在新的气候变化承诺下，“十四五”期间预计需要新增30到35台核电机组
文｜《财经》记者 韩舒淋
编辑｜马克
随着中广核三澳核电1号机组在2020年12月31日浇灌第一罐混凝土，中国核电的“十三五”以新机组开工而收官。
至此，中国核电“十三五”的成绩单定格在在运机组49台，总装机容量约5103万；在建机组16台，总装机容量约1738万千瓦；另有3台机组（总装机361万千瓦）获得国务院核准后尚未开工。在运、在建及核准机组总容量达到7202万千瓦。
这一数字显著低于此前的规划目标。2012年10月，福岛核事故后核电重启时国务院常务会议讨论通过《核电中长期发展规划（2011-2020）》，该规划设定的目标是到2020年末投运5800万千瓦，在建3000万千瓦，总规模达到8800万千瓦。当前即便计入核准未开工机组，总规模依然比规划目标低了约1600万千瓦。
对中国核电而言，过去的五年是长期蛰伏到缓慢复苏的过程，并不顺利。2016年到2018年，连续三年未有常规商业核电站获批开工，断档严重。2019年到2020年，先后共有5个项目10台机组获批，其中有3个项目是新开辟的厂址。
在“十四五”开局之年，核电是继续坎坷还是稳定复苏没有定论，覆盖核电未来5到10年的官方中长期规划还未出台，不确定性甚至高于“十三五”时期。但另一方面，2020年新的气候变化承诺下，不产生碳排放、发电能力稳定的核电，又迎来了新的政策机遇。
伏笔以五年为时间尺度来回顾核电是一个合适的周期。一般而言，成熟的核电项目从开工到投运也大约是五年时间。当前的果，是五年前的因。当前的因，也决定了五年后的果。
而“十二五”收尾的两个核电事件，的确给“十三五”中国核电留下了伏笔。
其一是华龙公司的成立。2015年12月30日，中核、中广核同时发布消息，双方合资成立华龙国际核电技术公司。这一公司当年在高层关照下火线成立，为促进当时貌合神离的“华龙一号”技术进一步融合而成立。只是这一公司成立之后的成果，又要等待三年才落地。
其二是AP1000的标志性进展，同样是2015年12月30日，历经波折的AP1000首两台主泵当日运抵三门核电现场。三门1号机组是AP1000技术首堆，但建设历经坎坷，其中核心设备之一屏蔽主泵的制造拖期是项目拖期的重要原因。
回顾来看，AP1000首堆的拖期，事实上给了华龙一号追赶的时间，改变了中国核电的技术版图，中美贸易摩擦导致对核电技术出口管制也是不可忽视的外因。最终“十三五”核准的5个新项目中，4个采用了进一步融合后的华龙一号技术。
过去的5年里，前3年核电的停滞，对核电安全的政治争议和技术路线的悬而未决是主要原因，现在这两个问题都逐渐有了答案。连续两年10台机组获批，并且从2019年的“冷处理”到2020年的第一时间官宣，政治决断似已有结果。
在技术路线方面，过去两年核准的5个核电项目某种程度上也是未来中国核电产业和技术版图的缩影。这5个项目里，华能通过昌江二期成为第四家核电业主，并采用华龙一号技术。中核、中广核开发的另外三个项目也都采用华龙一号技术，并且连续开辟了三个新的核电厂址（漳州、太平岭、三澳）。此外，最先开工的是早就具备开工条件的国家电投“国和一号”示范项目，这一技术路线基于引进AP1000技术自主研发而来，未来预计也将只由国家电投主导开发。
四家开发商，两条技术路线，华龙一号数量上占优，国家电投继续开发“国和一号”，将是未来一段时间中国核电发展的主要图景。
如果把视角放回到2020年，除了新项目的获批，过去的1年也是整个“十三五”期间核电技术进展亮点最多的一年。
华龙一号的相关机组在过去一年里取得了多项突破，首堆福清5号机组顺利并网，是全球三代核电中唯一一个首堆不拖期的工程；海外华龙一号首堆巴基斯坦卡拉奇2号也完成装料节点。华龙一号的顺利进展，是“十四五”中国核电发展的基本盘。
国家电投在2020年9月正式对外发布了“国和一号”，同时将国家核电迁至上海与上海核工院“两块牌子，一个本部”，成为国家电投子公司。某种程度上，这是三代核电持续十年技术路线的最终落幕。对于“国和一号”的未来，国家电投希望在在“国和一号”示范项目开始冷试时国家能够部署批量化建设。
面向未来的下一代核电技术的进展也多点开花。华能主导开发的高温气冷堆是福岛核事故后2012年首个开工的机组之一，作为具备四代核电技术特征的新机组，其设备制造面临许多“第一”，2020年12月30日，该项目两个反应堆开始进行热试，距离并网发电更进一步。
快堆是中国核电“三步走”（热堆——快堆——聚变堆）战略的第二步，过去一年也有新进展。2020年12月27日，中核霞浦快堆示范工程2号机组开工，该项目的首台机组开工于2017年12月，首堆计划2023年投产。
第三步聚变堆的研究在同步推进。2020年7月28日，中国参与的国际聚变实验堆（ITER）在法国举行安装启动仪式，国家主席致贺信。这个项目凝聚了人类对核聚变终极能源的探索，由欧盟、中国、美国、俄罗斯、日本、韩国、印度七方共同参与，在安装仪式前的5月，中核集团牵头的中方联合体在法国完成了杜瓦底座吊装，拉开了ITER主设备安装的序幕。在国内，12月4日，中核集团西南物理研究院设计的聚变研究装置环流2号M装置（HL-2M）在成都建成并完成首次放电。
空间核聚变装置被称作“人造太阳”，ITER项目是为掌握核聚变能力而建立的实验装置，本身并不是一个常规运行的核聚变电站。即便是乐观的预计里，核聚变能够成为可控、稳定的电源也要在本世纪中叶之后了。
这是核电利用的一个缩影：技术含量高、周期长，需要尽早布局。
核电建设周期约为5年，当前总的约7200万千瓦的在运、在建和核准的核电规模，基本约等于“十四五”末核电的总装机规模。而未来的悬念在于，“十四五”期间能够新增多少核电，这将决定2030年核电的装机规模。
2020年中国新的气候变化承诺，是决定这一悬念的重要变量，其中最直接相关的是非化石能源占一次能源消费比重。2020年12月12日的联合国气候雄心峰会上，国家最高领导人在发言中承诺，到2030年，非化石能源占一次能源消费比重将达到25%左右。
权威机构对2030年中国一次能源消费总量的估算一般在60亿吨标煤左右，以此为基准结合各类非化石能源的发展空间，可以估算出核电潜在的发展规模。以25%的占比计算，意味着非化石能源总量在2030年约为15亿吨标煤。
非化石能源的主体是风电、光伏、核电和水电，其主要的利用方式是发电。若以度电300克煤耗来估算（我国一次能源需求统计采用发电煤耗法），意味着2030年约有4.5万亿度电由这四类能源发出。
装机容量方面，水电资源开发最为充分，目前已经达到3.7亿千瓦，预计2030年可增至4亿千瓦左右。风电、光伏装机容量存在不确定性，中国最新的承诺是2030年合计达到12亿千瓦以上，但主流机构的预测一般高于此数，普遍预计年均新增约1亿千瓦，乐观预计届时装机达到15亿千瓦。剩下的，就是核电装机容量的空间。
一年8760小时里，各类电源的年利用小时数不同，核电最高，平均约为7300小时，水电其次，约为3600小时，风电约为2100小时，光伏约为1200小时。
综合来看，以2030年风电、光伏、水电装机分别达到5.5亿千瓦、9.5亿千瓦、4亿千瓦估算，风电、光伏、水电合计提供约3.73万亿度电量，核电需要提供约7700亿度电量。
结合核电的年平均利用小时数约为7300小时，2030年核电装机容量需达到约1.07亿千瓦，相比当前需要增加约3500万千瓦。考虑到核电五年左右的建设周期，这些机组需要在“十四五”期间全部开工，意味着未来5年需要新增约30到35台百万千瓦机组，年均新增6至7台机组。
显然，要实现气候变化的承诺，“十三五”核电断档三年的历史不能再重演。而风电、光伏的发展速度，是未来核电发展空间的最重要影响因素。但即便在前述风电、光伏合计达到15亿千瓦的乐观预计下，核电依然有不小的空间。
第三方机构预测中，彭博新能源在2020年12月15日发布的报告中预计，2030年25%的非化石能源大概需要4.6万亿度零碳电力，预计2030年核电装机可达到9800万千瓦，并预计风电、光伏装机将明显超过12亿千瓦。
咨询机构伍德麦肯锡的预计是2030年中国核电装机将超过1亿千瓦。此外，在其碳中和情景的预测中，2060年中国核电装机将达到6.2亿千瓦。这大约是当前中国核电装机容量的12倍。
行业内的预计方面，核能行业协会副理事长陈桦在2020年9月曾表示，协会在2020年年初向国家主管部门呈报的报告中建议，到2025年，核电在运规模可达7000万千瓦以上，装机容量约占全国总装机3%，发电量约占全国发电量6%，在建规模接近4000万千瓦；到2035年，争取核电在运规模达到1.8亿千瓦左右，装机占比约5%，发电量占比约10%。
中电联的最新数据是，截止2020年11月，在总共21.2亿千瓦的装机中，核电装机占比大约为2.4%。
截至2020年11月中国电源结构。数据来源：中电联
综合来看，到2030年装机1亿至1.1亿千瓦，是业内外对核电规模的普遍预测。这意味着未来5年3000万到4000万千瓦的新机组开工规模，年均约为6至8台。
放眼“十四五”，中国将依然是全球最大的核电市场。在海外的主要核电国家中，俄罗斯依然强势，以一体化的俄罗斯原子能公司在国内外建设核电站。其出口土耳其的首个机组预计在2023年投运，并获得了3号机组的开工许可，出口白俄罗斯的首个海外VVER-1200机组在2020年并网。此外，俄罗斯的首个核动力破冰船“北极号”在2020年下线。核电和核工业力量是俄罗斯外交、军事的重要手段。
受福岛核事故影响的日本还未彻底抛弃核电。福岛核事故之后，日本一度停止了所有核电机组运营，但在能源需求之下，核电在缓慢恢复，从2015年开始，日本至今有9个核电机组重启，有18个核电机组在重启运行的审查过程之中。目前，重启的堆型都是压水堆，与福岛核事故电站采用相同技术路线的沸水堆还未有机组获批重启。
美国的新核电机组在项目拖期、西屋经历破产重组风波之后受到影响，原来的四台新建AP1000机组中有两台停工，另外两台预计在2021年和2022年投产。对美国在运核电机组而言，受到廉价天然气和新能源的冲击，在电力市场放开的区域竞争处于劣势，美国2018年以来已有4台机组关停退役，未来5年计划退役机组预计将达到930万千瓦。值得一提的是，退役机组主要集中在电力市场放开的州，而电力市场管制州的核电机组仍在继续提交延寿申请。
此外，美国依然将对先进核能技术研发进行投入，保持核能技术领先。2020年7月和9月，美国参众两院通过了《核能领导法案》（NELA），该法案要求美国能源部为新的先进反应堆研发建设提供支持，提供核燃料供应、发展核能人才，支持联邦机构签署长期购电协议为新反应堆创造商业环境。
德国是主要核电国家中最明确弃核的国家。在2011年3月之前，德国有17个核电机组提供了大约四分之一的电力，福岛核事故后，德国立刻关闭了8个老的核电机组，目前还剩下6个核电机组运营。德国计划在2022年底前关闭全部核电站。德国是欧洲主要国家里新能源的领导者，2020年上半年，新能源提供了约42%的电力，核电占比下降到12.3%，风电已经是德国最大的电力来源。此外，欧洲坚强的电网和统一的电力市场是德国新能源发展的重要条件。
欧洲老牌核电国家法国依然是全球核电占比最高的国家，目前有56台核电机组在运，提供法国大约70%的电力供应，另有一台EPR机组在建，最新的进度是预计2022年装料。根据法国2015年发布的《能源转型绿色增长法案》，法国计划到2035年将核电比例降至50%，可再生能源在2030年提供40%的电力需求。这意味着未来法国新建核电将减少，已有机组逐步退役之后，将由可再生能源替代，但并不意味着会提前大量关闭核电机组。
此外，另一个值得注意的趋势是主要核电国家都在加强对小堆（SMR）的研发和投入。美国能源部近年来持续对小堆研发提供援助，签署美国《核能领导法案》也着重关注了对几种小堆技术的研发支持。2020年10月，英国与加拿大的监管机构在2020年10月宣布将SMR方面开展合作。俄罗斯的全球首个浮动堆“罗蒙诺索夫院士号”已经在2020年全面投入运行，这个装载在驳船上的核电站可以运行到不同地区为当地供电供热。
挑战国内核电的增量空间有了，下一个问题是核电产业自身是否有能力支撑这一发展空间。
供应链的角度来看，要满足年均6至8台的新增机组对中国的电力装备企业并不困难。过往的“十一五”、“十二五”新增核电规模迅速的年份，其实际产能都大于此数，主要的主设备年产能在“十二五”期间就达到了12套左右，产能长期相对过剩。
厂址资源方面，哪怕仅考虑当前已经开工和确定开发的厂址，以每个厂址开发6台机组来估算，满足这一目标也绰绰有余。当前已核准厂址中，三门（4）、海阳（4）、宁德（2）、台山（4）、防城港（2）、石岛湾（4）、漳州（4）、太平岭（4）、三澳（4）就可以提供超过30台核电机组的建设厂址，还有徐大堡、白龙等储备已久的厂址等待开发。
铀资源方面，中国核电的铀资源主要通过国内开采、海外开发和海外采购三种途径共同来满足。除国内的开采能力之外，中广核、中核在非洲、澳大利亚、中亚多年来投资确保了相当数量的铀资源。而国际市场上，天然铀的长协和现货价格在2011年之后就一路下滑，最近五年都在20至40美元每磅的低位徘徊，在国际市场上买铀既不难也不贵。
过去10年天然铀长协及现货价格 来源：加拿大铀资源公司Cameco
此外，尽管在能源品种上，核电与新能源的发展空间彼此有竞争关系。但从开发主体来看，其实并无矛盾。四大核电业主，都是积极的新能源开发者。因此，如何把控不同清洁能源的建设节奏和规模，更多是企业内部的战略决策，二者并非你死我活的竞争关系。
国家电投是传统电力央企中唯一可再生能源占比超过50%的企业，清洁能源装机全国第一；中广核的新能源装机容量早已超过其核电装机容量，其风电、光伏装机容量都已位居前列，并且是较早开始布局海上风电的大型央企；华能集团自舒印彪掌舵之后转型迅速，2020年新增新能源装机超过1000万千瓦，超过此前4年总和，这一势头在”十四五”还将持续。一号央企中核集团历来以核电和核燃料循环及涉核军工为主业，新能源装机最小，但也专门成立了中核汇能公司开发非核新能源，截止2020年底在运和在建新能源装机已达到695万千瓦。
真正可能制约核电发展节奏的永远都是安全。一旦出现严重核事故，核电的任何前景都将化为泡影。过去中国核电将近30年的运行历史中，到目前交出的答卷令人满意。国际原子能机构将核运行事件分为1至7级，其中1至3级为事件，4至7级为核事故，此外还有0级事件，为1级以下的非等级事件。过往发生的三次典型核事故中，福岛为7级核事故，切尔诺贝利为7级核事故，三里岛为5级核事故。而中国迄今未发生2级及以上的核事件。核安全无小事，任何一个机组的意外，都会对全行业带来灭顶之灾。
另一个变量在价格。由于安全标准的不断提高，核电或许是主要是能源品种里价格唯一不降反升的。AP1000首堆三门一期电价为0.4203元/千瓦时，EPR首堆台山一期电价为0.435元/千瓦时，都高于此前投运的典型二代加技术核电机组。而风电、光伏的成本仍有客观的下降空间。要想在市场中有竞争力，经历首堆波折之后，后续核电机组需要通过规模化和工期的控制来降低建设成本。
更加市场化的电力交易对核电也是新的挑战。目前，广东的核电机组已经通过让利部分电价来保障利用小时数，浙江秦山也有部分电量通过市场化价格结算，低于标杆电价。未来电力市场交易将逐步形成以中长期交易为主、现货市场为辅的格局，核电尽管属于优先发电电源，但保障利用之外的电量仍需面临市场竞争，营销环境更加复杂，也是核电业主过去并不习惯的新环境。
美国的核电应对市场变化的反应已有前车之鉴。如前文所述，在廉价天然气和新能源的挑战下，美国当前提出退役申请的核电机组主要集中在电力市场放开的州，继续延寿的机组继续主要集中在电力市场管制的州。
不仅如此，尽管相比风电、光伏的波动性，核电有能够稳定出力的优点。但对电力系统而言，不能“波动”也是缺点，电力系统最喜欢的是能够随着供需变化灵活调节的电源。而当前电力负荷的变化趋势是尖峰化日趋明显，居民负荷在峰值负荷中占比增大，同时出力侧新能源占比提高，波动性增加，这都要求系统具备更多的灵活性调峰电源，而注重安全运行的核电显然目前并不在此列，在电力更加市场化的未来必将承担更多的调峰成本。核电要么加强调峰技术的研究，要么由业主考虑将多种能源综合利用，形成更加灵活的电源。这都是未来核电发展中，业主需要考虑的新问题。
图1:截至2020年末中国核电在运机组统计
图2:截至2020年末中国在建、核准机组统计
