首批三代核電項目上網電價敲定後，核電行業一片譁然。

　　具備首堆示範意義且因工期延誤導致成本上升的項目，上網電價不僅未享受到政策“照顧”，跌破了“0.5元/千瓦時以上”的行業預期，兩個AP1000項目的電價甚至低於6年前國家覈定的0.43元/千瓦時的核電標杆電價。首批項目尚且如此，釋放出重要信號：隨着新一輪電改的推進和深化，電力產品的商品屬性不斷強化，電力市場需要更清潔和廉價的電力，各種電源不僅比規模，更要比經濟性。

　　核電項目投資大、建造週期長，加之近年來爲不斷提高安全標準，新建核電項目主要製造工藝日趨複雜、材料標準要求越來越高，核電安全冗餘隨之增加，進一步擡高了項目建造、運行和相關設備製造成本，核電因此正在逐步喪失對傳統基荷能源的價格競爭力。研究數據顯示，目前我國二代改進型核電項目單位造價爲12038元/千瓦，首批三代核電項目單位造價均超過2萬元/千瓦，均高於火電、水電、風電和光伏發電的單位造價。而造價直接與電價掛鉤，一旦造價高企，再執行市場化電價，核電便無法在電力市場“立足”。

　　在新一輪電改“管住中間、放開兩頭”的體制架構下，輸配電以外的競爭性環節電價、公益性和調節性以外的發用電計劃將有序放開，配售電業務也正向社會資本有序開放。2015年，國家發改委、國家能源局發佈《關於有序放開發用電計劃的實施意見》，鼓勵核電參與電力市場競爭和開展輔助服務交易，核電也因此被推至市場的“風口浪尖”。

　　近年來，在經濟新常態背景下，全國電力供需形勢從偏緊轉向平衡有餘，局部地區出現電力過剩，全國範圍內的市場化交易步伐正不斷提速。數據顯示，我國電力市場化交易規模和比重正在不斷提升。2018年，全國市場化交易電量達2.1萬億千瓦時，在全部發電量中的比重提升至30%。在此過程中，核電經歷了前所未有的降負荷運行等消納問題，不得不直面市場。2017年，核電企業全年市場電量普遍達到20%左右，個別省份甚至接近50%。

　　造價過高的核電站，更無法在國際核電市場“立足”。

　　作爲衡量核電技術核心競爭力的關鍵指標，經濟性已成爲各國技術“角力”的重點。芬蘭和法國的EPR項目、美國和中國的AP1000項目，均因工期延誤和預算超支擡高了成本。因此，除了目前在運在建的項目，這兩個技術並未真正打開國際市場。有鑑於此，法國電力公司於2016年年底推出新型歐洲壓水堆EPR NM，其造價將比目前在建的EPR低25%—30%。相反，俄羅斯憑藉VVER三代核電技術的造價、提供建設資金等優勢，目前已斬獲40多臺海外核電機組訂單，尤其是2018年到手的10年期海外訂單高達1300億美元，牢牢掌控了國際市場話語權。

　　當前中國核電已經進入了市場化“摔打”的關鍵階段，如何在確保安全的前提下，實現高質量發展，在市場中爭得一席之地，需要核電行業積極想辦法、謀出路，核心要義在於練好“內功”。

　　首先，核電企業需要進一步優化設計具有自主知識產權的核電技術，在提升安全性的同時降低造價，提高商業競爭力。其次，核電企業要認真研判國家政策，跳出一味追求“滿發”的思維定勢，積極主動參與並融入電力市場，促進核電價優消納。第三，全行業需要進一步加強內部成本管控，全產業鏈，尤其是設備製造和建造、運維環節，要通過管理優化和創新，進一步降本增效，讓核電兼具安全與經濟性，實現可持續發展。

　　（文丨中國能源報記者 朱學蕊）

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　　出品 | 中國能源報（ID：cnenergy）

　　責編 |閆志強