自2015年以來，新一輪電力體制改革迅速在全行業(yè)鋪開，激起電力行業(yè)各方的關(guān)注和參與。2015年3月，中共中央、國務(wù)院下發(fā)《關(guān)于進一步深化電力體制改革的若干意見》（中發(fā)〔2015〕9號，簡稱“電改9號文”），隨后國家發(fā)改委、國家能源局下發(fā)6個重要配套文件，以“三放開、一獨立”為主要內(nèi)容的新一輪電力改革正式落地實施。2019年6月，國家發(fā)改委發(fā)布《全面放開經(jīng)營性電力用戶發(fā)用電計劃有關(guān)要求的通知》，我國電力體制改革又邁出了關(guān)鍵一步。

    電力體制改革五年多來，我國電力市場交易體系趨于完善、市場化交易規(guī)模和比例不斷擴大、發(fā)電能源種類呈多元化趨勢，市場交易發(fā)電企業(yè)已由火電逐步拓展到核電，遼寧、浙江、江蘇、福建、廣西、海南等地核電機組均不同程度地參與了電力市場交易，并呈現(xiàn)逐年增加的趨勢。當前我國經(jīng)濟進入新常態(tài)、電力需求明顯放緩，在電力供應(yīng)總體富余的環(huán)境下，核電的市場交易比例卻逐步提升、交易電價趨于下降，這將給發(fā)電成本較高的核電企業(yè)的正常運營和發(fā)展帶來巨大壓力。本文在分析核電參與電力市場現(xiàn)狀及問題的基礎(chǔ)上，對三代核電機組參與電力市場交易的經(jīng)濟性展開分析，并據(jù)此提出我國三代核電參與電力市場應(yīng)對策略和相關(guān)建議，以期促進三代核電的健康可持續(xù)發(fā)展。

    核電參與電力市場現(xiàn)狀

    在國家供給側(cè)結(jié)構(gòu)性改革深化的背景下，電力市場化交易不斷擴大。2018年，我國核電累計上網(wǎng)電量約2944億千瓦時，其中市場交易電量662億千瓦時，上網(wǎng)電量市場化比例24.8%；2019年核電累計上網(wǎng)電量約3263億千瓦時，其中市場交易電量1076億千瓦時，上網(wǎng)電量市場化比例33.3%，較2018年提高了8.5%?？梢?，核電市場化交易電量和市場化交易比例逐年提高。

    2018年，福建、浙江、廣西、遼寧、江蘇五省的核電機組參與了市場交易，五省的平均交易電價分別為345.8元/兆瓦時、389.0元/兆瓦時、368.6元/兆瓦時、335.6元/兆瓦時和372.9元/兆瓦時。2019年1季度，福建、廣西、江蘇、遼寧和浙江平均交易電價分別為332.9元/兆瓦時、349.9元/兆瓦時、358.3元/兆瓦時、274.3元/兆瓦時和382.1元/兆瓦時。交易電價持續(xù)下降，遼寧交易電價比標桿電價下降100元/兆瓦時以上。具體交易情況如表1和圖1所示，各省平均交易電價均較標桿電價有不同程度的下降，且交易電價呈持續(xù)下降趨勢。

    從核電參與市場交易現(xiàn)狀可以看出，我國核電參與電力市場已是必然趨勢，市場化程度逐漸加深、地域范圍不斷擴大、市場競爭也越來越激烈。市場交易電價持續(xù)下降給我國核電機組的正常運營和未來發(fā)展帶來一定的壓力。

    核電參與電力市場經(jīng)濟競爭力分析

    核電機組的上網(wǎng)電價主要受初始投資、燃料成本和運行維護成本三大因素影響。其中，三代核電由于采用了更高性能的設(shè)備、材料和更高安全水平的系統(tǒng)設(shè)計，初始投資對平準化電價的影響更為明顯。本節(jié)將采用平準化電價模型對“十四五”末期投產(chǎn)三代核電機組的上網(wǎng)電價進行測算，進而對其參與電力市場經(jīng)濟競爭力進行判斷。

    平準化電價模型

    平準化電價（LCOE）是假定在電廠項目計算期內(nèi)，以此成本（即價格）出售電能的收入貼現(xiàn)總額，剛好等于電廠計算壽期內(nèi)的支出費用貼現(xiàn)總額，是一種不考慮未來收益流的方法，反映了在假定財務(wù)期限和工作周期內(nèi)建造運營一座發(fā)電廠每兆瓦時的真實成本，該電價考慮了資金的時間價值（折現(xiàn)率r）。LCOE反映了全口徑成本，通常用于比較和評價不同種類電源競爭力。

    邊界條件

    核電平準化電價測算需要確定兩類邊界條件，一類是收入類邊界條件，另一類是支出類邊界條件。收入類邊界條件主要是確定核電機組各年的售電量和售電價。售電量可通過機組發(fā)電量扣除廠用電量即可得到，這是已知量；售電價即為待求的上網(wǎng)電價，為未知量。支出類邊界條件則可分為建設(shè)期支出與生產(chǎn)經(jīng)營期支出兩類。建設(shè)期支出是指項目總投資，經(jīng)營期支出包括經(jīng)營性支出、還本付息支出及稅費支出三大類。主要測算邊界條件及其確定方法如下：

    收入類邊界條件：三代核電機組廠用電率取7.5%，發(fā)電利用小時數(shù)參考“十四五”規(guī)劃取7500小時。

    造價分析：核電項目投資額大，建設(shè)周期長，設(shè)備費占比較高，地區(qū)之間價格水平的差異對總投資的影響較小，且十四五期間投產(chǎn)的重點省份核電項目主要為沿海核電。根據(jù)《中國電力發(fā)展報告2019》，三代核電到“十四五”末期單位造價約17000元/千瓦。

    燃料費分析：核電燃料成本受年換料量、核燃料價格的影響。與傳統(tǒng)化石燃料電站不同，核電站燃料年消耗量主要與核電站的換料周期、換料方式有關(guān)。核燃料價格受天然鈾市場價格以及分離轉(zhuǎn)換費用和組件制造運輸費用的影響，不同時期價格水平不同，并且不用的核電站運營商獲取核燃料的渠道不同，價格水平也會有一定的差異。在機組年利用小時7500小時的情況下，年燃料費按照7億元。

    其他參數(shù)：核后處理費根據(jù)《關(guān)于印發(fā)“核電站乏燃料處理處置基金征收使用管理暫行辦法”的通知》（財綜[2010]58號），乏燃料處理處置基金按照核電廠已投入商業(yè)運行五年以上壓水堆核電機組的實際上網(wǎng)銷售電量征收，征收標準為26元/兆瓦時。中低放廢物處理處置費為0.5元/兆瓦時。核應(yīng)急費根據(jù)《核電廠核事故應(yīng)急準備專項收入管理規(guī)定》（財防[2007]181號），核應(yīng)急費率為0.2元/兆瓦時。

    經(jīng)濟性分析

    采用平準化電價模型，并結(jié)合前述計算邊界條件，對“十四五”末期投產(chǎn)的三代核電平準化電價進行測算。按照動態(tài)單位造價17000元/千瓦，年利用小時數(shù)7500小時，資本金內(nèi)部收益率8%，測算得到三代核電平準化電價（含稅）400.95元/兆瓦時。將測算得到的“十四五”末期投產(chǎn)的三代核電平準化電價與各省的標桿上網(wǎng)電價相比發(fā)現(xiàn)（如圖2所示），遼寧省的標桿上網(wǎng)電價低于測算得到的平準化電價，不能達到投資方的預(yù)期收益；其余各省標桿上網(wǎng)電價高于測算得到的平準化電價，能達到預(yù)期的收益。

    將測算得到的“十四五”末期投產(chǎn)的三代核電平準化電價與2019年各省核電平均交易電價相比較，如圖3所示。除海南省外，其余各省測速得到“十四五”末期投產(chǎn)的三代核電平準化電價均高于2019年平均市場交易電價，即三代核電在“十四五”末期若按全電量進入市場，將不能達到投資方的預(yù)期收益，特別是福建、遼寧兩省平準化電價比2019年平均市場交易電價低約55~58元/兆瓦時。由此可見，三代核電在“十四五”期間尚不具備全電量進入市場的條件。

    核電參與電力市場的相關(guān)建議

    根據(jù)上一節(jié)分析可知，三代核電參與電力市場的經(jīng)濟性不太好。本節(jié)將對三代核電參與電力市場交易提出相關(guān)建議。

    合理控制工程造價

    三代核電由于采用了更高性能的設(shè)備、材料和更高安全水平的系統(tǒng)設(shè)計，工程造價較二代改進型機組高出較多。根據(jù)《2018~2019年投產(chǎn)電力工程造價情況》，二代改進型機組單位造價為11899元/千瓦，而三代核電機組單位造價高達20582元/千瓦。2018~2019年投產(chǎn)的三代核電機組固然有首堆項目技術(shù)引進、工期拖期等因素的影響，但“十四五”末期投產(chǎn)的三代核電機組單位造價仍將在17000元/千瓦。若能通過改進優(yōu)化設(shè)計、建安一體化、模塊化制造、標準化與批量化建設(shè)、加強核電建設(shè)中的工程管理等手段，降低核電項目工程造價，對核電的投資建設(shè)成本有重大影響。隨著核電工程管理的加強，概算管控能力的提升，三代核電規(guī)模效應(yīng)和行業(yè)造價控制管理舉措的實施，預(yù)計三代核電單位造價可進一步降低至13000~14000元/千瓦。采用平準化電價模型測算，若三代核電單位造價能降低至14000元/千瓦，其平準化電價可減少57元/千瓦；若單位造價進一步降低至13000元/千瓦，其平準化電價可減少72元/千瓦。

    低核燃料成本

    目前國際市場上的天然鈾和低濃鈾價格相對較低，但相較于其他地區(qū)，我國核燃料組件加工費用較高，導致核燃料成本在核電上網(wǎng)電價中的比重較大?？赏ㄟ^以下三種途徑降低燃料成本。

    一是建立核燃料價格國際接軌機制。核燃料價格受天然鈾市場價格的波動以及轉(zhuǎn)換、濃縮和組件成本的變化影響，也會產(chǎn)生一定幅度的調(diào)整，建議在鈾礦勘探、開采、儲備及核燃料環(huán)節(jié)建立與國際接軌的儲備制度、流通體系、市場調(diào)控和價格形成機制。

    二是增強核電站運行靈活性，可根據(jù)核電廠的發(fā)電計劃，可通過改進核燃料換料管理模式降低核燃料成本，采取延長換料周期、縮短換料時間，加強設(shè)備狀態(tài)診斷、延長大修周期、縮短大修工期等措施。

    三是核電行業(yè)應(yīng)做好包括鈾礦勘探、開采、儲備在內(nèi)的整個核燃料鏈的規(guī)劃，保障核燃料供應(yīng)，為我國核電的發(fā)展規(guī)劃提供有力保障。

    采用平準化電價模型測算，核燃料成本每年減少1億元，其平準化電價可減少18元/千瓦。

    加強核電運維管理

    強化核電站的運行和維護管理水平，打造核電站運行管理的標準化。以先進的核電站運維、檢修技術(shù)作為提高核電站運營管理水平的有效手段，對核電站的備品備件進行科學優(yōu)化和集約管理，在保障核電站安全的前提下優(yōu)化核電站運行和維護人員的數(shù)量和結(jié)構(gòu)，減少人員成本和管理費用，從而降低核電的運維成本、提高核電的競爭力。

    結(jié) 語

    三代核電參與電力市場交易是大勢所趨，交易電價持續(xù)下降給三代核電經(jīng)營和未來發(fā)展帶來一定壓力。三代核電機組由于采用高性能設(shè)備、材料和更高標準的安全設(shè)計，造價相對較高，尚不具備全電量進市場的條件。核電企業(yè)可通過加強核電工程管理，合理控制工程造價，降低核燃料成本，加強運行和維護管理水平以減少運維成本等方式提高核電經(jīng)濟競爭力，積極應(yīng)對電力市場化帶來的沖擊。

    本文刊載于《中國電力企業(yè)管理》2021年02期，作者單位：電力規(guī)劃設(shè)計總院