Page 255 - 智库丛书第五卷

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省间壁垒的逐渐消除，将有利于核电企业与用电大省的电力用户开展电力交易，帮
助企业提升经营业绩。

2.2.2 核电项目经济性评价方法需要调整

过去规划电源项目主要依靠政府制订电量计划、给定电价，随着统一电力市场

价格机制的逐步完善，电价与电量将主要通过市场竞争产生，除与发电企业报价有
关外，还取决于系统成本、负荷需求等因素。因此在考虑系统可靠性的基础上，未
来或将建立包括电能量市场、辅助服务市场，以及容量成本回收机制（稀缺电价机

制、容量市场机制或容量补偿电价机制）在内的电力市场体系，核电作为区域电网
内基荷电源，可能通过成本回收机制而获得一定电量电价外的收益。由此可见，传

统的核电项目经济评价方法已无法准确预测市场环境下全生命周期内的发电量、
电价和收入，核电企业应考虑市场竞争环境下的核电项目规划方式，并制定更优化
的项目投资经济性评价方法。

2.2.3 新型电力系统下风电、光伏发电成本快速下降削弱核电市场竞争力

我国风光发电资源十分丰富，潜力巨大，且无实质性资源总量限制。根据国际
可再生能源署（IRENA）数据统计，过去 10 年，陆上风电成本下降了 39%，海上风
电成本下降了 29%，太阳能光伏发电成本下降了 82%。根据 2020 年中国光伏行业

协会的数据，我国光伏发电的平均成本是 0.36 元 / 千瓦时，集中光伏发电国内最低
上网电价已低达 0.15 元 / 千瓦时。我国海上发电的成本 0.54 元 / 千瓦时，陆上风
电的成本已经降到了 0.25 元 / 千瓦时。随着技术发展与规模效应，风电、光伏发电

成本在未来仍有较大的下行空间。
国际权威机构研究表明，当新能源电量渗透率超过 10% ～ 15% 以后，系统成
本将会呈现快速增加的趋势。预计 2030 年新能源将达到 20% ～ 30% 的渗透率，考

虑储能投资、改造成本和系统调节的运行成本等因素，风光发电成本将增加 0.03 ～
0.06 元 / 千瓦时，综合发电成本达到 0.25 ～ 0.4 元 / 千瓦时，仍然低于当前三代核

电发电成本。核电作为接近零边际成本的可控电源，在电力市场竞争背景下，低用

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