推動核電市場化，促進核電投資

“核電投資巨大，投資期長，進行核電上網電價改革，一方面為了保障核電的電價，利于促進投資核電，另一方面有利于降低核電發電成本。”北京大學能源研究院氣候變化與能源轉型項目副主任康俊杰說。

在2013年以前，核電站的上網電價較多采用“一廠一價”定價方式，但在該定價模式下，核電站建設超期、超預算的現象屢見不鮮。2013年6月，發改委將全國核電核定的標桿電價確定為每千瓦時0.43元，但同時規定，核電含稅價格與基礎的火電價格采取對標，實行“兩價取低”的定價策略。

此前，核電上網電價基本按照“四六分”的定價機制，約60%按發改委核定電價，剩余部分市場化定價。自2020年起，煤電價格聯動機制取消，定價機制由標桿上網電價改為“基準價+上下浮動”的市場化機制，一定程度上影響了核電上網電價的定價機制。

康俊杰介紹說：“核電的投資特別大，可以說目前核電的開發基本上不是由市場來決定的。”他以三代核電為例給記者算了一筆賬。“由于前期投資大，在大概60年運營周期里，前18年里，固定資產折舊占比較大。因此，在核電投產的前18年中，核電的每一度電成本里，固定資產折舊占0.3元左右，燃料成本為0.05元左右，運營成本為0.05元左右。”

18年以后，核電站的運營成本明顯下降。“大亞灣核電站已經投產21年了，固定資產折舊成本基本上已經收回來了。這時候的核電站就是‘印鈔機’。”康俊杰說。

2021年中旬，核電市場電價格出現分水嶺，一改前期打折的狀態，下半年較核定電價上浮10%—20%，這部分電價的上漲，已經對核電產業形成了利好。

“隨著市場化改革推進，核電價格將有所提升。”安信證券環保及公用事業聯席首席分析師周喆則認為，核電上網電價改革從短期來看，或將有助于整體核電產業的利潤增厚；從長期來看，核電上網電價形成機制的市場化改革有望持續性推進。

核電將成為我國能源主力軍？

主要起到補充的作用

那么電價改革后，核電是否會憑借超低的成本成為我國能源主力軍？

康俊杰對此表示：“核電在我國能源結構中的定位就是重要的補充，不會成為主力軍。”

近年來，我國核電規模持續增長。根據中國核能行業協會數據，2021年1-12月全國運行核電機組累計發電量為4071.41億千瓦時，較2020年同期上升11.17%，占全國累計發電量的5.02%。截至2021年末，運行核電機組數量為53臺，較2020年末新增4臺。

從環保角度來看，與燃煤發電相比，2021年的核能發電相當于減少燃燒標準煤11558.05萬噸，分別減少排放二氧化碳30282.09萬噸、二氧化硫98.24萬噸、氮氧化物85.53萬噸。

“作為一種清潔能源，核電不會和存量的煤電、可再生能源競爭，核電主要滿足的是當前增量用電需求。在未來煤電逐漸退出的情況下，核電將成為電力系統的穩壓器。”

康俊杰解釋說，核電不是一個市場化的產業，而是一個中長期的規劃的結果。一座核電站從準備到建成至少需要10年以上，按照目前的核準建設速度，2030年中國核電總裝機容量在1億千瓦左右。”

“核電總裝機容量是有天花板的。到2060年，全國核電總裝機容量也就是維持在2億-4億千瓦左右。”康俊杰說，原因在于兩點。“第一是可以建設核電站的地點有限。其次是為了安全性，核電站相距起碼在幾十公里以外。”

康俊杰說：“與未來20億~40億千瓦時的可再生能源相比，核電不是一個數量級。”

業內專家表示，核電上網電價形成機制的改革，一定程度上意味著核電產業競爭程度將進一步提升，核電站的經營壓力或有所提升。這將進一步要求核電企業提升自身技術水平，降低建設成本、燃料成本，來保證自身的價格優勢。

一位業內人士坦言，核電上網電價的市場化改革實則為“成本倒逼”。因此，核電企業應樹立“建造即運營”的管理理念，在收入既定的前提下，對于設計、建造與融資模式采取降低造價、降低成本、增加盈利空間的相關措施。

中廣核相關人士表示，推進燃氣發電、核電上網電價形成機制改革是在圍繞構建以新能源為主體的新型電力系統、持續深化電價改革的背景下推出的。不過由于目前細則尚未出臺，還不能判斷對公司業績的影響。但其預計仍將按照公用事業屬性來完善核電電價機制。

康俊杰認為，2025年左右，將按比例、年限等逐步放開核電上網電價。“現在是‘四六分’，以后可能‘三七分’，比例逐步增長。或者說按照運營年限來分，滿18年以后完全采取市場交易。”

展望未來，有業內人士建議稱，核電企業一方面可建立起自己的售電公司，以市場化思維在市場化競爭中占得先機；另一方面，也可將經營范圍延伸到區域售電、輔助服務計量等相關領域，如向用戶提供合同能源管理、綜合節能和用能咨詢等增值服務，有效地為用戶提供個性化的綜合節能方案。