随着我国经济的迅速发展，人口不断增加，对能源的需求也越来越大。但与此同时，环境问题日益严峻，传统化石燃料所带来的大量二氧化碳排放已成为全球面临的共同挑战。

核电具有安全、经济、高效、低碳的优势，是我国实现“双碳”目标和应对气候变化的重要能源选择。

截至2023年6月30日，中国核电累计发电量1008.27亿千瓦时，比去年同期增长6.86%。与燃煤发电相比，相当于减少燃烧标准煤3037.49万吨，减少排放二氧化碳7958.23万吨，减少排放二氧化硫25.82万吨，减少排放氮氧化物22.48万吨。

核电盈利分析，以中国核电为例

中国核电盈利主要来自电力（包括核能发电与风、光等非核清洁能源发电）销售业务、核电相关技术服务与咨询业务。

截至2023年6月，23年上半年公司累计发电量1008.27 亿千瓦时，比去年同期增长 6.86%；其中，公司核电机组发电量为902.68 亿千瓦时，比去年同期增长 2.77%，约占全国运行核电机组发电量的42.60%，核电设备利用小时数为 3801 小时；核电上网电量844.79亿千瓦时，同比增长约1.70%。

新能源发电量105.59亿千瓦时，同比增长62.01%。其中风电发电量50.69万千瓦，同比增长74.69%；光伏发电量54.90万千瓦，同比增长51.83%；新能源上网电量 103.81 亿千瓦时，同比增长 61.92%。风电利用小时数为 1005.05 小时，光伏利用小时数为 583.50 小时。

从公司主要参控股子公司看，核能发电业务主要由秦山核电站、田湾核电站、福清核电站、三门核电站等承担，2023上半年实现营业收入343.67亿元，同比增长10.05%，净利润96.99亿元，同比增长4.18%。按照全年17次大修的计划，2023上半年公司所属运行核电厂完成11次大修，其中10次常规大修平均工期较2022年同期缩短3.35天，实现了历史最优。

核电盈利，重点因素分析

根据国内某商业核电机组年度运营成本数据，运营期折旧及财务费用占年度运行总成本比重较大（合计约占56%），燃料成本约占21%，剩余合计占23%。核电燃料成本与国际天然铀价格高度相关，运维成本、人员成本、保险等支出相对固定。综合考虑成本类型和总量，将折旧作为重点因素进行分析。折旧由固定资产原值及折旧方法决定，不同阶段的折旧方法也会造成折旧金额的改变。

1. 固定资产折旧

核电决策阶段的财务评价主要依据《核电厂建设项目经济评价方法》（NB/T20048-2011），该文件（以下简称《能标》）是国家能源局依据国家发改委《建设项目经济评价方法》和《建设项目经济评价参数》等规范文件，围绕二代改进型核电机组的技术参数、运行情况等组织制定和颁布的行业标准。其中提出，核电项目折旧费按年限平均法计算，折旧年限一般取25年。根据上市公司年报，在运行阶段，房屋及建筑物采用平均年限法进行折旧，与《能标》基本一致，折旧年限房屋及建筑物20～60年；核电专用设备采用工作量法进行折旧，折旧年限5～45年，与《能标》存在差异，商运会计折旧年限整体较《能标》折旧年限长。

根据国内某核电概算，三代核电投资中核电设备投资占工程投资约50%、占基础价37%，设备投资占比较高。商运阶段，设备折旧年限变化叠加专用设备折旧方法的变化，对商运后核电项目总体折旧产生明显影响。以建成价350亿元（固定资产形成率95%）模拟固定资产原值，用不同方法测算前期决策和商运阶段折旧金额，商运阶段年折旧明显下降。

2.能力因子和利用小时数

设备采用工作量法折旧，折旧额与负荷因子相关性较强，目前决策阶段财务评价电站平均可利用率，通常按照80%计算（对应年利用小时数为7000小时）。商运阶段，根据中国核能行业协会“全国核电运行情况（2022年1～12月）”数据计算，2022年全国核电设备利用小时数整体值为7547.70小时，机组能力因子平均值为91.67%，比决策阶段财务评价设定参数高约12%。在发电成本计算模型中，负荷因子直接影响年利用小时数和发电量，从而影响发电成本。为便于计算以90%负荷因子为基准，选择财务评价期内各年度最大发电成本和全评价期的平均发电成本进行单因素敏感性分析。

可见，负荷因子变化（核电厂调峰）对核电经济性影响较大，若直接降低负荷因子，发电成本将会明显提高；而核电若作为基荷电源，保持满负荷或接近满负荷运行状态，整体的固定和可变成本达到相对合理的状态。最大发电成本对负荷因子更为敏感，因为随着负荷因子的下降，发电成本中可变成本随之下降，而固定成本占比逐渐升高。最大发电成本通常出现在核电项目商运的前几年，平均发电成本为全评价期的均值，相对更为平滑。由此可见，目前商运阶段负荷因子达到90%左右，对于提高核电经济性产生积极的作用。

3. 电价政策

根据《关于完善核电上网电价机制有关问题的通知》（发改价格〔2013〕1130号），“对2013年1月1日以后新建核电机组实行标杆上网电价政策（核定全国核电标杆上网电价为每千瓦时0.43元）；对承担核电技术引进、自主创新、重大专项设备国产化任务的首台或首批核电机组或示范工程，其上网电价可适当提高。”根据上市公司规定披露数据，核电项目核准投资估算预期收益率8%测算上网电价。随着电力市场改革进一步深化，核电参与电力市场交易部分的上网电价依据各省的电力交易办法执行，随市场交易价格波动。核电市场化交易电量占比逐年增加，市场电价对于核电经济性影响会更加显著，在可再生能源成本不断下降的背景下，不同电源品种在电力市场竞争程度将有所上升。

建议及展望

核电经济性是多种因素共同影响的结果，实际运行中影响核电项目经济性因素还包含燃料成本、反应堆机型、运维成本、管理因素、利率汇率、外部环境等。经研究分析来看，商运后折旧方法变化、利用小时的提高等均对于核电经济性产生积极影响。核电工程建设阶段、运行阶段直接关系到核电的折旧金额和运行小时数，影响经济性的重要因素在上述两阶段集中体现。在核电建设阶段需要采用卓越的工程管理手段对核电工程质量、造价和进度进行有效控制；在运行阶段，保持核电在相对较高的可利用小时数平稳运行，通过核电企业自身的建设和运营能力实现核电良好的经济性。

近年核电参与电力市场，上网电价对核电项目收益的影响持续增强。在参与电力市场交易环节，核电企业需要加强对电力市场变化的及时响应，以及对后续政策的研判，提高核电参与市场交易的收益能力。

文章来源： 中国核工业，长江商报，中国网