“十九大”报告中有关把能源发展纳入生态文明建设的重要内容，以及明确提出的要推进绿色发展，壮大清洁能源产业，推进能源革命，着力构建“清洁低碳、安全高效”现代能源体系的要求，核电以其高能量密度、低污染排放的优质属性，已成为我国现代能源体系的重要组成部分。
2018年第九届世界清洁能源部长级会议，已明确将核能纳入清洁能源。同时，强调必须共同努力，确保未来所有新型技术都应服务于低碳排放，并倡议关注核电用于基荷电力，以及创新的下一代核能技术／可再生能源的低碳复合能源系统。
我国自1991年自主设计、自主建造的秦山一期核电机组并网发电以来，我国核电发展政策经历了从“适度发展核电”到“积极推进核电建设”的演变，目前已步入“安全高效发展核电”的新时代战略机遇期。
鉴于目前世界能源格局及核能发展面临诸多不确定因素，笔者认真分析核能发展取得成绩和已形成的基础条件，重点研判未来15年面临的机遇和挑战，提出了核能发展的主要问题和重点建设的内容及建议，对核电在新时代的发展具有重要意义。
核能发展战略的重大问题
1．关于核电发展战略目标问题
按目前已形成的核电发展条件预测，2021年－2035年每年核准建设6～8台核电机组，2035年达到1．5～1．8亿千瓦（在运1．5亿千瓦，在建3000万千瓦）。
按照需求占比法测算，根据国家“两个一百年”发展目标和兑现非化石能源消费目标承诺，从电力需求的角度看，受环境空间、资源条件、电力系统等多种因素制约，预计2035年电源装机规模将达35亿～41亿千瓦。其中，煤电装机11～12亿千瓦，常规水电4．5亿千瓦左右，风电、太阳能发电装机各可达5～6亿千瓦。
要实现非化石能源消费目标，考虑到2030年左右我国煤电将达峰值，随后缓慢下降等情况，2035年煤电和非煤电发电量各占50％，需要规模发展核电，使得核电发电占比达到10％左右，占一次能源消费的5％。若考虑2035年煤电降至38％，非化石能源发电量56％的加速转型情景，2035年的核电占比要提高到12．3％。
当前，我国三代核电的安全要求更高、投资大、建设工期长，特别是投资效益及经济性已成为阻碍我国核电发展的重要因素。目前在建核电项目已更替到以AP1000、EPR、“华龙一号”为代表的第三代核电技术。
不同代际、不同技术路线的核电建设成本差异较大，我国新建核电（M310机组）单位千万静态投资大约在10000元至14000元之间，第三代核电（AP1000、华龙一号）首堆单位千瓦静态投资约在18000元左右，批量化、国产化后将力争控制在15000元以内。
要解决“核能投资要有效益”的问题，发挥核能产业政策的作用十分重要，而核能产业政策的生命力在于实施。要积极借鉴国际经验，在核电批量化、规模化建设中，从项目核准规范、核电技术改造更新、降低造价、提高安全运行能力等各方面采取应对措施，在积极推进核能产业供给体系不断优化、需求体系需要持续升级的同时，进一步推进核电投资多元化，完善核能产业发展开放的投融资体系建设。要在核电项目前期工作中，充分考虑市场因素，推动核能产业高质量发展和经济性持续提升。
2．关于核电参与电力市场交易和竞争力问题
随着我国经济和电力供求关系进入新常态，如何最大程度地保证核电多发满发、充分发挥大型清洁高效能源的作用，提高核电市场竞争能力，解决“核电发展要有市场”的问题，已成为核能产业发展需要解决的重要问题。
我国核电与其他形式电源在电力市场的竞争激烈，市场电量比例虽逐步上升，但我国部分地区的在运核电机组，仍然面临不同程度地被要求降负荷运行、核电设备利用小时数降低、上网电价下降等问题。
2018年全国45台商运核电机组继续保持安全稳定运行，核电累计发电量为2865．11亿千瓦时，比2017年同期上升了15．78％，占全国总发电量的4．22％，发电量占比远低于世界平均水平（10％）。
在利用小时数方面，2018年核电设备平均利用小时数为749 9小时，设备平均利用率为85．61％，较2015年增加1259小时。2009～2018年，核电利用小时数总体上呈V型趋势，2014、2015年最低，仅为6240小时左右。
我国核电上网电价经历了“一厂一价”和“标杆上网电价”两个主要阶段，目前执行标杆上网电价机制。比较核电标杆上网电价与燃煤标杆上网电价，2017年，有核省份中只有广东省的燃煤标杆上网电价高于核电标杆上网电价，辽宁、江苏、浙江、福建、山东、广西、海南等其他省份均低于核电标杆上网电价。
此外，影响我国核电经济性关键的因素，还有成本控制问题和国家支持核电发展的政策变化问题等。作为未来我国新增核电装机主力，目前三代核电的电价远高于水电、火电，接近风电、光伏等新能源。然而风电、光伏发电成本正在快速下降之中，预计2020年开始上网电价将与火电相当。
换言之，即使与新能源相比，核电也将不再具备价格竞争力，而将成为我国主要电源中最贵的品类。与此同时，目前和今后一段时间我国可能会面临核电经济政策局部调整的挑战。这些都给核电市场竞争及规模发展带来更大压力，也必将会影响到核电经济性的提高。
3．关于天然铀的供应保障机制问题
目前，我国许多地区，如内蒙、新疆地区存在着铀、煤、油共（伴）生矿，存在矿业权重叠问题。现行的《矿产资源法》及相关法律并没有关于如何处理矿业权重叠的规定。这影响了我国天然铀等矿业的发展，也影响国家核能产业发展战略的落实。特别在内蒙古很多区块已具备铀资源的开发条件，且资源量较大，但由于矿权的问题没有得到妥善解决，资源得不到开发利用。
“十一五”以来，由于各种原因，国内天然铀生产一直维持着每年XX吨左右的产能。从2015年开始，国内核电运行及核燃料加工所需要的天然铀，全部依靠国外采购（部分国外生产）。
从长远发展的角度看，我国核电规模不断增加，我们要掌握天然铀的供应保障的主动权，或者为了掌控市场和价格，国内天然铀产能必须要保持相当的比例。综合研究测算，到2035年国内天然铀供应占比至少要达到百分之二十（即产能要达到每年XX吨规模）。这是发展核电天然铀保障供应的基础。
近年来，中广核和中核集团在中亚和非洲地区已开发和拥有了部分铀资源，国家也储备了一定量的天然铀产品。
2035年前，随着我国核电快速发展对天然铀需求将急剧增加，考虑国内产能较低，国际天然铀市场价格较低和世界发展核电趋势等综合因素，我们应该未雨绸缪，建立两个“三位一体”的天然铀供应保障体系。
一是铀资源开发保障体系，即国内铀资源开发、海外资源开发和国际贸易供应；一是天然铀产品储备体系，即国家储备、企业集团储备和核电厂储备。建立“两个体系”，国内已具备一定的基础和条件。两个体系互为支撑，相互结合，将成为我国抵御极端风险、应对紧急状态，保障天然铀稳定、安全、可靠供应的重要手段和平台。
4．进一步加强核能科技自主创新问题
解决核能产业发展不充分、不平衡等问题，从根本上讲还是要依靠创新。目前，我国核能科技创新体系和能力建设，与美国、俄罗斯等发达国家依然存在较大差距，尚不能满足国内外市场发展和核电强国建设的需要和要求。特别是，核电及相关配套产业部分关键材料、零部件和软件存在受制于人的风险。
国内制造厂在关键零部件及设备上存在成品率不高，关键工艺不稳定等问题，批量化制造后质量依然存在不确定性，供货质量和进度仍存有潜在风险。
中美核能合作政策变化进一步放大了相关问题的影响，并可能会产生深远影响。2018年10月11日，美国能源部发布和实施《美中民用核合作政策框架》（PF 2019－03）。
该政策框架依据《联邦法规10章》810条款对中国技术转让授权设置了明确的范围，包括民用核能技术、设备与零部件、材料三方面的内容，对我国民用核能合作实行新的禁令。
最近，美国政府毫无征兆地悍然宣布于5月10日把2000亿美元中国输美产品加征的关税从10％升至25％，中美贸易战再次升级。鉴于中美贸易战升级及核能合作新政策及其可能影响，需要高度重视和防范在核能产业发展中极端情况发生带来的影响和挑战，加快补齐短板，避免受制于人。
5．保障核安全底线
习近平主席在中央国家安全委员会第一次会议上首次提出了“总体国家安全观”概念，强调了国家安全的总体性，提出了“发展和安全并重、权利和义务并重、自主和协作并重、治标和治本并重”的中国核安全观，指出要秉持以发展求安全、以安全促发展的理念，坚持理性、协调、并进的核安全观，把核安全进程纳入我国核能与核技术应用事业健康持续发展轨道。
我国运行核电机组一直保持良好的安全业绩，迄今未发生国际核事件分级（INES）2级及其以上的运行事件。多年的监测结果表明，我国核电厂周边环境辐射水平处于天然本底正常涨落范围内。
6．加强公众沟通问题
福岛核事故后，社会公众对核安全更加关注，公众参与度明显提升，我国核电将长期面临公众质询的常态，核电的社会接受度有所下降，甚至出现邻避现象。我国核能产业发展与社会协调工作需要加强，社会公众接受水平亟待提高。
我国社会各界对核能发展的战略价值与核安全的认知也参差不齐，部分非科学、非理性的反核言论，对社会公众的核能认知度和接受度产生了不良影响，公众的担忧和核恐惧成为核能发展的重要制约因素。
