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中国核能行业智库丛书 （第三卷）

调试量也相对较少，通过几个机组的运行掌握经验后，应该也有发展空间。
到 2035 年之前，就大型核电厂而言，笔者认为“华龙一号”和 CAP1400 将是
我国核电建造的主力堆型。从目前的形势来看，我国乃至国际上不太可能推出更

多的百万千瓦级核电型号；对于更大型的核电厂如 170 万千瓦之类，也没有必要进
行大力开发，核电“走出去”主要市场应在发展中国家，电网能承受单机 170 万千
瓦的国家估计也不多。所以，在核电技术上接下来要做的，主要是对于现有的核电

堆型进一步提升安全水平，并通过进一步优化系统来降低造价。

2.3 电力市场化交易的进一步改革将会给核电发展带来更大压力

从造价来说，国内的核电机组可以分为两类：一类是安全性能好、技术很成熟

的二代改进型，整体建造成本可控，经济指标很好，对于这一类机组，承受 0.43 元
每度的标杆电价基本没有问题。另一类是如“华龙一号”“国和一号”三代核电
技术，为满足更高的安全目标，每千瓦造价可能要比二代改进型高出 20% 左右。

起初核电占比不大，又作为特殊行业，可以保证基荷运行。但是随着核电的
发展，所占分量越来越大，对核电参与调峰调频的呼声也越来越高。参与调峰调

频，在安全性方面就要采取更多措施来满足相应高低起伏的运行模式的需要，技术
上是没问题的，但由于核电大投资、长周期的特性，不能保证基荷运行的话在经济
效益上就很不利。目前的方式是给核电保留一定的份额，如 70% 或 80%，让剩下

20% 左右的份额参与电力市场交易。假如下一步改革到完全按照市场竞价上网，
核电就要亏损。甚至届时像目前有的国家一样“隔夜购买”（第二天电网需要多
少电、什么价格，由企业自己来投），核电承受的压力将会更大。

国内外涉核企业在这方面处境不同。国外单独的核电企业很少，例如美国的
一个企业集团可能既有核电又有水电或火电，在多元结构下，集团通过自身调整可
以实现利益最大化。韩国也是如此，核电和水电兼有，企业的调控能力较大。而在

我国电力体系里，核电企业基本上是纯核电，自身调控能力有限。

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