电价具体的数学模型，即电价计算的来龙去脉报告清

楚，然后价格主管部门组织有关专家来评审，分析电价的合理性，最后再确定具体价格。核电实行“一厂一价”制有多种客观因素。目前，所有核电项目都由国有公司控股，每个工程单独核算项目的最后总成本，加国家规定的利润率确定上网电价。所以一个地区不同时间、不同成本

的项目，上网电价是不同的。秦山地区4个核电项目就有4个不同的上网电价。比如秦山核电站，其一期、二期和三期的上网电价不同，差别率最高达到15%以上。第三节中国核电市场及技术路径分析第73页，共75页。三

、中国核电电价政策随着核电在整个中国能源发展战略中的地位的逐渐增强，核电机组进入了一个高速发展的全新阶段，在建和规划建设的核电机组数目众多，继续执行按个别成本定价，将成为一项繁琐而浩大的工程，显然已不合时宜。但是，通过对核电成本的分析可以发现，当前同期在建的核电站

在成本上仍存在较大的差异，因此，以统一的“标准成本”对核电制定和执行全国统一“标杆”上网电价的条件尚不成熟，无法实现合理成本与利润的有效监管。中短期内，核电上网电价的定价机制改革采取“分类标杆电价”模式的可能性最大，也就是按照不同技术路线标准的成本核定上网电价；长期来看，在全

国范围内，核电上网电价会按一个标准的成本水平核定，并执行统一的“标杆电价”。第三节中国核电市场及技术路径分析第74页，共75页。三、中国核电电价政策中短期来看，由于目前国内核电技术路径仍处于多种技术竞争阶段，同时正在商业运行的核电站经济寿

命仍有二十年左右。因此，对不同技术路线的核电站采取分类定价是较为可行的一条改革路径。同一技术路线的投资建设成本差异较小；运行维护成本已逐渐趋同；而乏燃料处理费和退役基金属强制成本，可以由国家相关部门制定统一征收标准和征收办法，足额计

入定价成本；核燃料成本则以核燃料市场价格和社会平均先进燃料消耗量为参考。长期来看，一旦我国核电建设进入规模化的阶段，在技术路径统一后，那么未来就有可能实现全国统一的核电上网“标杆电价”。第三节中国核电市场及

技术路径分析第75页，共75页。