肖健維
摘 要：「十三五」期間，預計我國電力市場價格將形成以政府定價為主，以少量大用戶直購電協商價格為輔的局面。本文通過對核電成本的相關研究，得出同一技術路線下的核電電力供應成本將會緩慢穩步上升，但以政府定價為主的核電標杆電價上升趨勢不明顯；在政府干預力度不大的省份，核電的種種優勢使得核電在大用戶直購電上的電價呈上升的趨勢。
關鍵詞 ：「十三五」 核電 電價
一、「十三五」期間電力價格形勢分析
黨的十八屆三中全會提出，要發揮市場在資源配置中的決定作用，完善主要由市場決定價格的機制，推進水、石油、天然氣、電力、交通、電信等領域改革。「十三五」期間電力體制改革大方向是「還原電力商品屬性」，最終目標是要實現一個競爭性的售電市場，從而提高市場效率、優化資源配置。
儘管我國實行改革開放政策已久，但政府仍然牢牢掌控電價的控制權。目前，深圳試點首個監管周期（2015年-2017年）已經獲批，內蒙古西部電網也已經開展輸配電價改革試點。展望「十三五」，必然會再次擴大輸配電價試點的期間、範圍，進而對不同省份、不同情況進行一些有實質內容的試點經驗總結，進而力爭達到能在全國範圍內的進行全面的推廣。
因此，在「十三五」期間，將陸續在部分地區開展輸配電價試點改革，深化電力市場試點，但電力市場仍舊不能完全放開，目前的模式無法迅速改變，預計上網電價將形成以政府定價為主，以少量大用戶直購電協商價格為輔的局面。
二、「十三五」期間核電電價發展趨勢分析
1、政府定價情況下核電上網電價趨勢分析
政府定價為主的標杆上網電價如果調整，根據市場變化，將按照其電力供應成本的變化進行確定。
（1）單位造價成本。數據統計分析表明，新建機組中二代改進型機組的單位投資差異較小，具有較強的趨同性。這說明，通過技術引進、消化、吸收、改進、創新而形成的第二代改進型核電技術日趨成熟，機組的投資成本正在趨於標準化[1]。
而作為新引進的第三代核電技術，主要設備進口以及新技術的引進導致工程費用居高不下，致使第三代核電機組投資建造成本明顯高於二代改進型核電機組。由此可見，不同技術路線投資建設成本差異較大。
到目前為止，國內的第三代核電還未單獨獲批上網電價，三代核電機組技術引進和消化過程還很漫長，僅對首台的電價給予特別考慮是不夠的。在「十三五」期間核電標杆核定過程中，嘗試分技術路線制定和執行核電機組標杆電價的可能性是存在的。
（2）核燃料成本。目前，煤電、氣電都已經制定或即將制定相應的煤電、氣電聯動機制。
核電的燃料成本涉及到天然鈾的開採、轉換和濃縮，燃料元件的製造等環節，經相關專家研究，天然鈾的價格、濃縮過程價格、燃料元件的價格都對核電成本的影響呈線性關係，天然鈾價格每提高5%，以上各項相應成本依次提高的幅度分別約0.2%、0.3%、0.6%。
此外，核電廠的換料周期在一年以上，在此期間，核燃料循環前段各過程的價格變化不會立即影響到核電燃料組件的成本，具有一定的滯後性。因此，核電由於其成本構成的特殊性，其價格可以在相對較長時間內保持十分緩慢地上升，即相對處於趨於穩定的狀態。現階段建立核電「鈾電價格聯動」機制尚不成熟[2]。
（3）內在強製成本。核電在其發展過程中，將會發生一些核廢物處理處置費、乏燃料處理處置基金、核應急費等內在強製成本。國家已經按照核電廠的運行情況，按照單位發電量進行了相應徵收標準的規定，而目前的核電標杆上網電價也是按照這些標準進行的社會平均成本的測算。
但是隨著科學技術的日益發展，環境保護要求、核安全標準的日漸提高，其各項標準進行適當調整必然是大勢所趨。當國家的標準發生變化時，核電廠的發電成本也進行了變化，此時也必將影響著相應標杆電價水平的調整，使得標杆電價水平的調整額度能夠消化以上強製成本的額度。
綜上，在國際宏觀經濟大環境穩定的情況下，同一技術路線的核電的電力供應成本將會十分緩慢地穩步上升，以政府定價為主的核電標杆電價上升趨勢不明顯。
2、大用戶直購電情況下核電上網電價趨勢分析
（1）市場准入條件。根據國家要求，要規範發電企業與用戶直接購電試點，各地應重點探索供需雙方直接交易的市場化機制，嚴格執行國家節能減排和產業政策。
所以大用戶直購電過程中發電企業的市場准入應堅決貫徹執行國家產業政策和環保政策，由國家行業主管部門和環保主管部門嚴格審查，確認發電企業參與直接交易的資格。而作為清潔能源中的主力軍，在環保效應上核電無疑有著先天的競爭優勢。
（2）市場所占份額。目前，我國的電力體制正處於改革的過渡階段，仍舊有著保電的政治任務。但如果由於發電企業和用電企業市場主體相對集中，少量發電企業或電力用戶占據了較大市場份額，將容易發生市場操作等問題，不但將影響市場競爭公平，對社會的穩定也是一大威脅。
根據國家能源局發布的數據，我國火電約占發電總量的70%。而核電作為新能源力量，所占份額小，能夠更加有效地提高市場效率，對當前過渡時期的影響降到最低，更加便利於直購電用戶進行交易。
（3）供應高效穩定。與其他能源形式相比，核電發電具有很強的穩定性。
2014年1-11月全國發電設備累計平均利用小時3906 小時，核電設備平均利用小時分別為6795 小時，遠高於火電、風電設備的平均利用小時4272 小時和1685 小時；從單個項目的容量來看，目前核電單個項目容量最大可以達到106萬千瓦，風電場最大裝機容量23萬千瓦，太陽能發電廠最大裝機容量為3萬千瓦。大容量、發電密度高的核電更適合直購電和電網傳輸。
（4）成本價格優勢。毋庸置疑，在大用戶直購電市場上，核電最大的競爭對手就是煤電。選擇核電還是煤電，最終要靠市場說話。目前，全國各省市的政府核定的核電上網電價都不會高於煤電上網電價，這將意味著核電在起步階段就已經在市場上領先了一步，在與直購電大用戶商談時將會有著更有力的砝碼。
綜上，在國家電力改革的過渡時期，核電的種種優勢將為核電在市場中競爭增添有效的砝碼，在政府干預力度不大的省份，核電在大用戶直購電上的電價應該呈逐步上升的趨勢。
參考文獻
[1]張粒子，唐瑱，陶文斌，黃弦超.《核電上網電價機制研究》.電網技術第36 卷第11 期，2012年11月.
[2]王世鑫.《我國核電電價機制的回顧與思考》.南華大學學報（社會科學版）第11卷第5期，2010年10月.
（作者單位：海南核電有限公司 海南昌江縣 572700）
摘 要：「十三五」期間，預計我國電力市場價格將形成以政府定價為主，以少量大用戶直購電協商價格為輔的局面。本文通過對核電成本的相關研究，得出同一技術路線下的核電電力供應成本將會緩慢穩步上升，但以政府定價為主的核電標杆電價上升趨勢不明顯；在政府干預力度不大的省份，核電的種種優勢使得核電在大用戶直購電上的電價呈上升的趨勢。
關鍵詞 ：「十三五」 核電 電價
一、「十三五」期間電力價格形勢分析
黨的十八屆三中全會提出，要發揮市場在資源配置中的決定作用，完善主要由市場決定價格的機制，推進水、石油、天然氣、電力、交通、電信等領域改革。「十三五」期間電力體制改革大方向是「還原電力商品屬性」，最終目標是要實現一個競爭性的售電市場，從而提高市場效率、優化資源配置。
儘管我國實行改革開放政策已久，但政府仍然牢牢掌控電價的控制權。目前，深圳試點首個監管周期（2015年-2017年）已經獲批，內蒙古西部電網也已經開展輸配電價改革試點。展望「十三五」，必然會再次擴大輸配電價試點的期間、範圍，進而對不同省份、不同情況進行一些有實質內容的試點經驗總結，進而力爭達到能在全國範圍內的進行全面的推廣。
因此，在「十三五」期間，將陸續在部分地區開展輸配電價試點改革，深化電力市場試點，但電力市場仍舊不能完全放開，目前的模式無法迅速改變，預計上網電價將形成以政府定價為主，以少量大用戶直購電協商價格為輔的局面。
二、「十三五」期間核電電價發展趨勢分析
1、政府定價情況下核電上網電價趨勢分析
政府定價為主的標杆上網電價如果調整，根據市場變化，將按照其電力供應成本的變化進行確定。
（1）單位造價成本。數據統計分析表明，新建機組中二代改進型機組的單位投資差異較小，具有較強的趨同性。這說明，通過技術引進、消化、吸收、改進、創新而形成的第二代改進型核電技術日趨成熟，機組的投資成本正在趨於標準化[1]。
而作為新引進的第三代核電技術，主要設備進口以及新技術的引進導致工程費用居高不下，致使第三代核電機組投資建造成本明顯高於二代改進型核電機組。由此可見，不同技術路線投資建設成本差異較大。
到目前為止，國內的第三代核電還未單獨獲批上網電價，三代核電機組技術引進和消化過程還很漫長，僅對首台的電價給予特別考慮是不夠的。在「十三五」期間核電標杆核定過程中，嘗試分技術路線制定和執行核電機組標杆電價的可能性是存在的。
（2）核燃料成本。目前，煤電、氣電都已經制定或即將制定相應的煤電、氣電聯動機制。
核電的燃料成本涉及到天然鈾的開採、轉換和濃縮，燃料元件的製造等環節，經相關專家研究，天然鈾的價格、濃縮過程價格、燃料元件的價格都對核電成本的影響呈線性關係，天然鈾價格每提高5%，以上各項相應成本依次提高的幅度分別約0.2%、0.3%、0.6%。
此外，核電廠的換料周期在一年以上，在此期間，核燃料循環前段各過程的價格變化不會立即影響到核電燃料組件的成本，具有一定的滯後性。因此，核電由於其成本構成的特殊性，其價格可以在相對較長時間內保持十分緩慢地上升，即相對處於趨於穩定的狀態。現階段建立核電「鈾電價格聯動」機制尚不成熟[2]。
（3）內在強製成本。核電在其發展過程中，將會發生一些核廢物處理處置費、乏燃料處理處置基金、核應急費等內在強製成本。國家已經按照核電廠的運行情況，按照單位發電量進行了相應徵收標準的規定，而目前的核電標杆上網電價也是按照這些標準進行的社會平均成本的測算。
但是隨著科學技術的日益發展，環境保護要求、核安全標準的日漸提高，其各項標準進行適當調整必然是大勢所趨。當國家的標準發生變化時，核電廠的發電成本也進行了變化，此時也必將影響著相應標杆電價水平的調整，使得標杆電價水平的調整額度能夠消化以上強製成本的額度。
綜上，在國際宏觀經濟大環境穩定的情況下，同一技術路線的核電的電力供應成本將會十分緩慢地穩步上升，以政府定價為主的核電標杆電價上升趨勢不明顯。
2、大用戶直購電情況下核電上網電價趨勢分析
（1）市場准入條件。根據國家要求，要規範發電企業與用戶直接購電試點，各地應重點探索供需雙方直接交易的市場化機制，嚴格執行國家節能減排和產業政策。
所以大用戶直購電過程中發電企業的市場准入應堅決貫徹執行國家產業政策和環保政策，由國家行業主管部門和環保主管部門嚴格審查，確認發電企業參與直接交易的資格。而作為清潔能源中的主力軍，在環保效應上核電無疑有著先天的競爭優勢。
（2）市場所占份額。目前，我國的電力體制正處於改革的過渡階段，仍舊有著保電的政治任務。但如果由於發電企業和用電企業市場主體相對集中，少量發電企業或電力用戶占據了較大市場份額，將容易發生市場操作等問題，不但將影響市場競爭公平，對社會的穩定也是一大威脅。
根據國家能源局發布的數據，我國火電約占發電總量的70%。而核電作為新能源力量，所占份額小，能夠更加有效地提高市場效率，對當前過渡時期的影響降到最低，更加便利於直購電用戶進行交易。
（3）供應高效穩定。與其他能源形式相比，核電發電具有很強的穩定性。
2014年1-11月全國發電設備累計平均利用小時3906 小時，核電設備平均利用小時分別為6795 小時，遠高於火電、風電設備的平均利用小時4272 小時和1685 小時；從單個項目的容量來看，目前核電單個項目容量最大可以達到106萬千瓦，風電場最大裝機容量23萬千瓦，太陽能發電廠最大裝機容量為3萬千瓦。大容量、發電密度高的核電更適合直購電和電網傳輸。
（4）成本價格優勢。毋庸置疑，在大用戶直購電市場上，核電最大的競爭對手就是煤電。選擇核電還是煤電，最終要靠市場說話。目前，全國各省市的政府核定的核電上網電價都不會高於煤電上網電價，這將意味著核電在起步階段就已經在市場上領先了一步，在與直購電大用戶商談時將會有著更有力的砝碼。
綜上，在國家電力改革的過渡時期，核電的種種優勢將為核電在市場中競爭增添有效的砝碼，在政府干預力度不大的省份，核電在大用戶直購電上的電價應該呈逐步上升的趨勢。
參考文獻
[1]張粒子，唐瑱，陶文斌，黃弦超.《核電上網電價機制研究》.電網技術第36 卷第11 期，2012年11月.
[2]王世鑫.《我國核電電價機制的回顧與思考》.南華大學學報（社會科學版）第11卷第5期，2010年10月.
（作者單位：海南核電有限公司 海南昌江縣 572700）
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