1）核电工程造价

核电工程造价反映到核电成本包括折旧摊销成本和财务费用，折旧成本即固定资产价值在规定的使用年限内逐渐回收而计取的费用，摊销成本即建设投资不能形成固定资产的部分在规定的使用年限内逐渐回收而计取的费用，折旧摊销费用由实际固定资产价值和折旧年限决定。财务费用是指在核电站建设期或者生产经营期间发生的长期贷款及流动资金贷款的利息支出及其融资费用，除了受借款总额、还贷期的影响外，还受整个市场的利率水平、融资难度的影响。由于核电站具有技术难度大、安全要求高、建设周期长等特点，使得核电站的建设投资十分巨大，单位投资造价极高，反映到折旧摊销成本高昂，并且建设期需要大量融资，产生的财务成本也十分巨大。

折旧摊销成本是核电占比最大的成本部分。由于我国目前在运核电站大部分还在折旧摊销期内，折旧摊销成本通常占核电发电成本的比例高达30％左右。我国目前的市场条件下，财务成本约占整个核电发电成本的15％左右。工程造价对核电发电成本的影响很大，而影响工程造价的因素主要包括：

（A）技术选择

选择相对成熟、运行可靠的机型，能够减少建设过程中的验证、变更，减少预备费用，并且成熟机型运行可靠性高，可以确保投产后的经济性。

（B）自主化、批量化程度

设计自主化可以充分利用国内人力资源成本优势，较大幅度地降低设计和技术服务费用的开支，通过自主化设计掌握采购主动权，降低工程造价；通过制造自主化，形成良性竞争，可以打破设备垄断，增加议价能力，降低设备的采购成本。同时，自主化也是摆脱我国技术装备受国外掣肘，形成自有品牌的必由之路。

通过设计与设备的标准化、系列化、批量化，可节省研制、开发费用，便于工厂优化加工程序，降低设备制造成本，简化安全审批手续，从而缩短建设工期，降低造价。批量化建设还可以分摊首台套的研发和制造费用，降低首台套造价高的风险。

（C）工程管理

选择合理的工程承包方式是降低工程造价的重要途径。如AP1000依托项目没有实现核电站的工程总承包（EPC）方式，核岛部分由国核工程公司总承包，其他部分采用业主负责制，增加了业主的核岛管理费用。红沿河采取的“小业主、专业化”模式，减少了管理环节和管理成本，和AP1000依托项目相比，减少管理费用约15亿元［3］。

优化工程管控模式，提高三大控制水平，可以控制投资规模、降低施工费用。严格合同管理、信息管理等可以降低核电项目建设和调试过程中的费用，从而降低建设成本。业主单位内部强化自身能力建设，完善管理流程，建立权责利相统一的管控模式，明确各部门权责，加强协作沟通，可以进一步降低管理费用。

D）建设周期

建设周期主要指核电站的机组从第一罐混凝土浇筑日期（FCD）到正式商业运行日的时间，主要影响建设期财务费用，资本化后形成固定资产。工期越长，财务费用越高，工程造价越高。根据美国芝加哥大学的数据分析，按照5年的建设周期计算，财务费用占总成本的30％；7年的建设周期，财务费用上升至总成本的40％。在我国现行利率水平下，按照2台125万kW的机组计算，建成价400亿元，其中贷款320亿元，贷款年利率4.9％，延期一年，财务费用增加16亿元。

E）融资方式

长期以来，核电项目的融资、建设和运营都是由政府或者三家具有核电运营资质的国有企业负责，投资方单一，融资形式主要是银团贷款。这种单一投资方和融资形式导致融资效率低下，财务费用高。创新投融资模式，引入多元化股东，设计方、建设方、设备制造方、运营商等按适度比例组成，责任、风险共担，利润共享，并且核电公司也可通过参股、控股、并购等形式参与到核电设计、核电设备制造、工程建设等领域，通过延伸产业链的形式把企业间的交易成本内部化，降低利益相关方之间的交易成本，增强信息透明度，提高核电项目的投融资效率，进而降低核电的工程费用和财务费用。加强和银行、保险、基金、信托等金融机构合作，依托多层次资本市场体系，引入股权融资、混合性投资等权益性资金，拓宽融资渠道，最终实现本外币结构稳健、长短期结构稳健、融资成本最小化。

2）核燃料循环成本

核燃料循环成本包括燃料循环前端和后端。前端包括天然铀采购、转换、同位素分离浓缩、组件加工费用（制造燃料、包壳管、定位格架、控制棒等）。后端包括乏燃料临时储存、运输、后处理、放射性废物处理处置以及回收铀和金属钚等。核燃料单价受燃料循环前端各因素价格影响。由于燃料成本占整个核电发电成本的比例较小，核燃料循环的前段各流程对核电发电成本的比例更小。有研究指出，“浓缩”过程价格每提高5％，单位发电成本相应提高约0.3％；天然铀购置价格每提高5％，单位发电成本相应提高约0.2％，在浓缩、转换、组件制造价格不变的情况下，天然铀的价格翻番，单位发电成本仅提高约4％。相比于煤、油、气等发电形式，核电燃料成本较低，图3—5为核电、燃气发电和燃煤发电的运维成本和燃料成本构成比例的区别。从图中可见，燃煤发电和燃气发电中的燃料成本相对运维成本来说占比较高，而核电的运维成本相对燃料成本来说占比较高，占比66％，燃料成本占比34％。在燃料成本中，天然铀成本最高，占燃料成本的41％。

图3-5　核能、煤炭和天然气发电的运营成本构成(www.daowen.com)

如图3—6所示，天然铀的市场价格自20世纪80年代至21世纪初走势一直较为平稳，2006—2008年出现大幅上扬后又快速回落至40美元/磅，2010年快速反弹后至2011年福岛核事故发生又逐步回落。目前维持在20美元磅。如图3—7所示，转换价格变动较大，2000—2001年跌到2美元/kgU后触底反弹，快速回升到2007年12美元/kgU后逐步降落，2010—2011年之间直线上涨，福岛核事故后又断崖式下跌，历经几个起伏后，目前在9美元/kgU左右。如图3—8所示，分离功价格走势较单一，福岛核事故前缓慢上升，之后一直在缓慢下降，目前分离功市场价格在40美元/SWU。

图3-6　近30年天然铀采购价格走势

图3-7　近20年天然铀转换价格走势

燃料循环后端分“一次通过式循环”和“闭式循环”，根据处理方式的不同，成本不一样。“一次通过式循环”是指燃料通过反应堆后不进行回收处理，直接进行地质储存；“闭式循环”指燃料通过压水堆后进行后处理，分离出铀和超铀，再进入快堆等循环利用，也可以制成钚铀氧化物混合燃料（MOX）燃料用于热中子堆核电机组使用。“一次通过式循环”在短期来看，比“闭式循环”具有更好的经济性，但是“一次通过式循环”不符合代际公平原则，未经处理的乏燃料放射性毒性大（99％的回收率条件下，闭式循环嬗变策略可以达到超铀减少170倍，高放废物减少1100倍，放射性减少100倍）、需要大面积的地址处理库、对铀资源利用率低（热堆闭式循环铀资源利用率能提高约30％，快堆闭式循环铀资源利用率可提高50～60倍）。

图3-8　近20年分离功价格走势

（数据来源：The Ux Consulting Company，http：//www.uxc.com/）

不同国家根据各自国情选择适合自己的核燃料循环策略。美国、加拿大和西班牙等国家采用“一次通过式循环”的策略，而法国、英国、俄罗斯、印度和日本等国家则采取“闭式循环”燃料后处理策略。我国核能发展战略为三步走战略“压水堆—快堆—聚变堆”，决定了我国燃料循环必须走“闭式循环”路线，提高铀资源利用率的同时实现废物最小化。目前，由于后处理技术发展相对滞后，乏燃料暂时储存于各核电站乏燃料水池，等建设具有一定处理能力的商用乏燃料后处理大厂后，再实现循环利用，支持我国核能的可持续发展。

对于乏燃料处置成本，各国通常都制定了相关标准，要求核电运营商在成本中提取乏燃料处置成本，国际后处理费用平均约为1000美元/kgHM，但各国标准差异较大，各方对处置成本的看法也存在较多差异。美国收取的乏燃料费用为0.1美分/kWh（仅为管理费，乏燃料不处理，暂存），其他国家收取0.3～0.6美分/kWh。针对核燃料后处理成本，我国出台了《核电站乏燃料处理处置基金征收使用管理暂行办法》，要求各核电站按规定缴纳乏燃料处置基金，征收标准为0.026元/kWh。

3）运维费用

运行维护费用包括材料费用、大修理费用、工资福利费用、核应急费用、其他费用（主要包括核电公司经费、工会经费、职工教育经费、劳动保险费、待业保险费、董事会费、咨询费、聘请中介机构费、诉讼费、业务招待费、房产税、车船使用税、土地使用税、印花税、研究与开发费、核安全和实体保护及由企业交付的医疗保险费、养老保险费、失业保险费与社会包装费和住房公积金等）。这部分费用相对固定。根据实际在运核电站的调研结果来看，年运行费用约在0.06元/kWh。

4）退役费用

核电退役费用是指核电机组在运营期满，退出运行后，为保证退出运行的核反应堆安全可靠所投入的资金。核电站的退役要进行解体、去污、放射性测定、解体物的再利用几个环节。国际原子能机构提出了3种退役策略，一是核电站停止运行后立即拆除，并清除反应堆的放射性物质；二是将反应堆封存几十年，待其放射性自然衰减后再拆除；三是在反应堆外建造一个混凝土外壳，将反应堆长期罩起来。

由于目前全世界核设施退役的经验相当有限，各国对退役费用看法不一，对核电退役费用的提取标准和方式也不尽相同。有的国家是在整个寿命期间内逐年征收，有的在一定期内征收（25年或者30年），或者业主需要预付费用。IAEA要求征收的资金需要满足的最低要求包括：保证核设施最终关闭时有足够的资金用于退役和废物管理；资金的提取要和核电站预估的寿命、确定的时间表和选择的策略一致，并且涵盖设施退役、已有法律要求未充分涵盖或未作为运行费用安排的常规废物和放射性废物、乏燃料及后处理废物的长期管理费用；要对资金进行管理和定期审查以确保流动性与退役责任和费用使用的时间一致；资金仅用于按退役策略履行退役责任所需的费用［4］。WNA研究报告认为，核电退役需要的资金为初始投资的9％～15％，但由于退役成本并非即时发生，考虑折现因素后的退役成本占发电的比重将不到发电成本的5％。

2003年，我国颁布的《中华人民共和国放射性污染防治法》第二十七条规定核设施营运单位应当制订核设施退役计划。核设施的退役费用和放射性废物处置费用应当预提，列入投资概算或者生产成本。核设施的退役费用和放射性废物处置费用的提取和管理办法，由国务院财政部门、价格主管部门会同国务院环境保护行政主管部门、核设施主管部门规定。国务院2012年批复的《核安全与放射性污染防治“十二五”规划及2020年远景目标》也提出：完善核燃料循环、核设施退役和放射性废物处置的管理制度和政策，制定核设施退役费用和放射性废物处置费用的提取和管理办法；建立健全相关准入和执行资格制度，建立民用核设施“三废”处置经费等筹措和使用制度，制定民用核设施退役管理办法。尽管《中华人民共和国放射性污染防治法》和《核安全与放射性污染防治“十二五”规划及2020年远景目标》对核设施退役费用有相关规定，但是我国尚没有法规明确核电站退役费用征收标准，目前新建核电站一般按固定资产原值的10％分年等额提取。

5）负荷因子（利用小时）

核电的负荷因子对核电的发电成本有直接的影响，对负荷因子进行敏感性分析，结果表明，在目前80％负荷率的基础上，负荷因子增加5％、发电成本减少4％左右。由于核电站本身的特性，频繁停堆或变化功率会致使核燃料不能充分利用，不仅造成资源的浪费，还会增加放射性废物的产量，导致环保费用的上升。所以核电机组通常带基荷运行，不参与调峰。同时，由于核电运行不排放二氧化硫和二氧化碳，相比于煤电更加清洁环保，属于国家政策鼓励优先发电的电力品种。而目前核电的高负荷因子、稳定的功率也非常适合承担电网的基荷。

随着核电运营水平的提高，核电站的功率负荷因子大幅提高。1980年，全美的平均负荷因子为40％，1991年达到63％，2016年已升至93％。我国核电运行水平处于世界领先水平，2017年平均负荷因子达到81.14％（中国核能行业协会，2017年1～12月全国核电运行情况）。