中核集团技术经济总院樊柳言：从电价成本与定价机制看核电机组参与电力直接交易的方向

核能作为一种安全、清洁、可靠、高效的能源，是我国重要的基荷电源，在此背景下，核电也在逐步参与电力市场直接交易，但电力直接交易的规则尚不完备，导致了核电机组经济性的非合理性下降，同时也对实现我国的能源结构调整和减排目标造成不利的影响。本文通过分析国家核电相关产业政策、核电机组电价成本和定价机制，提出了解决核电机组参与电力市场直接交易中关于电量和上网电价存在问题的基本方向和思路，以实现核电在电力市场化趋势下的健康可持续发展。

国内核电相关产业政策概述

为了保障国家能源安全，优化能源结构，促进节能减排和保护生态环境，国家作出安全高效发展核电的重大决策。在这一方针和基本政策指引下，我国核电进入新的历史发展时期。2014年11月，国务院办公厅印发的《能源发展战略行动计划》（2014—2020年）明确提出了到2020年，我国核电装机容量达到5800万kW，在建规模达到3000万kW的目标。

近年来，受全国经济发展增速放缓、火电和可再生能源装机持续增长、煤电标杆电价下调、电力市场化改革等多重因素的影响，对核电的上网电价和电量消纳造成了巨大冲击，鉴于核电在国家安全、节能减排、能源战略中的重要地位，这一形势也引发了国家有关部门的高度重视，出台了一系列与核电相关的政策性文件。

2016年8月，国家能源局发布《节能低碳电力调度办法（征求意见稿）》，以“安全可靠、节能低碳、市场配置、科学监管”为基本原则，确定了发电序位，其中第一类为非化石能源发电机组，主要包括：风能、太阳能、水能、核能、生物质能发电机组。同时对发电侧调峰的顺序作出了规定，调峰电源中未提及核电机组。

2016年9月，国家发展和改革委员会、国家能源局起草的《核电管理条例（送审稿）》公开征求意见，该条例以期在法律上明确核电发展的战略地位，厘清核电发展的诸多法律关系，明确各责任主体的职责、权利和义务，协调平衡各主体的利益关系，破解制约核电发展的难题等。

2017年2月，国家发展和改革委员会、国家能源局发布的《保障核电安全消纳暂行办法》明确了核电应遵循“确保安全、优先上网、保障电量、平衡利益”的基本原则，并对核电的优先发电权计划做出了详细解读，同时也提出保障外电量应通过电力直接交易等市场化方式消纳。

上述文件对核电的调度次序、上网电量等予以了明确，但均未提及市场化部分的上网电价。

《中共中央国务院关于进一步深化电力体制改革的若干意见》（中发〔2015〕9号）以及一系列配套文件的出台，标志着我国新一轮的电力体制改革拉开了帷幕。各地在电力市场构建完成之前，将电力直接交易作为电力体制改革的试水区，且有着逐步扩大和加深的趋势，但电力直接交易的原则不清晰、规则不完备，引发了广泛争议。

目前我国在运核电机组已陆续参加了受电区域的电力直接交易，如：根据2016年10月31日辽宁省物价局发布的《关于煤改电供暖项目到户电价的通知》，中广核红沿河核电站2016年的直接交易电价已低至0.18元/kWh，对核电机组的经济效益产生了极大冲击。

核电机组上网电价定价机制

我国核电上网电价起初执行经营期电价政策，但随着核电技术的跨越式发展以及控制核电投资成本诉求的增强，已开始了向标杆电价政策的转向。

经营期上网电价

我国已有核电站上网电价基本采用“一事一议”、“一厂一价”的定价方式，即以建设成本倒推上网电价。已投运核电站当前上网电价水平如表1所示。

标杆上网电价

在核电大力发展的大背景下，为了满足控制核电投资成本的合理诉求，国家发展和改革委员会于2013年6月发布《国家发展改革委关于完善核电上网电价机制有关问题的通知》（发改价格〔2013〕1130号），明确：①对新建核电机组实行标杆上网电价政策。根据目前核电社会平均成本与电力市场供需状况，核定全国核电标杆上网电价为0.43元/kWh；②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，下同）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；③全国核电标杆上网电价低于核电机组所在地燃煤机组标杆上网电价的地区，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。该政策适用于2013年1月1日后投产的核电机组。2013年1月1日以前投产的核电机组，电价仍按原规定执行。上述政策的出台，标志着我国在核电电价改革中又迈出了坚实的一步。

电力市场化改革后的上网电价

国务院《关于推进价格机制改革的若干意见》明确到2017年，竞争性领域和环节价格基本放开。到2020年，市场决定价格机制基本完善，价格调控机制基本健全。

目前参与地方电力直接交易的核电机组，其上网电价分为两部分，即：原核准上网电价（保障内电量）和市场化上网电价（保障外电量）。市场化上网电价则是通过双边交易或集中竞价的方式形成。

核电机组发电成本分析

我国核电机组发电成本的构成要素及其比例包括：投资建设成本约占总成本的65%（含建设贷款利息），燃料成本约占总成本的20%，剩余的15%为运行维护成本。典型M310和AP1000核电机组的成本构成，如图1和图2所示。此外，核电机组发电成本构成有其特殊性，如：退役成本和乏燃料处置成本等强制性成本。与此同时，核发电技术仍处在不断更新换代的发展进程中，不同技术路线的核电站成本差异也较大。

投资建设成本

目前，核电技术仍处在不断发展变化的过程中，因此，不同技术路线的核电建设成本差异较大。我国新建核电（M310）机组单位千瓦静态投资大约在10000元至14000元之间，第三代核电（AP1000、华龙一号）机组首堆单位千瓦静态投资约在18000元左右（可行性研究阶段），批量化、国产化后将力争控制在15000元以内。

燃料成本

相对于煤电、油电、气电等发电形式，较为低廉的燃料成本是核电吸引投资者的主要原因之一。核电的燃料成本仅约为煤电的1/3，约为天然气发电（联合循环机组）的1/4或1/5。

运行和维护成本

核电机组的运行维护成本（不含燃料费）占总发电成本的比重较小，往往容易被忽视。运行维护成本的绝大部分为固定成本，不会随着发电量的改变而发生明显的变化。

退役和乏燃料处置成本

退役和乏燃料处置成本通常被分别计入投资建设成本和燃料成本中。

核电退役成本是指核电机组在运营期满，退出运行后，为保证退出运行的核反应堆安全可靠所必须的资金投入。WNA报告认为退役资金约占核电站初始投资的9%~15%，目前国内核电机组一般按项目总投资的10%计提。

乏燃料处置成本应当包括核燃料反应过程中产生的放射性废料以及使用过的核燃料的储存和管理成本。虽然拥有核电的各个国家通常都要求核电运营商在成本中提取乏燃料处置成本，但是标准差异极大，目前我国的征收标准是0.026元/kWh。

核电机组参与电力直接交易的主要问题解析

核电机组参与电力直接交易主要在于解决参与电量规模和直接交易部分电价的问题。

核电参与电力直接交易的电量规模应符合能源发展规划和供给侧改革要求

当前，大用户直接交易的开展还处于初级阶段，受体制和资源等多方面因素的影响，交易尚不能全面向发电企业与电力用户放开，因此需要制定切实有效的交易主体准入机制，以保障直接交易的顺利完成。

由于各地区的电力建设规模和经济发展水平不尽相同，在制定发电企业和电力用户准入条件时，各地政府划定的条件各不相同。参与大用户直接交易的发电企业和电力用户的基本要求则是：必须符合国家节能减排要求、地方产业政策等相关要求。

根据国家新近发布的《电力发展“十三五”规划（2016—2020年）》，到2020年，非化石能源在能源消费总量中的比重达到15%左右，非化石能源发电装机达到7.7亿kW左右，占全国发电装机总容量的比重约为39%，其发电量占全国总发电量的比重提高到31%。截至2016年底，我国火电装机容量仍占全国总装机容量的77.42%。

因此，我国能源结构调整任重道远，应在一定程度上借助电力市场化手段，压缩高排放发电企业的利润空间，降低其发电积极性，从而达到能源结构调整和减少二氧化碳排放的双重目的。对于低排放的发电企业，如核电、水电等，则应适度降低其参与电力直接交易的强度，可通过购买辅助服务等形式参与售电侧电力市场改革，鼓励其发电积极性，从而确保能源结构的清洁化和低碳化。

电力直接交易中将核电机组和火电机组统一定价缺乏合理性

电力直接交易的价格机制包括交易电价、输配电价、辅助服务费用的计量与结算、收取方式、税费处理以及其他代收基金的安排等方面。其中，交易电价价格机制的确定与电力直接交易的成败息息相关。

各种电源的发电成本极不相同，特别是核电与火电。发电成本主要由投资建设成本、燃料成本和运行维护成本三大部分组成。对于核电厂，投资建设成本大约占总成本的65%，燃料成本约占总成本的20%，剩余的15%为运行维护成本，即大约80%为固定成本，其余20%为可变成本。对于火电厂，燃料费用占成本费用的60%，其次为折旧费（17%），其余为建设成本，即30%左右为固定成本，其余为可变成本。由此可见，核电电价弹性空间极为有限，而火电电价与燃料价格联动效应明显，价格弹性空间较大。

因此，将核电机组上网电价与煤电标杆上网电价联动，特别是在电力直接交易中，核电机组与火电机组上网电价“一刀切”，其合理性值得商榷。

现有电价定价机制中未考虑外部性成本因素

外部性成本是指在生产或消费过程中，对他人（社会）产生的附带成本，而没有为此付出相应的代价，如环境污染成本等。

核电在其发展过程中，对运行废物处理、乏燃料处理、核设施退役等均进行了内部化处理，列入了发电成本。欧盟和美国从1991年开始联合进行了各种电源系统外部成本的研究。研究结果表明，核电的外部成本最低，煤电的外部成本为核电的10倍以上。目前，我国采取脱硫脱硝措施的煤电厂外部成本约为19.65分/kWh。

环保部环境规划研究院与能源基金会联合发布的《煤炭环境外部成本核算及内部化方案研究》显示，我国在煤炭开采、运输及使用过程中造成了大量的环境污染及对生态环境的破坏，三个环节的外部成本分别为每吨68元、52元和85元，这些环境成本并没有充分体现在当前的煤电发电成本中。

清洁能源的环保价值也未纳入价格机制，这导致价格信号的失真和价格机制的扭曲，不利于节能减排和清洁能源的发展。

明确参与市场化交易的核电机组电量测算依据

目前开展电力直接交易地区的发电企业的参与电量均由地方相关主管部门统一划定，尚未有标准化测算方法。根据国家能源局发布的《保障核电安全消纳暂行办法》，“优先发电权计划按照所在地区6000kW及以上电厂发电设备上一年平均利用小时数的一定倍数确定。”

倍数确定公式：全国前三年核电平均利用小时数/全国前三年6000kW及以上电厂发电设备平均利用小时数（各地可根据实际情况适当调整倍数范围），如表2所示。

以我国核电发电量占比最高的华东某省为例，经测算，2016年的核电保障性消纳小时数应为7221h，电量落地该省的某核电厂，应参与电力直接交易电量为18.47亿kWh，而省经信委要求其参与电力直接交易的电量为73.38亿kWh，远高于国家相关政策要求。

主要结论

核电不仅是重要的基荷电源，还承担国防、科研等多重职能，是中国战略力量的重要基石，是军民融合的重要载体，是“一带一路”国际合作的“中国名片”，还是中高端设备制造业的重要引擎，是国家工业化、现代化的标志性产业。

核电的研发成本、建设投入、运维成本、定价模式等均与常规电源极为不同，因此，地方政府在设定电力直接交易电价和电量时，应充分考虑核电的定价模式、成本构成、工业体系特点、堆型特点等多重因素，依据国家相关政策，制定出合理可行的、有别于传统化石能源的定价原则和电量门槛。