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　　核電的前景取決于安全性與經濟性的平衡，在技術不斷增強對事故預防和緩解能力的同時，其經濟可比性優勢仍然明顯。　核電在電力中占有重要位置。盡管七八十年代發生了三哩島、切爾諾貝利兩次重大核事故，部分國家核電發展增速放緩，但過去30年間，核電發電量從1986年的1.6萬億kwh，增長到2011年的2.6萬億kwh.2012年核電發電量占發電量比重為12，在煤電（44）與氣電（22）之后，與水電（15）相當。

　　各國發展階段不同，核電占比差異巨大。OECD國家中，核電占電力比重普遍在20以上，法國電力75來自核電，美國電力20來自核電；印度、巴西、中國、南非、墨西哥等中等發展中國家，核電比例均不足5.

　　造成上述結果的原因：一是長期以來，西方國家始終壟斷核電高端技術，占據高新技術的戰略制高點，甚至出于政治考慮設置各種門檻；二是發展中國家受人力資本、裝備制造等多方面因素制約，始終在自主化、技術引進間徘徊不前，難以完全擺脫跟隨者的地位；三是發展中國家發展階段相對滯后，在發達國家迫切需要清潔能源推進工業化時，他們對清潔能源的需求并不迫切，僅將核電定位為一種補充能源。

　　未來核電是我國“兩步跨越、三個任務”壓力下的必然選擇。能源發展可以概括為3個跨越：從木炭到煤炭，從煤炭到油氣，從油氣為主的化石能源到非化石能源。發達國家經過半個多世紀，已實現了從煤炭向油氣的第二步跨越，利用廉價的油氣資源支撐了本國的工業化、城鎮化，其間不同階段所暴露的生態環境問題，通過長期治理，不斷得到改善。目前發達國家能源需求不斷減弱，開始向非化石能源進行第三步跨越。然而，我國經歷了三十多年的壓縮式發展，工業化、城鎮化尚未完成，已有6億人受到霧霾的影響，出現了嚴峻的生態環境問題。我國尚未完成從煤炭向油氣的第二步跨越，卻需進行從化石能源向非化石能源第三步跨越，兩步跨越同步進行。工業化、城鎮化、環境治理三大任務同時并存，要求我們至2030年時，10億噸標準煤左右的能源量需要用清潔能源來供給，這個量超過德國及法國兩國的能源消費總和。兩步跨越同步進行，又要求我們認真審視我們自身的資源稟賦。既有的能源地緣版圖及高企油氣價格，使我國已不再有利用廉價油氣資源的可能，只有更多依靠國內經濟、清潔、高效的能源才能夠支撐我們的三大任務。上述壓力下，核電必然成為我國戰略必爭的支柱能源之一。

　　關注“剩余風險”

　　歷次核事故中的問題不斷暴露、又不斷解決的過程，構成核電技術安全發展的內在規律。

　　核電技術從初關注設備、人因，直到自然災害，構成了核電技術不斷發展的主線。通過調研美、法、德、日、英等主要核電國家1960-2011年間的57起反應堆事故/事件，可將事故事件歸為3個主因：工程設備缺陷、安全文化缺乏以及自然災害。事故的成因影響呈現3個趨勢：一是工程設備的穩定性、可靠性不斷增強；二是規范的流程及機器逐漸取代了人的行為，人因事故不斷減少；三是自然災害正逐步成為核事故的主因。上述趨勢體現在核電技術升級：切爾諾貝利電站作為代核電，缺乏安全殼的有效防御，事故導致大量核物質釋放到環境中，損失巨大；第二代電站通過一系列改進，安全性及成熟度不斷提高，如人因事故導致的三哩島事故，由于有安全殼的屏蔽，并未對周圍環境造成輻射污染，此后美國開始加強安全文化建設；福島核電站屬于上世紀70年代建設的第二代核電站，地震后反應堆實現了自動停堆，并利用柴油機驅動冷卻系統工作，但隨后的海嘯摧毀了柴油發電系統，導致后續一系列嚴重事故。這類自然災害導致的“超基準設計”事故，警示人們注重核電的“剩余風險”，增強對事故的預防和緩解能力。這就是第三代核電的基本理念，包括改革型能動系統及先進型非能動系統。

　　需要補充的是，核電的代際之分，并無嚴格的科學定義。只是對核電站技術發展歷程和技術特點的一種籠統提法，核電技術是建立在成熟工業技術基礎之上，完備的核電機型和技術本身的研發周期非常長，代際之間更多的是一種革新技術與成熟技術思路的差別，代際之間并不能在短期內實現普遍意義上的簡單更替。代核電技術，指早期建設的原型堆核電站，目的在于驗證核電在工程實施的可行性；第二代核電主要是指在早期原型堆的技術上實現商業化、標準化、系列化的成熟機組，三哩島及切爾諾貝利事故，促進了核電技術自身的反思，通過一系列的技術改進，安全性及成熟度不斷提高，成為商業在運核電的主力堆型；三代技術包括改革型能動系統及先進型非能動系統，目前我國在建的EPR、AP1000兩種核電技術，走在核電技術前列，沒有示范堆的經驗可以借鑒，在工程建設中遇到的若干工程技術問題，尚需在建安、調試的實踐中進一步成熟，在經驗反饋中不斷完善。

　　經濟可比優勢明顯

　　核電的經濟性，成為影響核電投資的重要因素。通過對某特定堆型進行測算，主要有以下4類影響因素：一是鈾價的大幅上漲對核電成本影響非常有限。鈾價如果從目前的66美元/磅升高到135美元/磅，則核燃料成本將從0.777美分/kWh上升到1.155美分/kWh，平準化發電成本上漲幅度為8.6.二是核后處理費將逐步增加，但成本影響可承受。隨著對乏燃料后處理的擔憂及持續關注，后處理費的增加以及地質儲存費的引入，會對核電成本有影響，國外理論計算的價格在0.3美分/kWh左右。盡管工程實踐中成本難免有所上浮，但總體結論應是明確的：技術上可行，經濟上可承受。三是安全標準提升，導致相關維護運營費用相應增加，漲幅高一成。修理費費率上升到3，平準化大修理費為0.826美分/KWh，平準化發電成本上升幅度為11.3.四是資本成本（不含利息）和財務費用成為核電成本上升的重要部分，當特別引起重視。資本成本和財務費用兩者占核電平準化成本的一半，其中資本成本超過總成本的1/3.核電資本成本每上升250美元/kW，則核電站平準化成本上升10.同時隨著核電站復雜程度增加，建造難度加大，建設時間延長，導致資本成本利息增加。綜合考慮以上4因素，未來我國核電的平準化成本將在4美分/kwh-6美分/kwh之間。

　　未來核電成本上漲不可避免，但相對歐美核電成本上升情況，我國核電仍有一定經濟性優勢，具備較為穩定的投資回報。歐美的平準化成本在8美分/KWh－10美分/kwh之間，遠高于我國高情景下的核電成本，加之分割天然氣市場下，歐美能夠獲得較低的天然氣價格，歐美氣電與核電相比具有較好的經濟性。考慮清潔能源的比價關系，核電的投資回報預期在歐美國家相對不高。受資源稟賦的限制，我國的天然氣價格較高，我國未來天然氣發電成本將達到10－12美分/kwh左右，核電的經濟可比優勢明顯。

　　目前出臺的標桿電價，改變了以往“成本加成、一機一價”的定價模式，是扭轉“造價越高、電價越貴”逆向激勵的步。所傳遞政策信號的意義，要遠大于對投資回報率的實質影響。目前出臺的0.43元/kwh的核電標桿電價，對于“二代加”機組，超過80可用率，即可實現正常的投資回報。今年投運的紅沿河電站以低于標桿電價，0.422元/kwh（含稅）的價格上網，同樣能夠實現較好的投資回報。未來ERP、AP1000等新一代核電機組，因承擔技術引進、自主創新、重大專項社會國產化任務，將區別對待，單獨核定電價。

　　截至2013年11月，我國大陸地區運行核電機組共17臺、1469.8萬千瓦；在建核電機組28臺、3057萬千瓦。上述機組在2015年大部分可以實現并網發電，屆時我國核電并網容量將達到4000萬千瓦左右。隨著“十二五”期間接近3000萬千瓦機組的投入運營，各核電業主將有大量資金回籠，財務壓力得到緩解，逐步影響到產業鏈條的各個環節，涉及材料、冶金、化工、機械、電子、儀器制造等眾多行業。