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今天我们聊一聊核电的特点与未来。
1、既高效又稳定
2023年全国累计发电装机量约为2920GW，运行核电机组容量约为57GW，占全国累计发电装机量的1.95%。
2023年全国累计发电量约为89091亿千瓦时，运行核电机组累计发电量约为4333亿千瓦时，占全国累计发电量的4.86%。
从发电量占比/装机量占比的角度来看，核电最高，2023年该比值达到2.49倍，而且近几年持续提升。其次是火电，该比值达到1.47倍，近几年也是持续提升。
风能、太阳能的发电量受天气、地区等外部因素的影响较大。水电也受气候影响，河流来水丰枯程度直接影响发电量。相比之下，核电的发电量基本不受天气、地区等外部因素的影响。核电机组的年发电利用小时数常年保持约7000小时以上，位居所有电源之首。核电的发电量稳定，可以提供可靠的电力供应。
（注：发电小时数粗略计算=发电量/（（年初装机量+年末装机量）/2）
2、清洁性
水、核均为清洁能源，发电地位优先，是新型电力系统不可或缺的重要成员。核电在发电过程中不产生温室气体，对环境的影响相对较小。与化石燃料相比，核电的碳排放量极低，有助于减少对环境的污染。
3、自主性
我国的大西北一次能源比较富裕，而人口密度大、经济发达的东南沿海地带比较缺乏能源资源。优化能源结构，加快发展核电，构造“北煤、西水、东南核”的国家能源新格局，有利于保障国家能源安全乃至经济安全，具有重要战略意义。
4、寿命长
设备在财务报表中的折旧期限和实际使用的期限是有较大差别的。水电的折旧年限大概在40年左右，但是实际的使用年限100年还要多；核电的平均折旧年限在30年左右，设计使用寿命40-60年，经过大修往往可以达到80年甚至更长。在设备折旧到期以后，设备是正常发电的，却没有折旧成本，剩下来的全都是账面利润。
核电项目生命周期主要分为两个阶段：建设期与运营期。其中，建设期一般为5年，二代机组设计寿命40年，而三代机组设计寿命60年。运营期包含三阶段，分别是还本付息+折旧期，还本付息结束后的单折旧期，以及折旧完成后的利润释放期。核电项目贷款期限通常为15年，二代机组综合平均折旧年限为25年，三代机组综合折旧年限为35年。由于公司采用保守型折旧，折旧期限比实际运营寿命要短很多，在折旧完成之后，发电成本会大幅降低，利润释放，现金流延续。二代机组折旧结束后的利润释放期有15年，三代机组为25年。
5、成本结构稳定
在运营过程中，核电的燃料费用较低，且不受国际燃料市场价格波动的影响。2018-2022年，中国核电固定资产折旧占总成本比例稳定在38-41%，核燃料及其他材料成本占比稳定在21-23%，运营维护费用成本占比稳定在13-15%，结构十分固定。
为保障原料价格稳定，中国核电对整个核燃料供应链采取签订10年长协模式，本年度采购价格与之前一段时间内现货和长协的价格挂钩，短期铀价波动对公司影响较小。中国核电控股股东中核集团拥有国内唯一的核燃料制造能力，集团天然铀储量连续两年排名全球第二。
6、实现碳中和的必然选择
双碳目标要求提升新能源在能源结构中的占比，但在实际情况中，水电、风电等新能源已经快要接近装机量瓶颈。国内几乎没有合适的地方再修巨型水电站；随着近年来陆上风电资源开发接近饱和，近海风电资源变得越来越少，未来的增量只能靠高成本的远海风电。除此之外，新能源增量还靠太阳能装机量。
那么，为了实现碳中和目标，仅仅持续不断加大太阳能装机量吗？答案显然是不可能实现的。理由如下：
核电的平均发电小时数处于7000小时以上，而且运行寿命60-80年，甚至达到100年。
太阳能的平均发电小时数约650小时，而且运行寿命仅有20-25年。
保守假设核电寿命60年、太阳能寿命25年，核电总计发电小时数7000*60、太阳能发电小时数650*25，两者比值=26倍
核电“华龙一号”建造成本约160亿元/GW，太阳能建造成本约25-35亿元/GW，两者比值约6倍。
从初始建造成本倍数、发电小时数倍数来看，核电更是经济性能源。
另外，如前文所述，太阳能的发电量受天气、地区等外部因素的影响较大。那么，太阳能装机量越大，需要火电调峰机组容量越大、需要储能容量越大，这么一来配套建设经济成本更高。
好了，关于核电的信息整理分享就写到这里，后期持续跟踪最新动态。
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