中國儲能網(wǎng)訊：在全球應(yīng)對氣候變化和人工智能驅(qū)動電力需求激增的背景下，核電正迎來新一輪發(fā)展機遇。2025年6月，世界銀行行長Ajay Banga在與國際原子能機構(gòu)（IAEA）簽署合作協(xié)議時宣布，世行將“重新進入核能領(lǐng)域”。這結(jié)束了世界銀行自2013年以來對核能項目的融資禁令，標志著國際金融界對核電態(tài)度的重大轉(zhuǎn)變。
然而，資本的密集性使核電融資成為行業(yè)復(fù)興不可繞過的難題。盡管此輪核電復(fù)興中，政府支持力度正在上升，但投資規(guī)模大、建設(shè)周期長、規(guī)?；ㄔO(shè)受限等問題正使融資成為核電發(fā)展的關(guān)鍵瓶頸。
上升的政府支持力度
歷史上很多核電項目由壟斷或監(jiān)管背景下的電力公司投資建設(shè)，建設(shè)期成本通過計入電費或在運營后按“成本加成/回報率”模式回收，風(fēng)險由用戶分攤。以美國為例，其核電多于20世紀90年代之前建成，多數(shù)由公用事業(yè)公司承擔(dān)，投資回報率通過政府設(shè)定的電價機制得到保障。
但隨著電力市場化的推進，在自由化市場中，核電項目需向銀行和資本市場融資，資本成本更高、資方對工程風(fēng)險和履約非常敏感。銀行要求提供可靠的合約，如長期PPA、政府擔(dān)?；虿顑r合同（CfD），來降低風(fēng)險。
美國近年來重啟的核電項目依賴大量公共支持工具，包括聯(lián)邦貸款擔(dān)保、稅收優(yōu)惠、允許在建成本計入電價的州級監(jiān)管政策等。
以美國Vogtle項目兩臺AP1000機組為例，該項目獲得了美國能源部貸款項目辦公室（DOE LPO）的Title 17項目支持。Title 17項目向Vogtle提供了超過120億美元的貸款擔(dān)保，這是美國歷史上最大能源項目貸款擔(dān)保，被視為項目得以繼續(xù)建設(shè)的關(guān)鍵。
而英國Hinkley Point C核電項目最初由EDF與中國廣核共同投資，采用長期差價合約作為價格保障，為項目提供了穩(wěn)定的長期收入預(yù)期。
在中國，核電項目普遍由電力央企主導(dǎo)建設(shè)，大部分建設(shè)資金由政策性銀行以較低利率提供，再加上地方政府的土地及配套支持，單位建設(shè)成本顯著降低。
法國巴黎銀行能源、資源與基礎(chǔ)設(shè)施部負責(zé)人Mark Muldowney表示：“核能投資本質(zhì)上是政治工程……成本與建設(shè)周期的不確定性仍然存在，這個行業(yè)距離能夠單靠項目融資就能支撐大型核電項目還有很多年。如果政府不提供支持，最終承擔(dān)風(fēng)險的只會是那個國家的電力消費者?！?/span>
令資本生畏的建設(shè)周期
盡管政府支持是重啟核電建設(shè)的關(guān)鍵力量，但這些支持并不能自動消除工程管理風(fēng)險。過長的建設(shè)周期正在削弱資本對核電項目的信心和興趣。
建設(shè)期利息（Interest During Construction,IDC）累積是核電作為重資本、高前期投資項目的顯著特征：長期建造會顯著放大IDC，建設(shè)期越長，開發(fā)者需為已舉借資金支付的利息越多，直接提高了投運前的總投入。
與此同時，更長的建設(shè)周期通常伴隨材料價格上漲、勞動力成本增加、返工和質(zhì)量整改概率上升，這些都推高了初始估算的“隔夜成本”——即排除了利息支出和通貨膨脹后所有“硬”成本的總和。法國Flamanville項目和美國Vogtle項目是典型例證。
聯(lián)邦貸款可降低成本，卻無法完全消除因施工與交付風(fēng)險所帶來的資本溢價。Vogtle項目出現(xiàn)的工程風(fēng)險、分包商及設(shè)備廠商問題導(dǎo)致成本猛增，表明即便有政府貸款擔(dān)保，若施工與項目管理不夠穩(wěn)健，仍可能造成最終成本飆升，并將一部分成本轉(zhuǎn)嫁給終端用戶和納稅人。
法國對核能的政策性支持體現(xiàn)在低息貸款和直接、間接補貼，然而Flamanville項目長期拖延、超支嚴重。審計機構(gòu)與分析指出，這類項目即便投產(chǎn)也可能出現(xiàn)“低于公司資本成本的收益率”，說明部分成本要靠國家支持或未來電費來分攤。
長期延誤還會增加出資方對項目風(fēng)險的感知，導(dǎo)致貸款方或債券投資者要求更高利率或追加股權(quán)回報要求，進而提高平準化發(fā)電成本（LCOE）。而且，發(fā)電延遲意味著收入推遲，進而導(dǎo)致資本回收期延長，利息增加與資本回收期延長將共同顯著推高單位電價。
大型商業(yè)機組的建設(shè)現(xiàn)狀也影響到核電小堆的投資吸引力。
理論上，SMR（小型模塊化反應(yīng)堆）的優(yōu)勢在于更小、模塊化、工廠化生產(chǎn)，可降低單機風(fēng)險、交付快，這在融資上有助于分攤風(fēng)險、吸引分階段投資。但現(xiàn)實中，SMR仍面臨成本估算缺乏大量工程驗證、監(jiān)管與許可路徑仍在發(fā)展、出貨量與訂單稀少等挑戰(zhàn)，導(dǎo)致商業(yè)銀行與長期債權(quán)人對項目的“成本確定性”和“按期交付”持謹慎態(tài)度。
公開報道顯示，核電小堆相關(guān)開發(fā)商已募集約數(shù)十億美元的私募與風(fēng)險資金，且有亞馬遜、谷歌、微軟等大型公司以購電或直接投資形式參與，這有利于企業(yè)度過早期試驗堆許可和建設(shè)階段。但要實現(xiàn)大規(guī)模商業(yè)化，仍需更多長期、低成本的資本支持，如政策性貸款、政府擔(dān)保、長期購電協(xié)議或差價合同。
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規(guī)?；ㄔO(shè)是降低核電成本、提高融資可行性的關(guān)鍵途徑。隸屬經(jīng)濟合作與發(fā)展組織（OECD）的核能機構(gòu)（NEA）相關(guān)報告中指出，核電項目的融資成本與項目規(guī)模密切相關(guān)，規(guī)?；ㄔO(shè)有助于分攤固定成本并提高經(jīng)濟性。
IAEA進一步指出，規(guī)?；ㄔO(shè)能夠促進核電技術(shù)持續(xù)優(yōu)化，并使監(jiān)管體系更好地適應(yīng)新技術(shù)需求。通過多次建設(shè)與運營，技術(shù)問題可被及時發(fā)現(xiàn)和解決，監(jiān)管機構(gòu)也能積累經(jīng)驗并提升審批效率。
近年來，中國通過連續(xù)投產(chǎn)第三代機組形成了“首堆之后規(guī)?；钡墓?jié)奏，將首次混凝土澆筑到并網(wǎng)的周期控制在5–6年。標準化設(shè)計與產(chǎn)業(yè)鏈本地化有效推動了建造周期逐步縮短，提高機組經(jīng)濟性。
對更多核電技術(shù)擁有國來說，在本土展開規(guī)?；穗娊ㄔO(shè)并不現(xiàn)實。核電廠址數(shù)量有限正逐漸成為制約各核電技術(shù)擁有國本土大型核電市場規(guī)模的重要因素。以英國為例，新建核電機組已開始使用舊機組退役后的廠址，以利用已有的基礎(chǔ)設(shè)施并減少對新土地的需求。
拓展全球核電市場成為大型核電機組規(guī)模化發(fā)展更可行的路徑。
除了美國2臺機組，西屋AP1000核電技術(shù)還被中國、波蘭、保加利亞等多國市場選用。官方數(shù)據(jù)顯示，到2030年之前，全球?qū)⒂?8臺基于AP1000技術(shù)的核電站投入運行。而韓國、俄羅斯、法國等多國核電技術(shù)亦在拓展全球市場，其中韓國已在阿聯(lián)酋建成4臺APR1400核電機組。
中國擁有自主知識產(chǎn)權(quán)的三代核電技術(shù)有“華龍一號”和“國和一號”，兩者均具備出口資質(zhì)，目前國內(nèi)示范項目均已建成投產(chǎn)，在國外市場上，“華龍一號”首個海外工程兩臺機組均已交付巴基斯坦，更多市場正在拓展中。要維持中國核電的優(yōu)勢，除了保持國內(nèi)安全運營業(yè)績和科學(xué)的建設(shè)節(jié)奏，“走出去”也是中國核電產(chǎn)業(yè)必然的選擇。
