解读核电标杆电价：中国核电步入成本控制时代

在经历了21年“一站一价”的“保育期”后，2013年核电标杆电价出台，意味着中国核电企业正式步入成本控制时代。

2013年7月，国家发改委发布《核电上网电价机制有关问题的通知》(以下简称《通知》)，部署完善核电上网电价机制，规定2013年1月1日后投产的核电机组，上网电价将由“个别定价”改为“标杆电价”政策，全国统一为0.43元/千瓦时。

政策一出，已经“日益回暖”的国内核能界一片沸腾，各方纷纷进行解读，以探究应对核能未来发展。中国国际工程咨询公司于8月、10月两次召开核电工程经济策略研讨会，广邀核电业内专家，共同探讨未来核电建设投资大计。

继风电、光伏等可再生能源上网标杆电价出台之后，核电标杆上网电价政策终获落实，这让一直以来更多强调 “核”属性的核电，开始落脚于“电”上。其中透露出的信号是，未来我国核电作为“一种电力产品”，量产化、标准化已不再是 “遥远蓝图”。核电专家郝东秦对此解读为：“核电标杆电价是电力体制改革的一个重要发展，核电电价机制改革的重要步骤，目的是促使核电更加有利于产业化发展，更加能融入中国电力市场。” “标杆电价的实施，也是中国对核电产业未来发展信心和决心的体现。”核电专家温鸿钧指出。显然，这也是政府价格主管部门转变职能，进一步发挥市场在价格形成中基础性作用的重要举措。

走向市场化的里程碑

理性地看，核电标杆电价是“核电电价改革的一个开始，一个步骤，一次积极的尝试”，而作为拥有31台在建核电机组的未来“核电大国”，这也将是我国核电发展走向市场化的重要里程碑。

自1991年中国大陆第一座核电站——秦山核电站并网发电开始，我国开启了开发利用核电能源时代。因其 “核”的特殊属性，以及核电站 “科技含量高、投入大、技术路线不同”，核电的上网电价一直以来都是采用“一站一价”。但此种方式也被解读为“计划经济产物”，“没有根据市场情况而变化，难以形成一个有效的竞争环境”。

2012年我国发布的《核电中长期发展规划(2011—2020年)》指出，至2020年，中国在运核电装机将达到5800万千瓦，在建3000万千瓦。越来越多核电机组将要上马以及中国电力改革发展的要求，促成核电标杆电价孕育而生。“这是一种必然，更是一种进步”， 显然，也将为电力市场注入新的活力。

这种活力源于核电优质的“性价比”。核电标杆电价的出台意味着核电站造价“天花板”的确定，这让有着清洁、环保 “天然优势”的核电，相比其它能源，更凸显了经济优势。据了解，全国现行风力标杆电价按资源状况划分为4类，每千瓦时分别为0.51、0.54、0.58、0.61元，比核电高19%~42%。与脱硫脱硝燃煤发电相比，每千瓦时大部分地区燃煤机组电价均高于0.43元，尤其在经济发达的华东、华南以及华中地区，核电都有较强的竞争力。

可以说，“标杆上网电价的制定与调整，有利于发挥电价经济杠杆作用，促进能源结构的调整，使其逐步向合理优化的方向发展。”温鸿钧表示。也因此，在当下生态环境问题日益突出、能源结构面临调整的形势下，标杆电价落地为核电突破“发展阴霾”，占据更大电力市场份额，增添了“可期未来”的砝码。

倒逼成本的压力

美好的前景令人鼓舞，但也需要看到，标杆电价的出台，对于核电建设、管理、安全、技术、标准化及市场化等都提出了更高的要求。国家核电技术公司高管就表示，标杆电价对核电市场的影响是深远的，对项目投资形成了硬约束，并将传递到产业链的各个环节。

首当其冲的就是要进一步控制核电投资建设成本、提高核电运行效率。因为在“核电站造价天花板确定，价格不再取决于核电本身成本”的当下，核电企业只有 “练好内功”，把好成本关，锁定盈利模式，才能确保核电企业健康持续发展。

有报道指出，以往核电站执行“一站一价”的原则是电站造价越高，其获得政府批准的上网电价也随之越高。而“这种做法的弊端就是，电厂如果把成本和造价做高，把工期延长，这些成本最终还是由国家来买单”。核电标杆电价的出台，终结了“造价越高电价越高”的历史，倒逼核电企业进入“成本控制时代”。核电企业“转变观念，加强成本管理”，迫在眉睫。

对此，业界纷纷献计献策。

“要从源头控制建造成本。” 中国核科技信息与经济研究院专家白云生表示，“包括在设计上、建造上以及融资模式上，都要事先思考如何降低造价，降低成本，增加盈利空间。”值得关注的是，“拖期和超概”一直是核电工程建设中存在的一个“普遍而又突出的问题”。据相关人士介绍：“一台百万千瓦的核电机组，拖一天增加财务费用近200万元，同时减少利润近300万元。”可见，加强项目进度管理，保持在建核电工程安全、质量、进度、投资受控状态良好，至关重要。

“先天的建造要具备竞争力，而后天的运行管理同样十分重要。” 中核集团公司审计部主任王世鑫指出。在核电成本中，除去折旧、财务费用、燃料费用等固定成本之外，真正相对可控的运行成本约占30%。这对于百万千瓦级核电站机组来讲，绝对值可不小。因此，进一步加强运行管理，降低运营成本，提高电站的运行效率，不容小觑。

但必须警惕的是，“核电只能在安全和经济两条线的约束空间内平稳发展。”

相关资料显示，日本福岛核事故后，在我国新安全标准的要求下，核电站相关安全成本在原占总成本约10%~15%的基础上，又新增加5%以内。毋庸置疑，合理控制工程造价必须确保安全第一。

“自我”优化的动力

不同于核电实行全国标杆上网电价，我国燃煤电价 “拥有31~32个标杆上网电价，且各省市电价差距很大，分别在0.52元/千瓦时至0.25元/千瓦时区间。”郝东秦介绍说。而《通知》要求，“全国核电标杆上网电价高于核电机组所在地燃煤机组标杆上网电价(含脱硫、脱硝加价)的地区，新建核电机组投产后执行当地燃煤机组标杆上网电价。”

核电上网电价直接挂钩火电标杆电价，“这将在一定程度上影响核电建设未来的布局。”郝东秦说。

一位核电企业高管在接受媒体采访时形象地指出：同一机型的核电站建在辽宁和广东，前者只能执行0.422元/千瓦时的当地火电标杆电价，加上电力需要增长不及广东，收益率必将低于广东的核电机组。

显而易见的比较优势，可以看出，这将引导核电投资流向电价更高、市场需要更大的地区，同时，促使政府、企业、公众对本地区是否适合发展核电做出更加科学的分析、评价和决策，促进核电建设形成合理的布局，避免地区盲目争取核电项目。

事实上，核电标杆电价所引导的不仅仅是“理性投资、合理布局”，在某种意义上说，也将促使国内核电技术路线趋向标准化。

“我国发展核电并不完全取决于地方和企业，而是国家层面的战略，更多有合理布局的考虑。”王世鑫表示。由此看来，合理布局与市场经济发展的 “完美统一”将成为国家、业界的一道待解之题。

实现安全性、可靠性和经济性的高度统一，是核电行业可持续发展的内在动力。核电标杆电价时代，合理控制成本，核电建设的每一个环节都责无旁贷——无论是投资方、项目建设单位，还是设计、设备供应商，以及施工承包商，都应积极响应和谋划，做好成本优化工作，在确保电站安全和质量的前提下，尽量降低电站建设成本，提高经济收益。

核电因“核”必须保证安全性，因“电”又强调经济性，核电健康可持续发展有待各方的“精”成“核”做。

核电标杆电价时代，“三代”核电面临大考

今年6月投入运行的红沿河1号机组，最初批复的上网电价为0.427元/千瓦时，7月国家发改委发布核电标杆电价，致使该机组最终将执行当地火电标杆电价0.422元/千瓦时，即便如此，这个价格依然可保证红沿河获得9%的内部收益率。

据了解，2013年实施的核电标杆电价，更多的是依据中国“二代”核电技术已有的运行经验和对“三代”核电技术未来前景的预期。尽管如此，标杆电价的实施，让不同的核电项目面临不同境遇。

公开资料显示，目前，国内已运行和在建的核电机组大部分为“二代加”机组，“三代”机组约占一成。其中 “二代加”机组技术相对成熟、设备国产化率高，百万千瓦级的“二代加”核电机组单位千瓦造价较低。

这意味着，使用“二代加”技术的新投运核电站将成为标杆电价的最大现实收益者。中国核科技信息与经济研究院专家白云生表示：“未来在建‘二代加’机组投产后，其盈利空间仍将维持现有水平，不会有较大的变动。”

国产化需要一个过程

事实上，在核电标杆电价“革新浪潮中”，业界更多的是将目光投射到正处于引进消化吸收阶段的“三代”核电身上。

“从理论上讲，在未来大规模产业化、国产化后，‘三代’核电机组的建造价格应该比‘二代加’机组低，因为它革新性的设计，省掉了很多的设备。”中国机械工业联合会专家许连义介绍说。核电专家郝东秦也给出了自己的观点，新机组、新的安全措施，完全自主化、国产化、批量化需要有一个过程，如同“二代”核电发展的过程，需要时间和空间。国产化不同阶段，造价不一样，成本有所不同，在中国产业化的发展过程中，是不可避免的。

日本福岛核事故后，我国宣布，未来必须使用符合三代安全标准的核电技术。发展“更先进更安全”的 “三代”核电，无可置疑，但不得不说，“作为新技术，AP1000对设备材料制造及供应商的要求很高，可选择的供应商少，价格贵，再加上设计变更频繁，试验周期长，目前成本控制的难度很大。”一位业内人士告诉记者。

事实上，国家已为这类机组留下了一定的缓冲空间。《通知》称，“承担核电技术引进、自主创新、重大专项设备国产化任务的首台或首批核电机组或示范工程，其上网电价可在全国核电标杆电价基础上适当提高，具体由省级价格主管部门提出方案报国家发改委核批。”

这意味着AP1000首批4台机组和台山EPR机组、山东石岛湾正在建设的高温气冷堆，以及此后可能建设的CAP1400等示范工程将区别对待，单独核定电价。

未来走向尚未明朗

“但对于第一批以外的AP1000机组的电价却没有明确，我们正在等国家的政策。”中广核陆丰核电公司一位人士对记者说。 陆丰核电一期工程是继首批AP1000示范机组后，于今年3月获批的2台AP1000机组。与其有相似境遇的还有徐大堡核电等项目，由于都不属于第一批示范机组，因此未被明确列入优待之列。

中核集团公司审计部主任王世鑫指出，三代核电机组技术引进和消化过程还很漫长，仅对首台电价给予特别的考虑显然不够，况且还存在许多不确定性。对于产业化之前的工程项目，核电专家温鸿钧表示：“建立规范化的补贴制度无疑是必要的。”这也是加快“三代”核电步伐，促进 “三代”核电加快引进消化吸收、实现国产化的有效途径。