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特别感谢 国务院发展研究中心资源与环境政策研究所能源政策研究室主任 洪涛先生和 中广核铀业发展有限公司政策研究经理 毛继军先生对本文的校对、修改！
在美国能源信息署的2018年年度能源展望(AEO2018)参考案例中，美国核电装机容量预计在2017年至2050年这段预测期内从99.3GW下降至79.1GW。为了解决这一预测的一些不确定性，本文根据石油和天然气可获得性、核电单位成本和碳政策的不同假设提出了敏感性案例。
敏感性结果：三种不同类型的不确定性
在较高或较低的石油、天然气资源技术案例中，不确定性与天然气可获得性的高低有关。
新建或在役核电机组的运营及资金成本高低均存在不确定性。
以不同二氧化碳（CO2）排放费为代表的，不同水平碳排放的规定的不确定性。
当天然气价格涨的更快更高时，如在LRT案例中预测的那样，到2050年前核电装机容量的退役量为22.3GW，与参考案例中的26.2GW的核退役量相比低了3.9GW。相反，在高石油、天然气资源技术（HRT）案例中，天然气价格维持2017年水平，到2050年退役核电站容量达50GW，增加了23.8GW。
当核电机组运营成本增加或减少20％，所有相应的敏感行案例中的退役量都会增加或减少。如果成本提高20％，在LRT案例中的退役量到2050年将增加略超过4.2GW；然而，在参考案例和HRT案例中，它们分别在成本条件提高20％的情况下退役量分别增加13.1GW和37.2GW。相比之下，将核电站成本降低20％，LRT案例的退役量减少了2.6GW，参考案例退役量减少了4.7GW，HRT案例退役量减少了23.6GW。
在碳税情景下，2037年以后核电站退役率下降，而新核电装机容量将会增加；到2050年，根据碳税的多少，总装机机组容量将增加27.3GW至65.7GW不等。
这些敏感性分析并未涉及可能影响核电发展的所有的未来市场。其他不确定因素包括：新的国家政策对可再生能源的考核标准、清洁能源战略、核电厂金融风险的价格支持，解决电网拥塞的投资以及其他与能源有关的政策。此外，美国能源信息署的国家能源模拟系统（NEMS）并没有模拟核废物管理，因为它由核废料基金资助，并且不考虑其对电厂经济的影响。此外，受地方及国家层面的社会许可证问题影响的国家政策和法律行动并不直接在NEMS中模拟。然而，社会许可却被认为是最近宣布的工厂关闭和项目决策的一个促成因素，在NEMS以及纽约和伊利诺伊州的零排放贷款立法中都有所体现。
电力市场的结构、国内核电工业的最新发展以及核电站核电机组的多样性，都需要在考虑核能力、发电和退休计划时加以审查。
在美国运营的60座核电站中，31座在去管制的批发电力市场中生产和销售电力,并与其它电源进行竞争.。在商业市场中，批发电价是通过区位边际定价来确定的，这是由于受负荷和产生模式、传输约束以及系统中特定节点的产生组合的影响。因此，每个核电站都会有自己的定价环境。结合自己独特的运营成本，商业核电站经历了一系列的财务状况，这就在最近多个核电站的提前退役之中得以体现。
用于发电的天然气已经增加并取代了大部分的燃煤发电，导致一些煤电厂的退役。来自页岩和其他致密岩层的低成本天然气（特别是西弗吉尼亚州，宾夕法尼亚州和俄亥俄州的马塞勒斯和尤蒂卡地层）的持续增长为发电机组提供了更低批发电价的低成本替代方案。2007年至2016年，一些电力市场的批发电价下降了40％。此外，可再生能源使用（即风能和太阳能）的增长以及电力需求的相对平稳增长已经导致批发电力市场竞争加剧和电价下降。
在商业市场中运营的核电厂正在经历较低的电价，如果电价过低，可能导致电厂无利可图。自2013年以来，已有五家核电厂关闭。2017年，四家电厂在得到州政府的零排放优惠电价支持后，扭转了他们关停的决定。由于经济原因，六座核电站计划于2025年永久关闭，其中一些电厂进行了必要的合并，其主要的资金需求来源于联邦和州监管机构。另有五家核电厂也需要州政府的价格支持。
在2013年之前，最后一个关闭的核电机组是1998年的660兆瓦Millstone 1号反应堆。根据业主报告，永久关闭反应堆的决定是基于风险调整后的净现值评估。反应堆运行在一个新建立的、放松管制的市场，预计年收入将低于将该装置恢复到商业运营预期成本的1％。
除了低批发电价外，其他经济状况也是造成一些核电厂面临财务不确定性的原因。例如，为了维持印第安角电站（纽约）和Diablo Canyon电站（加州）继续运营，需要大量资金投资建造闭路循环水冷却塔。纽约和加州引入了环境限制，这将阻止继续使用河流和海水进行冷却。
由于环境和安全方面的考虑，纽约的印第安角核电站计划于2021年退役。印第安角两台核电机组提供约12％的州电力需求。2018年1月，加州公用事业委员会投票决定批准在2025年计划关闭Diablo Canyon核电站。根据多份新闻报道，委员会得出结论认为，由于电网中可再生能源发电的增长、能源效率的提高、高昂的替代冷却系统资本投资以及当地电力供应商更多的发展和利用，该电厂运营很快就会变得不经济。例如，2015年10月，州长Edmund Gerald Brown Jr.签署了立法参议院条例草案350，该条例要求零售商和公有公用事业公司在2030年之前从符合条件的可再生能源中获得其电力的50％。
纽约和伊利诺伊州分别于2016年和2017年通过了立法，为面临无利可图的市场条件的核电站提供零排放补贴。零排放补贴的价值是根据电站资金短缺来计算的，并且在纽约有12年，伊利诺伊州有10年到期。在这些法律的作用下，关于关闭在纽约的RE Ginna，Nine Mile Point和Fitzpatrick核电站以及在伊利诺伊州的Clinton和Quad Cities核电站的决定都被推翻了。康涅狄格州，新泽西州，宾夕法尼亚州和俄亥俄州正在考虑采用类似的措施来支持州内的核电站。
最近投运的核电站是2016年在田纳西州东部的Watts Bar 2号反应堆。第二新的运行反应堆是Watts Bar 1号机组，该机组于1996年投入使用。佐治亚佐治亚的Vogtle核电站的两座机组建造项目发生了重大的项目成本上升和进度延误。在2017年进行项目审查之后，佐治亚电力公司及其公共电力合作伙伴选择继续建设Vogtle电厂，并最近获得佐治亚公共服务委员会批准。相反，南卡罗来纳州V.C.Summer电厂的业主决定终止两座AP-1000级反应堆的建造，这两座反应堆也遭遇类似的成本升级和进度延误。佐治亚和南卡罗来纳州的项目都有相同的反应堆设计、承包商和施工策略。
截至2017年9月13日，有七座核电厂获得了核安全监管委员会的建造和运营联合许可证,包括Vogtle和V. C. Summer项目。其他联合许可证有:
·Enrico Fermi核电站3号DTE电力公司
南得克萨斯项目核运营公司南德克萨斯项目单元3和4
·杜克能源佛罗里达州有限责任公司征收核电厂1号和2号机组
·William States Lee III核电站1号和2号的杜克能源卡罗莱纳斯有限责任公司
·弗吉尼亚电力和电力公司的North Anna 3号机组
这些获得联合许可的业主尚未提交进一步计划。
根据核能研究所的资料，核电行业实施了一项协调战略，“行业转型确保其对消费者的可行性，以及其在保护环境方面的重要作用。”该战略包括确定降低成本的目标是将整个核电厂的运营成本降低30％。
AEO2018参考案例包括宣布的退役、新建、取消项目、撤销关闭决定和零排放补贴。
美国核电站的规模从纽约州北部的582MW 的R. Ginna工厂，到亚利桑那州凤凰城以西3,937MW的帕洛弗德工厂。美国核电厂的平均规模为1656兆瓦。在商业电力市场中，小型单机组电站的盈利运作比受管制市场的大型发电厂更容易降低批发电价。较小的电机组电站的单位成本较高，因为它们较大型电站而言固定的间接成本分摊较少，而且在与多机组电站的业主谈判服务和燃料合同时，它们也不能充分利用规模经济。大多数小于均值的商业机组要么宣布计划关闭，要么请求国家价格支持,或在去的国家价格支持后改变了之前关闭的决定。在现价长期电力购买协议下运营的Duane Arnold 和 Palisades电站，使其生存能力目前不受天然气批发低价的影响。然而，现有协议期满后，如果未事先建立新的电力采购协议，它们将处于批发电力市场条件下。
在AEO2018案例中，到2050年，美国核电装机容量的预测存在明显差异。2050年的预计装机容量从HRT的18.1GW（核电成本提高20％）至二氧化碳案例的144.9GW，参考案例则是接近两个极端案例的中值79.1GW。敏感案例的结果表明，天然气燃料价格和核电单位成本竞争的选择区间对核电站的退役数量与新建数量的比率有可期的影响。
参考案例预测假定了已知技术的趋势改进，以及美国能源信息署目前对经济和人口趋势的看法。参考案例还假设，对能源部门产生影响的现行法律和法规在整个运行期间通常不会发生变化，包括它们废止的时间。最近颁布或提议的立法、法规和标准的潜在影响不包括在内。应该对AEO中的预测进行解释，以清楚地理解它们的假设，以及任何建模工作所固有的局限性。
在AEO2018的参考案例中，预计到2050年，核能发电量将从2017年的99.3GW下降到79.1GW。规划期间仅有3号和4号Vogtle机组是新建项目，且目前已经在建设中，并将提供2.2GW的额外装机容量。美国能源信息署还预计，到2040年，核电机组功率升级将新增容量3.8GW。这些增量将被总计约26.2GW的已宣布的退役量、预期退役量和不经济的电站相抵消。除了正在建设的Vogtle机组外，目前没有新建项目。预计在参考的情况下，到2050年天然气价格上升65%,核电运营成本略有增加。
高或低油价、天然气来源以及技术情景下的结果
HRT和LRT情景下的案例阐明了天然气价格（与参考案例相比）的差异如何影响未来核电装机容量水平。作为基荷电源发电使用的天然气，以较低的价格被使用，且使用量不断增加，会导致批发电力价格在核电站参与竞争的电力市场中处于较低水平。在HRT案例中较低的燃气价格导致较低的电力价格，并使得将近23.8GW的核电装机变得无利可图。与此相比下，在参考和LRT案例中，更高的天然气价格在之后的几年里会提供足够的税收进而可以避免大多数机组退役。
在LRT案例中，到2050年，电力部门使用的天然气价格（9.42美元/MMBtu）处于高位，相较参考情景下的案例中5.01美元/MMBtu，这将导致3.9GW的核电机组提前退役，LRT情景下到2050年核电装机容量为22.3GW，而参考情景则为26.2GW。在HRT案例中，较低的天然气价格（到2050年3.02美元/MMBtu）将使提前退役的核电装机容量从23.8GW（参考情景）提高至50.0GW。在核电机组成本没有下降的情况下，3个情景的案例表明到2050年，核电站退役将持续增加。这3个情景包括了2018~2050年这一时间段新建（2.2GW）和机组升级（3.8GW）的6.0GW核电装机容量。
为了理解核电机组成本的影响，美国能源信息署以3种具有显著差异的情景（参考、HRT和LRT）区分不同的运营成本。这些情景中的每一种，与参考情景的案例相比，机组成本提高或降低20%。在成本上，20%的改变体现在在役机组的运行和维护成本，以及对于任何模型的、未规划的核电装机所需要的资本、运行和维护费用的假设。
这些案例表明了核电行业面临的机遇与挑战。在参考案例中，降低核电站20%的运营成本，将减少5GW或18%的核电机组退役。但是，提高核电站20%的运营成本（以参考情景为基准），将增加将近50%的机组退役，退役的核电装机容量将达到39.3GW，在参考情景的案例中到2050年核电机组总退役装机容量将达到66.GW。
在HRT情景中（天然气价格处于史上低水平），核电站成本的改变将对较早退役的机组带来更大的冲击。在案例中，到2050年，增加20%的核电站资本和运营成本导致了37.2GW额外的装机容量退役。与此相比，在同样案例中，在较低的天然气价格下，降低20%的核电站运营成本将减少早期机组退役的数量。在HRT情景下降低20%成本，2050年核电装机容量为78.9GW，而参考情景的案例中则为79.1GW。
相反的是，在LRT案例中，更高的天然气价格导致到2050年有额外的3.9GW核电机组退役。但是，在LRT情景的案例中，核电站运营成本降低20%，在2035年到2050年之间核电装机容量将有44.5GW的净增加。
两个碳税场景的案例也模拟了碳税对核电装机容量的影响。与煤炭和天然气等化石燃料竞争时，化石燃料将受到碳税的制约，而核能却不会。这些费用将提高天然气和煤炭的燃料价格，从而导致在电力市场中使用煤炭或天然气产生更高的平均电力批发价格。因此，在那些市场中的核电站将变得更具竞争力。在已经检验的案例中，2020年的碳税被模拟为15美元或25美元/吨二氧化碳，实际美元条款方面在2020年之后，每年同比增长5%。
在碳税为25美元/吨二氧化碳的情景中，到2050年新增核电装机容量达到59.1GW。如果将开始的减排费用降低为15美元/吨，新增核电装机容量为24.3GW。在较低和较高碳税的实例中，到2050年，早期退役的装机容量将分别减少3GW和7GW。比起较低的碳税的案例，较高的碳税导致到2050年额外新增34.8GW核电装机容量。
尽管核电装机容量和发电受到影响，敏感性案例中的天然气价格或二氧化碳税的改变导致了使用其他燃料和技术发电发生明显的变化。即使LRT和碳税的案例，与参考和HRT情景的案例相比，产生了更多的核电站发电，发电的结构也与所有的敏感性案例有较大区别。
在HRT情景的案例中，较低价的天然气加速了燃煤电站和核电站的退役，并减缓了可再生能源的部署，而到2050年燃气发电在总发电中的份额从参考情景中的36%提高到52%。在LRT案例中，较高价的天然气推动了2050年可再生能源在总发电中份额的扩张，从参考情景的31%增至40%，同时减缓了煤电和核电的退役。
碳税增长了煤炭和天然气的发电成本，因此提高了核电和可再生能源的相对竞争地位。在25美元/吨碳税的情景下，燃煤电厂减少的趋势将加速，到2050年，其在总发电中的份额降至不到1%（参考情景为22%）。可再生能源在高碳税中增长最快，从现有的增速情况到2027年持续加速，然后到2050年稳步增长，在发电中份额达到45%。与参考情景中2050年的情况（32%对36%）相比，在高碳税中，燃气电站发电较低。从2035年开始，当装机容量从2035年89GW增长到2050年的145GW，核电站也从中获益，比起参考情景，代表了22%的总发电份额，增长了80%的装机容量。
在HRT案例中，发电组成与参考情景有所区别，即到2050年48%以上的天然气、34%以下的煤炭以及不到17%的可再生能源和不到30%的核电。在LRT情景的案例中，核电发电比参考情景高4%，燃气发电不足40%。在LRT情景的案例中，燃气发电大部分的减少弥补给了可再生能源发电（28%以上）和煤电（18%以上）。这种发电趋势表明相似比例的核电站是不具有盈利性的，甚至是在电价比参考情景高的情况下。
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