核电站的发电成本包括投资建设、财务、燃料、运行和维护、乏燃料处置以及退役等成本。因为核电站技术难度大、安全要求高、建设周期长，单位投资造价较高，在度电单位成本中占比较高；核电站建设投资额大且工期较长，还贷期一般15年，财务成本也很高；核电燃料成本占比相对较低，而固定成本占比达70%左右；运行维护成本包括大修理费、工资及福利、材料费、核事故应急准备费及其他费用；核燃料循环后端中乏燃料处置成本属于核电特有成本，乏燃料处理处置基金的征收、使用和管理按照国家相关文件执行；目前核电厂退役基金的提取总额为核电厂建设工程固定资产原值（相当于固定价）的10%，从核电厂投产后第一年开始平均提取，直至计算期末。

　　核电具有独特的技术经济特点。核电不产生有害气体，不排放二氧化碳，放射性气体液体均控制在国家标准允许水平以下，因此具有可再生能源的低碳属性。同时，核电在一个燃料循环周期所需要的燃料相对固定，核燃料燃耗不充分同样会产生铀资源浪费。另外，核电设备技术复杂，具有固定成本高、投资回收期长、负荷因子影响显著等特点，因此其经济性只有在较高的利用小时数下才能得到充分体现。

　　从技术、经济和安全角度分析，核电带基荷运行，有利于最大程度发挥其环保减排优势、促进清洁能源利用；可以提高燃料利用效率。在运行过程中频繁升降功率会导致燃料燃耗不充分而产生资源浪费，同时增加放射性废物处理成本；维持反应堆堆芯输出功率的相对稳定，避免调节系统频繁动作，可降低控制人员操控频率与难度，降低引发运行事件的概率。国际上大多数核电国家将核电机组作为基础负荷，一般不参与电网负荷调节，核电电价具备一定竞争力。

　　我国核电定价政策经历了演变。2013年以前，我国已建核电站上网电价基本采用“一事一议”、“一厂一价”，以“成本加合理利润”为原则的定价方式，先后采用还本付息电价、经营期电价、本利浮动电价等测算方法。2013年以后，随着电改不断深化，核电定价机制形成了标杆电价和“标杆电价+市场定价”两种模式。2013年6月，我国明确对新建核电机组实行标杆上网电价政策，核定全国核电标杆上网电价为每千瓦时0.43元；核电标杆上网电价高于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；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，上网电价可在标杆电价基础上适当提高。2016年开始，核电参与电力市场改革，参与地方电力直接交易的核电机组，其上网电价分为两部分，即原核准上网电价（保障内电量）和市场化上网电价（保障外电量）。

　　三代核电身处的市场环境发生变化。首先，近年来，随着全国电力供需情况从供应偏紧转向平衡有余，部分地区出现过剩的情况，国内部分在运核电机组不同程度地出现降负荷运行、核电设备利用小时数减少(见图1）。如2017年，辽宁、海南、广西等地，实际发电量只达到可发电能力的68.61%、77.5%、83.45%。

其次，我国核电上网电价系根据当地煤电标杆电价核定。2013年核电0.43元/每千瓦时标杆电价出台之时，其标杆电价水平低于当时绝大多数有核省份（市、区）燃煤机组标杆电价（除辽宁省），有关省份平均煤电上网电价为0.4573元/千瓦时。此后，国家价格主管部门数次下调燃煤火电标杆电价水平，尤其2013年以来，全国各省份煤电上网标杆电价（含脱硫、脱硝和除尘电价）持续下调（见表2）。2018年，各省执行的实际核电标杆电价已比0.43元/千瓦时有了大幅降低。除现役核电机组财务压力加大外，三代核电首批项目投产后将面临更大经营压力。

我国正在深化电力体制改革。从市场交易电量及市场化比率来看，核电企业市场化程度呈现逐年增加的趋势，在运核电面临计划电量下调和市场竞价的双重压力。根据2016年-2018年我国各核电站参与市场交易情况（见表3），部分省区核电部分电量竞价上网时，已出现成本与电价成本倒挂的情况。部分省份在深化电改过程中，指令性下调核电计划电量在内的上网电价，使核电电价进一步降低。

核电电价与当地煤电上网标杆电价挂钩有明显不合理因素。由于受煤炭运输距离的影响，同时燃料成本占发电成本比例较大，导致不同地区煤电发电成本和标杆电价差异较大。而核电成本中固定成本占比较大，与项目所在区域关联不大；除厂址相关部分外，核电标准化建造及运维成本也趋于稳定、燃料成本低，受地域和运输成本影响较小。