核电厂保障消纳电量阶梯上网电价测算模拟

杨益晟 冯天天

1.国家电力投资集团有限公司，中国·北京 100029

2.中国地质大学（北京）经济管理学院，中国·北京 100083

1 引言

中国政府通过深化改革，从上网电价、输配电价、销售电价各个阶段挖掘降价潜力，为中国实体经济稳定增长保驾护航。三代核电机组的建设和运营，将为中国实现碳达峰、碳中和目标作出重要贡献。政府也在积极探索装机占比2.3%的核电机组上网电价改革问题[1]，但三代核电机组与二代改进型机组成本上存在较大差异[2]，并且不同运行年限的核电机组的年度盈利能力差别较大。国家经济对低电价的需求和三代核电机组成本电价的增长形成一对新的矛盾。作者设计了核电厂保障消纳电量的阶梯上网电价的定价机制[3]，以期在推动先进核电发展的同时，发挥电力对中国低碳经济的促进作用。论文基于该定价机制，使用中国各省实际电价电量数据模拟测算该定价机制对中国未来核电总体电价水平的影响。

2 核电厂阶梯电价上网模型

根据《建设项目经济评价方法与参数（第三版）》和NB/T 20048—2011《核电厂建设项目经济评价方法》中的评价方法。针对核电厂项目的现金流量的基本特点[4]，笔者曾提出核电厂保障性消纳电量的阶梯上网电价模型。模型的收入测算，假设还贷期（投产后1～15年）、贷款结清期（投产后15～25年）、折旧摊销提完期电价分别为P0+ΔP1、P0+ΔP2、P0+ΔP3，据此财务评价模型如公式（1）所示。P0称为基准电价，ΔP1、ΔP2、ΔP3为三个阶段的阶梯电价。当阶梯上网电价的现金流测算的FIRR 与基准价上网电价现金流测算的FIRR 相等时，对于电厂来说项目的收益相同。

3 核电厂阶梯上网电价案例模拟

为了测算核电厂阶梯上网电价政策对现有核电市场和未来核电市场电价影响如何。论文对阶梯上网电价政策做了电价模拟测算。

2013—2018年全国核电加权平均上网电价（含税）分别为432.7 元/MW·h、432 元/MW·h、431 元/MW·h、429.5 元/MW·h、424 元/MW·h、422.6 元/MW·h。 总体来说，核电上网电价2018年较2013年下降2.33%。由于2018年电价的增值税税率由17%下降为16%，为了同口径比较，论文对电价均进行除税处理。

3.1 现有核电结构下的阶梯上网电价政策模拟

3.1.1 面板数据模拟测算

为了反映核电阶梯上网电价与经营期平均上网电价对中国核电上网电价的影响，论文进行了上网电价政策模拟测算。基于现有核电发电量、电价水平和机组运行市场，按照贷款结清期电价下降10%、折旧摊销提完期电价下降20%，及典型核电厂测算的还贷期Δ1P上浮比例。按照2018年电价面板数据，测算模拟电价（不含税）为366.4 元/MW·h，含税电价为425.1 元/MW·h。较2018年实际电价422.0 元/MW·h 仅高0.72%。测算结果显示，2013年至2018年，若中国在运核电机组执行阶梯上网电价政策和执行现行核电标杆上网电价政策，阶梯上网电价政策略高于核电标杆上网电价。随着机组运行时间的增长，后续试点的核电阶梯模拟电价会进一步下降，低于标杆电价政策。

3.1.2 时间序列数据模拟测算

假设未来全国发电量为2018年发电量不变，不考虑新建机组投产的情况下，根据测算结果可知，综合来看全国核电厂电价呈现下降趋势。在现有二代核电机组电源结构下，若现在存量核电机组投产后即实行阶梯上网电价政策，则在2018年全国核电平均电价将低于中国4 个有核电省份的燃煤基准电价；10年后的2028年电价将低于7 个有核电省份的燃煤基准电价，仅高于辽宁省燃煤标杆电价；13年后的2030年，全国核电平均电价将低于所有有核省份的燃煤标杆电价。届时中国核电机组将具备更强的竞争力，经济性体现的同时，也能充分发挥核电厂的清洁优价的低碳基荷电源作用。

3.2 三代核电机组有序建设情景下的阶梯上网电价政策模拟

2019年中国海阳一期核电厂、三门一期核电厂、台山EPR 核电厂分别投产，2020年福清5、6 号华龙一号三代核电机组投入商运。《国家发展改革委关于三代核电首批项目试行上网电价的通知》（发改价格〔2019〕535 号），对上述首堆工程批复了临时电价，并按照原则性满发原则安排上述三代核电项目发电计划，设计利用小时以内的电量按照政府定价执行，以外电量按照市场价格执行。

根据中国核电发展中心、国网能源研究院发布《我国核电发展规划研究》，2030年预计核电装机将达到1.31 亿kW，平均到每年约核准或投产6 台机组[5]。按照上述规划假设，考虑三代核电有序建设和投产对现有核电装机结构的影响，模拟核电阶梯上网平均电价的变化情况（见图1）。假设三代核电投产后发电量按照7000h的设备利用小时数测算。后续建设核电机组按照国核系列（CAP）、华龙一号机组现有投资水平测算。

图1 三代核电机组有序建设情景下的核电阶梯上网电价政策模拟测算

根据测算结果，从2019年开始至2024年，随着三代核电机组建成投产，全国核电平均电价呈现稳定状态。随着时间推移，二代改进型机组电价进入贷款结清期或折旧摊销提完期，电价保持下降趋势。2046年后全国核电平均定价逐步稳定，电价下降趋势逐步放缓。2041年（第23年）全国平均核电电价为372.8 元/MW·h，低于2019年所有有核省份的燃煤基准电价的最低值。2055年开始项目的电价逐步稳定在329.2 元/MW·h 左右。

3.3 核电参与市场交易情景下的阶梯上网电价政策模拟

2016年至2018年间，中国核电参与市场交易电量呈现逐年增加趋势。截至2018年底，中国福建、浙江、广西、辽宁、江苏五省核电机组参与了市场交易，广西核电上网电量市场化率73.2%居首、福建达46.0%、辽宁为38.3%。2018年核电平均市场交易电价较平均电价降低47.7 元/MW·h。

假设核电参与市场竞争电量30%，市场交易电量下降47.7 元/MW·h，测算核电参与市场交易情景下的核电阶梯上网电价，2035年（第18年）全国核电平均电价将低于所有有核省份的燃煤标杆电价，较不考虑市场交易情景提前5年达到该目标。假设核电参与市场竞争电量50%，同等条件下，2032年（第14年）全国核电平均电价将低于所有有核省份的燃煤标杆电价，较不考虑市场交易情景提前9年达到该目标（见图2）。

图2 30%、50%电量参与市场交易情景下的阶梯上网电价政策模拟测算

4 结语

论文根据核电厂保障性电量阶梯上网电价模型模拟测算核电全社会平均电价，结果显示2018年核电平均电价为425.1 元/MW·h，较2018年实际电价422.0 元/MW·h 仅高0.72%，电价略有升高。在不新增核电机组的情况下，测算未来30年的时间序列模拟电价，2030年全国核电平均电价将全面低于有核电省份的燃煤基准电价。在考虑有序建造的三代核电厂的情境下，2041年全国平均核电电价为372.8元/MW·h，将全面低于有核电省份的燃煤基准电价。若核电分别按照30%和50%电量参与市场交易，全国平均核电电价分别在2035年和2032年低于全部有核电省份的燃煤基准电价。政策模拟测算结论说明，该政策能够引导全国核电机组平均电价降低，为中国实现减碳承诺提供重要选项。