《中国核能行业智库丛书（第四卷）》已完成出版发行，这是一本发产业先声的智慧文萃，是行业专家们从不同角度、不同深度对产业前途命运进行思考的思想文库。自2021年12月起，协会微信公众号将精选大部分文章与广大读者共享。今天推出的是其他板块文章《美国核电发展困境及其市场应对策略研究》。

尹向勇

中国广核集团有限公司高级工程师，长期从事电力系统政策研究、产业研究和企业战略研究。近年来，参加过中国核能行业协会组织的《三代核电经济性市场竞争力及政策环境问题》等多项课题研究。

《美国核电发展困境及其市场应对策略研究》

本文研究了近年来美国核电站经营现状，分析了美国页岩气革命、可再生能源发展以及电力市场改革给核电带来的经营困境，梳理了美国核电企业的纾解策略和效果。最后基于我国核电发展情况，针对性地提出了几点建议。

2018 年以来，美国已有 4 座核电站的 4 台核电机组实施了关停并宣布了退役， 包括印第安角核电站（2 号机）、三哩岛核电站（1 号机）、皮尔格罗姆核电站（1 号机）、牡蛎溪核电站，其容量占到全美核电装机的 3.3%。2020 年 8 月 28 日，全美最大的核电运营商 Exelon 宣布再退役拜伦（Byron，2021 年 9 月）和德累斯顿（Dresden，2021 年 11 月）2 座核电站共计 4 台核电机组，并向 PJM 提交相关申请， Excelon 也正在评估是否全面撤资核电。此外，全美已明确在 2020 年至 2025 年期间退役核电约 9.3 吉瓦。

1  美国核电站经营现状

在美国电力市场化改革之前，美国电力公司多为垂直一体化运营模式，发输配售一体化，售电电价采用合理成本加许可利润的方式确定，内部调度按照经济调度的原则，在运核电有一定竞争优势，能够实现应发尽发的运行方式，核电站经营压力较小。

1978 年，为促进垄断性公用事业单位控制造价、降低社会用电成本，美国制定了《公用事业监管政策法》，引入独立发电运营商（IPP），并采取边际成本定价法。在三哩岛核事故以及新监管法影响下，美国核电投资大幅减少，部分核电投资者撤回建造申请。

1992 年，美国国会通过《能源政策法案》，部署在发电市场和输电市场开放， 授权联邦能源监管委员会（FERC）要求电力公司开放电网平等接入，也不再强制 要求电力公司购买 IPP 电力，但具体实施由各州安排。目前，已有部分州电力系统开始进行了去市场化改革。核电经营面临了重大挑战。尤其是在已实施去管制化的州，核电面临巨大冲击。核电业主为此进行了大量提升机组可用率和机组功率的改造项目，取得了不俗的运营业绩，直至页岩气革命。

近些年来，美国页岩气革命使得燃气发电成本下降，进一步导致电力批发价格下降，美国 2016 年日前峰值电价创下近年来新低。此外，可再生能源也获得一定优势，联邦政府给予了风电等可再生能源生产税收抵免 22 美元 / 兆瓦时补贴优先以及优先并网等政策，核电受到明显的市场冲击，投资者信心不足，或出售核电资产，或放弃部分机组延寿提前退役，新建核电的意愿普遍不强。

截至目前，全美 30 个州共运营 56 座核电站，共计 95 台在运核电机组。2019年，核电全年发电量 8 094 亿千瓦时，占全美发电量的 19.7%，平均能力因子达到 93.4%。

1.1各州核电退役计划与二次延寿情况

美国核电机组面临着退役、延寿的双重选择，经济性是最核心的影响因素。截

至 2019 年 8 月，全美共有 97 台核电机组通过 NRC 的许可证更新，实际在运核电机组 95 台，Duke 和 Dominion 还分别宣布旗下 11 台机组将二次延寿；有多台机组终止延寿申请或撤销申请意向书，实施或计划退役，目前已有 24 台机组处于退役状态。在全面梳理统计核电站相关信息后发现：（1）完成一次延寿和提交二次延寿的核电站多发生在管制市场州（仅一例外）；（2）提前退出现役核电主要集中在自由市场州，这些州的核电站处于入不敷出的状态，承受着较大的经营压力。

1.2部分机组放弃延寿提前退役

部分已获批延寿核电机组提前退役，如 Crystal River（1 台）、Kewaunee（1 台）、Vermont Yanke（e1 台）、San Onofr（e2台）、Fort Calhoun（1 台）、Oyster Creek（1 台）、Pilgrim（1 台）、Three Mile Island（1 台） 共 9 座核电站彻底长期停运，均属于在寿期或延寿期内的提前实施。其中，Crystal River 和 San Onofre 由于更换SG 意外失败后退役；Oyster Creek 因州立法修改海水冷却限制需新建冷却塔投资巨大，实施提前关停；加州 Diablo Canyon（2 台）因反核运动将于 2025 年提前退役；Fort Calhoun（管制） 和 Kewaunee、Vermont Yankee、Pilgrim、Three Mile Island（1 台）等自由市场州的核电因经济性因素实施提前关停，Palisades（1 台）、Indian Point（2 台）、Beaver Valley（2 台）和 Duane Arnold（1 台）、Perry（1 台）等市场州核电也因此终止或撤回已提交的延寿申请，放弃后续延寿运行计划；FirstEnergy 也表示已无意于继续运营俄亥俄州（市场州）Davis-Besse（1）核电机组。

1.3 部分州运营经济性保障条件较好，实施或策划实施二次延寿

通过部分改造延长低碳骨干电源——核电运行寿命，成为 Duke 和 Dominion两家公司在应对全球气候变化的重大选择。2019 年 12 月 4 日，土耳其角核电站获批二次延寿，拉开了美国核电站二次延寿运行的序幕。目前，全美有 2 座核电站4 台机组完成二次延寿（其中一座在自由市场），还有 2 座核电站 4 台机组正在审查之中，另有 2 台机组明确提出申请意向。此外，Duke 和 Dominion 两家公司的其他核电还在二次延寿意愿阶段（其中 1 座在自由市场）。

2  美国核电中长期发展预测情况

当前自由市场州参与竞争的核电公司利润回报显著下降，多台在运核电机组宣布提前退役，在建机组拖期和超预算严重，新建核电计划中止或取消，核电技术创新投入不足，市场开拓举步维艰。综合当前投资计划判断，在当前政策背景和市场环境下，美国核能发电量继续维持 20% 左右目标将难以实现。如不采取及时措施，正常情景下到 2030 年前后美国核电装机将进一步降低到目前的 70% 左右，悲观情景下约 50%。

3 美国核电经营困境分析

3.1美国电力消费需求增长率低迷

上个世纪，美国电力消费需求增长与 GDP 增长呈现明显的正相关，但进入 21 世纪后出现脱钩现象。如 2000 年至 2015 年，美国 GDP 年均增长率为 1.8%，而电力消费需求增长率一直在 0.5% 左右，个别地区甚至出现负增长，主要影响因素有人口增长率较低、美国产业空心化、新节能技术和标准的推广应用以及民众环保理念提升等。电力消费需求不振回馈到供应端，使得发电侧电力市场交易价格进一步降低。

3.2核电在美国电力市场改革中“市场失灵”和政策激进

美国竞争的电力市场价格只反映了电的商品属性，没有充分体现核电在零碳环保、社会就业等方面的贡献，核电的公益性没有得到“货币化”，目前大部分核电站未得到联邦或州政府类似可再生能源的补贴支持。这些市场设计缺陷在核电盈利状况良好时被掩盖，在入不敷出时才得以暴露。此外，趋严的监管要求进一步增加了核电成本（如海水温升限制等）。

3.3廉价天然气冲击美国电力行业

根据 EIA 发布的分析报告显示，自 2008 年页岩气革命以来，美国天然气产量增长超过了 60%，天然气价格由 12 美元 /MBtu（百万英热单位，约 28.3 立方米）下跌到不足 3 美元 /MBtu（见图 1），直接推动美国能源进入低价时代。同时，天然气发电占比增长迅猛，从 2010 年的 23.9% 增长至 2019 年的 38.4%（见图 2）。大量新增的燃气机组进入电力市场，推动了整体发电成本的持续下降，成为主导发电侧市场电价的核心因素。而核电由于不具备与之匹敌的成本优势， 只能被动接受市场价格。

图 1 美国能源部发布的发电用天然气价格走势

图 2 美国 2005 年至 2017 年煤电和气电发电量趋势图

3.4非水可再生能源发电增长迅速

风电和太阳能由于其清洁能源属性，得到联邦和各州政府税收抵免、加速折旧、强制性保障等政策的大力扶持，基本上只要上网就能盈利。根据 EIA 数据统计，过去 10 年，美国非水可再生能源发电实现了快速增长，其中风力发电量增长了270% 以上，太阳能发电量增长了 40 倍，风光发电占 2019 年美国总发电量的 9.1%。风电和太阳能的快速增长，进一步挤压了核电的市场空间，特别是在风光资源丰富的地区影响更为明显。

3.5电价一路下跌并创历史新低，核电站经营收入出现明显下降

总体上看，虽然近年来美国大部分核电站的收入和成本都处于下降的趋势

（见表 1），但收入降幅远大于成本降幅，经营情况不容乐观。大部分核电站处于现金流为负的状态，收支缺口估算在 5 ～ 15 美元 / 兆瓦时，其中小容量、老旧的单机组电厂最易受到市场波动而陷入财务危机。

表 1 2018 年美国不同类型核电站发电成本（单位：美元 / 兆瓦时）

美国核电站的收入通常组成：一是电量市场收入；二是容量市场收入（部分电力市场有）；三是市场以外的收入（或有）。

1.电量市场方面

虽然核电机组每年可以保持 8 000 小时以上的高利用小时数，上网电量整体平稳，但发电侧的销售电价遭遇断崖式下跌，创造了历史新低。根据美国能源信息署（EIA）和彭博（Bloomberg）的相关统计，从 2008 年到 2016 年，美国电力市场改革最为彻底的 PJM 电力市场销售电价下降了 55%，纽约市从 2009 年的接近 90美元 / 兆瓦时跌到不足 30 美元 / 兆瓦时。当前美国各州核电上网电价在 20 ～ 30 美元 / 兆瓦时之间。

2.容量市场收入

美国部分电力市场有容量市场，如 PJM。PJM 通过提前 3 年进行竞价拍卖的方式，锁定未来相应的电力来源，以确保发电充裕度和系统运行安全。该部分收入占到这些州核电站经营收入的 20% 左右。但近年来随着天然气机组的大规模增长，容量市场拍卖价格在一路走低，个别核电站甚至竞价失败（见表 2），失去作为电网固定供电商的机会。为防止老机组退役过多带来电网缺电问题， 2019 年 PJM 经 FERC 同意延后了竞拍、并修改了规则，但新规仍存在较多的争议点。

表 2 美国核电机组在容量市场竞拍失利案例表

3.市场以外的收入

部分核电机组因在环保、维护电力系统可靠性等方面的贡献，获得了州立法部门外部特定补贴收入。纽约州政府自 2017 年开始实施的“零碳排放信用”（Zero-emissions Credit，ZEC）。ZEC 政策为期 12 年，每两年付款，自 2017 年开始按照 17.48 美元 / 兆瓦时直接补贴核电站，每两年进行一次调整，至 2029 年补贴额度可达到 29.15 美元 / 兆瓦时。但仅有少数核电机组能够获得相关补贴支持，大部分核电站收入完全来自电力市场。伊利诺伊州也出台了 ZEC 政策，2018 年 Clinton 和 Quad Cities 获得了约 3.73 亿美元的补贴收入。

4美国核电站的经营自救

针对日益恶化的经营环境，美国核电站通过各种手段开展自救，主要办法有三

个：一是在合理的安全监管条件下降低运营成本，积极研究并实施降低运行成本措施；二是研究并推动州政府出台相关低碳政策，改善竞争环境；三是调整资产组合并持续优化。

4.1经营更加精细化，降低成本

2012 年以前，美国核电站由于开展延寿和提高容量改造，实施“9·11”事件

和福岛核事故专项安全改进，忽略安全和成本的有效平衡，核电发电成本在 2012 年达到 44.57 美元 / 兆瓦时的历史顶峰。

近几年，美国核工业实施了有效的专项整改，使得美国核电站能力因子有所增加，平均核能发电成本下降，2018 年、2019 年发电成本分别为 31.88 美元 / 兆瓦时、30.42 美元 / 兆瓦时，较 2012 年分别下降 25%、31.7%（见表 3）。需指出的是，各个核电站的单位发电成本受机组容量、电厂规模等影响较大，以 2018 年为例，不同类型的核电机组发电成本存在较大差异。

表 3 全美核电站降成本趋势

4.2争取政府的政策支持

美国签署“巴黎气候协议”后，美国能源部和核学会均认为，在运核电机组是美国清洁能源的“顶梁柱”，只用美国现有的技术还不能战胜气候变化，需要加快创新的步伐，鼓励业主维持在运核电机组运行，在通过成功延寿带来经济和环境效益的同时，为新的清洁能源技术突破赢得时间。在美国核工业的积极争取下， 2016 年 8 月 1 日，美国纽约州政府批准实施新的《清洁能源标准》（CES），将核电站纳入 ZEC 补贴范围，到 2028 年预计给 Entergy 核电站 4 台机组（3.35 吉瓦）的经济补贴将达到几十亿美元。此外，2016 年 12 月 7 日，美国伊利诺伊州议会通过 2814 号法案《能源就业法案》，扩大清洁能源发电比例，保护就业，通过设置上限和保护来维持具有竞争力的电价、限制对消费者和企业的影响，并承认核电对零碳排放的贡献。此外，新泽西州、宾夕法尼亚州和俄亥俄州也在积极推进核能作为低碳能源地位的相关立法，康涅狄格州、缅因州、马萨诸塞州、新罕布什尔州、罗德岛州和佛蒙特州将重新评估核电贡献。

4.3被迫关停——全美最大核电运营商 Exelon 案例

美国 Exelon 电力公司是全球核电运营标杆企业，其旗下核电机组的运营指标全球领先，且均已完成了一次延寿申请。但由于其核电站均位于自由市场，经营压力巨大，部分机组已处于亏损状态，预计未来还将有更多机组入不敷出。针对这种经营困境，Exelon 也未能找到有效的盈利模式，近年来被迫降低机组运行功率，并在寿期前关闭部分机组，阻止亏损进一步恶化。Exelon 已于近年来关闭了两台机组，并计划于 2021 年 9 月提前 20 年关闭拜伦（Byron）两台压水堆机组（124.2万千瓦、121 万千瓦），于 2021 年 11 月提前 10 年关闭德累斯顿（Dresdon）两台沸水堆机组（95 万千瓦、93.5 万千瓦）。此外，Exelon 正在评估是否全面撤资核电。

5 几点思考和建议

（1）建立公平的市场规则。一方面建设全面的市场结构。市场化不应只局限在发电侧，不能强制指令性降电价，而应全面纳入供需两侧，并实现用户侧的市场化。另一方面，通过相关政策实现发电侧规则公平。目前要在市场规则上实现核电优惠政策的难度极大，保障清洁能源公平的重点应该放在市场规制之外的，如碳配额控制、碳税以及煤电总量控制等，通过市场外政策来提升公平。

（2）在市场化背景下，加大核电实质性降低成本措施的研究。在核安全要求越来越高的背景下，建议加大力度，研究探寻如何避免过度监管带来的成本增加， 如何在前期项目选址和工程方案确定时优化设计、严格控制投资，如何提升群堆运营效率等。

（3）在市场化策略方面，考虑采取煤电价格跟随策略。考虑到煤电的边际成本高于核电，建议采用零报价争取市场电量，争取多发满发。

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