核電廠保障消納電量階梯上網(wǎng)電價測算模擬

楊益晟 馮天天

1.國家電力投資集團有限公司，中國·北京 100029

2.中國地質(zhì)大學（北京）經(jīng)濟管理學院，中國·北京 100083

1 引言

中國政府通過深化改革，從上網(wǎng)電價、輸配電價、銷售電價各個階段挖掘降價潛力，為中國實體經(jīng)濟穩(wěn)定增長保駕護航。三代核電機組的建設(shè)和運營，將為中國實現(xiàn)碳達峰、碳中和目標作出重要貢獻。政府也在積極探索裝機占比2.3%的核電機組上網(wǎng)電價改革問題[1]，但三代核電機組與二代改進型機組成本上存在較大差異[2]，并且不同運行年限的核電機組的年度盈利能力差別較大。國家經(jīng)濟對低電價的需求和三代核電機組成本電價的增長形成一對新的矛盾。作者設(shè)計了核電廠保障消納電量的階梯上網(wǎng)電價的定價機制[3]，以期在推動先進核電發(fā)展的同時，發(fā)揮電力對中國低碳經(jīng)濟的促進作用。論文基于該定價機制，使用中國各省實際電價電量數(shù)據(jù)模擬測算該定價機制對中國未來核電總體電價水平的影響。

2 核電廠階梯電價上網(wǎng)模型

根據(jù)《建設(shè)項目經(jīng)濟評價方法與參數(shù)（第三版）》和NB/T 20048—2011《核電廠建設(shè)項目經(jīng)濟評價方法》中的評價方法。針對核電廠項目的現(xiàn)金流量的基本特點[4]，筆者曾提出核電廠保障性消納電量的階梯上網(wǎng)電價模型。模型的收入測算，假設(shè)還貸期（投產(chǎn)后1～15年）、貸款結(jié)清期（投產(chǎn)后15～25年）、折舊攤銷提完期電價分別為P0+ΔP1、P0+ΔP2、P0+ΔP3，據(jù)此財務(wù)評價模型如公式（1）所示。P0稱為基準電價，ΔP1、ΔP2、ΔP3為三個階段的階梯電價。當階梯上網(wǎng)電價的現(xiàn)金流測算的FIRR 與基準價上網(wǎng)電價現(xiàn)金流測算的FIRR 相等時，對于電廠來說項目的收益相同。

3 核電廠階梯上網(wǎng)電價案例模擬

為了測算核電廠階梯上網(wǎng)電價政策對現(xiàn)有核電市場和未來核電市場電價影響如何。論文對階梯上網(wǎng)電價政策做了電價模擬測算。

2013—2018年全國核電加權(quán)平均上網(wǎng)電價（含稅）分別為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。 總體來說，核電上網(wǎng)電價2018年較2013年下降2.33%。由于2018年電價的增值稅稅率由17%下降為16%，為了同口徑比較，論文對電價均進行除稅處理。

3.1 現(xiàn)有核電結(jié)構(gòu)下的階梯上網(wǎng)電價政策模擬

3.1.1 面板數(shù)據(jù)模擬測算

為了反映核電階梯上網(wǎng)電價與經(jīng)營期平均上網(wǎng)電價對中國核電上網(wǎng)電價的影響，論文進行了上網(wǎng)電價政策模擬測算?；诂F(xiàn)有核電發(fā)電量、電價水平和機組運行市場，按照貸款結(jié)清期電價下降10%、折舊攤銷提完期電價下降20%，及典型核電廠測算的還貸期Δ1P上浮比例。按照2018年電價面板數(shù)據(jù)，測算模擬電價（不含稅）為366.4 元/MW·h，含稅電價為425.1 元/MW·h。較2018年實際電價422.0 元/MW·h 僅高0.72%。測算結(jié)果顯示，2013年至2018年，若中國在運核電機組執(zhí)行階梯上網(wǎng)電價政策和執(zhí)行現(xiàn)行核電標桿上網(wǎng)電價政策，階梯上網(wǎng)電價政策略高于核電標桿上網(wǎng)電價。隨著機組運行時間的增長，后續(xù)試點的核電階梯模擬電價會進一步下降，低于標桿電價政策。

3.1.2 時間序列數(shù)據(jù)模擬測算

假設(shè)未來全國發(fā)電量為2018年發(fā)電量不變，不考慮新建機組投產(chǎn)的情況下，根據(jù)測算結(jié)果可知，綜合來看全國核電廠電價呈現(xiàn)下降趨勢。在現(xiàn)有二代核電機組電源結(jié)構(gòu)下，若現(xiàn)在存量核電機組投產(chǎn)后即實行階梯上網(wǎng)電價政策，則在2018年全國核電平均電價將低于中國4 個有核電省份的燃煤基準電價；10年后的2028年電價將低于7 個有核電省份的燃煤基準電價，僅高于遼寧省燃煤標桿電價；13年后的2030年，全國核電平均電價將低于所有有核省份的燃煤標桿電價。屆時中國核電機組將具備更強的競爭力，經(jīng)濟性體現(xiàn)的同時，也能充分發(fā)揮核電廠的清潔優(yōu)價的低碳基荷電源作用。

3.2 三代核電機組有序建設(shè)情景下的階梯上網(wǎng)電價政策模擬

2019年中國海陽一期核電廠、三門一期核電廠、臺山EPR 核電廠分別投產(chǎn)，2020年福清5、6 號華龍一號三代核電機組投入商運?！秶野l(fā)展改革委關(guān)于三代核電首批項目試行上網(wǎng)電價的通知》（發(fā)改價格〔2019〕535 號），對上述首堆工程批復了臨時電價，并按照原則性滿發(fā)原則安排上述三代核電項目發(fā)電計劃，設(shè)計利用小時以內(nèi)的電量按照政府定價執(zhí)行，以外電量按照市場價格執(zhí)行。

根據(jù)中國核電發(fā)展中心、國網(wǎng)能源研究院發(fā)布《我國核電發(fā)展規(guī)劃研究》，2030年預(yù)計核電裝機將達到1.31 億kW，平均到每年約核準或投產(chǎn)6 臺機組[5]。按照上述規(guī)劃假設(shè)，考慮三代核電有序建設(shè)和投產(chǎn)對現(xiàn)有核電裝機結(jié)構(gòu)的影響，模擬核電階梯上網(wǎng)平均電價的變化情況（見圖1）。假設(shè)三代核電投產(chǎn)后發(fā)電量按照7000h的設(shè)備利用小時數(shù)測算。后續(xù)建設(shè)核電機組按照國核系列（CAP）、華龍一號機組現(xiàn)有投資水平測算。

圖1 三代核電機組有序建設(shè)情景下的核電階梯上網(wǎng)電價政策模擬測算

根據(jù)測算結(jié)果，從2019年開始至2024年，隨著三代核電機組建成投產(chǎn)，全國核電平均電價呈現(xiàn)穩(wěn)定狀態(tài)。隨著時間推移，二代改進型機組電價進入貸款結(jié)清期或折舊攤銷提完期，電價保持下降趨勢。2046年后全國核電平均定價逐步穩(wěn)定，電價下降趨勢逐步放緩。2041年（第23年）全國平均核電電價為372.8 元/MW·h，低于2019年所有有核省份的燃煤基準電價的最低值。2055年開始項目的電價逐步穩(wěn)定在329.2 元/MW·h 左右。

3.3 核電參與市場交易情景下的階梯上網(wǎng)電價政策模擬

2016年至2018年間，中國核電參與市場交易電量呈現(xiàn)逐年增加趨勢。截至2018年底，中國福建、浙江、廣西、遼寧、江蘇五省核電機組參與了市場交易，廣西核電上網(wǎng)電量市場化率73.2%居首、福建達46.0%、遼寧為38.3%。2018年核電平均市場交易電價較平均電價降低47.7 元/MW·h。

假設(shè)核電參與市場競爭電量30%，市場交易電量下降47.7 元/MW·h，測算核電參與市場交易情景下的核電階梯上網(wǎng)電價，2035年（第18年）全國核電平均電價將低于所有有核省份的燃煤標桿電價，較不考慮市場交易情景提前5年達到該目標。假設(shè)核電參與市場競爭電量50%，同等條件下，2032年（第14年）全國核電平均電價將低于所有有核省份的燃煤標桿電價，較不考慮市場交易情景提前9年達到該目標（見圖2）。

圖2 30%、50%電量參與市場交易情景下的階梯上網(wǎng)電價政策模擬測算

4 結(jié)語

論文根據(jù)核電廠保障性電量階梯上網(wǎng)電價模型模擬測算核電全社會平均電價，結(jié)果顯示2018年核電平均電價為425.1 元/MW·h，較2018年實際電價422.0 元/MW·h 僅高0.72%，電價略有升高。在不新增核電機組的情況下，測算未來30年的時間序列模擬電價，2030年全國核電平均電價將全面低于有核電省份的燃煤基準電價。在考慮有序建造的三代核電廠的情境下，2041年全國平均核電電價為372.8元/MW·h，將全面低于有核電省份的燃煤基準電價。若核電分別按照30%和50%電量參與市場交易，全國平均核電電價分別在2035年和2032年低于全部有核電省份的燃煤基準電價。政策模擬測算結(jié)論說明，該政策能夠引導全國核電機組平均電價降低，為中國實現(xiàn)減碳承諾提供重要選項。