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“核电安全冗余度越来越大，无形中抬高了设备制造、核电机组建造和运行成本，使核电的市场经济性面临日趋艰巨的挑战”
《研究报告》预计，首批三代核电——AP1000及EPR项目的上网电价均在0.50元/千瓦时左右，明显高于国家发改委确定的0.42元/千瓦时左右的上网电价水平。
中国核能行业协会专家委员会政策研究组组长黄峰在《研究报告》发布会上表示：“我国核电上网电价根据当地煤电标杆电价核定，随着各地煤电标杆电价的降低，核电机组上网电价也在不断下降，目前大部分核电机组的上网电价已低于2013年核定的0.43元/千瓦时的标杆电价。所以，这加大了现役核电机组的财务压力。”考虑到《研究报告》预计的上网电价和国家发改委实际公布的上网电价之间的差距，新投产的三代核电首批项目将面临更大的经营压力。
电价是电源经济性的直接体现，核电电价缘何如此之高？
据介绍，首先是因为电站建设的误工。公开信息显示，2017年全球在建的55座核反应堆中，60%面临工期延误和预算超支，其中三代核电项目更是“重灾区”——芬兰和法国的EPR项目、美国和中国的AP1000项目，均出现了不同程度的预算超支和工期延误。
对此，《研究报告》指出：“三代核电AP1000依托项目和EPR项目都是全球首堆，设计设备验证周期长，加之设计变更、工期延误，导致工程费用大幅增加，造价超概算严重。”
除了工期延误，中电联专职副理事长魏昭峰认为，不断提高的标准，也导致了成本增加。“制造工艺复杂程度不断提高，材料标准要求不断提升，以及核电常规岛部分标准远高于煤电建设标准等情况，导致核电安全冗余度越来越大，无形中抬高了设备制造、核电机组建造和运行成本，使核电的市场经济性面临日趋艰巨的挑战。”
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“中国经济和电力供求关系进入新常态，竞价上网、限制上网电量等措施的实施，降低了核电利用小时数，影响了企业的经济效益”
投资成本不占优势的核电，也面临着2015年开始的新一轮电力市场化改革的冲击与考验。
国家能源局副局长刘宝华指出：“核电行业要增强成本意识和市场意识，主动适应电力市场化改革要求，降成本、补短板，提高发展质量和效益，在市场竞争中发展壮大。”
但据记者了解，核电在市场中的表现并不尽如人意。近年来，随着电力工业进入新常态，电力消纳“症”日渐凸显，核电也结束了满负荷运行、发电量保障性消纳的历史。
2017年6月，广西电力交易中心在全国首次将核电纳入电力直接交易，交易电价低于核电标杆电价。当年，广西防城港核电超过七成的电量通过市场交易消纳。2017年8月，福建省物价局明确宁德和福清核电的7台机组执行三个档位上网电价，新投产机组电价比全国核电标杆电价低0.058元/千瓦时。2017—2018年供暖季，辽宁红沿河核电以0.18元/千瓦时的上网电价参加辽宁省供暖电力交易。2017年，核电企业全年拿出的市场电量普遍在20%左右，个别省份接近50%。
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“随着后续设计固化与优化、设备国产化、建造标准化，近期批量化建设的三代核电项目造价可大幅降低”
面对不断提升的安全要求和竞争激烈的电力市场，核电如何实现可持续发展？
中国工程院院士叶奇蓁指出：“核电企业需加快适应进一步开放竞争的电力市场的新要求，从技术改造更新、降低造价、提高安全运行能力等各方面积极采取应对措施。同时，三代核电批量化、规模化建设，将推动其经济性持续提升。”
“首批三代核电项目因新技术研发及示范的各种代价等原因，建设成本和单位造价明显高于二代改进型核电。随着后续设计固化与优化、设备国产化、建造标准化，近期批量化建设的三代核电项目造价可大幅降低，远期规模化建设后的三代核电项目在单位造价和上网电价上能够逐步接近二代改进型核电的水平。”叶奇蓁说。
《研究报告》预测，远期规模化建设的三代核电机组成本电价有望降低至0.40元/千瓦左右，与多数沿海省份目前的煤电标杆电价（含脱硫、脱硝、除尘、超低排放加价）趋近。
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“核电企业需要采取切实有效措施，加强经验反馈，通过技术创新和管理创新，提高核电经济性和市场竞争力”
针对有效保障和提升三代核电经济性，《研究报告》建议：确保三代核电机组带基荷满发运行、完善三代核电电价形成机制、科学把握核电发展节奏、核电企业降低三代核电的投资和运维成本。尤其要在保障三代核电带基荷运行的基础上，区分核电的基荷电量电价和市场化电价。对于核电机组在7000小时以内（80%负荷因子）的电量，属于核电带基荷运行电量，执行国家核准的核电标杆价格，7000小时以上的电量可执行市场化价格。
而具体到操作层面，多位参会企业代表认为，在政策护航的前提下，核电降本增效的关键，在于技术和管理上的持续创新。
“核电企业需要采取切实有效措施，加强经验反馈，通过技术创新和管理创新，提高核电经济性和市场竞争力。”中核集团总经理顾军说，如不断优化改进系统设计方案、降低关键设备的制造成本、缩短核电项目的建造周期等。
