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核电的未来难以预测。许多国家的电力部门最初都青睐核电投资,但后来都不再鼓励发展核电。鉴于目前的发展形式,到本世纪中叶,世界核工业能否在经济上具有可行性,尚不确定。相对于其他电力技术,核电更需要政府、投资者和公众长期支持,要安全持续地使用核能。核电事业的资本成本不断上升,从某种程度上来说,为了回收成本,未来核电厂的使用寿命将设计为六十年或更长,一个核电项目从规划、许可审批,到退役和废物管理将需要庞大的财务支出,这些支出将促使生命周期延长至一个世纪甚至更久。

总而言之,人们对核电未来越不确定,越表明人们对核电风险的担忧,政府和工业部门可能会反对更先进、成本更高的核技术投资,尤其是那些需要长时间研发和工业示范才能投入使用的技术;特别是,如果决策者并不确信这些投入能否带来技术上可靠、可进一步发展、商业上有利可图的资产,那么他们更不会同意进行投资。

世界上大多数核电厂在建成时,政府都认为电力供应、传输和分配具有天然的垄断性,因为新的参与方会因固定成本相对较高而缺乏竞争力。他们认为,电力投资的资本成本普遍较高,老牌供应商具有平均成本低、电力生产经济规模化的优势,这对新的参与方来说是不可逾越的障碍,会阻止他们与处于垄断地位的老牌供应商竞争。电力行业的公司之所以投资核电,是因为投资成本体现在费率基础上,由消费者承担。

自20世纪90年代以来,许多政府解除了对电力行业的控制,鼓励竞争。这有时意味着,相比于其他电力来源,必须抬高核电价格,才能使核电厂运营商获利;而且,对于大多数市场来说,这意味着新的核电投资将比其他技术投资更为昂贵。此外,一些政府还采取政策措施,补贴非核发电技术的发展和部署。

令人印象深刻的是,中国迅速地吸收了外国成功的先进技术,建造了最初的轻水堆,然后按照紧张的建设时间表几乎没有延误地进行了技术复制。然而,中国将在本世纪以多快的速度推进上一章讨论的先进核技术?中国实验快堆试点项目需要近二十五年的时间。欧洲、日本和俄罗斯的快堆项目专家在2015年5月和2016年6月的研讨会上警告说,根据以往的经验,中国商业示范快堆的设计、建造和运行不可能毫无延误、按期完成。201更坦白地讲,这些专家是在强调:目前支持快堆研发的多边国际努力面临重重困难,将快堆研发项目的成果转化为商业上可行的核系统,是一个巨大的难题。202

在此背景下,对政策制定者和投资者来说,重要的是要考虑中国的经济和电力政策环境是否会无限期支持核电,中国是否会冒着各种风险,支持部署可能需要更大的财政投入和政治承诺的更先进核电系统。

中国2005年前的核经济

从20世纪70年代末开始,中国计划在电力能源组合中引入核电,因为中国多项研究的结果表明,核电投资被证明是物有所值。他们认为,与其他能源相比,核电具有成本竞争力。203从中国开始实施核电计划起,中国政府就像在十年前或二十年前决定支持核电的其他国家的政府一样,牢牢控制着电力部门,所有投资和大多数定价决策都由政府掌控。

当时,一些持怀疑态度的人认为,较高的核电厂成本投资会阻碍中国投资可再生能源,而且核电也将无法与占中国电力供应约四分之三的廉价煤炭资源竞争。204但中国政府决定建设少量核电厂,是考虑到文化大革命后中国改革过程中出现的政治、能源安全和技术政策,与成本无关。

随着邓小平经济现代化带来的经济高增长,中国政府开始对中国的电力行业进行改革,刺激电力生产,包括允许外国资本注资中国核电项目,并且中国也进行力度更大的投资。20世纪80年代和90年代,中国能否负担得起核电并不那么重要,因为大多数核电厂都是根据合同由外国供应商提供设备和服务建造的,项目资金是由外国政府代表公司支付。事实上,从1980年到1996年,中国政府的电力投资比例从60%下降到0.2%,而外国电力投资比例从零增加到12%。205中国沿海地区的经济以惊人的速度增长,促进了投资多元化,生产分散化,尤其是广东省的政治和行业领导急于挑战中央的决策专权。206

本世纪初,受煤炭供应瓶颈的影响,以及电力需求的持续增长,中国领导人决定加大核电厂投资力度,更加重视核电的经济利益。中国政府认为,煤炭短缺及其引起的煤炭价格上涨和中国煤炭进口的增长,将是一种长期的发展趋势,因此决策者预测,未来核电将比燃煤发电更具竞争力。207随着煤炭价格的上升和煤炭进口的增长,国有电力公司债台高筑,营业亏损,但他们成功游说政府允许他们投资核电,并得到了中国政府的批准。中国政府在2005年决定加快核电发展时,中国出现了核淘金热:作为正在进行的电力部门改革的一部分,一些国有企业从国家能源部独立,把赌注押在政府决策者作出的关于电力需求增长的长期预测上,国有企业与地方和省级政府共同合作,试图从全国各地核电厂项目获利。208

中国政府对核电的支持

在接下来的十年里,中国建造的核电厂产生了丰厚的利润。从2002年到2012年,中国的两家核电企业——中广核集团和中核集团,年资产回报率为7.1%,是当时火电企业的两倍多。209这减缓了这些企业的政府股东对项目风险的担忧,政府预计,核电项目位于人口稠密且经济增长迅速的沿海地区,靠近电力市场,在电力市场竞争中可以与煤炭和可再生能源相抗衡。而且,各省政府反对跨省销售电力,国家电网公司长距离的电力传输也面临艰巨的任务,这些因素都为中国东部沿海地区的核电投资项目提供了更坚实的保障。

无论过去还是现在,中国核电投资的盈利都得益于各省和中国政府领导人的支持。他们以各种方式为核电项目提供帮助,其中最重要的有:

获取信息并影响决策

允许投资核电行业的企业数量是极其有限的;所有投资核电的企业都是受国家控制的国有企业。中国最有权力的组织——中国共产党参与所有国有企业高层人事的决策。电力行业的国有企业高级管理人员可以当选为中央和省级政府的官员,他们“保持与企业的联系,可以提供内部消息并为企业说话”。210中国几乎所有的政府高级官员都是共产党党员,受共产党的纪律约束。国有企业中,党组织与企业管理结构并存,党委书记可能比总经理还拥有更大的权力。211共产党参与企业管理可以影响企业的发展,有利于赢得地方和省级行业和政府的支持,包括在国务院和其他监管机构正式批准之前做好审批前基础准备工作,确保项目建设获得支持。许多甚至大部分的中国核电建设项目,可能都从这种方式中获益。212总的来讲,从过去几十年直到最近,中国法律制度不太完善和公民的社会参与度相对较低,能源问题决策缺乏问责制和透明度。213这种现象实际上意味着能源定价和调度取决于临时的危机管理决策,不透明的政治影响和人际关系可能是关键的决定因素。214即便如此,自上世纪90年代末以来,中国电力行业(包括国有核企业)逐步实行企业化,的确在一定程度上使中国共产党和政府在指导企业核资产的管理和投资决策时面临挑战。近年来,中国国有核电企业的领导人也比以前更加鼓励发展新的管理文化,将企业利益与国家和共产党利益区别开来。

财政补贴

国有电力企业直到最近才开始承担向政府支付股息的义务。政策性银行,例如中国国家开发银行,以优惠的国家补贴利率向国有电力企业提供贷款,尤其是向中核集团提供贷款。215更概括地说,国家制定了有利于国有企业的存款利率的调控政策,要求国有银行以低贴现率为核电项目提供融资,从而使核电享有明显和巨大的融资成本优势。216

优惠的定价

中国政府为核电提供最有效的潜在财政补贴,也许是为向电网输送核电的企业提供优惠的价格条件。中国电力生产商的销售价格是由中央规划机构——国家发改委控制的,后者为每一种能源设定了不同的上网电价:核电、太阳能、风电、水电和煤炭。自中国政府采取这一措施以来,2016年和2017年,政府为核电标杆生产企业核定的标杆电价为0.43 RMB/kWh,一直高于燃煤或水利发电的电价,这在一定程度上反映了核电厂较高的资本成本。217这种优惠的税率对中国核工业的福利有多大?2015年,一位中国核工业高级管理人员表示:“我们非常关注政府的这项政策。如果政府把这个政策从我们这里拿走,我们企业的未来就遇到很多麻烦。”218

电力部门改革与核电

中国的电力改革大约开始于五十年前,而且一直没有停止,很可能会继续下去。中国电力行业改革越深入、越有效,未来核政策决策中的经济和成本考量就会越多。

电力市场改革

随着20世纪80年代和90年代政府对电力行业实行权力下放政策,中国政府开始进行电力行业商业化改革,并拆解电力部门。中国在本世纪初采取的许多措施,对于那些正在解除电力系统的西方国家的政府官员和企业高管来说,似乎都很熟悉。

2003年,中国政府的一个庞大的规划机构——中国国家计划委员会,更名为中国国家发展和改革委员会。国家发改委组建了中国政府的能源局,后来升级为一个副部级单位——国家能源局。国家成立了环境保护部,然后又设立了国有资产监督管理委员会(以下简称为“国资委”),承担电力行业中国有企业的中国政府股东角色。中国政府还试图建立一个电力行业监管委员会。

与此同时,中国领导层采取措施,推进电力系统市场化。这一过程从2002年开始,当时中国政府解散了庞大的中国国家电力公司,该公司拥有中国大部分输配电基础设施,并在中国发电量中占有很大份额。解散后,中国成立了两家电网管理公司以及五家国有电力公司。电网管理公司与电力公司相互独立。五家新成立的国有电力企业是从原国家电力公司分离出来的,发电量在五年内达到中国总量的近一半。219 2005年,中国政府决定加速核电厂的建设,电力系统的市场化进一步加快。国有电力企业向政府施压,要求政府允许他们通过债券市场为即将进行的核电投资筹集资金,以实现中国政府提出的更高的反应堆建设目标。电力企业特别倾向于投资核电厂,主要有两个原因:

一是从2005年左右开始,随着煤炭行业改革,国内煤炭价格开始跟随国际市场持续上涨;二是缺乏煤炭价格与火电上网价格挂钩的有效机制。220在这种情况下,行业公司必定会开始向政府施压,要求对定价制度进行更根本的改革,这只是时间问题。现在,这一改革仍处于初级阶段,而且在主张中国市场化的人看来,还有很长的路要走。在本世纪最初的十年,中国核电行业规模尚且太小,无法对国家定价产生影响,但是,随着越来越多的反应堆建成,这种情况发生了变化。自2005年以来,国家发改委保证提高核电企业电力上网销售价格,使核电公司从中获利。

今后几年,在习近平的领导下,电力改革的两个重要议程可能会对核电行业产生深远影响:一是中国政府决心长期引入市场机制,二是中国雄心勃勃地为电力系统脱碳而努力。2014年习近平在“推动我国能源生产和消费革命”的讲话中强有力地表明了这两个愿望,他表示,中国将减少浪费,鼓励对非化石能源的投资,扩大市场力量的作用,改革能源部门的规章制度和管理。221国家发改委将来的电价改革,将核电包括在内,将是这两项举措的核心。

环保政策驱动核电增长

目前已证实,中国部署核能发电技术的初衷是拓展煤炭资源以外的电力能源。中国作出电力行业脱碳的决定,是对世界各国环境专家的响应。他们确信,必须大幅减少大气中二氧化碳的排放量,以避免全球气候恶化。中国的做法强化了这一观点。但是,直到现在,减少空气污染颗粒一直是中国的根本环保政策,也是促进核电发展的动力。

2009年中国宣布,到2020年,计划二氧化碳排放强度(单位GDP的二氧化碳平均排放量)比2005年下降40%~45%,非化石燃料在一次能源生产中的比重提高到15%。222 2016年,中国正式签署了在巴黎联合国气候变化大会上达成的关于减少碳排放、限制可能出现的全球气温上升的协定。为此,中国将减缓气候变化的承诺的期限从2020年延长到2030年,同意将二氧化碳排放强度降低60%~65%,将非化石能源占能源生产的比重提高到20%,这意味着中国的二氧化碳排放将在2030年达到峰值。这些目标也反映在中国“十三五”规划(2016—2020年)的气候政策目标中。223 根据从2011年到2020年的五年规划,中国一直在积极扩大对风能、太阳能和核能发电能力的投资。如果目标得以实现,中国风电装机容量将从2010年的31 GWe增加到2020年的200 GWe,太阳能装机容量将从2010年的1 GWe增加到2020年的70 GWe;到2020年,核电装机容量将增加到58 GWe,在建核电装机容量将增加30 GWe。

国家发改委没有具体说明2020年以后的规划目标,具体目标还在支持(或不支持)具体电力技术部署的参与者和观察员的猜测和想像中。未来五年规划中核电占比将取决于:对经济增长的预期、政府减少碳排放的目标和承诺,以及一些包括电力储存和碳封存、发电等技术的发展等等。这还将取决于电力系统的结构,特别是中国的电力需求是否会永远一如既往地包括基本负荷(很大一部分由核电厂提供),以及未来超高压输电设施在中国电网的使用程度。

特别是,在福岛核事故之前,中国一些类似官方机构估计到2050年中国核电装机容量高达400 GWe ~500 GWe。这一预测与美国劳伦斯伯克利国家实验室的科学家在本世纪前十年的后期,与国家发改委的研究人员合作预测中国未来的电力需求和温室气体排时使用的估值相符。224

除非出现不可预见的发展局面,中国政府的决策者和研究机构认为,到2050年,中国电力系统的发展没有理由会促成某种阻止核电的进一步增长的决定。但在本世纪的第二个十年,核电装机容量的增长速度总体会大幅走低。这在一定程度上反映了中国政府对2011年日本发生严重核事故的谨慎态度,以及自2014年以来习近平和其他中国官员对中国经济和电力需求增长放缓的预期。中国把这种状态称为“新常态”。

中国政治经济界当前和未来的“新常态”和环保问题,并不意味着中国将在本世纪中叶放弃核电。值得注意的是,一个对核能持批评态度、倡导积极能源效率政策和可再生能源建设的非政府研究机构,对中国未来电力组成所做的一个计算机模拟预计,在中国积极进行碳减排的形势下,若要最大化减少碳排量,中国会继续增加核电装机容量,到2050年预计达到约180 GWe。这个估值还不到福岛核事故前一些乐观估计的一半,但仍是“十三五”规划中装机容量的两倍(到2025年),也是美国目前核电装机容量的近两倍。

预计到2050年中国的电力资源

右上图是该研究机构的研究人员对中国未来电力生产的预计,他们认为,在2050年中国总发电量中,对于气候有利的非碳排放能源将占82%,其中核能将是一个重要组成部分。这一预测是非常乐观的,而且据《重塑能源:中国》的作者称,要实现这个目标,必须累计投资5.2万亿美元(35万亿人民币),这个数字是相当可观的。225 但在2050年之前,实际情况可能与这些预测有所不同,至少从脱碳的观点来看,若干因素会对中国核电发展产生不利影响,这些因素包括:中国劳动力的能力;中国是否大量投资廉价天然气;中国是否会继续以支持资本投资和建设的传统增长模式发展经济;技术壁垒是否会阻碍低碳技术的进一步发展;政治家和决策者如何在中国电力规划体系中平衡已广为使用的可再生能源;国有企业是否会进行改革。226

左上图反映的是中国更传统的参考数据和国家发改委能源研究所与劳伦斯伯克利国家实验室合作研究得出的数据,资源节约度相对较低,煤炭和核能发电占比较多。事实上,这些专家预计2050年发电量的上限与下限,与国际原子能机构等组织机构最近所做的预测相符。227一些研究人员估计,要达到这些目标,到2030年,中国电网可能会增加1000 GWe~2000 GWe的发电量;同时,为了实现中国2016年制定的缓解气候变化的目标,在新增的发电量中,非化石能源发电量必须达到900 GWe,超过了“十三五”规划预计的投资。如果是这样,与劳伦斯伯克利国家实验室合作的中国研究人员表示,大多数新增的非化石能源发电量“将来自可再生能源和/或核能”。228更概括地讲,中国将会继续补充新的核电能力,一位中国电力规划的官员在2016年说,“只要中国致力于脱碳,国家发改委和能源局就可以预计,可再生能源在中国电力生产的占有率将限制在20%~30%之间”。229

人口和地理因素对中国核电发展未来也至关重要。到目前为止,中国所有的核电厂都建在人口稠密的东部沿海地区。然而,2015年研究人员得出结论,这些高收入地区的人均电力消耗正在趋于平稳,他们警告说:“人均电力消费与经济发展之间的关系发展到一个新的阶段,除了在几个能源开采省份,大多数中国省份的人均电力需求仅保持温和增长状态,在最发达地区甚至停滞不前。”230 根据中国核工业官员2015年的说法,我们之所以预测核电发电量将继续扩大到100 GWe以上,是因为我们预计之前计划在中国内陆地区建设核电厂的项目将会实施。231但在福岛核事故之后,中国政府一直不愿实施本世纪初制定的这些计划。如果中国内陆核电项目不投入运行,那么到2050年,中国核电装机容量超过100 MWe~150 MWe的目标将不会实现。

如果近期对未来电力需求的预期是准确的,加上中国的国家碳减排目标和对《巴黎协定》的承诺,我们或许就有理由认为仅在2020—2030年之间,中国核电装机容量将增加几百吉瓦。但实际上,容量增加将受到诸多因素的制约,包括在“新常态”下未来电力需求的发展,以及可能存在的相关政治因素。

如果中国在未来几年优先增加非化石能源的发电量,那么当其他非排放技术遇到困难时,中国可能会考虑提高核能发电量。自2010年以来,中国对风力发电设备投资过度,风电装机容量以每年60%的速度增长,从而导致先进风电投入被迫大幅削减。间歇性电力的大量增长,也使政府的调度和定价系统面临严峻挑战。中国的调度和定价系统是针对固定配额和固定价格而设计的,与供求无关。供电系统中不断增加的电力流动,使中国的调度和定价机制的压力越来越大。232 另外,习近平在2015年和2016年宣布,政府计划引入竞争性调度,这种压力可能会更加沉重。233

政策制定者在考虑中国核电行业的未来前景时,还有一个不容忽视的因素,即中国煤炭行业的规模和影响力。中国有3万个煤矿,600万工人。尽管政府努力削减煤炭产量,但从2000年至2014年,煤炭产量却从10亿短吨增加到近40亿短吨。地方和省级官员支持煤炭行业,他们经常无视中央政府的指示,推迟执行政府下达的关闭煤矿的命令,而且一旦煤炭价格上涨,煤矿往往会重新开工。不仅如此,尽管产能过剩,他们仍继续投资新的煤炭项目,对政府削减煤炭产量的命令置若罔闻。整个煤电供应链都面临压力:煤矿、发电厂、工程建筑公司。地方煤炭工人的抗议活动也是家常便饭,由此造成潜在的社会动荡,可能会削弱中国政府逐步淘汰煤炭行业的决心。而另一方面,大概有7亿城市居民却希望政府和共产党能够保证清洁的空气。到2030年左右,或许在2030年之后,煤炭排放将达到顶峰,那时中国政府将面临这一两难境地的政治挑战。

未来的核成本

中国用核电替代燃煤发电的决定将更难贯彻下去,因为中国的核电成本高昂。在煤炭工业发达的地区,燃煤发电企业享有的成本优势比核电竞争对手大得多。燃煤发电量过剩的地区,基本负荷电价优惠,如山西0.3538元/千瓦时、内蒙0.2937元/千瓦时。这些价格分别比政府核定的标杆价格还低20%和33%。234

近年来,GDP增速和电力需求增速放缓,核电成本相对较高,煤炭和可再生能源带来的政治压力增大,这些因素共同导致核电行业出现减产,导致中国核电厂的负荷系数降低,政府迫使核电厂以负荷跟踪模式运行反应堆,从而使核电生产成本增加。235 未来几年,这种成本压力可能还会增加,特别是如果中国向电网增加发电量的速率远远高于目前和预测的电力需求增长速率的话。236如果这种现状持续下去,核工业和政府市场改革者之间的矛盾肯定会加大,特别是在政府如何优先分配可再生能源、核电和水力发电资源的问题上。

中国核电经济远远不像官方所报道的那样,中国核电装机容量不断增长,屡创新高。2017年3月中国媒体披露的数据显示,中国核电厂设备利用率下降,将对核电经济构成潜在威胁。据中国核电企业高级管理人员称,中国一座核电厂必须每年运行约7000小时,才够偿还项目贷款。从2015年开始,在一些核电发电量曾稳步提高的地区,核电厂的利用率已经下降到每年5000小时。237

此外,随着超高压输电线路的普及,本已低廉的燃煤电价将来可能更加便宜,因为传输费用将会下降至每2000千米(大约1242英里)只有0.10~0.15元/千瓦时。高度企业化的中国国家电网公司正以创记录的投资额推进中国超高压输电线路建设,仅2016年一年,这个全球最大、现金最充裕的输配电公司就拨出约860亿美元(约合人民币5430亿元)用于这项新的投资。238

在过去十年的大部分时间里,拥有大多数中国核电厂的东部沿海地区的燃煤电厂,一直在以接近核电运行价的高电价发电。但是,随着越来越多的电力,从遥远的矿区燃煤电厂和中国环保法青睐的间歇性能源发电厂输送到沿海地区,东部沿海地区核电价格的压力可能会加大。而且,如果中国政府的决策者和实力强大的中国国家电网有限公司打破遍及全国、阻碍跨省电力销售和传输的政治壁垒,核电投资可能会被迫搁浅。

近期,一些地方和地区的核电产量下降,这一趋势是否会波及全国,将取决于国家如何平衡不同电力公司向国家电网出售电力的价格。在温家宝开启核电建设热潮的十多年后,目前,或许今后几年,核电的潜在投资者再也不会想当然地认为,中国新建的核电厂将会拿到“印制钞票”的许可证。

中国越想追赶西方,经济就越会因基本要素投入成本增高而失去竞争优势。当今中国电力成本比美国高30%,这在很大程度上是由于低效的调度能力、过度建设、缺乏透明度的定价和有选择性的保护主义。239 鉴于中国核能发电一直比燃煤发电昂贵,如果中国政府有意保护经济的国际竞争优势,就必须想办法控制甚至降低核电成本。

除非政府出于长远的战略考虑,愿意承担核电生产的昂贵费用,否则,对于是否将投资方向从压水堆调整到一次到位的或机组级数更少的商用快堆及其燃料循环设施,政府和国有企业在作出任何投资决定时,成本必将是一个考虑因素。

中国高温气冷反应堆项目的经历表明,即使政府已经作出支持这类技术投资的决定,但决定并非一成不变。过去十年间,中国启动了在山东省石岛湾核电厂建设10座105 MWe的双机组核电厂的项目,共计20座反应堆。和快堆一样,1986年中央规划部门指定高温气冷反应堆为战略技术,但在2018年首台机组完工后,此项目却被要求暂停。根据该项目联合研究小组负责人的说法,项目在实施过程中发现,机组的发电成本(部分是基于项目成本推算的)将比中国的压水堆核电厂的发电成本高出25%。240 于是,投资者现在正计划在此建造一座大型压水堆取而代之。而高温气冷反应堆项目将进行重新设计,以降低建造和采购成本。预计下一个高温气冷反应堆项目将是额定功率655MWe,由6个模块组成,与一台涡轮发电机相连,目的是获得更大的规模效益。241 即使对于1986年以来政府出于战略原因一直青睐的反应堆型号,相对成本也影响国有投资者的决策。

快堆成本

中国高温气冷反应堆项目的经验教训应该可以推广到其他核投资项目。与中国的压水堆相比,原型快堆或示范快堆的工程设计、申请许可、采购安装的成本将更高,因为它是独一无二的。运行成本取决于可靠性;对于一个崭新的工业原型快堆或示范快堆,运行情况如何,很难预测。轻水堆有累计约1.4万年商业运行经验的数据库,供潜在投资者参考;相比之下,世界上的快堆累计经验总共只有几百年。242日本、英国和美国的242座示范堆曾长时间关闭,而法国第一座工业规模的快堆十年间的使用率仅为7%。243另一方面,法国的凤凰原型堆和俄罗斯的BN-600这两座反应堆最终也只分别连续运行了151天和165天。后来,法国又研制了一座商业规模的快堆,虽然1996年实现了全年成功运行,发电量超过了此前九年运行期间的总发电量,但该项目遭到法国政府的极力反对,因而勒令关闭。244要使未来的原型快堆或示范快堆成功运行,可能必须运行足够长的时间,积累运行经验,才能从中受益。投资者需要有足够的耐心。

法国的快堆在经历了半个世纪的发展之后,国家电力公司——法国电力集团决定,对于先前出现的影响快堆可靠运行的一些具体问题,包括气溶胶沉积、腐蚀以及钠安全壳的完整性等,如果没有采取适当的补救措施,将不会投资建设商用快堆。法国对一些以前运行的快堆进行了工程改造,使它们的可用系数有时可以达到50%~80%。但据法国快堆项目的一位资深专家说:“要想与其他发电系统竞争,可靠性系数必须高于90%。必须通过材料创新,解决换料停堆、设备维护和在役检查中存在的问题,延长部件寿命……先进材料的工业化应用必须确保基本不会发生钠泄漏事件;必须重新设计回路和设备,使它们可以在极短或几天的时间内及时修理或更换。”245

同样,日本专家根据日本快堆项目的经验得出结论:未来的反应堆必须解决装机容量因素、资本成本和燃料成本问题。为了降低成本,核电厂的使用寿命必须从四十年延长到六十年;必须简化反应堆系统;必须采用先进的规范和标准进行施工;维修周期必须缩短;必须增加燃料的燃耗;检查和换料停堆之间的运行周期必须延长到两年。246

中国核工业高级管理人员表示,他们预计如果快堆的投资和运营成本超过压水堆,政府将支付额外的费用。247根据中国在实验快堆成本管理方面的经验,核工业还预计示范增殖反应堆的建造和发电费用将高于压水堆。笔者在2015年和2016年咨询了来自西欧、日本、俄罗斯、美国的快堆专家,他们也得出了同样结论。大多数专家一致认为,总体来看,任何新型示范快堆的相关成本都将高于压水堆。248中国的资料同样表示,三峡水电项目的投资者可能愿意支持福建的示范快堆建设项目,政府可能会提前向他保证,这个独特的具有战略意义的项目将会得到政府补贴,并且通过电力销售中有效的上网电价补贴政策,对快堆发电给予高于所有其他核电的上网电价补贴。但是在习近平的领导下,国家发改委决策者力图减少中国定价体系中存在的市场扭曲现象。

根据中国原子能科学研究院的数据,中国实验快堆耗资3.87亿美元(约合25亿元人民币)。如果真是这样的话,尽管按照今天的核电厂成本来说,这也相当划算,但几乎是二十五年前预算的4倍,当时该项目启动时的预算为1.06亿美元(约合6.8亿元人民币)。中国原子能科学研究院指责该项目缺乏设计、工程和施工经验,尤其是泳池式反应堆,是造成费用超标的主要原因。中国原子能科学研究院不得不对主要部件进行耗资巨大的设计更改,而且在他们看来,中国政府也没有给予该项目充分的支持;采购费用占项目成本的39%,低于中国压水堆的采购占比(尽管由于采购份额较低,项目的价格低于压水堆)。249中国原子能科学研究院从意大利购买了已停止的快堆项目中的设备,为了与实验快堆项目设计相匹配,又对项目进行了修改;而且苏联解体后,由于政治动荡,俄罗斯合作伙伴的设备供应被推迟。这些事件都增加了中国实验快堆的成本。250中国原子能科学研究院为了降低成本,对600 MWe快堆进行一系列改进,包括工程设计程序和堆芯设计、燃料燃耗、蒸汽发生器、总热效率和建筑材料的高效使用等,所有这些问题都使中国实验快堆的成本大大增加。251

后处理成本

与未来快堆的成本构成相比,使用PUREX化学流程的乏燃料批量后处理厂的投资成本和运行成本研究已历时多年,成本估算经验成熟,特别是这种乏燃料后处理技术已用了几十年。252 2013年,中国官员告诉作者,媒体报道称,法国供应商阿海珐集团提出以200亿欧元左右的价格在中国建造一座800 MTHM/年的后处理厂,这则报道是可信的。2532007年日本核工业称,阿海珐集团在日本建造一座类似的后处理厂,现已几乎完工,造价为2.2万亿日元,与这个价格相符。254

关于中国在金塔建造的200 MTHM/年后处理厂的成本,没有公开的数据,但可以认为,费用将大大低于阿海珐集团提供建造的处理厂,因为与实验快堆项目一样,该项目中很大一部分的工程设计、施工和采购都将由国内提供。255以这个项目为借口,中国可能会说服阿海珐集团把800 MTHM/年的后处理厂的价格降低大约50亿欧元。256

2015年和2016年,中国的高级管理人员告诉笔者,在决定建造和运行一座用于后处理大量压水堆乏燃料的工业化设施之前,当时中国最大的两个反应堆所有者——中广核集团和中核集团,尚未就如何推进该项目达成协议。由于中核集团被授权全面负责中国工业化核燃料循环后端的发展和管理,国家电投集团和中广核集团的官员表示担心,他们在商业上将处于不利地位,并且中核集团会在后处理服务方面“收取过高费用”。257中核集团在其他一些民用和国防核业务中利润较低,可能打算用后处理的垄断收入来弥补上述利润亏空。258政府和中核集团可以通过几种渠道为后处理厂的投资筹集资金,包括直接融资、软贷款以及求助于乏燃料管理基金。中国向所有运行的反应堆征收0.26元/千瓦时(约合0.38美分/千瓦时)的税,这些税收的一部分用作乏燃料管理基金。中广核集团不满中核集团在后处理行业的垄断地位,在2013年曾向国家发改委表示,该基金的收入不足以支付后处理的费用。259

根据目前和以往后处理项目的数据,外部研究人员普遍认为,中国乏燃料后处理的成本将超过干式贮存的成本。260哈佛大学的研究人员估计,根据资本成本、利息、退役、产能因数和运行情况的预测,乏燃料后处理厂的燃料处理成本在1000美元~5600美元/千克之间。261中国对此回应称,这个较低的数字更接近2013年之前中国官方的数据,中国官方曾估算政府和中核集团为大型后处理厂项目所做的融资额及其利率。262中国官员表示,哈佛大学研究给出的较高的数字更符合西方核电计划对较高生产要素成本的预期,比如他们研究用到的历史参考数据。无论如何,如果中国选择投资一个工业化闭式核燃料循环项目,除了上述的压水堆乏燃料湿法后处理费用外,还将面对钚燃料(MOX燃料和金属燃料)的生产和废物管理费用,包括处置,铀采购、转化和浓缩,二氧化铀燃料制造,干法贮存乏燃料等,以及比压水堆燃料制造和乏燃料后处理费用高得多的快堆相关费用。

研究人员得出的结论是,采用闭式燃料循环系统,中国的核电成本会更高,这与自20世纪90年代以来针对其他核计划进行的一系列经济研究结果一致。根据这些研究中的假设,核燃料后处理和回收的成本份额可能为14~66%。263对大多数核电国家来说,由于潜在成本相当高,投资者和政府不愿意投资工业化的闭式核燃料循环系统。考虑到与乏燃料管理的成本要素在总平准化发电成本中相对份额较低。根据经济合作与发展组织(以下简称为“经合组织”)核能署的估算,可能在2%到4%之间。中国可能相信,投资带来的战略利益将补偿这些高成本支出。264

战略要点

经济因素在中国核电计划的作用越来越重要。未来,中国经济与其他发达核国家越相似,经济因素在决策中就越重要。

与许多其他核电国家一样,最初,核电的高成本并没有使中国感到畏惧,因为中国的电力行业最初是一个整体,并且最初的核电厂由外国供应商及其政府提供资金。政府对核电的支持符合中国的政策目标——技术发展、能源安全和减少污染,并不考虑成本因素。

核电成本作为决策的一个因素始于本世纪初。在此之前,中国政府实行电力行业改革,同时加快了核电厂的部署,并促使电力行业企业化发展,以便为电力投资筹集更多资金。

如今,中国核电行业面临的难题是中国政府的电力政策目标相互矛盾,既要提高市场透明度,又要保持中国政府的控制。中国政府将输配电和电力生产解绑之后,国有核电企业需要政府的保护,才能以适当的价格向电网出售电力,从而保证足够的电力收入,以便偿还日益增长的债务。这些特权是中国核电行业的生命线。如果中国领导层继续放开市场,让市场决定新增核电发电量的投资和降低成本,那么这条生命线就会受到威胁。

中国增长模式的转变、国家电网的统一、边际电力需求的下降以及公司化的国有核企业的决策偏离了国家战略利益,这些因素都可能给核电上网的优惠电价造成下行压力。对中国核电来说,最糟糕的经济局面是,由于“新常态”持续存在,电力改革继续进行,国家又没有适当的补救措施,核电厂投资进退两难。

预计本世纪20年代的经济发展,将不利于中国向更先进的核技术和闭式核燃料循环转型。中国越是迫使电力部门降低整体系统成本,国家就越有可能迫于压力,为假想的非商业战略利益买单并提供补贴。

注释

201 卡内基研讨会上两个专家的讲话:“中国核电的未来技术选择,”厦门,2015年5月22–23日;“中国和世界核电的未来:后处理和快堆;”柏林,2016年5月31日-6月1日。

202 从2008年到2011年,国际创新核反应堆和燃料循环项目(INPRO)研发了一个分析框架,用于评估从目前部署的核电反应堆到未来发电用的快堆和封闭燃料循环的转变情况包括由个别国家独立部署的情况、少数国家联合部署的情况和由多边计划协作部署的情况;框架考虑了反应堆、核燃料加工、运输和物流以及核废物管理等问题;见“国际创新核反应堆和燃料循环项目,”国家原子能机构,2017年1月1日,http://www.iaea.org/INPRO/。经合组织核能署也从战略角度分析了快堆和闭式燃料循环的商业化问题,参见经合组织,由热堆到快堆核系统转型引起的战略和政策问题(巴黎:经合组织,2009)。

203 徐义冲,《中国核能政治》:100-06。

204 “中国的核电热潮可能很快就会破灭”,《新科学家杂志》,1985年2月14日。

205 徐义冲,《中国核能政治》,第112页。

206 马克·希布斯,“中国的核障碍在广东是政治,在山东是经济”《原子核物理周刊》,第12页,1999年5月20日。

207 徐义冲,《中国核能政治》,第103页。

208 马克·希布斯,“中国电力公司考虑在70多个地区建设新反应堆”,《原子核物理周刊》,2009年4月30日。

209 Ryan Rutkowski,《中国核电经济学》,彼得森国际经济研究所,2013年10月25日,https://piie.com/blogs/china-economic-watch/economics-nuclear-power- china。

210 Philip Andrews-Speed,《中国的能源治理:向低碳经济过渡》 (纽约:Palgrave Macmillan出版社,2012年),第173页。

211 同上,第125页。

212 作者与中国核专家的谈话记录,2015年和2016年。

213 Andrews-Speed,《中国的能源治理》,130–3。

214 作者与中国电力规划专家的谈话记录,2016年。

215 作者与中国企业高管和政府官员的谈话记录,2012年和2015年; Andrews-Speed,《中国的能源治理》,第90页。

216 Rutkowski,《中国核电经济学》。中国核电厂的贴现率为5%,运营成本与燃煤电厂相当;如果贴现率提高到10%,燃煤电厂的运营成本只有核电厂的1/8。

217 一则援引中国核能行业协会的资料[徐玉明,“福岛核事故后中国核电的发展”,2013年5月]显示,即将建成的AP1000的上网电价为0.45元/千瓦时或更高,略高于中国核电平均水平,如果后续机组的资本成本较低,上网电价将降至0.42元/千瓦时: 参见《核电经济》,世界核协会,2017年11月,http://www.world-nuclear.org/information-library/economic-aspects/economics-of-nuclear-power.aspx

218 作者与中国企业官员的谈话记录,2016年。

219 Andrews-Speed,《中国能源治理》,第67页。

220 一些来自中国的资料显示,国家发改委此时不愿上调工业用电价格,而工业用电占中国发电量的70%。

221 新华社,“习近平强调能源领域改革的工作”,《中国日报》,2014年6月14日,http://china.org.cn/business/2014-06/14/content_32663506.htm

222 Deborah Seligsohn,“中国国务院公布40~45%碳强度目标,“洞见(博客),世界资源研究所,2009年11月26日, http://www.wri.org/blog/2009/11/china%E2%80%99s- state-council-unveils-40-45-carbon-intensity-target。

223 “中国立法机关批准气候变化《巴黎协定》”,新华网,2016年9月3日,《http://news.xinhuanet.com/english/2016-09/03/c_135656703.htm

224 南周,等,“2050年中国能源和碳排放展望”,劳伦斯伯克利国家实验室,2011年4月,https://china.lbl.gov/sites/all/files/lbl-4472e-energy-2050april-2011.pdf,第53页。

225 能源研究所,劳伦斯伯克利国家实验室和洛基山研究所,《重塑能源:中国》,洛基山研究所,https://rmi.org/insights/reports/ reinventing-fire-china/。

226 洛基山研究所于2015年9月介绍了这项研究的结果:“为清洁空气和改善城市气候,实现中国电力部门的去碳化。”,威尔逊中心,2015年9月29日,https://www.wilsoncenter.org/event/decarbonizing-chinas-power-sector-for-cleaner-air-and-climate- smart-cities。

227 何刚,蒋林,亚历山大·袁,“中国经济再平衡与电力需求”,2。

228 同上,第12页。

229 作者与中国电力规划专家的谈话记录,2016年。

230 何刚,蒋林,亚历山大·袁,“中国经济再平衡与电力需求”,第11页。

231 作者与中国企业管的谈话记,2016年。

232 作者与中国电力规划研究官员的谈话记录,2016年。

233 Emma Richardson,“挡在中国可再生能源整合前的长城”,澳大利亚能源委员会,2016年8月11日,https://www.energycouncil.com.au/analysis/china-s-struggle-to-integrate- renewables/。

234 Thomas Rawski,“中国电力行业的成长、升级和过剩成本”(待发表,匹兹堡大学经济系,2017年),第16–18页。

235 C. F. Yu,“中国电力表面增长下的担忧”,《核情报周刊》,2016年1月29日,第7页;C. F. Yu,“北京起草规定,将反应堆置于负荷跟随模式”,《核情报周刊》,2016年8月19日,第3页。

236 Kimfeng Wong,“煤炭因核能和可再生能源失去了较多的市场份额”,《核情报周刊》,2016年2月19日,第6页。

237 中国核能行业协会,“2016年中国核电运行情况报告”[中文],2017年2月3日,中国电力,http://www.chinapower.com.cn/informationzxbg/20170203/79658_4.html。

238 John A. Mathews and Hao Tan,“中国电力行业持续绿色转型:2016年的数据”,《亚太杂志》,15,第10卷第4期(2007年5月15日):https://apjjf.org/-John-A-- Mathews--Hao-Tan/5038/article.pdf。

239 Thomas Rawski,“中国电力行业的增长、升级和超额成本”。

240 作者与中国核研发官员的谈话记录,2017年3月;与中国核工业高管的谈话记录,2016年。

241 作者与中国核电企业高管的谈话记录,2016年9月。

242 Sauvage,“RNR-Na原型堆”,第4页。

243 Thomas B. Cochran,等,“快堆计划:历史与当前状态”,国际易裂变材料小组,2010年,http://fissilematerials.org/library/rr08.pdf,第10页。

244 Arthur Jobert和Claire le Renard,“原型堆框架:法国的快堆(1950—1990年代)”,《科学与技术研究》,第2期(2014年):21–2。

245 Sauvage,“RNR-Na原型堆”。

246 H. Ohshima和S. Kubo,“钠冷快堆”,日本原子能机构,2012年2月,https://www.iaea.org/NuclearPower/Downloadable/Meetings/2012/2012-02-27-29-TM-FR/8-S.Kubo.pdf

247 作者与中国核企业高管的谈话记录,2016年。

248 柏林卡内基研讨会参加者,2016年5月;美国快堆国家实验室专家,2016年。

249 杨,“中国快堆的经济问题”。

250 作者与中国核研究与发展官员的谈话记录,2015年。

251 杨,“中国快堆的经济问题”。

252 Matthew Bunn,Hui Zhang,Li Kang,《中国后处理的成本》,原子管理项目,哈佛大学贝尔弗科学与国际事务中心,2016年1月,http:// www.belfercenter.org/sites/default/files/legacy/files/The%20Cost%20of%20Reprocessing.pdf

253 Phil Chaffee,“阿海珐与中核集团对话的背后”,《核情报周刊》,2016年5月6日,第8页。

254 Bunn,Zhang,Kang,《中国后处理的成本》,第45页。

255 作者与中国官员的谈话记录,2012年。

256 “阿海珐表示很快就会对中国后处理厂作出决定”,路透社,2017年5月18日,https://www.reuters.com/article/us-china-nuclear-areva/areva-says-decision-on-china-nuclear- reprocessing-plant-expected-soon-idUSKCN18E0QK。

257 阿海珐的外国客户也对后处理费用表示了类似的担忧,因为他们的国家法律规定,合同必须包括后处理服务。事实上,后处理是垄断行业。

258 C. F. Yu,“中国的三大企业推动燃料生产发展”,《核情报周刊》, 2016年8月18号,第3页。

259 C. F. Yu,“中广核寻求后端技术”,《核情报周刊》),2016年11月28日,第4–5页。

260 Bunn,Zhang,Kang,《中国后处理的成本》,第55页。四十多年来,中国一个年产量800MTHM 的后处理厂,资本和运营的总成本估计在270亿美元到800亿美元之间。相比之下,干法贮存的成本仅为64亿美元。

261 Bunn,Zhang,Kang,《中国后处理的成本》,第59页。哈佛大学的这个估算是针对年产量为800 MTHM的后处理厂。