【南方能源观察】政府支持上升，但融资仍在制约核电复兴

南方能源观察全文2621字，阅读大约需要5分钟未经许可严禁以任何形式转载 微信号：energyobserver 欢迎投稿，投稿邮箱： eomagazine@126.comeo记者 刘文慧编辑 陈仪方审核 姜黎 在全球应对气候变化和人工智能驱动电力需求激增的背景下，核电正迎来新一轮发展机遇。2025年6月，世界银行行长Ajay Banga在与国际原子能机构（IAEA）签署合作协议时宣布，世行将“重新进入核能领域”。这结束了世界银行自2013年以来对核能项目的融资禁令，标志着国际金融界对核电态度的重大转变。 然而，资本的密集性使核电融资成为行业复兴不可绕过的难题。尽管此轮核电复兴中，政府支持力度正在上升，但投资规模大、建设周期长、规模化建设受限等问题正使融资成为核电发展的关键瓶颈。 上升的政府支持力度 历史上很多核电项目由垄断或监管背景下的电力公司投资建设，建设期成本通过计入电费或在运营后按“成本加成/回报率”模式回收，风险由用户分摊。以美国为例，其核电多于20世纪90年代之前建成，多数由公用事业公司承担，投资回报率通过政府设定的电价机制得到保障。 但随着电力市场化的推进，在自由化市场中，核电项目需向银行和资本市场融资，资本成本更高、资方对工程风险和履约非常敏感。银行要求提供可靠的合约，如长期PPA、政府担保或差价合同（CfD），来降低风险。 美国近年来重启的核电项目依赖大量公共支持工具，包括联邦贷款担保、税收优惠、允许在建成本计入电价的州级监管政策等。 以美国Vogtle项目两台AP1000机组为例，该项目获得了美国能源部贷款项目办公室（DOE LPO）的Title 17项目支持。Title 17项目向Vogtle提供了超过120亿美元的贷款担保，这是美国历史上最大能源项目贷款担保，被视为项目得以继续建设的关键。 而英国Hinkley Point C核电项目最初由EDF与中国广核共同投资，采用长期差价合约作为价格保障，为项目提供了稳定的长期收入预期。 在中国，核电项目普遍由电力央企主导建设，大部分建设资金由政策性银行以较低利率提供，再加上地方政府的土地及配套支持，单位建设成本显著降低。 法国巴黎银行能源、资源与基础设施部负责人Mark Muldowney表示：“核能投资本质上是政治工程……成本与建设周期的不确定性仍然存在，这个行业距离能够单靠项目融资就能支撑大型核电项目还有很多年。如果政府不提供支持，最终承担风险的只会是那个国家的电力消费者。” 令资本生畏的建设周期 尽管政府支持是重启核电建设的关键力量，但这些支持并不能自动消除工程管理风险。过长的建设周期正在削弱资本对核电项目的信心和兴趣。 建设期利息（Interest During Construction,IDC）累积是核电作为重资本、高前期投资项目的显著特征：长期建造会显著放大IDC，建设期越长，开发者需为已举借资金支付的利息越多，直接提高了投运前的总投入。 与此同时，更长的建设周期通常伴随材料价格上涨、劳动力成本增加、返工和质量整改概率上升，这些都推高了初始估算的“隔夜成本”——即排除了利息支出和通货膨胀后所有“硬”成本的总和。法国Flamanville项目和美国Vogtle项目是典型例证。 联邦贷款可降低成本，却无法完全消除因施工与交付风险所带来的资本溢价。Vogtle项目出现的工程风险、分包商及设备厂商问题导致成本猛增，表明即便有政府贷款担保，若施工与项目管理不够稳健，仍可能造成最终成本飙升，并将一部分成本转嫁给终端用户和纳税人。 法国对核能的政策性支持体现在低息贷款和直接、间接补贴，然而Flamanville项目长期拖延、超支严重。审计机构与分析指出，这类项目即便投产也可能出现“低于公司资本成本的收益率”，说明部分成本要靠国家支持或未来电费来分摊。 长期延误还会增加出资方对项目风险的感知，导致贷款方或债券投资者要求更高利率或追加股权回报要求，进而提高平准化发电成本（LCOE）。而且，发电延迟意味着收入推迟，进而导致资本回收期延长，利息增加与资本回收期延长将共同显著推高单位电价。 大型商业机组的建设现状也影响到核电小堆的投资吸引力。 理论上，SMR（小型模块化反应堆）的优势在于更小、模块化、工厂化生产，可降低单机风险、交付快，这在融资上有助于分摊风险、吸引分阶段投资。但现实中，SMR仍面临成本估算缺乏大量工程验证、监管与许可路径仍在发展、出货量与订单稀少等挑战，导致商业银行与长期债权人对项目的“成本确定性”和“按期交付”持谨慎态度。 公开报道显示，核电小堆相关开发商已募集约数十亿美元的私募与风险资金，且有亚马逊、谷歌、微软等大型公司以购电或直接投资形式参与，这有利于企业度过早期试验堆许可和建设阶段。但要实现大规模商业化，仍需更多长期、低成本的资本支持，如政策性贷款、政府担保、长期购电协议或差价合同。 规模化有赖全球市场拓展 规模化建设是降低核电成本、提高融资可行性的关键途径。隶属经济合作与发展组织（OECD）的核能机构（NEA）相关报告中指出，核电项目的融资成本与项目规模密切相关，规模化建设有助于分摊固定成本并提高经济性。 IAEA进一步指出，规模化建设能够促进核电技术持续优化，并使监管体系更好地适应新技术需求。通过多次建设与运营，技术问题可被及时发现和解决，监管机构也能积累经验并提升审批效率。 近年来，中国通过连续投产第三代机组形成了“首堆之后规模化”的节奏，将首次混凝土浇筑到并网的周期控制在5–6年。标准化设计与产业链本地化有效推动了建造周期逐步缩短，提高机组经济性。 对更多核电技术拥有国来说，在本土展开规模化核电建设并不现实。核电厂址数量有限正逐渐成为制约各核电技术拥有国本土大型核电市场规模的重要因素。以英国为例，新建核电机组已开始使用旧机组退役后的厂址，以利用已有的基础设施并减少对新土地的需求。 拓展全球核电市场成为大型核电机组规模化发展更可行的路径。 除了美国2台机组，西屋AP1000核电技术还被中国、波兰、保加利亚等多国市场选用。官方数据显示，到2030年之前，全球将有18台基于AP1000技术的核电站投入运行。而韩国、俄罗斯、法国等多国核电技术亦在拓展全球市场，其中韩国已在阿联酋建成4台APR1400核电机组。 中国拥有自主知识产权的三代核电技术有“华龙一号”和“国和一号”，两者均具备出口资质，目前国内示范项目均已建成投产，在国外市场上，“华龙一号”首个海外工程两台机组均已交付巴基斯坦，更多市场正在拓展中。要维持中国核电的优势，除了保持国内安全运营业绩和科学的建设节奏，“走出去”也是中国核电产业必然的选择。