在經歷了21年“一站一價”的“保育期”后，2013年核電標桿電價出臺，意味著中國核電企業正式步入成本控制時代。

2013年7月，國家發改委發布《核電上網電價機制有關問題的通知》（以下簡稱《通知》），部署完善核電上網電價機制，規定2013年1月1日后投產的核電機組，上網電價將由“個別定價”改為“標桿電價”政策，全國統一為0.43元/千瓦時。

政策一出，已經“日益回暖”的國內核能界一片沸騰，各方紛紛進行解讀，以探究應對核能未來發展。中國國際工程咨詢公司于8月、10月兩次召開核電工程經濟策略研討會，廣邀核電業內專家，共同探討未來核電建設投資大計。

繼風電、光伏等可再生能源上網標桿電價出臺之后，核電標桿上網電價政策終獲落實，這讓一直以來更多強調 “核”屬性的核電，開始落腳于“電”上。其中透露出的信號是，未來我國核電作為“一種電力產品”，量產化、標準化已不再是 “遙遠藍圖”。核電專家郝東秦對此解讀為：“核電標桿電價是電力體制改革的一個重要發展，核電電價機制改革的重要步驟，目的是促使核電更加有利于產業化發展，更加能融入中國電力市場。” “標桿電價的實施，也是中國對核電產業未來發展信心和決心的體現。”核電專家溫鴻鈞指出。顯然，這也是政府價格主管部門轉變職能，進一步發揮市場在價格形成中基礎性作用的重要舉措。

走向市場化的里程碑

理性地看，核電標桿電價是“核電電價改革的一個開始，一個步驟，一次積極的嘗試”，而作為擁有31臺在建核電機組的未來“核電大國”，這也將是我國核電發展走向市場化的重要里程碑。

自1991年中國大陸第一座核電站——秦山核電站并網發電開始，我國開啟了開發利用核電能源時代。因其 “核”的特殊屬性，以及核電站 “科技含量高、投入大、技術路線不同”，核電的上網電價一直以來都是采用“一站一價”。但此種方式也被解讀為“計劃經濟產物”，“沒有根據市場情況而變化，難以形成一個有效的競爭環境”。

2012年我國發布的《核電中長期發展規劃（2011—2020年）》指出，至2020年，中國在運核電裝機將達到5800萬千瓦，在建3000萬千瓦。越來越多核電機組將要上馬以及中國電力改革發展的要求，促成核電標桿電價孕育而生。“這是一種必然，更是一種進步”， 顯然，也將為電力市場注入新的活力。

這種活力源于核電優質的“性價比”。核電標桿電價的出臺意味著核電站造價“天花板”的確定，這讓有著清潔、環保 “天然優勢”的核電，相比其它能源，更凸顯了經濟優勢。據了解，全國現行風力標桿電價按資源狀況劃分為4類，每千瓦時分別為0.51、0.54、0.58、0.61元，比核電高19%~42%。與脫硫脫硝燃煤發電相比，每千瓦時大部分地區燃煤機組電價均高于0.43元，尤其在經濟發達的華東、華南以及華中地區，核電都有較強的競爭力。

可以說，“標桿上網電價的制定與調整，有利于發揮電價經濟杠桿作用，促進能源結構的調整，使其逐步向合理優化的方向發展。”溫鴻鈞表示。也因此，在當下生態環境問題日益突出、能源結構面臨調整的形勢下，標桿電價落地為核電突破“發展陰霾”，占據更大電力市場份額，增添了“可期未來”的砝碼。

倒逼成本的壓力

美好的前景令人鼓舞，但也需要看到，標桿電價的出臺，對于核電建設、管理、安全、技術、標準化及市場化等都提出了更高的要求。國家核電技術公司高管就表示，標桿電價對核電市場的影響是深遠的，對項目投資形成了硬約束，并將傳遞到產業鏈的各個環節。

首當其沖的就是要進一步控制核電投資建設成本、提高核電運行效率。因為在“核電站造價天花板確定，價格不再取決于核電本身成本”的當下，核電企業只有 “練好內功”，把好成本關，鎖定盈利模式，才能確保核電企業健康持續發展。

有報道指出，以往核電站執行“一站一價”的原則是電站造價越高，其獲得政府批準的上網電價也隨之越高。而“這種做法的弊端就是，電廠如果把成本和造價做高，把工期延長，這些成本最終還是由國家來買單”。核電標桿電價的出臺，終結了“造價越高電價越高”的歷史，倒逼核電企業進入“成本控制時代”。核電企業“轉變觀念，加強成本管理”，迫在眉睫。

對此，業界紛紛獻計獻策。

“要從源頭控制建造成本。” 中國核科技信息與經濟研究院專家白云生表示，“包括在設計上、建造上以及融資模式上，都要事先思考如何降低造價，降低成本，增加盈利空間。”值得關注的是，“拖期和超概”一直是核電工程建設中存在的一個“普遍而又突出的問題”。據相關人士介紹：“一臺百萬千瓦的核電機組，拖一天增加財務費用近200萬元，同時減少利潤近300萬元。”可見，加強項目進度管理，保持在建核電工程安全、質量、進度、投資受控狀態良好，至關重要。

“先天的建造要具備競爭力，而后天的運行管理同樣十分重要。” 中核集團公司審計部主任王世鑫指出。在核電成本中，除去折舊、財務費用、燃料費用等固定成本之外，真正相對可控的運行成本約占30%。這對于百萬千瓦級核電站機組來講，絕對值可不小。因此，進一步加強運行管理，降低運營成本，提高電站的運行效率，不容小覷。

但必須警惕的是，“核電只能在安全和經濟兩條線的約束空間內平穩發展。”

相關資料顯示，日本福島核事故后，在我國新安全標準的要求下，核電站相關安全成本在原占總成本約10%~15%的基礎上，又新增加5%以內。毋庸置疑，合理控制工程造價必須確保安全第一。

“自我”優化的動力

不同于核電實行全國標桿上網電價，我國燃煤電價 “擁有31~32個標桿上網電價，且各省市電價差距很大，分別在0.52元/千瓦時至0.25元/千瓦時區間。”郝東秦介紹說。而《通知》要求，“全國核電標桿上網電價高于核電機組所在地燃煤機組標桿上網電價（含脫硫、脫硝加價）的地區，新建核電機組投產后執行當地燃煤機組標桿上網電價。”

核電上網電價直接掛鉤火電標桿電價，“這將在一定程度上影響核電建設未來的布局。”郝東秦說。

一位核電企業高管在接受媒體采訪時形象地指出：同一機型的核電站建在遼寧和廣東，前者只能執行0.422元/千瓦時的當地火電標桿電價，加上電力需要增長不及廣東，收益率必將低于廣東的核電機組。

顯而易見的比較優勢，可以看出，這將引導核電投資流向電價更高、市場需要更大的地區，同時，促使政府、企業、公眾對本地區是否適合發展核電做出更加科學的分析、評價和決策，促進核電建設形成合理的布局，避免地區盲目爭取核電項目。

事實上，核電標桿電價所引導的不僅僅是“理性投資、合理布局”，在某種意義上說，也將促使國內核電技術路線趨向標準化。

“我國發展核電并不完全取決于地方和企業，而是國家層面的戰略，更多有合理布局的考慮。”王世鑫表示。由此看來，合理布局與市場經濟發展的 “完美統一”將成為國家、業界的一道待解之題。

實現安全性、可靠性和經濟性的高度統一，是核電行業可持續發展的內在動力。核電標桿電價時代，合理控制成本，核電建設的每一個環節都責無旁貸——無論是投資方、項目建設單位，還是設計、設備供應商，以及施工承包商，都應積極響應和謀劃，做好成本優化工作，在確保電站安全和質量的前提下，盡量降低電站建設成本，提高經濟收益。

核電因“核”必須保證安全性，因“電”又強調經濟性，核電健康可持續發展有待各方的“精”成“核”做。

核電標桿電價時代，“三代”核電面臨大考

今年6月投入運行的紅沿河1號機組，最初批復的上網電價為0.427元/千瓦時，7月國家發改委發布核電標桿電價，致使該機組最終將執行當地火電標桿電價0.422元/千瓦時，即便如此，這個價格依然可保證紅沿河獲得9%的內部收益率。

據了解，2013年實施的核電標桿電價，更多的是依據中國“二代”核電技術已有的運行經驗和對“三代”核電技術未來前景的預期。盡管如此，標桿電價的實施，讓不同的核電項目面臨不同境遇。

公開資料顯示，目前，國內已運行和在建的核電機組大部分為“二代加”機組，“三代”機組約占一成。其中 “二代加”機組技術相對成熟、設備國產化率高，百萬千瓦級的“二代加”核電機組單位千瓦造價較低。

這意味著，使用“二代加”技術的新投運核電站將成為標桿電價的最大現實收益者。中國核科技信息與經濟研究院專家白云生表示：“未來在建‘二代加’機組投產后，其盈利空間仍將維持現有水平，不會有較大的變動。

國產化需要一個過程

事實上，在核電標桿電價“革新浪潮中”，業界更多的是將目光投射到正處于引進消化吸收階段的“三代”核電身上。

“從理論上講，在未來大規模產業化、國產化后，‘三代’核電機組的建造價格應該比‘二代加’機組低，因為它革新性的設計，省掉了很多的設備。”中國機械工業聯合會專家許連義介紹說。核電專家郝東秦也給出了自己的觀點，新機組、新的安全措施，完全自主化、國產化、批量化需要有一個過程，如同“二代”核電發展的過程，需要時間和空間。國產化不同階段，造價不一樣，成本有所不同，在中國產業化的發展過程中，是不可避免的。

日本福島核事故后，我國宣布，未來必須使用符合三代安全標準的核電技術。發展“更先進更安全”的 “三代”核電，無可置疑，但不得不說，“作為新技術，AP1000對設備材料制造及供應商的要求很高，可選擇的供應商少，價格貴，再加上設計變更頻繁，試驗周期長，目前成本控制的難度很大。”一位業內人士告訴記者。

事實上，國家已為這類機組留下了一定的緩沖空間。《通知》稱，“承擔核電技術引進、自主創新、重大專項設備國產化任務的首臺或首批核電機組或示范工程，其上網電價可在全國核電標桿電價基礎上適當提高，具體由省級價格主管部門提出方案報國家發改委核批。”

這意味著AP1000首批4臺機組和臺山EPR機組、山東石島灣正在建設的高溫氣冷堆，以及此后可能建設的CAP1400等示范工程將區別對待，單獨核定電價。

未來走向尚未明朗

“但對于第一批以外的AP1000機組的電價卻沒有明確，我們正在等國家的政策。”中廣核陸豐核電公司一位人士對記者說。 陸豐核電一期工程是繼首批AP1000示范機組后，于今年3月獲批的2臺AP1000機組。與其有相似境遇的還有徐大堡核電等項目，由于都不屬于第一批示范機組，因此未被明確列入優待之列。

中核集團公司審計部主任王世鑫指出，三代核電機組技術引進和消化過程還很漫長，僅對首臺電價給予特別的考慮顯然不夠，況且還存在許多不確定性。對于產業化之前的工程項目，核電專家溫鴻鈞表示：“建立規范化的補貼制度無疑是必要的。”這也是加快“三代”核電步伐，促進 “三代”核電加快引進消化吸收、實現國產化的有效途徑。