• 除非能够直接获取到大量廉价的化石燃料，否则核电相较于其他发电方式均具有明显的经济优势。
• 对核电站而言，尽管其主要成本多于煤电站，甚至远远多于天然气发电站，但其燃料成本占总建设成本的比例却很低。
• 在短期价格显著的非管制市场中，对长期的、高投入的投资项目进行刺激，对保障多元化和可靠的供电系统的安全来说会是一种挑战。
• 在评估核电的经济性时，退役和废物处理费用也需要考虑在内。

对使用不同技术所新建的电站进行相对成本的评估，实际上是一件很复杂的事情；同时，评估结果也会受到地区因素的重要影响。例如在中国、美国、澳大利亚等国家，国内的煤炭资源十分丰富且易于开采，因此，只要温室气体的排放不增加成本投入，那么在这些地区煤电不仅现在，而且很有可能在未来一段时间仍具有很好的经济性。而天然气发电在很多地区同样十分有竞争力，尤其是在使用联合循环的电站，虽然天然气价格的上升已经使其丧失了很大优势。

核电站假设成本高，但运行成本则相对便宜。在许多地区，核能作为一种发电方式与化石燃料之间是竞争关系。废物处理和退役费用包括在了核电站的运行费用之中；而如果把社会、健康和环境等成本考虑到化石燃料发电方式之中的话，那么核电站则具有明显的经济优势。（可参见WNA2005年12月的报告 核能的新经济性）

核能发电成本评估因素

核能经济性考虑的因素主要包括以下几个方面：

主要成本：包括选址、基建、制造、调试和融资几个方面。建设一座大型核反应堆需要大量的人力物力，以及供电、冷却、通风、通信等配套设施。在比较不同的电站技术时，主要成本需要以电站的发电量为标准进行衡量（如美元/瓦特）。融资成本在计算主要成本时可包括或不包括均可。如果包括，那么主要成本将会与电站的建设和调试时间长度成比例地变化，这会与利率以及选用的融资模式相关，这时一般称其为“投资成本”；当不包括时，这时主要成本又称为“隔夜成本”，因为其假设电站建成在“一夜之间”完成。

运行成本：包括燃料、运行维护、退役储蓄、废物处理等方面。运行成本可以分为“固定成本”和“可变成本”两种。固定成本是指无论核电站发电与否都会产生的部分，可变成本则与发电量存在关联。正常情况下，这些成本都会折合成与电力相关的单位（如美分/千瓦时），从而便于使用相同的标准来比较不同的发电技术。为了计算一座电站整个生命周期的运行成本（包括退役和乏燃料及废物的管理），必须对当前的平均成本进行估算，其也代表了在收支平衡的情况下电力出售的价格。

外部成本：对核电站而言，通常是可以忽略。但其可包括处理那些严重事故超出保险额度之外的成本，其在实践中通常是由政府负责的。核电站的控制管理通常会要求电站的运行方为处理废物预留资金，因此这部分成本是“内部消费”的。化石燃料发电则不是按照这样方式管理，因此，火电站并没有在处理温室气体或其他气体粉尘排放到大气方面的内部消费成本。在成本计算中加入外部成本，使得核电相较于化石燃料发电的优势更加明显了。

根据大量的研究结果，依次考虑上述成本因素：

主要成本

基建成本：包括裸电站成本（通常被定义为设计-采购-施工-EPC成本）、业主成本（土地、冷却设施、行政、配套建筑、厂房、调车场、项目管理、执照等等）、成本上升和通胀。业主成本还可能包括一些传输设备。最新的调查表明常规电站与核电站建设的主要成本均在上涨。

“隔夜成本”这一术语应用很广泛，其包括EPC加上业主成本同时减去融资成本，还包括由于材料和劳动力价格的上升而造成的成本上升以及通货膨胀。基建成本——有时被称为“总费用”——会因为建设阶段的成本上涨和利率变化而增加隔夜成本。其描述单位与隔夜成本相同，同时，其在确定建设的总成本以及确定工期延误影响方面十分有用。通常，因为需要使用特殊的材料，同时要保证先进的安全设施和备份控制装置，核电站的基建成本会显著高于火力电站。这些都促使了核电站成本的上升，但当电站建设完成之后，这些成本变量就微不足道了。世界经济合作与发展组织核能机构（NEA）为在其内部国家建设一座核电站的隔夜成本进行了计算，在上世纪90年代末时，其结果为1,900美元/kWe，而到2009年时，其结果上升到3,850美元/kWe。

NEA发布的上世纪90年代的数据需要谨慎看待，因为其与一些其他来源的数据不一致。美国能源情报署（EIA）计算得到的结果显示，按照2002年的美元定值，在美国建设一座核电站所需的真实的隔夜成本在20世纪60年代初期为1,500美元/kWe，而到70年代中期，该值已经上升到4,000美元/kWe。EIA给出了导致70年代促使成本上升的因素，包括监管要求问题（包括要求增加改进设备的设计更改）、执照办理问题、项目管理问题以及错误估计的成本和需求等。在2010年的报告《发电站主要成本预算更新》中给出的新电站成本预算是5,339美元/kWe。

此外，主要成本在不同国家之间也存在明显的差异。尤其是在东亚的信心工业经济体和欧美成熟的市场之间，存在劳动力成本，反应堆建设经验、机组建设经济规模、许可证、市内工程的项目管理等多方面的不同。随着一些新项目的进行，新建工程的数据出现了空缺，第三代反应堆的发展已经增加了未来的不确定性。其他非核能发电技术，像其他大工程（如道路和桥梁建设）一样，十分受地域影响。然而，地域变量因素对于核能是异常重要的，因为其经济性主要依靠最大程度地减少其主要投资成本。

法国国家审计机构（Cour des comptes）在2012年时曾表示，建造核电站的隔夜成本从最初在Fessenheim建设50座压水堆（1978年服役）时的1,070法郎/kWe（2010年定值）增长到了2000年建设Chooz时的2,060法郎/kWe，计划到Flamanville EPR建成时，会增长到3,700法郎/kWe。可以说，大部分的上涨是因为2000年之后项目缩减以及经济规模的后续损失（上世纪80年代法国每年新服役的压水堆可达4~6座）。

在几个国家中，尤其是英国，存在越来越多供应商参与融资的趋势，但他们却会在电站运行之后放弃股权。

在WNA2014讨论会上，在来自UAE监管与监督局的N. Barkatullah所做的汇报中可以看出，基建成本的风险很大程度来自于融资成本的延误。

同时，可以从报告中获知世界不同地区隔夜成本的相关数据分布：

通过对比，中国已经宣布其建设中的核电站预计成本至少为2000美元/kW，同时，相关的设施会在1600美元/kW的范围内。这是为AP1000设计所做的测算，其与EIA为美国做的设计是一样的。这将意味着，建设同样一座AP1000核电站，在美国需要的成本是在中国的3倍，两个国家不同的劳动力价格是决定结果的唯一原因。标准化的设计、正在建设的大量电站以及增加的分布是中国的主要因素。

融资成本：其依赖于债务利息率、债务权益率，主要成本回收方式（以及如果其是被管制的话）。此外，还必须设有津贴用于作为净资产收益率，即风险资本。

长建设周期会推高融资成本，在过去，其数目已经十分可观。在亚洲，建设时间越来越短，例如日本新一代1300 MWe核电站开工时间是1996年和1997年，结果在四年多一点的时间内建设完成。现在，核电站的项目建设完成一般需要48~54个月。由上面的建设风险图也可以看出这一点。

运行成本

燃料成本从一开始就使得核能比煤、石油和燃气发电更有优势。但是，铀矿需要加工、浓缩进而制造成燃料元件，其中大约一半的费用是花在了浓缩和元件制造上。在对核电站的经济性进行评估时，必须考虑在放射性乏燃料管理和乏燃料废物的永久处置方面的花费。然而，即使将囊括这些花销，对于世界经合组织国家，一座核电站的燃料总花销一般也只有煤电站的1/3，天然气联合循环电站的1/4~1/5左右。美国核能研究所认为，一座煤电站花销的78%用于燃料，而对一座燃气电站，这个数字是89%，而对于核电站而言，仅14%左右；如果加上所有前端的成本之后，也只占到28%。

2013年6月，获得1kg以 UO₂ 形式存在的铀燃料的粗略成本（按照目前的铀现货价格）：

45,000兆瓦/吨的燃耗消耗1千克燃料可以产生360,000度电，因此燃料成本是0.66 美分/度

燃料成本是稳步提高发电效率和降低成本的一个方面。例如，西班牙的核电成本在1995~2001年间下降了29%。这包括通过提高浓缩度和燃耗实现减少40 ％的燃料成本。可以预见，进一步提高8%的燃耗可以使燃料成本上继续减少5%。

铀可以高度浓缩，因此在运输方面有着便捷和廉价的优势。所需的数量也远远少于煤或者石油。一公斤的天然铀可以产生的能量相当于等质量煤所产生的20000倍。因此，从本质上说，铀是一种便于运输和交易的商品。

因为燃料成本在总发电成本中的占比相对很低，因此，及时燃料价格大幅上涨也只会造成相对较小的影响（见下）。铀是一种丰富且易于获取的资源。

事实上还有其他的节省空间。举个例子，如果对乏燃料进行再加工同时把回收得到的钚和铀一起制成混合氧化物（MOX）燃料，那么就可以获得更多的能量。实现这一目标的成本并不低，但因为MOX燃料不需要浓缩，加上特别是最终产生的高放废物量减少，所以多余的部分会被抵消掉。七个UO₂燃料组件可以制作成一个MOX元件和一些玻璃体的高放废物，相当于正常处置得到的体积，质量和成本的35％左右。

运行成本包括运行、维护（O&M）和燃料几个部分。燃料成本则又包括燃料管理和最后的废物处理。这些花销，对其他发电技术而言是不需要自行负担的，但是对于核电技术而言则需要其内部承担（也就是说核电站必须承担发电所需物质花费和本应该转移给消费者的税款）。

燃料循环的“后端”包括乏燃料中间储存和永久处置，其为每度电的成本贡献了10%，如果采用直接处理乏燃料的方法而不是再加工的话，这个数值会更低一些。美国燃料项目所需的260亿美元是由0.1美分/度的税所资助。

退役费用大约占一座核电站9-15%的初始投资成本。但是折算之后，退役仅占到投资成本的几个百分点，占发电成本的比例则更少。在美国，退役成本大概是0.1-0.2 美分/度电，这个数字不会超过电力成本的5%。

系统成本

在给定的负载和安全供给情况下，系统成本是高于平均水平（投资和运行）的。其包括电网连接、延伸和强化以及短期的平衡成本和维持充足备用系统的长期成本。

系统成本对于所有电站的建造和运行都是外部的，即电力的消费者来承担的，其通常会作为输电和配电成本的一部分。从政府的政策角度，它们和真正的发电成本一样重要，但却几乎不被用来作为比较不同供电方式的因素，尤其在对比基本负荷和可再生能源方面。事实上，在电网上引入新的电力时，应该要分析整个系统成本。任何一座新的电站都很有可能需要电网做出调整，因此，必须考虑由此给电力供应带来的显著的成本变化。但是，相比整合可再生能源到电网上，这些成本对大型的基本负荷电厂来说并不多。

综合间歇性可再生能源的供应会造成可调度供应的显著不经济性，创建显著不经济的调遣供应，这在德国、奥地利和西班牙变得越来越明显，影响供应的安全性并在造成成本的不断上升。

一项世界经合组织的调查发现，对经合组织国家电力系统和可调度发电方式（如核电）最大的挑战就是间歇性可再生能源电力的大型股的整合。电网级的系统成本对各种各样的可再生能源是比较巨大的（15-80美元/兆瓦时），但其也受到国家、发展背景和技术（路上风电<海上风电<太阳能发电）的影响。核电的系统成本在1-3美元/兆瓦时的范围内。

外部成本

外部成本是不包括在电站的建造和运行成本之中的，并且也不由电力的消费者买单，而是渐渐由整个社会来承担的。外部成本被定义为那些事实上发生的与健康和环保相关的成本，其可以计算，但并不属于供电成本的一部分。

欧洲一项关于各种燃料循环（重点关注煤电和核电）外部成本的研究报告于2001年中期公开发表。报告指出，在明确的现金项目上，核电所产生的费用是煤电的约十分之一。而如果将外部成本包括在发电成本中，那么欧洲的煤电电价将翻一番，燃气电则会上涨30%。这还不包括治理全球变暖的外部成本。

欧盟委员会与美国能源部合作于1991年发起该项目，这是第一次发起该类项目——为整个欧盟把那些似是而非的财务数据和不同发电方式带来损失进行比较。该种方法考虑了排放，分散和最终影响。对于核电，发生事故的风险和尾矿带来的放射性影响偏高估计值均为考虑在内（废物管理和退役已经被考虑在消费者的成本中）。核能平均0.4 欧分/度，与水利发电十分接近，而煤电则超过4.0欧分（4.1~7.3），燃气发电在1.3~2.3欧分的范围，只有风能比核能少，平均在0.1-0.2欧分/度的范围。（注：这些只是外部成本）。