摘要：核电是能大规模开发的、稳定出力的低碳电源，且经济效益较好。2025全国能源工作会议数据显示，截至2024年，我国在运和核准在建核电机组装机约1.13亿千瓦，规模升至世界第一。2025年，我国将核准开工一批条件成熟的沿海核电项目，稳步推进在建核电工程建设，到20

核能发电具有经济性好、出力稳定性和碳排放低等优势，但目前仅有少数发电企业具备核电开发资质。普通发电企业如何参与核电项目呢？

文/陈愚

核电是能大规模开发的、稳定出力的低碳电源，且经济效益较好。2025全国能源工作会议数据显示，截至2024年，我国在运和核准在建核电机组装机约1.13亿千瓦，规模升至世界第一。2025年，我国将核准开工一批条件成熟的沿海核电项目，稳步推进在建核电工程建设，到2025年底在运核电装机达到6500万千瓦左右。

本文对不具核电资质的常规电力集团发展核电业务的方法方式和堆型选择做出分析，并提出了相关建议。

一、核电堆型及经济性分析

（一）核电是稳定出力的低碳电源

核能的战略价值，在于其高能量密度和低碳的物理特性。军事、战略用途，利用的是核能的高能量密度特性，例如：原子弹、氢弹、核动力舰艇、空间核电池等。核能是能量密度最高的已知能源，核反应释放能量Mev级别，化石能源的化学反应释放能量ev级别；以百万千瓦核电机组为例，年发电7000小时以上，仅换料25吨，同样的煤电电量，按发电煤耗300克标煤/kWh估算，耗煤约210万吨标煤。

我国“双碳”承诺后，对比主要电源的物理特性：风电、光伏是低碳电源，但波动、间歇、随机，极热无风、晚峰无光，无法保证出力；水电出力受枯水年和枯水季影响，径流式水电无调节能力，有库容的水电具备调节能力；抽蓄和储能仅有日内调节能力。仅凭水风光储，无法独立供电，还需要煤电、气电、核电等稳定出力的热发电机组，但煤电、气电碳排放较高，核电是能大规模开发、稳定出力的低碳电源。

高能量密度的特性，不能为民用核电增色。但是，如在军事基地等战略要地建设小型核电站，能源配给重量和频率将巨幅下降（核电站停堆换料的时间间隔为12～18月/次），充分体现了高能量密度的优势。

（二）核能三步走战略

1983年6月，国务院科技领导小组提出，中国核能发展的“三步走”战略是：热中子堆—快中子堆—聚变堆，并坚持核燃料闭式循环的方针。

热中子堆是我国在运商用机组的主力。其中，绝大多数机组为压水堆，少数机组为其他堆型：重水堆（秦山三期）、高温气冷堆（石岛湾）等。快中子堆有房山实验堆和霞浦示范堆。聚变堆正在研发中。

核电站安全性的两个关键点：

负反应性和堆芯余热导出。负反应性：随着堆芯偏离正常工况，可引发核裂变的有效中子数减少，反应堆逐渐降功率，乃至停堆。切尔诺贝利事故后，核电领域吸取经验教训，现有在役堆型均具备负反应性，事故工况下能自动停堆。堆芯余热导出：反应堆停堆后，堆芯的裂变停止，依然释放衰变热，即堆芯余热。

如果堆芯余热不能顺利导出，将导致堆芯过热、熔化甚至放射性物质泄漏。通俗一点说，停堆后哪种堆型凉得快，哪种堆型就更安全。

小型堆是装机30万千瓦以下的反应堆，一般指小型压水堆。因为单机容量小，小型堆有两个特点：一是热容量小。衰变热易导出（一大碗热汤降温慢，分装到10个小碗里散热快），安全性高于百万千瓦级大堆。二是相比大型压水堆（装机120万～175万千瓦），缺乏规模效应、单位造价高，适用于边远海岛、极地破冰船等对经济性不敏感的战略项目。模块化、规模化发展后，有望大幅度降低造价、提高经济性。

高温气冷堆是单堆功率10万千瓦级，功率密度低于压水堆，衰变热导出速度高于压水堆，安全性高于同装机规模的压水堆。高温堆堆芯出口温度比压水堆高，发电效率高。和小堆相似，目前的经济性低于压水堆。

快堆因核燃料增殖能力，具备军事意义和战略价值，是我国核能三步走战略的重要一环。自然界中，99%的天然铀是无法利用的铀238，快堆可将铀238转化为钚239（轰炸长崎的原子弹为钚弹），大规模提高铀资源利用率，还可为压水堆处理放射性废物。中核集团福建霞浦示范快堆2×60万千瓦项目，1号机组2017年底开工，2号机组2020年底开工。

行波堆是美国泰拉公司研发的升级版快堆，处在概念设计阶段。

美国唯一的快堆FERMI-1已于1972年退役，近年积累不足，行波堆的可行性和经济性尚不确定。

（三）大型压水堆经济性简析

压水堆是成熟商用堆型，装机规模为百万千瓦级，二代加机型M310造价约1.2万元/千瓦。近期建设的堆型均为三代堆，机型包括：AP1000、EPR、华龙融合、CAP1400等，造价约1.6万元/千瓦；未来建设的机组必须是三代以上机组。

三代堆按照单位投资1.6万元/千瓦，贷款利率3.6%、贷款比例80%、折旧率4%（25年折旧）、经营成本率2.60%、燃料成本0.052元/kWh、内部收益率9%倒推，含税电价约为0.3625元/kWh，目前核电项目均分布在沿海区域，和当地的煤电相比具备竞争力。考虑到三代核电项目运行寿期60年，远高于折旧年限25年，央企贷款的利率或可低于基准利率；三代核电项目的经济性优于计算值。

二、常规电力集团

参与核电的方式

目前，国内具备核电开发资质的企业，仅为中核、中广核、国家电投和华能等少数发电企业。没有核电资质的常规电力集团，参与核电项目的方式，多以成熟厂址参股、资金参股、投资新堆型、地方国企代表地方政府参股等形式。

核电厂址的前期工作，从普选、初可研到完成可研评审，全程耗时五年以上，耗资过亿元。核电厂址是稀缺资源，是常规电力集团可获得的核电资源和谈判的砝码。

大唐、华电、华能、原国电独立开发了宁德、福清、昌江、漳州等核电厂址，引入具备核电资质的控股股东，以厂址为代价换取大比例参股核电项目。上述项目均为压水堆，有盈利能力。

2012年12月，华能集团控股的山东石岛湾高温气冷堆项目开工。

2021年3月，华能控股的昌江二期核电项目开工，石岛湾项目的建设经验，对华能获得核电资质发挥了一定作用。

江苏国信、浙江能源等地方能源国企，代表地方政府参股了部分大型压水堆核电项目。

三、相关建议

核电首先姓核，其次才是电，有其特殊性。继中核、广核、国电投之后，华能控股开发昌江核电二期，是否有第五个集团能控股开发核电项目，不确定性较大。建议常规电力集团，首选储备核电厂址，次选参与新堆型的研发。

笔者认为，同时符合下述两项标准的核电项目具有较大价值。一是堆型符合我国核能“三步走”战略；二是发电集团以厂址换股权的项目，如果仅仅是资金入股，对央企而言，资金的稀缺度远不及厂址。

大型商用压水堆具备经济价值，部分研究堆型具备战略价值，两者不可兼得。

受福岛核事故影响，我国目前仅开发沿海核电项目。核电作为可大规模开发的、出力稳定的低碳电源，未来将更加受到重视。发电集团在储备沿海、近海厂址的同时，可考虑储备内陆核电厂址资源，以待内陆核电的放开。

如果选择聚变堆之外的研究堆型，最好同时满足以下两点。一是该堆型技术上有一定的新意；二是其上下游产业链，应尽量利用现有的核工业技术基础，避免需要重新开发的技术点过多，导致研发时长过长、夜长梦多——平衡好生产力和生产关系。

来源：能源杂志