2012年以前，美国核电站由于开展延寿和提高容量改造，实施“9.11”事件和福岛核事故专项安全改进，忽略安全和成本的有效平衡，核电发电成本在 2012年达到 44.57美元/MWh的历史顶峰。

  针对日益恶化的经营环境，美国核电站通过种种手段开展自救：一是在合理的安全监管条件下降低经营成本；二是推动州政府出台相关低碳政策，改善竞争环境；三是调整资产组合并持续优化。

  2022 年美国核电发电成本达到 20 年以来最低值，为 30.92 美元/MWh，同比下降0.8%，比 2012 年下降近 40%，超过了 DNP 倡议设定的目标。

  总发电成本包括燃料、资本和经营成本（资本成本可理解为每年增量投资，如维护性投资），其中 2022 年比2021 年的燃料成本下降 9.7%，资本支出增加 16.8%，经营成本下降 3.4%。自 2012 年以来，燃料成本下降 41.4%，资本支出下降 50.9%，经营成本下降 33.4%。在 2012 年达到峰值之前，核能总发电成本在过去十年中稳步增长。

  规模更大的电站更容易分摊成本。2022 年，多机组的平均总发电成本为每兆瓦时28.64 美元，而单机组的平均每兆瓦时 41.08 美元。同比 2021 年，单机组电站的平均总发电成本增加了 2.5%，而多机组电站的平均总发电成本下降了 1.5%。

  虽然两类电站的资本成本都有所增加，但燃料和经营成本都会降低。运行多个核电站也能通过规模经济分摊成本。2022 年，只有一座核电站的运营商的平均总发电成本为 32.60 美元/MWh，而多座电站的运营商的平均总发电成本为30.45美元/MWh。

  （1）DNP计划推动经营成本下降。核电经营成本括许可证、安全、维护和人力等。为了应对天然气革命的低价冲击，2016 年美国核电行业提出以“降本增效”为核心目标的“履行核电承诺”行动计划(DNP计划)，提出了运营核电站所有的领域的多项优化行动，以降低核电站的各种运行成本，总目标是到 2020 年实现美国核电行业总发电成本下降 30%（以 2012 年为基准值）。

  （2）资本成本近十年下降 50%。2012 年美国核电资本成本达到峰值，主要增长原因是“9.11”和福岛核事故后延长核电站许可证、升级和安全维护相关的投资。自2012 年以来，随着这些项目的完成，资本成本下降了 50%以上。2022 年资本成本较2021 年有所回升，还在于核电站正在完成在新冠疫情期间推迟的维护和升级项目。

  （3）美国核电燃料成本较低。燃料成本约占总发电成本的 17%，2012年前燃料成本有所上升，主要是由于铀价上涨，2008 年价格达到顶峰。此后，铀矿价格多年来长期处在低位，一些公用事业公司也缩短了合同周期。尽管 2020 年以来，由于新冠疫情和俄乌战争，铀的价格有所上涨，但美国自冷战后每年从俄罗斯进口低价铀，燃料成本仍然较低，购买铀的价格低于其他国家。

  此外，美国自 2005 年起设立保障燃料供应（AFS）计划，通过稀释高浓缩铀作为储备，以确保在遭遇供应中断时核反应堆稳定运行。然而，考虑美国政府对俄实行低浓缩铀禁令，地理政治学风险可能会引起其燃料成本未来出现上升。

  2.中国的核电度电成本低于美国，且仍具备下行空间，中国的核电度电成本较低，且中美成本结构差异较大。

  分析中国核电、中国广核和美国 CEG 的度电成本，2023 年中国核电、中国广核度电成本约 0.2 元/KWh，而美国 CEG 约 0.265 元/KWh。

  从结构看：2019-2023 年中国核电燃料成本/运维成本/折旧及摊销平均占比为 22%/39%/39%，中国广核燃料成本/运维成本/折旧及摊销平均占比为 26%/42%/32%， 美 国 CEG 燃料成本/运 维 成 本/折 旧 及 摊 销 平 均 占 比 为13%/65%/22%。

  其中，1）燃料成本：美国燃料成本略低于中国，主要系美国购铀价格较低所致。2）运维成本：中国核电和中国广核运维成本较为稳定，且具备低成本优势。考虑美国人力成本较高等因素影响，CEG 运维成本约为中国 2 倍。3）折旧及摊销：中国核电和中国广核每年折旧及摊销较为稳定，中国核电略高主要因两家折旧年限存在差异。

  美国 CEG 折旧及摊销存在波动，主要系 2020-2021 年公司计划提前退役个别核电机组带来一次性的折旧计提。

  对比 2022-2023 年，美国 CEG 度电折旧及摊销仅为中国核电运营商一半左右，主要因为 CEG 几乎所有机组均进入延寿折旧。未来中国核电机组进入延寿期后，折旧具备下行空间。假设度电折旧与美国 CEG 目前水平相当，约 0.04 元/KWh，总度电成本将下行 10-20%左右。