在五大發電成本要素(資本、維運、燃料、外部、系統)分析之后，我們發現核電成本與其他發電形式具有競爭力，除非是在可以直接取得低成本化石燃料的地點。在核電廠總發電成本中，燃料成本僅占很小部分，盡管核電的資本成本高過煤電，以及遠高于氣電。但是，核電、煤電、氣電等大型電廠的系統成本比間歇性再生能源低得多。尤其是核電充分提供長期、高資本投資的獎勵效益，在短期價格信號驅動的解除管制市場中，核電挑戰綠色供電系統的多元性與安全性。本文評估核電的經濟效益，并充分考慮退役和核廢料處理成本。我們認為核電是全球大型基礎建設典范，其超低成本和交付挑戰不容小覷。

建造資本利息占總資本成本絕大部分，這取決于利率高低和建造期間長短。針對五年的建造期，芝加哥大學2004年的一項研究指出，在建造期間支付的利息可能高達總支出的30%。如果按7年建造期推算，此一比例將提高到40%，這說明按時完工的重要性。如果投資者在核電廠的利息費用當中增加風險溢價，則融資成本的影響將更為巨大。

各國之間的資本成本存在很大差異，特別是東亞新興工業經濟體、歐洲和北美成熟市場。這種變化有多種解釋，包括：勞動成本差異;建造反應器方面的更多經驗;建造多機組可產生更大的規模經濟;在大型土木工程案件中，許可和項目管理程序的簡化。

IEA-NEA核能路線圖2015年估計，中國的平均隔夜成本(不包含融資)約為3,500美元/kWe，比歐盟的5,500美元/kWe低了三分之一以上。美國的成本比歐盟低約10%，但仍比中國和印度高30%，也比韓國高25%。在其主要情景中，估計2050年美國和歐盟的核電隔夜成本會有所下降，達到接近韓國的水平，而亞洲的成本則保持不變。據估計，在中國，如果與單個反應器相比，在一個地點建造兩個相同的1,000 MWe反應器可使整廠每千瓦成本降低15%。

均化電力成本(LCOE)是任何發電廠的基礎指標，意指在電廠整個生命周期內，建造和營運總成本之和除以總輸出電力，通常是以每百萬瓦時為單位的成本估算，它考慮資本成本的融資成本(而不僅僅是“隔夜”成本)。從平均水平(即生命周期)來看，核能發電極具經濟效益，其結合安全、可靠和極低溫室氣體排放的優點。現有核電廠功能良好，具有高度可預測性，營運成本幾乎低于所有化石燃料競爭對手，營運成本膨脹風險非常低。核電廠運行壽命可達60年，甚至有時可達更長時間。目前核電廠主要經濟風險在于，間歇性再生能源的補貼及燃氣發電的低成本。另外更高稅率，特別是核武器稅的政治風險，更使核電營運風險不斷增加。

從一開始，低燃料成本就是核電廠競爭力勝過火力電廠的原因。但是，鈾必須加工、濃縮并制成燃料元件，這約占總燃料成本的一半。在評估核電的經濟效益時，還必須考慮放射性核廢燃料的管理及最終處置津貼，但是即使包括這些費用，OECD核電廠總燃料成本通常僅為燃煤電廠的三分之一至二分之一，或燃氣復合式循環電廠的四分之一至五分之一。美國核能研究所建議，燃煤電廠的燃料成本應占總成本78%，燃氣電廠的燃料成本約占總成本87%，而核電廠的鈾成本約占總成本14%(如果包括所有前端和終端核廢料管理成本則為34%)。

鈾的優點在于運輸容易與高度濃縮，另外鈾也是一種高密度廉價燃料。鈾發電所需數量遠少于煤炭或石油。一公斤天然鈾能量約為一公斤煤炭的20,000倍。因此本質上，鈾是一種運輸非常方便且可交易的商品。就核電廠而言，核燃料價格對發電總成本貢獻相對較小，因此即使燃料價格大幅上漲，影響性也相對不高。另外，全球鈾礦資源豐富，可以廣泛開采使用。

退役成本約為核電初始資本成本的9-15%。但是，如果進行整個生命周期折價計算，則它們僅占投資成本的百分之幾，這對整體發電成本的貢獻甚至更少。在美國，它們的成本約為0.1-0.2美分/千瓦時，不超過發電成本的5%。

世界核能協會(WNA)于2017年初發布《核電經濟學和計劃結構》。該報告指出，新建核電廠經濟效益受到資本成本的嚴重影響，因為資本成本至少占LCOE百分之六十以上。總體資本成本的主要變量包括利息和工期。在某些國家，由于OECD新反應器建造的匱乏及新設計的引入，核電廠資本成本影響比實際情況嚴重，在國際能源機構(IEA)看來，該成本發展已達頂峰。在持續發展核電的國家，資本成本得到控制，就韓國而言，甚至降低。在過去15年，平均建造工期下降。一旦有新的核電廠完成，電力生產成本就降低，并且可以預期性地保持穩定。

在解除管制的電力批發市場，進行任何資本投資的經濟理由一直在減少，但不少發電廠已經老化，實際市場需求因而增加。IEA指出，在世紀之交，受到批發價格不確定影響，約有三分之一電力投資流入解除管制市場，而另外三分之二則流入管制市場，后者具有一定的資本回報率。到2014年，只有10%投資直接用于解除管制市場，這促使政府關注國家能源安全，并進行緊急檢討。目前所有正在運行的核電廠都是由政府或公用事業建造，因此可以實際上確保長期收入和成本回收。若干核電廠，尤其在英國和美國，目前正處于不受管制的市場環境。

在任何由能源產生電力的系統中，為了滿足電網實際需求成本，系統成本是另一個經濟考慮要素。核能發電的系統成本之所以極低，是因為其具有極高的電力可調度性。間歇性再生能源因為電力輸出取決于偶發的風能或太陽能，因此系統成本成為一項關鍵因素。如果再生能源加入供電結構，則系統成本將顯著增加，并且很容易超過原先發電成本。在2019年，OECD核能機構曾就系統成本進行建模分析，結果發現系統成本在德國有明顯影響。當以LCOE比較各類能源的發電成本時，系統成本常視為一項重要考慮因素。

由于核電具有適度系統成本，因此當以均化成本為衡量基礎時，核能總體成本競爭力大大提高。然而，間歇性電力的加入供應，對批發市場經濟影響深遠，包括核電在內的基載發電機。實務上，風能和太陽能的邊際營運成本可忽略不計，這意味著，當氣候條件允許天然資源發電時，它們會削弱所有其他電力生產商的利益。也就是說，當再生能源發電量很高時(如歐盟30%的再生能源滲透率目標)，將會造成如核電等大型電廠容量系數的降低，電力批發市場價格因而大幅波動，以及平均批發價格水平的上升。如果間歇性再生能源滲透率進一步提高，亦即間歇性再生能源發電量很大時，則批發市場中的核電財務可行性將大幅降低。

2019年OECD核能機構的一份研究報告《脫碳成本：高額份核能和再生能源的系統成本》發現，大量間歇性再生電力的整合對OECD電力系統以及諸如此類的可調度發電機(如核電)構成重大挑戰。間歇性再生能源(電網級)的系統成本很高(8-50美元/MWh)，但這取決于國家/地區、環境和技術(例如，陸上風電<海上風電<太陽光電)的差異，至于核電的系統成本則約為1-3美元/MWh。

2017年，根據《年度能源展望》模型，美國EIA發布2022年各類發電技術的LCOE如下：先進核電，9.9 c/kWh;燃氣發電，5.7-10.9 c/kWh(取決于技術);以及具有90%碳捕捉的燃煤發電，12.3 c/kWh(在30%時，上升為14 c/kWh)。在不可調度的發電技術中，例如再生能源發電，LCOE的估計值有很大差異：陸上風電，5.2 c/kWh;太陽光電，6.7 c/kWh;離岸風電，14.6 c/kWh;太陽熱能發電，18.4 c/kWh。

LCOE和系統成本：四個國家的比較(2014年和2012年)

上圖中的LCOE成本來自Projected Costs of Generating Electricity (OECD, 2015)。系統成本來自Nuclear Energy and Renewables (NEA, 2012)。在NEA的系統成本估算中，假設陸上風電、海上風電和太陽光電的發電普及率為30%，其中包括備用成本、平衡成本、電網連接、擴展和加固成本。整個評估過程采用7%的折現率，因此相符Projected Costs of Generating Electricity (OECD, 2015)估算的電廠水平LCOE。對化石燃料的使用，2015年研究應用30美元/噸二氧化碳的碳價，并采用2013年的美元價值和匯率。

(作者為工研院能環所前研究員)