“一带一路”核电市场分析

核电作为一种成熟、经济、安全和清洁的能源，越来越受到“一带一路”沿线国家的青睐。本文在总结中核集团华龙一号国际市场开发经验的基础上，分析“一带一路”沿线国家的电价机制和定价模式，并对核电市场开发进行介绍。

主要国家电价政策分析

21世纪初，世界主要国家迎来新一轮电价改革。这一轮改革的重点是将基于投资和运营成本的分类电价变为提高生产和经营效率的平衡电价。在进入国际电力市场竞争之前，美国、日本、英国、阿根廷等国家推进原国有电力行业的私有化进程，拆分电力垄断企业，进行行业重组、不良资产管理优化和部分电力资产出售，进而形成了稳定、高透明度的电力企业。这对目前世界各国的电价政策产生了深远的影响。而“一带一路”沿线各国由于电力市场规模的不同，其核电的电价机制和定价模式存在差异。

一、巴基斯坦

巴基斯坦目前在运的核电站主要是恰希玛四台机组，包括一台装机容量60MWe核电机组和三台340MWe核电机组，在建的有卡拉奇两台华龙一号1000MWe机组。巴基斯坦核电价格由国家能源电力管理局（NEPRA）制定。NEPRA负责决定、修改全国电力发、输、配、售各环节比率、费用、价格等。其制定电价过程的原则是基于电厂建设成本和投资报酬率的实际情况和数据，通过公开透明的程序和尽职调查来确定发电企业合适的费用水平和回报率。

巴基斯坦核电上网电价包括容量电价和电量电价。其中，容量电价按照发电企业发电能力为计费依据，可增长部分包括建设管理成本、维修费用、电厂大修理费、发电执照更新费、电价申请费用、保险及股东权益。电量电价按照实际并网电量为计费依据，包括燃料成本和可变运维成本。发电企业通过签订购电协议，将国家电力采购机构、职工福利和收益参与基金的实际支出、税收、燃料价格变动、内部电力消耗等通过电价直接转移至购电方。巴基斯坦政府向发电企业征收营业税和所得税，但是购电协议中同意和认可的营业税、所得税等税收将通过电价转移至购电方。

此外，对于核电建设企业，巴基斯坦政府自2017年6月起免征核电建安材料反倾销税，同时在核电电量电价上给予比燃煤机组更多的税收优惠，用以补偿核燃料更换和运行维护等可变成本。

二、阿根廷

阿根廷目前在运的有三座重水堆核电站，分别是装机容量为357MWe的加压重水堆阿图查1号机组，745MWe的阿图查2号机组和648MWe的恩巴尔斯CANDU-6型机组。阿根廷国家电力委员会（ENRE）负责制定包括核电电价、燃煤电价等在内的电价政策。ENRE采取开放电价、自由竞争的策略，允许发电企业通过合同单独向大用户和配电公司售电，同时允许他们在实时并网的市场中买售电，还可以出售电厂额外的增值服务。但是输配电电价必须受到政府和非盈利性的第三方监管公司（CAMMESA）监管。

阿根廷核电上网电价可分为容量电价、电量电价及补偿电价三部分。其中，容量电价按照核电建设投资成本确定，电量电价按照运营可变成本确定，补偿电价按照合同电量与实际发电量的差额确定。同时，ENRE要求CAMMESA每三个月提供市场参考购电批发价进行审核，输配电电价每三个月按照审核通过的购电批发价执行。

此外，对于核电电价，阿根廷政府专门制定了与贷款利率和消费价格挂钩的电价调节机制，使得电价随贷款利率的浮动进行调整，避免因银行长期利率变化而带来的损失，并抑制在运行维护过程中通货膨胀带来的影响。

三、英国

英国现役核电站共有9座，包含14台装机容量1000MWe以上的改进型气冷堆和一台装机容量1198MWe的压水堆（赛兹维尔B核电站）。这些机组在2020-2040年间相继到达退役时间，届时将会产生接近18GWe的电力缺口。自2013年开始，英国政府积极出台相关核电规划，明确提出核电在英国能源结构中所占比重将从目前的20%提升至2050年的40%-50%。

英国能源与气候变化部（DECC）明确，英国核电上网电价执行差价合约（CFD）。差价合约（CFD）核心内容是发电企业将按市场参考价格和合约约定价格孰高来返还电力收入或获得补偿，从而获得长期稳定的收益。该合约体系目的是激励核电等低碳环保型发电企业的投资，通过规避批发电价的浮动风险来使这类发电企业获得稳定的收入。

CFD中的合约约定价是由DECC与核电企业在投资项目谈判期间，基于英国公开市场售电价格加上项目成本分析、双方认可的财务模型中列载的费用及假设而确定。市场参考价格按照英国市场平均电价确定。英国核电行业采用两个市场指数的加权平均价格作为市场参考价格，即N2EX英国电力衍生品半年度合约价格和LEBA英国半年远期售电合同价格的加权每日平均数。N2EX合约价格联系着北欧电力交易所和纳斯达克OMX商品交易所在英国电力市场建立的合约体系，而LEBA英国半年远期售电合同价格来源于英国主流的LEBA会员经济商的每日交易数据。这两个数据均能充分反映英国电力市场的实际交易价格。

四、印度尼西亚及越南

作为东南亚较大的经济体，印度尼西亚（以下简称“印尼”）和越南尚未建成运行的核电站，但是已经相继提出建设核电站的设想与初步规划。两国政府虽然就不同的能源利用类型、不同的发电站装机容量提出了不同的最高限价，但是却区别于中国制定的“标杆电价”。其核电上网电价机制可参照按BOT或BOOT模式建设的燃煤机组的购电协议（PPA）定价模式。

根据PPA定价模式，印尼和越南电价主要由容量电价、电量电价和附加电价三部分构成。其中容量电价和电量电价的定义与上述对应巴基斯坦电价的定义相同。BOT公司将每月收到国家电力公司支付的容量电价，同时当地政府将按照电量电价补偿BOT公司在计费周期内的变动运营和维护成本。附加电价主要是用来补偿BOT公司各项管理和财务费用，包括由于政府或国家电力公司逾期付款产生的逾期利息、调整电价、额外电价和其他电价等。

主要区域投资分析

核电项目由于成本投入高、建设周期长、投资回收风险高，需要给予特别的关注。根据“一带一路”沿线国家不同的核电电价政策，我国在核电出口竞争中需要制定不同的投资策略。

一、中南亚市场

随着中南亚市场经济的发展，供电负荷快速增长，巴基斯坦为代表的中南亚市场电力需求旺盛。通过充分利用巴基斯斯坦政府对核电的税收优惠政策，将商务和融资成本与当地电价进行挂钩，明确约定有利的电价浮动机制和制定电价汇款周期为月结算机制，可以有效控制投资风险。

二、东南亚市场

购电协议PPA的定价模式中附加电价是未来核电企业投资过程中不可忽视的重要因素。由于东南亚尚未形成统一的电力市场，政府对电力市场的监管力度不够等，逾期付款的情况随时可能发生。核电投资企业需要充分利用PPA协议，分别以附加电价作为支付逾期付款利息及违约责任的担保，以容量电价作为政府信用及当地电力大客户电费账户的担保，以电量电价作为燃料循环供应的担保来加速回收投资成本，进而实现收益。

三、拉美市场

阿根廷等拉美核电市场的私有化程度和电价开放程度较高，竞争环境较为激烈。在核电项目投资过程中不能简单地依赖于市场电价进行资本回收，需要与阿根廷政府签订有利的回收政策，特别是扩大补偿电价和税收返还在投资回收中的比例。同时，核电投资企业适应阿根廷政府在电价监管中采用的服务质量控制和价格上限法，利用不平衡报价动态调整核电项目的建设和运维成本。

四、欧洲市场

由于英国等欧洲电力市场发达，核电投资企业需要充分利用英国差价合约的电价模式，在投资过程中与当地政府商谈市场体制下更为优惠的电价保障体制。通过与当地电力供应商成立合资公司，建立完善更为全面的风险控制清单，转移部分核电投资回收风险。同时，考虑建设核电项目时要考虑核电项目的后续增值服务，带动促进后续项目的开发。

（作者单位：中核集团中国中原对外工程有限公司）