自1991年秦山一期30萬千瓦核電機組發(fā)電以來，我國大陸核電商運已有近30年歷史，核電的定價機制先后歷經(jīng)了“一廠一價”到“標桿電價”、再到“核準價+市場價”的轉(zhuǎn)變。
一、核電電價定價機制的演變
核電發(fā)展初期，國家采取支持核電發(fā)展的電價模式，不論是個別定價還是經(jīng)營期定價，不論是從機組利用小時還是內(nèi)部收益率(FIRR)來看，都制定了支持政策，對促進我國核電發(fā)展起到了積極的作用。2013年7月2日，國家發(fā)展改革委下發(fā)通知，部署完善核電上網(wǎng)電價機制，將核電上網(wǎng)電價由個別定價改為對新建核電機組實行標桿上網(wǎng)電價政策，并核定全國核電標桿電價為0.43元/千瓦時，標志著我國核電結(jié)束了“一廠一價”的定價機制，正式迎來標桿電價時代，核電定價機制從計劃走向市場。2015年新一輪電力市場改革以來，核電電價市場化改革進一步深化，逐步引入雙邊協(xié)商定價和市場競價機制，對核電經(jīng)濟性提出更高要求。
自2020年1月1日起，煤電價格聯(lián)動機制取消，定價機制由標桿上網(wǎng)電價改為“基準價+上下浮動”的市場化機制，預(yù)計會在一定程度上影響核電上網(wǎng)電價甚至定價機制，核電企業(yè)面臨復(fù)雜營銷環(huán)境，市場化交易電價可能繼續(xù)下降，核電定價機制也可能重塑。
二、市場化對核電帶來的挑戰(zhàn)
(一)要求核電企業(yè)深度參與市場競爭
隨著電力現(xiàn)貨市場試運行的啟動，我國電力市場化程度不斷提高，交易機制不斷完善。2020年6月12日，國家發(fā)展改革委、國家能源局發(fā)布的《關(guān)于做好2020年能源安全保障工作的指導(dǎo)意見》進一步明確：加快放開發(fā)用電計劃，進一步完善電力市場交易政策，拉大電力峰谷價差，逐步形成中長期交易為主、現(xiàn)貨交易為補充的電力市場格局。
全國市場化交易電量逐年提升(見圖1)，包括核電在內(nèi)的各種電源品種將更加廣泛地參與電力市場交易。2017年國家發(fā)展改革委、國家能源局發(fā)布的《保障核電安全消納暫行辦法》明確核電應(yīng)遵循“確保安全、優(yōu)先上網(wǎng)、保障電量、平衡利益”的基本原則，對核電優(yōu)先發(fā)電權(quán)計劃做出詳細規(guī)定，同時也提出保障外電量應(yīng)通過電力直接交易等市場化方式消納。隨著電力市場化改革進程不斷推進，核電將面對“優(yōu)先發(fā)電合約+市場化中長期交易+現(xiàn)貨市場交易+輔助服務(wù)交易”的多級市場。
圖1 近三年全國市場化交易電量變化情況數(shù)據(jù)來源：中電聯(lián)電力交易信息共享平臺
(二)核電市場化交易電量逐年增加，交易電價逐年走低，定價機制有待完善
2016年以來，我國各核電站參與市場交易電量占上網(wǎng)電量的比重整體呈上升趨勢，且電力市場交易價格普遍低于當?shù)厝济簶藯U電價和各核電站所有機組平均核準上網(wǎng)電價，對企業(yè)利潤產(chǎn)生了不利影響。
我國當前的電價定價機制未充分考慮外部性成本因素。核電在其發(fā)展過程中運行廢物處理、乏燃料后處理及核設(shè)施退役的相關(guān)成本列入了發(fā)電成本，而核電作為清潔能源的環(huán)保價值并未納入價格機制。
(三)核電參與電力系統(tǒng)調(diào)峰的壓力增大
“十三五”期間，我國用電需求結(jié)構(gòu)中三產(chǎn)和居民消費比重不斷增加，二者的時段性需求模式使得電力負荷特性惡化，主要表現(xiàn)為用電峰谷差拉大、尖峰負荷拔高且短暫、平均負荷率降低，尤其是用戶側(cè)空調(diào)大規(guī)模集中開啟會使得用電負荷瞬時爬高、負荷曲線尖峰化。在新電改的配套文件中規(guī)定核電要“兼顧調(diào)峰需要”，意味著核電面臨著越來越大的調(diào)峰運行壓力。
核電機組參與調(diào)峰，存在導(dǎo)致機組運行可靠性降低的風(fēng)險(如發(fā)生落棒、彈棒等嚴重事故的風(fēng)險增加，功率調(diào)節(jié)棒動作頻繁，燃料包殼破損概率增大等問題)，對運行人員的操作能力和實踐經(jīng)驗有更高的要求，另外還會造成核燃料的浪費，增加放射性廢物的產(chǎn)生和處理量。因此，核電參與調(diào)峰不僅對機組的安全運行帶來挑戰(zhàn)，同時也將對其經(jīng)濟性產(chǎn)生較大影響。據(jù)統(tǒng)計，法國參與調(diào)峰的核電機組每年非計劃停堆小時數(shù)高達449小時，遠高于帶基荷運行的韓國核電機組(74小時);由于參與負荷跟蹤和調(diào)頻，導(dǎo)致法國核電機組的可用性降低2%，燃料成本占發(fā)電總成本的比重從約20%增加至近24%。
(四)核電企業(yè)效益受地方電力市場交易規(guī)則影響較大
在我國能源結(jié)構(gòu)向清潔低碳轉(zhuǎn)型的過程中，長三角、珠三角等地的地方能源企業(yè)常規(guī)火電業(yè)務(wù)發(fā)展空間不斷縮小，同時在電力市場交易中需要面對來自能源央企、民營資本的激烈競爭，經(jīng)營壓力較大。地方政府在制定電力市場交易規(guī)則時，傾向于更多關(guān)注地方能源企業(yè)的發(fā)展訴求，卻未能充分考慮核電自身成本結(jié)構(gòu)特點、運行規(guī)律，致使核電擔負不合理的分攤費用，導(dǎo)致核電企業(yè)經(jīng)濟效益受損。
(五)核電企業(yè)的經(jīng)營壓力會進一步傳導(dǎo)到核燃料循環(huán)產(chǎn)業(yè)
核電發(fā)電成本由折舊攤銷、燃料成本、運行維護費用、財務(wù)費用、乏燃料處置費用等組成(見圖2)。在電改背景下，核電上網(wǎng)面臨“量價齊跌”壓力，經(jīng)濟性提升壓力日益增大，并進一步向上游傳導(dǎo)至核燃料加工產(chǎn)業(yè)。
圖2 核電發(fā)電成本構(gòu)成
從燃料加工產(chǎn)業(yè)各環(huán)節(jié)來看，我國鈾轉(zhuǎn)化與燃料元件價格已基本實現(xiàn)與國際市場接軌，但鈾濃縮服務(wù)價格仍高于國際市場水平。近年來，我國核電度電燃料成本呈逐漸下降趨勢，但仍難以滿足核電經(jīng)濟性提升要求。此外，隨著我國核電規(guī)模的擴大、商用后處理項目落地及核電站退役臨近，對乏燃料處理處置基金、核電機組退役費、民用低中放廢物處置資金等后端產(chǎn)業(yè)資金的需求也不斷增加，核電經(jīng)濟性提升與后端產(chǎn)業(yè)協(xié)調(diào)發(fā)展的矛盾日益凸顯。
(六)新技術(shù)新業(yè)態(tài)要求核電加快轉(zhuǎn)型升級
以大數(shù)據(jù)、人工智能、區(qū)塊鏈、5G等為代表的先進信息技術(shù)加速與傳統(tǒng)產(chǎn)業(yè)融合，以供需互動、多能互補、協(xié)同高效為特點的智能電網(wǎng)、綜合能源服務(wù)對電源端的生產(chǎn)營銷模式提出新的要求。傳統(tǒng)火電、水電積極開展數(shù)字化、智慧化轉(zhuǎn)型升級，實現(xiàn)降本增效，更好適應(yīng)智慧電網(wǎng)建設(shè)要求，打造新競爭優(yōu)勢;風(fēng)光儲一體化趨勢明顯加快，實現(xiàn)可再生能源與電網(wǎng)輸電的智能調(diào)度，提高電網(wǎng)對大規(guī)?？稍偕茉窗l(fā)電的接納能力，將成為未來電力市場中新的競爭者。
三、核電應(yīng)對市場化的幾點建議
(一)充分認識核電對整個核工業(yè)產(chǎn)業(yè)鏈的帶動作用，強化核電對核工業(yè)能力保持和提升的支撐作用
發(fā)展核電是保持和提升我國核工業(yè)水平和能力的重要途徑，也是落實能源生產(chǎn)和消費革命戰(zhàn)略的重要方式，對保障國家戰(zhàn)略安全和能源安全具有不可替代的作用。推動核電高質(zhì)量發(fā)展，有利于促進核工業(yè)實現(xiàn)產(chǎn)業(yè)結(jié)構(gòu)、產(chǎn)業(yè)布局的根本性變化，帶動產(chǎn)業(yè)鏈上下游產(chǎn)業(yè)發(fā)展;有利于促進核科技研發(fā)體系完善、能力提升，培養(yǎng)和造就高素質(zhì)人才隊伍，為保持和提升我國核工業(yè)能力提供重要支撐。因此，僅片面強調(diào)核電“電”的屬性是不全面的。
“十四五”時期，核能在我國能源戰(zhàn)略中的地位將更加突出，在保障區(qū)域電力安全供應(yīng)、有效減少污染物和溫室氣體排放、緩解能源輸送壓力、促進國民經(jīng)濟發(fā)展等方面將發(fā)揮不可或缺的重要作用。但當前核電發(fā)展過程中將大量的外部性成本進行內(nèi)部化處理，導(dǎo)致核電自身負擔過重，同時核電又擔負著過高的安全要求，影響自身經(jīng)濟性的提升。建議充分考慮核電的特殊定位和所發(fā)揮的重大作用，在制定《原子能法》等相關(guān)法律法規(guī)和電力發(fā)展規(guī)劃中明確核電作為基荷電源的地位。
(二)核電參與電力交易應(yīng)以“保量”為主，爭取合理的定價機制
建議各地主管部門落實核電優(yōu)先發(fā)電權(quán)及保障性消納政策，通過政府全壽命期長期協(xié)議、差價合約等方式給予核電政策支持，提高上網(wǎng)電量中的政府授權(quán)合約比例，鼓勵核電企業(yè)與用戶簽訂5年以上的長期合同。
建議對現(xiàn)行核電定價機制進一步完善。首先，全面評價各類電源品種的經(jīng)濟性和對環(huán)境、社會的影響，制定體現(xiàn)核電作為清潔能源的上網(wǎng)政策和價格政策，促進能源供給結(jié)構(gòu)優(yōu)化;其次，統(tǒng)籌核電與后端產(chǎn)業(yè)協(xié)調(diào)發(fā)展問題，充分評估目前核電定價機制中對乏燃料處理、核設(shè)施退役等外部性成本的內(nèi)部化處理，制定考慮外部性成本因素的核電定價機制;最后，科學(xué)平衡經(jīng)濟發(fā)展與污染治理的關(guān)系，合理確定碳稅征收范圍和強度，盡快開征碳稅，作為提高核電經(jīng)濟性的有益補充，以經(jīng)濟手段促進能源生產(chǎn)結(jié)構(gòu)調(diào)整。另外，核電企業(yè)也應(yīng)積極與政府部門溝通，在核電定價機制重塑過程中及時表達政策訴求。
(三)核電企業(yè)應(yīng)主動參與電力市場交易
參與市場競爭的核電企業(yè)必須逐步樹立主動營銷的理念，以需求為導(dǎo)向，主動開拓市場，積極尋求與當?shù)卣?、大型企業(yè)建立穩(wěn)定的戰(zhàn)略合作關(guān)系，確保電量儲備;同時建立起自己的售電平臺(售電公司)，以市場化思維，積極適應(yīng)，在市場化競爭中占得先機。
核電企業(yè)可以將經(jīng)營范圍延伸到區(qū)域售電、輔助服務(wù)計量等相關(guān)領(lǐng)域，拓展全方位的服務(wù)功能，如向用戶提供合同能源管理、綜合節(jié)能和用能咨詢等增值服務(wù)，有效為用戶提供個性化的綜合節(jié)能方案，提高用戶黏性。
(四)核電企業(yè)要積極研究核電調(diào)峰技術(shù)并積累經(jīng)驗
積極發(fā)掘核電自身提供輔助服務(wù)的潛能，可探索配套儲能、核能綜合利用等多樣化方式參與輔助服務(wù)，提升未來電力現(xiàn)貨市場競爭力。盡快開展對核電調(diào)峰安全分析的研究，加大核電調(diào)峰運行相關(guān)人員培訓(xùn)的力度，積極提高我國核電參與調(diào)峰的技術(shù)和管理等方面的能力。加強與電網(wǎng)溝通，共同探討核電機組和電網(wǎng)調(diào)度的最佳配合模式，如合理安排核電站換料大修計劃、跟蹤負荷調(diào)峰、極端日運行等。
鑒于當前各地核電調(diào)峰補償機制各異，存在地方市場勢力左右分配規(guī)則和市場效率的現(xiàn)象，建議政府有關(guān)部門明確核電調(diào)峰補償規(guī)則，建立責權(quán)對等的輔助服務(wù)成本付費機制。
(五)持續(xù)降低核燃料成本，提升我國核燃料循環(huán)產(chǎn)業(yè)鏈水平
核燃料產(chǎn)業(yè)是核力量建設(shè)的重要基礎(chǔ)和核能開發(fā)利用的重要支撐，是核科技工業(yè)體系的核心組成部分，世界核大國均高度重視核燃料產(chǎn)業(yè)發(fā)展，采取多種措施支持和保護本國核燃料產(chǎn)業(yè)能力建設(shè)。建議國家出臺核燃料供應(yīng)立足國內(nèi)的產(chǎn)業(yè)政策，深化核燃料體制機制改革，嚴控成本，逐步建立與國際市場接軌的價格機制;同時建議國家保障核電持續(xù)穩(wěn)定發(fā)展，帶動包括核燃料加工產(chǎn)業(yè)在內(nèi)的核工業(yè)產(chǎn)業(yè)鏈發(fā)展，在發(fā)展中解決產(chǎn)業(yè)核心競爭力提升的問題。
(六)加快新技術(shù)與核電產(chǎn)業(yè)融合，促進核電產(chǎn)業(yè)轉(zhuǎn)型升級
建議在下一代核電技術(shù)發(fā)展中將智能電網(wǎng)和儲能技術(shù)作為重要邊界條件考慮，適應(yīng)電力系統(tǒng)技術(shù)革新。以“模塊化、小型化、多功能化”為方向，加快核電技術(shù)創(chuàng)新，提升未來核電產(chǎn)業(yè)經(jīng)濟性。以智慧核電廠建設(shè)為抓手，推動核能產(chǎn)業(yè)與人工智能、大數(shù)據(jù)、5G等信息技術(shù)深度融合，提升產(chǎn)業(yè)核心競爭力。
