核电厂阶梯上网电价模型研究

杨益晟 冯天天

1.国家电力投资集团有限公司，中国·北京 100029

2.中国地质大学（北京）经济管理学院，中国·北京 100083

1 引言

中国经济由快速发展向高质量发展转型，中国经济增速进入新常态。作为重要生产资料的电力商品，降低电力商品的价格，有利于促进全国经济发展。为此燃煤标杆上网电价改革、输配电价核定、市场化交易机制等政策优化，促使发电环节和输配电环节电价降低。2020年1月1日起中华人民共和国政府出台政策，要求尚未实现市场化交易的电量取消煤电价格联动机制，将标杆上网电价机制改为“基准价+上下浮动”的市场化机制，上浮不超过10%，下浮原则上不超过15%。2019年《关于积极推进风电、光伏发电无补贴平价上网有关工作的通知》发布，该政策要求推动风电、光伏发电平价上网项目和低价上网项目建设。2020年2月《省级电网输配电价定价办法》和《区域电网输电价格定价办法》发布，进一步提升输配电价核定的规范性、合理性[1]。

核电作为高能量密度的清洁能源，具有供电稳定技术含量高等特点，成为双碳目标的重要解决方式之一。三代核电机组通过增加非能动安全系统、抗大飞机撞击等方式提高核电厂的安全性，项目造价较二代核电机组相应提高。而中国核电标杆电价政策是依据二代改进型核电机组的平均建造和运行成本核定的。造价的提高给核电电源降低电价带来了压力，核电机组在优化设计，提升建造水平等方面也正在逐步降低项目造价，但核电电价的降低仍然需要一定过程。基于核电机组经济性的特征，以及中国发改委价格主管部门的政策导向，论文通过设计核电阶梯上网电价模型，拟解决由于安全水平提高带来的造价提高的矛盾与各类电源上网电价压降的矛盾。以期在推动高科技电源类型发展的同时，发挥电力对中国低碳经济的促进作用[2]。

2 核电厂运营现金流特点

中国核电上网电价政策制定的理论依据主要基于《建设项目经济评价方法与参数（第三版）》和NB/T 20048—2011《核电厂建设项目经济评价方法》。该虽然采用了国际上通行的财务评价方法，但在锁定内部收率IRR 反算经营期平均电价时，均假设了电厂的经营期平均电价均为一个固定值。国家价格主管部门核定机组上网电价后，核电厂运行寿命期内均按照该价格结算。

根据论文对全国核电厂运营情况的调研和分析，核电厂在寿命期内的盈利情况有以下特点。核电厂的盈利水平主要分为三个阶段：还贷期（投产后1～15年）、贷款结清期（投产后15～25年）、折旧摊销提完期（投产后25年～设计寿命）。上述三个阶段由两个节点划分：贷款还清时、折旧提完后。在还贷期时核电厂总成本中同时有折旧和财务费用，占经济评价期总成本合计的45.6%。据统计两者在项目投产初期最大，约占投产初期总成本的66.3%，运营期起初核电厂面临巨大的还贷和经营压力。随着贷款的逐步偿还，财务费用逐年下降，核电厂利润总额逐步增加。核电厂贷款偿还期约为15年（不含宽限期），即核电厂运行15年后能够清偿贷款。后续核电厂总成本中折旧成为占比最大的成本项，还贷期后的折旧期折旧成本占比约为39.5%。根据各核电厂的折旧计提方式，随着折旧成本计提完成后，项目利润总额将有大幅度增加[3]（如图1所示）。

图1 典型核电厂经济评价期各成本占比

基于上述核电厂实际经营特点，核电厂随着运行年限的增加，项目的盈利情况越来越好，但由于财务评价方法在测算电价时考虑了一定的资本金内部收益率IRR。《核电厂建设项目经济评价方法》中推荐参数为9%，中国价格主管部门核价时通常按照8%测算。在9%的折现利率下，10年、20年、30年、40年、50年、60年的现值系数分别为0.42、0.18、0.08、0.03、0.01、0.01。由此可见，随着运行年限的增加，从投产第20年到投产60年的40年的运行期中，项目的收益对项目电价测算结果的影响微乎其微。而实际中国运行了20年的核电机组的年盈利能力非常好。因此，论文采用改进的财务评价方法结合实际核电厂运营情况提出核电厂阶梯上网电价方法。

3 核电厂阶梯上网电价定价模型

根据《建设项目经济评价方法与参数（第三版）》和NB/T 20048—2011《核电厂建设项目经济评价方法》中评价方法。首先，通过假设上网电价，测算Ci现金流入，然后测算FIRR，判断上网电价高低，然后逐步调整假设上网电价，直到FIRR 达到预期的资本金内部收益率。通过试算得到的上网电价作为基准电价。

针对核电厂项目的现金流量的基本特点，论文提出的浮动上网电价模型。模型的收入测算，假设还贷期（投产后1～15年）、贷款结清期（投产后15～25年），折旧摊销提完期电价分别为P0+ΔP1、P0+ΔP2、P0+ΔP3，据此财务评价模型改为（1）。P0称为基准电价，ΔP1、ΔP2、ΔP3为三个阶段的浮动电价。当浮动上网电价的现金流测算的FIRR 与基准价上网电价现金流测算的FIRR 相等时，对于电厂来说项目的收益相同。

令两个模型的FIRR 相等时，两个模型的现金流变为等效现金流。对于核电厂来说，项目的收益水平一致。但在贷款结清期和折旧摊销提完期，由于电价下降，可促进全社会电价整体下降，与国家促进全社会电价成本下降的目标一致。

4 典型核电厂上网电价测算

论文根据中国三代核电建造和运营成本参数，测算两种模式下的电价。测算按照1000MW 级核电机组，建设投资建成价1.6 万/kW，核燃料单价按照2.15 万元/kgU 测算。锁定资本金内部收益率8%，反算经营期平均电价为P0为413 元/MWh，含最新增值税率13%。为了与2013年核电标杆电价政策对比，调整增值税为17%后，电价为429 元/MWh，与2013年核准全国核电标杆电价430 元/MWh 接近，便于后文进行政策模拟和对比[4]。

核电厂阶梯上网电价测算，假设政府预期还贷结清期核电上网电价ΔP2按照P0下浮10%，即P0+ΔP2为372 元/MWh，折旧摊销提完期上网电价ΔP3按照P0下浮20%，即P0+ΔP3为330 元/MWh，反算商运后前15年的还贷期上网电价P0+ΔP1等于429 元/MWh。测算结果如表1所示，用核电厂还贷期较基准电价上涨4%的代价，换来了未来商运15年到25年电价下降10%和25年到40 或60年下降20%。

表1 三代核电厂浮动上网电价测算

5 结语

论文结合财务评价模型和核电厂实际经营特点，提出了核电厂阶梯上网电价定价机制。根据典型三代核电机组批量化建造成本测算阶梯上网电价，还贷期基准电价上浮4%能够换来贷款清偿期核电电价下浮10%和折旧摊销提完期核电电价下浮20%。核电浮动上网电价在保持核电厂经济效益与现行政策不变的情况下，结合国家电价改革思路设计了核电厂浮动电价机制。该政策模拟测算结论，能够引导全国核电机组平均电价降低，为核电形成具有经济竞争力的基荷电源提供方向，为中国实现减碳承诺提供重要选项。