依据相关经济评价方法与参数，针对我国近期建设的二代改进型机组经审定的调整概算进行统计分析，二代改进型机组建成价单位投资平均12056元/千瓦，最高12983元/千瓦，最低10468元/千瓦（注：存在新建和扩建厂址的差异因素）。目前，已投产核电绝大多数为二代及二代改进型，从当前电价水平看，“二代加”核电标杆电价水平普遍与电站所在沿海各省煤电标杆电价相当，有一定的市场竞争优势。

　　总体看，在各类清洁能源发电品种中，目前核电实际平均上网电价仅高于水电。根据《国家能源局关于2017年度全国电力价格情况监管通报》，2017年全国发电企业平均上网电价为376.28元/兆瓦时。其中清洁能源发电中，核电电价显著低于当前需要国家补贴的光伏、风电等可再生能源上网电价。（见表4）

我国三代核电首批工程项目建设成本较高。为满足国际最高安全标准和60年设计寿命要求，三代核电采用更高性能的设备、材料和更高安全水平的系统设计，加上产业链各环节相关的技术引进费用、研发费用和装备制造投入，其首批项目单位造价明显高于二代核电。

　　同时，引进三代核电AP1000依托项目和EPR项目均为全球首堆，建设过程中遭遇了工程设计不成熟、大量的设计变更、设备设计验证周期长、福岛核事故后改进项目多等问题，造成了工期延误、造价超概算严重，加之政策、汇率变化等因素影响，项目工程造价和发电电价均超出原核准水平。三门一期、海阳一期、台山一期核电项目调整后的概算建成价分别为515亿元，489亿元，858亿元。按现行核电电价条件测算的首批项目上网电价均在0.50元/千瓦时左右。

　　华龙一号作为我国自主三代核电技术，其首堆示范工程正在建设中，按两个项目的初步设计概算，其平均电价水平将大大低于引进的三代核电首堆机组。

　　三代核电批量化建设后将逐步提高竞争力。首先，随着三代技术首批项目陆续建成，系统设计、关键设备制造、施工建造、调试等各阶段的技术、工艺流程均得到验证和固化，为后续三代核电关键设备国产化、标准化以及批量化建设奠定了良好基础。近期若能核准一批三代核电机组项目，可分摊首批项目技术引进、工程建设和设备国产化过程中已投入的部分费用，减轻企业压力，同时可及时利用首堆经验反馈，降低后续机组造价。据初步估算， CAP1000批量化建设后，近期的后续项目单位投资可较首批项目下降25%以上。惠州、漳州等华龙一号机组以及海阳二期、陆丰一期、徐大堡一期等后续小批量建设机组的造价下降后，按现行核电电价测算条件分析，预期上网电价将在0.43元/千瓦时左右。如果财税、电力市场等政策不变，项目初步具备竞争力。

　　长远看，三代核电是我国2050年之前满足电力需求、应对全球气候变化和大气污染防治的主力清洁低碳能源之一，将进入规模化持续发展阶段，而规模化发展，可继续降低核电造价与运行成本。根据国内外核电工程建设经验，同一厂址的批量化建设有利于优化总体布置、连续施工组织、采购批量化集约化等，可充分体现群堆建设、群堆效应，进一步降低工程造价。若采用核电集群式连续建设模式，预期规模化建设的华龙一号、CAP1400以及CAP1000等三代核电项目的上网电价可降至0.40元/千瓦时左右，相比二代改进型核电能够形成竞争力。

　　同时，根据测算，远期规模化建设的三代核电机组上网电价有望从首批项目的0.5元/千瓦时左右降至0.4元/千瓦时左右后，与多数沿海省份目前的煤电标杆电价（含脱硫、脱硝、除尘、超低排放加价）趋近或更低。与其它可再生清洁能源相比，三代核电不仅电源质量更优，经济上也具备较强的市场竞争潜力，即使首批项目的测算电价0.5元/千瓦时，也低于当前东部沿海地区风电、太阳能发电标杆电价，与未来风电、太阳能发电电价下降趋势对比，仍具备一定竞争优势。

　　降低三代核电成本具备相关措施。根据国内外经验，一个厂址的批量化开工建设有利于优化总体布置、连续施工组织、采购批量化集约化效益的实现，可摊薄首批成本、有效降低造价；一个机型的批量化建设有利于通过标准化设计和持续设计优化、制造和建造熟练程度提升，可实现造价逐步下降。在合理节奏下建设核电项目，可使产业链资源最大化利用，保持核电工程建设、设备制造、运行维护、寿期服务等各个环节生产能力、技术人员的持续健康发展。

　　其次，在不断汲取工程经验反馈、采用重大科研成果和新技术成果基础上，可从经济性和安全性等方面持续优化设计。华龙一号融合方案借鉴了防城港二期和福清项目设计的优点，惠州项目在防城港3、4号机组设计的基础上，开展了19项重要的优化改进。福岛核事故之后，我国核电增加的很多安全性配置在确保安全目标的基础上，后期也可考虑对部分重复性配置手段进行适度简化。在确保安全目标基础上，采取经济性简化设计或安全优化设计，可以降低造价。

　　另外，还可通过优化厂址选择、优化工程项目管理、控制核电运行成本等方式，做到减少投资、控制造价、提升运行业绩。