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。

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