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

電力體制改革五年多來，我國電力市場交易體系趨于完善、市場化交易規模和比例不斷擴大、發電能源種類呈多元化趨勢，市場交易發電企業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，并呈現逐年增加的趨勢。當前我國經濟進入新常態、電力需求明顯放緩，在電力供應總體富余的環境下，核電的市場交易比例卻逐步提升、交易電價趨于下降，這將給發電成本較高的核電企業的正常運營和發展帶來巨大壓力。本文在分析核電參與電力市場現狀及問題的基礎上，對三代核電機組參與電力市場交易的經濟性展開分析，并據此提出我國三代核電參與電力市場應對策略和相關建議，以期促進三代核電的健康可持續發展。

核電參與電力市場現狀

在國家供給側結構性改革深化的背景下，電力市場化交易不斷擴大。2018年，我國核電累計上網電量約2944億千瓦時，其中市場交易電量662億千瓦時，上網電量市場化比例24.8%；2019年核電累計上網電量約3263億千瓦時，其中市場交易電量1076億千瓦時，上網電量市場化比例33.3%，較2018年提高了8.5%。可見，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，且交易電價呈持續下降趨勢。

從核電參與市場交易現狀可以看出，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。市場交易電價持續下降給我國核電機組的正常運營和未來發展帶來一定的壓力。

核電參與電力市場經濟競爭力分析

核電機組的上網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備、材料和更高安全水平的系統設計，初始投資對平準化電價的影響更為明顯。本節將采用平準化電價模型對“十四五”末期投產三代核電機組的上網電價進行測算，進而對其參與電力市場經濟競爭力進行判斷。

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，以此成本（即價格）出售電能的收入貼現總額，剛好等于電廠計算壽期內的支出費用貼現總額，是一種不考慮未來收益流的方法，反映了在假定財務期限和工作周期內建造運營一座發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電價，為未知量。支出類邊界條件則可分為建設期支出與生產經營期支出兩類。建設期支出是指項目總投資，經營期支出包括經營性支出、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%，發電利用小時數參考“十四五”規劃取7500小時。

造價分析：核電項目投資額大，建設周期長，設備費占比較高，地區之間價格水平的差異對總投資的影響較小，且十四五期間投產的重點省份核電項目主要為沿海核電。根據《中國電力發展報告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。核燃料價格受天然鈾市場價格以及分離轉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：核后處理費根據《關于印發“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運行五年以上壓水堆核電機組的實際上網銷售電量征收，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。核應急費根據《核電廠核事故應急準備專項收入管理規定》（財防[2007]181號），核應急費率為0.2元/兆瓦時。

經濟性分析

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

將測算得到的“十四五”末期投產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建議

根據上一節分析可知，三代核電參與電力市場的經濟性不太好。本節將對三代核電參與電力市場交易提出相關建議。

合理控制工程造價

三代核電由于采用了更高性能的設備、材料和更高安全水平的系統設計，工程造價較二代改進型機組高出較多。根據《2018~2019年投產電力工程造價情況》，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年投產的三代核電機組固然有首堆項目技術引進、工期拖期等因素的影響，但“十四五”末期投產的三代核電機組單位造價仍將在17000元/千瓦。若能通過改進優化設計、建安一體化、模塊化制造、標準化與批量化建設、加強核電建設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，三代核電規模效應和行業造價控制管理舉措的實施，預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，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電價中的比重較大。可通過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換、濃縮和組件成本的變化影響，也會產生一定幅度的調整，建議在鈾礦勘探、開采、儲備及核燃料環節建立與國際接軌的儲備制度、流通體系、市場調控和價格形成機制。

二是增強核電站運行靈活性，可根據核電廠的發電計劃，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，加強設備狀態診斷、延長大修周期、縮短大修工期等措施。

三是核電行業應做好包括鈾礦勘探、開采、儲備在內的整個核燃料鏈的規劃，保障核燃料供應，為我國核電的發展規劃提供有力保障。

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化和集約管理，在保障核電站安全的前提下優化核電站運行和維護人員的數量和結構，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　語

三代核電參與電力市場交易是大勢所趨，交易電價持續下降給三代核電經營和未來發展帶來一定壓力。三代核電機組由于采用高性能設備、材料和更高標準的安全設計，造價相對較高，尚不具備全電量進市場的條件。核電企業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濟競爭力，積極應對電力市場化帶來的沖擊。

本文刊載于《中國電力企業管理》2021年02期，作者單位：電力規劃設計總院