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2018-2019年上半年中国核电未来发展发展空间及市场发前景分析[图]

2019年09月23日 13:40:35字号:T|T

    我国核电产业链完善

    我国核电历经三个发展阶段,目前已步入积极快速发展期。我国核电产业肇始于上世纪,20世纪70年代初我国从最初的试验研究开始,独立自主进行商用核电站的研发设计和建造。1991年自主研发的秦山一期30万千瓦核电站并网发电,结束了中国大陆无核电的历史,我国成为世界上第七个能够完全依靠自己力量自行设计、建造核电站的国家。

    20世纪90年代,我国电力供应相对充裕,核能被定位为“我国能源的补充”,发展方针被定为“适度发展”,截至2004年底,我国建成并网发电的核电机组有秦山二期2台、秦山三期2台和岭澳一期2台共6台机组,装机容量为470万千瓦,在建的有田湾2台机组共220万千瓦,初步形成了广东、浙江、江苏三个核电基地。

    2004年之后,电力供应逐步成为制约我国经济社会发展的瓶颈,核能在我国能源可持续发展中的重要地位逐渐显现。2006年3月国务院常务会议审议通过了《核电中长期发展规划(2005-2020年)》,确立了核电在我国经济与能源可持续发展中的战略地位,自此我国核电发展方针由此从“适度发展”转变为“积极发展”,核电产业进入了规模化发展的新阶段。

我国核电正处于积极发展阶段

数据来源:公开资料整理

    目前我国已形成完善的核电产业链。经过军用核技术与民用核电两个阶段的发展,我国逐步建立起了与压水堆核电站相匹配的核电工业体系,拥有了一批大型、专业的核电设备制造生产企业以及众多规模不一的核电站辅助设备制造大中型生产企业。

    目前己形成东方电气集团、哈尔滨电站设备集团以及上海电气集团三大核电装备制造基地,以第一、第二重型机械制造集团以及上海重型机械制造集团为重点的大型铸锻件和压力容器制造基地。具有核电站建安工程设计资质的有核工业第四、第五、第七建筑安装设计院,具有核岛建筑安装施工资质的有中国核工业建设集团公司和核工业中原工程公司等。

    三代核电自主化程度高,中美贸易摩擦影响有限。2018年美国发布出台对华核电禁令,本次禁令涉及到的华龙一号属于中国自主化知识产权的三代核电技术,华龙一号设备国产化率超过85%,进口设备基本没有美国提供的产品,此次禁令不会对华龙一号的建设产生影响。此外,禁令中关于AP1000建设的设备部件,其政策为推定批准,因此也不会对AP1000项目产生影响。

我国拥有完善的核电工业体系

数据来源:公开资料整理

中国大陆核电厂分布图(截止2019年6月13日)

数据来源:公开资料整理

    我国能源安全形势不容乐观

    我国能源消费持续走高,十三五期间CAGR达3%。伴随我国经济持续发展,近年来能源需求持续增长,过去十年能源消费增长了54.6%,其中2017年能源消费31.32亿吨油当量,占全球能源消费总量的23.2%,我国近年能源消费增长略有放缓,但2017年仍然贡献了全球增长量的34%,是全世界最大的能源消费国。2020年我国一次能源消费总量控制在48亿吨标准煤左右,根据标与油当量之间的换算比例,我们可以测算得到,2020年我国一次能源消费有望达到34.3亿吨油当量,十三五期间一次能源消费CAGR达3%。

我国一次能源消费持续攀升

数据来源:公开资料整理

    中国资源禀赋相对较差,能源结构失衡。我国石油、天然气等优质能源短缺,煤炭资源丰富,探明储量排名低,供给不足;可再生能源储量充沛,但开发程度不高。目前我国能源结构仍旧严重失衡,2018年,煤炭在一次能源消费中占比高达69%,石油占比7%,天然气占比6%。与世界平均水平相比,我国过度依赖煤炭,石油和天然气支柱作用不足,核能发展相对滞后,可再生能源发展态势较好,高于世界平均水平。

2018年我国一次能源结构(%)

数据来源:公开资料整理

2018年我国发电量结构(%)

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    我国油气资源储备相对较少。我国石油地质资源量1257亿吨,可采资源量301亿吨,剩余技术可采储量仅为35亿吨,占全球的1.5%,排名第13位,小于美国(2.8%)、俄罗斯(6.4%)、沙特(15.6%)、加拿大(10%)等国家,储量前景不容乐观。我国常规天然气(含致密气)地质资源量90万亿立方米、可采资源量50万亿立方米,剩余技术可采储量5.4万亿立方米(折合54亿吨油当量),约占全球全部储量的2.8%,排名第9位,小于美国(4.7%)、俄罗斯(17.3%)、伊朗(18%),但大于伊拉克(2%)、科威特(1%)、加拿大(1.2%)。

    油气对外依存度持续走高。我国油气消费缺口巨大,随着经济的高速发展,我国对石油及天然气的需求量日益上升,对外依存度也逐年提高。2018年我国原油进口量远超美国,成为全球最大的原油进口国,我国原油对外依存度也增至70.9%,为历史最高。此外,截至2019年3月,我国天然气对外依存度也高达43%,处于历史最高水平。

油气对外依存度持续攀高

数据来源:公开资料整理

    能源安全形势不容乐观。我国原油进口主要来自中东,非洲及俄罗斯,其中中东比例最大,2018年前11个月中东原油进口量占原油总进口量的44%。目前中东地区地缘政治生态复杂,安全形势不容乐观,一旦发生战争,霍尔木兹海峡被封锁将严重威胁我国原油进口,对我国能源安全产生严重影响。

2018年1-11月中国进口原油来源区域分布

数据来源:公开资料整理

2018年1-11月中国进口原油来源国家分布

数据来源:公开资料整理

    核电盈利能力强,仍存发展空间

    人均用电量偏低,电力需求仍有提升空间。近年来随着GDP增长放缓,我国用电增速下移。从人均用电量的角度来看,我国2017年仅达到4537.62千瓦时/人,远低于美国(11875.7)、韩国(10061.56)、法国(7155.47)等发达国家。中远期看,我国电力需求仍有较大提升空间。

我国全社会用电量及增速

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    核电利用率维持高位,远优于其他能源。核电具备基荷电源属性,高效、稳定、环保。近5年我国核电机组平均利用小时数高达7305小时。2017年我国一次能源消费中核电占比仅为1.8%,与世界平均水平4.4%仍存较大提升空间。

我国各发电类型机组利用率对比情况

数据来源:公开资料整理

    核能:经济性+环保性+安全性兼具的能源品种

    经济性突出:核电具有建设成本高、燃料费用相对较低、运行维护费用相对较高及投资回报期长等特点。我国新建核电机组自2013年起执行0.43元/kWh的标杆电价,并与当地燃煤上网电价进行比较,取其低值,说明目前核电与火电比较已有竞争力。

    当考虑环境外部性时,核电经济优势更加明显。在二氧化碳排放费用按20欧元/吨计算时,核电发电成本约为2.37欧分/kWh,其中工程造价、运营与维护成本、燃料成本分别为1.38、0.72和0.27欧分,无二氧化碳排放成本;而煤电发电成本高达4.43欧分/kWh,其中二氧化碳排放成本占发电成本的36%。

2018年核电平准化度电成本仅次于水电

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    清洁环保:我国能源消费过度依赖煤炭等化石能源,在全国总装机容量中,火电比例一直居高不下,引发了一系列环境问题。每燃烧1吨标准煤将产生二氧化碳2620千克,二氧化硫8.5千克,氮氧化物7.4千克和280千克炉渣,带来严重的环境问题。而在核电生产过程中,二氧化碳、二氧化硫、氮氧化物和粉尘等物质均为零排放。

废弃物排放:火电VS核电

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    2018年全国累计发电量为67914.20亿千瓦时,商运核电机组累计发电量为2865.11亿千瓦时,约占全国累计发电量的4.22%。与燃煤发电相比,2018年核能发电相当于减少燃烧标准煤8824.54万吨,减少排放二氧化碳23120.29万吨,减少排放二氧化硫75.01万吨,减少排放氮氧化物65.30万吨。

煤电污染物在全国排放量中的占比(%)

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    安全高效:从安全性来看,以AP1000为代表的三代核电站事故率低至10-6次/年,比我们生活当中的大部分行业都要安全。核电站有三层防护屏障,防止发生泄漏。核电站周围一年的辐射剂量和乘坐一次飞机相当。从高效性来看,核能要比化学能大得多,一座百万千瓦的煤电厂每年要消耗约300万吨原煤,而一座同样功率的核电站每年仅需补充约30吨核燃料,后者仅为前者的十万分之一。

压水堆安全性高

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    运行稳定:目前大部分核电站处于基荷运行,不参与调峰。基荷运行可以提高燃料利用效率。核电的换料周期相对固定,一般都是连续运行12个月或180个月换一次料,所以核电站的运行方式高效稳定。2018年我国发电设备平均利用小时为3862,其中风电、水电、火电、核电发电设备利用小时数分别2095小时、3613小时、4361小时和7184小时,核电发电设备利用小时数远高于其他电源利用小时数。

核电辐射与日常生活辐射对比(毫希)

数据来源:公开资料整理

2018年全国各电源利用小时数(小时)

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    发展核电是中国能源安全战略不可缺少的一环。目前中国已成为煤炭资源净进口国,同时原油对外依存度也处于高位,且由于石油供应国地区战乱等不稳定因素,中国石油输入在量和价两个方面面临的风险增大,中国能源安全面临的挑战将日趋严峻。核电作为可再生能源,可完全规避油气能源的进口安全问题,是推进能源安全战略不可缺少的一环。核电综合优势突出:环保性显著优于燃煤机组,成本仅高于存量水电,可控性较风光水电更高一筹。从环保性来看,核电污染物排放少,二氧化碳、二氧化硫、氮氧化物和粉尘等物质均为零排放;从成本来看,2018年核电平准化度电成本,仅比水电高,显著低于煤电、风电、光伏等;从可控性来看,核电动力来源为核燃料,相较于看天吃饭的风光水电等能能源,可控性更胜一筹。

    在役多为二代加,三代或将成主流

    自20世纪50年代核电技术问世,全球核电产业可划分为四个阶段。安全性一直是推动核电行业发展的核心目标。

核电历史发展脉络

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    目前我国在役机组多采用二代加技术。三代机组已经开始陆续投产,近两年投入商运的9台机组中有7台选择了三代技术路线。由于目前筹建机组均采用三代技术,预计到2030年左右,三代核电站或将成为主力机型。

我国核电技术路线

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    核电发展已历经四个阶段,技术的每一次升级都是对安全性的持续优化。从安全性、经济性以及环保的角度来看,四代核电技术将成为未来发展的主流方向。

我国核电机组技术分布情况(非内陆)

数据来源:公开资料整理

我国具有代表性的在役及在建核电机组情况

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    技术更新换代,安全性逐步提升

    我国从未发生过二级及以上核事故。核事件分级标准由国际原子能机构(IAEA)制定,共分七级,七级最严重。国外共发生过3起重大核电事故,其中三里岛为五级,切尔诺贝利、福岛为七级。自1994年秦山核电站首台机组投产,我国46座核电站已累计安全运行326堆年。无论从技术设计、自然禀赋还是人为因素的角度,我国现役核电机组未来发生重大核事故的概率都是微乎其微的。

三起重大核事故发生原因及改进措施

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    三代核电技术成型,我国核电产业大有可为

    核电发电量占比显著低于全球均值,我国核电产业大有可为

    目前我国核电装机占比及发电量占比皆与全球平均水平差距较大。与世界上拥有核能发电能力的国家相比,我国核电装机规模占比仍属于落后局面,核电产业规模偏小。2018年我国核电装机约4466万千瓦,在总装机容量中占比仅2%,而当年全球核电装机均值高达7%。

2018年我国核电装机占比仅2%

数据来源:公开资料整理

2018年我国核电装机占比显著低于世界均值

数据来源:公开资料整理

    从发电量数据来看,2018年核电发电量占全球全口径发电量的比重为10%,其中法国的核电占比最高,达到69%,美国、英国、俄罗斯核电发电量在本国总发电量中占比约在17%-18%,而我国的核电发电占比仅4%。不难看出,我国核电发电量绝对值虽然大,但核电发电量占比在国内全口径发电中依然有很大的提升空间。

2018年主要核电国家核电发电量(亿千瓦时)

数据来源:公开资料整理

2018年我国核电发电量占比显著低于世界均值

数据来源:公开资料整理

    三代核电技术成型,投产节奏步入加速放量阶段

    我国推动核电产业发展态度积极。我国在未来能源规划中对核电提出了较高的目标,且近几年的能源政策中核电规划始终保持一致。根据近年来陆续发布的《能源发展战略行动计划(2014-2020年)》、《电力发展“十三五”规划》及《“十三五”核工业发展规划》等文件的规划目标,到2020年,核电装机容量达到5800万千瓦,在建容量达到3000万千瓦以上。

    2004年以来我国核电产业处于积极发展期,十三五以来核电利好政策频出:

    《能源战略发展行动计划(2014~2020年)》:2014年,国务院印发《能源战略发展行动计划(2014~2020年)》,计划到2020年,核电装机容量达到5800万千瓦,在建容量达到3000万千瓦以上。《电力发展“十三五”规划(2016-2020年)》:2016年,国家发改委和国家能源局发布《电力发展“十三五”规划(2016-2020年)》,坚持安全发展核电的原则,加大自主核电示范工程建设力度,着力打造核心竞争力,加快推进沿海核电项目建设。建成三门、海阳AP1000自主化依托项目,建设福建福清、广西防城港“华龙一号”示范工程。开工建设CAP1400示范工程等一批新的沿海核电工程。深入开展内陆核电研究论证和前期准备工作。认真做好核电厂址资源保护工作。“十三五”期间,全国核电投产约3000万千瓦、开工3000万千瓦以上,2020年装机达到5800万千瓦。《“十三五”核工业发展规划》:2017年,发布《“十三五”核工业发展规划》,规划明确到2020年,我国核电装机力争达到5800万千瓦,在建规模3000万千瓦。

近年核电规划汇总

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    2018年新增投运机组7台,核电产能步入加速释放期。2018年,我国新投产7台核电机组,新增装机容量884万千瓦,AP1000和EPR全球首堆建成投产。随着7台三代核电机组投产,我国运行核电机组达到44台,装机容量4464.5万千瓦,运行机组数量首次超过日本,进入世界前三位;在建项目降为13台,装机容量1403万千瓦,其中包括霞蒲示范快堆。

    2018年未新增新建项目,核电十三五规划目标完成难度较大,看好十四五政策力度加码。与投产机组形成鲜明,2018年我国并未新增新建核电项目,《电力发展“十三五”规划》曾明确提出,2020年全国核电装机达到5800万千瓦,在建规模3000万千瓦以上。根据目前在建项目情况,2020年我国在运核电装机量或将低于5800万千瓦,而且由于近三年未核准新核电,2020年要实现3000万千瓦的在建目标,也存在难度。我们认为,在能源安全+能源结构转型双约束之下,核电产业大发展势在必行,十四五期间核电政策推进力度有望加码。

    三代核电技术成型,伴随建设推进,未来成本有望加速下行

    三代核电技术趋于成熟,步入产能释放期

    我国现行三代核电技术路线:CAP系列和华龙一号。目前,我国的第三代核电技术路线主要有两种,一种是引进消化吸收再创新的CAP1000和CAP1400,另一种是中核和中广核自主研发的HPR1000(华龙一号)。AP1000依托项目为三门核电1/2号机组和海阳核电1/2号机组,华龙一号示范项目为福清5/6号机组和防城港3/4号机组。

    三门核电1号机组正式投运,后续三代核电建设有望加速。2017年6月30日,AP1000全球首堆三门核电1号机组热试工作全部完成,正式进入装料准备阶段,装料是指将核燃料棒装入核电机组,也是核电机组并网发电前的最后一个关键步骤。2018年9月21日三门核电1号机组顺利完成168小时满功率连续运行考核,机组具备投入商业运行条件,这也是全球首台具备商运条件的AP1000核电机组。我们认为,伴随着三门核电1号机组的正式投运,标志着AP1000三代核电技术的安全性、成熟性和可靠性得到了验证,我国核电三代技术已成熟,后续三代核电新项目有望实现加速推进。

AP1000三门核电首堆工程节点

数据来源:公开资料整理

    《华龙一号技术融合方案》通过国家能源局复批。2017年7月26日,国家能源局复函,同意华龙国际核电技术公司上报的《华龙一号技术融合方案》。这意味着国内其他计划采用华龙一号的核电项目,离获得国家核准建设的目标又迈进了一步。华龙一号是中国自主研发的世界第三代核电技术,是由中核集团推出的ACP1000核电技术和中广核推出ACPR1000+核电技术融合而成的。

华龙一号技术融合节点

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    困扰核电审批的问题被消除,2018年成为国产三代核电建成元年。从2016年至今,尚未有新的核电机组开工建设,其主要原因就是三门1号机组(AP1000首堆)未能实现商运,以及“华龙一号”技术路线未能完成融合。近期,这两个困扰核电建设的因素都将被消除。2017年7月,三门核电1号机组热试结束,《华龙一号技术融合方案》也得到复批,2018年三门核电1号机组正式投运,2018年成为国产三代核电建成元年,未来大批量建设可期。华龙一号机组数量占优,中国核电控股机组接近一半。CAP1400初步设计方案已于2014年通过审查,预计在三门核电1号机组并网发电后,CAP1400将会核准开工。CAP1400大量采用非能动技术,技术先进,但是设备制造难度较大。大量设备系首次制造使用,没有工程实践经验,示范项目进展可能较为缓慢。华龙一号在能动安全的基础上采取了有效的非能动安全措施,技术较为成熟,工程难度较小。华龙一号示范项目福清5/6号机组和防城港3/4号机组已于2015年开工建设。从目前核电筹建状态来看,华龙一号机组数量为58台,明显占据优势。

    中核集团控股机组共有40台,占筹建机组的一半,中广核次之,国电投紧跟其后。

筹建中的核电机组

数据来源:公开资料整理

    伴随建设推进,未来三代核电成本有望加速下行

    考虑建设期内造价浮动和融资成本等影响,业界普遍将核电站的造价分为基础价格、隔夜价格(固定投资价格)和建成价格(参考华北电力大学研究论文《低碳发展模式下中国核电产业及核电经济性研究》)。基础价格:以基准时间确定的投资总额,以计价当期的建筑安装成本、工程材料、设计和工程服务费用估算的核电厂的总造价基本费用构成基础价,包括厂区的建筑物费用,核岛、常规岛等设备采购费用,以及设计服务等费用。隔夜价格:在基础价的基础上考虑逐年物价浮动的建设造价总金额,包括业主费用(一般为基础价的20%左右)以及工程应急费,即工程建设筹措资金的总额。建成价格:为隔夜价格与建设期内产生的财务费用(融资成本)之和。建成价直接影响发电成本、电价水平及发电厂的经济效益。

常规核电项目造价匡算结构

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    目前三代核电造价高昂,三门核电单瓦造价高达21元。三门核电项目1号机组原计划于2013年投入运行,但由于技术路线、建设安全等种种原因拖延了五年之久,致使三门核电实际投资超支,三门核电I期两台机组的初步设计概算建成价为515.51亿元,较期初规划的400亿元左右投资额高出29%。

三代核电(三门核电)单瓦造价显著高于其他二代核电

数据来源:公开资料整理

    国产化不足+建设经验不足是导致三代核电造价高昂的重要原因。我们以AP1000依托项目的三门一期和二代半的红沿河一期机组项目预算数据为基础,分析二代核电与三代核电的造价差异:三门项目较红沿河一期总投资高157.21亿元,具体构成如下:国外设计服务费46亿元、财务费用32.62亿元、核岛工程29.86亿元、BOP(即核电站辅助设备,包括气轮机,发电机,控制室,三回路冷却系统,外部蒸发器,以及其他的辅助系统的总称)20.42亿元、核岛承包费用15亿元。

三门核电一期与红沿河一期造价差异拆分

数据来源:公开资料整理

    国产化偏低致使三门核电大幅增加。三门项目核岛工程费用偏高,主要是由于外方负责的核岛设计和核岛主设备及技术服务费用较高。以国外设计服务费为例,依托项目的建造模式是“外方为主,我方全面参与”,项目设计、主要设备采购、工程项目管理全部委托给外方,而外方的人工成本相对较高,预算安排46亿元。此外,依托项目的关键设备与材料绝大部分是境外采购,国产设备的关键材料也还不能实现国产化。三门项目核岛部分进口设备60亿元,常规岛进口设备20亿元,如果全部实现设备国产化,造价预计可减少20%-30%。

    管理经验不足致使三门核电造价再度增加15亿元。三门核电没有实现核电厂的EPC总承包,而是核岛部分由国核工程公司总承包,其他部分采用业主负责制。红沿河项目则按照“小业主、专业化”模式由中广核工程公司总承包,减少了管理环节和管理成本。在业主管理费不减少的情况下,增加了核岛部分的管理费用15亿元,如果推行“小业主、专业化”工程管理模式,则可以减少管理费用15亿元。

    我们预计,未来伴随三代核电核心设备国产化程度提升,叠加三代核电建设加速,相关工程施工日趋标准化,未来三代核电成本有望显著下行。三代核电首批依托项目建设成本高,投产后经营压力巨大,未来三代核电批量化建设可大幅降低造价,按现行的核电电价条件测算,预期规模化建设的三代核电项目上网电价将降至0.4元/千瓦时左右。

三代核电VS二代核电造价比较

数据来源:公开资料整理

    利用小时与电价分析

    用电量稳健增长,核电优势显著,利用小时保持高位

    二产用电刚性增长+服务业快速发展驱动用量持续或许攀升。未来三年,高新技术产业和高端制造业将带动二产用电继续刚性增长,服务业快速发展驱动三产和居民生活用电仍将保持快速增长。2019年,全社会用电量同比增长5.6%,用电量达7.3万亿千瓦时;2020年,全社会用电同比增长5.0%,用电量达7.6万亿千瓦时;2021年,全社会用电同比增长4.7%,用电量达8.0万亿千瓦时。

2019-21年全国用电量预测

数据来源:公开资料整理

2019-21年全国用电量结构预测

数据来源:公开资料整理

    我国人均用用电仍处于较低位置,未来增长空间可观。现阶段,我国经济总体处于工业化中后期、城镇化快速推进期,但人均用电量等指标距离中等发达国家仍存在差距,2018年我国人均用电量约为4900千瓦时,仅为日本2018年水平的五分之三,美国的五分之二。随着我国经济高质量发展,特别是制造业的创新发展,大数据等战略性新兴产业快速发展,居民生活的持续改善,以及电动汽车、清洁取暖等电能替代都将为用电增长注入新动能。预计2035年我国全社会用电量约12万亿千瓦时,人均用电量约8500千瓦时。

2018年全球人均用电量对比(千瓦时)

数据来源:公开资料整理

    近年电源投资持续走弱,2020-21年全国电力供需形势或将全面趋紧。在目前已明确的跨省区输电通道实现满送前提下,若不及时考虑增加电源供给,则全国大部分省区未来三年电力供需形势将全面趋紧。仅考虑目前已明确可投产的电源,在跨省区电力流安排能够落实的前提下,河北、江苏、浙江、安徽、河南、湖北、湖南、江西、陕西、广东、广西、海南未来三年电力供需持续偏紧或紧张。辽宁、内蒙古、山东、上海、福建、四川、重庆、甘肃、新疆、云南、贵州未来三年电力供需逐步由宽松或基本平衡转变为偏紧或紧张;黑龙江、吉林、北京、天津、山西、宁夏、青海、西藏电力供需较为宽松。

近年我国基础电源投资持续走低(亿元)

数据来源:公开资料整理

    当前电价政策下二代核电盈利可观,成本有望下行助推三代核电盈利向好

    我国核电上网电价起初执行经营期电价政策,但随着核电技术的跨越式发展以及控制核电投资成本诉求的增强,已开始了向标杆电价政策的转向。2013年之前—经营期上网电价:我国已有核电站上网电价基本采用“一事一议”、“一厂一价”的定价方式,即以建设成本倒推上网电价。2013年之后—标杆上网电价:在核电大力发展的大背景下,为了满足控制核电投资成本的合理诉求,2013年6月15日发改委发布通知:对新建核电机组实行标杆上网电价政策。根据目前核电社会平均成本与电力市场供需状况,核定全国核电标杆上网电价为每千瓦时0.43元。

    全国核电标杆上网电价高于核电机组所在地燃煤机组标杆上网电价(含脱硫、脱硝加价,下同)的地区,新建核电机组投产后执行当地燃煤机组标杆上网电价。全国核电标杆上网电价低于核电机组所在地燃煤机组标杆上网电价的地区,承担核电技术引进、自主创新、重大专项设备国产化任务的首台或首批核电机组或示范工程,其上网电价可在全国核电标杆电价基础上适当提高,具体由省级价格主管部门提出方案报我委核批。核电上网电价托底,IRR可达9%。电站的投资者在建设期投入资本金后,从电站投产起获得利润分红,其内部收益率IRR经历由负转正的过程,核电机组投产后,国家发改委会为该机组单独核定电价,保证其在30年经济寿命期内内部收益率可达到9%。

核电电价政策演变

数据来源:公开资料整理

    相关报告:智研咨询发布的《2020-2026年中国泛在电力物联网行业产业运营现状及投资方向分析报告

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