核電站建設：把錢從一個兜里放到另一個兜里

　　核電市場化破冰

　　“成本加成、一機一價”的定價模式，導致中國核電“造價貴，所以電價高”

　　數十年來，中國核電行業從業者總是爭執不休，鮮有意見一致的時刻。但國家發改委價格司今年6月推出的核電標桿電價，卻受到一致歡迎。

　　這份核電電價方案共有五條，力圖讓所有利益相關方都滿意。

　　其中一條規定，今年元月1日之后投產的核電機組，將執行0.43元/度的標桿上網電價，引發最多關注。業內普遍認為，此條主要針對新建成的“二代加”核電機組。

　　由于“二代加”機組造價較低，0.43元/度的標桿上網電價可以保證新建機組享有比此前更豐厚的利潤。

　　而采用三代核電技術AP1000和EPR建設的核電站，以及山東石島灣正在建設的高溫氣冷堆和此后可能建設的CAP1400示范工程，發改委價格司要求區別對待，單獨核定電價。其理由是這些核電站“承擔核電技術引進、自主創新、重大專項設備國產化任務”。

　　上述項目可能造價較高，因此被業內普遍認為將享有高電價，否則投資回報率將降低。

　　在“十二五”期間，核電站與同地區百萬千萬級的火電站相比，必須在經濟性上具有競爭力，這是國家發改委的要求。新的核電電價方案因此額外規定，在火電標桿上網電價含脫硫、脫硝電價低于0.43元/度的地區，新建核電機組執行當地的火電標桿上網電價。

　　今年之前投產的核電機組，將不受此次改革的影響，這保證了江蘇田灣、浙江秦山三期等核準電價較高的核電站利益。

　　標桿電價的推出，意味著核電站造價天花板的確定，是核電市場化改革的第一步。多位受訪的業內人士稱，價格機制將倒逼核電企業改善管理，節約成本。但大數人亦認為，新政對“二代加”機組約束力不大，因為該技術比較成熟，造價較低，具有經濟性優勢，只要這些電站運行穩定，標桿電價對它們仍然十分優惠。

　　國家能源局相關人士透露，AP1000首批四臺機組雖單獨定價，但后續建設的同類機組將執行核電標桿電價。標桿電價的約束性作用，預計將在陸豐、徐大堡及未來的咸寧、桃花江和彭澤等核電項目上開始顯現。

　　“標桿時代”來臨

　　由于核電的特殊性，價格主管部門一直采取“一堆一機一價”的方法，來確定新建核電站的上網電價。

　　中國廣核集團總經濟師岳林康介紹說，核電機組投產后，國家發改委會為該機組單獨核定電價，方式是“成本+利潤”，保證其在30年經濟壽命期內，內部收益率可達到9%。

　　相較于其他電源，核電站9%的內部收益率并不算高。若不考慮“窩電”因素，目前西部光伏電站和風電場的內部收益率可達12%至14%。而國家補貼的光伏屋頂“金太陽工程”，若能準確把握光伏組件價格下跌的機遇，內部收益率可高達30%。

　　但核電站發電效率高，運行穩定，燃料費用和后期運營維護費用在總成本中比例較低。一旦投產，將給股東帶來穩定現金流；而“一堆一機一價”的定價方式，也保證了股東合理的收益預期。

　　此種“成本加成”的定價方式曾引發多方批評。企業為獲得政府審批的高電價，會故意強化預算軟約束，持續推高火電、水電的造價。

　　“反正最后定價是成本加利潤，投資方對成本的把控就不會特別嚴格。”一位不愿具名的核電行業人士稱。

　　隨著國內核電裝機量的進一步上升，改革核電定價方式的呼聲越來越高。中核集團副總會計師、財務部主任王世鑫曾公開表示，核電以個別成本為基礎的單獨定價方式，與電力市場化改革不相適應。

　　大約在三年之前，國家發改委就開始研究核電電價機制改革事宜。截至今年7月，中國已有17臺核電機組投入運行，在建核電機組達到26臺，為世界之最。2012年10月，中國政府宣布重啟核電建設。核電電價機制改革的進程亦隨之加快。

　　今年開始，國家發改委多次召開專家座談會，與會代表認為，核電發展初期實行國家管制定價是有利的，但行業發展到一定階段，則必須要走向市場定價。最終發改委在多次討論研究的基礎上，確定了0.43元/度的核電標桿電價。

　　此舉雖未擺脫政府定價模式，但仍被看做是核電向市場化邁出的第一步，其將倒逼核電企業通過降低成本，以獲取更大收益。

　　上文提及的核電行業人士表示，此舉透露出的另一信號是“核電在電力行業中的地位明顯上升”，“以前核電規模小，政府顧不上你，現在規模大了，地位上升，政府需要進行統一管理。”

　　根據《核電中長期發展規劃2011—2020年》，至2020年，中國在運核電裝機將達到5800萬千瓦，在建3000萬千瓦。

　　核電業主獲利

　　核電標桿電價推出后，業內人士基本持歡迎態度。

　　在近期的一次內部會議上，國家核電技術公司董事長王炳華稱，標桿電價改革對核電市場的影響是深遠的，對項目投資形成了硬約束，并將傳遞到產業鏈的各個環節。

　　國家核電技術公司的相關人士向《財經》記者表示，AP1000三代核電站設計精簡、工期較短，一旦實現設備批量化和國產化后，在經濟性上將非常有競爭力。

　　使用“二代加”技術的新投運核電站，將成為標桿電價的最大現實受益者。目前“二代加”技術相對成熟，設備國產化率高，百萬千瓦級的“二代加”核電機組單位千瓦造價，僅在1.2萬元至1.4萬元之間。

　　在“一機一價”、內部收益率9%的定價模式中，大亞灣核電站核定的上網電價為0.414元/度，嶺澳核電站為0.429元/度，均低于新推出的核電標桿電價。

　　今年6月剛投運的遼寧紅沿河一號機組，由于當地火電標桿電價含脫硫脫硝低于0.43元/度，將執行當地火電標桿電價0.422元/度。即便如此，這個價格依然可保證紅沿河獲得9%的內部收益率。這意味著，福建寧德、廣東陽江等新建“二代加”核電機組執行標桿電價時，業主將獲得較高收益。

　　“常規電源實行了標桿電價后，給行業帶來了什么樣的大發展，大家看得都非常清楚了。”這十年間，中國火電單機從30萬千瓦、60萬千瓦升級到了百萬千瓦，從超臨界機組升級到超超臨界機組，實現了裝機和技術的大躍進。上文提及的核電企業高管指出，“什么樣的政策有這么大的牽引力？就是價格政策。”

　　另一位核電企業高管告訴《財經》記者，核電上網電價直接掛鉤火電標桿電價的做法，將引導核電投資流向電價更高，市場需求更大的地區。這些地區經濟普遍較發達，但缺煤少電。例如，同一機型的核電站建在遼寧和廣東，前者只能執行0.422元/度的當地火電標桿電價，加上電力需求增長不及廣東，收益率將低于廣東的核電機組。

　　政策調整帶來的影響，還未波及核電設備生產企業。此前業內預計，標桿電價的確定將讓核電設備商遭遇壓價。但中國一重副總裁王寶忠告訴《財經》記者，在建和一些已獲“小路條”的核電機組設備合同早已簽訂完畢，此次政策調整不會影響上述合同的執行。

　　王寶忠表示，國家已經劃定了2020年之前核電發展的天花板，因此目前核電設備公司少有新增訂單，也就談不上影響。

　　市場化路漫漫

　　標桿電價的出臺，是核電產業邁向市場化的第一步。

　　今年初，國家能源局核電司司長郝衛平在一次內部會議上表示，中國的核電產業中存在著許多非市場化因素，需要進行改革。

　　目前國內的核電站建設，多采取EPC工程總承包模式，核電站的業主會將所有的工程設計、采購、項目管理和電站調試啟動工作，都交給專業的工程公司來打理。

　　例如紅沿河核電站，其業主單位是由中廣核和中電投等按比例出資組建的有限公司，而中廣核工程公司則對紅沿河一期工程進行了總承包，負責核電站的設備采購和建設安裝。
肥水不流外人田。由于工程公司利潤可觀，國內三大核電企業都組建了工程公司，通過承包自己控股的核電項目，實現利益體內循環。

　　如中核控股的海南昌江核電項目，肯定由中核工程公司擔任總承包，而中廣核控股的寧德、陽江核電項目，則肯定會交給中廣核工程公司打理。乍看市面上有多個工程公司，但其每個都緊守“自留地”，涇渭分明，形不成市場競爭，更遑論通過競爭降低核電站造價。

　　“這是把錢從一個兜里放到了另一個兜里，根本不是市場經濟！”華能核電有限公司原總經理王迎蘇對《財經》記者表示，“這種體制下，工程公司不是承包商，而是甲方。”

　　此前的“一機一價”定價模式，內在邏輯是“造價貴，所以電價高”。大包大攬的核電工程公司，在核電站建造過程中獲得豐厚利潤的同時，“高進高出”現象非常嚴重，但最終高額的核電站造價，將由電力消費者埋單。

　　比如江蘇田灣核電站采用俄羅斯核電技術，部分設備造價較高，且出現工期延誤，最后國家核定的上網電價為0.455元/度，遠高于廣東地區的核電站。

　　核電標桿電價的出臺，會讓這一切戛然而止。火電領域十年來裝機造價的不斷降低，已經昭示了這個前景。

　　上文提及的核電人士表示，在一個正常的核電建設市場中，業主可通過招標的形式，從多個工程公司中選擇方案和價格最合理的一個擔任項目總承包。通過多個工程公司的競爭，可使得核電站造價降低，進而提升競爭力。

　　不過王迎蘇認為，0.43元/度的標桿電價較為寬松，無法對核電投資形成真正的約束力，短時期內改變現狀的可能性并不大。

來源：《財經》雜志 　 作者： 朱玥

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