我国核电站乏燃料基金动态情景分析

中国核科技信息与经济研究院 刘群 张红林 王茜

一方面，核电站乏燃料处理处置所需资金庞大，特别是后处理厂投资规模大、建设周期长、运行费用高；另一方面，乏燃料安全管理活动是一个长期过程，很可能持续到核电企业脱离其经营生产活动以后的很长时间。核电企业作为乏燃料产生者，有责任承担乏燃料处理、贮存和废物处置过程中所需的费用，这是乏燃料安全管理中普遍公认和采纳的基本原则。因此，几乎所有发展核电的国家都设立了专门的乏燃料管理资金，以满足对乏燃料进行长期安全管理的经费需求。本文结合我国核电站乏燃料基金现行管理办法、收支状况及存在的主要问题，通过对调整征收起点和征收费用标准的动态情景模拟以及核电企业应对能力分析，从提升乏燃料基金管理水平、满足乏燃料安全管理对资金需求的角度，提出相关措施建议。

我国核电站乏燃料基金背景与现状

乏燃料基金的背景情况

我国核电站在设计文件和安全分析报告中都明确提出要对其产生的乏燃料进行后处理，并且也都计提或预留了部分费用，专门用于乏燃料运输、贮存以及处理处置。2011 年前，已投运的大亚湾、岭澳、秦山一期、秦山二期及秦山三期等核电站计提或预留费用的差异较大，有的签订了乏燃料管理合同，有的没有签订合同，即使签订了合同，也缺少法律依据。

乏燃料基金的相关管理办法

为了从国家层面理顺和规范核电站乏燃料资金征收、使用等管理办法，2010 年7 月，国家财政部、国家发展改革委和工信部联合印发了《核电站乏燃料处理处置基金征收使用管理暂行办法》（简称《暂行办法》），确定了国家核电站乏燃料管理模式。《暂行办法》中明确规定：乏燃料处理处置基金属于政府性基金，纳入中央财政预算管理；基金按照核电厂已投入商业运行五年以上压水堆核电机组的实际上网销售电量征收，征收标准为0.026 元/每千瓦时；基金的使用范围包括乏燃料运输、乏燃料离堆贮存、乏燃料后处理（含乏燃料后处理中试厂进行的商用核电站乏燃料后处理）、乏燃料后处理所产生的高放废物的处理处置、乏燃料后处理厂的建设、运行、改造和退役、乏燃料处理处置的其他支出；并规定乏燃料处理处置基金年度预算，应优先安排乏燃料运输、乏燃料离堆贮存、乏燃料后处理、高放废物处理处置等支出，再安排乏燃料后处理厂建设、运行、改造和退役等相关支出。2014 年3 月，国防科工局印发了《核电站乏燃料处理处置基金项目管理办法》（简称《项目管理办法》），进一步明确了基金的使用范围，基金项目的管理部门和主要职责，规定了基金项目的申报与审批，基金项目年度计划及预算申报与审批流程，明确了项目组织实施、财务决算与项目验收及项目财务管理，以及奖励与处罚条款。

乏燃料基金的收支现状

我国每年乏燃料基金收入可观，但支出占比不高，收支失衡，特别是2018 年以前，乏燃料基金支出仅安排用于乏燃料运输和离堆贮存。2018 年和2019 年，每年有近15 亿元支出，用于乏燃料运输、相关设施建设、运行、改造和退役等。截至2019 年底，累计支出约43 亿元，结余约135 亿元，总体支出比例不高。

乏燃料基金管理存在的主要问题

一是由于对基金使用范围缺乏详细说明，导致从事乏燃料安全管理的企业在基金使用上缺乏依据，不利于调动企业的积极性。

二是没有建立基金保值增值机制，长期的静态管理，基金的价值已受到通货膨胀的侵蚀。按照《暂行办法》的规定，乏燃料基金属于政府性基金，纳入中央财政预算管理。目前，由于没有建立基金的保值增值机制，基金除了每年少量支出外，其余部分静态保存在国家财政的专门账户中，基金的价值已受到通货膨胀的侵蚀。即使按照3%的投资收益，对于上百亿的基金，每年至少损失3 亿元。

三是没有建立基金动态调整机制，基金远不能满足建造800 吨后处理大厂对资金的需求。尽管在《暂行办法》中规定了“国家财政部会同国家发展改革委、工业和信息化部、国家能源局、国防科工局等部门根据核电发展规模及乏燃料处理处置资金需求的变化，适时调整征收标准”，但一直没有建立调整机制和具体实施办法。

分别按现行办法与调整征收标准，对基金进行预测

《暂行办法》中提出了“根据核电发展规模及乏燃料处理处置资金需求的变化，适时调整征收标准”的规定。调整征收标准包括提前征收起点和提高每度上网电的征收费用两种措施，每种措施可以采用不同的情景，如可以提前3 年征收，也可以提前5 年征收；可以按0.030 元/每千瓦时征收，也可以按0.034 元/每千瓦时征收。下面以情景1 作为基本情景，动态预测了三种情景下的基金规模及可用于建造800 吨后处理大厂的资金情况。

基金预测基于以下三个前提条件：一是预计800 吨后处理大厂将于2033 年投运。二是在基金支出上，按照基金项目初步规划安排，主要涵盖200 吨后处理示范工程运营和相应的乏燃料运输、贮存等；800 吨后处理大厂建造和相应的乏燃料运输、贮存等，以及贮存设施建造、相关科研等。其中，200吨示范工程运行支出为20 亿元/年（2025 年开始）、运输支出为2 亿元/年，以及贮存设施建造与运行、后处理科研等按平均8 亿元/年的支出计算，除上述支出外，基金中其余部分可用于800 吨后处理大厂的建造。三是2020 年～2030 年每年新开工8 台百万千瓦级核电机组，建造周期为5 年，2030 年核电运行装机达到1.2 亿千瓦。

情景1：按现行征收办法，预测基金规模

依据《暂行办法》，即从压水堆核电机组运行第6 年开始征收，征收标准为0.026 元/度电。按照核电机组的容量因子0.85、发电上网率0.95 进行测算，2020 年～2032 年，基金收取总计1495 亿元，可用于800 吨后处理大厂建造的基金累积为1207 亿元（见表1）。

表1 按照现行征收办法，2032 年前基金收取和可使用情况 （单位：亿元）

一旦后处理大厂开工建造，后续刚性大额支出需求越来越大，按照目前实施的征收起点和征收标准，资金将出现较大缺口。

情景2：将征收起点提前到核电站开始投运，预测基金规模

如果按照老厂老办法、新厂新办法的原则，从2021 年开始，对新投运的压水堆核电机组，自商业运行当年，按照上网电量开始缴纳乏燃料基金，依据0.026 元/度电的征收标准，按照核电机组的容量因子0.85、发电上网率0.95 进行测算，2020 年～2032 年，基金收取总计2114 亿元，可用于800 吨后处理大厂建造的基金累积为1826 亿元（见表2）。

表2 征收起点提前到核电站投运，2032 年前基金收取和可使用情况 （单位：亿元）

情景3：提高征收标准到0.30 元/度电，预测基金规模

如果保持从压水堆核电站投运第6 年开始征收基金，从2021 年开始，将征收标准从0.026 元/每千瓦时提高到0.030 元/度电，按照核电机组的容量因子0.85、发电上网率0.95 进行测算，2020 年～2032 年，基金收取总计1696 亿元，可用于800 吨后处理大厂建造的基金累积为1408 亿元（见表3）。

表3 若征收标准上调到0.030 元/度电，2032 年前基金收取和可使用情况 （单位：亿元）

表4 若征收标准上调到0.034 元/度电，2032 年前基金收取和可使用情况 （单位：亿元）

情景4：提高征收标准到0.34 元/度电，预测基金规模

如果保持从压水堆核电站投运第6 年开始征收基金，从2021 年开始，将征收标准从0.026 元/度电提高到0.034 元/度电，按照核电机组的容量因子0.85、发电上网率0.95 进行测算，2020 年～2032 年，基金收取总计1898 亿元，可用于800吨后处理大厂建造的基金累积为1610 亿元（见表4）。

小结

通过与现行征收办法对比，可以看出，三种动态模拟情景都很大程度上提高了基金总额。如果按照建造800 吨后处理大厂总资金需求为1300 亿元测算，三种情景都可以满足大厂建造的总资金需求；如果建造总资金需求为1500 亿元，则只有情景2 和情景4 可以满足（见图1）。目前，由于无法明确提出大厂建造的具体年度资金需求，可能出现个别年度资金不足的现象。

图1 总需求与不同模拟情景下基金池资金比对图

调整基金征收标准对市场竞争下核电企业的影响

电力市场竞争加剧，核电企业面临巨大压力

2013 年以前，我国对核电基本实行一厂一价，2013 年6 月15 日，国家发展改革委印发《关于完善核电上网电价机制有关问题的通知》（发改委价格【2013】1130 号），对2013 年1 月1 日后新建核电机组实行标杆上网电价政策，即0.43 元/每千瓦时。

2015 年11 月，国家发展改革委发布的《关于有序放开发电计划的实施意见》指出，鼓励核电参与市场价交易，导致核电交易价格普遍低于当地火电标杆电价。

2019 年10 月21 日，国家发展改革委出台了《关于深化燃煤发电上网电价形成机制改革的指导意见》，受煤电价格改革的影响，预计核电市场化上网电价将继续下降，核电企业将进一步面临市场竞争的压力。

调整基金征收标准对竞争下核电企业的影响

如果调整征收起点至核电机组开始投运，征收标准保持0.026 元/每千瓦时，若核电企业有1 台百万千瓦级核电机组开始投运，该企业在核电机组投运开始的第1 年到第5 年，相比未调整，每年需多缴纳基金约2 亿元。

如果保持压水堆核电站运行第六年开始征收，从2021 年开始，将征收标准从0.026 元/每千瓦时分别提高到0.030 元/每千瓦时和0.034 元/每千瓦时，则各核电企业需要多缴纳基金的数额见表5（以2019 年实际上网电量为例），从中可以看出，各核电企业需要多缴纳基金的差异是很大的。我国核电企业处于不同的发展阶段，大亚湾核电站已完成还贷，三门、海阳、昌江等核电站刚投入商运，以及上网电量和区域经济发展水平等的不同，决定了核电企业盈利能力和应对竞争能力的巨大差异，这也是在调整基金征收标准时需要考虑的重要因素（见表5）。

表5 提高征收标准后各核电企业需多缴纳基金数额 （万元）

不同调整方式，对核电企业的影响不同

采取提前征收起点还是提高每度上网电的征收费用，对于具体核电企业的缴费负担影响有很大不同。提前征收起点意味有新投运机组的核电企业缴费增多、对其他企业没有影响；而提高每度上网电的征收费用，对核电企业影响较为平均。

措施建议

完善乏燃料基金管理规定，制定基金使用细则

在现行《暂行办法》和《项目管理办法》的基础上，建议对其中的相关规定进一步细化，特别是基金的使用范围，应明确基金是否涵盖运输、离堆贮存、后处理等环节中涉及到的具体操作费用支出，制定基金使用细则，为相关企业在乏燃料安全管理的资金来源与使用方面提供依据。

成立乏燃料基金管理委员会， 提高基金的管理效率和使用效率

组成包括国防科工局、国家能源局、国家财政部、核电企业等在内的乏燃料基金管理委员会，负责制定基金中长期使用规划和年度计划、建立并落实基金的保值增值和动态调整机制、委托专业投资公司负责乏燃料基金的保值增值并进行监管及定期评估、细化基金使用范围、组织专家对基金项目经费进行评审和验收、定期公布基金收支情况等，提高基金的管理效率和使用效率。

建立乏燃料基金保值增值机制， 避免通货膨胀对基金的侵蚀

我国核电站乏燃料基金管理应借鉴国外经验，通过《核电管理条件》《乏燃料管理条例》等，从国家法律法规层面明确建立乏燃料基金保值增值机制。在保障正常运行所需资金的前提下，对乏燃料基金这样的财政专户存量资金，可以采取定期存款、协议存款等方式，对定期存款的档次进行长、短搭配，梯次定存，既可以保证资金的正常使用与流动，又可以做到资金定存效益最大化；也可以将乏燃料基金定向投资于收益稳定的国债；也可以选择投资政信类信托产品，由于是政府向信托公司借钱用于修路、架桥、修水库、建公园等基础设施建设，其安全性和收益是有保障的。

落实 《暂行办法》 中的动态调整机制， 从资金角度推动800 吨后处理大厂的建造

落实《暂行办法》中提出的“根据核电发展规模及乏燃料处理处置资金需求的变化，适时调整征收标准”的规定。在充分调研分析核电企业承受能力的前提下，根据大厂建造的总资金需求和年度资金需求，通过测算，可适度提前基金征收起点或提高每度上网电的征收标准，并确定调整的实施年限，做到定期评估和动态调整，以满足乏燃料安全管理、特别是800吨后处理大厂建造对资金的需求。